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AbstractThe high-temperature corrosion behaviors of the equimolar CrCoNi medium-entropy alloy and CrMnFeCoNi high-entropy alloy were studied in a gas atmosphere consisting of a volumetric mixture of 10% H2O, 2% O2, 0.5% SO2, and 87.5% Ar at 800 °C for up to 96 h. Both alloys were initially single-phase fcc with a mean grain size of ~ 50 μm and a homogeneous chemical composition. The oxide layer thickness of CrMnFeCoNi increased linearly with exposure time while it remained constant at ~ 1 μm for CrCoNi. A Cr2O3 layer and minor amounts of (Co,Ni)Cr2O4 developed on the latter while three oxide layers were detected on the former, i.e., a thin and continuous chromium rich oxide layer at the oxide/alloy interface, a dense (Mn,Cr)3O4 layer in the center and a thick and porous layer of Mn3O4 and MnSO4 at the gas/oxide interface. Additionally, a few metal sulfides were observed in the CrMnFeCoNi matrix. These results were found to be in reasonable agreement with thermodynamic calculations.
Depending on the CO2 generating and the capture process as well as on consecutive purification steps applied, CO2 streams from different emitters may differ in their composition. When CO2 streams with different compositions are fed into a larger pipeline network, there are several aspects that must be considered: i) chemical reactions, such as acid formation, may occur within the joint CO2 stream; ii) there may be a variation of mass flow rate and CO2 stream composition within the pipeline network if the feed-in behavior of different CO2 sources changes with time. Potential impacts of changing CO2 stream compositions and mass flow rates in CCS cluster systems were investigated in the collaborative project "CLUSTER" (see also www.bgr.bund.de/CLUSTER). In this presentation, we focus on the experimental investigations of formation and condensation of strong acids and their impacts on the corrosion of pipeline steels. When SO2, NO2, O2 and H2O are present simultaneously in CO2 streams chemical cross-reactions may occur leading to the formation of strong acids such as sulfuric and nitric acid. To prevent this acid formation the concentration of at least one of these four impurities must be kept very low (e.g., Rütters et al., 2016). At temperatures below the acid dew point temperature, acids will condense, e.g., on pipeline steel surfaces. In turn, these acid condensates may trigger steel corrosion. To better understand the process of acid formation and condensation and its implications for steel corrosion, exposure tests were performed on pipeline steel X70 in dense CO2 with varying SO2, NO2 and O2 concentration under high pressure and at 278 K in an observable autoclave, in which water was added as droplets or as vapor. Further, electrochemical tests were carried out with X70 specimens immersed in 500 mL CO2-saturated synthetic condensate solution or in droplets of the same solution on the specimen’s surface. Depending on impurity concentrations in the CO2 streams, condensates consisting of different relative amounts of nitric and sulfuric acid were formed. In condensates containing both nitric and sulfuric acid, corrosion rates were higher than the sum of those of the individual acids. In addition, corrosion products and forms depended on the condensate composition. Investigations of water droplets on steel surfaces in impurity-containing dense-phase CO2 revealed the diffusion of SO2 and NO2, followed by cross-reactions forming corresponding acids. An increase in droplet size (from 1 to 5 µl) lead to higher corrosion rates. However, in comparison to measurements in bulk solution, corrosion reactions in droplets resulted in thick, high-resistance corrosion products and observed droplet corrosion rates were significantly lower. In addition, the possibility of acid droplet formation and growth in impure liquid CO2 is influenced by the wetting behavior of the acid droplet on the steel surface. Thus, the contact angle between a water droplet and the surface steel specimens in a CO2 atmosphere was investigated in a high pressure view cell following the sessile drop method. The contact angle wasand found to be larger at higher CO2 pressures (studied from 5 to 20 MPa) and at higher temperatures (e.g. 278 K to 333 K). Further, measured contact angles were larger on rough than on smooth metal surfaces. In addition, acid formation reduced the contact angle, i.e. lead to better wetting, thereby stimulating condensation that was followed by a corrosion process. These detailed insights on the complex interplay of acid formation, condensation, wetting behavior and corrosion allow a better assessment of material suitability for pipeline transportation of impure CO2 streams
By exposure and electrochemical tests in the laboratory the Cu-effect on corrosion behavior of carbon steel, high-alloyed steels and Ti-alloy can be assessed.
Critical materials specific properties were determined by static exposure and electrochemical tests in an artificial geothermal water with high salinity and low pH, containing Cu. Conclusions were drawn using characteristic potential values.
It could be shown that significant Cu-deposition and -precipitation only occurred in combination with carbon steel. High-alloyed materials (S31603, S31653, S31700, S31703, S31803 and N08904) prevent the disturbing Cu-agglomeration. Therefore, they are suitable to be chosen for future design of the piping system, either in massive or in cladded form, if formation of crevices with non-metallic materials can be excluded.
From the interactions and pitting corrosion point of view, R50400 seems to be most favorable.
Ferritic steels with Cr-contents up to 13 wt. % are used as building components in combustion based power plants. These materials are subject to aggressive corrosion caused by the reaction of the steel with highly corrosive gases under high temperatures up to 620°C. Detailed knowledge about corrosion mechanisms regarding the attack of gaseous sulfur dioxide have a significant influence and are not entirely understood. The reaction with SO2 can be seen as two simultaneous processes; oxidation and sulfidation. Especially in the initial state, these processes are more kinetically controlled than thermodynamically. However, a detailed knowledge is a key aspect to understand the complex high temperature corrosion of high alloyed steels with a variety of alloying components ageing under combustion gases with a variety of gas components such as CO2, O2, N2, or SO2/SO3, and to better predict altering of building components and inspection intervals. To get more information about corrosion mechanisms in general and the simultaneous process of oxidation and sulfidation under SO2, initial stadia of the corrosion mechanism have to be studied. In order to minimize and control the free parameters of the corrosion procedure, simplified systems with model alloys and simplified gas compositions are a feasible tool.
The current presentation will deal with the initial stages of high temperature corrosion on Fe-Cr model alloys under SO2+Ar atmospheres. Experiments took place using an infra-red light furnace with higher heating and cooling rates compared to regular tubular furnaces to preserve the high temperature phase distribution. Pure Fe, Fe with 2 wt. % and 13 wt. % Cr were used and aged for time scales between 30s < t < 6h under 0.5% SO2 and 99.5% Ar. Specific positions on each sample were marked with Vickers indentations and the crystal orientations were analyzed using ‘Electron Backscatter Diffraction’ (EBSD) to get the orientation of the ferrite grains in advance. After the corrosion experiment, the same positions were analyzed again using scanning electron microscopy (SEM) and electron microprobe analysis (EMPA) to correlate the crystal orientation with the corrosion product and the elemental distribution. Further, cross sections of the samples were prepared to analyze the phase distribution in depth. Even though Cr and Fe form a solid solution in the crystal lattice, a significant difference in oxide island growth was observed for orientation dependent corrosion on different Fe-Cr alloys.
Hard protective coatings deposited by physical vapour deposition (PVD) methods have been characterised for decades for their corrosion protection capabilities. However, due to growth defects single PVD deposited hard coatings with a thickness below 10 μm are usually not capable to reliably protect steel substrates from corrosion in neutral salt spray (NSS) tests.
In this study, 2.5 μm thick TiN and TiMgN films with Mg-contents between 10 and 35 at.-% were deposited onto 1.3505 steel samples by DC magnetron sputtering. The growth defect concentration on each as-deposited sample was determined by large area high resolution (LAHR) mapping, a confocal microscopy based measurement and evaluation method recently introduced. The NSS test results were thus evaluated not only in relation to the Mg content, but also to the amounts and sizes of growth defects, which markedly reduced random influences. Further characterisations of the TiMgN-coated samples comprised hardness, tribological and electrochemical behaviour of the films as well as the microstructure of selected growth defects. TiMgN with a high Mg content of 35 at.-% showed drastically improved corrosion protection capabilities for steel substrates compared to pure TiN. Coated polished as well as sandblasted samples showed almost no corrosion after 24 h in a NSS test. The defect concentration data further indicated an improved corrosion protection also for TiMgN with lower Mg contents. Cathodical corrosion protection was identified to be the main corrosion protection mechanism. The hardness of TiMgN with 35 at.-% Mg is markedly reduced, nevertheless it showed a good tribological behaviour against e.g. steel. This coating material hence demonstrates a unique combination of wear and corrosion protection properties.
Die Schädigung von Gefahrgutbehältern während ihres Transports durch Korrosion und Ermüdungsrisswachstum sind Ursache von Unfällen, die Menschenleben gefährden, die Umwelt schädigen und hohe Sachschäden verursachen. Um solchen Unfällen vorzubeugen, werden präventive Intervallprüfungen durchgeführt. Diese sind jedoch kostenintensiv, unter anderem durch die Standzeit der Transportmittel. Eine Alternative bietet die Idee einer kontinuierlichen Zustandsüberwachung mittels Schallemissionsprüfung (SEP). So sollen Materialfehler sofort nach dem Entstehen entdeckt und repariert werden können. Die Schallemissionsprüfung ist eine online Methode der Familie der zerstörungsfreien Prüfung. Schallemission (SE) wird durch Veränderungen im Material erzeugt und durch elastische Wellen als Körperschall transportiert. Erzeugt das Schallemissionsereignis genug Energie, damit sich eine elastische Welle bis zum Rand eines Bauteils ausbreiten kann, entsteht dort eine Oberflächenverschiebung im Pikometer-Bereich, die mithilfe von piezoelektrischen Sensoren detektiert werden kann. Der Sensor gibt ein elektrisches Signal aus. Aus diesem transienten SE-Signal lassen sich SE-Parameter wie die Maximalamplitude oder die Frequenz extrahieren. Durch Methoden der Signalanalyse können Signalgruppen in der Zeit- und Frequenzebene untersucht werden. Durch Wellenmodenanalysen lassen sich beispielsweise Aussagen über die Art der Quelle machen. Diese Methoden werden angewendet, um aus dem SE-Signal Rückschlüsse auf die Quelle der Schallemission zu ziehen. Werden definierte Schadensmechanismen erkannt, können Hinweise auf den Schadenszustand des Bauteils gegeben werden. Durch Schallemission, die durch den Rissfortschritt erzeugt wird, kann beispielsweise ein Zusammenhang zur Rissfortschrittsrate und zum Spannungsintensitätsfaktor geschlossen werden. Eine neue Entwicklung im Bereich der Schallemissionsprüfung ist die Mustererkennung von SESignalen. Aus den Signalen werden spezifische Merkmale extrahiert, die sie ihren Schadensmechanismen zuordnen sollen. Für die Schadensmechanismen Korrosion und Ermüdungsrisswachstum findet in dieser Arbeit eine vergleichende Analyse von SE-Signalen statt. Die Schadensmechanismen werden anwendungsnah auf großen Platten in der Wärmeeinflusszone einer Schweißnaht generiert und ihre SE-Signale definiert aufgenommen. Dafür werden Resonanzsensoren verwendet, die auf der einen Seite durch ihre Frequenzabhängigkeit sehr empfindlich die kleinste Oberflächenbewegungen reagieren und somit auch für die Anwendung in einer Zustandsüberwachung geeignet sind, jedoch andererseits frequenzbasierte Methoden der Signalanalyse erschweren. Es werden reines Ermüdungsrisswachstum, Ermüdungsrisswachstum unter dem Einfluss von Korrosion sowie reine Oberflächenkorrosion generiert. Die Signalgruppen der Schadensmechanismen werden anhand ihrer Parameter verglichen; anhand von Wellenmodenanalysen können erste Unterschiede, trotz des starken Sensoreinflusses im Frequenzbereich, festgestellt werden. Der Schadenszustand der Proben wird durch bruchmechanische Kenngrößen in Zusammenhang mit SE-Parametern der Signalgruppen gebracht. Ferner findet eine Mustererkennung der SE-Signale statt. Dafür werden zwei Methoden des überwachten Lernens verwendet: eine automatisierte Merkmalsauswahl mithilfe eines kommerziellen Mustererkennungssystems, bei dem hauptsächlich frequenzabhängige Merkmale generiert werden sowie eine parameterbasierte Mustererkennung. Bei der parameterbasierten Mustererkennung wird die Einteilung in Signalklassen aufgrund der Häufigkeitsverteilung der SE-Parameter aus den Signalen der untersuchen Schadensmechanismen vorgenommen. Dabei ergeben beide Methoden, insbesondere für die Schädigung durch Korrosion, eine gute Zuordnung der SE-Signale in die richtige Schädigungsklasse. Abschließend findet unter Berücksichtigung der Nachweisbarkeit von SE-Ereignissen und der Klassifizierbarkeit von SE-Signalen eine Einschätzung zu Chancen und Risiken der permanenten Zustandsüberwachung mittels Schallemissionsprüfung statt. Dazu werden unter anderem eigene Messungen an Tankfahrzeugen hinzugezogen sowie Ergebnisse aus zyklischer und statischer Belastung verglichen. Es wird eine Abschätzung zur Wahl der Überwachungsmethode an Gefahrgutbehältern gegeben.
Korrosionsprozesse und Aufkohlung von ferritisch-martensitischen Stählen in H2O-CO2 Atmosphären
(2010)
Ca. ein Viertel des in Deutschland emittierten CO2stammt aus fossil befeuerten Dampfkraftwerken, dessen Anteil es durch die Weiterentwicklung von CO2-Abtrennungstechnologien mit anschließender Speicherung in geologischen Formationen und durch die Gestaltung neuer CO2-armer Kraftwerksprozesse zu reduzieren gilt. Die hierzu in Deutschland laufenden Programme werden unter anderem innerhalb des COORETEC-Programms (CO2-Reduktions-Technologie-Programm) koordiniert [COR-04]. Allen CO2-Reduktionstechnologien ist gemein, dass die Erzeugung von speicherfähigem CO2 (Luftzerlegung zur Produktion von reinem Sauerstoff, der Separationsprozess von CO2 aus dem Rauchgas und das Komprimieren des CO2) energieaufwändig ist. Um eine CO2- Abtrennung aus den Rauchgasen und dessen Kompression wirtschaftlich zu machen, wird für kohlebefeuerte Kraftwerke eine Erhöhung des Wirkungsgrades der thermisch-elektrischen Energiewandlung angestrebt [KRA-06]. Der Wirkungsgrad ist das Verhältnis der gewonnenen elektrischen Leistung zur Wärme, die aus der Verbrennung eines Brennstoffes entsteht [DUB-90]. Er lasst sich für Dampfkraftwerke unter anderem erhöhen durch die Anhebung der Dampfparameter (Druck und Temperatur). Derzeit liegen die Dampfparameter im Bereich von 600°C und 250 bar Druck [VIS-00][VIS-06] und sollen auf 720 °C Dampftemperatur und 350 bar Druck angehoben werden [COR-99]. Eine Erhöhung des Wirkungsgrades des Grundkraftwerks ohne CO2-Abscheidung von 50 % oder mehr wird angestrebt, um eine CO2-Speicherung technisch und wirtschaftlich möglich machen [COR- 04]. Ein Ziel sind Dampfkraftwerke mit Oxyfuel-Verbrennung, bei denen die Abtrennung von CO2 nach dem Verbrennungsprozess stattfindet (post-combustion) [VAT-08]. Die Kohle wird mit reinem Sauerstoff an Stelle von Luft zu einem kohlendioxidangereicherten Rauchgas umgesetzt, aus denen sich nach der Kondensation des Wassers, der Entschwefelung und der Entstickung je nach Stickstoffanteil des Brennstoffs ein kohlendioxidreiches Gas generieren lasst. Je nach Kohle und Vorbehandlung der Kohlen variiert der CO2-Gehalt am Verbrennungsraumausgang (Boiler) zwischen 50 und 70 Vol %. Der Wasseranteil beträgt 16-25 Vol % und der überschüssige Sauerstoff ändert sich im Bereich von 2,5 und 4,5 Vol % [KAs-08-1][ KAs-08-2][BOI-09][CAU-09][STR-09]. Das gleiche Verbrennungsgas entsteht wahrend der druckgeladenen Wirbelschichtfeuerung mit reinem Sauerstoff [HON-09]. Für die Korrosionsuntersuchungen in dieser Arbeit wurde eine Gaszusammensetzung von 70 mol % Kohlendioxid und 30 mol % Wasserdampf genutzt. Ein Schaubild der von Vattenfall im September 2008 in Betrieb genommenen Oxyfuel-Pilotanlage ist in Abbildung 1-1 zu sehen. Wichtige Komponenten sind der gesamte Dampfkreislauf mit Dampfturbine, die Luftzerlegungsanlage zur Erzeugung von reinem Sauerstoff und der Kessel, in dem die eigentliche Verbrennung stattfindet, sowie die Entstaubung und Entschwefelung [VAT-08]. Eine weitere effiziente Technologie mit CO2-Abscheidung stellt der IGCC-Prozess (Integrated Gasification Combustion Cycle) dar. Er gehört zu den pre-combustion-Technologien, bei denen die Abscheidung des CO2 vor der Verbrennung stattfindet. An dieser Stelle sei auf die umfangreiche Literatur hingewiesen, in der IGCC-Prozesstechnik thematisiert wird. Die Entwicklung und die Eigenschaften der Werkstoffe spielen bei Erhöhung der Wirkungsgrade in Oxyfuel-Kraftwerken eine bedeutende Rolle, da sie erhöhten Dampfparametern und veränderten Rauchgaszusammensetzungen widerstehen müssen. Heute werden die Dampferzeugerrohre und Dampf führende Rohrleitungen in konventionellen Kohle befeuerten Dampfkraftwerken aus kriechfesten und korrosionsbeständigen Materialien gefertigt, die unter Kraftwerksbedingungen eine Lebensdauer von 100 000 h erreichen sollen [HAH-04][VIS-00][VIS-06][FUJ-92][ENN-07-2]. In Abhängigkeit von der Belastung werden für die verschiedenen Komponenten im Kraftwerk unterschiedliche Werkstoffe eingesetzt, welche optimiert für die anliegenden Bedingungen sind. Der Kessel (Verbrennungsraum) besteht aus einem Rohrsystem, die Membranwände genannt werden. Diese werden in mit Luft befeuerten Kraftwerken aus niedrig legierten Stahlen wie z.B. 13CrMo44 und T24 gefertigt. Sie werden maximal Temperaturen bis 525 °C ausgesetzt [ASM-96][VIS-00]. Innerhalb des Verbrennungsraumes sind Überhitzerrohre angeordnet, in denen Wasserdampf überhitzt und unter Druck gesetzt wird. Für Überhitzerrohre werden kriechresistente ferritisch-martensitische Stähle genutzt, welche sich durch eine hohe Festigkeit, hohe Bruchzähigkeit, Schweißbarkeit und im Vergleich zu austenitischen Stahlen geringen Wärmeausdehnungskoeffizienten auszeichnen [BEN- 02][VIS-00][VIS-06]. Die höchsten Einsatztemperaturen liegen für die ferritisch-martensitischen Stähle in Abhängigkeit ihrer Kriechfestigkeit heute bei maximal 620°C [VIS-00][VIS-06]. Typische Vertreter gehören zur Gruppe der hochwarmfesten Stahle 9-12 % Chrom-Stahle (z.B. X20CrMoV12-1, T91, T92) [BUR-06]. Die Anhebung der Dampfparameter Druck und Temperatur in Kombination mit der veränderten Rauchgaszusammensetzung im Oxyfuel-Kraftwerk haben einen unbekannten Einfluss auf die in Kraftwerken typischerweise eingesetzten kriech- und korrosionsresistenten Werkstoffe. In der vorliegenden Arbeit werden entsprechend den beschriebenen Bedingungen Temperaturen zwischen 500 und 650 °C, Drucke von 1, 30 und 80 bar und eine Gaszusammensetzung von 30 mol % H2O und 70 mol % CO2 auf verschiedene Stahle angewendet. Die Einflüsse der genannten Parameter sind Gegenstand dieser Arbeit.