室蘭製油所 水素化分解装置（ＨＤＣ）室蘭製油所 水素化分解装置（ＨＤＣ）火災調査概要火災調査概要

２００６年３月１３日（月）室蘭事故調査委員会

2006. 3. 13.2006. 3. 13. 　室蘭製油所　事故調査委員会　室蘭製油所　事故調査委員会 2

発災装置の位置発災装置の位置

ｱﾝﾓﾆｱ出荷設備

サッカー場

野球場

北電

体育館

No.2HPU

RDS

No.2NAPTHAHDS

No.2PLATRERUN/SULF0LANE

T0PPER

NAPTHAHDS

KEROHDS

GOHDS

VACUUMFLASHER

No.1SRUNo.2SRU No.1HPU

FC

C

MH

CTC TU No.3

SRU

粗キシレン製造装置

５号ボイラー発電設備

J -0 J ETTY No1 FLARE

STACK J -2 J ETTYJ -3 J ETTY

H-1 J ETTY

H-2 J ETTY

H-3 J ETTY H-4

J ETTY

H-5 J ETTY

J -1 J ETTY

No2 FLARESTACK

発災装置発災装置

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モーター

高圧ドレン配管

吐出配管

吸込配管

中圧ドレン配管

ポンプ本体

低圧ドレン配管

中圧ドレン配管

破断面

台座内に保温材（ロックウール）

台座

モーターモーター

高圧ドレン配管

吐出配管

吸込配管

中圧ドレン配管

ポンプ本体

低圧ドレン配管

中圧ドレン配管

破断面

台座内に保温材（ロックウール）

台座

高圧ドレン配管

吐出配管

吸込配管

中圧ドレン配管

ポンプ本体

低圧ドレン配管

中圧ドレン配管

破断面

中圧ドレン配管

破断面破断面

台座内に保温材（ロックウール）

台座

発災ポンプ概略図発災ポンプ概略図

第１蒸留塔塔底油ポンプ第１蒸留塔塔底油ポンプ（８ＤＧ－２Ａ）（８ＤＧ－２Ａ）

破損面

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HDCHDC 概略フローと発災部位概略フローと発災部位

中間油

脱硫重油

スタビライザー

燃料ガス

水素

ナフサ

塔底油

第２蒸留塔

原料油（重油）

第１蒸留塔塔底油ポンプ

(8DG-2A)

加熱炉

セパレーター

発災部位

燃料ガス 第１蒸留塔

反応塔

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発災のメカニズム発災のメカニズム

亀裂が外部へ貫通し、微量の重油が保温材へしみ出し

運転の進行に伴いポンプ内部の重油温度が 210℃ を超え、酸化・発熱・蓄熱の繰り返しで温度上昇

自然発火温度の 410℃ を超えた

昭和昭和 5757 年の設置当初より、ドレン配管の年の設置当初より、ドレン配管の硬度が高く硬度が高く、、「硫化物応力割れ」「硫化物応力割れ」で亀裂が進行で亀裂が進行

亀裂が拡大・外部床面に漏洩し、火災発生

発災部上部の発災部上部の配管の一部が焼損、火災拡大配管の一部が焼損、火災拡大

１３：０７１３：０７火災発見火災発見

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発災の原因発災の原因

漏洩（中圧ドレン配管破損）のメカニズム　　 ドレン➢ 配管（３本）の硬化　　　　　　　 硬度Ｈｖ４６０　（通常硬度 ： Ｈｖ１７０～２５０）　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　Ｈｖ ： ビッカーズ硬度（硬度の測定方法・単位）

　　 水分と硫黄および応力の複合作用➢　　　　　 ⇒ 「硫化物応力割れ」により３本中の１本が破損

着火のメカニズム　　 原因は自然発火➢　　 保温材の介在による➢ 特殊な機構での自然発火　　　　　　　 酸化・発熱・蓄熱の繰り返しで自然発火

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着火のメカニズム着火のメカニズム着火要因　　①裸火、②電気火花、③高温物体、④落雷、⑤静電気、⑥自然発火

　　 ①～⑤は発災時の状況から可能性なし➢　　 ⑥自然発火の可能性➢　　　　　　　・内部重油温度　２５０℃　　　　　　　・自然発火温度　４１０℃

通常では自然発火しない通常では自然発火しない

◆ 保温材の介在による特殊な機構での自然発火【高圧ガス保安協会の断熱に関する基準（ KHKS 0802 （ 2005 ））にも記載】 開始温度 210℃重油の

保温材へのしみ出し

自然発火温度に到達

火災（繰り返し）（繰り返し）

酸化・発熱

蓄熱

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再発防止策再発防止策

（１）既存機器の硬度点検の実施（１）既存機器の硬度点検の実施硬度が高いことが懸念されるポンプの硬度確認硬度が高いことが懸念されるポンプの硬度確認（実施済み）（実施済み）

（２）ポンプ製作時の硬度確認（２）ポンプ製作時の硬度確認　　　・　　　・ ポンプ製作検査基準に、硬度測定を明確に記ポンプ製作検査基準に、硬度測定を明確に記載する載する

　　　・　　　・ 硬度測定結果を確認する硬度測定結果を確認する