Пожарная безопасность резервуарных парков

Для предотвращения этого в здании насосной станции размещена электрощитовая, в которой установлены автоматы, реле и другие предохранительные устройства автоматической пожарной защиты от токов перегрузки и от токов короткого замыкания.

Пары нефтепродуктов могут воспламеняться и от прямых ударов молнии. Для предотвращения случаев взрывов и пожаров от разрядов атмосферного электричества все резервуары, насосная станция и другие здания и сооружения защищены от ударов молнии молниеотводами, установленными в резервуарном парке.

Защита от воздействия ударов молнии объединена с защитой от статического электричества, все заземленное оборудование присоединено к общей системе (контуру) заземления, охватывающей весь резервуарный парк.

3.6 Возможные пути распространения пожара

Основными путями распространения пожаров являются:

- дыхательные клапаны и дыхательные линии резервуаров с нефтепродуктами;

- разлившиеся нефтепродукты при повреждении резервуаров или

трубопроводов;

- облако паров ЛВЖ и ГЖ;

- трубопроводы, освобождаемые от нефтепродуктов;

- кабельные линии и туннели для прокладки трубопроводов;

- трубопроводы газоуравнительной обвязки;

- дверные, оконные и технологические проемы насосной станции.

Для предотвращения распространения пожара все наземные резервуары ограждена сплошным земляным валом, рассчитанным на гидравлическое давление жидкости.

Высота земляного вала, группы резервуаров, согласно требованиям на 0,2 выше расчетного уровня разлившейся жидкости, но не менее 1,5 м. Ширина вала по верху 0,5 м. Объем, образуемый между откосами обвалования для группы резервуаров, равен емкости наибольшего резервуара, расстояние от стенки резервуара до подошвы внутренних откосов обвалования не менее 6 метров. С целью предотвращения выхода нефтепродукта при повреждении трубопровода предусмотрено устройство на трубопроводах скоростных клапанов - прерывателей потока жидкости, срабатывающих при разрыве трубопровода.

Для предотвращения распространения пожара по системе производственной канализации предусмотрено устройство в ней гидравлических затворов.

Для предотвращения выхода разлившейся жидкости из помещения насосной в дверных проемах устроены пороги высотой 0,15 м, в туннелях для прокладки трубопроводов через каждые 60 метров также устроены пороги.

На дыхательных клапанах резервуаров сообщающих паровоздушное пространство над поверхностью нефтепродукта в резервуаре с окружающей средой, предусмотрена установка огнепреградителей.

Содержание раздела подтверждает пожарную опасность процессов хранения и перекачки нефти и нефтепродуктов, при которых в нормально работающих аппаратах, емкостях и вне их могут образовываться взрывоопасные, горючие концентрации при «больших» и «малых» дыханиях, а так же при разгерметизации трубопроводов, износе оборудования, авариях, и других отклонениях от технологического регламента.

Для снижения риска необходимо: неуклонно соблюдать требования технологического регламента и требования пожарной безопасности; проводить планово-предупредительный осмотр и ремонт без нарушений периодичности; вводить мероприятия по снижению выбросов путем их улавливания и переработке различными установками; модернизировать устаревшее оборудование с помощью внедрения новых прогрессивных технологий.

3.7 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 как аварии 1 и 2 категории.

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, 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, с 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 нефти эта температура непостоянна и превышает 100°С, постоянно увеличиваясь по мере выгорания легких фракций жидкости.

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

Для нефти V_выг = 9-12 см/ч, для сравнения скорость выгорания у бензина V_выг - до 30 см/ч, у дизельного топлива 18-20 см/ч, с увеличением скорости ветра до 8-10 м/с скорость выгорания возрастает на 30-50% . 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 ц_нпрп, может привести к интенсивному испарению нефти в соседнем с горящим резервуаре и повышению концентрации паров до ц_нпрп. При этом пламя, проскочив внутрь резервуара, вызовет его взрыв.

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 вследствие 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°С-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:

- сравнить расчетом категорию помещения нефтенасосной по взрывопожарной и пожарной опасности;

- провести проверочный расчет гасящего диаметра отверстий кассетного огнепреградителя, установленного на дыхательной линии технологического РВС-5000;

- провести обоснование и расчет системы аварийного слива нефти из помещения нефтенасосной;

- провести расчет защиты от разлива нефти при мгновенном разрушении резервуара;

- рассчитать экономический ущерб от загрязнения окружающей природной среды при пожаре разлива нефти;

- дать технико-экономическое обоснование вариантов защитных ограждений для резервуарного парка ПСП «Альметьевск».

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

Нефтенасосная парка представляет собой одно помещение - насосный зал, размерами 24х10х5 м. В насосном зале установлено два нефтенасоса ЦНС-300х180, производительностью q = 300м³/ч = 0,08 м³/с, Н = 180 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, с_ж = 830 кг/м³. За рабочую температуру нефти принимаем t = 20°С. Нефть поступает в насос по всасывающему трубопроводу длиной l_вс = 12 м и отводится по нагнетательному трубопроводу l_наг = 15 м, диаметром обоих d = 200 мм = 0,2 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 t_з = 3 сек., так как обеспечено резервирование элементов системы автоматики. Давление насыщенных паров нефти, P_s = 25,8 кПа (определено ранее).

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

Наиболее опасной аварией в насосной будет являться отрыв одного из напорных трубопроводов насоса самой большой производительности.

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:

m_ж = m₁ + m₂ = (q*t_з + V_тр)·с_ж, кг (4.1.1)

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

с_ж = 830 кг/м³ - плотности нефти;

q = 1.94 м³/с - производительность нефтенасоса ЦНС-300х180;

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

V_тр - объем трубопроводов, определяем по формуле:

, м³ (4.1.2)

где: d_всас и d_нагн заданы по условию, отсюда:

м³

Подставляем V_тр и другие известные величины в (4.1.1), получаем m_ж:

m_ж = (1,94·3 + 0,8)·830 = 5494 кг,

т.е. в помещение насосной в результате аварии выйдет и разольется по полу 5494 кг нефти.

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

, м² (4.1.3)

где: f_tp - 1000 · 1/m - переводной коэффициент, т.к. в 1 м³ = 1000 л. или удельная площадь разлива жидкости формула

м/с (4.1.4)

Отсюда:

F_u = 1000 · 5494/ 830 = 6620 м²

в) Площадь испарения нефти в нефтенасосной принимаем равной площади пола помещения согласно формулы (4.1.11):

F_пом = 24 · 10 = 240 м²

г) Определяем интенсивность испарения нефти по формуле:

, кг/(м²·с) (4.1.5)

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 t_в=20°C, з = 2.4;

М = 196 - молярная масса нефти;

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

Отсюда:

кг/(м²·с)

д) Находим время полного испарения нефти ф_n, разлившейся на полу насосной в результате аварии, по формуле:

, с (4.1.6)

где - все величины известны, определены выше,

Тогда:

, с

ф_n = 27470 > 3600с, поэтому для дальнейших расчетов принимаем длительность испарения нефти - ф_n =3600 с

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

m = W · F_u · ф_n, кг (4.1.7)

m = 8, 67 · 10^-4 · 6620· 3600= 20662 кг

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

, кг (4.1.8)

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

Отсюда:

кг

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

m" = m' · Z, кг (4.1.9)

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

Тогда, m" = 1152 · 0.3 = 345,6 кг

и) Находим свободный объем помещения нефтенасосной:

V_св = 0.8 · V_пом, м³ (4.1.10)

где: V_пом, м³ - геометрический объем помещения нефтенасосной

V_пом = 24*10*5 =1200 м³

Отсюда:

V_св = 0.8 · 1200 = 960 м³

к) Определяем плотность паров нефти по формуле

, кг/м³ (4.1.11)

где М = 96 - молярная масса легких фракций паров нефти;

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

ф_р = 20°С - расчетная температура:

Отсюда:

, кг/м³

л) Находим стехиометрическую концентрацию паров нефти (по пропану С3Н8) - ц_ст по формуле:

% (об) (4.1.12)

где:

стехиометрический коэффициент кислорода в реакции горения, n_c = 3; n_н = 8; n_х = 0; n₀ = 0 - число атомов углерода, водорода, галоидов, кислорода в молекуле горючего,

Отсюда:

в = 3 + (8 - 0) / 4 - 0/2 = 5

Тогда:

ц_ст = 100 / (1 + 4.84 · 5) = 1,8 % (об)

м) Определяем по полученным выше данным (m" = 345,6 кг; V_св = 960 м³; с_n = 4,25 кг/м³; ц_ст = 1,8 % (об)) избыточное давление взрыва паров нефти в помещении нефтенасосной по формуле:

, кПа (4.1.13)

где Р_max = 900 кПа - максимальное давление взрыва стехиометрической паровоздушной смеси в замкнутом объеме;

Р₀ = 101 кПа - начальное давление;

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

Тогда:

кПа

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

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

4.2 Проверочный расчет гасящего диаметра отверстий кассетного огнепреградителя, установленного на дыхательной линии технологического РВС-5000

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



Рис. 4.2 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 4.2.1:

, м (4.2.1)

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

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

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

R - газовая постоянная, Дж/(кг·К)

цщ_н - нормальная скорость распространения пламени, щ_н = 0,414 м/с для пропана, к которому мы приравниваем нефтяные пары;

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

л - коэффициент теплопроводности горючей смеси, определяем по формуле

л = ц_г · л_г + (1- ц_г)·л_в, Вт/(м·К) (4.2.2)

где л_г = 1.9·10^-2 Вт/(м·К) - коэффициент теплопроводности паров нефти, принимаем по пропану;

л_в = 2.59·10^-2 Вт/(м·К) - коэффициент теплопроводности воздуха, значение для Т= 293 К;

ц_г - объемная доля горючего в стехиометрической смеси; определяем ее из уравнения реакции горения нефти в воздухе, т.к. пары нефти по молекулярной массе и концентрационным пределам распространения пламени близки к пропану, то ц_г определяем по реакции горения пропана - С₃Н₈:

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

Отсюда:

об. доли

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:

, Дж/(кг·К) (4.2.3)

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

М_г = 44,1 кг/к моль - молекулярная масса пропана;

М_в = 28,96 кг/к моль - молекулярная масса воздуха;

Отсюда:

, Дж/(кг·К)

Определяем удельную теплоемкость горючей смеси С_р при постоянном давлении по формуле:

С_р = ц_г · С_р.г + (1- ц_г) · С_р._в Дж/(кг·К) (4.2.4)

где С_р.г = 1667 Дж/(кг·К) - теплоемкость пропана;

С_р.в = 1005 Дж/(кг·К) - теплоемкость воздуха;

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

Полученные в результате расчетов данные подставляем в формулу (4.2.1). При этом получим:

Определяем гасящий диаметр отверстия (предлагаемого) кассетного огнепреградителя по формуле 4.2.5;

d = 0.5- d_кр (4.2.5)

d=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. 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 15534 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 в зону горения резко осложнит обстановку. Развитие пожара будет зависеть от характеристики нефти, как ЛВЖ, а именно: нефть имеет температуру пламени - 1100°С, скорость выгорания нефти составляет V_выг = 9-12 см/ч.

Определяем свободную площадь насосного зала:

F_св = k · F_пом, м² (4.3.1)

где k = 0.8 - коэффициент свободной площади, принимаем;

F_пом = 408 м²

Отсюда: F_св = 0.8 · 408= 326,4 м²

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

h_н = V_н/ F_св = 9,3/326,4 = 2,8 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:

t_выг. = h_н / V_выг., ч (4.3.2)

где: h_н = 2,8 см; _Vвыг.= 12 см/ч,

отсюда: t_выг = 2,8/12 = 0,23 часа

Так как огнестойкость незащищенных металлических конструкций здания нефтенасосной принимаем 20 минут, то за t_выг= 0,23 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.

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 - следует проложить также с односторонним уклоном в направлении аварийной емкости, по возможности прямолинейно, без каких либо задвижек (установка задвижек не допускается, с гидравлическим затвором, 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) - ф_сл, сравнивая ее с допустимой (нормативной) продолжительностью аварийного режима - [ф_сл], которую в большинстве случаев принимают - [ф_сл] ?900 сек., 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 [ф_сл] может быть принята равной 20 минутам.

Определяем фактическую продолжительность аварийного слива из помещения нефтенасосной по формуле 4.3.3:

ф_сл = ф_опор + ф_оп ? [ф_сл], с

где ф_опор - продолжительность опорожнения помещения нефтенасосной от нефти, с ф_оп ? 0 - продолжительность операции по приведению системы аварийного слива нефтенасосной в действие.

Рис. 4.3 Схема аварийного слива нефти из помещения 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 нефтенасосной.

Тогда: ф_сл = ф_опор ? 20 минут

Для дальнейших расчетов принимаем ф_опор=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 .

Определяем диаметр аварийного трубопровода по формуле:

, м (4.3.4)

где V_ж = 6,6 м³ - объем разлившейся нефти (сливаемой);

ф_опор = 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, h_н = 0,03 м

Н₁ = Н₂ + h_н = 1,94 + 0,03 = 1,97 м,

ц_сист - коэффициент расхода системы аварийного слива; определяем по формуле:

(4.3.5)

где - суммарный коэффициент местных сопротивлений системы аварийного слива, определяем по формуле;

, (4.3.6)

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 = 5d_тр).

Отсюда величины коэффициентов местных сопротивлений равны:

о_вх = 0.5; о_г = 1.3; о_п = 0.5; о_вых = 0.5; о_з = 0.5;

_сист= 0.5 + 1.3 + 0.5 + 0.5 = 3.2

Тогда, коэффициент расхода системы равен:

Определяем объем аварийной емкости по формуле:

V_а = V_ж/е, м³ (4.3.7)

где V_ж = 6,6 м³ - объем сливаемой нефти;

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

Отсюда: V_а = 6,6 / 0,9 = 7,4 м³

При этом диаметр аварийного трубопровода:

Для аварийного трубопровода принимаем стандартный трубопровод диаметром 90 мм.

Принимаем горизонтальный подземный резервуар номинальным объемом 10 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 не попала через дверные проемы на прилегающую территорию, в дверных проемах здания магистральной нефтенасосной предусматриваем пандусы нормативной высотой 10 см.

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 нефти и нефтепродуктов достигает десятков и сотен гектар.

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.

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 на основании расчетной схемы, приведенной на рис. 4.4.1. 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.

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. 4.4.1).

Рис. 4.4.1 Принципиальная схема защитной стенки с отбойным козырьком

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

,

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

На рис. 4.4.2 показана принципиальная схема определения параметров защитной преграды.

Рис. 4.4.2 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-5000 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. 4.4.3 показан общий вид защитной стены.

Рис. 4.4.3. Общий вид защитной стены с отбойным козырьком

1 - защитная стена, 2 - волноотражающий козырек, 3 - площадка отражения потока, 4 - основание преграды.

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

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

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 нефти 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.

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

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.

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 нефти и нефтепродуктов и огнетушащих веществ. Наибольшее загрязнение почвы, водного и воздушного бассейнов происходит при разливе нефти 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.

1. Экологический ущерб

В силу того, что разлитие нефтепродуктов при аварии было ограничено размерами обвалования, то экологический ущерб, П_экол, будет определяться главным образом размером взысканий за вред, причиненный продуктами горения нефти и нефтепродуктов.

П_экол = П_а + П_в + П_п, (4.5.1)

где П_а - ущерб от загрязнения атмосферы, руб.;

П_в - ущерб от загрязнения водных ресурсов, руб.;

П_п - ущерб от загрязнения почвы, руб.;

Тогда:

П_экол =648101+145911 +862000=1,7 тыс. руб.

Потери (ущерб) от выброса загрязняющих веществ в атмосферу П_а при пожаре разлития и горении резервуаров с нефтепродуктами рассматривается как сумма по всем загрязняющим веществам:

П_а=5У(Н_баiМ_иi)К_иК_эа , (4.5.2)

где Н_баi - базовый норматив платы за выброс в атмосферу продуктов горения нефти и нефтепродуктов: СО, NO_x, SO_x, H₂S, сажи (С), HCN, дыма (ультрадисперсные частицы SiO₂), формальдегида и органических кислот в пределах установленных лимитов. Н_баi принимался равным 25; 2075; 1650; 10 325; 1650; 8250; 27 500; 1375 руб./т;

М_иi - масса i -го загрязняющего вещества, выброшенного в атмосферу при аварии (пожаре), т.;

К_и - коэффициент индексации платы за загрязнение окружающей природной среды. К_и принимался равным 94;

К_эа - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости состояния атмосферного воздуха экономических районов Российской Федерации, К_эа =1,1Ч1,2=1,32.

Тогда по формуле 4.5.2:

П_СО = 5*(25*223,9)*94*1,32=3473 руб.

П_NOx=5*(2075*18,4)*94*1,32=23686 руб.

П_SO2=5*(1650*74)*94*1,32=75750 руб.

П_H2S=5*(10325*2,7)*94*1,32=17295 руб.

П_С=5*(1650*453,2)*94*1,32=463922 руб.

П_HCN=5*(8250*2,7)*94*1,32=13819 руб.

П_HCHO=5*(27500*2,7)*94*1,32=46064 руб.

П_СH3-COOH=5*(1375*0,0048)*94*1,32=4095 руб.

Таким образом:

П_атм. = 3473+23686+75750+17295+463922+13819+46064+4095=648101 руб.

Полученные данные сведены в таблицу 4.5.1

Таблица 4.5.1-Оценка взысканий за вред, причиненный загрязнением атмосферного воздуха при взрывах на резервуарах с нефтепродуктами

Тип оборудования	Масса нефтепродуктов, участвующих в аварии, т	Выбросы загрязняющих веществ, т/взыскание за сверхлимитный выброс, руб.	Суммарный размер взысканий при взрыве, руб.
	Полная	Cгоревших	при пожаре пролива
			СО	NOх	S02	H2S	Сажа (С)	HCN	НСНО	СН3-СООН
РВС - 5000	3763,0	2666,0	223,9	18,4	74	2,7	453,2	2,7	2,7	0,0048	648104
(нефть)			3473	23686	75750	17295	463922	13819	46064	4095	-

Ущерб от загрязнения водного объекта П_в рассчитывается как плата за сверхлимитный сброс путем умножения массы М_вод загрязняющих веществ, поступивших в водный объект, на базовые нормативы платы НБВ=221750 руб. за сброс загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты в пределах установленных лимитов с применением коэффициентов индексации К_и=94, экологической ситуации К_ЭВ =1,40 и повышающего коэффициента:

П_в = 5 Ч К_и Ч К_ЭВ Ч НБВ Ч М_вод Ч 10^-3 (4.5.3)

П_в=5*94*1,40*221750*10^-3=145911 руб.

Ущерб от загрязнения почвы, П_п, определяем на основе утвержденных указаний в соответствии с порядком определения размеров ущерба от загрязнения земель химическими веществами и экспертной оценки стоимости потерь, связанных с деградацией земель в результате вредного воздействия.

Оценка ущерба от загрязнения земель нефтепродуктами П_з производится по формуле:

П_з = Н_бз * S_з *К_вз * К_эз * К_з * К_г * К_и * 10^-4, (4.5.3)

где Н_бз - норматив стоимости земель по республике Татарстан, Н_бз=206 млн. руб./га;

К_вз - коэффициент пересчета в зависимости от периода времени по восстановлению загрязненных земель К_вз=10;

S_з - площадь загрязненных земель, S_з=3590 м²;

К_эз - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости территории рассматриваемого экономического района, К_эз=0,062;

К_з - коэффициент пересчета в зависимости от степени загрязнения земель, К_з=2;

К_г - коэффициент пересчета в зависимости от глубины загрязнения земель, К_г=1.

П_з = 206*3590*10*0,062*2,0*1,0*94*10^-4 =862000 руб.

Расчет экономического ущерба производим для наиболее неблагоприятной аварийной ситуации, связанной с полным разрушением вертикального стального резервуара типа РВС-5000 и выходом хранимой нефти на прилегающую территорию ПСП.

Таким образом, продолжительное время, практически до полного выгорания нефти, происходит неконтролируемое горение и, следовательно, загрязнение окружающей природной среды продуктами сгорания.

Предложенная в работе защитная стена с отбойным козырьком позволяет удержать весь объем нефти при разрушении резервуара в пределах обвалования, и тем самым, предотвратить разлив нефти на большую площадь. По периметру защитного обвалования, с целью тушения возможного пожара разлива, предполагается оборудовать автоматическую систему пенного пожаротушения, способную в течение 10 минут (условно), с момента возникновения пожара, полностью его ликвидировать. Кроме этого, с целью предотвращения проникновения нефтепродукта в грунт, между резервуаром (резервуарами) и защитной стеной обустраивается непроницаемое покрытие из негорючих материалов.

Предлагаемые в работе инженерно-технические решения для резервуарного парка (защитная стена с отбойным козырьком и непроницаемое бетонное покрытие) позволяют существенно снизить экономический ущерб от загрязнения окружающей природной среды при возможном пожаре разлива нефтепродукта, в случае полного разрушения резервуара.

4.6 Технико-экономическое обоснование вариантов защитных ограждений для резервуарного парка ПСП «Альметьевск»

Критерием экономической эффективности может служить интегральный экономический эффект, учитывающий материальные потери от пожаров, капитальные вложения и текущие затраты на те или иные мероприятия. Если экономический эффект (Э) от использования является положительным, то принятое решение является эффективным (при данной норме дисконта) и может рассматриваться вопрос о его принятии. Если же будет получено отрицательное значение (Э), то инвестор понесет убытки, то есть проект не эффективен.

Наиболее эффективный вариант соответствует условию, когда Э > max.

Интегральный экономический эффект для постоянной нормы дисконта (0,1) определяют по выражению:

Э = , (4.6.1)

где t - год осуществления затрат; ДУ - сокращение годовых потерь (ущерба) при планируемом варианте относительно базового, руб/год; ДС - увеличение (сокращение) эксплуатационных расходов (планируемого варианта относительно базового) в t-м году, руб/год; HD - норма дисконта (принимаем 0,1); К₁, К₂ - капитальные вложения на осуществление мероприятий в базовом и планируемом вариантах, руб.; Т - горизонт расчета (продолжительность расчетного периода; он равен номеру шага расчета, на котором производится окончание расчета).

В качестве расчетного периода (Т) принимается либо срок службы, либо иной, более короткий обоснованный период.

Эксплуатационные расходы на содержание включают в себя амортизационные отчисления, расходы на зарплату обслуживающего персонала, на электрическую и тепловую энергию, огнетушащие вещества и т.п.

Исходя из экономического содержания ущерба от пожаров, его можно рассматривать как следующие составляющие:

- потери стоимостной части национального богатства (прямой ущерб);

-потери в результате отвлечения ресурсов на компенсацию последствий пожара (потеря эффективности отвлеченных ресурсов на восстановление объекта);

- потери от простоя объекта;

- потери от травматизма;

- экологические потери (потери от загрязнения окружающей среды).

Под потерями стоимости части национального богатства понимается их уничтожение или повреждение в результате воздействия опасных факторов пожара, а также в результате действий, направленных на спасение людей и материальных ценностей. Здесь необходимо отдельно рассматривать потери от уничтожения и повреждения основных фондов (резервуаров, оборудования) и потери от уничтожения оборотных средств ( нефти).

2. Прямые потери

Определим ущерб по основным фондам (резервуару).

При уничтожении основных фондов (резервуара) потери (П_ОФ) определяем из выражения:

, (4.6.2)

где С_п - первоначальная стоимость резервуара, С_п=50 млн.руб.;

Н_А - норма амортизационных отчислений на полное восстановление (реновацию), Н_А =2,8%/год;

Т - период времени от начала эксплуатации до возникновения пожара, год, Т=20 лет;

С_ост - остаточная стоимость резервуара после его уничтожения, определяемая как стоимость остатков (металлолома), С_ост=6,08 млн. руб.

По состоянию на 2014 год стоимость резервуара РВС-5000 м³ со стационарной крышей с учетом монтажных работ, стоимости оборудования (арматуры), накладных расходов, плановых накоплений (сметной прибыли строительно-монтажных организаций) и проектных работ составляет порядка 50 млн. руб. Норма амортизационных отчислений для металлических резервуаров составляет 2,8-5 %/год.

Остаточная стоимость разрушенного резервуара (по бухгалтерским документам предприятия) составляет 6,08 млн. руб.

Согласно статистическим данным частота возникновения пожара на РВС-5000 со стационарной крышей л = 1,09·10^-4 1/год.

Следовательно, если пожар возникнет в начальный период эксплуатации резервуара, то ущерб при его уничтожении будет определяться величиной: 50·10⁶ - 6,08·10⁶ = 43,92·10⁶ руб.

А если пожар возникнет в конце срока его службы, то потери будут минимальными (близки к нулю, смотри рис. 4.6). При этом предполагается, что поток пожаров является стационарным.

Рис. 4.6 График зависимости ущерба резервуара от его срока службы

При такой неопределенности, возникающей из-за очень больших интервалов между пожарами (обратная величина частоты пожаров), принято принимать величину износа основных фондов до периода математического ожидания пожара, соответствующего половине срока службы, то есть величина ущерба по резервуару принимается равной по формуле 4.6.2:

= 15,92 млн. руб.

Определим ущерб по оборотным средствам (нефти)

При аварийном разрушении РВС-5000 м³ уничтожается все содержимое резервуара (нефть).

В этом случае, с учетом 80 % степени заполнения резервуара, ущерб определяется из выражения:

, (4.6.3)

где с - плотность нефти, равная 0,903 т/м³;

Ц - цена нефтепродукта, ориентировочно 10041 тыс. руб./т.

Расчетное значение ущерба составит:

П_ос = 5000*0,8*0,903*10041 = 36,3 тыс. руб

Общий ущерб от разрушения одного резервуара объемом 5000 м³, с учетом ущерба нанесенного природной среде составит по формуле:

П_об=П_оф+П_ос+П_экол (4.6.4)

П_об = 15,92 + 36,3 + 1,7= 53,9 тыс. руб.

Средняя площадь разлива для рассматриваемого случая составляет 3590 м². Это означает, что при наступлении такого случая на территории ПСП в огне окажется соседний РВС-5000 м³, насосная, блоки реагентного хозяйства, насосная пенного тушения, емкости с пенообразователем РГС-100 м³ № 1 и № 2.

Следовательно, при средней степени износа резервуаров и доле их заполнения нефтью на 80% имеем следующие ожидаемые значения ущерба от разрушения резервуара (без внедрения защитной стенки).

Прямые потери, П_пр, в результате уничтожения, при аварии основных производственных фондов (здание, оборудование) составят:

- по РВС-5000 м³:

П_офу= 15,92+36,3=53,2 тыс. руб.

Потери предприятия в результате повреждения при аварии основных производственных фондов, П_о.ф.п:

-стоимость ремонта и восстановления оборудования - 50 млн. руб.;

- другие сооружения, попавшие в зону пожара (ориентировочно)- 5млн. руб.

Таким образом:

П_офп=50+5=55 млн. руб.

Повреждения материальных ценностей незначительны, ущерб имуществу третьих лиц не нанесен - остальные составляющие прямого ущерба не учитываются.

Таким образом, потери продукции составила:

П_п.п =53,9+55=112,9 тыс. руб.

3. Затраты на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии

Расходы, связанные с ликвидацией и локализацией аварии, П_л, составят:

-непредусмотренные выплаты заработной платы (премии) персоналу при ликвидации и локализации аварии -120 тыс. руб.;

-стоимость материалов, израсходованных при локализации (ликвидации) аварии - 300 тыс. руб.

Таким образом, потери при локализации и ликвидации аварии:

П_л = 120 000 +300 000 = 420 тыс. руб.

Расходы на мероприятия, связанные с расследованием аварии, - 100 тыс. руб.

Таким образом, расходы на локализацию (ликвидацию) и расследование причин аварии составят:

П_л.а= 120 000 + 100 000 = 220 тыс. руб.

4. Косвенный ущерб

Известно, что на предприятии средняя заработная плата производственных рабочих V_з.п1, составляет 37 тыс. руб./мес. (1681 руб./день);

- число сотрудников, не использованных на работе в результате простоя, составило 50 чел.; часть условно-постоянных расходов, V_з.п1, составляет 1681 тыс. руб./день.