Разработка технических решений обеспечивающих пожарную безопасность технологического процесса резервуарного парка

- механические повреждения  (аварии), способные вызвать утечку, выброс нефти из насоса;

- негерметичность разъемного  соединения корпуса насоса, что  может вызвать утечку нефти  в помещение нефтенасосной;

- коррозия и эрозия (кавитация).

Следствием повреждений, неисправностей является выход нефти  в помещение нефтенасосной и  создание взрывопожароопасной концентрации паров нефти с воздухом около  рабочего агрегата. Поэтому при эксплуатации нефтеперекачивающих насосов должен быть установлен систематический контроль за рабочим состоянием системы смазки и охлаждения, герметичностью торцевых уплотнений и разъема корпуса, вибрацией и рабочим давлением. При обнаружении утечки нефти насос должен быть остановлен до устранения неисправности. Ремонт неисправного насоса во время работы запрещается. Трущиеся части насосов во время работы необходимо смазывать и осуществлять контроль за температурой подшипников и сальников. Перед пуском нефтенасосов должна быть включена вытяжная вентиляция. Пуск насосов в работу при неисправной или выключенной вентиляции не допускается.

Автоматическая защита насосов обеспечивает: бесперебойную  подачу  смазки к  трущимся деталям  – подшипникам и торцевым уплотнениям  вала насоса; контроль за температурой корпуса насоса и электродвигателя; входящего и выходящего из электродвигателя воздуха. Подача масла контролируется манометром, контакты которого включены в пусковые цепи электродвигателей, что предотвращает включение электродвигателя, при отсутствии давления в системе смазки. Падение давления в маслосистеме во время работы агрегата вызывает его остановку. Тепловая защита корпуса насоса предотвращает длительную работу при закрытой задвижке и контроль за входящим и выходящим из электродвигателя воздухом, не допускает в летнее время перегрева обмотки статора электродвигателя. Эксплуатация продуваемых под избыточным давлением электродвигателей требует во взрывоопасных помещениях контроля за давлением. Сигнализатор падения давления производит включение в работу напорного вентилятора. Герметичность торцевого уплотнения контролируется специальным датчиком. Если вибрация оборудования в процессе его работы превысит критическое значение, то вибросигнализатор отключит агрегат. Визуальный контроль за давлением во всасывающем и нагнетательном трубопроводах магистрального насоса осуществляется по показаниям манометров. Давление в линии нагнетания контролируется по манометру, а нагрузка электродвигателя – по амперметру.

Эрозия – механическое истирание лопастей насоса в результате попадания в полость насоса пузырьков воздуха или газа, от которого может повредиться рабочее колесо насосного аппарат. Защита от эрозии – исключение попадания в насос пузырьков воздуха или газа. При наличии признаков кавитации насос должен останавливаться.

Причиной повреждения насоса может явиться химическое воздействие на его детали перекачиваемой нефти, а именно – химическая и электрохимическая коррозия. Химическая коррозия – это самопроизвольное разрушение деталей аппаратов в результате взаимодействия с окружающей средой и хранящимися в аппаратах веществами. Для нефтенасосов характерна серная химическая коррозия, так как они перекачивают сернистую нефть, в результате чего на внутренних поверхностях корпуса насоса, рабочем колесе могут образовываться сернистые отложения – сульфиды железа.

2Fe + 3S = Fe₂S₃  3Fe + 4S = Fe₃S₄

Чтобы эти соединения не образовывались детали насосов изготавливаются  из материала, устойчивого к воздействию  серы, производится их окраска и  другие способы защиты поверхности. Электрохимическая коррозия сопровождается выделением электротока. Чтобы защитить детали нужно зарядить их отрицательным зарядом.

Причинами повреждения  трубопроводов на предприятии могут  являться:

а) уменьшение сечения  трубопроводов из-за:

- наличия в них парафиновых  отложений или неполного открытия задвижек,

-гидравлического удара;

б) увеличение производительности насосов;

в) коррозия.

Оценим возможность  повреждения нефтепровода в случае быстрого перекрытия задвижки при рабочем  давлении нефти в трубопроводе 4МПа, плотность нефти ρ = 830 кг/м³, материал трубопровода – сталь 17Г1С с модулем упругости Е= 2.1·10¹¹ Па. Коэффициент объемного сжатия (β_сж) для нефти равен 0.74·10^-9 Па, фактическая производительность нефтепровода (при работе одного насоса) Q = 3500 м³/ч, наружный диаметр трубопровода D_н = 500 мм = 0,5 м; толщина стенки S = 8 мм = 0,008 м.

Определим площадь проходного сечения трубопровода:

F = π·(D²_в/4) = (π/4)(D_н-2S)² = 3,14/(0,5 - 2·0,008)² = 0,379 м²

Определим скорость движения нефти по формуле:

w = Q/F = 3500/0,379 = 9234 м/ч = 2,56 м/с

Находим скорость распространения  ударной волны при быстром  перекрытии задвижки по формуле 4.14 [3]:

, м/с  (2.7)

где:  D_в = D_н – 2S = 0,5 - 2·0,008 = 0,484 м

тогда: 

Определим максимальное уменьшение скорости нефти в трубе по формуле 4.15 [3]:

Δω = ω_нач – ω_кон, Δω = 2,56 – 0 = 2,56 м/с   (2.8)

Находим приращение давления в трубопроводе при гидравлическом ударе по формуле Н. Е. Жуковского, 4.13 [3]

ΔP = C · Δω · ρ_t, Па  (2.9)

ΔР = 991.4 · 2,56 · 830 = 2110830 = 2,11 МПа

Определяем конечное давление нефти в трубопроводе по формуле 4.2 [3]

Р_к = Р_н + ΔР, Па  (2.10)

Р_к = 5 · 10⁶ + 2,11 · 10⁶ = 7,11 · 10⁶ Па = 7,11 МПа

Определяем пробное  давление Р_пр при испытании трубопровода по формуле [2]:

Р_пр = 1.25 · Р_р (при Р_р > 0.5 МПа), МПа  (2.11),

Р_пр = 1,25·5 = 6,25 МПа

Таким образом, давление в магистральном трубопроводе при  гидравлическом ударе (при быстром перекрытии задвижки) превышает допустимое давление: Р_к = 7,11 МПа > Р_пр = 6,25 МПа, что может привести к разрушению трубопровода.

Давление гидроудара зависит от времени закрытия запорных устройств и длины трубопроводов. Чем меньше период закрытия задвижки и чем длиннее трубопровод, тем больше приращение давления.

Электроприводы задвижек в резервуарном парке позволяют плавно перекрывать трубопроводы. Подачу нефти насосами во избежание гидравлического удара нельзя резко изменять. Давление при пуске или остановке насоса нельзя резко повышать или понижать. Для защиты от гидроудара предусмотрены обратные клапаны и регуляторы сглаживания волн давления.

Оценим возможность повреждения магистрального трубопровода из-за приращения давления, вызванного уменьшением сечения трубопровода при наличии отложений или неполном открытии задвижки по формуле 4.1 [3]:

, Па  (2.12)

Приращение давления в результате наличия отложений (на преодоление сопротивления) определим по формуле:

ΔP = ΔP₂ – ΔP₁, Па   (2.13)

где:  ΔP₁ – давление при работе трубопровода, не имеющего отложений

ΔP₂ – давление при работе трубопровода с отложениями

, Па  (2.14)

где: d₁ = 0,5 м – диаметр трубопровода без отложений;

ω₁ = 2,56 м/с – скорость движения нефти определена ранее при Q = 3500 м³/ч;

d₂ = 0,25 м – диаметр трубопровода на расчетном участке с отложениями;

ω₂ – скорость движения нефти на расчетном участке трубопровода с отложениями. Определим эту скорость из уравнения неразрывности потока:

ω₁·f₁ = ω₂·f₂  (2.15)

Откуда:    = 10,24 м/с

l_экв – эквивалентная расчетная длина трубопровода с учетом местных сопротивлений , принимаем l_экв = 4000 м;

λ₁ и λ₂ – коэффициенты гидравлического сопротивления трению для трубопровода без отложений и с отложениями.

Определим сначала режим движения нефти в трубопроводе по числу Рейнольдса Re:

Re = ω·d/ν  (2.16 )

где: d₁ = 0,5 м – диаметр расчетного участка трубопровода, без отложений с отложениями – d₂ = 0,25 м;

ν = 0,00069 м²/с, [2] – коэффициент кинематической вязкости нефти, берем его как для бензина

Находим число Рейнольдса, Re при d₁ = 0,5 м и d₂ = 0,25 м;

Re₁ = (2,56·0,5)/0,00069 = 1855

Re₂ = 10,24·0,25/0,00069 = 3710

Здесь выполняется условие: 2320<Re<10000 т.е режим течения переходный и λ определяется по формуле 4.4 [3]:

 (2.17)

Для трубопровода нормального  сечения (без отложений):

Для трубопровода уменьшенного сечения (с отложениями):

Определяем потери напора по расчетной длине трубопровода l_экв = 4000 м   по формуле (2.12) для участка без отложений:

 

для участка с отложениями:

В итоге приращение давления на преодоление сопротивления составит по формуле (2.13):

ΔP = ΔP₂ – ΔP₁ = 27850178 – 1044382 = 26805796 Па = 26,8 МПа

На основании расчета  делаем вывод, что образование отложений  ведет к уменьшению сечения трубопровода, что на расчетной длине 4000 м от d₁= 0,5 м до d₂ = 0,25 м приводит к увеличению давления в трубе на 26,8 МПа, что вызовет нарушение целостности трубопровода.

Чтобы избежать отложений, трубопроводы периодически чистят промышленными скребками. Для предупреждения гидравлических ударов в задвижках с электроприводом предусмотрена установка датчиков, сигнализирующих о неполном открытии задвижек.

Причиной повреждения трубопроводов может явиться химическое воздействие, а именно, химическая и электрохимическая коррозия, а также механическое воздействие – эрозия (истирание стенок движущейся нефтью). Защита от серной коррозии аналогична защите от нее резервуаров.

Для защиты от электрохимической  коррозии применяются: катодная защита, протекторная и дренажная защита.

 

3.5. Особенности повреждений резервуаров и возникновения пожаров в резервуарном парке.

 

Особую опасность для  объектов предприятия и прилегающей  территории представляют случаи полного разрушения резервуаров с нефтью. Наиболее опасным фактором возникающего при этом пожара являются гидродинамическое истечение нефти. Так за период с 1970 по 1990 годы в бывшем СССР произошло 46 случаев аварий, связанных с частичным или полным разрушением резервуаров. Из этих аварий в 23 случаях (50%) возникали крупные пожары, в 11 случаях (24%) – разрушения резервуаров с нефтепродуктами пожарами не сопровождались и квалифицировались как аварии 1 и 2 категории, остальные 13 разрушений произошли при гидравлических испытаниях резервуаров.

Поток нефтепродукта при гидродинамическом  истечении разрушает или промывает  защитное обвалование (в 22 случаях из 46), или перехлестывает через него (в 12 случаях из 46). Это можно объяснить тем, что обвалование, выполненное согласно требований норм [7], рассчитано на гидростатическое удержание выходящей из резервуара нефти и оно не способно выполнить защитные функции при гидродинамическом истечении. Только в 8 случаях из 46 при разрушении резервуаров обвалование выполнило свои функции, но при этом истечение происходило из частично заполненных резервуаров, разрушившихся от внутреннего взрыва; 15 аварий сопровождались разливом нефтепродуктов за пределы территории резервуарных парков и катастрофическими последствиями с большим материальным ущербом и гибелью людей. В остальных случаях разливы жидкости ограничивались территорией резервуарного парка или нефтебазы.

Другой особенностью гидродинамического растекания является перенос вместе с горящей жидкостью открытого пламени, его теплового излучения и других опасных факторов пожара, что может привести к быстрому распространению огня на прилегающей к резервуарному парку территории.

Анализ полных аварийных разрушений резервуаров указывает на необходимость устройства специальных обвалований резервуарных парков, расположенных рядом с жилыми и промышленными объектами.

Пожар в резервуарном парке начинается, как правило, со взрыва смеси паров  ЛВЖ с воздухом, находящейся в  газовом пространстве резервуара. В  результате взрыва происходит полное или частичное разрушение крыши резервуара и загорается жидкость на всей свободной поверхности. Значительно реже взрыв паровоздушной смеси сопровождается разрушением стенок резервуара с изливом его содержимого наружу.

Если концентрация смеси паров горючей жидкости (нефти) с воздухом в резервуаре будет выше верхнего концентрационного предела распространения пламени, то пожар, чаще всего, начинается с воспламенения и факельного горения струи, выходящей через дыхательную арматуру, открытые люки или через неплотности в крыше и верхней части корпуса резервуара.

Если резервуар после взрыва паровоздушной смеси загорелся, то в первые же минуты горения на поверхности жидкости (нефти), устанавливается температура, близкая к температуре ее кипения. Для нефтей эта температура непостоянна и превышает 100°С, постоянно увеличиваясь по мере выгорания легких фракций жидкости.

Скорость выгорания жидкости зависит  от ее летучести, условий горения и скорости ветра.

Для нефти V_выг = 9-12 см/ч, для сравнения скорость выгорания у бензина V_выг – до 30 см/ч, у дизельного топлива 18-20 см/ч, с увеличением скорости ветра до 8-10 м/с скорость выгорания возрастает на 30-50% [8]. Имея ввиду, что теплота выгорания нефтепродуктов составляет 44000 КДж/кг, при пожаре будет выделяться большое количество тепла.