管线钢应力腐蚀开裂
管道开裂
②固液阶段：这一区 也称为“脆性温度区” 即图上a、b之间的温 度范围 ③固相阶段：也叫 完全凝固阶段
TB—称为脆性温度区，在比区间易产生结晶裂纹，杂质较少的金属, TB 小产生裂纹的可能性也小，杂质多的金属TB大，产生裂纹的倾向也大
如图纵座标表示温度，横坐 标表示由拉伸应力所产生的 变形（e）和金属的塑性 （P），脆性温度区的范围用 Tb表示上限是固液温度开始 下限固相线附近，或低于固 相线一段温度。
概述
焊接热裂纹(hot cracking) 焊接冷裂纹(cold cracking) 再热裂纹(stress relief cracking) 层状撕裂(lamellar tear) 应力腐蚀裂纹(stress corrosion
cracking)
近年来随着机械 、能源 、交通 、石油化 工等工业发展 ，各种焊接结构也不断朝向功 能性与大型化发展部分焊接结构还需要在高 温、深冷以及强腐蚀介质等恶劣的环境下工 作，因此各种高强度钢 、高合金钢及特种合 金的应用也日益增多 ，然而这些材料往往都 比较容易产生各种焊接裂纹 。 裂纹是焊接缺陷危害最大而且是最普遍 的一种，可以成为构件脆断、疲劳破坏和腐 蚀破坏的起因，它不仅可以使产品报废，而 且还可能因未检测出导致以后灾难性的事故。
1）、发生部位与材料 发生在焊缝中，常见于单相奥氏钢或纯金属的 焊缝金属 裂纹走向：以任意方向贯穿树枝状结晶 2）、常常伴随有再结晶晶粒出现在裂纹附近， 多边化裂纹总是迟于再结晶 3）、裂纹多发生在重复受热金属中（多层焊） 4）、断口呈现出高温低塑性断裂
形成多边化过程所需时间： t t0 e t－完成多边化过程所需时间 t 0 －常数 u －多边化过程的激活能，决定于合金 成分和应力状态 R－气体常数（8.4J/mol﹒k） T－温度（K） 从公式中可以看出，完成多边化过程所 需时间与H、T有关
304不锈钢管线腐蚀开裂原因分析
158研究与探索Research and Exploration ·工艺与技术中国设备工程 2019.08 (上)由于具有优良的耐蚀性及综合力学性能，铬镍奥氏体不锈钢在工程中应用越来越广泛。
同时，许多学者对不锈钢应力腐蚀开裂的研究日益广泛和深入,并取得了相当大的进展。
应力腐蚀裂纹常导致不锈钢构件在低于设计应力、没有任何明显宏观变形和不出现任何征兆的情况下突然迅速破裂,这不仅会造成巨大危害,也严重妨碍了不锈钢的进一步推广和应用。
1 情况概述某装置汽提单元自开工以来，位于汽提泵出口管线的光学视镜石棉垫片多次发生泄漏。
最近一次因泄漏更换石棉垫片后，发现视镜下部管段仍有液体介质漏出，拆开保温后发现视镜下部管段已开裂。
开裂管段材质为304不锈钢，规格Ф114×5mm。
管线操作温度100℃左右、压力0.4MPa，外部有保温层。
内部介质为含有氯化钙的胶粒水，其中氯离子含量约为38～54mg/L。
为了查明裂纹性质及产生原因，采取相应的防范措施，在失效部位进行取样进行检测分析。
2 检查情况2.1 宏观检查通过检查发现，开裂管段外壁有很多呈枯树枝状的裂纹,裂纹开裂方向既有沿轴向的，也有沿环向的，裂纹处及管段整体未见明显变形，如图1所示。
沿管段开裂部位横向截断，观察裂纹处的管壁横断面，可见裂纹从外壁表面沿纵深方向扩展,其中主裂纹已经穿透，如图2所示。
图1 开裂管段外表面裂纹 图2 开裂管段管壁横断面如图3所示开裂管段的内表面光滑，无腐蚀痕迹，除裂纹部位外均保持原始加工表面。
将裂纹打开，观察裂纹的断面，可以看到断裂方向基本垂直于表面，断口平齐，表面为粗瓷状，裂纹断面由管段外表面的黑棕色向内表面过渡为棕灰色。
断口呈脆性断裂特征，如图4所示。
304不锈钢管线腐蚀开裂原因分析文佳卉（独山子石化公司研究院，新疆 独山子 833600）摘要：采用宏观检查、材质检测、硬度测试和金相分析等方法对304不锈钢(0Cr18Ni10)管线开裂的原因进行分析。
天然气输送管线钢应力腐蚀开裂原因论文
探讨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。
天然气输送管线钢应力腐蚀开裂原因
天然气输送管线钢应力腐蚀开裂原因管道运输是当前油气运输中运用的最为广泛的一种运输方式，其具有较高的经济性和方便性，近些年来，随着市场经济的快速发展，对于能源的需求量也在不断的增加，这就对油气管道运输提出了更高的要求，实现长距离、高压力的运输是我国油气管线运输的必然选择，同时要求运输管道必须要具有较强的耐腐蚀性，才能够满足油气运输的要求。
本文就针对天然气输送管线钢应力腐蚀开裂的相关问题进行简单的分析。
标签：油气运输；天然气输送管线钢；应力腐蚀开裂高压长输管线的腐蚀开裂问题是当前管道建设中受到普遍关注的问题之一，因为很多在耐性的油气管线运输事故都是由于输送管线发生腐蚀开裂所引起的，其造成的损失是巨大的。
因此，作为长输管线，必须要具备较强的抗腐蚀和抗裂能力，才能有效的避免各种断裂事故的产生。
在通常情况下，有些管线的细微裂纹不会发生迅速扩展，如果能够将其驱动力控制在合理的范围内，百年能够有效的将其破坏程度降到最低，这也是预防灾害事故的一个有效措施。
所以，针对天然气输送管线钢应力腐蚀开裂问题的研究有着十分重要的意义。
1 应力腐蚀开裂应力腐蚀开裂指的是管线钢在一定的压力和腐蚀环境下所产生的开裂现象，通常缩写为SCC。
在油气管线运输过程中，引起管线钢应力腐蚀开裂的现象需要同时满足以下几个条件：第一，拉应力，包括在操作过程中产生的工作应力、参与应力以及热应力等，拉应力的存在会导致管线应力产生集中的现象，容易造成材料钝化膜的破坏；第二，特定的腐蚀环境，通常指的是管线涂层的剥落以及土壤、水质中碳酸、硝酸等元素的存在；第三，管线的敏感性，其主要与管道的选材、制造工艺、钢材表面的清洁度等有着直接的联系。
管线钢应力腐蚀开裂的产生，是在多方面应力作用的影响下形成的，其并不是简单的腐蚀和开裂两个应力的直接作用，因为这两个因素相互叠加所产生的应力与单个因素相比会大几倍，如果将其中的一个作用因素进行消除，那么另一个因素所产生的破坏作用就十分微弱。
关于抗氢致开裂开裂及抗硫化物应力腐蚀开裂试验R-HIC钢板的问答
通常抗氢致开裂HIC（Hydrogen Induced Crack）主要是针对低碳高强度结构钢制压力管线讲的( 现代管线钢属于低碳或超低碳的微合金化钢)。
目前国内生产的此类专用钢(抗HIC专用钢)主要材料牌号有：16MnR(HIC),20R(HIC),SA516(HIC)。
该类钢的碳当量可用Ce=C+Mn6+(Cr+Mo+V)5+(Ni+Cu)15计算。
质保书中C：0.022，Mn：1.05，Cr：18.20，Ni：8.32材料成分大致符合不锈钢00Cr19Ni10(GBT1220—1992)主要元素成分要求。
提供的是00Cr19Ni10或类似材质，应该没有太大问题。
参考资料：关于提高提高管线钢抗HIC能力的措施提高管线钢抗HIC能力的措施有成份设计、冶炼控制、连铸工艺、控轧控冷等四个方面。
展开来说，主要有三点：提高钢的线纯净度。
采用精料及高效铁水预处理（三脱）及复合炉外精炼，达到S≤0.001%，P≤0.010%，[O]≤20ppm，[H]≤1.3ppm。
同时采用Ca处理。
②晶粒细化。
主要通过微合金化和控轧工艺使晶粒充分细化，提高成分和组织的均匀性。
为此，钢水和连铸过程要电磁搅拌；连铸过程采用轻压下技术；多阶段控制轧制及强制加速冷却工艺；Tio处理，使得钢获得优良的显微组织和超细晶粒，最终组织状态是没有带状珠光体的针状铁素体或贝氏体。
③昼降低含C量（C ≤0.06%），控制Mn含量，并添加Cu和Ni。
从炼钢来看，宝钢、武钢、鞍钢、攀钢、太钢等企业能生产不同等级的管线钢种，目前国内能生产X42、X52、X60、X65、X70等，X70目前在试用。
管线钢国产化程度大幅度提高，产品质量有了显著的改进，产品的成份控制、强度、韧性、晶粒度、焊接性能等均已接近或达到国外同类产品的水平。
高S原油加工过程中硫腐蚀及防护选材准则 thread-4029-1-1.html（作者前言）：2001年1月，中国石化科技开发部邀请英国壳牌石油公司材料专家霍普金申（音译）在南京就“高S原油加工过程中硫腐蚀及防护选材准则”做了讲座。
管线用厚钢板的应力腐蚀问题与预防措施
管线用厚钢板的应力腐蚀问题与预防措施在石油、天然气和化工工业等领域中，管线系统扮演着至关重要的角色。
为了保障管道的安全可靠运行，厚钢板是常见的管道材料之一。
然而，管线用厚钢板在长期使用过程中面临应力腐蚀问题，对管道的性能和寿命产生了影响。
本文将从应力腐蚀的机理分析、常见问题及其影响、预防措施等方面来讨论管线用厚钢板的应力腐蚀问题。
首先，让我们了解一下应力腐蚀的机理。
应力腐蚀是一种特殊的腐蚀形式，它是由于在介质中存在应力和腐蚀性物质的共同作用下引起的。
在管线使用过程中，由于外部环境和介质的影响，厚钢板中会受到各种应力的作用。
当介质中存在一定的腐蚀性物质时，应力和腐蚀性物质共同作用下，会导致管线表面的金属材料发生腐蚀现象，进而引起管道的损坏。
应力腐蚀对管道的影响是非常严重的。
首先，应力腐蚀会导致管道的机械性能下降。
在应力腐蚀作用下，厚钢板的内部应力会逐渐积累，降低了材料的强度和韧性。
这将直接影响管道的承载能力，增加了管道发生泄漏或破裂的风险。
其次，应力腐蚀还会引起管道的局部腐蚀和蚀坑形成，进而加速材料的疲劳开裂。
这些开裂往往发生在管道的应力集中区域，如焊缝附近，从而增加了管道失效的可能性。
针对管线用厚钢板的应力腐蚀问题，我们可以采取一系列的预防措施。
首先，合理选择材料是关键。
在设计和选择管线材料时，我们应根据介质的特性和管道使用条件来选取合适的厚钢板材料。
材料的抗应力腐蚀性能是非常重要的，特别是在存在腐蚀性介质的情况下。
其次，正确进行环境和介质的评估。
在管道施工前，应充分了解和评估管道所处的环境条件和介质特性。
这些评估结果为后续的防腐措施提供了依据。
其次，采取有效的防腐方法是必不可少的。
在厚钢板生产过程中，应加强材料的防腐处理。
例如，在表面处理过程中可以采用喷砂、除锈和热镀锌等方法，提高钢板的抗腐蚀能力。
此外，对于一些特殊介质条件下的管道，可以考虑采用内衬或外包覆的方式来增加管道的抗腐蚀性能。
内衬可以采用耐腐蚀涂层或合金钢制造的衬套管实现，而外包覆一般采用聚乙烯或环氧树脂等材料进行覆盖。
防止应力腐蚀开裂的措施
防止应力腐蚀开裂的措施应力腐蚀开裂是一种常见的金属材料失效形式，特别是在高温、高压、强腐蚀和高应力等环境下，更容易发生。
为了防止应力腐蚀开裂，需要采取以下措施：1.合理设计和选择材料合理的设计和选择材料可以减少应力集中和应变集中，从而降低应力水平。
同时，在选择材料时要考虑其抗应力腐蚀开裂能力，例如选用具有较高耐腐蚀性能的材料。
2.控制加工工艺加工工艺对于金属材料的性能有着重要影响。
在加工过程中要注意避免过度加工造成残余应力，同时也要避免过度冷却造成冷裂纹。
3.控制环境条件环境条件是影响金属材料耐久性的重要因素之一。
在使用过程中需要控制环境条件，避免暴露在强酸、强碱、高温、高压等恶劣环境下。
4.采用适当的防护措施采用适当的防护措施可以减少金属材料的暴露程度，从而降低应力腐蚀开裂的风险。
例如，在使用过程中可以采用防腐涂层、防腐包覆等措施。
5.加强检测和维护定期对金属材料进行检测和维护，及时发现和处理潜在的问题，可以有效地延长金属材料的使用寿命。
在检测过程中需要注意选择合适的检测方法，如超声波检测、X射线检测等。
6.加强管理和培训加强管理和培训可以提高工作人员对于应力腐蚀开裂的认识和预防意识。
同时也需要制定相应的安全规范和操作规程，确保工作人员按照规定操作。
7.加强科学研究加强科学研究可以为防止应力腐蚀开裂提供更为科学的理论支撑。
通过深入研究其机理和影响因素，探索有效的预防措施和治理方法。
以上是针对防止应力腐蚀开裂所需要采取的全面详细的措施。
通过合理设计和选择材料、控制加工工艺、控制环境条件、采用适当的防护措施、加强检测和维护、加强管理和培训以及加强科学研究等方面进行综合治理，可以有效地降低应力腐蚀开裂的风险，延长金属材料的使用寿命。
探讨天然气输送管线钢应力腐蚀开裂原因
探讨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。
埋地钢质管道应力腐蚀开裂及其预防(正式)
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。
316l不锈钢应力腐蚀开裂要素
316l不锈钢应力腐蚀开裂要素让我们从简单的概念开始，深入探讨316L不锈钢应力腐蚀开裂的要素。
316L不锈钢是一种低碳型的不锈钢，具有优异的耐蚀性和机械性能，在化工、海洋工程、医疗器械等领域得到广泛应用。
然而，即使具有良好的腐蚀抵抗性，316L不锈钢也存在应力腐蚀开裂的问题，这给其应用带来了一定的局限性。
316L不锈钢应力腐蚀开裂的要素可以从以下几个方面进行全面评估：1. 化学成分316L不锈钢主要由铬、镍、钼和少量的铁、锰等元素组成。
其中，镍的含量对其抗应力腐蚀开裂性能起着重要的作用。
还需注意评估其他杂质元素的含量，以及其对应力腐蚀开裂的影响。
2. 环境因素环境因素是影响316L不锈钢应力腐蚀开裂的重要要素之一。
包括介质的PH值、氯离子浓度、温度等因素都会对其腐蚀性能产生影响。
还需评估材料处于的具体环境条件，如海水中、化工介质中等。
3. 应力状态材料的应力状态是引发应力腐蚀开裂的重要要素之一。
在实际应用中，316L不锈钢往往会受到各种静态和动态应力的作用，例如张应力、弯曲应力等。
需要对材料在不同应力状态下的腐蚀性能进行深入评估。
4. 微观组织316L不锈钢的微观组织对其应力腐蚀开裂行为也具有重要影响。
晶粒尺寸、晶界沿晶腐蚀、析出相等微观结构都会对材料的腐蚀性能产生影响，因此需要对材料的微观组织进行全面的分析。
基于以上要素的评估，可以进一步深入了解316L不锈钢应力腐蚀开裂的机制和规律，为其在实际应用中的预防和控制提供有益的指导。
总结回顾性部分，通过对316L不锈钢应力腐蚀开裂要素的全面评估，我们更深入地了解了这一不锈钢材料在特定环境条件下的腐蚀行为。
对于相关领域的工程师和研究人员来说，深入理解这些要素对于选择合适的材料、设计合理的工程结构以及预防应力腐蚀开裂具有重要意义。
个人观点方面，我认为对于316L不锈钢的应力腐蚀开裂要素进行全面评估，并加强对其机制和规律的研究，可以帮助我们更好地应对工程实践中的相关问题，提高材料的安全性和可靠性。
不锈钢管道的应力腐蚀开裂及对策
条 选 川 ｒ 的钢 材 Ｉ 果』 丁 样 府 ｆ 措 施 ． 料 较 虾 ｎ 奎 １ ｌ ｌ ： ｊ 取 ０盘果。 关 键 词 ：１锈 钢 箭 遁 ． ｆ 、 府 橱蚀 ： 材 选 中 图 分 类 号 ： Ｅ１ ￣ Ｔ ｝ ， ８ 文 献标 识码 ：Ｈ 文章 编 号 ：１０ ４ Ｘ（０ ２ Ｉ ：７ ３ ０ ５ ７８ ２０ ｌ １ ６＇ Ｉ ８ ２， ３
钢 板 卷 制经 埋 弧 自动 焊 而 成 ， 子 焊 后 经 过 ９ ０ 管 ２ ℃ 消 除应 力热 处 理 及 ８ ０ ９ ０ 稳 定 化 处 理 对 照 ０ ～ ０℃ ＪＳ标 准 ， 发 生 应 力 腐 蚀 的 管 道 母 材 和 焊 缝 取 样 Ｉ 对 进 行 分 析 ， 果 表 明 材 料 的 化 学 成 分 是 符 合 标 准 要 结
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刘 建 忠
和 油 化 Ｉ罐 川 Ｌ Ｉ １ ＂ 公 司 ． 披 １ ８ ３ ｌＨ ｆ ３ 宁 ￣ ．０）
摘
要 ： 引 ｉ ｛ ｌ ｒ
锈钢管地 的开裂， ｆ 嘲ｊ析 ． Ｉ 进 ｉ ， － 勾应 力 腐 蚀 干 选 材 不 、是 丰要 原 因 撤 据 Ｔ ＾ 『 Ｊ 况
兰个 厂 分别 对 裂 纹部 位进 行 取 样 分 析 和 金 相 显 微 观察 ， 果 如 下 ： 结 （ ）裂纹 特 征 大 部 分 裂 纹 产 生 在 管 内焊 缝 根 １ 部 附 近 ， 处 焊 缝 加 强 高 度 较 大 ． 应 力集 中 特 征 ． 此 有
X80管线钢焊缝熔合线开裂问题分析[1]
![X80管线钢焊缝熔合线开裂问题分析[1]](https://img.taocdn.com/s3/m/e3c5a4afba1aa8114431d9b1.png)
X80管线钢焊缝熔合线开裂问题分析燕山大学材料科学与工程学院材料检测中心针对X80管线钢在平整时出现的焊接接头熔合线处开裂问题，进行了全面的分析和总结。
采用宏观金相、显微硬度计、扫描透射显微镜及能谱分析系统，对焊接接头的微观组织和显微硬度分布，断口形貌及裂纹扩展路径进行了详细的分析和讨论，并提出了解决此问题的建议。
1．金相分析图1为焊缝横截面的宏观金相组织。
由图可见，没有明显的成型缺陷，焊缝与母材融合良好，未发现未融合问题。
里侧焊缝先前于外侧焊缝焊接，但是由于里侧和外侧焊缝凝固成型条件不同，导致焊后的焊缝形状和尺寸略有差异，特别是焊缝的余高尺寸差别最大，可以看到里侧焊缝的余高尺寸明显大于外侧焊缝。
余高尺寸过大会带来在焊趾处（焊缝与母材表面的交接处）的截面突变，如果过渡角度过小，不仅会产生高的残余应力，同时也会在随后的受力过程中产生高的应力集中。
图1 焊接接头宏观金相形貌图1中未断侧焊趾处（图中右箭头所示位置）过渡形状过于尖锐，这也许是校平过程中发生断裂的因素之一。
进一步观察断裂侧的形貌可以肯定，起裂位置一定在焊趾处（图中圆圈处）。
裂纹产生后在内侧焊缝的粗晶区扩展，而到了外侧焊缝时沿熔合线扩展。
与图1中数字标记的各个区域对应的组织如图2和图3所示。
从中可以看出，熔合区尺寸和近缝粗晶区的尺寸在热影响区所占的比例很小。
1-6号图片中粗大的晶粒尺寸超过了100μm.，这已经远远的超过了母材的晶粒尺寸（<10μm ）。
组织由先共析铁素体（图中白色块状区域）和粒状贝氏体为主，并伴有大量的碳化物粒子。
焊缝的柱状结晶组织清晰可辨，同时在相邻的柱状晶界面存在铁素体。
比较特殊的是7号图片组织，可以看到晶粒明显细化，这是因为该区域受到外侧焊缝的再加热并随后冷却（正火组织）所致。
从图1中也可判断7号位置正好处于外侧焊缝热影响范围内。
100μm 100μm 100μm 13 245 6图2 里侧焊缝与母材熔合线处的组织形貌图3中的9-16号组织是外侧焊缝的金相组织，可以看出，由于内外焊缝经历的焊接工艺参数不同，使得内外焊缝热影响区的组织也存在一定的差别，主要体现为外侧的焊缝的粗晶区晶粒尺寸更大，特别是白色的块状区异常长大（如图片14所示）。
X80管线钢焊缝组织及裂纹形成机制
X80管线钢焊缝组织及裂纹形成机制摘要X80管线钢是近年来开发的高强钢，广泛应用于输油管道等领域。
然而，其焊缝在使用过程中容易出现裂纹，导致管道失效。
本文通过研究X80管线钢焊缝组织及裂纹形成机制，提出了防止裂纹形成的方法。
关键词X80管线钢；焊缝；组织；裂纹；机制正文一、X80管线钢的特点X80管线钢是由铁、碳、锰、硅等元素构成的高强度钢材，其特点是强度高、韧性好、耐蚀性强等。
X80管线钢广泛应用于输油管道等领域，能够满足高强度、高韧性、高耐蚀性等要求。
二、焊接工艺对X80管线钢焊缝组织的影响焊接工艺对X80管线钢的焊缝组织影响较大。
采用合适的焊接工艺能够获得合适的组织结构，从而保证焊缝的性能。
三、裂纹形成机制及防止方法在管道使用过程中，X80管线钢焊缝容易出现裂纹，主要原因是焊接过程中产生了应力集中。
在应力作用下，焊缝出现塑性变形，当应力达到一定程度时，就会出现裂纹。
为了防止出现裂纹，可以通过以下方法：1. 采用低氢焊接工艺，避免氢致裂纹的发生。
2. 控制焊接参数，使焊接热输入控制在合适的范围内，避免过大或过小的热输入，以减少应力集中。
3. 采用预热、后热处理等工艺，调整焊缝的成分和组织结构，减少裂纹的形成。
四、结论X80管线钢焊缝裂纹的形成与焊接工艺、应力、组织结构等因素密切相关。
通过采用合适的焊接工艺、调整组织结构等措施，能够有效避免裂纹的形成，保证X80管线钢管道的安全运行。
五、X80管线钢焊缝组织特点X80管线钢焊缝组织包括母材、热影响区和焊缝区。
热影响区是焊缝周围受到热影响而发生变化的区域。
在X80管线钢焊接过程中，焊接热输入对于热影响区的温度及局部组织有很大的影响。
如果热输入过大，会导致组织过热和晶间腐蚀等问题，从而导致焊缝性能下降。
相反，热输入过小，易导致焊缝性能弱，且产生大量的残余应力。
因此，要控制好热输入量，获得理想的焊接组织。
六、X80管线钢焊缝裂纹形成机制X80管线钢焊缝裂纹形成的原因多种多样，其中焊接应力是影响的主要因素。
管线钢失效分析
管线钢的失效分析目录一．管线钢的见解与发展 (1)二．失效分析简介 (8)三16Mn钢油气集输管线弯管失效分析 (12)一．管线钢的见解与发展管线钢是指用于输送石油、天然气等的大口径焊接钢管用于热轧卷板或宽厚板。
管线钢在使用过程中，除要求具有较高的耐压强度外，还要求具有较高的低温韧性和优良的焊接性能。
油气输送管线用钢板的品种：美标牌号及对应国标BL245NB/L245MB,X42L290NB/L290MB,X46,X52L360NB/L360MB,X56,X60L415NB/L415MB,X65 L450MB ,X70 L485MB,X80 L556MB与用于西气东输工程所用的X70管线钢相比，X80管线钢的屈服强度与其相当，但抗拉强度却高于X70管线钢。
API Spec 5L包括的钢级如下表所示，钢级用最低屈服强度的前两位数字表示。
管道运输石油和天然气是最经济、最方便、最主要的运输方式之一，随着国内石油和天然气工业的发展，油气管道建设取得了长足的进步。
“西气东输”工程西起新疆轮南，东至上海，全长4000 km，设计输气压力10 MPa，管径最大1016 mm，在国内管道发展史上具有划时代的意义。
“西气东输”工程极大地推动了我国管线钢的发展，为管线钢的发展创造了契机。
目前，我国宝钢、武钢和太钢等企业生产X70级以下管线钢的工艺技术已经成熟，并已形成一定的生产批量，X80级以上管线钢也在研发过程中。
为保障管线的安全可靠性，在提高管线钢强度的同时，还要相应提高其韧性。
管线钢在成分设计上，大体上都是低碳、超低碳的Mn-Nb-V（Ti）系，有的还加入Mo、Ni、Cu等元素。
现代冶金技术可以使钢有极高的纯净度、高的均匀性和超细化晶粒，从而为管线钢的发展创造了条件。
1．1管线钢的力学性能和工艺性能强度和韧性由于输气管道输送压力的不断提高，管线钢的强度也由最初的295～360 MPa（相当于API标准的X42～X52级管线钢）提高到526～703 MPa（相当于X80～X100级管线钢）。
石油管线腐蚀研究——应力腐蚀裂纹扩展
事件背景：“11·22”中石化东黄输油管道泄漏爆炸事故七日之后，在离爆炸地点斋堂岛街10余公里的一家酒店，已有来自国家安监局、公安部门、石油系统和研究机构的50余名专家陆续加入调查工作。
卷入事件的地方政府和中石化公司人员不断往来酒店，送来图纸和材料。
爆炸事故的直接机理是输油管线与排水暗渠交汇处的管线腐蚀严重，引起原油泄漏，流入暗渠，空气和原油在密闭空间里混合。
在原油泄漏后，救援处置中违规操作触发了爆炸。
调查组专家初步讨论认为，在应急作业时，相关企业违规使用非防爆电器，并且很可能也没有对施工环境进行油气指标检测，因此没有有效防范措施。
该管道区段附近有下水道穿过，将两者隔离后，管道通过的排水暗渠，形成了密闭空间。
石油管线H2S应力腐蚀研究“石油管线腐蚀开裂，引起原油泄露”。
腐蚀对石油管线造成的失效问题已不容忽视。
通过分析腐蚀介质（硫化氢）环境腐蚀原理的基础上，介绍了硫化氢介质中石油管线的典型破坏类型，综合阐述了石油管线硫化氢腐蚀的主要影响因素，指出硫化氢腐蚀是多种因素协同作用的结果。
最后针对石油管线腐蚀介质（硫化氢腐蚀）的主要破坏类型，提出了对腐蚀研究的建议。
关键词：石油管线；硫化氢腐蚀；氢鼓泡、氢致开裂；硫化物应力腐蚀开裂，应力腐蚀疲劳，DCPD系统，裂纹扩展速率1 前言近年来我国原油消耗不断提高，从国外进口原油数量不断增加，而国外原油尤其是中东原油中硫含量较高。
因此，石油管线面临着越来越严重的硫腐蚀问题。
其中，以H2S腐蚀最为普遍。
一般而言，干H2S气体无腐蚀性，而湿H2S或与酸性介质共存时，腐蚀速度会大大增加。
在湿H2S腐蚀环境中，H2S电离过程如下：钢在湿H2S介质中发生电化学反应：阳极反应：阴极反应： 渗透到管线中总反应：钢材受到H2S腐蚀后产物是硫化亚铁。
其结构通常有缺陷，且与钢铁表面的粘结力差，还能够与钢铁基体构成一个活性的微电池，对管线钢基体继续进行腐蚀。
2 H2S腐蚀类型2.1 全面腐蚀H2S引起的管线的全面腐蚀可以是使整个金属表面均匀地减少厚度，也可以使金属表面凹凸不平。
金属焊接中的应力腐蚀开裂分析与预防
金属焊接中的应力腐蚀开裂分析与预防在金属焊接中，应力腐蚀开裂是一个普遍存在的问题。
这种现象指的是在受到外部应力作用下，金属焊接接头出现应力腐蚀破裂的情况。
它会严重影响金属焊接接头的性能和使用寿命，因此对于应力腐蚀开裂的分析与预防非常关键。
本文将围绕着金属焊接中的应力腐蚀开裂，从分析其原因、影响因素和预防措施等方面进行探讨。
一、应力腐蚀开裂的原因应力腐蚀开裂的形成是由于金属焊接接头同时受到应力和腐蚀介质的作用，从而引发了金属腐蚀破裂。
其原因主要有以下几个方面：1.应力源：金属焊接接头中存在各种应力源，如冷却过程中的收缩应力、加热过程中的热应力、装配过程中的焊接残余应力等。
这些应力源的存在使得金属接头产生了内应力，为应力腐蚀开裂提供了条件。
2.腐蚀介质：金属焊接接头在使用环境中遭受到腐蚀介质的侵蚀，如酸性、碱性或盐性介质等。
这些腐蚀介质与金属焊接接头之间的相互作用会导致金属发生腐蚀，从而降低其力学性能和耐蚀性。
3.材料选择：金属材料的选择也会对应力腐蚀开裂起到重要影响。
一些材料本身就具有较高的应力腐蚀敏感性，容易发生腐蚀破裂。
此外，焊接接头处于退火状态下时，晶界与晶界附近区域的化学成分和晶界能对应力腐蚀开裂也具有影响。
二、应力腐蚀开裂的影响因素除了上述原因外，还有一些其他因素会进一步影响应力腐蚀开裂的产生与发展。
这些因素包括：1.温度：温度是影响应力腐蚀开裂的重要因素之一。
在一定温度范围内，金属的活化能和扩散速率会显著增加，从而加剧金属的腐蚀破裂。
2.应力：外部应力对金属焊接接头的应力腐蚀开裂有着直接影响。
当外部应力超过金属材料的抗应力裂纹扩展能力时，应力腐蚀开裂就会产生。
3.介质浓度：腐蚀介质的浓度对应力腐蚀开裂的发生和发展也起到重要作用。
高浓度的腐蚀介质会加速腐蚀破裂的速度。
三、应力腐蚀开裂的预防措施为了有效预防金属焊接中的应力腐蚀开裂，我们可以采用以下方法：1.材料选择：选择抗应力腐蚀开裂性能良好的金属材料，如高强度合金钢、不锈钢等。
X65QS抗腐蚀管线用无缝钢管应力腐蚀开裂断口分析
技术交流61 X65QS抗腐蚀管线用无缝钢管应力腐蚀开裂断口分析赵兴亮，李艳，刘江成，侯强，赵春辉(天津钢管制造有限公司，天津300301 )摘要：对X65QS抗腐蚀管线用无缝钢管进行NACE标准A法腐蚀试验，采用金相显微镜、扫描电镜观察应 力腐蚀开裂断口的形貌，分析应力腐蚀开裂的原因。
分析认为：开裂断口近边缘部分存在D类夹杂物，氢在夹杂 物处聚集，并成为应力集中源和裂纹开裂源，在氢和应力的共同作用下，在夹杂缺陷部位形成氢脆缺陷，造成缺 陷部位基体脆化，减少了试样有效受力面积，导致裂纹快速扩展和试样的早期断裂。
关键词：管线管；硫化物应力腐蚀开裂；扫描电镜；夹杂物；断口中图分类号：TG335.71 文献标志码：B文章编号：1001-2311(2020)06-0061-04Analysis on Fracture of Sulfide Stress Corrosion Crack of X65QSAnti-corrosion Seamless Steel LinepipeZHAO Xingliang, LI Yan, LIU Jiangcheng, HOU Qiang, ZHAO Chunhui(Tianjin Pipe Corporation, Tianjin 300301, China )Abstract: The corrosion test is conducted to the X65QS anti-corrosion linepipe as per NACE Method A. And the morphology of the fracture of the SCC crack is observed by means of the metallographic microscope and the SEM to find out the cause for the said crack. It is identified via the analysis that there exist Class D inclusions on the fringe of the fracture; hydrogen is acuminated in the inclusion area, forming the stress gathering and the cracking origins; under the co-effect by both hydrogen and the stress, the hydrogen brittle defect is developed in the inclusion defective part, and thus leads to embrittlement of the base metal in the defect part. As a result, the effective stressed area of the specimen is reduced, resulting in fast crack expansion and early-stage fracture of the specimen.Key words：linepipe; SCC cracking; SEM; inclusion; fractureH2s应力腐蚀开裂(SSC)是由H2S引起的腐蚀 破坏类型之一，是油田用钢各种腐蚀破坏中危险性 最高的一种，并且随着钢强度级别的提高，SSC敏 感性明显增强，其广泛存在于油气开采运输、石化 加工生产中，是造成众多事故的重要破坏形式之 一。
影响管线腐蚀破裂的材料因素
影响管线腐蚀破裂的材料因素
2014·10
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目录概览
油气集输管线
影响管线腐蚀的材料因素 常见管线腐蚀案例 防止管线腐蚀措施
影响管线腐蚀破裂的材料因素
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油气集输管线概述
管道是工业中常见的设施， 石油天然气输送管道在油 气开发和利用中占有重要 地位。全球每年输送石油 和天然气消耗管材钢达到 1000t以上。20世纪90年代 以来，全球管道建设平均 每年天然气干线新建里程 12000~16000km，原油干线 新建里程2000~3000km。
影响管线腐蚀破裂的材料因素
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油气集输管线概述
随着石油天然气工业的蓬勃发展， 油气田逐渐向高寒地区、海上发展， 同时，也遇到如高含硫等复杂情况的 挑战，油气集输管线朝着更大更强的 方向发展：
向大口径、高压力的大型管道发展 采用高强度、韧性及可焊性良好的管材 管道运行高度自动化
影响管线腐蚀破裂的材料因素
影响管线腐蚀破裂的材料因素
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常见管线腐蚀案例
油气管线的CO2 腐蚀与防护 CO2腐蚀的影响因素 多相流介质中的CO2腐蚀涉及电化学、流体 力学、腐蚀产物膜形成的动力学等领域，因为其 影响因素很多，主要可分为两方面： 一是材料因素，包括材料成分，组织等； 二是环境因素，主要包括CO2分压、温度、介质 组成、pH、流速、原油特性等的影响，多相流介 质中又混杂了C02、H2S等酸性气体。
电化学腐蚀反应是从金属的表面开始。 金属表面的粗糙度影响水分及尘粒的吸附， 水与尘粒的吸附，促成腐蚀。
均匀、光滑 粗糙、划伤 耐腐蚀性能好 局部腐蚀
影响管线腐蚀破裂的材料因素
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影响管线腐蚀的材料因素
变形及应力的影响
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摘要:介绍了管线钢应力腐蚀开裂(SCC)的概念、类型、形成机理、影响因素及预防措施。介绍了应力腐蚀开裂类型,即近中性pH-SCC和高pH-SCC,比较其发生条件和形貌特征。阐述了SCC的影响因素,主要包括环境因素、力学因素和材料因素。探讨了SCC形成机理,高pH-SCC的形成机理的普遍解释为阳极溶解机理,近中性pH-SCC的形成机理尚未达成共识。最后得出应力腐蚀开裂的预防措施,即采用性能优良的防腐层及建立管道寿命预测和SCC控制等措施。
2.2.2 近中性pH值SCC形成机理
对近中性pH值条件下的管线钢SCC研究相对较少,对其机理尚未达成共识。就其机理研究而言,目前主要有如下3种观点:膜破裂和阳极溶解;氢脆机理;阳极溶解和氢脆混合机理。[4]
3 应力腐蚀开裂的影响因素
管线若要发生SCC,必须同时满足3个条件:开裂所需的特定环境,对SCC敏感的材料,高于临界值的拉应力。下面分别讨论这3个因素对管线钢在高pH值溶液和近中性溶液中SCC的影响。[1]
1 应力腐蚀开裂的特征
1965年,美国发现的输气管线SCC,裂纹沿晶向扩展,非常狭窄,常出现在管道侧壁,但它并没有引起管道严重腐蚀。而后来在加拿大发现的SCC,裂纹则是穿晶型的,相对较宽,并能导致管壁腐蚀。因此,埋地管线SCC有两种形式,即高pH值SCC(沿晶腐蚀)和近中性pH值SCC(穿晶腐蚀)。两种类型的应力腐蚀开裂都会在管道表面上形成裂纹群,并沿着管线轴向方向,但其形成环境、裂纹形态及影响都不相同。[3]
2 应力腐蚀开裂形成机理
2.1 一般情况下的形成机理
2.1.1 阳极溶解机理由于管道钢晶界碳化物偏析,晶界区原子能量较高、电位较负,相对晶粒内部为阳极,优先溶解,引起沿晶间腐蚀。在应力作用下,在裂纹发展尖端部位,金属局部塑性变形导致其附近表面保护膜破裂,裸露的金属成为阳极,发生快速阳极溶解,导致裂纹不断发展。
1.2 近中性pH值SCC的特征
近中性pH值SCC一般发生在HCO3-浓度较低的土壤环境中(pH值为515～8),电位区间为-760～-790 mV.近中性pH值SCC的裂纹是一般是穿晶型的,裂纹侧壁发生腐蚀,裂纹显得比高pH值SCC裂纹要宽得多,然而裂纹一般随其变深而变窄。实例表明:低中性pH值SCC 65%发生在压缩站和第1个下游阀之间(其间距一般为16～30 km);12%发生在第1个下游阀和第2个下游阀之间;5%发生在第2个下游阀和第3个下游阀之间;18%发生在第3个下游阀附近。
0 引言
管线钢在拉应力和特定的腐蚀环境下产生的低应力脆性开裂现象称为应力腐蚀开裂(Stress CorrosionC racking,缩写为SCC)。应力腐蚀开裂是环境敏感开裂的一种情况,它不会造成管线钢明显损失,但却能引起钢机械强度显著下降的腐蚀。[1]自1965年首次在美国发现油气管道高pH值SCC以来,已在澳大利亚、加拿大、巴基斯坦、俄罗斯和阿根廷发现此类事故。1985年,在加拿大首次发现了近中性pH值SCC[2],随后,意大利和俄罗斯都有这方面的报道。1980年,四川天然气管道发生的一起应力腐蚀开裂也具有一定的代表性。由于SCC在管线常规巡查中不易被发现,一旦发生,其破坏程度巨大,因此有必要对SCC的特性、形成机理、影响因素和预防措施进行研究,保证油气管道的安全运行。
1.1 高pH值SCC的特征
高pH值SCC一般发生在CO32-和HCO-3浓度较高的土壤环境中(pH值为9～11),电位区间为-625～-425 mV(SCE),温度一般在22～90℃.裂纹起源于与土壤接触的管道外表面,主要在管道的下底侧。高pH值溶液中,SCC是沿晶开裂,因此裂纹非常狭窄,其扩展随温度下降按指数规律下降。实例表明:高pH-SCC一般在距压缩站下游20 km附近,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。
2.1.2 薄膜诱导开裂机理
如果一般的黏性材料管道外有脆性薄膜,裂纹将在薄膜处萌生,沿着管道发展,直至钝化。如果在腐蚀过程中裂纹尖端又形成薄膜,该过程将重复。[2]
2.1.3 氢脆机理
由于腐蚀的阴极反应析出氢,氢原子进入金属晶格,并在裂缝尖端和其他应力集中处聚集。聚集的氢原子会降低晶格间的内聚强度,生成不稳定的氢化物,形成应变诱发马氏体,促进位错发射和局部塑性变形,使这些区域变脆,在拉应力的作用下脆断,形成微裂纹。[4]
5 结束语
SCC是目前埋地油气管道发生开裂的主要形式之一,破坏性很大,影响因素复杂,涉及环境因素、力学因素和材料因素三方面,对于其形成机理尤其是近中性pH-SCC的形成机理还有待深入研究。虽然国内油气管道发生SCC事故较少,但也应引起重视,采取相应的控制和预防措施避免事故的发生。
3.1 环境因素
管道表面的环境条件受到涂层的种类、土壤、温度和阴极保护电流等因素的影响。涂层状况是决定破损涂层下最终溶液成分的主要因素,也是决定SCC过程的直接因素。有文献指出,近中性pH-SCC主要在聚乙烯带涂层下发现,少量在沥青和煤焦油搪瓷涂层下发现,迄今还没有在熔融结合环氧涂层和挤压聚乙烯涂层下发现,但已在熔融结合环氧涂层下发现高pH-SCC.土壤类型对SCC的影响不是很大,但由于其持水能力强,厚重的黏土更有害,随土壤含水量的变化,土壤缩胀所产生的应力便加在涂层和管道上。高pH-SCC裂纹扩展很大程度上取决于管道表面的温度,近中性pH-SCC对温度织显著影响管线钢SCC的敏感性。[7]有研究者认为,管线的性质和质量与近中性pH-SCC的发生相关,包括管线生产工艺、钢等级、钢类型、清洁程度、钢成分、钢塑性变形特性、钢温度和表面状况等。高pH-SCC对管道温度较敏感。
4 应力腐蚀开裂的预防措施
为防止管线的应力腐蚀开裂,可以采用加涂防腐层、建立寿命预测系统、进行管道内部检测及再次进行静压试验等方法。在采用涂加性能优良的防腐层方面,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。[1]除此之外,国内应根据实际情况,建立相应的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。[8]
3.2 力学因素管
线的SCC过程中,必须有应力才会导致材料形变和开裂。应力主要包括工作应力、残余应力、热应力以及结构应力。影响SCC的力学因素包括应力大小、应力波动及应变速率等。应力波动是裂纹萌生和扩展的必要条件,如果压力波动小,裂纹扩展速率是很低的。发生SCC临界应力值受多个因素的影响,包括波动应力、SCC环境、管线表面的电化学电位以及管线的使用经历等。应变速率的重要性在于裂纹尖端的局部屈服将新鲜金属暴露于环境中,从而使SCC继续。[6]
2.2 高pH值和近中性pH值下的形成机理
2.2.1 高pH值SCC形成机理
对高pH值条件下管线钢的SCC进行了深入的研究,其普遍解释是阳极溶解机理。
阴极极化促进涂覆层下形成高pH-SCC环境,在这种环境下,钢管线表面会形成保护膜,避免了管线和周围环境的直接接触,如果膜不被破坏,将不会发生应力腐蚀开裂,一旦管线钢发生塑性变形,保护膜就会被破坏,管线就会与环境直接接触,从而给管线应力腐蚀开裂创造了条件。裂纹萌生(往往首先在金属表面缺陷处)进而扩展。如果管线钢由塑性应变进入弹性应变阶段,在管线钢暴露的地方形成保护膜,裂纹停止扩展;但如果保护膜在裂缝尖端由于塑性变形发生破裂,裂纹就会继续扩展。只有在塑性变形的速率比保护膜形成的速率快时,裂缝才会发展。因此,高pH值环境中的应力腐蚀开裂裂缝扩展与应变速率有关,而应变速率与压力变化相关。