Комитет по чрезвычайным ситуациям МВД Республики Казахстан Кокшетауский технический институт
Кафедра Пожарной профилактики
«Допущен к защите»
Начальник кафедры пожарной профилактики __________________ Карменов К.К.
ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ
На тему: «Анализ пожарной опасности и противопожарная защита технологического процесса в ТОО «Костанайская нефтебаза»
по специальности 5В 100100 «Пожарная безопасность»
Выполнил __________________________ Бекетов Н.С.
Научный руководитель
полковник п/п. службы _____________ Тимеев Е.А.
Комитет по чрезвычайным ситуациям МВД Республики Казахстан Кокшетауский технический институт
Факультет очного обучения
Кафедра Пожарной профилактики ЗАДАНИЕ
по подготовке дипломной работы (проекта) по специальности
5В 100100 «Пожарная безопасность»
1. Тема « Анализ пожарной опасности и противопожарная защита технологического процесса в ТОО «Костанайская нефтебаза»
Утверждена приказом по институту № 157 от « 10 » сентября 2014 г.
2. Срок сдачи законченной работы (проекта) «04» мая 2015 г.
3. Исходные данные к работе (проекту) проект нефтебазы
4. Краткое содержание или перечень подлежащих разработке вопросов, сроки выполнения разделов:
№ п/п
Наименование раздела Срок
исполнени я 1 Сбор материалов для написания дипломного проекта 01.12.2014
2 Введение 10.12.2014
3 Описание характеристики технологического процесса нефтебазы 20.12.2014 4 Анализ пожарной опасности технологического процесса производства 15.01.2015 4.1 Анализ пожаровзрывоопасных свойств веществ и материалов,
обращающихся на нефтебазе
23.12.2014 4.2 Анализ пожаровзрывоопасности при выходе нефтепродуктов наружу 30.12.2014 4.3 Анализ причин повреждения технологического оборудования 05.01.2015 4.4 Анализ характерных производственных источников зажигания 10.01.2015 4.5 Анализ путей распространения возможного пожара 15.01.2015
5 Экспертиза генерального плана нефтебазы 10.02.2015
6 Расчет категории по взрывопожарной и пожарной опасности производства 20.02.2015
7 Разработка проекта противопожарной защиты 05.03.2015
8 Экономическая эффективность предлагаемых инженерно-технических мероприятий
10.03.2015 9 Оформление пояснительной записки дипломного проекта 15.03.2015 10 Выполнение графической части и разработка презентации 25.04.2015
11 Посещение объекта защиты 20.04 2015
12 Предварительная защита 05.05.2015
5. Дата выдачи задания 10.09.2014 г.
6. Утверждаю (нач.кафедры) подполковник п/п.сл. Карменов К.К.
7. Руководитель подполковник п/п.службы Тимеев Е.А.
(должность; ф., и., о.; подпись; дата)
8. Задание принял к исполнению Бекетов Н.С.
(дата, подпись слушателя)
9. Консультанты:
По разделу экономическое обоснование
подполковник противопожарной службы Бейсенгазинов Р.А.
По графической части
подполковник противопожарной службы Карденов С.А.
Содержание
Введение...5
1. Краткая инженерно-техническая характеристика склада нефти и нефтепродуктов...7
1.1. Электроснабжение склада...7
1.2. Водоснабжение склада...8
1.3. Описание технологического процесса производства...9
1.3.1. Описание технологического процесса светлых нефтепродуктов...10
2. Анализ пожарной опасности склада нефти и нефтепродуктов...12
2.1. Оценка пожаровзрывоопасных свойств веществ, обращающихся в производстве...12
2.1.1. Свойства бензинов...12
2.1.2. Свойства керосинов и дизельных топлив...13
2.1.3. Свойства нефтей...14
2.2. Оценка пожаровзрывоопасности среды внутри аппаратов при их нормальной работе...15
2.3. Пожаровзрывоопасность аппаратов, при эксплуатации которых возможен выход горючих веществ наружу без повреждения их конструкций...18
2.3.1. Оценка зоны загазованности склада в результате...22
работы сливо-наливных эстакад...22
2.4. Анализ причин повреждения аппаратов и трубопроводов, разработка необходимых средств защиты...24
2.4.1. Анализ характерных причин повреждения технологических...27
установок насосных станций по перекачке нефтепродуктов...27
2.5. Анализ возможности появления характерных...30
технологических источников зажигания...30
2.5.1. Оценка опасности первичных и вторичных проявлений...31
атмосферного электричества...31
2.5.2. Оценка опасности образования статического электричества...32
2.5.3. Оценка опасности образования искр механического происхождения. ...33
2.5.4 Оценка опасности образования пирофорных соединений...34
2.5.5. Оценка опасности образование искр электрооборудования...35
2.6. Возможные пути распространения пожара...36
3. Разработка профилактических мероприятий по защите...40
3.1. Определение категории производств по взрывопожарной и пожарной
опасности помещений с жидкостями...40
3.2. Молниезащита и защита от статического электричества...43
3.3. Ликвидация горючей среды...46
3.4. Расчет гравийного огнепреградителя...47
3.5. Защита от коррозии подземных трубопроводов...49
3.6. Защита аппаратов и оборудования от разрушения...50
3.7 Организационные мероприятия...51
4. Технико-экономические показатели принятых решений...53
по противопожарной защите...53
Заключение...58
Литература...59
Введение
Современное общество осуществляет планомерное и гармоничное развитие отраслей объектов хозяйствования, относящихся к производственной сфере. Более высокими темпами развиваются отрасли, обеспечивающие технический прогресс. Формируются и развиваются крупные территориальные производственные комплексы. Происходят глубокие качественные изменения в технологии ряда производств, что нередко сопровождается повышением пожаровзрывоопасности.
Механизация, автоматизация, электрификация технологических процессов связана с развитием электрокабельного хозяйства, которое нередко является местом, где происходят пожары.
Глобальную значимость экономическому комплексу республики придают сегодня, прежде всего, богатые запасы углеводородного сырья.
Однако общие запасы казахстанской нефти намного больше, поскольку значительная ее часть сосредоточена в шельфе Каспийского моря.
В нефтеперерабатывающей, нефтехимической и химической отраслях промышленности происходит усложнение, укрупнение и комбинирование технологических установок, что также повышает пожарную опасность этих производств. Увеличение объемов добычи, транспорта, хранения и переработки нефти, производства, транспорта, хранения и потребления нефтепродуктов вызывает непрерывное увеличение объемов резервуарных парков. Естественно, встает вопрос пожарной безопасности такого рода объектов.
Резервуары для нефти и нефтепродуктов относятся к промышленным сооружениям повышенной пожарной опасности. Осуществляемая на практике система противопожарных мероприятий, регламентированная различными нормативными документами, должна быть в дальнейшем усовершенствована, особенно в связи с внедрением новых резервуаров среднего и большого объема. Пожары нефти и нефтепродуктов в резервуарах, как правило, являются сложными и крупными, ликвидируются с большим трудом, наносят значительный материальный ущерб. Организационно-техническая готовность к тушению таких пожаров является одной из важных задач гарнизонов пожарной охраны.
Из анализа научно-исследовательских работ и материалов исследования пожаров следует, что многие наблюдаемые на практике процессы возникновения и развития пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарах уже могут быть объяснены и предсказаны на основании
основу для научно обоснованного решения практических вопросов пожарной безопасности нефтеперерабатывающих объектов.
С резким увеличением размеров резервуаров их пожарная опасность и методы борьбы с ней претерпевают весьма существенные изменения.
Именно с разработкой и внедрением крупных резервуаров, в том числе с понтоном и плавающей крышей, стала особенно ощутима потребность изучения проблемы в условиях, когда пожарная безопасность должна обеспечиваться не только специальными противопожарными правилами, устройствами и установками, но и учетом пожарно-технических вопросов на всех стадиях проектирования, сооружения и эксплуатации резервуаров.
1. Краткая инженерно-техническая характеристика склада нефти и нефтепродуктов
Склад нефти и нефтепродуктов расположен в г. Костанай и относится к IIIа группе складов нефти и нефтепродуктов, так как ее общая вместимость светлых и темных нефтепродуктов составляет 6600 м3. Год постройки 1976.
На территории склада размещены следующие производственные и вспомогательные помещения: административно-бытовой корпус, лаборатория, склад, подстанция, насосная пожаротушения, проходная, автогаражи, операторная, насосная станция светлых нефтепродуктов.
Все здания II степени огнестойкости.
В резервуарном парке размещены резервуары светлых и темных нефтепродуктов. Резервуарный парк огражден валами (материал — суглинок), рассчитанными на гидростатическое давление разлившихся жидкостей по границе. По периметру высотой — 1,2 м. Вокруг резервуарного парка предусмотрен проезд шириной 3,5 м для проезда пожарных машин.
Все резервуары имеют стационарные крыши.
Склад нефти и нефтепродуктов охраняется отделением численностью 4 чел. Тип ограждения — железобетонные плиты.
Протяженность ограждения по периметру территории склада.
Диспетчерский пункт склада, на который поступает первичный сигнал о пожаре, прямой связи с ПСЧ не имеет. Используется телефонная связь. Вызов работников склада, задействованных в мероприятиях по тушению пожара производится по отдельно разработанному графику.
Сбор дополнительных сил и средств для тушения пожара осуществляет ПСЧ согласно расписания выездов.
1.1. Электроснабжение склада
Освещение склада — электрическое. Количество получаемой электроэнергии - 800 (2873) тыс. кВт·ч в год.
Характеристика внешней электролинии:
Тип
электролинии
Напряж.
(кВ)
Протяженно сть (м)
Марка провода,
Сечение провода,
Тип опор
Воздушная 10 100 АС 50 50 Анкерн.
Кабельная 10 48 ААл 150 3 х 150 —
Внутрибазовые электросети:
Тип
электроли нии
Напряж.
(кВ)
Общ.
протяж.
(км)
Марка провода, кабеля
Сечение провода, кабеля
Тип опор Кол-во опор Силовые сети
Воздушн. — — — — — —
Кабельн. 0,4 4,7 АВВГ 4 х 4 — —
в т.ч. по объект.
0,4 6,3 АкВВГ 2,5 х 27 — —
Охранное освещение
Воздушн. — — — — — —
Кабельн. 0,4 0,8 АПВВГ 25 мачты 6
Имеется трансформаторная подстанция мощностью 400 кВт.
Количество трансформаторов - 2. Марка трансформаторов ТС 400 10/0,4.
Установленная мощность 1847 (736) кВт. Для питания насосов, отпуска нефтепродуктов на железнодорожные и автоналивные эстакады при отключении основных вводов предусмотрена дизельная электростанция с генератором мощностью 200 кВт (ТП 407-1-76).
1.2. Водоснабжение склада
В целях обеспечения наружного пожаротушения склад обеспечен кольцевой водопроводной сетью диаметром 150 мм с постоянным давлением 2 атм, питающейся от городского водопровода и противопожарным водопроводом диаметром 150 мм с давлением 6 атм., обеспечиваемым пожарной насосной станцией, расположенной в отдельном здании.
На территории резервуарного парка имеется 6 пожарных гидрантов.
Один пожарный гидрант расположен на расстоянии 150 м от обвалования, установленный на кольцевой сети диаметром 150 мм.
Имеется два сборных железобетонных резервуара емкостью по 1000 м3 каждый для воды, а также два резервуара с раствором пенообразователя емкостью по 100 м3.
Для подачи раствора пенообразователя передвижной техникой предусмотрен растворопровод с установленными на нем 6 гидрантами.
Раствор пенообразователя в растворопровод и систему стационарного пожаротушения подается пожарной насосной станцией.
Внутреннее пожаротушение осуществляется от внутренних пожарных кранов, установленных в административно-бытовом корпусе.
1.3. Описание технологического процесса производства
Склад нефти и нефтепродуктов ТОО «Костанайская нефтебаза»
осуществляет прием, хранение и отпуск нефтепродуктов потребителям.
Весь процесс технологического производства склада можно условно разбить на четыре условных участка со специфическими технологическими процессами и аппаратами:
I — Участок сливо-наливных эстакад;
II — Зона резервуарного парка;
III — Зона розничного отпуска;
IV — Зона административно-бытовых и вспомогательных зданий.
1. Участок сливо-наливных эстакад:
– две ж/д одностороннии эстакады для светлых и темных нефтепродуктов каждая с 4 стояками;
– насосная станция для перекачки нефтепродуктов, расположенная в одноэтажном здании;
– пункт приема отработанных масел;
2. Зона резервуарного парка:
6 РВС и 8 РГС. Из них РВС по 1 тыс. м3 – для дизельного топлива; 2 – 1 тыс. м3 – для бензина; 3 – 1000 м3 – для нефти; РГС 8 по 75 м3 – для нефтепродуктов.
В зоне резервуарного парка находится площадка фильтров грязеуловителей и учета.
3. Зона розничного отпуска:
Станция полуавтоматического налива светлых нефтепродуктов с насосной и операторной; автоналивная эстакада на 3 стояка.
4. Зона административно-бытовых зданий:
– административно-бытовой корпус – 2-х этажное здание;
– лаборатория;
– котельная с 2 паровыми котлами, резервуаром на 100 м3 для топочного мазута;
– мастерская;
– бытовой корпус с душевыми;
– станция автоматического пожаротушения (ПНС), одноэтажное здание;
1.3.1. Описание технологического процесса светлых нефтепродуктов
Нефтепродукты доставляют на склад железнодорожным транспортом. Прием нефтепродуктов осуществляется круглосуточно сливо-наливной железнодорожной односторонней эстакадой на 8 вагонов- цистерн для операций по раздельному сливу-наливу трех групп нефтепродуктов из железнодорожных цистерн. Эстакада оборудована сливо-наливными устройствами УСН-175 (4 шт.), обеспечивающими слив- налив через верх и слив через низ цистерн, а также манифольдами, по которым осуществляется разделение по видам и сортам нефтепродуктов.
Имеются переносные подогреватели для подогрева печного топлива при сливе.
Транспортировка нефтепродуктов в резервуары осуществляется насосной станцией.
Насосная станция оборудована насосами маркой:
12 НДС — 2 шт.;
6 НДВ — 1 шт.;
6 НКЭ 9х1 — 1 шт.;
АСВН-80 — 4 шт.
В процессе работы насосного агрегата ведется автоматический контроль всех параметров, и при определенных отклонениях фиксируется причина повреждения, в связи с которой произошло отключение агрегата.
Далее, насосами через узлы задвижек, по трубопроводам нефтепродукты подают в резервуары для хранения. Хранение нефтепродуктов производится в стальных наземных вертикальных резервуарах со стационарной крышей типа РВС и горизонтальных наземных резервуарах РГС.
Все резервуары оборудованы соответствующим оборудованием и КИПиА, а именно:
— дыхательными клапанами;
— гидравлическими клапанами;
— уровнемерами типа УДУ-5;
— пробоотборниками типа ПСР-4;
— хлопушками с боковым управлением;
— люками световыми;
— люками-лазами;
— люками замерными;
— приемо-раздаточными патрубками с соответствующими диаметрами задвижек;
— молниеприемниками;
— пенокамерами с пеногенераторами ГПС-2000;
— сифонными водоспускными кранами.
От резервуарного парка до автоналивной эстакады проложены технологические трубопроводы на каждый вид нефтепродукта раздельно.
Станция полуавтоматического налива светлых нефтепродуктов в автоцистерны построена по типовому проекту ТП 402-12-49 и состоит из 3 островков со спаренными наливными устройствами под навесом и операторной. Для отпуска светлых нефтепродуктов смонтированы автоматические станции налива АСН-5Н с дистанционным управлением из операторной. Производительность автоколонок — 30 м3/ч. Отпуск нефтепродуктов на автоналивной эстакаде производится в течение 8-ми часового рабочего дня.
1.3.2. Описание технологического процесса темных нефтепродуктов
Темные нефтепродукты доставляются на склад железнодорожным транспортом. Для слива темных нефтепродуктов установлены нижне- сливные приборы УСН-175 с паровой рубашкой. Для перекачки масел установлены насосы РЗ-30 (роторно-зубчатые) и ШФ20-25А (шестереночные). После насосной станции темные нефтепродукты поступают в маслоблок.
1.3.3. Описание технологического процесса производственных стоков
Производственные стоки проходят через нефтеловушки и после предварительной очистки поступают в канализационную насосную станцию (КНС), откуда перекачиваются насосом в пруд-испаритель.
Хозяйственно-фикальные стоки поступают в первую камеру канализационной насосной станции, откуда перекачиваются в отстойник для предварительного отстаивания, оттуда самотеком поступают во вторую камеру канализационной насосной станции и в пруд-испаритель. В пруде-испарителе происходит испарение производственных и
2. Анализ пожарной опасности склада нефти и нефтепродуктов 2.1. Оценка пожаровзрывоопасных свойств веществ, обращающихся в
производстве.
Пожарная безопасность склада может быть обеспечена только с учетом и использованием характерных свойств горючести нефти и нефтепродуктов, т.е. показателей пожарной опасности, определяющих условия возникновения, развития и прекращения горения.
В соответствии с требованиями по определению показателей пожарной опасности веществ и материалов при оценке пожарной опасности нефти и нефтепродуктов необходимо определить: группу горючести, температуру вспышки, температуру воспламенения, температуру самовоспламенения, скорость выгорания, скорость прогрева при выгорании, характер взаимодействия горящего вещества с водопенными средствами тушения, область воспламенения в воздухе, максимальное давление взрыва, категорию взрывоопасной, смеси, минимальную энергию зажигания, минимальное взрывоопасное содержание кислорода, нормальную скорость горения.
2.1.1. Свойства бензинов.
Бензины — бесцветные легковоспламеняющиеся жидкости, представляющие собой сложные смеси легких углеводородов с температурой начала и конца кипения соответственно 35-40 С и 180-185
С.
Содержание индивидуальных углеводородов в бензиновых парах составляет, % (по объему):
этана — 1,7-4,7
пропана — 6,2-14,8
бутана — 33-46,9
пентана — 27-34,4
гексана — 7,8-23,5
и более тяжелые углеводороды, содержание которых достигает 85-90%
объема всей смеси.
Молекулярная масса паров составляет 63-65,9 кг/кмоль и в среднем может быть принята равной 65 кг/кмоль.
Нижний и верхний концентрационные пределы воспламенения паров (в % по объему) составляют соответственно 1,6-1,7 и 7,0-7,9 и могут быть приняты равными 1,6% и 7,9%.
Бензины могут быть автомобильные, авиационные и растворители.
По методам получения они делятся на бензины прямой перегонки, термического крекинга, каталитического крекинга и риформинга.
Бензины при горении прогреваются в глубину, образуя все возрастающий гомотермический слой. Скорость нарастания прогретого слоя 70 см/ч, температура этого слоя 80-100С, скорость выгорания 20-30 см/ч, температура пламени 1200С. Однако, при горении в больших промышленных резервуарах, бензин в глубину не прогревается.
2.1.2. Свойства керосинов и дизельных топлив
Керосины — горючие жидкости. К нефтепродуктам типа керосинов относятся осветительный и тракторный керосины и авиационное реактивное топливо различных марок с пределами кипения 150-250С.
Дизельное топливо — средние и тяжелые фракции нефти, используемые в качестве топлива для быстроходных и тихоходных транспортных и стационарных двигателей. Дизельное топливо вскипает при температуре до 300-350С.
Осветительный керосин имеет температуру вспышки 48-58С, температура самовоспламенения его достигает 250-265С.
Осветительные керосины имеют плотность 810-834 кг/м3.
Температурные пределы воспламенения осветительного керосина:
нижний 45-57С, верхний 86-87С. Концентрационные пределы воспламенения: нижний 1,4% (об.), верхний 7,5% (об.).
Дизельное топливо всех марок имеет температуру вспышки более 45С и, в основном, относятся к горючим нефтепродуктам.
Показатели пожарной опасности дизельного топлива:
Вид
дизельного топлива
Плотность, кг/м3
Температура, С Темп. пределы восплам., С вспышки самовос. нижн. верхн.
ДЗ (зимнее для
быстроходных дизелей)
831 48 240 69 119
ДА (арктическое) 847,1 64 330 57 105
ДС (для быстроходных дизелей, специальное)
844 92 345 76 115
ДТ-1 (для тихоходных дизелей)
916,8 110 370 99 137
ДТ-2 921,2 110 350 91 155
Л (автотракторное) 867,6 71 310 62 100
2.1.3. Свойства нефтей
Физико-химические свойства нефтей сильно изменяются в зависимости от месторождения, углеводородного состава и степени подготовки:
плотность, кг/м3 730-1040
температура начала кипения, С 20-100 температура застывания, С 23-60 теплоемкость, кДж/(кг•С) 1,6-2,1
теплота сгорания, кДж/кг 43000-46000 электропроводность, Ом-1•см-1 2•10-10-0,3•10-8 вязкость при 50 С, м2/с (1,2-5,5)•10-6
Нефти — преимущественно легковоспламеняющиеся жидкости с низкими температурами вспышки.
Вследствие довольно высокого содержания легких газовых фракций, особенно в сырой нефти, и возможности их быстрого испарения в атмосферу температура вспышки в закрытом тигле (30С) значительно ниже температуры вспышки в открытом тигле (46С).
Путем длительного выветривания на воздухе в открытой емкости температура вспышки практически любой нефти может быть повышена до такой степени, что нефть из легковоспламеняющейся жидкости становится горючей.
Основными горючими компонентами нефтяных паров являются предельные углеводороды: метан, этан, пропан, бутан (с изомером), пентан (с изомером), и гексан (с изомерами).
Все нефти, независимо от месторождения, имеют примерно одинаковые концентрационные пределы воспламенения. Для практического использования пределы воспламенения могут быть приняты равными:
нижний — 2% (по объему) или 40 г/м3; верхний — 10% (по объему) или 200 г/м3.
Молекулярная масса нефтяных паров в среднем может быть принята равной 50 кг/кмоль.
Нефти способны при горении прогреваться в глубину, образуя все возрастающий гомотермический слой. Скорость выгорания их 9-12 см/ч, скорость нарастания прогретого слоя при выгорании 24-26 см/ч, температура прогретого слоя и пламени соответственно 130-160 С и 1100
С.
2.2. Оценка пожаровзрывоопасности среды внутри аппаратов при их нормальной работе.
В технологической схеме имеются аппараты с горючими жидкостями, над поверхностью жидкости имеются паровоздушное пространство, концентрация паров в котором может быть в пределах воспламенения.
Чтобы установить, какая концентрация паров будет в паровоздушном объеме аппарата при рабочей температуре, следует сравнить эту температуру с ТПРП и сделать соответствующие выводы.
Тнпв-ΔТ < Тр < Тнпв + ΔТ
№ п/
п
Наименование аппарата, вид
горючей жидкости
Наличие паровоздушног о пространства
Рабочая температура
, 0С
Температурные пределы распространения
пламени
Вывод о горючести
среды в аппарате
Нижни й
Верхни й
1.
Устройство сливо- наливное
нижнего типа.
Нет 20 -35 -17
Нет, т.к.
оборудовани е герметично
2.
Устройство сливо- наливное верхнего
типа.
Нет 20 -35 -17
Нет, т.к.
оборудовани е герметично
3.
Устройство сливо- наливное для
налива автоцистерн.
Нет 20 -35 -17
Нет, т.к.
оборудовани е герметично
4.
Линия подачи бензина АИ-
92 в насосную
Нет 15 -35 -17
Нет, т.к.
оборудовани е герметично
5.
Линия подачи бензина АИ-
80 в насосную
Нет 15 -35 -17
Нет, т.к.
оборудовани е герметично
6.
Линия подачи дизельного
топлива в насосную
Нет 15 54 98
Нет, т.к.
оборудовани е герметично
7 Насос
вакуумный Есть 15 -35 -17 Нет, т.к.
tраб>tвпв+10
8
Резервуар с бензином
АИ-80 объемом
1000 м3
Есть 15 -35 -17 Нет, т.к.
tраб>tвпв +10
9
Резервуар с ДТ объемом
1000 м3
Есть 15 54 98 Нет, т.к.
tраб>tвпв – 10
10
Резервуар с нефтью объемом
1000 м3
Есть 17 -35 -17 Нет, т.к.
tраб>tвпв+10
11
Линия подачи АИ-
93из насосной на автоналивну
ю эстакаду
Нет 15 -35 -17
Нет, т.к.
оборудовани е герметично
12 Линия
подачи АИ- 80 из насосной на автоналивну
Нет 15 -35 -17 Нет, т.к.
оборудовани е герметично
ю эстакаду
13
Линия подачи ДТ из
насосной на автоналивну
ю эстакаду
Нет 15 54 98
Нет, т.к.
оборудовани е герметично
14
Фильтры всасывающте
сетчатые
Нет 15 -35 -17
Нет, т.к.
оборудовани е герметично
Вывод: В резервуаре с бензином взрывоопасные концентрации могут образовать горючую среду при заполнении и орошении резервуара.
2.3. Пожаровзрывоопасность аппаратов, при эксплуатации которых возможен выход горючих веществ наружу без повреждения
их конструкций.
При выходе паровоздушной смеси из аппарата около него образуется горючая концентрация паров, если температура жидкости равна или
больше величины нижнего температурного предела распространения пламени:
Траб > Тнтпрп
Траб, Тнтпрп – соответственно температура паров жидкости и величина НТПРП.
Такие ситуации могут возникать на нашем складе при изменении уровня жидкости (“большое дыхание”) или температуры газового пространства (“малое дыхание”) пары из резервуара через дыхательные устройства выбрасываются в атмосферу. Дыхание резервуаров является причиной потерь от испарения нефтепродуктов, загрязнения окружающей среды и образования горючей паровоздушной смеси на территории резервуарного парка.
Так как выше приведенное равенство для наших резервуаров выполняется, следует определить какое количество паров выходит наружу за один цикл «большого» или «малого» дыхания и какой размер зоны взрывоопасной смеси с воздухом может при этом образоваться.
Количество горючих паров при «большом дыхании», определяется для:
Резервуар с бензином объемом 1000 м3.
Количество горючих паров, выходящих из сообщающихся с атмосферой резервуаров при “большом дыхании” определяется по формуле:
цикл Mn кг
T V P Gб
P
P 780 /
31 , 8314
2 , 108 102 , 293 0 101325 31 1700
,
8314
где ΔV – объем заливаемого в резервуар бензина;
Рр – рабочее давление в резервуаре;
Тр – рабочая температура в резервуаре;
φ – объемная доля насыщенных паров:
φ = Рs/Робщ = 10927,7/101325 = 0,108
где Рs – давление насыщенных паров бензина при рабочей температуре:
Па
P t Ca
A B
S 133,322 10 133,322 10 20 384,195 10927,7
65 , 41944 2629 ,
8
где А,В,Са – постоянные уравнения Антуана;
t – температура паров бензина;
P – общее давление системы;
M – молекулярная масса паров бензина;
Объем взрывоопасной зоны вблизи места выхода паров бензина из резервуара определим по формуле:
3 3
3 10 74508
66 , 41
4
10 776 м
Kб Vb Q
Н
где Vв – объем взрывоопасной зоны вблизи места выхода паров бензина;
Q – количество паров, выделяющихся из дыхательных устройств;
N кг
Q G 776
3600 45360 079
, 0 780
3600
где G – количество паров бензина, выделяющихся из аппарата за один цикл;
N – количество циклов в течении часа;
δ – продолжительность работы оборудования;
φ4 – нижний концентрационный предел воспламенения:
3 3
/ 66 , 04 41
, 24
2 , 102 0098 , 0 10 10
м Vt г
Н М
Н
где Vt – объем , занимаемый килограмм - молекулой газа при данной
температуре и давлении:
кмоль P м
T T Vt P
P
P 24,04 /
273 293 4 , 4 22
,
22 3
0
0
Пожароопасная загазованности прилегающей местности может возникнуть преимущественно при больших дыханиях, когда происходит мощный выброс смеси в атмосферу при значительной концентрации в ней горючих паров.
Максимальный горизонтальный размер зоны загазованности у наземного стального резервуара на планировочной отметки определяется по
формуле:
х = 6,8 . Vн . Инач/И . φн. Н = 6,8 . 5913/5 . 41,66 . 11,32 = 32 м где
V4 – расход смеси из клапана;
φкач – начальная концентрация паров в смеси;
И – скорость ветра;
Н – высота выброса.
Большое и малое «дыхание» резервуаров
a у1
V1
3
2 2
T1
P1
1
б
1 – жидкость; 2 – паровоздушное пространство; 3 – дыхательный патрубок Пожароопасная загазованность прилегающей местности возникают преимущественно при больших дыханиях, когда происходит мощный выброс смеси в атмосферу при значительной концентраций в ней горючих паров.
В целях сокращения безвозвратных потерь горючих жидкостей с выбрасываемой наружу паровоздушной смесью, имеющих место при больших и малых дыханиях, и снижением пожаро – взрывоопасности процесса целесообразно осуществлять технические и организационные мероприятия, позволяющие обеспечивать уменьшение или полную ликвидацию паровоздушного объема, увеличивать рабочее давление резервуаров, соединять дыхательные линии резервуаров с одинаковыми продуктами в единую замкнутую систему, производить улавливание паров, защищать емкости от колебаний температуры.
Устройство наземных хранилищ с газоуравнительными обвязками, соединяющими между собой паровоздушные объемы резервуаров и емкостей с одинаковыми продуктами.
На случай отсутствия синхронизации между расходом и заполнением емкостей, а также приема избытка паровоздушной смеси при
1 2 P2
T2
3
у2
V2
повышении температуры система газоуравнительной обвязки имеет газосборник.
Вытесняемая из резервуаров паровоздушная смесь поступает в газосборники, а при опорожнении резервуаров или их охлаждение паровоздушная смесь движется в обратном направлении.
Чтобы не произошло распространения огня, паровоздушные линии у каждого резервуара и газосборника защищают огнепреградителями. При отсутствии газосборника коллектор паровоздушной смеси соединяют с общей воздушной трубой, имеющей дыхательный клапан и огнепреградитель.
2.3.1. Оценка зоны загазованности склада в результате работы сливо-наливных эстакад.
Анализ данных проведенных на железнодорожных сливо-наливных показали, что они являются вторым наиболее опасным объектом в области пожарной безопасности. При работе эстакад вблизи них также образуются взрывоопасные паровоздушные концентрации. Характер концентраций указывает на то, что после выхода из горловины цистерн пары опускались вниз, а затем они распространились по прилегающей территории в горизонтальном направлении. Если с учетом большего количества, производственных источников зажигания (тормоза, люки и др.) и сильной неравномерности паро-воздушной смеси да величину предельно допустимой концентрации принять 2,5 /м3 (5 % от нижнего предела воспламенения.), то пожароопасная зона загазованности может достигать 60 м и более. Непосредственно у цистерн и на железнодорожных путях концентрации паров могут быть близки к пределу воспламенения.
В условиях, благоприятных для рассеивания паров (дневное время, сильный ветер), наряду с резким понижением уровня загазованности наблюдается более равномерное распределение концентрации по высоте. В условиях, неблагоприятных для рассеивания, тяжелые пары нефтепродукта скапливаются у земли и с увеличением высоты их концентрации уменьшается. Концентрация паров на высоте 1 м составляют не более 70 % наземных концентраций. Таким образом, конструктивное исполнение так называемых ’’закрытых’’ наливных устройств не обеспечивают пожарной безопасности эстакады. При закрытом верхнем наливе бензина со свободным выбросом паровоздушной смеси через открытую горловину
цистерны в атмосферу пожароопасные концентрации паров нефтепродукта могут образоваться даже при нормальном режиме работы эстакады. На уровень загазованности влияние оказывает скорость ветра. При скорости ветра примерно более 2 м/с следует считать ситуацию пожароопасной и соблюдать особые требования безопасности. При скорости ветра более 2 м/с возникновение пожароопасной загазованности на эстакаде маловероятно.
Для оценки возможного уровня пожароопасной загазованности сливо – наливных эстакад важно знать характер изменения концентрации паров во времени в паровоздушной смеси, выбрасываемой из цистерны в атмосферу.
Найденная средняя концентрация в любой период времени определяется главным образом областью с высокой концентрацией паров непосредственно над поверхностью нефтепродукта, которая в начале наполнения цистерны удалена от горловины и практически не участвует в создании наружной загазованности.
Поэтому средняя концентрация паров не может быть эффективно использована в предсказании уровня загазованности эстакады. Как правило, при наливе открытой струей содержание паров в газовом пространстве быстро увеличивается до концентрации насыщения уже в начальный период наполнения, что указывает не только на резкое возрастание по мере испарения, но и на высокую опасность загазованности, в следствии чего наполнять емкости открытой падающей струей не допускается. При наливе закрытой струей изменение концентрации паров в выходящей смеси приобретает совершенно иной характер. С увеличением степени наполняется концентрация сначала растет очень медленно и лишь в конце операции достигает состояния насыщения. Основными источниками загазованности на эстакадах являются дыхательные свечи сливных коллекторов и открытые люки железнодорожных цистерн.
Закрытые сливо-наливные устройства не обеспечивают требуемой по условиям пожарной безопасности герметизации системы слив–налива, так как “дышащее” технологическое оборудование сообщается с атмосферой через свечи сливных коллекторов и горловины цистерн, из которых и происходит выход паров наружу. Поэтому борьба с загазованностью территории эстакад при сливе (наливе) бензина должна быть направлена на полную герметизацию всего технического оборудования.
2.4. Анализ причин повреждения аппаратов и трубопроводов, разработка необходимых средств защиты.
Аппараты и трубопроводы могут повреждаться по следующим причинам:
- образований повышенных сверх установленных технологическим регламентом давлений;
- появление динамических воздействий;
- изменение прочностных свойств материала в результате воздействия высоких и низких температур;
- уменьшение толщены стенок аппаратов и трубопроводов в результате коррозии и эрозии.
Обычно считают, что в процессе хранения бензин представляет по- вышенную пожарную опасность в следствии низкой температуры вспышки только при непосредственном контакте открытого зеркала бен- зина с атмосферой, когда концентрация паров с удалением от зеркала испа- рения падает от насыщенной концентрации до нуля, проходя через область воспламенения. При хранении в закрытом резервуаре указанные выше
“опасные “ свойства бензина могут обеспечить его безопасность.
В результате высокой упругости паров и малой величины нижнего концентрационного предела воспламенения паров в воздухе (1%
по объему) для действующих резервуаров с бензином единственным практически приемлемым условием пожарной безопасности газового пространства может быть поддержание рабочей концентрации паров выше верхнего предела воспламенения. При неподвижном уровне нефтепродукта, когда рабочая концентрация достигает состояния насыщения, условие пожарной безопасности газового пространства резервуара обычно соблюдается при положительных температурах окружающей среды, то есть в течение большей части года. При этом наиболее безопасным состоянием является верхний уровень бензина в резервуаре.
Отклонения от пожаробезопасного состояния паро-воздушной смеси в газовом пространстве резервуаров с бензином возможны в следующих случаях:
1) В зимний период при отрицательных температурах окружающей среды, когда даже насыщенная концентрация паров находится в области воспламенения.
2) В период проведения откачки бензина, когда горючие смеси образоваться на границах всасываемой в резервуаре воздушной струи и в некоторой части газового пространства.
