16MnR液化石油气球罐失效分析及修复.docx

第35卷第6期2006年11月Vol.35No.6Nov.2006石油化

第35卷第6期2006年11月

Vol.35No.6Nov.2006

PETRO-CHEMICALEQUIPMENT

文章编号：1000-7466(2006)06-0092-03

16MnR液化石油气球罐失效分析及修复

马朝阳12,宋鸣1

(1.兰州理工大学，甘肃兰州730050;2.甘肃省锅炉压力容器检验研究中心，甘肃兰州730020)

摘要：对球壳材料为16MnR的液化石油气球罐失效事故进行了现场勘查与分析，得出硫化物应力腐蚀是球罐失效的主要原因。详细分析了其产生机理、影响因素和控制途径，制定了球罐裂纹修复方案，修复效果良好。

关键词：储罐；液化石油气；应力腐蚀；修复

中图分类号：TE972文献标志码：B

中油集团庆阳炼油化工有限责任公司(以下简称庆化公司)储运车间液化气站共有10台规格相同的400m3液化石油气储罐，1#～8#球罐为混合式结构，于1996年建成后相继投入使用；9#和10球罐为桔瓣式结构，于1988年建成投用。10台球罐均为三类容器，材质16MnR,设计压力1.8MPa,最高运行压力0.9MPa,设计温度50℃,容器直径9200mm,壁厚32mm。

1998年8月19日，2#球罐突然发生破裂，大量的液化气外泄，现场勘察发现破裂部位在球罐顶部北极中板环焊缝融合线上，长990mm,宽5mm,最大错边量为6.2mm。全面检验2#球罐共发现缺陷88处，累计长度为26.164m,工具卡点缺陷共11处，其它球罐上也不同程度地发现了缺陷。虽然原施工单位对2#及其它球罐进行了返修，但在1999年5月对1#～8#球罐进行的第二次开罐检验中仍然发现大量缺陷。再次修复后于2000年4月开罐检验，依然存在大量裂纹，而且情况更为严重，有的裂纹深度已经达到10mm。应庆化公司的要求，由中国化工安全卫生技术协会组织有关专家进行了实地勘察，进行了相关取样分析，提出了修复要点，简述如下。

1裂纹产生原因分析

1.1原始资料

首先查阅1°~8#球罐施工时按照批号所做的母材化学成分复验报告，各化学成分都在合格范围内，见表1。

查阅球罐的整体热处理工艺记录，整体退火时

的降温速率达到120℃/h,远超出30～50℃/h的规定速率，对消除焊缝应力很不利。1#～10#液化石油气球罐在使用中充装的液化石油气是随机的，介质中H?S质量浓度见表2。

表1母材化学成分%

元素

C

Si

Mn

S

P

质量分数

0.12~

0.23~

1.26~

0.07~

0.016~

0.19

0.40

1.60

0.019

0.030

表2液化石油气中H?S质量浓度统计

测量时间

H?S质量浓度/mg·m-3

最高值

最低值

平均值

1996-07前

6309

343

340

1996-07~1998-08

140

153

5

1998-08~2000-04

446

321

150

1.2开罐检查及取样分析

开罐后对罐内壁进行详细的表面检查，发现裂纹起源处多位于焊缝附近的熔合区、热影响区和表面缺陷部位。在缺陷较多的2#球罐上切取1块有裂纹的试样进行裂纹观察、金相组织分析以及硬度测定。

裂纹起始部位粗糙有分叉，扩展区逐渐平细。母材金相组织为铁素体+珠光体。热影响区存在着粗大的板条状马氏体和无碳贝氏体。裂纹沿热影响区中板条状马氏体组织扩展。裂纹断口形貌为沿晶断裂和准解理，有较多的二次裂纹。断口表面呈脆断特征，覆盖有泥状花样褐色腐蚀产物。腐蚀产物成分分析显示存在着较多的硫。

对2#和8#球罐环焊缝硬度进行了现场实测，2#球罐实测结果见表3,8#球罐硬度测量值以及切

收稿日期：2006-06-11

作者简介：马朝阳(1970-),男，甘肃兰州人，工程师，学士，一直从事承压类特种设备检验工作。

第6期马朝阳，等：16MnR液化石油气球罐失效分析及修复·93·

取试样硬度的测量值与2#球罐测量值基本吻合。由表中数值可看出，热影响区硬度明显高于母材及焊缝的硬度。

表32#球罐硬度测量值

位置焊缝

热影响区

母材

波动范围165HB~219HB

230HB~266HB(个别311HB)

154HB~180HB

平均值197HB

254HB

169HB

针对热影响区硬度偏高及存在粗大板条状马氏体组织的事实，采用小孔法对2#球罐和