Разработка технических решений обеспечивающих пожарную безопасность технологического процесса резервуарного парка

Несмотря на сложный экономический период развития нашей страны, темпы развития в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслях, как важной части топливно-энергетического комплекса, продолжают расти.

Любая отрасль промышленности не может обойтись без топлива. Для бесперебойного обеспечения работы автотранспорта, сельскохозяйственной техники, производственных предприятий, объектов электро, теплообеспечения создана разветвленная сеть нефтеперерабатывающих заводов и комбинатов с различными типами складов: сырьевыми, товарными, промежуточными, целевыми, готовой продукции.

Резервуарные парки являются одними из основных сооружений складов нефти и нефтепродуктов. Увеличение объема добычи и переработки нефти вызывает увеличение объемов резервуарных парков.

Общее состояние резервуарных парков характеризуется повышением объема и номенклатуры хранимых нефтепродуктов, а также единичной вместимости резервуаров. В связи с этим пожарная опасность данных объектов обуславливается тем, что на сравнительно небольших площадях сосредотачивается значительное количество пожароопасных жидкостей, исчисляемое порой сотнями тысяч тонн.

Несмотря на осуществление обширного комплекса мероприятий по обеспечению пожарной безопасности резервуарных парков в них происходят пожары как у нас в стране, так и за рубежом. Этот факт свидетельствует о том, что проблема пожарной защиты данных объектов требует дальнейшего усовершенствования.

Наряду с проблемой снижения пожарной опасности резервуарных парков, не менее актуальна проблема защиты окружающей среды от испарения нефтепродуктов. Меры борьбы с потерей углеводородов от испарений, используемые в отечественной практике не являются совершенными, поскольку лишь уменьшают потери, но не ликвидируют их.

Решение проблемы снижения пожарной опасности резервуарных парков и защиты окружающей среды возможно при внедрении современных методов, исключающих или ограничивающих при хранении потери от испарения нефтепродуктов и образование взрывоопасных концентраций.

Устойчивое удовлетворение растущих потребностей в различных видах топлива и энергии требует улучшения структуры топливно-энергетического баланса, широкого использования возобновляемых источников энергии, последовательного проведения во всех отраслях хозяйствования активной и целенаправленной работы по экономии топливно-энергетических ресурсов, в том числе и обеспечения пожарной безопасности при их добыче, переработке, транспортировке и хранении, на что неоднократно указывал в своих выступлениях Президент Российской Федерации В.В. Путин. Поэтому тема дипломной работы является актуальной.

Целью настоящей работы является: расчетным способом определить и обосновать наиболее экономичный и взрывопожароопасный способ хранения нефти и нефтепродуктов; по результатам расчетов сделать выводы и дать рекомендации по уменьшению потерь от испарения, при выполнении которых снизится возможность образования взрывоопасных концентраций и уменьшится экономический ущерб причиняемый атмосфере.

1 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННО- ХОЗЯЙСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ

1.1 Краткая характеристика производственной деятельности предприятия

Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть» - структурное подразделение открытого акционерного общества «Татнефть».

Трест по добыче нефти и газа «Альметьевнефть» образован 1 октября 1952 года на базе нефтепромысла «Миннибаево» треста «Бугульманефть»
ПО «Татнефть». В 1954 году он был преобразован в нефтепромысловое управление, в 1970 году — в НГДУ «Альметьевнефть».

На 1 января 2014 года НГДУ «Альметьевнефть» добыто 600,5 миллионов тонн нефти.

Сегодня в состав управления входят:

-6 цехов по добыче нефти и газа;

-2 цеха комплексной подготовки и перекачки нефти;

-цех по приему и сдаче нефти;

-цех поддержания пластового давления;

-10 цехов вспомогательного производства;

-жилищно-коммунальное хозяйство.

Управление «Альметьевнефть» располагает спортивно-оздоровительным цехом, в его ведении находятся оздоровительный лагерь «Юность», база рыбака «Кама».

В НГДУ «Альметьевнефть» ведется активная работа по охране окружающей среды. В настоящее время в эксплуатации находятся 105 нефтеловушек и 5 боновых заграждений, контролем качества воды охвачено 36 открытых водоемов и 147 родников.

Предприятие является хозяйствующим субъектом, обладающим правом заключать сделки и иные действия от имени ОАО "Татнефть". На основании доверенности ОАО "Татнефть" №59/16-01, имеет самостоятельный баланс, расчетный и иные счета в учреждениях банков, печати и штампы со своим наименованием, фирменные бланки.

Основной целью деятельностью НГДУ "Альметьевнефть" является получение прибыли. Основными видами деятельности НГДУ "Альметьевнефть" являются: добыча нефти и газа; подготовка и перекачка нефти; ввод из бурения и освоение скважин; ремонт и обслуживание наземного нефтепромыслового оборудования; выполнение технологических процессов по повышению нефтеотдачи пластов и обработка при забойной зоны скважин. Производственный процесс в добыче нефти и газа представляет собой совокупность основных и вспомогательных процессов труда, технологических и естественных процессов, связанных с извлечением нефти и газа на дневную поверхность и их первичной подготовкой. К основным относят процессы, непосредственно направленные на производство характерной для данного предприятия продукции - собственно добыча нефти и газа. Цель вспомогательных процессов - создание нормальных условий для основных процессов, и исследование скважин и контроль за ходом их эксплуатации, содержание и ремонт средств производства, материально-техническое снабжение и т.д.

НГДУ «Альметьевнефть» разрабатывает центральную и северо-западную части Ромашкинского месторождения. Объекты разработки — 4 площади терригенного девона (Миннибаевская, Альметьевская, Северо-Альметьевская, Березовская), залежи терригенных и карбонатных отложений карбона.

Введены в разработку промышленно-нефтеносные объекты терригенных отложений девона, бобриковского горизонта и карбонатные коллекторы турнейского яруса карбона Бухарского месторождения.

На территории деятельности предприятия находится 39 населенных пунктов, в том числе и центр татарстанской нефтегазодобычи – город Альметьевск, что накладывает на НГДУ особую ответственность.

Основное направление природоохранной деятельности – охрана атмосферного воздуха. Использование УЛФ (установок улавливания легких фракций) помогает значительно уменьшить выбросы в атмосферу в промышленной зоне и на прилегающей территории.

Анализы атмосферного воздуха в населенных пунктах, находящихся на территории НГДУ «Альметьевнефть», осуществляет санитарно-промышленная лаборатория управления «Татнефтегазпереработка». Кропотливая работа нефтяников дает свои результаты: превышения содержания вредных веществ в регионе присутствия предприятия за последние годы не наблюдается.

Отдельное и крайне важное направление в экологической деятельности НГДУ «Альметьевнефть» — охрана и рациональное использование водных ресурсов.

Известно, что состояние поверхностных и подземных вод — это своеобразный индикатор «здоровья» природной среды. Территория хозяйственной деятельности НГДУ расположена в бассейне трех рек: Степной Зай, Лесной Зай и Кичуй. Все они удовлетворяют требованиям экологов, более того - являются территориями промыслового рыболовства. Всего под лабораторно-аналитическим контролем гидрохимического состава природных источников находятся 36 рек и ручьев, полторы сотни родников, колодцев, артезианских скважин Татарстана. Сохранение их в первозданном виде стало возможным после установки специальных сооружений - нефтеловушек, боновых заграждений.

Для оперативного определения содержания солей в водоемах управление «Альметьевнефть» с 1985 года использует систему телеконтроля на реках с выводом ее показаний на диспетчерский пункт. Это позволяет круглосуточно вести контроль состояния водных артерий, при случае оперативно выявлять источники загрязнения и принимать меры для их устранения. Система успешно действует на 19 реках, где установлены 23 датчика. Эффективная работа солемеров поддерживается благодаря постоянному контролю их работы.

На территории деятельности НГДУ всего 147 родников, 78 из них обустроено. Образцами созидательной деятельности нефтяников можно назвать каскад родников «Тегермэн шарлавыгы» («Мельничный водопад»), «Святой ключ», «Шамсынур», «Уразмет» и другие уникальные объекты ландшафтного дизайна.

С 1995 года в ОАО «Татнефть» проводится конкурс «За поддержание эстетического состояния обустроенных родников и улучшение качества воды». И одним из самых частых победителей в этом конкурсе было и остается НГДУ «Альметьевнефть».

Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть» является градообразующим предприятием, основным заказчиком строительства жилья и объектов социально-культурной сферы города и района.

Силами «Альметьевнефти» за период с 1985 года построены жилые дома общей площадью 312 тысяч м², школы на 3344 учащихся, детские сады на 710 мест, татарская гимназия на 770 человек, Мусульманский культурно-просветительский центр, мечеть в Нижней Мактаме, храм Казанской иконы Божьей Матери и ряд других объектов социального назначения.
В компании «Татнефть» реализуется программа строительства жилья по государственному ипотечному кредитованию, и НГДУ «Альметьевнефть» назначено единым исполнительным заказчиком по юго-востоку республики. В городах нефтяного региона строятся 14 жилых домов общей площадью 95 тысяч м²(1369 квартир).

1.2 Характеристика организационной структуры предприятия

Управление условно подразделяется на две части, управляющую и управляемую, которые связаны между собой потоками информации и команд.

Управляющая система - это аппарат управления, состоящий из руководителя предприятием, его заместителей - ведущих специалистов (главный инженер, заместитель по общим вопросам, заместитель по экономике, главный геолог, главный бухгалтер) и функциональных отделов (планово-экономический, геологический, отдел бухгалтерского учета, технологический, отдел труда, кадров, МТС, ПСБ, ЦИТС, служба главного энергетика, служба безопасности).

В их функции входит: общее управление производством, ведение бухгалтерского учета, соблюдение технологической и административной дисциплины на предприятии, решение социально-бытовых проблем работающих.

Управляемая система состоит из основного и вспомогательного производства.

К основному относятся: ЦДНГ-1, ЦДНГ-2, ЦДНГ-3, ЦДНГ-4, ЦДНГ-5, ЦДНГ-6 (цех по добыче нефти и газа). Главной задачей и предметом деятельности основных цехов является добыча нефти и газа. Также основными цехами считаются:

ЦКППН (цех комплексной подготовки и перекачки нефти): подготовка нефти по товарной кондиции, выработка широкой фракции, легких углеводородов - сырья для нефтехимии.

ЦПСН – цех приема сдачи нефти

ЦППД - цех поддерживания пластового давления в разрабатываемых пластах, позволяющее выполнять нормы отбора нефти; основные направления деятельности - выполнение объема закачки, снижение порывов на трубопроводах сточной воды.

Вспомогательное производство состоит:

ЦПРС (цех по подземному ремонту скважин). Ввод из бурения и освоение скважин под закачку, улучшение режима эксплуатации скважин, замена неисправного глубинно-насосного оборудования.

ПРЦЭиЭ и ТЭЦ (прокатно-ремонтный цех эксплуатации и электроснабжения и тепло-энергетический цех): энерго и тепло обеспечение нефтепромысловых объектов.

ЦАП (цех автоматизации производства): обеспечивает надежную работу средств автоматизации и телемеханизации добывающих цехов.

ЦАКЗО (цех антикоррозийной обработки): обеспечивает технический контроль за качеством строительства трубопроводов и нефтепроводов, обследования коррозийного состояния и причин порывов нефтепромыслового оборудования, установка протекторной защиты, закачка ингибиторов коррозии.

Обслуживающее хозяйство включает:

ЖКХ, основной задачей которого является содержание в надлежащем порядке жилых, культурно-бытовых зданий, помещение и территорий.

СОЦ, (социально-оздоровительный цех): ведет спортивно-оздоровительные работы (бассейн, спортивные секции, сауна, базы отдыха).

1.3 Краткая характеристика резервуарного парка

нефть

Резервуарный парк входит в состав цеха приема сдачи нефти (ЦПСН) ПСП «Альметьевск» предназначенного для приема нефти от НГДУ «Альметьевнефть», НГДУ « Нурлатнефть», НГДУ «Ямашнефть», НГДУ «Лениногорскнефть», НГДУ «Елховнефть», НГДУ « Джалильнефть» через СИКН №207,213,218,221,217,208,222,219 по трем подводящим нефтепроводам.

Проектная мощность ПСП «Альметьевск»:

- по нефти – 32 тыс. тонн в сутки (12 млн. тонн в год);

Цех ПСН предназначен для:

-приема сдачи товарной нефти

Режим работы ЦПСН нефтегазодобывающего управления «Альметьевнефть» – круглосуточный, без выходных и праздничных дней.

Режим работы технологического персонала - 2-х сменный. Продолжительность рабочей смены - 12 часов.

Резервуарный парк состоит из 2 РВС-5000 для товарной нефти. Вокруг резервуарного парка имеется кольцевая дорога с твердым покрытием.

Технологический процесс подготовки и транспорта нефти связан с высокими давлениями (до 4,8МПа) и температурами (до 50°С). В связи с тем, что пары нефти и углеводородные газы могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси, объекты ЦПСН являются взрывопожароопасными.

Зима длится 6-7 месяцев в году – с октября по апрель месяц. Продолжительная зима способствует накоплению снега. Глубина промерзания почвы находится в тесной зависимости от механического состава, степени влажности, а также от высоты и плотности снежного покрова. Весна короткая, с быстрым повышением температуры воздуха в апреле. Лето сравнительно короткое с жаркими и сухими периодами, которые благоприятствуют возникновению пожаров.

- Среднемесячная температура января -25°С.

- Среднемесячная температура июля +21,7°С.

- Абсолютный максимум температуры воздуха +40°С.

- Абсолютный минимум температуры воздуха -40°С.

Преобладающее направление ветра: декабрь, февраль – юго-западный, июнь-август – юго - восточный.

В состав ПСП «Альметьевск» на данный момент времени входят следующие объекты:

- коммерческий узел учета нефти СИКН №224 (СИКН - система измерения качества нефти);

- узел контроля качества нефти (УККН) МЦПС (МЦПС - Миннибаевский цех приема сдачи);

- узел контроля качества нефти (УККН) НГДУ «Джалильнефть»;

- узел контроля качества нефти (УККН) НГДУ «Лениногорск»;

- операторная, испытательная лаборатория;

- концевой делитель фаз;

- резервуары РВС-5000 м³– 2 шт.;

- установка улавливания легких фракций (УУЛФ) Q= 16-17 м³/час;

- площадка с насосами ЦНС 300х180 – 2 шт.;

- предохранительные клапана СППК 4Р 150х40 – 5 шт.;

- подземные емкости:

а) для сбора утечек от насосов (V=16 м³)- 1 шт.;

б) конденсата от УУЛФ (V=25 м³) – 1 шт.;

в) дренажной воды (V=25 м³) – 2 шт.;

г) для нефти, дренируемой с УККН НГДУ «ДН», «ЛН» и МЦПС (V=12,5 м³) – 1 шт.;

д) для учтенной и неучтенной нефти (V=12,5 м³) – 2 шт;

- котельная;

- склад для хранения химреагентов;

- склад для хранения пенообразователя;

- контрольно- пропускной пункт;

- здание обслуживающего персонала;

- административно- бытовой корпус.

Резервуары РВС- 5000 №1, 2, предназначены для:

- приема некондиционной нефти из подводящих нефтепроводов;

- отстоя нефти;

-приема конденсата с УУЛФ;

-приема дренажной воды с КДФ;

-приема нефти с СППК при срабатывании;

- приема нефти с емкости для приема утечек (ЕСУ) от насосов;

- прием нефти с емкости неучтенной нефти (Е-1).

Резервуары, находящихся в резервуарном парке имеет обвалование в зависимости от емкости резервуаров.

Резервуары объемом по 5 тыс. м³, имеют общую площадь обвалования 10132 м² (по S_oбв 1^го р-ра = 5066 м²), высота Н_обв = 3 м, толщина В_{обв. верх} = 1 м и В_обв. _ниж=3 м. Днища резервуаров плоские стальные.

Резервуары вертикальные стальные (РВС) предназначены для приема, хранения, выдачи нефтепродуктов, воды, а также других жидкостей, в различных климатических условиях.

Резервуар состоит из цилиндрического корпуса, плоского днища и стационарной крыши.

Техническая характеристика РВС-5000

- номинальный объем, м³ 5000

- внутренний диаметр, мм 22795

- высота стенки, мм 6920

- полезная емкость, м³ 4857

- материал резервуара, сталь

- количество поясов, шт 8:

- толщина поясов от 6 мм (вверху) до 12 мм (внизу)

- длина окружности, м 71,6

- площадь зеркала резервуара, м² 343,5

- скорость опорожнения, м³/ч 2000

Резервуар оборудован стальной стационарной лестницей, по которой можно выйти на рабочую площадку, к смотровому люку, а также на крышу для осмотра оборудования. Имеется система охлаждения. Конструктивные элементы резервуара со стационарной крышей показаны на рисунке 1.3.

Резервуар вертикальный РВС-10000

Рис. 1.3 Резервуар вертикальный стальной (РВС)

По данному разделу можно сделать следующий вывод. Наибольшее количество пожаров происходит на распределительных нефтебазах при очистке и ремонте на наземных резервуарах со стационарной крышей, с хранимым веществом - нефть Чаще всего причиной становится: самовозгорание пирофорных отложений, огневые работы, неосторожное обращение с огнём, поджог. Обобщая выше изложенное можно сказать, что человеческий фактор играет ведущую роль в появлении источников возгорания.

2 СОСТОЯНИЕ ПРОТИВОПОЖАРНОЙ ЗАЩИТЫ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА ПСП «Альметьевск»

2.1 Стационарные системы тушения и охлаждения

В резервуарном парке ПСП «Альметьевск» резервуары оборудованы системой охлаждения.

Стационарная установка охлаждения резервуаров состоит из горизонтального кольца орошения (оросительного трубопровода с устройством для распределения воды - перфорации) и подходящего к кольцу сухого стояка.

Кольцо орошения размещено в верхнем поясе стенок резервуара и поделено на четыре равных части. Диаметр (внутренний) кольца орошения 80 мм, отверстия в кольце орошения диаметром 5 мм, расстояние между отверстиями от 315 до 335 мм (расстояние зависит от диаметра резервуара), отверстия расположены по направлению к стенке резервуара под углом.

К каждой четверти кольца орошения подходит сухой стояк диаметром 80 мм, соединенный горизонтальным водопроводом (проложенным под землей на глубине h=l,5 м) с наружным противопожарным водопроводом резервуарного парка, через задвижку с ручным приводом для обеспечения подачи воды при пожаре.

Кольцо орошения и сухие стояки, подходящие к нему, выполнены из стальной электросварной трубы (сталь-3, 89/3 ГОСТ 3262). Конструктивные элементы установки охлаждения показаны на рис.3.1.

Так же РВС-5000 оснащены устройством подслойного пенотушения.

Рис. 2.1 Конструктивные элементы установки охлаждения резервуара:

1.Противопожарный водопровод; 2.Стояк (d_СТ = 80 мм); 3.Кольцо орошения (d_К= 80 мм) с орошающими отверстиями (d_ОТВ = 5 мм); 4.Резервуар; 5.Ручная задвижка (РУ).

2.2 Характеристика наружного водоснабжения ПСП «Альметьевск» и его резервуарного парка

На территории ПСП «Альметьевск» проложен кольцевой хозяйственно-питьевой - противопожарный водопровод низкого давления диаметром от 200 до 500 мм, общей протяженностью 0,753 км, на котором оборудовано 3 пожарных гидранта.

Максимальное расстояние между пожарными гидрантами - 100 м. В обычном режиме напор в водопроводе 20 метров с водоотдачей от 90 до 400 л/с.

РВС-5000 оборудованы стационарной системой орошения, состоящей из двух полуколец с трубой диаметром 100 мм. Водоотдача колец орошения составляет 64 л/с. Запитана система орошения от пожарного водовода. Узлы управления кольцами орошения находятся напротив каждого резервуара РВС-5000.

По территории цеха проложены сети растворопровода пенообразователя на котором установлены 2 пенных пожарных гидрантов, расположенных вокруг резервуарного парка ПСП. Стационарной системой пенотушения защищены РВС-5000 м³ № 1,2; блок-насосных по перекачке нефти ЦНС-1, 2.

Сети растворопровода запитываются от насосной пенного тушения, в которой установлены два насоса марки Д 320/70. Суммарный расход насосов составляет 178 л/с, а максимально создаваемое давление 1,2 МПа (12 атм.) Раствор пенообразователя на прием в насосы-повысители поступает по трубопроводам диаметром 150 мм из двух горизонтально стоящих резервуаров ёмкостью по 100 м³ каждый. Для постоянного перемешивания раствора пенообразователя в РГС-100 м³ в насосной пенотушения установлены два электронасоса для осуществления циркуляции 6 % раствора пенообразователя.

Для проверки качества раствора пенообразователя из насосной пенотушения выходят два патрубка (от каждого насоса по одному), диаметром 80 мм, к которым подключаются ГПС-600. Общий запас пенообразователя на объекте составляет 200 м³ (6 % раствора ПО-6К).

Побудительная система срабатывает от датчиков ТРВ-2 расположенных на крышах РВС-5000 м³, в блоках насосных перекачки нефти и химического реагента. Сигнал выводится на пульт операторной ПСП.

Запуск насосов-повысителей можно производить как из операторной ПСП, так и из насосной пенного тушения (дистанционно с помощью электрозадвижек).

Подача пены в РВС-5000 м³ производится путем открывания задвижек, расположенных в блоках управления задвижками. БУЗ находится напротив группы РВС-5000 м³. Подача пены в блоки насосных по перекачке нефти производится путем открывания (вручную) задвижек, расположенных с правой стороны установок. На РВС-5000 м³ установлены – по 2 ГПСС-2000, а в нефтенасосной и химического реагента – 1 ГПС-600 в блоке.

2.3 Статистика пожаров

Статистика свидетельствует, что в системе Транснефти произошло пожаров: на насосных нефтепроводов – 10%, на нефтепромыслах - 14 %, на НПЗ - 27,7 %, а на распределительных нефтебазах зафиксирована наибольшая доля пожаров - 48,3 % (Рис. 2.3.1).

На наземных резервуарах произошло 93,3 % пожаров и аварий из общего их числа. По виду хранимых продуктов эти пожары распределились следующим образом: 32,4 % - на резервуарах с сырой нефтью; 53,8 % - на резервуарах с бензином; и 13,8 % - на резервуарах с другими видами нефтепродуктов (мазут, керосин, дизельное топливо, масло и др.).

Пожары происходили, в основном (22 случая), на действующих резервуарах типа РВС, из них в 19 случаях (81,5 %) пожар возникал в резервуарах с бензином и сырой нефтью.

Установлено, что основными источниками возгорания, от которых возникали пожары, являются: огневые и ремонтные работы (23,5 %), искры электроустановок (14,7 %), проявления атмосферного электричества (9,2 %), разряды статистического электричества (9,7 %), большая часть всех пожаров на резервуарах (45,9%) произошла от самовозгорания пирофорных отложений, неосторожного обращения с огнем, поджогов и других источников возгорания (таб 2.3.1). Доля пожаров от перечисленных источников возгорания, существенно различается по отраслям промышленности.

Рис 2.3.1 Места возникновения пожаров

1. Распределительные нефтебазы 48,3 %

2. Нефтеперерабатывающие заводы 27,7 %

3. Нефтепромыслы 14 %

4. Насосные станции нефтепроводов 10%

За исследованный период средняя частота возникновения пожаров и возгораний в год составляет: на распределительных нефтебазах - 5,75; в резервуарных парках НПЗ - 3,3; на промыслах - 1,65; на нефтепроводах - 1,2. Средняя частота пожаров по всем объектам и отраслям нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности составили 13 пожаров в год.

Таблица 2.3.1-

Источники инициирования взрывоопасных смесей в резервуарных парках

Источник	Распределение, %
Источники возгорания при подготовке и проведении ремонтных работ на резервуарах	23,5
Атмосферное электричество	9,2
Статическое электричество	9,7
Неисправность электрооборудования	11,7
Другие источники (поджог, самовозгорание, фракционные искры, открытое пламя и т.д.)	45,9

Данные об известных авариях в предприятиях группы компаний «Татнефть», связанные с развитием пожара приведены в таблице 2.3.2

Таблица 2.3.2-

Аварии, связанные с развитием пожара

Дата	Вид аварии	Предприятие
19.04.09 год	пожар	НГДУ «Лениногорскнефть»
14.04.10 год	пожар	НГДУ «Елховнефть»
10.12.11год	пожар	НГДУ «Альметьевнефть»
2012 год	пожар	Пожаров допущено не было
2013 год	пожар	ООО «УК « Татнефть- Энергосервис»

Из установленных непосредственных источников возгорания наиболее распространенный, огневые работы - 23 % (почти каждый третий пожар). Неосторожное обращение с огнем, допущенное при ремонте резервуаров, электрические и механические искры или горячие выхлопы глушителя автомобиля при очистке резервуара через нижний люк стали причиной 11,8 % пожаров. В целом при очистке и ремонте резервуаров произошло 37,6 % пожаров. Необходимо отметить, что 18 % пожаров на резервуарах возникли от самовозгорания пирофорных отложений, причем 64 % пожаров, происшедших по этой причине, отмечено на объектах добычи нефти и 36 % - в резервуарных парках на нефтеперерабатывающих заводах.

Примечательно, что 65 % пожаров, происходит в весенне-летний период и основными источниками возгорания (не считая огневые и ремонтные работы) являются разряды атмосферного электричества (22,2 %), а также огневые технологические установки (16,5 %). Здесь надо отметить, что в первом случае (разряды атмосферного электричества) возгорались резервуары только на насосных станциях нефтепродуктов, что говорит о ненадежности существующей молниезащиты и необходимости ее усовершенствования на данных объектах.

Огневые технологические установки, как источник возгорания, проявлялись только на нефтепромысловых объектах.

Пожары, происходящие в резервуарах с ЛВЖ, как правило, начинаются с взрыва, что приводит к выводу из строя автоматических установок пожаротушения. В этом случае, тушение пожаров требует больших расходов воды для защиты горящего и соседних резервуаров, большого количества личного состава и техники. Эти пожары труднотушимы, носят затяжной характер, приводят к значительным материальным ущербам, сопровождаются сильными тепловыми потоками, распространяющимися на большие расстояния, осложняют работу пожарных и являются причинами возникновения массовых пожаров в резервуарных парках.

3 АНАЛИЗ ПОЖАРНОЙ ОПАСНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ

ХРАНЕНИЯ И ПЕРЕКАЧКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Пожарная опасность технологического процесса определяется:

- пожароопасными свойствами веществ, находящихся в обращении и их количеством;

- возможностью образования горючих концентраций в резервуарах, в насосных и на территории резервуарного парка;

- опасностью повреждений резервуаров и коммуникаций;

- возможностью появления источников зажигания;

- путями распространения пожара.

Рассмотрим основные из этих факторов.

3.1 Оценка пожаровзрывоопасных свойств нефти и нефтепродуктов

Все жидкости, поступающие в резервуарный парк объекта (будь то сырье или продукция) являются ЛВЖ или ГЖ.

Нефть – легковоспламеняющаяся жидкость, представляющая собой смесь углеводородов с различными соединениями (сернистыми, азотистыми, кислородными). Плотность 730-1040 кг/м³, начало кипения обычно около 20^оС; теплота сгорания 43514-46024 кДж/кг. В воде практически не растворяется. Сырые нефти способны при горении прогреваться в глубину, образуя все возрастающий гомотермический слой. Скорость выгорания 18,7-25,2 см/час; скорость нарастания прогретого слоя 25-36 см/час; температура прогретого слоя 130-160^оС; температура пламени 1100^оС.

Основные химические элементы, входящие в состав нефти – углерод (82-87%), водород (11-14%), сера (0,1-7%), азот (0,001-1,8%), кислород (0,05-1,0%). В незначительных количествах нефти содержат галогены, металлы. Основным компонентом нефти являются углеводороды – алканы, циклопарафины, ароматические углеводороды. Соотношение между группами углеводородов придает нефти различные свойства и оказывает большое влияние на выбор метода переработки и получаемых продуктов.

Показатели взрывопожароопасности нефтепродуктов, хранящихся в резервуарном парке, сведены в таблицу 3.2.1, 3.2.2 .

3.2 Возможность образования взрывоопасных концентраций

внутри технологического оборудования

Пожароопасные концентрации внутри технологического оборудования могут образовываться при условии, что:

- имеется паровоздушное пространство;

- рабочая температура жидкости находится между нижним и верхним пределами воспламенения с учетом коэффициента безопасности ∆t=10°C.

t_нтп-∆t < t_p < t_втп+∆t;

где: t_нтп и t_втп - нижний и верхний температурные пределы воспламенения;

t_p - рабочая температура жидкости.

В аппаратах, как насосы, трубопроводы, работающие полным объемом, взрывоопасные концентрации не образуются из-за отсутствия паровоздушного пространства.

Таблица 3.2.1-

Пожароопасные свойства нефти

Плотность

t_вспш

t _самов.

t _{застыв.}

t _плам.

t _прогр.

_слоя.

Концентрационные пределы воспламенения (по объему).

Давление насыщенных паров при

Т = -38 ^оС

870 кг/м³

35^оС

230^оС

-20 ^оС

1200

^оС

110-150 ^оС

Нижний-2 Верхний-3

314 мм.рт.ст.

Таблица 3.2.2-

Показатели пожароопасности обращающихся веществ

Наименование показателей	Значение
Температура нефти при перекачке	+40⁰ С - +300⁰ С
Температура вспышки нефти	+210⁰ С
Температура самовоспламенения нефти	от +3200⁰ С
Температура кипения нефти	от +400⁰ С
Температура застывания нефти	–380⁰ С
Температура прогретого слоя нефти	+1300 - +1600⁰ С
Температура пламени	+11000⁰ С
Скорость выгорания	12 – 15 см/час
Скорость нарастания прогретого слоя	25 – 40 см/час
Шкала взрывоопасности нефти	-
Безопасная концентрация. Разрешены все виды работ	0-300 мг/м³ (ПДК)
Концентрация опасная для здоровья человека, разрешены только газоопасные работы в СИЗОД изолирующего типа.	300-2100 мг/м³ (ПДВК)
Концентрация взрывоопасная. Выше ПДВК все работы запрещены	2100-42000 мг/м³(НКПР)
Диапазон взрываемости	42000-195000 мг/м³(ВКПР)

3.3 Оценка возможности образования горючих

концентраций вне аппаратов и емкостей

Опасность образования горючей среды около емкостей и резервуаров характерна как для резервуаров резервуарного парка, так и для насосов нефтенасосных.

В резервуарном парке горючие паровоздушные концентрации могут образоваться около резервуаров при их заполнении нефтью (большое дыхание), при повышении температуры окружающей среды (малое дыхание), а также при повреждениях корпуса резервуара, его крыши или трубопроводов и при аварийных переливах резервуаров.

Горючие концентрации паров нефти с воздухом при больших дыханиях могут образовываться сравнительно быстро при повышенных температурах наружного воздуха весной и летом, в результате чего резко возрастает их выброс через дыхательные клапаны резервуаров и емкостей а также интенсивность испарения нефти при ее разливе. Если выбрасываемые пары не будут быстро рассеиваться, то это может привести к образованию взрывоопасной концентрации на большой площади резервуарного парка. Исследованиями установлено, что взрывоопасные зоны максимальных размеров образуются при инверсионном состоянии атмосферы, которое чаще всего создается в период с 7 часов вечера до 7 часов утра. В ночное время и рано утром часто наблюдается почти полное безветрие и даже нисходящие потоки воздуха. Штилевая погода и потоки воздуха, прижимающиеся к поверхности земли, создают благоприятные условия для образования взрывоопасных концентраций, так как пары нефти тяжелее воздуха и над поверхностью земли образуется газовое облако, которое может распространяться на значительные расстояния от места выхода паров.

Пожароопасная загазованность прилегающей территории может возникнуть преимущественно при больших дыханиях, когда происходит мощный выброс паровоздушной смеси в атмосферу при значительной концентрации в ней горючих паров.

Определим расчетом количество горючих паров, выходящих в атмосферу при большом дыхании резервуара РВС-5000 по формуле:

кг/цикл (3.3.1)

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

V₁-V₂ = е ·V_р-ра= 0.9·5000 = 4500 м³

где V_р-_ра - геометрический объем резервуара РВС - 5000;

Р_р - рабочее давление в РВС, Р_р = Р_бар = 1 · 10⁵ Па;

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

φ_s - объемная доля насыщенных паров при t_р, определяем по формуле:

φ_s = P_s/P_раб

где P_s - давление насыщенного пара нефти при t_р = 293К;

Р_раб - рабочее давление системы, у нас Р_раб = Р_бар = 1 · 10⁵ Па

Р_s определяем по уравнению Антуана:

Па (3.3.2)

где - коэффициенты (константы) Антуана, принимаем их равными:

А = 5,07020, В = 682,876, С_а = 222,066

Па

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

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

Подставляя полученные значения в исходную формулу (3.3.1) находим количество выделившихся в атмосферу горючих паров нефти при заполнении РВС- 5000:

кг/ цикл

Полученное количество горючих паров нефти может образовать газовое облако взрывоопасной концентрации вблизи PBC-5000, объем которого можно определить по формуле (3.3.3):

V_взр.=G_б/φ_нппр , (3.3.3)

где G_б = 4286 кг/ цикл – количество горючих паров выходящих из РВС-5000 за один цикл;

φ_нппр - нижний концентрационный предел распространения пламени в кг/м³, определяем по формуле 3.3.4:

φ_нппр = (М · φ_нппр) / V_t , кг/м³ (3.3.4)

где М = 90 кг/кмоль – молекулярная масса;

V_t, м³/кмоль - молярный объем паров нефти при рабочих условиях определяем по формуле:

кг/м³ (3.3.5)

V₀= 22,41 м³/кмоль - молярный объем паров нефти;

Т_р = 293 К - рабочая температура нефти в резервуаре;

Т₀ = 273 К - температура при нормальных физических условиях;

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

Отсюда:

V_t= 22.41·293 / 273 = 24 м³/кмоль;

Тогда:

φ_нппр = 90·0.08 / 24 = 0,03 кг/м³

В итоге объем взрывоопасной зоны около РВС-5000 будет равен:

V_в = 4286/0,03 = 142866 м³

Большую опасность с точки зрения образования горючих паровоздушных концентраций и возникновения пожара представляет нефтенасосная с нефтеперекачивающими насосными агрегатами. Горючие концентрации паров нефти в нефтенасосной могут образоваться как при нормальных условиях эксплуатации - при утечках через сальники насосов и неплотности фланцевых соединений, так и в случаях повреждения насосов и трубопроводов.

Определим объем взрывопожароопасной зоны горючих паров вблизи сальникового уплотнения насоса при выходе их из нормально работающего нефтенасоса.

, м³ (3.3.6)

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

К_б - коэффициент безопасности, примем К_б = 2;

_нппр = 0.03 кг/м³ - нижний концентрационный предел распространения пламени нефти.

Количество паров нефти, которое выделится в помещение нефтенасосной через сальники насоса.

Q = 1,0 кг/ч

Учитывая, что нефтенасосная оборудована торцевым уплотнением вала, принимаем величину потерь через сальники в размере 40% , т.е.

Q = 1,0·40/100 = 0.4 кг/ч

В итоге объем горючей среды - зоны вблизи торцевых уплотнений рабочих насосов с горючей концентрацией паров нефти в помещении нефтенасосной будет равен:

V_взр. = 0.4 · 2 / 0,03 = 27 м³

Таким образом, в помещении насосной в течение одного часа около каждого работающего нефтенасоса может образоваться местная взрывопожароопасная зона паров нефти объемом 27 м³ при условии неработающей вентиляции. Поэтому помещение насосной оборудовано системой принудительной приточно-вытяжной вентиляции, в том числе и аварийной. Аварийная вентиляция должна обеспечивать десятикратный воздухообмен и должна включаться автоматически при повышении концентрации паров нефти в помещении нефтенасосной выше допустимых пределов - 0,2 φ_нпрп. В нефтенасосной у каждого магистрального агрегата должны быть установлены газоанализаторы довзрывоопасных концентраций для того, чтобы исключить возможность взрыва и возникновения пожара своевременным автоматическим включением систем аварийной вентиляции помещения насосной.

При соблюдении технологического режима работы оборудования образование горючей среды внутри насосов и трубопроводов невозможно, так как в них отсутствует паровоздушное пространство, но при их повреждении разлившаяся и испаряющаяся нефть, имеющая рабочую температуру выше температуры вспышки, будет образовывать горючие концентрации паров с воздухом. При этом могут образовываться не только локальные, но и во всем объеме нефтенасосной горючие паровоздушные концентрации.

В таких аппаратах, как резервуары, возможность создания взрывоопасных концентраций зависит от многих факторов, таких как:

- пожароопасные свойства веществ;

- температура окружающей среды и хранимого продукта;

- проведение технологических операций.

Значительную опасность для резервуарного парка представляют «большие» и «малые» дыхания резервуаров, поскольку при выдохе в атмосферу может выходить значительное количество паров нефтепродукта, а при входе в резервуары поступает воздух, который может разбавлять пары до горючих концентраций.

3.4 Возможные причины повреждений оборудования

Для резервуаров характерными причинами повреждений могут быть:

- образование повышенных давлений;

- динамические воздействия;

- коррозия и эрозия стенок аппарата;

- смятие корпуса резервуара от воздействия атмосферного давления при создании вакуума во время его опорожнения.

Давление в резервуарах может повышаться в результате переполнения резервуаров, уменьшения сечения дыхательной и предохранительной арматуры установленной на крыше резервуаров, вследствие загорания, уменьшение сечения расходных трубопроводов.

Основной причиной смятия корпуса вследствие возникновения сверх установленного нормами разряжения внутри резервуара, является неисправность дыхательной и предохранительной арматуры, установленной на кровле. Неисправность дыхательных клапанов наблюдается чаще всего зимой, в результате примерзания и осенью вследствие попадания сухой листвы, травы и прочего мусора в кассеты огнепреградителя при сильном ветре.

На резервуарах установлены механические дыхательные клапаны, которые могут примерзать к своим седлам в зимнее время. Предлагается механические дыхательные клапаны заменить клапанами типа НДКМ (непримерзающими). Они предназначены для герметизации газового пространства резервуаров с нефтепродуктами и рассчитаны на давление 2000 Па и вакуум 1000 Па.

Непримерзающий мембранный дыхательный клапан состоит из корпуса 1, с седлом 2, тарелки 3, изолированной снизу фторопластовой пленкой, мембраной 4, зажатой между фланцами защитного кожуха 5 и корпуса камеры 6, мембраны 7, с дисками 8, зажатой между фланцами корпуса 6 и крыши 9. Диски соединены с тарелкой 3 цепочкой 10, камера А соединена с газовым пространством резервуара импульсной трубкой 11, размещенной в тарелке 3, камера В сообщается с атмосферой через штуцер 13. В корпусе 1 расположен огневой предохранитель 12. При создании в резервуаре вакуума в камере А создается разрежение, равное разрежению в газовом пространстве резервуара. При достижении расчетного значения вакуума вес узла тарелки 3 будет уравновешен усилием от действия атмосферного давления на поверхности мембраны. При превышении расчетного значения вакуума, тарелка переместится вверх и соединит газовое пространство резервуара с атмосферой.

При уменьшении величины вакуума несколько ниже расчетного, тарелка 3 опустится на седло 2 и клапан закроется.

При создании в резервуарах давления в камере «А» создается давление, равное давлению в газовом пространстве резервуара. С возрастанием давления сила, прижимавшая тарелку 3 к седлу 2, увеличивается, за счет чего улучшается герметичность затвора.

Давление в камере «А» прижимает тарелку 3 к седлу 2 и одновременно стремится поднять мембрану 7 с диском 8, которые соединены гибкой связью с тарелкой 3. Так как давление на нижнюю тарелку по площади в пределах диаметра седла действует сверху и снизу, то общая площадь мембраны 4 с тарелкой 3, передающей усилие давления, меньше общей площади мембраны 7 с дисками 8.

В виду указанной разницы площадей результатирующее усилие при расчетном давлении поднимает тарелку 3 вверх, и газовое пространство резервуара сообщается с атмосферой.

Техническая характеристика клапана НДКМ:

условный диаметр присоединительного патрубка - 250 мм;

давление срабатывания - 1600 Па;

вакуум срабатывания - 180-200 Па;

пропуская способность - 1500 м³/ч.

Инструкцией предусмотрено производить осмотр клапана не реже одного раза в десять дней в осенне-зимний период и не реже двух раз в месяц в весенне-летний период. При осмотре необходимо проверять целостность мембраны и фторопластового покрытия тарелки. Схема клапана показана на рисунке 3.4.

Во избежание повреждения корпуса резервуаров предусмотрено устройство на них предохранительных клапанов, срабатывающих при повышении давления или создании вакуума в паровоздушном пространстве резервуара сверх установленных норм.

В эксплуатируемых длительное время резервуарах и трубопроводах происходит уменьшение толщины ограждающих конструкций резервуаров в результате химического воздействия на них. Сера вступает в реакцию взаимодействия с металлом, из которого изготовлены резервуары и трубопроводы, из-за чего происходит коррозия внутренних поверхностей с образованием сернистых соединений железа.

Сернистые соединения железа - пористые вещества, не обладающие механической прочностью, легко окисляются на воздухе.

Разрушительному действию химической коррозии подвергаются наиболее слабые места - швы, разъемные соединения, прокладки, места изгибов, поворотов трубопроводов.

3.4 Непримерзающий дыхательный клапан типа НДКМ:

1.Корпус, 2.Защитный кожух, 3.Седло, 4.Тарелка, 5.Мембрана, 6.Корпус мембраны, 7.Мембрана, 8.Крышка, 9.Диски, 10.Штуцер, 11.Цепочка, 12.Огневой предохранитель, 13.Импульсная коробка, А и Б - камеры.

Для защиты от коррозии внешние поверхности резервуаров и трубопроводов регулярно покрывают антикоррозийными составами и красками. Для защиты внутренних поверхностей производится очистка нефтепродуктов от примесей воды, серы, сернистых соединений и других вредных для металла веществ. Кроме того, регулярно проводятся плановые профилактические ремонты с очисткой внутренних поверхностей резервуаров и трубопроводов.

При длительном хранении нефтепродуктов, особенно высоковязких, на днищах резервуаров образуются уплотненные осадки, которые нельзя удалить при откачке основного продукта насосами. Если их своевременно не размывать или не удалять, то при огневых ремонтных работах осадки могут стать причиной взрыва или пожара.

Наиболее прогрессивным способом очистки резервуаров является размыв донных отложений с помощью специальных устройств – гидромониторов, монтируемых в резервуары.

Целесообразно применение размывающих устройств, в целях снижения риска повреждения оборудования и возникновения аварийной ситуации при механизированном способе очистки. Так же механизированный способ сам по себе может являться источником возгорания, увеличивая риск возможного возникновения взрыва и пожара.

3.5 Характерные источники возгорания

В данном технологическом процессе источниками возгорания могут быть:

- самовозгорание сульфидов железа;

- искры механического происхождения;

-перегрев подшипников насосов, сальников насосов и электродвигателей;

- разряды статического и атмосферного электричества.

Окисление сернистых соединений железа начинается с подсыхания поверхности и контакта ее с кислородом воздуха, при этом температура постепенно повышается до 600 - 700°С.

Избежать самовозгорания сернистых отложений можно путем очистки нефтепродуктов от серы и сероводорода, а также при постепенном окислении образовавшихся в них самовозгорающихся отложений. Медленное окисление пирофорных (самовозгорающихся) соединений обеспечивает добавка небольшого количества воздуха - до 0,5 % к водяному пару, подаваемому на продувку резервуаров или заполнение их водой с постепенным снижением ее уровня.

Очистку стенок следует вести при постоянном смешивании их с водой, а полученные зачистки сразу же следует удалять и подвергать утилизации.

Искры механического происхождения, могут возникать при использовании стальных ударных инструментов (молотков, ключей, ломов, зубил и т.д.) в процессе обслуживания технологического оборудования резервуарного парка при ремонтных, аварийных и очистных работах.

Были случаи возникновения пожаров после происшедших вспышек или взрывов в насосных станциях или других производственных помещениях от искр, образующихся при падении инструментов, ударов ключей при производстве различного рода работ.

Для предотвращения этого нужно при производстве работ в насосных станциях или других местах, где возможно образование смеси паров нефтепродуктов с воздухом, применять инструмент из искробезопасного металла. В случае применения стальных инструментов их смазывают консистентными смазками.

Перегревы подшипников насосов имеют место при загрязнении, нарушении качества смазки рабочих поверхностей, перекосах, чрезмерной затяжке подшипников и по другим причинам.

Для исключения саморазогрева подшипников предусмотрено применение подшипников качения. Большое внимание уделяется

систематической смазке подшипников с использованием того сорта масла и в том количестве, которое установлено правилами эксплуатации для данного подшипника. Необходимо периодически осуществлять контроль за температурой подшипника и очищать наружную поверхность от пыли и других отложений.

Разряды статического электричества, которые могут возникнуть в трубопроводах и резервуарах при перемещении нефтепродуктов создают и искры, способные вызвать воспламенение смеси.

При наливе ЛВЖ в резервуары и цистерны должна поддерживаться скорость движения не более 1 м/с.

Для защиты от статического электричества предусмотрено заземление трубопроводов, корпусов резервуаров и насосов. Рекомендуется все стальные трубопроводы и другие металлические элементы здания насосных станций и оборудования в местах их взаимодействия сближения (на 10 см и меньше) электрически соединять через каждые - 20 метров.

Кроме специфических источников возгорания могут иметь место и другие источники возгорания, например, искры электрогазосварочных работ, тепловые проявления электрического тока, разряды атмосферного электричества, неосторожное обращение с огнем и другие.

При производстве электрогазосварочных работ возможно возгорание отложений масла и нефтепродуктов, сухой травы, деревянных конструкций и материалов, а также взрыв образовавшихся местных горючих концентраций с последующим горением.

Тепловые проявления электрического тока имеют место в связи с тем, что в резервуарном парке эксплуатируется большое количество устройств, потребляющих электрическую энергию: электрозадвижки, электродвигатели, различные приборы производственной автоматики. Особую опасность представляет собой перегрузка силовых электрических сетей, вызываемая увеличением нагрузки на электродвигатели, засорением электрозадвижек, различными неисправностями электросистемы и электрооборудования.

Для предотвращения этого в здании насосной станции размещена электрощитовая, в которой установлены автоматы, реле и другие предохранительные устройства автоматической пожарной защиты от токов перегрузки и от токов короткого замыкания.

Пары нефтепродуктов могут воспламеняться и от прямых ударов молнии. Для предотвращения случаев взрывов и пожаров от разрядов атмосферного электричества все резервуары, насосная станция и другие здания и сооружения защищены от ударов молнии молниеотводами, установленными в резервуарном парке.

Защита от воздействия ударов молнии объединена с защитой от статического электричества, все заземленное оборудование присоединено к общей системе (контуру) заземления, охватывающей весь резервуарный парк.

3.6 Возможные пути распространения пожара

Основными путями распространения пожаров являются:

- дыхательные клапаны и дыхательные линии резервуаров с нефтепродуктами;

- разлившиеся нефтепродукты при повреждении резервуаров или
трубопроводов;

- облако паров ЛВЖ и ГЖ;

- трубопроводы, освобождаемые от нефтепродуктов;

- кабельные линии и туннели для прокладки трубопроводов;

- трубопроводы газоуравнительной обвязки;

- дверные, оконные и технологические проемы насосной станции.

Для предотвращения распространения пожара все наземные резервуары ограждена сплошным земляным валом, рассчитанным на гидравлическое давление жидкости.

Высота земляного вала, группы резервуаров, согласно требованиям на 0,2 выше расчетного уровня разлившейся жидкости, но не менее 1,5 м. Ширина вала по верху 0,5 м. Объем, образуемый между откосами обвалования для группы резервуаров, равен емкости наибольшего резервуара, расстояние от стенки резервуара до подошвы внутренних откосов обвалования не менее 6 метров. С целью предотвращения выхода нефтепродукта при повреждении трубопровода предусмотрено устройство на трубопроводах скоростных клапанов - прерывателей потока жидкости, срабатывающих при разрыве трубопровода.

Для предотвращения распространения пожара по системе производственной канализации предусмотрено устройство в ней гидравлических затворов.

Для предотвращения выхода разлившейся жидкости из помещения насосной в дверных проемах устроены пороги высотой 0,15 м, в туннелях для прокладки трубопроводов через каждые 60 метров также устроены пороги.

На дыхательных клапанах резервуаров сообщающих паровоздушное пространство над поверхностью нефтепродукта в резервуаре с окружающей средой, предусмотрена установка огнепреградителей.

Содержание раздела подтверждает пожарную опасность процессов хранения и перекачки нефти и нефтепродуктов, при которых в нормально работающих аппаратах, емкостях и вне их могут образовываться взрывоопасные, горючие концентрации при «больших» и «малых» дыханиях, а так же при разгерметизации трубопроводов, износе оборудования, авариях, и других отклонениях от технологического регламента.

Для снижения риска необходимо: неуклонно соблюдать требования технологического регламента и требования пожарной безопасности; проводить планово-предупредительный осмотр и ремонт без нарушений периодичности; вводить мероприятия по снижению выбросов путем их улавливания и переработке различными установками; модернизировать устаревшее оборудование с помощью внедрения новых прогрессивных технологий.

3.7 Особенности повреждений резервуаров и возникновения пожаров в резервуарном парке

Особую опасность для объектов предприятия и прилегающей территории представляют случаи полного разрушения резервуаров с нефтью. Наиболее опасным фактором возникающего при этом пожара являются гидродинамическое истечение нефти как аварии 1 и 2 категории.

Поток нефтепродукта при гидродинамическом истечении разрушает или промывает защитное обвалование (в 22 случаях из 46), или перехлестывает через него (в 12 случаях из 46). Это можно объяснить тем, что обвалование, выполненное согласно требований норм, рассчитано на гидростатическое удержание выходящей из резервуара нефти и оно не способно выполнить защитные функции при гидродинамическом истечении. Только в 8 случаях из 46 при разрушении резервуаров обвалование выполнило свои функции, но при этом истечение происходило из частично заполненных резервуаров, разрушившихся от внутреннего взрыва; 15 аварий сопровождались разливом нефтепродуктов за пределы территории резервуарных парков и катастрофическими последствиями с большим материальным ущербом и гибелью людей. В остальных случаях разливы жидкости ограничивались территорией резервуарного парка или нефтебазы.

Другой особенностью гидродинамического растекания является перенос вместе с горящей жидкостью открытого пламени, его теплового излучения и других опасных факторов пожара, что может привести к быстрому распространению огня на прилегающей к резервуарному парку территории.

Анализ полных аварийных разрушений резервуаров указывает на необходимость устройства специальных обвалований резервуарных парков, расположенных рядом с жилыми и промышленными объектами.

Пожар в резервуарном парке начинается, как правило, с взрыва смеси паров ЛВЖ с воздухом, находящейся в газовом пространстве резервуара. В результате взрыва происходит полное или частичное разрушение крыши резервуара и загорается жидкость на всей свободной поверхности. Значительно реже взрыв паровоздушной смеси сопровождается разрушением стенок резервуара с изливом его содержимого наружу.

Если концентрация смеси паров горючей жидкости (нефти) с воздухом в резервуаре будет выше верхнего концентрационного предела распространения пламени, то пожар, чаще всего, начинается с воспламенения и факельного горения струи, выходящей через дыхательную арматуру, открытые люки или через неплотности в крыше и верхней части корпуса резервуара.

Если резервуар после взрыва паровоздушной смеси загорелся, то в первые же минуты горения на поверхности жидкости (нефти), устанавливается температура, близкая к температуре ее кипения. Для нефти эта температура непостоянна и превышает 100°С, постоянно увеличиваясь по мере выгорания легких фракций жидкости.

Скорость выгорания жидкости зависит от ее летучести, условий горения и скорости ветра.

Для нефти V_выг = 9-12 см/ч, для сравнения скорость выгорания у бензина V_выг – до 30 см/ч, у дизельного топлива 18-20 см/ч, с увеличением скорости ветра до 8-10 м/с скорость выгорания возрастает на 30-50% . Имея ввиду, что теплота выгорания нефтепродуктов составляет 44000 КДж/кг, при пожаре будет выделяться большое количество тепла.

Стенка резервуара выше уровня нефти (горючей жидкости) под воздействием теплоты пожара сильно раскаляется и через 15-20 мин от начала пожара деформируется, если не принять меры к ее охлаждению. Под действием теплового потока от горящего резервуара, а при ветре и за счет непосредственного воздействия пламени, будет нагреваться стенка, крыша, дыхательная и другая арматура на соседних резервуарах. Нагрев дыхательной арматуры опасен тем, что прогретый до высоких температур огнепреградитель, перестает выполнять свои защитные функции, и при наличии взрывоопасной смеси внутри резервуара приводит к проскоку пламени внутрь резервуара, воспламенению смеси и взрыву. Если в резервуаре концентрация паров выше верхнего предела распространения пламени, то образующееся при нагреве стенок избыточное давление приводит к выходу паровоздушной смеси через дыхательную арматуру и воспламенению ее. Горение факела паров над арматурой будет дополнительно подогревать арматуру и конструкции резервуара в связи с чем может произойти деформация конструкции. Нагрев стенок при пожаре соседнего с горящим резервуара, имеющего концентрацию паров ниже φ_нпрп, может привести к интенсивному испарению нефти в соседнем с горящим резервуаре и повышению концентрации паров до φ_нпрп. При этом пламя, проскочив внутрь резервуара, вызовет его взрыв.

4 РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ ПОЖАРНУЮ БЕЗОПАСНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА

Из приведенного анализа пожарной опасности технологического процесса предприятия видно, что данный процесс имеет повышенную пожарную опасность. Это объясняется наличием большого количества нефти и нефтяных паров. Большая пожарная опасность резервуарного парка обуславливается возможностью образования взрывоопасных концентраций паров нефти вследствие больших дыханий резервуаров и испарения вытекающей нефти при переливах резервуаров, утечек через сальники магистральных насосов и т.п.

При выходе нефти, нагретой выше температуры вспышки равной
-16°С-18°С, в результате повреждения резервуаров, насосов или трубопроводов может происходить образование горючих концентраций паров с воздухом. При этом в насосной могут образовываться не только местные, но и во всем объеме помещения взрывоопасные концентрации. На территории резервуарного парка может образовываться газовое облако взрывоопасной концентрации.

Из анализа пожарной опасности следует, что технологический процесс резервуарного парка не в полной мере соответствует требованиям пожарной безопасности, в связи с чем для его противопожарной защиты предлагаются следующие технические решения:

- сравнить расчетом категорию помещения нефтенасосной по взрывопожарной и пожарной опасности;

- провести проверочный расчет гасящего диаметра отверстий кассетного огнепреградителя, установленного на дыхательной линии технологического РВС-5000;

- провести обоснование и расчет системы аварийного слива нефти из помещения нефтенасосной;

- провести расчет защиты от разлива нефти при мгновенном разрушении резервуара;

- рассчитать экономический ущерб от загрязнения окружающей природной среды при пожаре разлива нефти;

- дать технико-экономическое обоснование вариантов защитных ограждений для резервуарного парка ПСП «Альметьевск».

4.1 Расчетное определение категории помещения насосной резервуарного парка по взрывопожарной и пожарной опасности

Нефтенасосная парка представляет собой одно помещение – насосный зал, размерами 24х10х5 м. В насосном зале установлено два нефтенасоса ЦНС-300х180, производительностью q = 300м³/ч = 0,08 м³/с, Н = 180 м (напор), рабочее давление не более 5,6 МПа, максимальное аварийное давление – 6,0 МПа.

Нефтенасосы в технологическом процессе перекачивают нефть с температурой вспышки- 18°С, молекулярной массой, М= 196, ρ_ж = 830 кг/м³. За рабочую температуру нефти принимаем t = 20°С. Нефть поступает в насос по всасывающему трубопроводу длиной l_вс = 12 м и отводится по нагнетательному трубопроводу l_наг = 15 м, диаметром обоих d = 200 мм = 0,2 м (длина трубопроводов – это расстояние от насоса до задвижек, установленных на наружной площадке вдоль тыльной стороны здания насосной).

На всасывающем трубопроводе установлены автоматические задвижки, продолжительность отключения которых t_з = 3 сек., так как обеспечено резервирование элементов системы автоматики. Давление насыщенных паров нефти, P_s = 25,8 кПа (определено ранее).

Температура воздуха внутри здания нефтенасосной, t_в= 20°С, помещение оборудовано приточной, вытяжной и аварийной вентиляцией, кратностью К = 10 и газоанализаторами.

Наиболее опасной аварией в насосной будет являться отрыв одного из напорных трубопроводов насоса самой большой производительности.

а) За аварийную ситуацию примем разрушение напорного трубопровода насоса. В результате аварии в помещение нефтенасосной поступит нефть за счет работы насоса и находящаяся в трубопроводах:

m_ж = m₁ + m₂ = (q*t_з + V_тр)·ρ_ж, кг (4.1.1)

где: m₁ и m₂ – масса нефти, вышедшей из трубопроводов соответственно до и после их отключения, кг;

ρ_ж = 830 кг/м³ – плотности нефти;

q = 1.94 м³/с – производительность нефтенасоса ЦНС-300х180;

t_з = 3 с – время остановки насоса (автоматически);

V_тр – объем трубопроводов, определяем по формуле:

, м³ (4.1.2)

где: d_всас и d_нагн заданы по условию, отсюда:

м³

Подставляем V_тр и другие известные величины в (4.1.1), получаем m_ж:

m_ж = (1,94·3 + 0,8)·830 = 5494 кг,

т.е. в помещение насосной в результате аварии выйдет и разольется по полу 5494 кг нефти.

б) Исходя из того, что один литр нефти (ЛВЖ) разливается на 1 м² - площади пола помещения, определяем максимально возможную площадь разлива испарения нефти, поступившей в помещение нефтенасосной по формуле:

, м² (4.1.3)

где: f_tp - 1000 · 1/m - переводной коэффициент, т.к. в 1 м³ = 1000 л. или удельная площадь разлива жидкости формула

м/с (4.1.4)

Отсюда:

F_u = 1000 · 5494/ 830 = 6620 м²

в) Площадь испарения нефти в нефтенасосной принимаем равной площади пола помещения согласно формулы (4.1.11):

F_пом = 24 · 10 = 240 м²

г) Определяем интенсивность испарения нефти по формуле:

, кг/(м²·с) (4.1.5)

где η - коэффициент, зависящий от температуры и скорости движения воздуха, принимаем скорость воздушного потока 0.1 м/с, тогда для заданной температуры воздуха в помещении насосной t_в=20°C, η = 2.4;

М = 196 – молярная масса нефти;

P_s = 25, 8 кПа – давление насыщенных паров нефти.

Отсюда:

кг/(м²·с)

д) Находим время полного испарения нефти τ_n, разлившейся на полу насосной в результате аварии, по формуле:

, с (4.1.6)

где - все величины известны, определены выше,

Тогда:

, с

τ_n = 27470 > 3600с, поэтому для дальнейших расчетов принимаем длительность испарения нефти - τ_n =3600 с

е) Определяем массу паров нефти, образующихся и поступающих в помещение насосной при испарении о поверхности разлива (площадь пола) по формуле:

m = W · F_u · τ_n, кг (4.1.7)

m = 8, 67 · 10^-4 · 6620· 3600= 20662 кг

ж) Находим массу паров нефти с учетом работы аварийной вентиляции, обеспеченной резервными вентиляторами, автоматическим пуском при превышении ПДВК и электропитанием по первой категории надежности (ПУЭ) по формуле с учетом рекомендаций.

, кг (4.1.8)

где: А_в= 10 Ѕ - кратность аварийной вентиляции (принимаем);

Отсюда:

кг

з) Определяем массу паров нефти, участвующих в образовании реальных зон взрывоопасных концентраций по формуле:

m" = m' · Z, кг (4.1.9)

где: Z = 0.3 - коэффициент участия горючего вещества во взрыве

Тогда, m" = 1152 · 0.3 = 345,6 кг

и) Находим свободный объем помещения нефтенасосной:

V_св = 0.8 · V_пом, м³ (4.1.10)

где: V_пом, м³ - геометрический объем помещения нефтенасосной

V_пом = 24*10*5 =1200 м³

Отсюда:

V_св = 0.8 · 1200 = 960 м³

к) Определяем плотность паров нефти по формуле

, кг/м³ (4.1.11)

где М = 96 – молярная масса легких фракций паров нефти;

V₀ = 22.431 м³ - молярный объем паров при нормальных условиях;

τ_р = 20°С - расчетная температура:

Отсюда:

, кг/м³

л) Находим стехиометрическую концентрацию паров нефти (по пропану С3Н8) – φ_ст по формуле:

% (об) (4.1.12)

где: - стехиометрический коэффициент кислорода в реакции горения, n_c = 3; n_н = 8; n_х = 0; n₀ = 0 - число атомов углерода, водорода, галоидов, кислорода в молекуле горючего,
Отсюда:

β = 3 + (8 - 0) / 4 – 0/2 = 5

Тогда:

φ_ст = 100 / (1 + 4.84 · 5) = 1,8 % (об)

м) Определяем по полученным выше данным (m" = 345,6 кг; V_св = 960 м³; ρ_n = 4,25 кг/м³; φ_ст = 1,8 % (об)) избыточное давление взрыва паров нефти в помещении нефтенасосной по формуле:

, кПа (4.1.13)

где Р_max = 900 кПа – максимальное давление взрыва стехиометрической паровоздушной смеси в замкнутом объеме;

Р₀ = 101 кПа – начальное давление;

К_н = 3 – коэффициент, учитывающий негерметичность помещения и неадибатичность процесса горения;

Тогда:

кПа

Согласно таблицы , помещение нефтенасосной резервуарного парка по взрывопожарной и пожарной опасности относится к взрывопожароопасной категории А, так как в насосной обращается нефть, которая имеет температуру вспышки (t_всп= 18°С) менее 28°С и которая может образовывать взрывоопасные парогазовоздушные смеси, при воспламенении которых развивается расчетное избыточное давление взрыва в помещении насосной более 5 кПа.

В соответствии с ПУЭ помещение нефтенасосной относится к зоне класса В-Iа.

4.2 Проверочный расчет гасящего диаметра отверстий кассетного огнепреградителя, установленного на дыхательной линии технологического РВС-5000

Кассетный огнепреградитель устанавливается перед дыхательным клапаном резервуара (встроен в ДК). Он защищает резервуар от распространения в него огня (пламени), защитные действия основаны на явлении гашения пламени в узких каналах, что достигается в канале, диаметр которого меньше критического. Этот размер (диаметр) канала называют гасящим – d_г. Расчет огнепреградителя заключается в определении критического, а затем – гасящего диаметра канала. Огнепреградители могут быть в виде сеток или насадок. Насадки бывают в виде пластин из гофрированной фольги, спирально свернутых лент и т.п., которые образуют каналы треугольной и другой формы. Диаметр канала насадки или отверстия сетки огнепреградителя, при котором тепловыделение от горящей смеси будет равно теплопотере, называют критическим диаметром d_кр.

Рис. 4.2 Кассетный огнепреградитель

1 Корпус

2 Крышка выдвижной коробки

3 и 9. Шпилька и гайка

4 Угольники крепления выдвижной коробки

5 Скоба

6 Ручка

7 Пластины плоские и гофрированные

8. и 10. Крышки передняя и задняя

Определяем критический диаметр предлагаемого огнепреградителя по формуле 4.2.1:

, м (4.2.1)

где Ре_кр - число Пекле, на пределе гашения пламени, равно 60-80; принимаем Ре_кр= 65;

Р – давление горючей смеси, равно атмосферному – Р = 105 Па

Т – рабочая (начальная) температура, принимаем Т = 293 К;

R – газовая постоянная, Дж/(кг·К)

ِω_н – нормальная скорость распространения пламени, ω_н = 0,414 м/с для пропана, к которому мы приравниваем нефтяные пары;

С_р – удельная теплоемкость горючей смеси при постоянном давлении, Дж/(кг·К);

λ - коэффициент теплопроводности горючей смеси, определяем по формуле

λ = φ_г · λ_г + (1- φ_г)·λ_в, Вт/(м·К) (4.2.2)

где λ_г = 1.9·10^-2 Вт/(м·К) - коэффициент теплопроводности паров нефти, принимаем по пропану;

λ_в = 2.59·10^-2 Вт/(м·К) - коэффициент теплопроводности воздуха, значение для Т= 293 К;

φ_г – объемная доля горючего в стехиометрической смеси; определяем ее из уравнения реакции горения нефти в воздухе, т.к. пары нефти по молекулярной массе и концентрационным пределам распространения пламени близки к пропану, то φ_г определяем по реакции горения пропана – С₃Н₈:

С₃Н₈ + 5(О₂ + 5·3.76)N₂ = 3СO₂ + 4Н₂O + 5·3.76N₂ + Q

Отсюда:

об. доли

Тогда: λ = 0.04 · 0.019 + (1- 0.04)·0.0259 = 2.6·10^-2 Вт/(м·К)

Определяем газовую постоянную для смеси паров нефти (пропана) по формуле:

, Дж/(кг·К) (4.2.3)

где R_у – универсальная газовая постоянная, R_у = 8314 Дж/(кг·К);

М_г = 44,1 кг/к моль – молекулярная масса пропана;

М_в = 28,96 кг/к моль – молекулярная масса воздуха;

Отсюда:

, Дж/(кг·К)

Определяем удельную теплоемкость горючей смеси С_р при постоянном давлении по формуле:

С_р = φ_г· С_р.г+ (1- φ_г) · С_р._в Дж/(кг·К) (4.2.4)

где С_р.г= 1667 Дж/(кг·К) – теплоемкость пропана;

С_р.в= 1005 Дж/(кг·К) – теплоемкость воздуха;

Отсюда: С_р = 0.04 · 1667 + (1- 0.04) · 1005 = 1031,5 Дж/(кг·К)

Полученные в результате расчетов данные подставляем в формулу (4.2.1). При этом получим:

Определяем гасящий диаметр отверстия (предлагаемого) кассетного огнепреградителя по формуле 4.2.5;

d = 0.5- d_кр . (4.2.5)

d=0.5 · 3.26 = 1.63 мм

где 0.5 – коэффициент запаса надежности огнегасящей насадки

Из приведенных расчетов следует, что огнепреградители, устанавливаемые на дыхательных клапанах технологических резервуаров должны иметь гасящий диаметр каналов в насадке (отверстия в кассете) не более 1.63 мм.

4.3 Обоснование и расчет системы аварийного слива нефти из помещения нефтенасосной

Аварийный слив горючей жидкости из технологических аппаратов и трубопроводов, или из помещений, оказавшихся в опасной зоне, является одним из способов предотвращения развития пожара и недопущения превращения его в крупный пожар.

Учёт произведенных в разделе 4.1. расчетов и того, что в помещении нефтенасосной в технологическом процессе перекачивается легковоспламеняющаяся жидкость – нефть, поступление которой в зону пожара может усложнять обстановку, так как насосные агрегаты имеют большую производительность, дает основание сделать вывод о том, что нефтенасосную необходимо оборудовать системой аварийного слива нефти. Слив нефти следует предусмотреть (осуществлять) самотеком в аварийный резервуар, расположенный за пределами здания насосной.

В случае аварии, как показали расчеты в разделе 4.1., в помещение нефтенасосной может поступить большое количество нефти. Это количество нефти при разливе может занять большую площадь, создать угрозу возникновения и распространения пожара внутри помещения нефтенасосной.

В этом случае угроза возникновения пожара внутри помещения будет сохраняться длительное время, так как время полного испарения разлившейся нефти на площади пола насосного зала будет составлять 15534 с. Для удаления нефти из помещения без устройства аварийного слива потребуется значительное количество времени. Если при разрыве напорного патрубка трубопровода насосного агрегата произойдет пожар, то поступление большого количества нефти в зону горения резко осложнит обстановку. Развитие пожара будет зависеть от характеристики нефти, как ЛВЖ, а именно: нефть имеет температуру пламени – 1100°С, скорость выгорания нефти составляет V_выг = 9-12 см/ч.

Определяем свободную площадь насосного зала:

F_св= k · F_пом, м² (4.3.1)

где k = 0.8 – коэффициент свободной площади, принимаем;

F_пом = 408 м²

Отсюда: F_св = 0.8 · 408= 326,4 м²

Определяем высоту слоя нефти, разлившейся при аварии в помещении насосной:

h_н = V_н/ F_св = 9,3/326,4 = 2,8 см

Высоту порога (пандуса) принимаем равной 15 см, тогда разлившаяся нефть при расчетной аварии не выйдет за пределы помещения насосной.

Определяем время выгорания разлившейся при аварии нефти:

t_выг. = h_н / V_выг., ч (4.3.2)

где: h_н = 2,8 см; _Vвыг.= 12 см/ч,

отсюда: t_выг = 2,8/12 = 0,23 часа

Так как огнестойкость незащищенных металлических конструкций здания нефтенасосной принимаем 20 минут, то за t_выг= 0,23 часа не должно произойти их обрушение, однако от теплового воздействия может выйти из строя технологическое оборудование.

Из вышеизложенного видно, что в нефтенасосной необходимо предусмотреть систему аварийного слива нефти.

Для этого в помещении нефтенасосной со стороны насосов вдоль стены на площади пола нужно выполнить бетонный лоток для стока нефти при аварии насоса или трубопровода с уклоном в сторону проектируемого аварийного резервуара, который предлагается установить на минимальном расстоянии за пределами здания насосной, под землей, с дыхательной системой, защищенной огнепреградителем, а с целью откачки и быстрого высвобождения аварийной емкости, соединить ее через насосную системы откачки утечек с резервуаром сбора.

Подземный трубопровод - следует проложить также с односторонним уклоном в направлении аварийной емкости, по возможности прямолинейно, без каких либо задвижек (установка задвижек не допускается, с гидравлическим затвором, который защищает линию аварийного слива от распространения пламени при пожаре в нефтенасосной или аварийном резервуаре.

Расчет системы аварийного слива производим с целью определения фактической продолжительности эвакуации нефти из опасной зоны (помещения насосной) – τ_сл, сравнивая ее с допустимой (нормативной) продолжительностью аварийного режима - [τ_сл], которую в большинстве случаев принимают - [τ_сл] ≤900 сек., а также определения диаметра аварийного трубопровода и объема аварийной емкости.

В качестве определяющего фактора принимаем возможность деформации незащищенных металлических конструкций здания насосной, технологических агрегатов и коммуникаций насосного зала. В этом случае допустимая продолжительность аварийного слива [τ_сл] может быть принята равной 20 минутам.

Определяем фактическую продолжительность аварийного слива из помещения нефтенасосной по формуле 4.3.3:

τ_сл = τ_опор + τ_оп≤ [τ_сл], с

где τ_опор - продолжительность опорожнения помещения нефтенасосной от нефти, с τ_оп ≈ 0 - продолжительность операции по приведению системы аварийного слива нефтенасосной в действие.

Рис. 4.3 Схема аварийного слива нефти из помещения нефтенасосной

1 – нефтенасосная с разлившейся на полу нефтью; 2- бетонный сливной лоток; 3 – приямок для сбора разлившейся нефти; 4 – трубопровод аварийного слива нефти; 5 – гидрозатвор; 6 – аварийный подземный резервуар; 7 – дыхательная линия; 8 – огнепреградитель исходя из огнестойкости незащищенных металлических конструкций здания нефтенасосной.

Тогда: τ_сл = τ_опор ≤ 20 минут

Для дальнейших расчетов принимаем τ_опор=10 мин, исходя из вышеуказанной (с учетом запаса надежности) огнестойкости незащищенных металлических конструкций нефтенасосной, экономической целесообразности и расчетного времени тушения пожара проектируемой системой автоматического пенного тушения 10 мин .

Определяем диаметр аварийного трубопровода по формуле:

, м (4.3.4)

где V_ж = 6,6 м³ – объем разлившейся нефти (сливаемой);

τ_опор= 10 мин = 600 с – время опорожнения (слива) разлившейся нефти из помещения нефтенасосной;

H₁ и Н₂– соответственно максимальный и минимальный уровни нефти в помещении нефтенасосной, считая от выходного сечения аварийного трубопровода на входе в аварийную систему;

Н₂- принимаем равным 1,9 м;

тогда с учетом высоты слоя разлившейся нефти, h_н = 0,03 м

Н₁ = Н₂ + h_н = 1,94 + 0,03 = 1,97 м,

φ_сист – коэффициент расхода системы аварийного слива; определяем по формуле:

(4.3.5)

где - суммарный коэффициент местных сопротивлений системы аварийного слива, определяем по формуле;

, (4.3.6)

где- соответственно коэффициенты местных сопротивлений на входе, гидрозатворе, поворотах, выходе, задвижке.

Аварийный трубопровод имеет вход с плавными закруглениями, гидравлический затвор, два плавных поворота под углом (R = 5d_тр).

Отсюда величины коэффициентов местных сопротивлений равны:

ξ_вх = 0.5; ξ_г = 1.3; ξ_п = 0.5; ξ_вых = 0.5; ξ_з = 0.5;

_сист= 0.5 + 1.3 + 0.5 + 0.5 = 3.2

Тогда, коэффициент расхода системы равен:

Определяем объем аварийной емкости по формуле:

V_а = V_ж/е, м³(4.3.7)

где V_ж = 6,6 м³ - объем сливаемой нефти;

е = 0.9 для ЛВЖ - степень заполнения аварийной емкости нефтью,

Отсюда: V_а = 6,6 / 0,9 = 7,4 м³

При этом диаметр аварийного трубопровода:

Для аварийного трубопровода принимаем стандартный трубопровод диаметром 90 мм.

Принимаем горизонтальный подземный резервуар номинальным объемом 10 м³ для аварийного слива нефти из здания нефтенасосной.

Опасность аварийных утечек веществ можно снизить быстрым
отключением поврежденных участков (аппаратов, трубопроводов) или устройством соответствующих преград для легковоспламеняющихся горючих жидкостей.

Для ограничения свободного растекания горючей жидкости при повреждениях и авариях аппаратов и трубопроводов устраивают обвалования (в резервуарных парках), стены, бортики, пороги (пандусы), лотки и т.п. (в производственных помещениях и на территории объекта).

Если производственное помещение имеет значительную площадь и на ней сравнительно равномерно размещено большое количество аппаратов с огнеопасными жидкостями, то разделение всей производственной площади бортиками на противопожарные отсеки ограничивает разлив жидкости и размер возможной площади горения.

Принимаем помещение нефтенасосной, где перекачивается легковоспламеняющаяся жидкость - нефть, в целом за противопожарный отсек. Для того, чтобы разлившаяся в данном отсеке при аварии нефть не попала через дверные проемы на прилегающую территорию, в дверных проемах здания магистральной нефтенасосной предусматриваем пандусы нормативной высотой 10 см.

4.4 Защита от разлива нефти при мгновенном разрушении резервуара

Анализ аварий и пожаров на объектах добычи, транспорта, подготовки и переработки нефти показал, что наиболее опасная ситуация возникает при мгновенном разрушении вертикального стального резервуара (РВС). Образующийся мощный поток жидкости – гидродинамическая волна – разрушает нормативное обвалование и выходит за пределы территории объекта, что часто приводит к катастрофическим последствиям. Площадь разлива нефти и нефтепродуктов достигает десятков и сотен гектар.

Применяемые в отечественной и мировой практике защитные сооружения в виде земляных обвалований или железобетонных стен рассчитываются только на гидростатическое давление вытекающего из поврежденного резервуара нефтепродукта. Такие преграды не удерживают поток жидкости, образующийся при внезапном полном разрушении резервуара, который движется по законам гидродинамики.

Таким образом, для повышения безопасности персонала предприятия и сооружений объектов, которые могут оказаться в зоне опасного воздействия гидродинамической волны и сопутствующих ей опасных факторов пожара, необходимо применять специальные инженерные защитные сооружения.

Одно из наиболее эффективных и экономически целесообразных защитных сооружений – защитная стена с отбойным козырьком, способная не только удержать волну прорыва и весь объем разлившейся жидкости при разрушении резервуара в заданных границах, но и свести к минимуму последствия гидродинамической аварии.

Параметрами, на основании которых производится проектирование ограждающей стены, являются ее высота и динамические нагрузки, возникающие при взаимодействии волны прорыва с ограждающей стеной.

Высоту ограждающей стены определяют по номограмме на основании расчетной схемы, приведенной на рис. 4.4.1. При определении оптимальной высоты стены исходят из особенностей планировочных решений резервуарного парка и необходимости устройства подслойного тушения в пространстве между ограждающей стеной и резервуаром.

Для наиболее неблагоприятного случая гидродинамического истечения конструкция ограждающей стены должна быть рассчитана на нагрузку, равную 150 тоннам на погонный метр.

Критерием эффективности защитного ограждения или системы преград является их способность воспринимать гидродинамические нагрузки волны прорыва (потока жидкости) и удерживать в заданных пределах весь объем вылившегося при разрушении РВС нефти или нефтепродукта. Одним из эффективных технических решений, способных предотвратить катастрофические последствия гидродинамической аварии на резервуаре, является защитная стена, имеющая отбойный козырек, который позволяет значительно уменьшить высоту ограждающей стены (рис. 4.4.1).

Рис. 4.4.1 Принципиальная схема защитной стенки с отбойным козырьком

Выбор оптимальных параметров элементов ограждающей стены (угла наклона волноотражающего козырька к горизонту б, его ширины b, высоты защитной стены Н_ст), а также место ее установки относительно резервуара (резервуарного парка) производится с помощью следующей аппроксимационной зависимости:

где: а₁ = f₁(б), а₂ = f₂(b/Н_р), а₃ = f₃(L/R) – переменные, зависящие от угла наклона отбойного козырька, его ширины и расстояния от преграды до стенки резервуара соответственно.

На рис. 4.4.2 показана принципиальная схема определения параметров защитной преграды.

Рис. 4.4.2 Принципиальная схема к определению параметров защитной стены

Результаты многовариантных расчетов на ПЭВМ позволили определять оптимальную высоту защитной преграды, угол наклона и ширину отбойного козырька, необходимых для 100 % удержания потока жидкости (гидродинамической волны) в заданных границах замкнутого контура обвалования.

Так, для РВС-5000 м³, наиболее оптимальные параметры защитной стены с отбойным козырьком на расстоянии 15 м от резервуара составят:

- высота рабочей части преграды: 3,34 м;

- длина вылета отбойного козырька: 0,9 м;

- угол наклона козырька: 45°.

На рис. 4.4.3 показан общий вид защитной стены.

Рис. 4.4.3. Общий вид защитной стены с отбойным козырьком

1 – защитная стена, 2 – волноотражающий козырек, 3 – площадка отражения потока, 4 – основание преграды.

4.5 Расчет экономического ущерба от загрязнения окружающей природной среды при пожаре в результате разлива нефти

Одним из основных источников экологической опасности в настоящее время являются техногенные аварии и катастрофы.

Крупнейшие аварии и пожары в нефтяной отрасли, произошедшие за последние десятилетия в России и за рубежом, наряду с гибелью людей, большим материальным ущербом, причиняли значительный ущерб окружающей природной среде, экологическим системам ряда регионов и территорий. Необходимо отметить, что ежегодно в мире, только на объектах нефтепродуктообеспечения, происходит более 60 аварий, каждая из которых сопровождается человеческими жертвами и наносит значительный ущерб.

Повышенный риск возникновения техногенных аварий и катастроф на объектах подготовки, транспортировки и переработки нефти, в первую очередь, связан с увеличением сложности и количества технологических систем, повышением энергетической мощности, концентрацией установок на единицу площади.

Во многих случаях техногенные аварии сопровождаются крупномасштабными пожарами с разливом нефти и нефтепродуктов при разрушении технологического оборудования, с возникновением “огненных штормов”, сильным тепловым излучением, взрывами, выбросами токсических веществ, образованием паровых и газовых облаков и т.п.

В целях защиты окружающей среды на объектах добычи, подготовки, переработки нефти должны проводиться мероприятия по сокращению выбросов загрязняющих веществ в водоемы, воздух и почву.

Основными компонентами загрязнения воздушной среды выбросами резервуарных парков являются углеводороды, оксид углерода, оксиды серы, азота, взвешенные вещества.

Поэтому в процессе эксплуатации производственных объектов особое внимание необходимо обращать на техническое состояние оборудования, которое может явиться источником загрязнения атмосферы.

В целях снижения загрязнения атмосферы выбросами вредных веществ необходимо осуществлять мероприятия по сокращению потерь нефти и нефтепродуктов, к основным из которых относятся:

- оснащение резервуаров понтонами;

- герметизация резервуаров, дыхательной арматуры;

- своевременный профилактический ремонт трубопроводов и запорной арматуры;

- окраска наружной поверхности резервуаров отражающей краской;

- одновременная окраска внутренней и внешней поверхности резервуара;

- перекачка на магистральных нефте- и продуктопроводах “из насоса в насос”;

- слив нефти и нефтепродукта в железнодорожные цистерны под уровнем;

- нижний налив цистерн и автоматизация процесса.

Пожары в резервуарных парках, с точки зрения экологической опасности, занимают одно из первых мест. Процесс горения и тушения пожаров сопровождается не только потреблением воздуха, выбросом в атмосферу дымовых газов, но и выделением в атмосферу огромного количества тепла, расходом большого количества воды, попаданием в почву и водоемы нефти и нефтепродуктов и огнетушащих веществ. Наибольшее загрязнение почвы, водного и воздушного бассейнов происходит при разливе нефти и нефтепродуктов в случае разрушения технологического оборудования.

Предлагаемое в настоящей работе техническое решение, а именно обустройство резервуарного парка, защитной стеной с отбойным козырьком, наряду с предотвращением разлива нефтепродукта при полном разрушении вертикального стального резервуара, способствует и уменьшению экологического последствия техногенной аварии.

1. Экологический ущерб

В силу того, что разлитие нефтепродуктов при аварии было ограничено размерами обвалования, то экологический ущерб, П_экол, будет определяться главным образом размером взысканий за вред, причиненный продуктами горения нефти и нефтепродуктов.

(

где П_а – ущерб от загрязнения атмосферы, руб.;

П_в – ущерб от загрязнения водных ресурсов, руб.;

П_п – ущерб от загрязнения почвы, руб.;

Тогда:

П_экол =648101+145911 +862000=1,7 тыс. руб.

Потери (ущерб) от выброса загрязняющих веществ в атмосферу П_а при пожаре разлития и горении резервуаров с нефтепродуктами рассматривается как сумма по всем загрязняющим веществам:

П_а=5Σ(Н_баiМ_иi)К_иК_эа,(4.5.2)

где Н_баi - базовый норматив платы за выброс в атмосферу продуктов горения нефти и нефтепродуктов: СО, NO_x, SO_x, H₂S, сажи (С), HCN, дыма (ультрадисперсные частицы SiO₂), формальдегида и органических кислот в пределах установленных лимитов. Н_баi принимался равным 25; 2075; 1650; 10 325; 1650; 8250; 27 500; 1375 руб./т;

М_иi - масса i -го загрязняющего вещества, выброшенного в атмосферу при аварии (пожаре), т.;

К_и - коэффициент индексации платы за загрязнение окружающей природной среды. К_и принимался равным 94;

К_эа - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости состояния атмосферного воздуха экономических районов Российской Федерации, К_эа =1,1×1,2=1,32.

Тогда по формуле 4.5.2:

П_СО= 5*(25*223,9)*94*1,32=3473 руб.

П_NOx=5*(2075*18,4)*94*1,32=23686 руб.

П_SO₂=5*(1650*74)*94*1,32=75750 руб.

П_H₂_S=5*(10325*2,7)*94*1,32=17295 руб.

П_С=5*(1650*453,2)*94*1,32=463922 руб.

П_HCN=5*(8250*2,7)*94*1,32=13819 руб.

П_HCHO=5*(27500*2,7)*94*1,32=46064 руб.

П_С_H_3-_COOH=5*(1375*0,0048)*94*1,32=4095 руб.

Таким образом:

П_атм. = 3473+23686+75750+17295+463922+13819+46064+4095=648101 руб.

Полученные данные сведены в таблицу 4.5.1

Таблица 4.5.1-

Оценка взысканий за вред, причиненный загрязнением атмосферного воздуха при взрывах на резервуарах с нефтепродуктами

Тип оборудования	Масса нефтепродуктов, участвующих в аварии, т		Выбросы загрязняющих веществ, т/взыскание за сверхлимитный выброс, руб.								Суммарный размер взысканий при взрыве, руб.
	Полная	Cгоревших	при пожаре пролива
	Полная	Cгоревших	СО	NO_х	S0₂	H₂S	Сажа (С)	HCN	НСНО	СН₃-СООН
РВС - 5000	3763,0	2666,0	223,9	18,4	74	2,7	453,2	2,7	2,7	0,0048	648104
(нефть)			3473	23686	75750	17295	463922	13819	46064	4095	-

Ущерб от загрязнения водного объекта П_в рассчитывается как плата за сверхлимитный сброс путем умножения массы М_водзагрязняющих веществ, поступивших в водный объект, на базовые нормативы платы НБВ=221750 руб. за сброс загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты в пределах установленных лимитов с применением коэффициентов индексации К_и=94, экологической ситуации К_ЭВ=1,40 и повышающего коэффициента:

П_в= 5 × К_и × К_ЭВ × НБВ × М_вод × 10^-3 (4.5.3)

П_в=5*94*1,40*221750*10^-3=145911 руб.

Ущерб от загрязнения почвы, П_п, определяем на основе утвержденных указаний в соответствии с порядком определения размеров ущерба от загрязнения земель химическими веществами и экспертной оценки стоимости потерь, связанных с деградацией земель в результате вредного воздействия.

Оценка ущерба от загрязнения земель нефтепродуктами П_з производится по формуле:

П_з = Н_бз* S_з *К_вз * К_эз * К_з * К_г * К_и * 10^-4, (4.5.3)

где Н_бз - норматив стоимости земель по республике Татарстан, Н_бз=206 млн. руб./га;

К_вз - коэффициент пересчета в зависимости от периода времени по восстановлению загрязненных земель К_вз=10;

S_з- площадь загрязненных земель, S_з=3590 м²;

К_эз - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости территории рассматриваемого экономического района, К_эз=0,062;

К_з - коэффициент пересчета в зависимости от степени загрязнения земель, К_з=2;

К_г - коэффициент пересчета в зависимости от глубины загрязнения земель, К_г=1.

П_з = 206*3590*10*0,062*2,0*1,0*94*10^-4 =862000 руб.

Расчет экономического ущерба производим для наиболее неблагоприятной аварийной ситуации, связанной с полным разрушением вертикального стального резервуара типа РВС-5000 и выходом хранимой нефти на прилегающую территорию ПСП.

Таким образом, продолжительное время, практически до полного выгорания нефти, происходит неконтролируемое горение и, следовательно, загрязнение окружающей природной среды продуктами сгорания.

Предложенная в работе защитная стена с отбойным козырьком позволяет удержать весь объем нефти при разрушении резервуара в пределах обвалования, и тем самым, предотвратить разлив нефти на большую площадь. По периметру защитного обвалования, с целью тушения возможного пожара разлива, предполагается оборудовать автоматическую систему пенного пожаротушения, способную в течение 10 минут (условно), с момента возникновения пожара, полностью его ликвидировать. Кроме этого, с целью предотвращения проникновения нефтепродукта в грунт, между резервуаром (резервуарами) и защитной стеной обустраивается непроницаемое покрытие из негорючих материалов.

Предлагаемые в работе инженерно-технические решения для резервуарного парка (защитная стена с отбойным козырьком и непроницаемое бетонное покрытие) позволяют существенно снизить экономический ущерб от загрязнения окружающей природной среды при возможном пожаре разлива нефтепродукта, в случае полного разрушения резервуара.

4.6 Технико-экономическое обоснование вариантов защитных ограждений для резервуарного парка ПСП «Альметьевск»

Критерием экономической эффективности может служить интегральный экономический эффект, учитывающий материальные потери от пожаров, капитальные вложения и текущие затраты на те или иные мероприятия. Если экономический эффект (Э) от использования является положительным, то принятое решение является эффективным (при данной норме дисконта) и может рассматриваться вопрос о его принятии. Если же будет получено отрицательное значение (Э), то инвестор понесет убытки, то есть проект не эффективен.

Наиболее эффективный вариант соответствует условию, когда Э → max.

Интегральный экономический эффект для постоянной нормы дисконта (0,1) определяют по выражению:

Э = , (4.6.1)

где t – год осуществления затрат; ΔУ – сокращение годовых потерь (ущерба) при планируемом варианте относительно базового, руб/год; ΔС – увеличение (сокращение) эксплуатационных расходов (планируемого варианта относительно базового) в t-м году, руб/год; HD – норма дисконта (принимаем 0,1); К₁, К₂ – капитальные вложения на осуществление мероприятий в базовом и планируемом вариантах, руб.; Т – горизонт расчета (продолжительность расчетного периода; он равен номеру шага расчета, на котором производится окончание расчета).

В качестве расчетного периода (Т) принимается либо срок службы, либо иной, более короткий обоснованный период.

Эксплуатационные расходы на содержание включают в себя амортизационные отчисления, расходы на зарплату обслуживающего персонала, на электрическую и тепловую энергию, огнетушащие вещества и т.п.

Исходя из экономического содержания ущерба от пожаров, его можно рассматривать как следующие составляющие:

- потери стоимостной части национального богатства (прямой ущерб);

-потери в результате отвлечения ресурсов на компенсацию последствий пожара (потеря эффективности отвлеченных ресурсов на восстановление объекта);

- потери от простоя объекта;

- потери от травматизма;

- экологические потери (потери от загрязнения окружающей среды).

Под потерями стоимости части национального богатства понимается их уничтожение или повреждение в результате воздействия опасных факторов пожара, а также в результате действий, направленных на спасение людей и материальных ценностей. Здесь необходимо отдельно рассматривать потери от уничтожения и повреждения основных фондов (резервуаров, оборудования) и потери от уничтожения оборотных средств ( нефти).

2. Прямые потери

Определим ущерб по основным фондам (резервуару).

При уничтожении основных фондов (резервуара) потери (П_ОФ) определяем из выражения:

, (4.6.2)

где С_п – первоначальная стоимость резервуара, С_п=50 млн.руб.;

Н_А – норма амортизационных отчислений на полное восстановление (реновацию), Н_А =2,8%/год;

Т – период времени от начала эксплуатации до возникновения пожара, год, Т=20 лет;

С_ост – остаточная стоимость резервуара после его уничтожения, определяемая как стоимость остатков (металлолома), С_ост=6,08 млн. руб.

По состоянию на 2014 год стоимость резервуара РВС-5000 м³ со стационарной крышей с учетом монтажных работ, стоимости оборудования (арматуры), накладных расходов, плановых накоплений (сметной прибыли строительно-монтажных организаций) и проектных работ составляет порядка 50 млн. руб. Норма амортизационных отчислений для металлических резервуаров составляет 2,8-5 %/год.

Остаточная стоимость разрушенного резервуара (по бухгалтерским документам предприятия) составляет 6,08 млн. руб.

Согласно статистическим данным частота возникновения пожара на РВС-5000 со стационарной крышей λ = 1,09·10^-4 1/год.

Следовательно, если пожар возникнет в начальный период эксплуатации резервуара, то ущерб при его уничтожении будет определяться величиной: 50·10⁶ – 6,08·10⁶ = 43,92·10⁶руб.

А если пожар возникнет в конце срока его службы, то потери будут минимальными (близки к нулю, смотри рис. 4.6). При этом предполагается, что поток пожаров является стационарным.

Рис. 4.6 График зависимости ущерба резервуара от его срока службы

При такой неопределенности, возникающей из-за очень больших интервалов между пожарами (обратная величина частоты пожаров), принято принимать величину износа основных фондов до периода математического ожидания пожара, соответствующего половине срока службы, то есть величина ущерба по резервуару принимается равной по формуле 4.6.2:

= 15,92 млн. руб.

Определим ущерб по оборотным средствам (нефти)

При аварийном разрушении РВС-5000 м³ уничтожается все содержимое резервуара (нефть).

В этом случае, с учетом 80 % степени заполнения резервуара, ущерб определяется из выражения:

, (4.6.3)

где ρ – плотность нефти, равная 0,903 т/м³;

Ц – цена нефтепродукта, ориентировочно 10041 тыс. руб./т.

Расчетное значение ущерба составит:

П_ос = 5000*0,8*0,903*10041 = 36,3 тыс. руб

Общий ущерб от разрушения одного резервуара объемом 5000 м³, с учетом ущерба нанесенного природной среде составит по формуле:

П_об=П_оф+П_ос+П_экол (4.6.4)

П_об = 15,92 + 36,3 + 1,7= 53,9 тыс. руб.

Средняя площадь разлива для рассматриваемого случая составляет 3590 м². Это означает, что при наступлении такого случая на территории ПСП в огне окажется соседний РВС-5000 м³, насосная, блоки реагентного хозяйства, насосная пенного тушения, емкости с пенообразователем РГС-100 м³ № 1 и № 2.

Следовательно, при средней степени износа резервуаров и доле их заполнения нефтью на 80% имеем следующие ожидаемые значения ущерба от разрушения резервуара (без внедрения защитной стенки).

Прямые потери, П_пр, в результате уничтожения, при аварии основных производственных фондов (здание, оборудование) составят:

- по РВС-5000 м³:

П_офу= 15,92+36,3=53,2 тыс. руб.

Потери предприятия в результате повреждения при аварии основных производственных фондов, П_о.ф.п:

-стоимость ремонта и восстановления оборудования – 50 млн. руб.;

- другие сооружения, попавшие в зону пожара (ориентировочно)- 5млн. руб.

Таким образом:

П_офп=50+5=55 млн. руб.

Повреждения материальных ценностей незначительны, ущерб имуществу третьих лиц не нанесен - остальные составляющие прямого ущерба не учитываются.

Таким образом, потери продукции составила:

П_п.п=53,9+55=112,9 тыс. руб.

3. Затраты на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии

Расходы, связанные с ликвидацией и локализацией аварии, П_л, составят:

-непредусмотренные выплаты заработной платы (премии) персоналу при ликвидации и локализации аварии -120 тыс. руб.;

-стоимость материалов, израсходованных при локализации (ликвидации) аварии - 300 тыс. руб.

Таким образом, потери при локализации и ликвидации аварии:

П_л = 120 000 +300 000 = 420 тыс. руб.

Расходы на мероприятия, связанные с расследованием аварии, - 100 тыс. руб.

Таким образом, расходы на локализацию (ликвидацию) и расследование причин аварии составят:

П_л.а= 120 000 + 100 000 = 220 тыс. руб.

4. Косвенный ущерб

Известно, что на предприятии средняя заработная плата производственных рабочих V_з.п1, составляет 37 тыс. руб./мес. (1681 руб./день);

- число сотрудников, не использованных на работе в результате простоя, составило 50 чел.; часть условно-постоянных расходов, V_з.п1, составляет 1681 тыс. руб./день.

Величина П_з.п, обозначающая сумму израсходованной зарплаты и части условно-постоянных расходов, рассчитываемая при Т_пр = 10 дней, составит:

П_з.п= (50×1681)×10 = 840500 руб.

На предприятии средней себестоимостью единицы недопроизведенного продукта на дату аварии составила 10041 р. Время, необходимое для ликвидации повреждений и разрушений, восстановления объемов принятой продукции на доаварийном уровне составит 10 дней. Среднесуточный прием нефти -32000 т/сут.

Таким образом, недополученная в результате аварии прибыль составит:

10 *32000*10041 = 3,2 тыс. руб.

Убытки, вызванные уплатой различных штрафов, пени и пр., П_ш, не учитываются, так как никаких штрафов, пени и пр. на предприятие не накладывалось.

Так как соседние организации не пострадали от аварии, недополученная прибыль третьих лиц не рассчитывается.

Таким образом, косвенный ущерб будет равен:

П_н.в = 840,5+3,2=4,05 тыс. руб.

4. Потери при выбытии трудовых ресурсов

Потери при выбытии трудовых ресурсов, П_в.т.р.г, в результате гибели одного работающего составят:

Из расчета регионального дохода (в среднем по промышленности) для данной области 9,50-10¹⁰ руб. и числа населения, занятого в промышленности, 2 057,5 тыс. человек.

П_в.т.р= 6000×(9,50-10¹⁰/2 057,5- 10³)/(52×5)= 1,06 тыс. руб.

В результате проведенного расчета суммарный ущерб от аварии по формуле составляет:

П_а = П_п.п + П_л.а+ П_экол + П_в.т.р(4.6.4)

П_в=112,9+420+4,05+1,7+1,06=220,1 тыс. руб.

Все данные сведены в таблицу 4.6.1

Таблица 4.6.1-

Результаты расчета ущерба от аварии

№	Вид ущерба	Величина ущерба, тыс. руб.
1	Прямой ущерб	112,9
2	В том числе ущерб имуществу третьих лиц	0
3	Расходы на ликвидацию (локализацию) аварий	420
4	Косвенный ущерб	4,05
5	В том числе для третьих лиц	0
6	Экологический ущерб	1,7
7	Потери от выбытия трудовых ресурсов	1,06
8	Итого:	220,1

Произведем расчет экономической эффективности предлагаемого проекта.

4.6.1 Технико- экономическое обоснование земляного обвалования

В качестве базового варианта принимается вариант защиты резервуарного парка с земляным обвалованием.

В качестве проектируемого варианта принимается вариант защиты резервуарного парка с железобетонным обвалованием с отбойным козырьком.

Произведем расчет капитальных затрат по вариантам защиты

Земляное обвалование:

- периметр – 326 м²;

- высота – 1,5 м;

- количество грунта на 1 м/п – 3 м³;

- цена за 1 м³ – 500 руб.;

- общая стоимость обвалования – 326·1500 = 489000 руб.;

- общая стоимость с учетом строительно-монтажных работ:

К₁ = 489000·1,8 = 880200 руб. (здесь, 1,8 – коэффициент, учитывающий стоимость строительно-монтажных работ, накладных расходов, плановых накоплений и транспортно-заготовительных расходов).

Определим эксплуатационные расходы.

С_i = С_ам + С_тр, (4.6.5)

где С_ам – амортизационные отчисления: С_ам = К_i·H_aмi/100 (здесь: Н_ам_i – норма амортизационных отчислений для соответствующего варианта защитной преграды: H_aм1 = 10%);

С_тр – затраты на текущий ремонт и обслуживание: С_тр = K_i·H_тp_i/100 (здесь: H_трi – норма отчислений на текущий ремонт и техобслуживание для соответствующего варианта защитной преграды: Нт_р1 = 3%);

Тогда:

С_ам1 = 880200·10/100 = 88020 руб/год;

С_тр1 = 880200*3/100 =26406 руб/год;

Эксплуатационные расходы на содержание и ремонт защитных ограждений составят:

С₁ = 88020 + 26406 = 114426 руб/год;

4.6.2 Технико- экономическое обоснование железобетонной стены с отбойным козырьком

Железобетонная стена с отбойным козырьком:

- периметр – 326 м²;

- высота – 3,34 м;

- количество бетона на 1 м/п – 4 м³;

- цена за 1 м³ (М:400) – 5000 руб.;

- цена за арматуру на 1 м/п – 2000 руб.;

- общая стоимость обвалования – 326*22000= 7172000 руб.;

- общая стоимость с учетом строительно-монтажных работ:

К₂ = 7172000*1.8 = 12909600 руб. (здесь, 1.8 – коэффициент, учитывающий стоимость строительно-монтажных работ, накладных расходов, плановых накоплений и транспортно-заготовительных расходов).

Определим эксплуатационные расходы.

С_i = С_ам + С_тр,

где С_ам – амортизационные отчисления: С_ам = К_i·H_aмi/100 (здесь: Н_ам_i – норма амортизационных отчислений для соответствующего варианта защитной преграды: Н_ам2= 1%);

Тогда:

С_ам2 = 12909600*1/100 = 129096 руб/год.

С_тр2 = 12909600*2/100 = 258192 руб/год.

Эксплуатационные расходы на содержание и ремонт защитных ограждений составят:

С₂ = 129096+258192= 387288 руб/год.

Определение годового экономического эффекта производится по формуле:

Э = (Е_н * К₁+ С₁ +П₁ ) - (Е_н * К₂+ С₂ +П₂ ), (4.6.6)

где Э - годовой экономический эффект или годовая экономия, руб.;

С₁- эксплуатационные расходы на содержание и ремонт защитных ограждений;

С₂- эксплуатационные расходы на содержание и ремонт защитных ограждений;

П₁ - общая потеря до внедрения проекта, 220,1 тыс. руб.;

П₂ - то же, после проведения мероприятия 53,9 тыс. руб.;

К₁ - капиталовложения или производственные фонды до проведения мероприятия в руб.;

К₂ - то же, после проведения мероприятий;

Е_н - нормативный отраслевой коэффициент экономической эффективности.

Э₁=Е_н*К₁+С₁+П₁=0.12*880200+114426+220,1=220,3тыс. руб./год

Э₂=Е_н*К₂+С₂+П₂=0.12*12909600+387288+53,9=55,8 тыс.руб./год

Так как Э₁>Э₂

Отсюда следует, что применение защитной бетонной стенки с отбойным козырьком экономически выгодно и целесообразно.

Э = Э₁-Э₂ = 154414 тыс. руб./год

Все данные сведены в приложение 1.

Доказательством эффективности проекта внедрения защитной стенки служит экономическая оценка предлагаемого варианта защиты, определённая расчетом в последнем разделе дипломного проекта.

Экономическая эффективность реализации проекта подтверждается быстрой окупаемостью затрат, как капитальных так и эксплуатационных. В случае проекта в год возможной аварии срок окупаемости составит 1,3 месяца.

Заключение

В дипломной работе произведен анализ пожарной опасности технологического процесса резервуарного парка ПСП «Альметьевск». Из анализа следует, что резервуарный парк имеет повышенную пожарную опасность, так как возможно образование горючих паровоздушных концентраций нефти при больших и малых дыханиях резервуаров РВС-5000 со стационарной крышей и в обваловании резервуарного парка и на территории при больших дыханиях, в помещении нефтенасосной при утечках из насосных агрегатов, а также при авариях и повреждениях оборудования и резервуаров с нефтью.

Определена категория помещения насосной для перекачки нефти по взрывопожарной и пожарной опасности.

Проведен проверочный расчет гасящего диаметра отверстий кассетного огнепреградителя, установленного на дыхательной линии технологического РВС-5000.

Проведено обоснование и расчет системы аварийного слива нефти из помещения нефтенасосной.

Проведен расчет защиты от розлива нефти при мгновенном разрушении резервуара.

Рассчитан экономический ущерб от загрязнения окружающей природной среды при пожаре разлива нефти.

Дано технико-экономическое обоснование вариантов защитных ограждений для резервуарного парка ПСП «Альметьевск».

Список литературы

1. Акимов В. А., Новиков В. Д., Радаев Н. Н. Природные и техногенные чрезвычайные ситуации: опасности, угрозы, риски. М.: Деловой экспресс, 2001 г. 345 с.

2. Волков О.М. Пожарная безопасность резервуаров с нефтепродуктами -М.: Недра, 2004 г. 360 с.

3. Воробьев Ю.Л., Акимов В.А., Соколов Ю.И.. «Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов». Москва, Ин-октава, 2005 г. 480с.

4. ВППБ 01-05-99 Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».

5. ГОСТ Р 12.3.047-98 Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля.

6. ГОСТ 12.1.004-91 Пожарная безопасность. Общие требования.

7. ГОСТ Р 12.3.047-98 Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля.

8. Корольченко А.Я. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов и средства их тушения: Справочник.- М.: «Наука», 2000 г. 713с.

9. Нормы по проектированию и эксплуатации ЖБР и РВС с устройством купольной крыши и понтона из алюминиевых сплавов -М.: ОАО «АК«Транснефть», 2003 г.

10. НПБ 110-03 Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализации.

11. НПБ 105-03 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности.

12. НПБ 88-2001 «Установки пожаротушения и сигнализации. Нормы и правила проектирования».

13. ППБ 01-03 Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.

14. Правила технической эксплуатации резервуаров магистральных нефтепроводов РД 39-0147103-385-07 - М.: Министерство нефтяной промышленности ВНИИ СПТ Нефть, 2007 г. 112 с.

15. Собурь С.В. Установки пожаротушения автоматические. - М.: Спецтехника. 2001 г. 435 с.

16. СНиП 2.11.03-03 Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы.

17. СП 5.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования.

18. СП 12.13130.2009 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности.

19. Теребнев В.В, Артемьев Н.С, Корольченко Д.Н. Промышленные здания и сооружения. Противопожарная защита. М.: «Наука», 2006 г. 260 с.

20. Техногенный риск: Анализ и оценка: учебное пособие для вузов,- М.: ИКЦ «Академкнига»,2004 г. 118с.

21. Федоров Н.В., Переслыпких Ф.Ф. Автоматические пожарные установки - Киев: Издательство Техника, 2009 г. 520 с.

22. Филимонов В.П. Пожаровзрывобезопасность .- М.: Стройиздат, 2003 г. 602 с.

23. Фомин В.И. Пожарная автоматика. Пожарная безопасность. Средства обеспечения пожарной безопасности. - М.: «Наука», 2006 г. 120 с.

24. Фомин В.И. Обслуживание установок пожарной автоматики.

Пожарная безопасность. - М.: «Наука», 2006 г. 115 с.

25. Федеральный закон №122-ФЗ «О пожарной безопасности» от 22.08.2004г.

Разработка технических решений обеспечивающих пожарную безопасность технологического процесса резервуарного парка

Разработка технических решений обеспечивающих пожарную безопасность технологического процесса резервуарного парка

Похожие работы на - Разработка технических решений обеспечивающих пожарную безопасность технологического процесса резервуарного парка