16MnR材料液化气球罐焊缝失效分析及修复

摘要：某单位液化气罐区，有8台16MnR材料液化气球罐，编号分别为1#～8#。投用2年后，2#球罐发生泄露，经检验为球罐上极板与上温带环焊缝熔合线上发生裂纹，裂纹修补焊接及局部热处理后投入使用。在投用第3、4年后，该单位又分别对8台球罐开罐检验，在8台球罐发现裂纹569处。裂纹出现后，该公司组织专家组对液化气球罐缺陷进行诊断。专家组对球罐检验修复提出了指导性意见，并对8台球罐进行焊接修复，修复一年后重新开罐检验，没有再次出现裂纹。

关键词：球罐 裂纹 分析 返修

1．背景介绍

球罐投用2年后，2#球罐发生泄露。经现场勘测，球罐上极板与上温带环缝熔合线发生裂纹，裂纹总长990mm，最宽处5mm，其中一端裂缝延伸至母材。4天后，测量该裂缝延伸至1080mm，于是在两端用Φ6钻头钻止裂孔。返修时，打磨后检测到裂纹长度已越过止裂孔继续扩展，长度达到1380mm。

为慎重起见，该单位组织对8台球罐进行了开罐内外表面检查、壁厚测定、RT检查、UT检查、MT检查、硬度测定等检验，8台球罐同样检测出焊缝裂纹。检测出的裂纹由球罐原承建单位进行了缺陷清除、修复焊接及焊后局部热处理，修复后，投入使用。

修复投用后第2年、第3年公司又分别组织两次开罐全面检查，8台球罐又分别发现大量裂纹。

为确保安全运行，该公司邀请国内高层次专家组对液化气球罐缺陷进行诊断。专家组对全面检验修复球罐提出意见和修复方案，并由某施工单位对8台球罐进行全面修复。

2.统计数据分析

经统计，8台球罐投运后仅四年即产生裂纹569处，总长约126082mm，其中同一批开工的1#～4# 四台球罐裂纹最多，共377处，占裂纹总数的66.25%；该四台球罐裂纹长度达96007mm，占总长度的76.15%。有的裂纹深度已达10mm，严重威胁安全生产。经外观检查，大部裂纹发生于环焊缝，纵焊缝很少。

3．缺陷性质判定

质量问题发生后，该单位委托权威设备失效分析及预防研究中心对发生事故的2#球罐的裂纹穿透处及另外一处裂纹取样进行了理化检验，作了初步分析。

3.1断口分析

裂纹起始于内壁表面焊缝热影响区的回火板条马氏体部位，沿热影响区或向母材发展，裂纹平直，以穿晶为主，两侧有多量粗晶二次裂纹。

3.2腐蚀产物分析

（1）裂纹起始于内壁表面焊缝热影响区的回火板条马氏体部位，说明裂纹与该部位硬度较高的马氏体有关；

（2）腐蚀产物中存在FeS及CaS，而球罐充装介质中确有湿H2S存在，裂纹有大量的二次裂纹存在，表明其性质有H2S应力腐蚀裂纹迹象。

3．缺陷产生原因分析

应力腐蚀裂纹是指金属在特定环境（介质）与相应水平的应力条件下发生的裂纹。因此，应力腐蚀必须有金属——介质——应力的配合，才能产生。否则，裂纹不产生或不扩展。

经排查，球罐运行使用过程中，无超温、超压、超负荷现象，也无其他超负荷使用记录，液化气充装是随机的，因此认为罐区8台球罐的运行条件是一样的。

3.1母材因素的影响

根据球罐使用介质和条件，母材设计选用16MnR，化学成分及机械性能符合标准。裂纹的产生与焊缝热影响区硬度较高的板条状马氏体有关，经分析，马氏体是在球罐建造过程的焊接工序中形成的。马氏体的形成，是由于焊接冷却速度快造成的，与焊前预热、焊接层间温度、焊接线能量、焊后后热处理等过程有关。

从统计资料发现，1#～4#球罐施工经过一个冬季，焊前预热温度、焊接层间温度、焊后后热温度甚至焊后消除应力热处理参数较难控制，从统计资料可以看出，1#～4# 球罐的裂纹缺陷比5#～8#球罐更多，说明球罐施工时工艺纪律执行较差。

横焊位置焊接时，一般焊接电流较大，但焊接线能量容易偏低，焊缝冷却较快，容易形成马氏体。资料也表明裂纹基本都在环焊缝，纵焊缝很少。

3.2焊接接头应力因素分析

引起应力腐蚀开裂的拉应力，存在一个门坎值。文献[1]指出，材料表面硬度越高，发生应力腐蚀的临界应力越低，时间越短。美国腐蚀工程师协会NACE标准规定有抗应力腐蚀要求的焊缝金属硬度值≤HB200，日本标准要求≤HB235，我国标准要求≤HB220。

根据检测机构对2#和8#球罐的焊接接头焊缝热影响区硬度测试，2#球罐为HB230～HB266，个别点甚至达到HB300以上；8#球罐为HB242～HB272，焊缝和母材的硬度相对较低。

根据委托的权威设备失效分析及预防研究中心对2#球罐裂纹穿透处显微硬度分析，硬度值远大于HB228。

2#球罐发生泄露后，经现场勘测，裂纹总长990mm，最宽处5mm。4天后，该裂缝延伸至1080mm，于是在两端用Φ6mm钻头钻止裂孔。后来返修时，打磨后测得裂纹长度已越过止裂孔继续扩展，长度达到1380mm。说明焊缝焊后残余应力较高，在焊接残余应力的作用下裂纹继续扩展。

3.3硫化氢浓度因素的影响

液化石油气质量标准GB 11174《液化石油气》中，要求总硫含量不大于343mg/m3。总硫中除含H2S外，还包括硫醇、硫醚等物质，而对应力腐蚀影响较大的是H2 S。球罐产生应力腐蚀裂纹不仅仅与H2 S的浓度有关，还与焊接接头部位的应力、硬度及组织状态有关。

8台球罐投用时液化气总硫平均含量321mg/m3，随后液化气总硫平均含量下降到150mg/m3，但仅运行约六个月就产生大量焊接接头裂纹。

文献[2]指出钢材的硬度与发生应力腐蚀的临界硫化氢浓度存在关系：    HV=395－60（lgｘ），式中ｘ——H2 S浓度,ppm。

该单位的液化气中的总硫（作为H2 S来分析）浓度为 446mg/m3 相当于208ppm,  321 mg/m3 相当于150ppm,  150mg/m3 相当于70ppm。根据以上公式计算，其对应允许的钢材硬度分别是：HV1=255.9，HV2=264.4，HV3=284.3。

根据专家组对球罐的修复指导建议，接头焊接后硬度控制在HB250以下，根据公式计算，液化气中硫化氢浓度不能超过230ppm，相当于493mg/m3。

3.4分析及结论

（1）球罐的应力腐蚀裂纹与建造过程中使焊缝的过热区出现了硬度较高的马氏体组织关系较大；

（2）8台球罐由于建造时产生了高硬度的组织，并且出现了超标的错边，即使在H2 S含量较低的环境中运行也不安全，应立即进行修复。

4.球罐的修复

4.1补焊前的检验

球罐的环缝进行100%返修。因为球罐的裂纹缺陷为应力腐蚀裂纹，存在大量的二次裂纹，检验时采用灵敏度较高的荧光磁粉，以减少漏检率。

4.2缺陷的消除

环缝内表面焊缝采用碳弧气刨方法100%清除3～5mm焊缝，气刨时，焊缝两侧各去除2～3mm，即将原焊缝热影响区的淬硬组织清除。砂轮打磨刨槽后采用磁粉探伤检查缺陷清除情况，如发现有未清除的缺陷，继续清除，直至将缺陷彻底清除。

4.3缺陷修复补焊

为保证焊接质量，球罐修复采用高韧性超低氢型焊条J507RH，其扩散氢含量≤1.5ml/100g，焊条严格烘干、保温和发放。

焊缝焊前预热温度150℃，加热宽度为焊缝两侧各150mm，在焊接过程中层间温度保持150℃，采用远红外电加热进行预热，电脑温控仪控制加热温度。环焊缝焊接时，先将较深的部位补焊与周围刨槽平齐（补焊长度大于50mm），然后由4名焊工对称焊接，尽量采用直径为Ф4mm的焊条进行施焊。补焊后将补焊处打磨与母材及原焊缝圆滑过度。

焊接线能量控制为20～40KJ/cm。

焊接后，采用预热时的设备，对补焊处进行焊后消氢处理，处理规范为350℃×30min。

补焊后对补焊部位进行100%MT检验；对于补焊深度大于5mm的部位，进行100%RT检验及100%UT检验。检验合格后，对球罐的返修焊缝，按照GB12337标准进行消除应力热处理，采用火焰加热方法进行。

热处理后对补焊部位进行100%MT及100%UT和硬度检验，硬度值为HB200—230。

5．球罐修复后的效果评定

8台球罐第三次开罐修复后，投运一年开罐，由特种设备监察部门检验，基本未发现超标缺陷。组织专家组会同特种设备监察部门评审，认为此次球罐修复方案是正确的，施工中严格执行施工方案，修复是成功的。

6．结论

8台球罐使用中产生的裂纹系H2S腐蚀裂纹。

球罐的应力腐蚀裂纹与建造组焊过程中焊缝过热区出现了高硬度马氏体组织，并有超标错边有较大关系。

修复时必须使接触介质的一侧硬度值小于HB250，球罐运行中，液化石油气总硫浓度不得超过国家GB11174标准343mg/m3。

经过制定科学的修复方案，由专业施工单位严格执行，修复取得了成功。

参考文献

【1】周振丰.张文钺.焊接冶金与金属焊接性.机械工业出版社，1987

【2】于连成.球形容器的开裂与腐蚀. 《球罐诊断与修复技术》.劳动人事出版社，1987