壓力容器與管道失效分析和安全評價

壓力容器與管道失效分析和安全評價2024/3/27壓力容器與管道失效分析和安全評價1、壓力容器和管道主要失效模式和原因失效模式是失效的表現(xiàn)形式。一般認為壓力容器與管道的失效模式主要包括：斷裂、變形、表面損傷和材料性能退化四大類?？紤]到壓力容器與管道的特殊性，添加了爆炸和泄漏兩種。爆炸和斷裂兩種失效模式的后果是災難性的。1.1主要失效模式壓力容器與管道失效分析和安全評價爆炸斷裂泄漏過量變形表面損傷、金屬損失材料性能退化物理爆炸：物理原因（溫度、內壓）使應力超過強度化學爆炸：異?；瘜W反應使壓力急劇增加超過強度脆性斷裂：應力腐蝕、氫致開裂、持久（蠕變）斷裂、低溫脆斷韌性斷裂疲勞斷裂：應力疲勞、應變疲勞、高溫疲勞、熱疲勞、腐蝕疲勞、蠕變疲勞密封泄漏：充裝過量（冒頂）腐蝕穿孔、穿透的裂紋或冶金、焊接缺陷（滿足LBB條件）過熱、過載引起的鼓脹、屈曲、伸長、凹坑（dent）蠕變、亞穩(wěn)定相的相變電化學腐蝕：均勻腐蝕、點腐蝕、縫隙腐蝕、晶間腐蝕、沉積物下腐蝕、溶解氧腐蝕、堿腐蝕、硫化物腐蝕、氯化物腐蝕、硝酸鹽腐蝕沖蝕、氣蝕高溫氧化腐蝕、金屬塵化或災難性滲碳腐蝕、環(huán)烷酸腐蝕外來機械損傷：油氣長輸管線的主要失效模式之一輻照損傷脆化金相組織變化：珠光體球化、石墨化、S相析出長大、滲碳、滲氮、脫碳、回火脆化與敏化、應變時效氫致?lián)p傷：氫腐蝕、氫脆（微裂紋）、堆焊層的氫致剝離壓力容器與管道主要失效模式壓力容器與管道失效分析和安全評價1.2主要失效原因大量統(tǒng)計資料表明，壓力容器與管道的主要失效原因包括運行操作、管理、設計制造、檢測維修和外來損傷等方面。重大事故可定性為：責任事故或設備事故。壓力容器與管道失效分析和安全評價壓力容器與管道主要失效原因責任事故設備事故運行操作：違反操作規(guī)程、介質超標管理：缺少現(xiàn)代安全管理體系、職工素質教育差檢測維修：嚴重損傷未能被檢測發(fā)現(xiàn)或缺少科學評價、不合理的維修工藝（尤其是停工狀態(tài)的維修）設計制造：設計缺陷、選材不當、用材錯誤、存在超標焊接或冶金缺陷、焊接或組裝殘余應力過大外來損傷：外來機械損傷、地震、洪水、雷擊、大風等壓力容器與管道失效分析和安全評價2、壓力容器與管道典型失效案例爆炸分為物理爆炸和化學爆炸。物理爆炸是指物理原因（溫度、壓力）使容器或管道的工作應力超過極限強度?；瘜W爆炸是指異常化學反應使壓力急劇增加引起的。一般是由于可燃性氣體與空氣的混合達到了爆炸極限范圍，或是放熱化學反應失控。兩者可以通過爆炸能量的估算進行區(qū)分。2.1典型爆炸事故案例壓力容器與管道失效分析和安全評價2.1.1西安“3·5”液化石油氣站特大爆炸事故1998年3月5日，西安液化石油氣站2個400m3球罐發(fā)生特大爆炸事故。事故過程為：下午4：40發(fā)現(xiàn)1號球罐下部排污管道法蘭泄漏，雖然消防戰(zhàn)士和職工奮力搶救，但由于沒有先進的堵漏技術，泄漏持續(xù)約3h，整個廠區(qū)充滿了石油氣，配電間電火花引爆，形成廠區(qū)大火，使球罐溫度急劇升高，最終物理爆炸。法蘭泄漏與一只緊固螺栓的疲勞斷裂有關。事故性質確定為設備事故。壓力容器與管道失效分析和安全評價2.1.2四川七橋輸氣站“7·18”爆炸事故等1998年7月18日，四川大天池氣田天然氣管線七橋輸氣站分離器管道發(fā)生特大爆炸事故。事故過程：7月17日在修復泄漏的法蘭后，進行用天然氣置換管道系統(tǒng)內的空氣作業(yè)，置換氣流速度為20.6m/s，遠大于技術標準要求的小于5m/s，隨后工作人員發(fā)現(xiàn)管道有升溫、升壓現(xiàn)象，進行了水冷降溫和放空處理，效果不明顯，在打開管道系統(tǒng)的一個閥門時發(fā)生了管道彎頭處的爆炸。爆炸管道彎頭為20鋼273×9無縫管彎制，材質正常。大的爆炸碎片有6塊，最重的為18.8kg，飛出318m遠。爆炸源區(qū)斷口為塑性剪切，壁厚明顯減薄，快速斷裂區(qū)斷口有人字紋，尖端指向源區(qū)。管道內發(fā)現(xiàn)有硫化鐵產物。為了確定爆炸性質，在現(xiàn)場調查的數(shù)據基礎上，進行了爆炸能量的估算，確認該事故為化學爆炸，是管道內天然氣與空氣混合達到爆炸極限，起因是管道內有氧存在使硫化物自燃。1997年大慶油田、1998年中原油田發(fā)生的兩起注天然氣壓縮機出口管爆炸事故，均為天然氣的化學爆炸，與七橋事故相似。壓力容器與管道失效分析和安全評價2.1.3北京東方化工廠“6·27”特大火災爆炸事故1997年6月27日北京東方化工廠罐區(qū)發(fā)生了特大火災爆炸事故，死亡20余人。經過事故調查結論為：石腦油A罐“裝滿外溢”蒸發(fā)，造成大面積的石腦油氣的爆炸、爆燃、燃燒，最后引起乙烯B罐的爆炸。石腦油A罐“裝滿外溢”(“冒頂”)是整個事故的起因，顯然應屬于違章操作引起的責任事故。壓力容器與管道失效分析和安全評價2.1.4美國丁二烯鐵路罐車的災難性爆炸20世紀90年代美國發(fā)生了一起丁二烯鐵路罐車的災難性爆炸事故。罐車長19m，外徑3054mm，筒體厚度15.9mm，封頭厚度17.5mm，容積127m3。安全閥設置壓力1.93MPa，材料相當于20Mn。該罐車在3個月前的例行維修中未進行最后填充氮氣的處理，即事故前罐車內是存有空氣的。一列罐車在丁二烯儲運場開始充裝丁二烯，該罐車在最后充裝位置，環(huán)境溫度-5.6℃，約1.5h后，罐內壓力達到0.79～0.83MPa。為了釋放過高的壓力，將罐車與放空管道相連，放空管道通向放空火炬裝置，該裝置可以點燃釋放的氣體。在打開放空管道時，現(xiàn)場人員看到一個小火炬點燃，但是只有幾秒鐘便熄滅。隨后聽到兩個爆炸聲在放空火炬裝置，同時聽到一個爆炸聲在該罐車，并且有一個鉛筆狀火焰從安全閥急劇升起，高度達15m。隨即該罐車劇烈爆炸，60余個碎片飛出，最遠達195m，總重約5227kg。爆炸時，罐內丁二烯蒸氣占有的空間為20%(約25m3)。分析結論為罐車設計、選用材料、材料缺陷、罐車制造、維護使用均與丁二烯化學爆炸事故有關。爆炸是在安全閥打開(壓力為1.93MPa)后，但是明顯低于正常承載能力(2.76MPa)時發(fā)生的，顯然與入孔一罐體連接結構不合理造成高度應力集中以及材料存在缺陷有關。當然，如果罐車內沒有空氣存在，也不會引起丁二烯的爆炸。爆炸點火應當是打開放空管道時的靜電火花。防止措施：①改善人孔一罐體連接結構設計，增加圓錐形過渡段，減少應力集中；②嚴格控制材料冶金質量；③防止違章操作，充裝丁二烯以前罐車內一定要充氮惰性處理，并且充裝丁二烯的壓力不大于827kPa。壓力容器與管道失效分析和安全評價2.2氫腐蝕(高溫氫侵蝕)引起的蒸汽管道爆管事故2.2.1氫腐蝕(高溫氫侵蝕)機理氫腐蝕是蒸汽管道、鍋爐管與石油化工臨氫高溫裝備中較常見的失效模式。這種失效模式可能沒有明顯的腐蝕現(xiàn)象，但是材料性能嚴重退化，事故的隱患已經存在。在氫處理、重整、加氫裂化等裝置中，溫度超過260℃，氫的分壓大于689kPa，就有可能發(fā)生氫分子在鋼的表面分解為原子氫而發(fā)生腐蝕。氫腐蝕是原子氫進入鋼鐵材料，并與碳化物反應生成甲烷(Fe3C+4H→3Fe+CH4)，由于甲烷的分子尺寸大而不易擴散，會使甲烷在晶界或相界面等處聚集產生局部高壓，形成微裂紋，進而材料脆化。蒸汽管道中發(fā)生氫腐蝕的條件為蒸汽壓力3～19MPa、蒸汽溫度為315～510℃，并且要由腐蝕過程的陰極析氫及腐蝕過程所促進的“汽水反應”(3Fe+4H2O→Fe3O4+8H),提供原子氫的來源。壓力容器與管道失效分析和安全評價2.2.2蒸汽管道爆管事故1994年-1995年油田發(fā)生3起稠油熱采用注蒸汽管道的爆管事故，損失達3000萬元。濕蒸汽發(fā)生器(直流式鍋爐)爐管同樣發(fā)生多起爆管事故。事故中管道使用壽命最短的僅有43天，一般為一年左右。注蒸汽管道材料為20g，管道尺寸為Φ127×14。蒸汽溫度318～354℃，壓力11～17MPa。給水中含氧量為2mg/l，并含有氯離子為210mg/l，均遠遠高于技術要求。試驗分析的主要結果為：①斷口為脆性(厚唇狀)，并為“窗口式”；②管內壁局部腐蝕嚴重；③腐蝕坑底脫碳層達3mm深；④脫碳層內有大量晶界網狀微裂紋；⑤定氫試驗可以顯示出10.7mg/l高的氫含量；⑥材料沖擊韌性很低，僅為10J。這些結果均說明失效為氫腐蝕機制。采取的預防措施有：①進行鍋爐給水的徹底除氧；②采用鉻鉬低合金鋼管(如15CrMo或12Cr1MoV)以增強氫蝕抗力，同時改進焊接工藝；③加大管道補償器彎曲半徑，進行焊前預熱和焊后熱處理，減少環(huán)焊縫等部位的殘留應力。通過幾年運行，事故不再發(fā)生。壓力容器與管道失效分析和安全評價2.2.3氫腐蝕失效預防措施石油精煉工藝或臨氫裝置在260℃以上不能使用碳鋼，應依照Nelson曲線選用不同等級的鉻鉬鋼，因為鉻鉬可以提高碳化物的穩(wěn)定性，防止氫腐蝕發(fā)生；應盡量減少鋼中碳含量，以提高抗氫腐蝕能力；由于焊接熱影響區(qū)是氫腐蝕的敏感區(qū)，應當進行焊后熱處理；使用低合金鉻(1%～3%)鉬鋼時對在370～540℃長期運行引起的回火脆性(韌-脆轉化溫度上升)應當充分重視，引起回火脆性的元素(Mn,Si,P,S,As,Sn,Sb)；含12%Cr以上的合金鋼、奧氏體不銹鋼不存在氫腐蝕問題，可以作為內壁襯里或堆焊材料，但是應當從選材、堆焊工藝及運行工藝方面防止堆焊層與母材界面發(fā)生的氫剝離以及連多硫酸SCC問題。壓力容器與管道失效分析和安全評價2.3濕硫化氫環(huán)境腐蝕開裂引起的重大事故2.3.1濕硫化氫環(huán)境腐蝕開裂機理濕硫化氫環(huán)境促進鋼的氫致開裂有多種形式，包括硫化物應力腐蝕(SSC)、氫鼓泡(HB)、臺階狀氫致開裂(HIC)、應力導向氫致開裂(SOHIC)。H2S的存在可以抑制分子氫的形成，促進原子氫向金屬內部擴散。濕硫化氫環(huán)境發(fā)生的反應有：硫化氫在水中發(fā)生離解：鋼在硫化氫的水溶液中發(fā)生電化學反應：陽極反應：陰極反應：一般認為高強度鋼硫化物應力腐蝕(SSC)在80℃以下溫度發(fā)生。壓力容器與管道失效分析和安全評價2.3.2硫化物應力腐蝕引起的四川天然氣管道爆裂事故四川天然氣管道曾經發(fā)生多起硫化物應力腐蝕引起的爆裂事故，其中一起發(fā)生在1995年底，泄漏的天然氣引起了火災。管道為720×8.16mm螺旋焊管，工廠壓力1.9～2.5MPa。事故管段已經運行16年。爆口長度1440mm，沿焊縫擴展。管道內壁腐蝕輕微，斷口無明顯減薄現(xiàn)象。經過試驗分析，結論為硫化物應力腐蝕引起，與天然氣中含有H2S及補焊工藝不合理使焊縫產生了馬氏體組織和高的殘余應力有關。壓力容器與管道失效分析和安全評價2.3.3美國某煉油廠乙醇胺H2S吸收塔爆炸事故1984年7月美國Lemont煉油廠乙醇胺H2S吸收塔發(fā)生爆炸，18.8m高吸收塔上部14m長的一段飛離原地1km。調查結論為環(huán)焊縫修復焊接工藝有誤，出現(xiàn)了對HIC敏感的馬氏體組織，硬度HRC40～48，屈服強度達477MPa。裂紋呈之字形擴展并穿透容器導致了事故發(fā)生。該次事故曾經引起了國際上的普遍重視。例如Exxon公司對分布在美、加、日三國煉油廠中的189臺裝備進行了檢測。結果表明在濕H2S含量大于50mg/l的壓力容器中確實存在許多裂紋。壓力容器與管道失效分析和安全評價2.3.4濕硫化氫環(huán)境鋼的腐蝕開裂的措施控制材質及焊縫和熱影響區(qū)硬度小于HRC22；進行焊區(qū)熱處理，減少焊接殘余應力；提高材料冶金質量，盡可能減少硫、磷含量(小于0.01%)及錳含量(小于0.5%)；適當提高銅含量(0.25%)，以形成防止氫進入致密保護膜；開發(fā)新鋼種，如HICRESISTANT鋼板；在可能的情況下，進行脫水處理，如在天然氣輸送中的“干含硫氣輸送工藝”，煉油中的“一脫(脫水、脫鹽)三注”操作工藝；應用《承壓容器壁原子氫分布的原位、實時、無損檢測技術》，可以有效監(jiān)測容器的氫損傷狀態(tài)，防止事故發(fā)生。壓力容器與管道失效分析和安全評價2.4堿腐蝕及堿脆引起的事故2.4.1堿腐蝕及堿脆機理4NaOH+Fe3O4→Na2FeO2+2NaFeO2+2H2O2NaOH+Fe→Na2FeO2+H2只要有足夠的堿濃度，腐蝕則不斷進行。局部堿腐蝕的特征有：①所形成的腐蝕產物為多孔的磁性氧化物；②腐蝕產物疏松，與金屬粘著性差；③其形貌為非層狀結構，與小孔腐蝕的層次截然不同；④腐蝕產物中一般有Na存在，其水溶液呈現(xiàn)堿性。堿腐蝕的機制為：當局部氫氧化鈉濃度大于10%時，金屬的保護性氧化膜將被溶解，露出的基體金屬進一步與堿反應，可以表示如下：壓力容器與管道失效分析和安全評價2.4.2發(fā)生堿腐蝕的條件在鍋爐或熱交換器的水中只要含有10～20mg/l的苛性鈉，沸騰(也就是濕、干狀態(tài)交替出現(xiàn)的區(qū)域(steamblanketing)可以導致在沉積物下或縫隙中堿的濃縮，引起管道局部堿腐蝕。因此，采用避免堿發(fā)生局部濃縮的措施是防止堿腐蝕的主要途徑。發(fā)生堿腐蝕的條件下，有拉應力(尤其是熱應力)同時存在，可以引起堿應力腐蝕開裂或稱堿脆，堿脆裂紋呈現(xiàn)沿晶特征有分岔。堿脆在20世紀60年代曾經造成多起氣輪機葉輪飛裂重大事故。碳鋼的堿應力腐蝕一般發(fā)生在50～80℃以上，與堿的濃度有關。為了防止堿腐蝕和堿應力腐蝕開裂，焊后去應力退火溫度不低于620℃，并按照1h/25mm(厚度)計算保溫時間。奧氏體不銹鋼也能發(fā)生堿應力腐蝕，發(fā)生的溫度范圍是105～205℃以上，同樣與堿的濃度有關。奧氏體不銹鋼的堿脆很難與氯離子應力腐蝕相區(qū)分，但是堿脆是沿晶斷裂。壓力容器與管道失效分析和安全評價2.4.3堿腐蝕及堿脆引起的事故澤普石化廠引進的發(fā)電機組的余熱鍋爐運行156h后于1989年6月發(fā)生蒸發(fā)管漏水事故。燃氣進口溫度518℃，出水溫度200℃，蒸發(fā)管為95mm(翅片直徑)×50.8mm(中心管外徑)×4.5mm(壁厚)，材質為ASTMA192高壓鍋爐管，工作壓力1.57MPa。主要試驗結果為：①漏水蒸發(fā)管的硬度(HRB64.7)比原始態(tài)(HRB76.5)下降16%；②漏水蒸發(fā)管的珠光體組織比原始態(tài)發(fā)生了明顯球化；③通過試驗數(shù)據對比，漏水管的工作溫度達450℃，高于未嚴重腐蝕的蒸發(fā)管；④腐蝕坑中的腐蝕產物為Fe3O4+α-Fe2O3，是在300～500℃形成的，腐蝕產物為多孔疏松狀、與金屬粘著性差；⑤掃描電鏡觀察腐蝕坑底的形貌為沿晶和二次裂紋特征；⑥爐水采用純磷酸鈉處理，PO43-濃度為6～6mg/l，PH值為8.8～11.2，說明爐水中存在游離的NaOH。結論為：內壁腐蝕坑、腐蝕穿孔引起蒸發(fā)管泄漏，局部過熱、高溫鹼腐蝕、汽水腐蝕是早期腐蝕穿孔的主要原因。壓力容器與管道失效分析和安全評價2.5硝酸鹽應力腐蝕失效2.5.1硝酸鹽應力腐蝕機理早在1921年就有硝酸鹽引起低碳鋼應力腐蝕開裂的事故報道。低碳鋼在硝酸鹽溶液中發(fā)生陽極溶解的同時，將在表面形成一層Fe2O3保護性薄膜：

10Fe+6NO3-+3H2O→5Fe2O3+6OH-+3N22Fe+NO3-→Fe2O3+0.5N2+e如果保護膜遭到破壞，在保護膜和裸露金屬之間將產生以金屬為陽級和以保護膜為陰極的電位差，使得金屬發(fā)生陽級溶解腐蝕的應力腐蝕開裂。由于低碳鋼的氧化保護膜只在晶粒表面上形成，而不在晶界上，所以低碳鋼的硝酸鹽應力腐蝕都是沿晶開裂。壓力容器與管道失效分析和安全評價2.5.2催化裂化裝置再生器的硝酸鹽應力腐蝕失效近幾年來，錦州石化公司、茂名石化公司、大慶石化總廠、天津石化公司、延安煉油廠的催化裂化裝置再生器在運行中相繼出現(xiàn)大量裂紋，對裝置的安全運行構成了嚴重威脅。中石化總公司于1998年3月將有關情況通報了各企業(yè)。經過大量的試驗分析，主要結果有：裂紋均從內表面開始向外表面擴展，裂紋發(fā)生部位未見明顯塑性變形，裂紋寬度較窄，向縱深發(fā)展并多數(shù)穿透壁厚；裂紋呈樹枝狀，斷口有典型的沿晶特征；腐蝕產物的水溶液PH值在5～6，呈現(xiàn)酸性；斷口表面腐蝕產物中的氮含量均明顯高于基體金屬中的氮含量；壁溫(100～120℃)在實際工況的水蒸氣露點(～140℃)以下，結論是NO3-引起的應力腐蝕開裂。壓力容器與管道失效分析和安全評價2.5.3硝酸鹽應力腐蝕預防措施提高容器壁溫在水蒸氣的露點以上；消除殘余應力，去應力退火的溫度不得低于500℃；選擇合適的鋼種，如C＜0.1%，Cr＜2.4%，Al＞0.8%的低合金鋼；調節(jié)溶液的PH值，加入緩蝕劑(如適量的NaOH)。壓力容器與管道失效分析和安全評價2.6氯化物應力腐蝕2.6.1氯化物應力腐蝕開裂機理及影像因素不銹鋼和鎳合金的應力腐蝕開裂絕大多數(shù)是由于氯化物引起的，其機理是陽級溶解型的。由于Cl-的存在，可以有效降低金屬表面能，穿破鈍化膜，加速陽極溶解過程。奧氏體不銹鋼的氯化物應力腐蝕一般是穿晶斷裂，并有許多分岔。只有當材料組織處于敏化狀態(tài)時，裂紋才是沿晶的。在煉油裝備中鎳含量超過30%的材料一般不會發(fā)生氯化物應力腐蝕。氯化物應力腐蝕的影響因素有：氯含量、氧含量、溫度、應力水平和溶液的PH值。氧的存在是氯化物應力腐蝕的必要條件。經驗表明，煉化設備一般是在停機時并暴露于空氣中才會發(fā)生氯化物應力腐蝕開裂。開裂的嚴重性隨溫度的上升而增加，一般是在65℃以上，但也有例外。應力的條件可以認為總是滿足的，成形、彎曲、裝配及焊接引起的殘余應力均可以誘導氯化物應力腐蝕開裂(870℃的去應力處理可以有效防止開裂的發(fā)生)。在有堿性溶液存在的情況下，氯化物應力腐蝕開裂很少發(fā)生。在煉化工藝中利用余熱產生蒸汽的不銹鋼熱交換器、冷凝器、蒸發(fā)器經常發(fā)生氯化物應力腐蝕開裂，是由于給水中氯離子濃縮的結果壓力容器與管道失效分析和安全評價2.6.2冷凝器的氯化物應力腐蝕開裂某化肥廠使用的90m3合成氨冷凝器，采用Φ14×4的1Cr18Ni9Ti不銹鋼管作冷凝管，工作時氨由管內流通，管外壁用水冷卻，管壁溫度約200℃，使用不到一年，發(fā)生了多根冷凝管開裂。試驗結果有：裂紋起始于外表面，向內壁擴展，有的已經穿透壁厚；斷口的電子顯微特征為穿晶解理；斷口上的腐蝕產物主要Fe2O3，并有氯元素富集；冷卻水為黃浦江水，含有大量氯離子。結論：該冷卻器管的失效原因為氯化物應力腐蝕開裂壓力容器與管道失效分析和安全評價2.6.3不銹鋼熱交換器的應力腐蝕開裂某化工廠氨合成塔凈化系統(tǒng)的煤氣換熱器，1976年投入運行。換熱器進口端蒸汽溫度220℃，出口端溫度350℃，壓力3.2MPa。換熱器介質重油裂化煤氣加蒸汽，換熱器管內為含有氯離子(4～30mg/l)和氧的濕蒸汽。1980年9月，該換熱器進口端與法蘭連接并距法蘭2m處的管道發(fā)生開裂。管道材料為1Cr18Ni9Ti，尺寸為Φ32×8。開裂成扇形板狀，展開寬度尺寸最大部位相當于該管的周長，開裂長度為1.2m。起裂位置在進口端環(huán)焊縫的焊接缺陷處。事故后進行檢查發(fā)現(xiàn)，換熱器封頭(第一筒節(jié))有長度為17.5～26mm，深度為3mm的裂紋，第二筒節(jié)縱焊縫亦有相似的裂紋。在出口端法蘭與接管連接的環(huán)焊縫兩側內壁有許多垂直焊縫相互平行的軸向裂紋。試驗分析結果：①化學成分、力學性能正常；②材料有好的抗晶間腐蝕性能；③裂紋由管道內表面向外表面擴展，明顯分岔，呈樹枝狀，均為穿晶型；④打開裂紋后，觀察斷口裂紋源區(qū)有致密的腐蝕產物，宏觀特征為脆性，微觀特征為解理加二次裂紋；⑤沒有發(fā)現(xiàn)氫損傷現(xiàn)象；⑥通過模擬試驗，說明在焊縫附近存在較大的殘余應力。結論：裂紋屬于應力腐蝕開裂，是由于焊接殘余應力較大和存在氯離子、氧、H2S（H2SxO6）CO2介質引起的。壓力容器與管道失效分析和安全評價2.6.4不銹鋼氦氣儲罐的應力腐蝕開裂美國某廠用304型不銹鋼制作的氦氣儲罐，尺寸為Φ700×3(t)×1000(H)mm，用于壓力重水反應堆的內核。在尚未投入使用的4年存放期間，發(fā)生了氯化物應力腐蝕開裂。裂紋位于碟形封頭端部與筒體焊接的熱影響區(qū)，封頭是冷加工成形的，未經過應力處理。存放的環(huán)境為海岸大氣。主要試驗結果：①將裂紋試樣打開后，用掃描電鏡觀察斷口，發(fā)現(xiàn)只有在焊接熱影響區(qū)為沿晶特征，在融合區(qū)的基體均為穿晶特征；②化學分析表明封頭材料的碳含量為0.09%，接近上限；③采用ASTMA262，E規(guī)定的沿晶腐蝕試驗方法，可以確認熱影響區(qū)組織敏化，而其它區(qū)域未敏化；④裂紋分析指出開裂起始于外表面，在熱影響區(qū)中都是沿晶的，具有SCC的裂紋分叉典型特征；⑤硬度檢驗結果為，筒體181HV，焊縫176HV，封頭310HV；⑥對該材料進行了滾壓變形量與硬度關系的試驗，可以推斷封頭的冷變形量達30%；⑦利用X射線衍射技術測定了距融合線30mm處(在熱影響區(qū)內)的殘余應力為135MPa，是較大的。結論：高的殘余應力、組織敏化、海岸大氣環(huán)境導致了儲罐的氯化物應力腐蝕開裂。建議采用低碳的304L不銹鋼和較小的冷變形量預防熱影響區(qū)的每化傾向。壓力容器與管道失效分析和安全評價2.7連多硫酸引起預加氫反應器的應力腐蝕開裂2.7.1連多硫酸應力腐蝕開裂機理連多硫酸(H2SxO6)環(huán)境一般是加工含硫原油的裝置在停工期間，殘留在設備中的含硫腐蝕產物遇水和氧反應生成的，可以按照如下過程進行： 3FeS+5O2→Fe2O3·FeO+3SO2SO2+H2O→H2SO32H2SO3+O2→2H2SO4

FeS+H2SO3→mH2SxO6+nFe2+FeS+H2SO4→FeSO4+H2SH2SO3+

H2S→mH2SxO6+nSFeS+H2SxO6→FeSxO6+H2S壓力容器與管道失效分析和安全評價連多硫酸應力腐蝕只是發(fā)生在由于高溫環(huán)境而敏化的奧氏體不銹鋼和鐵鉻鎳合金中。典型的例子是在8h中可以穿透12mm壁厚的管道。失效主要發(fā)生在脫硫、加氫處理、加氫裂化、催化裂化裝置及爐管、熱交換器、熱壁容器、容器的襯里。連多硫酸應力腐蝕裂紋是沿晶的。304型不銹鋼敏化發(fā)生的溫度范圍在400～815℃，并且在緩慢冷卻。溫度越高敏化所需要的時間就越短。增加Ti,Nb穩(wěn)定性元素和降低C含量可以減少敏化傾向。值得注意的是在催化裂化裝置的正常運行狀態(tài)，氧和水是在一定部位存在的。2.7.2連多硫酸應力腐蝕發(fā)生的條件壓力容器與管道失效分析和安全評價新疆獨山子煉油廠預加氫反應器是由比利時進口的已經運行10年的舊設備，筒體和封頭材料為A204GrB(即C-0.5Mo)，復層為2.5mm厚的S-347不銹鋼。商檢中發(fā)現(xiàn)筒體內、外表面有深度小于2mm的裂紋，經過打磨可以消除除。內部復層鋼板的表面有點蝕坑，點蝕坑嚴重部位有粗的網狀裂紋，裂紋深度有的穿透了鋼板。重點對復層不銹鋼板的裂紋進行了分析。主要結果：①裂紋為沿晶的，伴有明顯分岔；②組織正常，為奧氏體+少量鐵素體；③主裂紋的擴展方向與容器所受主應力方向垂直；④斷口特征為巖石狀的沿晶特征；⑤斷口腐蝕產物中硫、氯元素含量很高；⑥用電子探針進行了裂紋附近Cr的線分析，結果表明在晶界處有貧鉻現(xiàn)象。該反應器自引進后，經過多次檢驗，于1992年12月投入試運行，3個月后便停工檢修。隨后又斷斷續(xù)續(xù)地經過26次142天的運行，于1995年4月停工再次檢修，停工期間未采取有限的保護措施。結論：加氫反應器復層不銹鋼板是由于連多硫酸和氯離了聯(lián)合作用形成應力腐蝕開裂；停工次數(shù)太多又無合理的保護措施，是容器損傷的根本原因。2.7.3新疆獨山子煉油廠預加氫反應器連多硫酸應力腐蝕開裂壓力容器與管道失效分析和安全評價2.7.4預防連多硫酸應力腐蝕開裂的主要措施預防連多硫酸應力腐蝕開裂的主要措施是，對于重要設備，在停工之后，立即按NACE-RP0170《煉廠停工期間，使用中和溶液防止奧氏體不銹鋼產生應力腐蝕開裂》的要求和步驟進行中和清洗。壓力容器與管道失效分析和安全評價2.8金屬塵化腐蝕(災難性滲碳腐蝕)2.8.1金屬塵化腐蝕機理金屬塵化的過程可以簡單的描述為：①含碳氣體吸附在金屬表面，氣體分解出活性碳；②碳向金屬內部擴散，并與金屬反應生成碳化物(滲碳反應)；③由于金屬滲碳后體積增大，局部滲碳區(qū)會受到來自周圍未滲碳區(qū)域的巨大壓應力，致使?jié)B碳區(qū)崩潰碎裂，形成腐蝕凹坑甚至溝槽；④隨著滲碳層和碳黑沉積層的增厚，碳活度的變化，會使碳化物再分解為金屬和石墨，并以金屬粉塵的形式從金屬基體上脫落下來；⑤在金屬塵化過程的同時，有可能發(fā)生氫腐蝕，促進了金屬碳化物的分解和微裂紋的形成，加速了金屬塵化。一般認為合金基體中加入Cr,Al,Si等元素或對金屬進行滲鋁等表面處理形成良好的表面氧化膜，可以對金屬塵化有一定抑制作用。此外，在氣氛中加入適量的H2S也可以減輕滲碳和金屬塵化。壓力容器與管道失效分析和安全評價2.8.2高溫碳環(huán)境爐管的金屬塵化腐蝕爐管是管式加熱爐的關鍵構件，爐管的失效模式有很多種，高溫腐蝕及腐蝕與應力的交互作用是常見的兩種。高溫腐蝕中有高溫氧化、滲碳、硫化、氫腐蝕、燃灰腐蝕及金屬塵化，尤以金屬塵化是最具有危險性的高溫腐蝕現(xiàn)象。金屬塵化(metaldusting)腐蝕或稱為災難性滲碳(catastroophiccarburization)腐蝕的特殊性是腐蝕產物中有金屬粉粒，腐蝕速度快、后果嚴重。金屬塵化是指如鐵、鉻、鎳、鈷及其合金在高溫含碳環(huán)境下碎化為由金屬碳化物、氧化物、金屬和碳(石墨)等組成的混合物所引起的金屬損失行為。它一般發(fā)生在450～850℃的溫度范圍，有時在1000℃時也能發(fā)生，與不同材料在不同溫度、氣氛下對金屬塵化的敏感性不同有關。壓力容器與管道失效分析和安全評價2.8.3金屬塵化腐蝕案例南京某石化廠的一臺脫氧進料加熱爐的9Cr-1Mo爐管，只使用了5年內壁局部區(qū)域出現(xiàn)了嚴重腐蝕。爐管尺寸為Φ141.3×6.55，管內介質主要為烷烴和氫氣。工作參數(shù)為：壓力0.516MPa，介質入口溫度374℃，出口溫度499℃，爐膛溫度850～870℃，爐管外壁溫度620～650℃。爐管內壁腐蝕的形貌是完整地覆蓋在金屬表面的結焦層，厚度為0.1～10mm，結焦層局部脫落處形成一個個圓窩狀的腐蝕坑，許多密集凹坑相互連接便形成了粗大的腐蝕溝槽。腐蝕坑的底部有疏松黑色粉塵，粉塵下面則是光潔的金屬表面。金相顯示這層黑粉下的金屬已經發(fā)生嚴重滲碳，深度可達1.9mm。黑粉的成分主要是碳黑，但是有金屬粉粒，而且離金屬表面越近，金屬粉粒越多也越大。金相還顯示腐蝕坑底會形成腐蝕裂縫，裂縫下部為裂紋，腐蝕裂縫周圍也嚴重滲碳。腐蝕裂縫周圍金屬有明顯被擠壓變形的痕跡。結論為金屬塵化腐蝕。撫順石油二廠的1Cr5Mo石油裂解爐管、上海高橋石油化工廠的裂解爐合金彎管也發(fā)生過這種腐蝕。壓力容器與管道失效分析和安全評價安全評價又稱適用性（FitnessforService)評價,是對含缺陷結構能否適合于繼續(xù)使用的定量工程評價。它是在缺陷定量檢測的基礎上，通過嚴格的理論分析與計算，確定缺陷是否危害結構的安全可靠性，并基于缺陷的動力學發(fā)展規(guī)律研究，確定結構的安全服役壽命。3.1適用性評價（安全評價）3.壓力容器與管道的安全評價壓力容器與管道失效分析和安全評價對安全生產不造成危害的缺陷允許存在;對安全性雖不造成危害但會進一步擴展的缺陷，要進行壽命預測，并允許在監(jiān)控下使用;若含缺陷結構降級使用時可以保證安全可靠性，可降級使用;若含有對安全可靠性構成威脅的缺陷，應立即采取措施，返修或停用。適用性評價按四種情況分別處理：壓力容器與管道失效分析和安全評價適用性評價的意義巨大浪費返修更換運行運行顯著效益（如美國石化行業(yè)一年可獲得10億美元經濟效益）非適用性評價可接受可接受檢測缺陷特性依“質量控制標準”檢驗判據適用性評價（以現(xiàn)代斷裂力學和可靠性工程為基礎）評價分析可接受的判據返修或更換否否壓力容器與管道失效分析和安全評價在API和MPC的組織和支持下，由10多個國家的40多家油公司、研究機構組成的適用性評價聯(lián)合研究集團。于1995年開始進行“石油化工中的適用性評價標準程序的研究”(簡稱MPC-FFS)，其目的是建立和大范圍推廣在役含缺陷壓力容器、輸送管線、石化裝備等重大石油化工裝備適用性評價標準程序，目前該項目第一、二階段研究任務已基本完成,并開發(fā)出了PREFIS適用性評價軟件，即將進入第三階段研究，而且不久將正式頒布“API579—適用性評價推薦作法”。第二大研究集團是以英國煤氣公司（BG）為首，包括Battele、Sheel、EXXON和SWRI等12家著名研究機構和公司參加的聯(lián)合研究集團，該研究集團歷時三年(1995年～1997年)，耗資90萬英磅，聯(lián)合研究并建立新的含體積型腐蝕缺陷適用性評價方法，避免了已有標準ASMEB31G的過分保守性。適用性評價在國際上日趨活躍，1998年6月在加拿大召開的98′國際管道會議的150篇大會宣讀論文中，有40篇屬于適用性評價方面的內容。與管道有關的適用性評價，國際上有兩個最具代表性的研究集團:壓力容器與管道失效分析和安全評價剩余強度評價：在缺陷定量檢測基礎上，通過嚴格的力學分析與計算，給出管道的最大允許工作壓力（MAOP），為管道的升、降壓操作及管道維修提供決策依據。剩余壽命預測：通過研究缺陷的動力學發(fā)展規(guī)律，給出管道的安全服役壽命，為管道檢測周期（InspectionInterval)的制定提供科學依據。安全評價包括剩余強度評價和剩余壽命預測兩方面內容：安全評價的對象及方法剩余強度評價的對象及評價方法總結如圖1剩余壽命預測的對象及預測方法總結如圖2壓力容器與管道失效分析和安全評價實物評價的半經驗公式有限元分析基于斷裂力學理論的解析分析剩余強度評價體積型腐蝕缺陷平面型缺陷彌散損傷型缺陷幾何不完整型缺陷主要是腐蝕造成的點、槽、片狀等缺陷應力腐蝕缺陷氫致宏觀裂紋焊縫裂紋缺陷疲勞裂紋氫鼓泡和氫致誘發(fā)微裂紋噘嘴與錯邊不圓度厚度不均勻圖1剩余強度評價的對象類型及評價方法評價方法評價對象評價對象特征克烏復線阿塞線佛兩線采石線鞍大線威成線克烏復線佛兩線達臥線典型管線機械損傷缺陷凹坑、鼓脹溝槽整體變形格薩線達臥線概率和可靠性理論壓力容器與管道失效分析和安全評價用現(xiàn)場監(jiān)測積累數(shù)據進行預測用實驗室試驗數(shù)據進行預測剩余壽命預測體積型缺陷平面型缺陷彌散損傷型缺陷沖刷腐蝕點蝕及槽狀局部腐蝕片狀腐蝕應力腐蝕裂紋氫致宏觀裂紋焊縫裂紋缺陷疲勞裂紋疲勞萌生微裂紋氫鼓泡氫致微裂紋蠕變損傷微裂紋沖刷速率局部腐蝕速率全面腐蝕速率亞臨界裂紋擴展速率損傷速率預測數(shù)據缺陷類型缺陷名稱速率類型腐蝕速率圖2剩余壽命預測缺陷種類及預測方法壓力容器與管道失效分析和安全評價

“九.五”期間，石油管材研究所針對在役油氣輸送管道的安全評價開展了大量研究工作，已建立了系統(tǒng)的在役油氣輸送管道安全評價（含缺陷管道剩余強度評價和剩余壽命預測）方法；開發(fā)了含缺陷管道剩余強度評價和剩余壽命預測軟件；對13條在役油氣輸送管道進行了安全評價。壓力容器與管道失效分析和安全評價通過收集各種鋼級輸送管的材料力學性能、應力腐蝕開裂性能、氫致開裂性能和典型土壤環(huán)境中的腐蝕性能，建立管道安全評價數(shù)據庫，為強度評價和壽命預測提供技術支撐并通過接口技術研究，實現(xiàn)數(shù)據庫、強度評價和壽命預測三大功能模塊的集成，最終形成既適用于在役管線，又適用于新建管線的高度集成的安全評價軟件。軟件