Пожаробезопасность нефтяной промышленности

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Технологическая часть

1.1 Исходные данные

1.1.1 Район проектирования

1.1.2 Характеристика объекта и объемно-планировочные решения объекта

1.2 Характеристика горючих сред и источников зажигания, возможные причины возникновения пожара

1.3 Особенности развития и тушения пожаров на объекте

1.4 Тушение возможных пожаров

1.5 Порядок взаимодействия пожарных подразделений со службами жизнеобеспечения

2. Расчет эффективности тушения пожара с выводами и предложениями в документацию по улучшению тушения

пожар тушение зажигание документация

Введение

Нефтехимическая промышленность является ведущей отраслью народного хозяйства России и ее продукция во многом определяет развитие других отраслей в нашей стране.

Предприятия нефтехимической промышленности представляют собой многочисленный комплекс сложных производств, отличающихся высокой степенью механизации и автоматизации, непрерывным циклом работы и большой взаимосвязью различных технологических установок. Одним из таких производств является коксо-битумное производство

Нефтяная промышленность - это отрасль тяжелой индустрии, включающая в себя разведку нефтяных и нефтегазовых месторождения, бурение скважин, добычу нефти и попутного газа, трубопроводный транспорт нефти.

При переработке нефти получают не только высококачественное топливо (бензин, керосин, соляр, мазут), но и разнообразные соединения, служащие сырьем для получения современной химической продукции (пластмасс, полимеров, химических волокон и т. д.).

По запасам нефти (17 млрд т, 8% мировых запасов) Россия занимает четвертое место в мире, а по ее добыче -- первое (более 490 млн т в 2007 г.). Более половины добываемой нефти экспортируется

Топлива хранят в металлических резервуарах с внутренними антикоррозионными покрытиями.

Антикоррозионные покрытия должны быть устойчивы к воздействию нефтепродуктов (нефти), подтоварной воды, пара (или горячей воды).

Необходимость защиты от коррозии внутренней поверхности резервуаров для хранения других нефтепродуктов и нефти, а также способы защиты устанавливаются отраслевой документацией.

Бензины и нефти следует хранить в резервуарах с плавающей крышей или понтоном или оборудованных газовой обвязкой в зависимости от условий эксплуатации резервуаров. Допускается хранить бензины и нефти в резервуарах без понтонов и газовой обвязки до капитального ремонта, а также на предприятиях длительного хранения. Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах с плавающей крышей.

Нефть и нефтепродукты каждой марки следует хранить в отдельных резервуарах, исключающих попадание в них атмосферных осадков и пыли.

При хранении нефтепродуктов в резервуарах не допускается наличие подтоварной воды выше минимального уровня, обеспечиваемого конструкцией устройства для дренажа воды.

Застывающие нефтепродукты следует хранить в резервуарах, оборудованных стационарными или переносными средствами обогрева, обеспечивающими сохранение качества в пределах требований НТД на нефтепродукт.

Нефтепродукты в таре следует хранить на стеллажах, поддонах или в штабелях в крытых складских помещениях, под навесом или на спланированной площадке, защищенной от действия прямых солнечных лучей и атмосферных осадков. Тару с нефтепродуктами устанавливают пробками вверх.

Пластичные смазки в картонных навивных барабанах следует хранить в поддонах крышками вверх не более чем в три яруса в крытых складских помещениях.

Нефть и нефтепродукты представляют собой сложную жидкую смесь углеводородов и высокомолекулярных углеводородных соединений с гетератомами кислорода, серы, азота, некоторых металлов и органических кислот, растворенных углеводородных газов, минеральных солей, воды и других элементов.

Опасные и вредные свойства нефти и входящих в ее состав легких и тяжелых углеводородных фракций (газожидкостной нефтегазовой среды) заключается в следующем:

- нефтегазовая среда взрыво и пожароопасна;

- нефть имеет низкую температуру вспышки (-36 - -35С);

- способна накапливать электрические заряды, создающую реальную угрозу взрыва, пожара и поражения людей электрическим током;

- образует с серой пирофорные соединения, способные при контакте с воздухом воспламеняться;

- нефть и нефтепродукты токсичны;

- отдельные ее фракции и компоненты химически агрессивны;

- углеводородные газы, содержащиеся в нефти, взрывоопасны и токсичны. Они тяжелее воздуха в 3-4 раза, следовательно, способны скапливаться в пониженных местах ( котлованах, приямках, колодцах, оврагах и т.п.) и продолжительное время удерживаться там.

В связи с тем, что база хранения нефтепродуктов является пожаровзрывоопасным объектом, существуют примеры произошедших пожаров на таких объектах.

25 марта 2014 года в 11:50 поступил сигнал о возгорании старой сливной емкости на нефтебазе N5 в Астрахани. Причина возгорания - перекинувшийся огонь с зарослей камышей.

21 января 2014 года Возгорание зафиксировано в 14:06. Пожар поизошел на верхней площадке нефтебазы, что на улице Подгорной, 132. Воспламенился 12-й резервуар. Пожару присвоен второй номер. На место выехали пять подразделений пожарных частей. В результате возгорания резервуара с бензином на нефтебазе в Мурманске пострадал один человек

Для того, чтобы не происходило подобных ситуаций необходимо соблюдать правила хранения нефтепродуктов:

Хранение нефтепродуктов в резервуарах осуществляется в соответствии с требованиями стандартов. Выбор резервуара обосновывается технико-экономическими расчетами в зависимости от характеристик нефтепродукта, условий эксплуатации, с учетом максимального снижения потерь нефтепродукта от испарения при хранении.

Нефтепродукты каждой марки должны храниться в отдельных, предназначенных для них исправных резервуарах. Особое внимание при эксплуатации резервуаров должно быть уделено техническому состоянию резервуаров (герметичность, толщина стенки и днища резервуара, отклонения наружного контура днища от горизонтали и образующих стенки резервуара от вертикали) и установленного на резервуарах оборудования, а также устройств молниезащиты и по защите от статического электричества.

Для хранения бензинов с целью сокращения потерь от испарения следует применять резервуары с защитными покрытиями (понтонами, плавающими крышами и др.) или оборудованные газовой обвязкой.

Не допускается хранить авиационные бензины в резервуарах, оборудованных плавающими крышами.

На нефтебазах, наливных и перекачивающих станциях должны быть составлены технологические схемы с отображением всех трубопроводов, запорно-регулирующего оборудования, контрольно-измерительных приборов, насосов, заглушек, продувочных кранов, компенсаторов, приемо-раздаточных устройств с присвоением номера каждому элементу технологической схемы.

Все изменения, произведенные в резервуарных парках, насосных установках, трубопроводных, коммуникациях, расположении арматуры, должны вноситься в технологическую схему и доводиться до сведения обслуживающего персонала нефтебазы. Изменение действующих технологических схем без соответствующего согласования запрещается.

Резервуары должны иметь исправные запорные устройства и люки с прокладками, стойкими к нефтепродуктам и обеспечивающими герметичность.

Измерение массы, уровня и отбор проб нефтепродуктов в резервуарах, эксплуатирующихся с избыточным давлением, должны осуществляться без нарушения герметичности газового пространства с помощью измерительных устройств и сниженных пробоотборников, предусмотренных проектами и допущенных к использованию в установленном порядке.

Для сокращения потерь от испарения нефтепродуктов необходимо:

- обеспечить полную герметизацию крыши;

- поддерживать давление в резервуаре, равное проектному;

- осуществлять перекачку легко испаряющихся нефтепродуктов из резервуара в резервуар только при крайней необходимости, по возможности, в ночное время;

- максимально заполнять резервуар при хранении легкоиспаряющихся нефтепродуктов;

- окрашивать наружную поверхность резервуара лучеотражающими светлыми эмалями и красками;

- применять теплоизоляцию поверхности резервуара, предназначенного для хранения застывающих нефтепродуктов.

Эксплуатация и обслуживание понтонов производится в соответствии с технической документацией на понтоны и инструкциями по их эксплуатации.

Производительность наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуары предохранительных клапанов или вентиляционных патрубков.

При наполнении и опорожнении резервуаров с металлическими понтонами или плавающими крышами скорость подъема и опускания понтона или плавающей крыши не должна превышать для резервуаров:

700 м3 и менее - 3,5 м/ч;

более 700 м3 - 6 м/ч.

При этом скорость сдвига (вращение по горизонтали) понтона или плавающей крыши для резервуаров 700 м3 и менее не должна превышать 2,5 м/ч.

Допустимая скорость подъема понтонов из синтетических материалов должна быть указана в технической документации на понтон.

При хранении нефтепродуктов в резервуарах не допускается наличие подтоварной воды выше минимального уровня, обеспечиваемого конструкцией устройства для дренажа воды (порядка 25 мм от днища резервуара).

При отрицательных температурах следует по мере необходимости сливать подтоварную воду из резервуара, а сифонный кран промывать хранящимся нефтепродуктом и поворачивать в боковое положение.

Застывающие нефтепродукты должны храниться в резервуарах, оборудованных теплоизоляцией и средствами обогрева, обеспечивающими сохранение качества нефтепродуктов и пожарную безопасность.

При оснащении резервуарных парков газоуравнительной системой (ГУС) запрещается объединять ею резервуары с авиационными и автомобильными, а также с этилированными и неэтилированными бензинами.

Для обеспечения эффективной работы ГУС необходимо:

обеспечить синхронность процесса наполнения и опорожнения резервуаров

по времени и производительности;

поддерживать полную герметичность системы;

регулярно осматривать и подтягивать фланцевые соединения, проверять

исправность дыхательной арматуры резервуара;

систематически спускать конденсат из трубопроводов газовой обвязки в сборник с дальнейшей его откачкой;

утеплять дренажные устройства и в зимнее время предохранять их от снежных заносов.

При необходимости вывода из эксплуатации резервуара, включенного в ГУС, или заполнения его нефтепродуктом другого сорта следует отключить его от газовой обвязки, закрыв задвижку на газопроводе.

При смене марок нефтепродуктов подготовка к заполнению резервуаров должна соответствовать требованиям стандарта.

Территория резервуарного парка своевременно очищается от мусора, сухой травы и листьев. Места разлива нефтепродуктов следует зачищать путем снятия слоя земли до глубины, на 1-2 см превышающей глубину проникновения нефтепродуктов в грунт. Загрязненный нефтепродуктами грунт удаляют в специально отведенное место, а образовавшуюся выемку засыпают свежим грунтом или песком.

Запрещается складировать горючие материалы на территории резервуарного парка. Ямы и траншеи, вырытые при ремонтах, должны быть ограждены, а в ночное время - освещены. По окончании работ эти ямы должны быть засыпаны.

Подогрев вязких и застывающих нефтепродуктов производят при проведении технологических операций по приему, отпуску и регенерации нефтепродуктов с целью увеличения их текучести и уменьшения гидравлического сопротивления при перекачке.

Температура подогрева нефтепродуктов в резервуарах не должна превышать 90°С и должна быть ниже температуры вспышки паров нефтепродуктов в закрытом тигле не менее чем на 35°С. За температурой подогрева нефтепродуктов должен быть установлен постоянный контроль.

Для подогрева используют водяной насыщенный пар, перегретую промтеплофикационную воду или электроэнергию.

Конструкции подогревателей различаются в зависимости от назначения и принципа действия. В основном рекомендуется использовать подогреватели следующих типов:

стационарные и переносные;

общие и местные;

трубчатые, циркуляционного подогрева;

паровые, электрические и др.

Подогреватели предназначены для обеспечения бесперебойного круглогодичного приема и отпуска вязких нефтепродуктов с температурой вспышки паров выше 45°С.

Для подогрева вязких нефтепродуктов в вертикальных резервуарах используются, как правило, стандартные секционные трубчатые подогреватели, а в горизонтальных резервуарах - змеевиковые подогреватели.

Подогреватели должны: обеспечивать подогрев вязких нефтепродуктов или поддержание оптимальной температуры для необходимой производительности перекачки;

обеспечивать экономное расходование пара и электроэнергии;

быть технически исправными, простыми в монтаже и ремонте.

Вязкие нефтепродукты подогревают в железнодорожных цистернах и в резервуарах до температуры, при которой обеспечиваются минимальные затраты на подогрев и перекачку. Выбор исходных данных для определения оптимальной температуры подогрева зависит от конкретных условий слива-налива, температуры нефтепродукта и окружающей среды, а также от свойств нефтепродукта и т.п.

При самотечном сливе-наливе нефтепродуктов оптимальная температура подогрева определяется исходя из условий обеспечения слива-налива железнодорожных и автомобильных цистерн, судов в установленные сроки.

При принудительном сливе и наливе оптимальная температура подогрева выбирается, исходя из условия обеспечения всасывания насоса и минимальных затрат на подогрев и перекачку.

За оптимальную температуру подогрева нефтепродукта при наливе автоцистерн принимается такая температура, при которой слив его в пункте назначения возможен без подогрева.

При комбинированном способе подогрева оптимальной температурой подогрева считается такая, которая обеспечивает самотечное заполнение транспортных средств в установленное время (при суточной реализации данного вида нефтепродукта более 3 т).

При нагреве нефтепродукта с помощью стационарных секционных пароподогревателей давление насыщенного пара не должно превышать 0,4 МПа, а с помощью переносных - 0,3 МПа.

В экстренных случаях, при необходимости подогрева высоковязких нефтепродуктов (главным образом топочных мазутов в железнодорожных цистернах и нефтеналивных судах) допускается их подогрев "острым паром". В этих случаях насыщенный водяной пар инжектируется через перфорированные трубы непосредственно в нефтепродукт и конденсируется, сообщая ему необходимое тепло.

Обводненный нефтепродукт в дальнейшем должен подвергаться обезвоживанию.

Подогрев нефтепродуктов в резервуарах насыщенным паром или перегретой водой осуществляется стационарными или переносными подогревателями, а также устройствами циркуляционного подогрева и размыва.

Для слива вязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн предпочтителен циркуляционный способ подогрева с использованием специальных стационарных теплообменников, установленных за пределами железнодорожной эстакады. При применении переносных пароподогревателей целесообразно предусматривать коллектор насыщенного пара с отводами к каждой цистерне. На отводах обязательна установка запорной арматуры.

Во избежание гидравлических ударов пароподогреватели перед пуском в них пара должны быть освобождены от воды (конденсата). Пуск пара осуществляют путем постепенного и плавного открытия паропропускных вентилей. При пуске пара в змеевики резервуаров все трубки для выпуска конденсата должны быть открыты.

С целью контроля за герметичностью пароподогревателей и предотвращения обводнения нефтепродукта необходимо постоянно наблюдать за чистотой вытекающего конденсата.

Конденсат от пароподогревателей, имеющий удовлетворительное качество, необходимо возвращать на внутрибазовые сети конденсаторов.

Загрязненный конденсат, очистка которого невозможна, следует охлаждать с последующим сбросом в производственную канализацию.

Основными технологическими операциями с применением электроподогрева на нефтебазах являются:

- слив нефтепродуктов из железнодорожных цистерн, перекачка нефтепродуктов по трубопроводам;

- хранение нефтепродуктов в резервуарах;

- налив нефтепродуктов в автоцистерны, бочки и т.д.

Для подогрева вязких нефтепродуктов при сливе из железнодорожных вагонов-цистерн применяют специальные подогревающие устройства.

При комплексном электроподогреве фронт слива вязких нефтепродуктов оснащают грелками железнодорожными и установками нижнего слива с электроподогревом. Слив производится в следующем порядке: через люк в цистерну погружают грелку железнодорожную и после полного погружения и раскладывания секций включают ее; к патрубку нижнего сливного прибора цистерны присоединяют установку нижнего слива с электроподогревом; открывают сливной прибор цистерны, при заполнении которого нефтепродуктом включают обогрев установки нижнего слива с помощью гибких электронагревателей; при уровне нефтепродукта 600-700 мм над электрогрелкой слив временно прекращают, отключают обогрев установки нижнего слива и гибкие нагреватели, обогревающие трубопроводы; остаток нефтепродукта разогревают до температуры, обеспечивающей его полный слив без последующей зачистки цистерны; остаток нефтепродукта сливают с выключенной грелкой, но с включенными нагревателями установки нижнего слива и гибкими нагревателями, обогревающими трубопроводы.

Подогрев нефтепродуктов может осуществляться следующими способами: общий, местный и комбинированный электроподогрев нефтепродуктов.

Выбор способа подогрева зависит от расчетной температуры окружающего воздуха, марки нефтепродукта, объема реализации его в холодное время года, типа и способа установки резервуара.

За расчетную температуру окружающего воздуха принимают среднюю температуру наиболее холодной пятидневки.

Общий электроподогрев применяют, если объем суточной реализации нефтепродукта равен или больше 30-процентной вместимости резервуара. При этом подогревают весь объем нефтепродукта и поддерживают заданную температуру в процессе хранения.

Местный способ электроподогрева характеризуется тем, что нефтепродукт подогревают в ограниченном объеме в специальной нагревательной камере, оборудованной в резервуаре. Объем камер принимают равным объему суточной или односменной реализации нефтепродукта.

Вязкие нефтепродукты при объеме реализации не более 1-2 т в сутки достаточно подогревать грелкой (трубкой выходного потока).

Комбинированный способ заключается в том, что нефтепродукт сначала подогревают в основном резервуаре до температуры, обеспечивающей самотечный переток в промежуточный резервуар.

Промежуточный резервуар заполняют по соединительному обогреваемому трубопроводу. Для ускорения заполнения диаметр соединительного трубопровода должен быть не менее 250 мм. Промежуточный резервуар оборудуется общим электроподогревом. Заполнение промежуточного резервуара может быть непрерывным или периодическим.

Объем промежуточных резервуаров принимается равным максимальной суточной реализации нефтепродукта Промежуточный резервуар должен быть теплоизолирован.

Комбинированный способ целесообразно применять при суточной реализации данного нефтепродукта более 3 т.

Для подогрева нефтепродуктов в резервуарах применяют специальные подогревающие устройства.

Для разогрева или компенсации теплопотерь трубопроводов и различного технологического оборудования применяют нагревательные гибкие ленточные элементы.

Гибкие нагреватели должен обслуживать слесарь-электрик, прошедший инструктаж по охране труда при работах, связанных с обслуживанием электронагревательного оборудования.

Персонал, обслуживающий средства комплексного электроподогрева вязких нефтепродуктов, должен знать схему питания нагревателей и схему регулирования температуры; строго соблюдать режим работы нагревателя, не допуская превышения заданной температуры, знать и соблюдать правила охраны труда, уметь определять неполадки в работе нагревателя.

Во время работы системы электроподогрева обслуживающий персонал следит за температурой с помощью приборов регулирования и контроля, не допуская перегрева, при обнаружении неисправностей в системе электронагревателя немедленно принять меры по их устранению.

В случае перегрева или других неисправностей должно быть немедленно отключено электропитание.

Включение электроподогрева допускается только после полного устранения неисправностей.

При эксплуатации систем электроподогрева запрещается:

- производить работы на установке, находящейся под напряжением, за исключением особых случаев, связанных с контрольно-измерительными и поверочными операциями;

- включать погружные нагреватели без блокировочного устройства;

- включать нагревательные устройства с сопротивлением изоляции ниже нормы;

- производить электромонтажные работы без средств защиты от атмосферных осадков;

- включать нагревательные устройства без защитного заземления, включать неисправную систему электроподогрева и нагреватели с нарушенными герметизирующими покрытиями или изоляцией выводов;

- ремонтировать, сматывать и устанавливать гибкие ленточные нагреватели, находящиеся под напряжением.

В зависимости от физико-химических свойств нефтепродуктов для их обезвоживания применяют отстаивание, отстаивание с подогревом, отстаивание с подогревом и с использованием деэмульгаторов, продувку воздухом, выпаривание под давлением или под вакуумом, центрифугирование.

Наиболее эффективным способом обезвоживания высоковязких мазутов является термохимический способ обезвоживания в резервуарах с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ) - деэмульгаторов.

Наиболее эффективным деэмульгатором для обезвоживания мазутов и мазутных зачисток является кальцинированная сода. Зачистки - это отходы нефтепродуктов, которые образуются в результате очистки и отмывки резервуаров и транспортных емкостей (резервуаров, речных и морских нефтеналивных судов, железнодорожных цистерн).

Отстой воды и загрязнений (механических примесей) в смазочных маслах и мазутах эффективен только при нагреве до 70-90°С. При нагреве выше 100°С возможно вскипание воды, находящейся в нефтепродукте.

Отстой необходимо производить при выключенных подогревателях.

Обезвоживание масел отстоем при повышенной температуре можно применять не для всех сортов масел, т.к. при высоких температурах кислотное число может повыситься сверх нормы. Запрещается обезвоживание (осветление) этим методом масел типа трансформаторных и турбинных.

Обезвоживание масел продувкой воздухом можно применять по соответствующей инструкции в тех случаях, когда кислотное число выше 0,15 мг КОН на 1 г масла.

Для обезвоживания нефтепродуктов на предприятии необходимо иметь специальное оборудование - отстойники периодического действия, вертикальные цилиндрические резервуары с коническим дном, горизонтальные с промежуточными ярусами, с наклонными перегородками, вертикальные с коническими тарелками, многоярусные с промывкой осадка и др.

Хранение нефтепродуктов в таре осуществляют в специально оборудованных складских зданиях, под навесом и на открытых площадках. Способ хранения принимают в зависимости от климатических условий, физико-химических свойств хранимых нефтепродуктов, вида тары.

Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов с температурой вспышки 45° С и ниже, а также нефтепродуктов в деревянной таре на открытых площадках не допускается.

Хранение легковоспламеняющихся нефтепродуктов под навесом может быть допущено в исключительных случаях при соответствующем обосновании. Вид тары для хранения нефтепродукта должен соответствовать требованиям стандарта.

Горючие нефтепродукты в таре допускается хранить в одноэтажных подземных сооружениях. На предприятиях IIIв категории с общим объемом резервуаров до 20000 куб.м включительно допускается хранить нефтепродукты с температурой вспышки выше 120°С в количестве до 60 м в подземных сооружениях из сгораемых материалов при условии засыпки этих сооружений слоем земли (с уплотнением) толщиной не менее 0,2 м и устройства пола из несгораемых материалов.

Предприятия, затаривающие нефтепродукты в металлические бочки, должны оснащаться автоматизированными и механизированными средствами по обработке бывшей в употреблении транспортной тары (очистка, пропарка, промывка, просушка, проверка на герметичность и окраска), а также оборудованием по производству мелкого и среднего ремонта.

Вновь изготовляемая металлическая тара должна иметь внутреннее маслобензостойкое и паростойкое защитное покрытие, обеспечивающее электростатическую искробезопасность.

Допускается по согласованию с потребителем затаривать нефтепродукты в тару разового использования, не имеющую внутреннего защитного покрытия.

После налива нефтепродуктов тара должна быть снаружи чистой и сухой, за исключением тары, покрытой консервационными смазками. Нефтепродукты, поставляемые в районы Крайнего Севера, должны упаковываться согласно стандарту.

Складские здания и площадки для хранения нефтепродуктов в таре должны быть оснащены средствами механизации для погрузочно-разгрузочных и транспортных операций.

Капитальные сооружения (хранилища) для хранения нефтепродуктов в таре должны иметь:

- подъездные пути для автомобилей и механических погрузчиков;

- эстакады для погрузки (выгрузки) тарных нефтепродуктов из железнодорожных вагонов;

- систему вентиляции, обеспечивающую 2-3-кратный обмен воздуха;

- не менее двух дверей (ворот).

Окна складских зданий (хранилищ) должны быть оборудованы металлическими решетками; стекла на солнечной стороне окрашиваются в белый цвет.

Полы в хранилищах должны быть выполнены из негорючих материалов, иметь уклоны для стока разлитых нефтепродуктов в специальные приемники.

Хранилища должны быть оборудованы средствами механизации для работ по погрузке (выгрузке), необходимыми контрольно-измерительными приборами и приспособлениями.

Стеллажи и штабеля с затаренными нефтепродуктами должны быть пронумерованы и установлены с учетом обеспечения свободного доступа к таре и применения необходимых средств механизации.

В хранилищах должна иметься следующая документация:

- план хранилища со схемой размещения стеллажей и штабелей;

- картотека на хранимые нефтепродукты;

- инструкции для обслуживающего персонала.

Металлические бочки следует хранить в положении лежа (наливное отверстие расположено на цилиндрической образующей бочки) и стоя (отверстие расположено в дне).

Бочки укладываются в штабели не более пяти ярусов. Бочки нижнего яруса должны укладываться на деревянные подкладки толщиной не менее 100 мм.

Порожняя металлическая и деревянная тара, бывшая в употреблении и загрязненная нефтепродуктами, должна храниться на открытых площадках.

Количество ярусов порожних бочек по высоте - не более четырех. Горловины бочек должны быть закрыты пробками, а у бочек со съемным дном должна быть приклеена прокладка, установлены съемное дно и стяжной обруч.

Складские помещения, в которых нормами технологического проектирования температура внутреннего воздуха не нормируется или допускается ниже 0°С, могут не отапливаться.

Электротехнические установки и осветительная сеть в складских помещениях должны отвечать требованиям правил устройства электроустановок (ПУЭ).

Не допускается транзитная открытая прокладка проводов и кабелей через складские, помещения.

Погрузку и выгрузку грузов, поступающих железнодорожным и автомобильным транспортом, выполняют на закрытых, с навесом или открытых грузовых платформах исходя из требований технологии хранения грузов и защиты их от атмосферных воздействий.

Длина и ширина грузовых платформ для выгрузки и погрузки тарных нефтепродуктов в железнодорожный и автомобильный транспорт должны соответствовать грузообороту, вместимости хранилища, а также габаритам применяемых транспортных средств.

В тарных хранилищах запрещается отпускать нефтепродукты, хранить укупорочные материалы, пустую тару и другие посторонние предметы. Вокруг тарного хранилища необходимо иметь отмостки и водоотводные каналы с уклоном для стока воды. Водоотводные лотки, трубы, отмостки должны содержаться исправными и периодически очищаться.

Тарные хранилища должны ежесуточно осматриваться ответственным работником нефтебазы. При осмотре проверяется состояние укупорки тары. При наличии течи принимаются меры к ее устранению.

Средний убыток от одного пожара на предприятиях нефтехимической промышленности в 2,4 раза больше среднего убытка, приходящегося на один пожар по всей стране.

Кроме прямых убытков от пожаров на промышленных предприятиях по производству нефтехимической продукции, необходимо учитывать косвенные убытки, возникающие от простоя или снижения производительности как на самом предприятии, так и на предприятиях-смежников.

Благоприятные условия для быстрого распространения огня на большие площади создаются при авариях на аппаратах и трубопроводах, сопровождающихся разливом горючих и легковоспламеняющихся жидкостей, загазованностью помещений, открытых установок и территорий.

На объектах нефтехимической промышленности ежегодно происходят крупные пожары, на которых гибнут люди и наносятся значительные экономические потери национальному хозяйству России. Исключить пожары на объектах нефтехимической промышленности достаточно сложно и поэтому подразделения пожарной охраны всегда должны быть готовыми к их тушению. Основной задачей темы дипломной работы является расчет основных параметров пожара и определение достаточного количества сил и средств для его успешного тушения.

В настоящем дипломном проекте на основании изучения технического процесса рассмотрены закономерности и определения пожарной опасности установки № 3 ЭЛОУ АВТ-3.ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка», разработаны практические рекомендации, направленные на тушение пожара на установке.



1. Технологическая часть

1.1 Исходные данные

Установка № 3 ЭЛОУ АВТ-3.находится в квартале № 44 НПЗ с границами по ул. «11» до ул. «В», по ул. «В» до ул. «10», по ул. «10» до ул. «Б», по ул. «Б» до ул. «11».

Установка № 3 ЭЛОУ АВТ-3 замедленного коксования предназначена для переработки тяжёлых нефтяных остатков (гудронов, асфальта, экстракта, крекинг остатка) и получения из них нефтяного кокса, используемого в других отраслях промышленности.

Технологический процесс замедленного коксования протекает при высоких температурах-до 510 градусов Цельсия и давлении до 2,5 атм путем нагрева сырья в печи и поступления его в не обогреваемые коксовые камеры.

При нарушении технологических параметров режима, выхода из стоя и разгерметизации оборудования, нарушений правил безопасной эксплуатации возможны возникновения взрывов, пожаров.

По взрывопожароопасности установка №59 относится к категории «А».

В состав производства входят:

- сырьевые резервуары в количестве 12 шт. (№ 201-212) парка № 3 ЭЛОУ АВТ-3.по 400 м3 каждый, предназначенные для приема и хранения сырья, поступающего на установку.

- блок колонн, предназначенный для ректификационного разделения гидрогенизата.

- блок теплообменников, предназначенный для нагрева сырья и охлаждения продуктов ректификации.

- блок печи, предназначенный для нагрева циркулирующего теплоносителя.

- горячая насосная, предназначенная для обеспечения циркуляцией теплоносителя в системе установки.

- холодная и сырьевая насосные, предназначенные для перекачки сырья и продуктов ректификации.

- блок аппаратов воздушного охлаждения, предназначенный для захолаживания продуктов ректификации.

- система дренирования и опорожнения аппаратов в заглубленные емкости.

1.1.1 Район проектирования

Проектируемое производство размещено на территории ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка». Выбор района размещения обусловлен следующими факторами:

- производство располагается в относительной близости к сырьевой базе;

- проектируемое производство обеспечивается необходимыми топливно-энергетическими ресурсами, вырабатываемыми на данном предприятии или находящимися в относительной близости;

- географическое расположение завода выбрано с учетом экологических факторов - в отдалении от населенных пунктов в связи с вредностью и взрывоопасностью производств.

1.1.2 Характеристика объекта и объемно-планировочные решения объекта

В установку входят:

Аппаратный двор:

блок реакторов (основание - ж/б конструкции до отметки 17м, выше - металлоконструкции, высота - 84м, ширина - 12м, длина - 20м)

блок колонн - К-1 - высота - 37,5м, К-2 - 8,2м, К-3 - 8,6м, К-4 - 13,7м, Е-8 - 22,4м, колонны выполнены из металлоконструкций, снаружи утеплены шлаковатой и алюминиевыми листами

блоки теплообменников Т-2, Т-3 расположены на покрытии холодной насосной на высоте 6м, все теплообменники выполнены из металлоконструкций

воздушные холодильники - ВХ - 1/1, ВХ - 1/2 (охлаждают бензин), Х - 1/1, Х - 1/2 (охлаждают воду) расположены на отметке 12м над блоком теплообменников

воздушные холодильники - ВХ-1, ВХ-2, ВХ-3/1 (охлаждают печное топливо), ВХ-3/2 (КГФ), расположены на покрытии горячей насосной на отметке 6м.

Горячая насосная - предназначена для перекачки жидкостей. Размеры насосной станции 18Ч12Ч6 м, площадь составляет 216 м2, кровля из железобетонных плит опирается на железобетонные колонны, стены из кирпичей и бетонных плит с остеклением. В насосной станции расположены ПК в количестве 2-х штук. Пожарный кран оборудован пеносмесителем ПС - 1 , запасом пенооброзователя - 300 литров, рукавом с ГПС - 600

Холодная насосная - предназначена для перекачки жидкостей. Размеры насосной станции 24Ч12Ч6 м, площадь составляет 288 м2. Она является необходимым звеном в системе технологической установки и обеспечивает питание сырьем промышленные установки и аппараты. Кровля из железобетонных плит опирается на железобетонные перекрытия, стены из кирпича и бетонных плит с остеклением. В насосной станции расположены ПК в количестве 2-х штук.

Операторная - одноэтажное здание, стены из кирпича и бетонных плит с остеклением, перекрытие ж/бетонное, в помещении находится щит управления. Количество обслуживающего персонала: днем 4 человека, ночью 3 человека. Длина 51 м., ширина 15 м. В этом же здании находится помещение электротяговой подстанции.

Закрытый склад кокса - склад бункерного типа. Размеры склада 60Ч10Ч43 м, площадь составляет 600 м2.

Резервуарный парк состоит из группы сырьевых резервуаров в количестве 12 шт., V=400 м3, d=8,53м, L=7,39 м. Резервуары находятся в обваловании - кирпичное, из силикатного кирпича, отштукатурено.

Освещение на установке постоянное и аварийное. Электровыключатели расположены на стенах насосных, вентиляционных камер и в операторной. Отключение силовой электроэнергии производится в эектроподстанциях дежурным электриком. Напряжение в сети 220-380 V. Вентиляция на установке приточно-вытяжная, электровыключатели находятся по месту расположения вентиляторов и в электрокомнате на главном щите. Отопление на установке центральное (водяное) от ТЭЦ-2

Описание технологической схемы по стадиям технологического процесса

Установка состоит из 3-х основных блоков:

-блок №1 - реакторный блок,

-блок №2 - блок ректефикации,

-блок №3 - склад кокса

Блоки №1 и №2 связаны между собой технологически и могут быть отделены друг от друга при авариях межблочной стекающей запорной арматурой.

Блок №3-слад кокса предназначен для разделения готовой продукции кокса по фракциям и накапления его в силосах для последующей отгрузки в ж/д полувагоны и отправки поребителям.

Склад кокса вместе со своим транспортно-ленточным конвеерами технологически с блоками №1 и №2 не связан и работает в автономном режиме.

Блок №1- реакторный блок.

Является основным блоком установки. В состав блока №1 входят три реакционные камеры, нагревательные печи П-1.2,емкость для прогрева реакторов Е-30, холодильники Х-5 и пропарочная ёмкость Е-4.

Сырьем реакторного блока является вторичное сырьё которое с низа К-1 подаётся насосом Н-2 в реакционные змеевики печи П-1 где нагреваются до 500 градусов Цельсия и поступает в реакционные камеры Р-1,2,3.

В реакторах в результате химической реакции расщепления сырья образуются кокса основной продукт и побочные продукты (газ, бензин, керосин, газойль), которые отводятся на блок №2

После заполнения коксом одной реакционной камеры поток сырья направляется в другую, прдварительно нагретую, реакционную камеру, а заполненая камера снимается с потока, пропаривается, охлаждается и освобождается от кокса с помощью гидрорезки (бурения). После подсушки кокс отправляется на блок №3-склад кокса.

Блок №2-ректификация

Сырьё (гудрон, крекинг остаток и др. тяжёлые н/продукты) подогреваясь в теплообменниках Т-1, печах П-2 до 380 градусов Цельсия поступают в основную ректификационную колонну , где нагревается до 400 градусов Цельсия парами коксования, поступающими из реакторов Р-1,2,3 (блок №1) и с низа К-1 уходит в качестве сырья на блок№1.

Пары коксования, попадая в колонну К-1 разделяются в ней на составляющие продукты (газ, вода, пар, бензин, печное топливо, газойль).

Технологический процесс связан с применением пожаровзрывопасных продуктов при температурах 400 градусов Цельсия и давлении 4 атм.

Блок №3-склад кокса.

Кокс поступает в силосы склада охлаждённым и с высоким содержанием влаги. Испарения от кокса в виде взрывоопасной парогазовой смеси не образуется. Самовозгорание кокса возможно нарушения процессов охлаждения и выгрузки кокса с высокой температурой. Температура самовоспламенения кокса-525 градусов Цельсия.

При погрузке кокса на склад с температурой выше допустимой (90 градусов Цельсия) возможно окисление кокса с последующим возрастанием температуры до его самовоспламенения.

При транспортировке кокса, при разделении его на фракции, засыпке в силос и выгрузке его в полувагоны возможны попадания коксовой пыли в воздух данного производственного помещения.

1.2 Характеристика горючих сред и источников зажигания, возможные причины возникновения пожара

Источники зажигания, по природе происхождения, можно условно разделить на постоянно действующие и потенциально возможные источники зажигания.

Постоянно действующие источники зажигания:

Лучистое тепло, искры и пламя при проведении огневых ремонтных работ на ремонтной площадке.

Высоко нагретая поверхность обрабатываемого материала на ремонтной площадке.

Искры удара и трения при выполнении работ на ремонтной площадке.

Разряды статического электричества в резервуарах и других емкостях при перекачке нефтепродуктов.

Потенциально возможные источники зажигания:

Разряды молний и их вторичные проявления.

Тепловое проявление электрической энергии в электрооборудовании.

Самовозгорание пирофорных отходов и отложений.

Искры удара и трения при техническом обслуживании и ремонте технологического оборудования.

Разряды статического электричества при обслуживании технологического оборудования.

Источник зажигания, появившийся в результате нарушений обслуживающим персоналом правил пожарной безопасности.

Источник зажигания, появившийся в результате действий проникших на объект посторонних лиц, диверсионных актов или иных преднамеренных действий.

В таблице 1 приведена ориентировочная классификация источников зажигания. Распределение характерных источников инициирования взрывоопасной смеси на отечественных объектах хранения имеет следующую закономерность, в процентах.

Таблица 1- Распределения источников инициирования взрывоопасной смеси

Источники инициирования	Проценты
Ремонтные работы	23,5
Атмосферное электричество	9,2
Статическое электричество	9,7
Неисправность электрооборудования	14,7
Другие источники зажигания	42,9

1.3 Особенности развития и тушения пожаров на объекте

Технические процессы цеха характеризуются наличием взрывоопасных и пожароопасных продуктов. Большое количество нефтепродуктов, обращающихся в технологическом процессе, нарушения процессов охлаждения и выгрузки кокса с высокой температурой может привести к пожару.

Известно, что плотность большинства нефтепродуктов меньше плотности воды, а при хранении обводненных нефтепродуктов вода отслаивается от них и скапливается в нижних частях резервуара. В тоже время температура кипения воды ниже средней температуры кипения нефтепродуктов. При контакте с технологически нагретыми или горящими нефтепродуктами, вода может быстро вскипеть, приводя к увеличению внутреннего давления и к выбросам. Зимой скопление воды нередко приводит к размораживанию трубопроводов. При этом нефтепродукты, попавшие в воду, всплывают и растекаются по её поверхности. Горение таких пленок происходит после аварийного растекания нефтепродуктов в водные акватории.

Вязкость большинства нефтепродуктов не значительна и они свободно растекаются на большие расстояния, создавая условия для распространения пожара.

Электропроводность всех нефтепродуктов не большая. Фактически все они являются диэлектриками и при перемешиваниях способны к электризации. Заряды статического электричества возникают при трении нефтепродуктов в трубопроводах, насосах, арматуре, при прохождении струи через слой воздуха и ударе о твёрдую поверхность. Величина возникающих зарядов статического электричества в некоторых случаях достаточна для возникновения мощного электрического заряда, который может послужить производственным источникам зажигания при возникновении пожара.

Содержание серы в виде различных соединений или в чистом виде обуславливает высокую коррозирующую активность нефтепродуктов в процессе хранения. Кроме того, сера взаимодействует с металлами образует пирофорны, то есть вещества, способные самовозгораться на воздухе.

Примесь даже сравнительно больших количеств тяжелых нефтепродуктов к легким нефтепродуктам мало влияет на показатели пожарной опасности последних. Примесь же не больших количеств бензина к другим легким нефтепродуктам, к мазуту или маслу резко увеличивает их пожарную опасность.

Анализ пожарной опасности насосных станций

Насосные станции для перекачки ЛВЖ и ГЖ имеют повышенную пожарную опасность, так как перекачивают их в больших количествах из работающих насосов происходят утечки при нарушении герметичности уплотнений, при повреждениях выкидной линии насоса или разрушении его деталей - большое количество горючих веществ выходит наружу. Имеются также условия для появления источников зажигания и для быстрого распространения пожара. Значительная пожарная опасность возникает в периоды остановки на ремонт. Причинами повреждений насосов и их обвязки являются гидравлические удары и вибрация.

Теплота от трения подшипников и сальников насосов и двигателей, высокая температура перекачиваемой жидкости, искры при разрядах статического электричества, неисправности вентиляторов или электрооборудования; искры и высоко нагретые части дизельных двигателей и газовых турбин могут служить источниками зажигания в насосной станции.

Распространение пожара обычно происходит по поверхности разлившихся горючих жидкостей, по образовавшемуся облаку испарившегося вещества, через дверные, оконные и технологические проёмы, по воздуховодам вентиляции, продуктопроводам, освобожденным от продукта, трубопроводам промышленной канализации и т.д.

Анализ пожарной опасности резервуарного парка

Возникновение пожара в резервуаре зависит от следующих факторов: наличия источника зажигания, свойств горючей жидкости, конструктивных особенностей резервуара, наличия взрывоопасных концентраций внутри и снаружи резервуара.

Пожар в резервуаре в большинстве случаев начинается с взрыва паровоздушной смеси. На образование взрывоопасных концентраций внутри резервуаров оказывают существенное влияние физико-химические свойства хранимых нефтепродуктов, конструкция резервуара, технологические режимы эксплуатации, а также климатические и метеорологические условия. Взрыв в резервуаре приводит к подрыву (реже срыву) крыши с последующим горением на всей поверхности горючей жидкости. При этом даже в начальной стадии, горение нефти и нефтепродуктов в резервуаре может сопровождаться мощным тепловым излучением в окружающую среду, а высота светящейся части пламени составлять 1-2 диаметра горящего резервуара.

Факельное горение может возникнуть на дыхательной арматуре, местах соединения пенных камер со стенками резервуара, других отверстиях или трещинах в крыше или стенке резервуара при концентрации паров нефтепродукта в резервуаре выше верхнего концентрационного предела распространения пламени (ВКПРП).

Если при факельном горении наблюдается черный дым и красное пламя, то это свидетельствует о высокой концентрации паров горючего в объеме резервуара, и опасность взрыва незначительная. Сине-зеленое факельное горение без дымообразования свидетельствует о том, что концентрация паров продукта в резервуаре близка к области воспламенения и существует реальная опасность взрыва.

Условиями для возникновения пожара в обваловании резервуаров являются: перелив хранимого продукта, нарушение герметичности резервуара, задвижек, фланцевых соединений, наличие пропитанной нефтепродуктом теплоизоляции на трубопроводах и резервуарах.

Дальнейшее развитие пожара зависит от места его возникновения, размеров начального очага горения, устойчивости конструкций резервуара, климатических и метеорологических условий, оперативности действий персонала объекта, работы систем противопожарной защиты, времени прибытия пожарных подразделений.

Из проведенного анализа пожарной опасности можно сделать следующие выводы:

Пожарная опасность определяется наличием на установке жидких и газообразных нефтепродуктов, водорода, сероводорода и других являющихся легковоспламеняющимися веществами и образующими с воздухом взрывоопасные смеси; наличие открытого огня в топках печей; наличием нагревательных аппаратов и трубопроводов с высокой температурой стенки; возможностью появления пропусков в соединениях при несвоевременном устранении неисправностей

На установке при горении может произойти взрыв аппаратов или сосудов содержащих горючие и отравляющие вещества, работающих под высоким давлением.

Насосные станции для перекачки имеют повышенную пожарную опасность, в процессе перекачки обращается большое количество горючих веществ, имеются также условия для появления источников зажигания и для быстрого распространения пожара. Значительная пожарная опасность возникает в периоды остановки на ремонт.

Возникновение пожара в резервуаре зависит от следующих факторов: наличия источника зажигания, свойств горючей жидкости, конструктивных особенностей резервуара, наличия взрывоопасных концентраций внутри и снаружи резервуара.

Источники зажигания делятся на естественные и производственные. Происхождение естественных источников зажигания не зависит от людей и не связано с ведением технологических процессов. Происхождение производственных источников связано с работой технологического оборудования и действиями людей по ведению технологических процессов.

Технологический процесс установки замедленного коксования связан с переработкой гудрона при высокой температуре. По пожарной опасности процесс относится к категории А. При нарушении технологического процесса или при несоблюдении требований безопасной эксплуатации возможно возникновение пожаров и взрывов, вызывающих аварии, ожоги и травмы.

Особенностью пожаров на открытых технологических установках является большая скорость распространения горения, высокая тепловая радиация пламени, возможность возникновения взрывов, выброса и растекания горючих жидкостей и сжиженных газов на большие площади. Поэтажное размещение оборудования увеличивают удельные нагрузки горючих веществ, повышают пожарную опасность, усложняют процесс тушения пожара.

При авариях на открытых технологических установках горючие газы и пары нагретого нефтепродукта могут образовать загазованные зоны, величина которых зависит от расхода продукта и скорости ветра.

Следует в кратчайшие сроки локализовать и ликвидировать очаги пожара, чтобы не допустить ухудшения пожарной обстановки и дальнейшего развития ЧС. Если загорание произошло вблизи наземных резервуаров, во избежание повышения в них давления необходимо немедленно включить орошение и противопожарную водяную завесу. Если этого недостаточно, резервуары следует поливать водой из брандспойта мощной струей.

Возможных мест возникновения пожара:

При разгерметизации аппаратов и трубопроводов: утечка нефтепродукта, нарушение норм технологического режима, колебания температуры и давления, падение давления, загазованность территории, при наличии источника огня возможны взрывы и пожары.

Прогар змеевика в печи при нарушении температурного режима печи.

Взрыв ВСГ в компрессорной при нарушении технологических параметров, разгерметизации, механическом разрушении компрессора, запорной арматуры.

Пожар в насосных при разгерметизации трубопроводов, торцевого уплотнения насосов, наличие розлива нефтепродукта, наличие источника огня, искр, неисправного эл.оборудования.

Начавшийся пожар может быстро распространиться, чему способствуют следующие причины и условия:

- наличие больших количеств легковоспламеняющихся и горючих жидкостей;

- появление в процессе пожара факторов, ускоряющих его развитие: разрушение оборудования в очаге пожара, выброс и вскипание нефтепродуктов;

- наличие путей распространения огня и раскаленных продуктов горения, к которым относятся:

1) нефтепродуктопроводы при работе их неполным сечением;

2) дыхательные, продувочные и сбросные линии при образовании в них ВОК;

3) дверные, технологические и оконные проемы в насосной;

4) тепловое излучение пламени;

5) промышленная канализация при затекании в нее нефтепродуктов;

6) поверхности растекающихся пожароопасных жидкостей;

7) паровоздушные взрывоопасные смеси (облака);

8) горючие отходы и отложения;

9) теплоизоляция аппаратов и трубопроводов, производственные площадки и грунт, пропитанные горючими жидкостями..

Возможные зоны задымления

При возникновении пожаров в насосной, компрессорной, могут образоваться зоны задымления в данных помещениях. Так же в этих помещениях в случае пожара возникают зоны теплового воздействия на близлежащие аппараты и технологическое оборудование, что может привести к их повреждению и дальнейшему осложнению обстановки на пожаре.

Продукты, используемые в технологическом процессе, являются, как правило, вредными веществами и при несоблюдении правил безопасности могут оказывать отравляющее действие на организм человека. Ядовитые вещества в основном попадают в организм через дыхательные пути, поэтому не следует допускать разлива нефтепродуктов, своевременно устранять утечки, не допускать создания опасной концентрации вредных веществ, строго соблюдать правила техники безопасности.

Газовая опасность характеризуется наличием углеводородных газов, отравляюще действующих на организм, а при переработке сырья из сернистых нефтей и наличием сероводорода, являющегося сильным ядом.

Для успешной борьбы с возникшим пожаром необходима быстрая и точная передача в пожарную команду сообщения о месте его возникновения. На нефтеперерабатывающих заводах для этой цели предусматривают электрическую пожарную сигнализацию. На установках ставят кнопочные извещатели, в которых кнопка прикрыта тонким стеклом. Между цехами, установками, резервуарами, соединяющими горючие и легковоспламеняющиеся жидкости, делают противопожарные разрывы, затрудняющие распространение огня.

...