Технология нанесения коррозионностойкого сплава на внутреннюю поверхность резервуаров для сернистой сырой нефти

Коррозия внутренней поверхности резервуаров для сернистой сырой нефти в основном вызывается сероводородом (H₂S) и сульфидами. Для противодействия точечной коррозии и коррозионному растрескиванию под напряжением необходимо использовать защитный слой из коррозионностойкого сплава (например, дуплексной нержавеющей стали 2205 или Inconel 625). Перед нанесением необходимо провести пескоструйную обработку (степень Sa2.5, шероховатость 40~75 мкм) и нанести эпоксидную токопроводящую грунтовку (толщина ≥80 мкм), чтобы обеспечить прочность сцепления основного материала со слоем сплава.

Технология нанесения состоит из трех этапов: 1) Наплавка слоя сплава выполняется методом TIG-сварки, температура между слоями контролируется на уровне ниже 150℃, чтобы избежать межкристаллитной коррозии; 2) Напыление никелевого сплава (например, NiCr-Cr3C2), прочность сцепления ≥35 МПа; 3) Финишная обработка с использованием фторуглеродной краски (кислото- и щелочестойкость ≥1000 ч), общая толщина ≥300 мкм. Ключевые узлы должны быть подвергнуты рентгеновскому контролю (коэффициент соответствия ≥98%) и электрохимическому импедансному тестированию (скорость коррозии ≤0,1 мм/год).

После применения данной технологии на одном из прибрежных нефтеперерабатывающих заводов скорость коррозии внутренней поверхности резервуара снизилась с 0,8 мм/год до 0,05 мм/год, а срок службы увеличился до 15 лет и более. Затраты на техническое обслуживание снизились на 40% по сравнению с традиционным решением из углеродистой стали + покрытие, что соответствует стандарту Sinopec по антикоррозионной защите резервуаров для сырой нефти с высоким содержанием серы.