Пожарная безопасность технологических процессов / Shvyrkov - PB tekhnologicheskikh processov 2012

агрессивностью сырья;

наличием на установках специфических, в том числе постоянно действующих, источников зажигания;

большой протяженностью трубопроводов, достигающей десятков километров.

Установки первичной переработки нефти представляют собой производственные объекты со сложной технологией, на которых осуществляются механические, гидромеханические, тепловые, диффузионные и химические процессы.

Для реализации указанных процессов на установках имеются теплообменники, огневые нагреватели, сборники, сепараторы, емкости, насосы, компрессоры, ректификационные колонны, электродегидраторы и другие аппараты, а также трубопроводы с запорной, регулирующей и предохранительной арматурой.

Детальный анализ пожарной опасности установок первичной переработки нефти выполняется путем их разделения на типовые технологические процессы. Частные методики анализа пожарной опасности типовых технологических процессов и способы обеспечения их пожарной безопасности были рассмотрены ранее. Таким образом, пожарная безопасность установок первичной переработки нефти достигается комбинацией способов и технических решений, направленных на обеспечение пожарной безопасности типовых технологических процессов и оборудования, входящих в состав этих установок.

Общие направления обеспечения пожарной безопасности указанных производственных объектов приведены ниже:

1.Выполнение требований действующих стандартов и норм пожарной безопасности при проектировании, строительстве и реконструкции производств.

2.Соблюдение правил пожарной безопасности при эксплуатации производств.

3.Строгое соблюдение технологического регламента при эксплуатации производств.

4.Проведение текущего и планово-предупредительного ремонта оборудования в установленные сроки.

5.Регулярная проверка исправности приборов местного и дистанционного измерения технологических параметров и систем автоматического управления процессами.

6.Использование системы предотвращения возникновения пожара:

применение технических решений и проведение мероприятий по предотвращению образования ВОК внутри оборудования в различные периоды его эксплуатации;

331

применение технических решений и проведение мероприятий по предотвращению образования зон ВОК в производственных помещениях и на открытых площадках;

проведение мероприятий по предотвращению опасных воздействий на оборудование и применение технических решений по его защите от повреждений;

проведение мероприятий по предотвращению появления источников зажигания и применение технических решений по защите от них.

7. Использование системы противопожарной защиты, в том числе

проведение мероприятий по предотвращению распространения пожара и применение технических решений по защите производства от распространения пожара.

8. Проведение мероприятий по повышению квалификации производственного персонала, привитие навыков по ликвидации аварийных ситуаций и отработка действий персонала при возникновении пожара.

Контрольные вопросы

1.Какой год принято считать началом создания нефтяной промышленности России и что этому предшествовало?

2.Какие способы добычи нефти использовались в дореволюционной России?

3.Принцип добычи нефти способом «тартание».

4.Какой вклад в нефтедобычу внёс русский инженер В. Г. Шухов?

5.Назовите главные месторождения нефти и основных нефтедобытчиков в Российской империи.

6.Что такое нефть (общая характеристика и пожарная опасность)?

7.Какие группы углеводородов влияют на названия нефтей и краткие сведения об их пожарной опасности?

8.Классификация углеводородов по агрегатному состоянию в зависимости от количества атомов углерода в молекуле углеводорода.

9.На какие классы делятся нефти по содержанию серы?

10.Как влияет наличие парафина в нефти на формирование пожарной опасности технологического процесса, в котором они используются?

11.Что такое относительная плотность нефти и для чего она нужна?

12.Что такое вязкость нефти и как она определяется?

13.Что понимается под термином «испаряемость» и как испаряемость влияет на формирование пожарной опасности?

14.Какие способы бурения нефтяных скважин используются в настоящее время в Российской Федерации?

332

15.К каким последствиям может привести недостаточная плотность промывочного раствора при бурении скважин?

16.Назовите потенциально возможные источники зажигания при бурении скважин.

17.Какие факторы влияют на тяжесть последствий от пожаров на объектах нефтедобычи?

18.Какие скважины пожароопаснее и почему?

19.Назовите способы обеспечения пожарной безопасности при бурении скважин.

20.Что такое нефтегазопроявление (причины возникновения, послед-

ствия)?

21.Какие неконтролируемые источники зажигания возникают при аварийном фонтанировании скважин?

22.Какие меры необходимо предпринимать, если нефтегазопроявление привело к аварийному фонтанированию скважин?

23.Какими методами удаляется горючая промывочная жидкость из ствола скважин при вскрытии продуктивных пластов?

24.Что влияет на пожарную опасность фонтанного способа эксплуатации нефтяных скважин?

25.Назовите меры по обеспечению пожарной безопасности фонтанного способа эксплуатации нефтяных скважин.

26.Что влияет на пожарную опасность глубинного способа эксплуатации нефтяных скважин?

27.Назовите мероприятия по обеспечению пожарной безопасности технологического процесса эксплуатации нефтяных скважин глубинными насосами.

28.Принцип работы электрообезвоживающей и обессоливающей установки (ЭЛОУ).

29.Особенности пожарной опасности установки первичной переработки нефти.

30.Назовите мероприятия по обеспечению пожарной безопасности установки первичной переработки нефти.

333

Глава 24

ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЙ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

24.1.Общие требования пожарной безопасности

ктехнологиям хранения нефти и нефтепродуктов

Хранение нефти и нефтепродуктов осуществляют на складах, представляющих собой комплекс зданий, резервуаров и других сооружений, предназначенных для приема, хранения и выдачи продуктов.

В соответствии с требованиями СП 4.13130–2009 «Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты. Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениям» к складам нефти и нефтепродуктов (далее СННП) относятся: предприятия по обеспечению нефтепродуктами (нефтебазы); резервуарные парки и наливные станции магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов; товарно-сырьевые парки центральных пунктов сбора нефтяных месторождений, нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий; склады нефтепродуктов, входящие в состав промышленных, транспортных, энергетических, сельскохозяйственных, строительных и других предприятий и организаций (расходные склады).

Основными операциями на складе являются – прием, хранение, выдача, перекачка и фасовка нефти и нефтепродуктов, а также вспомогательные – очистка, обезвоживание, подогрев, смешение, регенерация.

СННП в соответствии с требованиями, представленными в табл. 14 «ТР о ТПБ», в зависимости от их общей вместимости и максимального объема одного резервуара подразделяют на категории (табл. 24.1).

Территорию СННП разделяют на производственные зоны: водного, железнодорожного и автомобильного приема и отпуска нефтепродуктов; хранения; оперативную; вспомогательных технологических сооружений.

334

Основными сооружениями СННП являются резервуарные парки в виде отдельно стоящих резервуаров, резервуаров в группе, а также складских зданий, в которых нефтепродукты хранятся в таре. В составе СННП могут быть: насосные станции, системы трубопроводов, сливо-наливные устройства, системы подогрева нефти и нефтепродуктов, места хранения нефтепродуктов в таре и др.

СННП в соответствии с требованиями «ТР о ТПБ» должны располагаться за границами поселений и городских округов. Если выполнение этого требования невозможно или нецелесообразно, то разрабатываются дополнительные меры по защите людей, зданий, сооружений и строений, находящихся за пределами территории пожаровзрывоопасного объекта, от воздействия опасных факторов пожара.

Важным аспектом в функционировании СННП является регламентирование противопожарных расстояний от них до граничащих с ними объектов защиты, которые принимаются по табл. 12 «ТР о ТПБ». Расстояния определяются: между зданиями, сооружениями и строениями – как расстояние в свету между наружными стенами или конструкциями зданий, сооружений и строений; от сливоналивных устройств – от оси железнодорожного пути со сливоналивными эстакадами; от площадок (открытых

ипод навесами) для сливоналивных устройств автомобильных цистерн, для насосов, тары – от границ этих площадок; от технологических эстакад

итрубопроводов – от крайнего трубопровода; от факельных установок – от ствола факела.

СННП должны иметь продуваемые ограждения высотой не менее 2 м. Для складов, расположенных выше по уровню и на расстоянии менее 200 м от поселений, железнодорожных путей и от уреза воды водоемов, должны быть предусмотрены дополнительные мероприятия, исключающие возможные растекания нефти и нефтепродуктов на территории этих поселений, полотно железной дороги общей сети и в водоем, которые приведены в ГОСТ Р 53324–2009 «Ограждения резервуаров. Требования пожарной безопасности».

24.2. Резервуары и резервуарные парки

Резервуарный парк – основная и наиболее пожаровзрывоопасная часть СННП, которая размещается на территории, огражденной по периметру обвалованием или ограждающей стеной при наземных резервуарах и дорогами или противопожарными проездами – при подземных резервуарах и резервуарах, установленных в котлованах или выемках. Расстояние от стенки любого резервуара до бровки насыпи или ограждающей стены должно быть не менее 3 м, а высота и толщина ограждения рассчитываются на гидростатическое давление разлившейся при аварии жидкости.

335

Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов бывают: подземные (заглубленные в грунт или обсыпанные грунтом – подземное хранение), если наивысший уровень жидкости в резервуаре ниже не менее чем на 0,2 м низшей планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 м от стенки резервуара); наземные (наземное хранение), если они не удовлетворяют указанным выше условиям.

Резервуары классифицируют по способу размещения в пространстве (вертикальные или горизонтальные), по виду ограждающих конструкций (цилиндрические, прямоугольные, шаровые или каплевидные), по виду конструкционного материала (металлические или железобетонные), по способу экранирования поверхности продукта (с понтоном или без понтона), по устройству крыши (со стационарной или с плавающей крышей)

ипо ряду других признаков (с теплоизоляцией или без теплоизоляции,

сподогревающими устройствами или без них и т. д.).

Современные металлические резервуары строят по типовым проектам. Одним из определяющих параметров типового резервуара является его номинальный объем: условная величина объема, принятая для идентификации требований норм к конструкции резервуаров, вместимости складов, компоновке резервуарных парков, а также для определения видов установок и средств пожаротушения. В частности, стальные вертикальные резервуары со стационарной крышей (типа РВС-***, где *** – номинальный объем резервуара) имеют следующие номинальные объемы (в м3): 100, 200, 300, 400, 700, 1000, 2000, 3000, 5000, 10000, 20000, 30000, 50000. Но-

менклатурный ряд резервуаров с плавающей крышей (типа РВСПК-***)

начинается с номинального объема 1000 м3, далее – 2000 м3, …, 50000 м3, 100000 м3 и 120000 м3. Диаметр резервуаров изменяется в диапазоне от 4,7 м (для РВС-100) до 92,3 м (для РВСПК-120000), а высота – от 6,0 м до 18,0 м (максимальная высота резервуаров, принятая в нашей стране).

Типы хранилищ, которые в соответствии с ГОСТ 1510 рекомендуется применять для хранения нефти и некоторых видов нефтепродуктов (отмечены знаком «+»), приведены в табл. 24.2.

Таблица 24.2

Нефть и бензин можно хранить в вертикальных резервуарах без понтонов, но оборудованных газовой обвязкой, а также без понтонов и газовой обвязки на предприятиях длительного хранения. Застывающие нефтепродукты хранят в резервуарах, оборудованных стационарными или переносными средствами обогрева.

Основные типы вертикальных резервуаров с понтоном и резервуаров со стационарной крышей показаны на рис. 24.1 и 24.2.

ками), имеющей местное и дистанционное управление; приборами для местного и дистанционного измерения уровня и температуры жидкости; приборами автоматической сигнализации верхнего и нижнего предельных уровней жидкости; концевыми отключателями; устройством для отбора проб жидкости; устройством для удаления подтоварной воды; устройством для подогрева высоковязкой и застывающей жидкости; понтоном; теплоизоляцией; средствами автоматического обнаружения пожара; устройствами

337

охлаждения; устройствами пожаротушения; устройствами молниезащиты

изащиты от статического электричества; устройством для предотвращения накопления и размыва донных отложений в резервуаре; лазом; световым

изамерными люками; лестницей с площадкой обслуживания оборудования на крыше.

Взависимости от типа резервуара и вида хранимой жидкости на его крыше устанавливают следующие устройства:

на стационарной крыше для хранения нефти и нефтепродуктов (кроме дизельного топлива и керосина) – дыхательные и предохранительные клапаны с огнепреградителями (рис. 24.3);

на стационарной крыше для хранения дизельного топлива и керосина – вентиляционный патрубок с огнепреградителем;

на стационарной крыше для хранения темных нефтепродуктов

имасел – вентиляционный патрубок;

на крыше резервуара с понтоном – вентиляционный патрубок с огнепреградителем;

на плавающей крыше – дыхательный клапан с огнепреградителем.

Резервуары размещаются группами. Общая вместимость

Для подземных резервуаров эта величина должна составлять 15 м. Важным защитным устройством резервуарных парков является огра-

ждение резервуаров земляным обвалованием, ограждающими стенами из негорючих материалов или ограждающими стенами с волноотражающим козырьком.

338

Примечание. Д – диаметр резервуара.

Внутри обвалования группы резервуаров не допускается прокладка транзитных трубопроводов, а все соединения их внутри обвалования должны быть сварными.

Недопустимо хранить нефтепродукты с температурой вспышки 45 оС и ниже в таре на открытых площадках.

24.3.Особенности пожарной опасности при хранении нефти

инефтепродуктов в резервуарных парках

Пожарная опасность технологического процесса хранения горючих жидкостей достаточно высока, поэтому она требует разработки соответствующих средств и способов обеспечения его пожарной безопасности.

Статистика пожаров в резервуарах показывает, что на частоту их возникновения влияют: функциональное назначение и тип резервуара, вид хранимой жидкости, особенности технологии хранения, время года и пр.

Ниже приведена средняя частота возникновения пожаров в резервуарах:

Частота полной разгерметизации трубопроводов в резервуарных парках оценивается величиной порядка 2,5 10–7 – 4,5 10–9 1/(м год), а внезапного разрушения вертикальных наземных резервуаров – 5 10–6 1/год.

Эти данные могут учитываться в процессе независимой оценки пожарных рисков, при разработке декларации пожарной безопасности, оценке возможного ущерба от пожара и (или) эффективности функционирования активных систем противопожарной защиты.

На формирование пожарной опасности резервуарных парков влияют: показатели пожарной и взрывной опасности и количество хранимого продукта; тип резервуара и режим эксплуатации; природно-климатические условия; наличие ВОК внутри и снаружи резервуара; открытый разлив жидкости и пожар на нем; квазимгновенное разрушение наземного резервуара и разрушение соседних; выброс и вскипание нефти; образование «огненного шара»; наличие людей, зданий и сооружений в зоне возможного поражения опасными факторами пожара и взрыва.

Пожар в резервуаре начинается, как правило, от взрыва-вспышки горючей паровоздушной смеси, находящейся в его газовом пространстве. От взрыва резервуар полностью или частично разрушается и возникает пожар его содержимого. Если концентрация паровоздушной смеси в резервуаре будет выше верхнего концентрационного предела распространения пламени, то пожар может начаться с воспламенения и факельного горения на дыхательной арматуре, открытых люках или других проемах.

Пожар на резервуаре с плавающей крышей может возникнуть в кольцевом зазоре между стенкой резервуара и крышей или на самой крыше при наличии на ней проливов хранимого продукта.

Опасность пожара возникает также при выходе горючей паровоздушной смеси через дыхательные патрубки при «большом дыхании» – заполнении резервуаров и загазованности территории резервуарного парка парами нефти и нефтепродуктов. Размеры взрывоопасных зон увеличиваются при приеме в резервуар нестабильной нефти или нагретого нефтепродукта. Пожар также может возникнуть из-за выхода наружу хранимой жидкости при переливе или повреждения корпуса, крыши или днища резервуара, подводящих и отводящих трубопроводов, сливных и наливных устройств, агрегатов насосных станций и систем подогрева нефти.

Причинами таких повреждений служат: повышенное давление или вакуум при несоответствии параметров закачки или откачки; снижение пропускной способности дыхательной арматуры из-за примерзания в холодное время года тарелок дыхательных клапанов или обледенения насадки огнепреградителя; коррозия металла; снижение механической прочности металла при низкой температуре окружающей среды или при высокой температуре пожара.

340