从点蚀坑到贯穿裂纹：HIC、SSC、SCC 在工程现场是怎样一步步发生的

2026-03-25

在材料腐蚀研究里，HIC、SSC、SCC 往往被分成几个不同概念来讲，但到了工程现场，这三类问题很少是整整齐齐、彼此独立地出现。更常见的情况是，设备先在局部形成点蚀或缝隙腐蚀，随后腐蚀介质在这些薄弱区富集，氢开始进入材料，表面或近表层又叠加焊接残余应力、装配应力和服役应力，最后裂纹沿着最脆弱的路径扩展。于是，实验室里的分类，在现场往往会被串成一条连续的失效链。

在文献调研中发现，真正决定失效的，往往不是“材料牌号”本身，而是局部环境、局部组织和局部应力的叠加。

第一类最典型的场景，是湿 H₂S 环境中的碳钢设备。Ziaei 等[1]研究的井口流量控制阀体，材料是 A216-WCC 铸钢，服役条件相当苛刻：天然气中 H₂S 含量为 3.6%，CO₂ 含量 1.02%，产出水中氯离子含量 0.5%，设备已在湿 H₂S 环境中运行 3 年。作者在失效阀体内表面观察到大量点蚀和裂纹，部分蚀坑已经穿透壁厚；更关键的是，裂纹并不是单一模式，表面主裂纹呈现典型 SSC 特征，而材料内部又能看到 HIC 裂纹。作者最终判断，这个阀体并不是单纯的硫化物应力开裂，也不是单纯的氢致开裂，而是SSC 与 HIC 共同作用的结果。文中还指出，表面点蚀为长裂纹提供了起点，而主 SSC 裂纹与内部 HIC 裂纹一旦连通，扩展会明显加快。

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图1. 井口阀体在湿H₂S 环境服役后，内表面出现深点蚀和表面裂纹，主裂纹向厚度方向扩展，并与材料内部氢致裂纹相互连通

和这个阀体案例相对应的，是 Xu 等[2]对湿 H₂S 碳钢燃料气管线的分析。该文指出，管线断裂发生在管道与法兰的焊接接头位置，断口和裂纹形貌都符合湿 H2S 条件下 SCC 的特征，而且作者特别强调，管线中存在的异常马氏体组织提高了材料的 SCC 敏感性。这个结论很重要，因为它说明工程现场不能只看介质是否“危险”，还要看制造和焊接过程中是否在局部引入了更脆、更敏感的组织。很多时候，同样是碳钢设备，真正先出问题的不是大面积母材，而是接头、热影响区和组织异常区。

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图2. 湿 H₂S 环境下，燃料气管线的失效集中出现在管线与法兰焊接接头处；局部异常组织与应力集中共同提高了 SCC 敏感性

第二类场景，是保温层下含氯环境中的不锈钢管道开裂。Kumar 等[3]研究的一条不锈钢管线原本用于向加氢裂化反应器输送氢气，运行中出现泄漏。研究表明，这并不是很多人直觉上会先想到的“内部介质腐蚀”，而是氯化物应力腐蚀开裂；更具体地说，氯源来自外部包覆的玻璃棉保温层，而保温层下的不锈钢箔又促使氯化物冷凝富集。换句话说，管道并不是被工艺介质先破坏，而是被自己外面的保温结构一步步“养出了”危险环境。搜索结果还显示，该文将典型的氯化物 SCC 形貌作为关键图展示。这个案例之所以经典，是因为它把“材料选得对”却仍然失效的原因说得很明白：外保温体系、积水条件和盐分来源，同样可以决定一条不锈钢管线的寿命。图片3.png

图3. 不锈钢管线的泄漏并非来自内部介质，而是源于保温层下氯化物冷凝富集；玻璃棉和包覆结构共同促成了外表面点蚀及后续 SCC

第三类场景，是新设备并不一定更安全。Xu 等[4]研究的一台新建管壳式换热器，在首次开车预热的 8 天内就出现了换热管泄漏。文中说明，预热蒸汽先通过反应器加热催化剂床层，再进入换热器管侧；温度在 4 天内由 30 ℃升到 320 ℃，之后维持 4 天，6 月 28 日即发现泄漏。裂纹集中出现在胀接段末端的 Zone-I 和 Zone-II，失效管内表面有红褐色腐蚀产物，裂纹从内表面起裂并向外表面扩展。作者最后把原因归结为两点：一是高温蒸汽中的氯化物，二是胀接引入的残余拉应力；而氯的直接来源，则是被氯污染的预热蒸汽。这个案例的价值在于，它把“启动阶段”“高温蒸汽”“装配残余应力”这三个现场因素绑在了一起。很多工程失效并不是设备老化造成的，而是在最初的热态切换和介质切换阶段，就已经把裂纹种下了。

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图4. 新建换热器在首次开车预热阶段即发生泄漏，裂纹主要位于胀接段末端，表明高温含氯蒸汽与残余拉应力在短时间内即可触发不锈钢 SCC

第四类场景，是板式换热器里最容易被忽视的缝隙问题。Khodamorad 等[5]研究的 316 板式换热器并没有在大面积流道中央先失效，裂纹主要出现在垫片座和边缘缝隙区域。文章中肉眼检查就已经看到了沿垫片槽分布的分叉裂纹和点蚀坑；显微分析进一步表明，样品中既有晶间裂纹也有穿晶裂纹，分叉裂纹是 SCC 的典型特征，微坑则是裂纹的起始点。更关键的是，EDS 检测在裂纹周围的棕褐色腐蚀层中发现了 Fe、Cr、O，以及 S 和 Cl。作者还测到各路水中的氯和硫化物总体含量其实并不高，只有约 1–3 ppm，但论文明确指出，在高温下，垫片与板片之间的缝隙会形成局部浓缩区，蒸发会让氯离子在缝隙内进一步富集，外加服务水带来的悬浮泥土沉积在缝隙里，形成更利于离子积聚的“死区”。于是，哪怕总体水质并不“离谱”，局部环境依然足以触发 SCC。

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图5. 板式换热器的裂纹并非首先出现在主流道中央，而是集中在垫片与板片之间的缝隙区域；微坑、分叉裂纹和含 Cl、S 的腐蚀产物共同表明这是典型的缝隙环境促进型 SCC

把这几篇文章放在一起看，会发现工程现场的 HIC、SSC、SCC 并不是“谁替代谁”的关系，而更像是不同阶段、不同位置上的接力。湿 H₂S 体系里，表面点蚀可以把 SSC 裂纹引出来，材料内部的氢损伤又会给长裂纹继续铺路；含氯体系里，点蚀和缝隙腐蚀往往先发生，随后才是 SCC 的稳定扩展。真正危险的，不是设备整体处在一个“平均腐蚀环境”里，而是它总会存在几个局部位置，把介质、应力和组织缺陷同时叠加起来。

所以，从工程防控的角度看，这几篇案例给出的提醒其实很一致。对设备，不能只做常规强度校核，还要重视焊接接头、局部异常组织和点蚀萌生位置；对不锈钢设备，不能只看材料牌号和介质主成分，还要检查保温层、垫片、缝隙、开停车过程以及温度波动下的局部盐分富集；对换热器这类装配件，胀接、冷加工和维修带来的残余应力，同样可能成为裂纹真正起跑的地方。很多事故事后看都像“材料不耐蚀”，但沿着文中的图一步步回看就会发现，多数失效其实都是局部环境管理失败、局部应力失控和局部组织异常共同造成的。

参考文献

[1] Ziaei S M R, Kokabi A H, Nasr-Esfehani M. Sulfide stress corrosion cracking and hydrogen induced cracking of A216-WCC wellhead flow control valve body[J]. Case Studies in Engineering Failure Analysis, 2013, 1(3): 223-234. [2] Xu S, Huang S, Guo D, et al. Failure analysis of a carbon steel pipeline exposed to wet hydrogen sulfide environment[J]. Engineering Failure Analysis, 2017, 71: 1-10. [3] Kumar M S, Sujata M, Venkataswamy M A, et al. Failure analysis of a stainless steel pipeline[J]. Engineering Failure Analysis, 2008, 15(5): 497-504. [4] Xu S, Wang C, Wang W. Failure analysis of stress corrosion cracking in heat exchanger tubes during start-up operation[J]. Engineering Failure Analysis, 2015, 51: 1-8. [5] Khodamorad S H, Alinezhad N, Haghshenas Fatmehsari D, et al. Stress corrosion cracking in Type.316 plates of a heat exchanger[J]. Case Studies in Engineering Failure Analysis, 2016, 5-6: 59-66.