一起液化石油气钢瓶爆炸事故原因技术分析

杨凤琦，王文，李淑娟，丁宪振，丛晓，

1.山东省特种设备检验研究院有限公司（山东 济南 250101）

2.龙口市市场监督管理局（山东 龙口 265700）

液化石油气是原油蒸馏或其他石油加工过程中所得到的各类烃类化合物，包括丙烷、丙烯、丁烷、丁二烯、异丁烯等，经加压降温并添加一定量的硫化物成为一种带有明显臭味的无色透明液体。其闪点低，引燃能力小，爆炸下限低，具有燃烧速度快，火焰温度高、易发生爆炸、复爆危险性大等特点[1-3]。作为燃料的液化石油气，盛装在制造、使用、维修保养等方面存在安全质量问题的钢瓶中，在使用过程中容易引起钢瓶破裂，液化石油气泄漏、扩散，引发火灾爆炸事故，造成人员伤亡及财产损失[4-5]。

1 事故概述

2018年12月，某餐馆一液化石油气钢瓶在使用过程中发生爆炸起火，造成人员伤亡及财产损失。据现场调查，现场只发生一次爆炸，爆炸前未见起火，爆炸后钢瓶被炸到距原来放置钢瓶位置5 m左右，爆炸现场有明显爆炸燃烧的痕迹。

经调查，钢瓶无任何出厂资料及使用技术资料，钢瓶主体材料牌号不明，规格为Φ314 mm×3 mm，充装介质为液化石油气，钢瓶充装时间为2018年12月28日19时许；钢瓶充装量15 kg；发生爆炸时间为2018年12月29日13：30分左右，现场人员表示该事故钢瓶已经开始使用。

2 宏观检查

经宏观检查可见钢瓶保护罩结构为螺纹连接到钢瓶本体结构，如图1（a）所示，钢瓶整体有过火痕迹，下封头中心部位存在一塑性爆口，爆口张开长约350 mm，最大张口处宽约40 mm，且最大张口处壁厚最薄，判断此处为初始爆口，此处断面与下封头原始表面大致呈45°，属于典型的韧性断口；钢瓶下封头外表面存在大量垢状物及腐蚀产物，爆口附近去除垢状物及腐蚀产物的区域可见大量密集腐蚀坑；解剖钢瓶后发现钢瓶内表面无明显腐蚀，密封处结构未发生破坏，如图1（b）—（e）所示。

图1 钢瓶外观及爆口形貌

爆炸钢瓶中部环焊缝上侧紧贴焊缝处测得该钢瓶周长约为1 040 mm（外径约为331 mm），如图1（f）所示。下封头未塑性变形腐蚀处厚度测量平均值为2.10 mm，小于钢瓶设计壁厚。不考虑钢瓶中部及上部的不圆度，筒体下部目视可见较明显的胀粗，由于中部环焊缝的拘束作用，钢瓶筒体端部胀粗严重而中部较轻。同时，钢瓶底座、下封头及筒体下侧端部变形，不再保持圆形截面。钢瓶底座与下封头通过近似均布的三处角焊缝连接，且张口最大、壁厚最薄的初始爆口位于三处焊接部位的中间区域。

3 理化检验

3.1 化学成分分析

从爆炸钢瓶下封头处取样，按照标准GB/T 4336—2016《碳素钢和中低合金钢火花源原子发射光谱分析方法（常规法）》对其进行光谱分析，检测结果见表1，其中硅元素含量超过标准要求，但在标准GB/T 222—2006《钢的成品化学成分允许偏差》[6]要求的测量偏差允许范围内，结果见表2。元素含量检测结果符合材料标准GB 5842-2006《液化石油气钢瓶》的规定[7]。

表1 爆炸钢瓶化学成分

表2 化学成分允许偏差

3.2 金相检测

从初始爆口对应部位及正常部位取样，对垂直及平行于断口方向的截面进行金相检验，如图2（a）所示。检测发现钢瓶材料金相组织为块状及针状铁素体+粒状贝氏体+少量珠光体[8]，其中爆口处晶粒明显因塑性变形而被拉长，塑性变形方向由钢瓶内表面向外表面，爆口处晶粒有明显变形且氧化皮脱落部位的厚度约为1.338 mm，如图2（b）—（g）所示。

3.3 断口分析

从图2（a）中的初始爆口对应部位取样，对初始爆口断面进行扫描电镜检测。断口被大量腐蚀产物覆盖，使用无水乙醇对断口进行超声清洗后，在断口处发现大量韧窝，断口呈韧断形貌，如图3（a）—（b）所示。

图2 断口及正常部位附近金相组织

图3 断口形貌

3.4 能谱分析

从图2（a）中的初始爆口对应部位取样，对初始爆口断面进行能谱检测。发现断口表面附着物主要化学成分为钙、镁、氯、硫等元素，结果见图4及表3。

图4 断口表面能谱分析

表3 断口表面附着物能谱分析结果

4 强度计算

4.1 钢瓶筒体胀粗所需最低压力

因钢瓶筒体已经部分胀粗，说明筒体材料已经历屈服阶段，并发生了塑性变形。根据GB 5842—2006《液化石油气钢瓶》，钢瓶筒体处壁厚与内压的关系为：

式中：P为钢瓶筒体承受的内压，MPa；T为钢瓶筒体壁厚，mm，取测量壁厚3.00 mm；Di为钢瓶内直径，取值314 mm；ReL为钢瓶材料的屈服强度，取HP235材料的最低屈服强度235 MPa。

钢瓶筒体胀粗所需的最小内压为4.45 MPa，该压力高于GB 5842—2006规定的液化石油气钢瓶的公称工作压力2.1 MPa。

4.2 满液时钢瓶内的压力变化情况

液化石油气钢瓶内部的压力随着温度的变化而变化。钢瓶未满液时，其内部的压力为该温度下液化石油气的饱和蒸气压，满液后钢瓶内的压力随着介质温度的上升而急剧升高。由于爆炸钢瓶内介质温度无法考证，现计算钢瓶内介质温度在0～30℃变化时，满液钢瓶内压力变化情况。

满液情况下，介质及钢瓶温度每升高1℃，钢瓶内压力升高幅度为：

式中：β为钢瓶内介质在t1至t2时的平均体积膨胀系数（℃-1），β=，β1、β2分别为温度t1=0℃、t2=30℃下的膨胀系数。查表得，一般情况下液化石油气（65%丙烷+35%异丁烷）0℃与30℃时的体积膨胀系数分别为0.002 15、0.002 66，因此，β=0.002 41。β0为钢瓶的线膨胀系数，取1.2×10-5℃-1；α为钢瓶内介质在t1和t2时的平均体积压缩系数（MPa-1），，α1、α2分别为温度t1、t2下的压缩系数。查表得，一般情况下液化石油气0℃与30℃时的体积压缩系数分别为0.001 07、0.001 38，故α=0.001 23。Fv为钢瓶的容积增大系数，在压力不超过材料的屈服极限时，Fv由钢瓶的外、内径之比值K确定，对此，取K=1.02，Fv=4.74×10-4MPa-1。

因此，在0～30℃，满液钢瓶内介质温度每升高1℃压力升高1.39 MPa，直至材料发生塑性变形。

4.3 下封头腐蚀后可承受内压

根据金相检测，爆口处晶粒有明显变形部位且氧化皮脱落部分的厚度约为1.338 mm。不考虑安全系数的前提下，钢瓶椭圆形封头壁厚与其可承受内压的关系为：

式中：T为钢瓶椭圆形封头的厚度，取1.33 mm；P为钢瓶椭圆形封头可承受的内压，MPa；Di为钢瓶内直径，取标准内径314 mm；Rm为钢瓶材料的抗拉强度，取抗拉强度最低值380 MPa；K为椭圆形封头的形状系数，K取0.8。

因此，钢瓶封头为1.338 mm时，爆破前可承受的内压为：

4.4 未满液时钢瓶承受内压所需壁厚

未满液时，钢瓶内压力为某一温度下液化石油气的饱和蒸气压。GB 5842—2006规定液化石油气钢瓶的适用温度为-40～60℃。按照《气瓶安全监察规程》规定充装的液化石油气钢瓶，在介质温度不高于60℃时，瓶内压力为该温度下介质的饱和蒸气压。极限条件下，60℃时液化石油气的饱和蒸气压一般为1.57 MPa。则承受此压力而不致爆裂所需的最小壁厚为：

因此，未满液时，只需0.52 mm的厚度即可承受60℃时液化石油气的饱和蒸气压。而从爆口处金相组织可知，爆口处晶粒有明显变形部位的厚度大于0.52 mm，因此，排除了爆裂前钢瓶内存在气相空间的可能，即爆裂前钢瓶已经满液，导致爆裂的压力主要由满液后的液化石油气膨胀提供。

5 分析与讨论

1）由宏观检查知，钢瓶与瓶阀连接处的密封结构未损坏，钢瓶筒体胀粗且下封头塑性变形开裂；由金相组织分析知，爆口处发生了明显的塑性变形，方向由钢瓶内表面到外表面；断口处扫描电镜分析可知，钢瓶发生了韧性断裂。由气瓶爆口形态及钢瓶整体损伤状态推断，此钢瓶发生了物理超压爆破。爆破导致液化石油气泄漏，遇明火爆燃从而爆炸发生。

2）由GB 5842—2006，钢瓶最大充装量为14.9 kg。15℃达到最大充装量时，钢瓶内液相空间约为85%。由于液化石油气来源组分不稳定，从安全出发，宜按体积变化百分数大的C3类计算。充装量为14.9 kg的该钢瓶满液时，由以下公式计算：

式中：V1、V2为单一液体在温度t1、t2时的体积，V1取30.175 L，V2取35.5 L，t1取15℃；β为单一液体在温度t1升到t2时的平均体积膨胀系数，取0.003℃-1。

计算可得t2为73.82℃，为满液时介质温度。即钢瓶在正常充装状态下，下封头发生塑性变形时钢瓶内介质温度应超过73.82℃，超过钢瓶正常使用温度-40～60℃范围。若钢瓶未充装过量，导致下封头塑性变形的瓶内压力来源于热源加热且介质温度要升高到73.82℃以上，根据钢瓶位置及爆炸过程，钢瓶不可能受到高温热源加热，可判断该钢瓶充装过量。

3）分析可知，在0～30℃使用温度范围内，满液时钢瓶内介质温度每升高1℃压力升高约1.39 MPa。假设0℃时充装过量，满液钢瓶内压力为公称工作压力2.1 MPa时，介质温度只需上升1.39℃，钢瓶内压力即可超过4.03 MPa。

分析表明，该钢瓶充装过量，同时钢瓶上封头壁厚减薄严重，瓶内介质温度升高后导致钢瓶上封头首先爆裂泄漏，从而导致事故的发生。