高压管道水压试验开裂失效分析及解决措施

李鸿根 许福标

（中国石化上海石油化工股份有限公司，中国 上海 200540）

上海石化3900kt/a渣油加氢装置是目前国内最大的渣油加氢装置，热高分气与混合氢高压换热器（E-1804）高压氢气入口管线（400-P-082002-26CP13R-PP）在管线系统完成焊接、热处理和无损探伤后，水压试验的过程中发生爆裂，这属于非常罕见且严重的问题。我们在确认管线施工、检验、试验程序符合规范要求，且对钢管供货商提供的七个规格材质同为ASTM A106的厚壁钢管现场进行超声波检验复测情况良好的同时，对开裂管道取样进行详细的失效分析，进而提出相应的解决措施。

1 开裂管材分析

1.1 裂纹形貌

开裂的管道长度约为2.4m，位于上下两个弯头之间。裂纹沿轴向贯穿整段管道，裂纹两头分别截止于与上下弯头连接的环焊缝处。裂纹在靠近上弯头处有分叉；在管道中部呈W形，开口较宽，最宽约为16mm；中部以下直到下弯头部分近似呈直线，并穿过支座的两个补强圈的交界处。整个裂纹的长度约为2.3m，管线开裂形整体貌见图1。

图1 开裂管道整体示意图

1.2 化学成分

在开裂管道的中部用电火花线切割取样，进行火花源原子发射光谱分析。执行标准是GB/T 4336-2002《碳素钢和中低合金钢 火花源原子发射光谱分析方法（常规法）》，具体检测结果表明管道的化学成分符合ASTM A106/A106M-10的相关要求（见表1）。

表1 DN400管道的化学成分含量

1.3 力学性能

对管道裂纹附近的材料在1/2壁厚部位沿环向取3个试样，用Instron万能实验机进行拉伸实验。执行标准GB/T 228.1-2010《金属材料 拉伸试验 第1部分:室温试验方法》，拉伸速率为加载速率为1mm/min，测试温度为室温。从试验结果来看，钢管母材的各项拉伸力学性能指标都符合ASTM A106/A106M-10的要求（见表2）。

表2 管道环（周）向的拉伸力学性能

1.4 硬度检测

沿管道的厚度方向取样，对管道的内表面、中间和外表面分别用台式硬度计进行布氏硬度测试，结果见表3。执行标准GB/T 231.1-2009《金属材料布氏硬度试验 第1部分:试验方法》。从表中数据分析:内表面、中间和外表面的布氏硬度平均值都小于《上海石化炼油改造工程-美标钢管技术协议（SEI）》中 2.8（6）条规定的 180HB，说明钢管母材的硬度是符合技术协议要求的。

表3 DN400管道布氏硬度测试 HB

1.5 金相和非金属夹杂物分析

（1）金相分析。分别在平行于管道表面的纵截面和垂直于管道表面的纵截面上取样进金相分析。执行标准是、GB/T 6394-2002《金属平均晶粒度测定方法》。在平行于接管表面的纵截面上进行金相分析:组织为铁素体+珠光体，采用比较法，测得晶粒度级别为7级。同时，在垂直于接管表面的纵截面上进行金相分析:组织为铁素体+珠光体，采用比较法，测得晶粒度级别为7级，可以认为组织的类型和形貌与平行于接管表面的纵截面基本类似。

（2）非金属夹杂物分析。分别在平行于管道表面的纵截面和垂直于管道表面的纵截面上取样进行非金属夹杂物测定。执行标准GB/T 10561-2005《金属夹杂物含量的测定 标准评级图显微检验法》和GB/T 13298-1991《金属纤维组织的检验方法》。在平行于接管表面的纵截面上进行非金属夹杂物测定，硫化物级别评为:A2.5；球状氧化物类级别为:D1.5；未发现C、D类非金属夹杂物。在垂直于接管表面的纵截面上进行非金属夹杂物测定，硅酸盐类级别评为:C1.5，未发现A、B、D类非金属夹杂物。这些检测结果，均符合《上海石化炼油改造工程-美标钢管技术协议（SEI）》中的相关筹款。

2 失效成因研究

2.1 失效起裂点分析

从管道材料的化学成分、力学性能和夹杂物含量来看，各项指标均符合相关标准或协议的要求，说明材料并没有问题。因为裂纹的起裂点是失效分析的重点，为了找出管道裂纹的起裂点，需要从宏观尺度对断口全面而细致的分析，找出裂纹起始的区域。

（1）从宏观上看，裂纹沿轴向贯穿整根管道，裂纹两头分别截止于与弯头连接的环焊缝处。裂纹在靠近上弯头处有分叉；在管道中部呈W形，开裂的最宽处约为16mm；中部以下直到下弯头部分近似呈直线，并穿过支座的两个补强圈的交界处。

（2）从断口的宏观形貌可以看出，管道沿着轴向断裂，且从上到下断口上绝大部分区域都存在人字形和放射形的纹路，肉眼明显可见。可以从人字纹及放射纹的指向来寻找起裂位置，起裂位置的确定在失效分析中极为重要。对该管道破裂的整个断口进行观察检查，端口中人字纹及放射纹的形貌。发现人字纹从两端均指向其中间偏下的某一部位，即人字纹的箭头方向均指向支座的两个补强圈的交界处。仔细观察这两个补强圈角焊缝交界处的断口，可以发现有从钢管外壁向内壁发展的放射纹。通过人字纹和放射纹走向可以判断出:裂纹起始于这两个补强圈角焊缝的交界处。

（3）从断口上可以看到比较平坦的半椭圆形的区域，是打压时逐步断裂的裂纹起裂区，这些区域之外便是放射纹和人字纹区域，内外壁处断口上有较窄的剪切唇。断口上反复观察未发现原始缺陷，说明这期断裂事故并非是由原始宏观缺陷引起的低应力脆断。但事故仍旧属于脆性断裂，因为整个管道没有发生宏观可见的塑性鼓胀变形，且事故压力不高，属于低应力脆断范畴。所以失效分析工作重点不应在寻找钢管的原始缺陷上，重点要在鉴别钢管材料的脆性上。

2.2 失效原因分析

（1）起裂位置的特点。板材、容器及管道等构件断裂时，断口上常可观察到人字条纹。人字条纹的收敛方向指向裂源，其反向为裂纹的扩展方向。2m多长的断口上的人字纹均指向加强板的焊接处，所以该处为裂纹的起裂位置。之所以在管道的中部裂纹张口最大，是由于管道上下都受到端部的束缚而限制的裂缝的张开，管段中部所受的束缚最小。裂纹在中部出现W字型扩展，主要和管道的残余应力和材料的薄弱环节有关。该管道在最后正火热处理后经过冷弯矫直处理，这样产生了残余应力[2-3]，另外裂纹扩展总是沿着阻力最小的方向扩展，材料的某些部位的薄弱环节也影响裂纹的走向。

（2）材料质量和焊接。管材的化学成分、金相组织和夹杂物、拉伸性能和硬度均符合ASTM A106-10的标准要求和订货合同要求；焊接处金相组织正常。

（3）起裂失效原因。管线起裂并导致爆破的原因是补强圈搭接的焊接结构所致。一是本例中的补强圈为搭接结构，这种结构在搭接处产生了很大的应力集中，同时焊接造成的残余拉应力也很大。搭接造成焊接施工的不方便极易导致咬边焊接缺陷。二是本例的补强圈焊接后搭接在一起，而且补强圈很厚，这样就在管道外层形成了“V型缺口”（见图2），同时由于焊接补强圈和管线成为一体，相当于管线外侧有“V型缺口”，进而导致应力集中。这种补强圈结构导致了严重的拘束效应，呈现三向应力状态，焊接的残余拉应力也很大，在外力作用下容易产出裂纹[4]。

图2 补强圈的示意结构图

2.3 分析结果

对管材的理化性能指标、拉伸性能、韧脆转变温度和断裂韧性进行了测试，对起裂位置的剖面金相进行了检查，得到如下分析结果:

（1）管材的原材料的化学成分与力学性能符合设计及相应材料标准的要求。且S含量仅为质量分数的0.01%，比ASTM中A106材料标准中规定的0.035%低得多。管材中未发现有折叠类的宏观缺陷。

（2）在19MPa试验压力下管子发生脆性断裂，管子的最大薄膜应力仅为86.9MPa，约为材料屈服强度的35%，属于低应力水平的脆性断裂。爆管的起裂点位于该垂直管段的下端焊有支撑圈的部位，断口检查则有一点爆破前就存在的外表面下的初始裂纹 （尺寸是轴向长62.5mm，沿壁厚深15.1mm），爆管就是从这一初始裂纹在19MPa下发生快速撕裂扩展的。从断口上可以判断出这初始裂纹不是原材料的缺陷，而是水压试验中在低压下就开始逐步形成的。

（3）从爆裂口附近的金相检验可以看出焊缝及热影响区的金相均正常，熔合线附近的母材未明显粗大，也未发现魏氏体组织，说明支承体的加强圈与管段焊接时的焊接工艺控制较为严格和合理。

（4）形成的初始裂纹并直接导致爆管的基本原因是管子外壁焊接支承圈的焊缝交接处出现了类似V形缺口的结构缺陷。在管子外壁焊缝处造成严重的应力集中，焊接后虽然进行了热处理，但此设计采用的双焊接带补强板GB7型立式支耳管型式，与高压管道壁厚相同的补强板焊接在母管外壁，且两补强板几乎重合，两条焊缝交接时造成重复焊接和产生更大的焊接热应力[5]。因此结构的应力集中和焊接残余应力是导致管子出现开裂及爆管的主要原因。

2.4 方案和措施

（1）解决方案。首先，对渣油加氢装置内所有CL1500和CL2500等级管道中，原设计双焊接带与管道等厚补强板焊接在母管外壁的立式支耳管（GB7型）调整为双焊接筋板型（DB-7型）支架。以尽量减少在钢管上的焊接面积，从而减少焊接的热应力，且能满足管系载荷及应力的需要。

其次，管道支架焊后热处理要求:奥氏体不锈钢（仅涉及TP347）管外表面焊接件焊后不做热处理，抗H2S碳钢和合金钢管外表面焊接件应做焊后消应力热处理，普通碳钢管外表面焊接件是否做焊后热处理，按SH3501-2011等相关施工规范执行[6]。所有热处理后须检测焊缝及热影响区硬度。

还有，现场焊后热处理手段须确保消除应力的效果，保温措施必须到位，必要时可采取增加机械手段消除焊接应力[7-9]。

（2）措施实施。统计整个渣油加氢装置的两套系列，涉及到反应器入口管线、热高分入、出口管线、高压换热器管程出口管线总16处相同结构GB7型支耳，管线尺寸为DN350及DN400两个规格，除高压换热器管程出口管线（其中一个爆裂）材质为A106外，其余均为TP347。

因项目进行到试压接近收尾阶段，所有焊接、热处理和无损探伤已结束，要消除GB7型支耳补强板焊接对母材的劣化倾向或隐患，必须将支架部位管道切除，特别是TP347管道在现场处理必须采用专用现场机械加工装备以在切除管子两端加工出焊接坡口，更换重新焊接管道、探伤后再按DB-7形式支架重新安装。

3 结束语

3.1 本文中失效管道母材化学成分、机械性能、金相组织均符合规范和技术协议的要求，施工质量符合标准，形成的初始裂纹并直接导致爆管的基本原因是管子外壁焊接支承圈的焊缝交接处出现了类似V形缺口的结构缺陷。结构的应力集中和焊接残余应力是导致管子出现开裂及爆管的主要原因。项目设计时应杜绝此类结构的支架。

3.2 此管道输送极度危险介质，且压力等级高，是石化行业中压力管道等级最高的SHA等级[6]，必须执行规范，进行施工完成后的强度试验，以检验材料、施工的质量，确保重要装置的安全运行。

［1］American Society for Testing and Materials.ASTM106-10: Standard Specification for Seamless Carbon Steel Pipe for High Temperature Service[S].2010.

［2］王勇刚.冷弯管在电站主汽管道中的应用[C]//全国第六届电站构件失效分析与寿命管理学术会议.2000.

［3］S.Caminada,G.Cumino,L.Cipolla,A.Di Gianfrancesco.Cold bending of advanced ferritic steels:ASTM grades T23,T91,T92[J].International Journal of Pressure Vessels and Piping,2009(86):853-861.

［4］高悦,陈明峰,梁宗敏.残余应力对构件受力性能的影响[C]//北京力学会第十六届学术年会论文集.2010.

［5］吴雪峰,崔佳,李林.具有交叉焊缝的圆管相贯节点焊接残余应力的数值模拟[C]//中国钢协结构稳定与疲劳分会第12届（ASSF-2010）学术交流会暨教学研讨会.2010.

［6］国家发展和改革委员会.SH3501-2011,石油化工有毒、可燃介质钢制管道工程施工及验收规范[S].2011.

［7］朱小伟.加氢装置高压管道配管设计浅谈[J].石油化工设计,2011,28(2):47-49.

［8］薛防震,冯巧林,汪明.高压加氢装置工艺管道热处理施工技术[J].石油化工建设,2009(3):65-66.

［9］赵珍祥.渣油加氢高压临氢管道施工重点环节探讨[J].石油化工建设,2009(5):61-65.