Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Краткое описание технологического процесса

пожар нефть повреждение перегонка

Установка AT (атмосферная трубчатка) предназначена для перегонки нефти до мазута. Сырье, поступающее на установку, т.е. сырая нефть, представляет сложный раствор взаиморастворимых углеводородов различного молекулярного веса (жидких, твердых и газообразных) с примесями различных солей и воды. От избыточного содержания солей и воды нефть очищается перед началом процесса перегонки.

Разнообразие углеводородов, входящих в состав нефти, и их различные температуры кипения дают возможность получать из нефти фракции с различными интервалами температур кипения от наиболее легких фракций до тяжелых. На установках AT, осуществляя совокупность ряда физических процессов (нагревание, испарение, конденсация), из сырой нефти, получает бензины, керосины, дизельное топливо и в остатке - мазут.

Аппаратная технологическая схема установки первичной перегонки нефти (AT) представлена в графической части.

Сырая нефть, очищенная от солей и воды, хранится на сырьевом складе в резервуарах 1. Из сырьевых резервуаров нефть забирается насосом и подается на установку для ее перегонки. Поступая на установку, нефть, прежде всего, подогревается до температуры 100-120°С в теплообменниках-подогревателях 2. Подогрев нефти ведется за счет использования теплоты конечного продукта перегонки мазута, который при выходе из низа ректификационной колонны имеет температуру до 350°С.

От подогретой до 100-120°С сырой нефти уже можно отделить наиболее легкие пары - пары бензина и растворенные в нефти газы. Для этого нефть из теплообменников 2 подают в предварительный испаритель 3. Предварительный испаритель - это вертикальная колонна с тарелками. При движении нефти по тарелкам колонны сверху вниз из нее отделяются пары легкого бензина и по трубопроводу 7 подаются в основную ректификационную колонну 8. В нижней части колонны 3 скапливается отбензиненная нефть, которая забирается горячим насосом 4 и под давлением до 1,6 МПа подается для основного подогрева в змеевик трубчатых печей 5. За счет тепла сжигаемого топлива нефть в трубчатой печи нагревается до температуры кипения мазута и поступает по линии 6 на ректификацию (разделение) в основную ректификационную колонну 8. Так как, давление в колонне небольшое (немного выше атмосферного), то на линии 6 имеется редуктор для снижения давления нефти, выходящей из трубчатой печи, до требуемой величины. Ректификационная колонна представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с тарелками. Нижняя часть колонны подогревается острым перегретым водяным паром, подаваемым по линии 24. Верхняя часть колонны питается орошением бензином, подаваемым по линии 13.

Поступающая в колонну нефть за счет взаимодействия жидкой фазы, движущейся по тарелкам сверху вниз, с паровой фазой, движущейся по колонне снизу вверх, разделяется на нужные фракции. Из верхней части колонны выходит самая легкая фракция - пары бензина в смеси с водяным паром. Эта смесь по шлемовой трубе 9 поступает на конденсацию и охлаждение в конденсатор-холодильник 10. Полученная смесь конденсата (бензин + вода) и несконденсировавшихся продуктов (пары бензина и легкие углеводородные газы) поступает на разделение в газосепаратор 11. В газосепараторе вода отстаивается от бензина и отводится из нижней части аппарата в дренажную канализацию. Бензин из средней части газосепаратора насосом 12 и подается на орошение по линии 13 и в резервуар товарной продукции 14. Газовая фаза отводится из верхней части газосепаратора на утилизацию.

Фракция тракторного керосина отводится из колонны 8 в холодильник 16 и в охлажденном виде насосом 15 по линии 17 подается в товарный парк. Фракция дизельного топлива отводится из колонны 8 в холодильник 19 и охлажденная, по линии 20 подается в резервуар товарного парка.

Остаток от перегонки нефти - горячий мазут из нижней части ректификационной колонны 8 прокачивается через подогреватели теплообменники 2 для подогрева сырой нефти. Затем мазут для окончательного охлаждения проходит холодильник 23 и насосом 22 по линии 21 подается в резервуары с мазутом. Режим работы основных аппаратов и их размеры приведены в исходных данных.

Все аппараты, кроме насосов, расположены на открытых площадках. Насосы размещены в насосной станции. План установки показан графической части.

2. Анализ пожаро-взрывоопасных свойств веществ, обращающихся в производстве

Вещества Показатель опасности	Вещества, обращающиеся в производственном процессе
	Нефть	Бензин	Керосин	Дизельное топливо	Мазут
Группа горючести	ЛВЖ	ЛВЖ	ЛВЖ	ГЖ	ГЖ
Температура вспышки, Твсп, 0С	-35	-36	4 (ЗТ)	68	85
Температура воспламенения, Твосп, 0С	-	-	-	-	-
Температура самовоспламенения, Тсвп, 0С	320	300	250	210	250
Нижний концентрационный предел распространения пламени, %	0,9 t=25 0С	1,08	1,0	0,5
Верхний концентрационный предел распространения пламени, %	5,36 t=25 0С	5,4		-
Нижний температурный предел распространения пламени, %	-21	-34	4	58	138
Верхний температурный предел распространения пламени, %	-8	-4	35	108	145
Температура тления, Твсп, 0С	-	-	-	-	-
Условия теплового самовозгорания	-	-	-	-	-
Минимальная энергия зажигания, мДж		0,39	0,181		5,6
Способность взрываться и гореть при взаимодействии с водой, кислородом воздуха и другими веществами
Нормальная скорость распространения пламени, м/с		0,44 при 620С	0,6
Минимальное взрывоопасное содержание кислорода, %
Минимальная флегматизирующая концентрация флегматизатора, %
Максимальное давление взрыва, кПа
Скорость нарастания давления взрыва, МПа/с
Класс опасности вещества	III	III	III	IX	IX
Класс опасности и подкласс вещества	3.1	3.1	3.2	9.1	9.1

В технологическом процессе принимают участие разнообразные легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, газы в холодном и нагретом состоянии при давлении до 1,8 МПа. Рассмотрим ниже пожароопасные свойства основных веществ, обращающихся в процессе.

Ш Нефть - легковоспламеняющаяся жидкость темно-бурого цвета, представляющая собой смесь углеводородов. Плотность 840-880 кг/м³, температура вспышки t_всп=-35⁰С, температура самовоспламенения t_с=320⁰С, температурные пределы воспламенения нижний - 21⁰С, верхний - 8⁰С, скорость выгорания 9-12 см/ч, скорость прогрева слоя и его нарастания 24-36 см/ч, температура пламени 1100⁰С, температура прогретого слоя 130-160⁰С.

Ш Бензин - бесцветная легковоспламеняющаяся жидкость представляющая собой смесь легких углеводородов. Плотность 730 кг/м³ температура вспышки t_всп = -36⁰С, t_c = 300⁰C, область воспламенения 0,9-7,5 объемных, температурные пределы воспламенения нижний -36⁰С, верхний -7⁰С, скорость нарастания прогретого слоя 70 см/ч, температура прогретого слоя 80-100⁰С, скорость выгорания 20-30 см/ч, температура пламени 1200⁰С.

Ш Керосин тракторный - легковоспламеняющаяся жидкость, используемая для реактивных двигателей. Плотность 809-823 кг/м³, t_всп = 4⁰С, t_с = 250⁰С, нижний концентрационный предел 1,0% объемных, температурные пределы воспламенения паров нижний 4⁰С, верхний 35⁰С.

Ш Дизельное топливо (зимнее) - горючая жидкость. Плотность 836 кг/м³, t_всп=68⁰С, t_с=240⁰С, температурные пределы воспламенения нижний 690С, верхний 119⁰С.

Ш Мазут - горючая жидкость. Плотность 890-995 кг/м³, скорость выгорания 6 см/ч, скорость нарастания прогретого слоя 24-42 см/ч, температура прогретого слоя 230-300⁰С, температура пламени 1000⁰С, t_всп = 140⁰С, t_с = 380⁰С, температурные пределы воспламенения нижний 138⁰С, верхний 145⁰С.

Из анализа пожароопасных свойств веществ видно, что в данном производстве применяются вещества, которые могут образовать горючую среду в аппаратах, в помещениях насосных и на территории установки.

3. Анализ пожарной опасности технологического процесса

3.1 Анализ образования горючей среды внутри и снаружи технологического оборудования при нормальных условиях работы и в результате повреждений

Внутри технологического оборудования при нормальных условиях для образования взрывоопасных концентраций должны выполняться два условия:

наличие паровоздушного пространства;

наличие жидкости при температуре, лежащей в интервале температурных пределов воспламенения (3.1).

t_нвп - 10⁰С ? t_раб ? t_впв+10⁰С, (3.1)

где t_раб - рабочая температура жидкости в аппарате, ⁰С,

t_нпв, t_впв - соответственно нижний и верхний пределы воспламенения жидкости с запасом надежности 10⁰С.

Для проверки условий образования взрывоопасных концентраций в аппаратах составляем таблицу 3.1.

Таблица 3.1. Оценка пожаровзрывоопасности среды внутри аппаратов

Наименование аппарата и вид жидкости	Наличие ПВП	Рабочая температура оС	Температурные пределы воспламенения	Заключение
			tн-10 оС	tв+10 оС
1	2	3	4	5	6
Резервуар с нефтью	есть	20	-31	+2	Взрывоопасная концентрация (ВОК) образуется
Трубчатые печи, нефть	нет	350	-31	+2	ВОК не образуется
Насосы горячие	нет	100	-31	+2	ВОК не образуется
Насос бензиновый	нет	30	-44	+4	ВОК не образуется
Холодильник-конденсатор (бензин)	нет	30	-44	+4	ВОК не образуется
Холодильник керосин	нет	40	-6	45	ВОК не образуется
Холодильник ДТ	нет	40	48	118	ВОК не образуется
Холодильник мазута	нет	40	128	155	ВОК не образуется
Газосепаратор	есть	30	-44	+4	ВОК образуется
Ректификационная колонна	нет	100-350	-44	+4	ВОК не образуется

Из проведенного анализа делаем вывод, что при нормальном режиме работы в аппаратах: резервуар с нефтью, предварительный испаритель, газосепаратор данного производства есть взрывоопасные концентрации, так как имеется паровоздушное пространство или температурный режим выше верхнего предела воспламенения с учетом коэффициента надежности.

Пожаровзрывоопасность аппаратов, при эксплуатации которых возможен выход горючих веществ наружу без повреждения их конструкций.

Взрывопожароопасные концентрации образуются при остановке работы аппаратов или трубопроводов в результате неполного удаления жидкостей, паров или газов из внутреннего объема системы, а при пуске аппаратов и трубопроводов - в результате недостаточного удаления воздуха.

Непосредственными причинами образования взрывоопасных концентраций при остановке аппаратов являются:

- неполное удаление из аппарата огнеопасных жидкостей. Если в резервуаре осталась горючая жидкость, то удалить ее последующей продувкой очень сложно;

- недостаточная продувка водяным паром или инертным газом внутреннего пространства аппаратов и трубопроводов от оставшихся жидкостей и паров;

- негерметичное отключение от подлежащих остановке аппаратов соединенных с ними трубопроводов с огнеопасными жидкостями или газами.

Просачиваясь через негерметичные задвижки, пары жидкостей постепенно накаливаясь, могут образовать взрывоопасные концентрации даже в полностью опорожненных и правильно продутых аппаратах и трубопроводах.

Нефть - легковоспламеняющаяся жидкость темно-бурого цвета, представляющая собой смесь углеводородов. Плотность 840-880 кг/м³, температура вспышки t_всп=-35⁰С, температура самовоспламенения t_с=320⁰С, температурные пределы воспламенения нижний - 21⁰С, верхний - 8⁰С, скорость выгорания 9-12 см/ч, скорость прогрева слоя и его нарастания 24-36 см/ч, температура пламени 1100⁰С, температура прогретого слоя 130-160⁰С.

Оценку пожаровзрывоопасности среды внутри технологического оборудования производят согласно ГОСТ 12.1.044-89. Для того чтобы среда внутри резервуара была горючая необходимо соблюдение следующего условия:

,

где: % и %.

где _н,в-нижний и верхний концентрационные пределы распространения пламени и равны для нефти соответственно 0,9-5,36% (6). Рабочая температура 25С,

.

Тогда

.

_s - концентрация насыщенных паров, которая приблизительно равна рабочей концентрации в резервуаре _р, т.е.

,

где: Р_р - рабочее давление в аппарате 1. 10⁵ Па (по условию); Р_s - давление насыщенных паров, определяется по формуле:

170,2 кПа.

Следовательно,

Отсюда делаем вывод, условие 0,9 < 1,67 < 5,36 соблюдается, следовательно, среда в аппарате пожаровзрывоопасная.

При нормальной работе хранилищ нефти возможен выход горючих паров в случае нагрева при изменении температуры окружающего воздуха. В этом случае имеет место «малое» дыхание. При «малом» дыхании количество выходящих паров определяют место по следующей формуле:

где G_м - масса горючих паров, вышедших из емкости, кг; V_св - величина свободного объема, м³; Р_р - рабочее давление, Па; Т₁ - начальная температура, К; Т₂ - конечная температура, К; ₁ - начальная концентрация насыщенных паров, об. доля (%); ₂ - конечная концентрация насыщенных паров, об. доля (%); _ср - средняя концентрация насыщенных паров, об. доля (%); М - молярная масса, кг. моль^-1.

Отсюда объем взрывоопасной смеси

^н_г,без - безопасная концентрация паров, кг. м^-3.

Безопасную концентрацию горючих паров определяем по уравнению:

где: ^н_{г, без.} - безопасная концентрация паров, об. доля (%); V_t= 22,413 м³. кмоль^-1 - объем, занимаемый 1 кмоль паров.

Безопасную концентрацию горючих паров определяем по уравнению:

^н_{г, без}= 0,9 (_н - 0,7R)

где: _н - нижний концентрационный предел распространения пламени, %; R = 0,3 - воспроизводимость метода определения показателя пожарной опасности.

Затем принимаем взрывоопасную зону цилиндрической формы, где высота равна диаметру. Диаметр зоны взрывоопасных концентраций определяем по формуле:

Определим объем взрывоопасной зоны при наиболее опасном случае выхода паров нефти при следующих исходных данных:

· начальная температура 25С

· конечная температура 40С

Определяем давление насыщенных паров при начальной и конечной температуре:

Р_Н1= 170,2 кПа.

Р_Н2= 252,3 кПа.

Определяем рабочую концентрацию паров нефтепродуктов при начальной и конечной температурах:

_{Р 1}= 1,702/ 101,325. 100= 1,679%

_{Р 2}= 2,523/ 101,325. 100= 2,49%

Определим среднюю рабочую концентрацию:

_ср = %

Определяем массу горючих паров вышедших из резервуаров при «малом» дыхании:

G_М=

Определим безопасную концентрацию горючих паров:

_г.без. = 0,9 (0,9-0,7. 0,3)= 0,621%.

Определим безопасную концентрацию горючих паров в объемных долях:

^н_{г, без.} = кг. м^-3;

V_в.з =.

Диаметр взрывоопасной зоны:

м.

Следовательно, радиус взрывоопасной зоны составляет 14,7 м.

Произведу оценку выхода паров нефти при «большом» дыхании.

При «большом» дыхании количество выходящих паров определяют по следующей формуле:

где G_б - масса горючих паров, вышедших из емкости, кг; V - изменение объема, м³; Р_р - рабочее давление, Па; Т_р - рабочая температура, К; _s - концентрация насыщенных паров при рабочей температуре, об. доля; М - молярная масса, кг моль^-1.

Объем взрывоопасной зоны определяем по уравнению:

V_вз=

^н_г,без - безопасная концентрация паров, кг м³.

Безопасную концентрацию горючих паров определяем по уравнению:

где: ^н_г,без - безопасная концентрация паров, об. доля; V_t= 22,413 м³ кмоль^-1 - объем, занимаемый 1 кмоль паров.

Безопасную концентрацию горючих паров определяем по уравнению:

^н_г,без= 0,9 (_н - 0,7R)

где: _н - нижний концентрационный предел распространения пламени, %; R=0,3 - воспроизводимость метода определения показателя пожарной опасности.

Затем принимаем взрывоопасную зону цилиндрической формы, где высота равна диаметру. Диаметр зоны взрывоопасных концентраций определяем по формуле:

Определяю объем взрывоопасной зоны при наиболее опасном случае выхода паров нефти.

При следующих исходных данных:

· температура окружающего воздуха 40С;

· величина нижнего концентрационного предела распространения пламени 0,9%;

· объем, заполняемый нефтью 1200 м³ (степень заполнения 0,9);

· Молярная масса нефти - 121. кмоль^-1;

Определяем безопасную концентрацию горючих паров:

_{г, без}= 0,9 (0,9 - 0,7. 0,3)= 0,621%;

Безопасная концентрация (массовая) горючих паров:

^н_г,без= .

Масса вышедших паров:

G_б=

Объем взрывоопасной зоны:

V_вз=

Диаметр взрывоопасной зоны:

Следовательно, радиус взрывоопасной зоны составляет 24,5 м.

3.2 Анализ источников зажигания и путей распространения пожара

При ремонте и эксплуатации технологического оборудования имеет место высечение искр при использовании искрящего инструмента. Размеры искр удара и трения, которые представляет собой раскаленную до свечения частичку металла, обычно не превышающую размера 0,5 мм, а их температура находится в пределах температуры плавления металла. Температура искр, образующихся при соударении металла, способных вступить в химическое взаимодействие друг с другом с выделением значительного количества тепла, и может превышать температуру плавления.

Открытые источники огня

Пожары, вызванные открытым огнем довольно частое явление. Это объясняется не только тем, что открытый огонь широко используется для производственных целей, при аварийных и ремонтных работах и поэтому нередко создаются условия для случайного контакта пламени с горючей средой, но и тем, что температура пламени, а также количество выделяющегося при этом тепла достаточно для воспламенения почти всех горючих веществ. Трубчатые печи с огневым обогревом характеризуются наличием горящего топлива, высоко нагретой теплообменной поверхностью и раскаленными конструктивными элементами топки. При сжигании газообразных веществ действительная температура горения колеблется в пределах 1200-1400⁰С, жидкостей 1100-1300⁰С.

При такой температуре аппаратов огневого действия всякие повреждения и аварии смежных аппаратов, сопровождающиеся выходом наружу горючих жидкостей, паров или газов и распространением их в сторону печей, неизбежно приведут к возникновению вспышки и пожару. Для безопасного ведения процесса необходимо предусматривать паровую защиту печей.

Значительную пожарную опасность представляют собой огневые ремонтные и монтажные работы. Пожарная опасность обусловлена не только открытым пламенем, но и наличием раскаленного и расплавленного металла. При газовой сварке температура пламени дуги при использовании угольных электродов составляет 3200-3900⁰С, стальных электродов 2400-2600⁰С. При попадании на горючие материалы искры воспламеняют их.

Тепловое проявление химической реакции

По условиям технологии, находящиеся в ректификационных колоннах, трубчатых печах, насосах, жидкости нагреты до температуры превышающей температуру их самовоспламенения. Появление неплотностей в аппаратах и трубопроводах и соприкосновение с воздухом выходящего наружу продукта, нагретого выше температуры самовоспламенения, сопровождается его загоранием.

Определенную опасность в возникновении загораний и пожаров являются случаи самовозгорания отложений сернистых соединений железа.

Окисление сернистых соединений железа начинается с подсыхания поверхности и соприкосновения ее с кислородом воздуха, при этом температура постепенно повышается, появляется голубой дымок, а затем и пламя. В результате этого отложения разогреваются иногда до температуры 600-700⁰С.

Избежать самовозгорания сернистого железа можно путем химической очистки от сероводорода, поступающих на обработку нефтепроводов и самой нефти.

Возможные пути распространения пожара

Пожары на нефтеперерабатывающих заводах протекают в сложных условиях с быстрым распространением огня на соседние аппараты и участки, и, зачастую, принимают характер катастрофы с огромным материальным ущербом. Наличие больших объемов легковоспламеняющихся и горючих жидкостей приводит к тому, что пожар на установке может принять значительные размеры. Условиями распространения горения на установке являются: разливы по территории установки горючих и легковоспламеняющихся жидкостей; разветвленная сеть промышленной канализации при неэффективности гидравлических затворов в колодцах; отсутствие аварийных сливов из емкостных аппаратов, линий стравливания газовоздушных смесей из аппаратов; разветвленная сеть трубопроводов при отсутствии на них гидравлических затворов. При пожаре возможен взрыв, так как имеет место образование взрывоопасных концентраций в них. Испарение паров легковоспламеняющихся жидкостей и газов будет создавать газовоздушную смесь, которая при ветреной погоде будет перемещаться к возможному очагу пожара.

Расчет аварийного слива резервуара с нефтью.

Продолжительность аварийного слива нефтепродуктов из емкостей определяется зависимостью

ф_слив=ф_опор.+ф_о.п.?[ф_слив],

где: ф_слив - производительность аварийного слива, с;

ф_опор - опорожнения аппарата, с;

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

[ф_слив] - допустимая продолжительность аварийного слива, с.

Резервуар с нефтью - вертикальный цилиндрический аппарат d=15,2 м, Н=12 м, V=2000 м³, степень заполнения =0,9.

Продолжительность опорожнения емкости определяется по формуле

ф_опор = ,

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

_сист - коэффициент расхода системы

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

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

Определим сечение сливного трубопровода на выходе в аварийную емкость:

где: d - диаметр выходного патрубка, м принимаем d _вых =0,28 м.

.

Расстояние от выпускного отверстия емкости до выходного сечения аварийного трубопровода принимаем h=6,5 м. Аварийную емкость необходимо расположить на расстоянии 30 м от аппаратуры наружной установки. Аварийный слив осуществляется самотеком. Вместимость аварийной емкости принимаем 2000 м³_. Трубопровод аварийного слива проложим с односторонним уклоном в направлении аварийной емкости. Линия аварийного слива от распространения пламени защищается гидравлическим затвором.

Определим коэффициент расхода системы методом последовательных приближений

,

где: _сист - коэффициент сопротивления системы.

_сист= ,

где: - коэффициент сопротивлению трения для рассматриваемого участка трубопровода;

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

- коэффициент местного сопротивления на рассматриваемом участке системы слива.

Коэффициент л ориентировочно берем из справочной литературы.

л=0,0365 для d=280 мм

l₁+l₂=30 м d₁=d₂=280 мм

По справочным данным находим коэффициент местных сопротивлений:

- прямой ввод в сливной патрубок о₁=0,5;

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

- тройник для прямого потока о=2·0.55=1,1

- полностью открытая задвижка о=0,15;

- гидравлический затвор о=1.3;

- колено аварийного трубопровода о=2·1=2;

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

,

где: , так как диаметр трубопровода одинаков по всей длине.

где: ц_оп. - принимаем равным 60 с.

Допустимая продолжительность аварийного режима не должна превышать:

t_сл = 900 с

Определим продолжительность аварийного слива:

t_сл = 750 + 60 = 810 с

при t_сл = 1524 с условия аварийного слива нефти из емкости выполняются:

t_сл = 810 с t_сл =900 с

Вывод: система аварийного слива нефтепродуктов обеспечит сброс продукта при аварии или пожаре.

4. Определение соответствия технологии производства требованиям нормативных правовых актов по пожарной безопасности

Самую большую опасность для производства представляют повреждения и аварии технологического оборудования и трубопроводов, в результате которых значительное количество горючих веществ выходит наружу, вызывая опасное скопление паров жидкости, загазованность открытых территорий, разлив жидкости на большие площади.

Аварии при эксплуатации технологического оборудования возникает в результате механических, химических и электрических воздействий. К механическим воздействиям можно отнести: сверхрасчетные давления, возникающие при нарушении материального баланса и режима работы насоса, повышение сверхрасчетной температуры, накипи на отводящих трубопроводах, уменьшающих их сечение, гидравлические удары, вибрации, температурные перенапряжения. Химическая коррозия происходит за счет воздействия кислорода воздуха и сероводорода, содержащегося в сырой нефти. От кислородной коррозии происходит образование ржавчины

4Fe + 3O₂2Fe₂O₃

Окисел Fe₂O₃ не обладает механической прочностью и легко отслаивается от металла. Сероводород при температуре310^оС и выше разлагается, в результате чего происходит процесс диссоциации сероводорода с образованием элементарной серы и взаимодействия ее с металлом, например:

H₂SH₂+S (термическая диссоциация)

2H₂S+O22H₂O+₂S (окисление)

Fe+SFeS (коррозия)

Сернистые соединения представляют собой пористые вещества, не обладающие большой механической прочностью, и легко отслаиваются от железа. Разрушение материала стенок трубопроводов и аппаратов образуется и за счет электрохимической коррозии, наиболее часто встречающийся. Одной из разновидности, которой является атмосферная коррозия. В присутствии влаги на поверхностях трубопроводов и аппаратов образуется тонкая пленка с растворенными в ней воздухом и примесями, присутствующими в атмосфере. Эта пленка влаги и является электролитом. В результате электрохимического воздействия электролита на металл происходит растворение последнего, что приводит к утоньшению металла и снижению его механической прочности. Проведем несколько проверочных расчетов на возможность разрушения аппаратов или трубопроводов.

Расчет на прочность трубопроводов при гидравлическом ударе

Определим силу гидроудара при закрытии задвижки в стальном трубопроводе d 400 мм и толщиной стенки 5 мм.

По трубопроводу протекает нефть со скоростью 1,2 м/с и объемным весом 860 кг/м³

Для определения приращения давления в трубопроводе воспользуемся формулой Н.Е. Жуковского 3:

,

где: - плотность жидкости, кг/м³;

- уменьшение скорости движения при торможении струи м/с;

v - скорость распространения ударной волны м/с/

,

где Е_ж - модуль упругости жидкости, Па;

Е - модуль упругости материала трубопровода, Па;

d - внутренний диаметр трубопровода, м;

- толщина стенки трубы.

.

.

Приращение давления на 0,484 МПа сверх нормы может привести к повреждению трубопровода и истечению нефти.

Определим общее количество нефти, выходящей при полном разрушении резервуара, при подаче ее по двум трубопроводам, а также количество испарившейся нефти и объём, в котором при этом может образоваться горючая концентрация.

Объём резервуара V = 1200 м³, степень заполнения Е = 0,9, температура 25С, диаметр трубопроводов D_тр = 100 мм, расход насосов q₁=1,6 м³. ч^-1, q₂ = 0,5 м³. ч^-1. Время отключения трубопроводов принимается равным 120 с, время испарения разлившейся жидкости 1 ч, расстояние от аппарата до задвижек на трубопроводах 8 м; 1 л горючей жидкости разливается на 1 м². Нефть находится в аппарате при атмосферном давлении.

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

G_п = G_ап + G ^/_тр + G ^//_тр,

где G_п - количество веществ, выходящих из системы при полном разрушении аппарата, кг; G_ап - количество веществ, выходящих из разрушенного аппарата, кг; G ^/_тр, G ^//_тр - количество веществ, выходящих из трубопроводов (соответственно) до момента отключения и после закрытия задвижек или других запорных устройств, кг.

Для аппаратов с жидкостями определяется по формуле:

G_П,Ж = (V_АП. Е + q_i,H + L_i,тр. f_i,тр)_t,ж;

где V_ап - внутренний объём аппарата 2000 м³ (по условию); Е = 0,9 - степень заполнения аппарата (по условию); q_i,H - расходы насосов q₁ = 2,5 м³. ч^-1, q₂ = 0,5 м³. ч^-1 (по условию); L_i,тр, f_i,тр - соответственно длина 10 м (по условию) и сечение участков трубопровода (м²) (от аварийного аппарата до запорного устройства), из которого происходит истечение жидкости; _t,ж - плотность жидкости 840 кг. м^-3; - время отключения трубопроводов 120 с = 0,033 ч (по условию).

G_П,Ж = (2000. 0,9 + 2,5. 0,033 + 0,5. 0,033 + 10. 0,00785). 840 = 1512149 кг.

Здесь (по условию).

Количество испарившейся жидкости определяется по формуле:

m = W F_И ,

где W - интенсивность испарения кг. с^-1. м^-2; F_И - площадь испарения, принимается, что 1 л разливается на 1 м²; = 1 ч =3600 с - время испарения.

Интенсивность испарения определяется по формуле:

где = 1 коэффициент, принимаемый по табл. 3 в зависимости от скорости и температуры воздушного потока над поверхностью испарения; Р_н - давление насыщенного пара при расчетной температуре жидкости t_р определяемое по справочным данным в соответствии с требованиями п. 1.4. кПа; М = 57 кг/моль молярная масса.

Давление насыщенного пара определяем по формуле:

170,2 кПа.

Определяем интенсивность испарения:

W = 10^-6. 1=187,2. 10^-5 кг. с^-1. м^-2.

Определяем объем вылившейся нефти:

= 1800000 л.

Тогда количество испарившейся жидкости равно:

m = 187,2. 10^-5. 1800000. 3600 = 12130560 кг.

Определяем объём взрывоопасной концентрации по формуле:

,

где _н,г,без - нижний концентрационный предел воспламенения кг. м^-3, определяется по формуле:

,

где V_t - молярный объём паров при рабочих условиях м³. кмоль^-1; определяется по формуле

,

где V_O = 22,4135 м³. кмоль^-1 - молярный объём паров при нормальных условиях; Т₀ = 273,15К - температура при нормальных физических условиях (t₀ = 0⁰C); Т_р = 25⁰С - рабочая температура (по условию); Р₀ = 101,325 кПа - давление при нормальных условиях; Р_общ - общее давление в системе (по условию нефть находится в аппарате при атмосферном давлении 101,325 кПа). Значит:

24,45 м³;

Тогда:

кг. м^-3,

Следовательно, объём взрывоопасной концентрации составит:

м³.

5. Определение категорий помещений и / или наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности, классов взрывоопасных и пожароопасных зон

Проведем расчет избыточного давления взрыва для паров легко воспламеняющихся и горючих жидкостей по формуле (4) [19].

где Н_т - теплота сгорания, Дж/ кг;

с_в - плотность воздуха до взрыва при начальной температуре Т₀, кг/м³;

С_р - теплоемкость воздуха, Дж/кгК (допускается принимать равной 1,01Ч 10³ Дж/кг^ЧК);

Т₀ - начальная температура воздуха, К

Z - коэффициент участия горючего во взрыве, который может быть рассчитан на основе характера распределения газов и паров в объеме помещения согласно приложению. Допускается принимать значение Z по табл. 2;

V_св - свободный объем помещения, м³,

К_н коэффициент, учитывающий негерметичность помещения и неадиабатичность процесса горения. Допускается принимать К_н равным 3.

Р₀ - начальное давление, кПа (допускается принимать равным 101 кПа);

т - масса горючего газа (ГГ) или паров легковоспламеняющихся (ЛВЖ) и горючих жидкостей (ГЖ), вышедших в результате расчетной аварии в помещение.

Для расчета примем следующие значения:

Н_Т=45000 кДж/кг,

Т=120с,

с_в=1,205 кг/м³,

С_р=1,01 10³ Дж/кг К,

Z=0,3,

V_св=134 м³,

К_н=3,

Р₀=101 кПа,

Р_н=1,64 10⁴ Па.

Определим массу по формуле из [19].

где: W - интенсивность испарения, кг/с м²;

F_и - площадь испарения, м²;

площадь испарения при разливе на пол определяется (при отсутствии справочных данных) исходя из расчета, что 1 л смесей и растворов, содержащих 70% и менее (по массе) растворителей, разливается на площади 0,5 м², а остальных жидкостей - на 1 м² пола помещения;

Т - время отключения трубопроводов, с.

В свою очередь интенсивность испарения определяется:

Подставив числовые значения в формулу (8.3) получим:

Определяем по формуле (8.2) массу паров жидкости:

Определим избыточное давление взрыва по формуле (8.1):

Так как максимальное давление взрыва 7,5 превышает допустимую по НПБ105-95, т.е. 5 кПа, то данное помещение относится к категории А.

Выводы

Огромное влияние на экономику нашей страны оказывает нефтяная индустрия. Роль нефти и продуктов ее переработки для народного хозяйства чрезвычайно велика. Из нефти получают бензин, керосин, реактивные дизельные и котельные топлива, сжиженные газы и сырье для химических производств. Без продуктов переработки нефти немыслимы работа энергетики, транспорта, строительство зданий и дорог, производство резины и многих химических продуктов. Поэтому важнейшие полезные ископаемые - нефть и газ требуют к себе самого бережного отношения.

За последние годы произошли крупные изменения в технологии переработки нефти. Появилось новое, более совершенное и высоко производительное оборудование. Все более широко вводятся в технологию каталитические процессы с глубокими химическими превращениями сырья. Возрастают мощности единичных производственных агрегатов. Широко используется комбинирование технологических процессов в одной установке, что значительно увеличивает пожаровзрывоопасность технологических процессов.

Оценка пожаровзрывоопасности производственных объектов необходима для решения вопросов их безопасности и приведения в соответствие с фактическим и требуемым уровнями взрывопожарной безопасности с целью снижения пожаров и приносимого ими ущерба. Для профилактики аварийных ситуаций необходимо прогнозирование, позволяющее выявить места возможных аварий на объекте и разработать мероприятия по снижению негативных последствий.

Таким образом, в соответствии с категорией взрывоопасности, определяются нормативные противопожарные и технологические требования к аппаратурному снабжению, системам контроля, управления и автоматической противоаварийной защиты и т.д.

Поэтому правильность выбора категории взрывоопасности технологических объектов является одним из основных вопросов решаемых государственными надзорными органами и администрацией объекта и влияет на качество предлагаемых мероприятий по всем направлениям профилактической работы на предприятии.

В курсовом проекте на основании противопожарного обследования установки первичной перегонки нефти проведен анализ пожарной опасности технологического процесса.

Выявлены причины образования горючей среды внутри аппаратов, как при нормальном режиме работы, так и при аварийных ситуациях; технологические источники зажигания, пути распространения пожара, произведен расчет категории по взрывопожарной и пожарной опасности помещения насосной.

Литература

1. Безопасность технологических процессов. Методические указания к выполнению курсовой работы: Учебное пособие / В.В. Исаев. - Гомель, 2011

2. Алексеев М.В., Волков М.О., Шатров Н.Ф. «Пожарная профилактика технологических процессов производств», ВИПТШ, - М., 1986 г.

3. НПБ 5-2005 Категорирование помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности; МЧС РБ, - Мн., 2006 г.

4. Горячев С.А., Клубань В.С. Задачник по курсу «Пожарная профилактика технологических процессов», ВИПТШ, - М., 1996 г.

5. Сучков В.П. Методические указания к изучению темы «Категорирование помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности» курса «Пожарная профилактика технологических процессов производств», ВИПТШ, - М., 1988 г.

6. Баратов А.Н. Справочник «Пожаровзрывоопасность веществ и материалов и средства их тушения» 1 и 2 части.

Размещено на Allbest.ru