如何防范氢致裂纹对输气管道的破坏

近年来，随着酸性天然气输送压力P₀的增加，氢致裂纹HIC（Hydrogen In-duced Crack），已成为输气管道主要的破坏形式之一，对HIC的研究也开始不断深化。

在今后几十年内，我国的能源结构将逐渐改观，石油、天然气在整个能源结构中所占的份额将急剧增加，两者中尤其以天然气显著，如近几年来重点建设的西气东输工程、忠-武输气工程和计划中拟建的中俄大口径输气管线工程等，这些管线均采用抗HIC钢管。

HIC的产生及严重程度决定于输送气体介质中H₂S的分压。

国际上规定：

式中 ——H₂S的分压（Pa）。

输送甜气时对管材及其焊缝不必提出抗HIC要求；对酸气，根据p_H2S的大小要提出不同的抗HIC要求。

可按下式计算：

式中 H₂S%——输送介质中H₂S的体积百分比；

p₀——管道操作压力（Pa）。

由式（4-12）可看出，同样H₂S%，p₀越高则也越高，从而越容易产生HIC。近年来，p₀的选取有增高的趋势，我国早期在四川省所建气管道p₀约在2.0～2.5MPa之间，而近年多取p₀在8.0～10.0MPa之间，预计将要建设的中俄管道压力也不会低于此范围。

为防止HIC，尤其是在p₀较高的情况下，通常从两个方面做工作：

1）在天然气进入管道之前先经过脱硫处理，这些脱硫设备必须有高度的可靠性及性能稳定性，但随着p的提高，则需要H₂S%降得很低，如当p₀=10.0MPa时，则需将H₂S%降至0.004%以下，这一点是很难做到的，即使做到也要在脱硫设备上花费很大的投资。

2）第二个方面是对管材及其焊缝提出适当的HIC要求。

在实际工作中，往往采取两个方面互相“迁就”，最终找到最佳配合，采用优化设计，目标函数为投资费及运营费综合指标最低。

HIC的产生大体按以下6个步骤进行：

1）天然气中的水分附着于钢管的内表面，H₂S在水中形成离子状态：

H₂S→2H⁺+S^2-(www.xing528.com)

2）Fe夺取H⁺的正电荷，成为Fe²⁺及氢原子：

Fe+2H⁺→Fe²⁺+2H

3）形成FeS：

Fe²⁺+S^2-→FeS

FeS为红褐色，附着于管壁内表面，清管时可清除下来成为粉末状排出管外。

4）氢原子（H）体积很小，可向钢中扩散，越大扩散越严重，氢原子首先聚集在非金属夹杂物（如MnS等）、气孔、偏析中。

5）在氢原子（H）存留处，氢原子（H）变成氢分子（H₂），体积增大20倍。

6）体积增大过程中，存留处的压力也随之增大，随着时间的延续，氢原子（H）不断渗入，并不断转变为氢分子（H₂），压力也就随之不断增加，当增至超过金属的起裂条件时，则会造成裂纹扩展。若存留处在管子外表面，则形成鼓泡；若在较深的部位则形成平行于金属表面的裂纹，这些裂纹通常呈阶梯状。

以上是典型情况。个别情况下，氢原子与钢中的碳生成CH₄，而CH₄在缺陷中或晶界处聚集并形成裂纹，此时在裂纹扩展处的钢中有脱碳现象。另外一种情况下，氢原子可侵入晶格，使钢材松、脆进而使其损坏。

由此看来，对于输送酸气的长输管道必须要重视HIC的问题，具体到提高输气管线焊接接头HIC能力的基本措施主要有以下几个方面：

1）对输送介质进行脱硫和脱水。这是传统的、最有效的方法，然而随着操作压力p₀的提高，对H₂S%要求越来越低，这意味着脱硫设备及脱水设施的投资及操作费用的大幅提高，是有效办法，但并非唯一办法。

2）采用合适的输送介质温度。试验表明，介质温度在20～40℃之间易产生HIC。随着温度的提高，硫化氢（H₂S）的饱和浓度下降，如有可能应使介质温度避开这一温度区间。

3）非金属夹杂物是氢原子渗入钢中的主要去处，故首先要减少焊缝中的非金属夹杂物。非金属夹杂物以MnS为主，故在焊接材料选取上要重视，通常对焊缝要做到：w（S）%≤0.005%，w（Mn）%＜1.5%；有些焊缝中w（Mn）%＜1%。

4）尽量减小偏析，降低磷含量。研究人员的实践经验表明，将焊接材料中的Mn与P加以控制可减少偏析，通常焊接材料熔敷金属中取：w（Mn）＜1.5%，w（P）＜0.015%。

5）尽可能避免气孔产生。这就要求焊接过程中气体保护焊时加强保护，焊条电弧焊时进行短弧操作，避免采用小电流高电压焊接规范操作方式及大电流快速焊操作方式等。此外，还要注意选取工艺性能较好的焊接材料提高根焊道背部成形能力以防止未焊透、背部咬边等缺陷的产生。

6）焊后对焊缝进行热处理，使晶粒细化、组织均匀，减少马氏体硬块。