李方杰
福建聯(lián)合石油化工有限公司 福建泉州 362800
2022年2月,某石化公司在役管道法蘭與管道連接焊縫在法蘭側(cè)熔合區(qū)開裂,導致高溫介質(zhì)泄漏,在不停車的情況下嘗試了捻縫、扎鋼帶、包盒子等石化管道泄漏在線搶修的常用方法,但均失敗。因為生產(chǎn)任務重,所以需緊急停產(chǎn)搶修。該管道設計技術參數(shù)見表1。經(jīng)光譜檢測發(fā)現(xiàn),焊縫材質(zhì)與1Cr5Mo鋼類似。該管道于1992年4月安裝完成后投入生產(chǎn)使用至今。
表1 管道設計技術參數(shù)
目視泄漏焊縫、管道和法蘭頸外表面,除焊縫局部泄漏外,其他部位均完好無形變。沿焊縫中心線整圈切割后,觀察管道和法蘭內(nèi)表面,發(fā)現(xiàn)焊縫法蘭側(cè)附近內(nèi)表面金屬基本減薄殆盡,焊縫管道側(cè)內(nèi)表面、法蘭內(nèi)側(cè)的316L堆焊層表面完好。但在該法蘭頸端內(nèi)表面存在20mm寬整圈未堆焊316L不銹鋼層的情況,該部分法蘭頸端基體20鋼裸露在高溫含腐蝕介質(zhì)的拔頭油中,也是焊縫法蘭側(cè)內(nèi)表面減薄開裂泄漏位置。
從無316L堆焊層的20鋼減薄開裂處可看出,基本為均勻減薄,經(jīng)超聲波檢測,該部位金屬最小厚度僅為2mm,有些部位金屬減薄殆盡導致開裂。在法蘭頸內(nèi)側(cè)20鋼基體與堆焊層之間形成周圈深度約15mm的空腔,如圖1所示。
圖1 法蘭頸部內(nèi)壁空腔狀態(tài)
對于輸送含有S和環(huán)烷酸的拔頭油管道材料選用,應根據(jù)正常操作條件下拔頭油中的酸值和S含量為依據(jù),并應考慮最苛刻操作條件下可能達到的最大酸值、酸與硫的共同作用,以及介質(zhì)流動狀態(tài)、速度等因素。對于操作溫度≥240℃的管道、介質(zhì)中含活性硫化物的管道,根據(jù)該管道操作溫度和介質(zhì)中的S含量,應選擇4Cr以上合金鋼或不銹鋼材料,才可以抵抗該處介質(zhì)腐蝕[1]。
由于20鋼基體的法蘭頸內(nèi)表面存在約20mm寬無316L堆焊層,使20鋼直接裸露在高溫拔頭油介質(zhì)中,經(jīng)過30多年腐蝕介質(zhì)浸蝕,導致法蘭背面20鋼部分嚴重腐蝕并局部貫穿。由于316L不銹鋼堆焊層、材質(zhì)為1Cr5Mo合金鋼焊縫和管道的wCr>4%,因此與腐蝕介質(zhì)接觸面均完好無損。觀察到的整圈空腔是從裸露的20鋼表面長期不斷地向厚度和法蘭面方向腐蝕而形成的。
分析該管道原設計及安裝過程資料,應是施工過程質(zhì)量控制不到位,從而導致法蘭頸內(nèi)表面存在約20mm寬無316L不銹鋼堆焊層的情況發(fā)生。
通過上述觀察分析可知,法蘭頸部腐蝕嚴重,不符合法蘭標準尺寸要求,應該整體更換。根據(jù)原設計圖樣及安裝技術要求,以及上述腐蝕原因分析得知,需要更換的法蘭材質(zhì)可以選用20鋼+316L不銹鋼(堆焊)或1Cr5Mo合金鋼。
由于發(fā)生管道焊縫開裂泄漏是不可預見的,該公司無備用類似材質(zhì)和同規(guī)格法蘭,也無法及時采購到貨,因此為了保證修復進度,只能對原法蘭進行維修。
同時,因法蘭頸部腐蝕嚴重而導致長度變短,所以在恢復安裝時需要增加管段。在同材質(zhì)和規(guī)格的管道材料無庫存的情況下,需要利用庫存的其他材料代用。
現(xiàn)場拆下法蘭后,采用車床切削去除法蘭頸腐蝕部位,直至見到金屬光澤并加工出25°坡口。為便于后續(xù)組對、焊接,保留3~5mm法蘭頸。
由于腐蝕嚴重且需保留部分法蘭頸,因此在車床切削后的坡口表面還留有部分深度約5mm的凹槽。凹槽最寬處約6mm,且凹槽兩側(cè)材質(zhì)為316L不銹鋼與20鋼,將凹槽兩側(cè)和兩端修磨出坡口形狀,用E309、φ2.5mm焊條進行補焊。使修補完成的焊縫金屬比凹槽周邊金屬高出1~2mm,然后用不銹鋼專用砂輪片將高出部分磨平,對補焊處進行PT檢測,I級合格[2]。
車床切削法蘭頸后,法蘭整體長度縮短約25mm,恢復安裝時需要增加管段。該公司庫存僅有φ530mm×12mm的20鋼管道材料,擬采用該管道材料代用,因此需進行復核計算和可行性分析。
復核計算公式為[3]
式中ts——直管計算厚度(mm);
P——設計壓力(MPa);
D0——管子外徑(mm);
[σ]t——設計溫度下材料許用應力(MPa);
Ej——焊接接頭系數(shù);
Y——系數(shù)。
已知:P=2.3MPa、D0=530mm,查相關材料標準得到20鋼在425℃時的相關性能系數(shù):[σ]425=78MPa,Ej=1,Y=0.4,則
該管道介質(zhì)拔頭油對碳素鋼的最大腐蝕速率為0.6mm/a(數(shù)據(jù)由該石化公司防腐蝕部門提供),且該石化公司定于2024年10月停工大修,故需要增加腐蝕裕量約1.65mm,因此管道代用材料使用厚度至少為:7.72mm+1.65mm=9.37mm<12mm。
綜合以上計算結(jié)果和使用分析,采用20 鋼φ530mm×12mm管道材料代用,可以滿足設計和使用條件。
根據(jù)相關標準要求,增加φ530mm×12mm的20鋼管段長度至少150mm,故需要焊接兩道焊縫,即修復后的法蘭與新增管段對接焊縫1,材質(zhì)為20鋼+316L不銹鋼;新增管段與原管道對接焊縫2,材質(zhì)為20鋼+1Cr5Mo鋼。焊縫1、焊縫2組對焊接如圖2所示。
圖2 焊縫1、焊縫2組對焊接
根據(jù)管道規(guī)格參數(shù),增加的管段外徑與原法蘭頸外徑相同,但內(nèi)徑不同,壁厚差有8mm,導致焊縫組對時內(nèi)壁不平齊,但是法蘭直徑較大,焊縫背面可以施焊,因此在預制場采用雙面施焊,正面為對接接頭,背面為角接接頭,免除了厚壁法蘭的減薄處理。
采用φ3.2mm的E4315焊條打底、填充和蓋面,完成焊縫正面坡口焊接。背面焊縫用砂輪機清根打磨直至見到金屬光澤,然后用φ3.2mm的E309焊條進行封底角焊,焊腳高度與法蘭背面平齊(見圖2)。
焊接完成后需進行射線檢測,II級合格,底片質(zhì)量滿足AB級要求[2]。
(1)焊前準備 新增管道φ530mm×12mm的20鋼與φ530mm×20mm原管道1Cr5Mo合金鋼組成異種鋼、壁厚差較大的對接接頭。兩種材料管道組對后外壁平齊,內(nèi)壁差為8mm(<10mm),需要對合金鋼管道內(nèi)壁做減薄處理(見圖2)。
機械加工管道30°坡口,鈍邊為1~1.5mm,PT檢測1Cr5Mo合金鋼管道修磨好的坡口表面,I級合格[2]。
1Cr5Mo合金鋼管道焊接背面需充氬保護,在管道組對前需在管道內(nèi)壁貼好水溶紙。因為1Cr5Mo合金鋼管道焊接預熱溫度較高,所以水溶紙不得貼在預熱位置,以防被燒壞。
(2)焊縫組對 將20鋼管段與1Cr5Mo合金鋼管道組對,保證外壁平齊,錯邊量≤1.2mm。采用兩組20鋼帶加減絲扣的定位夾具對稱焊接,在需要組對的兩管道表面,調(diào)整組對間隙為2~2.5mm,貼好封口膠布,安裝好充氬管嘴。
在焊縫組對過程中,發(fā)現(xiàn)原有1Cr5Mo合金鋼管道含有較強的磁性,無法進行正常電弧焊接,因此必須進行消磁處理。
將焊接電纜線纏繞到含有磁性的管道上,開啟直流焊機使其處于焊接狀態(tài),這樣直流電通過纏繞在管道上的焊接電纜線。根據(jù)通電螺線管原理,通有直流電的纏繞電纜線產(chǎn)生反向磁場與原有管道磁性相抵消,利用焊接消磁輔助尺協(xié)助消磁,如圖3所示。
圖3 焊接電纜線現(xiàn)場消磁法
(3)焊接及熱處理工藝要求 根據(jù)現(xiàn)場實際及施焊單位的焊接工藝評定報告,選擇φ2.4mm TIG-J50焊絲和φ3.2mm E4315焊條,采用氬弧焊打底,焊條電弧焊填充蓋面方法。焊前采用陶瓷履帶加熱器對1Cr5Mo合金鋼管道坡口側(cè)100mm范圍內(nèi)進行電加熱,預熱到250℃以上??刂茖娱g溫度不低于300℃[4]。
為了保證焊接質(zhì)量、節(jié)約搶修時間,對焊接完成的焊縫先進行后熱處理,即加熱到350℃,保溫1h緩冷后[5],再進行射線檢測,II級合格,并對焊接接頭進行硬度預檢測。
焊縫射線檢測合格后立即對焊縫進行熱處理。根據(jù)硬度預檢測值來制定熱處理工藝參數(shù),同時熱處理工藝必須滿足異種鋼焊接熱處理工藝要求。熱處理后,需對焊接接頭進行硬度檢測,要求1Cr5Mo合金鋼管道焊接接頭硬度≤241HBW為合格[6]。
由于1Cr5Mo合金鋼管道有延遲裂紋傾向,其焊縫無損檢測時機應在焊縫焊接完成24h后進行,故需要再對焊縫全面進行無損檢測。為了避免射線檢測的輻射影響,滿足白天施工要求,提高搶修進度,故采用超聲波檢測,結(jié)果I級合格[2]。
1)由于20鋼不能用在輸送含腐蝕介質(zhì)的高溫拔頭油管道上,因此需重視運送腐蝕介質(zhì)壓力管道的材料選擇。
2)由于石油化工裝置持續(xù)生產(chǎn)的需要,壓力管道泄漏搶修應急采用的不符合設計要求的管道材料代用,因此需要計算復核及腐蝕狀態(tài)分析,在投入生產(chǎn)使用后要加強對搶修部位的監(jiān)控。
3)加強石油化工裝置安裝過程質(zhì)量管理,及時檢查安裝質(zhì)量與設計的符合性,保證其使用壽命。