2024年6月，某石化公司在对一台2000m³液化石油气球罐进行定期全面检验时，发现环焊缝及热影响区存在大量表面裂纹。该球罐材质为Q370R（原15MnNbR），板厚48mm，设计压力1.77MPa，设计温度-19℃至50℃，2012年投入使用，已运行12年，累计充装次数约4300次。本次检验是第三次全面检验。
检验发现过程
检验首先进行了表面宏观检查和磁粉检测（MT）。在对上温带与下温带环焊缝进行100%磁粉检测时，检验人员在焊缝及热影响区发现多处线性显示，初步判定为表面裂纹。随后对整台球罐所有对接焊缝（包括纵缝和环缝）进行100% MT，共发现裂纹显示22处，其中环缝18处、纵缝4处。裂纹最长达85mm，最深约3.5mm（经超声测定），主要分布在焊缝熔合线附近和焊趾位置。
为查明裂纹性质和扩展深度，检验人员对其中6处典型裂纹进行了金相分析和硬度测试。金相结果显示，裂纹起源于焊缝表面或近表面，沿晶界扩展，裂纹内充满氧化物，具有典型的应力腐蚀开裂（SCC）特征。裂纹附近焊缝金属硬度在HB 210至245之间，部分区域硬度超过HB 235，高于标准推荐的HB 200限值。热影响区硬度最高达HB 268。
裂纹成因分析
综合分析，球罐裂纹的成因是硫化氢应力腐蚀开裂（SSCC）。该球罐储存的液化石油气中H₂S含量曾长期在20至80ppm之间波动，最高达到150ppm，超过了NACE MR0175/ISO 15156对酸性服役环境的界定（H₂S分压≥0.0003MPa即属于酸性环境）。在拉应力（焊接残余应力+工作应力）和H₂S腐蚀环境的共同作用下，硬度较高的焊缝和热影响区成为SSCC的敏感区域。
调查还发现，该球罐在2012年制造时未进行整体焊后热处理（PWHT），仅进行了局部消氢处理。虽然Q370R球罐在板厚小于50mm时标准不强制要求整体PWHT，但对于H₂S服役环境，NACE SP0472明确要求焊缝及热影响区硬度不超过HB 200，而该球罐部分焊缝硬度超标，说明焊接工艺和消应力处理不到位。此外，球罐运行期间频繁的充装和卸压导致压力波动，促进了裂纹的疲劳扩展。
修复工艺方案
针对裂纹缺陷，企业制定了详细的修复方案并报特种设备安全监督管理部门备案。修复步骤如下：
第一步，裂纹清除。采用碳弧气刨从裂纹两侧逐层刨削，每刨除2至3mm进行一次磁粉检测，确认裂纹完全清除。最终刨槽深度最大为8mm（含裂纹深度3.5mm及安全余量），长度超过裂纹两端各30mm。刨槽底部加工成圆弧形，避免尖角造成应力集中。
第二步，补焊焊接。采用低氢型焊条J507（E5015），焊前经350℃烘干1小时并保温随用。焊前对补焊区域进行预热，预热温度不低于125℃，在焊接过程中层间温度保持在100℃至200℃之间。采用多层多道焊，每道焊缝厚度不超过3mm，每焊完一道立即进行锤击消应力。焊接过程中严格控制线能量在15至35kJ/cm范围内。
第三步，焊后热处理。全部补焊完成后，对球罐进行整体焊后热处理，以消除焊接残余应力并降低硬度。热处理工艺为：以≤50℃/h升温至620℃±20℃，恒温2.5小时，然后以≤40℃/h缓冷至400℃以下，最后自然冷却。热处理过程中在球壳板内外表面布置24个热电偶监控温度，确保温差不超过50℃。
第四步，修复后检验。热处理后对补焊区域进行100%磁粉检测、100%超声波检测（TOFD+PAUT）和硬度测试。磁粉检测未发现任何线性显示；TOFD检测确认补焊区域无埋藏缺陷；硬度测试结果显示焊缝金属硬度在HB 165至195之间，热影响区硬度在HB 170至200之间，均满足HB 200的控制要求。
后续防护措施
修复后，企业采取了以下措施防止裂纹再次发生：一是增设LPG脱硫装置，将进厂H₂S含量控制在10ppm以下；二是在球罐内壁喷涂环氧富锌防腐涂层，隔绝介质与金属表面接触；三是安装在线超声测厚和声发射监测系统，持续监控罐体安全状态；四是将全面检验周期缩短至3年，每次检验增加焊缝100% MT和TOFD检测；五是优化操作规程，减少频繁的压力波动，控制升降压速率不超过0.2MPa/h。
本次修复工程总费用约320万元（含脱硫装置150万元、修复施工80万元、检验检测40万元、监测系统50万元），停罐时间45天。虽然代价不菲，但避免了球罐继续运行可能导致的泄漏甚至爆炸事故，保障了厂区人员和财产安全。
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