Пожарная безопасность резервуарного парка цеха подготовки и перекачки нефти НГДУ "Лянторнефть"

-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 с = 830 кг/м3, материал трубопровода - сталь 17Г1С с модулем упругости Е= 2.1·1011 Па. Коэффициент объемного сжатия (всж) для нефти равен 0.74·10-9 Па, фактическая производительность нефтепровода (при работе одного насоса) Q = 3500 м3/ч, наружный диаметр трубопровода Dн = 500 мм = 0,5 м; толщина стенки S = 8 мм = 0,008 м.

Определим площадь проходного сечения трубопровода:

F = р·(D2в/4) = (р/4)(Dн-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: Dв = Dн - 2S = 0,5 - 2·0,008 = 0,484 м

тогда:

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

Дщ = щнач - щкон, Дщ = 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]

ДP = C · Дщ · сt, Па (2.9)

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

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

Рк = Рн + ДР, Па (2.10)

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

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

Рпр = 1.25 · Рр (при Рр > 0.5 МПа), МПа (2.11),

Рпр = 1,25·5 = 6,25 МПа

Таким образом, давление в магистральном трубопроводе при гидравлическом ударе (при быстром перекрытии задвижки) превышает допустимое давление: Рк = 7,11 МПа > Рпр = 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:

ДP = ДP2 - ДP1, Па (2.13)

где: ДP1 - давление при работе трубопровода, не имеющего отложений

ДP2 - давление при работе трубопровода с отложениями

, Па (2.14)

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

щ1 = 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;

щ2 - скорость движения нефти на расчетном участке трубопровода с отложениями. Определим эту скорость из уравнения неразрывности потока:

щ1·f1 = щ2·f2 (2.15)

Откуда: = 10,24 м/с

lэкв - эквивалентная расчетная длина трубопровода с учетом местных сопротивлений , принимаем lэкв = 4000 м;

л1 и л2 - коэффициенты гидравлического сопротивления трению для трубопровода без отложений и с отложениями.

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

Re = щ·d/н (2.16)

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

н = 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 л 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 lэкв = 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):

ДP = ДP2 - ДP1 = 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 Vвыг = 9-12 см/ч, для сравнения скорость выгорания у бензина Vвыг - 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.

Стенка резервуара выше уровня нефти (горючей жидкости) под воздействием теплоты пожара сильно раскаляется и через 15-20 мин от начала пожара деформируется, если не принять меры к ее охлаждению. Под действием теплового потока от горящего резервуара, а при ветре и за счет непосредственного воздействия пламени, будет нагреваться стенка, крыша, дыхательная и другая арматура на соседних резервуарах. Нагрев дыхательной арматуры опасен тем, что прогретый до высоких температур огнепреградитель, перестает выполнять свои защитные функции, и при наличии взрывоопасной смеси внутри резервуара приводит к проскоку пламени внутрь резервуара, воспламенению смеси и взрыву. Если в резервуаре концентрация паров выше верхнего предела распространения пламени, то образующееся при нагреве стенок избыточное давление приводит к выходу паровоздушной смеси через дыхательную арматуру и воспламенению ее. Горение факела паров над арматурой будет дополнительно подогревать арматуру и конструкции резервуара в связи с чем может произойти деформация конструкции. Нагрев стенок при пожаре соседнего с горящим резервуара, имеющего концентрацию паров ниже цнпрп, может привести к интенсивному испарению нефти в соседнем с горящим резервуаре и повышению концентрации паров до цнпрп. При этом пламя, проскочив внутрь резервуара, вызовет его взрыв.

3.6 Источники зажигания

Характерными источниками зажигания для резервуарного парка могут являться:

1. Самовозгорание сернистых отложений (парофоров) в резервуарах с нефтью;

2. Механические искры при:

- ручном замере уровня жидкости в резервуаре и отборе проб нефти;

- использовании стальных инструментов (молотков, зубил, стальных скребков, лопат) при проведении ремонтных работ; ударах ключей о металл в момент подтягивания гаек; падении металлических инструментов;

3. Удары молнии и ее вторичные проявления;

4. Теплота при перегреве сальников уплотнений насосов, подшипников и электродвигателей;

5. Искры на контактах неисправных магнитных пускателей электрозадвижек и насосов;

6. Разряды статического электричества при перемещении нефти по трубопроводам;

7. Искры и дуги при проведении электросварочных, газосварочных, газорезательных работ, использовании открытого пламени паяльной лампы, факелов для отогрева замерзших труб, задвижек, разогрева битума и т.д..

При замере уровня взлива нефти в резервуарах образование искр наиболее вероятно при ударах о корпус резервуара замерных приспособлений, ремонтного инструмента при высоте их падения более 2-х метров.

Снижение пожаровзрывоопасности при замере уровня и отборе проб обеспечивается установкой на резервуарах безопасных дистанционных устройств замера уровня и сниженных пробоотборников, а также соблюдением правил пожарной безопасности, учитывающих особенности накопления статического электричества при перекачке нефти.

Так, для предотвращения опасного разряда статического электричества целесообразно отбирать пробы и замерять уровни нефти только через некоторое время после прекращения перекачки жидкости, когда произойдет естественное рассеивание накопленных зарядов. Для предотвращения создания разности потенциалов между поверхностью наэлектризованной жидкости и пробоотборником, которые приобретают заряды разноименных знаков, целесообразно устраивать перфорированную замерную трубку, устраняющую накопление электрического заряда в массе жидкости внутри резервуара и вблизи ее наружной поверхности.

При наличии в резервуарах сернистых отложений железа следует производить очистку оборудования от этих отложений, постепенное окисление образовавшихся в резервуаре самовозгорающихся отложений при очистке резервуаров (добавление небольших количеств воздуха к водяному пару, подаваемому на продувку, или постепенное заполнение водой и постепенное снижение ее уровня).

Перегревы подшипников и сальников насосов и электродвигателей могут возникнуть при нарушении смазки рабочих поверхностей, перекосах, чрезмерной затяжке подшипников, загрязнении их поверхностей, работе агрегатов при отключенной системе смазки.

Для исключения разогрева подшипников до высоких температур должно быть предусмотрено применение подшипников качения. Должна быть предусмотрена система смазки подшипников с использованием того сорта масла и в том количестве, которое установлено правилами эксплуатации для данного подшипника. Необходим постоянный контроль за температурой подшипника и очистка его корпуса от грязи и пыли.

Кроме того, необходимо устройство автоматики, предотвращающее пуск агрегатов при срабатывании агрегатных и общестанционных систем защиты.

Для предотвращения возникновения пожаров от разрядов атмосферного электричества, все резервуары, здание насосной и другие объекты резервуарного парка оборудованы молниезащитой.

3.7 Пути распространения пожара

Возникшие пожары в резервуарных парках принимают большие размеры, если имеются пути распространения пожара.

Путями распространения пожара в резервуарном парке могут быть:

1. Дверные, оконные и технологические проемы в помещении насосной;

2. Воздуховоды систем вентиляции;

3. Поверхность разлившейся нефти при повреждении резервуаров, трубопроводов, по которым перекачивается нефть и т.п.;

4. Паровоздушные облака взрывоопасных концентраций, образующиеся при больших и малых дыханиях резервуаров;

5. Трубопроводы систем промышленной канализации;

6. Дыхательные и предохранительные клапаны и патрубки резервуаров при неисправности или отсутствии огнепреградителей.

Условиями способствующими распространению пожара, могут быть:

1. Наличие большого количества жидкостей в резервуарах и концентрация этих емкостей на небольших площадях;

2. Сравнительно небольшие противопожарные разрывы между резервуарами, что увеличивает действие лучистой энергии пламени, конвективных потоков искр при пожаре одного из резервуаров;

3. Взрывы резервуаров;

4. Отсутствие автоматических установок пожаротушения;

5. Полное разрушение резервуаров;

6. Выбросы нефти из горящего резервуара;

7. Отсутствие или неисправность обвалования резервуаров, предотвращающего разлив горящей жидкости по территории парка;

8. Размещение резервуаров без учета рельефа местности, что может привести при аварии к розливу нефти в направлении смежных объектов и населенных пунктов.

Для предотвращения распространения пожара резервуары с нефтью (РВС-10000) разделены на группы. Первая группа резервуаров по периметру имеет замкнутое обвалование из негорючих материалов (бетонные плиты). Обвалование рассчитано на гидростатическое давление разлившейся нефти. Во второй группе резервуары также имеют обвалование в виде стенок. Высота оградительных стен соответствует требованиям п. 3.6 СНиП 2.11.03-93. Объем между ограждающими стенами резервуаров не менее емкости одного резервуара.

С целью предотвращения выхода нефти при повреждении трубопроводов предусмотрено устройство на них скоростных клапанов-прерывателей потока нефти, срабатывающих при разрыве трубопровода.

Для предотвращения выхода разлившейся нефти из помещений насосной в дверных проемах выполнены пороги. Кроме того, целесообразно предусмотреть устройство аварийного слива нефти из помещений насосной в подземный резервуар, расположенный за пределами помещения насосной.

Для предотвращения распространения пожара по системе промышленной канализации необходимо наличие в ней гидравлических затворов.

Перед дыхательными клапанами резервуаров, сообщающих паровоздушное пространство над поверхностью нефти в резервуаре с окружающей средой, предусмотрена установка кассетных огнепреградителей.

Для обеспечения пожарной безопасности на ЦППН предусмотрены следующие мероприятия:

- для предотвращения выделения взрывоопасных паров и газов в атмосферу и производственные помещения предусмотрена герметизированная система подготовки и транспорта нефти, газа и воды;

- помещения со взрыво и пожароопасными производствами изолируются от помещений, в которых этих выделений нет;

- с целью предотвращения разлива нефти, резервуары с нефтью, пластовыми и сточными водами имеют обвалования и ограждения, а площадки наружных технологических установок имеют бордюрное ограждение;

- насосные установки применяются с герметичными сальниковыми уплотнениями;

- трубопроводы свариваются;

- для проезда механизированных средств пожаротушения на территории ЦППН обеспечен кольцевой проезд вокруг УПН и резервуарного парка;

- для въезда в обвалования резервуаров в местах, разрешенных руководством, по согласованию с органами Госпожнадзора РФ оборудованы переезды через обвалования;

- площадки внутри обвалования резервуаров спланированы и утрамбованы;

- коммуникации трубопроводов в резервуарном парке позволяют в случае аварии резервуара производить перекачку нефти из одного РВС в другой;

- установлены гидравлические затворы на выпускных линиях от каждого резервуара;

- применена дыхательная арматура на резервуарах;

- применена закрытая сеть производственной канализации (она выполнена из несгораемых материалов и предусматривает защиту труб и сооружений от коррозии);

- смотровые колодцы канализации постоянно закрыты крышками и засыпаны песком слоем не менее 10 см;

- канализационные колодцы и другие подземные сооружения, расположенные на территории ЦППН, проверяются на загазованность не реже 3-х раз в год газоанализатором, результаты заносятся в журнал;

- на линиях промканализации до нефтеловушки и после нее установлены гидравлические затворы;

- на площадке резервуарного парка предусмотрен кольцевой противопожарный водовод, на котором установлены пожарные гидранты через каждые 100м;

- по периметру предусмотрено размещение пожарных водоемов;

- для тушения пожаров в нефтяных резервуарах, предусмотрена система стационарного автоматического пожаротушения (в качестве огнегасящего средства в стационарных установках применяется пена средней кратности);

- для получения пенообразующего раствора применяется пенообразователь ПО-6К;

- в качестве пенообразующих устройств приняты пеногенераторы средней кратности ГПСС-2000 установленные на резервуарах для нефти.

4. Разработка технических решений обеспечивающих пожарную безопасность технологического процесса резервуарного парка

Из приведенного анализа пожарной опасности технологического процесса предприятия видно, что данный процесс имеет повышенную пожарную опасность. Это объясняется наличием большого количества нефти и нефтяных паров. Большая пожарная опасность резервуарного парка обуславливается возможностью образования взрывоопасных концентраций паров нефти вследствии больших дыханий резервуаров и испарения вытекающей нефти при переливах резервуаров, утечек через сальники магистральных насосов и т.п.

При выходе нефти, нагретой выше температуры вспышки равной
-16°Сч-18°С, в результате повреждения резервуаров, насосов или трубопроводов может происходить образование горючих концентраций паров с воздухом. При этом в насосной могут образовываться не только местные, но и во всем объеме помещения взрывоопасные концентрации. На территории резервуарного парка может образовываться газовое облако взрывоопасной концентрации.

Из анализа пожарной опасности следует, что технологический процесс резервуарного парка не в полной мере соответствует требованиям пожарной безопасности, в связи с чем для его противопожарной защиты предлагаются следующие технические решения:

4.1. Определить расчетом категорию помещения нефтенасосной по взрывопожарной и пожарной опасности.

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

4.3. Провести обоснование и расчет системы аварийного слива нефти из помещения нефтенасосной.

4.4. Провести расчет защиты от разлива нефти при мгновенном разрушении резервуара.

4.5. Расчитать экономический ущерб от загрязнения окружающей природной среды при пожаре разлива нефти.

4.6. Дать технико-экономическое обоснование вариантов защитных ограждений для резервуарного парка ЦППН.

4.1 Расчетное определение категории помещения насосной резервуарного парка по взрывопожарной и пожарной опасности

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) сж = 830 кг/м3. За рабочую температуру нефти принимаем t = 20°С. Нефть поступает в насос по всасывающему трубопроводу длиной lвс = 12 м и отводится по нагнетательному трубопроводу lнаг = 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 фз = 3 сек., так как обеспечено резервирование элементов системы автоматики. Давление насыщенных паров нефти, Ps = 25,8 кПа (определено ранее).

Температура воздуха внутри здания нефтенасосной, tв = 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]:

mж = m1 + m2 = (qфз + Vтр)·сж, кг (3.1)

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

сж = 830 кг/м3 - плотности нефти;

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

фз = 3 с - время остановки насоса (автоматически);

Vтр - объем трубопроводов, определяем по формуле:

, м3 (3.2)

где: dвсас и dнагн заданы по условию, отсюда:

м3

Подставляем Vтр и другие известные величины в ( 3.1), получаем mж:

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

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

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

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

М = 196 - молярная масса нефти;

Ps = 25,8 кПа - давление насыщенных паров нефти.

Отсюда: кг/(м2·с)

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

, с (3.6)

где - все величины известны, определены выше,

Тогда: , с

фn = 16427 > 3600с, поэтому для дальнейших расчетов согласно требования п. 3.2. [13] принимаем длительность испарения нефти - фn =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 · Fи · фn, 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: Ав = 10 Ѕ - 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]:

Vсв = 0.8 · Vпом, м3 (3.10)

где: Vпом, м3 - геометрический объем помещения нефтенасосной

Vпом = 54 · 12 · 8 = 5184 м3

Отсюда: Vсв = 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];

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

Отсюда: , кг/м3

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

% (об) (3.12)

где: - стехиометрический коэффициент кислорода в реакции горения, nc = 3; nн = 8; nх = 0; n0 = 0 - число атомов углерода, водорода, галоидов, кислорода в молекуле горючего,
Отсюда: в = 3 + (8 - 0) / 4 - 0/2 = 5

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

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

, кПа (3.13)

где: Рmax = 900 кПа - максимальное давление взрыва стехнометрической паровоздушной смеси в замкнутом объеме;

Р0 = 101 кПа - начальное давление;

Кн = 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 (tвсп = -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 - dг. 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 dкр.



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

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

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

R - газовая постоянная, Дж/(кг·К)

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

Ср - удельная теплоемкость горючей смеси при постоянном давлении, Дж/(кг·К)

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

л = цг · лг + (1- цг)·лв, Вт/(м·К) (3.15)

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

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

цг - 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 цг 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: л = 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: Rу - универсальная газовая постоянная, Rу = 8314 Дж/(кг·К);

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

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

Отсюда: , Дж/(кг·К)

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

Ср = цг · Ср.г + (1- цг) · Ср.в Дж/(кг·К) (3.18)

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

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

Отсюда: Ср = 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- dкр = 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 Vвыг. = 9-12 см/ч.

Определяем свободную площадь насосного зала:

Fсв. = k · Fпом, м2 (3.2.1)

где: k = 0.8 - коэффициент свободной площади, принимаем;

Fпом = 648 м2

Отсюда: Fсв. = 0.8 · 648 = 518.4 м2

Определяем высоту слоя нефти, разлившейся при аварии в помещении насосной:

hн = Vн/ Fсв. = 9,3/518,4 = 0,0179 м = 1,7 см

Высоту порога (пандуса) принимаем равной 15 см, тогда разлившаяся нефть при расчетной аварии не выйдет за пределы помещения насосной.

Определяем время выгорания разлившейся при аварии нефти:

фвыг. = hн / Vвыг., ч

где: hн = 1,7 см; Vвыг. = 12 см/ч,

отсюда: фвыг = 1,7/12 = 0,14 часа

Так как огнестойкость незащищенных металлических конструкций здания нефтенасосной принимаем 15 минут, то за фвыг= 0,14 часа не должно произойти их обрушение, однако от теплового воздействия может выйти из строя технологическое оборудование.

Из вышеизложенного видно, что в нефтенасосной необходимо предусмотреть систему аварийного слива нефти с учетом рекомендаций п. 10.10 [7].

Для этого в помещении нефтенасосной со стороны насосов вдоль стены на площади пола нужно выполнить бетонный лоток для стока нефти при аварии насоса или трубопровода с уклоном в сторону проектируемого аварийного резервуара, который предлагается установить на минимальном расстоянии за пределами здания насосной, под землей, с дыхательной системой, защищенной огнепреградителем, а с целью откачки и быстрого высвобождения аварийной емкости, соединить ее через насосную системы откачки утечек с резервуаром сбора.

Подземный трубопровод - 4 (рис. 6) следует проложить также с односторонним уклоном в направлении аварийной емкости, по возможности прямолинейно, без каких либо задвижек (установка задвижек не допускается, стр. 112 [1]), с гидравлическим затвором - 5 (см. рис. 3.6), который защищает линию аварийного слива от распространения пламени при пожаре в нефтенасосной или аварийном резервуаре. Расчет системы аварийного слива производим с целью определения фактической продолжительности эвакуации нефти из опасной зоны (помещения насосной) - фсл, сравнивая ее с допустимой (нормативной) продолжительностью аварийного режима - [фсл], которую в большинстве случаев принимают - [фсл] ?900 сек., [3], а также определения диаметра аварийного трубопровода и объема аварийной емкости.

В качестве определяющего фактора принимаем возможность деформации незащищенных металлических конструкций здания насосной, технологических агрегатов и коммуникаций насосного зала. В этом случае допустимая продолжительность аварийного слива [фсл] может быть принята равной 15 минутам,

Определяем фактическую продолжительность аварийного слива из помещения нефтенасосной по формуле 5.23 [2]:

фсл = фопор + фоп ? [фсл], с

где: фопор - продолжительность опорожнения помещения нефтенасосной от нефти, с фоп ? 0 - продолжительность операции по приведению системы аварийного слива нефтенасосной в действие



Рис. 6 Схема аварийного слива нефти из помещения магистральной нефтенасосной

1 - нефтенасосная с разлившейся на полу нефтью; 2- бетонный сливной лоток; 3 - приямок для сбора разлившейся нефти; 4 - трубопровод аварийного слива нефти; 5 - гидрозатвор; 6 - аварийный подземный резервуар; 7 - дыхательная линия; 8 - огнепреградитель исходя из огнестойкости незащищенных металлических конструкций здания нефтенаеосной (согласно рекомендаций [1]).

Тогда: фсл = фопор ? 15 минут

Для дальнейших расчетов принимаем фопор=10 мин, исходя из вышеуказанной (с учетом запаса надежности) огнестойкости незащищенных металлических конструкций нефтенасосной, экономической целесообразности и расчетного времени тушения пожара проектируемой системой автоматического пенного тушения (10 мин по п. 3 прил. 3 [7]) .

Определяем диаметр аварийного трубопровода по формуле [3]:

, м

где : Vж = 11,2 м3 (см. формулу 3.2.14) - объем разлившейся нефти (сливаемой);

фопор = 10 мин = 600 с - время опорожнения (слива) разлившейся нефти из помещения нефтенасосной;

H1 и Н2 - соответственно максимальный и минимальный уровни нефти в помещении нефтенасосной, считая от выходного сечения аварийного трубопровода на входе в аварийную систему;

Н2 - принимаем равным 1.9 м; тогда с учетом высоты слоя разлившейся нефти, hн = 0,06 м (см. формулу 3.2 [16])

Н1 = Н2 + hн = 1.94 + 0.06 = 1,96 м,

цсист - коэффициент расхода системы аварийного слива; определяем по формуле [3]:

где: - суммарный коэффициент местных сопротивлений системы аварийного слива, определяем по формуле 5.26 [2];

,

где: - соответственно коэффициенты местных сопротивлений на входе, гидрозатворе, поворотах, выходе, задвижке.

Аварийный трубопровод имеет вход с плавными закруглениями, гидравлический затвор, два плавных поворота под углом (R = 5dтр).

Отсюда величины коэффициентов местных сопротивлений равны:

овх = 0.5; ог = 1.3; оп = 0.5; овых = 0.5; оз = 0.5;

сист. = 0.5 + 1.3 + 0.5 + 0.5 = 3.2

Тогда, коэффициент расхода системы равен:

Определяем объем аварийной емкости по формуле [3]:

Vа = Vж/е, м3

где: Vж = 11,2 м3 - объем сливаемой нефти;

е = 0.9 [3] для ЛВЖ - степень заполнения аварийной емкости нефтью,

Отсюда: Vа = 11,2 / 0,9 = 12,44 м3

При этом диаметр аварийного трубопровода:

Для аварийного трубопровода принимаем стандартный трубопровод диаметром 120 мм.

Принимаем горизонтальный подземный резервуар номинальным объемом 12,5 м3 для аварийного слива нефти из здания нефтенасосной.

Опасность аварийных утечек веществ можно снизить быстрым
отключением поврежденных участков (аппаратов, трубопроводов) или устройством соответствующих преград для легковоспламеняющихся горючих жидкостей.

Для ограничения свободного растекания горючей жидкости при повреждениях и авариях аппаратов и трубопроводов устраивают обвалования (в резервуарных парках), стены, бортики, пороги (пандусы), лотки и т.п. (в производственных помещениях и на территории объекта).

Если производственное помещение имеет значительную площадь и на ней сравнительно равномерно размещено большое количество аппаратов с огнеопасными жидкостями, то разделение всей производственной площади бортиками на противопожарные отсеки ограничивает разлив жидкости и размер возможной площади горения.

Принимаем помещение нефтенасосной, где перекачивается легковоспламеняющаяся жидкость - нефть, в целом за противопожарный отсек. Для того, чтобы разлившаяся в данном отсеке при аварии нефть (около 9,3 тонн) не попала через дверные проемы на прилегающую территорию, в дверных проемах здания магистральной нефтенасосной предусматриваем пандусы нормативной высотой 15см.

4.4 Защита от разлива нефти при мгновенном разрушении резервуара

Анализ аварий и пожаров на объектах добычи, транспорта, подготовки и переработки нефти показал, что наиболее опасная ситуация возникает при мгновенном разрушении вертикального стального резервуара (РВС). Образующийся мощный поток жидкости - гидродинамическая волна - разрушает нормативное обвалование и выходит за пределы территории объекта, что часто приводит к катастрофическим последствиям. Площадь разлива нефтей и нефтепродуктов достигает десятков и сотен гектар [17].

Применяемые в отечественной и мировой практике защитные сооружения в виде земляных обвалований или железобетонных стен рассчитываются только на гидростатическое давление вытекающего из поврежденного резервуара нефтепродукта. Такие преграды не удерживают поток жидкости, образующийся при внезапном полном разрушении резервуара, который движется по законам гидродинамики [11].

Таким образом, для повышения безопасности персонала предприятия и сооружений объектов, которые могут оказаться в зоне опасного воздействия гидродинамической волны и сопутствующих ей опасных факторов пожара, необходимо применять специальные инженерные защитные сооружения.

Одно из наиболее эффективных и экономически целесообразных защитных сооружений - защитная стена с отбойным козырьком, способная не только удержать волну прорыва и весь объем разлившейся жидкости при разрушении резервуара в заданных границах, но и свести к минимуму последствия гидродинамической аварии.

Параметрами, на основании которых производится проектирование ограждающей стены, являются ее высота и динамические нагрузки, возникающие при взаимодействии волны прорыва с ограждающей стеной.

Высоту ограждающей стены определяют по номограмме (рис. 3 [11]) на основании расчетной схемы, приведенной на рис. 7. При определении оптимальной высоты стены исходят из особенностей планировочных решений резервуарного парка и необходимости устройства подслойного тушения в пространстве между ограждающей стеной и резервуаром.

Для наиболее неблагоприятного случая гидродинамического истечения конструкция ограждающей стены должна быть рассчитана на нагрузку, равную 150 тоннам на погонный метр.

Рис. 7. Принципиальная схема защитной стенки с отбойным козырьком

Критерием эффективности защитного ограждения или системы преград является их способность воспринимать гидродинамические нагрузки волны прорыва (потока жидкости) и удерживать в заданных пределах весь объем вылившегося при разрушении РВС нефти или нефтепродукта. Одним из эффективных технических решений, способных предотвратить катастрофические последствия гидродинамической аварии на резервуаре, является защитная стена, имеющая отбойный козырек, который позволяет значительно уменьшить высоту ограждающей стены (рис. 7).

Выбор оптимальных параметров элементов ограждающей стены (угла наклона волноотражающего козырька к горизонту б, его ширины b, высоты защитной стены Нст), а также место ее установки относительно резервуара (резервуарного парка) производится с помощью следующей аппроксимационной зависимости:

,

где: а1 = f1(б), а2 = f2(b/Нр), а3 = f3(L/R) - переменные, зависящие от угла наклона отбойного козырька, его ширины и расстояния от преграды до стенки резервуара соответственно.

На рис. 8 показана принципиальная схема определения параметров защитной преграды.

Рис. 8. Принципиальная схема к определению параметров защитной стены

Результаты многовариантных расчетов на ПЭВМ позволили определять оптимальную высоту защитной преграды, угол наклона и ширину отбойного козырька, необходимых для 100 % удержания потока жидкости (гидродинамической волны) в заданных границах замкнутого контура обвалования.

Так, для РВС-10000 м3, наиболее оптимальные параметры защитной стены с отбойным козырьком на расстоянии 15 м от резервуара составят:

- высота рабочей части преграды: 3,34 м;

- длина вылета отбойного козырька: 0,9 м;

- угол наклона козырька: 45°.

На рис. 9 показан общий вид защитной стены.

Рис. 9. Общий вид защитной стены с отбойным козырьком

1 - защитная стена, 2 - волноотражающий козырек, 3 - площадка отражения потока, 4 - основание преграды, 5 - защитный зуб для гашения волны прорыва

4.5 Расчет экономического ущерба от загрязнения окружающей природной среды при пожаре разлива нефти

Одним из основных источников экологической опасности в настоящее время являются техногенные аварии и катастрофы [26].

Крупнейшие аварии и пожары в нефтяной отрасли, произошедшие за последние десятилетия в России и за рубежом, наряду с гибелью людей, большим материальным ущербом, причиняли значительный ущерб окружающей природной среде, экологическим системам ряда регионов и территорий. Необходимо отметить, что ежегодно в мире, только на объектах нефтепродуктообеспечения, происходит более 60 аварий, каждая из которых сопровождается человеческими жертвами и наносит значительный ущерб.

Повышенный риск возникновения техногенных аварий и катастроф на объектах подготовки, транспортировки и переработки нефти, в первую очередь, связан с увеличением сложности и количества технологических систем, повышением энергетической мощности, концентрацией установок на единицу площади.

Во многих случаях техногенные аварии сопровождаются крупномасштабными пожарами с разливом нефтей и нефтепродуктов при разрушении технологического оборудования, с возникновением “огненных штормов”, сильным тепловым излучением, взрывами, выбросами токсических веществ, образованием паровых и газовых облаков и т.п.

Все эти опасные факторы техногенного характера обладают поражающими факторами, проявляющимися в первую очередь в процессе их воздействия на окружающую среду.

В целях защиты окружающей среды на объектах добычи, подготовки, переработки нефти должны проводиться мероприятия по сокращению выбросов загрязняющих веществ в водоемы, воздух и почву.

С целью предотвращения загрязнения водоемов сточными водами на производственных объектах необходимо осуществлять внедрение оборотного водоснабжения и повторного использования сточных вод.

Для обеспечения строгого контроля за расходом воды, следует устанавливать водомерные устройства и приборы независимо от количества потребляемой и сбрасываемой воды.

Основными компонентами загрязнения воздушной среды выбросами резервуарных парков являются углеводороды, оксид углерода, оксиды серы, азота, взвешенные вещества.

Поэтому в процессе эксплуатации производственных объектов особое внимание необходимо обращать на техническое состояние оборудования, которое может явиться источником загрязнения атмосферы.

В целях снижения загрязнения атмосферы выбросами вредных веществ необходимо осуществлять мероприятия по сокращению потерь нефти и нефтепродуктов, к основным из которых относятся:

- оснащение резервуаров понтонами;

- герметизация резервуаров, дыхательной арматуры;

- своевременный профилактический ремонт трубопроводов и запорной арматуры;

- окраска наружной поверхности резервуаров отражающей краской;

- одновременная окраска внутренней и внешней поверхности резервуара;

- перекачка на магистральных нефте- и продуктопроводах “из насоса в насос”;

- слив нефти и нефтепродукта в железнодорожные цистерны под уровнем;

- нижний налив цистерн и автоматизация процесса.

Должен осуществляться постоянный надзор за герметичностью технологического оборудования, сальниковых устройств, фланцевых и резьбовых соединений, съемных деталей, люков и т.д.

Во избежание потерь нефти и нефтепродуктов при переливах следует применять пневматические и другие предохранительные устройства, автоматически прекращающие подачу продукта по достижении заданного уровня или разгерметизации коммуникаций, или устраивать переливные трубы, соединенные с вышеупомянутыми резервуарами.

На земле ежегодно происходит 5-6 миллионов пожаров, в дымовых газах которых содержатся токсичные продукты горения и разложения различных веществ. Пожары в резервуарных парках, с точки зрения экологической опасности, занимают одно из первых мест. Процесс горения и тушения пожаров сопровождается не только потреблением воздуха, выбросом в атмосферу дымовых газов, но и выделением в атмосферу огромного количества тепла, расходом большого количества воды, попаданием в почву и водоемы нефтей и нефтепродуктов и огнетушащих веществ. Наибольшее загрязнение почвы, водного и воздушного бассейнов происходит при разливе нефтей и нефтепродуктов в случае разрушения технологического оборудования.

Предлагаемое в настоящей работе техническое решение, а именно обустройство резервуарного парка, защитной стеной с отбойным козырьком, наряду с предотвращением разлива нефтепродукта при полном разрушении вертикального стального резервуара, способствует и уменьшению экологического последствия техногенной аварии.

Формула расчета экономического ущерба от загрязнения окружающей природной среды при пожарах и авариях имеет вид [25]:

У = Уа + Ув + Уп,

где: Уа - экономический ущерб от загрязнения воздуха, руб.;

Ув - экономический ущерб от загрязнения водоемов, руб.;

Уп - экономический ущерб от загрязнения почвы, руб.

Учитывая отсутствие, в непосредственной близости от ЦППН водных объектов, ущерб от загрязнения водоемов в расчете не учитываем.

Тогда:

У = Уа + Уп,

где

10 - коэффициент, учитывающий аварийный характер выброса;

- коэффициент, учитывающий экономическую значимость и экологическое состояние региона, где случилась авария или пожар (для Западно-Сибирского региона (Тюменская область) Kэа = 1,2 табл. 6 [25]; так как, пожар разлива произошел на крупном промышленном предприятии, увеличиваем указанный коэффициент на 20 %, тогда Kэа = 1,2·1,2 = 1,44);

- удельный экономический ущерб (руб/усл.т) от загрязнения атмосферного воздуха с учетом коэффициента индексации цен (согласно табл. 4 на 2006 г. Ууда = 2,16 руб/усл.т.)

А = - показатель относительной опасности вещества (здесь ПДКСС - среднесуточная предельно допустимая концентрация вещества, табл. 8.2);

mi - удельная масса загрязнителя, попавшего в атмосферу, т/тгор (табл. 5);

G - масса сгоревшего вещества, тгор (G = Vm·Sп·t - здесь: Vm - массовая скорость выгорания нефтепродукта, кг/(м2·с); Sп - площадь пожара, м2; t - время ликвидации горения, с);

,

где 10 - коэффициент, учитывающий аварийный характер выброса;

- коэффициент, учитывающий экологическую значимость и экологическое состояние региона, где случилась авария или пожар (для Западно-Сибирского региона (Тюменская область) Кэп = 1,2 (табл. 6 [25]);

- удельный экономический ущерб (руб./усл. т) от загрязнения почвы, с учетом класса опасности отходов (согласно табл. 4. для нефтепродуктов II класса опасности на 2006 г. = 786 руб./т);

qi - масса загрязнителя, попавшего в почву, т.

Расчет экономического ущерба производим для наиболее неблагоприятной аварийной ситуации, связанной с полным разрушением вертикального стального резервуара типа РВС-10000 и выходом хранимой нефти на прилегающую территорию ЦППН. При этом, площадь пожара разлива составляет 56298 м2.

Таблица 4

Удельный экономический ущерб от загрязнения окружающей среды с учетом коэффициентов индексации цен

Компонент природной среды	Годы
	1995	1997	1998	2000	2002	2004	2006
	Удельный экономический ущерб, неденоминированные руб./усл. т
Атмосферный воздух	280	693	0,792	1,32	1,55	1,83	2,16
Водоемы	37697,5	93135	106,44	177,4	208,45	245,97	290,33
Почва	Удельные затраты на размещение отходов (удельный ущерб), руб./т
Класс опасности отходов	I	238000	588000	672	1120	1316	1553	1833
	II	102000	252000	288	480	564	666	786
	III	68000	168000	192	320	376	444	524
	IV	34000	84000	96	160	188	222	262
К индексации	17	42	48	-	94	-	-

Таблица 5

Состав и показатели токсичности продуктов горения

№ п/п	Загрязнитель	Удельная масса загрязнителя попавшего в атмосферу (mi, т/тгор)	ПДКСС, мг/м3	Класс опас-ности
		нефть	диз.топ.	бензин	древесина
1	Оксид углерода (СО)	8,40·10-2	7,06·10-3	3,11·10-1	1,35·10-1	1,00	4
2	Оксиды азота (NOх)	6,90·10-3	2,61·10-2	1,51·10-2	4,05·10-4	0,06	3
3	Оксиды серы (в пересчете на SO2)	2,78·10-2	4,71·10-3	1,20·10-3	1,00·10-6	0,05	3
4	Сероводород (H2S)	1,00·10-3	1,00·10-3	1,00·10-3	1,00·10-6	0,008	2
5	Сажа	1,70·10-1	1,29·10-2

Подобные документы

• Пожарная безопасность резервуаров хранения нефти

  Пожары, произошедшие с 1970 по 1990 гг. на территории бывшего СССР. Состояние водоснабжения и противопожарной защиты резервуарного парка "Ярославского нефтеперерабатывающего завода". Технология хранения нефти и нефтепродуктов на товарно-сырьевой базе.
  
  дипломная работа [4,4 M], добавлен 12.09.2013
  

• Пожарная опасность сырьевого резервуарного парка

  Анализ развития пожара в резервуарном парке, его причины и предпосылки. Описание технологического процесса сырьевого резервуарного парка, характеристика оборудования. Система автоматического обнаружения и тушения пожара, экономическое обоснование.
  
  дипломная работа [875,3 K], добавлен 17.11.2015
  

• Пожарная безопасность технологического процесса хранения бензина Аи-80 в резервуарном парке

  Оценка пожаровзрывоопасности среды внутри аппаратов при их нормальной работе. Обоснование мероприятий по обеспечению пожарной безопасности технологического процесса хранения ацетона. Расчетное обоснование категории хранилища по пожарной опасности.
  
  курсовая работа [249,9 K], добавлен 07.05.2013
  

• Пожарная безопасность перегонки нефти

  Технологическая схема установки первичной перегонки нефти. Анализ образования горючей среды внутри и снаружи технологического оборудования при нормальных условиях работы и в результате повреждений. Источники зажигания и пути распространения пожара.
  
  контрольная работа [104,1 K], добавлен 07.07.2012
  

• Пожарная безопасность электроустановок

  Оценка взрывоопасной зоны внутри и вне производственного помещения. Неисправности осветительной аппаратуры, приводящие к пожару. Особенности обеспечения пожарной безопасности трехфазных электродвигателей, силового и осветительного электрооборудования.
  
  контрольная работа [613,3 K], добавлен 04.03.2012
  

• Пожарная безопасность для учреждений здравоохранения

  Система нормативно-технических документов для учреждений здравоохранения. Определение расчетного времени эвакуации людей. Характеристика здания медико-санитарной части. Обязанности руководителя и ответственного за пожарную безопасность в учреждении.
  
  курсовая работа [44,2 K], добавлен 24.10.2013
  

• Вредные влияния условий, возникающих при механической обработке металлов на человека, меры защиты от их воздействия

  Правовые и организационные вопросы охраны труда. Разработка компоновки участка цеха. Безопасность производственных процессов и оборудования на участке механического цеха. Санитарно-гигиенические условия труда. Электробезопасность и пожарная безопасность.
  
  курсовая работа [883,6 K], добавлен 06.12.2013
  

• Пожарная безопасность химчистки

  Перечень нормативных документов, регламентирующих пожарную безопасность объектов бытового обслуживания. Организационные мероприятия по обеспечению пожарной безопасности. Требования пожарной безопасности на предприятии бытового обслуживания населения.
  
  реферат [87,6 K], добавлен 25.11.2014
  

• Пожарная профилактика

  Комплекс организационных и технических мероприятий по предупреждению, локализации и ликвидации пожаров. Пожарная безопасность промышленных предприятий. Предупреждение пожаров. Хранение легковоспламеняющихся и горючих жидкостей. Санитарно-защитные зоны.
  
  учебное пособие [20,4 K], добавлен 24.03.2009
  

• Состояние противопожарной защиты резервуарного парка УПСВ "Пашня"

  Выявление возможных причин возникновения пожара на резервуарном парке. Анализ сценариев развития пожаров и оценка экологического и экономического ущерба от них. Расчет теплового потока факельного горения при вытекании жидкости из разрушенного резервуара.
  
  дипломная работа [3,2 M], добавлен 28.09.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам