Анализ пожарной опасности и совершенствование системы противопожарной защиты резервуарного парка приемно-сдаточного пункта «каменный лог» ооо «лукойл-пермь»

АНАЛИЗ ПОЖАРНОЙ ОПАСНОСТИ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ ПРОТИВОПОЖАРНОЙ ЗАЩИТЫ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА ПРИЕМНО-СДАТОЧНОГО ПУНКТА «КАМЕННЫЙ ЛОГ» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

Пояснительная записка

20.05.01 420 ПЗ

Руководитель	С.В. Кочнев
Консультант, доц., к.с-х.н.	А.Н. Грозин
Консультант, к.э.н	Л.В. Хачёва
Нормоконтролер	Ю.А. Бабченко
Студент гр. ФО-510201	Р.И. Шарапов

Екатеринбург 2016

РЕФЕРАТ

Пояснительная записка дипломного проекта содержит 129 страниц, 19 таблиц, 27 использованных источников, 3 приложения.

Графические (демонстрационные) материалы представлены на 3 листах формата А3.

Ключевые слова: ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС, ПОЖАРОТУШЕНИЕ, АНАЛИЗ ПОЖАРНОЙ ОПАСНОСТИ, РЕЗЕРВУАРНЫЙ ПАРК, ПРИЕМНО-СДАТОЧНЫЙ ПУНКТ.

Целью дипломного проекта является анализ пожарной опасности и совершенствование системы противопожарной защиты резервуарного парка приемно-сдаточного пункта «Каменный Лог» Ярино-Каменноложского месторождения нефти и газа Пермского края.

В проекте представлена характеристика объекта, описание технологического процесса, анализ пожарной опасности, дается характеристика системы водоснабжения, пожаротушения, определена категория производственного помещения насосной станции по взрывопожарной и пожарной опасности.

В проекте отражена проверка наличия и эффективности имеющихся на объекте мер защиты, приводится анализ пожароопасных свойств веществ, обращающихся в производстве, анализ возможных причин и условий возникновения источников зажигания. В результате расчетов количества горючих паров, поступающих в атмосферу в процессе «малого дыхания» и «большого дыхания», утечек через сальники насосов, расчетов по оценке зажигательной способности искры, расчетов температуры подшипников насосов по перекачке нефтяных фракций, расчета количества нефти, выходящей при полном разрушении резервуара, расчетов аварийного слива из РВС-5000, разработаны мероприятия, направленные на совершенствование противопожарной защиты резервуарного парка приемно-сдаточного пункта «Каменный Лог».

В пояснительной записке рассмотрены вопросы безопасности труда и охраны окружающей среды, а также дано технико-экономическое обоснование предлагаемого решения, которое может быть рекомендовано к внедрению при строительстве новых объектов добычи, хранения, переработки нефти и нефтепродуктов.

ПЕРЕЧЕНЬ ЛИСТОВ ГРАФИЧЕСКИХ (ДЕМОНСТРАЦИОННЫХ) МАТЕРИАЛОВ

№ п/п	Наименование документа	Обозначение документа	Формат листа
1.	Технологическая схема ПСП «Каменный Лог»	20.05.01 420 С	А3
2.	Общий вид резервуара РВС-5000	20.05.01 420 СБ	А3
3.	Схема защиты РВС-5000 автоматической установкой газопорошкового пожаротушения	20.05.01 420 С	А3

ПРИНЯТЫЕ АББРЕВИАТУРЫ И СОКРАЩЕНИЯ

РВС - резервуар вертикальный стальной;

НПЗ - нефтеперерабатывающий завод;

ПСП - приемно-сдаточный пункт;

АБК - административно-бытовой комплекс;

НПС - нефтеперерабатывающая станция;

СИКН - система измерения количества и качества нефти;

УППН - установка подготовки и перекачки нефти;

ГОСТ - Государственный стандарт;

ГПС - генератор пены средней кратности;

АУГПП - автоматическая установка газопорошкового пожаротушения;

ГПОВ - газопорошковое огнетушащее вещество;

МГПП - модуль газопорошкового пожаротушения;

ЗПУ - запорно-пусковое устройство;

ОТВ - огнетушащее вещество;

УГПП - установка газопорошкового пожаротушения;

ДНС - дожимная насосная станция;

ППЗ - противопожарная защита;

ФГБУ ВНИИПО МЧС России - «Всероссийский ордена «Знак Почёта» научно-исследовательский институт противопожарной обороны Министерства чрезвычайных ситуаций России».

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ. 9

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРИЕМНО-СДАТОЧНОГО ПУНКТА «КАМЕННЫЙ ЛОГ». 14

1.1 Оперативно-тактическая характеристика объекта. 14

1.2 Описание технологического процесса производственного объекта. 17

1.3 Характеристика поступающей и сдаваемой продукции. 18

1.3.1 Общая характеристика нефти. 18

1.3.2 Характеристика принимаемой и сдаваемой продукции. 18

1.4 Состояние противопожарной защиты резервуарного парка приемно-сдаточного пункта «Каменный Лог». 20

1.4.1 Наличие и характеристика установок пожаротушения. 20

1.4.2 Стационарные системы тушения и охлаждения. 22

1.4.3 Характеристика наружного водоснабжения приемно-сдаточного пункта «Каменный Лог» и его резервуарного парка. 23

2. АНАЛИЗ ПОЖАРНОЙ ОПАСНОСТИ ПРОЦЕССА ХРАНЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ В СТАЛЬНЫХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ.. 25

2.1 Краткая характеристика резервуаров и резервуарного парка. 25

2.2 Анализ пожароопасных свойств веществ, обращающихся в производстве 28

2.3 Оценка возможности образования взрывоопасных концентраций внутри технологического оборудования. 31

2.4 Оценка возможности образования горючей среды в производственных помещениях и на открытых технологических площадках. 37

2.4.1 Расчет количества горючих паров поступающих в атмосферу в результате «малого дыхания». 39

2.4.2 Расчет количества горючих паров, поступивших в атмосферу в результате «большого дыхания». 43

2.4.3 Расчёт утечек через сальники насосов. 47

2.5 Анализ причин повреждения стальных вертикальных резервуаров. 48

2.5.1 Расчет количества нефти, выходящей при полном разрушении резервуара, при подаче ее по трём трубопроводам, а также количество испарившейся нефти и объём, в котором при этом может образоваться горючая концентрация. 50

2.6 Анализ возможности появления характерных технологических источников зажигания. 53

2.6.1 Расчет по оценке зажигательной способности искры.. 56

2.6.2 Расчет температуры подшипников насосов по перекачке нефтяных фракций 60

2.7 Возможные пути распространения пожара и мероприятия им препятствующие 62

2.7.1 Расчет обвалования. 64

2.7.2 Расчет огнепреградителя, особенности устройства. 65

2.7.3 Расчет предохранительной мембраны.. 69

2.8 Определение категорий помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности. 73

2.8.1 Определение категории производственного помещения насосной станции. 73

2.8.2 Определение категории наружной установки по пожарной опасности 74

2.9 Рекомендации по безопасной эксплуатации резервуарного парка. 78

3. ПРОВЕРКА СООТВЕТСТВИЯ МЕРОПРИЯТИЙ ПРОТИВОПОЖАРНОЙ ЗАЩИТЫ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА ТРЕБОВАНИЯМ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ 84

4. ИНЖЕНЕРНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ МЕРОПРИЯТИЕ, НАПРАВЛЕННОЕ НА СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПРОТИВОПОЖАРНОЙ ЗАЩИТЫ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА ПРИЕМНО-СДАТОЧНОГО ПУНКТА «КАМЕННЫЙ ЛОГ». 92

4.1 Состав автоматической установки газопорошкового пожаротушения. 95

4.1.1 Технические характеристики модуля газопорошкового пожаротушения МГПП -110-CO2-30-РХ-АВСЕ-У2. 95

4.2 Принцип действия автоматической установки газопорошкового пожаротушения 97

4.3 Физические принципы газопорошкового пожаротушения. 98

4.4 Особенности применения автоматических установок газопорошкового пожаротушения для противопожарной защиты резервуаров типа РВС.. 99

4.4.1 Достоинства и недостатки автоматической установки газопорошкового пожаротушения. 99

4.4.2 Конструкция установки. 103

4.4.3 Принципиальная схема расположения автоматической установки газопорошкового пожаротушения. 104

4.5 Расчет массы огнетушащего вещества и геометрических параметров автоматической установки газопорошкового пожаротушения для РВС-5000. 105

5. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИНЯТОГО ПРОЕКТНОГО РЕШЕНИЯ 108

5.1 Расчет прямых потерь от разрушения РВС-5000. 111

5.2 Ущерб по оборотным средствам. 111

5.3 Экологический ущерб. 112

5.4 Расчет эффективности систем пожаротушения. 113

5.5 Определение величины экономического эффекта. 114

6. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА 116

6.1 Комплекс технических и технологических мероприятий, обеспечивающих снижение уровня опасности на основном технологическом оборудовании. 116

6.2 Комплекс организационных мероприятий, обеспечивающих снижение уровня опасности. 117

6.3 Санитарно-гигиенические условия труда работающих. 119

6.4 Пожарная безопасность приемно-сдаточного пункта «Каменный Лог» 120

6.5 Отходы при производстве продукции, сточные воды, выбросы в атмосферу 120

ЗАКЛЮЧЕНИЕ. 124

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ.. 126

ПРИЛОЖЕНИЯ.. 129

ВВЕДЕНИЕ

Во многих производственных сферах деятельности человека не обойтись без использования природных энергоресурсов. Одним из основных источников сырья для получения топлива является нефть. Нефтяная промышленность России является одной из важнейших отраслей в национальной экономике, создающей основу экономического могущества, оборонной и социальной значимости для страны. Нефть и нефтепродукты, перерабатываемые в нефтяной, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности обеспечивают продукцией многие другие отрасли.

На сегодняшний день на территории России функционируют свыше 20 тысяч производственных объектов, связанных с нефтепереработкой, хранением нефти и нефтепродуктов. Данная группа предприятий относится к тем объектам защиты, на которых осуществляются технологические процессы с повышенной пожаровзрывоопасностью[19].

Развитие нефтяной промышленности необратимо повлекло за собой потребность в хранении больших объемов нефти и продуктов на ее основе. Для России этот этап выпал на XVIII век, когда были построены первые прообразы нефтяных хранилищ. Стоит отметить, что первые нефтебазы строились стихийно, без плана, эксплуатировали их нерационально, без учета требований пожарной безопасности. Длительное время способ хранения нефти не менялся, но с увеличением потребностей в нефтепродуктах стали очевидны недостатки имеющихся методов хранения: потери содержимого в виде испарений, постепенное разрушение стенок и недостаточная их герметичность. Постепенно от камня перешли к металлу. В России это привело к тому, что в 1878 г. по проекту инженера Шухова В.Г. был построен первый металлический резервуар цилиндрической формы для хранения нефти, собранный из клепаных листов металла. С момента начала строительства в России стальных резервуаров особое внимание стали уделять проблеме обеспечения пожарной безопасности технологий хранения нефти и нефтепродуктов.

С течением времени необходимость совершенствования применяемого на нефтебазах оборудования была очевидна ввиду их износа и старения. Особенно наглядно это прослеживалось на примере резервуаров. В настоящее время широкое распространение для хранения нефти и нефтепродуктов получили резервуары вертикальные стальные объемом 5000, 10 000 и 20 000 м³[23].

Резервуары и резервуарные парки как основные сооружения складов нефти и нефтепродуктов входят в технологические схемы сбора и подготовки нефти (нефтепромыслов), магистральных нефтепродуктопроводов, нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), перевалочных и распределительных нефтебаз, предприятий автомобильного, железнодорожного, водного, воздушного транспорта, теплоэлектростанций и теплоэлектроцентралей, строительных организаций, промышленных предприятий, механизированных сельскохозяйственных предприятий[17]. В связи с таким широким применением резервуаров для хранения нефти и её продуктов стоит отметить, что все они относятся к промышленным сооружениям повышенной пожарной опасности, а пожары в резервуарах и резервуарных парках относятся к наиболее тяжелым и сложным, поскольку пожароопасные свойства нефтепродуктов создают особую сложность при возникновении аварий, пожаров на предприятиях, что приводит к частичной остановке технологического производства и останавливает не одно, а несколько предприятий, что в свою очередь приводит к нанесению как косвенного, так и прямого материального ущерба.

Актуальность дипломного проекта обусловлена тем, что все технологические операции по переработке, перевозке, хранению и использованию нефтепродуктов требуют особого соблюдения соответствующих норм и правил, и осуществляемая на практике система противопожарных мероприятий, регламентированная различными нормативными документами, должна совершенствоваться, особенно в связи с широким внедрением новых резервуаров среднего и большого объема.

Как свидетельствует статистика пожаров на объектах с обращением нефтепродуктов в период с 2000-2013 года, представленной ВНИИПО МЧС России [13] ежегодно происходило в среднем около 600 пожаров, при этом погибали десятки, получали травмы сотни людей. Крупные аварии на объектах с обращением нефтепродуктов связаны с пожарами и взрывами паров нефтепродуктов при их утечке или аварийном проливе. Анализ годового числа пожаров за вышеуказанный период представлен на рисунке 1.

За 2000-2013 гг.

Рисунок 1. Количество пожаров на объектах с обращением нефтепродуктов за 2000-2013 гг.

Доли пожаров на объектах с обращением нефтепродуктов за этот же период по основным объектам представлены рисунком 2.

За 2000-2013 гг.

Рисунок 2. Доли пожаров на объектах с обращением нефтепродуктов

за 2000-2013 гг.

Кроме того установлено, что основными причинами пожаров резервуаров с нефтепродуктами являются[20]:

- нарушение правил пожарной безопасности при проведении электрогазосварочных работ - 21%;

- неосторожное обращение персонала с огнём - 16%;

- нарушение технологического регламента процесса производства - 13%;

- разряд статического электричества - 8%.

На основании приведенной статистики причин пожаров резервуаров с нефтепродуктами выделяются 3 основных источника зажигания, от которых непосредственно возникал пожар:

- нефтепродукты (ЛВЖ, ГЖ) - 34%;

- прочие изделия, устройства - 23%;

- технологический аппарат - 6%.

Объект исследования - приемно-сдаточный пункт «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Предмет исследования - пожарная безопасность резервуарного парка приемно-сдаточного пункта.

Целью проекта является анализ пожарной опасности и совершенствование системы противопожарной защиты резервуарного парка приемно-сдаточного пункта «Каменный Лог» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Исходя из цели исследования, определены следующиезадачи:

1. Изучить общую характеристику объекта.

2. Провести анализ пожарной опасности резервуарного парка приемно-сдаточного пункта «Каменный Лог».

3. Провести проверку соответствия объекта защиты требованиям пожарной безопасности.

4. Предложить инженерно-техническое мероприятие по совершенствованию противопожарной защиты объекта.

5. Рассчитать экономический эффект от внедрения пожарно-технического мероприятия.

Общая характеристика нефти

Нефть представляет собой горючую, маслянистую жидкость обычно темно-коричневого цвета, со специфическим запахом. По химической природе нефть является сложной смесью углеводородов. Из углеводородов различного строения в нефти обычно преобладают углеводороды метанового или нафтенового ряда. В меньших количествах встречаются углеводороды ароматического ряда.

Расчет количества нефти, выходящей при полном разрушении резервуара, при подаче ее по трём трубопроводам, а также количество испарившейся нефти и объём, в котором при этом может образоваться горючая концентрация

Объём резервуара V = 5000 м³, степень заполнения е = 0,8, температура 30°С, диаметр трубопроводов D_тр = 530 мм, расход насоса q = 500 м³/ч. Время отключения трубопроводов принимается равным 120 с, время испарения разлившейся жидкости 1 ч, расстояние от аппарата до задвижек на трубопроводах 10 м. Нефть находится в аппарате при атмосферном давлении.

Количество горючих веществ, выходящих наружу при полном разрушении аппарата, определяют по формуле:

G_п=G_ап+G^/_тр+G^//_тр, (12)

Где G_п - количество веществ, выходящих из системы при полном разрушении аппарата, кг;

G_ап - количество веществ, выходящих из разрушенного аппарата, кг;

G^/_тр, G^//_тр - количество веществ, выходящих из трубопроводов (соответственно) до момента отключения и после закрытия задвижек или других запорных устройств, кг.

Для аппаратов с жидкостями определяется по формуле:

G_П,Ж=(V_ап×е+åq_i,н×t+åL_i,тр×f_i,тр)×r_t,ж, (13)

где V_ап - внутренний объём аппарата 5000 м³;

е - степень заполнения аппарата;

q_i,н - расходы насосов

L_i,тр, f_i,тр - соответственно длина 10 м и сечение участков трубопровода (м²) (от аварийного аппарата до запорного устройства), из которого происходит истечение жидкости;

r_t,ж - плотность жидкости 823 кг^.м^–3 ;

t - время отключения трубопроводов 120 с = 0,033 ч.

е = 0,8

q = 500 м³/ч,

G_П,Ж = (5000×0,8+500×0,033+1×10×0,220)×823 = 3 307 390,1 кг.

, (14)

Количество испарившейся жидкости определяется по формуле:

, (15)

где W - интенсивность испарения кг^.с^–1.м^–2;

F_и - площадь испарения, принимается, что 1 л разливается на 1 м²;

t = 1 ч = 3600 с - время испарения .

Интенсивность испарения определяется по формуле :

, (16)

где h -коэффициент, принимаемый в зависимости от скорости и температуры воздушного потока над поверхностью испарения, при проливе жидкости вне помещения допускается принимать h=1;

Р_н - давление насыщенного пара при расчетной температуре жидкости t_р;

М = 91,3 кг/кмоль, молярная масса.

Давление насыщенного пара: P_s(30°С) = 29,7 кПа

Определяем интенсивность испарения:

Определяем объем вылившейся нефти:

Согласно п.38[8] принимаем, что все содержимое аппарата поступает в окружающее пространство 1л = 0,15 м³

, (17)

F = 4 018 700,8×0,15=602 805,12

Тогда количество испарившейся жидкости равно:

m = 28,4×10^–5×602 805,12×3600=616 307,9 кг.

Определяем объём взрывоопасной концентрации по формуле:

, (18)

где j_н,г,без - нижний концентрационный предел воспламенения кг/м³, определяется по формуле:

, (19)

где V_t - молярный объём паров при рабочих условиях м^3.кмоль^–1;

, (20)

где V_о = 22,4135 м^3.кмоль^–1 - молярный объём паров при нормальных условиях;

Т₀ = 273,15К - температура при нормальных физических условиях;

Т_р = 30°С - рабочая температура;

Р₀ = 101,325 кПа - давление при нормальных условиях;

Р_общ - общее давление в системе (по условию нефть находится в аппарате при атмосферном давлении 101,325 кПа).

Значит:

;

Тогда:

,

Следовательно, объём взрывоопасной концентрации составит:

.

Одним из способов предотвращения развития пожара и превращения его в крупный или особо крупный является аварийный слив огнеопасных жидкостей из технологических аппаратов и трубопроводов, оказавшихся в опасной зоне. Аварийный слив может быть осуществлен с помощью специальных устройств или с использованием обычных технологических коммуникаций и емкостей. Необходимость устройства аварийных сливов определяется соответствующими нормами[5].Очень важно при аварийной или аварийно-пожарной ситуации быстро слить из аппарата жидкость, перегрев которой может закончиться самопроизвольным термическим разложением продуктов и взрывом.

Открытый огонь

Огневые ремонтные работы

Пожары и взрывы на технологических линиях часто происходят в ходе выполнения ремонтных работ. Случается это, потому что при выполнении сварочных, резательных и других работ, связанных с применением открытого пламени, расплавленного металла или достаточно мощных беспламенных источников тепла, возникает опасность их контакта с веществами, обращающимися в технологических установках.

Наибольшее количество брызг и искр образуется при газовой или воздушно-дуговой резке металлов. В этом случае значительная часть расплавленной массы металла выдувается из прорезаемой канавки воздушной струей на расстояние 10 м и более вокруг места производства работ. При сварке металлов искр и брызг выделяется меньше, но и в этом случае около 10% металла электродов и некоторая часть основного металла расходуется на образование искр и брызг. Капли и искры в виде частично расплавленного металла имеют температуру 1700°С и более. Естественно, что, попадая на горючие материалы, они их воспламеняют[26].

Расчет обвалования

Предупреждение аварийного растекания жидкости обеспечивается выбором площадки для размещения резервуарного парка, устройством вокруг отдельно стоящих резервуаров и группы резервуаров обвалования, высота которого определяется расчетом в зависимости от количества хранимого нефтепродукта в резервуаре с наибольшим объемом.

Высота внешнего ограждения Н_обв может быть определена по формуле:

(35)

где V - объем разлившейся жидкости, равный вместимости наибольшего резервуара в группе, м³;

S_ост - суммарная площадь, занимаемая резервуарами, за исключением площади наибольшего резервуара;

0,2 - нормативный коэффициент[5], учитывающий превышение высоты обвалования над расчетным уровнем разлившейся жидкости, м.

S_обв = a×b

S_обв = 68,8×228,4 = 15 713 м²

a = 2×d+L+2×l (рисунок 14)

b = 6×d+5×L+2×l (рисунок 14)

d - диаметр резервуара = 22,9 м

L - расстояние между резервуарами, 0,75d = 17 м

Рисунок 14. Схема расстановки резервуаров.

Согласно п.3.6 СНиП 2.11-03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов» принимаем растояние l = 3 м.

a = 2^×22,9 +2^×3+17 = 68,8 м

b = 6^×22,9+2^×3+17×5 = 228,4 м

=0,65 м

Для резервуаров резервуарного парка «Каменный Лог» номинальным объемом 5000 м³ должно выполняться условие Н_обв> 1 м [5].

Принимаем Н_обв равным 1 м.

Рекомендации по безопасной эксплуатации резервуарного парка

На основании проведенного анализа предлагаются следующие мероприятия и рекомендации по безопасной эксплуатации резервуарного парка ПСП «Каменный Лог»

1. Защита наружных поверхностей стальных цилиндрических наземных резервуаров тепло- и луче- отражающими покрытиями эффективно влияет на снижение потерь при хранении нефтепродуктов. Применение специальной окраски позволяет защитить резервуар от нагрева путем частичного отражения солнечных лучей и снижения эффективной температуры. Для этой цели рекомендуются светлые краски с коэффициентом отражения не менее 0,8.

Эффективность применения окраски резервуара вместимостью 5000 м³ для снижения потерь горючего от испарения приведена в таблице 14.

Таблица 14

Окраска резервуаров

Цвет	Краска	Средняя эффективная температура стенки в весенне- летний период, °С	Годовые потери
кг	абсолютные	относительные
Черный	Кузбасс лак			1,36
Красный	Сурик	20,3		1,18
Зеленый	Защитная нитроэмаль	14,7		1,1
Серебристый	Алюминиевая пудра	11,5		0,92	67,6

Отражающая способность теплозащитной краски в процессе эксплуатации резервуаров снижается вследствие загрязнения их поверхности, а также химических изменений, механических повреждений покрытия, поэтому необходимо периодически возобновлять окраску. Наряду с наружной окраской резервуара снижение потерь от испарения может быть достигнуто нанесением на его внутреннюю поверхность лакокрасочных покрытий с низким коэффициентом излучения. При нанесении противокоррозионных бензостойких покрытий ЭП-755, XC-7I7, XC-720, ФЛ-724 изнутри на крышу резервуара лучистый поток от нее к поверхности нефтепродукта снижается примерно вдвое, а потери от испарения снижаются на 27-45%. Одновременная окраска наружной и внутренней поверхностей резервуаров дает возможность при сравнительно небольших затратах снизить потери нефтепродуктов от испарения на 30-65% по сравнению с неокрашенными резервуарами [18].

2. Одним из способов предотвращения дальнейшего развития пожаров и принятия им больших размеров является аварийный слив из резервуаров и трубопроводов слива-налива, оказавшихся в опасной зоне. Аварийный слив может осуществляться с помощью специальных устройств, а также при использовании обычных технологических коммуникаций и емкостей.

Основные требования к данному техническому решению изложены в [4], [5]. В резервуарном парке ПСП «Каменный Лог» аварийный слив осуществляется в соседние резервуары. Данное мероприятие приводит к незначительному снижению пожарной опасности резервуарного парка в отличие от слива в емкости (котлованы), расположенные за пределами резервуарного парка. Поэтому следует предусматривать специальные аварийные емкости для слива нефтепродуктов.

Продолжительность аварийного слива нефтепродуктов из резервуаров определяется зависимостью[21]:

τ_слив = τ_опор.+τ_о.п.≤[ τ_слив], (57)

где τ_слив - производительность аварийного слива, с;

τ_опор - опорожнения аппарата, с;

τ_о.п - продолжительность операций по приведению системы слива в действие, с;

[τ_слив]- допустимая продолжительность аварийного слива, с.

Резервуар с нефтью - вертикальный цилиндрический аппарат d = 22,9 м, Н = 11,9 м, V = 5000 м³, степень заполнения е = 0,8.

Продолжительность опорожнения емкости определяется по формуле:

, (58)

где Н, D - соответственно высота и диаметр резервуара, м;

j_сист - коэффициент расхода системы;

¦_вых - сечение сливного трубопровода на выходе в аварийную емкость, м;

h - расстояние (по вертикали) от выпускного отверстия до выходного сечения аварийного трубопровода, м.

Определим сечение сливного трубопровода на выходе в аварийную емкость:

, (59)

где d - диаметр выходного патрубка, d_вых = 0,53 м.

Расстояние от выпускного отверстия емкости до выходного сечения аварийного трубопровода принимаем h=6,5 м.

Определим коэффициент расхода системы методом последовательных приближений:

, (60)

где - коэффициент сопротивления системы.

, (61)

где - коэффициент сопротивлению трения для рассматриваемого участка трубопровода;

, - соответственно длина и диаметр рассматриваемого участка трубопровода, м;

- коэффициент местного сопротивления на рассматриваемом участке системы слива.

Коэффициент λ ориентировочно берем из справочной литературы.

λ = 0,0365 для d = 530 мм

l₁+l₂ = 60 м d₁ = d₂ = 530 мм

По справочным данным находим коэффициент местных сопротивлений:

- прямой ввод в сливной патрубок ξ1 = 0,5;

- внезапное сужение трубы (в месте врезки аварийного трубопровода):

- тройник для прямого потока ξ = 2^×0,55=1,1;

- полностью открытая задвижка ξ = 0,15;

- гидравлический затвор ξ = 1,3;

- колено аварийного трубопровода ξ = 2^×1=2;

- прямой вход в аварийную емкость ξ = 0,5.

,

где , так как диаметр трубопровода одинаков по всей длине.

где φ_оп - принимаем равным 60 с.

Допустимая продолжительность аварийного режима не должна превышать:

[t_сл] = 900 с

Определим продолжительность аварийного слива:

t_сл = 319+60 = 379 с

t_сл = 379 с<[t_сл] = 900 с

Таким образомсистема аварийного слива нефтепродуктов с РВС-5000 обеспечит сброс продукта при аварии или пожаре.

3. 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. 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.

4. Для исключения саморазогрева подшипников необходимо применение подшипников качения. Большое внимание должно уделяться 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.

ПРОТИВОПОЖАРНОЙ ЗАЩИТЫ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА ТРЕБОВАНИЯМ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

Целям обеспечения пожарной безопасности резервуаров служат следующие нормативные требования и технические решения:

- выбор конструкции и объема резервуара в зависимости от вида хранимой жидкости;

- ограничение высоты резервуара по условиям изготовления на заводском оборудовании (не более 18 м);

- обеспечение отрыва стационарной крыши без повреждения стенки, в случае взрыва внутри резервуара;

- оснащение резервуаров устройствами молниезащиты и защиты от статического электричества;

- защита дыхательных устройств огнепреградителям;

- защита резервуаров в зависимости от их типов и объемов стационарными или полу стационарными системами пожаротушения;

- оборудование резервуаров высотой более 12 м стационарными системами водяного орошения, и т.д.

Для обеспечения пожарной безопасности резервуарных парков предъявляются следующие требования:

- соблюдение расстояний от резервуарных парков до зданий и сооружений соседних объектов;

- ограничение объема группы резервуаров;

- соблюдение расстояний между резервуарами в группе и между группами;

- предотвращение разлива нефтепродукта при авариях наземных резервуаров на территорию соседних объектов;

- устройство стационарных и передвижных систем пожаротушения и охлаждения резервуаров при пожаре и т.п.

- молниезащита, защита от статического электричества резервуаров и технологического оборудования;

- применения при ремонтных и иных работах инструмента, исключающего образование искр для предотвращения возникновения пожара.

Перечисленные требования говорят о том, что пожарная опасность действующих резервуаров при соблюдении правил эксплуатации определяется в основном нормами проектирования. Если эти нормы нарушены или несовершенны, то обеспечить пожарную безопасность за счет правил эксплуатации возможностей очень мало.

Сопоставим выполненные мероприятия требованиям действующих норм [5],[9] указаний[11], инструкций[10], постановлений[2] и правил[12], которые сведем в таблицу 15:

Таблица 15

Проверка соответствия мероприятий

№ п/п	Наименование мероприятий, что проверяется	Фактически выполнено	Требуется выполнить по нормам	Ссылка на документ	Вывод
	Количество въездов		не менее 2-х	п.2.15 СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные требования»	соотв.
	Границы нефтесклада	Забор из сетки рабица высотой 2 м	Продуваемая ограда из негорючих материалов высотой не менее 2-х метров	п.2.12 СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные требования»	соотв.
	Движение транспорта по территории нефтебазы	План с нанесением проездов, зданий и сооружений у въезда на территорию	Схема движения транспорта с непересекающимися маршрутами движения	п.6.3.1 ВППБ 01-01-94 «Правила пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспече-ния»	соотв.
	Ширина проезжей части по террито-рии нефтебазы (по границам резерву-арного парка, между группами резервуаров)	Проезды и подъезды ши-риной от 3,5 м до 4 м. Подъ-езды к резерву-арному парку со всех сторон	Проезжая часть не менее 3,5 м	п.2.16. СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефте-продуктов. Противо-пожарные требования»	соотв.
	Планировочная отметка проезжей части вокруг резервуарного парка, пунктов приема и отпуска нефтепродуктов	Автодороги выше отметок прилегающей территории на 0,3-0,5 м	Должна быть выше планировочных отметок территории парка не менее чем на 0,3 м	п.2.17 СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефте-продуктов. Противо-пожарные требования»	соотв.
	Способ размещения резервуаров	группами	размещать группами	п.3.2. СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефте-продуктов. Противо-пожарные требования»	соотв.
	Емкость резервуаров в группе	не более 10 000 м3	120 000 при tвсп выше 45°С	п.3.2 т.6 СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефте-продуктов. Противопо-жарные требования»	соотв.
	Расстояние между стенками наземных РВС V более 400 м3	18-25 м	не менее 0,75 диаметра РВС, но не более 30 м	п.3.2 табл.6 СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Проти-вопожарные требования»	соотв.
	Расстояние между стенками ближайших РВС, расположенных в соседних группах	49 м	40 м и более	п.3.5. СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефте-продуктов. Противо-пожарные требования»	соотв.
	Размещение резервуаров в группах	не более чем в 2 ряда	Номинальным объемом: ~ от 1000 до 10000 м3 – не более в 3 ряда	п.3.8. СНиП 2.11.03-93 Склады нефти и нефте-продуктов. Противо-пожарные требования»	соотв.
	Устройство земляных валов в пределах группы и их высота	Высота земляных валов 2,5 м	Отделять внутрен-ними земляными валами РВС объемом в сумме 20000 м3. высотой 0,8 м	п.3.8. СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефте-продуктов. Противо-пожарные тр Наши рекомендации Сырьевого резервуарного парка установки ЭЛОУ АВТ – 6 Анализ пожарной опасности и разработка инженерно-технических мероприятий по противопожарной защите котельной ооо «уральская коммунальная компания» пермского края, г. чайковский Краткая характеристика резервуаров и резервуарного парка Инженерно-техническое мероприятие, направленное на совершенствование противопожарной защиты резервуарного парка приемно-сдаточного пункта «каменный лог» Слайд: фото резервуарного парка Глава 2. Анализ пожарной опасности и мер защиты процесса первичной перегонки нефти на установке АТ и разработка мер противопожарной защиты. Определение объема резервуарного парка нефтебазы Здания, пожарные отсеки, помещения . Степень огнестойкости, класс функциональной пожарной опасности, категории по взрывопожарной и пожарной опасности. Расчет вместимости резервуарного парка Требования к способам обеспечения пожарной безопасности системы противопожарной защиты ← Предыдущая страница | Следующая страница →