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时间:2019-11-26
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1、探析天然气输送管线钢应力腐蚀开裂原因【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
2、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N03・、0H・、CO2-3.
3、HC03-和CI■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see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
4、蚀开裂是最严重的局部腐蚀破坏形式之一。1•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22〜909下,裂纹扩展速率随温度上升而
5、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--750mVo2.2近中性低pH值穿晶型应力腐蚀开裂特征—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
6、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、C02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
7、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。1•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
8、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
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