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

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-10000 по формуле [2]:

 

кг/цикл (2.1)

 

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

V1-V2 = ε ·Vр-ра = 0.9·10000 = 9000 м3

где Vр-ра - геометрический объем резервуара РВС - 10000;

Рр - рабочее давление в РВС, Рр = Рбар = 1 · 105 Па;

Тр - температура среды в резервуаре, принимаем ее Тр = 273+20 = 293К;

φs - объемная доля насыщенных паров при tр, определяем по формуле [2]:

φs = Ps/Pраб

где Ps - давление насыщенного пара нефти при tр = 293К;

Рраб - рабочее давление системы, у нас Рраб = Рбар = 1 · 105 Па

Рs определяем по уравнению Антуана [2]:

 

Па (2.2)

 

где - коэффициенты (константы) Антуана, принимаем их равными по бензину [4]: А = 5,07020, В = 682,876, Са = 222,066

Па

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

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

Подставляя полученные значения в исходную формулу (2.1) находим количество выделившихся в атмосферу горючих паров нефти при заполнении РВС- 10000:

кг/ цикл

Полученное количество горючих паров нефти может образовать газовое облако взрывоопасной концентрации вблизи PBC-10000, объем которого можно определить по формуле (2.3) [2]:

Vвзр.=Gб/φ*нппр (2.3),

где Gб = 8548 кг/ цикл - количество горючих паров выходящих из РВС-10000 за один цикл;

φ*нппр - нижний концентрационный предел распространения пламени в кг/м3, определяем по формуле 2.4 [2]:

φ*нппр = (М · φнппр) / Vt , кг/м3 (2.4)

где М = 90 кг/кмоль - молекулярная масса бензина;

Vt, м3/кмоль - молярный объем паров нефти при рабочих условиях определяем по формуле [2]:

 

кг/м3 (2.5)

 

V0 = 22,41 м3/кмоль - молярный объем паров нефти при Н.У.

Тр = 293 К - рабочая температура нефти в резервуаре;

Т0 = 273 К - температура при нормальных физических условиях;

Р0 = Рраб. = 1 · 105 Па, поэтому Р0/Рраб. = 1

Отсюда: Vt = 22.41·293 / 273 = 24 м3/кмоль;

Тогда: φ*нппр = 90·0.08 / 24 = 0,03 кг/м3

В итоге объем взрывоопасной зоны около РВС-10000 будет равен:

Vв = 8548/0,03 = 285850 м3

Таким образом, при безветренной погоде или небольших скоростях ветра на территории резервуарного парка около РВС-10000 в период закачки его нефтью может образоваться газовое облако большого объема - 285850 м3, а при наличии источника зажигания 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 нефти вблизи сальникового уплотнения насоса при выходе их из нормально работающего нефтенасоса.

 

, м3 (2.8)

 

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

Кб - коэффициент безопасности, примем Кб = 2

φ*нппр = 0.03 кг/м3 - нижний концентрационный предел распространения пламени нефти.

Количество паров нефти, которое выделится в помещение нефтенасосной через сальники насоса, принимаем по таблице 11.1 [1], т.е.

Q = 1,0 кг/ч

Учитывая, что нефтенасос оборудован торцевым уплотнением вала, принимаем величину потерь через сальники в размере 40% от указанных в таблице 11.1 [1], 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:

Vвзр. = 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 φнпрп. 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.

 

3.4 Причины повреждения резервуаров, насосов и трубопроводов с нефтью

 

Причинами повреждений резервуаров чаще всего являются:

- механические воздействия, возникающие из-за повышенного давления при не соответствии интенсивности закачки нефти, пропускной способности дыхательной арматуры, примерзании в холодное время года тарелок дыхательных клапанов или обледенении насадки огнепреградителя, из-за динамических воздействий (гидравлических ударов, резких изменений давлений), из-за эрозии (механического истирания);

-температурные воздействия, возникающие в результате температурных перенапряжений в конструкции резервуаров, а также из-за снижения механической прочности материала резервуаров при воздействии низких температур (-30°С и ниже) или излучения при пожаре;

- химические воздействия, возникающие из-за химической, а именно - серной коррозии стенок резервуаров при хранении сернистой нефти;

- переполнение резервуаров.

На резервуарах РВС-10000 установлены дыхательные клапаны типа НДКМ, которые не могут примерзать к своим гнездам в зимний период, однако может происходить уменьшение сечения огнепреградителей за счет образования инея зимой и попадания сухой листвы и другого мусора в кассеты огнепреградителя при сильном ветре осенью. Огнепреградители при температурах наружного воздуха ниже 0°С необходимо снимать с предохранительных и дыхательных клапанов.

Как и в нефтенасосах, в резервуарах в результате воздействия химической (серной) коррозии происходит уменьшение толщины ограждающих конструкций с образованием на них отложений сернистых соединений - сульфидов железа.

Сульфиды железа (FeS, Fe2S3, Fe3S4) - это пористые вещества, не обладающие механической прочностью, они легко окисляются на воздухе. Для защиты от серной коррозии внешние поверхности резервуаров регулярно покрывают антикоррозийными красками и лаками, а внутренние поверхности очищают от отложений серы при плановых профилактических ремонтах.

Причинами повреждения насосов могут явиться:

- перегрев подшипников, торцевых уплотнений и корпусов насосов;

- повышенное давление в корпусе насоса (гидравлические удары);

- вибрация насоса и его узлов из-за нарушения балансировки вала, расцентровки агрегата, увеличений зазоров во вкладышах, подшипниках, попадание случайных предметов в рабочее колесо насоса;

- повышенная утечка через торцевые уплотнения из-за их износа, неисправности, что может привести к попаданию нефти в масляную систему;

- механические повреждения (аварии), способные вызвать утечку, выброс нефти из насоса;

- негерметичность разъемного соединения корпуса насоса, что может вызвать утечку нефти в помещение нефтенасосной;

- коррозия и эрозия (кавитация).

Следствием повреждений, неисправностей является выход нефти в помещение нефтенасосной и создание взрывопожароопасной концентрации паров нефти с воздухом около рабочего агрегата. Поэтому при эксплуатации нефтеперекачивающих насосов должен быть установлен систематический контроль за рабочим состоянием системы смазки и охлаждения, герметичностью торцевых уплотнений и разъема корпуса, вибрацией и рабочим давлением. При обнаружении утечки нефти насос должен быть остановлен до устранения неисправности. Ремонт неисправного насоса во время работы запрещается. Трущиеся части насосов во время работы необходимо смазывать и осуществлять контроль за температурой подшипников и сальников. Перед пуском нефтенасосов должна быть включена вытяжная вентиляция. Пуск насосов в работу при неисправной или выключенной вентиляции не допускается.

Автоматическая защита насосов обеспечивает: бесперебойную подачу смазки к трущимся деталям - подшипникам и торцевым уплотнениям вала насоса; контроль за температурой корпуса насоса и электродвигателя; входящего и выходящего из электродвигателя воздуха. Подача масла контролируется манометром, контакты которого включены в пусковые цепи электродвигателей, что предотвращает включение электродвигателя, при отсутствии давления в системе смазки. Падение давления в маслосистеме во время работы агрегата вызывает его остановку. Тепловая защита корпуса насоса предотвращает длительную работу при закрытой задвижке и контроль за входящим и выходящим из электродвигателя воздухом, не допускает в летнее время перегрева обмотки статора электродвигателя. Эксплуатация продуваемых под избыточным давлением электродвигателей требует во взрывоопасных помещениях контроля за давлением. Сигнализатор падения давления производит включение в работу напорного вентилятора. Герметичность торцевого уплотнения контролируется специальным датчиком. Если вибрация оборудования в процессе его работы превысит критическое значение, то вибросигнализатор отключит агрегат. Визуальный контроль за давлением во всасывающем и нагнетательном трубопроводах магистрального насоса осуществляется по показаниям манометров. Давление в линии нагнетания контролируется по манометру, а нагрузка электродвигателя - по амперметру.

Эрозия - механическое истирание лопастей насоса в результате попадания в полость насоса пузырьков воздуха или газа, от которого может повредиться рабочее колесо насосного аппарат. Защита от эрозии - исключение попадания в насос пузырьков воздуха или газа. При наличии признаков кавитации насос должен останавливаться.

Причиной повреждения насоса может явиться химическое воздействие на его детали перекачиваемой нефти, а именно - химическая и электрохимическая коррозия. Химическая коррозия - это самопроизвольное разрушение деталей аппаратов в результате взаимодействия с окружающей средой и хранящимися в аппаратах веществами. Для нефтенасосов характерна серная химическая коррозия, так как они перекачивают сернистую нефть, в результате чего на внутренних поверхностях корпуса насоса, рабочем колесе могут образовываться сернистые отложения - сульфиды железа.

 

2Fe + 3S = Fe2S3 3Fe + 4S = Fe3S4

 

Чтобы эти соединения не образовывались детали насосов изготавливаются из материала, устойчивого к воздействию серы, производится их окраска и другие способы защиты поверхности. Электрохимическая коррозия сопровождается выделением электротока. Чтобы защитить детали нужно зарядить их отрицательным зарядом.

Причинами повреждения трубопроводов на предприятии могут являться:

а) уменьшение сечения трубопроводов из-за:

- наличия в них парафиновых отложений или неполного открытия задвижек,

-гидравлического удара;

б) увеличение производительности насосов;

в) коррозия.

Оценим возможность повреждения нефтепровода в случае быстрого перекрытия задвижки при рабочем давлении нефти в трубопроводе 4МПа, плотность нефти ρ = 830 кг/м3, материал трубопровода - сталь 17Г1С с модулем упругости Е= 2.1·1011 Па. Коэффициент объемного сжатия (βсж) для нефти равен 0.74·10-9 Па, фактическая производительность нефтепровода (при работе одного насоса) Q = 3500 м3/ч, наружный диаметр трубопровода Dн = 500 мм = 0,5 м; толщина стенки S = 8 мм = 0,008 м.

Определим площадь проходного сечения трубопровода:

 

F = π·(D2в/4) = (π/4)(Dн-2S)2 = 3,14/(0,5 - 2·0,008)2 = 0,379 м2

 

Определим скорость движения нефти по формуле:

 

w = Q/F = 3500/0,379 = 9234 м/ч = 2,56 м/с

 

Находим скорость распространения ударной волны при быстром перекрытии задвижки по формуле 4.14 [3]:

 

, м/с (2.7)

 

где: Dв = Dн - 2S = 0,5 - 2·0,008 = 0,484 м

тогда:

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