埋地不锈钢管道氯离子应力腐蚀开裂分析与防治

周建国 曹福想 郭少宏 肖 康

（广东省特种设备检测研究院佛山检测院 佛山 528000）

奥氏体不锈钢强度高、塑性好、耐腐蚀性强,广泛应用在压力管道领域。因奥氏体不锈钢管耐腐蚀,内表面光洁,不易产生氧化皮等杂质,对下游重要设备的安全运行提供了重要保障,故输送天然气至燃气轮机的管道,多采用奥氏体不锈钢管。以埋地方式敷设的奥氏体不锈钢管道,防腐层质量较差的部位,在运行过程中容易产生破损点[1],敷设环境中的氯离子将与管道漏铁表面直接接触,此时,拘束拉应力较大的部位容易产生氯离子应力腐蚀[2]。氯离子应力腐蚀持续发展,将造成管体开裂,引发天然气泄漏事故,天然气聚集甚至可能引发爆炸事故,严重危及建筑物和人的安全,存在较大的运行安全风险隐患。

本文以某电厂的埋地奥氏体不锈钢燃气管道弯头外表面裂纹为研究对象,采用无损检测、理化检验等方法,获取弯头裂纹宏观及微观形态,分析裂纹形成机理；同时通过敷设环境分析、管道运行工况分析,验证分析结果的可靠性。并制定相应措施,预防运行中的埋地奥氏体不锈钢管道类似安全隐患的产生。

1 概述

某发电厂在用3套燃气轮机机组,燃用的天然气由燃气计量调压站输送至厂内增压站增压,增压后天然气压力和温度由3 MPa、0～20 ℃升至5 MPa、60～70 ℃,经厂内埋地不锈钢管道输送至燃气轮机机组发电,燃烧尾气进入余热锅炉换热后排至大气。

厂内输送燃气的埋地管道选用奥氏体不锈钢管,材质为06Cr17Ni12Mo2,规格为D114 mm×6 mm,执行标准GB/T 14976—2012《流体输送用不锈钢无缝钢管》；管件选用无缝管件,材质为06Cr17Ni12Mo2,满足GB/T 12459—2017《钢制对焊管件 类型与参数》和GB/T 13401—2017《钢制对焊管件 技术规范》的要求。管道外表面采用双层熔结环氧粉末加强级防腐,覆以30 mm的聚氨酯泡沫[3]保温层,保温层外包覆D180 mm×3 mm高密度聚乙烯防护层。2018年12月,正式投入使用。

2022年1月,依据相关标准规范对该管道开展首次定期检验工作。采用皮尔逊法对埋地管道进行防腐层不开挖检测,在增压站出口顺气流方向第5个弯头处检测到1处疑似破损信号P1,信号值大于1 000 mV；在距离该弯头72 m,顺气流方向的下游处检测到1处信号值为215～310 mV的疑似破损信号P2。P1处属于SY/T 0087.1—2018《钢质管道及储罐腐蚀评价标准 第1部分：埋地钢质管道外腐蚀直接评价》规定需要立即处理的一类疑似破损点。对信号指示部位进行开挖检测（见图1）,结果显示为最外侧管道弯头外表面防腐层存在2处大面积破损区域。

图1 P1处开挖检验

2 无损检测

对防腐层破损区域进行渗透检测,发现该区域存在密集表面裂纹（见图2）。为确认裂纹赋存区域,分析裂纹形状,清除弯头表面防腐层,对弯头整体及两端焊接接头进行渗透检测扩探（见图3）。结果显示,裂纹主要分布在弯头外弧面,主体沿径向扩展,在顺气流方向呈梯度分布,外弧面区域最为密集,往两侧逐渐稀疏；裂纹呈树枝状,有分叉,单条裂纹长度最大约为12.4 mm,位于弯头外弧面区域；弯头中性面、内弧面及两端焊接接头区域未发现裂纹。

图2 弯头密集裂纹

图3 弯头表面裂纹

3 理化检验

为分析裂纹形成机理,对该弯头按图4所示划分12个区域,分别进行化学成分分析、金相检验及硬度检测等检验检测项目分析。

图4 弯头划分区域示意图

3.1 化学成分分析

采用全定量光谱分析仪抽检图4所示弯头各区域金属化学成分,获取弯头表面金属微量元素组分,见表1。由表1知,开挖弯头中性面、外弧面、内弧面各区域金属材质均为06Cr17Ni12Mo2,微量元素含量满足GB/T 14976—2012的要求,与设计文件一致,未发现材料代用；A1～A4、B1～B4、C1～C4等12个区域各微量元素含量比较均衡,未发现明显成分偏析现象。

表1 弯头金属主要微量元素含量 %

3.2 金相检验

对A1～A4、B1～B4、C1～C4等12个区域外表面进行金相检验；在A2区域附近沿周向割取40 mm×60 mm样本,对A2处管壁横截面进行金相检验。在200倍视场下,检验区域金属显微组织如图5和图6所示。分析区域的金相组织均为奥氏体[4]+少量碳化物,晶界中存在少量细化碳化物,带有孪生晶,晶粒度评级6级,符合产品质量标准要求。

图5 外表面金相组织1（200×）

图6 外表面金相组织2（200×）

在 A1、A2、A4、B1、B2、B4、C1、C2、C4 外表面及A2横截面的视场中均发现微观裂纹,A3、B3和C3分析面未观察到裂纹,抽检区域裂纹全部分布在弯头外弧面及中性面。外表面微裂纹大多呈放射状、树枝状分布,末端尖细,从晶粒内部穿过,部分裂纹在末端沿晶间扩展,分叉少且短小。A2横截面金相组织及微裂纹形态与外表面裂纹相似,横截面裂纹见图7,裂纹最大扩展深度约3 mm,约为管壁厚度的1/2。

图7 A2横截面裂纹

分析各视场中的裂纹形态可知,开挖弯头裂纹主要是从外表面晶粒内部萌生,少数裂纹沿晶界萌生,而后不断向四周及深部扩展,裂纹主体呈穿晶裂纹形态,部分裂纹在末端表现出沿晶特征,为典型氯离子应力腐蚀引起的开裂。

3.3 硬度测定

采用便携式里氏硬度计测定图4各区域金属硬度,换算成布氏硬度[5],获取弯头表面硬度值,见表2。由表2知,弯头不同区域硬度值位于155～185 HB区间,小于201 HB,满足GB/T 13401—2017的要求。

表2 弯头布氏硬度值 HB

弯头外弧面和内弧面的硬度值位于175～185 HB区间,中性面硬度值位于155～157 HB区间,在同一截面上,外弧面和内弧面的硬度值相近,且均高于中性面的硬度值。弯头成形过程中由于加工硬化等因素影响,外弧面和内弧面相对中性面硬度升高,强度增大,脆性增强,塑性降低,由于残余应力的影响,内、外弧面在腐蚀环境中发生应力腐蚀开裂的倾向性增强。

4 敷设环境分析

在开挖坑处检测开挖弯头周边的土壤电阻率、管道自然腐蚀电位、氧化还原电位、土壤氯离子含量等参数（见表3）,结合GB/T 21447—2018《钢质管道外腐蚀控制规范》的要求,确定土壤腐蚀性等级。根据表3,采用土壤电阻率[6]指标评判,土壤腐蚀性等级为“强”,采用氧化还原电位指标评判,土壤腐蚀性等级为“较强”,取二者之大者,弯头处土壤腐蚀性等级为“强”。

表3 敷设环境腐蚀性检测指标

查阅资料可知,该段埋地管线未设置阴极保护设施。由表3知,管道自然腐蚀电位为-623 mV cse,位于强腐蚀性环境,处于不受保护的状态。现场取弯头附近地下渗水,经实验室分析测得渗水中氯离子浓度为0.158 6‰；对该弯头保温层进行实验室分析,保温层的氯离子浓度为0.231 1‰。地下渗水和保温层的氯离子浓度远大于奥氏体不锈钢对氯离子敏感的上限浓度0.025‰,若奥氏体不锈钢管道防腐层出现破损,在破损露铁处极易发生氯离子应力腐蚀开裂。

5 原因分析及防治措施

5.1 裂纹原因分析

查阅资料可知,开挖弯头两侧直管段采用顶管敷设,直管段长分别约110 m、95 m,在管道相交处开挖以弯头连接,埋深约2 m,弯头及两侧补口的防腐层及保温层由现场制造。该电厂3套燃气轮机自2019年验收通过后,受制于附近工业区用蒸汽需求量变化,在投用后启停较频繁。

机组运行过程中,增压后的天然气经该管道输送至燃气轮机,管壁温度随燃气温度逐渐上升至60～70 ℃。管道受热膨胀,在弯头处产生额外的拘束应力,发生形变,该部分应力在外弧面表现为拉应力,在内弧面表现为压应力。受机组频繁启停的影响,弯头外防腐层也持续性经受拉伸与压缩应力的作用,由于防腐层材料与不锈钢管体热膨胀系数的不同,加之施工不规范等因素,管道外防腐层不可避免地会出现破损露铁。

在弯头补口附近,管道聚乙烯防护层搭接处,严密性质量较差。敷设环境中高氯离子含量的地下渗水通过聚乙烯防护层的薄弱部位渗入聚氨酯泡沫保温层,与06Cr17Ni12Mo2不锈钢外防腐层接触。机组运行时,管道周边温度升高,保温层内溶液蒸发浓缩；停机时,地下水又渗入保温层,如此循环往复,保温层内的氯离子含量越来越高。

综上分析可知,开挖处弯头外防腐层发生破损后,露铁区域与经过蒸发浓缩的高浓度氯离子溶液接触,在06Cr17Ni12Mo2管体露铁表面发生应力腐蚀；腐蚀在管道制造、安装残余应力及运行的拘束应力共同作用下发生由外向内的开裂；弯头周边的强腐蚀性土壤环境、机组运行时升高的管体表面温度,加速了腐蚀开裂的进程；根据金相检验视场内呈树枝状分叉的穿晶或沿晶裂纹可以判断,该弯头裂纹为典型的奥氏体不锈钢氯离子应力腐蚀开裂。

5.2 防治措施

●5.2.1 现场应对措施

为了全面排除该埋地不锈钢管道类似隐患,对疑似破损点P2也进行了开挖检测。结果表明,此处防腐层存在1处较小的破损点,经渗透检测,未发现管道外表面存有裂纹现像；金相照片显示无微观裂纹。结果表明P2处的管道未发生氯离子应力腐蚀。

针对P1处已产生氯离子应力腐蚀开裂的弯头,要求使用单位委托有资质的单位选用与设计材质一致的弯头,对其进行更换处理。并委托有资质的单位对P1、P2处管道重新进行防腐处理,且经电火花检测合格；对外包覆的高密度聚乙烯防护层接口进行补口处理,防止地下渗水进入保温层。管道回填后,经皮尔逊法检测,无疑似破损信号。

●5.2.2 日常运行预防措施

预防奥氏体不锈钢发生氯离子应力腐蚀的主要措施是避免不锈钢与氯离子直接接触。奥氏体不锈钢埋地管道运行中,应避免频繁启停,减少拘束应力集中部位反复经受拉伸与压缩应力的作用次数,降低管道外防腐层产生破损的概率。使用单位应制定巡检制度,并委托有资质的单位定期对其进行防腐层不开挖检测,如有疑似破损信号点,应及时进行开挖检测,排除安全隐患。

6 结论

以某电厂埋地奥氏体不锈钢燃气管道90°弯头外表面裂纹为研究对象,采用无损检测、理化检验、敷设环境分析等方法,分析其裂纹形成机理,结果表明：

1)该埋地不锈钢弯头裂纹仅存在于中性面和外弧面,内弧面无裂纹。而中性面、外弧面和内弧面各区域的化学成分比较均衡,未发现明显成分偏析现象,即内弧面与中性面、外弧面的各种化学成分含量基本一致,故化学成分不是该弯头产生裂纹的诱因；

2)该弯头外弧面和内弧面的硬度值相近,且比中性面略高。比较裂纹仅存在于硬度值相近的外弧面、硬度值相近的内弧面未产生裂纹这一现象可知,弯头的硬度性能也不是该弯头产生裂纹的因素；

3)该埋地不锈钢弯头产生裂纹的主导因素是：该弯头外聚乙烯防护层搭接处的严密效果不良,导致敷设环境含氯离子的溶液进入保温层,溶液在管道使用中反复蒸发浓缩,导致保温层形成高氯离子环境,而防腐层在管道运行中产生破损点,使得不锈钢管体直接裸露在高氯离子环境,发生了不锈钢管体与高浓度氯离子溶液直接接触现象,弯头在高拘束拉应力和60～70 ℃的环境相互作用下,加速发生氯离子应力腐蚀,造成了该埋地不锈钢弯头氯离子应力腐蚀开裂,产生了裂纹。