Реконструкция нефтебазы ТОО "Алемтрансойл" в п. Чингирлау

Основным специальным узлом системы мойки является напорно-откачивающий блок, включающий гидромонитор с ручным приводом, смонтированный на фланцевой крышке люка-лаза резервуара и позволяющий изменить направление струи; напорный трубопровод и патрубок для откачки размытого остатка.

Гидравлическая схема мойки резервуара представлена на рисунок 3.2. Напорно-откачивающие блоки подключаются к коллекторам подачи ТМС и откачки размытого остатка, которые в свою очередь подключаются к приемо-раздаточным трубопроводам резервуара.

В зависимости от условий работы может комплектоваться сменными соплами различного диаметра. После проветривания резервуара рабочий в изолирующем противогазе удаляет с днища донные отложения с помощью лопаты, нагружая шнековый транспортер, подающий их в установку для рекультивации тяжелых нефтеотходов УРТН.

После переработки тяжелых нефтеотходов углеводородная часть поступает в сборник, а отмытый шлам утилизируются.

Для подачи моющего раствора "О-БИС" на стенки, верхнее перекрытие (крышку) и днище резервуара используют моечную машинку, закрепленную на трубе. Машинка представляет собой двух или трехступенчатый бронепойт, привод которого состоит из водяной турбины, вращающейся под напором моющего раствора. При этом сопла машинки поворачиваются в горизонтальном и вертикальном направлениях, что позволяет обработать всю поверхность резервуара.

Далее зачистка осуществляется в следующем порядке:

а) водный раствор с "О-БИС" подается из УМПС в резервуар через моечную машинку; б) по линии 9 насос откачивает смешанные с раствором "О-БИС" остаточные нефтепродукты в установку УМПС; в) процесс отмывки повторяется до полной очистки резервуара; г) время (кратность) отмывки зависит от площади отмываемой поверхности, ее загрязненности и времени года; д) после отстоя (10 - 15 мин) выделенные из раствора нефтепродукты перекачиваются в резервуар 2 и могут быть использованы по назначению; е) очистившийся водный раствор "О-БИС" направляется для отмывки следующих резервуаров; ж) отмытый (зачищенный) резервуар должен быть принят от ответственного лица-бригадира специально назначенной комиссией с оформлением акта.

Гидромонитор ГМ-1М предназначен для отмывки от загрязнений нефтью, мазутом и нефтепродуктами внутренних поверхностей емкостей и цистерн струей воды или моющей жидкости. Для работы гидромонитора необходимо обеспечить подачу в него моющей жидкости под давлением 0,5±0,1МПа. Расход моющей жидкости при давлении 0,5МПа - 10±1,5 куб.м/час; температура не более 90^оС.

На отложения воздействуют направленной напорной струей моющего раствора. Напорная струя при соударении со стенкой растворяет и смывает отложения, которые откачиваются из резервуара откачивающим насосом. Из резервуара промывочная смесь направляется в отстойник, где происходит отстой воды от нефтепродукта

Моечная машинка и параметры режима работы (расход и давление моющей жидкости) должны подбираться с учетом обеспечения промывки наиболее удаленных от моечной машинки зон в резервуаре (окрайки днища). Сравнивая требуемую длину струи по зависимости эффективной длины струи от давления на выходе из сопла для моечных машинок, по зависимости эффективной длины струи от давления на выходе из сопла для моечных машинок, можно сделать вывод, что гидромонитор ГМ-1М подходит [7].

3.3 Гидравлический расчет гидромонитора

Рабочая скорость моющего раствора (м/с) [7]

, (3.1)

где V - расход гидромонитора, м³/ч;

D - диаметр трубы, м.

Потребное давление водного раствора

, (3.2)

где 1,05 - коэффициент, учитывающий местные сопротивления (повороты и др.);

?р_{г. у} и ?р_{в. у} - суммы потерь давления на горизонтальных и вертикальных участках соответственно.

Потери давления на горизонтальном участке

, (3.3)

где L - длина участка, м;

с_п- плотность раствора, кг/м³

Потери давления на вертикальном участке

Р_г = L_гgс_п, (3.4)

Принимая расход гидромонитора, равной 15 м³/ч, рабочая скорость моющего раствора на вертикальном участке гидромонитора

=14,7 м/с, (3.6)

где V - расход гидромонитора, м³/ч;

D - диаметр трубы, м.

Рассчитываем потери давления на горизонтальном участке по формуле (3.3)

=0,77 МПа, (3.7)

Потери давления на вертикальном участке по формуле (3.4)

Р_в.у = 0,4·9,81·1024=0,004 МПа (3.8)

Потребное давление водного раствора по формуле (3.2)

3.4 Кинематический расчет гидромонитора

Частота вращения турбинки n₁=8000мин^-1;

Передаточное число червячной пары u₁=8;

Тогда частота вращения на червячном колесе (предварительно)

n₁===1000 мин^-1; (3.10)

Частота вращения конического колеса n₃=n₂=1000 мин^-1;

Передаточное число конической пары u₂=1/1,25;

Частота вращения конической шестерни

n₄==1000/=2500 мин^-1; (3.11)

Частота вращения цилиндрической шестерни n₅=2500мин^-1;

Передаточное число цилиндрической пары u₃=4;

Тогда частота вращения цилиндрического колеса

n₆===625мин^-1; (3.12)

Общее придаточное число

u=u₁·u₂·u₃=8·1/2,5·4=12,8 (3.13)

3.5 Силовой расчёт гидромонитора

Вращающий момент на валу турбинки T₁=2,0 Н·м;

Вращающий момент на валу червячного колеса T₂=T₁·u₁=2.0·8=16 Н·м;

Вращающий момент на валу конического колеса T₃= T₂=16Н·м;

Вращающий момент на валу конической шестерни T₄=T₃·u₂=16·1/2,5=6,4Н·м;

Вращающий момент на валу цилиндрической шестерни T₅=T₄=6,4 Н·м;

Вращающий момент на цилиндрическом колесе T₆=T₅·u₃=6,4·4=25,6 Н·м.

3.6 Расчет червячной пары гидромонитора

1. Ориентировочное значение КПД

(3.14)

2. Вращающие моменты на валах: Т₁=2 Н·м; Т₂=Т₁·u₁·з= 2,0·8·0,912=24,59 Н·м

3. Принимаем z₁=4, тогда z₂=u₁·z₁=8·4=32>z_2min=28

4. Ориентировочное значение скорости скольжения

(3.15)

При =8,4 м/с >5 м/с

5. Материалы венца червячного колеса и червяка принимаем для венца червячного колеса оловянную бронзу Бр 010ф1. она обладает высоким антифрикционным и противозадирным свойством, (отливка в кокиль). По табл. 9.2 [16] для червяка принимаем сталь 20Х с термообработкой.

6. Допускаемые напряжения для материала Бр 010ф1 венца колеса: допускаемое контактное напряжение по табл. 11.3 [16]

Н/мм², (3.16)

где =0,8 - коэффициент, учитывающий интенсивность изнашивания зубьев колеса;

=44 Н/мм² - допускаемое напряжение изгиба.

7. Межосевое расстояние

=52,7 мм, (3.17)

принимаем по ГОСТ 2144-76 =50 мм

8. Предварительное значение модуля зацепления

(3.18)

принимаем m=2,5 мм

9. Коэффициент диаметра червяка

q?0,25·32=8

Сочетание значений m=2,5 мм и q=8 обеспечивается

10. Основные размеры червяка

d₁=q·m=8·2,5 = 20 мм

d_а1=d₁ + 2m=20 + 2·2,5=25 мм; d_f1=d₁ - 2,4 m=20 - 2,4·2,5=14 мм

в₁=(с₁+с₂z₂)m=(12,5+0,9·32)2,5=103,25 мм,

где с₁ и с₂ - вспомогательные коэффициенты.

Увеличиваем в₁ на 3m=3·2,5=7,5 мм и принимаем в₁=110 мм.

Длительный угол подъема г линии витка

tg г = z₁/q=4/8=0,5; г=26^о30?

11. Основные размеры червячного колеса

d₂=m·z₂=2,5·32=80 мм;

d_а2=d₂ + 2m=80 + 2·2,5=85 мм; d_f2=d₂ - 2,4 m=80 - 2,4·2,5=74 мм

d_ам2?d_а2 + 6m/(z₁+2)=85 + 6·2,5/(4+2)=87,5 ?мм; в₂ ? 0,75d_а1=0,75·25=18,75 мм

12. Фактическая скорость скольжения

(3.19)

13. КПД передачи з по формуле (11.20 [16]).

По таблице 11.2 [16] при = 9,36 м/с. Принимаем ц= 0^о50^/. Тогда

(3.20)

3.6 Предварительный расчет валов

Ведущий вал червячной передачи

Червяк выполним за одно целое с валом. Диаметр выходного конца при допускаемом напряжении [ф_к]=25 МПа

(3.51)

Принимаем = 10 мм. Шпонка сегментная под турбинкой, под подшипником диаметр вала 12 мм, далее идет диаметр 13 мм и сам червяк = 14 мм

Ведомый вал червячной передачи.

Учитывая влияние, принимаем изгиба вала от посадки консольного колеса конической зубчатой передачи [ф_к]=20 МПа

Диаметр выходного конца вала

Принимаем =18 мм, под подшипником =20 мм, под червячном колесом =22 мм

Вал конической шестерни и цилиндрической шестерни.

Учитывая влияние изгиба вала, принимаем [ф_к]=20 МПа.

Выходной конец вала со стороны конической шестерни

Принимаем =12 мм, под подшипниками d_п3= 15 мм.

Полый вал под цилиндрическим колесом

Примем = 28 мм, чтобы получилось под трубу 25,4^//, т.е. труба 1^//

3.7 Технологический процесс зачистки резервуара

Технологический процесс должен выполняться в соответствии с утвержденным регламентом, «Правилами технической эксплуатации резервуаров и руководством по их ремонту» и другой утвержденной в установленном порядке нормативно-технической документацией.

Технологический процесс зачистки включает следующие технологические операции:

· подготовительные работы;

· удаление технологического остатка нефтепродукта;

· предварительная дегазация резервуара для приведения газовоздушной среды во взрывобезопасное состояние;

· мойка и зачистка внутренних поверхностей резервуара;

· дегазация газового пространства резервуара до санитарных норм;

· удаление и обработка донных отложений;

· доводка внутренних поверхностей резервуара до требуемой степени чистоты, контроль качества зачистки.

Способ механизированной мойки следующий:

а) гидромонитор устанавливается в центральный люк, расположенный на крыше резервуара, для мойки верхнего участка корпуса и крыши резервуара; далее гидромонитор постепенно опускается для мойки нижнего участка вертикальной поверхности корпуса и днища;

б) после промывки части резервуара (на одном уровне) гидромонитор перестанавливается в смежные люки и устанавливается для промывки на том же уровне;

в) в процессе мойки гидромонитор при необходимости опускается на штанге на два или три различных уровня в зависимости от высоты корпуса резервуара.

Количество циклов мойки определяется величиной остатка нефтепродукта на внутренней поверхности резервуара.

Цикл мойки зависит от скорости перемещения сопел гидромонитора на заданный угол поворота.

Наиболее оптимальными условиями являются:

· поддержание угла встречи промывочной воды с промывочными поверхностями (угол 36-45°);

· скорость перемещения струи промывочной воды по обмываемой поверхности, не превышающая 0,5 м/с;

· шаг между следами струй на поверхности 200-300 мм;

· общий период цикла в пределах 2 ч.

После промывки внутренних поверхностей зачищаемого резервуара на днище остается в небольшом количестве невыбираемый при выкачке из него с промывочной водой технологический остаток нефтепродукта.

Этот остаток препятствует созданию в резервуаре санитарно-гигиенических условий, которые согласно ГОСТ 12.1.005 требуются для входа в него работников, и выполнения необходимых заключительных технологических операций по зачистке. Наибольшие трудности с затратой значительного времени вызывает удаление из резервуара остатков тетраэтилсвинца.

После взятия проб и анализа воздуха из резервуара дается справка о соответствии воздушной среды зачищаемого резервуара санитарно-гигиеническим требованиям, а данные заносятся в журнал учета концентрации паров углеводородов и других газов в резервуаре.

4. Безопасность и экологичность проекта

4.1 Требования безопасности при складировании и хранении сырья, полуфабрикатов и готовой продукции

Наиболее важнейшим фактором в проектировании и эксплуатации объектов хранения транспорта нефти и нефтепродуктов является экологическая безопасность, включающую в себя также и противопожарную безопасность, а также дополнительные меры защиты средств хранения. Без соблюдения даже минимальных требований нормативов безопасности резко повышаются многочисленные факторы риска, которые ведет к крупным потерям нефтепродукта, непоправимому загрязнению экологии, риску гибели людей.

На Карачаганакской малотоннажной установке МТУ-400 проектом предусмотрены различные меры и средства, которые предназначены для предотвращения аварийных ситуаций и безопасной работы персонала, отвечающие требованиям экологическим требованиям нормативных актов Республики Казахстан.

Связь между технологическим оборудованием внутри блоков, между блоками, а также внешние связи с другими установками, как правило, осуществляется прокладкой технологических трубопроводов и вспомогательных коммуникаций по эстакадам.

Продукция, при нормальной работе установки, складируется следующим образом.

Смесь легкой и тяжелой нафты в промежуточные резервуары временного хранения промышленного парка. Из промышленного парка нафта, после отстаивания и дренирования подтоварной воды, откачивается на нефтебазу в г.Аксай. Газойлевая фракция складируется так же, как и нафта.

Остаток перегонки конденсата из резервуаров временного хранения загружается в автоцистерны на эстакаде автоналива и вывозится на нефтебазу в г. Аксай.

Промежуточных емкостей для хранения нефтепродуктов на установке не предусмотрено.

Емкости промышленного парка находятся внутри обваловки, препятствующей розливу нефтепродуктов по территории предприятия и загрязнению почвы и грунтовых вод. В случае разгерметизации резервуара, продукт собирается внутри обваловки и сбрасывается в закрытый колодец. Из колодца нефтепродукты откачиваются передвижными насосами в емкость некондиционных продуктов Т810, откуда насосами Р-809/А,В направляются в сырьевую емкость V101A на повторную переработку.

При розливе остатка перегонки, быстро застывающий продукт должен быть быстро перекачен из колодца в подземную емкость Т811 и далее в Т810. Остатки продукта смываются к трапу паром. Для этих целей колодец должен быть оборудован переносным паровым змеевиком для подогрева откачиваемого остатка, а сам насос иметь фильтрующую насадку для защиты насоса от мусора.

4.2 Противопожарная безопасность

При эксплуатации резервуаров и резервуарных парков возможно наличие следующих опасных и вредных производственных факторов:

образование взрывоопасной среды;

загазованность воздуха рабочей зоны;

повышенный уровень статического электричества;

повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;

выполнение работ на высоте;

повышенная или пониженная подвижность воздуха;

недостаточная освещенность на рабочем месте:

воздействие на организм человека электрического тока;

повышенная или пониженная влажность воздуха.

Исходя из вышесказанного можно сделать вывод о том, что главным фактором снижения риска пожара и аварии является неукоснительное требование правил соблюдения технологического процесса и норм противопожарной безопасности. Действующими законами, нормативными актами Республики Казахстан установлены следующие требования безопасности.

4.3 Требования безопасности при выполнении технологических операций в резервуарах и резервуарных парках

Обслуживающий персонал резервуарного парка должен знать схемы его коммуникаций, чтобы при авариях, пожарах в нормативные сроки безошибочно выполнять необходимые переключения. Схемы должны находиться на рабочих местах.

Каждый резервуар должен иметь номер, соответствующий технологической схеме, написанный на стенке РВС, а для ЖБР он должен быть написан на стенке камеры (колодца) управления задвижками или трафарете, установленном на кровле резервуара.

Открывать и закрывать задвижки в резервуарном парке следует плавно, без применения рычагов. Запорные устройства, установленные на технологических трубопроводах нефти: и воды должны иметь указатель состояния («Открыто» и «Закрыто»). При переключениях действующий резервуар необходимо отключать только после открытия задвижек включаемого резервуара. Одновременные операции с задвижками во время перекачки нефти, связанные с отключением действующего и включением нового резервуара, запрещаются.

В случае перелива нефти из резервуара необходимо немедленно подключить другой незаполненный резервуар, а разлитую нефть откачать в незаполненные резервуары. Резервуар, где произошел перелив, отключить. Подключить его можно только после устранения загазованности, уборки загрязненного грунта, проведения расследования причин перелива я устранения его последствий. Загрязненный грунт следует собрать и увезти с территории парка в специально отведенное место.

При закачке нефти в резервуары в безветренную погоду при температуре окружающего воздуха выше 20єС необходимо провести контроль загазованности резервуарного парка. При достижении ПДК должны приниматься меры по изменению режима работы резервуаров.

На территории резервуарных парков при обслуживании необходимо осуществлять контроль воздушной среды на наличие вредных веществ с помощью переносных газоанализаторов. Контроль воздушной среды должен проводиться на расстоянии 10... 12 м от наполняемых резервуаров и у обвалования с подветренной стороны. В резервуарных парках с сернистыми нефтями замер концентраций паров или отбор проб следует осуществлять, кроме того, на расстоянии 5...10 м за обвалованием по осевым линиям наполняемых резервуаров с подветренной стороны. [5]

Санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны (температура, влажность, предельно допустимое содержание вредных веществ, методы контроля) должны соответствовать ГОСТ 12.1.005.

Нефть, находящаяся в резервуарах и резервуарных парках, по токсичности относится к III классу опасности вредного вещества. Нефть с содержанием сероводорода, в зависимости от его концентрации, относится ко II или III классу опасности вредного вещества.

Для входа на территорию резервуарного парка по обе стороны обвалования или ограждающей стены следует установить лестницы-переходы с перилами: для отдельно стоящего резервуара -- не менее двух, для группы резервуаров -- не менее четырех. Переходить через обвалования в других местах запрещается.

Если на территории парка трубопроводы возвышаются более чем на 0,5 метра от уровня земли, то в местах перехода через них должны быть установлены переходные мостики с перилами.

Для освещения резервуарных парков следует применять прожекторы, установленные на мачтах, расположенных за пределами внешнего обвалования и оборудованных помостками и лестницами для обслуживания.

Должен быть установлен постоянный контроль за исправностью лестниц, ограждающих конструкций на кровле и крыши резервуаров. Запрещается загромождать лестницу и крышу резервуара посторонними предметами и снятыми деталями оборудования.

При эксплуатации резервуара и резервуарного оборудования, измерении уровня и отборе проб обслуживающий персонал должен иметь одежду и обувь, изготовленные из материалов, не накапливающих статическое электричество, в соответствии с требованиями ГОСТ 12А124. Обувь не должна иметь металлических накладок и гвоздей.

При ручном отборе проб и замере уровня нефти, при спуске подтоварной воды, открытии замерных и других люков обслуживающий персонал должен находиться с наветренной стороны (стоять боком к ветру). При работе с открытыми люками последние должны быть закрыты предохранительными решетками. При необходимости находиться с подветренной стороны персонал должен пользоваться противогазом.

Запрещается проводить измерения уровня нефти и отбор проб вручную, а также осмотр резервуарного оборудования во время грозы.

4.4 Пожарная безопасность при эксплуатации резервуаров

Пожарная безопасность резервуаров и резервуарных парков в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.004 должна обеспечиваться за счет:

предотвращения разлива и растекания нефти;

предотвращения образования на территории резервуарных парковгорючей паровоздушной среды и предотвращения образования в горючей среде источников зажигания;

противоаварийной защиты, способной предотвратить аварийный выход нефти из резервуаров, оборудования, трубопроводов;

*организационных мероприятий по подготовке персонала, обслуживающего резервуарный парк, к предупреждению, локализации и ликвидации аварий, аварийных утечек, а также пожаров и загораний.Ответственность за обеспечение пожарной безопасности резервуаров и резервуарных парков несут первый руководитель эксплуатирующей организации и лица, на которых возложена ответственность за пожарную безопасность на рабочих местах в соответствии с должностной.

Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары должны оснащаться системами пенного пожаротушения и водяного охлаждения согласно СНиП 2.11.03 [5]

Системы пожаротушения, сигнализации, связи и первичные средства пожаротушения должны быть в исправном состоянии и постоянной готовности к действиям.

Для обеспечения пожарной безопасности должна быть создана пожарная охрана согласно БКПБ 2000 «Пожарная охрана объектов транспортировки нефти», согласно которым определяется численность пожарной охраны и оснащенность пожарной техникой.

Для каждого резервуарного парка в составе НПС, согласно Приложению 1 ППБ 01-93, должны быть разработаны цеховая и общеобъектовая инструкция о мерах пожарной безопасности в соответствии с настоящими правилами и "Правилами технической эксплуатации магистральных нефтепроводов».

Резервуарные парки и отдельно стоящие резервуары должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения в соответствии с действующими нормами, указанными в IIПБ 01-93 «Правила пожарной безопасности в Республике Казахстан».

На территории резервуарного парка должны быть установлены знаки пожарной безопасности по НПБ 160-97 для обозначения места расположения пожарного инвентаря, оборудования, гидрантов, колодцев и т. д., подходов к нему, а также для обозначения запретов на действия, нарушающие пожарную безопасность.

Состояние оборудования резервуаров необходимо систематически проверять в соответствии с инструкциями по эксплуатации.

Электротехническое оборудование и его элементы, располагаемые во взрывоопасной зоне резервуара, должны быть взрывозащитного исполнения согласно ГОСТ 12.2.020. ГОСТ 22782.0. ПУЭ.

Электробезопасность средств измерения уровня и отбора проб, имеющих электрическое питание, обеспечивается по ГОСТ 12997. Электрическую часть средств измерения уровня и отбора проб не допускается устанавливать внутри резервуара.

4.5 Система подслойного пожаротушения

Система подслойного пожаротушения - это установка, с помощью которой низкократная плёнкообразующая пена, получаемая в высоконапорных пеногенераторах из рабочего раствора фторсинтетического пенообразователя, подаётся по пенопроводу через внутреннюю разводку и Т- образные сопла в нижний пояс резервуара. Система подслойного пожаротушения включает следующие основные элементы: высоконапорные пеногенераторы с задвижкой, устанавливаемые, как правило, за обвалованием; линии пенопроводов, в которые последовательно монтируются сливной патрубок с вентилем, обратный клапан, предохранительная мембрана и задвижка; разводку пенопроводов внутри резервуара, оканчивающуюся Т-образными соплами.

Система подслойного пожаротушения резервуаров имеет ряд преимуществ по сравнению с традиционной системой тушения пеной средней кратности. Высоконапорные пеногенераторы, устанавливаемые за обвалованием, не выходят из строя при разрушении верхнего пояса и крыши резервуара. Личный состав пожарных подразделений и пожарная техника также находятся за обвалованием и не подвергаются опасности от выброса горящей нефти или тяжёлых нефтепродуктов. В системе подслойного пожаротушения могут применяться только синтетические фторуглеродные пенообразователи. Низкократная пена на основе синтетических фторуглеродных пенообразователей способна самопроизвольно растекаться по горючей жидкости и формировать на её поверхности устойчивую водную плёнку, обладающую высокой изолирующей способностью. Такая плёнка легко восстанавливает свою структуру после механического повреждения и сохраняет изолирующее действие в течение нескольких часов. Низкократная плёнкообразующая пена не только обладает высокой огнетушащей способностью, но и не смешивается с нефтью и нефтепродуктами при подъёме на поверхность. Использование системы подслойного пожаротушения позволяет ликвидировать пожар, несмотря на наличие закрытых сверху участков поверхности горения (так называемых "карманов"), подтопление понтона и плавающей крыши. Пена способна обтекать затонувшие конструкции и растекаться по всей поверхности горючей жидкости.

Огнетушащая способность системы подслойного пожаротушения практически не зависит от времени свободного горения резервуара. Пена подаётся в нижний, холодный слой горючей жидкости. При этом происходит перемешивание горючей жидкости и снижение её температуры. Эти факторы обуславливают высокую эффективность и надёжность системы подслойного пожаротушения.

Система подслойного пожаротушения способна работать отпередвижной пожарной техники и вавтоматическом режиме. Для приготовления рабочего раствора пенообразователя могут применяться специальные баки-дозаторы (при работе в автоматическом режиме) и смесители-дозаторы (при работе от передвижной пожарной техники). Для обнаружения загорания горючей жидкости в резервуаре должны использоваться пожарные датчики или термочувствительный кабель. Система подслойного пожаротушения применяется в стальных вертикальных резервуарах со стационарной и плавающей крышей, понтоном, а также в железобетонных резервуарах. Резервуары с понтоном и плавающей крышей дополнительно оборудуютсякомбинированной системой пожаротушения, включающую дополнительно систему тушения пожара в кольцевом зазоре.

4.6 Расчет установок пожаротушения пеной низкой и средней кратности

Определить расчетные расходы пенообразователя и волы, тип и количество пеногенераторов при тушении пожара в резервуаре пеной средней кратности в зависимости от их конструкции, а также пеной низкой кратности, подаваемой в слой нефтепродукта [6]. Исходные данные:

резервуар вместимостью 400 м³ со стационарной крышей (СК); хранимый продукт -- нафта с температурой вспышки менее 28 °С;

жесткость воды для приготовления раствора пенообразователя до 10 мг·экв/л

марка пенообразователя для тушения пеной средней кратности - ПО- 1Д, для тушения пеной низкой кратности, подаваемой в слой продукта - ФОРЕТОЛ.

Пена средней кратности

По нормативным таблицам, в зависимости от марки пенообразователя (ПО-1Д), определяем нормативную интенсивность подачи раствора -- 0,08 л/(с·м²). В зависимости от жесткости воды (до 10 мг·экв/л) определяем рабочую концентрацию пенообразователя в растворе -- 6 %.

Для наземных резервуаров СК по таблице определяем:

расчетный расход раствора пенообразователя -12 л/с;

тип пеногенераторов - ГПСС-2000;

количество пеногенераторов - 2 шт.

Пена низкой кратности

По таблицам определяем нормативную интенсивность подачи раствора - 0.08 л/(с·м²).

В зависимости от жесткости воды (до 10 мг·экв/л) определяем рабочую концентрацию пенообразователя в растворе - 5 %.

Для наземных резервуаров определяем:

расчетный расход раствора пенообразователя - 20 л;

тип генераторов - ВПГ-20;

количество пеногенераторов - 2 шт.

4.7 Расчет системы подслойного пожаротушени

Расчёт системы тушения пожара нефти, имеющей температуру вспышки выше 28 °С, в резервуаре РВС-400 со стационарной крышей. В каре расположено 4 резервуара. Тушение осуществляется гидромониторами от передвижной пожарной техники [6].

Исходные данные: Диаметр резервуара - 8,53 м. Площадь горизонтального сечения резервуара - S = 57,11 м². Длина окружности резервуара - L = 13,4 м.

Нормативная интенсивность подачи рабочего раствора пенообразователя I_н = 0,05 дм³/м²с.

Нормативная интенсивность подачи воды на горящий резервуар - I_н1 = 0,8 м³/м²с. Нормативная интенсивность подачи воды на соседние резервуары - I_н2 = 0,3 ³/м²с.

Производительность (расход) гидромонитора по рабочему раствору пенообразователя (гидромонитор FJM-80) - Q = 50 дм³/с.

Концентрация рабочего раствора синтетического фторуглеродного пенообразователя (пенообразователь подслойный) - С = 3 % (об.).

Нормативное время тушения при использовании передвижной техники-

Т = 900с.

Расчёт системы пожаротушения:

Количество гидромониторов, необходимое для тушения резервуара:

(5.1)

Полученный результат округляется до целого числа в большую сторону, т.е.

N = 1 шт. Фактическая интенсивность подачи рабочего раствора пенообразователя:

(5.2)

Объём рабочего раствора пенообразователя на одно тушение:

(5.3)

Объём (нормативный запас) концентрата пенообразователя на одно тушение:

(5.4)

.

Объём (нормативный запас) концентрата пенообразователя на тринадцать тушений:

Расчёт системы охлаждения: Количество гидромониторов, необходимых для охлаждения горящего резервуара:

нефтепродукт гидромонитор резервуар

(5.7)

Полученный результат округляется до целого числа в большую сторону, т.е. N₁ = 3 шт. Количество гидромониторов, необходимых для охлаждения соседних резервуаров:

(5.8)

Полученный результат округляется до целого числа в большую сторону, так как в обваловании рядом с горящим находится 3 резервуара, то N₂ = 3 шт. Общий расход воды на охлаждение горящего резервуара и резервуаров, соседних с ним в группе рассчитывается по формуле:

(5.9)

Общее количество гидромониторов, необходимых для тушения и охлаждения резервуаров - 5 шт.

4.8 Меры пожарной и санитарной безопасности при зачистке резервуаров

1. При выполнении зачистных работ в резервуаре необходимо учитывать специфические свойства нефтепродуктов: пожароопасность. взрывоопасность. токсичность, испаряемость, способность электризоваться.

2. В целях обеспечения пожарной безопасности и охраны труда при выполнении технологических операций по зачистке резервуаров от остатков нефтепродуктов необходимо учитывать следующие требования:

· При дегазации резервуара с использованием только естественной вентиляции, с целью проведения в нем промывочных зачистных работ, для достижения предельно допустимой взрывобезопасной концентрации равной 5 % от нижнего предела взрываемости (НПВ) затрачивают от 3 до 5 и более суток.

· При снижении концентрации паров нефтепродуктов в резервуаре до величины менее 0,5 НПВ и скорости газовоздушной среды менее 10 м/с возможно включение вытяжной принудительной вентиляции, а при концентрации более 0.5 НПВ - только приточной.

· Для промывки внутренней поверхности резервуара гидромониторами концентрация паров нефтепродуктов должна быть снижена до 5 % НПВ.

· При наличии источников возгорания (при проведении огневых ремонтных работ) предельно допустимая взрывобезопасная концентрация в резервуаре должна быть доведена до 5 % НПВ; при отсутствии источника возгорания допускается концентрация 10 % НПВ.

3. До начала работ по зачистке резервуаров необходимо иметь данные об электрическом сопротивлении заземляющих устройств зачищаемого резервуара. Для предотвращения накопления статического электричества гидромониторы должны быть заземлены.

Заземленным считается оборудование при сопротивлении заземления не более 100 Ом. Наличие заземления на всем протяжении непрерывной электрической цепи обеспечивается выполнением заземляющих устройств в соответствии с требованиями ПУЭ, СНиП 3.05.06-85. ГОСТ 12.1.030.

4. Рукава резинотканевые должны быть электропроводными. Рукава из неэлектропроводных материалов с металлическими наконечниками должны быть обвиты медной проволокой диаметром не менее 2 мм (или медным тросиком площадью сечения не менее 4 мм) с шагом витка не более 100 мм. Один конец проволоки (тросика) соединяется пайкой (или под болт) с металлическими заземленными частями трубопровода, а другой - с наконечником рукава.

При использовании армированных или электропроводных рукавов их обвивка не требуется при условии обязательного соединения арматуры или электропроводного резинового слоя с заземленным трубопроводом и металлическим наконечником рукава. Во всех случаях наконечники рукавов должны быть изготовлены из металла, исключающего искрообразование.

5. При промывке внутренних поверхностей резервуаров запрещается применять рукава, имеющие повреждения и изношенные места (разрывы, отслоения внутренней поверхности, выпучины).

6. Перестановка гидромониторов должна производиться только после прекращения подачи моющей воды к ним и при отсутствии давления в рукавах.

7. Перед входом работников в резервуар, в который опущены гидромониторы, необходимо проверить отсутствие напора в рукавах, подводящих промывочную воду (остановка насосов), и закрытие концевых клапанов, к которым присоединены рукава.

8. Во время грозы зачистные работы в резервуаре должны быть прекращены.

9. Нельзя допускать как создание давления в резервуаре выше расчетного за счет температурного расширения газового пространства, которое может повлечь его разрушение, так и резкого охлаждения резервуара, которое может вызвать падение давления внутри его и потерю устойчивости.

Дыхательные и предохранительные клапаны на резервуаре должны быть в исправном состоянии.

10. Все оборудование, используемое на зачистных работах, следует поддерживать в исправном состоянии, не допуская утечки продуктов промывки.

11. Зачистку резервуаров от остатков сернистых нефтепродуктов проводят по разработанному на предприятии графику. Продукты зачистки с сернистыми соединениями для предупреждения их самовозгорания следует содержать во влажном состоянии до удаления из зоны хранения нефтепродуктов.

12. Работа внутри резервуара допускается только в дневное время, при непрерывной вытяжной вентиляции, контроле газовоздушной среды, постоянном присутствии у нижнего люка резервуара наблюдающих.

13. Работа в резервуаре, как правило, проводится в противогазах.

Работа без средств защиты органов дыхания разрешается главным инженером при условии, если объемная концентрация кислорода составляет не менее 20 %. а содержание вредных паров и газов менее предельно допустимых концентраций. При этом должна быть исключена возможность попадания вредных, взрывопожароопасных паров и газов извне.

14. При зачистке резервуаров применяют шланговые противогазы марки ПШ-1. При проведении работ на расстоянии более 10 м от места забора чистого воздуха следует пользоваться шланговым противогазом марки ПШ-2 с принудительной подачей воздуха с обязательным постоянным наблюдением за работой вентилятора. Запрещается использовать фильтрующие противогазы. Продолжительность непрерывной работы в резервуаре в противогазе должна быть не более 15 мин, после чего следует отдых на свежем воздухе не менее 15 мин.

15. Работа внутри резервуара разрешается при температуре воздуха внутри резервуара ниже 35 ^оС и относительной влажности выше 70 %.

16. Запрещается допуск работников в резервуар во время механизированной мойки и обезвреживания резервуара.

17. Место проведения зачистных работ должно быть обеспечено средствами пожаротушения и средствами индивидуальной защиты.

18. Все работники, участвующие в зачистке резервуаров, должны быть обеспечены комбинезонами, куртками из неэлектризующихся материалов, сапогами резиновыми формовыми или другой обувью, защищающей от¹ нефтепродуктов, дегазаторами (хлорной известью. керосином), а также горячей водой и мылом.

19. Для освещения поверхностей внутри резервуара применяют только переносные аккумуляторные взрывобезопасные фонари напряжением не выше 12 В. Включение и выключение их должно производиться за обвалованием резервуара.

20. В случае появления у работников признаков отравления руководитель работ должен немедленно прекратить работы, срочно эвакуировать пострадавших из резервуара для оказания первой помощи. а при необходимости отправить в лечебное заведение. Дальнейшие работы внутри резервуара могут возобновиться только после установления причин отравления работника и устранения их.

21. На месте проведения работ по зачистке резервуара должна быть аптечка первой помощи с наличием медикаментов в зависимости от физико-химических свойств нефтепродуктов в зачищаемом резервуаре (сернистые, малосернистые и др.).

22. Порядок действия персонала при возникновении аварийной ситуации при выполнении работ внутри резервуара должен быть определен в плане ликвидации аварий, разработанном на предприятии.

Список литературы

1. Шишкин, Г.В. Справочник по проектированию нефтебаз/ Г.В. Шишкин. - Л.: Недра. 1978 - 216 с

2. Едигаров, С.Г. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ/ С.Г. Едигаров, С.А. Бобровский. - М.: Недра. 1973. - 180 с.

3. Тугунов, П.И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для ВУЗов/ П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. - Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис». 2002. - 658 с.

4. Правила и инструкции по технической эксплуатации металлических резервуаров и очистных сооружений. - М.: Недра, 1973

5. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы. СНиП 2.11.03 - 93 - М.: Издательство стандартов. 1993.

6. Методическое пособие по выявлению и оценке обстановки при разрушении (аварии объектов, содержащих сильно действующие ядовитые вещества). - Алматы. 1990.

7. Тугунов П.И. Типовые расчеты при эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов/ П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов. - М.: Недра. 1981. - 123 с.

8. Скугорова, Л.П. Материалы для сооружения газонефтепроводов и

хранилищ/ Л.П. Скугорова. - М., Недра. 1989. - 121 с.

9. Бунчук, В.А. Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа/ В.А. Бунчук. - М.: Недра. 1977.- 310 с.

10. Грознов Г.А. Строительство нефтебаз и заправочных станций/ Г.А. Грознов, Ю.Б. Вашуркин. - М.: Недра. 1980. - 135 с.

11. Едигаров, С.Г. Проектирование и эксплуатация нефтебаз. Учебник для вузов / С.Г. Едигаров, В.М. Михайлов, А.Д. Прохоров, В.А. Юфин М., Недра. 1982. - 155 с.

12. Коновалов Н.И. Оборудование резервуаров: Учебное пособие для вузов/ Н.И. Коновалов, Ф.М. Мустафин, Г.Е. Коробков и др. - Уфа: «ДизайнПолиграфСервис». 2005. - 214 с.

13. Веревкин, С.И. Повышение надежности резервуаров, газгольдеров и их оборудования/ С.И. Веревкин, Е.Л. Ржавский. - М.: Недра. 1980. - 284 с.

14. Абузова, Ф.Ф. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении / Ф.Ф. Абузова, И.С. Бронштейн, В.Ф. Новоселов. - М.: Недра. 1981. - 248 с.

15. Комарова, Л.А. Методические рекомендации к работе над экономическим содержанием дипломных проектов/ Л.А. Комарова, Л.В. Колядов. - М.: МИНГ. 1987. - 43 с.

16. Балашов, В.П. Грузоподъемные и транспортирующие машины на заводах строительных материалов/ В.П. Балашов. - М.: Машиностроение. 1987. - 383 с.

Размещено на Allbest.ru