工業管道檢驗案例

工業管道檢驗案例

1.   引言

1.1   管道檢驗檢測概述

失效機制

影響因素

外在表征       如何在一定時間內有效無損地檢測發現？

發展規律

預防措施

檢驗人員應當根據壓力管道的使用情況、失效模式制定檢驗方案。

改變機械地使用檢驗規則規定的習慣做法。

失效模式分析

檢測方法 檢測時機

管道檢驗目的：發現并預防管道的不正常狀態，避免管道失效，

發生事故。

失效案例

典型失效模式 SHAPE \* MERGEFORMAT

API給出的腐蝕失效模式（63種）

1.2  壓力管道的失效

壓力管道是具有潛在泄漏和爆炸危險的特種設備，對國家支柱產業有重要影響，其特點是：

l  量大面廣：截止2009年底，我國在用固定式壓力容器217.5萬臺，鍋爐60.9萬臺，在用氣瓶1.3億只，壓力管道68.5萬公里，與承壓設備相關的生產企業2萬多家，年產值超過5000億元 。

l  服役環境極端化：逐漸向高溫、低溫(液化天然氣集輸，-196℃)、復雜腐蝕(高硫、高酸原油煉制)、大型化等極端方向發展。

石化企業Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類管道事故原因：管理不善、安裝原因、腐蝕與沖蝕、設計原因、制造原因

失效分析的主要技術手段

(1)   現場調查、資料收集和取樣
(2)   宏觀檢查
(3)   無損檢測
(4)   化學成份
(5)   常溫力學性能
       ①拉伸試驗：     
       ②沖擊試驗：      
       ③工藝性能試驗
        ④高溫力學性能
        ⑤硬度測試(母材、焊接接頭)
        ⑥斷裂韌性測試

(6)   光學及電子(掃描電鏡)金相分析
(7)   鐵磁相含量測定
(8)   斷口分析
       ①斷口分析樣品的制備
       ②宏觀斷口分析(低于20倍的觀察)
       ③微觀斷口分析(高于20倍的觀察)
(9)   能譜及X射線衍射腐蝕產物成份及物相分析
(10) 結構和受力分析(包括應力測試)
(11) 斷裂力學、爆炸能量分析計算
(12) 綜合技術分析

2.案例

案例1：

反應流出物換熱器管箱入口不銹鋼法蘭開裂

某石化煉油廠，2010年大修檢驗發現，反應流出物換熱器管箱入口不銹鋼法蘭開裂。

主要原因：

(1) 法蘭(0Cr18Ni9)為鑄造，且化學成分不合格，S含量較高；

(2) 焊接線能量過大導致近焊縫產生了液化裂紋；

(3) 液化裂紋在運行過程中管線施加的載荷作用下不斷擴展最終穿透導致泄漏。

(4)檢測時機沒有把握好。沒能在安裝過程中發現處理，使裂紋帶到運行中，并擴展開裂。

案例2：

某煤化工廠預轉化爐管線焊縫開裂

2008年12月中石油某石化合成氨裝置與轉化爐工藝管線發生大面積TP321H管箱焊縫開裂現象。(NX)

主要原因是設計選材不當， TP321H管箱焊縫和彎頭母材在600~650℃ 溫度下長期運行發生了應力松弛開裂。（再熱裂紋）

案例3：換熱器集合管焊縫開裂

下圖為2007年6月某煉油廠制氫裝置余熱回收換熱器集合管焊縫發生的蒸汽與瓦斯泄漏事故，造成了裝置緊急停車。

原因是設計時未考慮到347H不銹鋼焊縫可能在600℃高溫環境下產生再熱裂紋，而錯誤地選用了347H不銹鋼有縫鋼管引起的。

案例4：

347H不銹鋼管線再熱裂紋

下圖為2007年某煤制油公司厚壁奧氏體不銹鋼管道環焊縫發生的嚴重再熱裂紋開裂現象，材質為347H，管道直徑為611mm，壁厚為77mm，焊材為TS-347Z。

原因：熱處理工藝不當導致奧氏體和鐵素體晶界上NbC析出、晶界脆化，最終造成了管道大面積的再熱裂紋開裂

案例5：

某石化加氫裂化裝置高壓臨氫管線裂紋

Ⅱ套加氫裂化裝置的反應區、高壓換熱區、爐區的高壓臨氫管道在第二次全面檢驗中，被查出7條管道共83道焊縫表面有裂紋，管線規格以大口徑(DN500- DN300)為主，材質： TP321。(JL)

裂紋部位：外壁焊縫金屬  裂紋特征：沿晶   裂紋性質：熱裂紋

裂紋部位：外壁焊縫金屬  裂紋特征：沿晶   裂紋性質：再熱裂紋

案例6

某化肥裝置與轉化爐出口管線操作溫度620℃，壓力MPa，材質為321H，運行2年后在多處彎頭與直管連接焊縫的熔合線附近發生開裂，經分析裂紋具有典型的沿晶擴展特征，母材組織存在晶界碳化物析出現象。試分析裂紋的產生原因。

答案要點：

①開裂機理為高溫松弛開裂(也稱運行再熱開裂)

②高溫用穩定化奧氏體不銹鋼(如321H、347H)在550℃~750℃下長期運行存在發生開裂的可能性

③開裂一般發生在焊縫熱影響區或參與應力較高的母材處，

④裂紋以沿晶形式擴展，晶界碳化物析出對開裂有明顯促進作用。提高安裝質量，降低應力水平和焊后進行穩定化處理可以有效地降低發生開裂的概率

案例7：

某廠加氫裂化裝置于2006年投入運行，2009年大修檢驗時發現奧氏體不銹鋼(321H)高溫臨氫管線(操作溫度為320℃~430℃)外壁焊縫金屬及熱影響區出現大面積開裂現象，裂紋均出現在焊縫金屬上。金相分析發現裂紋沿柱狀晶晶界擴展。焊縫金屬鐵素體含量為1.2~1.6%。試分析裂紋產生的原因。

答案要點：

①奧氏體不銹鋼對熱裂紋比較敏感

②為了避免熱裂紋的發生，要求焊縫金屬中δ鐵素體含量要到達3~12%,檢測發現焊縫金屬鐵素體含量偏低為1.2~1.6%，易產生熱裂紋。

③焊縫中的熱裂紋具有典型沿柱狀晶晶界開裂的特征

④因此，焊縫中的裂紋性質為熱裂紋

焊接裂紋

裂紋是焊接接頭中最嚴重的缺陷，是容器與管道事故的主要原因之一。

焊接裂紋分類

     熱裂紋：結晶裂紋（凝固裂紋）、液化裂紋、

               失延裂紋及多邊化裂紋

     冷裂紋：延遲裂紋（氫致裂紋）、淬硬脆化裂紋、

                低塑性脆化裂紋（熱應力低延開裂）

     再熱裂紋

     層狀撕裂

     應力腐蝕裂紋（SCC）

熱裂紋

熱裂紋是在焊接過程中焊縫和熱影響區金屬冷卻到固相線附近的高溫區時產生的，故稱為熱裂紋。

S和P在各類鋼中都會增加熱裂紋的傾向。

液化裂紋

液化裂紋：熱裂紋的一種，是一種沿奧低體晶界開裂的微裂紋，多出現在焊縫熔合線的凹陷區和多層焊的層間過熱區。尺寸小，0.5mm以下，金相顯微觀察才能發現。

再熱裂紋

再熱裂紋的影響因素

化學成分：雜質元素越多，再熱裂紋傾向性越大。（S、P、Sb)

晶粒度：晶粒度越大，再熱裂紋傾向性越大。

缺口效應：缺口位于粗晶區、余高與咬邊處，再熱裂紋傾向性越大。

焊接材料：選用低匹配材，降低再熱裂紋傾向性。

焊接方法和熱輸入

預熱及后熱：防止再熱裂紋

接頭形式與焊接工藝

焊后熱處理工藝：避開再熱裂紋敏感區溫度。

冷裂紋

層狀撕裂與SCC

檢驗注意

1、奧低體不銹鋼、鉻鉬鋼常用于工廠各類設備管線中，且容易因各種因素產生熱裂紋、再熱裂紋、冷裂紋，在檢驗中應予以重視。

2、焊接裂紋有不同的特性，要根據不同的裂紋產生機理及形式選擇檢測的時機與方法，提高檢驗的有效性。

延遲裂紋

液化裂紋

3、對于易產生焊接裂紋的鋼種，一旦發現裂紋，應擴大檢驗比例。

案例8：

    加氫處理裝置上冷高壓分離器碳鋼彎管段和直管段酸性水腐蝕

酸性水腐蝕

是指由pH值介于4.5和7.0之間含有硫化氫、二氧化碳(CO2)的酸性酸水引起的鋼腐蝕。主要受影響材料為碳鋼。

關鍵因素：硫化氫含量、pH值、溫度、速度和氧濃度都是關鍵因素。

由酸性水引起的腐蝕損傷一般為全面減薄。然而，也可能發生局部腐蝕或局部沉積物下侵蝕，尤其當氧存在時。含有CO2環境中產生的腐蝕可能會伴有碳酸鹽應力腐蝕開裂。

300系列不銹鋼易產生點狀腐蝕，并可能遭遇裂隙腐蝕和/或氯化物應力腐蝕開裂。

損傷的外觀或形貌

檢驗
直管、彎頭以測厚不主。
焊縫RT或UT。

案例9：

在MEA(單乙醇胺)裝置上再沸器與再生塔之間的管道上的局部胺腐蝕

胺腐蝕

胺腐蝕是指在胺處理工藝中主要發生于碳鋼的全面腐蝕和/或局部腐蝕。腐蝕并非由胺本身引起，而由溶解的酸性氣體(二氧化碳和硫化氫)、胺降解產物、耐熱胺鹽(HSAS)和其它污染物引起。

關鍵因素：設計和運行規程、胺種類、胺濃度、污染物、溫度和速度。

受影響的裝置或設備

原油裝置、焦化裝置、流化床催化裂化裝置、臨氫重整裝置、加氫裝置和尾氣處理裝置。

再生塔再沸器和再生器、貧/富溶液交換器的富胺側、熱的貧胺管、熱的富胺管、胺液泵和回收器等設備。

損傷的外觀或形貌

碳鋼和低合金鋼會受到全面均勻減薄損傷、局部腐蝕或局部沉積物下侵蝕。

當工藝流體速度低時，減薄在性質上為均勻減薄，而工藝流體為高速并伴有紊流時，減薄為局部減薄。

檢驗和監測

肉眼檢查和超聲測厚，超聲波掃描。

采用腐蝕掛片和/或腐蝕探針實現腐蝕監控。

檢驗時應重點檢查裝置的高溫設備與管線，例如再沸器供進出口管線、熱的貧胺/富胺管道和汽提塔塔頂冷凝器管道等。

案例10：

循環氫壓縮機C301氣體引壓閥閥蓋螺紋連接處斷裂

某石化公司加氫裝置循環氫壓縮機C301氣體引壓閥閥蓋螺紋連接處斷裂，閥桿與閥蓋飛出，大量氫氣噴出，車間發現并處理用時，幸未發生惡性事故。斷口為典型脆性斷口，判定為濕硫化氫應力腐蝕斷裂。（SSCC、HIC）

該閥閥體材質為18-8奧氏體不銹鋼（含Cr18.2、Ni8.62），硬度HRC56，斷裂處材質為Cr13(含Cr14.8)，硬度HRC70，且1Cr13、2 Cr13、3 Cr13金相組織為馬氏體，對SSCC最敏感，這樣高硬度（遠高于HB235）與敏感的馬氏體組織的閥蓋在HS+H2O的作用下，在應力集中的螺紋尾部產生應力腐蝕斷裂。

1、1Cr13、2 Cr13、3 Cr13金相組織為馬氏體組織，硬度高，對SCC最敏感，易產生應力腐蝕斷裂。不宜用于濕硫化氫應力腐蝕環境。

2、濕硫化氫應力腐蝕環境下使用時，檢驗時應注意材質選用是否合適。

案例11：

加氫裝置冷高分頂閥門閥蓋密封焊縫開裂

某石化加氫裝置2000年裝置首次開工過程中，冷高分頂閥門閥蓋密封焊縫開裂，裝置停工，更換同類閥門50多個。冷高分介質中H2S濃度高，操作溫度40度，密封焊縫焊后沒有進行熱處理，判定為濕硫化氫應力腐蝕斷裂。（SSCC、HIC）

該類結構閥不宜用在濕硫化氫應力腐蝕環境下，選購閥門應注明使用條件，指定閥門結構型式。

案例12：

加氫裝置冷高分底（D102）排污水管線大小頭開裂

某石化加氫裝置2001年3月7日發現冷高分底（D102）排污水管線大小頭開裂 ，高壓水和H2S噴出。由于發現用時，未發生次生惡性事故。實際運行一年零三個月，材質為A234/A234M-910 WPB，碳鋼鍛件，運行介質為H2S+NH3+H2O，其中H2S含量34284PPm，NH3含量為19599PPm，溫度為45度，壓力為15.6MPa.

主要原因是：

1、大小頭開裂屬于H2S應力腐蝕開裂；（SSCC）

2、SSCC裂紋起源于大小頭凹陷處，此處由于存在渦流產生細小腐蝕坑點，并向外壁抗展。

3、大小頭材料為較高純度的碳鋼（S=0.003%,P=0.004%),硬度也低于HB235，但仍不能防止在這種苛刻條件下發生SSCC。應采用更高純度的搞HIC鋼。

案例13：

某裝置中有一條管線操作溫度60℃，共工作介質中含有H2S、H2O、CO2等組份，原始資料審查時發現該管線一段無縫鋼管和一段直縫焊管構成，兩段管線材質均為16Mn。請根據這一情況制定該管線的檢驗方案。并進行簡要說明。

答案要點：

①管線的運行環境屬于濕硫化氫環境

②無縫管主要檢查焊接接頭熱影響區的SSCC，主要檢測手段為超聲和射線。而直縫焊管除應檢查熱影響區SSCC外，還應對母材進行HIC檢查，主要檢測手段為超聲直探頭掃查

③無縫管在成型過程中鋼中的塑性夾雜物不會像用軋制鋼板卷焊的管子那樣被壓成扁平狀，因此對HIC不敏感

案例14：

茂名石化溶劑再生一、二套部分貧富液、酸性氣管線焊縫開裂。

茂名石化加氫裂化反應流出物高壓空冷器出口總管使用20年后發生鼓包。（直縫管）

勝利煉油廠氣體脫硫裝置的溶劑再生塔頂酸性氣冷卻器出口大小頭DN300*150（碳鋼）內壁 ，1974年發現氫鼓泡和鼓泡開裂50多處。

案例15

某廠二蒸餾高壓瓦斯罐（容23）接管焊縫開裂

腐蝕部位：底部接管 

材質：16MnR   介質：瓦斯   溫度：55 ℃   壓力：0.4 MPa    腐蝕原因：濕H2S腐蝕

案例16

柴油加氫冷低分入口管線腐蝕減薄穿孔

加氫精制車間3#柴油加氫裝置熱低分氣冷卻器E104出口管線（,規格DN89×6，20#）相繼發生了3次穿孔泄漏。

濕H2S環境下的腐蝕。沖刷和氯加速了腐蝕。

案例17：

某煉油廠加氫裝置E3001/1.2出口三通部位開裂

柴油加氫換熱器E3001/1.2出口管線處異徑三通部位自開工以后就頻繁發生泄漏。三通主線為換熱后280℃-290℃的原料與循環氫，支線為50℃~60℃的同種原料，通過調節閥在三通處混合；

321材料，離焊口220mm處開裂，裂紋為穿晶斷裂及少量沿晶斷裂，呈樹枝狀，具有應力腐蝕的特征。該部位組織較為粗大，存在大量的孿晶和冷加工殘余應力，斷口上存在大量的二次裂紋，斷口呈準解理形貌；斷口上可以找到疲勞輝紋，有典型的氫脆特征“發紋”。斷口有硫(20.61Wt%)和氧(2.76Wt%)，沒有發現氯離子。

采用有限元對三通熱應力分析，三通下游部位的應力變化幅度超過100MPa，這種交變的應力幅值是該部位發生疲勞破壞的根本原因。    

結論：

三通下游部位冷熱流體交匯區發生疲勞失效。

失效部位具有硫化氫應力腐蝕的條件，發生硫化氫應力腐蝕開裂；

應力腐蝕與熱疲勞的交互作用是異徑三通發生快速失效的原因，其中熱疲勞是根本原因。

在冷流入口處增加內彎頭，避免了熱沖擊，沒有發生新的開裂；

濕硫化氫腐蝕損傷（案例8，9，10，11）

濕硫化氫環境的定義：

      化工部HG20581-1998《鋼制化工容器材料選用規定》定義。（“當H2S與液相水或含水少流共存時，就形成了濕H2S腐蝕環境。”）

      當化工容器接角的介質同時符合下列條件時，即為濕H2S應力腐蝕環境：

1、溫度小于等于（60+2P）℃；P為壓力， Mpa（表）

2、H2S分壓大于等于0.00035 Mpa，即相當于常溫在水中的H2S溶解度大于等于10*10-6；

3、介質中含有液相水或在水的露點溫度以下；

4、PH<9或有氰化物存在。

濕硫化氫環境分級-中石化

1985中石化《防止濕硫化氫環境中壓力容器失效的推薦方法》將濕硫化氫環境進行分級。

Ⅰ級環境：凡符合下列情況之一的濕硫化氫環境：

（1） 介質中有氰化物存在；

（2） 具有低PH值（PH≦5.5）的酸性水環境;

（3） 缺少環境資料或幾乎沒有使用經驗。

Ⅱ級環境：濕硫化氫環境中不存在氰化物，PH值比較高（PH≧6），且具有良好的使用經驗

濕硫化氫環境分類（NACE 8X196）

一類：不選用抗HIC鋼，可不做熱處理

二類：可選抗HIC鋼，要進行熱處理

 三類：選用抗HIC鋼，要進行熱處理

     工藝溫度范圍：常溫～150℃，水相有>50ppmw的總硫化物，或以下至少其中的一個；

氣相硫化氫分壓大于0.0003 MPa (0.05 psia)，和水相有>2000ppmw的總硫化物和PH<4。

水相有>2000ppmw的總硫化物和PH>7.6，和HCN>20ppmw。

水相有>2wt% NH4HS。

水相有>6wt% NH4HS。

API581定義的高的苛刻度環境。

檢驗歷史：設備有明顯的SSC、SOHIC、HIC或氫鼓包，類似設備在相似環境使用有同樣問題。

濕硫化氫腐蝕機理及形式

1、對于碳鋼，主要腐蝕形式為腐蝕減薄、點蝕、坑蝕

2、對于部分碳鋼(含碳量高、沸騰鋼、鋼內雜質含量高等）、低合金鋼、不銹鋼主要腐蝕形式為腐蝕開裂。

開裂形式有4種：

a.氫鼓泡（HB） b.氫致開裂（HIC） c.硫化物應力腐蝕開裂（SSCC）d.應力導向氫致開裂（SOHIC）

硫化氫腐蝕過程中析出的氫原子向鋼中滲透，在鋼中某些關鍵部位（非金屬夾雜物處、冶金不連續處、分層處）形成氫分子并富集。隨著氫分子數量的增加，其形成的壓力不斷升高，以致引起介面開裂，形成鼓泡。

a.氫鼓泡（HB）

氫鼓泡常發生于鋼中夾雜物及冶金不連續處，其分布平行于鋼板表面。氫鼓泡發生不需要外加應力（載荷應力、殘余應力），

b.氫致開裂（HIC）

在鋼的內部發生氫鼓泡區域，當氫的壓力繼續增高時，小的鼓泡裂紋趨向于相互連接，形成有階梯特征的氫致開裂。氫致開裂發生不需要外加應力（載荷應力、殘余應力），故從概念講不屬于應力腐蝕破壞范疇。

c.硫化物應力腐蝕開裂（SSCC）

硫化氫在液相水中，由于電化學的作用，在陰極反應時生成氫原子滲透到鋼的內部，溶解于晶格中，導致脆性增加（氫原子滲透到鋼的內部晶格，在親和力的作用下生成氫分子，鋼材晶格發生變形，材料韌性下降，脆性增加），在外加拉應力或殘余應力的作用下形成開裂。

特征：沿晶或穿晶，成樹枝狀。

d.應力導向氫致開裂（SOHIC）

應力導向氫致開裂是在應力引導下，使在夾雜物與缺陷處因氫聚集而形成的成排小裂紋沿著垂直于應力的方向發展，即向壓力容器與管道壁厚方向發展。

濕硫化氫腐蝕部位

1、蒸餾裝置“三頂”：（H2O+H2S+HCL）常壓塔頂5層塔盤起—塔頂管線—空冷器—水冷器—回流罐為重，初頂、減頂次之。

2、脫硫裝置溶劑再生塔（塔底）、再生塔塔底重沸器，貧富液管線。（RNH2+CO2+H2S+H2O）

3、脫硫裝置再生塔塔頂冷凝冷卻系統（餾出管線、冷凝冷卻器及回流罐）（CO2+H2S+H2O）

4、催化裂化裝置吸收解吸系統。

（HCN+H2S+H2O）

5、汽油、煤油、柴油加氫裝置：精制油汽提塔頂系統，循環氫系統（包括脫硫前與脫硫后），燃料氣及其脫硫系統（H2S+H2O）

6、硫磺回收：酸性氣系統（CO2+H2S+H2O）

7、加氫裂化、渣油加氫裝置：循環氫系統（包括脫硫前與脫硫后），各種氣及其脫硫系統（H2S+H2O），冷高分氣相系統及污水排放系統。

8、瓦斯及火炬系統：氣柜、分液罐、管線低點、壓縮機。

9、其它低溫硫化氫部位。

濕硫化氫腐蝕部位

濕硫化氫環境的設計要求

碳素鋼或低合金鋼制設備和管道應符合下列要求：

所使用的材料應是鎮靜鋼；

材料的使用狀態應是熱扎（僅限于碳素鋼）、退火、正火、正火+回火或調質狀態；

材料的碳當量CE應不大于0.43

   CE = C+Mn/6+(Cr+Mo+V)/5+(Ni+Cu)/15；

冷成形加工的碳素鋼或低合金鋼制設備或管道元件，當冷變形量大于5％時，成形后應進行消除應力熱處理，且其硬度應不大于HB200。但對于碳素鋼制管道元件，當冷變形量不大于15％且硬度不大于HB190時可不進行消除應力熱處理；

設備殼體或卷制管道用鋼板厚度大于20mm時，應按JB/T4730進行超聲檢測，符合Ⅱ級要求；

原則上設備或管道焊后應進行消除應力熱處理，熱處理溫度應按標準要求取上限。熱處理后碳素鋼或碳錳鋼焊接接頭的硬度應不大于HB200，其它低合金鋼母材和焊接接頭的硬度應不大于HB235。無法進行焊后熱處理的焊接接頭應采用保證硬度不大于HB185的焊接工藝施焊（僅限于碳素鋼）。

熱加工成形的碳素鋼或低合金鋼制管道元件，成形后應進行恢復力學性能熱處理，且其硬度不大于HB225；

嚴重腐蝕環境下工作的碳素鋼或低合金鋼制設備和鋼板卷制管道除滿足以上要求外，還應符合下列要求：

材料的使用狀態應是正火、正火+回火或調質狀態；

當材料的抗拉強度大于480MPa時其化學成分 S≤0.002%、P≤0.008%、Mn≤1.30%，且應進行抗HIC性能試驗或恒負荷拉伸試驗。

在濕硫化氫應力腐蝕環境中使用的其它材料制設備和管道應符合下列要求：

鉻鉬鋼制設備和管道熱處理后母材和焊接接頭的硬度應不大于HB225（1Cr-0.5Mo、1.25Cr-0.5Mo）、HB235（2.25Cr-1Mo、5Cr-1Mo）或HB248（9Cr-1Mo）；

鐵素體不銹鋼、馬氏體不銹鋼和奧氏體不銹鋼的母材和焊接接頭的硬度應不大于HRC22，其中奧氏體不銹鋼的碳含量應不大于0.10％且經過固溶處理或穩定化處理；

雙相不銹鋼的母材和焊接接頭的硬度應不大于HRC28，其鐵素體含量應在35～65％的范圍內；

碳素鋼螺栓的硬度應不大于HB200，合金鋼螺栓的硬度應不大于HB225。

閥芯材料應優先選用12Cr或18Cr-8Ni系列不銹鋼，當采用碳素鋼閥芯時閥芯材料的硬度值應不大于HB200。

其他減緩濕硫化氫腐蝕的措施

采用不銹鋼復合板；

表面非金屬涂料；

注水洗滌；

注入聚硫化銨緩蝕劑（[NH4]2Sx）可轉換氰化物成無害的硫氰酸鹽，控制HCN<20ppm。注入量為中和HCN量的1.5倍；

避免金屬受到變形、彎曲、冷作加工和噴丸處理；

檢驗檢測

濕熒光磁粉、渦流檢測、射線檢測或交流漏磁檢測方法進行裂紋檢測；

可使用包括外部超聲橫波檢測在內的超聲檢測方法；

聲發射檢測可用于監控裂紋擴展；

案例18：

某煉油廠制氫不銹鋼管道應力腐蝕開裂

制氫裝置97年投用，01年發現中變換熱冷卻系統材料為321的三個大小頭和一個三通開裂泄漏；

管件內外深2mm有粗大的奧氏體層（晶粒一級），裂紋發生在焊縫熱影響區，金相組織為穿晶樹枝狀分布。腐蝕產物FeCO3和Fe3CO4；

原因分析：典型的應力腐蝕

腐蝕環境：H2O+CO2+CO+H2S，在H2S-H2CO3長期作用下對敏化不銹鋼的晶間腐蝕；

不銹鋼沒有經過固溶處理，嚴重敏化；

焊接殘余應力沒有消除；

措施：

更換合格的管件，制定嚴格焊接工藝；

案例19：

某煉油廠制氫裝置321材料開裂

第二分水器出口三通321材料的母材，離焊縫200ｍｍ開裂，內部大量龜裂；

裂紋穿晶腐蝕，腐蝕產物含S和CL；組織正常但硬度超標；

分析工藝原料含水，CO、CO2、H2和微量的硫化氫；

結論：

三通制造質量差已處于敏化狀態，處于應力腐蝕環境下的氯離子和硫化氫的共同作用開裂；

案例20：

某廠制氫裝置管線減薄爆裂

低變冷卻器出口碳鋼彎頭酸性水腐蝕減薄爆裂；

原因是工藝條件變化，水炭比增加后水露點溫度提高，二氧化碳冷凝水對碳鋼材料腐蝕；

案例21：

某煉油廠制氫裝置彎頭開裂

A,B兩系列，A系列兩次出現中變氣蒸汽發生器出口彎頭爆裂，B系列沒有問題；

爆裂彎頭（Φ325 ×14，20g）內壁迎氣流面有大量不均勻腐蝕坑,坑深3 mm～5 mm；斷口處2mm厚；腐蝕產物主要有Fe(HCO3)2 和FeCO3；

原因分析：A系列負荷和水炭比比B系列高，兩系列的出口溫度與露點溫度很接近，而A系列出口溫度比B系列低，分析有CO2冷凝水出現；存在碳酸腐蝕；

措施：更換材料為321，嚴格工藝指標；

案例22：

某煉油廠制氫裝置中變反應器出口三通及下游管線腐蝕和開裂

某石化煉油廠50000Nm3/h制氫裝置2007年6月投產，在同一部位發生三次泄漏 ；

中變氣管道Φ356×9.5和Φ325×8.5 ，材料321；

第一次：開工過程P-4406三通出口側焊縫處出現3個砂眼，第二次：在第一次的部位又發現三個砂眼，進行堵漏與包 合子；第三次：包合子部位有砂眼與母材裂紋；

統計國內的案例，腐蝕與開裂部位相同，失效有普遍性 ；

    1、茂名、廣石化和西太平洋煉油廠原設計碳鋼材料，由于工況變化，水露點溫度提前，形成碳酸減薄腐蝕，材料均升級為321。

    2、廣石化二套制氫、西太平洋煉油廠、滄州，、齊魯（兩次）和高橋，321材料的三通和下游管線開裂。

    3、腐蝕介質主要是氯離子，碳酸根也起作用。氯離子有濃縮的特性。

分析

4、第一次剛開工就出現孔蝕，可能是水壓試驗后沒有及時放干水，停留時間長，細菌腐蝕和氯的濃縮腐蝕特征 ；

5、三通處冷熱溫度變化，鋼管在應力腐蝕環境下的低頻疲勞開裂；

6、第三次開裂與包盒子焊接有關，殘余應力高，局部剛性大；

7、普遍在三通處開裂，可能與HCL形成的酸性環境有關；腐蝕部位在10點半的位置，與殘留的水線邊吻合，正好在氣液交界位置。HCL與冷流接觸后形成鹽酸，氯離子濃度比較大，下游冷凝水增加，氯離子含量降低了，符合氣液交界處腐蝕嚴重的現象。

建議：

1、材料改用316L，冷流入口加套管避免熱沖擊；水平管增加支架；

2、檢驗時要注意查閱工藝操作變更。（與上一周期不一樣的地方要分析對檢驗管線的影響，制定出合適的檢驗方案。

3、不銹鋼管線也會腐蝕減薄。

4、奧低體不銹鋼有產生裂紋的特點，檢驗時應注意。

案例23

2#廢堿系統進出料換熱器EB-501X出口管線第一道彎頭撕裂

腐蝕部位及材質：換熱器—管程出口管線第一道彎頭（Φ114*3）；INCONEL600

操作條件：

介質:廢堿+空氣

溫度:215℃

壓力：3.3MPa

壁厚為2.10mm，減薄量為0.90mm，腐蝕率為0.98mm/a。

原因：高溫堿腐蝕減薄，沖刷。

案例24：

某新建加氫裂化裝置首次大修停工后進行了系統中和清洗，大修后重新開車后多處不銹鋼管線導凝管與管座連接焊縫處發生開裂泄漏，導凝管短管與管座材質均為TP321,查看設計圖紙發現開裂部位結構上存在易成為死區的縫隙。試分析開裂原因。

答案要點：

①開裂機理為堿應力腐蝕開裂

②中和清洗過程中堿液進入縫隙處

③開工過程升溫導致水分蒸發堿液濃縮

④焊接接頭存在一定的殘余應力

案例25：

某煉油廠－堿管線開裂

煉油廠250號堿管線向全廠輸送NaOH，全長2700米，19個龍門架，材料20號鋼，Dg80。

開裂特點：

80%泄漏點在焊縫，焊縫外觀正常無焊接缺陷。

焊縫裂紋與熱影響區平行，穿透壁厚；

多發生在冬季伴熱線開啟后，泄漏集中在龍門架彎頭處；

措施：

全部更換，氬弧焊打底，J427蓋面；

630℃消除應力，安裝6條金屬軟管

加強伴熱線使用管理

原因：堿應力腐蝕

腐蝕介質：NaOH、KOH;

材料：炭鋼、低合金鋼、300系列不銹鋼易腐蝕；鎳基合金耐腐蝕，但高溫下腐蝕速率仍較大；

腐蝕機理：金屬在NaOH存在的條件下，拉應力和適當溫度產生的開裂 ；常見于含堿液體的濃縮；

腐蝕形態：裂紋平行與焊縫附近，也發生在焊縫熱影響區和焊縫上、金相顯示炭鋼為細小帶有氧化物的沿晶裂紋，300系列與炭鋼區別是有明顯的穿晶樹枝狀分叉裂紋；

案例26：

某石化公司三蒸餾常頂板式干空冷，開工18天后常頂石腦油板式干空冷器E-1022A-G炭鋼回彎管出現穿孔，檢查所有八臺空冷回彎管嚴重減薄；空冷器板束材料為鈦材，管箱和回彎管為碳鋼材質。新裝置3月28日開工正常；16個彎管全部包扎，小R處減薄，正對彎管口的管箱底部腐蝕更嚴重，鈦制空冷表面明亮

操作溫度：120-140℃，操作壓力：0.05-0.16Mpa

蒸餾正常后6天后投用電脫鹽，兩天后注破乳化劑，4天后注水3%（原油加工量），泄漏后5天注5%正常注水量。其中脫后含鹽達40mgNaCL/L.

蒸餾正常后8天注中和緩蝕劑，20天后注水10%（塔頂油氣負荷）,腐蝕得到控制。

腐蝕分析：

   HCL+H2S+H2O環境

   MgCl2+2H2O→Mg(OH)2+2HCl

   CaCl2+2H2O→Ca(OH)2+2HCl

   有機氯受熱分解放出HCL

注水不足，初凝區后移，沒有中和的酸

性水對材料腐蝕。

汽液兩相分層，酸性液呈

瀑布狀腐蝕所到的面積。計

算機模擬也證實了腐蝕現狀。

鈦板殼與炭鋼管箱之間用螺栓連接，兩不同電位

金屬沒有絕緣，形成電化學腐蝕環境；

結論：

1) 注水量小，初凝區位于空冷器回彎管附近；

2) 原油電脫鹽開得不正常，造成脫后含鹽升高；

3) 中和劑注量不足；

4) 電偶腐蝕起加速作用；

5) 操作參數偏離設計參數時，檢驗要特別注意。

6) 形式電偶腐蝕的地方（如異種鋼的焊接口、法蘭連接口等）容易腐蝕，檢驗中應加大檢查力度。

案例27：某石化公司常壓塔頂揮發線304SS膨脹節開裂

水平放置膨脹節材料304厚2mm，約10個月的運行在水平下方發現分布在膨脹節的波谷內壁的數十條縱向裂紋和φ0.5mm以下的點蝕坑，部分已穿透；

溫度：110～150℃，壓力：0.02～0.15MPa，腐蝕介質有：Cl-、H2S；

裂紋中發現有高含量的硫與氯元素；

裂紋截面：：點蝕坑→穿晶裂紋→分叉裂紋→解理+ 二次裂紋；

截面觀察：點蝕坑（0.030～0.050mm）→解理+ 平行的疲勞輝紋+ 二次裂紋（0.5～0.6mm）→解理臺階+ 二次裂紋（1～2mm）。

開裂過程：氯離子引起的點蝕→腐蝕疲勞開裂→應力腐蝕開裂；

304材料在110-140℃對硫化氫SCC不敏感；

案例28：

某石化公司煉油廠減壓塔頂揮發線321材料腐蝕與開裂

減壓塔頂到一級抽空器前揮發線選用321材質。2007年8月多道焊縫發生腐蝕開裂；

鹽酸腐蝕的形貌非常突出，管內壁坑蝕嚴重，成溝槽狀，焊縫腐蝕明顯；

案例29

常壓塔頂出口直管段開裂

焊縫熱影響區開裂向外冒汽

腐蝕部位及材質：常壓塔T102頂直管，材質18-8

介質：汽油、水蒸汽、H2S、HCl等

溫度：110-120

壓力：0.01MPa

腐蝕原因：氯離子應力腐蝕開裂

措施：更換碳鋼+0Cr13復合管

應吸取的教訓：在常壓塔項揮發線有酸性氯化物的部位不應采用奧氏體不銹鋼。

案例30：

某石化裝置一條管操作溫度120℃，操作壓力1.38MPa，介質中含有水，水中的Cl含量約為50ppm。請在16Mn、16Mn+0Cr13Al和0Cr18Ni9三種材料中選擇一種你認為最合適的，并加以說明。

答案要點：

①排序如下：16Mn+0Cr13Al、16Mn、0Cr18Ni9

②奧氏體不銹鋼在該環境下會發生氯化物應力腐蝕開裂，16Mn無應力腐蝕開裂問題，但會發生全面和局部腐蝕，16Mn+0Cr13Al的鐵素體不銹鋼復合層既耐腐蝕又不會發生開裂，16Mn基材則提供強度保證

案例31：

某化工公司醋酸乙脂輸送管道材質為304，規格為Φ159mm×3mm，操作溫度為常溫，操作壓力0.3MPa,介質為純度99.99%醋酸乙脂+0.01%水分，管道水平安裝。使用一個半月后發生了泄漏現象，經檢查導致泄漏的蝕坑位于管子的下部。調查發現管子投用前進行了水壓試驗，試驗用水為工業水(Cl含量為90ppm)，水壓試驗后未進行干燥處理并在夏季自然環境中存放了兩個月時間，請分析該管子的失效機理，并提出改進建議。

答案要點：

①管子泄漏是點蝕穿孔引起的

②試壓用水含有較高的氯離子、水壓試驗后未進行及時沖洗干燥，放在過程中水分蒸發引起氯離子局部濃縮

③不銹鋼表面鈍化層有破損

④控制試壓用水氯離子含量不超標、試驗后進行干燥處理并充氮保護、進行內表面酸洗鈍化處理。

案例32

橡膠車間膠粒水系統管線設備腐蝕

介質：膠料水   溫度：85-115℃   壓力：０-0.4Mpa    材質：316L

管線及管件焊縫處出現裂紋，凝聚釜釜體多個法蘭出現裂紋，局部已出現泄漏；

膠粒水系統中氯離子含量較高，屬氯離子應力腐蝕開裂。

檢驗

1、奧低體不銹鋼在有氯的環境下易產生應力腐蝕開裂，不宜選用。

2、在有氯存在的環境，不管其含量高低，都要注意應力腐蝕開裂問題，尤其要注意縫隙、堵頭與排凝等容易產生氯離子濃縮的地方。

常壓爐出口彎頭