伍明康
（汉中市特种设备检验所，陕西 汉中 723000）
【摘 要】通过对一起在用液化石油气储罐定期检验案例的分析，介绍了储罐分层鼓包的发现及检测，分析了产生原因，并提出了应对措施。
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关键词 液化石油气储罐；分层；原因；措施
作者简介：伍明康（1973—），男，陕西汉中人，工程师，压力容器检验师，锅炉检验员，压力管道检验员，长期从事压力容器、压力管道、锅炉、气瓶的监督检验和定期检验工作。
2009年4月，对我市某国营工厂液化石油气储备站的一台容积为50m3液化石油气储罐进行定期检验时，发现储罐内表面有大面积的鼓包和分层，主要集中在罐体底部。该罐体基本参数；Dg2600×9520mm；壁厚：筒体18mm，封头20mm；材质：16MnR；介质：液化石油气；设计压力：1.77MPa，工作压力≤1.57MPa；设计温度：-20~50℃。该罐于1999年9月制造，2001年5月投入运行，本次检验属第二次定期检验。
1 鼓包/分层情况发现
宏观检查
将手电筒的光轴线与罐体母线平行照射观察，利用光线在该部位罐壁产生的明暗阴影差别形成的立体感就能发现鼓包。再用手摸，能感到罐体内表面有明显的凸起感。在罐体气液相间均发现有鼓包，主要集中在罐体底部，且封头未发现鼓包。用蓝色粉笔标出了鼓包位置，共计56个，鼓包高度在3~16mm之间，鼓包直径20~120mm。部分鼓包用肉眼可见裂纹。
2 鼓包的定量检测
2.1 壁厚测定
用超声波测厚仪对鼓包表面测定，厚度值在5.0~12.0mm之间，对罐体未鼓包处测厚时，发现有的部位壁厚在17.6~18.0mm之间，有的厚度在5.0~11.6mm之间跳动，我就标出鼓包及壁厚在5.0~11.6mm之间的测厚点准确坐标，从罐体外壁对同一部位进行测量，发现同一部位内外测量值之和约等于18.0mm，初步判定母材有夹层缺陷存在。
2.2 硬度测定
罐体内外表面正常部位硬度值在HB120~150之间，鼓包处硬度值HB85~110之间，鼓包处的硬度值低于正常部位的硬度值。封头硬度值在HB120~140之间。
2.3 超声探伤
对母材未鼓包的部位进行超声探伤检查，发现罐体多处存在夹层。夹层离外表面距离在7~13mm之间，夹层面积在1~1600cm2之间，夹层与自由表面平行，封头未发现夹层、夹杂等缺陷。
2.4 磁粉探伤
对鼓包进行磁粉探伤，发现部分鼓包表面有裂纹存在。
3 鼓包的原因分析
腐蚀环境
当化工容器接触的介质同时符合下列各项条件时,即为湿H2S应力腐蚀环境:
（１）温度小于等于(60+2P)℃；P为压力，MPa(表压)；
（2）H2S分压大于等于0.00035MPa，即相当于常温下在水中的H2S溶解度大于等于10p.p.m;
（3）介质中含有液相水或处于水的露点湿度以下；
（4）Ph＜9或有氰化物（CHN）存在。
夹层和鼓包缺陷是属氢致开裂造成的。氢致开裂是指碳钢及低合金钢在硫化氢的环境中，因腐蚀而生成的氢侵入钢中，局部集聚，致使在钢材轧制方向上发生台阶状开裂。
对该厂液化石油气进行抽样分析，发现里面含有较高浓度的H2S，水含量也高，符合上述湿H2S应力腐蚀环境。腐蚀过程为：硫化氢遇水电离：
H2S(电离)→ HS-+H+
HS-+Fe（水）→ FeS+H++2e-
2H++2e-→2[H]
夹层和鼓包形成过程是：H原子侵入钢中空穴或非金属夹杂物与金属界面，转化为氢原子，即H+H→H2，H2气体体积膨胀，增大空穴或夹杂物与金属界面之间的内压，这个内压越来越大，可使金属材料撕开，空穴和非金属夹杂物越多越密集，金属材料越易撕开，这些不同界面，不同位置的空穴连通一起，就形成了高低不平，凹凸起伏的分层缺陷。空穴内压力不断增大，上层钢板便向外鼓起而成鼓包。因为鼓包内的气体是氢气，所以把这种鼓包称之为氢鼓包，氢鼓包属于氢损伤的一种。鼓包随包内气体的增大而增大，当鼓包承受不了包内气体压力时，鼓包就会开裂。
4 结论
根据以上分析，该台储罐的氢鼓包(分层)是由于介质中的高浓度的H2S加一定量的水分而引起氢致开裂并发展为鼓包所致。
5 提出如下建议：
（1）制造液化石油气储罐的厂家，对所选用钢板严格按《固定式压力容器安全技术监察规程》要求逐张进行100%超声探伤，并以不低于JB/T4730.3-2005标准的Ⅱ级为合格。储罐焊接完成后进行焊后热处理,消除或减小焊接残余应力和其他附加应力。
（2）在湿H2S应力腐蚀环境中使用的低合金钢应符合下列要求:
材料标准规定的屈服强度小于等于355MPa;
材料实测的抗拉强度小于等于630MPa;
材料使用状态应至少为正火+回火、退火、调质状态;
碳当量限制CE≤4.40 CE=C+Mn/6
低合金钢硬度限制HV≤245(单个值)
（3）打磨消除裂纹，打磨后形成的凹坑在允许范围内的,不影响定级,否则,应当补焊或者进行应力分析,经过补焊合格或者应力分析结果表明不影响安全使用,可以定为2级或者3级。
（4）选用质量好的液化石油气储存，最大限度地降低H2S的含量。
（5）加强容器运行管理，及时排污排残液，缩短H2S和H2O在容器中的停留时间。定期对H2S进行浓度测定，控制H2S浓度小于50ppm，当无法控制时，对内壁进行防护处理。
（6）对容器定期进行测厚、无损探伤，重点检测有原始埋藏缺陷及硬度较高的部位，以便及时发现分层等氢损伤缺陷。
（7）制定基于RBI的检验计划,加强在线检验、在线监测,尽量实现储罐检验与管道检验周期的统一,为装置长周期安全运行提供必要的依据。
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参考文献
［１］TSGR0004-2009固定式压力容器安全技术监察规程[S].
［２］TSGR7001－2013压力容器定期检验规则[S].
［３］GB150.1～150.4-2011压力容器[Z].
［４］强天鹏.压力容器检验[Z].中国锅炉压力容器检验协会,2006.
［５］陈炜,吕运容,程四祥,等.基于风险的石化装置长周期运行检验优化技术[J].压力容器,2015,2.
［责任编辑：汤静］