Автор работы: Пользователь скрыл имя, 05 Декабря 2012 в 22:51, курсовая работа
Территория АЗС в районе возможных утечек, потерь
нефтепродуктов должна иметь твердое водонепроницаемое покрытие,
огражденное по периметру бортиком высотой 200 мм. Территория
должна иметь уклон в сторону лотков или колодцев. Покрытие
территории должно быть выполнено из материалов, обеспечивающих
максимально эффективный сбор проливов нефтепродуктов
специальными средствами и защиту почв и подпочвенных грунтовых вод
от загрязнения нефтепродуктами.
При пожаре разлития бензина форму зоны поражения (для
упрощения расчета) принимаем форму концентрического круга, центр
которого совпадает с центром площади пожара.
Радиус зоны безвозвратных потерь при пожаре разлития
определяется по формуле безвозвратных потерь (формула 1.4):
.
Площади
зон безвозвратных потерь
бензина (SбпП)
Оценим максимально возможные людские потери по каждому из
вариантов развития аварии сценария разлития бензина на поверхности
земли.
Плотность населения равна П = 15000 чел/км2. Максимальные
людские потери в зоне безвозвратных потерь:
При пожаре разлития бензина
чел.
График изменения теплового потока пожара от расстояния до очага пожара.
Меры предотвращения возможных потерь нефтепродуктов.
Важной задачей при эксплуатации резервуарных парков является сохранение качества и количества продукта. Это требует обеспечения максимальной герметизации всех процессов слива, налива и хранения. Основная доля потерь от испарения на протяжении всего пути движения нефти от промысла до нефтеперерабатывающих заводов, на самих заводах и нефтепродуктов от заводов до потребителей приходится на резервуары (по отраслям нефтяной промышленности количественные безвозвратные потери распределяются следующим образом: потери на нефтепромыслах – 4,0%; на нефтеперерабатывающих заводах – 3,5%; при транспорте и хранении нефти и нефтепродуктов на нефтебазах и нефтепродуктопроводах – 2,0%. Всего 9,5%).
Все потери нефти и нефтепродуктов классифицируются на следующие виды: количественные потери; качественно-количественные потери, при которых происходит количественная потеря с одновременными ухудшениями качества нефтепродукта, – потери от испарения; качественные потери, когда ухудшается качество нефтепродукта при неизменном количестве, – потери при недопустимом смешении.
Кроме того, следует выделить еще две группы потерь углеводородного сырья, характеризующие естественную убыль и безвозвратные потери при авариях.
Согласно «Нормам естественной убыли...» под естественной убылью понимаются потери, являющиеся следствием несовершенства существующих в данное время средств и технологии приема, хранения, отпуска и транспорта продуктов. При этом допускается лишь уменьшение количества при сохранении качества в пределах заданных требований. Естественная убыль может быть также обусловлена изменением физико-химических свойств нефтепродукта или воздействием метеорологических факторов.
Потери, вызванные нарушениями
требований стандартов, технических
условий, правил технической эксплуатации,
хранения относят к аварийным
или сверхнормативным потерям. К
аварийным потерям относят
Нефтепродукты в зависимости от физико-химических свойств, обуславливающих их естественную убыль, распределены по восьми группам (табл. 1). Календарный год делится на два периода: осенне-зимний (с 1 октября по 31 марта включительно) и весенне-летний (с 1 апреля по 30 сентября включительно).
Таблица 1
Потери нефтепродуктов и нефти
Источники потерь |
Потери, % |
В резервуарах |
64,8 |
в том числе: | |
от «больших дыханий» |
54,0 |
от выдуваний |
4,6 |
от газового сифона |
0,9 |
при зачистке |
5,3 |
в насосных станциях |
2,3 |
с канализационными стоками |
7,5 |
В линейной части |
23,5 |
в том числе: | |
от утечек |
22,3 |
от аварий |
1,2 |
при наливе железнодорожных цистерн |
1,84 |
Сокращение нормативных
и сверхнормативных потерь нефти
все еще остается одной из «вечных»
проблем в области транспорта
и хранения. За последние годы проделана
значительная работа в этом направлении,
но величина потерь все еще велика.
Специалисты отмечают, что она
может составлять 1,5% от добываемой
нефти. Эта цифра не вызывает особого
удивления на современном уровне
развитии технологии транспорта, хотя
тридцать лет назад она также
не превышала 2%. Нефть и нефтепродукты
проходят сложный путь транспортировки,
перевалки, хранения и распределения.
Ориентировочно можно считать, что
до непосредственного
В системе Госкомнефтепродукта в начале 70-х годов основная доля потерь приходилась на резервуарные парки (до 70%), причем около 65% от испарения при «малых» и «больших» дыханиях.
Потери нефтепродуктов только при наливе железнодорожных цистерн почти в 6 раз превышают потери из резервуара.
Потери от испарения при наливе нефтей и нефтепродуктов в цистерны в Великобритании оцениваются в размере 0,4/0,6% и достигают 120000 т. год. Имеющиеся установки регенерации паров путем охлаждения, конденсации или адсорбции малоэффективны. Ведется разработка новых, более совершенных методов с использованием фильтрования через углеродную насадку. Американские аналогичные установки уже позволяют регенерировать до 95%, но эффективны только при высокой оборачиваемости резервуаров и концентрации углеводородов в паровоздушной смеси более 35%.
Проведение различных мероприятий по снижению потерь дает положительный эффект. Но даже по официальным данным видно, что потери еще очень велики. Так, из отчета Сургутского РНПУ естественная убыль нефти только за один месяц составила 3370 тонн.
В результате измерений было
установлено, что газовый фактор
нефти после прохождения
Таблица 2
Состав нефтяного газа
Углеводороды |
Объемная доля по массе, % |
СН4 |
19,28 |
С2Н6 |
8,26 |
С3Н8 |
32,37 |
i-С4Н10 |
10,00 |
n-С4Н10 |
18,70 |
i-С5Н12 |
5,25 |
n-С5Н12 |
6,14 |
Особое значение аналогичные
исследования могут иметь для
совершенствования аварийно-
Наибольшие потери нефти от испарения отмечаются в резервуарах со стационарной крышей. Величина их обычно составляет около 0,14% хранимого объема, но в ряде случаев может увеличиваться в 1,5 раза. По данным СибНИИНП в 1м3 товарных нефтей Западной Сибири содержится от 0,15 до 0,76 м3 растворенного и окклюдированного газа. При движении нефти по трубопроводам такой газ переходит в газовую фазу, образуя пробки, а попадая в резервуар, теряется в атмосферу через дыхательную арматуру.
Одним из существующих средств сокращения потерь является окраска наружной поверхности резервуаров светоотражающими красками, табл. 3. В случае, если температура нефти в резервуарах выше среднесуточной температуры окружающего воздуха то снижение потерь нефти от испарения от окраски резервуара светоотражающими красками практически отсутствует. Наибольшей эффективностью в сокращении потерь нефти от испарения при окраске обладает белая краска. Кроме того, сохранность белой краски на резервуарах (нитрокраски, эмали) достигает 3/4 года, а алюминиевой – 1,5/2 г.
Таблица 3
Зависимость потерь нефти от испарения в вертикальных стальных резервуарах от вида окраски их поверхности
Вид краски |
Потери из резервуара РВС в долях единицы |
Сокращение потерь от вида окраски, % |
1. Черная или красная (новый неокрашенный резервуар) |
1,00 |
0 |
2. Белая краска (МЛ - 12 ПХБ - 1) |
0,46 |
54 |
3. Алюминиевая старая обветренная после 2/3 лет эксплуатации |
0,82 |
18 |
4. Алюминиевая после 0,5/1 года эксплуатации |
0,63 |
37 |
5. Алюминиевая свежая со сроком эксплуатации до 0,5 года |
0,56 |
44 |
Особенности пожаротушения нефтепродуктов.
Основным средством тушения нефти и нефтепродуктов в резервуарных парках является воздушно-механическая пена средней и низкой кратности. Огнетушащее действие воздушно-механической пены заключается в изоляции поверхности горючего от факела пламени, снижении вследствие этого скорости испарения жидкости и сокращении количества горючих паров, поступающих в зону горения, а также в охлаждении горящей жидкости. Роль каждого из этих факторов в процессе тушения изменяется в зависимости от свойств горящей жидкости, качества пены и способа ее подачи. | ||
При подаче пены одновременно происходит разрушение пены от факела пламени и нагретой поверхности горючего. Накапливающийся слой пены экранирует часть поверхности горючего от лучистого теплового потока пламени, уменьшает количество паров, поступающих в зону горения, снижает интенсивность горения. Одновременно выделяющийся из пены раствор пенообразователя охлаждает горючее. Кроме того, в процессе тушения в объеме горючего происходит конвективный тепломассообмен, в результате которого температура жидкости выравнивается по всему объему, за исключением «карманов», в которых тепломассообмен происходит независимо от основной массы жидкости. Для современных резервуаров РВС выравнивание температуры по всему объему горящей жидкости при нормативной интенсивности подачи раствора пенообразователя происходит в течение 15 мин тушения при подаче пены сверху и в течение 10 мин при подаче под слой горючего. Это время необходимо принимать в качестве расчетного при определении запаса пенообразователя для тушения нефти и нефтепродуктов воздушно-механической пеной. Нормативный запас пенообразователя согласно СНиП 2.11.03-93 следует принимать из условия обеспечения трехкратного расхода раствора пенообразователя на один пожар. Дальность растекания пены
средней кратности по | ||
При подаче пены в нижний пояс резервуара, непосредственно в слой горючей жидкости (подслойный способ тушения пожара), используются пены низкой кратности, которые получают из фторсодержащих пленкообразующих пенообразователей. Применение фторсодержащих пенообразователей является необходимым условием, поскольку пена на их основе инертна к воздействию углеводородов в процессе длительного подъема пены на поверхность нефтепродукта. Применение пены, получаемой на основе обычных пенообразователей для подачи под слой горючей жидкости, недопустимо, так как при прохождении через слой горючей жидкости она насыщается парами углеводородов и теряет огнетушащую способность. Быстрой изоляции горящей поверхности пеной способствуют саморастекающаяся из пены водная пленка раствора пенообразователя, имеющая поверхностное натяжение ниже натяжения горючей жидкости, а также конвективные потоки, которые направлены от места выхода пены к стенкам резервуара. В результате конвективного тепломассообмена снижается температура жидкости в прогретом слое до среднеобьемной. Вместе с тем интенсивные восходящие потоки жидкости приводят к образованию на поверхности локальных участков горения, в которых скорость движения жидкости достигает максимальных значений. Эти участки, приподнятые над остальной поверхностью и называемые «бурунами», играют важную роль в процессе тушения. Чем выше «бурун», тем больше пены необходимо накопить для покрытия всей поверхности горящей жидкости. Для снижения высоты «буруна» пена подается через пенные насадки с минимальной скоростью. Пена, всплывающая на поверхность через слой горючего, способна обтекать затонувшие конструкции и растекаться по всей поверхности горючего. Значительное снижение интенсивности горения достигается через 90 – 120 с момента появления пены на поверхности. В это время наблюдаются отдельные очаги горения у разогретых металлических конструкций резервуара и в местах образования «бурунов». В дальнейшем, в течение 120 – 180 с происходит полное прекращение горения. После прекращения подачи пены при полной ликвидации горения на всей поверхности горючей жидкости образуется устойчивый пенный слой толщиной до 10 см, который в течение 2 – 3 ч защищает поверхность горючей жидкости от повторного воспламенения. | ||
Вода для приготовления раствора пенообразователя не должна содержать примесей нефтепродуктов. Для приготовления раствора из отечественных пенообразователей в системах подслойного тушения запрещается использовать воду с жесткостью более 30 мг-экв/л. Использование оборотной воды для приготовления раствора пенообразователя не допускается. | ||
Нормативные интенсивности подачи пенных средств | ||
Нормативные интенсивности подачи раствора пенообразователя являются одним из наиболее важных показателей в расчете сил и средств, требуемых для тушения пожара в резервуаре, определения запаса пенообразователя. | ||
Главными факторами, определяющими
нормативную интенсивность физико-химические свойства горючего; физико-химические свойства пенообразователя и самой пены; условия горения и тепловой режим в зоне пожара к моменту начала пенной атаки; способ и условия подачи пены на тушение. | ||
В табл. 2.1 и 2.2 приведены нормативные интенсивности подачи раствора пенообразователя для тушения нефти и нефтепродуктов в резервуарах. Характеристики отечественных и зарубежных пенообразователей, имеющих сертификат соответствия, представлены в прил. 2. | ||
При расчете сил и средств нормативная интенсивность выбирается по табл. 2.1 и 2.2 с учетом времени свободного развития пожара. Нормативную интенсивность подачи раствора пенообразователя при подаче пены на поверхность горючей жидкости следует увеличивать в 1,5 раза при свободном развитии пожара от 3 до 6 ч, в 2 раза при свободном развитии пожара от 6 до 10 ч и в 2,5 раза при свободном развитии пожара более 10 ч. | ||
Таблица
Нормативные интенсивности подачи пены
средней кратности для тушения пожаров
в резервуарах
Вид нефтепродукта |
Нормативная интенсивность подачи раствора пенообразователя, л/(м²×с) | |
Фторированные пенообразователи |
Пенообразователи общего назначения | |
Нефть и нефтепродукты с Твсп = 28°С и ниже ГЖ, нагретые выше Твсп |
0,05 |
0,08 |
Нефть и нефтепродукты с Твсп более 28°С |
0,05 |
0,05 |
Стабильный газовый конденсат |
0,12 |
0,30 |
Бензин, керосин, дизельное топливо, полученные из газового конденсата |
0,10 |
0,15 |
Таблица
Нормативная интенсивность подачи пены
низкой кратности для тушения нефти и нефтепродуктов
в резервуарах
Вид нефтепродукта |
Нормативная интенсивность подачи раствора пенообразователя, л/(м²×с) | |||||
Фторсодержащие пенообразователи (за исключением AFFF и FFFP) |
Фторсинтетические пенообразователи типа AFFF |
Фторпротеиновые пенообразователи типа FFFP | ||||
на поверхность |
в слой |
на поверхность |
в слой |
на поверхность |
в слой | |
Нефть и нефтепродукты с Твсп = 28°С и ниже |
0,08 |
0,12 |
0,07 |
0,10 |
0,07 |
0,10 |
Нефть и нефтепродукты с Твсп более 28°С |
0,06 |
0,10 |
0,05 |
0,08 |
0,05 |
0,08 |
Стабильный газовый конденсат |
0,10 |
0,20 |
0,10 |
0,12 |
0,10 |
0,14 |
Бензин, керосин, дизельное топливо, полученные из газового конденсата |
0,08 |
0,12 |
0,08 |
0,10 |
0,08 |
0,10 |