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1CSB经典案例分析—美国威廉姆斯公司烯烃装置重沸器破裂导致火灾爆炸事故唐彬1天津市居安企业管理咨询有限公司何琛2上海于睿商务咨询有限公司1.事故摘要2013年6月13日，威廉姆斯公司烯烃装置的车间经理在与操作人员、维保人员进行每日例行早会时，了解到丙烯精馏塔重沸器A的骤冷水流量在过去的一天内缓慢下降。通过分析泵和热交换器的流量等数据，他们注意到整体的骤冷水循环率似乎受到了影响。一位比较有经验的生产监督对骤冷水系统进行现场检查评估，认为运行中的重沸器A（EA-425A）被污染可能就是问题所在，需要启用备用重沸器B（EA-425B）以修正骤冷水流量。生产监督尝试与生产经理见面讨论转换重沸器的问题，由于生产经理不在，生产监督决定返回现场继续观察骤冷水系统运行情况。CSB调查组判断，生产监督在早上8:33时很可能打开了离线备用的重沸器B上的骤冷水阀门，造成骤冷水流量迅速增加，约3min之后，重沸器B发生爆裂，如图1所示。丙烷和丙烯等物料从破裂的重沸器B和丙烯精馏塔破裂管线中喷射出来，形成大量可燃蒸气并被点燃，引发巨大火球，如图2所示。爆炸造成一名正在丙烯精馏塔附近区域工作的操作人员当场死亡，生产监督因严重烧伤于第二天死亡，还有167名威廉姆斯公司员工和承包商受伤。威廉姆斯公司报告称事故共造成超过13.6t的可燃碳氢化合物泄漏，大火持续了约3.5小时。装置停工18个月，于2015年1月重新投产。2图1：事故后重沸器B破裂照片图2：火灾爆炸现场照片32.事故背景2.1企业概况威廉姆斯公司成立于1908年，总部位于美国俄克拉荷马州塔尔萨，是一家能源基础设施公司，业务涵盖遍及北美的天然气、液化天然气管线和处理设施。威廉姆斯公司盖斯马烯烃装置位于美国路易斯安那州盖斯马市，最初由鲁姆斯公司设计，建于1967年，拥有员工约110人，主要为石化行业生产乙烯和丙烯。原设计的乙烯生产能力为2.7×105t/年，经过几年的发展，生产能力已增长至乙烯6.1×105t/年和丙烯3.6×104t/年。事故发生时，约800名承包商正在扩建项目现场作业，目的是将乙烯生产能力提升至8.8×105t/年。2.2烯烃装置工艺描述烯烃装置生产流程开始阶段，乙烷、丙烷首先进入裂解炉，转化成乙烯、丙烯和丁二烯、芳香族化合物、甲烷和氢气等副产品。裂解炉废气通过热交换器降温，然后进入骤冷塔，通过与骤冷水（从塔顶部向下喷射）直接接触进一步降温。通过后续工艺处理后，被冷却的气体进入一系列蒸馏塔，例如丙烯分馏塔将反应产物分离成单一组分。乙烯、丙烯、丁二烯和芳香族化合物等产品被运走销售。未反应的乙烷和丙烷重新循环至流程开始阶段。图3：烯烃装置工艺流程简图4与裂解炉高温废气直接接触的骤冷水来自封闭的水循环系统，如图4所示。裂解炉高温废气在骤冷塔内冷却过程中，本身热量传递给骤冷水，骤冷水温度升高，作为工艺流程中热交换器的热源，用于加热工艺物料，同时骤冷水温度降低。最后，冷却水系统进一步降低骤冷水温度，骤冷水重新循环至骤冷塔。由于骤冷水与工艺气体直接接触，气体中含有的焦油类产品（在裂解炉内形成）凝结进入骤冷水。骤冷水沉降器可以除掉大部分的焦油类杂质，但是还有一部分油质物料残留在骤冷水中。随着装置长时间的运行，这些杂质逐渐粘附并在工艺设备（例如热交换器管程）内部表面积累，形成污垢，导致热交换效率和骤冷水流量降低。图4：骤冷水系统2.3丙烯精馏塔重沸器丙烯精馏塔重沸器A和重沸器B均为管、壳程热交换器（如图5所示），管程侧的高温骤冷水加热蒸发壳程侧的烃类化合物物料（含约95%的丙烷和少量丙烯、C4，本文中把该混合物称作“丙烷”）。进入重沸器管程的骤冷水温度约85℃，进入重沸器壳程的丙烷温度约54℃。5图5：丙烯精馏塔重沸器丙烯精馏塔的原始设计是两台重沸器同时连续运行，当重沸器被污染并需要清洗时，要求丙烯精馏塔定期停止运行。2001年，威廉姆斯公司在重沸器管程和壳程的管线上均安装了阀门（如图6所示），同时只允许一台重沸器连续运行，另一台重沸器离线停止运行，作为备用，通过新增阀门与工艺流程隔离。这种配置方法可以实现清洗被污染重沸器的同时不影响丙烯精馏塔继续运行。由于威廉姆斯公司工艺安全管理程序方面存在的漏洞，没有预料到新增阀门还带来了新的工艺风险。如果新增阀门没有处在正确的开关位置（打开或关闭），重沸器与其保护性压力泄放阀（位于丙烯精馏塔顶部）之间可能被隔离。6图6：丙烯精馏塔原理图3.重沸器破裂/爆炸事故技术分析CSB调查组针对破裂的重沸器B进行了冶金学试验，发现丙烯精馏塔重沸器B失效导致裂缝，内部压力预测高达4.6~8.4MPaG。CSB调查组认为如此高的压力很可能是因为堵塞在重沸器B壳程内的液态丙烷热膨胀造成的，由于压力泄放阀被隔离，造成重沸器超压。最开始形成的裂缝快速发展为灾难性容器失效，导致BLEVE（沸腾液体膨胀蒸汽云爆炸）。3.1重沸器B失效2001年新增阀门安装完成后，威廉姆斯公司生产过程中只保持一台丙烯精馏塔重沸器运行，另一台重沸器离线作为备用。运行中的重沸器被污染后，操作人员启用备用重沸器，然后关闭、倒空、盲死并清洗被污染的重沸器。下一步，拆掉盲板，使用氮气为重沸器充压，保持入口和出口切断阀关闭，把备用、充氮的重沸器壳程与丙烯精馏塔工艺物料隔离，作为备用重沸器。7威廉姆斯公司在2012年2月对重沸器B进行了维护，充氮，通过出口、入口管线上的处于关闭状态的切断阀将其与工艺流程隔离，作为备用。CSB调查组判断，从2012年维护作业至事故发生当天这段时间（16个月）内，可燃液态丙烷在备用重沸器B壳程内聚集（如图7所示），原因可能是误操作打开阀门、切断阀内漏等。威廉姆斯公司没有安装监测重沸器内部工艺流体的仪表，导致操作人员不知道备用的重沸器B内存有液态丙烷。图7：丙烷意外进入重沸器B并聚集事故现场检查发现重沸器B管程高温骤冷水阀门处于打开状态，而壳程物料阀门处于关闭状态，造成重沸器B壳程与丙烯精馏塔顶部的压力泄放阀之间被隔离，意味着高温骤冷水的热量进入一个封闭系统。当重沸器B高温骤冷水阀门打开时，备用重沸器B壳程内的液态丙烷开始被加热，由于液体热膨胀作用造成液态丙烷体积增大，迅速充满壳程内剩余的蒸汽空间。由于重沸器B壳程空间堵塞受限，当液态丙烷体积不能继续膨胀，重沸器B壳程压力急剧升高，直到超过壳程的机械压力限值，造成重沸器B壳程超压失效。3.2BLEVEBLEVE，BoilingLiquidExpandingVaporExplosion，即沸腾液体膨胀蒸汽云爆炸，是一种由于装有高压液化气体的容器（液化气体温度高于常压沸点温度）突然发生灾难性失效造成8膨胀蒸气和沸腾液体爆炸性释放的现象，伴随着超压波，可能造成容器碎片抛射、损坏邻近设备设施和人员伤害。如果受压液体是可燃的，通常会形成火球或蒸汽云爆炸。液态丙烷热膨胀产生的高压造成重沸器B壳程破裂，壳程物料泄漏蒸发，并形成液体和蒸汽从破裂口加速喷射。作用在破裂口边缘的高压造成破裂口沿容器纵向增大，同时液体和蒸汽喷射泄漏迅速增大。持续的内部高压最终造成重沸器B壳程突然发生灾难性失效，形成巨大裂口。随着重沸器B壳程空间限制消失，壳程内的大部分物料压力突然降低至环境压力，液态丙烷温度远高于其常压沸点（约-42℃）。液态丙烷爆炸性的释放到周围环境中，丙烷蒸汽急剧膨胀，过热液体迅速蒸发。丙烷蒸汽遇到点火源，引发巨大火球，强烈冲击波把重沸器B圆柱形结构炸成平扁型，如图8所示。图8：重沸器B壳程事故后照片4.威廉姆斯公司工艺安全管理分析威廉姆斯公司工艺安全管理程序执行不力以及管理程序本身存在的问题，也是导致事故发生的原因。图9为事故发生前12年间威廉姆斯公司工艺安全管理活动及执行过程中存在的问题分析。9图9：工艺安全管理活动分析图（1）威廉姆斯公司没有针对涉及丙烯精馏塔重沸器的2项重要工艺变更（安装切断阀和增加铅封）进行充分的变更管理（ManagementofChange,MOC）和开车前安全审查（Pre-StartupSafetyReview,PSSR），没有有效评估和控制这些变更给工艺流程带来的所有风险。（2）威廉姆斯公司没有充分执行工艺危害分析（ProcessHazardAnalysis,PHA）过程中提出的行动项以及委托的工程服务公司进行压力泄放系统安全分析时提出的相关建议，没有采用压力泄放阀或管理控制措施为备用重沸器B提供有效的超压保护。（3）威廉姆斯公司在事故发生当天进行现场阀门操作前没有进行危害分析和建立操作程序。骤冷水阀门打开时，重沸器B壳程上没有超压保护，热量进入重沸器B，引起超压，最终导致重沸器B灾难性破裂。骤冷水系统污染是一个已知存在问题，威廉姆斯公司应事先建立详细的操作程序，明确骤冷水系统评估及离线设备清洗的方法。5.事故启示（1）超压保护对于所有的压力容器都是非常关键的保护措施，PHA小组必须确保所有的压力容器都具备有效的超压保护措施。对于内部压力可能超过设计标准限值的工艺设备，至少应配备一个压力泄放装置保护超压场景。（2）处于关闭状态的闸阀（切断阀）内漏，或者被误操作打开，都可能导致工艺物料引入10离线设备。采用更可靠的隔离方法（例如增加盲板）能够更好的防止离线设备发生工艺物料聚集现象。（3）企业应确保PHA小组识别出的安全问题需要采取的行动得到最终有效的执行，在关闭相关问题前应进行现场确认。（4）变更管理应从整个工艺流程的角度分析变更可能带来的危害。与PHA类似，变更管理审查需要跨专业、跨学科的分析团队，帮助识别工艺变更带来的危险。在实施现场改造前必须进行变更管理程序，不应把变更管理看作文字工作。（5）PSSR是验证设计意图是否得到有效执行、工艺安全信息准确性和现场设备是否正确安装和设置的关键活动。装置投产前应进行彻底的、有效的PSSR。6.CSB调查组建议（1）威廉姆斯公司烯烃装置应开展一项持续改进的工艺安全管理项目，进行定期的工艺安全文化评估（至少每5年进行一次），可参考CCPS出版的GuidelinesforAuditingProcessSafetyManagementSystems第4章内容。确保该项目得到项目组（至少包括安全健康人员代表、管理层代表、操作和维保人员代表）的监督和支持。应建立一项长久的工艺安全指标项目，追踪领先的及落后的工艺安全指标。可参考CCPS出版的GuidelinesforProcessSafetyMetrics，合理设计工艺安全指标，评估MOC/PSSR/PHA等活动的有效性，包括完成质量和完成度。应开展一次可靠的、完整的工艺安全项目评估（至少每3年进行一次），至少应包括MOC/PSSR/PHA和操作规程等要素，由第三方专家主持，确保彻底评估这些关键安全要素的有效性。（2）美国石油学会API为了预防类似特殊运行状态下压力容器破裂事故的发生，建议完善API521Pressure-relievingandDepressuringSystems，明确不同类型的设备运行状态，包括“备用”和“停用”的定义，规定不同类型设备运行状态下的压力泄放要求。为了预防类似由于无效或失效的管理控制措施引发压力容器破裂而导致的重大事故，建议11API521Pressure-relievingandDepressuringSystems明确要求超压场景（容器内部压力可能超过设计限值）需要的压力泄放装置。虽然标准中有些部分已经规定了超压场景需要的压力泄放装置，但是其他部分，例如“4.4.12水力膨胀”部分没有规定类似的超压保护，允许使用管理控制措施，忽略压力泄放装置。水力膨胀正是导致威廉姆斯公司重沸器超压事故的主要失效模式。