液化石油氣儲罐定期檢驗過程及問題分析

檢驗經(jīng)過

2019年10月我所對某液化氣站如期進(jìn)行壓力容器定期檢驗，該液化石油氣儲罐在上次檢驗中發(fā)現(xiàn)問題及其處理如下：靠北側(cè)封頭第三條環(huán)焊縫熱影響區(qū)有凹坑，經(jīng)打磨后再次檢驗合格，打磨深度0.5mm。根據(jù)該液化石油氣儲罐的使用情況、設(shè)計文件和上次的檢驗報告，制定本次的檢驗方案，本次檢驗對所有T型焊接接頭、氣液過渡區(qū)域的焊接接頭、封頭與筒體連接處的焊接接頭以及封頭拼接接頭均進(jìn)行磁粉檢測，對接管角接接頭進(jìn)行滲透檢測，抽檢部分焊縫進(jìn)行超聲檢測，對于上次檢驗缺陷處進(jìn)行重點檢驗，以及其他相關(guān)檢驗事項與使用單位協(xié)商后，由我所檢驗技術(shù)負(fù)責(zé)人審查批準(zhǔn)后按檢驗方案進(jìn)行檢驗。按照檢驗方案要求，檢驗前對技術(shù)資料進(jìn)行審查，審查內(nèi)容包括液化石油氣儲罐制造單位資質(zhì)證明復(fù)印件、產(chǎn)品合格證、質(zhì)量證明書、制造監(jiān)督檢驗證書;對使用管理資料進(jìn)行審查，其中包括《特種設(shè)備使用登記證》、運行記錄，檢驗、檢查資料;對該液化石油氣儲罐定期檢驗周期內(nèi)的每年年度檢查報告和上次的定期檢驗報告進(jìn)行審查。資料審查中未發(fā)現(xiàn)該液化石油氣儲罐使用單位的變更、更名、轉(zhuǎn)租等現(xiàn)象，該罐日常的運行記錄未顯示有超溫超壓異常工況。液化石油氣儲罐使用單位和相關(guān)的輔助單位，已經(jīng)按照檢驗員要求做好前期準(zhǔn)備工作，經(jīng)檢驗員確認(rèn)現(xiàn)場條件符合檢驗工作的要求，現(xiàn)場具備以下條件：

（一）、影響檢驗的附屬部件已經(jīng)按照檢驗要求進(jìn)行了清理和拆除;

（二）、該液化石油氣儲罐有安全平臺，有向上攀爬的梯子，平臺與梯子均有安全護(hù)欄;

（三）、由于介質(zhì)為液化石油氣，為易燃、易爆性質(zhì)介質(zhì)，其殘液有一定的危險性，故檢驗前經(jīng)輔助單位進(jìn)行置換、中和、消毒、清洗，取樣分析罐內(nèi)空氣結(jié)果達(dá)到有關(guān)規(guī)范、標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定;

（四）、管道已經(jīng)用盲板隔斷相連部位，設(shè)置了明顯的隔離標(biāo)志;

（五）需要進(jìn)行檢驗的表面，罐內(nèi)的T型焊縫，上次檢驗缺陷處，氣液過渡區(qū)等易腐蝕部位，各接管與罐體連接的角焊縫處，均徹底清理干凈露出罐體的本體，經(jīng)打磨露出金屬光澤，進(jìn)行無損檢測的表面達(dá)到NB/T47013《承壓設(shè)備無損檢測》的相關(guān)要求;

（六）、引入液化石油氣儲罐內(nèi)用于磁粉檢測的電纜絕緣良好，接地可靠。

檢驗時，液化石油氣儲罐的使用單位壓力容器安全管理人員、操作和維護(hù)人員以及輔助單位的相關(guān)人員均在場進(jìn)行協(xié)助檢驗工作，兩名人員在人孔處，隨時關(guān)注灌內(nèi)的檢驗人員安全狀況，并及時溝通，提供相關(guān)的輔助工作。兩名人員在罐區(qū)內(nèi)，隨時查看接電電纜及其他安全事項，保障安全和隨時聯(lián)絡(luò)。

經(jīng)檢驗，上次檢驗的缺陷處經(jīng)磁粉檢測發(fā)現(xiàn)有裂紋存在，經(jīng)打磨，裂紋消除，打磨后經(jīng)測量該處的壁厚最小值為10.5mm，相較上次檢驗該處厚度減薄1mm。

缺陷評級

該液化石油氣儲罐出廠日期為2005年11月，類別為Ⅲ類，制造單位是開原化工機(jī)械廠，設(shè)計與制造標(biāo)準(zhǔn)為GB150-1998，設(shè)計壓力為1.8MPa，設(shè)計溫度50℃，介質(zhì)是液化石油氣。內(nèi)徑1800mm，筒體厚度12mm，罐體長度8286mm，射線檢測位置為A、B類焊縫100%檢測，滲透檢測接管部位，整體進(jìn)行熱處理，處理方式消除應(yīng)力，入爐溫度400℃，升溫速度2.5℃/h，保溫溫度620±10℃，保溫時間1h，冷卻方式及時間為隨爐冷卻，出爐溫度400℃，熱處理檢驗報告結(jié)論為合格。水壓試驗壓力2.25MPa，緩慢升至試驗壓力，保壓30min，緩慢降壓至設(shè)計壓力1.8MPa，保壓30min，檢查壓力容器無滲漏，無可見變形，無異常的響聲，水壓試驗結(jié)論為合格。氣密性試驗壓力1.8MPa，緩慢升至試驗壓力1.8MPa，保壓30min，檢驗容器及連接部位無滲漏，無可見的異常變形，無異常聲響，氣密性試驗結(jié)論為合格。按照圖紙要求腐蝕裕度為1.5mm，經(jīng)打磨減薄，凹坑表面圓滑、過渡平緩，凹坑深度C為1.5mm，凹坑所在部位的壁厚T，根據(jù)上次檢驗情況分析腐蝕速率為0.5mm/y，該罐體的實測壁厚為11mm，如再監(jiān)控使用一年凹坑處厚度為11mm-0.5mm=10.5mm，T為10.5mm。凹坑按照其外接矩形規(guī)則化為長軸長度2A為50mm，短軸長度2B為50mm的半橢球凹坑。該罐平均半徑R為900mm。

壁厚余量=實測壁厚-名義厚度+腐蝕裕量=11-12+1.5=0.5mm，裂紋打磨后形成凹坑的深度大于壁厚余量。

進(jìn)行無量綱參數(shù)計算的凹坑應(yīng)當(dāng)滿足如下條件：

（一）、凹坑表面光滑、過渡平緩，凹坑半寬B不小于凹坑深度C的3倍，并且其周圍無其他表面缺陷或者埋藏缺陷;

B=25mm>3C=3×1.5=4.5mm

（二）、凹坑不靠近幾何不連續(xù)或者存在尖銳棱角的區(qū)域;

（三）、壓力容器不承受外壓或者疲勞載荷;

（四）T/R小于0.18的薄壁圓筒殼;

T/R=10.5/900=0.01<0.18

（五）、材料滿足壓力容器設(shè)計規(guī)定，未發(fā)現(xiàn)劣化;

（六）、凹坑深度C小于壁厚T的1/3并且小于12mm，坑底最小厚度（T-C）不小于3mm;

C=1.5mm

T-C=10.5-1.5=9mm>3mm

（七）、凹坑半長 ;

A=25mm <1.4

由此計算無量綱參數(shù)G0為：

所以該凹坑允許存在。

于是該液化石油氣儲罐定為4級，監(jiān)控運行一年。

缺陷產(chǎn)生原因分析

由于該處位于焊縫的熱影響區(qū)，經(jīng)分析認(rèn)為是由于焊接產(chǎn)生的殘余應(yīng)力導(dǎo)致的應(yīng)力腐蝕。焊接過程是一個先局部加熱，然后再冷卻的過程。由于焊接引起焊件溫度分布不均勻，焊縫金屬的熱脹冷縮等原因，所以伴隨焊接施工必然會產(chǎn)生殘余應(yīng)力。焊后熱處理內(nèi)外壁加熱或冷卻不均勻、速率過快，保溫時間過長或過短等原因都有可能造成焊后熱處理殘余應(yīng)力消除不徹底。因此在使用時，該液化石油氣儲罐受殘余應(yīng)力和液化石油氣介質(zhì)壓力共同作用下產(chǎn)生裂紋。

作者簡介：唐盟，工程師，畢業(yè)于沈陽化工大學(xué)過程裝備與控制工程專業(yè)，從事壓力容器檢驗工作。