Пожарная безопасность резервуарных парков

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. Краткая характеристика производственно-хозяйственной деятельности предприятия
• 1.1 Краткая характеристика производственной деятельности предприятия
• 1.2 Характеристика организационной структуры предприятия
• 1.3 Краткая характеристика резервуарного парка
• 2. Состояние противопожарой защиты предприятия
• 2.1 Стационарные системы тушения и охлаждения
• 2.2 Характеристика наружного водоснабжения ПСП «Альметьевск» и его резервуарного парка
• 2.3 Статистика пожаров
• 3. Анализ пожарной опасности технологии хранения и перекачки нефтепродуктов
• 3.1 Оценка пожаровзрывоопасных свойств нефти и нефтепродуктов
• 3.2 Возможность образования взровоопасных концентраций внутри технологического оборудования
• 3.3 Оценка возможности образования горючих концентраций вне аппаратов и емкостей
• 3.4 Возможные причины повреждения оборудования
• 3.5 Характерные источники возгорания
• 3.6 Возможные пути распространения пожара
• 3.7 Особенности повреждения резервуаров
• 4. Разработка технических решений обеспечивающих пожарную безопасность технологического процесса резервуарного парка
• 4.1 Расчетное определение категории помещения насосной резервуарного парка по взрывопожарной и пожарной опасности
• 4.2 Проверочный расчет гасящего диаметра отверстий кассетного огнепреградителя, установленного на дыхательной линии технологического РВС- 5000
• 4.3 Обоснование и расчет аварийного слива нефти из помещения нефтенасосной
• 4.4 Защита от разлива нефти при мгновенном разрушении резервуара
• 4.5 Расчет экономического ущерба от загрязнения окружающей природной среды при пожаре разлива нефти
• 4.6 Технико- экономическое обоснование вариантов защитных ограждений для резервуарного парка ПСП «Альметьевск»
• 4.6.1 Технико- экономическое обоснование земляного обвалования
• 4.6.2 Технико- экономическое обоснование железобетонной стены с отбойным козырьком
• Заключение
• Список литературы
• Введение
• Несмотря на сложный экономический период развития нашей страны, темпы развития в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслях, как важной части топливно-энергетического комплекса, продолжают расти.
• Любая отрасль промышленности не может обойтись без топлива. Для бесперебойного обеспечения работы автотранспорта, сельскохозяйственной техники, производственных предприятий, объектов электро, теплообеспечения создана разветвленная сеть нефтеперерабатывающих заводов и комбинатов с различными типами складов: сырьевыми, товарными, промежуточными, целевыми, готовой продукции.
• Резервуарные парки являются одними из основных сооружений складов нефти и нефтепродуктов. Увеличение объема добычи и переработки нефти вызывает увеличение объемов резервуарных парков.
• Общее состояние резервуарных парков характеризуется повышением объема и номенклатуры хранимых нефтепродуктов, а также единичной вместимости резервуаров. В связи с этим пожарная опасность данных объектов обуславливается тем, что на сравнительно небольших площадях сосредотачивается значительное количество пожароопасных жидкостей, исчисляемое порой сотнями тысяч тонн.
• Несмотря на осуществление обширного комплекса мероприятий по обеспечению пожарной безопасности резервуарных парков в них происходят пожары как у нас в стране, так и за рубежом. Этот факт свидетельствует о том, что проблема пожарной защиты данных объектов требует дальнейшего усовершенствования.
• Наряду с проблемой снижения пожарной опасности резервуарных парков, не менее актуальна проблема защиты окружающей среды от испарения нефтепродуктов. Меры борьбы с потерей углеводородов от испарений, используемые в отечественной практике не являются совершенными, поскольку лишь уменьшают потери, но не ликвидируют их.
• Решение проблемы снижения пожарной опасности резервуарных парков и защиты окружающей среды возможно при внедрении современных методов, исключающих или ограничивающих при хранении потери от испарения нефтепродуктов и образование взрывоопасных концентраций.
• Устойчивое удовлетворение растущих потребностей в различных видах топлива и энергии требует улучшения структуры топливно-энергетического баланса, широкого использования возобновляемых источников энергии, последовательного проведения во всех отраслях хозяйствования активной и целенаправленной работы по экономии топливно-энергетических ресурсов, в том числе и обеспечения пожарной безопасности при их добыче, переработке, транспортировке и хранении, на что неоднократно указывал в своих выступлениях Президент Российской Федерации В.В. Путин. Поэтому тема дипломной работы является актуальной.
• Целью настоящей работы является: расчетным способом определить и обосновать наиболее экономичный и взрывопожароопасный способ хранения нефти и нефтепродуктов; по результатам расчетов сделать выводы и дать рекомендации по уменьшению потерь от испарения, при выполнении которых снизится возможность образования взрывоопасных концентраций и уменьшится экономический ущерб причиняемый атмосфере.
• 1. Краткая характеристика производственно-хозяйственной деятельности предприятия
• 1.1 Краткая характеристика производственной деятельности предприятия

Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть» - структурное подразделение открытого акционерного общества «Татнефть».

Трест по добыче нефти и газа «Альметьевнефть» образован 1 октября 1952 года на базе нефтепромысла «Миннибаево» треста «Бугульманефть»

ПО «Татнефть». В 1954 году он был преобразован в нефтепромысловое управление, в 1970 году -- в НГДУ «Альметьевнефть».

На 1 января 2014 года НГДУ «Альметьевнефть» добыто 600,5 миллионов тонн нефти.

Сегодня в состав управления входят:

-6 цехов по добыче нефти и газа;

-2 цеха комплексной подготовки и перекачки нефти;

-цех по приему и сдаче нефти;

-цех поддержания пластового давления;

-10 цехов вспомогательного производства;

-жилищно-коммунальное хозяйство.

Управление «Альметьевнефть» располагает спортивно-оздоровительным цехом, в его ведении находятся оздоровительный лагерь «Юность», база рыбака «Кама».

В НГДУ «Альметьевнефть» ведется активная работа по охране окружающей среды. В настоящее время в эксплуатации находятся 105 нефтеловушек и 5 боновых заграждений, контролем качества воды охвачено 36 открытых водоемов и 147 родников.

Предприятие является хозяйствующим субъектом, обладающим правом заключать сделки и иные действия от имени ОАО "Татнефть". На основании доверенности ОАО "Татнефть" №59/16-01, имеет самостоятельный баланс, расчетный и иные счета в учреждениях банков, печати и штампы со своим наименованием, фирменные бланки.

Основной целью деятельностью НГДУ "Альметьевнефть" является получение прибыли. Основными видами деятельности НГДУ "Альметьевнефть" являются: добыча нефти и газа; подготовка и перекачка нефти; ввод из бурения и освоение скважин; ремонт и обслуживание наземного нефтепромыслового оборудования; выполнение технологических процессов по повышению нефтеотдачи пластов и обработка при забойной зоны скважин. Производственный процесс в добыче нефти и газа представляет собой совокупность основных и вспомогательных процессов труда, технологических и естественных процессов, связанных с извлечением нефти и газа на дневную поверхность и их первичной подготовкой. К основным относят процессы, непосредственно направленные на производство характерной для данного предприятия продукции - собственно добыча нефти и газа. Цель вспомогательных процессов - создание нормальных условий для основных процессов, и исследование скважин и контроль за ходом их эксплуатации, содержание и ремонт средств производства, материально-техническое снабжение и т.д.

НГДУ «Альметьевнефть» разрабатывает центральную и северо-западную части Ромашкинского месторождения. Объекты разработки -- 4 площади терригенного девона (Миннибаевская, Альметьевская, Северо-Альметьевская, Березовская), залежи терригенных и карбонатных отложений карбона. охлаждение водоснабжение резервуарный перекачка

Введены в разработку промышленно-нефтеносные объекты терригенных отложений девона, бобриковского горизонта и карбонатные коллекторы турнейского яруса карбона Бухарского месторождения.

На территории деятельности предприятия находится 39 населенных пунктов, в том числе и центр татарстанской нефтегазодобычи - город Альметьевск, что накладывает на НГДУ особую ответственность.

Основное направление природоохранной деятельности - охрана атмосферного воздуха. Использование УЛФ (установок улавливания легких фракций) помогает значительно уменьшить выбросы в атмосферу в промышленной зоне и на прилегающей территории.

Анализы атмосферного воздуха в населенных пунктах, находящихся на территории НГДУ «Альметьевнефть», осуществляет санитарно-промышленная лаборатория управления «Татнефтегазпереработка». Кропотливая работа нефтяников дает свои результаты: превышения содержания вредных веществ в регионе присутствия предприятия за последние годы не наблюдается.

Отдельное и крайне важное направление в экологической деятельности НГДУ «Альметьевнефть» -- охрана и рациональное использование водных ресурсов.

Известно, что состояние поверхностных и подземных вод -- это своеобразный индикатор «здоровья» природной среды. Территория хозяйственной деятельности НГДУ расположена в бассейне трех рек: Степной Зай, Лесной Зай и Кичуй. Все они удовлетворяют требованиям экологов, более того - являются территориями промыслового рыболовства. Всего под лабораторно-аналитическим контролем гидрохимического состава природных источников находятся 36 рек и ручьев, полторы сотни родников, колодцев, артезианских скважин Татарстана. Сохранение их в первозданном виде стало возможным после установки специальных сооружений - нефтеловушек, боновых заграждений.

Для оперативного определения содержания солей в водоемах управление «Альметьевнефть» с 1985 года использует систему телеконтроля на реках с выводом ее показаний на диспетчерский пункт. Это позволяет круглосуточно вести контроль состояния водных артерий, при случае оперативно выявлять источники загрязнения и принимать меры для их устранения. Система успешно действует на 19 реках, где установлены 23 датчика. Эффективная работа солемеров поддерживается благодаря постоянному контролю их работы.

На территории деятельности НГДУ всего 147 родников, 78 из них обустроено. Образцами созидательной деятельности нефтяников можно назвать каскад родников «Тегермэн шарлавыгы» («Мельничный водопад»), «Святой ключ», «Шамсынур», «Уразмет» и другие уникальные объекты ландшафтного дизайна.

С 1995 года в ОАО «Татнефть» проводится конкурс «За поддержание эстетического состояния обустроенных родников и улучшение качества воды». И одним из самых частых победителей в этом конкурсе было и остается НГДУ «Альметьевнефть».

Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть» является градообразующим предприятием, основным заказчиком строительства жилья и объектов социально-культурной сферы города и района.

Силами «Альметьевнефти» за период с 1985 года построены жилые дома общей площадью 312 тысяч м², школы на 3344 учащихся, детские сады на 710 мест, татарская гимназия на 770 человек, Мусульманский культурно-просветительский центр, мечеть в Нижней Мактаме, храм Казанской иконы Божьей Матери и ряд других объектов социального назначения.

В компании «Татнефть» реализуется программа строительства жилья по государственному ипотечному кредитованию, и НГДУ «Альметьевнефть» назначено единым исполнительным заказчиком по юго-востоку республики. В городах нефтяного региона строятся 14 жилых домов общей площадью 95 тысяч м² (1369 квартир).

1.2 Характеристика организационной структуры предприятия

Управление условно подразделяется на две части, управляющую и управляемую, которые связаны между собой потоками информации и команд.

Управляющая система - это аппарат управления, состоящий из руководителя предприятием, его заместителей - ведущих специалистов (главный инженер, заместитель по общим вопросам, заместитель по экономике, главный геолог, главный бухгалтер) и функциональных отделов (планово-экономический, геологический, отдел бухгалтерского учета, технологический, отдел труда, кадров, МТС, ПСБ, ЦИТС, служба главного энергетика, служба безопасности).

В их функции входит: общее управление производством, ведение бухгалтерского учета, соблюдение технологической и административной дисциплины на предприятии, решение социально-бытовых проблем работающих.

Управляемая система состоит из основного и вспомогательного производства.

К основному относятся: ЦДНГ-1, ЦДНГ-2, ЦДНГ-3, ЦДНГ-4, ЦДНГ-5, ЦДНГ-6 (цех по добыче нефти и газа). Главной задачей и предметом деятельности основных цехов является добыча нефти и газа. Также основными цехами считаются:

ЦКППН (цех комплексной подготовки и перекачки нефти): подготовка нефти по товарной кондиции, выработка широкой фракции, легких углеводородов - сырья для нефтехимии.

ЦПСН - цех приема сдачи нефти

ЦППД - цех поддерживания пластового давления в разрабатываемых пластах, позволяющее выполнять нормы отбора нефти; основные направления деятельности - выполнение объема закачки, снижение порывов на трубопроводах сточной воды.

Вспомогательное производство состоит:

ЦПРС (цех по подземному ремонту скважин). Ввод из бурения и освоение скважин под закачку, улучшение режима эксплуатации скважин, замена неисправного глубинно-насосного оборудования.

ПРЦЭиЭ и ТЭЦ (прокатно-ремонтный цех эксплуатации и электроснабжения и тепло-энергетический цех): энерго и тепло обеспечение нефтепромысловых объектов.

ЦАП (цех автоматизации производства): обеспечивает надежную работу средств автоматизации и телемеханизации добывающих цехов.

ЦАКЗО (цех антикоррозийной обработки): обеспечивает технический контроль за качеством строительства трубопроводов и нефтепроводов, обследования коррозийного состояния и причин порывов нефтепромыслового оборудования, установка протекторной защиты, закачка ингибиторов коррозии.

Обслуживающее хозяйство включает:

ЖКХ, основной задачей которого является содержание в надлежащем порядке жилых, культурно-бытовых зданий, помещение и территорий.

СОЦ, (социально-оздоровительный цех): ведет спортивно-оздоровительные работы (бассейн, спортивные секции, сауна, базы отдыха).

1.3 Краткая характеристика резервуарного парка

нефть

Резервуарный парк входит в состав цеха приема сдачи нефти (ЦПСН) ПСП «Альметьевск» предназначенного для приема нефти от НГДУ «Альметьевнефть», НГДУ « Нурлатнефть», НГДУ «Ямашнефть», НГДУ «Лениногорскнефть», НГДУ «Елховнефть», НГДУ « Джалильнефть» через СИКН №207,213,218,221,217,208,222,219 по трем подводящим нефтепроводам.

Проектная мощность ПСП «Альметьевск»:

- по нефти - 32 тыс. тонн в сутки (12 млн. тонн в год);

Цех ПСН предназначен для:

-приема сдачи товарной нефти

Режим работы ЦПСН нефтегазодобывающего управления «Альметьевнефть» - круглосуточный, без выходных и праздничных дней.

Режим работы технологического персонала - 2-х сменный. Продолжительность рабочей смены - 12 часов.

Резервуарный парк состоит из 2 РВС-5000 для товарной нефти. Вокруг резервуарного парка имеется кольцевая дорога с твердым покрытием.

Технологический процесс подготовки и транспорта нефти связан с высокими давлениями (до 4,8МПа) и температурами (до 50°С). В связи с тем, что пары нефти и углеводородные газы могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси, объекты ЦПСН являются взрывопожароопасными.

Зима длится 6-7 месяцев в году - с октября по апрель месяц. Продолжительная зима способствует накоплению снега. Глубина промерзания почвы находится в тесной зависимости от механического состава, степени влажности, а также от высоты и плотности снежного покрова. Весна короткая, с быстрым повышением температуры воздуха в апреле. Лето сравнительно короткое с жаркими и сухими периодами, которые благоприятствуют возникновению пожаров.

- Среднемесячная температура января -25°С.

- Среднемесячная температура июля +21,7°С.

- Абсолютный максимум температуры воздуха +40°С.

- Абсолютный минимум температуры воздуха -40°С.

Преобладающее направление ветра: декабрь, февраль - юго-западный, июнь-август - юго - восточный.

В состав ПСП «Альметьевск» на данный момент времени входят следующие объекты:

- коммерческий узел учета нефти СИКН №224 (СИКН - система измерения качества нефти);

- узел контроля качества нефти (УККН) МЦПС (МЦПС - Миннибаевский цех приема сдачи);

- узел контроля качества нефти (УККН) НГДУ «Джалильнефть»;

- узел контроля качества нефти (УККН) НГДУ «Лениногорск»;

- операторная, испытательная лаборатория;

- концевой делитель фаз;

- резервуары РВС-5000 м³ - 2 шт.;

- установка улавливания легких фракций (УУЛФ) Q= 16-17 м³/час;

- площадка с насосами ЦНС 300х180 - 2 шт.;

- предохранительные клапана СППК 4Р 150х40 - 5 шт.;

- подземные емкости:

а) для сбора утечек от насосов (V=16 м³)- 1 шт.;

б) конденсата от УУЛФ (V=25 м³) - 1 шт.;

в) дренажной воды (V=25 м³) - 2 шт.;

г) для нефти, дренируемой с УККН НГДУ «ДН», «ЛН» и МЦПС (V=12,5 м³) - 1 шт.;

д) для учтенной и неучтенной нефти (V=12,5 м³) - 2 шт;

- котельная;

- склад для хранения химреагентов;

- склад для хранения пенообразователя;

- контрольно- пропускной пункт;

- здание обслуживающего персонала;

- административно- бытовой корпус.

Резервуары РВС- 5000 №1, 2, предназначены для:

- приема некондиционной нефти из подводящих нефтепроводов;

- отстоя нефти;

-приема конденсата с УУЛФ;

-приема дренажной воды с КДФ;

-приема нефти с СППК при срабатывании;

- приема нефти с емкости для приема утечек (ЕСУ) от насосов;

- прием нефти с емкости неучтенной нефти (Е-1).

Резервуары, находящихся в резервуарном парке имеет обвалование в зависимости от емкости резервуаров.

Резервуары объемом по 5 тыс. м³, имеют общую площадь обвалования 10132 м² (по S_oбв 1^го р-ра = 5066 м²), высота Н_обв = 3 м, толщина В_{обв. верх} = 1 м и В_{обв. ниж}=3 м. Днища резервуаров плоские стальные.

Резервуары вертикальные стальные (РВС) предназначены для приема, хранения, выдачи нефтепродуктов, воды, а также других жидкостей, в различных климатических условиях.

Резервуар состоит из цилиндрического корпуса, плоского днища и стационарной крыши.

Техническая характеристика РВС-5000

- номинальный объем, м³ 5000

- внутренний диаметр, мм 22795

- высота стенки, мм 6920

- полезная емкость, м³ 4857

- материал резервуара, сталь

- количество поясов, шт 8:

- толщина поясов от 6 мм (вверху) до 12 мм (внизу)

- длина окружности, м 71,6

- площадь зеркала резервуара, м² 343,5

- скорость опорожнения, м³/ч 2000

Резервуар оборудован стальной стационарной лестницей, по которой можно выйти на рабочую площадку, к смотровому люку, а также на крышу для осмотра оборудования. Имеется система охлаждения. Конструктивные элементы резервуара со стационарной крышей показаны на рисунке 1.3.

Рис. 1.3 Резервуар вертикальный стальной (РВС)

По данному разделу можно сделать следующий вывод. Наибольшее количество пожаров происходит на распределительных нефтебазах при очистке и ремонте на наземных резервуарах со стационарной крышей, с хранимым веществом - нефть Чаще всего причиной становится: самовозгорание пирофорных отложений, огневые работы, неосторожное обращение с огнём, поджог. Обобщая выше изложенное можно сказать, что человеческий фактор играет ведущую роль в появлении источников возгорания.

2. Состояние противопожарной защиты резервуарного парка ПСП «Альметьевск»

2.1 Стационарные системы тушения и охлаждения

В резервуарном парке ПСП «Альметьевск» резервуары оборудованы системой охлаждения.

Стационарная установка охлаждения резервуаров состоит из горизонтального кольца орошения (оросительного трубопровода с устройством для распределения воды - перфорации) и подходящего к кольцу сухого стояка.

Кольцо орошения размещено в верхнем поясе стенок резервуара и поделено на четыре равных части. Диаметр (внутренний) кольца орошения 80 мм, отверстия в кольце орошения диаметром 5 мм, расстояние между отверстиями от 315 до 335 мм (расстояние зависит от диаметра резервуара), отверстия расположены по направлению к стенке резервуара под углом.

К каждой четверти кольца орошения подходит сухой стояк диаметром 80 мм, соединенный горизонтальным водопроводом (проложенным под землей на глубине h=l,5 м) с наружным противопожарным водопроводом резервуарного парка, через задвижку с ручным приводом для обеспечения подачи воды при пожаре.

Кольцо орошения и сухие стояки, подходящие к нему, выполнены из стальной электросварной трубы (сталь-3, 89/3 ГОСТ 3262). Конструктивные элементы установки охлаждения показаны на рис.3.1.

Так же РВС-5000 оснащены устройством подслойного пенотушения.

Рис. 2.1 Конструктивные элементы установки охлаждения резервуара:

1.Противопожарный водопровод; 2.Стояк (d_СТ = 80 мм); 3.Кольцо орошения (d_К= 80 мм) с орошающими отверстиями (d_ОТВ = 5 мм); 4.Резервуар; 5.Ручная задвижка (РУ).

2.2 Характеристика наружного водоснабжения ПСП «Альметьевск» и его резервуарного парка

На территории ПСП «Альметьевск» проложен кольцевой хозяйственно-питьевой - противопожарный водопровод низкого давления диаметром от 200 до 500 мм, общей протяженностью 0,753 км, на котором оборудовано 3 пожарных гидранта.

Максимальное расстояние между пожарными гидрантами - 100 м. В обычном режиме напор в водопроводе 20 метров с водоотдачей от 90 до 400 л/с.

РВС-5000 оборудованы стационарной системой орошения, состоящей из двух полуколец с трубой диаметром 100 мм. Водоотдача колец орошения составляет 64 л/с. Запитана система орошения от пожарного водовода. Узлы управления кольцами орошения находятся напротив каждого резервуара РВС-5000.

По территории цеха проложены сети растворопровода пенообразователя на котором установлены 2 пенных пожарных гидрантов, расположенных вокруг резервуарного парка ПСП. Стационарной системой пенотушения защищены РВС-5000 м³ № 1,2; блок-насосных по перекачке нефти ЦНС-1, 2.

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. 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-5000 м³, в блоках насосных перекачки нефти и химического реагента. Сигнал выводится на пульт операторной ПСП.

Запуск насосов-повысителей можно производить как из операторной ПСП, так и из насосной пенного тушения (дистанционно с помощью электрозадвижек).

Подача пены в РВС-5000 м³ производится путем открывания задвижек, расположенных в блоках управления задвижками. БУЗ находится напротив группы РВС-5000 м³. Подача пены в блоки насосных по перекачке нефти производится путем открывания (вручную) задвижек, расположенных с правой стороны установок. На РВС-5000 м³ установлены - по 2 ГПСС-2000, а в нефтенасосной и химического реагента - 1 ГПС-600 в блоке.

2.3 Статистика пожаров

Статистика свидетельствует, что в системе Транснефти произошло пожаров: на насосных нефтепроводов - 10%, на нефтепромыслах - 14 %, на НПЗ - 27,7 %, а на распределительных нефтебазах зафиксирована наибольшая доля пожаров - 48,3 % (Рис. 2.3.1).

На наземных резервуарах произошло 93,3 % пожаров и аварий из общего их числа. По виду хранимых продуктов эти пожары распределились следующим образом: 32,4 % - на резервуарах с сырой нефтью; 53,8 % - на резервуарах с бензином; и 13,8 % - на резервуарах с другими видами нефтепродуктов (мазут, керосин, дизельное топливо, масло и др.).

Пожары происходили, в основном (22 случая), на действующих резервуарах типа РВС, из них в 19 случаях (81,5 %) пожар возникал в резервуарах с бензином и сырой нефтью.

Установлено, что основными источниками возгорания, от которых возникали пожары, являются: огневые и ремонтные работы (23,5 %), искры электроустановок (14,7 %), проявления атмосферного электричества (9,2 %), разряды статистического электричества (9,7 %), большая часть всех пожаров на резервуарах (45,9) произошла от самовозгорания пирофорных отложений, неосторожного обращения с огнем, поджогов и других источников возгорания (таб 2.3.1). Доля пожаров от перечисленных источников возгорания, существенно различается по отраслям промышленности.

Рис 2.3.1 Места возникновения пожаров

1. Распределительные нефтебазы48,3 %

2. Нефтеперерабатывающие заводы27,7 %

3. Нефтепромыслы14 %

4. Насосные станции нефтепроводов10%

За исследованный период средняя частота возникновения пожаров и возгораний в год составляет: на распределительных нефтебазах - 5,75; в резервуарных парках НПЗ - 3,3; на промыслах - 1,65; на нефтепроводах - 1,2. Средняя частота пожаров по всем объектам и отраслям нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности составили 13 пожаров в год.

Таблица 2.3.1-Источники инициирования взрывоопасных смесей в резервуарных парках

Источник	Распределение, %
Источники возгорания при подготовке и проведении ремонтных работ на резервуарах	23,5
Атмосферное электричество	9,2
Статическое электричество	9,7
Неисправность электрооборудования	11,7
Другие источники (поджог, самовозгорание, фракционные искры, открытое пламя и т.д.)	45,9

Данные об известных авариях в предприятиях группы компаний «Татнефть», связанные с развитием пожара приведены в таблице 2.3.2

Таблица 2.3.2-Аварии, связанные с развитием пожара

Дата	Вид аварии	Предприятие
19.04.09 год	пожар	НГДУ «Лениногорскнефть»
14.04.10 год	пожар	НГДУ «Елховнефть»
10.12.11год	пожар	НГДУ «Альметьевнефть»
2012 год	пожар	Пожаров допущено не было
2013 год	пожар	ООО «УК « Татнефть- Энергосервис»

Из установленных непосредственных источников возгорания наиболее распространенный, огневые работы - 23 % (почти каждый третий пожар). Неосторожное обращение с огнем, допущенное при ремонте резервуаров, электрические и механические искры или горячие выхлопы глушителя автомобиля при очистке резервуара через нижний люк стали причиной 11,8 % пожаров. В целом при очистке и ремонте резервуаров произошло 37,6 % пожаров. Необходимо отметить, что 18 % пожаров на резервуарах возникли от самовозгорания пирофорных отложений, причем 64 % пожаров, происшедших по этой причине, отмечено на объектах добычи нефти и 36 % - в резервуарных парках на нефтеперерабатывающих заводах.

Примечательно, что 65 % пожаров, происходит в весенне-летний период и основными источниками возгорания (не считая огневые и ремонтные работы) являются разряды атмосферного электричества (22,2 %), а также огневые технологические установки (16,5 %). Здесь надо отметить, что в первом случае (разряды атмосферного электричества) возгорались резервуары только на насосных станциях нефтепродуктов, что говорит о ненадежности существующей молниезащиты и необходимости ее усовершенствования на данных объектах.

Огневые технологические установки, как источник возгорания, проявлялись только на нефтепромысловых объектах.

Пожары, происходящие в резервуарах с ЛВЖ, как правило, начинаются с взрыва, что приводит к выводу из строя автоматических установок пожаротушения. В этом случае, тушение пожаров требует больших расходов воды для защиты горящего и соседних резервуаров, большого количества личного состава и техники. Эти пожары труднотушимы, носят затяжной характер, приводят к значительным материальным ущербам, сопровождаются сильными тепловыми потоками, распространяющимися на большие расстояния, осложняют работу пожарных и являются причинами возникновения массовых пожаров в резервуарных парках.

3. Анализ пожарной опасности технологии хранения и перекачки нефтепродуктов

Пожарная опасность технологического процесса определяется:

- пожароопасными свойствами веществ, находящихся в обращении и их количеством;

- возможностью образования горючих концентраций в резервуарах, в насосных и на территории резервуарного парка;

- опасностью повреждений резервуаров и коммуникаций;

- возможностью появления источников зажигания;

- путями распространения пожара.

Рассмотрим основные из этих факторов.

3.1 Оценка пожаровзрывоопасных свойств нефти и нефтепродуктов

Все жидкости, поступающие в резервуарный парк объекта (будь то сырье или продукция) являются ЛВЖ или ГЖ.

Нефть - легковоспламеняющаяся жидкость, представляющая собой смесь углеводородов с различными соединениями (сернистыми, азотистыми, кислородными). Плотность 730-1040 кг/м³, начало кипения обычно около 20^оС; теплота сгорания 43514-46024 кДж/кг. В воде практически не растворяется. Сырые нефти способны при горении прогреваться в глубину, образуя все возрастающий гомотермический слой. Скорость выгорания 18,7-25,2 см/час; скорость нарастания прогретого слоя 25-36 см/час; температура прогретого слоя 130-160^оС; температура пламени 1100^оС.

Основные химические элементы, входящие в состав нефти - углерод (82-87%), водород (11-14%), сера (0,1-7%), азот (0,001-1,8%), кислород (0,05-1,0%). В незначительных количествах нефти содержат галогены, металлы. Основным компонентом нефти являются углеводороды - алканы, циклопарафины, ароматические углеводороды. Соотношение между группами углеводородов придает нефти различные свойства и оказывает большое влияние на выбор метода переработки и получаемых продуктов.

Показатели взрывопожароопасности нефтепродуктов, хранящихся в резервуарном парке, сведены в таблицу 3.2.1, 3.2.2 .

3.2 Возможность образования взрывоопасных концентраций внутри технологического оборудования

Пожароопасные концентрации внутри технологического оборудования могут образовываться при условии, что:

- имеется паровоздушное пространство;

- рабочая температура жидкости находится между нижним и верхним пределами воспламенения с учетом коэффициента безопасности ?t=10°C.

t_нтп-?t < t_p < t_втп+?t;

где: t_нтп и t_втп - нижний и верхний температурные пределы воспламенения;

t_p - рабочая температура жидкости.

В аппаратах, как насосы, трубопроводы, работающие полным объемом, взрывоопасные концентрации не образуются из-за отсутствия паровоздушного пространства.

Таблица 3.2.1-Пожароопасные свойства нефти

Плотность	tвспш	t самов.	t застыв.	t плам.	t прогр. слоя.	Концентрационные пределы воспламенения (по объему).	Давление насыщенных паров при Т = -38 оС
870 кг/м3	35оС	230оС	-20 оС	1200 оС	110-150 оС	Нижний-2 Верхний-3	314 мм.рт.ст.

Таблица 3.2.2-Показатели пожароопасности обращающихся веществ

Наименование показателей	Значение
Температура нефти при перекачке	+400 С - +3000 С
Температура вспышки нефти	+2100 С
Температура самовоспламенения нефти	от +32000 С
Температура кипения нефти	от +4000 С
Температура застывания нефти	-3800 С
Температура прогретого слоя нефти	+1300 - +16000 С
Температура пламени	+110000 С
Скорость выгорания	12 - 15 см/час
Скорость нарастания прогретого слоя	25 - 40 см/час
Шкала взрывоопасности нефти	-
Безопасная концентрация. Разрешены все виды работ	0-300 мг/м3 (ПДК)
Концентрация опасная для здоровья человека, разрешены только газоопасные работы в СИЗОД изолирующего типа.	300-2100 мг/м3 (ПДВК)
Концентрация взрывоопасная. Выше ПДВК все работы запрещены	2100-42000 мг/м3 (НКПР)
Диапазон взрываемости	42000-195000 мг/м3 (ВКПР)

3.3 Оценка возможности образования горючих концентраций вне аппаратов и емкостей

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-5000 по формуле:

кг/цикл (3.3.1)

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

V₁-V₂ = е ·V_р-ра = 0.9·5000 = 4500 м³

где V_р-_ра - геометрический объем резервуара РВС - 5000;

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;

ц_s - объемная доля насыщенных паров при t_р, определяем по формуле:

ц_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:

Па (3.3.2)

где - коэффициенты (константы) Антуана, принимаем их равными:

А = 5,07020, В = 682,876, С_а = 222,066

Па

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

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

Подставляя полученные значения в исходную формулу (3.3.1) находим количество выделившихся в атмосферу горючих паров нефти при заполнении РВС- 5000:

кг/ цикл

Полученное количество горючих паров нефти может образовать газовое облако взрывоопасной концентрации вблизи PBC-5000, объем которого можно определить по формуле (3.3.3):

V_взр.=G_б/ц_нппр , (3.3.3)

где G_б = 4286 кг/ цикл - количество горючих паров выходящих из РВС-5000 за один цикл;

ц_нппр - нижний концентрационный предел распространения пламени в кг/м³, определяем по формуле 3.3.4:

ц_нппр = (М · ц_нппр) / V_t , кг/м³ (3.3.4)

где М = 90 кг/кмоль - молекулярная масса;

V_t, м³/кмоль - молярный объем паров нефти при рабочих условиях определяем по формуле:

кг/м³ (3.3.5)

V₀ = 22,41 м³/кмоль - молярный объем паров нефти;

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:

ц_нппр = 90·0.08 / 24 = 0,03 кг/м³

В итоге объем взрывоопасной зоны около РВС-5000 будет равен:

V_в = 4286/0,03 = 142866 м³

Таким образом, при безветренной погоде или небольших скоростях ветра на территории резервуарного парка около РВС-5000 в период закачки его нефтью может образоваться газовое облако большого объема - 142866 м³, а при наличии источника возгорания 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 вблизи сальникового уплотнения насоса при выходе их из нормально работающего нефтенасоса.

, м³ (3.3.6)

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

К_б - коэффициент безопасности, примем К_б = 2;

_нппр = 0.03 кг/м³ - нижний концентрационный предел распространения пламени нефти.

Количество паров нефти, которое выделится в помещение нефтенасосной через сальники насоса.

Q = 1,0 кг/ч

Учитывая, что нефтенасосная оборудована торцевым уплотнением вала, принимаем величину потерь через сальники в размере 40% , 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 ц_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.

В таких аппаратах, как резервуары, возможность создания взрывоопасных концентраций зависит от многих факторов, таких как:

- пожароопасные свойства веществ;

- температура окружающей среды и хранимого продукта;

- проведение технологических операций.

Значительную опасность для резервуарного парка представляют «большие» и «малые» дыхания резервуаров, поскольку при выдохе в атмосферу может выходить значительное количество паров нефтепродукта, а при входе в резервуары поступает воздух, который может разбавлять пары до горючих концентраций.

3.4 Возможные причины повреждений оборудования

Для резервуаров характерными причинами повреждений могут быть:

- образование повышенных давлений;

- динамические воздействия;

- коррозия и эрозия стенок аппарата;

- смятие корпуса резервуара от воздействия атмосферного давления при создании вакуума во время его опорожнения.

Давление в резервуарах может повышаться в результате переполнения резервуаров, уменьшения сечения дыхательной и предохранительной арматуры установленной на крыше резервуаров, вследствие загорания, уменьшение сечения расходных трубопроводов.

Основной причиной смятия корпуса вследствие возникновения сверх установленного нормами разряжения внутри резервуара, является неисправность дыхательной и предохранительной арматуры, установленной на кровле. Неисправность дыхательных клапанов наблюдается чаще всего зимой, в результате примерзания и осенью вследствие попадания сухой листвы, травы и прочего мусора в кассеты огнепреградителя при сильном ветре.

На резервуарах установлены механические дыхательные клапаны, которые могут примерзать к своим седлам в зимнее время. Предлагается механические дыхательные клапаны заменить клапанами типа НДКМ (непримерзающими). Они предназначены для герметизации газового пространства резервуаров с нефтепродуктами и рассчитаны на давление 2000 Па и вакуум 1000 Па.

Непримерзающий мембранный дыхательный клапан состоит из корпуса 1, с седлом 2, тарелки 3, изолированной снизу фторопластовой пленкой, мембраной 4, зажатой между фланцами защитного кожуха 5 и корпуса камеры 6, мембраны 7, с дисками 8, зажатой между фланцами корпуса 6 и крыши 9. Диски соединены с тарелкой 3 цепочкой 10, камера А соединена с газовым пространством резервуара импульсной трубкой 11, размещенной в тарелке 3, камера В сообщается с атмосферой через штуцер 13. В корпусе 1 расположен огневой предохранитель 12. При создании в резервуаре вакуума в камере А создается разрежение, равное разрежению в газовом пространстве резервуара. При достижении расчетного значения вакуума вес узла тарелки 3 будет уравновешен усилием от действия атмосферного давления на поверхности мембраны. При превышении расчетного значения вакуума, тарелка переместится вверх и соединит газовое пространство резервуара с атмосферой.

При уменьшении величины вакуума несколько ниже расчетного, тарелка 3 опустится на седло 2 и клапан закроется.

При создании в резервуарах давления в камере «А» создается давление, равное давлению в газовом пространстве резервуара. С возрастанием давления сила, прижимавшая тарелку 3 к седлу 2, увеличивается, за счет чего улучшается герметичность затвора.

Давление в камере «А» прижимает тарелку 3 к седлу 2 и одновременно стремится поднять мембрану 7 с диском 8, которые соединены гибкой связью с тарелкой 3. Так как давление на нижнюю тарелку по площади в пределах диаметра седла действует сверху и снизу, то общая площадь мембраны 4 с тарелкой 3, передающей усилие давления, меньше общей площади мембраны 7 с дисками 8.

В виду указанной разницы площадей результатирующее усилие при расчетном давлении поднимает тарелку 3 вверх, и газовое пространство резервуара сообщается с атмосферой.

Техническая характеристика клапана НДКМ:

условный диаметр присоединительного патрубка - 250 мм;

давление срабатывания - 1600 Па;

вакуум срабатывания - 180-200 Па;

пропуская способность - 1500 м³/ч.

Инструкцией предусмотрено производить осмотр клапана не реже одного раза в десять дней в осенне-зимний период и не реже двух раз в месяц в весенне-летний период. При осмотре необходимо проверять целостность мембраны и фторопластового покрытия тарелки. Схема клапана показана на рисунке 3.4.

Во избежание повреждения корпуса резервуаров предусмотрено устройство на них предохранительных клапанов, срабатывающих при повышении давления или создании вакуума в паровоздушном пространстве резервуара сверх установленных норм.

В эксплуатируемых длительное время резервуарах и трубопроводах происходит уменьшение толщины ограждающих конструкций резервуаров в результате химического воздействия на них. Сера вступает в реакцию взаимодействия с металлом, из которого изготовлены резервуары и трубопроводы, из-за чего происходит коррозия внутренних поверхностей с образованием сернистых соединений железа.

Сернистые соединения железа - пористые вещества, не обладающие механической прочностью, легко окисляются на воздухе.

Разрушительному действию химической коррозии подвергаются наиболее слабые места - швы, разъемные соединения, прокладки, места изгибов, поворотов трубопроводов.

Непримерзающий дыхательный клапан типа НДКМ:

1.Корпус, 2.Защитный кожух, 3.Седло, 4.Тарелка, 5.Мембрана, 6.Корпус мембраны, 7.Мембрана, 8.Крышка, 9.Диски, 10.Штуцер, 11.Цепочка, 12.Огневой предохранитель, 13.Импульсная коробка, А и Б - камеры.

Для защиты от коррозии внешние поверхности резервуаров и трубопроводов регулярно покрывают антикоррозийными составами и красками. Для защиты внутренних поверхностей производится очистка нефтепродуктов от примесей воды, серы, сернистых соединений и других вредных для металла веществ. Кроме того, регулярно проводятся плановые профилактические ремонты с очисткой внутренних поверхностей резервуаров и трубопроводов.

При длительном хранении нефтепродуктов, особенно высоковязких, на днищах резервуаров образуются уплотненные осадки, которые нельзя удалить при откачке основного продукта насосами. Если их своевременно не размывать или не удалять, то при огневых ремонтных работах осадки могут стать причиной взрыва или пожара.

Наиболее прогрессивным способом очистки резервуаров является размыв донных отложений с помощью специальных устройств - гидромониторов, монтируемых в резервуары.

Целесообразно применение размывающих устройств, в целях снижения риска повреждения оборудования и возникновения аварийной ситуации при механизированном способе очистки. Так же механизированный способ сам по себе может являться источником возгорания, увеличивая риск возможного возникновения взрыва и пожара.

3.5 Характерные источники возгорания

В данном технологическом процессе источниками возгорания могут быть:

- самовозгорание сульфидов железа;

- искры механического происхождения;

-перегрев подшипников насосов, сальников насосов и электродвигателей;

- разряды статического и атмосферного электричества.

Окисление сернистых соединений железа начинается с подсыхания поверхности и контакта ее с кислородом воздуха, при этом температура постепенно повышается до 600 - 700°С.

Избежать самовозгорания сернистых отложений можно путем очистки нефтепродуктов от серы и сероводорода, а также при постепенном окислении образовавшихся в них самовозгорающихся отложений. Медленное окисление пирофорных (самовозгорающихся) соединений обеспечивает добавка небольшого количества воздуха - до 0,5 % к водяному пару, подаваемому на продувку резервуаров или заполнение их водой с постепенным снижением ее уровня.

Очистку стенок следует вести при постоянном смешивании их с водой, а полученные зачистки сразу же следует удалять и подвергать утилизации.

Искры механического происхождения, могут возникать при использовании стальных ударных инструментов (молотков, ключей, ломов, зубил и т.д.) в процессе обслуживания технологического оборудования резервуарного парка при ремонтных, аварийных и очистных работах.

Были случаи возникновения пожаров после происшедших вспышек или взрывов в насосных станциях или других производственных помещениях от искр, образующихся при падении инструментов, ударов ключей при производстве различного рода работ.

Для предотвращения этого нужно при производстве работ в насосных станциях или других местах, где возможно образование смеси паров нефтепродуктов с воздухом, применять инструмент из искробезопасного металла. В случае применения стальных инструментов их смазывают консистентными смазками.

Перегревы подшипников насосов имеют место при загрязнении, нарушении качества смазки рабочих поверхностей, перекосах, чрезмерной затяжке подшипников и по другим причинам.

Для исключения саморазогрева подшипников предусмотрено применение подшипников качения. Большое внимание уделяется

систематической смазке подшипников с использованием того сорта масла и в том количестве, которое установлено правилами эксплуатации для данного подшипника. Необходимо периодически осуществлять контроль за температурой подшипника и очищать наружную поверхность от пыли и других отложений.

Разряды статического электричества, которые могут возникнуть в трубопроводах и резервуарах при перемещении нефтепродуктов создают и искры, способные вызвать воспламенение смеси.

При наливе ЛВЖ в резервуары и цистерны должна поддерживаться скорость движения не более 1 м/с.

Для защиты от статического электричества предусмотрено заземление трубопроводов, корпусов резервуаров и насосов. Рекомендуется все стальные трубопроводы и другие металлические элементы здания насосных станций и оборудования в местах их взаимодействия сближения (на 10 см и меньше) электрически соединять через каждые - 20 метров.

Кроме специфических источников возгорания могут иметь место и другие источники возгорания, например, искры электрогазосварочных работ, тепловые проявления электрического тока, разряды атмосферного электричества, неосторожное обращение с огнем и другие.

При производстве электрогазосварочных работ возможно возгорание отложений масла и нефтепродуктов, сухой травы, деревянных конструкций и материалов, а также взрыв образовавшихся местных горючих концентраций с последующим горением.

Тепловые проявления электрического тока имеют место в связи с тем, что в резервуарном парке эксплуатируется большое количество устройств, потребляющих электрическую энергию: электрозадвижки, электродвигатели, различные приборы производственной автоматики. Особую опасность представляет собой перегрузка силовых электрических сетей, вызываемая увеличением нагрузки на электродвигатели, засорением электрозадвижек, различными неисправностями электросистемы и электрооборудования.