4947 (585173), страница 2
Текст из файла (страница 2)
При хранении многокомпонентных жидкостей происходит постепенное испарение более лёгких компонентов и изменение температурных пределов воспламенения от справочных значений в область более высоких температур. Небольшие добавки ЛВЖ и ГЖ существенно изменяют температурную область воспламенения в сторону более низких температур. Например: при добавлении 3% бензина к мазуту температура вспышки последнего изменяется с 120 С° до 30 С°.
Способностью образовывать с воздухом взрывоопасные смеси обладают также взвешенные в воздухе мелко раздробленные жидкие горючие вещества. Особенности пожарной опасности аэрозолей характеризует два важных обстоятельства:
1) Горение их может происходить при температуре ниже температуры вспышки.
2) Концентрация горючего вблизи нижнего предела воспламенения значительно меньше, чем в случае паро-воздушных смесей. Причём, с увеличением диаметра частиц, нижний концентрационный предел воспламенения уменьшается почти на порядок и только при диаметре частиц 10 мкм и меньше, приближается к свойствам паро-воздушных смесей.
Пожарную опасность технологического процесса резервуарного парка обуславливают также вещества, а точнее показатели их физико-химических свойств, которые обращаются в производстве.
Одним из основных показателей пожаровзрыво-безопасности жидкости является температура вспышки - самая низкая температура жидкости, при которой над её поверхностью образуются пары, способные воспламеняться от посторонних источников зажигания. Например: для нефти
- температура вспышки t = -15С°,
- НКПВ - 2 %, ВКПВ -10% (по объёму),
- интегральная плотность излучения факела при горении нефтепродуктов q = 80 кВт.
Оценивая количественные значения этих показателей можно сделать вывод о высокой потенциальной пожарной опасности веществ, применяемых на нефтепромысле г. Перми. V
К физико-химическим свойствам, которые могут быть использованы при решении вопросов обеспечения пожарной безопасности, можно отнести химический состав, температуру плавления, давление насыщенных паров, плотность и диффузию паров и др.
Пожарную опасность технологического процесса производства на
нефтепромысле характеризует также наличие разнообразных источников зажигания:
- объективных (атмосферное электричество);
- субъективных (курение, открытый огонь и т.д.);
- технологических (электростатическое, электрооборудование).
В складах, резервуарных парках, связанных с обращением ЛВЖ, ГЖ, ГГ, всегда имеются условия для быстрого распространения возникшего пожара.
Это объясняется не только наличием в помещениях и на открытых площадках огнеопасных жидкостей и газов, но и весьма частым отсутствием соответствующих препятствий или специальных противопожарных преград на путях возможного распространения огня.
На основе всестороннего анализа факторов, характеризующих пожарную опасность технологического процесса резервуарного парка, разрабатываются системные модели предотвращения образования горючей среды, защиты от технологических и других источников зажигания и предотвращения распространения пожара за пределы очага горения.
3. Возможные источники зажигания (внутренние и внешние)
Согласно статистическим данным по пожарам, основными источниками зажигания для внутреннего пространства резервуаров со стационарной крышей - есть прямые удары молнии, разряд статического электричества, механические удары при ручном замере уровня и отборе проб, а также самовозгорание пирофоров.
Более 80% пожаров от молнии с взрывами внутри резервуаров с нефтью происходит в июне и июле на нефтепроводах и нефтезаводах.
В связи с крупными пожарами от молнии в защищённых резервуарах резервуарных парках рассмотрены [5] некоторые вопросы повышения надёжности молниезащиты резервуаров.
Известно, что в результате удара молнии возможно проплавление металлического листа, толщиной 4-5 мм. С учётом этих данных защиту осуществляет присоединением корпуса к заземлителям. Однако, известные данные о степени прогрева стального листа указывают на надёжность такого метода защиты даже для резервуаров толщиной листа крыши до 7 мм, т.к. для возникновения пожара в резервуаре не требуется проплавление стального листа, а пожароопасный прогрев стали до температуры самовоспламенения возможен до 8-9 мм. Следовательно, корпус "дышащего" резервуара с нефтепродуктом нельзя использовать в качестве молниеприёмника и молниеотвода.
В связи со случаями поражения резервуаров молнией при наличии нормативной молниезащиты, представляет интерес вопрос о степени надёжности молниезащиты для резервуаров различного объёма. Ожидаемое число поражений от ударов молний в год на сооружение, необорудованное молниезащиты, определяют по формуле:
Поскольку для вертикального цилиндрического резервуара S = L = dp и hx = Hp, (где dр и Нр - соответственно диаметр и высота резервуара), то можно вышеизложенную формулу записать в виде:
Годовую вероятность появления источника зажигания от удара молнии в резервуар можно определить по закону:
При малых N можно принимать Руд.м. (и.з.) = Nуд.молн. . При ручном отборе проб и замере уровня жидкости или при выполнении работ по ремонту и обслуживанию на крыше резервуара, когда возможно появление механических искр от удара разрядов статического электричества, происходили взрывы и пожары, сопровождающие гибелью или травмированном людей.
Если предположить, что за одну ручную операцию совершается хотя бы один удар высечением механических искр, то вероятность появления источника зажигания от этой причины можно определить по соотношению:
Образование искр наиболее вероятно при ударах о корпус резервуара замерных приспособлений, ремонтного инструмента и деталей, при высоте их падения не более 2м, когда скорость движения предмета в момент удара не превышает 10 м/сек. В этих случаях, вероятность воспламенения горючей смеси от искр при ударе с некоторым запасом можно принять равной 10-3, а при падении предмета на расстояние, равное высоте резервуара, составляет 10 -2 .
Самовозгорание пирофоров (сульфидов железа) является характерным внутренним источником зажигания для резервуаров с тёплыми высокосернистыми нефтяными и бензиновыми фракциями.
Случаи самовозгорания сернистого железа в резервуарах с бензином происходили обычно днём при солнечной погоде, температура бензина от + 50 С° до +80 С°, наличии сквозных отверстий от коррозии в крыше, длительной эксплуатации резервуаров без очистки или после откачки бензина из резервуарных ёмкостей.
Для предотвращения взрывов и пожаров от самовозгорания сернистых соединений в нефтяной промышленности выработаны рекомендации: очистка нефти и бензинов от сернистых соединений; систематическая очистка оборудования.
4. Случаи пожаров на предприятиях нефтеперерабатывающей промышленности России. Статистика пожаров на нефтебазах
Резервуары для нефтепродуктов и нефти относятся к промышленным сооружениям повышенной пожарной опасности. Организационно-техническая готовность к тушению таких пожаров является одной из важных задач гарнизонов пожарной охраны.
Статистические данные о пожарах в резервуарах в нефтехимической, нефтяной, нефтеперерабатывающей промышленности и в системе снабжения нефтепродуктами показали, что около 90% зарегистрированных пожаров и загораний произошло на резервуарах, заполненных нефтью (более половины) и бензином.
Всё большее число загораний этих нефтепродуктов, особенно бензинов, происходили в резервуарах с понтоном.
Значительное число пожаров на железобетонных резервуарах свидетельствует об их повышенной пожарной опасности. Случаи пожаров на резервуарах с керосином и дизельным топливом редки.
Довольно часто происходят пожары и взрывы в резервуарах с мазутом. Примерно половина всех пожаров с мазутом и нефтепродуктами происходили на работающих резервуарах. При этом лишь небольшое число их возникло при исключительных обстоятельствах, не связанных с технологией резервуарного парка (взрыв на соседней технологической установке, умышленные поджоги).
Остальные пожары на работающих резервуарах можно разделить на две группы:
- пожары без нарушения технологии (70%);
- пожары при нарушении технологии (около 30% ).
Основные источники зажигания на нормально работающих резервуарах -проявление атмосферного электричества, самовозгорание пирофоров, разряды статического электричества и механические удары при отборе проб и замере уровня, искры электроустановок, технологические огневые устройства.
Большинство пожаров от молний и электроустановок, в том числе с крупным и особо крупным ущербом, произошло в железобетонных резервуарах с нефтью на нефтепроводах и нефтезаводах.
Предусматриваемая проектами и имеющаяся защита электроустановок оказывалась мало эффективной, в следствии несоответствия нормативной защиты возможным масштабам наружных пожаровзрывоопасных зон и реальной опасности резервуаров.
Пожары от самовозгорания пирофоров происходили на промысловых и нефтезаводских резервуарах типа РВС с высокосернистыми нефтями и полученными из них светлыми нефтепродуктами. Имеющиеся данные о таких пожарах не позволяют ответить на вопрос, являются ли они следствием несоблюдения установленных требований по борьбе с пирофорами или эти требования не достаточно эффективны.
Пожары при замере уровня проб, как правило, начинаются с взрыва резервуара и сопровождаются гибелью или травмированием людей, выполняющих работы на крыше резервуара. Наиболее характерным является взрыв при ручном отборе проб с крыши резервуаров типа РВС.
Из прочих пожаров на работающих резервуарах следует отметить такие, которые возникают от различных источников зажигания (автомобилей, огневых нагревателей, факелов, магнитных пускателей) при повышенной загазованности территории резервуарных парков. Такие пожары можно разделить на три группы:
1. При подаче в промышленные резервуары нефти, недостаточно сепарированной от газа.
2. При перекачке резервуара нефти, имеющей высокую упругость паров.
3. В случае переполнения резервуаров нефтью или бензином на нефтепромыслах, нефтезаводах и нефтебазах.
Групповые пожары резервуаров, типа РВС, без понтона, чаще всего связанны с загазованностью территории, ограничены стабилизированным горением на дыхательных устройствах и других проёмах в газовой части резервуара, без распространения огня на поверхности жидкости.
Совершенно иной характер имеют групповые пожары резервуаров, типа РВС с понтоном. Существует повышенная опасность переброса пожара с резервуара на резервуар с понтоном.
Пожароопасность таких резервуаров существенно выше, чем обычных резервуарах типа РВС, без понтона.
В большинстве случаев стационарные, в том числе автоматические установки пожаротушения не дали положительного эффекта, так как были повреждены первичным взрывом в резервуаре или не сработали в проектном режиме в исправном состоянии. Эти данные указывают на ещё недостаточно широкое внедрение стационарных АУПТ, на конструктивные несовершенства и неустойчивость этих установок к поражающим факторам взрыва и пожара в резервуаре, а также на несоответствие их тактико-технических характеристик характеру пожара в начальной стадии, если не произошло полного срыва крыши резервуара.
Примерно 33-35% всех зарегистрированных пожаров и загораний происходит на очищаемых и ремонтируемых резервуарах. Такие пожары и загорания можно разделить на следующие три основные группы:
1. При очистке резервуаров перед ремонтом.
2. При проведении огневых работ на предварительно очищенных резервуарах.
3. При проведении работ по ремонту и обслуживанию резервуаров, без их предварительной очистки.
Типичным для первой группы является пожар, возникающий при удалении остатка (1,5 - 3 % от общей ёмкости резервуара) хранящейся в легковоспламеняющейся жидкости передвижным насосом через открытый люк-лаз. Как правило, в стационарном вертикальном резервуаре на дне находится 0,5 м донной воды. Люк-лаз расположен на уровне 0,8-0,85 м от дна резервуара. Т.е. оставшаяся легковоспламеняющаяся жидкость составляет примерно 30-35 см, что соответствует 3% от резервуара, объёмом 1000 м и составляет 30 м3.
Пример. Пожар возник на нефтебазе г. Уфы Республики Башкортостан, 25 июля 1998 года, примерно в 10 часов 30 минут. В ПЧ-13 г. Уфы сигнал о возникшем пожаре поступил на ЦУСС примерно в 10 часов 33 минуты. Выезд по тревоге подразделения ПЧ-13 ОГПС-1 МВД РБ в 10 часов 34 минуты. Следование двух отделений на АЦ-40 (130) 63А к месту пожара составило 5 минут, т.е. подразделения прибыли в 10 часов 39 минут. Боевое развёртывание и локализация пожара заняло 17 минут, т.е. в 10 часов 56 минут горение прекращено и в течении 3-х часов продолжалось охлаждение горящего и соседних резервуаров.
После локализации, ликвидации пожара выяснено, что в нарушение правил пожарной безопасности при эксплуатации резервуарных парков и нефтебаз Госкомнефтепродукта при удалении остатка ЛВЖ из резервуара 1000 м3 передвижной насос установлен на расстоянии 2,5 метра от открытого люк-лаза резервуара, в самом обваловании. Произошедшее замыкание магнитного пускателя передвижного насоса воспламенило пары ЛВЖ над рукавом, положенного к открытому люк лазу и зажгло паро-воздушную среду, испаряющуюся от открытого люк-лаза. Пламя достигло 3,5 - 4,0 метра. 35-летний водитель одного из двух автоцистерн, находящихся под загрузкой» взбежал на автоцистерну и попытался выкинуть другую часть рукава, расположенную от передвижного насоса к автоцистерне. При этом случайно облил себя бензином А-76 поступающего от работающего насоса. В это время лучистая энергия факела пламени прогрела паро-воздушное пространство над рукавом от насоса к автомашине и водитель, случайно облитый бензином, зажигается вместе с автоцистерной. По дороге в больницу водитель от ожогов скончался. Автомобиль уничтожен огнём. Пожар локализован через 26 минут с момента возникновения. Повреждён резервуар (частично) от воздействия лучистой энергии факела пламени. Ущерб составил 5 млн. неденоминированных рублей.
Решительные действия РТП (заместителя начальника ПЧ-13 г. Уфы предотвратили возможный переход пламени на другие резервуары и ликвидировали угрозу для населения г. Уфа (нефтебаза находится в пределах города). Пожар осложнялся наличием внутри резервуара 1000 м3 значительного паро-воздушного пространства - примерно 947 м3 и только 3% (или 30 м3) легковоспламеняющейся жидкостью А-76.
Пожары второй группы указывают на несовершенство методов очистки. Все пожары 3 группы формально являются следствием нарушения норм и правил, запрещающих проведение ремонтных работ без очистки резервуаров.
5. ОПЕРАТИВНО-ТАКТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
| № | ТипРезервуара | Тип крыширезервуара | Высота резервуара,м | Диаметр резервуара,м | Площадь зеркала горючего,м2 | Периметр резервуара,м | Видпродукта | Высота слоя водяной подушки (подтоварной воды), м | Начальная высота (уровень взлива) слоя нефти в резервуаре, м | Время откачки нефте-продукта из резервуара, час | Характеристика обвалования | Наличие установок пожаротушения | |||
| Вид | Состояние | Размеры, м | Площадь (с вычетом РВС), м3 | ||||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | б | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 |
| 1 | РВС-1000 | стац. | 8,8 | 12.3 | 119 | 39 | сырьевая нефть | 3.7-4,5 | 7,3 | 21,7 | земляное | удовлет-вор. | 55x55x1,5 | 2644 | Каждый резервуар оборудован двумяГПС-600, сухотрубы выведены за обвалование |
| 2 | РВС-700 | -//- | 8,8 | 10,5 | 86 | 33 | -//- | 3 | 7,1 | 15,3 | |||||
| 3 | РВС-400 | -//- | 7,4 | 8,5 | 57 | 27 | -//- | 4 | 7,3 | 10 | |||||
| 4 | РВС-1000 | -//- | 8,8 | 12,3 | 119 | 39 | -//- | 3,7-4,5 | 7,3 | 21,7 | |||||
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ
| Плотность,кг/м3 | Температуравспышки,°С | Температурасамовоспла-менения ,°С | Теплотасгорания.кДж/кг | Температуразастывания.°С | Температурапламени.°С | Температурапрогретогослоя,°С | Давлениенасыщенныхпаров притемпературе38 °С,мм.рт.ст. | Концентрационные пределывоспламенения,% (по объему) | Скоростьвыгорания.м/ч | Скоростьпрогрева.м/ч |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 830 | -15 | 230 | 43000-46000 | -42 | 1100 | 130-160 | 237 | - нижний: 2 | 0,15 | 0,4 |
| - верхний: 10 |
16. Вагончик для исследования скважин
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
