杨永等：交流干扰下X100管线钢及其热影响区在库尔勒土壤模拟液中的腐蚀行为 895. interference and the microstructure had an important influence on the corrosion rate and corrosion morphology of the X100 pipeline steel base metal,CGHAZ and ICCGHAZ.Under the interference of 5 mA.cmAC density,the X100 pipeline steel base material shows the most negative corrosion potential and the largest average corrosion rate,while the ICCGHAZ shows the most positive corrosion potential and the smallest average corrosion rate.Under the interferences of 20 and 50 mA-cmAC densities,the ICCGHAZ of X100 pipeline steel shows the most negative corrosion potential and the largest average corrosion rate,while the base metal shows the most positive corrosion potential and the smallest average corrosion rate.Under the interference of 20 mA.cm AC density,the X100 pipeline steel is locally corroded.CGHAZ and ICCGHAZ have obvious grain boundary corrosion,whereby GCHAZ grain boundary corrosion morphology is slit-shaped,and ICCGHAZ grain boundary corrosion morphology is continuous pores. KEY WORDS X100 pipeline steel;AC interference;coarse-grained heat-affected zone;intercritically reheated coarse-grained heat- affected zone:corrosion behavior:Korla soil simulating solution 为适应石油、天然气等能源的强劲需求，油气 量分数，%)为：C0.051,Mn1.909,Si0.216,P0.010, 管道输送向大口径、高压力、大输量方向发展的 S0.004,Cr0.287,Ni0.313,Cu0.139,Al0.045,Mo 趋势对管线钢强度、韧性提出了更高的要求山高 0.250.Ti0.012.Nb0.063.V0.039.Pb0.002.B 强钢X100管线钢可显著降低长输油气管道的建 0.0003,Sn0.003,As0.005,Fe余量 设和运行成本，具有巨大的应用前景四1X100等高 实验溶液采用库尔勒土壤模拟液，其成分 强管线钢长期遭受腐蚀时比低强度管线钢具有更 配比l图为：0.2442gL-1CaCl2、3.1707 gL NaC1、 大风险)，金属焊接热影响区的不同微观组织结构 2.5276gL1Na2S04、0.6699gL1MgC26H20、 对材料的局部腐蚀性能具有重要影响山热影响 0.2156gL1KNO3、0.1462 gL-NaHCO03,采用分析 区与管道母材、焊缝熔合区存在微观组织结构差 纯试剂和去离子水配置，用NaOH和乙酸将其pH 异使焊接接头处更易于产生局部腐蚀、裂纹等危 值调节到9.31. 害管道安全的缺陷2-]尽管交流干扰产生的腐 1.2热模拟和微观组织 蚀危害相对于等量直流杂散电流产生的危害要小 利用Gleeble3180热模拟试验机（美国DSI)模 得多4，但随着油气管道与高压输电线或铁路 拟得到XIO0管线钢的CGHAZ和ICCGHAZ,热循 系统平行或交叉的日益增多，交流干扰诱发的腐 环曲线如图1所示7.热模拟试样尺寸为10mm× 蚀已成为埋地钢质管道的重要安全隐患61刀我 10mm×71mm,加热范围为试样中心的10mm长 国西北地区具有大量埋地油气管道，库尔勒土壤 度，如图2所示，其他部位通过水冷方式以保持其原 是我国西北地区盐渍土的典型代表，其土壤溶液 有微观组织不受影响.先对试样以130℃s的加热 呈碱性，pH值为8.3~9.4，且含盐量较高、透气性 速度加热到峰值温度1300℃，停留1s后以80℃s 好，对钢管的腐蚀性极大 的冷却速度冷却至800℃，再以6.8℃s的冷却 国内外学者围绕交流干扰电压、电流密度及 速度冷却至室温，形成CGHAZ.在此基础上，再升 频率等参数对各种腐蚀环境中金属管道交流腐蚀 温到800℃后停留1s后以6.8℃·s的冷却速度 性能的影响开展了大量的研究工作92，但目前 冷却至室温，形成ICCGHAZ.热模拟结束后，将母 交流干扰下X100管线钢热影响区在库尔勒土壤 1400 环境中的腐蚀行为的相关研究未见报导.本文运 1300℃ 1200 用热模拟技术模拟X100管线钢的粗晶热影响区 80℃-s1 (CGHAZ)及再热临界粗晶热影响区(ICCGHAZ) 1000 800℃ 800℃ 800 微观组织，并通过浸泡实验、表面分析及电化学测试 600 技术对比研究了X100管线钢的母材、CGHAZ及 6.8℃s1 400 6.8℃s ICCGHAZ在库尔勒土壤模拟液中的腐蚀行为，为今 130℃-s1 200 130℃-s 后X100管线钢的安全使用提供了腐蚀理论支撑 0 1实验 50 100150200 250 Time/s 1.1材料和溶液 图1 Gleeble热模拟实验热循环温度曲线 实验材料为APIX100管线钢，其化学成分（质 Fig.1 Cycle temperature curves of thermal simulation by Gleebleinterference and the microstructure had an important influence on the corrosion rate and corrosion morphology of the X100 pipeline steel base metal, CGHAZ and ICCGHAZ. Under the interference of 5 mA·cm‒2 AC density, the X100 pipeline steel base material shows the most  negative  corrosion  potential  and  the  largest  average  corrosion  rate,  while  the  ICCGHAZ  shows  the  most  positive  corrosion potential and the smallest average corrosion rate. Under the interferences of 20 and 50 mA·cm‒2 AC densities, the ICCGHAZ of X100 pipeline steel shows the most negative corrosion potential and the largest average corrosion rate, while the base metal shows the most positive corrosion potential and the smallest average corrosion rate. Under the interference of 20 mA·cm‒2 AC density, the X100 pipeline steel is locally corroded. CGHAZ and ICCGHAZ have obvious grain boundary corrosion, whereby GCHAZ grain boundary corrosion morphology is slit-shaped, and ICCGHAZ grain boundary corrosion morphology is continuous pores. KEY WORDS    X100 pipeline steel；AC interference；coarse-grained heat-affected zone；intercritically reheated coarse-grained heat￾affected zone；corrosion behavior；Korla soil simulating solution 为适应石油、天然气等能源的强劲需求，油气 管道输送向大口径、高压力、大输量方向发展的 趋势对管线钢强度、韧性提出了更高的要求[1] . 高 强钢 X100 管线钢可显著降低长输油气管道的建 设和运行成本，具有巨大的应用前景[2] . X100 等高 强管线钢长期遭受腐蚀时比低强度管线钢具有更 大风险[3] ，金属焊接热影响区的不同微观组织结构 对材料的局部腐蚀性能具有重要影响[4−11] . 热影响 区与管道母材、焊缝熔合区存在微观组织结构差 异使焊接接头处更易于产生局部腐蚀、裂纹等危 害管道安全的缺陷[12−13] . 尽管交流干扰产生的腐 蚀危害相对于等量直流杂散电流产生的危害要小 得多[14−15] ，但随着油气管道与高压输电线或铁路 系统平行或交叉的日益增多，交流干扰诱发的腐 蚀已成为埋地钢质管道的重要安全隐患[16−17] . 我 国西北地区具有大量埋地油气管道，库尔勒土壤 是我国西北地区盐渍土的典型代表，其土壤溶液 呈碱性，pH 值为 8.3～9.4，且含盐量较高、透气性 好，对钢管的腐蚀性极大[18] . 国内外学者围绕交流干扰电压、电流密度及 频率等参数对各种腐蚀环境中金属管道交流腐蚀 性能的影响开展了大量的研究工作[19−26] ，但目前 交流干扰下 X100 管线钢热影响区在库尔勒土壤 环境中的腐蚀行为的相关研究未见报导. 本文运 用热模拟技术模拟 X100 管线钢的粗晶热影响区 （CGHAZ）及再热临界粗晶热影响区（ICCGHAZ） 微观组织，并通过浸泡实验、表面分析及电化学测试 技术对比研究了 X100 管线钢的母材、CGHAZ 及 ICCGHAZ 在库尔勒土壤模拟液中的腐蚀行为，为今 后 X100 管线钢的安全使用提供了腐蚀理论支撑. 1    实验 1.1    材料和溶液 实验材料为 API X100 管线钢，其化学成分（质 量分数，%）为：C 0.051，Mn 1.909，Si 0.216，P 0.010， S 0.004，Cr 0.287， Ni 0.313，Cu 0.139， Al 0.045， Mo 0.250， Ti  0.012， Nb  0.063， V  0.039， Pb  0.002， B 0.0003，Sn 0.003，As 0.005，Fe 余量. 实验溶液采用库尔勒土壤模拟液 ，其成分 配比[18] 为 ： 0.2442 g·L‒1 CaCl2、 3.1707 g·L‒1 NaCl、 2.5276 g·L‒1 Na2SO4、 0.6699 g·L‒1 MgCl2 ·6H2O、 0.2156 g·L‒1 KNO3、0.1462 g·L‒1 NaHCO3，采用分析 纯试剂和去离子水配置，用 NaOH 和乙酸将其 pH 值调节到 9.31. 1.2    热模拟和微观组织 利用 Gleeble 3180 热模拟试验机（美国 DSI）模 拟得到 X100 管线钢的 CGHAZ 和 ICCGHAZ，热循 环曲线如图 1 所示[27] . 热模拟试样尺寸为 10 mm× 10 mm×71 mm，加热范围为试样中心的 10 mm 长 度，如图 2 所示，其他部位通过水冷方式以保持其原 有微观组织不受影响. 先对试样以 130 ℃·s−1 的加热 速度加热到峰值温度 1300 ℃，停留 1 s 后以 80 ℃·s−1 的冷却速度冷却至 800 ℃，再以 6.8 ℃·s−1 的冷却 速度冷却至室温，形成 CGHAZ. 在此基础上，再升 温到 800 ℃ 后停留 1 s 后以 6.8 ℃·s−1 的冷却速度 冷却至室温，形成 ICCGHAZ. 热模拟结束后，将母 0 50 100 150 200 250 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 800 ℃ 1s 1s 800 ℃ 1300 ℃ 130 ℃·s−1 6.8 ℃·s−1 6.8 ℃·s−1 80 ℃·s−1 Temperature/ ℃ Time/s 130 ℃·s−1 图 1    Gleeble 热模拟实验热循环温度曲线 Fig.1    Cycle temperature curves of thermal simulation by Gleeble 杨    永等： 交流干扰下 X100 管线钢及其热影响区在库尔勒土壤模拟液中的腐蚀行为 · 895 ·