纹，呈穿透状，罐内气体漏出。内壁裂纹长
102mm，30外壁长62mm，可见其裂纹起源于
母材表面有损伤处。
8 、 400M3 液化气球罐（ 15MnV、 1%H2S 液态 烃、 1.0Mpa）表面冷裂纹的二次开裂。表面 100%PT检查，横裂纹246 条，纵裂纹118条， 裂纹长度16-1600mm，裂纹深3-18mm（器壁厚 25mm）。经对断口分析，裂纹为焊接冷裂纹
的立位角焊缝处，是应力腐蚀造成的裂纹。
（CO2-H2S-H2O、RNH2- CO2-H2S-H2O）。
为会什么会在第13周期末出现开裂？ （1）第13周期操作温度高，最高126℃(再生 塔的操作温度为90-120℃，当超过该温度时， 钢材的腐蚀速度加快)。 （2）1995年2月前用一乙醇胺（7%-10%），之 后用二乙醇胺（15%-25%）。
在应力集中的螺纹尾部产生应力腐蚀断裂，
造成气阀座松脱，气阀阀座与连接螺栓从
死点区进入到活塞工作区，致使活塞能猛
烈撞击大盖是发生事故的第一原因。
硫磺回收：
1、一、二套硫磺回收装置一、二、三级硫冷 器管口开裂。后更新的一、二、三级硫冷器采 取了如下措施防范开裂，取得了较好的效果。 （1）管口焊后作消除应力热处理。（2）每次 停工检查在触空气前用碱液中和（2%NA2CO3溶
液）。
2、污水泵泵体开裂（材质为1Cr13），更换为
18-8材质，使用良好。
溶剂再生： 一、二套部分贫富液、酸性气管线焊缝开裂。 球罐区： 1 、球罐区丙烷卧罐（ R401/4）2000 年 5 月检查 发现器壁板鼓泡分层，报废更新。（采用抗HIC 钢板）
2 、球罐区丙烷卧罐（R401/5）2001年检查发现
二级入口气阀固定螺栓的设计材质为3Cr13， 硬度要求HB280-320。断裂固定螺栓含Cr量 5.967%，硬度高达HRC58.6（相当于HV676）。 且1Cr13、2 Cr13、3 Cr13金相组织为马氏 体，对SSCC最敏感，这样高硬度（远高于 HB235）与敏感的马氏体组织的螺栓在瓦斯 HS+H2O的作用下，
11、 胜利炼油厂FCC吸收解吸塔解吸段塔壁氢鼓
泡开裂。（材质A3，1968年投用，1972年发现HB）
12、 胜南京炼油厂FCC吸收解吸塔降液板使用半
年后出现HB，一个周期后HB处开裂。
13、 胜利炼油厂FCC吸收解吸气后冷凝器壳体使 用不到一年出现氢鼓泡、鼓泡开裂和焊缝开裂。 （ T=45℃，P=1 Mpa，介质含 H2S6%，CN 0.1% 及 少量水分，材质为16Mn）。
容器材质为国产CF62调质钢，介质为水、甲 醇、二氧化碳、氢，硫化氢含量为3001000PPm。CF62钢应在硫化氢含量<100PPm环
境下使用，实际环境中硫化氢含量为3001000PPm，因此认为所选钢种不适用于介质工
况条件，造成了事故发生。
3、 60年代，国外用于储存液化石油气的球罐 及炼油设备经常发生硫化氢应力腐蚀，其中以 碳钢和碳锰钢焊缝发生硫化氢应力腐蚀的几率 最大。 1988 年国外报导了 189 台容器由于硫化
6、催化吸收塔A3钢塔盘开裂。塔盘板表
面有轻微的均匀腐蚀，无氢鼓泡，断面
金相观察呈阶梯状裂纹，是较典型的氢
致裂纹。（HIC）
7、1000M3的CF-62钢制丙烯球罐（H2S含量 1000 mg/l、常温、1.6Mpa）钢材表面缺陷 引起的裂纹。停工检查，在内表面焊缝附近
母材上共有16条裂纹，其中一条为月牙状裂
织中存在对应力腐蚀敏感的贝氏体，
钢中含有棱形MnS夹杂物。
5、
FCC装置吸收稳定部分解吸塔顶头盖焊 20mm , 用
缝 开 裂 。 材 质 ： 1 2 Cr2AlMoV
A302焊条焊接，焊后未经热处理。投用半年 以后，断续发生起源焊缝并向母材延伸的开 裂 4 次，经分析开裂是由于湿硫化氢环境中
硫化氢导致的应力腐蚀开裂造成的。
门应注明使用条件，指定阀门各部件用材。
渣油加氢
1、2000年装置首次开工过程中，冷高分顶阀 门阀盖密封焊缝开裂，装置停工，更换同类阀 门50多个。冷高分介质中H2S浓度高，操作温 度40度，密封焊缝焊后没有进行热处理，判定 为湿硫化氢应力腐蚀断裂。（SSCC、HIC） 该类结构阀不宜用在湿硫化氢应力腐蚀环境下， 选购阀门应注明使用条件，指定阀门结构型式。
组织为马氏体，对SSCC最敏感，这样高硬度
（远高于HB235）与敏感的马氏体组织的阀
盖在瓦斯HS+H2O的作用下，在应力集中的螺
纹尾部产生应力腐蚀断裂。
1、1Cr13、2 Cr13、3 Cr13金相组织为马氏体
组织，硬度高，对SCC最敏感，易产生应力腐
蚀断裂。不宜用于湿硫化氢应力腐蚀环境。
2、湿硫化氢应力腐蚀环境下使用时，选购阀
2、冷高分底（D102）排污水管线大小头开裂。 2001
年3月7日发现开裂，高压水和H2S喷出。由于发现用 时，未发生次生恶性事故。实际运行一年零三个月， 材质为A234/A234M-910 WPB，碳钢锻件，运行介质 为H2S+NH3+H2O，其中H2S含量34284PPm，NH3含 量为19599PPm，温度为45度，压力为15.6MPa.
经分析认为：1、大小头开裂属于H2S应力腐蚀开裂；
（SSCC）2、SSCC裂纹起源于大小头凹陷处，此处由 于存在涡流产生细小腐蚀坑点，并向外壁抗展。3、大 小头材料为较高纯度的碳钢（S=0.003%,P=0.004%), 硬度也低于HB235，但仍不能防止在这种苛刻条件下 发生SSCC。应采用更高纯度的搞HIC钢。
温度以。
兰石所1985年代中石化起草的《防 止湿硫化氢环境中压力容器失效的推荐 方法》中还将湿硫化氢环境进行分级， 其分级如下：
a.Ⅰ级环境：凡符合下列情况之一的湿硫化
扩展造成。
9、 1975年四川气田，16Mn螺旋焊管在试压 仅几个小时后即发生两次爆炸。分析结果是， 焊管补焊处产生马氏体过硬组织，未退火处 理，硬度有的高达 RC38-42，因而发生应力 腐蚀快速破裂。以后改为退火处理，硬度降
至RC22以下，未再发生问题。
10、 洛阳炼油厂1#催化气体脱硫装置的溶 剂再生塔（1984年投用，上下SM41B+SUS321， 中间A3R），前13个周期（约12年）运行良 好，1996年4月第14周期开工蒸汽试压时发 现中间段开裂泄漏2次。裂纹位置在降液板
H2S-H2O 一侧，浮头盖与法兰圈的焊缝熔合
线处发生断裂，并延伸至母材。
18、 胜利炼油厂溶剂再生塔底重沸器、重沸 器 进 出 口 管 线 、 贫 液 管 线 曾 因 RNH2- CO2H2S-H2O腐蚀减薄或应力腐蚀开裂。 该环境存在于干气及液化石油气脱硫装 置的溶剂再生塔底重沸器系统及贫液、半贫 液管线（温度高于90℃,压力为0.2Mpa）。
氢应力腐蚀而失效的情况。在70、80年代，国
内也发生多起硫化氢应力腐蚀失效事故，据
1982年统计，仅液化气球罐就有17台由于硫化
氢应力腐蚀失效，且每年均有此类失效发生报 道。
4、
FCC吸收稳定塔顶冷却器外壳鼓泡和开
裂。塔顶冷却器外壳是 10mm厚 16Mn钢板焊接 而成，焊条为 J502，焊后未进行热处理。投 用一年后发现鼓泡和焊缝区开裂。裂纹起源
二、湿硫化氢环境的定义
化工部 HG20581-1998《钢制化工容器材料选用规定》 定义。（“当H2S与液相水或含水少流共存时，
就形成了湿H2S腐蚀环境。”）
当化工容器接角的介质同时符合下列条件时，即为
湿H2S应力腐蚀环境：
1、温度小于等于（60+2P）℃；P为压力， Mpa（表）
2、H2S分压大于等于0.00035 Mpa， 即相当于常温在水中的H2S溶解度大于 等于10*10-6； 3、介质中含有液相水或在水的露点
CO2-H2S-H2O
16、 胜利炼油厂铂重整循环氢脱硫溶剂再 生塔顶酸性气冷却器投产运行60天后内浮头
法兰面出现裂纹，18-8管束焊缝断裂。
17、胜利炼油厂溶剂再生塔顶酸性气冷却器
内浮头盖（材质为 12AlMoV，法兰圈材质为
1 Cr13， 焊 条 Cr25Ni13）， 使 用 后 在 CO2-
处断裂，阀杆与阀盖飞出，大量氢气喷出，车 间发现并处理用时，幸未发生恶性事故。（已 发生 2 次）断口为典型脆性断口，判定为 湿硫
化氢应力腐蚀断裂。（SSCC、HIC）
该阀为上海五一阀门厂制造，阀体材质为 18-8奥氏体不锈钢（含Cr18.2、Ni8.62）， 硬度HRC56，断裂处材质为Cr13(含Cr14.8)， 硬度HRC70，且1Cr13、2 Cr13、3 Cr13金相
年的检查中，也发现靠近破环部全处出现大
量HB和分层）
20 世纪 80 年代中期，美国芝加哥某炼
油厂一个胺吸收装置的压力容器（材
料为 A516Gr70 钢材）的破坏致使 17 人
死亡。
2、 1996年10月2日晚20时05分某化工厂合 成氨装置甲醇水分离罐发生实发性爆炸起火， 分离罐炸成19块，最重的残片重3280公斤， 飞落到70米远，飞得最远的残片重280公斤， 飞落到138米远的马路上。
三加氢
干气冷却器（E1110）小浮头螺栓断裂，材
质为1Cr13 、35CrMoA使用约一周时间，均
断裂，后改用Q235，使用良好。 1Cr13、2
Cr13、3 Cr13金相组织为马氏体，对SSCC
最敏感，且硬度高，在HS+H2O的作用下，
易产生应力腐蚀断裂。 35CrMoA为中碳调
质低合金钢，硬度约HB280，在HS+H2O的 作用下，易产生应力腐蚀断裂。
于焊缝本体并向热影响区扩展，终止于重结
晶区，断口表面覆盖有黑色硫化铁和蓝色腐
蚀产物。经腐蚀失效分析，认定为湿硫化氢