JPI-8R-12-2014（追補-2016）（2016 年 11 月 30 日追補）

劣化損傷の評価と対応（2016 年 11 月 30 日追補）
この追補は、2014 年 7 月 1 日に改訂された“劣化損傷の評価と対応”2014 年版の追補である。したがって、今後、JPI-8R-12-2014 とは、この追補も含むものとする。
なお、この追補は、石油学会ホームページ上で、該当箇所のみを示す。2016 年 11 月 30 日の追補は次の箇所（赤字＋囲み部）である。

JPI-8R-12-2014 の該当頁：2-3, 12,13 頁（管理番号 8R-12-2014 追補 01）1……………………… 2

JPI-8R-12-2014（追補-2016）（2016 年 11 月 30 日追補）
JPI-8R-12-2014 の該当頁：2-3 頁（管理番号 8R-12-2014 追補 01）
下線部 追記二重取り消し線部 削除
3.1.2 水素侵食の発生範囲

水素侵食の発生限界は API Publication 941（第 5 版以降 API RP 941）のネルソン線図（図 3.1.11）に示されている。しかし、このネルソン線図は、1949 年の発表以降、設備の使用実績に基づいてたびたび改訂されており、1990 年の第 4 版では、C-0.5Mo 鋼の損傷事例にもとづいて、同鋼種の曲線が削除された。また、最新版（第 7 版、（2008 年）では、1.25Cr－0.5Mo
鋼の安全域における損傷事例が紹介されており、Cr 含有量はいずれも同鋼種の下限値に近いものであったが、同鋼種の使用に対して注意喚起されている。さらに、第 8 版（2016 年）では、溶接後熱処理を実施していない炭素鋼溶接部に関して、ネルソン線図の安全域における損傷事例が数件報告されたことを受けて、従来の炭素鋼の曲線の下に新たに溶接後熱処理なしの炭素鋼溶接部の限界線が追加されたが最近いくつか報告されており、API RP 941 委員会は高温水素サービスで使用されている溶接
後熱処理未実施の炭素鋼機器と配管に対して、注意喚起している[54, 55]。
石油精製装置において、水素侵食の発生の可能性がある主要装置及び系統を表 3.1.1 に示す。これ
らの系統に設置されている設備には、一般的に、C-0.5Mo、1Cr-0.5Mo、1.25Cr-0.5Mo、2.25Cr-1Moなどの低合金鋼がネルソン線図に基づいて選定されている。また、防食を目的として、フェライト系ステンレス鋼、オーステナイト系ステンレス鋼などの耐食材料も使用されるが、これらは熱交換器チューブ若しくは設備内面のクラッド又はオーバーレイ材として使用される場合が多い。
なお、ステンレス鋼は、水素侵食に対し免疫的であるとされている。

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JPI-8R-12-2014（追補-2016）（2016 年 11 月 30 日追補）
JPI-8R-12-2014 の該当頁：12 頁（管理番号 8R-12-2014 追補 01）
3.1.4 水素侵食に対する対応など
下線部 追記二重取り消し線部 削除d) 溶接後熱処理を実施していない炭素鋼溶接部に関して、最近、数件の海外での損傷事例が報告をもとに 2016 年に限界線が見直されていることから、ネルソン線図の境界に近い条件でこの境界条件を超えて運転しているするものについては、検査対象とする必要がある ことが望ましい[54]。
海外ではネルソン線図より 50°F / 50psi 下の範囲を検査対象とする例が報告されている[55]。

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JPI-8R-12-2014（追補-2016）（2016 年 11 月 30 日追補）

図 3.1.11 ネルソン線図 (API RP 941 第 8 版)

下線部 修正図の修正

JPI-8R-12-2014 の該当頁：13 頁（管理番号 8R-12-2014 追補 01）

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JPI-8R-12-2014（追補-2018）（2018 年 11 月 9 日追補）

劣化損傷の評価と対応（2018 年 11 月 9 日追補）
この追補は、2014 年 7 月 1 日に改訂された“劣化損傷の評価と対応”2014 年版の追補である。したがって、今後、JPI-8R-12-2014 とは、この追補も含むものとする。
なお、この追補は、石油学会ホームページ上で、該当箇所のみを示す。2018 年 11 月 9 日の追補は次の箇所である。

JPI-8R-12-2014 の該当頁：62 頁（管理番号 8R-12-2014 追補 02）1……………………… 2

JPI-8R-12-2014（追補-2018）（2018 年 11 月 9 日追補）
JPI-8R-12-2014 の該当頁：62 頁（管理番号 8R-12-2014 追補 02）
4.2 アルカリ応力腐食割れ（以下、アルカリ SCC という。
）
4.2.2 アルカリ SCC の発生範囲

石油精製装置において、アルカリ SCC の発生の可能性がある主要装置及び系統を表 4.2.1 に示す。
表 4.2.1 アルカリ SCC の発生の可能性がある主要装置・系統
装 置

常圧蒸留装置

系 統

フィード系

流体主成分
原油

水素、硫化水素、アミ重質油水素化脱硫装置 ガス洗浄系

水素製造装置脱炭酸系

ン又はソーダCO2 、スチーム、水、アルカリ、アミン

運転温度

運転圧力（℃）（MPa）

20～3800.2～2.950～140 0.05～17.6

90～1300～0.02

腐食因子
硫化物、塩化物、水、アルカリ、硫化水素
硫化水素、アミン又はソーダ
CO2、凝縮水、アルカリ

注記 1. 装置、系統は、“石油精製装置の材料選定に関する資料”（石油学会編）の中から、アルカリ SCCの発生の可能性がある装置及び系統を抽出した。
2. 流体主成分、運転温度、運転圧力、腐食因子は、上記の石油学会編資料を引用した。

石油精製装置で使用されるアルカリ類は、
NaOH などである。
表 4.2.1 に示す常圧蒸留装置のフィード系では原油中の塩化物の中和、及び加水分解防止を目的として NaOH が注入される。また、重質
油水素化脱硫装置のガス洗浄系ではガス中の硫化水素の吸収除去を目的として NaOH を使用することがある。
アルカリ SCC はこのようなアルカリ環境下で、一定のアルカリ濃度及び温度以上で使用される鋼に溶接、冷間加工による残留応力又は負荷応力による引張応力が存在する箇所に発生する。大部分の割れは結晶粒界割れで溶接金属、HAZ に隣接する母材に発生する。
また、通常の運転においてアルカリ SCC の発生しない安全領域であっても、運転停止時のスチーミングによる温度上昇や、上流装置から NaOH を含む水分がエントレインしてアルカリ SCC が発生した事例（事例４）があることを想定して検査を計画することが望ましい。
また、通常の運転温度がアルカリ SCC を発生させる温度以下であっても、運転停止時のスチーミングによる温度上昇により、アルカリ SCC が発生した事例もあるため、注意が必要である。
下線部 追記二重取り消し線部 削除
管理番号：8R-12-2014 追補 02 の解説（事例４）2017 年 3 月に愛媛県の製油所の脱エタン塔においてアルカリ応力腐食割れにより LPG 漏洩が発生し、装置停止した事例を反映した。当該装置の上流にある水分離槽の内部フィル
ターの必要部品を取り付けず復旧したため、NaOH を含む水分が流入したことによりフィード段の周辺部(炭素鋼、応力除去焼純 未実施)がアルカリ応力腐食割れの発生する環境域となった結果、割れが進展した。(石連事故事例報告書 保安 No.539)

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