导 读
石油炼化过程中，各二次加工装置的原料通常都会经中间储罐暂存、缓冲，再由泵送至装置加工。根据储存介质的不同性质，储罐的材质、结构、形状等也会有不同。按照SH/T 3007-2014《石油化工储运系统罐区设计规范》的要求，渣油、蜡油、加氢重油、催化油浆等重油储罐通常为常压拱顶罐，部分储罐可设置氮气密封和呼吸阀，但不是强制性的。
在生产运行过程中，由于生产工况的变化、操作和管理的失误、自然环境的突变等因素，容易造成储罐超压、超温，严重时会引发介质泄漏和火灾爆炸事故。其中，超压是最为常见的一种事故类型。
某石油炼化企业自2017年以来，先后发生11起重油储罐超压事件，4次发生罐顶撕裂，其中2020年夏季发生的一起某加氢重油罐(渣油加氢后的重油，作为催化裂化原料)超压撕裂的事故具有典型性。本文对该罐超压原因进行分析，并对重油储罐的设计和操作进行探讨，提出应注意的事项。
储罐概况
加氢重油储罐是4.8Mt/a催化裂化装置的原料罐，储存介质为上游4.0Mt/a固定床渣油加氢装置送出的加氢后重油，于2017年9月投入使用。加氢重油罐的结构形式为立式拱顶常压罐，罐顶设氮封和呼吸阀，储罐的相关参数见表1。
事故经过
事故当晚00:25，同时进行收油、付油的加氢重油罐244-T-06的顶部压力由1.422kPa开始上升，顶部呼吸阀明显可见蒸汽冒出。00:54，操作人员进行处置，将该罐的收油阀关闭，5min后，罐顶压力满量程，超过4.2kPa。01:29，东侧罐顶与罐壁焊接处撕裂、大量水蒸气喷出，罐顶压力开始回落。
事故前后罐顶压力变化趋势如图1所示。
罐体温度和液位趋势如图2所示。
因压力表量程只有4.2kPa，罐体撕裂时的准确压力值无法得知，对图1中压力曲线的快速上升段作延长线，延长至罐撕裂的时间点01:29，再横向与纵坐标对齐，推测罐体撕裂时的压力值为11kPa。从图2可见，事故发生前后，罐内液位和温度缓慢下降但未大幅波动。
原因分析
原因分析重油储罐的压力升高，原因一般只能是以下几种：
①呼吸阀故障或堵塞；
②罐内串入蒸汽、氮气或其他气体介质；
③罐的进料组分变化，轻组分逸出；
④液态水在罐内快速汽化，也称“突沸”。
该罐超压撕裂后，第一时间对储罐的呼吸阀和量油孔等附件、进料线的关联管线和介质、消防泡沫管线、加热蒸汽管线、顶部氮封阀门和管线进行排查，未发现明显异常，排除了上述原因①和②。
又对上游装置的操作参数、产品的化验分析数据和可能互串的关联介质进行排查，也未发现明显异常，排除上述原因③。
从图2中事故前后罐内介质的温度逐步下降也可看出，水汽化吸收热量，因此可以基本确定，罐超压的原因是液态水汽化。
重油储罐内发生液态水“突沸”，只能有两种情况：
一是罐底聚集液态水，在罐内介质温度升高到其临界值后，水快速汽化；
二是来料中夹带液态水，进罐后压力突降，同时触及罐内高温介质发生快速汽化。
01
罐底存水分析
该罐发生事故前，一直处于边收油边付油的“活罐”状态，罐底温度长期稳定在132～133℃。再计算事故前罐底压力：
计算可得，罐底压力为213.62kPa。查饱和水蒸汽表可知，此压力下水的沸点为121℃。从理论上来看，事故前罐底不可能存在液态水。另外从图2中事故发生前后罐液位没有发生突变和波动可知，不存在罐底水汽化突沸的情况。因此，可以排除罐底聚集液态水的可能性。
02
来料带水分析
①水含量分析
该罐接收的物料是加氢后的重油，自上游渣油加氢装置分馏塔底抽出，分馏塔底长期注入一股汽提蒸汽，蒸汽的设计压力为0.45MPa，设计温度为220℃，流量为7.8t/h。因汽提蒸汽的连续注入，加氢重油也是必然含水的，设计的加氢重油水含量为147kg/h，质量分数为0.037%。实际生产过程中，由于系统问题，蒸汽温度一直处于155℃左右的较低值，且在事故发生前，因环境气温升高装置停用了部分伴热，装置的蒸汽耗量下降，导致蒸汽压力和温度进一步下降，汽提蒸汽的温度最低时甚至降低至120℃，这就导致部分饱和态蒸汽进入塔底并携带至加氢重油，从而使加氢重油的水含量升高。表2是事故前后加氢重油的水含量分析。
从表2可知，事故前加氢重油的水含量最高时已达0.18%，是设计值的5倍还多。
事故发生前，装置内的加氢重油每隔一周分析一次水含量，而进罐界区处不分析。事故发生后，对进罐的界区处重油进行连续采样。从表2可知，加氢重油在进罐前的水含量显著高于装置内，说明在管输的过程中，重油中的水发生了富集。
在发现界区重油的水含量高达1.01%后，迅速改至低液位罐收油，并打开收油罐的量油孔加强泄压，后续观察未发现异常。
②管路介质的流动状态
加氢重油送出装置的界区压力为0.95MPa，温度为135℃；重油进罐前的界区压力为0.55MPa。查饱和水蒸汽表，135℃时蒸汽临界压力为0.313MPa，故重油在输送过程中，水都是以液态形式存在的。再考虑管路中介质的流型，由雷诺数计算公式倒推流速：
管径d=0.35m，介质密度ρ=921kg/m3，运动黏度(135℃)v=12.5mm2/s，其中动力黏度μ=ρv。经计算可得，当加氢重油至罐区的质量流量小于317t/h时，管路中的介质就会呈比较稳定的层流状态。事故发生前两个月，出于降本增效考虑，将一部分加氢重油改直接供料，罐区流量从410t/h降低至220t/h左右并一直维持，即管内重油长期处于稳定层流状态，这就为液态水析出和沉集创造了有利条件。
③管道设计与布置
分析加氢重油从装置到罐区的管道设计和现场布置，为了节省空间，从装置到罐区沿途的11个膨胀节全部设计成垂直抬高的U形弯，而非水平弯。由于密度差和重力作用，液态水会在U形弯的底部沉聚和富集，膨胀节的U形弯和液态水聚集示意图如图3所示。
当第一个U形弯低点的液态水不断积累时，油水界面与底部管内壁的距离逐步增加，其边界层速度也在增加。当速度达到一定值、其动能大于势能和摩擦阻力后，边界层处的部分明水就被重油携带至第二个U形弯，这就使得本来已经有部分水积累的第二个U形弯低点处的水量进一步增加，并很快被重油带至第三个U形弯。如此连锁反应，在经过多个U形弯后逐步汇集成为一股较大量明水，这股明水直接进入储罐，在压力快速降低的同时又接触到130℃的热油，从而发生大量汽化，最终导致储罐超压撕裂。
设计、操作应注意事项
该储罐超压撕裂事故的直接原因为：上游装置汽提蒸汽温度降低导致加氢重油的水含量升高，输送流量降低之后在U形管路的低点形成了液态水的富集，最终较大量的液态水进入储罐汽化导致超压撕裂。基于该事故的原因，再结合该公司其他超压事故的分析，从设计、操作和维护等方面进行探讨，可采取优化措施避免重油储罐出现超压事故。
01
合理设计、配置罐顶呼吸阀
储罐的设计中，除了考虑正常的工艺需求外，还应考虑异常工况下所需的排气量和吸气量，重点应考虑极端天气、介质变化等异常情况下的工况，在投资成本不大幅增加的情况下，可适当多设置几台呼吸阀，从而保证储罐在绝大多数情况下都能正常呼吸、确保安全运行。
02
优化罐体保温
该案例中的重油储罐罐体保温材料是80mm硅酸铝，但顶部只是喷涂保温涂料，在暴雨、台风、冬季夜晚低温等极端天气情况下，罐内顶部的水蒸气冷凝落入高温油品中，再发生汽化突沸，此时的氮封也因储罐压力降低而大量补入，这就有可能导致超压。因此，高温重油罐可以设计为全罐体均采用硅酸铝包裹保温的形式。
03
优化储罐热电偶设置
储罐的热电偶通常只设置一只，安装高度距罐底0.5~1.5m不等，这种情况下测量温度并不能准确反映罐底介质的真实温度。根据现场手动测温的对比，罐底部最低温度与热电偶显示的温度差可达10~15℃，尤其是在进料口对侧远端的罐底处，温度与热电偶显示的温差能达到20℃以上，这就使得罐底处存水的概率大幅增加，从而增加突沸超压的风险。因此，可以在储罐的不同方位、不同高度增设热电偶，从而更全面、准确反映罐内介质的真实温度。
04
强化变更管理、提前预判和评估风险
操作参数的改变，短期内可能不会产生明显影响，但经过积累就有可能引发事故。该案例中，渣油加氢装置汽提蒸汽温度降低、装置送至罐区流量降低，都是在事故发生前2个月左右发生的，但经过一定时间才诱发了事故。要全方位对工艺参数变更后可能产生的影响进行分析，并进行相应的调整。
05
优化操作避免事故
精细化的管理和不断优化的日常操作可以很大程度上避免事故，提高储罐的安全运行水平：
一是适当提高储罐的操作温度，避开罐底存水的临界温度区域；
二是定期检查加热盘管、避免泄漏后蒸汽串入储罐；
三是对关联管线和介质进行盲板隔离、杜绝轻组分和气体串入；
四是定期检查消防泡沫阀门和管线、避免消防水泄漏进入储罐；
五是尽量活罐操作，长期不使用的罐尽量保持低液位，在重新进油时一定要缓慢接收；
六是管线检修、吹扫后重新投用，必须要脱水干净，有条件的还要甩一定量的油头后再引油进罐。
