Разработка технических решений обеспечивающих пожарную безопасность технологического процесса резервуарного парка

 

Нефтенасосная парка  представляет собой одно помещение – насосный зал (см. рис. 4) с разделительной перегородкой, размерами 54х12х8 м. В насосном зале установлено шесть нефтенасосов НМ-3500-210, производительностью q = 3500м³/ч = 0,97 м³/с, Н = 210 м (напор), рабочее давление не более 5,6 МПа, максимальное аварийное давление – 6,0 МПа.

Нефтенасосы в технологическом  процессе перекачивают нефть с температурой вспышки -18°С, молекулярной массой, М= 196 у.е., (плотностью) ρ_ж = 830 кг/м³. За рабочую температуру нефти принимаем t = 20°С. Нефть поступает в насос по всасывающему трубопроводу длиной l_вс = 12 м и отводится по нагнетательному трубопроводу l_наг = 15 м, диаметром обоих d = 500 мм = 0,5 м (длина трубопроводов – это расстояние от насоса до задвижек, установленных на наружной площадке вдоль тыльной стороны здания насосной). На всасывающем трубопроводе установлены автоматические задвижки, продолжительность отключения которых τ_з = 3 сек., так как обеспечено резервирование элементов системы автоматики. Давление насыщенных паров нефти, Ps = 25,8 кПа (определено ранее).

Температура воздуха  внутри здания нефтенасосной, t_в = 20°С, помещение оборудовано приточной, вытяжной и аварийной вентиляцией, кратностью К = 10 и газоанализаторами.

а) За аварийную ситуацию примем разрушение напорного трубопровода насоса. В результате аварии в помещение нефтенасосной поступит нефть за счет работы насоса и находящаяся в трубопроводах [13]:

m_ж = m₁ + m₂ = (qτ_з + V_тр)·ρ_ж, кг (3.1)

где: m₁ и  m₂ – масса нефти, вышедшей из трубопроводов соответственно до и после их отключения, кг;

ρ_ж = 830 кг/м³ – плотности нефти;

q = 1.94 м³/с – производительность нефтенасоса НМ-3500-210;

τ_з = 3 с – время остановки насоса (автоматически);

V_тр – объем трубопроводов, определяем по формуле:

, м³  (3.2)

где: d_всас и d_нагн заданы по условию, отсюда:

 м³

Подставляем V_тр и другие известные величины в ( 3.1), получаем m_ж:

m_ж = (1,94·3 + 5,3)·830 = 9229 кг,

т.е. в помещение насосной в результате аварии выйдет и разольется по полу 9229 кг нефти.

б) Исходя из того, что  один литр нефти (ЛВЖ) разливается на 1 м² -  площади пола помещения [13], определяем максимально возможную площадь разлива испарения нефти, поступившей в помещение нефтенасоеной по формуле:

, м²  (3.3)

где: f_р - 1000 · 1/m - переводной коэффициент, т.к. в 1 м³ = 1000 л. или удельная площадь разлива жидкости формула (1.3) [3];

Отсюда:         F_и = 1000 · 9229/ 830 = 11120 м²

в)  Площадь   испарения   нефти   в   нефтенасосной   принимаем   равной площади пола помещения согласно формулы (3.13) [3]:

F_н^’ = F_пом = 54 · 12 = 648 м²  (3.4)

г) Определяем интенсивность  испарения нефти по формуле 3.12 
[3]:

 

Рис. 4. Магистральная нефтенасосная НПС (план здания насосного зала)

1, 2, 3, 4, 5, 6 – магистральные насосные агрегаты (насос-НМ-10000-210, двигатель – СТДП – 8000-2-У4);

 

, кг/(м²·с)   (3.5)

где: η - коэффициент, зависящий от температуры и скорости движения воздуха, принимаем скорость воздушного потока 0.1 м/с, тогда для заданной температуры воздуха в помещении насосной t_в=20°C, η = 2.4 [13];

М = 196 – молярная масса  нефти;

P_s = 25,8 кПа – давление насыщенных паров нефти.

Отсюда:    кг/(м²·с)

д) Находим время полного  испарения нефти τ_n, разлившейся на полу  насосной в результате аварии, по формуле 3.11 [3]:

, с  (3.6)

где - все величины известны, определены выше,

Тогда:     , с

τ_n =  16427 > 3600с, поэтому для дальнейших расчетов согласно требования п. 3.2.   [13] принимаем длительность испарения нефти - τ_n =3600 с.

е) Определяем массу паров  нефти, образующихся и поступающих  в помещение насосной при испарении о поверхности разлива (площадь пола) по формуле 12 [13]:

m = W · F_и · τ_n, кг  (3.7)

m = 8,67 · 10^-4 · 646 · 3600 = 2022 кг

ж) Находим массу паров  нефти о учетом работы аварийной  вентиляции, обеспеченной резервными вентиляторами, автоматическим пуском при превышении ПДВК и электропитанием по первой категории надежности (ПУЭ) по формуле с учетом рекомендаций 3.7 [13]

, кг (3.8)

где:  А_в = 10 ½ - кратность аварийной вентиляции (принимаем);

Отсюда:      кг

з) Определяем массу паров  нефти, участвующих в образовании  реальных зон взрывоопасных концентраций по формуле [13]:

m" = m' · Z, кг  (3.9)

где: Z = 0.3 - коэффициент участия горючего вещества во взрыве

Тогда:    m" = 183.9 · 0.3 = 55.2 кг

и) Находим свободный  объем помещения нефтенасосной  по п. 3.4 [13]:

V_св = 0.8 · V_пом, м³  (3.10)

где: V_пом, м³ - геометрический объем помещения нефтенасосной

  V_пом = 54 · 12 · 8 = 5184 м³

Отсюда:    V_св = 0.8 · 5184 = 4147 м³

к) Определяем плотность  паров нефти по формуле (2) [13]

, кг/м³  (3.11)

где: М = 96 – молярная масса легких фракций паров нефти;

V₀ = 22.431 м³ - молярный объем паров при нормальных условиях [15];

t_р = 20°С - расчетная температура, принята по указаниям пункта 3.5 [13]: 

Отсюда:   , кг/м³

л) Находим стехиометрическую  концентрацию паров нефти (по пропану С₃Н₈) – φ_ст по формуле (3) [13]:

% (об)   (3.12)

где:  - стехиометрический коэффициент кислорода в реакции горения, n_c = 3; n_н = 8; n_х = 0; n₀ = 0 - число атомов углерода, водорода, галоидов, кислорода в молекуле горючего, 
Отсюда:   β = 3 + (8 - 0) / 4 – 0/2 = 5

Тогда: φ_ст = 100 / (1 + 4.84 · 5) = 2 % (об)

л) Определяем по полученным выше данным (m" = 55.2 кг; V_св = 4665 м³;  ρ_n = 3.99 кг/м³; φ_ст = 2 % (об)) избыточное давление взрыва паров нефти в помещении нефтенасосной по формуле (1) [13]:

, кПа  (3.13)

где: Р_max = 900 кПа – максимальное давление взрыва стехнометрической паровоздушной смеси в замкнутом объеме;

Р₀ = 101 кПа – начальное давление;

К_н = 3 – коэффициент, учитывающий негерметичность помещения и неадибатичность процесса горения;

Тогда:

 кПа

Вывод: Согласно таблицы 1 [13], помещение нефтенасосной резервуарного парка по взрывопожарной и пожарной опасности относится к взрывопожароопасной категории А, так как в насосной обращается нефть, которая имеет температуру вспышки (t_всп = -18°С) менее 28°С и которая может образовывать взрывоопасные парогазовоздушные смеси, при воспламенении которых развивается расчетное избыточное давление взрыва в помещении насосной более 5 кПа.

В соответствии с ПУЭ  помещение нефтенасосной относится к зоне класса В-Iа.

 

4.2. Проверочный расчет гасящего диаметра отверстий кассетного огнепреградителя, установленного на дыхательной линии технологического РВС-10000

 

Кассетный огнепреградитель устанавливается перед дыхательным  клапаном резервуара (встроен в ДК). Он защищает резервуар от распространения в него огня (пламени), защитные действия основаны на явлении гашения пламени в узких каналах, что достигается в канале, диаметр которого меньше критического. Этот размер (диаметр) канала называют гасящим – d_г. Расчет огнепреградителя заключается в определении критического, а затем – гасящего диаметра канала. Огнепреградители могут быть в виде сеток или насадок. Насадки бывают в виде пластин из гофрированной фольги, спирально свернутых лент и т.п., которые образуют каналы треугольной и другой формы. Диаметр канала насадки или отверстия сетки огнепреградителя, при котором тепловыделение от горящей смеси будет равно теплопотере, называют критическим диаметром d_кр.

 

Рис. 5 Кассетный огнепреградитель

1. Корпус
2. Крышка выдвижной коробки
3. и 9. Шпилька и гайка
4. Угольники крепления выдвижной коробки
5. Скоба
6. Ручка

7. Пластины плоские  и гофрированные

8. и 10. Крышки передняя  и задняя

 

Определяем критический  диаметр предлагаемого огнепреградителя по формуле 8.4 [1] (см. рис. 5):

 

, м  (3.14)

где: Ре_кр - число Пекле, на пределе гашения пламени, равно 60-80; принимаем Ре_кр = 65;

Р – давление горючей  смеси, равно атмосферному – Р = 10⁵ Па

Т – рабочая (начальная) температура, принимаем Т = 293 К;

R – газовая постоянная, Дж/(кг·К)

ω_н – нормальная скорость распространения пламени, ω_н = 0,414 м/с по табл. 1 [2] для пропана, к которому мы приравниваем нефтяные пары;

С_р – удельная теплоемкость горючей смеси при постоянном давлении, Дж/(кг·К)

λ - коэффициент теплопроводности горючей смеси, определяем по формуле 5.9 [2]

λ = φ_г · λ_г + (1- φ_г)·λ_в, Вт/(м·К)    (3.15)

где:  λ_г = 1.9·10^-2 Вт/(м·К) - коэффициент теплопроводности паров нефти, принимаем по пропану по табл. 10 [2];

λ_в = 2.59·10^-2 Вт/(м·К) - коэффициент   теплопроводности воздуха, значение берем по табл. 2 [2] для Т= 293 К;

φ_г – объемная доля горючего в стехиометрической смеси; определяем ее из уравнения реакции горения нефти в воздухе, т.к. пары нефти по молекулярной массе и концентрационным пределам распространения пламени близки к пропану, то φ_г определяем по реакции горения пропана – С₃Н₈ (см. реакцию горения стр.71 [3]):

С₃Н₈ + 5(О₂ + 5·3.76)N₂ = 3СO₂ + 4Н₂O + 5·3.76N₂ + Q

Отсюда:    об. доли   (3.16)

Тогда:  λ = 0.04 · 0.019 + (1- 0.04)·0.0259 = 2.6·10^-2 Вт/(м·К)

Определяем газовую  постоянную для смеси паров нефти (пропана) по формуле [2]:

, Дж/(кг·К)  (3.17)

где: R_у – универсальная газовая постоянная, R_у = 8314 Дж/(кг·К);

М_г = 44,1 кг/к моль – молекулярная масса пропана по табл. 1 [2];

М_в = 28,96 кг/к моль – молекулярная масса воздуха, стр. 36 [2];

Отсюда:   , Дж/(кг·К)

Определяем удельную теплоемкость горючей смеси С_р при постоянном давлении по формуле 5.11 [2]:

С_р = φ_г · С_р.г + (1- φ_г) · С_р.в Дж/(кг·К)    (3.18)

где: С_р.г = 1667 Дж/(кг·К) – теплоемкость пропана по табл. 10 [2];

 С_р.в = 1005 Дж/(кг·К) – теплоемкость воздуха по табл. 10 [2];

Отсюда:   С_р = 0.04 · 1667 + ( 1- 0.04 ) · 1005 = 1031,5 Дж/(кг·К)

Полученные в результате расчетов данные подставляем в формулу (3.14). При этом получим:

Определяем гасящий  диаметр отверстия (предлагаемого) кассетного огнепреградителя по формуле 8.5 [1];

d = 0.5- d_кр = 0.5 · 3.26 = 1.63 мм.

где: 0.5 – коэффициент запаса надежности огнегасящей насадки

Из приведенных расчетов следует, что огнепреградители, устанавливаемые на дыхательных клапанах технологических резервуаров должны иметь гасящий диаметр каналов в насадке (отверстия в кассете) не более 1.63 мм.

 

4.3. Обоснование и расчет системы аварийного слива нефти из помещения нефтенасосной

 

Аварийный слив горючей  жидкости из технологических аппаратов  и трубопроводов, или из помещений, оказавшихся в опасной зоне, является одним из способов предотвращения развития пожара и недопущения превращения его в крупный пожар.

Учёт произведенных  в разделе 4.1. расчетов и того, что в помещении нефтенасосной в технологическом процессе перекачивается легковоспламеняющаяся жидкость – нефть, поступление которой в зону пожара может усложнять обстановку, так как насосные агрегаты имеют большую производительность, дает основание сделать вывод о том, что нефтенасосную необходимо оборудовать системой аварийного слива нефти. Слив нефти следует предусмотреть (осуществлять) самотеком в аварийный резервуар, расположенный за пределами здания насосной.

В случае аварии, как показали расчеты в разделе 4.1., в помещение нефтенасосной может поступить большое количество нефти – 9229 кг ≈ 9,3 тонны. Это количество нефти при разливе может занять большую площадь, создать угрозу возникновения и распространения пожара внутри помещения нефтенасосной. В этом случае угроза возникновения пожара внутри помещения будет сохраняться длительное время, так как время полного испарения разлившейся нефти на площади пола насосного зала будет составлять 16427 с. Для удаления нефти из помещения без устройства аварийного слива потребуется значительное количество времени. Если при разрыве напорного патрубка трубопровода насосного агрегата произойдет пожар, то поступление большого количества нефти (9,3 тонны) в зону горения резко осложнит обстановку. Развитие пожара будет зависеть от характеристики нефти, как ЛВЖ, а именно: нефть имеет температуру пламени – 1100°С, скорость выгорания нефти составляет V_выг. = 9-12 см/ч.