Главная Коллекция "Revolution" Безопасность жизнедеятельности и охрана труда Анализ пожарной опасности и разработка мер противопожарной защиты основных технологических участков Тихвинской нефтебазы

Анализ пожарной опасности и разработка мер противопожарной защиты основных технологических участков Тихвинской нефтебазы

Характеристика возможных техногенных катастроф на Тихвинской нефтебазе. Проведение исследования вероятных сценариев аварийных ситуаций, которые могут возникнуть на объекте и оценка их последствий. Анализ пожарной опасности технологического процесса.

Рубрика Безопасность жизнедеятельности и охрана труда
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 06.04.2017
Размер файла 198,0 K
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

На сегодняшний день в России насчитывается парк резервуаров для нефтепродуктов общей емкостью около 100 млн. тонн. Но в связи с экономическими преобразованиями в стране строительство резервуаров практически прекратилось. К тому же, из имеющихся на балансе предприятий нефтяной промышленности Российской Федерации резервуарных парков 80 % находится в состоянии, требующем ремонта и технологического обслуживания различного уровня. Постепенно возрастает процент резервуаров непригодных к эксплуатации. Ежегодно увеличивается количество резервуаров отработавших свой нормативный срок [1,2].

Несмотря на определенный прогресс, достигнутый в обеспечении пожарной безопасности, резервуары для нефти и нефтепродуктов остаются одними из наиболее опасных объектов. Это связано с целым рядом причин, которые до сих пор остаются нерешенными [3]. Впоследствии происходят пожары, наносящие огромный ущерб действующим предприятиям. Вот некоторые из них [20].

В мае 2001 года произошел крупный пожар на нефтяной компании «ЛУКОЙЛ» нефтеперерабатывающего завода «Петротел-ЛУКОЙЛ» возле города Плоешти (Румыния). Огонь охватил один из резервуаров с бензином, в непосредственной близости от очага возгорания находились еще пять стационарных емкостей с горючим, технологические установки, поселок работников предприятия. Пожар был ликвидирован спустя 10 часов после его начала.

В августе 2003 г. в г. Пуэртольяно (провинция Сьюдад- Реаль, Испания) на нефтеперерабатывающем заводе компании «Repsol YPF SA» произошел взрыв с последующим возгоранием емкостей с нефтепродуктами. Начавшийся пожар продолжался около трех суток.

В декабре 2005 года произошло три взрыва с последующим горением на нефтехранилище Bansfield, расположенном к северу от Лондона. Bansfield - 5-е по величине нефтехранилище Великобритании, в котором содержится до 5 % всех нефтепродуктов страны. Оно расположено в 40 км от Лондона и обеспечивает нефтепродуктами юго-восток Англии, в том числе аэропорт Хитроу. Более 60 часов продолжалась борьба с огнем в 20 основных резервуарах с топливом.

В марте 2009 года в Мозыре (Беларусь) на территории парка светлых нефтепродуктов ОАО «Мозырский нефтеперерабатываю щий завод» концерна «Белнефтехим» произошел пожар в стальном резервуаре объемом 10 тыс. куб. метров для хранения бензина. В резервуаре находилось 3 тыс. литров бензина марки АИ-92. Тушение продолжалось более суток.

В августе 2009 года в Ханты-Мансийском автономном округе на нефтебазе «Конда», принадлежащей предприятию ОАО «Сибнефтепровод», произошел крупный пожар: сгорели несколько резервуаров с нефтью площадью около 23 гектаров. В резервуарном парке станции находятся восемь резервуаров типа РВС- 20000. На момент возникновения пожара общий объем находящейся на базе нефти равнялся 160 тысячам кубических метров. Тушение продолжалось двое суток.

В октябре 2009 года на нефтеперерабатывающем заводе Caribbean Petroleum близ города Катано (Пуэрто-Рико) взорвались несколько емкостей для хранения нефти, что привело к беспрецедентному по силе пожару. Первоначальный взрыв уничтожил 11 резервуаров, возникший пожар быстро распространился на близлежащие резервуары с бензином, авиационным топливом и дизельным топливом. Из 40 резервуаров нефтеперерабатывающего завода 21 были полностью разрушены. Пожар продолжался несколько суток.

В сентябре 2010 года на территории ОАО «Ново-Уфимский нефтеперерабатывающий завод» в Уфе (один из крупнейших в России по мощности первичной переработки нефти) произошел взрыв и возник пожар. В феврале 2011 года на нефтеперерабатывающем заводе в городе Байджи в 200 км от Багдада прогремел взрыв, который привел к прекращению работы крупнейшего иракского НПЗ. Нефтеперерабатывающий завод города Байджи (примерно 180 км севернее Багдада) ежедневно производит 11 млн литров бензина, 7 млн литров бензола и 4,5 млн литров керосина. На заводе начался сильнейший пожар. Как мы видим на примерах пожаров в резервуарных парках существующие на сегодняшний день стационарные системы противопожарной защиты вертикальных стальных резервуаров не обеспечивают достаточной защиты, не говоря уже о быстром тушении пожаров.

Указанные обстоятельства, связанные с масштабами возможных последствий чрезвычайных ситуаций на объектах хранения нефти и нефтепродуктов, потенциальным ущербом требуют серьезного анализа состояния техногенной безопасности этих хранилищ, а также реализацию мер по повышению уровня пожаро-, взрывобезопасности.

Данное обстоятельство и диктует актуальность выбранной темы дипломного проектирования «Анализ пожарной опасности и разработка мер противопожарной защиты основных технологических участков Тихвинской нефтебазы ОАО «Леннефтепродукт»».

Основными задачами данного проекта являются:

анализ возможных техногенных опасностей на Тихвинской нефтебазе ОАО «Леннефтепродукт»;

изучение возможных сценариев аварийных ситуаций, которые могут возникнуть на объекте, и оценка их последствий, в том числе влияние на людей, оборудование, здания и сооружения;

анализ пожарной опасности технологического процесса;

разработка организационных и инженерно-технических мероприятий и решений, направленных на обеспечение пожарной безопасности технологического процесса и оборудования.

Глава 1. Общая характеристика объекта

1.1 Общие сведения об объекте

Тихвинская нефтебаза ОАО «Леннефтепродукт» расположена по адресу: Ленинградская область, г. Тихвин и находится по адресу: ул. Ново-Советская, 1А.

Ближайшая жилая застройка находится на расстоянии 100 м от границ нефтебазы в северном и южном направлении.

На нефтебазе осуществляются следующие операции с нефтепродуктами: прием, хранение и отпуск.

Режим работы персонала предприятия пятидневный, односменный с 8:00 до 17:00.

Охрана территории осуществляется круглосуточно, посменно вооруженной охраной.

В состав нефтебазы входят следующие объекты, связанные с обращением нефтепродуктов:

резервуары хранения дизельного топлива и бензина (РВС 200 - 2 шт.; РВС 400 - 2 шт.; РВС 700 - 2 шт.; РВС 1000 - 3 шт.; РВС 2000 - 2 шт.; РВС 3000 - 1 шт.);

резервуары хранения масел (РГС-50 - 4 шт., РГС-75 - 4 шт., РГС-80 - 1 шт.);

железнодорожная эстакада слива нефтепродуктов длиной 57 м, оборудованная приборами УСН-175 (10 шт.) и стойками верхнего слива (5 шт.) для слива ж/д цистерн, в которой отсутствует или неисправен сливной люк (одновременная постановка на слив до 6-и железнодорожных цистерн (360 т нефтепродуктов));

автомобильная эстакада налива светлых нефтепродуктов;

насосная станция перекачки нефтепродуктов;

технологические трубопроводы.

Прием нефтепродуктов осуществляется железнодорожным транспортом, отпуск - автомобильным транспортом.

Характеристика резервуарного парка нефтебазы представлена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Характеристика резервуарного парка Тихвинской нефтебазы ОАО «Леннефтепродукт»

№ п/п

Наименование резервуара

Объем резервуара, м3

Хранимый продукт

Год

ввода в эксплуатацию

1

2

3

4

5

1

Резервуар горизонтальный стальной № 9

50

Масла

(ВМГЗ, М10Г2)

1971

2

Резервуар горизонтальный стальной № 25

50

1965

3

Резервуар горизонтальный стальной № 28

50

1970

4

Резервуар горизонтальный стальной № 30

50

1971

5

Резервуар горизонтальный стальной № 18

75

1955

6

Резервуар горизонтальный стальной № 19

75

1955

7

Резервуар горизонтальный стальной № 20

75

1955

8

Резервуар горизонтальный стальной № 29

75

1977

9

Резервуар горизонтальный стальной № 10

80

1971

10

Резервуар вертикальный стальной № 7

200

На консервации

1976

11

Резервуар вертикальный стальной № 21

200

Бензин АИ-95

1956

12

Резервуар вертикальный стальной № 22

400

Бензин АИ-80

1957

13

Резервуар вертикальный стальной № 23

400

Бензин АИ-80

1971

14

Резервуар вертикальный стальной № 26

700

Бензин АИ-95

1967

15

Резервуар вертикальный стальной № 27

700

Бензин АИ-92

1961

16

Резервуар вертикальный стальной № 8

1000

Дизельное топливо

1958

17

Резервуар вертикальный стальной № 24

1000

На консервации

1958

18

Резервуар вертикальный стальной № 39

1000

Дизельное топливо

1979

19

Резервуар вертикальный стальной № 31

2000

На консервации

1974

20

Резервуар вертикальный стальной № 32

2000

Дизельное топливо

1975

21

Резервуар вертикальный стальной № 33

3000

Бензин АИ-92

1974

1.2 Возможные чрезвычайные ситуации техногенного характера. Сценарии возможных аварий

К наиболее опасным источникам различных аварий на производственных объектах Тихвинской нефтебазы ОАО «Леннефтепродукт» относятся:

резервуары хранения нефтепродуктов;

железнодорожные цистерны;

автомобильные цистерны;

технологические трубопроводы;

запорная арматура, фланцевые соединения.

Исходя из особенностей технологических процессов на предприятии, возможными причинами и факторами, способствующими возникновению и развитию аварий, могут быть:

1) Отказы (инциденты) оборудования:

физический износ, механические повреждения;

отказы приборов контрольно-измерительных приборов и аппаратуры;

коррозия металла внешних, внутренних стенок и днища резервуара, внутренняя коррозия металла, коррозия технологических трубопроводов;

2) Ошибочные действия персонала:

несоблюдение правил технической эксплуатации;

ошибки при проведении ремонтных, профилактических и других работ, связанных с неустойчивыми переходными режимами;

3) Внешнее воздействие природного и техногенного характера;

Противоправные действия людей, приводящие к умышленному созданию аварийной ситуации.

В результате аварии может произойти как розлив нефтепродукта, так и его возгорание (пожар).

На основе анализа причин возникновения и факторов, определяющих исходы аварий, учитывая особенности применяемых технологических процессов, свойства и распределение опасных веществ, на опасных производственных объектах выделены следующие типовые сценарии аварии (таб.1.2) [5].

Таблица 1.2 - Типовые схемы развития сценариев аварий

№ сценария

Схема развития сценария

(C1) - пролив опасной жидкости на открытой площадке / в помещении

Разрушение оборудования выброс жидкости и ее растекание в пределах обвалования (помещения) загрязнение промышленной площадки (окружающей природной среды - далее ОПС) или помещения локализация пролива

(C2) - пожар разлития горючих жидкостей на открытой площадке.

Полная разгерметизация оборудования или трубопровода (катастрофическое разрушение) выброс пожароопасного вещества и его растекание воспламенение пролива при условии наличия источника инициирования пожар разлития термическое поражение оборудования и персонала

(C3) - пожар в замкнутом пространстве

Полная разгерметизация оборудования или трубопровода (катастрофическое разрушение) выброс пожароопасного вещества в помещении воспламенение пролива или газа при условии наличия источника инициирования пожар в замкнутом объеме термическое поражение оборудования и персонала

(C4) - образование и взрыв топливовоздушной смеси (далее - ТВС) в замкнутом пространстве (в оборудовании, в помещении)

А) Полная или частичная разгерметизация оборудования или трубопровода выброс газа или ГЖ образование взрывоопасной ТВС в помещении или оборудовании взрыв ТВС (дефлаграционное сгорание) при наличии источника инициирования поражение оборудования и персонала ударной волной

Б) Нарушение герметичности оборудования образование взрывоопасной смеси внутри технологического оборудования воспламенение смеси при условии наличия источника инициирования дефлаграционное сгорание (взрыв) с последующим отрывом ослабленного элемента (крыша) или полным разрушением оборудования.

(C5) - образование и взрыв (дефлаграционное горение) ТВС в открытом пространстве на месте разгерметизации оборудования

Разгерметизация оборудования или трубопровода с взрывоопасным веществом выброс газа в открытое пространство образование взрывоопасной газовоздушной смеси (далее - ГВС) взрыв ГВС (дефлаграционное сгорание) при наличии источника инициирования поражение оборудования и персонала ударной волной

(C6) - открытый пожар внутри резервуара

Образование горючей смеси внутри резервуара воспламенение смеси при наличии источника зажигания для внутреннего пространства (удар молнии, разряд статического электричества, механический удар) срыв крыши воспламенение нефти термическое поражение оборудования и персонала

(C7) - пожар в резервуаре с выбросом горящей жидкости

Образование горючей смеси внутри резервуара воспламенение смеси при наличии источника зажигания для внутреннего пространства (удар молнии, разряд статического электричества, механический удар) срыв крыши воспламенение нефти формирование раскаленного слоя спуск раскаленного слоя в отстойную зону вскипание отстойной воды выброс горящего нефтепродукта за пределы резервуара термическое поражение персонала

Оценка опасных событий, произошедших на нефтехимических предприятиях, показывает, что на производствах наиболее распространенным видом аварий является разгерметизация технологического оборудования, в результате чего возможно образование парогазового облака с его дальнейшим воспламенением (взрывом) или разлив продуктов нефтепереработки с их последующим возгоранием, а также возможное токсическое заражение промышленной территории.

Значительная часть аварий на оборудовании нефтебаз вызвана образованием взрывоопасных смесей вследствие нарушения технологического режима и герметичности.

К нарушениям герметичности приводят резкие перепады температур в аппаратах или температурные перенапряжения, разрушение прокладок, разрывы технологических трубопроводов в результате коррозии, эрозии и усталость металла, некорректное расположение запорной арматуры и её отказы в работе, механические повреждения по вине производственного персонала и др.. Анализ возможных последствий опасных событий показал, что аварии на открытых площадках наиболее опасны вследствие разветвленности сети технологических коммуникаций, большой плотности насыщения территории и высокого содержания установок, чем в замкнутых производственных зданиях. А возникновение опасных событий чаще всего происходит во время нормальной работы технологических установок.

На предприятии применяются следующие основные вещества и материалы: бензин Аи 80, Аи 92, Аи 95, дизельное топливо, масло марки М10Г2, гидравлическое масло ВМГ3.

При прогнозе учитываем, что в окружающую среду аварийно поступают нефтепродукты при следующих условиях [6]:

стационарные объекты хранения нефти и нефтепродуктов - 100 % объема максимальной емкости одного объекта хранения;

железнодорожный состав - 50 % общего объема цистерн в железнодорожном составе;

автомобильная цистерна - 100 % объема.

На размеры площади разлива и направление движения пятна нефтепродукта влияют:

время года в момент разлива;

объем разлитого нефтепродукта;

наличие защитных сооружений от распространения разлива;

рельеф, подстилающая поверхность и грунты в месте разлива;

уровень обводненности местности, где произошел разлив;

наличие растительности;

метеорологические условия;

время локализации разлива нефтепродукта;

физико-химические свойства нефтепродукта.

Растекание нефтепродуктов будет происходить в сторону естественного уклона местности, попадая в ямы, канавы дорог, дренажные каналы.

В случае растекания нефтепродуктов по открытой местности площадь разлива определяется исходя из предположения, что в любой момент времени пролившаяся жидкость имеет форму плоской круглой лужи постоянной толщины.

Площадь разлива на открытой местности (незащищенный рельеф) при свободном растекании, определяется по формулам [6, 7]:

где S - площадь, м2;

D - диаметр пятна разлива (м), определяемый по формуле:

V - объем разлившегося нефтепродукта, м3.

где н - плотность нефтепродукта, т/м3;

М - количество вылившегося нефтепродукта, т.

Кроме того, учитываются объемы разливов нефтепродуктов при авариях, связанных с разгерметизацией технологических трубопроводов на территории Тихвинской нефтебазы ОАО «Леннефтепродукт».

Объем нефтепродуктов при разгерметизации технологических трубопроводов рассчитывается, исходя из следующих допущений.

Объем нефтепродуктов, вылившейся до остановки прокачки (QТ1, м3) составит:

где Q0 - расход нефтепродуктов в исправном трубопроводе при работающем насосе, м3/с;

Та - нормативное время остановки прокачки (60 с).

Объем нефтепродуктов, вылившийся после остановки прокачки (QСТ, м3) рассчитывается по формуле:

где R - внутренний радиус поврежденного участка трубопровода, м;

L - длина трубопровода с учетом профиля трубопровода, м.

Суммарный объем нефтепродуктов (QСУМ, м3), поступивший в окружающую среду при порыве трубопроводов составит:

где QТ1 - объем нефтепродуктов, вылившийся до остановки прокачки (м3);

QСТ - объем нефтепродуктов, вылившийся после остановки прокачки (м3).

Расчет объема нефтепродуктов, вылившегося после остановки прокачки (QСТ), производится с учетом профиля трубопровода и особенностей его прокладки.

По периметру резервуарных парков хранения светлых нефтепродуктов предусмотрены замкнутые обвалования. Свободные от застройки объемы обвалованных территорий соответствуют как минимум 100 % объема резервуаров максимальной вместимости в резервуарных парках. На основании вышеизложенного, сделан вывод о том, что при разгерметизации резервуаров хранения, разливы нефтепродуктов не будут распространяться за пределы обвалований резервуарных парков. Площади разлива в этом случае будут соответствовать площадям обвалований резервуарных парков.

Результаты расчета прогнозируемых объемов и площадей разливов нефтепродуктов на объектах Тихвинской нефтебазы ОАО «Леннефтепродукт», представлены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Прогнозируемые объемы и площади разливов нефтепродуктов на объектах Тихвинской нефтебазы ОАО «Леннефтепродукт»

№ п/п

Сценарий аварийной ситуации

Наименование продукта

Объем разлива

Площадь разлива, м2

Характеристика обвалования резервуарного парка

1

2

3

4

5

6

1.

Разрушение резервуара вертикального стального

(3000 м3) № 33

Бензин АИ-92

3000 м3

(2280 т)

16167

1) Обвалование - грунтовое;

2) Высота обвалования - 2 м;

3) Площадь обвалования - 9067 м2;

4) Объем обвалования - 18134 м3.

2.

Разгерметизация резервуара вертикального стального

(3000 м3) № 33

Бензин АИ-92

3000 м3

(2280 т)

9067

(площадь обвалования)

1) Обвалование - грунтовое;

2) Высота обвалования - 2 м;

3) Площадь обвалования - 9067 м2;

4) Объем обвалования - 18134 м3.

3.

Разрушение резервуара вертикального стального (2000 м3)

№ 32

Дизельное топливо

2000 м3

(1680 т)

11617

1) Обвалование - грунтовое;

2) Высота обвалования - 2 м;

3) Площадь обвалования - 9067 м2;

4) Объем обвалования - 18134 м3.

4.

Разгерметизация резервуара вертикального стального (2000 м3)

№ 32

Дизельное топливо

2000 м3

(1680 т)

9067

(площадь обвалования)

1) Обвалование - грунтовое;

2) Высота обвалования - 2 м;

3) Площадь обвалования - 9067 м2;

4) Объем обвалования - 18134 м3.

5.

Разрушение резервуара вертикального стального (1000 м3)

№ 8, 39

Дизельное топливо

1000 м3

(840 т)

9557

1) Обвалование - грунтовое;

2) Высота обвалования - 2 м;

3) Площадь обвалования - 9067 м2;

4) Объем обвалования - 18134 м3.

6.

Разгерметизация резервуара вертикального стального (1000 м3)

№ 8, 39

Дизельное топливо

1000 м3

(840 т)

9067

(площадь обвалования)

1) Обвалование - грунтовое;

2) Высота обвалования - 2 м;

3) Площадь обвалования - 9067 м2;

4) Объем обвалования - 18134 м3.

7.

Разгерметизация резервуара горизонтального стального (80 м3)

№ 10

Масла

(ВМГЗ, М10Г2)

80 м3

(72,8 т)

1600

-

8.

Разгерметизация железнодорожного состава на маневровых путях (с выходом 50 % общего объема цистерн в железнодорожном составе)

Бензин АИ-95

240 м3

(182,4 т)

4800

-

9.

Разгерметизация автомобильной цистерны (30 м3)

Бензин АИ-95

30 м3

(22,8 т)

600

-

Масла

(ВМГЗ, М10Г2)

30 м3

(27,3 т)

10.

Разгерметизация на полное сечение технологического трубопровода

Бензин АИ-95

20 м3

(15,2 т)

400

-

Размер зоны поражения открытым пламенем определяется размером зоны, где возможно его появление. В пределах зоны открытого пламени люди получают смертельное поражение. Размеры зоны поражения открытым пламенем ограничиваются геометрическими размерами разлива нефтепродукта в сумме с размером вытянутым по ветру пламенем.

Под зоной поражения тепловым излучением принимается зона вдоль границы пожара глубиной, равной расстоянию, на котором будет наблюдаться тепловой поток с заданной величиной. Размеры зон поражения тепловым излучением с поверхности пламени определялись по следующим уровням излучения [6]:

10,5 кВт/м2 - расстояния, на которых человек испытывает непереносимую боль через 3-5 с, а также может получить ожоги 1-й степени через 6-8 с, ожоги 2-й степени через 12-16 с;

7 кВт/м2 - расстояния, на которых человек испытывает непереносимую боль через 20-30 с, а также может получить ожоги 1-й степени через 15-20 с, ожоги 2-й степени через 30-40 с;

1,4 кВт/м2 - расстояния, безопасные для человека без спецодежды.

Расчеты вероятных зон поражения тепловым излучением при пожарах разлива нефтепродуктов проводятся по методике, изложенной в ГОСТ 12.3.047-98 «Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля» [6] с использованием таблиц Excel для автоматизации результатов расчета.

Результаты оценки зон поражения тепловым излучением при возникновении пожаров разлива нефтепродуктов на территории предприятия представлены в таблице 1.4

Таблица 1.4 - Результаты расчета вероятных зон поражения тепловым излучением при пожарах разлива нефтепродуктов

№ п/п

Аварийная ситуация

Частота реализации ЧС(Н) с последующим возгоранием, 1/год

Значение параметра

(интенсивность теплового излучения)

Расстояние от геометрического центра пролива, м

1

2

3

4

5

1

Разрушение резервуара вертикального стального (3000 м3) № 33

5,010-7

10,5 кВт/м2

81,1

7 кВт/м2

94,7

1,4 кВт/м2

178,7

2

Разгерметизация резервуара вертикального стального (3000 м3) № 33

4,510-6

10,5 кВт/м2

61,3

7 кВт/м2

72,2

1,4 кВт/м2

138,9

3

Разрушение резервуара вертикального стального (2000 м3) № 32

1,010-6

10,5 кВт/м2

62,4

7 кВт/м2

71,1

1,4 кВт/м2

136,7

4

Разгерметизация резервуара вертикального стального (2000 м3) № 32

9,010-6

10,5 кВт/м2

55,2

7 кВт/м2

63,1

1,4 кВт/м2

122,6

5

Разрушение резервуара вертикального стального (1000 м3) № 8, 39

1,510-6

10,5 кВт/м2

56,7

7 кВт/м2

64,7

1,4 кВт/м2

125,5

6

Разгерметизация резервуара вертикального стального (1000 м3) № 8, 39

1,410-5

10,5 кВт/м2

55,2

7 кВт/м2

63,1

1,4 кВт/м2

122,6

7

Разгерметизация резервуара горизонтального стального (80 м3) № 10

5,010-6

10,5 кВт/м2

-

7 кВт/м2

22,9

1,4 кВт/м2

46,3

8

Разгерметизация железнодорожного состава (с выходом 50 % общего объема цистерн в железнодорожном составе)

3,410-18

10,5 кВт/м2

45,1

7 кВт/м2

53,5

1,4 кВт/м2

105,3

9

Разгерметизация автомобильной цистерны (30 м3)

1,110-3

10,5 кВт/м2

20,2

7 кВт/м2

24,8

1,4 кВт/м2

50,3

10

Разгерметизация на полное сечение технологического трубопровода

2,710-6

10,5 кВт/м2

18,1

Таким образом, в результате анализа общей характеристики объекта установлено следующее:

в резервуарном парке сконцентрировано значительное количество легковоспламеняющихся и горючих жидкостей (бензин, масла, дизельное топливо), которые способны привести к возникновению пожаров, взрывов, загрязнению окружающей среды;

выделено семь типовых сценариев возникновения и развития аварийных ситуаций на нефтебазе, а также их вероятностные характеристики;

проанализированы вероятные зоны поражения тепловым излучением при пожарах, связанных с разгерметизацией емкостного оборудования и разливом нефтепродуктов. При этом наиболее вероятным сценарием будет разгерметизация автомобильной цистерны, перевозящей бензин, частота реализации которого составляет 1,110-3;

наиболее опасный сценарий, связанный с разрушением резервуара наибольшей емкости на объекте, имеет наименьшую частоту реализации и составляет 5,010-7.

Глава 2. Исследование и оценка инженерно-строительных особенностей объекта

2.1 Генеральный план

На территории Тихвинской нефтебазы ОАО «Леннефтепродукт» расположены следующие здания и сооружения:

административный корпус;

электрокотельная;

гараж;

насосная;

склад масел;

железнодорожная эстакада слива нефтепродуктов;

автомобильная эстакада налива нефтепродуктов;

резервуары:

№ 9 горизонтальный стальной, 50 м3;

№ 25 горизонтальный стальной, 50 м3;

№ 28 горизонтальный стальной, 50 м3;

№ 30 горизонтальный стальной, 50 м3;

№ 18 горизонтальный стальной, 75 м3;

№ 19 горизонтальный стальной, 75 м3;

№ 20 горизонтальный стальной, 75 м3;

№ 29 горизонтальный стальной, 75 м3;

№ 10 горизонтальный стальной, 80 м3;

№ 7 вертикальный стальной, 200 м3;

№ 21 вертикальный стальной, 200 м3;

№ 22 вертикальный стальной, 400 м3;

№ 23 вертикальный стальной, 400 м3;

№ 26 вертикальный стальной, 700 м3;

№ 27 вертикальный стальной, 700 м3;

№ 8 вертикальный стальной, 1000 м3;

№ 24 вертикальный стальной, 1000 м3;

№ 39 вертикальный стальной, 1000 м3;

№ 31 вертикальный стальной, 2000 м3;

№ 32 вертикальный стальной, 2000 м3;

№ 33 вертикальный стальной, 3000 м3.

Минимальные расстояния между зданиями и сооружениями на территории предприятий по хранению и переработке нефти и нефтепродуктов определяются согласно требованиям СП 110.13330.2011 Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы [8], а также СП 4.13130.2013 Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты. Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениям [9].

Экспертиза противопожарных разрывов сведена в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 ? Экспертиза противопожарных разрывов

№ п/п

Наименование зданий и сооружений

По проекту, м

По нормам, м

Ссылка на СНиП

Вывод

1

Административный корпус

71

8

СП 4.13130.2013, табл.1

соответствует

2

Электрокотельная

52

8

СП 4.13130.2013, табл.1

соответствует

3

Гараж

20,5

6

СП 4.13130.2013, табл.1

соответствует

4

Насосная

240

100

СП 110.13330.2011 табл. 2

соответствует

5

Склад масел

304

100

СП 110.13330.2011 табл. 2

соответствует

6

ж/д эстакада слива нефтепродуктов

219

100

СП 110.13330.2011 табл. 2

соответствует

7

Автомобильная эстакада налива нефтепродуктов

116

100

СП 110.13330.2011 табл. 2

соответствует

8

Группа горизонтальных резервуаров №№ 9,25,28,30,18,19,20,29,10

До ближайшего резервуара 96 м

15

СП 110.13330.2011

п. 3.3

соответствует

9

Группа вертикальных резервуаров №№ 7,21,22,23,26,27,8,24,

39,31,32,33

Не более

30 м

0,75Д, но не более 30м

СП 110.13330.2011 табл. 6

соответствует

2.2 Характеристика зданий на объекте

Административное здание.

Здание двухэтажное, размерами в плане 19 Ч 12 м. Несущие стены и внутренние перегородки выполнены из белого силикатного кирпича. Перекрытие - железобетонные плиты. Степень огнестойкости здания II. Класс строительных конструкций по пожарной опасности К0. Кровля здания двускатная, шиферная по деревянной обрешетке. Имеется чердачное помещение, деревянные конструкции которого обработаны огнезащитным составом, о чем свидетельствуют соответствующие акты. Вход в чердачное помещение закрыт на замок, возле которого вывешена табличка о месте хранения ключа. На первом и втором этажах здания на видных местах, вблизи от входов в помещения вывешены огнетушители типа ОП-5 порошкового типа, которым своевременно проведено техническое обслуживание в организации, имеющей лицензию на данный вид деятельности. Двери, отделяющие лестничные клетки от поэтажных коридоров, имеют уплотнения в притворах, а также автоматические доводчики, что в случае возникновения пожара будет препятствовать распространению дыма по путям эвакуации. Все помещения административного корпуса оборудованы системой автоматической пожарной сигнализации и системой оповещения и управления эвакуацией при. В качестве устройства для формирования сигнала о пожаре применены тепловые и дымовые пожарные извещатели, сигнал от которых выведен на приемно - контрольный прибор типа «Сигнал - 20», размещенный в помещении с круглосуточным пребыванием людей, к которому подключен выносной звуковой оповещатель - «Бия-С» 12В. Питание прибора осуществляется от резервируемого источника питания «Лигард-РИП-12», который имеет встроенный источник резервного питания в виде аккумуляторной батареи на питание, от которого он переходит автоматически при пропадании сетевого напряжения 220В. Приёмно-контрольный прибор выдаёт сигнал тревоги при:

пожаре на охраняемом объекте;

несанкционированном проникновении на охраняемый объект.

На приборе находится 20 индикаторов состояния шлейфов охранной и пожарной сигнализации и внутренняя встроенная маломощная сирена.

Осуществление связи с подразделениями пожарной охраны осуществляется с помощью телефонной сети (АТС), а также мобильной связи.

Здание котельной

Здание одноэтажное, размерами в плане 15Ч8 м. Несущие стены и внутренние перегородки выполнены из белого силикатного кирпича. Перекрытие - железобетонные плиты. Степень огнестойкости здания II. Класс строительных конструкций по пожарной опасности К0 - не пожароопасные. Кровля здания двускатная, шиферная по деревянной обрешетке. Имеется чердачное помещение, деревянные конструкции которого обработаны огнезащитным составом, о чем свидетельствуют соответствующие акты. Вход в чердачное помещение закрыт на замок, возле которого вывешена табличка о месте хранения ключа. В качестве первичных средств пожаротушения использованы огнетушители типа ОП-5 порошкового типа. Все помещения котельной оборудованы системой автоматической пожарной сигнализации и системой оповещения и управления эвакуацией при пожаре. Сигнал о пожаре выведен в помещение с круглосуточным пребыванием людей (помещение охраны, расположенное в административном корпусе). Кроме этого основное помещение котельной защищено от пожара модулями порошкового пожаротушения типа «Буран 8СВ) потолочного типа.

Мощность электрокотельной составляет 750 кВт на 3 электродных котла. Напряжение в сети 380 В. В качестве теплоносителя используется вода.

Гараж

Здание гаража одноэтажное, размерами в плане 22Ч12 м. Несущие стены и внутренние перегородки выполнены из белого силикатного кирпича. Перекрытие - железобетонные плиты. Степень огнестойкости здания II. Класс строительных конструкций по пожарной опасности К0 - не пожароопасные. Кровля здания выполнена из рубероида. Чердачное и подвальное помещения отсутствуют. Все помещения гаража оборудованы системой автоматической пожарной сигнализации, а также системой оповещения и управления эвакуацией при пожаре. Сигнал о пожаре выведен в помещение с круглосуточным пребыванием людей (помещение охраны, расположенное в административном корпусе). Также основное помещение гаража для хранения автомобилей защищено модулями порошкового пожаротушения Тунгус-6. Для экстренной эвакуации автомобилей из гаража имеется жесткая сцепка (из расчета 1 сцепка на 10 машин).

Насосная

Здание насосной одноэтажное, размерами в плане 18Ч66Ч14,8 м. Несущие стены и внутренние перегородки выполнены из белого силикатного кирпича. Перекрытие - железобетонные плиты. Степень огнестойкости здания II. Класс строительных конструкций по пожарной опасности К0 - не пожароопасные. Кровля здания выполнена из рубероида. Чердачное и подвальное помещения отсутствуют. Все помещения гаража оборудованы системой автоматической пожарной сигнализации, а также системой оповещения и управления эвакуацией при пожаре. Сигнал о пожаре выведен в помещение с круглосуточным пребыванием людей (помещение охраны, расположенное в административном корпусе). В качестве средств пожаротушения применены модули порошкового пожаротушения Тунгус-6. Для контроля за состоянием воздушной среды, в помещениях насосной установлены автоматические газоанализаторы довзрывоопасных концентраций ГГ, паров ЛВЖ и ГЖ типа «Сигма». При превышении в воздушной среде взрывоопасных концентраций, автоматически включается предупредительная сигнализация (световая и звуковая) с одновременным включением аварийной системы вентиляции. Сигнал от устройства также выведен в помещение охраны.

Склад масел

Здание склада масел одноэтажное, размерами в плане 42Ч17 м. Несущие стены и внутренние перегородки выполнены из белого силикатного кирпича. Перекрытие - железобетонные плиты. Степень огнестойкости здания II. Класс строительных конструкций по пожарной опасности К0 - не пожароопасные. Кровля здания выполнена из рубероида. Чердачное и подвальное помещения отсутствуют. Все помещения склада оборудованы системой автоматической пожарной сигнализации, а также системой оповещения и управления эвакуацией при пожаре. Сигнал о пожаре выведен в помещение с круглосуточным пребыванием людей (помещение охраны, расположенное в административном корпусе). В качестве средств пожаротушения применены модули порошкового пожаротушения Тунгус-6. Для контроля за состоянием воздушной среды, в помещениях насосной установлены автоматические газоанализаторы довзрывоопасных концентраций ГГ, паров ЛВЖ и ГЖ типа «Сигма». При превышении в воздушной среде взрывоопасных концентраций, автоматически включается предупредительная сигнализация (световая и звуковая) с одновременным включением аварийной системы вентиляции. Сигнал от устройства выведен в помещение охраны. Имеется вытяжная обще обменная вентиляционная система. Вентилятор радиальный взрывозащищенный из сплава алюминия. Воздуховод из тонколистовой оцинкованной стали. Запуск технологических насосов заблокирован с автоматическим включением системы вентиляции.

2.3 Коммунальные сети

Электрические линии (220 - 380В) на территории предприятия выполнены скрыто в подземных лотках. По всему периметру занимаемой территории имеется наружное освещение, выполненное от электрических светильников типа EV 4050 взрывозащитного исполнения для различных типов ламп.

Здание гаража, насосной, административного корпуса, котельной имеют местное водяное отопление, производимое от электрокотельной, расположенной на территории предприятия. В помещениях установлены радиаторы отопления ребристые, чугунные. Прокладка отопительной теплоцентрали осуществлена наружным способом в лотках, утепленных мин. ватой и обшитых тонколистовым металлом.

Здания и сооружения Тихвинской нефтебазы имеют молниезащиту в соответствии с категориями устройств и типом зоны защиты. Требования к молниезащитным устройствам, категории устройств молниезащиты, зоны защиты молниеотводов устанавливаются [10].

Группы вертикальных и горизонтальных резервуаров для нефтепродуктов относятся ко II категории устройства молниезащиты и зоне защиты Б. Данные резервуары защищены от прямых ударов молнией молниеотводами, установленными отдельно, имея импульсное сопротивление каждого заземлителя не более 10 Ом.

Водоснабжение на предприятии организовано из двух артезианских скважин двумя насосами, производительностью 22 м3/ч и создаваемым напором 76 м каждый. Для целей пожаротушения предусмотрена насосная станция пожаротушения и два пожарных водоема по 200 м3 каждый. Для наружного пожаротушения предусмотрено 4 пожарных гидранта, имеются на объектах предприятия также пожарные краны для внутреннего пожаротушения.

Технологические трубопроводы предназначены для получения, перекачки и выдачи товарных нефтепродуктов. Их общая длина составляет 3189 метров, при этом:

диаметром 100 мм - 70 м;

диаметром 150 мм - 691 м;

диаметром 200 мм - 12 м.

Таким образом, исследование и оценка инженерно-строительных особенностей объекта, показывает, что основные требования пожарной безопасности для строительной части выполнены, и исследуемый объект соответствует техническим нормативным правовым актам в области обеспечения пожарной безопасности. Дополнительных мероприятий по повышению уровня пожарной защиты не предусматриваем.

Глава 3. Анализ пожарной опасности технологического процесса

3.1 Схема технологического процесса

Как уже было отмечено, резервуарный парк нефтебазы состоит из групп хранения светлых нефтепродуктов и моторных масел. Всего в эксплуатации 9 резервуаров, общим объемом 9400 м3.

Резервуарный парк состоит из группы хранения светлых нефтепродуктов:

РВС 3000 м3 - 1шт;

РВС 2000 м3 - 1шт;

РВС 1000 м3 - 2шт;

РВС 700 м3 - 2шт;

РВС 400 м3 - 2шт;

РВС 200 м3 - 1шт;

Поступление товарных нефтепродуктов в резервуары осуществляется от насосной станции до коллектора управления задвижками трубопроводом диаметром 100 ? 150 мм, от коллектора управления задвижками до РВС, трубопроводом диаметром 100 ? 150 мм. На крышах резервуаров установлены дыхательные клапаны НДКМ и предохранительные клапаны КПГ.

В непосредственной близости от парка находятся три заклубленных пожарных водоема емкостью 2 шт. по 300 м3, и 1 шт. - 50 м3.

Группа моторных масел:

РГС 80 м3 - 1шт;

РГС 73 м3 - 1шт;

РГС 70 м3 - 4шт;

РГС 50 м3 - 3шт.

Заполнение всех резервуаров производится из ж/д цистерн через насосную станцию. Резервуарный парк оснащен системой технологических трубопроводов, отсекающими задвижками, необходимой арматурой и оснасткой. Обвалование группы РВС для хранения светлых нефтепродуктов вмещает в себя емкость разлива при одновременном разрушении двух резервуаров.

Железнодорожная эстакада слива - налива нефтепродуктов предназначена для опорожнения и заправки ж/д цистерн нефтепродуктами.

Эстакада расположена непосредственно на тупике, на расстоянии 115 метров от стационарной насосной станции перекачки нефтепродуктов и включает в себя железнодорожную эстакаду слива - налива на три стояка общей длиной 72 метра и высотой 5 метров, а также 8 сливо - наливных устройств УСН - 175. Для перекачки бензинов и дизельного топлива используются насосы нефтяные центробежные типа СРК-СМК 150х400 и один поршневой ЭНП-100. Условиями эксплуатации эстакады предусмотрено одновременное опорожнение пяти ж/д цистерн. Эстакада двусторонняя. Управление операцией слива производится непосредственной из операторной, расположенной в здании насосной.

Запуск в работу насосных агрегатов осуществляется в ручном режиме только после запуска приточно-вытяжной вентиляции. В помещении насосной установлены кнопки аварийного отключения насосных агрегатов.

В случае разгерметизации ж/д цистерны и последующего разлива нефтепродукта, по трассе продуктопровода имеется аварийная дренажная емкость объемом 63 м3.

Обобщенная технологическая схема операции слива нефтепродуктов из ж/д цистерн приведена на рисунке 3.1.

Продукты поступают на железнодорожную сливную эстакаду 1 в железнодорожных цистернах 2, сливаются из них с помощью приборов для нижнего 3 или верхнего 3 слива в коллектор 4, откуда откачиваются насосом 5 и направляются на хранение в резервуары 7 или на автомобильную эстакаду 9, оборудованную приборами для верхнего налива автомобильных цистерн 8. Коллектор оборудован дыхательной линией (вантузом), установленной в его торце и защищенной кассетным огнепреградителем.

Рисунок 3.1 - Принципиальная схема резервуарного парка:

1 - железнодорожная сливная эстакада; 2 - ж/д цистерна; 3, 3 '- приборы для нижнего и верхнего слива нефтепродуктов; 4 - коллектор; 5- насос; 6 - коренные задвижки; 7 - резервуар; 8 - стояк для налива нефтепродуктов; 9 - автомобильная наливная эстакада

Эстакада для налива автоцистерн предназначена для налива светлых нефтепродуктов в автоцистерны. Способ налива - сверху. Условиями эксплуатации предусмотрен налив одновременно шести автоцистерн. Для налива используются центробежные насосы типа АСВН-80А. Площадка, на которой расположена эстакада для налива автоцистерн размером 30 Ч 20 м, имеет твердое покрытие и обеспечивает беспрепятственный сток разлитого нефтепродукта в специальный сборник (ловушку) объемом 60 м3, а дождевых стоков - в канализацию. Наливные устройства имеют номера, соответствующие технологической схеме, а также наименование сорта нефтепродукта, проходящего через это устройство. На площадках установлены знаки дорожного движения и пожарной безопасности. Скорость движения не должна превышать 5 км/час. Автоцистерны, предназначенные для перевозки легковоспламеняющихся нефтепродуктов, должны быть оборудованы заземляющими устройствами для присоединения к контуру заземления наливной эстакады, то есть включение насосов для перекачки нефтепродуктов невозможно без заземления автоцистерн. На территории наливной эстакады в качестве первичных средств пожаротушения применены 2 порошковых передвижных огнетушителя по 100 л каждый. Кроме этого автоцистерны должны быть снабжены двумя огнетушителями, кошмой, песочницей с сухим песком и лопатой и иметь информационные таблицы системы информации об опасности (СИО).

Обобщенная технологическая схема операции налива нефтепродуктов в автомобильную цистерну приведена на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 ? Обобщенная технологическая схема операции налива нефтепродуктов в автомобильную цистерну:

1 ? резервуар с нефтепродуктом; 2 ? ручной отсечной клапан; 3 ? автоцистерна; 4 ? площадка наливной эстакады

Отпуск светлых нефтепродуктов в автоцистерны производится из РВС (резервуар вертикальный, стальной) через автомобильную наливную эстакаду по следующей схеме. Автоцистерна, заехав на площадку наливной эстакады, становится под необходимый стояк налива (бензин А-80, Аи-92, Аи-95, дизельное топливо).

Заглушив двигатель, автоцистерна цепляется к контуру заземления эстакады (в случае если не будет произведено заземление, сработает клапан - отсекатель, перекрывающий подачу нефтепродукта). Затем Оператор открывает необходимые задвижки (вручную) и нефтепродукт самотеком поступает в автоцистерну. Управление и контроль за наливом нефтепродукта осуществляет оператор. На случай пролива, разлива нефтепродукта, площадка эстакады по периметру имеет бортик высотой 0,2 м, а также углубленную емкость «ловушку» для сбора разлившихся нефтепродуктов. Во всей операции по наливу автоцистерны нефтепродуктом участвуют 2 человека.

3.2 Анализ пожарной опасности применяемых веществ и материалов

Во всех технологических блоках объекта обращаются опасные вещества - дизельное топливо (табл. 3.1), бензин (табл. 3.2) [11,12] и моторные масла [13].

В различный период в резервуарах могут находится различные типы нефтепродуктов в зависимости от времени года и государственного заказа.

Масла представляют собой нефтяные масла селективной очистки с присадками, улучшающими эксплуатационные свойства. Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, в пределах 190 ? 207оC. Температура самовоспламенения 340оC. Температурные пределы воспламенения: верхний 193 ? 225оC, нижний 154 ? 187оC.

Наиболее часто в технологическом процессе обращается бензин Аи-80.

Бензин Аи-80, легковоспламеняющаяся бесцветная жидкость, представляющая собой смесь легких углеводородов. Бензин при горении прогреваются в глубину. Скорость нарастания прогретого слоя 0,7 м/ч; температура прогретого слоя 80-100оС; температура пламени 1200оС. Химическая формула С6,99Н19,1; молекулярная масса 97,2; константы уравнения Антуана: А=4,19500, В=682,876, С=222,066; плотность примерно равно 715 кг/м3; теплота сгорания 44239,0 кДж/кг; температура вспышки -35 оС; температура самовоспламенения 375оС; температурные пределы распространения пламени: нижний -35оС, верхний +17оС; концентрационные пределы распространения пламени: нижний 1,08 % (об.), верхний 5,16 % (об.); нормальная скорость распространения пламени 0,45 м/с [11,12].

Таблица 3.1. - Пожароопасные характеристики дизельного топлива

Параметры

А, ГОСТ 305-82

АВТ

Л, ГОСТ 305- 82

ДА (арктич.)

ДЗ, ГОСТ

4749-73

ДЛ, ГОСТ

4749-73

ДС, ГОСТ

4749- 73

ДТ-1

ДТ-2

З, ГОСТ

305-82

Мол.

-

-

203,6

-

-

-

-

-

-

172,3

масса

Плотность,

кг/м3

788

866

824

847

815

841

832

916,8

921

804

Т.кип., °С

150-

322

?

246

?

185-

348

198-

356

?

?

?

209

Группа

горючести

ЛВЖ

ГЖ

ГЖ

ГЖ

ЛВЖ

ГЖ

ГЖ

ГЖ

ГЖ

ЛВЖ

Т. вспышки, °С

37

75

65

64

59

65

92

ПО

ПО

48

Т. воспл., °С

-

-

-

-

-

-

112

-

-

-

Т. само- воспл., °С

333

260

210

330

237

225

231

370

350

225

Нижи, конц. пр. распр.пл., % об.

0,5

0,6

Темп. пр. распр. пл., °С:

нижний

35

-

58

57

54

64

76

99

91

43

верхний

75

-

108

105

98

116

146

137

155

92

Таблица 3.2. - Пожароопасные характеристики бензина

Марка бензина

Плотн.,

кг/м3

Т.всп.,

°С

Т.само

воспл.,

°С

Конц. пр. распр. пл., % об.

Темп. пр. распр. пл., °С

Миним. энергия заж., мДж

БЭМЗ,

мм

Норм. скор, распр. пл.. м/с

Авиационный

91/115

729,5

-38

435

-

-38...5

0,41

-

-

Авиационный

95/130

этилированный

736,2

-37

380

0,98 - 5,48

-37...-10

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены