Анализ промышленной опасности при эксплуатации системы улавливания паров нефти при сливе из цистерн в резервуар

      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. 

  Таблица 1                   
 

Таблица №2

1.3 Наиболее опасные объекты ЛПДС «Суджа»

1.3.1.Насосные по перекачке нефти

       Насосные №1 и №2 для перекачки нефти имеют повышенную пожарную опасность, так как из работающих насосов возможны утечки при нарушении герметичности уплотнений, при повреждении выкидной линии насоса или разрушении его деталей; при этом большое количество горючих веществ выходит наружу и образует газоопасную концентрацию. Имеются также условия для появления источников зажигания и для быстрого распространения пожара. Значительная пожарная опасность возникает в периоды остановки на ремонт. Причинами повреждений насосов и их обвязки являются гидравлические удары и вибрация.

     Теплота трения подшипников и сальников  насосов и двигателей, высокая  температура перекачиваемой жидкости (выше Тсв), искры при разрядах статического электричества, неисправности вентиляторов или электрооборудования могут служить источниками зажигания в насосной.

     Распространение пожара обычно происходит по поверхности  разлившихся горючих жидкостей, по образовавшемуся паро-, газовоздушному облаку через дверные, оконные и технологические проемы, по воздуховодам вентиляции, продуктопроводам, освобожденным от продукта (до их продувки), трубопроводам промышленной канализации и т.д.

          Меры профилактики.

     Подготовку насоса к ремонту с использованием огневых работ производят в следующей последовательности:

• останавливают насос;
• закрывают задвижки на приемной и напорной линиях;
• избыточное давление в полости насоса снижают до атмосферного;
• освобождают насос от горючей жидкости;
• отключают насос от действующих линий заглушками;
• промывают и пропаривают насос;
• вскрывают насос.

     Эффективен  централизованный ремонт насосного  оборудования, при котором неисправные  насосы заменяют новыми, заранее отремонтированными в специальных цехах. Во время  работы насоса не допускается утечка жидкости через сальник. Набивка  и подтягивание сальников, их крепление, а также другие виды ремонта у  работающих насосов не выполняются. При использовании сальниковых  насосов применяют насосы с торцевыми  уплотнителями.

     Резко не увеличивают и не уменьшают  число оборотов центробежных насосов  во избежание гидравлических ударов в линиях. Нагнетательные трубопроводы центробежных насосов защищают пружинными предохранительными клапанами, предусматривают блокировку, предотвращающую запуск насосов при закрытых задвижках. Возникновение вибрации насосов предотвращают их правильным выбором, тщательной регулировкой и устройством надежного фундамента.

     В помещениях насосных осуществляют постоянный контроль за состоянием воздушной среды с помощью стационарных газоанализаторов, сблокированных с аварийной системой вентиляции и включенных в автоматические системы управления. Все приемные и напорные трубопроводы насосов имеют дополнительные запорные устройства, размещаемые снаружи насосной на расстоянии не более 50 м и не менее 3 м (от стены с проемами) или непосредственно у глухой стены здания.

     Подшипники  насосов своевременно смазывают; систематически контролируют температуру подшипников  и сальников, не допуская их перегрева. Насосы и их обвязку заземляют. Вентиляторы  подбирают искробезопасного исполнения.

     От  помещений другого назначения (операторная, венткамера, электропомещение) насосную отделяют глухими, несгораемыми, газонепроницаемыми стенами. Насосные станции обеспечивают средствами ликвидации аварийных утечек жидкости (песок, ведра, совки) и первичными средствами пожаротушения (огнетушители, песок, кошма) в соответствии с требованиями РД-13.220.00-КТН-575-06. «Стандарт Правила пожарной безопасности на объектах ОАО «АК«Транснефть» и дочерних акционерных обществ». Помещения насосных оборудуют стационарными установками пенного тушения с ручным или автоматическим пуском в действие.

1.3.2.Склады нефти и нефтепродуктов, резервуарные парки

       Пожарная опасность хранения нефти и нефтепродуктов определяется возможностью образования горючей концентрации внутри и снаружи емкостной аппаратуры. Опасность образования горючей среды внутри аппаратов, в том числе и мелкой тары при неподвижном уровне жидкости,  можно характеризовать температурными условиями хранения. Для аппаратов наземного хранения, которые летом могут подвергаться длительному тепловому воздействию солнечной радиации, концентрация насыщения будет определяться ни температурой хранимой жидкости, а температурой поверхностного слоя (она может отличаться от Траб. жидкости на 10-15 градусов по Цельсию). Так, если жидкость хранят в аппарате с неподвижным уровнем при температуре, близкой к температуре окружающего воздуха, то:

• емкости с бензином опасны зимой;
• емкости с керосином опасны летом в солнечную погоду;
• емкости с дизельным топливом безопасны в любое время года.

     Опасность образования горючей среды вне  резервуаров появляется главным  образом в периоды «больших дыханий», когда проводятся операции наполнения. Периоды «малых дыханий» кратковременны. Они сведены до минимума применением  на резервуарах со стационарной крышей дыхательных клапанов различной  конструкции. Поэтому при малых  «дыханиях» мощность выброса паров  для образования горючей среды  в окружающей атмосфере, как правило, недостаточна.

     Опасность образования горючей паровоздушной  среды у дыхательной арматуры при «выдохе» определяется состоянием среды в газовом пространстве. Так, если концентрация паров в газовом  пространстве резервуара менее нижнего предела взрываемости (НПВ), то образования горючей среды у дыхательной арматуры не возникает даже в безветренную погоду.

     Предупреждение  образования горючей концентрации внутри резервуаров на практике обеспечивается ликвидацией паровоздушного пространства и использованием газоуравнительной обвязки.

     Применение  резервуаров с плавающей крышей и понтоном, а также с газоуравнительной обвязкой, кроме снижения опасности образования горючей концентрации внутри аппаратов, обеспечивает уменьшение выхода паров хранимых жидкостей наружу. Это предупреждает опасность загазования территории резервуарных парков даже в безветренную погоду.

     Наиболее  характерной причиной повреждения  резервуаров со стационарной крышей может быть образование повышенного  давления или вакуума при нарушении  режима работы дыхательных устройств главным образом зимой вследствие примерзания тарелок дыхательных клапанов или оледенения кассет огнепреградителя. Снижение пропускной способности дыхательных клапанов при интенсивном наполнении может вызвать резкое увеличение давления и, как следствие, - полное разрушение резервуара. Чаще все же происходят локальные повреждения резервуаров, например, подрыв крыши в стыке ее со стенками (при росте давления) или смятие верхних поясов резервуара выше уровня жидкости (при вакууме).

     Для предотвращения этой опасности используют не примерзающие дыхательные клапаны, которые обеспечивают не примерзаемость тарелок. Однако опасность оледенения огнепреградителя остается. Она вызывается конденсацией паров воды, содержащихся в вытесняемой при «выдохе» из резервуара паровоздушной смеси. Конденсат интенсивнее всего образуется при контакте с наиболее охлажденными металлическими элементами поверхности дыхательной арматуры и, в частности, с кассетой огнепреградителя, которая оказывается вытесненной с помощью дыхательных патрубков сравнительно далеко от объема резервуара.

     Образующийся  при отрицательных температурах наружного воздуха водяной конденсат  постепенно намерзает, вызывая уменьшение проходного сечения огнепреградителя. Поэтому в этих условиях нужна такая дыхательная арматура резервуаров, в которой предупреждалась бы возможность охлаждения огнепреградителей до отрицательных температур. Это может быть достигнуто их утеплением, специальным обогревом, размещением в объеме резервуара с положительной температурой хранимого продукта и т.п.

     Основными источниками зажигания при хранении нефти и нефтепродуктов является теплота:   

• прямых ударов молнии;
• разрядов статического электричества;
• искр механического происхождения;
• самовозгорания пирофорных отложений;
• искр пусковой, регулирующей аппаратуры, электроприводов задвижек и другого электрооборудования.

     Более 80% пожаров от молний со взрывом в газовом пространстве резервуаров с нефтью происходит в июне-июле на нефтебазах нефтеперерабатывающих заводов и резервуарных парках нефтепроводных управлений.

     Подземные резервуары типа ЖБР (класс зоны по ПУЭ В-1г) от прямых ударов молнии защищены отдельно стоящими молниеотводами. В  зону их защиты включают пространство, ограниченное параллелепипедом высотой 5м над дыхательными клапанами  с основанием, отстоящим от стенок крайнего резервуара на 40 м. Профилактику разрядов статического электричества обеспечивают главным образом надежным заземлением резервуаров, других емкостей и соединенных с ними трубопроводов.

     Поплавки  дистанционных измерителей уровня фиксируют с помощью вертикально  натянутых металлических струн  так, чтобы исключить их горизонтальное перемещение. Выполняя роль направляющих, струны исключают сближение поплавка со стенкой резервуара и тем самым предупреждают опасность искрового разряда. Для исключения концентрации зарядов статического электричества поплавки выполняют округлой формы без углов и заостренных кромок.

     Наполнение  резервуаров является наиболее опасной  операцией, при которой в результате интенсивного перемешивания поступающего в резервуар нефтепродукта потенциал  образующихся зарядов статического электричества может достигать  максимального значения. Поэтому  наполняют резервуары под слой жидкости с применением устройств, обеспечивающих односторонне-направленное горизонтальное вращение нефтепродукта (для снижения турбулентности), ограничивают скорость закачки, для смешивания нефтепродуктов используют резервуары с плавающей крышей или понтоном. Если применяют устройства для ручного замера уровня и отбора проб жидкости, то их изготавливают из токопроводящих материалов и заземляют.