油氣處理站的油氣分離裝置或是原油儲罐、污水（含油污水）儲罐上，設計使用較多的液位測量儀表大多選用雙法蘭差壓變送器。雙法蘭差壓變送器#大特點是其可以避免被測介質(zhì)通過引壓管對測量造成的影響，因而測量精度較高，而且安裝和日常維護工作量少。但在某油氣處理站污水儲罐多次出現(xiàn)雙法蘭差壓變送器膜片故障失效，導致儀表測量不準確，隱患處理及時，未引發(fā)儲罐事故。 

 

1  使用工況 

某油氣處理站雙法蘭差壓變送器大多使用在緩沖水罐、收油罐、濾后水罐以及除油罐上。這些儲罐操作溫度在 40℃~90℃，操作壓力在 0.2MPa~1.41MPa,介質(zhì)多為污水或含油污水,礦化度較高(Cl-約 104mg/L 左右),含硫(#高可達31.25%)。 

 

2  工作原理 

如圖 1 所示，輸入壓力作用在連接法蘭上的密封膜片10 上將壓力傳給測量元件，測量元件測量到的差壓經(jīng)密封膜片 6 和內(nèi)充液 7 傳送給硅壓力傳感器 3。密封膜片隨不同的差壓值產(chǎn)生不同程度的變形，粘貼在測量膜片上的四個電橋電路中的壓電電阻隨之改變阻值，使電橋輸出電壓變化和被測的差壓成比值關系。 

當壓力超過測量極限時過壓保護膜片 5 產(chǎn)生變形，直到一側(cè)的密封膜片貼到測量單元 4 內(nèi)壁上，以保護硅壓力傳感器避免過壓損壞。

 

3  故障概況 

經(jīng)檢查站內(nèi)收油罐測量液位的一臺單法蘭差壓變送器，以及緩沖水罐的一臺雙法蘭差壓變送器膜片均發(fā)生了鼓包（兩臺差壓液位計同屬一個廠家，膜片材質(zhì)為哈氏合金C276），如下圖 2 所示；且鼓包有彈性，而膜片表面未見明顯腐蝕痕跡。采用鋼針將差壓變送器膜片刺穿，有無色無味氣體逸出，判斷膜片鼓包為內(nèi)腔氣體所致。

4  故障失效分析 

4.1  檢驗分析 

4.1.1  膜片測厚 

使用超聲波測厚儀（測量精度 0.01μm）對 3 臺法蘭膜片壁厚進行測量，結(jié)果如表 1 所示�？梢娨何挥嬆て�#大壁厚 84.6μm，#小壁厚 48.4μm，平均壁厚 62.84μm，多數(shù)測量位置的厚度低于設計厚度 80μm。

 

4.1.2  化學成分分析及力學測試 

對變送器膜片進行化學成分分析以及力學性能測試，化學成分分析顯示磨片內(nèi)硅元素超標，其余元素符合標準，結(jié)果如表 2 所示；而通過力學性能測試可知，膜片硬度和抗拉強度均滿足標準要求，如表 3 所示。

 

4.1.3   金相分析 

對故障失效膜片進行金相組織分析，結(jié)果顯示該膜片金相組織結(jié)構(gòu)為奧氏體，晶粒度滿足標準要求，分析結(jié)果見表4。 

 

為進一步分析膜片泄漏所產(chǎn)生的特點，分別對它們展開泄漏缺陷分析，分析表明材料表面有微孔存在。如圖 3 所示。

 

4.1.4  氫含量分析 

取一組備用新變送器膜片和故障失效舊膜片，我們進行氫含量分析，失效液位計膜片中的氫含量遠高于未使用過的新膜片，而且失效膜片中氫含量約為新膜片氫含量的 1.25倍。分析結(jié)果見表 5。 

 

4.2  故障失效原因 

通過實驗檢測結(jié)果分析可知，膜片多數(shù)測量位置的厚度未達到設計厚度（80μm）要求，膜片的化學成分不符合 ASTM B575-2017 的要求，過高含量的 Si 會惡化合金的焊接性能，而且失效液位計膜片中的氫含量約為新膜片的 1.25 倍，同時液位計使用環(huán)境中含有 H2S，H2S 溶于水后電離出氫離子（氫核），氫核在超過 40℃以上環(huán)境會對對金屬具有很強的滲透能力，而金相分析表明膜片本身存在細小微孔，因此氫核滲透進入膜片并發(fā)生聚集結(jié)合為氫分子，而且無法逸出膜片，#終氫分子集結(jié)產(chǎn)生氫氣，導致膜片鼓包失效降低變送器的測量精度。 

 

5  結(jié)論及建議措施 

（1）變送器膜片哈氏合金 C276 的化學成分不符合 ASTM B575-2017 的要求（Si 含量超標），組織為奧氏體，硬度及晶粒度檢測合格。膜片多數(shù)測量位置的厚度未達到設計厚度。     

（2）失效膜片中的氫含量比新膜片的氫含量高很多，再結(jié)合金相分析可判斷膜片鼓包失效是發(fā)生氫滲透所致；

（3）建議在使用單、雙法蘭差壓變送器（膜片材質(zhì)為C276）時，應避免使用介質(zhì)含硫較高，溫度超過 40℃以上的環(huán)境，以減少氫滲透的發(fā)生； 

（4）若不可避免用于上述介質(zhì)環(huán)境時，可在設計選型中選擇對變送器膜片進行鍍膜處理，或選用 PTEF 鍍膜工藝的變送器。