两种油管钢在模拟油田高温高压O_(2)-CO_(2)地层水环境中的腐蚀行为

氧气与二氧化碳共存环境的腐蚀已成为油田注入井况中金属材料损伤的主要诱因。采用高温高压釜模拟了西部某油田注入井工况(O_(2)-CO_(2)共存环境),通过腐蚀失重试验、点蚀三维形貌分析、腐蚀产物显微分析等方法研究了P110和3Cr两种油管钢在高温高压、O_(2)-CO_(2)共存的高矿化度地层水环境中的腐蚀行为。结果表明:两种油管钢在O_(2)-CO_(2)共存环境中遭受了严重的均匀腐蚀和局部腐蚀;在90~150℃内,两种材料的腐蚀随温度升高而加剧,均匀腐蚀速率增幅达79.7%,最大点蚀速率的增幅达143.4%;O_(2)与CO_(2)共存时,阴极反应显著加快,加速了保护性较差的铁氧化物的形成,导致严重的均匀腐蚀和局部腐蚀,而低Cr钢中的Cr不足以改善腐蚀产物膜的保护性,使该钢不能适应O_(2)-CO_(2)共存环境。

5Cr油套管钢在含Cl^(-)的CO_(2)环境中的腐蚀特性研究

目的掌握油气井生产中CO_(2)腐蚀对油套管的影响规律,研究兼顾耐蚀性和经济性的5Cr油套管材料在含Cl^(-)的CO_(2)环境中不同时间下的腐蚀演变规律。方法采用XRD、XPS、SEM和EDS等技术分析5Cr油套管钢在不同时间下腐蚀产物膜的演变情况,利用丝束电极(WBE)和阻抗测试(EIS)技术对其腐蚀电化学行为进行研究。结果5Cr油套管钢腐蚀后期的平均腐蚀速率约为初期的1/2,在腐蚀14 d后,腐蚀产物膜中的Cr富集大于30%,Cr、Fe质量比达到较高水平,约为基体的15倍。随着腐蚀的进行,电荷传递电阻和产物膜覆盖引起的电阻增大,电化学反应阻力增大。在腐蚀前期具有局部不均匀性,随着腐蚀的进行,电极腐蚀电位有负移现象,最终分布区间为−0.59~−0.61 V,电极表面阳极电流区域大幅减少。结论在腐蚀时间延长的条件下,5Cr油套管钢腐蚀产物膜的致密性增加,电荷传递电阻呈变大趋势。在产物膜下的5Cr油套管钢区域,电流发生由阴极向阳极极性转变的现象,产物膜存在的孔隙使5Cr油套管钢基体金属被腐蚀,从而导致阳极电流的出现。表面局部腐蚀电位阳极区的形成和扩展使其有产生点蚀的倾向,但腐蚀产物逐渐沉积在点蚀坑内壁,形成了Cr富集的保护性表面层,原发生点蚀区域由原阳极活性点位转变为阴极区,对其发展起到了抑制作用。

钢在高温CO_(2)环境中氧化渗碳腐蚀机理及其涂层防护研究进展

钢材由于具有高强度和耐热性等优异性能而广泛应用于各种零构件,在服役过程中通常面临较为严重的腐蚀问题。CO_(2)腐蚀是钢材应用领域中较为常见的一种腐蚀失效方式。通常,CO_(2)对钢的腐蚀行为表现为其溶于水后产生的碳酸腐蚀,但在高温环境中,CO_(2)可直接使钢表面氧化,同时伴随渗碳现象发生,钢的力学性能与耐腐蚀性能均会因此大幅下降。然而,目前关于钢在高温CO_(2)环境中的腐蚀行为研究缺乏相关系统总结。综述有关高温CO_(2)环境下钢的腐蚀机理,总结高温CO_(2)环境中温度、压力以及环境中存在的其他杂质气体对腐蚀方式及机理的影响规律,归纳已有的高温CO_(2)氧化与渗碳腐蚀模型的发展状况,概述目前关于抗高温CO_(2)腐蚀的钢材涂层类型及其防护效果。研究表明,由于含Cr钢在高温CO_(2)环境中形成的Cr2O3层相较于Fe氧化物层更加致密,Cr元素的存在通常有利于钢的耐腐蚀性能。而环境中,温度与压力的升高以及杂质气体的存在往往会加重钢的CO_(2)腐蚀,但这些因素的影响规律会随着钢的种类及服役环境的变化而变化。目前关于钢的CO_(2)腐蚀模型主要为单一的高温氧化模型或者渗碳模型,可预测氧化物层厚度或渗碳深度,但无法准确预测同时发生氧化和渗碳行为的钢的腐蚀寿命。综述相关研究现状不仅能指出现有研究的不足及未来研究的展开方向,还可为高温环境中钢材抗CO_(2)腐蚀防护措施的选择及其长周期安全服务寿命评价提供全面理论依据。

新标09CrCuSb耐酸钢的耐50%H_(2)SO_(4)腐蚀性能

通过电化学测试和全浸腐蚀试验,研究了不同温度(25,50,60,70℃)条件下新标09CrCuSb耐酸钢在50%H_(2)SO_(4)溶液中的腐蚀行为。结果表明:随着温度从25℃升至70℃,新标09CrCuSb钢的腐蚀速率整体呈现增大趋势,在70℃时,腐蚀速率达到最高,为2.70 g/(m^(2)·h),这与随温度升高,腐蚀产物中具有保护性作用的Fe_(3)O_(4)含量减少,无保护作用的FeSO_(4)·H_(2)O含量增加以及锈层中微孔变化有关。另外,由于新标调整了09CrCuSb钢中Cu、Mo、Sn、Sb、W等元素的含量,与旧标09CrCuSb钢相比,阳极维钝电流密度J维钝降低,同等温度条件下,新标09CrCuSb钢的耐蚀性得到较大改善。

含H_(2)S天然气管道内腐蚀直接评价方法的改进

为了确定H_(2)S对天然气管道内腐蚀的影响,对NACE SP0110-2010标准提出的天然气管道内腐蚀直接评价方法(包括预评价、间接评价、直接评价、后评价四个环节)进行改进,即在该方法的间接评价环节引入了CO_(2)-H_(2)S腐蚀速率预测模型和积水概率参数,提高了推荐开挖点管道腐蚀程度的准确性。并以某含H_(2)S天然气管道为例,对改进后的评价方法进行了演示。结果表明:根据间接评价(多相流腐蚀模拟计算),极严重腐蚀出现在管道前500 m处,23%管段的积水概率为1;根据直接评价(现场开挖),5个开挖点处管道均属于极严重腐蚀,最大腐蚀速率为0.337 mm/a,与间接评价的预测结果一致;根据后评价确定了管道再评估时间间隔为1 a。改进后评价方法对预测多相流含H2S天然气管道内腐蚀高危点具有一定的借鉴意义。

高温环境下模拟CO_(2)驱采出液中304不锈钢的腐蚀行为

现阶段随着CO_(2)驱油技术的普遍使用,采出液中CO_(2)的含量不断上升,使得采出系统中金属管道的腐蚀程度逐渐增大。为了掌握304不锈钢在高温环境下CO_(2)驱采出液中的腐蚀行为,室内配制了模拟CO_(2)驱采出液,测试了304不锈钢在高温环境下不同含量CO_(2)、不同腐蚀时间下的金属腐蚀速率,并对不同腐蚀时间下金属表面的微观形貌和腐蚀产物组成进行了表征。结果表明,随着CO_(2)含量和腐蚀时间的不断上升,金属的腐蚀速率上升;随着腐蚀时间的上升,金属表面的腐蚀产物逐渐增加,发生了局部区域析氢腐蚀过程;腐蚀产物膜主要由Fe_(2)O_(3)、Cr_(2)O_(3)和FeCO_(3)组成。

CO_(2)-O_(2)-H_(2)O环境下油套管腐蚀研究进展

在注空气驱采油过程中,采出液中通常存在酸性气体及腐蚀性离子,这些气体和离子的浓度变化,在温度和压力的作用下影响油套管的腐蚀行为,造成不同程度的腐蚀及损失。本文从腐蚀机制、影响因素和防腐措施方面展开CO_(2)-O_(2)-H_(2)O环境下油套管腐蚀行为的论述,简要介绍了不同因素下的腐蚀规律及主要影响因素,包括温度、气体分压和腐蚀介质。分析评价了两种常见的防腐手段,包括耐蚀材料的选择、表面镀层保护技术,为后续油套管的防腐提供理论依据。

CO_(2)-O_(2)环境中油井管钢的腐蚀研究

油气田开采过程中井下环境复杂,影响因素较多,CO_(2)-O_(2)共存环境对油井管钢造成严重腐蚀且目前研究较少,所以分析CO_(2)-O_(2)环境中油井管钢的腐蚀行为很有必要。本文通过对CO_(2)-O_(2)共存环境中油井管钢腐蚀机制的研究,结果如下:(1)CO_(2)腐蚀在早期成膜后速度下降到很低,CO_(2)-O_(2)共存环境下腐蚀速率一直保持较高。(2)单一CO_(2)环境腐蚀后钢表面生成致密FeCO_(3)膜,保护基体防止继续腐蚀,而在CO_(2)-O_(2)共存环境下,腐蚀产物主要为FeCO_(3)和Fe氧化物,其中Fe氧化物使得FeCO_(3)晶体间的附着力降低,膜层疏松多孔,从而促进腐蚀。(3)温度升高使氧的传质速度加快,腐蚀产物中保护性较差的Fe氧化物增多,导致腐蚀速率急剧增加。

注CO_(2)井管柱腐蚀速率预测

利用CO_(2)驱油提高低渗、高含水油田原油采收率已经发展成为双碳背景下应对气候变化的重要技术。但是注CO_(2)井管柱频繁发生腐蚀失效的问题,研究管柱在CO_(2)环境下的腐蚀机理,预测管柱腐蚀速率是腐蚀防护是保障安全生产的重要途经。为此本文开展了注CO_(2)井管柱腐蚀的电化学分析,考虑了压力、温度、pH值、含水率、离子浓度等因素在管柱腐蚀失效中关联关系,优化了CO_(2)腐蚀环境下P110油管的腐蚀速率预测模型,对实例井油管柱腐蚀速率完成预测,并对比油田现场实测值。结果表明:在注CO_(2)过程中,1500m以上井段腐蚀程度较小,腐蚀主要发生在1300~1700m井段,温度为70℃左右腐蚀做严重,腐蚀速率可达0.3mm/a。腐蚀速率受含水率、井筒温度影响较大,腐蚀情况预测结果与现场实测腐蚀情况吻合较好。

枯竭型酸性气藏封存CO_(2)过程中的油管腐蚀行为及选材

为了研究不同材质油管钢在枯竭型酸性油气藏CO_(2)封存工况下的腐蚀行为,优选出适用性好的钢材,采用高温高压釜模拟CO_(2)封存工况,在不同CO_(2)分压(5、8、11 MPa)条件下,对N80钢、L80-13Cr钢和BG2532钢进行腐蚀失重测试,从腐蚀速率、腐蚀产物微观形貌和局部腐蚀深度进行研究,并对油管进行腐蚀寿命预测。结果表明:在模拟工况下N80钢、L80-13Cr钢和BG2532钢的腐蚀速率都随着CO_(2)分压的升高而增大,N80钢腐蚀速率为0.0674~0.0979 mm/a,L80-13Cr钢腐蚀速率为0.0227~0.0277 mm/a,BG2532钢腐蚀速率为0.0013~0.0029 mm/a;3种钢材的腐蚀产物主要为立方体状的FeCO3和少量的FeS,且随分压的升高,腐蚀产物逐渐增多并出现融合现象;N80钢主要表现为均匀腐蚀,而L80-13Cr钢出现点蚀,穿孔年限为5 a左右;N80钢的剩余抗拉强度和抗拉安全系数随服役年限的增长而降低,安全服役年限为27 a。研究成果为枯竭型酸性油气藏CO_(2)封存井油管选材提供依据。

CO_(2)地质利用与封存环境下钢材腐蚀行为与腐蚀控制措施研究进展

CO_(2)地质利用与封存(CO_(2) geological utilization and storage,CGUS)是实现“碳中和”目标的重要技术手段,解决CGUS过程中的钢材腐蚀问题对于降低CGUS技术风险、实现CGUS技术规模化推广应用至关重要。综述了目前已经提出的CO_(2)腐蚀钢材反应机制,总结了CO_(2)腐蚀钢材的主要影响因素,阐明了CO_(2)分压、温度、矿化度及pH值、CO_(2)封存环境中含有杂质、流体流动等因素对钢材腐蚀行为的影响,归纳了适用于CO_(2)腐蚀钢材防护的主要措施。基于此,提出了CGUS环境下钢材遭受CO_(2)腐蚀问题的重点研究方向。主要包括:CO_(2)腐蚀钢材反应机制的进一步探究;各项环境因素耦合作用影响CO_(2)腐蚀规律和腐蚀程度的量化研究;高浓度CO_(2)条件下腐蚀防护技术的开发与应用。

750℃高温CO_(2)掺杂SO_(2)环境中Super304H及Inconel625的腐蚀行为

研究掺杂气体对合金的腐蚀行为及作用机理对超临界二氧化碳(supercritical carbon dioxide,S-CO_(2))发电技术具有重要意义。该文开展Super304H及Inconel625合金的高温CO_(2)腐蚀试验,并结合腐蚀增重法、扫描电镜观察及XRD分析,研究两种耐热合金在750℃CO_(2)及掺杂SO_(2)环境中的腐蚀行为。结果表明,两种合金在750℃CO_(2)、750℃CO_(2)+SO_(2)环境中的腐蚀动力学均遵循抛物线规律,Inconel625抗腐蚀能力优于Super304H,具有较少的腐蚀增重;Super304H在750℃CO_(2)腐蚀初期增重高于CO_(2)+SO_(2)环境,而120 h后在CO_(2)+SO_(2)环境中腐蚀增重较高。两种环境中腐蚀500 h后,Super304H表面氧化膜为单层Cr_(2)O_(3)及外层疏松瘤状富铁氧化物与内氧化物FeCr_(2)O_(4)组成的局部双层氧化膜;Inconel625为单层均匀致密Cr_(2)O_(3)氧化膜,平均厚度不到1μm。高温CO_(2)腐蚀环境中,Cr含量对提高合金抗腐蚀性能具有至关重要的作用。高温CO_(2)掺杂SO_(2)对于Cr_(2)O_(3)形成合金具有抑制渗碳的作用,对于氧化铁形成合金具有加速腐蚀及渗碳作用。

SO_(2)对馆藏银质文物材料腐蚀的影响

采用石英晶体微天平(QCM)反应性监测方法,结合扫描电镜、能谱分析(SEM-EDS)和拉曼光谱表面分析技术,研究了暴露于不同SO_(2)含量、相对湿度和温度环境中的银质文物材料的腐蚀行为及其表面特征。结果表明:随着时间延长,暴露于不同环境中的镀银石英晶振片频率均有所下降,最终趋于稳定;SO_(2)气体会促进银的腐蚀,且腐蚀速率随其含量的增加而加快;环境温度和相对湿度的升高也会加剧SO_(2)对银的腐蚀作用;在含SO_(2)环境中,银表面生成了Ag_(2)O、Ag_(2)SO_(3)以及Ag_(2)SO_(4)等腐蚀产物。

预拉伸对2A14铝合金显微组织、力学性能和腐蚀性能的影响

研究预拉伸变形量对峰值时效态2A14铝合金显微组织、力学性能和腐蚀行为的影响。结果表明:由于预拉伸导致细小弥散的θ′相在基体中大量析出,合金的硬度和强度都明显提升;在峰值时效前引入预拉伸可以明显提高峰值时效硬度并加快到达峰值时效时间;当预拉伸变形量为7.5%时,θ′相的分布明显变得更不均匀,这导致极限抗拉强度的下降;随着预拉伸变形量增加,合金塑性、冲击韧性和剥落腐蚀抗力均逐渐下降,但晶间腐蚀抗力先提高后下降。

大气等离子喷涂Y_(3)Al_(5)O_(12)/Al_(2)O_(3)陶瓷涂层的CMAS腐蚀抗力

探索能够有效抵抗1300℃及以上温度钙镁铝硅酸盐(Calcium-Magnesium-Aluminum-Silicate,CMAS)腐蚀的新材料是近年来先进航空发动机用环境障涂层研究的重点任务。本工作围绕具有超强CMAS腐蚀抗力的YAG(Y_(3)Al_(5)O_(12))/Al_(2)O_(3)体系,采用大气等离子喷涂(Atmospheric Plasma Spraying,APS)技术制备了具有共晶成分的YAG/Al_(2)O_(3)涂层。通过在1100、1300和1500℃对制备态涂层进行热处理,获得了具有不同微观结构的YAG/Al_(2)O_(3)涂层。利用不同表征手段研究了YAG/Al_(2)O_(3)涂层抵抗1300℃CMAS腐蚀的性能及微观结构对涂层腐蚀抗性的影响。研究结果发现,经不同温度热处理的YAG/Al_(2)O_(3)涂层与CMAS的反应产物均为石榴石结构固溶体、CaAl_(2)Si_(2)O_(8)和Ca_(2)MgSi_(2)O_(7)。腐蚀机制研究发现,1100℃热处理YAG/Al_(2)O_(3)涂层与CMAS反应界面的近连续分布石榴石固溶体层可有效阻隔CMAS腐蚀元素的扩散;1500℃热处理YAG/Al_(2)O_(3)涂层晶粒尺寸的增加及晶界数量的减少可降低涂层材料在CMAS中的溶解速率,二者均可通过影响腐蚀过程中的离子传输速率而影响各生成物的竞争析出,进而提升涂层的CMAS腐蚀抗力。本工作为YAG/Al_(2)O_(3)涂层热处理工艺优化提供了借鉴,并为通过微观结构优化调控YAG/Al_(2)O_(3)涂层的CMAS腐蚀抗力提供了新思路。

腐蚀产物中Zn_(5)(OH)_(8)Cl_(2)对纯Zn腐蚀行为的影响

目的探究纯Zn腐蚀产物中碱式氯化锌(Zn_(5)(OH)_(8)Cl_(2),ZHC)对其腐蚀防护性能的影响以及腐蚀防护机理。方法通过原位生长法在纯Zn表面制备一层ZHC膜。通过X射线光电子能谱仪(XPS)、X射线衍射仪(XRD)、扫描电子显微镜(SEM)和能谱仪(EDS),分析了样品的物相组成和微观形貌。通过电化学阻抗谱(EIS)和动电位极化曲线(Tafel),评估了ZHC膜对纯Zn腐蚀防护性能的影响。结果纯Zn表面先形成了一层致密细小的ZHC纳米片,铺满整个纯Zn表面后,在第一层ZHC上形成第二层较大尺寸的ZHC纳米片。预制备的ZHC膜可以使纯Zn的腐蚀电流密度从78.23μA/cm^(2)降低到2.08μA/cm^(2),腐蚀电位从‒1.050V(vs.SCE)提升到‒0.998V(vs.SCE),并且随着ZHC制备时间的增加,阴极斜率(βc)逐渐增大,这表明ZHC可以有效阻碍电荷转移,抑制阴极的氧还原,减缓纯Zn的腐蚀速率,对Zn基体的腐蚀起到防护作用。在浸泡腐蚀过程中,ZHC可以抑制HZ的生成,减少絮状腐蚀产物的生成。在短期浸泡过程中,纯Zn的阻抗值随着预制备ZHC的增加而逐渐增大,这是因为生成的腐蚀产物填补ZHC纳米片的空隙,使腐蚀产物膜致密,ZHC膜对Zn基体能起到较好的防护作用。在长期浸泡过程中,ZHC/Zn的阻抗值下降,这是因为ZHC膜破裂,提供了新的腐蚀通道,导致ZHC膜对纯Zn的防护作用下降。结论ZHC膜可以减缓纯Zn的腐蚀速率。对比纯Zn和ZHC/Zn在浸泡过程中的腐蚀行为可知,在短期浸泡过程中,随着预制备ZHC的增加,对纯Zn的防护性能逐渐提高;在长期浸泡腐蚀过程中,ZHC膜对纯Zn腐蚀的防护作用逐渐下降。

模拟海洋环境Ti_(2)AlNb合金高温腐蚀行为研究

通过设计高温氧化试验、高温热盐腐蚀试验、高温热盐-水汽协同腐蚀试验,系统开展模拟海洋环境Ti_(2)AlNb合金的高温腐蚀行为与机理研究。利用XRD、SEM和EDS等微尺度分析表征方法,全面解析Ti_(2)AlNb合金物相结构特征、微观腐蚀形貌及腐蚀产物成分。研究结果表明,经650℃氧化400 h后,Ti_(2)AlNb合金的氧化增重仅为0.507 mg/cm^(2),表面原位生成均匀致密的氧化层,其厚度约3μm。经650℃热盐腐蚀400 h后,Ti_(2)AlNb合金增重高达4.049 mg/cm^(2),表面氧化层呈棕黄色且厚度高达150μm。热盐试验过程中混合盐共晶反应产生的Cl_(2)作为催化载体加速合金腐蚀降解,其诱导形成的气态氯化物及腐蚀产物(如NaNbO_(3)和Na_(2)TiO_(3))最终导致氧化层的严重开裂和剥落,使合金整体严重失效退化。经650℃热盐-水汽协同腐蚀400 h后,Ti_(2)AlNb合金的腐蚀损伤进一步加剧,水汽环境导致其表面氧化层腐蚀降解及HCl形成,而HCl内渗进一步加速了基体合金降解。此外,混合盐的内扩散及其共晶反应所产生的Cl_(2)会与水反应再次形成HCl,而HCl进一步加速Ti_(2)AlNb腐蚀降解进程,并导致大量疏松腐蚀产物堆积和脱落,即高温热盐-水汽强耦合效应严重威胁Ti_(2)AlNb合金的服役寿命。

温度对1Cr钢CO_(2)腐蚀行为的影响

为了提高石油管材的抗腐蚀性能并兼顾一定的经济性,低铬含量的钢受到油气田越来越多的关注。利用高温高压釜模拟CO_(2)腐蚀环境,研究温度对1Cr钢失重腐蚀行为和电化学腐蚀行为的影响,并采用扫描电镜(SEM)、能谱(EDS)以及X射线衍射仪(XRD)分析了不同温度下1Cr钢表面腐蚀产物的形貌及组分特征。结果表明:在60~120℃范围内,随着温度的升高,1Cr钢的腐蚀速率先增加后降低,在80℃时腐蚀速率达到最大值。随着温度进一步升高,腐蚀产物膜变得更加致密均匀,提高了电荷转移电阻。同时高温下Cr元素在产物膜中的富集也提高了腐蚀产物膜电阻,最终导致100℃和120℃下1Cr钢腐蚀速率降低。

CO_(2)分压对S135钢在CO_(2)/H_(2)S共存体系中腐蚀行为的影响

为了给井下油气管材的选择和腐蚀预测模型的建立提供理论依据,利用高温高压反应釜进行S135钢在CO_(2)/H_(2)S共存体系中的腐蚀模拟试验,采用失重法、恒载荷法、X射线衍射(XRD)、扫描电镜(SEM)、能谱(EDS)、三维轮廓扫描仪等手段研究了CO_(2)分压对S135钢在温度100℃、CO_(2)/H_(2)S共存体系中腐蚀行为的影响及规律。结果表明,随CO_(2)分压升高,S135钢的腐蚀速率增大,屈服强度损伤加剧,CO_(2)分压为5,10,15,20 MPa时,其屈服强度(σs)损伤率分别为1.4%、3.6%、4.5%和15.9%;抗拉强度(σb)损伤率分别为1.2%、3.4%、5.2%和15.4%。S135钢在低CO_(2)分压下发生全面腐蚀,随CO_(2)分压增大发展为以全面腐蚀为主,辅以局部腐蚀。应力腐蚀裂纹在萌生阶段以局部阳极溶解作用(点蚀)为主,随CO_(2)分压增大应力腐蚀裂纹更易生长,应力腐蚀敏感性增加,加剧了基体的腐蚀进程。

Q420qENH钢及其焊接接头在模拟含PM_(2.5)的工业大气介质中干湿循环腐蚀行为研究

目的 研究桥梁耐候钢板材及其焊接接头在模拟含PM_(2.5)的西北工业大气环境中腐蚀行为的区别。方法 采用NaHSO_(3)+SiO_(2)的腐蚀介质进行干湿交替加速腐蚀实验,并采用腐蚀动力学、X射线衍射、扫描电镜+能谱、电化学测试等方法,分析了Q420qENH钢板材、焊缝及热影响区试样的腐蚀趋势、腐蚀类型及锈层的保护性,以及SiO_(2)对腐蚀的影响。结果 Q420qENH板材试样初期腐蚀速率大于焊接试样,中后期2种试样腐蚀速率逐渐下降并趋于一致。3种试样腐蚀类型均为不均匀的全面腐蚀,外锈层均疏松易脱落,但焊缝、热影响区内锈层比板材致密且与钢基体结合紧密,锈层中Cu、Ni元素含量明显高于板材试样。3种试样腐蚀30d的自腐蚀电流密度由大到小的顺序为板材>焊缝>热影响区,自腐蚀电位由大到小的顺序为热影响区>焊缝>板材,焊缝及热影响区试样的锈层电阻分别为板材试样的1.28倍、1.68倍。结论 PM_(2.5)中的主要成分SiO_(2)易在缺陷处沉积,成为腐蚀产物的形核基底,促进了腐蚀产物的非均匀形核,不利于锈层的致密性。热影响区和焊缝形成锈层的保护性、耐蚀性能优于板材试样。