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.