agz.edu.kz

(1)

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: «Разработка инженерно-технических решений по обеспечению пожарной безопасности технологического процесса хранения нефтепродуктов на нефтебазе ТОО «Гелиос» в г.Кокшетау»

по специальности 5В 100100 «Пожарная безопасность»

Выполнил __________________________ Жаналыков А.Е.

Научный руководитель

полковник п/п. службы _____________ Тимеев Е.А.

(2)

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 « Разработка инженерно-технических решений по обеспечению пожарной безопасности технологического процесса хранения нефтепродуктов на нефтебазе ТОО «Гелиос» в г.Кокшетау»

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

(3)

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 Жаналыков А.Е.

(дата, подпись слушателя)

9. Консультанты:

По разделу экономическое обоснование

подполковник противопожарной службы Бейсенгазинов Р.А.

По графической части

подполковник противопожарной службы Карденов С.А.

(4)

СОДЕРЖАНИЕ

Введение...6

1. Характеристика нефтебазы ТОО ”Гелиос”...8

1.1. Краткая оперативно-тактическая характеристика и описание технологического процесса нефтебазы...8

1.2. Физико-химические и пожаровзрывоопасные свойства нефтепродуктов ...10

1.3. Характеристика основных параметров технологического оборудования нефтебазы...11

2. Анализ образования пожаровзрывоопасных зон на нефтебазе...13

2.1 Оценка пожаровзрывоопасности среды внутри аппаратов при их норматьной работе...13

2.2 Оценка устойчивости конструкции РВС при возможности образования взрыва парогазовоздушной среды внутри аппаратов...15

2.3 Оценка пожаровзрывоопасности апаратов, при эксплуатации которых возможен выход горючих веществ наружу без повреждения их конструкции и разработка мер защиты...17

2.3.1 Оценка зоны загазованности нефтебазы в результате выхода паров нефтепродуктов из резервуаров...17

2.3.2. Оценка зоны загазованности нефтебазы в результате работы сливо- наливных эстакад...21

3. Анализ причин повреждения аппаратов и трубопроводов...23

3.1 Анализ характерных причин повреждения резервуаров и оценка их устойчивости негативным факторам...23

3.2 Анализ характерных причин повреждения сливоналивных эстакад и оценка зоны загазованности при их локальном разрушении...25

3.3 Анализ характерных причин повреждения трубопроводов и оценка сопротивления их приращению давления...27

3.4. Анализ характерных причин повреждения технологических установок насосных станций по перекачке нефти...29

4. Анализ возможности появления характерных технологических источников зажигания...32

4.1. Оценка опасности первичных и вторичных проявлений атмосферного электричества...33

4.2. Оценка опасности образования статического электричества...34

4.3. Оценка опасности образование искр механического происхождения...36

4.4 Оценка опасности образования пирофорных соединений...37

4.5. Оценка опасности образование искр электрооборудования...37

5. Анализ опасности растекания нефтепродуктов на территории нефтебазы ...39

(5)

6. Разработка профилактических мероприятий по защите

пожаровзрывопасных установок и сооружений нефтебазы...43

6.1.1. Оценка эффективности защиты резервуарного парка от первичных и вторичных проявлений атмосферного электричества...43

6.1.2. Экспертиза молниезащиты насосной станции № 1 и № 2 перекачки нефтепродуктов...48

6.1.3. Экспертиза молниезащиты тарного склада темных нефтепродуктов....50

6.1.4. Экспертиза молниезащиты железнодорожной эстакады и эстакады для налива автоцистерн...51

6.2. Ликвидация горючей среды...52

6.3. Уменьшение потерь образующихся в результате большого и малого дыхания...53

6.4. Защита аппаратов и оборудования от разрушения...54

6.5 Ликвидация возможных источников зажигания...54

6.6 Профилактические мероприятия препятствующие распространению пожара...57

7. Экспертиза строительных конструкций и объемно-планировочных решений пожаровзрывоопасных зданий и сооружений нефтебазы и ее территории...62

7.1 Определение категории сооружений нефтебазы по взрывопожарной...62

и пожарной опасности...62

7.2 Экспертиза генерального плана нефтебазы...69

7.3 Экспертиза тарного склада темных нефтепродуктов...74

8. Экономическая эффективность принятых решений...77

Заключение...79

Список используемой литературы...80

(6)

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.

Современная техносфера является постоянным источником угроз, имеющих глобальный социальный характер и требующих принятия адекватных мер по обеспечению безопасности населения и окружающей среды. Значительное число опасных техногенных ситуаций возникает на предприятиях нефтеперерабатывающей и химической промышленности.

Развитие химической промышленности сопровождается ростом количества и масштабов пожаров, объемных огненных взрывов и наносимого ими ущерба. Поэтому повышение пожаровзрывобезопасности этих предприятий продолжает оставаться одной из важнейших составных частей обеспечения защищенности населения и окружающей среды от угроз техногенного характера.

Характерной особенностью систем пожаровзрывобезопасности для предприятий химической промышленности является необходимость борьбы с угрозами возникновения пожаров и взрывов внутри производственных, административных, хозяйственно-бытовых и других зданий, помещений (где находятся обычные для любых промышленных предприятий пожароопасные вещества, электрооборудование, приборы и т.д.), а также за пределами предприятий вследствие аварийных и технологических выбросов пожаровзрывоопасных веществ в атмосферу, разливов химикатов и попадание их в почву, грунтовые и сточные воды, что требует проведения специального экологического мониторинга и принятия соответствующих мер пожаровзрывобезопасности.

Актуальность повышения пожаровзрывобезопасности предприятий химической промышленности объясняется следующими факторами:

– концентрацией химических веществ их способностью гореть, взрываться и загрязнять опасными выбросами атмосферу;

– наличием потенциальных опасностей, вызывающих материальные и людские потери;

– опережающим развитием объемов производства по сравнению с совершенствованием природоохранных мероприятий;

– несовершенной технологией сбора и утилизацией химических компонентов, попавших в окружающую среду.

Современные тенденции в развитии предприятий нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности оказывают двоякое влияние на их состояние пожарной безопасности. Внедрение новых прогрессивных конструкций технологического оборудования, повышение его

(7)

эксплуатационной надежности, комплексная автоматизация технологических процессов, применение новых автоматизированных систем обнаружения и тушения пожаров способствует снижению пожарной опасности в этой отрасли. Но вместе с тем рост размеров производственных сооружений, повышение производительности и всемерная интенсификация технологических процессов, уплотнение застройки с сокращением расстояний между сооружениями увеличивает вероятность возникновения пожара и масштабы тяжелых его последствий.

Предприятия по хранению нефтепродуктов всегда были объектами повышенной опасности, а пожары и взрывы при производственных авариях относятся к наиболее тяжелым.

В комплексе мер по обеспечению пожарной безопасности таких предприятий важное значение имеет не только строгое соблюдение действующих норм и правил, но и понимание сущности установленных требований с учетом конкретной производственной ситуации, а также тесное взаимодействие работников предприятий с противопожарной службой, как в повседневной деятельности, так и при тушении возможных пожаров.

В данном дипломном проекте рассмотрены вопросы пожарной безопасности нефтебазы, рассмотрены закономерности и методы определения пожарной опасности технологического оборудования и аппаратов, выдвинуты пожарно-технические требования к проектированию и эксплуатации технологического оборудования и аппаратов.

(8)

1. Характеристика нефтебазы ТОО ”Гелиос”.

1.1. Краткая оперативно-тактическая характеристика и описание технологического процесса нефтебазы.

Нефтебаза ТОО «Гелиос» расположена в г.Кокшетау Акмолинской области и предназначена для хранения и обеспения нефтепродуктами предприятий области. Поступление нефтепродуктов осуществляется по железной дороге.

Гелиос введена в эксплуатацию в 1971 году. На балансе нефтебазы числится подъездной железнодорожный путь протяженностью 3279 м. Фронт слива нефтепродуктов предусмотрен на 6 вагоно-цистерн.

Проектом предусматривается две сливных железнодорожных фронта:

для светлых нефтепродуктов и для темных нефтепродуктов и масел.

Для приема светлых нефтепродуктов предусматривается сооружение двусторонней эстакады типа КС-2 длинной 72 м., по крайним стоякам. Для слива вагоно-цистерн с нижним сливом на каждом стояке предусматривается штуцер. Строительный шаг на эстакаде по стоякам – 6 метров.

Исходя из сортности нефтепродуктов сливной фронт оборудован тремя штуцерами, через 6 м. каждый, что дает возможность одновременно принимать 2 вагоноцистерны. Для слива мазута запроектирован межрельсовый колодец и нулевой резервуар.

Слив масел с незначительной реализацией запроектирован непосредственно в подземные емкости через пять штуцеров, расположенного у сливного фронта с последующим затариванием в бочки.

Для этого часть тарного склада выделяется для расфасовочной, в которой устанавливаются раздаточные краны и с помощью насосов продуктовой насосной темных нефтепродуктов производится зачистка резервуаров в бочки. Для заправки переносных парозмеевиков в ваноцистерны на сливном фронте установлены два крана укосины. Налив отработанных дизмасел в вагоноцистерны предусматривается с помощью стояка с краном укосиной.

Сливо-наливные операции осуществляют через УСН-175.

Имеются две насосные с приточно-вытяжной вентиляцией. В насосных установлены: два поршневых насоса П-75 и П-80, шесть центробежных насосов – 5НДВБ и 6НДВБ, два вакуумных насоса РМК-3.

Для хранения светлых нефтепродуктов используются 21 вертикальных резервуаров с предельной вместимостью 20,3 тыс. куб.м., в том числе:

2000 куб. м. - 8 шт;

1000 куб. м. - 1 шт;

700 куб. м. - 2 шт;

400 куб. м. - 1 шт;

300 куб. м. - 1 шт;

200 куб. м. - 2 шт;

100 куб. м. - 6 шт;

(9)

Для хранения твердых нефтепродуктов применяются два подземных маслоблока, в которых расположены 28 горизонтальных резервуара по 75 куб. м., с рпедельной вместимостью – 1864 куб. м.

Для осуществления налива светлых нефтепродуктов в автоцистерны предусмотрена автоналивная эстакада на 12 машиномест, для темных нефтепродуктов – на 7 машиномест.

Технологическая схема трубопроводов запроектирована из условий выполнения следующих условий:

1. Прием с железной дороги одновременно 4-х вагоноцистерн со светлыми нефтепродуктами и 2-х вагоноцистерн с темными нефтепродуктами и маслами.

2. Отпуск светлых нефтепродуктов с помощью насосов через краны разливочной и автоналивной станции.

3. Отпуск и расфасовку масел в мелкую тару с помощью насосов в расфасовочную и автоматической станции.

4. Налив одиночных вагоноцистерн светлыми нефтепродуктами на железнодорожной эстакаде и масел на сливном фронте темных нефтепродуктов.

5. Зачистка трубопроводов.

6. Внутрибазовые перекачки.

Для приема светлых нефтепродуктов с железной дороги имеется 7 всасывающих трубопроводов; из них 1Ø 219X6 и 6Ø 159X5 и три трубопровода Ø 159X5 для масел и темных нефтепродуктов.

Нагнетательных трубопроводов от насосных сливных фронтов до резервуарного парка принято:

a) Для светлых нефтепродуктов 9 труб – 8Ø 159X5 и 1Ø 219X6;

b) Для темных нефтепродуктов и масел 3Ø 159X5

Налив светлых нефтепродуктов в автоцистерны производится по 7 трубам; из них 2Ø 159X6 для этилированного бензина и дизтоплива и 5Ø 108X4 с ответвлением 3Ø 57X3,5 в разливочную.

Для налива темных нефтепродуктов и масел в автоцистерны уложено 10Ø 108X4. Приемные и отпускные трубопроводы для светлых нефтепродуктов проложены в грунте. Трубопроводы для темных нефтепродуктов и масел, приемные и отпускные, на всем протяжении уложены в непроходном отапливаемом канале и окрашены огнестойким лаком. Все трубопроводы уложены с уклоном к насосным для возможности их освобождения.

На территории нефтебазы расположена химическая лаборатория для контроля за качеством нефтепродуктов в процессе приема, хранения и отпуска нефтепродуктов.

Источниками теплоснабжения являются бытовые газовые котлы.

Водоснабжение – городская водопроводная сеть. Имеются два пожарных водоема по 700 куб. м. По периметру резервуарного парка расположены

(10)

пожарные гидранты. Предусмотрены промышленная и фекальная канализации.

На территории нефтебазы имеется подстанция ТП400-10/0,4.

Аварийное электроснабжение осуществляется дизельной подстанцией – 100 квт.

Имеются также механический цех, электроцех, две операторные, тарная площадка, тарный склад, склад фасовок, материальный склад, пожарная насосная, пождепо, гараж, два административных здания, проходная.

1.2. Физико-химические и пожаровзрывоопасные свойства нефтепродуктов

Бензины – это безцветные ЛВЖ, представляющие собой смеси легких углеводородов.Бензины при горении прогреваются в глубину, образуя все возрастающий гомотермический слой. Скорость нарастания прогретого слоя 0,7 м/ч; температура прогретого слоя 80-100 ⁰С; температура пламени 1200

0С. Бензин А-76 – смесь со спиртами, ЛВЖ. Состав смеси,%(масс.): бензин А- 76 – 8; изобутанол – 6-9; метанол – 14,5-15; вода – 0,08-0,15. Температура вспышки –35 ⁰С; температура самовоспламенения 375⁰С; температурные пределы распространения пламени: нижний –35 ⁰С,верхний –17⁰С.

Бензин авиационный – плотность 732 кг/м³; температура вспышки –37

0С; температура самовоспламенения 440 ⁰С; температурные пределы распространения пламени: нижний –35 ⁰С,верхний –17⁰С.

Таблица 1.2.1. Показатели пожаровзрывоопасности дизтоплива различных марок.

Параметры АВТ ДА ДЗ ДЛ Д

С ДТ-1 ДТ-2 З

Молекулярная масса ^- ^- ^- ^- ^- ^- ^- ^172,₃

Плотность , кг/м³ 866 84

7 815 841 83

2 916,8 921 804

Температура кипения, ⁰С ^- ^- ¹⁸⁵^–

348 198

– 356

- - - 209

Группа горючести ГЖ ГЖ ЛВ

Ж ГЖ Г

Ж ГЖ ГЖ ЛВ

Ж

Температура вспышки, ⁰С ⁷⁵ ⁶⁴ ⁵⁹ ⁶⁵ ⁹² ¹¹⁰ ¹¹⁰ ⁴⁸ Температура воспламенения, ⁰С - - - - 11

2 - - -

Температура самовоспламенения,

0С ²⁶⁰

33

0 237 225 23

1 370 350 225

НКПВ, %(об.) ^- ^- ^- ^- ^- ^- ^- ^0,6

(11)

НТПВ/ВТПВ, ⁰С -

57/

10 5

54/

98

64/

116 76/

14 6

90/13 7

91/15 5

43/9 2

Керосин – ЛВЖ, показатели которой приведены в таблице 2.

Таблица 1.2.2. Показатели пожаровзрывоопасности керосина различных марок.

Керосин

Плотность, кг/м3

Температура, ⁰С

Темп.

Пределы распр.

пламени

НКПВ, %(об.)

Кипе Ния

Вспы шки

Воспл амене Ния

Само восплам

енения нижний верхний

Осветительный 792 - 57 63 238 35 75 -

Сульфированный 810 - 51 - 235 43 75 -

Тракторный 823 - 4-28 - 290 4-27 35-

69 1

Мазут – горючая жидкость. Представляет собой остаточный продукт после отгона из нефти топливных фракций. Состав, % (об.):углерод – 83,5- 88,5; водород 10,5-12,5. Плотность 890-995 кг/м³; температура вспышки 85

0С; температура самовоспламенения 250 ⁰С; температурные пределы распространения пламени: нижний –35 ⁰С,верхний –17⁰С. Мазуты при горении прогреваются в глубину, образуя все возрастающий гомотермический слой. Скорость выгорания 0,015 кг/(м²с); температура прогретого слоя 230-300 ⁰С; температура пламени 1000⁰С.

1.3. Характеристика основных параметров технологического оборудования нефтебазы

РЕЗЕРВУАРЫ Таблица 1.3.1.Основные параметры резервуаров.

№ п/п

Тип резервуара

Объем, м³

Диамет р, мм

Высот а, м

Толщина дна, мм

Толщи на кровли,

мм

Предохран . клапан,

шт

Дыхатель .клапан,

шт

Вид и марка матер.

1. Вертикальный

наземный 2000 15194 11,32 6 4 1 1 Ст 3

наземный 1000 10426 8,802 6 4 1 1 Ст 3

Вертикальный

(12)

наземный 400 7970 8,25 4 4 1 1 Ст 3

наземный 200 7350 4,8 4 4 1 1 Ст 3

наземный 100 5950 3,65 4 4 1 1 Ст 3

7. Горизонтальны

й подземный 75 4,58х3,9 3,9 3 3 - 1 Ст 3

ТРУБОПРОВОДЫ

Таблица 1.3.2. Основные параметры трубопроводов.

№

п/п Участок трубопровода Длина, м

Диамет р, мм

Толщи на стенок,

мм

Вид и марка матер.

Плотно сть матер.,

кг/м³

Коэф.

линейн ого расшир

. α^. 10⁶К¹

Модуль упруго

сти, Е^. 10¹¹ Па

Теплоп роводн ость, Вт/(м^.

К) 1. Линия подачи АИ-93,92 в

насосную 21,5 159 5 Ст 3 7850 10,8 32,3 460

2. Линия подачи дизтоплива в

насосную 21,5 159 5 Ст 3 7850 10,8 32,3 460

3. Линия подачи АИ-76,80 в

насосную 21,5 219 6 Ст 3 7850 10,8 32,3 460

4. Линия подачи ДТ из насосной в

резервуарный парк 36,15 159 5 Ст 3 7850 10,8 32,3 460

5. Линия подачи АИ-93,92 из

насосной в резервуарный парк 49,8 159 5 Ст 3 7850 10,8 32,3 460 6. Линия подачи АИ-76,80 из

насосной в резервуарный парк 16-45 219 6 Ст 3 7850 10,8 32,3 460 7. Линия подачи АИ-93,92 на

эстакаду для налива автоцистерн 28-33 108 4 Ст 3 7850 10,8 32,3 460 8. Линия подачи АИ-76,80 на

эстакаду для налива автоцистерн 34-58 159 5 Ст 3 7850 10,8 32,3 460 9. Линия подачи ДТ на эстакаду для

налива автоцистерн 44,15 108 4 Ст 3 7850 10,8 32,3 460

1 0.

Линия подачи масла в маслоблок

№1 17,8 159 5 Ст 3 7850 10,8 32,3 460

1 1.

Линия подачи масла в маслоблок

№2 20,9 159 5 Ст 3 7850 10,8 32,3 460

Железнодорожная сливо-наливная эстакада Рабочая температура – 20⁰С

Длина эстакады – 72 м

Число одновременно сливаемых цистерн – 6 шт Грузоподъемность маршрута – 440 т

Объем маршрута из расчета 60 м³- 360 м³

Необходимая производительность насосов – 270 м³/ч Рабочее давление – 2 МПа.

Установка герметизированного налива автоцистерн АСН-12 Производительность стояка – 16,7 л/с

Мощность электродвигателя – 1 кВт

(13)

Рабочая температура – от –20 до +25 ⁰С Рабочее давление – 2,5 МПа.

(14)

2. Анализ образования пожаровзрывоопасных зон на нефтебазе

2.1 Оценка пожаровзрывоопасности среды внутри аппаратов при их норматьной работе

Чтобы установить, какая концентрация паров будет в паровоздушном объеме аппарата при рабочей температуре, следует сравнить эту температуру с температурными пределами распространения пламени и сделать соответствующие выводы:

tнпв – Δt ≤ tр < tвпв + Δt

где tнпв, tвпв – соответственно нижний и верхний температурные пределы распространения пламени;

Δt – температурный коэффицент запаса надежности.

Результаты оценки взрывоопасности паров в аппаратах оформим в таблицу 2.1.1.

Таблица 2.1.1. Оценка взрывоопасности паров.

№ п/п

Наименование аппарата, вид горючей жидкости

Наличие паровоздушного

пространства

Рабочая температура,

0С

Температурные пределы распространения

пламени

Вывод о горючести

среды в аппарате Нижний Верхний

1. Устройство сливо-наливное

нижнего типа. Нет 20 -35 -17

Нет, т.к.

оборудование герметично 2. Устройство сливо-наливное

верхнего типа. Нет 20 -35 -17

Нет, т.к.

оборудование герметично 3. Устройство сливо-наливное

для налива автоцистерн. Нет 20 -35 -17

Нет, т.к.

оборудование герметично 4. Линия подачи бензина АИ-

93,92 в насосную Нет 15 -35 -17

Нет, т.к.

оборудование герметично 5. Линия подачи бензина АИ-

76,80 в насосную Нет 15 -35 -17

Нет, т.к.

оборудование герметично 6. Линия подачи дизельного

топлива в насосную Нет 15 54 98

Нет, т.к.

оборудование герметично 7. Насос поршневой для

приема нефтепродуктов Нет 25 -35 -17

Нет, т.к.

оборудование герметично

8. Насос центробежный Нет 15 -35 -17

Нет, т.к.

9. Насос вакуумный Есть 15 -35 -17 Нет, т.к.

tраб>tвпв+10 10. Резервуар с бензином АИ-

76,80 объемом 2000 м³ Есть 15 -35 -17 Нет, т.к.

tраб>tвпв +10

11. Резервуар с ДТ объемом Есть 15 54 98 Нет, т.к.

(15)

2000 м³ tраб>tвпв – 10 12. Резервуар с бензином АИ-

tраб>tвпв+10 13. Резервуар с ДТ объемом

700 м³ Есть 20 54 98 Нет, т.к.

tраб>tвпв – 10 14. Резервуар с бензином АИ-

tраб>tвпв+10 17. Резервуар с ДТ объемом

400 м³ Есть 20 54 98 Нет, т.к.

tраб>tвпв – 10 18. Резервуар с ДТ объемом

200 м³ Есть 20 54 98 Нет, т.к.

tраб>tвпв – 10 19. Резервуар с бензином АИ-

tраб>tвпв+10 20.

Линия подачи ДТ из насосной в резервуарный

парк

Нет 15 54 98

Нет, т.к.

оборудование герметично 21.

Линия подачи АИ-93,92 из насосной в резервуарный

парк

Нет 15 -35 -17

Нет, т.к.

Линия подачи АИ-93,92 из насосной в резервуарный

парк

Нет 15 -35 -17

Нет, т.к.

Линия подачи АИ-93,92 из насосной на автоналивную

эстакаду

Нет 15 -35 -17

Нет, т.к.

Линия подачи АИ-76,80 из насосной на автоналивную

эстакаду

Нет 15 -35 -17

Нет, т.к.

Линия подачи ДТ из насосной на автоналивную

эстакаду

Нет 15 54 98

Нет, т.к.

оборудование герметично 26. Фильтры всасывающте

сетчатые Нет 15 -35 -17

Нет, т.к.

оборудование герметично 27. Линия подачи масла в

маслоблок № 1 Нет 40 -35 -17

Нет, т.к.

оборудование герметично 28. Линия подачи масла в

маслоблок № 2 Нет 40 - -

Нет, т.к.

оборудование герметично 29. Резервуар с маслом

объемом 75 м³ Есть 10

Нет, т.к.

Вывод: в результате проведенного анализа пожаровзрывоопасности среды в технологическом оборудовании выяснили, что при нормальной работе ни в одном из аппаратов взрывоопасных смесей не образуется. Однако в зимний период, когда рабочая температура в резервуаре опускается до –25⁰С, есть вероятность образования

(16)

2.2 Оценка устойчивости конструкции РВС при возможности обра- зования взрыва парогазовоздушной среды внутри аппаратов

Обычно считают, что в процессе хранения бензин представлен повы- шенную пожарную опасность в следствии низкой температуры вспышки только при непосредственном контакте открытого зеркала бензина с атмо- сферой, когда концитрация паров с удалением от зеркала испарения падает от насыщенной концентрации до нуля, проходя через область воспла- менения. 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 воспламинений. 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.

Определим напряжение в стенках резервуара с бензином объемом 2000 м³при взрыве:

β = Dн /Dв = 15194/15188 = 1,0004 < 1,5

следовательно, напряжение определяется по формуле:

 

 

 



 



  ^МПа

c S

c S Db

Р 747

1 10 05 , 1 6 3 , 2

10 05 , 1 6 188 , 15 10 56 , 0 3

,

2 ³

3 6

 













 











  _ ^

 

где P- давление среды в резервуаре, Па;

S- толщина стенки резервуара, м;

С - прибавка на коррозию, м;

φ- коэффициент прочности шва;

Dв- внутренний диаметр резервуара.

[δ] = η^. δ доп. = 0,9^.82^.10⁶ = 74 Мпа;

(17)

δ = 747 Мпа > [δ] =74 МПа

Определим напряжения в стенках резервуара с бензином объемом 1000 м³ при взрыве:

β = Dн /Dв = 10426/10420 = 1,0006 < 1,5

 

 

 



 



  ^МПа

c S

c S Db

Р 512,7

1 10 05 , 1 6 3 , 2

10 05 , 1 6 42 , 10 10 56 , 0 3

,

2 ³

3 6

 













 











  _ ^

 

[δ] = η^. δ доп. = 0,9^.70^.10⁶ = 63,5 МПа;

δ = 512,7 МПа > [δ] =63,5 МПа.

β = Dн /Dв = 9990/9986 = 1,0004 < 1,5

 

 

 



 



  ^МПа

c S

c S Db

Р 695

1 10 5 , 0 4 3 , 2

10 5 , 0 4 990 , 9 10 56 , 0 3

,

2 ³

3 6

 













 











  _ ^

 

[δ] = η^. δ доп. = 0,9^.60^.10⁶ = 54 МПа;

δ = 695 МПа > [δ] =54 МПа

β = Dн /Dв = 7970/7966 = 1,0005 < 1,5

 

 

 



 



  ^МПа

c S

c S Db

Р 554,4

1 10 5 , 0 4 3 , 2

10 5 , 0 4 966 , 7 10 56 , 0 3

,

2 ³

3 6

 













 











  _ ^

 

[δ] = η^. δ доп. = 0,9^.55,5^.10⁶ = 49,9 МПа;

δ = 554,4 МПа > [δ] =49,9 МПа

β = Dн /Dв = 7350/7346 = 1,0006 < 1,5

следовательно, нарпяжение определяется по формуле:

 

 

 



 



  ^МПа

c S

c S Db

Р 511

1 10 5 , 0 4 3 , 2

10 5 , 0 4 346 , 7 10 56 , 0 3

,

2 ³

3

6 













 











  _ ^

 

[δ] = η^. δ доп. = 0,9^.44,4^.10⁶ = 40 МПа;

δ = 511 МПа > [δ] =40 МПа

(18)

Определим напряжения в стенках резервуара с бензином объемом 100м³ при взрыве:

β = Dн /Dв = 5950/5946 = 1,0007 < 1,5 следовательно, напряжение определяется по формуле:

 

 

 



 



  ^МПа

c S

c S Db

Р 414

1 10 5 , 0 4 3 , 2

10 5 , 0 4 946 , 5 10 56 , 0 3

,

2 ³

3

6 













 











  _ ^

 

[δ] = η^. δ доп. = 0,9^.42,2^.10⁶ = 38 МПа;

δ = 414 МПа > [δ] =38 МПа

Вывод: исходя из расчетов, в случае образования взрывоопасной концентрации и наличии источника зажигания есть вероятность образования взрыва внутри резервуаров, причем ни один из резервуаров с бензином не выдержат напряжение, образующееся при высоком давлении взрыва.

2.3 Оценка пожаровзрывоопасности апаратов, при эксплуатации которых возможен выход горючих веществ наружу без повреждения их конструкции и разработка мер защиты

2.3.1 Оценка зоны загазованности нефтебазы в результате выхода паров нефтепродуктов из резервуаров

При изменении уровня жидкости (“большое дыхание”) или темпера- туры 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.

Колличество выбрасываемых паров можно определить эксперементально (путем измерения объема выбрасываемой смеси и концен- трации паров в смеси ) или расчетом.

Так как условие tраб ≥ tНТПРП выполняется для всех резервуаров с бен- зином, то для них следует определить, какое колличество паров выходит на- ружу за один цикл “большого дыхания” и какой размер зоны взрывоопасной смеси с воздухом может образоваться над каждым из них.

Резервуар с бензином объемом 2000 м3.

Колличество горючих паров, выходящих из сообщающихся с атмосферой резервуаров при “большом дыхании” определяется по формуле: