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1、憋压（粗汽油罐）原因与预防 前言（1） 炼厂中间产品罐区，催化粗汽油罐收油时因憋压，翘底而损坏罐体、管线，是中间罐区的常见事故之一。1998年6月26日，中南某石化总厂烯烃厂ARGG装置首次投料试车，当日15时，粗汽油罐（T311-05）收稳定塔来粗汽油（不合格稳定汽油），收油流程如图1所示。18时，当班人员巡检至T311-05时，突然听到“嘭”的一声，T311-05的检尺口盖板被气浪冲开，检尺口发出“咝、咝”的气流声，罐体憋压、翘底，罐体摇晃。当班人员迅速报告调度，要求吸收稳定装置减少粗汽油的送出量，同时打通轻污油罐（T311-03）、粗汽油罐（T311-06）2罐的收粗汽油流程。因发现处理
2、及时，约10min后，T311-05憋压现象消失，经外观检查，罐体基本完好无损。但北向罐底周边脱离地基约15mm，南向罐壁因连接进出口管线，罐底周边与地基仅有松动现象。图1催化粗汽油罐收油流程示意图基本情况（2） 1、油罐基本情况制造日期：1998年3月规格和结构特征：V=500msup3/sup，拱顶计算容积：V656msup3/sup，?8200mm（内径），H=12436mm（罐壁高）2、罐体材料规格罐底板 Q235-AF 钢板=6罐壁板 Q235-AF 513806500罐顶板 Q235-AF 钢板=5包边角钢 Q235-AF 636363、技术要求（1） 本油罐按GBJ128-90立
3、式园筒形钢制焊接油罐施工及验收规范建造与验收。（2） 罐顶试验压力，正压2.16kPa，负压1.47kPa。此粗汽油罐为立式拱顶常压油罐，罐顶安装DN80液压安全阀1个，DN80全天候机械呼吸阀1个。液压安全阀、机械呼吸阀前均装有1个DN80波纹型阻火器。罐顶周边上还有1个DN150油孔和1个DN500人孔。 原因分析（3） 1、进罐粗汽油流量大且含大量液态烃中南某石化总厂烯烃厂ARGG装置稳定塔（T1304）塔底重沸器采用分馏塔（T1201）一中回流油作热源，正常操作时，塔底温度控制在150160，塔顶压力为0.91.0MPa。催化喷油初期，一中回流油温度、流量控制不稳定，一中回流泵常常抽空
4、，致使稳定塔底温度、液位难以控制平稳，稳定塔在装置开工与正常生产时的工艺参数对比见表1。当稳定塔底温度在130下即开始往粗汽油罐送油时，进罐粗汽油中会含有大量液态烃。为尽快升高塔底温度，操作上常加大塔底油抽出量，比正常流量大1.5倍左右。这样大流量、高蒸气压的粗汽油进罐，液态烃挥发，产生压力，是油罐憋压、翘底的主要原因。表1稳定塔部分工艺参数对比工艺参数装置开工时正常生产时流量/（t/h）塔底温度（）粗汽油蒸气压/ kPa5060130100354015560702、油罐呼出气量超过常压罐呼吸阀呼出气量此拱顶粗汔油罐的设计建造，未考虑到催化装置开停工时，油罐接收的粗汽油中会含有大量的高蒸气压的
5、液态烃。液态烃的挥发使油罐呼出气量超过常压罐呼吸阀的呼出气量。现国内呼吸阀对控制压力下，呼吸阀呼吸气量的计算，主要依据下列气体流量估算公式：Qsubya/sub=Qsubej/sub+1.2Vsubt/sub/273sub/sub （3-1）Qsubz/sub=Qsubef/sub+1.2 Vsubt/sub/273sub/sub （3-2）式中：Qsubya/sub呼出气体量，msup3/sup/h；Qsubz/sub呼入气体量，msup3/sup/h；Qsubej/sub油罐收油时油品的最大流量，msup3/sup/h；Qsubef/sub油罐发油时油品的最大流量，msup3/sup/h；
6、V气体空间的体积，msup3/sup；subt/sub气体空间的昼夜温差；无收油作业时，一天之内呼吸阀的呼（吸）时间，h；修正系数，考虑到由于罐内油气浓度变化使呼吸气体体积增加的系数，煤油罐取1.21.5，汽油罐或稳定汽油罐23。开工初期，在上述非正常工艺条件下，粗汽油罐之值将远远大于3。油罐的呼出气体量Qsubya/sub将远远大于设计条件下的呼出气体量。因而导致T311-05罐体憋压。3、油罐承压强度不够圆筒形钢制企罐的承压强度，按照石油化工立式圆筒形钢制焊接储罐设计规范，罐壁底部不被抬起的最大允许内压，可按下式计算：Psubmax/sub=12.5Q/Dsub2/sub式中：Psubma
7、x/sub罐壁底部不被抬起的最大允许内压，Pa；Q罐壁、罐顶以及它们支撑的构件（包括顶板）质量，kg；D储罐内直径，m。罐体材料越厚，质量越大，罐体承压能力越大。对上述粗汽油罐，罐壁底部不被抬起的最大允许内压Psubmax/sub一定。在上述非正常工艺条件下，粗汽油中挥发出的液化气量远远大于罐顶呼吸阀、液压安全阀的通气能力，油罐内的压力远远大于Psubmax/sub，从而导致罐体憋压。而罐底板，包边角钢的应力已超过其最大抗拉强度，致使包边角钢、底板变形，油罐翘底。 防止措施（4） 防止罐体憋压、翘底可从两个方面采取措施，一是对工艺操作和生产管理进行改进；二是对粗汽油罐罐体进行部分改造。1、改进
8、工艺操作和生产管理防止罐体憋压措施（1）催化装置开工初期，加强稳定塔的操作调整，力争做到将稳定塔底温度升至150以上，才往中间罐组送粗汽油，并控制粗汽油流量不要过大。这是避免粗汽油罐发生憋压的最主要的措施。（2）粗汽油罐收油时，罐区岗位提高警惕，对粗汽油罐作重点监护，安排专人在现场巡视检查，严禁无关人员和车辆进入罐区。发现憋压征兆，立即报告并采取措施。（3）操作上，粗汽油罐收油时，改单罐收油为二罐、三罐同时收油，增加气、液相空间，以减少单罐进油量和罐内液化气的挥发量。（4）定期对罐顶呼吸阀、液压安全闪、阻火器等进行解体检查，清除锈迹、蚊虫等杂物，确保油罐呼吸畅通，保证油罐安全附件完好。2、对粗
9、汽油罐罐体进行部分改造（1）考虑到罐顶所装DN80呼吸阀通气量不够，可在罐顶上再增装机械呼吸阀（下带波纹型阻火器），以增加单位时间内油罐的呼吸量。（2）油罐储存物料为催化粗汽油、凝缩油等，蒸气压较高，罐内压力产生的升力常常大于罐顶、罐壁及其构件的重力，为防止油罐翘底，可在罐底周边增设一定数量的锚栓。如图2所示。图2储罐锚栓安装示意图（3）催化粗汽油易挥发、蒸气压高。为提高油罐安全性，按照中国石化罐区标准化整改的要求，将拱顶的粗汽油罐改造为内浮顶油罐。在内浮顶油罐内，物料在浮顶的作用下，挥发量减少，且罐壁顶部开有通气孔，罐内气相空间直接与大气相连，油罐内一般不会憋压。 措施落实情况与结论（5）
10、1、该厂ARGG装置在1998年6月以后的几次开工统筹和操作中，加强催化装置与罐区装置的联系，精心调整分馏、吸收稳定系统的操作，尽量做到将稳定塔底温度升至150以上，才往中间罐组送粗汽油，且控制粗汽油流量不要过大。实践证明，这是避免粗汽油罐收油时憋压、翘底的最有效手段。2、罐区管理上，粗汽油罐收油时，改单罐收油为二罐、三罐同时收油。罐区操作员对其作重点监护，安排专人在现场巡视检查，以便及时发现憋压征兆，立即报告并采取措施。3、每年3月、9月对罐顶呼吸阀、液压安全阀、阻火器等进行1次解体检查，清除锈迹、蚊虫等杂物，保证油罐呼吸畅通，保证油罐安全附件完好。4、考虑到罐顶所装DN80呼吸阀通气量不够，经向设计院咨询，后采纳设计部门的建议，1999年3月，在粗汽油罐罐顶增装了一个DN150机械呼吸阀（下带波纹型阻火器），对增加单位时间内油罐的呼吸量有一定效果。DN150机械呼吸阀的安装位置选在罐顶DN500人孔盖板上。这样，可在不清罐的情况下，将DN500人孔盖板拆离罐顶，至固定动火区开孔改造后，再搬到罐顶进行安装。实践表明，在拱顶粗汽油罐未改造成内浮顶油罐前，上述防范措施落实到位，能有效防止粗汽油罐憋压，翘底现象的发生。2003年4月，该厂对罐区装置检修、技改时，已将拱顶的粗汽油罐改造成内浮顶油罐。从设备硬件上彻底解决了粗汽油罐的憋压、翘底问题，油罐的本质安全得以提高。（姜率维）