Пожарная опасность установок первичной перегонки нефти

 

ГБОУ  СПО «Волгоградский  экономико-технический  колледж»

 

 

                                                                                

                                                                        


 

 

 

 

дисциплине «Пожарная безопасность объектов и населенных пунктов»

на  тему: Пожарная опасность установок первичной перегонки нефти. 

 

 

Студента: Ковалев В.Г.

Шифр: К-2248                

Группа: 6Пб-2                         

Руководитель: Рогова Ю.А.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Волгоград, 2012

 

 

Содержание 
1.     Краткое описание технологического процесса                    стр.3-5 
 
2.     Анализ пожаровзрывоопасных свойств веществ обращающихся в производстве                                                                                      стр.6-8 
 
3.     Анализ пожарной опасности технологического процесса

3.1 Анализ  образования горючей среды внутри  и снаружи технологического оборудования  при нормальных условиях работы  и в результате повреждений

3.2 Анализ  источников зажигания и путей  распространения пожара                                                                                            стр.9-23

 
4.     Определение соответствия технологии производства требованиям нормативных правовых актов по пожарной безопасности       стр.24-29 
 
5.     Определение категорий помещений и / или наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности, классов взрывоопасных и пожароопасных зон                                                                             стр.30-31      

 
6. Выводы.                                                                                             стр.32-33 
 
7. Литература                                                                                        стр.34

 

 

 

 

 

 

1. Краткое  описание технологического процесса

перегонка

Установка AT (атмосферная  трубчатка) предназначена для перегонки  нефти до мазута. Сырье, поступающее  на установку, т.е. сырая нефть, представляет сложный раствор взаиморастворимых  углеводородов различного молекулярного  веса (жидких, твердых и газообразных) с примесями различных солей и воды. От избыточного содержания солей и воды нефть очищается перед началом процесса перегонки.

Разнообразие  углеводородов, входящих в состав нефти, и их различные температуры кипения  дают возможность получать из нефти  фракции с различными интервалами температур кипения от наиболее легких фракций до тяжелых. На установках AT, осуществляя совокупность ряда физических процессов (нагревание, испарение, конденсация), из сырой нефти, получает бензины, керосины, дизельное топливо и в остатке - мазут.

Сырая нефть, очищенная  от солей и воды, хранится на сырьевом складе, в резервуарах. Из сырьевых резервуаров нефть забирается насосом и подается на установку для ее перегонки. Поступая на установку, нефть, прежде всего, подогревается до температуры 100-120°С в теплообменниках-подогревателях. Подогрев нефти ведется за счет использования теплоты конечного продукта перегонки мазута, который при выходе из низа ректификационной колонны имеет температуру до 350°С.

От подогретой до 100-120°С сырой нефти уже можно отделить наиболее легкие пары - пары бензина и растворенные в нефти газы. Для этого нефть из теплообменников подают в предварительный испаритель. Предварительный испаритель - это вертикальная колонна с тарелками. При движении нефти по тарелкам колонны сверху вниз из нее отделяются пары легкого бензина и по трубопроводу подаются в основную ректификационную колонну. В нижней части колонны скапливается отбензиненная нефть, которая забирается горячим насосом и под давлением до 1,6 МПа подается для основного подогрева в змеевик трубчатых печей. За счет тепла сжигаемого топлива нефть в трубчатой печи нагревается до температуры кипения мазута и поступает на ректификацию (разделение) в основную ректификационную колонну . Так как, давление в колонне небольшое (немного выше атмосферного), то в ней имеется редуктор для снижения давления нефти, выходящей из трубчатой печи, до требуемой величины. Ректификационная колонна представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с тарелками. Нижняя часть колонны подогревается острым перегретым водяным паром. Верхняя часть колонны питается орошением бензином.

Поступающая в  колонну нефть за счет взаимодействия жидкой фазы, движущейся по тарелкам сверху вниз, с паровой фазой, движущейся по колонне снизу вверх, разделяется на нужные фракции. Из верхней части колонны выходит самая легкая фракция - пары бензина в смеси с водяным паром. Эта смесь по шлемовой трубе поступает на конденсацию и охлаждение в конденсатор-холодильник. Полученная смесь конденсата (бензин + вода) и несконденсировавшихся продуктов (пары бензина и легкие углеводородные газы) поступает на разделение в газосепаратор. В газосепараторе вода отстаивается от бензина и отводится из нижней части аппарата в дренажную канализацию. Бензин из средней части газосепаратора насосом и подается на орошение по линии и в резервуар товарной продукции. Газовая фаза отводится из верхней части газосепаратора на утилизацию.

Фракция тракторного керосина отводится из колонны в холодильник 1 и в охлажденном виде насосом подается в товарный парк. Фракция дизельного топлива отводится из колонны в холодильник и охлажденная, по подается в резервуар товарного парка.

Остаток от перегонки  нефти - горячий мазут из нижней части  ректификационной колонны  прокачивается  через подогреватели теплообменники для подогрева сырой нефти. Затем мазут для окончательного охлаждения проходит холодильник и насосом подается в резервуары с мазутом. Режим работы основных аппаратов и их размеры приведены в исходных данных.

Все аппараты, кроме насосов, расположены на открытых площадках. Насосы размещены в насосной станции. План установки показан графической части.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Анализ пожаровзрывоопасных свойств веществ, обращающихся в производстве

 

Вещества Показатель опасности

Вещества, обращающиеся в производственном процессе

 

Нефть

Бензин

Керосин

Дизельное топливо

Мазут

Группа горючести

ЛВЖ

ЛВЖ

ЛВЖ

ГЖ

ГЖ

Температура вспышки, Твсп, 0С

-35

-36

4 (ЗТ)

68

85

Температура воспламенения, Твосп, 0С

-

-

-

-

-

Температура самовоспламенения, Тсвп, 0С

320

300

250

210

250

Нижний концентрационный предел распространения пламени, %

0,9 t=25 0С

1,08

1,0

0,5

  

Верхний концентрационный предел распространения пламени, %

5,36 t=25 0С

5,4

  

-

  

Нижний температурный  предел распространения пламени, %

-21

-34

4

58

138

Верхний температурный  предел распространения пламени, %

-8

-4

35

108

145

Температура тления, Твсп, 0С

-

-

-

-

-

Условия теплового  самовозгорания

-

-

-

-

-

Минимальная энергия  зажигания, мДж

  

0,39

0,181

  

5,6

Способность взрываться и гореть при взаимодействии с водой, кислородом воздуха и другими веществами

          

Нормальная  скорость распространения пламени, м/с

  

0,44 при 620С

0,6

    

Минимальное взрывоопасное  содержание кислорода, %

          

Минимальная флегматизирующая концентрация флегматизатора, %

          

Максимальное  давление взрыва, кПа

          

Скорость нарастания давления взрыва, МПа/с

          

Класс опасности  вещества

III

III

III

IX

IX

Класс опасности  и подкласс вещества

3.1

3.1

3.2

9.1

9.1


 

В технологическом  процессе принимают участие разнообразные легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, газы в холодном и нагретом состоянии при давлении до 1,8 МПа. Рассмотрим ниже пожароопасные свойства основных веществ, обращающихся в процессе.

Ø Нефть - легковоспламеняющаяся жидкость темно-бурого цвета, представляющая собой смесь углеводородов. Плотность 840-880 кг/м3, температура вспышки tвсп=-350С, температура самовоспламенения tс=3200С, температурные пределы воспламенения нижний - 210С, верхний - 80С, скорость выгорания 9-12 см/ч, скорость прогрева слоя и его нарастания 24-36 см/ч, температура пламени 11000С, температура прогретого слоя 130-1600С.

Ø Бензин - бесцветная легковоспламеняющаяся жидкость представляющая собой смесь легких углеводородов. Плотность 730 кг/м3 температура вспышки tвсп = -360С, tc = 3000C, область воспламенения 0,9-7,5 объемных, температурные пределы воспламенения нижний -360С, верхний -70С, скорость нарастания прогретого слоя 70 см/ч, температура прогретого слоя 80-1000С, скорость выгорания 20-30 см/ч, температура пламени 12000С.

Ø Керосин тракторный - легковоспламеняющаяся жидкость, используемая для реактивных двигателей. Плотность 809-823 кг/м3, tвсп = 40С, tс = 2500С, нижний концентрационный предел 1,0% объемных, температурные пределы воспламенения паров нижний 40С, верхний 350С.

Ø Дизельное топливо (зимнее) - горючая жидкость. Плотность 836 кг/м3, tвсп=680С, tс=2400С, температурные пределы воспламенения нижний 690°С, верхний 1190С.

Ø Мазут - горючая жидкость. Плотность 890-995 кг/м3, скорость выгорания 6 см/ч, скорость нарастания прогретого слоя 24-42 см/ч, температура прогретого слоя 230-3000С, температура пламени 10000С, tвсп = 1400С, tс = 3800С, температурные пределы воспламенения нижний 1380С, верхний 1450С.

Из анализа  пожароопасных свойств веществ  видно, что в данном производстве применяются вещества, которые могут образовать горючую среду в аппаратах, в помещениях насосных и на территории установки.

 

 

 

 

3. Анализ  пожарной опасности технологического  процесса

 

3.1 Анализ образования горючей среды внутри и снаружи технологического оборудования при нормальных условиях работы и в результате повреждений

 

Внутри технологического оборудования при нормальных условиях для образования взрывоопасных  концентраций должны выполняться два  условия:

  1. наличие паровоздушного пространства;
  2. наличие жидкости при температуре, лежащей в интервале температурных пределов воспламенения (3.1).

 

tнвп - 100С ≤ tраб ≤ tвпв+100С,    (3.1)

 

где tраб - рабочая температура жидкости в аппарате, 0С,

tнпв, tвпв - соответственно нижний и верхний пределы воспламенения жидкости с запасом надежности 100С.

Для проверки условий  образования взрывоопасных концентраций в аппаратах составляем таблицу 3.1.

 

Таблица 3.1. Оценка пожаровзрывоопасности среды внутри аппаратов

Наименование  аппарата и вид жидкости

Наличие ПВП

Рабочая температура оС

Температурные пределы воспламенения

Заключение

     

tн-10 оС

tв+10 оС

  

1

2

3

4

5

6

Резервуар с  нефтью

есть

20

-31

+2

Взрывоопасная концентрация (ВОК) образуется

Трубчатые печи, нефть

нет

350

-31

+2

ВОК не образуется

Насосы горячие

нет

100

-31

+2

ВОК не образуется

Насос бензиновый

нет

30

-44

+4

ВОК не образуется

Холодильник-конденсатор (бензин)

нет

30

-44

+4

ВОК не образуется

Холодильник керосин

нет

40

-6

45

ВОК не образуется

Холодильник ДТ

нет

40

48

118

ВОК не образуется

Холодильник мазута

нет

40

128

155

ВОК не образуется

Газосепаратор

есть

30

-44

+4

ВОК образуется

Ректификационная  колонна

нет

100-350

-44

+4

ВОК не образуется


 

Из проведенного анализа делаем вывод, что при  нормальном режиме работы в аппаратах: резервуар с нефтью, предварительный испаритель, газосепаратор данного производства есть взрывоопасные концентрации, так как имеется паровоздушное пространство или температурный режим выше верхнего предела воспламенения с учетом коэффициента надежности.

Пожаровзрывоопасность аппаратов, при эксплуатации которых  возможен выход горючих веществ  наружу без повреждения их конструкций.

Взрывопожароопасные концентрации образуются при остановке  работы аппаратов или трубопроводов  в результате неполного удаления жидкостей, паров или газов из внутреннего объема системы, а при пуске аппаратов и трубопроводов - в результате недостаточного удаления воздуха.

Непосредственными причинами образования взрывоопасных  концентраций при остановке аппаратов  являются:

неполное удаление из аппарата огнеопасных жидкостей. Если в резервуаре осталась горючая жидкость, то удалить ее последующей продувкой очень сложно;

недостаточная продувка водяным паром или инертным газом внутреннего пространства аппаратов и трубопроводов от оставшихся жидкостей и паров;

негерметичное отключение от подлежащих остановке  аппаратов соединенных с ними трубопроводов с огнеопасными жидкостями или газами.

Просачиваясь  через негерметичные задвижки, пары жидкостей постепенно накаливаясь, могут образовать взрывоопасные концентрации даже в полностью опорожненных и правильно продутых аппаратах и трубопроводах.

Нефть - легковоспламеняющаяся жидкость темно-бурого цвета, представляющая собой смесь углеводородов. Плотность 840-880 кг/м3, температура вспышки tвсп=-350С, температура самовоспламенения tс=3200С, температурные пределы воспламенения нижний - 210С, верхний - 80С, скорость выгорания 9-12 см/ч, скорость прогрева слоя и его нарастания 24-36 см/ч, температура пламени 11000С, температура прогретого слоя 130-1600С.

Оценку пожаровзрывоопасности  среды внутри технологического оборудования производят согласно ГОСТ 12.1.044-89. Для  того чтобы среда внутри резервуара была горючая необходимо соблюдение следующего условия:

 

,

 

где: % и %.

где jн,в-нижний и верхний концентрационные пределы распространения пламени и равны для нефти соответственно 0,9-5,36% (6). Рабочая температура 25°С,

 

.

 

Тогда

.

js - концентрация насыщенных паров, которая приблизительно равна рабочей концентрации в резервуаре jр, т.е.

 

,

 

где: Рр - рабочее давление в аппарате 1. 105 Па (по условию); Рs - давление насыщенных паров, определяется по формуле:

 

170,2 кПа.

 

Следовательно,

Отсюда делаем вывод, условие 0,9 < 1,67 < 5,36 соблюдается, следовательно, среда в аппарате пожаровзрывоопасная.

При нормальной работе хранилищ нефти возможен выход  горючих паров в случае нагрева  при изменении температуры окружающего воздуха. В этом случае имеет место «малое» дыхание. При «малом» дыхании количество выходящих паров определяют место по следующей формуле:

 

 

где Gм - масса горючих паров, вышедших из емкости, кг; Vсв - величина свободного объема, м3; Рр - рабочее давление, Па; Т1 - начальная температура, К; Т2 - конечная температура, К; j1 - начальная концентрация насыщенных паров, об. доля (%); j2 - конечная концентрация насыщенных паров, об. доля (%); jср - средняя концентрация насыщенных паров, об. доля (%); М - молярная масса, кг. моль-1.

Отсюда объем  взрывоопасной смеси

 

 

jнг,без - безопасная концентрация паров, кг. м-3.

Безопасную  концентрацию горючих паров определяем по уравнению:

 

 

где: jнг, без. - безопасная концентрация паров, об. доля (%); Vt= 22,413 м3. кмоль-1 - объем, занимаемый 1 кмоль паров.

Безопасную концентрацию горючих паров определяем по уравнению:

 

jнг, без= 0,9 (jн - 0,7R)

 

где: jн - нижний концентрационный предел распространения пламени, %; R = 0,3 - воспроизводимость метода определения показателя пожарной опасности.

Затем принимаем взрывоопасную  зону цилиндрической формы, где высота равна диаметру. Диаметр зоны взрывоопасных  концентраций определяем по формуле:

 

Определим объем взрывоопасной  зоны при наиболее опасном случае выхода паров нефти при следующих  исходных данных:

· начальная температура 25°С

· конечная температура 40°С

Определяем  давление насыщенных паров при начальной  и конечной температуре:

 

РН1= 170,2 кПа.

РН2= 252,3 кПа.

 

Определяем  рабочую концентрацию паров нефтепродуктов при начальной и конечной температурах:

jР 1= 1,702/ 101,325. 100= 1,679%

jР 2= 2,523/ 101,325. 100= 2,49%

Определим среднюю  рабочую концентрацию:

jср = %

Определяем  массу горючих паров вышедших из резервуаров при «малом» дыхании:

GМ=

Определим безопасную концентрацию горючих паров:

jг.без. = 0,9 (0,9-0,7. 0,3)= 0,621%.

Определим безопасную концентрацию горючих паров в  объемных долях:

jнг, без. = кг. м-3;

Vв.з = .

Диаметр взрывоопасной  зоны:

м.

Следовательно, радиус взрывоопасной зоны составляет 14,7 м.

Произведу оценку выхода паров нефти при «большом»  дыхании.

При «большом»  дыхании количество выходящих паров определяют по следующей формуле:

 

 

где Gб - масса горючих паров, вышедших из емкости, кг; DV - изменение объема, м3; Рр - рабочее давление, Па; Тр - рабочая температура, К; js - концентрация насыщенных паров при рабочей температуре, об. доля; М - молярная масса, кг моль-1.

Объем взрывоопасной  зоны определяем по уравнению:

 

Vвз=

 

jнг,без - безопасная концентрация паров, кг м3.

Безопасную  концентрацию горючих паров определяем по уравнению:

 

 

где: jнг,без - безопасная концентрация паров, об. доля; Vt= 22,413 м3 кмоль-1 - объем, занимаемый 1 кмоль паров.

Безопасную  концентрацию горючих паров определяем по уравнению:

 

jнг,без= 0,9 (jн - 0,7R)

 

где: jн - нижний концентрационный предел распространения пламени, %; R=0,3 - воспроизводимость метода определения показателя пожарной опасности.

Затем принимаем  взрывоопасную зону цилиндрической формы, где высота равна диаметру. Диаметр зоны взрывоопасных концентраций определяем по формуле:

 

 

Определяю объем  взрывоопасной зоны при наиболее опасном случае выхода паров нефти.

При следующих  исходных данных:

· температура окружающего воздуха 40°С;

· величина нижнего концентрационного предела распространения пламени 0,9%;

· объем, заполняемый нефтью 1200 м3 (степень заполнения 0,9);

· Молярная масса нефти - 121. кмоль-1;

Определяем  безопасную концентрацию горючих паров:

jг, без= 0,9 (0,9 - 0,7. 0,3)= 0,621%;

Безопасная  концентрация (массовая) горючих паров:

jнг,без= .

Масса вышедших паров:

Gб=

Объем взрывоопасной зоны:

Vвз=

Диаметр взрывоопасной зоны:

Следовательно, радиус взрывоопасной  зоны составляет 24,5 м.

 

3.2 Анализ источников  зажигания и путей распространения пожара

 

При ремонте и эксплуатации технологического оборудования имеет  место высечение искр при использовании  искрящего инструмента. Размеры  искр удара и трения, которые представляет собой раскаленную до свечения частичку металла, обычно не превышающую размера 0,5 мм, а их температура находится в пределах температуры плавления металла. Температура искр, образующихся при соударении металла, способных вступить в химическое взаимодействие друг с другом с выделением значительного количества тепла, и может превышать температуру плавления.

Открытые источники  огня

Пожары, вызванные  открытым огнем довольно частое явление. Это объясняется не только тем, что  открытый огонь широко используется для производственных целей, при  аварийных и ремонтных работах  и поэтому нередко создаются  условия для случайного контакта пламени с горючей средой, но и тем, что температура пламени, а также количество выделяющегося при этом тепла достаточно для воспламенения почти всех горючих веществ. Трубчатые печи с огневым обогревом характеризуются наличием горящего топлива, высоко нагретой теплообменной поверхностью и раскаленными конструктивными элементами топки. При сжигании газообразных веществ действительная температура горения колеблется в пределах 1200-14000С, жидкостей 1100-13000С.

При такой температуре  аппаратов огневого действия всякие повреждения и аварии смежных аппаратов, сопровождающиеся выходом наружу горючих жидкостей, паров или газов и распространением их в сторону печей, неизбежно приведут к возникновению вспышки и пожару. Для безопасного ведения процесса необходимо предусматривать паровую защиту печей.

Значительную  пожарную опасность представляют собой  огневые ремонтные и монтажные  работы. Пожарная опасность обусловлена  не только открытым пламенем, но и наличием раскаленного и расплавленного металла. При газовой сварке температура пламени дуги при использовании угольных электродов составляет 3200-39000С, стальных электродов 2400-26000С. При попадании на горючие материалы искры воспламеняют их.

 

Тепловое  проявление химической реакции

По условиям технологии, находящиеся в ректификационных колоннах, трубчатых печах, насосах, жидкости нагреты до температуры превышающей температуру их самовоспламенения. Появление неплотностей в аппаратах и трубопроводах и соприкосновение с воздухом выходящего наружу продукта, нагретого выше температуры самовоспламенения, сопровождается его загоранием.

Определенную  опасность в возникновении загораний  и пожаров являются случаи самовозгорания отложений сернистых соединений железа.

Окисление сернистых  соединений железа начинается с подсыхания поверхности и соприкосновения ее с кислородом воздуха, при этом температура постепенно повышается, появляется голубой дымок, а затем и пламя. В результате этого отложения разогреваются иногда до температуры 600-7000С.

Избежать самовозгорания сернистого железа можно путем химической очистки от сероводорода, поступающих на обработку нефтепроводов и самой нефти.

Возможные пути распространения пожара

Пожары на нефтеперерабатывающих  заводах протекают в сложных  условиях с быстрым распространением огня на соседние аппараты и участки, и, зачастую, принимают характер катастрофы с огромным материальным ущербом. Наличие больших объемов легковоспламеняющихся и горючих жидкостей приводит к тому, что пожар на установке может принять значительные размеры. Условиями распространения горения на установке являются: разливы по территории установки горючих и легковоспламеняющихся жидкостей; разветвленная сеть промышленной канализации при неэффективности гидравлических затворов в колодцах; отсутствие аварийных сливов из емкостных аппаратов, линий стравливания газовоздушных смесей из аппаратов; разветвленная сеть трубопроводов при отсутствии на них гидравлических затворов. При пожаре возможен взрыв, так как имеет место образование взрывоопасных концентраций в них. Испарение паров легковоспламеняющихся жидкостей и газов будет создавать газовоздушную смесь, которая при ветреной погоде будет перемещаться к возможному очагу пожара.

Расчет  аварийного слива резервуара с нефтью.

Продолжительность аварийного слива нефтепродуктов из емкостей определяется зависимостью

 

τслив=τопор.+τо.п.≤[τслив],

 

где: τслив - производительность аварийного слива, с;

τопор - опорожнения аппарата, с;

τо.п - продолжительность операций по приведению системы слива в действие, с;

[τслив] - допустимая продолжительность аварийного слива, с.

Резервуар с  нефтью - вертикальный цилиндрический аппарат d=15,2 м, Н=12 м, V=2000 м3, степень заполнения e=0,9.

Продолжительность опорожнения емкости определяется по формуле

 

τопор = ,

 

где: Н, D - соответственно высота и диаметр резервуара, м

jсист - коэффициент расхода системы

¦вых - сечение сливного трубопровода на выходе в аварийную емкость, м

h - расстояние (по вертикали) от выпускного отверстия до выходного сечения аварийного трубопровода, м

Определим сечение  сливного трубопровода на выходе в аварийную емкость:

 

 

где: d - диаметр выходного патрубка, м принимаем d вых =0,28 м.

.

Расстояние  от выпускного отверстия емкости  до выходного сечения аварийного трубопровода принимаем h=6,5 м. Аварийную емкость необходимо расположить на расстоянии 30 м от аппаратуры наружной установки. Аварийный слив осуществляется самотеком. Вместимость аварийной емкости принимаем 2000 м3. Трубопровод аварийного слива проложим с односторонним уклоном в направлении аварийной емкости. Линия аварийного слива от распространения пламени защищается гидравлическим затвором.

Определим коэффициент  расхода системы методом последовательных приближений

 

,

где: xсист - коэффициент сопротивления системы.

 

xсист= ,

 

где: - коэффициент сопротивлению трения для рассматриваемого участка трубопровода;

li, di - соответственно длина и диаметр рассматриваемого участка трубопровода, м;

- коэффициент местного сопротивления  на рассматриваемом участке системы  слива.

Коэффициент λ  ориентировочно берем из справочной литературы.

λ=0,0365 для d=280 мм1+l2=30 м d1=d2=280 мм

По справочным данным находим коэффициент местных  сопротивлений:

прямой ввод в сливной патрубок ξ1=0,5;

внезапное сужение  трубы (в месте врезки аварийного трубопровода):

тройник для  прямого потока ξ=2·0.55=1,1

полностью открытая задвижка ξ=0,15;

гидравлический  затвор ξ=1.3;

Пожарная опасность установок первичной перегонки нефти