液化石油气G1003球罐裂纹分析及防止对策.ppt

案例七液化石油气G1003球罐裂纹分析及防止对策广州石化,1. 前言,2005年9月液化气球罐G1003由广州市锅炉压力容器监察检验所开罐检验, 对该球罐内外表面.支柱外角焊缝100%磁粉探伤,发现196处表面裂纹缺陷, 主要分布于球罐的BC和CD环缝上(见图一);χ射线检测有7张Ⅳ级片,4张缺陷性质均为裂纹, 这200处裂纹中缺陷磁痕最长L有为24mm,最短L也有为5mm.这次开罐检验发现这么多的缺陷,这些缺陷是怎样产生?,2. 该球罐的历史状况,2.1 G1003 球罐是1987年由省石油化工设计院设计,球片是由金洲重型机器厂1988年制造,1988年由十三冶金属结构厂安装,1989年投入使用,该球罐材质是SPN36N,规格Φ12300*46,体质V1000立方米, 操作介质:液化石油气,操作温度:常温,操作压力:小于1.7Mpa.2.2 1997年由广州市锅炉压力容器监察检验所开罐检验,发现4#,5#.6#.9#支柱周向垂直度超标,超声检测共发现7处超标缺陷,其中3处与对应的射线底片基本相符(Ⅱ级片),另外3处与以往检验情况基本吻合,未作处理.射线检测发现Ⅲ级片1张,缺陷性质为20mm长条渣,综合超探结果,未作处理.,2. 该球罐的历史状况,2.3 2003年5月由广州市锅炉压力容器监察检验所开罐检验:内外表面.支柱外角焊缝100%磁粉探伤,发现115处内表面裂纹缺陷, 主要分布于球罐的BC和CD环缝上，115处表面裂纹经打磨深度<3mm,113处消除.但有2处无法消除需进行返修.这115处表面裂纹磁痕最长有L为60mm,最短也有L为5mm,射线检测有47张Ⅳ片, 也是分布于BC和CD环缝上,缺陷的性质为裂纹,超声发现的裂纹埋藏深度最深28mm,当年对此球罐49处裂纹缺陷进行返修.返修合格并对球罐进行耐压试验.,2.4 最近两次检验发现的缺陷分布位置,,3 .球罐检验情况综合,连续三次检验结果数据显示:球罐的内表面裂纹明显逐年增多,而且裂纹数量之多,是历年检验球罐中少见的,同时,射线检验发现埋藏缺陷也不少,并且大部分集中在球罐的BC缝,这次开罐检验离上次2003年5月检验只有两年半时间,在这么短时间出现这样多裂纹,这些裂纹是怎样形成的?是否跟球罐的成装介质和球罐材料和焊缝焊接质量有关系?,4. 球罐裂纹形成的分析,4.1从腐蚀方面分析4.1.1 球罐本体材料分析该球罐选用日本的SPV36N钢，相当于国内15MnVNR，其元素成份见表1：表1 15MnVNR材质元素成份15MnVNR≤0.21.3~1.70.2~0.6≤0.30.1~0.2≤0.0350.01~0.020.30.3由表中可以看到材质中有较多的N，该元素对低合金钢抗SSCC性能不利。

4.1.2球罐介质的含S量,G1003球罐为中间贮罐, 该球罐区的介质是由两套不同原油加工能力的蒸馏装置提供：蒸馏一及蒸馏二，其中：蒸馏一设计加工原油能力520万吨/年，蒸馏二设计加工原油能力250万吨/年;介质的含硫量以及硫化氢的含量直接与脱硫装置的脱硫效果有关,从2002年到2005年该罐区总硫及硫化氢含量的化验结果看,发现多次超标:,2002年到2005年该罐区总硫及硫化氢含量的化验结果,,4.1.3 球罐介质的成分含量：,液化气主要成分:,4.1.4 焊缝裂纹的延迟性,4.1.4 焊缝裂纹的研究表明，氢是高强度钢发生冷裂纹的重要因素之一氢主要来源于焊接过程中，在电弧的高温下焊接材料的水分子分解成氢和氧，其中氢以离子状态被液态的焊缝金属吸收由于氢在奥氏体中的溶解度大大高于在铁素体中溶解度，因此在钢铁冷却过程中，氢来不及扩散逸出，将处于过饱和状态，在焊缝金属富化而母材中原始氢含量不高，这样在焊缝金属与母材之间存在氢的浓度梯度，氢有向母材迁移的趋势在这种迁移过程中，在应力及组织的诱导作用下，氢会在局部应力集中或组织缺陷处富集，当氢富集到一定程度会出现开裂，从而出现裂纹由于氢在钢铁中的扩散是个漫长的过程，因此具有延迟性。

焊缝裂纹的延迟性,高强度钢发生应力腐蚀开裂（SSCC）临界应力强度与H2S的浓度有密切的关系，随着H2S浓度增加，开裂的临界应力强度降低，SSCC敏感性增加，在饱和H2S溶液中达到最大值储存于球罐中的液化石油气很难避免有硫化氢和水蒸汽等杂质，另外球罐在进行水压试验时在球壳的内表面也会吸附一定量的水分这些都可以造成局部的湿硫化氢的腐蚀环境焊缝裂纹的延迟性,这几年来介质中总硫及硫化氢的超标现象时有发生，这样会造成溶液中H2S浓度的增加，即使很快气相的浓度降低了，而溶液中的H2S很难再回到气相中，使溶液中的含量仍然较高，发生SSCC的机会增大另外，在湿H2S环境中， H2S的腐蚀会产生氢，这为冷裂纹的产生提供了氢的来源，也为冷裂纹的产生创造了一定的条件焊缝裂纹的延迟性,通过球罐的竣工资料可以查到到:该球罐BC环缝在制造过程中就留下了很多缺陷，这就不难理解有大量的表面裂纹和埋藏裂纹埋藏裂纹由于与腐蚀介质没有接触，因此主要是焊接的延迟裂纹虽然球罐大部分时间处在低H2S浓度（<5ppm）情况下，但不能排除H2S局部富集的可能性；而H2S超标更为SSCC裂纹发生创造了条件4.2 从材料力学角度分析,4.2.1应力腐蚀分析应力腐蚀是指某一特定金属构件在持续拉伸应力作用下，在特定的腐蚀环境下所产生的开裂及扩展失效事件。

可见只有当环境、应力及材料3个因素均具备产生应力腐蚀时，构件才会发生应力腐蚀开裂承受拉伸应力是必要的条件，而材料及腐蚀介质的组合则具有选择性，即不同的材料及其微观组织不同，则发生应力腐蚀破裂的腐蚀环境也不同，也就是说对特定材料只有在特定的腐蚀环境中才会产生应力腐蚀近年来炼制原油中的总硫及硫化氢质量浓度均大幅超过要求，是导致近期球罐大量产生应力腐蚀裂纹的主要原因4.2.1应力腐蚀分析,制造球罐的材料SPV36N是高强度刚，强度高者其应力腐蚀敏感性较强，检出的裂纹数较多、裂纹也较严重；焊缝附近硬度高的部位则检出的裂纹数量多，且较为严重，这完全符合焊缝表面硬度越高，产生应力腐蚀开裂的临界应力值越低，形成应力腐蚀开裂的时间越短的规律，则硫化氢的体积分数越高也越容易产生应力腐蚀开裂4.2.1应力腐蚀分析,拉伸应力的存在是产生应力腐蚀开裂的必备条件之一，应力值越高则越容易产生应力腐蚀；球罐所承受的拉伸应力按CVDA-84《压力容器缺陷评定规范》主要有以下3个方面应力：内压产生的均布薄膜应力σ1[2 ]，焊缝的错边（h）及角变形(w)造成的附加弯曲应力的当量值σ2[2 ]，焊接残余应力的当量拉伸应力σ3[2 ],4.2.1应力腐蚀分析,式中：P —内压（Mpa）， Dm—球罐中径，球罐内径 + 壁厚（mm） t —球罐壁厚（mm）对于球罐开孔部位及焊缝加强高过高部位尚须乘以相应的应力集中数Kt按CVDA-84规定：αb为弯曲应力的折算系数，对表面裂纹取 αb =0.75；对内部埋藏裂纹αb =0.5,,,4.2.1应力腐蚀分析,σ3 =αrσs式中σs最大取材料屈服强度，如球罐经过消除应力热处理或使用多年根据实际情况酌情降低；αr为划为当量拉伸应力的折算系数，对球罐取αr=0.6。

而由以上应力分析可见对球罐母材承受的主要应力仅为内压产生的均布拉伸应力σ1而球罐焊缝处则承受总应力σ=σ1+σ2+σ3 ,其中σ3则往往占总拉伸应力的大部分这与历次球罐检验绝大部分的应力腐蚀表面裂纹均位于焊缝及热影响区的事实完全符合5. 缺陷的处理对策,2003年检验发现的裂纹主要分布于球罐的BC和CD环缝上,115处表面裂纹缺陷经打磨深度<3mm后113处裂纹消除.射线检测有47张Ⅳ级片,缺陷性质均为裂纹, 这162处裂纹当时已全部消除并有49处裂纹消除后进行返修,返修合格后做耐压试验.但这次开罐检验后又发现196处内表面裂纹,这些裂纹经打磨3mm厚后,174处的裂纹消除,还剩22处裂纹无法消除;经对该球罐进行强度计算,打磨3mm厚度的裂纹处的壁厚能满足最大工作压力下强度要求,则不需对打磨处进行返修.超过3mm厚度深的裂纹消除后,必须进行返修.所以这次开罐检验有22处裂纹缺陷消除后需进行返修.根据以上理论分析单纯地进行裂纹消除是不够的,对这次检验发现的裂纹缺陷返修应采取和以往缺陷返修不同的对策.,5. 缺陷的处理对策,5.1 要认真核对超标缺陷的性质.长度.位置,返修部位要在球罐内外侧划出明显的标记.5.2采用砂轮机磨清除缺陷,但打磨深度不得超过30mm,如打磨深度不得超过30mm,缺陷未清除时,应在球罐里面进行焊接修补后,从球罐外侧打磨,直到清除为止.5.3球罐焊缝缺陷返修的焊接工艺规范应与球罐原始焊缝建设时的焊接工艺相同.5.4焊缝焊接修补后,使用预热加热立即进行后热消氢,后热温度为200~250度,保温时间0.5~1小时.,5. 缺陷的处理对策,5.5 缺陷返修后必须在24小时后才能进行磁份.射线和超声检测,返修的焊缝和热影响区表面不得有裂纹.气孔.咬边.夹渣.未焊满等缺陷.5.6所有缺陷返修合格后对整个球罐进行整体热处理 球罐热处理温度为600±25℃,恒温时间为112分钟,热处理测温布点17处,升温至400℃以上时,升温速度宜控制在50~80℃/h,降温速度宜控制在30~50℃/h,400℃以下自然冷却. 400℃以上升温和降温时,球壳表面上相邻两测温点的温差不得大于130℃.5.7 热处理后对球罐进行P=2.21Mpa水压试验,合格.,5.8 球罐缺陷处理后检测,5.8.1 球罐水压试验后,对球罐内表面的焊缝进行100%磁粉检测,未发现超标缺陷,符合标准级Ⅰ要求,合格.对整个球罐22处(包括母材.焊缝.热影响区)进行198点进行硬度(HB)检测,母材的硬度(HB)在103~113范围, 焊缝的硬度(HB)120~146范围, 热影响区硬度(HB)120~153范围硬度检测合格.热处理后检测的硬度跟2003年5月球罐的26处硬度(HB)检测在136~168有所降低.,5.8 球罐缺陷处理后检测,5.8.2此次采用上述方法进行缺陷消除后达到如下目的:改善该球罐整体结构材料性能,减少材料表面对硫化氢的敏感性,防止延迟裂纹的出现.因为在焊缝焊接过程中,由于焊接接头的收缩,所有焊缝部位产生较大的焊接残余应力,为了消除焊接接头残余应力,和减轻焊缝附近的局部催化,通过整体热处理使球壳依靠其内部的应力梯度自发的由非平衡状态过渡到平衡状态,达到消除残余应力,同时消除焊缝中的残余氢,增加壳板金属的延性和韧性,防止延迟裂纹的出现,从而达到整个球罐整体结构性能.,6.结束语,今后在球罐制造使用过程中,为避免出现类似现象,应从源头抓起:6.1. 防止应力腐蚀的对策6.1.1 隔绝腐蚀环境 在球罐内壁与腐蚀介质之间设置隔离层 考虑硫化氢含量超标是产生球罐应力腐蚀裂纹的主要原因，故对球罐内表面采取喷涂铝层后刷富锌涂料隔层的方法，将腐蚀源与球罐金属表面完全隔开，使其失去产生应力腐蚀的环境，从而避免形成表面裂纹。

特别是对于容易产生应力腐蚀表面开裂的焊缝及热影响区部位，只要选择的涂层材料及厚度合适就能完全避免应力腐蚀裂纹的产生6.结束语,6.1.2严格控制进入球罐的总硫及硫化氢 使总硫及硫化氢质量浓度不超过该材料制球罐的临界质量浓度因为对于任一钢种都存在一种H2S体积分数的临界值，只要其浓度低于该临界值，就不易产生应力腐蚀开裂，当然该临界值的大小与该材料的强度与硬度有关，所以，日本高压气体保安协会制定的1980年版《高强度钢使用标准》就明确规定对于屈服强度σs=460~500MPa的钢材，要求介质的H2S体积分数要低于（50~100）×10-6；日本CF62钢制设备要求介质中H2S的体积分数要低于20×10-6我国GB150-98《钢制压力容器》亦要求有应力腐蚀的压力容器应进行焊后热处理，以适当降低材料强度及表面硬度，特别是对表面硬度要限制在一定范围，要求HRC＜22，只有这样才能保证H2S的质量浓度临界值不再降低。