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。
该报告对埋地管线钢的SCC特征及发展的描述是：小裂纹从管道外壁萌生，开始时肉眼不可见，通常是成群出现，所有裂纹位于同一方向；历经多年扩展，这些独立的裂纹可变长、变深，且同一群组中的裂纹可连接成大裂纹。由于初期SCC发展很慢，故裂纹可在管道上存在多年而不引发问题，一旦裂纹扩展到足够大，最终将导致管道断裂，发生泄漏。
报告指出，继续进行管线钢SCC的研究十分重要，因为有关SCC萌生和扩展的基本问题尚未得到解决，需要继续开发有效的减缓SCC的措施，特别是SCC在线检测工具的改进将大大提高检测和控制SCC的能力。报告指出了需要进一步深入研究的3个领域：
①环境方面
a．含氧土壤条件与发生近中性低pH值SCC之间的关系。
b．在剥离的起翘涂层下，施加阴极电流以防止形成近中性低pH值SCC的方法。
c．施加阴极保护电流通过高电阻率土壤到达管道表面的替代方法。
d．由硫酸盐还原菌产生的硫化物的作用。
②材料方面
a．高强钢对SCC和氢脆的敏感性以及高强钢对SCC及其他缺陷的容许限度。
b．在近中性低pH值环境中，粗晶粒热影响区对SCC的敏感性。
c．循环软化对控制管子表面塑性变形的作用，以及通过水压再测试工序改变钢的循环软化特征的可行性。
d．SCC发生率与非金属夹杂物的数量和大小之间的关系。
e．管子表面状态与SCC萌生阈值应力水平之间的关系。
③应力方面
a．在实际工作应力水平下，应力大小、应力波动和应变速率对SCC萌生和扩展的单独的或联合的影响。
b．控制气液管道SCC的最小应力与最大应力的比值。
c．裂纹聚合在裂纹扩展中的作用。
d．残余应力在SCC萌生和扩展过程中的作用以及降低管道残余应力的可能途径。
5埋地管道应力腐蚀开裂的预防措施
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，但这并不意味着它在我国就不存在。在一项由葡萄牙、中国和巴西等共同参加的欧洲尤里卡项目中，曾研制了一套石化系统应力腐蚀开裂的专家系统，取得了一定进展。我国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。
②发展管道内壁的在线检测技术
现在我国对埋地管道的检测多采用传统的管道外检测技术，都属于间接检测管道腐蚀的方法，一般是检测管道外壁的腐蚀状况。在国外有一些使用较为广泛的管道内腐蚀检测方法，例如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。
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。加拿大能源管道协会确定了对防腐层预防SCC的3项要求：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重视H2S对埋地管道SCC的影响
欧洲腐蚀理事会(EFC)经过多年论证，近年来推出了在H2S环境工况条件下埋地管道选材的系列指南，其中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，这是第一次提出的国际权威准则，是H2S环境工况条件下设备选材的突破。现在我国已有实验证明，EFC准则对实际选材具有明显的应用价值[5]。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。
⑤加工及操作措施
a．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。
b．酸洗设备表面，以获得最佳的表面状态。
c．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。
d．借鉴美国腐蚀工程师协会NACE的有关规范，控制介质流速，以免发生严重的冲刷腐蚀。
e．加强腐蚀监测。
参考文献：
[1]National Energy Board．Public inquiry concerning stress corrosion cracking on Canadian oil and gas pipelines[R]．Ottawa(Canada)：National Energy Board，1996．
[2]刘杏，杨武．天然气长输管线应力腐蚀开裂的敏感环境条件[J]．机械工程材料，2002，26(1)：5—12．
[3]方丙炎，王俭秋，朱自勇，等．埋地管道在近中性pH和高pH环境中的应力腐蚀开裂[J]．金属学报，2001，37(5)：453—458．
[4]Martinez F H，Stafford S W．EPNG develops model to predict potential locations for SCC[J]．Pipeline Industry，1994，(7)：29—37．
[5]张亦良，李林生，王慕，等．防止硫化氢应力腐蚀失效EFC准则应用及验证[J]．中国腐蚀与防护学报，2002，(3)：138—140．
炼油装置中管道硫化氢腐蚀及防护
长输燃气管道的安全保护距离
