Разработка технических решений обеспечивающих пожарную безопасность технологического процесса резервуарного парка

Сети растворопровода  запитываются от насосной пенного тушения, в которой установлены два  насоса марки Д 320/70. Суммарный расход насосов составляет 178 л/с, а максимально  создаваемое давление 1,2 МПа (12 атм.) Раствор пенообразователя на прием в насосы-повысители поступает по трубопроводам диаметром 150 мм из двух горизонтально стоящих резервуаров ёмкостью по 100 м³ каждый. РГС-100 м³ расположены в 15 метрах от насосной пенного тушения.

Для постоянного перемешивания  раствора пенообразователя в РГС-100 м³ в насосной пенотушения установлены два электронасоса для осуществления циркуляции 6 % раствора пенообразователя.

Для проверки качества раствора пенообразователя из насосной пенотушения  выходят два патрубка (от каждого  насоса по одному), диаметром 80 мм, к которым подключаются ГПС-600. Общий запас пенообразователя на объекте составляет 200 м³ (6 % раствора ПО-6К).

Побудительная система  срабатывает от датчиков ТРВ-2 расположенных  на крышах РВС-10000 м³ и РВС-5000 м³ УПН, в блоках насосных перекачки нефти и химического реагента. Сигнал выводится на пульт операторной УПН. Запуск насосов-повысителей можно производить как из операторной УПН, так и из насосной пенного тушения (дистанционно с помощью электрозадвижек).

Подача пены в РВС-10000 м³ производится путем открывания задвижек, расположенных в блоках управления задвижками. БУЗ находится напротив каждой группы РВС-10000 м³. Подача пены в блоки насосных по перекачке нефти УПН-1, 2 производится путем открывания (вручную) задвижек, расположенных с правой стороны установок. Подача пены в блоки химического реагента производится путем открывания (вручную) задвижек расположенных справа от сепараторов УПН-1, 2 (задвижки выкрашены в желтый цвет). На РВС-10000 м³ установлены ГПСС-2000 – по 3 на каждом, на РВС-5000 м³ – по 2 ГПСС-2000, а в блоках нефтенасосных и химического реагента – по 1 ГПС-600 в каждом блоке.

 

Таблица 1.

Сведения по резервуарам  ЦППН НГДУ “Лянторнефть”

Резервуар	Дата введения в эксплуатацию	Объем, м3	Дыха-тельные клапаны	Кол-во ДК	Предохра-нительные клапаны	Кол-во ПК
ТРВС-1	август 1982 г	10000	НДКМ-350	1	КПГ-250	2
ТРВС-2	май 1983 г	10000	НДКМ-350	1	КПГ-250	2
ТРВС-3	сентябрь 1983 г	10000	НДКМ-350	1	КПГ-250	2
ТРВС-4	октябрь 1983 г	10000	НДКМ-350	1	КДС	2
ОРВС-5	март 1997 г	5000	КДС	1	КДС	1
ОРВС-6	октябрь 1987 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-7	октябрь 1984 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-8	октябрь 1984 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-9	август 1988 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-10	август 1982 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-11	август 1982 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-11	август 1982 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-13	август 1982 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-14	август 1982 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1

Рис.3. Устройство резервуара вертикального стального

 

Стенки резервуаров  изготавливаются методами рулонирования  или полистовой сборкой.

Полистовая сборка обычно применяется для резервуаров  с толщиной нижнего пояса стенки свыше 18 мм, но по требованию заказчика  указанным методом может быть изготовлен резервуар любого типоразмера.

Для стенок полистовой сборки применяется прокат шириной от 1,8 м до 3 м и длиной до 12 м. Обработка  кромок листов осуществляется механическим способом (фрезерованием) или плазменной резкой. Вальцовка листов производится на трех- и четырехвалковых машинах.

Резервуары объемом  до 20 000 м3 с толщиной нижнего пояса  до 18 мм рекомендуется изготавливать  методом рулонирования. Полотнища  стенок резервуара имеют прямоугольную  форму с разбежкой заводских  вертикальных стыков и прямолинейными начальными и конечными кромками. Продольные швы в зоне этих кромок имеют недоваренные участки с подготовленной разделкой для сварки зубчатого монтажного стыка.

Зубчатый монтажный  стык стенки резервуара образуется путем  обрезки технологического припуска полотнища по длине, которая обычно составляет 150-300 мм.

Для обеспечения качественного  формирования рулонов резервуаров  объемом свыше 5000 м3 применяются  треугольные технологические надставки  на начальной и конечной кромках.

В крыше резервуара устанавливаются  световые люки диаметром 500 и 600 мм с  кронштейнами для открывания крышки и монтажные люки диаметром 800 мм и 1000 мм без кронштейнов для открывания крышки.

Патрубки в крыше  подразделяются по конструктивному  исполнению на монтажные и вентиляционные. Отличие вентиляционных патрубков от монтажных заключается в том, что их труба отрезается заподлицо с настилом крыши.

 

3.Анализ пожарной опасности технологического процесса.

 

Пожарная опасность  объектов резервуарного парка характеризуется: пожароопасными свойствами транспортируемой и хранящейся нефти, большими объемами ее перекачки и хранения; возможностью образования горючих паровоздушных концентраций в помещениях нефтенасосной, в емкостях и резервуарах с нефтью, на территории емкостей и резервуаров; возможностью повреждения технологического оборудования (нефтенасосов, трубопроводов, задвижек, дыхательной арматуры и т.д.), нефтяных емкостей и резервуаров, выхода в помещение нефтенасосной и на открытые производственные площадки и на прилегающую к ним территорию большого количества нефти; возможностью появления источников зажигания и их контакта с паровоздушными горючими концентрациями нефти; путями распространения пожара и угрозой для жизни людей (обслуживающего персонала, работников пожарной охраны).

По уровню пожарной опасности технологический процесс резервуарного парка ЦППН НГДУ «Лянторнефть» относится к технологическим процессам повышенной опасности, в которых обращаются пожаровзрывоопасные вещества в количестве, равном или большем порогового значения, указанного в таблице 1 ГОСТ Р 12.3.047-98 (Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля.).

При оценке пожарной опасности  технологического процесса в соответствии с ГОСР Р12.3.047-98 оценены расчетным путем:

- избыточное давление, развиваемое при сгорании газопаровоздушных смесей в помещении (при расчете категории насосной на стр.123;

- интенсивность испарения горючих жидкостей в помещении (при расчете категории насосной на стр.123;

- другие показатели пожаровзрывоопасности технологического процесса.

Выбор необходимых параметров пожарной опасности для технологического процесса резервуарного парка определялся исходя из задания на дипломное проектирование.

Анализ пожарной опасности технологического процесса проводился по следующей схеме:

1. Определение пожарной  опасности использующихся в технологическом  процессе веществ и материалов.

2. Определение возможности  образования горючей среды внутри помещений, резервуаров при нормальных условиях работы и при авариях.

3. Причины повреждения резервуаров, насосов и трубопроводов.

4. Определение возможности  образования в горючей среде  источников зажигания.

5. Исследование различных вариантов путей распространения пожара.

6. Расчет категории помещения насосной для перекачки нефти по взрывопожарной и пожарной опасности.

 

3.1. Определение пожарной опасности использующихся

в технологическом  процессе веществ и материалов.

Нефть – это сложная  смесь взаиморастворимых углеводородов, таких как: предельных (парафиновых) – газообразных С₁-С₅, жидких С₆-С₁₅, твердых выше C₁₅; непредельных – C₅H₁₀, C₆H₁₂ и других; ароматических – C₆H₆, C₆H₅СН₃ и др.

Компонентный состав нефти, приходящей в цех на подготовку с месторождений представлен в таблице 2.

Таблица. 2

Компонентный состав приходящего сырья

Наименование	Молекулярная масса	Лянторское (АС10)		Маслиховское		Назаргалиевское
		нефть	газ	нефть	газ	нефть	газ
		% мол	% мол	% мол	% мол	% мол	% мол
Двуокись углерода	44	0,12	0,48	0,2	0,59	0,19	0,4
Азот	28	0,05	0,20	0,61	1,92	0,51	1,12
Метан	16	24,13	92,49	25,47	79,58	32,43	68,46
Этан	30	0,28	1,03	2,1	6,24	3,42	7,26
Пропан	44	0,68	2,3	1,88	4,86	6,13	12,09
Изобутан	58,12	0,76	1,68	1	2,14	0,95	1,48
Н-бутан	58,12	0,25	0,5	1,11	1,75	3,40	4,56
Изопентан	72,14	0,38	0,31	1	0,98	1,15	0,92
Н-пентан	72,14	0,12	0,12	1,2	0,78	2,33	1,74
Остаток С6-8		73,24	0,9	65,44	1,16	49,5	1,95
Молярная масса, г/моль		277,6	18,8	163,7	22,18	123,4	26,18

 

Нефть Западно-сургутская - легковоспламеняющаяся жидкость, плотность 730-1040 кг/м³, начало кипения обычно около 20 °С, t_всп = -16 ÷ -18°С, t_св = 250-375°С, φ_нпрп = 1,8%, теплота сгорания 43514-46024 КДж/кг, в воде практически не растворима, температура пламени 1100 ºС и больше. Тушащие средства – воздушно-механическая пена средней кратности на основе ПО-1Д, ПО-6К, ПО-ЗАИ.

 

3.2. Оценка пожаровзрывоопасности среды внутри аппаратов при их нормальной работы.

 

Требуется определить взрывоопасность  паров нефти во всех аппаратах данной технологической схемы. Для решения этого вопроса следует установить, имеет ли аппараты свободный объем, в котором могут образовываться паровоздушные смеси, и сравнить рабочие температуры жидкости в аппаратах с величиной их температурных пределов распространения пламени (таблица 3.)

 

Наличие горючей среды в аппарате при нормальной работе

Таблица 3.

Наименование аппарата; жидкость.	Наличие паровоздушного пространства  в аппарате	Рабочая температура в аппарате,	Температурные пределы распростанения пламени нефтепродуктов,		Заключение о горючести среды в аппарате.
			Нижний	верхний
Резервуар № 1-4; Нефть	есть	20	-16	10	Среда горючая
Насос; Нефть	нет	20	-16	10	Отсутствует паровоздушное пространство
Ж/Д цистерна Сливо-наливная эстакада; нефть	есть	20	-16	10	Среда горючая

 

Резервуар РВС-10000 является аппаратом с переменным уровнем жидкости. В резервуаре иметься свободное паровоздушное пространство. Чтобы оценить опасность этой среды, необходимо сравнить рабочую температуру жидкости с ее температурными пределами воспламенения. Смесь является взрывоопасной, если выполняется условие:

 

-∆t_н - +∆t_в

В нашем случае нефть  имеет:

  ;

 

Опасность образования  горючих паровоздушных концентраций в технологических емкостях (утечек и дренажа, в резервуарах резервуарного парка) с нефтью создается при двух условиях: наличие  в них паровоздушного пространства и если температура нефти (t_ж), хранимой в емкостях и резервуарах находится в пределах (границах) температурных пределов распространения пламени (t_нпрп и t_впрп) с учетом коэффициентов безопасности (∆t_н и ∆t_в), выраженных в виде температурных поправок, которые могут быть определены расчетом или взяты равными ∆t_н = -10°С; ∆t_в = +15 °С.

Из вышеперечисленного следует, что концентрация паровоздушной  смеси в закрытой емкости и  в резервуаре с нефтью со стационарной крышей будет взрывоопасной, если в них имеется паровоздушное пространство и

t_нпрп ≤ t_ж ≤ t_впрп   

Зная рабочую температуру  нефти – летом ориентировочно +20°С, зимой ориентировочно -35°С получаем оценку взрывоопасности среды в следующем виде:

для лета: -15°С < +20°С > +10°С

для зимы: -15°С < -35°С < 10°С

Отсюда делаем вывод, что в газовом пространстве закрытых емкостей и в резервуарах с  нефтью со стационарной крышей (без  понтона) концентрация паров нефти будет взрывоопасной в любое время года при температуре от -15°С до +10°С, хотя в исключительных случаях в холодное время года при температуре нефти ниже -35°С и в теплое время при температуре нефти более +10°С концентрация паров нефти в закрытых емкостях и резервуарах может быть не взрывоопасной.

Также взрывоопасные  паровоздушные концентрации могут  образоваться в закрытых емкостях и резервуарах с нефтью при их остановке на ремонт и осмотр; при проведении ремонтных огневых работ в случаях неполного удаления нефти, негерметичном отключении емкостей и резервуаров от трубопроводов, отсутствии или недостаточности их продувки.

Из закрытых емкостей и резервуаров при их остановке  на ремонт и положительной температуре наружного воздуха вентиляцией возможно удалить только пары летучих нефтепродуктов. Более тяжелые углеводороды можно удалить применив пропарку емкостей и резервуаров водяным паром или промывку водой, либо специальными техническими моющими растворами. Температуру пропарки принимают обычно равной или более 80ºС. Если температура пропарки не будет обеспечена, то это приведет к длительной и неэффективной пропарке.