工业管道检验案例

工业管道检验案例

1.   引言

1.1   管道检验检测概述

失效机制

影响因素

外在表征       如何在一定时间内有效无损地检测发现？

发展规律

预防措施

检验人员应当根据压力管道的使用情况、失效模式制定检验方案。

改变机械地使用检验规则规定的习惯做法。

失效模式分析

检测方法 检测时机

管道检验目的：发现并预防管道的不正常状态，避免管道失效，

发生事故。

失效案例

典型失效模式 SHAPE \* MERGEFORMAT

API给出的腐蚀失效模式（63种）

1.2  压力管道的失效

压力管道是具有潜在泄漏和爆炸危险的特种设备，对国家支柱产业有重要影响，其特点是：

l  量大面广：截止2009年底，我国在用固定式压力容器217.5万台，锅炉60.9万台，在用气瓶1.3亿只，压力管道68.5万公里，与承压设备相关的生产企业2万多家，年产值超过5000亿元 。

l  服役环境极端化：逐渐向高温、低温(液化天然气集输，-196℃)、复杂腐蚀(高硫、高酸原油炼制)、大型化等极端方向发展。

石化企业Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类管道事故原因：管理不善、安装原因、腐蚀与冲蚀、设计原因、制造原因

失效分析的主要技术手段

(1)   现场调查、资料收集和取样
(2)   宏观检查
(3)   无损检测
(4)   化学成份
(5)   常温力学性能
       ①拉伸试验：     
       ②冲击试验：      
       ③工艺性能试验
        ④高温力学性能
        ⑤硬度测试(母材、焊接接头)
        ⑥断裂韧性测试

(6)   光学及电子(扫描电镜)金相分析
(7)   铁磁相含量测定
(8)   断口分析
       ①断口分析样品的制备
       ②宏观断口分析(低于20倍的观察)
       ③微观断口分析(高于20倍的观察)
(9)   能谱及X射线衍射腐蚀产物成份及物相分析
(10) 结构和受力分析(包括应力测试)
(11) 断裂力学、爆炸能量分析计算
(12) 综合技术分析

2.案例

案例1：

反应流出物换热器管箱入口不锈钢法兰开裂

某石化炼油厂，2010年大修检验发现，反应流出物换热器管箱入口不锈钢法兰开裂。

主要原因：

(1) 法兰(0Cr18Ni9)为铸造，且化学成分不合格，S含量较高；

(2) 焊接线能量过大导致近焊缝产生了液化裂纹；

(3) 液化裂纹在运行过程中管线施加的载荷作用下不断扩展最终穿透导致泄漏。

(4)检测时机没有把握好。没能在安装过程中发现处理，使裂纹带到运行中，并扩展开裂。

案例2：

某煤化工厂预转化炉管线焊缝开裂

2008年12月中石油某石化合成氨装置与转化炉工艺管线发生大面积TP321H管箱焊缝开裂现象。(NX)

主要原因是设计选材不当， TP321H管箱焊缝和弯头母材在600~650℃ 温度下长期运行发生了应力松弛开裂。（再热裂纹）

案例3：换热器集合管焊缝开裂

下图为2007年6月某炼油厂制氢装置余热回收换热器集合管焊缝发生的蒸汽与瓦斯泄漏事故，造成了装置紧急停车。

原因是设计时未考虑到347H不锈钢焊缝可能在600℃高温环境下产生再热裂纹，而错误地选用了347H不锈钢有缝钢管引起的。

案例4：

347H不锈钢管线再热裂纹

下图为2007年某煤制油公司厚壁奥氏体不锈钢管道环焊缝发生的严重再热裂纹开裂现象，材质为347H，管道直径为611mm，壁厚为77mm，焊材为TS-347Z。

原因：热处理工艺不当导致奥氏体和铁素体晶界上NbC析出、晶界脆化，最终造成了管道大面积的再热裂纹开裂

案例5：

某石化加氢裂化装置高压临氢管线裂纹

Ⅱ套加氢裂化装置的反应区、高压换热区、炉区的高压临氢管道在第二次全面检验中，被查出7条管道共83道焊缝表面有裂纹，管线规格以大口径(DN500- DN300)为主，材质： TP321。(JL)

裂纹部位：外壁焊缝金属  裂纹特征：沿晶   裂纹性质：热裂纹

裂纹部位：外壁焊缝金属  裂纹特征：沿晶   裂纹性质：再热裂纹

案例6

某化肥装置与转化炉出口管线操作温度620℃，压力MPa，材质为321H，运行2年后在多处弯头与直管连接焊缝的熔合线附近发生开裂，经分析裂纹具有典型的沿晶扩展特征，母材组织存在晶界碳化物析出现象。试分析裂纹的产生原因。

答案要点：

①开裂机理为高温松弛开裂(也称运行再热开裂)

②高温用稳定化奥氏体不锈钢(如321H、347H)在550℃~750℃下长期运行存在发生开裂的可能性

③开裂一般发生在焊缝热影响区或参与应力较高的母材处，

④裂纹以沿晶形式扩展，晶界碳化物析出对开裂有明显促进作用。提高安装质量，降低应力水平和焊后进行稳定化处理可以有效地降低发生开裂的概率

案例7：

某厂加氢裂化装置于2006年投入运行，2009年大修检验时发现奥氏体不锈钢(321H)高温临氢管线(操作温度为320℃~430℃)外壁焊缝金属及热影响区出现大面积开裂现象，裂纹均出现在焊缝金属上。金相分析发现裂纹沿柱状晶晶界扩展。焊缝金属铁素体含量为1.2~1.6%。试分析裂纹产生的原因。

答案要点：

①奥氏体不锈钢对热裂纹比较敏感

②为了避免热裂纹的发生，要求焊缝金属中δ铁素体含量要到达3~12%,检测发现焊缝金属铁素体含量偏低为1.2~1.6%，易产生热裂纹。

③焊缝中的热裂纹具有典型沿柱状晶晶界开裂的特征

④因此，焊缝中的裂纹性质为热裂纹

焊接裂纹

裂纹是焊接接头中最严重的缺陷，是容器与管道事故的主要原因之一。

焊接裂纹分类

     热裂纹：结晶裂纹（凝固裂纹）、液化裂纹、

               失延裂纹及多边化裂纹

     冷裂纹：延迟裂纹（氢致裂纹）、淬硬脆化裂纹、

                低塑性脆化裂纹（热应力低延开裂）

     再热裂纹

     层状撕裂

     应力腐蚀裂纹（SCC）

热裂纹

热裂纹是在焊接过程中焊缝和热影响区金属冷却到固相线附近的高温区时产生的，故称为热裂纹。

S和P在各类钢中都会增加热裂纹的倾向。

液化裂纹

液化裂纹：热裂纹的一种，是一种沿奥低体晶界开裂的微裂纹，多出现在焊缝熔合线的凹陷区和多层焊的层间过热区。尺寸小，0.5mm以下，金相显微观察才能发现。

再热裂纹

再热裂纹的影响因素

化学成分：杂质元素越多，再热裂纹倾向性越大。（S、P、Sb)

晶粒度：晶粒度越大，再热裂纹倾向性越大。

缺口效应：缺口位于粗晶区、余高与咬边处，再热裂纹倾向性越大。

焊接材料：选用低匹配材，降低再热裂纹倾向性。

焊接方法和热输入

预热及后热：防止再热裂纹

接头形式与焊接工艺

焊后热处理工艺：避开再热裂纹敏感区温度。

冷裂纹

层状撕裂与SCC

检验注意

1、奥低体不锈钢、铬钼钢常用于工厂各类设备管线中，且容易因各种因素产生热裂纹、再热裂纹、冷裂纹，在检验中应予以重视。

2、焊接裂纹有不同的特性，要根据不同的裂纹产生机理及形式选择检测的时机与方法，提高检验的有效性。

延迟裂纹

液化裂纹

3、对于易产生焊接裂纹的钢种，一旦发现裂纹，应扩大检验比例。

案例8：

    加氢处理装置上冷高压分离器碳钢弯管段和直管段酸性水腐蚀

酸性水腐蚀

是指由pH值介于4.5和7.0之间含有硫化氢、二氧化碳(CO2)的酸性酸水引起的钢腐蚀。主要受影响材料为碳钢。

关键因素：硫化氢含量、pH值、温度、速度和氧浓度都是关键因素。

由酸性水引起的腐蚀损伤一般为全面减薄。然而，也可能发生局部腐蚀或局部沉积物下侵蚀，尤其当氧存在时。含有CO2环境中产生的腐蚀可能会伴有碳酸盐应力腐蚀开裂。

300系列不锈钢易产生点状腐蚀，并可能遭遇裂隙腐蚀和/或氯化物应力腐蚀开裂。

损伤的外观或形貌

检验
直管、弯头以测厚不主。
焊缝RT或UT。

案例9：

在MEA(单乙醇胺)装置上再沸器与再生塔之间的管道上的局部胺腐蚀

胺腐蚀

胺腐蚀是指在胺处理工艺中主要发生于碳钢的全面腐蚀和/或局部腐蚀。腐蚀并非由胺本身引起，而由溶解的酸性气体(二氧化碳和硫化氢)、胺降解产物、耐热胺盐(HSAS)和其它污染物引起。

关键因素：设计和运行规程、胺种类、胺浓度、污染物、温度和速度。

受影响的装置或设备

原油装置、焦化装置、流化床催化裂化装置、临氢重整装置、加氢装置和尾气处理装置。

再生塔再沸器和再生器、贫/富溶液交换器的富胺侧、热的贫胺管、热的富胺管、胺液泵和回收器等设备。

损伤的外观或形貌

碳钢和低合金钢会受到全面均匀减薄损伤、局部腐蚀或局部沉积物下侵蚀。

当工艺流体速度低时，减薄在性质上为均匀减薄，而工艺流体为高速并伴有紊流时，减薄为局部减薄。

检验和监测

肉眼检查和超声测厚，超声波扫描。

采用腐蚀挂片和/或腐蚀探针实现腐蚀监控。

检验时应重点检查装置的高温设备与管线，例如再沸器供进出口管线、热的贫胺/富胺管道和汽提塔塔顶冷凝器管道等。

案例10：

循环氢压缩机C301气体引压阀阀盖螺纹连接处断裂

某石化公司加氢装置循环氢压缩机C301气体引压阀阀盖螺纹连接处断裂，阀杆与阀盖飞出，大量氢气喷出，车间发现并处理用时，幸未发生恶性事故。断口为典型脆性断口，判定为湿硫化氢应力腐蚀断裂。（SSCC、HIC）

该阀阀体材质为18-8奥氏体不锈钢（含Cr18.2、Ni8.62），硬度HRC56，断裂处材质为Cr13(含Cr14.8)，硬度HRC70，且1Cr13、2 Cr13、3 Cr13金相组织为马氏体，对SSCC最敏感，这样高硬度（远高于HB235）与敏感的马氏体组织的阀盖在HS+H2O的作用下，在应力集中的螺纹尾部产生应力腐蚀断裂。

1、1Cr13、2 Cr13、3 Cr13金相组织为马氏体组织，硬度高，对SCC最敏感，易产生应力腐蚀断裂。不宜用于湿硫化氢应力腐蚀环境。

2、湿硫化氢应力腐蚀环境下使用时，检验时应注意材质选用是否合适。

案例11：

加氢装置冷高分顶阀门阀盖密封焊缝开裂

某石化加氢装置2000年装置首次开工过程中，冷高分顶阀门阀盖密封焊缝开裂，装置停工，更换同类阀门50多个。冷高分介质中H2S浓度高，操作温度40度，密封焊缝焊后没有进行热处理，判定为湿硫化氢应力腐蚀断裂。（SSCC、HIC）

该类结构阀不宜用在湿硫化氢应力腐蚀环境下，选购阀门应注明使用条件，指定阀门结构型式。

案例12：

加氢装置冷高分底（D102）排污水管线大小头开裂

某石化加氢装置2001年3月7日发现冷高分底（D102）排污水管线大小头开裂 ，高压水和H2S喷出。由于发现用时，未发生次生恶性事故。实际运行一年零三个月，材质为A234/A234M-910 WPB，碳钢锻件，运行介质为H2S+NH3+H2O，其中H2S含量34284PPm，NH3含量为19599PPm，温度为45度，压力为15.6MPa.

主要原因是：

1、大小头开裂属于H2S应力腐蚀开裂；（SSCC）

2、SSCC裂纹起源于大小头凹陷处，此处由于存在涡流产生细小腐蚀坑点，并向外壁抗展。

3、大小头材料为较高纯度的碳钢（S=0.003%,P=0.004%),硬度也低于HB235，但仍不能防止在这种苛刻条件下发生SSCC。应采用更高纯度的搞HIC钢。

案例13：

某装置中有一条管线操作温度60℃，共工作介质中含有H2S、H2O、CO2等组份，原始资料审查时发现该管线一段无缝钢管和一段直缝焊管构成，两段管线材质均为16Mn。请根据这一情况制定该管线的检验方案。并进行简要说明。

答案要点：

①管线的运行环境属于湿硫化氢环境

②无缝管主要检查焊接接头热影响区的SSCC，主要检测手段为超声和射线。而直缝焊管除应检查热影响区SSCC外，还应对母材进行HIC检查，主要检测手段为超声直探头扫查

③无缝管在成型过程中钢中的塑性夹杂物不会像用轧制钢板卷焊的管子那样被压成扁平状，因此对HIC不敏感

案例14：

茂名石化溶剂再生一、二套部分贫富液、酸性气管线焊缝开裂。

茂名石化加氢裂化反应流出物高压空冷器出口总管使用20年后发生鼓包。（直缝管）

胜利炼油厂气体脱硫装置的溶剂再生塔顶酸性气冷却器出口大小头DN300*150（碳钢）内壁 ，1974年发现氢鼓泡和鼓泡开裂50多处。

案例15

某厂二蒸馏高压瓦斯罐（容23）接管焊缝开裂

腐蚀部位：底部接管 

材质：16MnR   介质：瓦斯   温度：55 ℃   压力：0.4 MPa    腐蚀原因：湿H2S腐蚀

案例16

柴油加氢冷低分入口管线腐蚀减薄穿孔

加氢精制车间3#柴油加氢装置热低分气冷却器E104出口管线（,规格DN89×6，20#）相继发生了3次穿孔泄漏。

湿H2S环境下的腐蚀。冲刷和氯加速了腐蚀。

案例17：

某炼油厂加氢装置E3001/1.2出口三通部位开裂

柴油加氢换热器E3001/1.2出口管线处异径三通部位自开工以后就频繁发生泄漏。三通主线为换热后280℃-290℃的原料与循环氢，支线为50℃~60℃的同种原料，通过调节阀在三通处混合；

321材料，离焊口220mm处开裂，裂纹为穿晶断裂及少量沿晶断裂，呈树枝状，具有应力腐蚀的特征。该部位组织较为粗大，存在大量的孪晶和冷加工残余应力，断口上存在大量的二次裂纹，断口呈准解理形貌；断口上可以找到疲劳辉纹，有典型的氢脆特征“发纹”。断口有硫(20.61Wt%)和氧(2.76Wt%)，没有发现氯离子。

采用有限元对三通热应力分析，三通下游部位的应力变化幅度超过100MPa，这种交变的应力幅值是该部位发生疲劳破坏的根本原因。    

结论：

三通下游部位冷热流体交汇区发生疲劳失效。

失效部位具有硫化氢应力腐蚀的条件，发生硫化氢应力腐蚀开裂；

应力腐蚀与热疲劳的交互作用是异径三通发生快速失效的原因，其中热疲劳是根本原因。

在冷流入口处增加内弯头，避免了热冲击，没有发生新的开裂；

湿硫化氢腐蚀损伤（案例8，9，10，11）

湿硫化氢环境的定义：

      化工部HG20581-1998《钢制化工容器材料选用规定》定义。（“当H2S与液相水或含水少流共存时，就形成了湿H2S腐蚀环境。”）

      当化工容器接角的介质同时符合下列条件时，即为湿H2S应力腐蚀环境：

1、温度小于等于（60+2P）℃；P为压力， Mpa（表）

2、H2S分压大于等于0.00035 Mpa，即相当于常温在水中的H2S溶解度大于等于10*10-6；

3、介质中含有液相水或在水的露点温度以下；

4、PH<9或有氰化物存在。

湿硫化氢环境分级-中石化

1985中石化《防止湿硫化氢环境中压力容器失效的推荐方法》将湿硫化氢环境进行分级。

Ⅰ级环境：凡符合下列情况之一的湿硫化氢环境：

（1） 介质中有氰化物存在；

（2） 具有低PH值（PH≦5.5）的酸性水环境;

（3） 缺少环境资料或几乎没有使用经验。

Ⅱ级环境：湿硫化氢环境中不存在氰化物，PH值比较高（PH≧6），且具有良好的使用经验

湿硫化氢环境分类（NACE 8X196）

一类：不选用抗HIC钢，可不做热处理

二类：可选抗HIC钢，要进行热处理

 三类：选用抗HIC钢，要进行热处理

     工艺温度范围：常温～150℃，水相有>50ppmw的总硫化物，或以下至少其中的一个；

气相硫化氢分压大于0.0003 MPa (0.05 psia)，和水相有>2000ppmw的总硫化物和PH<4。

水相有>2000ppmw的总硫化物和PH>7.6，和HCN>20ppmw。

水相有>2wt% NH4HS。

水相有>6wt% NH4HS。

API581定义的高的苛刻度环境。

检验历史：设备有明显的SSC、SOHIC、HIC或氢鼓包，类似设备在相似环境使用有同样问题。

湿硫化氢腐蚀机理及形式

1、对于碳钢，主要腐蚀形式为腐蚀减薄、点蚀、坑蚀

2、对于部分碳钢(含碳量高、沸腾钢、钢内杂质含量高等）、低合金钢、不锈钢主要腐蚀形式为腐蚀开裂。

开裂形式有4种：

a.氢鼓泡（HB） b.氢致开裂（HIC） c.硫化物应力腐蚀开裂（SSCC）d.应力导向氢致开裂（SOHIC）

硫化氢腐蚀过程中析出的氢原子向钢中渗透，在钢中某些关键部位（非金属夹杂物处、冶金不连续处、分层处）形成氢分子并富集。随着氢分子数量的增加，其形成的压力不断升高，以致引起介面开裂，形成鼓泡。

a.氢鼓泡（HB）

氢鼓泡常发生于钢中夹杂物及冶金不连续处，其分布平行于钢板表面。氢鼓泡发生不需要外加应力（载荷应力、残余应力），

b.氢致开裂（HIC）

在钢的内部发生氢鼓泡区域，当氢的压力继续增高时，小的鼓泡裂纹趋向于相互连接，形成有阶梯特征的氢致开裂。氢致开裂发生不需要外加应力（载荷应力、残余应力），故从概念讲不属于应力腐蚀破坏范畴。

c.硫化物应力腐蚀开裂（SSCC）

硫化氢在液相水中，由于电化学的作用，在阴极反应时生成氢原子渗透到钢的内部，溶解于晶格中，导致脆性增加（氢原子渗透到钢的内部晶格，在亲和力的作用下生成氢分子，钢材晶格发生变形，材料韧性下降，脆性增加），在外加拉应力或残余应力的作用下形成开裂。

特征：沿晶或穿晶，成树枝状。

d.应力导向氢致开裂（SOHIC）

应力导向氢致开裂是在应力引导下，使在夹杂物与缺陷处因氢聚集而形成的成排小裂纹沿着垂直于应力的方向发展，即向压力容器与管道壁厚方向发展。

湿硫化氢腐蚀部位

1、蒸馏装置“三顶”：（H2O+H2S+HCL）常压塔顶5层塔盘起—塔顶管线—空冷器—水冷器—回流罐为重，初顶、减顶次之。

2、脱硫装置溶剂再生塔（塔底）、再生塔塔底重沸器，贫富液管线。（RNH2+CO2+H2S+H2O）

3、脱硫装置再生塔塔顶冷凝冷却系统（馏出管线、冷凝冷却器及回流罐）（CO2+H2S+H2O）

4、催化裂化装置吸收解吸系统。

（HCN+H2S+H2O）

5、汽油、煤油、柴油加氢装置：精制油汽提塔顶系统，循环氢系统（包括脱硫前与脱硫后），燃料气及其脱硫系统（H2S+H2O）

6、硫磺回收：酸性气系统（CO2+H2S+H2O）

7、加氢裂化、渣油加氢装置：循环氢系统（包括脱硫前与脱硫后），各种气及其脱硫系统（H2S+H2O），冷高分气相系统及污水排放系统。

8、瓦斯及火炬系统：气柜、分液罐、管线低点、压缩机。

9、其它低温硫化氢部位。

湿硫化氢腐蚀部位

湿硫化氢环境的设计要求

碳素钢或低合金钢制设备和管道应符合下列要求：

所使用的材料应是镇静钢；

材料的使用状态应是热扎（仅限于碳素钢）、退火、正火、正火+回火或调质状态；

材料的碳当量CE应不大于0.43

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

冷成形加工的碳素钢或低合金钢制设备或管道元件，当冷变形量大于5％时，成形后应进行消除应力热处理，且其硬度应不大于HB200。但对于碳素钢制管道元件，当冷变形量不大于15％且硬度不大于HB190时可不进行消除应力热处理；

设备壳体或卷制管道用钢板厚度大于20mm时，应按JB/T4730进行超声检测，符合Ⅱ级要求；

原则上设备或管道焊后应进行消除应力热处理，热处理温度应按标准要求取上限。热处理后碳素钢或碳锰钢焊接接头的硬度应不大于HB200，其它低合金钢母材和焊接接头的硬度应不大于HB235。无法进行焊后热处理的焊接接头应采用保证硬度不大于HB185的焊接工艺施焊（仅限于碳素钢）。

热加工成形的碳素钢或低合金钢制管道元件，成形后应进行恢复力学性能热处理，且其硬度不大于HB225；

严重腐蚀环境下工作的碳素钢或低合金钢制设备和钢板卷制管道除满足以上要求外，还应符合下列要求：

材料的使用状态应是正火、正火+回火或调质状态；

当材料的抗拉强度大于480MPa时其化学成分 S≤0.002%、P≤0.008%、Mn≤1.30%，且应进行抗HIC性能试验或恒负荷拉伸试验。

在湿硫化氢应力腐蚀环境中使用的其它材料制设备和管道应符合下列要求：

铬钼钢制设备和管道热处理后母材和焊接接头的硬度应不大于HB225（1Cr-0.5Mo、1.25Cr-0.5Mo）、HB235（2.25Cr-1Mo、5Cr-1Mo）或HB248（9Cr-1Mo）；

铁素体不锈钢、马氏体不锈钢和奥氏体不锈钢的母材和焊接接头的硬度应不大于HRC22，其中奥氏体不锈钢的碳含量应不大于0.10％且经过固溶处理或稳定化处理；

双相不锈钢的母材和焊接接头的硬度应不大于HRC28，其铁素体含量应在35～65％的范围内；

碳素钢螺栓的硬度应不大于HB200，合金钢螺栓的硬度应不大于HB225。

阀芯材料应优先选用12Cr或18Cr-8Ni系列不锈钢，当采用碳素钢阀芯时阀芯材料的硬度值应不大于HB200。

其他减缓湿硫化氢腐蚀的措施

采用不锈钢复合板；

表面非金属涂料；

注水洗涤；

注入聚硫化铵缓蚀剂（[NH4]2Sx）可转换氰化物成无害的硫氰酸盐，控制HCN<20ppm。注入量为中和HCN量的1.5倍；

避免金属受到变形、弯曲、冷作加工和喷丸处理；

检验检测

湿荧光磁粉、涡流检测、射线检测或交流漏磁检测方法进行裂纹检测；

可使用包括外部超声横波检测在内的超声检测方法；

声发射检测可用于监控裂纹扩展；

案例18：

某炼油厂制氢不锈钢管道应力腐蚀开裂

制氢装置97年投用，01年发现中变换热冷却系统材料为321的三个大小头和一个三通开裂泄漏；

管件内外深2mm有粗大的奥氏体层（晶粒一级），裂纹发生在焊缝热影响区，金相组织为穿晶树枝状分布。腐蚀产物FeCO3和Fe3CO4；

原因分析：典型的应力腐蚀

腐蚀环境：H2O+CO2+CO+H2S，在H2S-H2CO3长期作用下对敏化不锈钢的晶间腐蚀；

不锈钢没有经过固溶处理，严重敏化；

焊接残余应力没有消除；

措施：

更换合格的管件，制定严格焊接工艺；

案例19：

某炼油厂制氢装置321材料开裂

第二分水器出口三通321材料的母材，离焊缝200ｍｍ开裂，内部大量龟裂；

裂纹穿晶腐蚀，腐蚀产物含S和CL；组织正常但硬度超标；

分析工艺原料含水，CO、CO2、H2和微量的硫化氢；

结论：

三通制造质量差已处于敏化状态，处于应力腐蚀环境下的氯离子和硫化氢的共同作用开裂；

案例20：

某厂制氢装置管线减薄爆裂

低变冷却器出口碳钢弯头酸性水腐蚀减薄爆裂；

原因是工艺条件变化，水炭比增加后水露点温度提高，二氧化碳冷凝水对碳钢材料腐蚀；

案例21：

某炼油厂制氢装置弯头开裂

A,B两系列，A系列两次出现中变气蒸汽发生器出口弯头爆裂，B系列没有问题；

爆裂弯头（Φ325 ×14，20g）内壁迎气流面有大量不均匀腐蚀坑,坑深3 mm～5 mm；断口处2mm厚；腐蚀产物主要有Fe(HCO3)2 和FeCO3；

原因分析：A系列负荷和水炭比比B系列高，两系列的出口温度与露点温度很接近，而A系列出口温度比B系列低，分析有CO2冷凝水出现；存在碳酸腐蚀；

措施：更换材料为321，严格工艺指标；

案例22：

某炼油厂制氢装置中变反应器出口三通及下游管线腐蚀和开裂

某石化炼油厂50000Nm3/h制氢装置2007年6月投产，在同一部位发生三次泄漏 ；

中变气管道Φ356×9.5和Φ325×8.5 ，材料321；

第一次：开工过程P-4406三通出口侧焊缝处出现3个砂眼，第二次：在第一次的部位又发现三个砂眼，进行堵漏与包 合子；第三次：包合子部位有砂眼与母材裂纹；

统计国内的案例，腐蚀与开裂部位相同，失效有普遍性 ；

    1、茂名、广石化和西太平洋炼油厂原设计碳钢材料，由于工况变化，水露点温度提前，形成碳酸减薄腐蚀，材料均升级为321。

    2、广石化二套制氢、西太平洋炼油厂、沧州，、齐鲁（两次）和高桥，321材料的三通和下游管线开裂。

    3、腐蚀介质主要是氯离子，碳酸根也起作用。氯离子有浓缩的特性。

分析

4、第一次刚开工就出现孔蚀，可能是水压试验后没有及时放干水，停留时间长，细菌腐蚀和氯的浓缩腐蚀特征 ；

5、三通处冷热温度变化，钢管在应力腐蚀环境下的低频疲劳开裂；

6、第三次开裂与包盒子焊接有关，残余应力高，局部刚性大；

7、普遍在三通处开裂，可能与HCL形成的酸性环境有关；腐蚀部位在10点半的位置，与残留的水线边吻合，正好在气液交界位置。HCL与冷流接触后形成盐酸，氯离子浓度比较大，下游冷凝水增加，氯离子含量降低了，符合气液交界处腐蚀严重的现象。

建议：

1、材料改用316L，冷流入口加套管避免热冲击；水平管增加支架；

2、检验时要注意查阅工艺操作变更。（与上一周期不一样的地方要分析对检验管线的影响，制定出合适的检验方案。

3、不锈钢管线也会腐蚀减薄。

4、奥低体不锈钢有产生裂纹的特点，检验时应注意。

案例23

2#废碱系统进出料换热器EB-501X出口管线第一道弯头撕裂

腐蚀部位及材质：换热器—管程出口管线第一道弯头（Φ114*3）；INCONEL600

操作条件：

介质:废碱+空气

温度:215℃

压力：3.3MPa

壁厚为2.10mm，减薄量为0.90mm，腐蚀率为0.98mm/a。

原因：高温碱腐蚀减薄，冲刷。

案例24：

某新建加氢裂化装置首次大修停工后进行了系统中和清洗，大修后重新开车后多处不锈钢管线导凝管与管座连接焊缝处发生开裂泄漏，导凝管短管与管座材质均为TP321,查看设计图纸发现开裂部位结构上存在易成为死区的缝隙。试分析开裂原因。

答案要点：

①开裂机理为碱应力腐蚀开裂

②中和清洗过程中碱液进入缝隙处

③开工过程升温导致水分蒸发碱液浓缩

④焊接接头存在一定的残余应力

案例25：

某炼油厂－碱管线开裂

炼油厂250号碱管线向全厂输送NaOH，全长2700米，19个龙门架，材料20号钢，Dg80。

开裂特点：

80%泄漏点在焊缝，焊缝外观正常无焊接缺陷。

焊缝裂纹与热影响区平行，穿透壁厚；

多发生在冬季伴热线开启后，泄漏集中在龙门架弯头处；

措施：

全部更换，氩弧焊打底，J427盖面；

630℃消除应力，安装6条金属软管

加强伴热线使用管理

原因：碱应力腐蚀

腐蚀介质：NaOH、KOH;

材料：炭钢、低合金钢、300系列不锈钢易腐蚀；镍基合金耐腐蚀，但高温下腐蚀速率仍较大；

腐蚀机理：金属在NaOH存在的条件下，拉应力和适当温度产生的开裂 ；常见于含碱液体的浓缩；

腐蚀形态：裂纹平行与焊缝附近，也发生在焊缝热影响区和焊缝上、金相显示炭钢为细小带有氧化物的沿晶裂纹，300系列与炭钢区别是有明显的穿晶树枝状分叉裂纹；

案例26：

某石化公司三蒸馏常顶板式干空冷，开工18天后常顶石脑油板式干空冷器E-1022A-G炭钢回弯管出现穿孔，检查所有八台空冷回弯管严重减薄；空冷器板束材料为钛材，管箱和回弯管为碳钢材质。新装置3月28日开工正常；16个弯管全部包扎，小R处减薄，正对弯管口的管箱底部腐蚀更严重，钛制空冷表面明亮

操作温度：120-140℃，操作压力：0.05-0.16Mpa

蒸馏正常后6天后投用电脱盐，两天后注破乳化剂，4天后注水3%（原油加工量），泄漏后5天注5%正常注水量。其中脱后含盐达40mgNaCL/L.

蒸馏正常后8天注中和缓蚀剂，20天后注水10%（塔顶油气负荷）,腐蚀得到控制。

腐蚀分析：

   HCL+H2S+H2O环境

   MgCl2+2H2O→Mg(OH)2+2HCl

   CaCl2+2H2O→Ca(OH)2+2HCl

   有机氯受热分解放出HCL

注水不足，初凝区后移，没有中和的酸

性水对材料腐蚀。

汽液两相分层，酸性液呈

瀑布状腐蚀所到的面积。计

算机模拟也证实了腐蚀现状。

钛板壳与炭钢管箱之间用螺栓连接，两不同电位

金属没有绝缘，形成电化学腐蚀环境；

结论：

1) 注水量小，初凝区位于空冷器回弯管附近；

2) 原油电脱盐开得不正常，造成脱后含盐升高；

3) 中和剂注量不足；

4) 电偶腐蚀起加速作用；

5) 操作参数偏离设计参数时，检验要特别注意。

6) 形式电偶腐蚀的地方（如异种钢的焊接口、法兰连接口等）容易腐蚀，检验中应加大检查力度。

案例27：某石化公司常压塔顶挥发线304SS膨胀节开裂

水平放置膨胀节材料304厚2mm，约10个月的运行在水平下方发现分布在膨胀节的波谷内壁的数十条纵向裂纹和φ0.5mm以下的点蚀坑，部分已穿透；

温度：110～150℃，压力：0.02～0.15MPa，腐蚀介质有：Cl-、H2S；

裂纹中发现有高含量的硫与氯元素；

裂纹截面：：点蚀坑→穿晶裂纹→分叉裂纹→解理+ 二次裂纹；

截面观察：点蚀坑（0.030～0.050mm）→解理+ 平行的疲劳辉纹+ 二次裂纹（0.5～0.6mm）→解理台阶+ 二次裂纹（1～2mm）。

开裂过程：氯离子引起的点蚀→腐蚀疲劳开裂→应力腐蚀开裂；

304材料在110-140℃对硫化氢SCC不敏感；

案例28：

某石化公司炼油厂减压塔顶挥发线321材料腐蚀与开裂

减压塔顶到一级抽空器前挥发线选用321材质。2007年8月多道焊缝发生腐蚀开裂；

盐酸腐蚀的形貌非常突出，管内壁坑蚀严重，成沟槽状，焊缝腐蚀明显；

案例29

常压塔顶出口直管段开裂

焊缝热影响区开裂向外冒汽

腐蚀部位及材质：常压塔T102顶直管，材质18-8

介质：汽油、水蒸汽、H2S、HCl等

温度：110-120

压力：0.01MPa

腐蚀原因：氯离子应力腐蚀开裂

措施：更换碳钢+0Cr13复合管

应吸取的教训：在常压塔项挥发线有酸性氯化物的部位不应采用奥氏体不锈钢。

案例30：

某石化装置一条管操作温度120℃，操作压力1.38MPa，介质中含有水，水中的Cl含量约为50ppm。请在16Mn、16Mn+0Cr13Al和0Cr18Ni9三种材料中选择一种你认为最合适的，并加以说明。

答案要点：

①排序如下：16Mn+0Cr13Al、16Mn、0Cr18Ni9

②奥氏体不锈钢在该环境下会发生氯化物应力腐蚀开裂，16Mn无应力腐蚀开裂问题，但会发生全面和局部腐蚀，16Mn+0Cr13Al的铁素体不锈钢复合层既耐腐蚀又不会发生开裂，16Mn基材则提供强度保证

案例31：

某化工公司醋酸乙脂输送管道材质为304，规格为Φ159mm×3mm，操作温度为常温，操作压力0.3MPa,介质为纯度99.99%醋酸乙脂+0.01%水分，管道水平安装。使用一个半月后发生了泄漏现象，经检查导致泄漏的蚀坑位于管子的下部。调查发现管子投用前进行了水压试验，试验用水为工业水(Cl含量为90ppm)，水压试验后未进行干燥处理并在夏季自然环境中存放了两个月时间，请分析该管子的失效机理，并提出改进建议。

答案要点：

①管子泄漏是点蚀穿孔引起的

②试压用水含有较高的氯离子、水压试验后未进行及时冲洗干燥，放在过程中水分蒸发引起氯离子局部浓缩

③不锈钢表面钝化层有破损

④控制试压用水氯离子含量不超标、试验后进行干燥处理并充氮保护、进行内表面酸洗钝化处理。

案例32

橡胶车间胶粒水系统管线设备腐蚀

介质：胶料水   温度：85-115℃   压力：０-0.4Mpa    材质：316L

管线及管件焊缝处出现裂纹，凝聚釜釜体多个法兰出现裂纹，局部已出现泄漏；

胶粒水系统中氯离子含量较高，属氯离子应力腐蚀开裂。

检验

1、奥低体不锈钢在有氯的环境下易产生应力腐蚀开裂，不宜选用。

2、在有氯存在的环境，不管其含量高低，都要注意应力腐蚀开裂问题，尤其要注意缝隙、堵头与排凝等容易产生氯离子浓缩的地方。

常压炉出口弯头