Q1: Por que os tubos de aço A335 são amplamente utilizados em caldeiras de usina?
Os tubos de aço A335 tornaram -se o material preferido para superaquecedores, reeatadores e tubos de vapor principais de caldeiras de usina devido à sua excelente resistência à alta temperatura e alta pressão. Os componentes de liga de cromo-molibdênio (como P91 e P22) podem resistir à deformação a longo prazo e garantir a operação estável a 540 graus ~ 620 graus. Sua estrutura perfeita evita fraquezas de soldagem e reduz o risco de vazamento. Além disso, o coeficiente de expansão térmica dos tubos de aço A335 corresponde a outras partes da caldeira para reduzir a tensão térmica. Os padrões internacionais (como a ASME B31.1) também recomendam claramente seu uso nessas partes importantes.
P2: Quais são os cenários de uso de tubos de aço A335 em petroquímicos?
No campo petroquímico, os tubos de aço A335 são frequentemente usados para tubos de alimentação do reator de hidrogenação, tubos do forno de rachaduras e feixes de tubo de trocador de calor de alta temperatura. Por exemplo, os tubos de aço P5 são adequados para o processamento de óleo contendo enxofre, porque sua resistência à corrosão do enxofre é melhor que o aço carbono. Na unidade de reforma, o tubo de aço P9 pode suportar um ambiente de hidrogênio de 650 graus. Além disso, sua alta resistência e resistência à fragilização de hidrogênio tornam-a uma escolha ideal para os pipelines de processo de hidrogenação de alta pressão. As empresas petroquímicas geralmente exigem que os tubos de aço sejam acompanhados por relatórios de teste HIC (hidrogênio induzido por rachaduras) para garantir a segurança.
Q3: Os tubos de aço A335 podem ser usados em equipamentos de usina nuclear?
Os tubos de aço A335 são usados principalmente em sistemas de vapor secundários (como os principais tubos de vapor) nas usinas nucleares, mas não entram em contato diretamente com os refrigerantes do reator. As aplicações de grau nuclear devem atender aos padrões adicionais (como ASME III-NB) e limitar o conteúdo de elementos como cobalto e boro para evitar a ativação de nêutrons. Os aços P11 e P22 são selecionados para sua baixa sensibilidade a fragilização da radiação. Deve-se notar que as usinas nucleares têm requisitos mais rígidos para rastreabilidade de material e testes não destrutivos e geralmente requerem 100% de detecção de falhas radiográficas. Algumas usinas nucleares de quarta geração estão estudando o uso do aço p91 para substituir o aço inoxidável austenítico tradicional para reduzir custos.
Q4: Quais fatores limitam a aplicação de tubos de aço A335 em ambientes de baixa temperatura?
Os tubos de aço A335 podem sofrer uma diminuição da tenacidade abaixo de -29 graus, especialmente quando o equivalente ao carbono é alto (como o aço p91 CE ＞ 0,45). O DBTT (temperatura de transição frágil dúctil) do aço de cromo-molibdênio a baixas temperaturas pode ser maior que a temperatura operacional, resultando em fratura quebradiça. Se ele deve ser usado em baixas temperaturas, é necessário um teste de impacto em Noth Charpy (como ASTM A370) para garantir que a energia de impacto seja maior ou igual a 41J na temperatura mais baixa do projeto. Além disso, o processo de soldagem requer o uso de eletrodos de baixo hidrogênio e pré-aquecimento para evitar rachaduras frias. Geralmente, é recomendável usar ligas de aço inoxidável austenítico ou baseadas em níquel abaixo de -46 graus.
Q5: Quais são os casos de falha típicos dos tubos de aço A335 nas refinarias?
A falha dos tubos de aço A335 nas refinarias é causada principalmente por corrosão de alta temperatura de enxofre (como afinamento de tubos de aço p5 em óleo de enxofre), fragilização de hidrogênio (tubulações propensas a hidrogênio) ou fadiga fluida (causada por start-start periódica). Por exemplo, ocorreram rachaduras induzidas por hidrogênio na zona afetada pelo calor da solda do tubo de aço P11 de uma unidade de hidrogenação devido à falta de tratamento térmico pós-solda. Em outro caso, um tubo de aço P9 foi submetido à perfuração de oxidação do limite de grãos devido à operação de super-temperatura a longo prazo. A análise de falhas geralmente inclui exame metalográfico, mapeamento de dureza e análise SEM de fratura para distinguir corrosão, dano mecânico ou defeitos materiais.
