编订：__________________单位：__________________时间：__________________埋地钢质管道应力腐蚀开裂及其预防(正式) Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level.Word格式 / 完整 / 可编辑文件编号：KG-AO-4667-45 埋地钢质管道应力腐蚀开裂及其预防(正式)使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体、周密的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。

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摘要：阐述了埋地钢质管道应力腐蚀开裂的影响因素和类型，总结了国内外典型的管道应力腐蚀开裂事故和研究状况，提出了预防措施。

关键词：应力腐蚀开裂；埋地钢质管道；腐蚀环境；应力Stress Corrosion Cracking of Buried Steel Pipelineand Its PreventionCHE Li-xin，DUAN Chang-gui(Haerbin Institute of Technology，Haerbin 150090，China)Abstract：The influencing factors and types of stress corrosion cracking(SCC)of buriedsteel pipeline are described，the domestic and foreign typical accidents and the research status of SCC on pipeline are summarized，and the precaution measures are put forward．Key words：stress corrosion cracking；buried steel pipeline；corrosion environment；stress1 概述目前，我国现有油气长输管道超过3×10的4次方(原多次方位置应该标在右上位置，但word格式不支持)km，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。

据有关国家调查统计，每年因腐蚀造成的直接经济损失占当年本国国民经济生产总值的 1.5％～4.2％。

因此，对埋地管道的腐蚀已开展了多年的研究，取得了许多有意义的成果。

但由于管道的土壤环境的变化、工况条件的变化、管道制作及腐蚀控制措施的不同，存在的腐蚀类型也发生了变化。

例如，近年来频繁出现了应力腐蚀事故，对应力腐蚀开裂的研究逐渐增多。

据加拿大11家公司对1985年一1995年间油气管道事故的统计，应力腐蚀开裂占破坏事故总数的17％；日本三菱化工机械公司对10a中破坏事故的调查统计结果表明，应力腐蚀开裂事故占45.6％。

经验表明，应力腐蚀开裂是埋地管道发生突发性破坏事故的主要危险之一。

从腐蚀的类型看，点腐蚀和缝隙腐蚀造成的危害性相对较小，易于控制，而应力腐蚀开裂事故往往是在没有明显预兆的情况下，突然发生管道的灾难性破坏，其后果极其严重。

因此，必须高度重视埋地管道的应力腐蚀开裂，通过研究提出相应的预防措施，将其造成的损失降到最低限度。

2 应力腐蚀开裂的影响因素应力腐蚀开裂(Stress Corrosion Cracking，简称SCC)是指受拉伸应力作用的金属材料在某些特定的介质中，由于腐蚀介质与应力的协同作用而发生的脆性断裂现象。

埋地钢质管道运行中引发应力腐蚀开裂必须同时具备3个条件，即应力、特定的腐蚀环境和敏感的管道材料。

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。

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。

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。

3 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。

3．1 高pH值沿晶型应力腐蚀开裂特征[1、2]①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。

②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。

③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。

④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。

⑤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。

⑥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(参比电极为饱和甘汞电极)为-520～-750 mV。

3．2 近中性低pH值穿晶型应力腐蚀开裂特征[1、2]①一般发生在涂层受损、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。

②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。

③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。

④曾经探测到在距加压站67 km处出现穿晶型应力腐蚀开裂裂纹。

65％的失效发生在加压站和下游第1个阀之间(16～30km)，12％的失效发生在第1个和第2个阀之间，5％的失效发生在第2个和第3个阀之间，18％的失效发生在第3个阀的下游。

⑤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。

⑥发生在自然腐蚀电位为-760～-790 mV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。

3．3 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。

4 管道应力腐蚀开裂事故和研究状况发生在埋地钢质管道上的多起应力腐蚀破坏事故已引起广泛关注。

1965年3月，在美国路易斯安那州Natchitoches镇附近发生了有记录的世界首例高压天然气管道应力腐蚀开裂的严重事故[3]。

1965年一1969年，在美国又发生了11起天然气管道的 SCC事故，对一些重要管道进行水压试验和无损检测，又发现了145处存在着SCC破坏。

1965年一1985年，美国共有约250条管道发生沿晶型SCC事故[4]。

在澳大利亚的一些延伸范围不太大且服役期较短的天然气管道上也发生了SCC事故。

在伊朗、前苏联、巴基斯坦等国家的天然气管道也遭遇到 SCC破坏。

对这些SCC事故开展的大量研究表明，这是高压天然气管线钢在浓的NaHCO₃一Na₂CO₃溶液中发生的高pH值沿晶型应力腐蚀开裂(IGSCC)，溶液pH值一般为9～11，也常称为经典型SCC。

在过去的逾30a里，许多国家的研究者在实验室中对管线钢高pH值情况下的SCC问题展开了广泛的研究。

1985年3月一1986年3月，在加拿大Transcanada公司发生了3起导致天然气管道输气中断的重大事故，被确认为SCC破坏。

1977年一1996年，在加拿大发生了22起埋地管道的SCC破坏事故，其中12起断管，10起泄漏。

加拿大发生的这些管道SCC事故不同于早先许多国家管道上发生的高pH值沿晶型应力腐蚀开裂，而是一种低pH值或称近中性低pH值的穿晶型应力腐蚀开裂(TGSCC)，它是高压天然气管线钢在稀的H₂CO₃- HC0₃-溶液(pH值为5.5～7.5)中发生的SCC破坏。

在我国，统计资料表明，截至1993年底，四川石油管理局输气公司的输气干线共发生硫化物应力腐蚀开裂事故78起，其中川东公司的输气干线共发生硫化物应力腐蚀开裂事故28起，仅1979年8月一1987年3月间就发生12起由硫化物应力腐蚀开裂导致的爆管事故。

由于SCC破坏事故的严重性，加拿大国家能源局在1993年组织了共有47个单位参加的书面听证会，提出了一系列控制SCC破坏和保障管道运行安全的建议，此后在对埋地管道的SCC的管理和研究方面取得了许多重要进展。

然而，在1995年2月和7月，加拿大Transcanada公司的高压天然气管道又接连发生了两起重大事故，前一起引起大火，后一起发生大爆炸。

据查，这两起事故都是由于SCC破坏导致管道断裂。

鉴于SCC事故存在可能在更广泛范围内发生的迹象以及对SCC深入研究的需要，促使加拿大国家能源局于1995年8月又开始了第二次公开听证活动，于1996年11月发布了著名的调研报告《加拿大油气管道的应力腐蚀开裂》［1］，提供了有关加拿大油气管道SCC情况的科学数据，引起了国际上的广泛关注。