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
|
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.
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;
колено аварийного трубопровода ξ=2·1=2;
прямой вход в аварийную емкость ξ=0,5.
,
где: , так как диаметр трубопровода одинаков по
всей длине.
где: φоп. - принимаем равным 60 с.
Допустимая продолжительность аварийного
режима не должна превышать:
[ tсл ]= 900 с
Определим продолжительность аварийного
слива:
tсл = 750 + 60 = 810 с
при tсл = 1524 с условия
аварийного слива нефти из емкости выполняются:
tсл = 810 с < [ tсл ]=900 с
Вывод: система аварийного слива
нефтепродуктов обеспечит сброс продукта при аварии или пожаре.
4. Определение
соответствия технологии производства требованиям нормативных правовых актов по
пожарной безопасности
Самую большую опасность для производства
представляют повреждения и аварии технологического оборудования и
трубопроводов, в результате которых значительное количество горючих веществ
выходит наружу, вызывая опасное скопление паров жидкости, загазованность
открытых территорий, разлив жидкости на большие площади.
Аварии при эксплуатации технологического
оборудования возникает в результате механических, химических и электрических
воздействий. К механическим воздействиям можно отнести: сверхрасчетные
давления, возникающие при нарушении материального баланса и режима работы
насоса, повышение сверхрасчетной температуры, накипи на отводящих трубопроводах,
уменьшающих их сечение, гидравлические удары, вибрации, температурные
перенапряжения. Химическая коррозия происходит за счет воздействия кислорода
воздуха и сероводорода, содержащегося в сырой нефти. От кислородной коррозии
происходит образование ржавчины
Fe + 3O2®2Fe2O3
Окисел Fe2O3 не обладает механической
прочностью и легко отслаивается от металла. Сероводород при температуре310оС
и выше разлагается, в результате чего происходит процесс диссоциации
сероводорода с образованием элементарной серы и взаимодействия ее с металлом,
например:
H2S®H2+S
(термическая диссоциация)
2H2S+O2®2H2O+2S (окисление)+S®FeS (коррозия)
Сернистые соединения представляют собой
пористые вещества, не обладающие большой механической прочностью, и легко
отслаиваются от железа. Разрушение материала стенок трубопроводов и аппаратов
образуется и за счет электрохимической коррозии, наиболее часто встречающийся.
Одной из разновидности, которой является атмосферная коррозия. В присутствии
влаги на поверхностях трубопроводов и аппаратов образуется тонкая пленка с
растворенными в ней воздухом и примесями, присутствующими в атмосфере. Эта
пленка влаги и является электролитом. В результате электрохимического
воздействия электролита на металл происходит растворение последнего, что
приводит к утоньшению металла и снижению его механической прочности. Проведем
несколько проверочных расчетов на возможность разрушения аппаратов или
трубопроводов.
Расчет на прочность трубопроводов при гидравлическом ударе
Определим силу гидроудара при закрытии
задвижки в стальном трубопроводе d 400 мм и толщиной стенки 5 мм.
По трубопроводу протекает нефть со
скоростью 1,2 м/с и объемным весом 860 кг/м3
Для определения приращения давления в
трубопроводе воспользуемся формулой Н.Е. Жуковского [3]:
где: - плотность жидкости, кг/м3;
- уменьшение скорости движения при торможении струи м/с;
v - скорость распространения ударной волны м/с/
,
где Еж - модуль упругости жидкости, Па;
Е - модуль упругости материала трубопровода, Па;
d - внутренний диаметр трубопровода, м;
- толщина стенки трубы.
.
.
Приращение давления на 0,484 МПа сверх нормы
может привести к повреждению трубопровода и истечению нефти.
Определим общее количество нефти,
выходящей при полном разрушении резервуара, при подаче ее по двум
трубопроводам, а также количество испарившейся нефти и объём, в котором при
этом может образоваться горючая концентрация.
Объём резервуара V = 1200 м3,
степень заполнения Е = 0,9, температура 25°С, диаметр трубопроводов Dтр = 100 мм, расход насосов
q1=1,6 м3. ч-1,
q2 = 0,5 м3. ч-1.
Время отключения трубопроводов принимается равным 120 с, время испарения
разлившейся жидкости 1 ч, расстояние от аппарата до задвижек на трубопроводах 8
м; 1 л горючей жидкости разливается на 1 м2. Нефть находится в
аппарате при атмосферном давлении.
1
Количество
горючих веществ, выходящих наружу при полном разрушении аппарата, определяют по
формуле:
Gп = Gап + G /тр + G //тр,
где Gп - количество веществ,
выходящих из системы при полном разрушении аппарата, кг; Gап - количество веществ,
выходящих из разрушенного аппарата, кг; G /тр, G //тр - количество веществ,
выходящих из трубопроводов (соответственно) до момента отключения и после
закрытия задвижек или других запорных устройств, кг.
2
Для
аппаратов с жидкостями определяется по формуле:
GП,Ж = (VАП. Е + åqi,H t
+ å Li,тр. fi,тр)rt,ж;
где Vап - внутренний объём аппарата
2000 м3 (по условию); Е = 0,9 - степень заполнения аппарата (по
условию); qi,H - расходы насосов q1 = 2,5 м3. ч-1,
q2 = 0,5 м3. ч-1
(по условию); Li,тр, fi,тр - соответственно длина 10 м (по условию) и
сечение участков трубопровода (м2) (от аварийного аппарата до
запорного устройства), из которого происходит истечение жидкости; rt,ж - плотность жидкости 840
кг. м-3; t - время отключения трубопроводов 120 с = 0,033 ч
(по условию).
GП,Ж = (2000. 0,9 + 2,5.
0,033 + 0,5. 0,033 + 10. 0,00785). 840 = 1512149 кг.
Здесь (по условию).
3
Количество
испарившейся жидкости определяется по формуле:
m = W FИ t,
где W - интенсивность
испарения кг. с-1. м-2; FИ - площадь испарения,
принимается, что 1 л разливается на 1 м2; t = 1 ч =3600 с - время
испарения.
Интенсивность испарения определяется по
формуле:
где h = 1
коэффициент, принимаемый по табл. 3 в зависимости от скорости и температуры воздушного
потока над поверхностью испарения; Рн - давление насыщенного пара
при расчетной температуре жидкости tр определяемое по справочным данным в
соответствии с требованиями п. 1.4. кПа; М = 57 кг/моль молярная масса.
Давление насыщенного пара определяем по формуле:
170,2 кПа.
Определяем интенсивность испарения:
W = 10-6. 1=187,2. 10-5 кг. с-1. м-2.
Определяем объем вылившейся нефти:
= 1800000 л.
Тогда количество испарившейся жидкости равно:
m = 187,2. 10-5. 1800000. 3600 =
12130560 кг.
Определяем объём взрывоопасной концентрации по формуле:
,
где jн,г,без - нижний концентрационный предел
воспламенения кг. м-3, определяется по формуле:
,
где Vt - молярный объём паров при рабочих
условиях м3. кмоль-1; определяется по формуле
,
где VO = 22,4135 м3. кмоль-1
- молярный объём паров при нормальных условиях; Т0 = 273,15К -
температура при нормальных физических условиях (t0 = 00C); Тр = 250С - рабочая температура
(по условию); Р0 = 101,325 кПа - давление при нормальных условиях; Робщ
- общее давление в системе (по условию нефть находится в аппарате при
атмосферном давлении 101,325 кПа). Значит:
24,45 м3;
Тогда:
кг. м-3,
Следовательно, объём взрывоопасной концентрации составит:
м3.
5. Определение категорий
помещений и / или наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности,
классов взрывоопасных и пожароопасных зон
Проведем расчет избыточного давления
взрыва для паров легко воспламеняющихся и горючих жидкостей по формуле (4)
[19].
где Нт - теплота сгорания, Дж/
кг;
ρв - плотность воздуха до
взрыва при начальной температуре Т0, кг/м3;
Ср - теплоемкость воздуха,
Дж/кгК (допускается принимать равной 1,01× 103 Дж/кг×К);
Т0 - начальная температура
воздуха, К- коэффициент участия горючего во взрыве, который может быть
рассчитан на основе характера распределения газов и паров в объеме помещения
согласно приложению. Допускается принимать значение Z по табл. 2;св
- свободный объем помещения, м3,
Кн коэффициент, учитывающий
негерметичность помещения и неадиабатичность процесса горения. Допускается
принимать Кн равным 3.
Р0 - начальное давление, кПа
(допускается принимать равным 101 кПа);
т - масса горючего газа (ГГ) или паров
легковоспламеняющихся (ЛВЖ) и горючих жидкостей (ГЖ), вышедших в результате
расчетной аварии в помещение.
Для расчета примем следующие значения:
НТ=45000 кДж/кг,
Т=120с,
ρв=1,205 кг/м3,
Ср=1,01 103 Дж/кг
К,=0,3,св=134 м3,
Кн=3,
Р0=101 кПа,
Рн=1,64 104 Па.
Определим массу по формуле из [19].
где: W - интенсивность испарения, кг/с м2;и
- площадь испарения, м2;
площадь испарения при разливе на пол определяется (при отсутствии
справочных данных) исходя из расчета, что 1 л смесей и растворов, содержащих
70% и менее (по массе) растворителей, разливается на площади 0,5 м2,
а остальных жидкостей - на 1 м2 пола помещения;
Т - время отключения трубопроводов, с.
Подставив числовые значения в формулу (8.3) получим:
Определяем по формуле (8.2) массу паров
жидкости:
Определим избыточное давление взрыва по
формуле (8.1):
Так как максимальное давление взрыва 7,5 превышает допустимую по
НПБ105-95, т.е. 5 кПа, то данное помещение относится к категории А.
Выводы
Огромное влияние на экономику нашей страны
оказывает нефтяная индустрия. Роль нефти и продуктов ее переработки для
народного хозяйства чрезвычайно велика. Из нефти получают бензин, керосин,
реактивные дизельные и котельные топлива, сжиженные газы и сырье для химических
производств. Без продуктов переработки нефти немыслимы работа энергетики,
транспорта, строительство зданий и дорог, производство резины и многих
химических продуктов. Поэтому важнейшие полезные ископаемые - нефть и газ
требуют к себе самого бережного отношения.
За последние годы произошли крупные
изменения в технологии переработки нефти. Появилось новое, более совершенное и
высоко производительное оборудование. Все более широко вводятся в технологию
каталитические процессы с глубокими химическими превращениями сырья. Возрастают
мощности единичных производственных агрегатов. Широко используется
комбинирование технологических процессов в одной установке, что значительно
увеличивает пожаровзрывоопасность технологических процессов.
Оценка пожаровзрывоопасности
производственных объектов необходима для решения вопросов их безопасности и
приведения в соответствие с фактическим и требуемым уровнями взрывопожарной
безопасности с целью снижения пожаров и приносимого ими ущерба. Для
профилактики аварийных ситуаций необходимо прогнозирование, позволяющее выявить
места возможных аварий на объекте и разработать мероприятия по снижению
негативных последствий.
Таким образом, в соответствии с категорией
взрывоопасности, определяются нормативные противопожарные и технологические
требования к аппаратурному снабжению, системам контроля, управления и
автоматической противоаварийной защиты и т.д.
Поэтому правильность выбора категории
взрывоопасности технологических объектов является одним из основных вопросов
решаемых государственными надзорными органами и администрацией объекта и влияет
на качество предлагаемых мероприятий по всем направлениям профилактической
работы на предприятии.
В курсовом проекте на основании
противопожарного обследования установки первичной перегонки нефти проведен
анализ пожарной опасности технологического процесса.
Выявлены причины образования горючей среды
внутри аппаратов, как при нормальном режиме работы, так и при аварийных
ситуациях; технологические источники зажигания, пути распространения пожара,
произведен расчет категории по взрывопожарной и пожарной опасности помещения
насосной.
Литература
1. Безопасность
технологических процессов. Методические указания к выполнению курсовой работы:
Учебное пособие / В.В. Исаев. - Гомель, 2011
2. Алексеев М.В., Волков М.О., Шатров Н.Ф. «Пожарная
профилактика технологических процессов производств», ВИПТШ, - М., 1986 г.
. НПБ 5-2005 Категорирование помещений, зданий и наружных
установок по взрывопожарной и пожарной опасности; МЧС РБ, - Мн., 2006 г.
. Горячев С.А., Клубань В.С. Задачник по курсу «Пожарная
профилактика технологических процессов», ВИПТШ, - М., 1996 г.
5. Сучков В.П. Методические указания к изучению темы
«Категорирование помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности»
курса «Пожарная профилактика технологических процессов производств», ВИПТШ, -
М., 1988 г.
. Баратов А.Н. Справочник «Пожаровзрывоопасность
веществ и материалов и средства их тушения» 1 и 2 части.