深海环境让腐蚀防护面临挑战
为了进行深海水下生产系统合理的选材，需要对系统所处的深海环境因素的影响进行分析，而管道输送介质的参量（H2S和CO2含量和分压）以及环境参量（温度，压力，流速，微生物等）对管道腐蚀有很大影响，这些因素的不断变化以及长期的累积作用，对管道的破坏作用是巨大的，因此必须先对系统所处的环境进行充分的考虑。
1.1CO2/H2S因素的影响
CO2和H2S是油气管道内最常见，最有害的两种腐蚀管道的物质。单纯的潮湿的H2S主要导致材料的应力开裂，氢脆等破坏，而单纯的CO2与水作用主要形成碳酸，在管道上形成析氢作用，可形成Fe3O4或者FeCO3两种主要腐蚀产物，且两种气体随着pH值的变化导致腐蚀更为严重。两种气体在管道腐蚀过程中存在竞争协同效应，CO2/H2S的分压比决定了腐蚀过程中的控制因素，对管道均会产生严重破坏，所以对这两种酸性气体的监测和控制，有利于管道的长久使用。
1.2温度和压力的影响
现行的水下管道内油气温度80~90℃，最高可达100℃以上，高温加剧了CO2/H2S腐蚀，氯离子腐蚀等。水下外部海水的压力和管道内部的压力对材料的选择提出了要求，管道内部压力增加，导致腐蚀气体CO2/H2S分压的增加，均会加剧管道的腐蚀。
1.3 氯化物的影响
原油经过脱水，残留下无机盐主要为氯化物，氯离子的含量可达近20000 mg/L，体系中氯离子的存在使铁的腐蚀速度加快，增加了溶液的导电性，并使溶液中H+活度加大，同时以一定的反应级数直接参加了电极反应，对金属的阳极溶解具有催化作用。
研究表明，氯离子不仅降低材料的腐蚀电位，而且对金属材料的表面膜具有极强的穿透和侵蚀作用，使膜发生显微开裂，形成孔蚀核。
1.4流速的影响
流速是输油气管道应该控制的一个参数，它是关于水下采油量和管材尺寸的函数。流速过低可能导致大量腐蚀垢的沉积，从而影响系统正常的运行；而流速过大可能导致管道的冲刷腐蚀，在变径或变向部位，可能导致局部流速过大，并且当流速到达一定值时，形成湍流，导致冲击和空泡气蚀等，所以合理选择流速也是管道保存的一个必要条件。
1.5微生物的影响
深海环境苛刻，高压、低温（或局部高温）、低氧等，存在着种类繁多的微生物（如细菌、真菌、藻类和原生物等），它们附着于工程材料表面，形成生物膜，在生物膜内部，溶解氧、pH、有机物和无机物种类等都与外部环境不同，会造成微生物腐蚀，其中最主要的是由硫酸盐还原菌（SRB） 引起的腐蚀。
SRB一般认为是厌氧细菌，溶解氧对SRB的生长会产生很大的影响，海水溶氧量范围一般为0-9 mL/L。一些好氧微生物的代谢活动也给SRB营造了一个厌氧的环境，使SRB得以繁殖，从而加速管道腐蚀，目前，关于SRB腐蚀的机理有阴极去极化机理、浓差电池机理、局部电池机理、代谢产物机理、沉积物下的酸腐蚀机理、阳极区固定机理等。
选自《腐蚀与防护》第36卷 2015年第10期
作者：张雷，副研究员，博士，任职于北京科技大学
深海常见的腐蚀影响因素
深海通常指1000米以下的海洋，占到海洋总面积的3/4，而其中深海沉积物覆盖了地球表层的50%以上。深海及深海沉积物中微生物的生存面临高压，低温或高温、黑暗及低营养水平等几个主要极端环境，长期以来一直被认为是一片“荒芜的生命沙漠”。然而，在深海极端环境条件下却存在着一些绝大多数微生物所不能生长的高温、低温、高酸、高盐或高压等极端环境下生活的微生物。开展深海适冷菌、深海适热菌、深海适压菌等微生物附着条件下的材料腐蚀机制及其防护的研究具有更大的挑战性和创新性。深海环境下生产设施不仅受到海水温度，压力，氯离子等影响，而且油、气、水多相介质的输送，特别是多相介质中含有H2S/CO2时，会进一步加剧了对管道的氢脆、孔蚀等。复杂的深海环境更加凸显了水下设施选材及腐蚀控制的重要性。目前对生产系统进行腐蚀控制常用的方法是阴极保护或加注缓蚀剂。此外还可对影响生产设施的关键腐蚀因素，如H2S分压，CO2分压，温度，氯离子含量等进行监测，从而预测材料的失效时间。
1.CO2/H2S因素的影响
随着海洋工程开发步伐加快，深海工作站、油气勘探等均向地质条件和物理环境更加复杂的区域发展，一些高H2S和CO2含量高含硫地质环境的区域已成为油气勘探的重点，深海用高强度材料的需求量激增，而其失效寿命越来越受到关注。CO2和H2S是油气管道内最常见，最有害的两种腐蚀管道的物质。单纯的潮湿的H2S主要导致材料的应力开裂，氢脆等破坏，而单纯的CO2与水作用主要形成碳酸，在管道上形成析氢作用，可形成Fe3O4或者FeCO3两种主要腐蚀产物，且两种气体随着pH值的变化导致腐蚀更为严重。两种气体在管道腐蚀过程中存在竞争协同效应，CO2/H2S的分压比决定了腐蚀过程中的控制因素，对管道均会产生严重破坏，所以对这两种酸性气体的监测和控制，有利于管道的长久使用。
国内外钻井工程中腐蚀研究主要集中在CO2、H2S和CO2/H2S的腐蚀与防护方面，防腐蚀措施主要包括选材、控制钻井液、防腐层、电化学保护等。这些防腐措施都有一定的缺陷。由于应力腐蚀破裂的威胁，许多深海探测用高强度材料不得不全部采用钛合金以满足要求，但由于资源和成本因素，不可能大量采用钛合金。H2S 对金属的腐蚀主要为硫化氢应力腐蚀（SSC）和氢诱导开裂（HIC），其破坏敏感度是随H2S浓度增加而增加，在饱和湿H2S中达最大值。
2.阳光的影响
阳光通常不直接参与材料腐蚀过程，主要通过影响海生物的生长起作用。清澈干净的海水中，用光敏设备可在200 m深度探测到阳光。由于吸收和散射引起衰减，20 m以下就没有可利用的阳光了，也就是说，那些需要阳光才能生长的海生物在20 m以下不能生存。同时，没有阳光也就是没有紫外线，那么所有在阳光下不能使用的保护涂层和合成橡胶都可使用。
3.温度和压力的影响
温度不仅会直接影响到材料的腐蚀行为，对其他影响腐蚀的因素也有一定的作用，如：温度上升，氧的溶解度会降低，海生物活性增加，钙质水垢更易沉积到金属表面。温度在海面下最初300 m时下降速度很快，再向下到1000 m温度下降速度减小。低于这个深度温度几乎恒定在冰点上下几度范围内。在4000 m深水层，不同海洋的温度分布趋于均匀，整个大洋的水温差不过3℃左右。底层的水温主要受南极底层水的影响，其性质极为均匀，约为0 ℃左右。
静水压力每下降100 m压力增加1 MPa。这只是在海水温度、盐度和海水密度不变时成立。实际上在不同海域这些因素变化程度是不同的。如果需要知道某处的确切压力，必须实际测量或根据温度和盐度梯度的详细数据计算。
4.含氧量的影响
海水溶氧量范围一般为0-9mL/L。通常表层海水含氧量为饱和或接近饱和；300～1000 m深度海水含氧量相对较低；1000 m以下海水含氧量增加，一直到海底达到相对较高的水平。中间含氧量相对较低的范围称为最小含氧区，这可归因于从海面下沉的腐烂微生物消耗了氧气。北太平洋的最小含氧区是世界上最大的无氧水体。1000m以上含氧量最高为0.25 L。在一些海沟或其他区域，海底海水几乎不含氧而成为还原环境。一些深海区域由于可以得到含氧丰富的海流的补充，例如南极溶化的富含氧的冷水，其含氧量可以达到表层海水的水平。
5.洋流速度
通常海洋深层和近海底的洋流要比表面洋流缓慢。根据美海军测试表明，百慕大附近350 m深洋流速度为50-60 m／s。深海洋流中浮球的不确定漂移表明洋流的方向和速度也是变化较大的。
6.海生物污损
试验表明严重海生物污损范围为从海而到180 m深处。180～1200 m为轻度，1200m以下被认为非常轻微。除上述基本的海水腐蚀因素外，有可能对腐蚀造成影响的其他因素是静态水压、沉降速度、海底沉降物的性质以及厌氧菌产生的硫化氢等。
深海的腐蚀因素众多，如温度、压力、pH值、化学成分、流速、氯化物、生物环境等等，这些参数都会对材料的腐蚀产生影响。
参考文献：郭为民，李文军，陈光章。材料深海环境腐蚀试验。装备环境工程，2006.
深海环境应当如何选材
水下生产设施包括大量的部件，根据部件的腐蚀形式，材料适用性和经济性综合考虑，对主要部件选材方法进行如下分析：
1 井口和采油树的选材
井口和采油树主要用于原油的生产，海水和处理后的海水，大量的化学物质的注入口以及进行气举作业。在原油的生产与传输过程中起到一个关键性的作用。主要包括采油树的主体结构和联接部件，井口罩，密封部件，套管挂，油管挂，阀门和阻气门，大量的垫片等。受到传输介质高流速的冲刷作用，而且传输介质中可能含有砂，对井口和采油树存在大量的侵蚀作用。另一方面，井口和采油树存在大量小部件，如果不能正确的选材可能导致整体的失效。所以，对于井口和采油树整体而言，所有零件推荐选择较耐蚀材料。
（1）采油树主体和联接部件
采油树和联接器可以选择以下材料：①低合金钢，AISI4130和8630，内部覆盖着625合金；②ASTMA182F22（21/4%Cr，1%Mo钢，内部覆盖着625合金）；③AISI410（13%Cr不锈钢）；④ASTMA182F6NM（13%Cr4%Ni不锈钢）；⑤双相不锈钢。
对于上述提供的材料，焊接部位覆盖耐蚀的625合金的低合金钢，在海下表现出较低的风险，低合金钢推荐采用为ASTMA182F22，耐蚀合金推荐采用A182F6NM。
（2）井口罩和密封部件
这些部件相对于采油树的主体部分较薄，可以采用AISI4130或8630来制造。在润湿和密封部位，可以在表面覆盖625合金。
（3）套管挂
套管挂通常采用AISI4130，4140或8630来制造，并且在正常的操作环境下，不能接触生产的流体。
（4）油管挂
油管挂应采用高强度的CRA材料来制造，根据工况要求，可以采用以下材料：① 覆盖625合金的AISI4130，8630或者ASTMA182F22；② ASTMA182 F6NM；③22%或25% Cr双相不锈钢；④ 718合金
（5）阀门和阻气阀
阀门和阻气阀可以通常采用下列两种方法来制造：①覆盖625合金的AISI 4130，8630或者ASTMA182F22；②ASTMA182F6NM。
（6）垫片
在水下的油气管道的垫片可以采用：①316不锈钢；②退火态的825和625合金。如果垫片应用在环形槽上，建议采用退火态的625合金或6%Mo的不锈钢。对于处理过的海水注入系统，退火态的625合金是可以满足要求的，而对于未经处理的海水则需要对材料的耐开裂能力和接触腐蚀进行充分考虑。
2 汇管的选材
水下汇管是一个高风险的部件，主要用于存储生产的流体，包括油，气和产生的水，注入处理和未处理的以及产生的水，注入存储用的气并提高生产效率。功能的缺失，对导致油气的泄露。对于汇管的材料选择和装配在ISO13628-15中已经详细的介绍，此处对其他方面进行补充：比如说ERW/HFI 管道一般不会推荐到集合管的选材中，由于它可用的厚度可能不能够满足设计的要求，这在ISO13628-15标准中并未提到。
由于水下汇管设计的复杂性，存在大量的分支，阀门，死角，普通碳钢加缓蚀剂可能达不到目的，并且无法对其腐蚀情况进行监测，可以首选具有一定强度和断裂韧性的耐蚀合金。如果管道的服役时间小于10年，可以选用具有一定耐蚀能力的碳钢。选择耐蚀合金时主要考虑：双相和超级双相不锈钢；管道内部覆盖一层625合金。
3 阀门的选材
在水下生产设备中存在大量的阀门，包括采油树的主阀门，汇管和流线管道处阀门，液压控制系统的阀门等。而在相关的标准中，对阀门的选择进行了规定，包括：APISpecs6A，17D，14A和RP14B；ISO10423，13628-4，13628-6，13628-8和14723以及ISO15156/NACEMR0175。
而对于阀门的选择主要应考虑几个主要因素：温度和压力范围、在阀门主体和局部位置流体的腐蚀性和侵蚀破坏、固体潜在的磨损（覆盖耐磨的或者光滑的表面）、固体潜在的冲击作用，比如在材质较脆的阀门处的压裂支撑剂的作用、不同材料之间的电偶腐蚀的影响、在法兰和密封面处的缝隙腐蚀、移动部件的耐划伤性能、对于分金属材料而言，爆发性的解压，耐温度和化学物质的能力、材料的阴极保护的影响、材料有效涂层的影响、材料的经济性问题等
总体而言，对于金属材料包括碳钢和低合金钢，不锈钢（奥氏体，马氏体，沉淀强化钢等），镍基合金，铍铜合金等的选择需考虑特定实际环境，通常在管道润湿部位覆盖镍基合金来抵抗碳钢和低合金钢的内腐蚀。非金属材料主要用于密封部位，在使用时也进行镀层保护，如钴合金，碳化钨及化学镀镍等，来提高密封性，耐划伤，耐腐蚀和侵蚀能力。
金属材料的承压边界根据设计和生产标准进行选择，在ISO14723中只是列举了一部分可用材料的压力-温度等级。因此，在采油树，汇管及流线管道阀门选择时常常不相同，对以上典型材料的要求可以根据标准ISO14723和NORSOKStandardM-630来选择。
水下生产设备还有大量的部件，包括流线管道，冒口，法兰，垫片，密封材料等，其选材的方法步骤与上述三种关键部位选材原则相似，在对使用环境了解的情况下，根据大量现行的标准进行选材，控制好腐蚀裕量，考虑经济性，从而组合成一套适合服役环境下的水下生产系统。（作者：张雷）
深海水下设施腐蚀控制的推荐做法
设备在服役之后，除了控制好环境因素，采用对关键位置（例如：井口），关键因素（CO2分压，H2S分压，氯离子含量等）进行长效的监控，还需采用适合的材料腐蚀的控制方法。
1 阴极保护法
常见的阴极保护法包括牺牲阳极和外加电流阴极保护。
一个良好的阴极保护系统可以有效抑制碳钢和低合金钢的均匀腐蚀，接触面的缝隙腐蚀，异金属的电偶腐蚀，奥氏体不锈钢氯化物应力腐蚀开裂，不锈钢的点蚀和细菌腐蚀等。
现行的深海生产管路的阴极保护系统主要根据DNV RP-B401或NACE RP0176，而碳钢和低合金钢的海底管道系统主要依据ISO 15589-2来设计。对于生产设备由不同种材料组装而成，在海水中耐蚀能力较差，所以必须采用阴极保护对系统进行保护处理。
深海中的环境随着深度，位置，季节有很大的不同，对阴极保护电流的影响很明显。针对此种情况，主要通过提高初始的电流密度来对不锈钢进行极化。
保护与被保护材料之间还需要考虑如下：零件的设计尽量简单，避免复杂的结构导致无法确保阴极保护的均匀性；确保被选择的材料具有最优的热处理工艺和微观组织结构，及应用时确定材料与牺牲阳极之间的稳定的反应等，详细的设计方案还应参照 NACE Report 7L192。
在海水中，电位相对于Ag/AgCl体系更负的情况下，容易导致氢脆和开裂。为了最大程度上减小水下设备氢脆开裂的风险，低压阴极保护法采用二极管对电压进行控制，或者选择低压阳极材料，比如Al-0.1% Ga合金、碳钢等，而如何对不同体型的部件有效的控制，还需进一步实验验证。
传统使用的阳极材料是铝-锌-铟体系的合金，但是传统的合金比例可能在深海设备中或者在热操作的环境中不太适用。最优的合金成分，首先对设备所处的环境进行了解后，通过相同环境下的模拟实验来确定。
2 保护涂层
涂层保护效果的好坏，首先取决于被保护设备表面的情况，良好的表面对涂层的粘附力和效果至关重要。所以在设计涂层之前，根据ISO 8501-3中的做法，对设备表面进行处理，包括油，灰尘，可溶盐，油脂等。
对于深海设备涂层的选择，首先要考虑如下问题：
（1）在有涂层的构件上，阴极保护的效果（即与阴极保护的兼容性问题
（2）操作温度
（3）操作深度
（4）海底环境
此外，还需要考虑基体材料和涂层的附着问题，涂层设计年限，日常维护等问题。而对于管线接头，紧固件等特殊位置的涂层，参考ISO相关标准和实验室的模拟实验来进行涂层的设计。
3 加注缓蚀剂
缓蚀剂的加入，可以在管道内表面形成保护膜从而达到保护的目的，具体的缓蚀剂种类、加入量、缓蚀效果与经济性还需根据具体的工况环境、材料等进行分析后确定。加注缓蚀剂的一个问题是要清楚流线的走向，另一问题就是加强管道中缓蚀剂量的实时监测。（张雷）
模拟深海环境高强度船体钢阴极保护准则研究
在海洋环境中，通常采用阴极保护和涂层来抑制钢材的腐蚀。然而，阴极保护电位过负会造成钢材“过保护”，导致阴极过量析氢，提高钢材的氢致开裂敏感性，此外，钢材的强度越高，其氢脆敏感性也越高。
1、试验材料与步骤
试验材料为800MPa级别高强度低合金船体用钢。
慢应变速率试验（SSRT）采用棒状拉伸试样，工作段尺寸为，表面粗糙度为R0.8。用砂纸将试样标距段打磨至平滑，用无水乙醇、丙酮擦洗并烘干。试验采用SSRT/Constant Load/Low Cycle Fatigue恒应变速率高压釜腐蚀实验机。高压釜内海水压力为4.5MPa，温度为（10±2）℃，通入高纯N2控制溶液中溶解氧含量为4.0（±0.5） mg/L，以模拟低温、低氧的深海条件。选定应变速率为1.89×10-7s-1（3.4×10-4mm/min）进行试验。
试验结束后立即取出试样用蒸馏水、乙醇清洗断口，冷风吹干，测量断后伸长率和断面收缩率；用XL-30环境扫描电镜（SEM）观察断口的微观形貌。
电化学试验用试样尺寸为10mm×10mm×2mm，工作面积为1cm2。其余部分用环氧腻子进行涂封。参比电极为银/氯化银参比电极（Ag/AgCl），辅助电极为铂电极，文中电位若无特征，均相对于银/氯化银参比电极。扫描电位范围-0.80V~0.20V（vs.Ecorr），扫描速率为20mV/min。
失重试验用试样尺寸为100mm×30mm×2mm，将试样清洗、干燥后称量，然后浸泡在高压釜中，施加-0.75，-0.80，-0.85V恒电位进行阴极极化，周期为15d。试验后清洗腐蚀产物并称量，计算试样的腐蚀速率。
2、结果与讨论
2.1极化曲线
由图1可见，阴极极化曲线的阴极段上有两个明显的拐点，拐点1电位在-0.75V~-0.85V，在此电位下，材料的阴极反应由氧的活化极化控制转变为氧的扩散控制；拐点2电位在-0.95V~-1.05V，此电位下，材料的阴极反应由氧浓差扩散控制转变为析氢活化控制，拐点2电位即为材料的析氢转变电位。一般而言，阴极保护电位范围应在两个拐点之间。
2.2最正阴极保护电位
本工作以保护度达到90%时的极化电位为最正保护电位。由图2可知，随着阴极极化电位的负移，高强钢的腐蚀速率不断降低，保护度逐渐增大。高强钢在自腐蚀状态下的腐蚀速率为0.2450mm/a；当极化电位负移至-0.85V时，腐蚀速率仅为0.0066mm/a，保护度达到了94.27%，可以认为此时高强钢得到有效保护。对曲线进行高斯拟合后可以得出：极化电位为-0.76V时，高强钢的保护度达到90.00%，因此确定高强钢在海水中的最正阴极保护电位为-0.76V。
图2 高强钢腐蚀速率和保护度随极化电位变化曲线
2.3最负阴极保护电位
2.3.1力学性能分析
由图3可见，在海水中自腐蚀电位下，高强钢的延伸率小比在去离子水中的以及-0.75V、-0.80V电位下的。说明在海水中自腐蚀电位下，高强钢的韧性较低。当极化电位负于-0.80V时，随着阴极极化电位负移，高强钢的应变量逐渐降低，反映出材料的脆性增加。在电位为-0.80V和-0.85V时，高强钢的应力-应变曲线与在去离子水中的较接近。在所试验的极化电位中，当极化电位负于-0.85V时，材料的应变量开始低于自腐蚀电位下的值，并且从-0.90V电位下开始明显降低，-0.95V和-1.00V电位下，材料应变量相差不大。
图3 不同阴极极化电位下高强钢的应力-应变曲线
由图4（a）可见，随极化电位负移，高强钢的抗拉强度和屈服强度的波动性较小，且三种强度并没有呈现规律性的变化。
由图4（b）可见，随极化电位负移，试样延伸率先增大后减小，在-0.80~-0.85V，取得最大值后而逐渐减小，断面收缩率整体呈下降趋势，当极化电位为-0.90V时，急剧下降至约65.00%，表明材料的韧性降低，脆性逐渐增加。
图4 不同阴极极化电位下高强钢力学性能指标变化曲线
（a）最大抗拉强度、屈服强度、断裂强度；（b）延伸率、断面收缩率
利用工程上常用的氢脆系数FH来评价高强度船体结构钢氢脆敏感性。
式中：FH为氢脆系数，为甘油试验样品，即材料在惰性介质中的断面收缩率；为试样在腐蚀介质中的断面收缩率。将FH＞35%视为断裂区，即材料在这种环境下必定会发生氢脆破坏；将25%≤FH≤35%视为危险区，即材料在这种环境下会有发生氢脆破坏的潜在危险；将FH≤25%视为安全区，即在这种环境下不会由于氢脆导致材料破坏，为使材料在阴极保护中服役安全，阴极保护电位的施加应确保氢脆系数在25%以内，以此确定最负阴极保护电位。
不同极化电位下高强钢的氢脆系数的变化曲线如图5所示。从中可看出：随极化电位负移，高强钢的氢脆系数刚开始平稳波动，随后逐渐增大。在-0.75~-0.85V的电位区间内，高强钢的氢脆系数变化较小，变化范围为1.5%~5.1%。材料还处于安全区范围内，极化电位负于-0.85V以后氢脆系数明显上升，材料脆性迅速增加。根据不同电位下氢脆系数的点进行高斯曲线拟合，在极化电位负于-0.94V之后氢脆系数已高于25%，材料处于危险区。由此确定高强钢的最负阴极保护电位应为-0.94V。
图5 不同极化电位下高强钢的氢脆系数
2.3.2 断口形貌分析
由图6可见，随着阴极极化电位负移，颈缩现象逐渐减小并趋于消失，反映出脆性增加的特征。在海水中自腐蚀电位下，拉伸试样断口有明显的颈缩现象，断口呈杯锥形，有韧性断裂的特征三要素：纤维区、放射区和剪切唇区，扫描电镜观察到大量大小不等的韧窝。随着电位负移，在所加阴极电位为-0.90V时，纤维区仍有部分韧窝，但是并不多见，并且在放射区边缘出现小面积局部河流花样、解理单元细小的准解理组织形貌，表明此时材料虽以韧性断裂为主，但具有一定的脆性断裂倾向。在-0.95V电位下，宏观断口由明显的杯锥形转变为与拉伸方向成近似45°角的断口，且断口比较平齐、光亮，微观形貌绝大部分为解理组织、沿晶、穿晶结构或者两者混合，说明该电位下拉伸断裂主要为脆性断裂，氢脆已非常明显。在-1.00V电位下，断口的缩颈已不明显，出现细小撕裂痕，断口表面出现了大量的沿晶断裂的特征。
图6不同阴极极化电位下高强钢慢拉伸试验断口的三维电镜和SEM照片
（a,b）Ecorr （c,d）-0.75V（e,f）-0.80V （g,h）-0.90V（i,j）-0.95V（k,l）-1.00V
3、结论
模拟深海环境中，阴极极化电位在负于-0.76V时，船用高强钢保护度达到90%以上，即最正阴极保护电位为-0.76V。
在-0.71V~-0.90V电位区间，高强钢主要为韧性断裂；当极化电位负于-0.95V后，断口开始呈现典型脆性断裂，高强钢已进入氢脆的危险区。根据氢脆系数拟合曲线以及氢脆系数在25%进入危险区的判定，在极化电位不超过-0.94V时，船用高强钢在海水中氢脆系数不超过25%，不具有解理、沿晶等脆性断裂特征，即-0.94V为高强钢的最负阴极保护电位。
该船用高强钢的阴极保护电位区间为-0.76V~-0.94V。
选自《腐蚀与防护》 Vol.37 2016.3
作者：闫永贵，博士，高级工程师，任职于中国船舶重工集团公司
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