2011年2月20日，庆阳石化公司储运系统TK101A轻污油回收罐发生爆炸着火事故。
一、事故单位简介
庆阳石化公司储运系统分7个罐区（图1），总库容30.1万m3。
发生事故储罐位于303罐区东南角，东侧毗邻302重油罐区，西侧毗邻305汽油调和罐区（图2），TK101A罐为轻污油回收罐，主要回收全公司各联合装置污油，经静置脱水后，污油回炼。TK101A罐为内浮顶罐，罐高15.85m、液位安全高度12m、直径14.7m，罐体壁厚6～10mm，罐容2000m3，内壁进行喷锌防腐处理，2010年8月30日投用。
图 1 罐区平面位置图

图2 TK101A罐位置
二、事故经过
2011年2月20日8时50分左右，储运操作员孙某去罐区进行当天第一轮的安全巡检，9时7分，孙某开始攀登TK101A 罐，准备到罐顶巡检打卡；9时9分，行至罐中部时，突听罐内“噗”的一声响，同时手握的扶梯把手“抖动”一下，感觉有异常情况，马上从罐上下来；9时11分，看见班长陆某，班长说要对轻污油罐进行脱水，孙某跟班长对轻污油罐进行检查，当时人工脱水口有微弱的水向外滴，班长上前重新关闭阀门；9时13分，二人一起走出罐区；9时15分，孙某进入距TK101A 罐20m左右的一号机柜室，班长走到距TK101A 罐20m左右的303泵房中间，听到一声巨响，班长看到TK101A 罐罐顶飞到空中，又落到罐区，罐顶浓烟滚滚，火焰4～5m高。
TK101A轻污油罐事故时罐内液位7.79m，介质温度39.8℃。爆炸造成TK101A罐浮盘“粉碎”性损坏（如图3所示）。爆炸气浪把罐顶整体从焊缝处爆裂开向北偏西方向飞出，越过相邻的TK102A罐，撞击TK102C罐上部（见图4），落到TK102A罐与TK102C罐之间偏西空地（见图5）。303罐区两排罐中间三根管线（蒸汽线、蒸汽凝结水线和常二线进罐线）被落下的TK101A罐顶撞弯（无泄漏）（见图6），其他设施没有损坏。

图3 罐内浮盘破损情况

图4 TK102C罐顶受撞击部位

图5 罐顶飞落的位置

图6 罐顶飞落管线的位置图
听到爆炸声后，正在召开生产交接班会议的公司值班领导立即启动应急预案，安排现场扑救、安排部分装置停工，并向庆阳市消防支队报警。储运运行部立即开启1号泡沫泵站和相邻储罐喷淋冷却系统，9时20分庆阳石化公司保卫消防部4辆泡沫消防车、1辆水罐消防车进入现场实施灭火，同时布设 6台摇摆消防水炮向罐体喷洒冷却水，9时30分罐内明火扑灭，9时35分成功灭火。在对TK101A实施灭火的同时，对相邻的TK102A、TK101B、TK102C等5具罐进行冷却降温保护，9时45分庆阳市消防支队8辆消防车赶赴现场，其中2辆消防车参与相邻罐体冷却降温，随后长庆油田陇东消防队16辆消防车赶赴现场救援。10时20分经现场指挥确认，风险已经排除，应急关闭。
三、事故原因
（一）直接原因
1.TK101A轻污油罐事故前物料来源
据现场勘查和DCS趋势比对及MES系统数据确认，TK101A轻污油罐事故前有液相、气相物料进入。
(1）液相物料来源。
物料一:三联合运行部污水汽提装置回收污油
事故发生后，通过装置中控室DCS趋势比对及MES系统数据确认，自2月13日9时至事故发生时2月20日9时15分，三联合运行部污水汽提装置连续往事故罐TK101A进油，该罐回收污油通过轻污油外送泵（额定流量5.5m3/h、泵出口压力0.6MPa）送至事故罐。期间2月17日1时30分左右，对D-102污油水含量进行分析，小于0.2%。2月20日事故发生后调度通知停泵，关闭界区阀。污油主要为各装置酸性水回收油，经过闪蒸处理，没有轻烃组分，主要为柴油组分，实际流量7.6m3/h。
物料二:一联合、二联合装置污油罐内的回收污油
事故发生后，通过装置中控室DCS趋势比对及MES系统数据确认，2月13日9时至发生事故时共退污油17次，退油量146.98m3。该部分污油组成主要为油水混合物，污油主要为常减压装置回收的凝缩油、重整装置压缩机凝缩油，含有轻烃组分，轻烃主要为C4、C5、C6。
(2）气相物料来源。
物料三：氮气
一联合常减压装置地下污油罐D-111至TK101A罐管线，为防止管线冻凝，开氮气往TK101A罐顶线防冻，事故发生后氮气阀门关闭。氮气给气线在泵出口，管径DN20，氮气压力为0.8MPa。
(3）事故罐物料分析。
事故发生前罐内液位7.79m，发生事故后脱尽水后余污油3.8m，除掉15min燃烧掉的污油外，罐内约有3.5m的水。水中硫含量较高，硫含量一般在3000～4000ppm，高值达到7000ppm；油分析硫含量一般在200～300ppm，高值超过400ppm。
2.TK101A罐内的可燃气体来源
TK101A罐主要回收全公司各联合装置污油，其组分有柴油、汽油、石脑油、凝缩油、轻烃等，各组分危险特性参数如表1所示。
表1 各组分危险特性参数表
介质名称 爆炸极限，%（V/V） 自燃点/℃ 闪点/℃ 最小点火能量/mJ
柴油 1.4%～4.5% 225～250 50～90 0.2～0.26
汽油 1.1%～7.0% 269～391 -58～10 0.25
石脑油 1.2%～6.0% 260 25 0.2～0.26
轻烃 1.7%～7.8% 309 -49 0.2
2月20日事故前罐内温度变化如表2所示。
表2 事故前罐内温度变化表
时间 6：30 7：00 7：30 8：00 8：30 8：49 9：00 9：08
温度/℃ 39.9 40.4 40.6 40.7 40.7 40.0 40.0 39.8

由表2可以看出，罐内物料温度已超过轻烃、石脑油、汽油的闪点，油品挥发出大量可燃气体，挥发出的可燃气体积聚在浮盘与油面的空间以及浮盘上部空间，并达到爆炸极限。
3.助燃物
2月12日17时左右，TK101A罐液位已低于200cm，并仍持续往外输转，至2月13日9时左右罐液位53cm，液位已远低于浮盘起伏区间。浮盘落于支腿上，液位继续下降时浮盘上方的空气通过浮盘呼吸阀、密封及其他未密封位置进入浮盘与油面的气相空间。
2月13日TK101A罐开始进油，大部分气相通过浮盘呼吸阀、密封及其他未密封位置排出，但浮盘下方浮筒间仍存在气相空间，按照铝浮盘的安装及设计，铝浮筒DN150浸没50%时能够保证浮盘浮起。因此在浮盘铝板与油面间有大约75mm由浮筒隔开的气相空间。进油过程中未排出的空气与可燃气体混合，形成爆炸性混合气体。
该罐顶部有1个通气孔、4个通气窗，所以浮盘顶部空间存在空气。
4.点火源
对点火源分析，存在硫化亚铁自燃、静电放电引燃两种可能。
（1）硫化亚铁自燃分析。
事故后对现场进行勘查，罐顶内壁（如图7）、罐壁防腐涂层（见图8）完好，所以排除硫化亚铁自燃的可能性。

图7 罐顶内壁防腐涂层完好

图8 罐内壁防腐涂层完好
（2）静电放电引燃分析。
事故发生后，检测事故油罐接地电阻为1.2Ω，符合标准要求；浮盘两根接地连线与拱顶接触电阻值为1.05Ω、0.08Ω，符合标准要求。
事故前进入TK101A罐的物料为气、液两相物料，致使物料进罐后呈“翻腾”状态上升。物料进入油层时，油中会包罗着“水珠”，当物料通过约3.9m油层时，“水珠”与油接触形成偶电层，当“水珠”与油做相对运动时，“水珠”与油就带上相同符号的电荷（这一机理叫做“沉降起电”）。“水珠”翻腾到上部后，会形成“水泡”。其中一些“水泡”会在“翻腾”的作用下，积聚到一起。由于“水泡”是被油包罗，所以处于绝缘状态，称之为“孤立导体”。聚集在一起的“气泡孤立导体”会把油品沉降起电的电荷收集到其本体上。在“翻腾”作用下的带电“气泡孤立导体”移动到接地导体附近时，如浮盘下部浮筒、雷达液位仪的立管等接地导体，就会发生静电“火花放电”，其放电电荷转移量要大于0.1μC，放电能量大于0.26mJ，该放电能量足以点燃最小点火能为0.2～0.26mJ的油气。浮盘下部有浮筒，浮盘与油面间有75mm的空间，事故前该空间的可燃气体达到了爆炸极限，所以静电放电点燃了浮盘下部空间的油气。
5.爆炸过程
此次事故出现两次爆炸，第一次是9时9分的浮盘与油面间的空间闪爆（即操作工9时9分左右行至罐中部时听到罐内“噗”的一声响，同时手握的扶梯把手“抖动”一下），第二次是9时15分左右浮盘上部空间的爆炸。
（1）第一次闪爆。
浮盘与油面间的空间比较狭小，内部空间的可燃气体浓度应该达到爆炸极限范围。由于空间存在部分氮气，氧含量相应减少，所以当遇静电火花放电的点火源时，发生的是闪爆，空间内部分油品处于类似“阴燃”状态。
（2）第二次爆炸。
由于浮盘与油面间的空间油品燃烧缓慢，当持续5～6min，窜至浮盘孔洞（如浮盘导向口等处）时，火焰通过孔洞窜至上部空间，引燃了浮盘上部空间爆炸性混合气体，出现了第二次爆炸，即听到“爆炸巨响”。
（二）间接原因
1.工艺卡片控制及管理不到位。
TK101A罐液位超出车间工艺卡片控制，车间工艺卡片控制液位要求在200～1200cm，事故发生前TK101A罐液位最低运行至53cm，造成空气进入浮盘下方空间。
车间工艺卡片控制温度要求在40℃以下，事故发生前TK101A罐温度最高40.7℃，可燃气体挥发量增加，为事故发生埋下了隐患。
公司在工艺卡片严格执行及控制方面的管理存在不足。这是事故发生的间接原因。
2.风险识别不到位。
由于一联合常减压装置污油罐至TK101A罐工艺管线无伴热线，外甩污油内含水较多，冬季为防止管线冻凝，使用氮气连续顶线防冻，但对风险未进行充分识别，对于氮气进入内浮顶罐易造成储罐浮盘损坏、油气携带到浮盘上方及易产生静电等危害识别及认识不足，是事故发生的间接原因。
3.装置设计时存在部分缺陷。
（1）三联合装置污水汽提装置至TK101A罐管线长1400m、管径DN50，管线全线为1.0MPa蒸汽伴热，石棉瓦保温。污油外甩温度37℃，虽然未超温，但由于流量较小（7.6m3/h），管路较长，进油过程实际是一个加温过程（蒸汽伴热温度超过200℃），造成罐内温度较高，而且事故前有超温情况发生。
（2）一联合装置及二联合装置含有轻烃组分（C4、C5、C6）的轻污油设计进轻污油罐，这部分轻组分进入储罐后极易挥发，并与空气混合形成爆炸性气体。
四、防范措施
（1）所有内浮顶罐运行严格执行工艺卡片，除非检修不能下浮盘。
（2）装置退油及储罐温度严格按工艺卡片控制，不能超温。
（3）不能使用氮气、净化风等压缩气体往储罐内（球罐除外）顶线或置换。
（4）严格控制初馏点小于40℃的轻烃组分进常压储罐。
（5）对于使用过氮气、轻组分进罐的储罐，对浮盘进行全面普查，对可燃气进行检测，如果浮盘损坏，停用储罐进行检修。
（6）对有罐顶通气孔的内浮顶罐、拱顶罐进行全面检查，防止通气孔帽落下堵塞通气孔。
（7）对上游装置进行全面检查控制，杜绝高含硫污水（硫含量高达7000ppm）进入罐区。
（8）对三联合污水汽提装置进罐区污油线伴热方式进行改造。
（9）罐顶部人体静电消除器不符合安全要求，建议更改为本安型人体静电消除器。
（10）罐顶部雷达液位计、巡检刷卡器的线缆入口处要封堵、压紧。
（11）油罐检尺、采样、测温、测水作业必须在达到静置时间后方可作业。
（12）采样绳、测温绳等必须采用防静电采样绳。