Пожарная безопасность резервуарного парка цеха подготовки и перекачки нефти НГДУ «Лянторнефть»

 

Рис.3. Устройство резервуара вертикального стального

 

Стенки резервуаров изготавливаются методами рулонирования или полистовой сборкой.

Полистовая сборка обычно применяется для резервуаров с толщиной нижнего пояса стенки свыше 18 мм, но по требованию заказчика указанным методом может быть изготовлен резервуар любого типоразмера.

Для стенок полистовой сборки применяется прокат шириной от 1,8 м до 3 м и длиной до 12 м. Обработка кромок листов осуществляется механическим способом (фрезерованием) или плазменной резкой. Вальцовка листов производится на трех- и четырехвалковых машинах.

Резервуары объемом до 20 000 м3 с толщиной нижнего пояса до 18 мм рекомендуется изготавливать методом рулонирования. Полотнища стенок резервуара имеют прямоугольную форму с разбежкой заводских вертикальных стыков и прямолинейными начальными и конечными кромками. Продольные швы в зоне этих кромок имеют недоваренные участки с подготовленной разделкой для сварки зубчатого монтажного стыка.

Зубчатый монтажный стык стенки резервуара образуется путем обрезки технологического припуска полотнища по длине, которая обычно составляет 150-300 мм.

Для обеспечения качественного формирования рулонов резервуаров объемом свыше 5000 м3 применяются треугольные технологические надставки на начальной и конечной кромках.

В крыше резервуара устанавливаются световые люки диаметром 500 и 600 мм с кронштейнами для открывания крышки и монтажные люки диаметром 800 мм и 1000 мм без кронштейнов для открывания крышки.

Патрубки в крыше подразделяются по конструктивному исполнению на монтажные и вентиляционные. Отличие вентиляционных патрубков от монтажных заключается в том, что их труба отрезается заподлицо с настилом крыши.

 

 

3. Анализ пожарной опасности технологического процесса

 

Пожарная опасность объектов резервуарного парка характеризуется: пожароопасными свойствами транспортируемой и хранящейся нефти, большими объемами ее перекачки и хранения; возможностью образования горючих паровоздушных концентраций в помещениях нефтенасосной, в емкостях и резервуарах с нефтью, на территории емкостей и резервуаров; возможностью повреждения технологического оборудования (нефтенасосов, трубопроводов, задвижек, дыхательной арматуры и т.д.), нефтяных емкостей и резервуаров, выхода в помещение нефтенасосной и на открытые производственные площадки и на прилегающую к ним территорию большого количества нефти; возможностью появления источников зажигания и их контакта с паровоздушными горючими концентрациями нефти; путями распространения пожара и угрозой для жизни людей (обслуживающего персонала, работников пожарной охраны).

По уровню пожарной опасности технологический процесс резервуарного парка ЦППН НГДУ «Лянторнефть» относится к технологическим процессам повышенной опасности, в которых обращаются пожаровзрывоопасные вещества в количестве, равном или большем порогового значения, указанного в таблице 1 ГОСТ Р 12.3.047-98 (Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля.).

При оценке пожарной опасности технологического процесса в соответствии с ГОСР Р12.3.047-98 оценены расчетным путем:

- избыточное давление, развиваемое при сгорании газопаровоздушных смесей в помещении (при расчете категории насосной на стр.123;

- интенсивность испарения горючих жидкостей в помещении (при расчете категории насосной на стр.123;

- другие показатели пожаровзрывоопасности технологического процесса.

Выбор необходимых параметров пожарной опасности для технологического процесса резервуарного парка определялся исходя из задания на дипломное проектирование.

Анализ пожарной опасности технологического процесса проводился по следующей схеме:

1. Определение пожарной опасности использующихся в технологическом процессе веществ и материалов.

2. Определение возможности образования горючей среды внутри помещений, резервуаров при нормальных условиях работы и при авариях.

3. Причины повреждения резервуаров, насосов и трубопроводов.

4. Определение возможности образования в горючей среде источников зажигания.

5. Исследование различных вариантов путей распространения пожара.

6. Расчет категории помещения насосной для перекачки нефти по взрывопожарной и пожарной опасности.

 

3.1 Определение пожарной опасности использующихся в технологическом процессе веществ и материалов

 

Нефть - это сложная смесь взаиморастворимых углеводородов, таких как: предельных (парафиновых) - газообразных С1-С5, жидких С6-С15, твердых выше C15; непредельных - C5H10, C6H12 и других; ароматических - C6H6, C6H5СН3 и др.

Компонентный состав нефти, приходящей в цех на подготовку с месторождений представлен в таблице 2.

 

Таблица. 2

Компонентный состав приходящего сырья

Наименование	Молекулярная масса	Лянторское (АС10)		Маслиховское		Назаргалиевское
		нефть	газ	нефть	газ	нефть	газ
		% мол	% мол	% мол	% мол	% мол	% мол
Двуокись углерода	44	0,12	0,48	0,2	0,59	0,19	0,4
Азот	28	0,05	0,20	0,61	1,92	0,51	1,12
Метан	16	24,13	92,49	25,47	79,58	32,43	68,46
Этан	30	0,28	1,03	2,1	6,24	3,42	7,26
Пропан	44	0,68	2,3	1,88	4,86	6,13	12,09
Изобутан	58,12	0,76	1,68	1	2,14	0,95	1,48
Н-бутан	58,12	0,25	0,5	1,11	1,75	3,40	4,56
Изопентан	72,14	0,38	0,31	1	0,98	1,15	0,92
Н-пентан	72,14	0,12	0,12	1,2	0,78	2,33	1,74
Остаток С6-8		73,24	0,9	65,44	1,16	49,5	1,95
Молярная масса, г/моль		277,6	18,8	163,7	22,18	123,4	26,18

 

Нефть Западно-сургутская - легковоспламеняющаяся жидкость, плотность 730-1040 кг/м3, начало кипения обычно около 20 °С, tвсп = -16 ÷ -18°С, tсв = 250-375°С, φнпрп = 1,8%, теплота сгорания 43514-46024 КДж/кг, в воде практически не растворима, температура пламени 1100 ºС и больше. Тушащие средства - воздушно-механическая пена средней кратности на основе ПО-1Д, ПО-6К, ПО-ЗАИ.

 

3.2 Оценка пожаровзрывоопасности среды внутри аппаратов при их нормальной работы

 

Требуется определить взрывоопасность паров нефти во всех аппаратах данной технологической схемы. Для решения этого вопроса следует установить, имеет ли аппараты свободный объем, в котором могут образовываться паровоздушные смеси, и сравнить рабочие температуры жидкости в аппаратах с величиной их температурных пределов распространения пламени (таблица 3.)

 

Таблица 3

Наличие горючей среды в аппарате при нормальной работе

Наименование аппарата; жидкость.	Наличие паровоздушного пространства в аппарате	Рабочая температура в аппарате,	Температурные пределы распростанения пламени нефтепродуктов,		Заключение о горючести среды в аппарате.
			Нижний	верхний
Резервуар № 1-4; Нефть	есть	20	-16	10	Среда горючая
Насос; Нефть	нет	20	-16	10	Отсутствует паровоздушное пространство
Ж/Д цистерна Сливо-наливная эстакада; нефть	есть	20	-16	10	Среда горючая

 

Резервуар РВС-10000 является аппаратом с переменным уровнем жидкости. В резервуаре иметься свободное паровоздушное пространство. Чтобы оценить опасность этой среды, необходимо сравнить рабочую температуру жидкости с ее температурными пределами воспламенения. Смесь является взрывоопасной, если выполняется условие:

 

-∆tн - +∆tв

 

В нашем случае нефть имеет:

 

 ;

 

Опасность образования горючих паровоздушных концентраций в технологических емкостях (утечек и дренажа, в резервуарах резервуарного парка) с нефтью создается при двух условиях: наличие в них паровоздушного пространства и если температура нефти (tж), хранимой в емкостях и резервуарах находится в пределах (границах) температурных пределов распространения пламени (tнпрп и tвпрп) с учетом коэффициентов безопасности (∆tн и ∆tв), выраженных в виде температурных поправок, которые могут быть определены расчетом или взяты равными ∆tн = -10°С; ∆tв = +15 °С.

Из вышеперечисленного следует, что концентрация паровоздушной смеси в закрытой емкости и в резервуаре с нефтью со стационарной крышей будет взрывоопасной, если в них имеется паровоздушное пространство и

 

tнпрп ≤ tж ≤ tвпрп

 

Зная рабочую температуру нефти - летом ориентировочно +20°С, зимой ориентировочно -35°С получаем оценку взрывоопасности среды в следующем виде:

для лета: -15°С < +20°С > +10°С

для зимы: -15°С < -35°С < 10°С

Отсюда делаем вывод, что в газовом пространстве закрытых емкостей и в резервуарах с нефтью со стационарной крышей (без понтона) концентрация паров нефти будет взрывоопасной в любое время года при температуре от -15°С до +10°С, хотя в исключительных случаях в холодное время года при температуре нефти ниже -35°С и в теплое время при температуре нефти более +10°С концентрация паров нефти в закрытых емкостях и резервуарах может быть не взрывоопасной.

Также взрывоопасные паровоздушные концентрации могут образоваться в закрытых емкостях и резервуарах с нефтью при их остановке на ремонт и осмотр; при проведении ремонтных огневых работ в случаях неполного удаления нефти, негерметичном отключении емкостей и резервуаров от трубопроводов, отсутствии или недостаточности их продувки.

Из закрытых емкостей и резервуаров при их остановке на ремонт и положительной температуре наружного воздуха вентиляцией возможно удалить только пары летучих нефтепродуктов. Более тяжелые углеводороды можно удалить применив пропарку емкостей и резервуаров водяным паром или промывку водой, либо специальными техническими моющими растворами. Температуру пропарки принимают обычно равной или более 80ºС. Если температура пропарки не будет обеспечена, то это приведет к длительной и неэффективной пропарке.

Определим расчетом время продувки резервуара РВС-10000 с нефтью по формуле [1]:

 

с (1.1)

 

где К - коэффициент, зависящий от летучести жидкости, принимаем его равным 10 [2];

V - свободный объём полностью освобожденного резервуара (емкости) Vр = 10000 м3

V1 = 0,9·Vp = 0,9·10000 = 9000 м3 (при наличии отложений)

q - расход пара, подаваемого на продувку, определяем его по формуле:

 

м3/с (1.2)

 

где w - скорость истечения пара в резервуар по трубе d = 100мм;

φнач - начальная концентрация паров в резервуаре, принимаем ее равной 100 %

φкон - конечная концентрация паров в резервуаре

φкон = 0,05·φнппр = 0,05·2 = 0.1 % = 0,001 об. доли, где φнппр ≈ 2 %

Определяем критическое отношение Р0/Р, где Р - давление водяного пара, которое принимаем Р = 0.3 МПа, Р0 [3] = 1·105 Па = 0.1 МПа - барометрическое давление при нормальных физических условиях (760мм рт.ст.)

т.е. истечение происходит со звуковой скоростью, тогда скорость истечения пара определим по формуле:

 

м/с (1.3)

 

где R - газовая постоянная, R = 831,431/М, Дж/(кг·К),

М - молекулярная масса водяного пара, М = 34

Траб - рабочая температура пара, К, принимаем Траб = 350К

Отсюда: м/с

Тогда: м3/с

Время продувки резервуара при этом будет:

где: Vсв = 10000 м3 (резервуар полностью освобожден от нефти).

Заканчивать продувку емкостей и резервуаров можно только после анализа выбрасываемой смеси на присутствие в ней паров нефти или кислорода.

Эта концентрация при подготовке резервуара к огневым работам должна быть не более ПДК = 100 мг/м3 .

Вывод: 1. Наиболее опасным веществом в технологическом процессе является Западно-Сургутская нефть - легковоспламеняющаяся жидкость с температурой вспышки -180С. 2. Для Западно-Сургутской нефти определен показатель пожарной опасности (температурный предел распространения пламени - ТПРПл). Для оценки горючести среды внутри технологического оборудования необходимо определить другие необходимые показатели (в соответствии с п.192 ППБ 01-03). 3. Время продувки резервуара РВС -10000 составляет 9,25 часа. Окончание дегазации резервуара определяется по достижении концентрации паров в удаляемой смеси ниже ПДВК. Контрольный анализ проводится через 2-3 часа. Если за период отстоя резервуара нарастания концентрации не произошло, процесс дегазации можно считать оконченным.

 

3.3 Оценка возможности образования горючей среды около емкостей, резервуаров с нефтью и в насосных станциях

 

Сырая нефть легко испаряется и имеет низкую температуру вспышки. 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.