Пожарная безопасность на Наро-Фоминской нефтебазе

- людей – тепловые нагрузки, превышающие 1,4 кВт/м2;

- зданий – 7,5 кВт/м2;

- резервуаров с нефтепродуктами – 13 кВт/м2;

При пожаре разлива нефтепродукта на площади круга, тепловые зоны тоже будут представлять собой круги. Опасность теплового излучения определяют для крупномасштабной аварии, связанной с полным разрушением наземных вертикальных стальных резервуаров, определяют следующим образом.

Плотность потока теплового излучения (qn) при горении нефтепродукта на площади разлива в месте расположения объекта, кВт/м2.

qn = qф · Fобл

qф – максимальная среднеповерхностная плотность излучения, кВт/м2.

Fобл – коэффициент облучения.

 

Максимальная среднеповерхностная плотность излучения факела пламени пожара в штиль, кВт/м-2.

qф = (335+7112/dp) · mвыг

dp – характерный диаметр зоны разлива, м.

mвыг – массовая скорость выгорания нефтепродукта, кг/с·м2.

Высота факела пламени, м.

hф = 42dp

ρв – плотность воздуха, кг/м3 (1,2 кг/м3)

g – ускорение свободного падения.

В расчетах в качестве излучающей поверхности принимают факел пожара разлива нефтепродукта в виде плоскости. В связи со сложностью данных расчетов, опасные зоны теплового излучения возьмем из справочной литературы, которые для резервуара объемом 3000 м3 и условии кругового разлива нефтепродукта составляет:

- для людей – 141

- для зданий – 36

- резервуаров – 22

На ситуационном плане нанесем опасные зоны теплового излучения.

Из вышеизложенного следует, что при пожаре разлива нефтепродукта в зоне опасных тепловых излучений могут оказаться обслуживающий персонал нефтебазы, население ближайшей территории.

От теплового излучения пожар может распространиться на здания и сооружения:

- насосной выдачи масел,

- манифельда СНП.

В зоне опасного теплового излучения окажется резервуарный парк темных НП.

 

5. Разработка комплекса пожарно-технических  мероприятий, обеспечивающих пожарную  безопасность населения и территории на случай возникновения пожара или аварийной ситуации

5.1 Комплекс  неотложных мероприятий по повышению  устойчивости объекта и возникновению  и развитию пожара

 

На основании Федеральной целевой программы, пожарная безопасность и социальная защита на 1995-1997 годы, утвержденная Постановлением Правительства Российской Федерации от 26 декабря 1995 года за № 1275 (Пункт 4.1.5. Обеспечить разработку противопожарных мероприятий и вывод из черты городской застройки объектов хранения нефти и нефтепродуктов). А так же «Рекомендаций по обеспечению пожарной безопасности объектов нефтепродуктообеспечения, расположенных на селитебной территории», предлагается следующий комплекс мероприятий:

1. Кроме планов пожаротушения, для каждого пожаровзрывоопасного технологического участка (резервуарный парк, насосная и т.п.) предприятия нефтепродуктообеспечения должен быть разработан план ликвидаций аварий (ПЛА), в котором предусматриваются оперативные действия персонала по ликвидации аварийных ситуаций и пожаров.

За основу разработки планов ликвидации аварий могут быть использованы «Временные рекомендации по разработке планов ликвидации аварийных ситуаций на химико-технологических объектах».

2. Хранение нефтепродуктов в вертикальных резервуарах со стационарной крышей должно осуществляться с применением газоуравнительных обвязок, газгольдеров и устройств для улавливания паров.
3. Газоуравнительные обвязки должны быть защищены антидетонационными огнепреградителями.

Допускается установка вместо антидетонационных огнепреградителей барбатеров, обеспечивающих постоянное поддержание в газоуравнительной обвязке концентрации паров нефтепродуктов выше верхнего концентрационного предела распространения пламени.

4. При перемещении горючих газов и паров по трубопроводам газоуравнительных обвязок должны предусматриваться меры, исключающие конденсацию перемещаемых сред или обеспецивающие надежное и безопасное удаление жидкости из транспортной системы.
5. Взрывобезопасность технологии хранения нефтепродуктов в резервуарах с понтонами, т.е. предотвращение образования взрывоопасной концентрации в надпонтонном пространстве резервуара, достигается за счет:

- применения уплотняющего затвора  понтона с повышенной герметичностью (Табл. 7);

- оборудования резервуара вентиляционными  люками (Табл. 8 и 9) при условии, что коэффициент герметичности уплотняющего затвора не превышает нормативного значения, равного 1·10-5ч-1.

Выбор того или иного технического решения производится на основании паспортных данных на коэффициент герметичности уплотняющего затвора понтона или экспериментального определения коэффициента герметичности, согласно действующих методик в отрасли.

6. Технологическая схема нефтебазы должна обеспечивать только функции распределительной нефтебазы.
7. Контроль за техническим состоянием резервуаров, в том числе и их днищ, должен осуществляться в соответствии с действующей системой планово-предупредительных ремонтов оборудования на предприятиях по обеспечению нефтепродуктов.
8. Фундаменты резервуаров должны иметь радиальные каналы, обеспечивающими визуальный контроль возможной утечки нефтепродукта и ее отвод в промканализацию.
9. Конструкция специальной защитной стенки обвалования должна быть рассчитана на удержание жидкости в случае полного разрушения резервуара.
10. Электроприводные задвижки должны быть установлены за пределами обвалования.
11. Молниезащита резервуарного парка должна быть выполнена в виде отдельно стоящих стержневых молниеотводов.
12. Территория предприятия нефтепродуктообеспечения должна быть обследована на предмет отсутствия нефтепродуктовых линз.

При наличии  нефтепродуктовых линз, последние должны быть ликвидированы, а также предусмотрены дополнительные меры защиты, обеспечивающие контроль за их образованием и предотвращающие их проникновение на селитебную территорию.

13. Обвалование должно иметь гидроизоляцию, обеспечивающую предотвращение проникновения нефтепродукта в грунт.
14. Резервуары должны быть оборудованы, как правило, автоматическими системами дренирования подтоварной воды.
15. Технологическая схема должна обеспечивать аварийное освобождение (аварийный слив) нефтепродукта из резервуара самотеком или посредством подключения передвижных средств переключения.
16. Специальные системы аварийного приема нефтепродуктов должны оснащаться средствами контроля и управления от перелива.
17. Для контроля за соответствием загазованности в взрывоопасных территориях должны предусматриваться автоматические сигнализаторы довзрывоопасных концентраций предельно допустимых величин. Система электропитания сигнализаторов должны быть зарезервирована.
18. Места установки датчиков определяют согласно ТУ – газ – 86 «Требования к установке сигнализаторов и газоанализаторов».
19. При вместимости наземных резервуаров 1000 м3 и более целесообразно предусматривать:

- применение послойного способа  пожаротушения пеной низкой кратности  для вертикальных стальных резервуаров;

- оборудование стационарными системами  охлаждения, при это конструкция  системы охлаждения резервуара  не должна иметь жестких связей  с корпусом резервуара;

- устройство дополнительного внутреннего  обвалования в группе между  резервуарами.

20. Необходимо запроектировать строительство нефтяного амбара (или другое аналогичное мероприятие) для сброса нефтепродуктов на случай пожара в резервуарном парке.
21. Узлы задвижек (кроме коренных) расположить за обвалованием.
22. Все резервуары парка СНП необходимо оборудовать понтонами.

 

Таблица № 7. Значение коэффициентов герметичности, при которых выделения паров из зоны уплотняющего затвора способно дегазироваться за счет «малых дыханий».

 

Вместимость РВСП, м3	Коэффициент герметичности (кг) уплотняющего затвора, м3/ч
400	кг ≤ 1 ·10-8
700, 1000, 2000, 3000	кг ≤ 1 ·10-7
5000 и более	кг ≤ 1 ·10-6

 

 

Таблица № 8 Исходные данные для определения параметров аэродинамической дегазации взрывоопасной концентрации

 

Диаметр резервуара, м	Число люков
Менее 19	4
19 – 23	6
Более 23	12

 

 

Таблица № 9.

 

Тип проема	Параметры проема вентиляционного люка			Область применения (климатические районы)
	Площадь, м2	Ширина, м	Высота, м
1	0,095	0,401	0,263	IБ, IГ, IIА
2	0,125	0,461	0,217	IА, IВ, IД, IIБ, IIВ,    IIЕ
3	0,167	0,532	0,313	IIIА, IIIБ, IIIВ, IVА, IVБ, IVВ, IVГ

 

 

 

 

 

5. 2. Ограждающая стенка для удержания  гидродинамического истечения жидкости в случае разрушения резервуара

 

Требование о защите от аварийного растекания нефти и нефтепродуктов путем обвалования резервуаров является одним из нормативных требований пожарной безопасности к резервуарным паркам. Однако такая защита, рассчитываемая на статическое удержание разлитой жидкости, недостаточно совершенна. Она не способна удержать динамическое растекание большой массы жидкости, а в результате неудовлетворительной работы канализации наличие обвалования неоднократно приводило к отрицательным последствиям при тушении затяжных пожаров в резервуарных парках.

Одним из эффективных технических решений, способным предотвратить последствия гидродинамического истечения жидкости (волны прорыва) в случае внезапного разрушения резервуара, считается устройство принципиально нового железобетонного ограждения (рис. 3), имеющего специальную конструктивную особенность – волноотражающий козырек, который позволяет уменьшить высоту стены отражения и защитный зуб, для принятия основной нагрузки, возникающей при гидродинамическом истечении.

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

Высоту ограждающей стенки определяем по номограммам (рис. 4) на основании расчетной схемы, приведенной на рис. 5, стена рассчитана на нагрузку, равную 150 тоннам на погонный метр.

Известно, что высота резервуара Hр = 11,840 м, радиус резервуар R = 9,49 м, расстояние установки ограждающей стены L = 15 м

по номограммам определяем отношение ограждающей стены для удержания гидродинамического истечения жидкости в случае разрушения резервуара.

 

Рис. 5 Схема технического решения

 

1 – ограждающая стена в виде  вертикального ломаного откоса

2-3 – волноотражающий козырек

4 – защитный зуб для гашения  энергии волны прорыва,

ά – угол наклона волноотражающего козырька.

 

Рис. 6 Номограмма для определения высоты ограждающей стены

 

 

                 Рис. 7 Схема к определению высоты ограждающей стены

 

                      

 

 равное 0,32, отсюда

=

Высота ограждающей стены рассчитана для РВС – 3000, заполненного бензином при условии обнесения каждого резервуара такой стенкой.

Произведем расчет опасных факторов пожара для населения и территории на случай полного разрушения резервуара с нефтепродуктом при наличии ограждающей стены по вышеизложенной методике в данном дипломном проекте, при тех же условиях, что и в п. 4.1 – 4.4.

При наличии ограждающей стены предложенной конструкции площадь разлива не выйдет за пределы ограждающих стен.

Fз.р. = πR2 = 3, 14 · 152 = 707 м2, где R = L

Fз.р. указана на чертеже.

Произведем расчет зоны взрывоопасных концентраций при испарении бензина с поверхности разлива.

Xзвк =

= 10-6

 

Предположительно зона взрывоопасных концентраций примет форму круга с радиусом равным 52 м от центра резервуара. В случае мгновенного воспламенения зоны загазованности возможно поражение резервуаров №23, №22, №11 – светлых НП; №7, №8 – темных НП.

Расчет зон избыточного давления при взрыве паров ьензина:

Ri = Ki

mn = γn ·τ = 0,09 ·3600 = 324 кг

Ri = Ki