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【摘 要】大口径高强度管材存在长距离运输过程中存在着诸多问题。本文综述天然气输送管线土壤环境中的应力腐蚀开裂的形式、发生的介质条件及电位区间，并分析了两种典型应力腐蚀开裂形式的机理。
【关键词】管线钢；应力腐蚀开裂；高pH；近中性Ph；形成机理；影响因素；预防措施
1.应力腐蚀开裂的影响因素
1.1应力
应力的主要作用是使金属发生应变，产生滑移，促进SCC裂纹形成、扩展和断裂。对于管线钢，应力可以来源于管道工作压力，也可以是腐蚀产物膜产生的体积应力或材料制造过程中的残余应力。管道承受的应力按方向分为轴向应力和径向应力，SCC裂纹在径向应力的作用下沿轴向萌生和扩展，而在轴向应力的作用下沿径向扩展。发生应力腐蚀的应力存在一个临界值，不仅应力的大小，而且应力的波动也是影响SCC的力学因素。管道应力波动主要来源于管道工作压力的循环波动。由于管道运输向着大口径、高输送压力方向发展，因而工作压力的影响不可忽视，而工作压力可产生径向应力进而导致轴向SCC的产生。
1.2腐蚀环境
金属管道只有在特定的腐蚀介质中才会产生应力腐蚀开裂，对油、气输送管道，内部腐蚀介质的影响因素主要为H2S，外部腐蚀介质的影响因素主要为土壤和地下水中的NO3-、OH-、CO2-3、HCO3-和 Cl-等。另外，阴极保护电位和环境pH值对管线钢的SCC也有重要影响。
1.3管道材料
金属材料的敏感性与钢材种类、钢材的等级、制造工艺、表面状态有关。管道发生应力腐蚀开裂是腐蚀和应力两种因素通过相互协同作用而促进发生的，这两种因素的联合作用所引起的破坏远远大于单一因素分别作用后再叠加起来的结果。产生SCC的应力不一定很大，远低于管线钢的屈服极限，若没有腐蚀介质存在，管道可以长期服役而不会发生任何腐蚀破坏；反之亦然，产生SCC的特定介质的腐蚀性往往也是轻微的，如果没有应力存在，材料在这种介质中可能是足够耐腐蚀的。因此，应力腐蚀开裂是最严重的局部腐蚀破坏形式之一。
2.管线钢应力腐蚀开裂的类型
按照内外腐蚀介质对管线钢的影响，可分为受土壤中腐蚀介质影响的应力腐蚀开裂和受管内腐蚀介质影响的硫化物应力腐蚀开裂两类。管线钢在土壤中发生的应力腐蚀开裂主要分为高pH值沿晶型应力腐蚀开裂IGSCC和近中性低pH值穿晶型应力腐蚀开裂(TGSCC)两种类型。
2.1高pH值沿晶型应力腐蚀开裂特征
发生在浓的碳酸盐和碳酸氢盐环境中，介质的pH值较高，通常为9～11；裂纹形态为沿晶型，裂纹密而窄，侧壁无明显腐蚀，沿晶型裂纹为主；与温度有关，在22～90℃下，裂纹扩展速率随温度上升而成指数关系增大；裂纹多出现在距加压站1～2个控制阀处，该部位的压力和压力波动比稍远的下游高。失效数量随距加压站距离的增加和管道温度的降低而显著降低；与特殊的地势、干湿交替的土壤以及可使防腐涂层剥离或损伤的土壤有关；发生在特定的开裂电位范围，随温度变化，在室温下的开裂电位为-520～-750mV。
2.2近中性低pH值穿晶型应力腐蚀开裂特征
一般发生在涂层受损、剥离和多孔渗水处，在含CO2的稀电解液中形成，pH值为5.5～7.5；裂纹形态为穿晶型，侧壁有明显腐蚀，裂纹深入扩展后变窄，以较宽的穿晶型裂纹为主；与温度无明显关系，也发生在地下水中 CO2含量较高的寒冷地带；曾经探测到在距加压站67km处出现穿晶型应力腐蚀开裂裂纹；与特殊的地势、干湿交替的土壤以及可使涂层剥离或损伤的土壤有关；发生在自然腐蚀电位为-760～-790mV处。由于涂层的屏蔽或其他原因，阴极极化无法到达管子表面。
2.3硫化物应力腐蚀开裂
我国生产运输的油气中广泛存在着硫化氢，致使油气输送管道的内壁存在着硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)的威胁。如果在输送气体中含有水分，H2S、 CO2溶于水中便形成了腐蚀性介质，管道表面的各种缺陷为易腐蚀的薄弱环节，在应力和腐蚀性介质的联合作用下，在金属表面钝化膜破裂处及其他缺陷处一般产生点腐蚀，在点蚀坑的底部易引发应力腐蚀开裂的初始裂纹，并通过应力和腐蚀介质的协同作用使裂纹继续生长扩展，直至材料失稳断裂。
3.管道应力腐蚀开裂事故和研究状况
到目前为止，国内外学者对管线钢在近中性pHSCC提出了三种机制：阳极溶解机制、氢致开裂机制和阳极溶解与氢脆交互作用机制。
3.1阳极溶解机制
在近中性pHSCC机理研究的中，对于形成的机理没有任何一种观点能达到广泛的共识。Wilmott等在414钢+NS4溶液杯中进行了电化学实验和裂纹扩展实验，得出近中性pHSCC可能是AD机制，但同时氢的作用也不能忽视。在室温下X80管线钢的SCC是阳极溶解和膜破裂机制。
3.2氢致开裂机制
经典的氢致开裂理论认为由于腐蚀的阴极反应析出氢，氢原子扩散到裂缝尖端的金属内部，集中在晶格中三轴向应变的局部区域，使得这一区域变脆，在一定的拉应力作用下产生脆断。HIC机制普遍认为：氢能促进位错的发生和运动，因此在比空拉时更低的外应力作用下，由于氢促进的局部塑性变形就会发展到临界条件，促使金属局部地区的应力集中等于被氢降低了的原子键结合力，或降低了裂缝前缘原子键结合能，或由于吸收氢而降低了表面能，或形成H2造成了内高压，促进了位错运动，生成了氢化物等，从而导致了氢致微裂纹在该处形核。
3.3阳极溶解和氢脆交互作用机制
Parkins提出的阳极溶解和氢脆交互作用机理得到了更多学者的认可。其阳极溶解与氢脆交互作用的模型为：裂纹起始于钢管表面的蚀坑处，此处局部环境的pH较低，并在蚀坑内产生了氢原子；地下水中CO2促进形成了近中性pH环境；某些电解原子氢渗入钢的基体，使钢的局部力学性能退化，裂纹就可以在阳极溶解和氢脆联合作用下起始和长大。
管线钢的应力腐蚀受到材料、力学及环境因素的影响，这些因素通过影响对材料的电化学行为、传质动力学、氢的吸附和扩散聚集等发生作用，进而对裂纹的形核、扩展过程产生影响。因此，研究其开裂机理必须综合考虑这三方面的协同作用。
4.埋地管道应力腐蚀开裂的预防措施
4.1建立管道寿命预测和SCC控制方法
我国对埋地管道在近中性低pH值环境下的应力腐蚀开裂研究和工程实践比较少，应该尽早建设结合我国国情的埋地管道应力腐蚀开裂专家系统，建立埋地管道寿命预测和SCC控制方法，对埋地管道引发SCC的可能性进行评估，开展应力腐蚀开裂倾向的预测，保障埋地管道的安全服役。
4.2发展管道内壁的在线检测技术
漏磁腐蚀检测和超声波检测法，以及采用微机网络系统为基础的SCADA技术对管道的运行情况进行实时监测，并以数据及图形方式再现埋地管道的详尽情况，为管道管理者提供决策参考。
4.3采用性能优良的防腐层
对埋地管道选择防腐层时，应考虑防腐层对SCC的影响。在新管道上阻抑SCC发生较为有效的措施是使用性能优良的防腐层以及同时对管道施加阴极保护。能阻止形成致裂环境，防止电解质溶液与管道钢材表面的接触；防腐层脱落或破损时能允许阴极保护电流通过；防腐层施工时通过改变管道表面状态来降低残余应力。
4.4重视H2S对埋地管道SCC的影响
欧洲腐蚀理事会对碳钢和低合金钢选材发表了专题报告，给出了明确的防止H2S应力腐蚀失效的选材标准，我国已有实验证明，EFC准则对实际选材具有明显的应用价值。同时，加强对天然气气质检测，把H2S浓度控制在标准参数以下，这是防止SSCC的重要措施。
4.5加工及操作措施
通过热处理消除材料内部的残余应力，如喷丸或喷砂处理使材料表面产生压应力，以降低静拉伸应力的作用；酸洗设备表面，以获得最佳的表面状态；控制焊缝的化学成分，避免焊缝合金成分超标，把焊缝的强度保持在可接受水平上；控制介质流速，以免发生严重的冲刷腐蚀；加强腐蚀监测。
5.结束语
目前，我国现有油气长输管道超过3×104km，其中60％已进入事故多发期。城市燃气管网建设和更新改造也在快速发展。由腐蚀、开裂和机械损伤等造成的事故十分频繁，预防埋地管道产生腐蚀破坏，保障管道的长期安全运行，成为备受关注的重要问题。
【关键词】管线钢；应力腐蚀开裂；高pH；近中性Ph；形成机理；影响因素；预防措施
1.应力腐蚀开裂的影响因素
1.1应力
应力的主要作用是使金属发生应变，产生滑移，促进SCC裂纹形成、扩展和断裂。对于管线钢，应力可以来源于管道工作压力，也可以是腐蚀产物膜产生的体积应力或材料制造过程中的残余应力。管道承受的应力按方向分为轴向应力和径向应力，SCC裂纹在径向应力的作用下沿轴向萌生和扩展，而在轴向应力的作用下沿径向扩展。发生应力腐蚀的应力存在一个临界值，不仅应力的大小，而且应力的波动也是影响SCC的力学因素。管道应力波动主要来源于管道工作压力的循环波动。由于管道运输向着大口径、高输送压力方向发展，因而工作压力的影响不可忽视，而工作压力可产生径向应力进而导致轴向SCC的产生。
1.2腐蚀环境
金属管道只有在特定的腐蚀介质中才会产生应力腐蚀开裂，对油、气输送管道，内部腐蚀介质的影响因素主要为H2S，外部腐蚀介质的影响因素主要为土壤和地下水中的NO3-、OH-、CO2-3、HCO3-和 Cl-等。另外，阴极保护电位和环境pH值对管线钢的SCC也有重要影响。
1.3管道材料
金属材料的敏感性与钢材种类、钢材的等级、制造工艺、表面状态有关。管道发生应力腐蚀开裂是腐蚀和应力两种因素通过相互协同作用而促进发生的，这两种因素的联合作用所引起的破坏远远大于单一因素分别作用后再叠加起来的结果。产生SCC的应力不一定很大，远低于管线钢的屈服极限，若没有腐蚀介质存在，管道可以长期服役而不会发生任何腐蚀破坏；反之亦然，产生SCC的特定介质的腐蚀性往往也是轻微的，如果没有应力存在，材料在这种介质中可能是足够耐腐蚀的。因此，应力腐蚀开裂是最严重的局部腐蚀破坏形式之一。
2.管线钢应力腐蚀开裂的类型
按照内外腐蚀介质对管线钢的影响，可分为受土壤中腐蚀介质影响的应力腐蚀开裂和受管内腐蚀介质影响的硫化物应力腐蚀开裂两类。管线钢在土壤中发生的应力腐蚀开裂主要分为高pH值沿晶型应力腐蚀开裂IGSCC和近中性低pH值穿晶型应力腐蚀开裂(TGSCC)两种类型。
2.1高pH值沿晶型应力腐蚀开裂特征
发生在浓的碳酸盐和碳酸氢盐环境中，介质的pH值较高，通常为9～11；裂纹形态为沿晶型，裂纹密而窄，侧壁无明显腐蚀，沿晶型裂纹为主；与温度有关，在22～90℃下，裂纹扩展速率随温度上升而成指数关系增大；裂纹多出现在距加压站1～2个控制阀处，该部位的压力和压力波动比稍远的下游高。失效数量随距加压站距离的增加和管道温度的降低而显著降低；与特殊的地势、干湿交替的土壤以及可使防腐涂层剥离或损伤的土壤有关；发生在特定的开裂电位范围，随温度变化，在室温下的开裂电位为-520～-750mV。
2.2近中性低pH值穿晶型应力腐蚀开裂特征
一般发生在涂层受损、剥离和多孔渗水处，在含CO2的稀电解液中形成，pH值为5.5～7.5；裂纹形态为穿晶型，侧壁有明显腐蚀，裂纹深入扩展后变窄，以较宽的穿晶型裂纹为主；与温度无明显关系，也发生在地下水中 CO2含量较高的寒冷地带；曾经探测到在距加压站67km处出现穿晶型应力腐蚀开裂裂纹；与特殊的地势、干湿交替的土壤以及可使涂层剥离或损伤的土壤有关；发生在自然腐蚀电位为-760～-790mV处。由于涂层的屏蔽或其他原因，阴极极化无法到达管子表面。
2.3硫化物应力腐蚀开裂
我国生产运输的油气中广泛存在着硫化氢，致使油气输送管道的内壁存在着硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)的威胁。如果在输送气体中含有水分，H2S、 CO2溶于水中便形成了腐蚀性介质，管道表面的各种缺陷为易腐蚀的薄弱环节，在应力和腐蚀性介质的联合作用下，在金属表面钝化膜破裂处及其他缺陷处一般产生点腐蚀，在点蚀坑的底部易引发应力腐蚀开裂的初始裂纹，并通过应力和腐蚀介质的协同作用使裂纹继续生长扩展，直至材料失稳断裂。
3.管道应力腐蚀开裂事故和研究状况
到目前为止，国内外学者对管线钢在近中性pHSCC提出了三种机制：阳极溶解机制、氢致开裂机制和阳极溶解与氢脆交互作用机制。
3.1阳极溶解机制
在近中性pHSCC机理研究的中，对于形成的机理没有任何一种观点能达到广泛的共识。Wilmott等在414钢+NS4溶液杯中进行了电化学实验和裂纹扩展实验，得出近中性pHSCC可能是AD机制，但同时氢的作用也不能忽视。在室温下X80管线钢的SCC是阳极溶解和膜破裂机制。
3.2氢致开裂机制
经典的氢致开裂理论认为由于腐蚀的阴极反应析出氢，氢原子扩散到裂缝尖端的金属内部，集中在晶格中三轴向应变的局部区域，使得这一区域变脆，在一定的拉应力作用下产生脆断。HIC机制普遍认为：氢能促进位错的发生和运动，因此在比空拉时更低的外应力作用下，由于氢促进的局部塑性变形就会发展到临界条件，促使金属局部地区的应力集中等于被氢降低了的原子键结合力，或降低了裂缝前缘原子键结合能，或由于吸收氢而降低了表面能，或形成H2造成了内高压，促进了位错运动，生成了氢化物等，从而导致了氢致微裂纹在该处形核。
3.3阳极溶解和氢脆交互作用机制
Parkins提出的阳极溶解和氢脆交互作用机理得到了更多学者的认可。其阳极溶解与氢脆交互作用的模型为：裂纹起始于钢管表面的蚀坑处，此处局部环境的pH较低，并在蚀坑内产生了氢原子；地下水中CO2促进形成了近中性pH环境；某些电解原子氢渗入钢的基体，使钢的局部力学性能退化，裂纹就可以在阳极溶解和氢脆联合作用下起始和长大。
管线钢的应力腐蚀受到材料、力学及环境因素的影响，这些因素通过影响对材料的电化学行为、传质动力学、氢的吸附和扩散聚集等发生作用，进而对裂纹的形核、扩展过程产生影响。因此，研究其开裂机理必须综合考虑这三方面的协同作用。
4.埋地管道应力腐蚀开裂的预防措施
4.1建立管道寿命预测和SCC控制方法
我国对埋地管道在近中性低pH值环境下的应力腐蚀开裂研究和工程实践比较少，应该尽早建设结合我国国情的埋地管道应力腐蚀开裂专家系统，建立埋地管道寿命预测和SCC控制方法，对埋地管道引发SCC的可能性进行评估，开展应力腐蚀开裂倾向的预测，保障埋地管道的安全服役。
4.2发展管道内壁的在线检测技术
漏磁腐蚀检测和超声波检测法，以及采用微机网络系统为基础的SCADA技术对管道的运行情况进行实时监测，并以数据及图形方式再现埋地管道的详尽情况，为管道管理者提供决策参考。
4.3采用性能优良的防腐层
对埋地管道选择防腐层时，应考虑防腐层对SCC的影响。在新管道上阻抑SCC发生较为有效的措施是使用性能优良的防腐层以及同时对管道施加阴极保护。能阻止形成致裂环境，防止电解质溶液与管道钢材表面的接触；防腐层脱落或破损时能允许阴极保护电流通过；防腐层施工时通过改变管道表面状态来降低残余应力。
4.4重视H2S对埋地管道SCC的影响
欧洲腐蚀理事会对碳钢和低合金钢选材发表了专题报告，给出了明确的防止H2S应力腐蚀失效的选材标准，我国已有实验证明，EFC准则对实际选材具有明显的应用价值。同时，加强对天然气气质检测，把H2S浓度控制在标准参数以下，这是防止SSCC的重要措施。
4.5加工及操作措施
通过热处理消除材料内部的残余应力，如喷丸或喷砂处理使材料表面产生压应力，以降低静拉伸应力的作用；酸洗设备表面，以获得最佳的表面状态；控制焊缝的化学成分，避免焊缝合金成分超标，把焊缝的强度保持在可接受水平上；控制介质流速，以免发生严重的冲刷腐蚀；加强腐蚀监测。
5.结束语
目前，我国现有油气长输管道超过3×104km，其中60％已进入事故多发期。城市燃气管网建设和更新改造也在快速发展。由腐蚀、开裂和机械损伤等造成的事故十分频繁，预防埋地管道产生腐蚀破坏，保障管道的长期安全运行，成为备受关注的重要问题。