Разработка технических решений обеспечивающих пожарную безопасность технологического процесса резервуарного парка

Определим расчетом время  продувки резервуара РВС-10000 с нефтью по формуле [1]:

с  (1.1)

где К – коэффициент, зависящий от летучести жидкости, принимаем его равным 10 [2];

V – свободный объём  полностью освобожденного резервуара (емкости) V_р = 10000 м³

V₁ = 0,9·Vp = 0,9·10000 = 9000 м³ (при наличии отложений)

q – расход пара, подаваемого  на продувку, определяем его по  формуле:

 м³/с   (1.2)

где  w – скорость истечения пара в резервуар по трубе d = 100мм;

φ_нач – начальная концентрация паров в резервуаре, принимаем ее равной 100 %

φ_кон – конечная концентрация паров в резервуаре

φ_кон = 0,05·φ_нппр = 0,05·2 = 0.1 % = 0,001 об. доли, где φ_нппр ≈ 2 %

Определяем критическое  отношение Р₀/Р, где Р – давление водяного пара, которое принимаем  Р = 0.3 МПа, Р₀ [3] = 1·10⁵ Па = 0.1 МПа – барометрическое давление при нормальных физических условиях (760мм рт.ст.)

т.е. истечение происходит со звуковой скоростью, тогда скорость истечения пара определим по формуле:

 м/с  (1.3)

где R – газовая постоянная, R = 831,431/М, Дж/(кг·К),

М – молекулярная масса  водяного пара, М = 34

Т_раб – рабочая температура пара, К, принимаем Т_раб = 350К

Отсюда: м/с

Тогда: м³/с

Время продувки резервуара при этом будет:

где: V_св = 10000 м³ (резервуар полностью освобожден от нефти).

Заканчивать продувку емкостей и резервуаров можно только после  анализа выбрасываемой смеси  на присутствие в ней паров нефти или кислорода.

Эта концентрация при  подготовке резервуара к огневым  работам должна быть не более ПДК = 100 мг/м³ .

 

Вывод: 1. Наиболее опасным веществом в технологическом процессе является Западно-Сургутская нефть – легковоспламеняющаяся жидкость с температурой вспышки -18⁰С. 2. Для Западно-Сургутской нефти определен показатель пожарной опасности (температурный предел распространения пламени – ТПРПл). Для оценки горючести среды внутри технологического оборудования необходимо определить другие необходимые показатели (в соответствии с п.192 ППБ 01-03). 3. Время продувки резервуара РВС -10000 составляет 9,25 часа. Окончание дегазации резервуара определяется по достижении концентрации паров в удаляемой смеси ниже ПДВК. Контрольный анализ проводится через 2-3 часа. Если за период отстоя резервуара нарастания концентрации не произошло, процесс дегазации можно считать оконченным.

 

 

 

3.3. Оценка возможности образования горючей среды около емкостей, резервуаров с нефтью и в насосных станциях

 

Сырая нефть легко испаряется и имеет низкую температуру вспышки. Опасность образования горючей среды около емкостей и резервуаров характерна как для резервуаров резервуарного парка, так и для насосов нефтенасосных.

В резервуарном парке  горючие паровоздушные концентрации могут образоваться около резервуаров при их заполнении нефтью (большое дыхание), при повышении температуры окружающей среды (малое дыхание), а также при повреждениях корпуса резервуара, его крыши или трубопроводов и при аварийных переливах резервуаров.

Горючие концентрации паров  нефти с воздухом при больших  дыханиях могут образовываться сравнительно быстро при повышенных температурах наружного воздуха весной и летом, в результате чего резко возрастает их выброс через дыхательные клапаны резервуаров и емкостей а также интенсивность испарения нефти при ее разливе. Если выбрасываемые пары не будут быстро рассеиваться, то это может привести к образованию взрывоопасной концентрации на большой площади резервуарного парка. Исследованиями установлено, что взрывоопасные зоны максимальных размеров образуются при инверсионном состоянии атмосферы, которое чаще всего создается в период с 7 часов вечера до 7 часов утра. В ночное время и рано утром часто наблюдается почти полное безветрие и даже нисходящие потоки воздуха. Штилевая погода и потоки воздуха, прижимающиеся к поверхности земли, создают благоприятные условия для образования взрывоопасных концентраций, так как пары нефти тяжелее воздуха и над поверхностью земли образуется газовое облако, которое может распространяться на значительные расстояния от места выхода паров.

Пожароопасная загазованность прилегающей территории может возникнуть преимущественно при больших дыханиях, когда происходит мощный выброс паровоздушной смеси в атмосферу при значительной концентрации в ней горючих паров.

Определим расчетом количество горючих паров, выходящих в атмосферу при большом дыхании резервуара РВС-10000 по формуле [2]:

 кг/цикл  (2.1)

где V₁-V₂ - обьем подаваемой в резервуар жидкости, при степени его заполнения ε = 0,9

V₁-V₂ = ε ·V_р-ра = 0.9·10000 = 9000 м³

где V_р-ра - геометрический объем резервуара РВС - 10000;

Р_р - рабочее давление в РВС, Р_р = Р_бар = 1 · 10⁵ Па;

Т_р - температура среды в резервуаре, принимаем ее Т_р = 273+20 = 293К;

φ_s - объемная доля насыщенных паров при t_р, определяем по формуле [2]:

φ_s = P_s/P_раб

где P_s - давление насыщенного пара нефти при t_р = 293К;

Р_раб - рабочее давление системы, у нас Р_раб = Р_бар = 1 · 10⁵ Па

Р_s определяем по уравнению Антуана [2]:

 Па (2.2)

где - коэффициенты (константы) Антуана, принимаем их равными по бензину [4]: А = 5,07020, В = 682,876, С_а = 222,066

Па

Тогда : φ_s = 25800 / 100000 = 0.258 объем. доли

М = 90 кг/ к моль - молекулярная масса нефти, принимаем по наиболее летучим фракциям

Подставляя полученные значения в исходную формулу (2.1) находим количество выделившихся в атмосферу горючих паров нефти при заполнении РВС- 10000:

 кг/ цикл

Полученное количество горючих паров нефти может  образовать газовое облако взрывоопасной концентрации вблизи PBC-10000, объем которого можно определить по формуле (2.3) [2]:

V_взр.=G_б/φ^*_нппр  (2.3),

где G_б = 8548 кг/ цикл – количество горючих паров выходящих из РВС-10000 за один цикл;

φ^*_нппр - нижний концентрационный предел распространения пламени в кг/м³, определяем по формуле 2.4 [2]:

φ^*_нппр = (М · φ_нппр) / V_t , кг/м³  (2.4)

где М = 90 кг/кмоль – молекулярная масса бензина;

Vt, м³/кмоль - молярный объем паров нефти при рабочих условиях определяем по формуле [2]:

 кг/м³ (2.5)

V₀ = 22,41 м³/кмоль - молярный объем паров нефти при Н.У.

Т_р = 293 К - рабочая температура нефти в резервуаре;

Т₀ = 273 К - температура при нормальных физических условиях;

Р₀ = Р_раб. = 1 · 10⁵ Па, поэтому Р₀/Р_раб. = 1

Отсюда: V_t = 22.41·293 / 273 = 24 м³/кмоль;

Тогда: φ^*_нппр = 90·0.08 / 24 = 0,03 кг/м³

В итоге объем взрывоопасной  зоны около РВС-10000 будет равен:

V_в = 8548/0,03 = 285850 м³

Таким образом, при безветренной погоде или небольших скоростях  ветра на территории резервуарного  парка около РВС-10000 в период закачки его нефтью может образоваться газовое облако большого объема – 285850 м³, а при наличии источника зажигания может возникнуть быстро развивающийся пожар. Помимо взрывопожарной опасности выброс горючих паров из резервуаров при больших и малых дыханиях приводит к большим и безвозвратным потерям наиболее легких и ценных фракций нефти, что экологически вредно и экономически не выгодно. Поэтому уменьшение безвозвратных потерь нефти при ее хранении в резервуарах, не только решает задачу снижения пожарной опасности резервуарных парков, но и позволяет решать экономические и экологические задачи.

Большую опасность с точки зрения образования горючих паровоздушных концентраций и возникновения пожара представляет нефтенасосная с нефтеперекачивающими насосными агрегатами. Горючие концентрации паров нефти в нефтенасосной могут образоваться как при нормальных условиях эксплуатации - при утечках через сальники насосов и неплотности фланцевых соединений, так и в случаях повреждения насосов и трубопроводов.

Определим объем взрывопожароопасной зоны горючих паров нефти вблизи сальникового уплотнения насоса при выходе их из нормально работающего нефтенасоса.

, м³ (2.8)

где Q – количество паров нефти, выделяющееся в помещение насосной за определенный период работы, кг/ч

К_б – коэффициент безопасности, примем К_б = 2

φ^*_нппр = 0.03 кг/м³ – нижний концентрационный предел распространения пламени нефти.

Количество паров нефти, которое выделится в помещение  нефтенасосной через сальники насоса, принимаем по таблице 11.1 [1], т.е.

Q = 1,0 кг/ч

Учитывая, что нефтенасос оборудован торцевым уплотнением вала, принимаем величину потерь через сальники в размере 40% от указанных в таблице 11.1  [1], т.е.

Q = 1,0·40/100 = 0.4 кг/ч

В итоге объем горючей  среды – зоны вблизи торцевых уплотнений рабочих насосов с горючей концентрацией паров нефти в помещении нефтенасосной будет равен:

V_взр. =  0.4 · 2 / 0,03 = 27 м³

Таким образом, в помещении  насосной в  течение одного часа   около каждого работающего нефтенасоса  может образоваться местная взрывопожароопасная зона паров нефти объемом 27 м³ при условии неработающей вентиляции. Поэтому помещение насосной оборудовано системой принудительной приточно-вытяжной вентиляции, в том числе и  аварийной. Аварийная вентиляция должна обеспечивать десятикратный воздухообмен и должна включаться автоматически при повышении    концентрации    паров    нефти    в    помещении нефтенасосной выше допустимых пределов – 0,2 φ_нпрп. В нефтенасосной у каждого магистрального агрегата должны быть установлены газоанализаторы довзрывоопасных концентраций для того, чтобы исключить возможность взрыва и возникновения пожара своевременным автоматическим включением систем аварийной вентиляции помещения насосной.

При соблюдении технологического режима работы оборудования образование горючей среды внутри насосов и трубопроводов невозможно, так как в них отсутствует паровоздушное пространство, но при их повреждении разлившаяся и испаряющаяся нефть, имеющая рабочую температуру выше температуры вспышки, будет образовывать горючие концентрации паров с воздухом. При этом могут образовываться не только локальные, но и во всем объеме нефтенасосной горючие паровоздушные концентрации.

 

3.4. Причины повреждения резервуаров, насосов и трубопроводов с нефтью

 

Причинами повреждений  резервуаров чаще всего являются:

- механические воздействия,  возникающие из-за повышенного  давления при не соответствии  интенсивности закачки нефти,  пропускной способности дыхательной арматуры, примерзании в холодное время года тарелок дыхательных клапанов или обледенении насадки огнепреградителя, из-за динамических воздействий (гидравлических ударов, резких изменений давлений), из-за эрозии (механического истирания);

-температурные воздействия,  возникающие в результате температурных  перенапряжений в конструкции резервуаров, а также из-за снижения механической прочности материала резервуаров при воздействии низких температур (-30°С и ниже) или излучения при пожаре;

- химические воздействия,  возникающие из-за химической, а  именно – серной коррозии стенок  резервуаров при хранении сернистой нефти;

- переполнение резервуаров.

На резервуарах РВС-10000 установлены дыхательные клапаны  типа НДКМ, которые не могут примерзать к своим гнездам в зимний период, однако может происходить уменьшение сечения огнепреградителей за счет образования инея зимой и попадания сухой листвы и другого мусора в кассеты огнепреградителя при сильном ветре осенью. Огнепреградители при температурах наружного воздуха ниже 0°С необходимо снимать с предохранительных и дыхательных клапанов.

Как и в нефтенасосах, в резервуарах в результате воздействия химической (серной) коррозии происходит уменьшение толщины ограждающих конструкций с образованием на них отложений сернистых соединений – сульфидов железа.

Сульфиды железа (FeS, Fe₂S₃, Fe₃S₄) – это пористые вещества, не обладающие механической прочностью, они легко окисляются на воздухе. Для защиты от серной коррозии внешние поверхности резервуаров регулярно покрывают антикоррозийными красками и лаками, а внутренние поверхности очищают от отложений серы при плановых профилактических ремонтах.

Причинами повреждения  насосов могут явиться:

- перегрев подшипников,  торцевых уплотнений и корпусов  насосов;

- повышенное давление  в корпусе насоса (гидравлические  удары);

- вибрация насоса и  его узлов из-за нарушения балансировки вала, расцентровки агрегата, увеличений зазоров во вкладышах, подшипниках, попадание случайных предметов в рабочее колесо насоса;

- повышенная утечка  через торцевые уплотнения из-за  их износа, неисправности, что может привести к попаданию нефти в масляную систему;