Анализ пожарной опасности нефтепродуктов на нефтебазе объект РУП 'Белоруснефть-Гомельоблнефтепродукт'

Анализ пожарной опасности нефтепродуктов на нефтебазе объект РУП 'Белоруснефть-Гомельоблнефтепродукт'

Содержание

Введение

. Анализ различного вида аварий, имевших место на нефтебазах в нашей стране и за рубежом

.1 Пожар на нефтебазе в Бресте

.2 Пожар на нефтебазе в Нижегородской области

.3 Взрыв на нефтебазе в столице Камчатки

.4 Взрыв нефтебазы в Каинды

.5 Пожар на нефтебазе в Уфе

. Характеристика объекта и технологического процесса хранения нефтепродуктов на нефтебазе. Оценка пожарной опасности хранения нефтепродуктов

.1 История развития нефтебаз

.2 Классификация нефтебаз

.3 Общие сведения об объекте

.3.1 Общая характеристика нефтебазы

.3.2 Типы резервуаров и их конструкции

.3.3 Оборудование резервуаров

.4 Причинно-следственный анализ аварий вертикальных стальных резервуаров

.5 Техническое обслуживание резервуаров

.6. Техническая документация на резервуары

.7 Анализ возможных сценариев развития аварий

. Расчет категории помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности

.1 Резервуарный парк светлых нефтепродуктов

.2 Резервуарный парк темных нефтепродуктов

.3 Сливной фронт светлых нефтепродуктов (железнодорожная эстакада

.4 Площадка налива нефтепродуктов в автоцистерны

.5 Продуктовая насосная. Машинный зал

.6 Административно-лабораторный корпус

.6.1 Комната для приготовления смесей (лаборатория

.6.2 Моечная (лаборатория)

.6.3 Комната анализов (лаборатория)

.6.4 Весовая (лаборатория)

.6.5 Титровальная

.6.6 Лаборатория фракционного состава

.7 Маслораздаточная станция. Насосная

.8 Тарный склад

.8.1 Маслораздаточная

.8.2 Помещение розлива и хранения масел в мелкой таре

.8.3 Склад масел тарного хранения

.9 Ремонтно-строительный участок

.9.1 Склад пиломатериалов

.9.2 Ремонтно-строительный участок

.10 Здание гаража. Ремонтные боксы

.11 Мастерские

3.11.1 Материальный склад

. Разработка мероприятий по обеспечению пожарной безопасности производственного процесса хранения нефтепродуктов

.1 Мероприятия по повышению пожарной безопасности

.2 Общие требования по охране труда

.2.1 Требование охраны труда и правила поведения на территории предприятия и в производственных помещениях

.2.2 Требования по охране труда при выполнении работы

.2.3 Производственная санитария и личная гигиена

.2.4 Требования по охране труда по окончании работы

.2.5 Требования по охране труда в аварийных ситуациях

.3 Экономическая часть

Заключение

Список использованной литературы

чрезвычайный авария нефть пожарная

Введение

Во многих производственных сферах деятельности человека не обойтись без использования природных энергоресурсов. Для получения топлива нефть является одним из основных сырьевых материалов. Нефть и нефтепродукты, перерабатываемые в нефтяной, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности обеспечивают продукцией многие отрасли Республики Беларусь. Их пожароопасные свойства создают особую сложность при возникновении аварий, пожаров на предприятиях, что приводит к частичной остановке технологического производства и останавливает не одно, а несколько предприятий. Их простой, прямые убытки от данных пожаров увеличивает косвенный ущерб, наносимый государству. Поэтому все технологические операции по переработке, перевозке, хранению (слив, налив) и использованию нефтепродуктов требуют особого соблюдения соответствующих норм и правил.

Экономически выгодно использовать вертикальные резервуары больших размеров. Требования к их увеличению, повышенная пожарная опасность и необходимость борьбы с ней сегодня претерпевают существенные изменения. С разработкой и внедрением в эксплуатацию вертикальных резервуаров с понтоном и плавающей крышей, пожарная безопасность должна обеспечиваться не только специальными противопожарными правилами, устройствами и установками, но и с учётом пожарно-технических вопросов на всех стадиях проектирования, сооружения и эксплуатации резервуаров. Одним из основных выводов по проблеме пожарной безопасности, применительно к резервуарам малого и среднего объёмов, заключается в том, что содержащиеся в нормах проектирования и правилах эксплуатации резервуаров для нефти и нефтепродуктов требования пожарной безопасности выработаны на основе практического опыта (происшедшие пожары) и результатов научно-исследовательских работ, преимущественно как требования против отдельно опасных явлений пожара без детального рассмотрения механизма возникновения и развития пожара в целом, в зависимости от конкретной производственной обстановки.

Возможно, что именно по этой причине комплекс нормативных мер пожарной безопасности нередко оказывается избыточным или недостаточным, т.е. не соответствующим реальной пожарной опасности. Вскрыть и устранить причины такого несоответствия можно только при комплексном подходе к исследованию и оценке пожарной опасности с учётом всех связанных с пожаром основных процессов, начиная со стадии нормальной эксплуатации резервуаров до конечных результатов свободно развивающегося или подавляемого пожара.

Целью дипломной работы является решение основных задач планирования мероприятий по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций, обусловленных разливами нефти и нефтепродуктов. Задачами являются: определение категории помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности, классов взрывоопасных и пожароопасных зон по ПУЭ; разработать мероприятия по обеспечению пожарной безопасности производственного процесса хранения нефтепродуктов.

1. Анализ различного вида аварий, имевших место на нефтебазах в нашей стране и за рубежом

1.1 Пожар на нефтебазе в Бресте

Могучая гроза, разразившаяся над Брестом 3 мая 2008 года, оставила о себе память не только подтопленными улицами, вставшими троллейбусами и огромными пробками на дорогах. Молнии, огненными стрелами пронзавшие небо, не зря заставляли содрогаться. Одна из таких спутниц «тропического» ливня и громовых раскатов в 16 часов 11 минут (это время зафиксировала камера видеонаблюдения) угодила в один из шести резервуаров с топливом нефтебазы РУП «Белоруснефть-Брестоблнефтепродукт», расположенного по адресу: улица Героев Обороны Брестской Крепости, 13. После чего на территории предприятия прозвучал взрыв, и над городом поднялся столб черного дыма. Его было видно из всех уголков города над Бугом. И телефоны редакции «Вечерки» начали раскаляться от ежеминутных звонков горожан, а в УМЧС было еще «горячее».

Как уже установлено, мощнейший электрический разряд разорвал 6-миллиметровую стальную стенку резервуара № 6. Силой ударной волны крышу последнего попросту сорвало на бок. В огромной емкости, рассчитанной на тысячу кубометров нефтепродуктов, находилось 374 тысячи литров бензина А-92, который тут же воспламенился. Первой в неравный бой со стихией пламени вступила добровольная пожарная команда предприятия, а по тревожному номеру службы спасения стали поступать обеспокоенные сообщения работников нефтебазы и горожан о пожаре.

Как рассказал «Вечерке» начальник Брестского областного УМЧС Константин Шершунович, в Центр оперативного управления сообщение о пожаре поступило с предприятия сразу же: сработала современная система пожарной автоматики. Поэтому к месту ЧП были направлены 12 пожарных расчетов ото всех пожарных аварийно-спасательных частей города.

Между тем огонь вывел из строя запорную арматуру на поврежденном резервуаре № 6, и бензин начал литься наружу, где тут же загорался. Этот бензиновый «ручеек» останавливала, не давая растекаться дальше, бетонная стена обвалования, окружавшая шесть резервуаров. Однако оставалась серьезная угроза распространения огня на соседние резервуары. В каждом из них было горючее, преимущественно дизельное топливо… Как отметят потом специалисты, горение нефтепродукта происходило на площади 120 квадратных метров в резервуаре и на площади около 250 квадратов - в обваловании. На практике же это означало привлечение в общей сложности 61 единицы техники и 219 человек подразделений МЧС, кроме того, на помощь им были направлены 3 пожарных поезда Брестского и Барановичского отделений Белорусской железной дороги.

Действия всех служб, принимавших участие в ликвидации пожара на нефтебазе, начальник областного УМЧС Константин Шершунович оценил как слаженные и правильные. Но вот о чем в этой ситуации подумалось. Более 20 лет мы говорим о выносе такого опасного объекта, как нефтебаза, за городскую черту. Но, увы! Все эти речи утопают в тиши коридоров власти. Конечно, можно уповать на руководство предприятия, концерна «Белнефтехим» и других республиканских ведомств и служб, которые должны были сказать свое слово в этом деле. Но из-за отсутствия средств, и, замечу, немалых, ничего в этом вопросе не решилось за два десятилетия. База выдерживает все ГОСТы и нормы безопасности, но, как показало произошедшее ЧП, и это не смогло уберечь от стихии [1].

.2 Пожар на нефтебазе в Нижегородской области

На нефтебазе под Богородском загорелся бензовоз, водитель которого сливал топливо и нарушил правила безопасности. Бензовоз вспыхнул в одну секунду. Рабочий нефтебазы успел вырваться из пламени и спрятался в сарае неподалеку. Прибывшие на место спасатели посчитали, что водитель погиб. - Пока тушили пожар, рабочий вышел к нам сам, - рассказали Life News в правоохранительных органах Нижегородской области. - С многочисленными ожогами он доставлен в дежурную больницу. Пожар локализован с помощью пенной атаки. Причины и ущерб, нанесенные огнем нефтебазе, устанавливаются. Предварительная причина возгорания - несоблюдение правил безопасности в работе с топливом [2].

.3 Взрыв на нефтебазе в столице Камчатки

Взрыв на крупнейшей Нефтебазе Камчатки в пригородном поселке "Сероглазка" произошел рано утром 30 мая. В результате начался пожар, который был быстро ликвидирован прибывшими на место сотрудниками МЧС. По предварительным данным, взрыв произошел, когда трое рабочих проводили сварочные работы на пустом резервуаре, в котором ранее хранилось топливо. Мужчины погибли. Крановщик, который находился недалеко от места взрыва, находится в шоковом состоянии. В МЧС региона сообщили, что одна из версий взрыва - несоблюдение правил пожарной безопасности при проведении сварочных работ. Предположительно, от попадания искры взорвалась паровоздушная смесь [3].

.4 Взрыв нефтебазы в Каинды

Как стало известно, на нефтебазе в ПГТ Каинды Панфиловского района Чуйской области около 12.00 произошел пожар. Во время пожара взорвался один из бензовозов, сгорели 4 автомашины и 2 бензовоза. На данный момент пожар потушен, причины уточняются. На месте работают спасатели МЧС. По первоначальной информации, погибло 5 человек [3].

1.5 Пожар на нефтебазе в Уфе

ЧП произошло приблизительно в 11.57 мск 27 декабря 2011 на территории нефтебазы по адресу: Нефтяной переулок, дом 2. «Произошло шесть хлопков, разлив бензина АИ-95 и его горение на площади 100 квадратных метров. Автомобиль вместимостью 24 тонны был заполнен 14 тоннами бензина. Создалась угроза перехода огня на (наливную) эстакаду и насосную. Благодаря своевременным действиям пожарных, удалось не допустить дальнейшего распространения огня», - сказал собеседник агентства. Для ликвидации возгорания сотрудникам МЧС потребовалось около часа. По данным ведомства, жертв и пострадавших нет. На борьбу с огнем было привлечено около 30 единиц техники и 117 сотрудников [3].

Выводы по разделу 1

. Рассматривая все аварии и вопросы, связанные с ними, нами была проведена работа по анализу и проведению профилактических работ по повышению пожарной безопасности на объекте РУП «Белоруснефть- Гомельоблнефтепродукт».

. С каждым годом количество аварий на резервуарах в стране и за рубежом возрастает в связи с тем, что большой процент резервуаров уже выработал свой проектный ресурс. Износ эксплуатируемых вертикальных стальных резервуаров (РВС) составляет 60-80%. На основании обследования установлено, что общее число аварий в 3-5 раз больше регистрируемых.

. Есть основания считать, что вопрос обеспечения безопасной эксплуатации РВС остается на сегодняшний день нерешенным и решение этого вопроса должно сводиться не только к строгому соблюдению типового проекта, но и к обеспечению качественного и своевременного диагностирования с использованием современных методов и средств диагностики c последующей оценкой остаточного ресурса РВС.

. Характеристика объекта и технологического процесса хранения нефтепродуктов на нефтебазе. Оценка пожарной опасности хранения нефтепродуктов

.1 История развития нефтебаз

История возникновения нефтескладского хозяйства в нашей стране теснейшим образом связана с развитием бакинской нефтяной промышленности на Апшеронском полуострове. Первые сведения о бакинских нефтяных источниках уходят в глубь веков. В то время выходящую на поверхность нефть черпали ведрами, хранили и транспортировали в глиняных сосудах и бурдюках - кожаных мешках, смазанных изнутри смоляным варом. Единственным видом нефтетранспорта в те времена были перевозки на верблюдах. Любопытно отметить, что подобным способом бакинская нефть перевозилась на расстояния свыше 1000 км и даже доходила до Багдада.

Добыча нефти в XVII в. Достигала 3500 т/год. В этот период, собственно, и начинают возникать первобытные нефтесклады, представляющие собой земляные ямы - резервуары, устраиваемые в глинистых грунтах. Такой способ хранения нефти применялся долгое время, до второй половины XIX в [4].

В 1873 г. в Балаханах из буровой скважины с глубины 29 м забил мощный фонтан нефти, заливший всю окрестность. С этого времени, несмотря на слабые технические возможности, бурение скважин пошло интенсивными темпами, и нефтяная промышленность начала быстро развиваться.

Первый стальной резервуар был выстроен в 1878 г. по проекту инженера (позднее академика) В. Г. Шухова и инженера А. В. Бари. С этого времени нефтесклады начинают оборудоваться металлическими резервуарами и паровыми насосами.

В дореволюционной России развитие нефтяной промышленности было подчинено принципам капиталистической конкуренции, частные компании самостоятельно решали проблемы снабжения потребителей нефтепродуктами. Нефтебазы сооружались в зависимости от конъюнктурных особенностей внутреннего и внешнего рынков. Нефтебазы строили и эксплуатировали, мало считаясь с требованиями науки и техники. Накануне Великой Октябрьской социалистической революции нефтескладское хозяйство находилось в крайне плохом и изношенном состоянии.

В июле 1918 г. декретом Совета Народных Комиссаров вся нефтяная промышленность бывшей царской России вместе с предприятиями частнокапиталистических компаний была национализирована, и управление ею перешло в ведение государства. К этому времени нефтескладское хозяйство - одна из наиболее важных отраслей нефтяной промышленности - было в значительной степени расхищено и уничтожено интервентами и находилось в состоянии полного развала. Из 1000 мелких нефтескладов эксплуатировались только 91 [4].

.2 Классификация нефтебаз

Согласно пункта 5.3 СНБ 3.02.01 [5] склады нефти и нефтепродуктов (СНН) подразделяются на две группы - первую и вторую.

К первой группе относятся самостоятельные склады, предназначенные для хранения и снабжения нефтью и нефтепродуктами различных потребителей; товарно-сырьевые склады (парки) нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий; резервуарные парки насосных станций магистральных нефтепроводов и нефтепродуктов: перевалочные склады (базы) нефти и нефтепродуктов.

В зависимости от вместимости СНН первой группы подразделяются на категории и подкатегории согласно таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Общая вместимость склада при наземном и подземном хранении одновременно ЛВЖ и ГЖ

Общая вместимость СНН определяется суммарным объемом хранимого продукта в резервуарах и таре. Объем резервуаров и тары принимается по их номинальному объему.

При определении общей вместимости допускается не учитывать:

промежуточные резервуары (сливные емкости) у сливоналивных эстакад;

расходные резервуары котельной, дизельной электростанции общей вместимостью не более 100 м3;

резервуары сбора утечек;

резервуары пунктов сбора отработанных нефтепродуктов и масел общей вместимостью не более 100 м3 (вне резервуарного парка);

резервуары уловленных нефтепродуктов и разделочные резервуары (уловленных нефтепродуктов) на очистных сооружениях производственной или производственно-дождевой канализации.

Ко второй группе относятся СНН, входящие в состав предприятий (промышленных, транспортных, энергетических и др.), если общая вместимость этих складов при хранении легковоспламеняющихся и горючих нефтепродуктов в резервуарах и таре не превышает указанную в таблице 1.2

Таблица 1.2 - Общая вместимость склада при наземном и подземном хранении нефтепродуктов

При этом приведенная вместимость определяется из расчета: 1 м3 легковоспламеняющихся нефтепродуктов приравнивается 5 м3 горючих и 1 м3 объема резервуаров и тары при наземном хранении - 2 м3 объема при подземном хранении.

При определении общей приведенной вместимости не учитываются:

промежуточные резервуары (у сливо-наливных эстакад);

резервуары сбора утечек;

резервуары уловленных нефтепродуктов на очистных сооружениях производственной или производственно-дождевой канализации.

.3 Общие сведения об объекте

РУП «Белоруснефть-Гомельоблнефтепродукт» было создано 01.01.2005 г. в результате присоединения РУП «Гомельнефтепродукт» к РУП «ПО «Белоруснефть».

Предприятие основано на государственной республиканской собственности и включено в состав Белорусского государственного концерна по нефти и химии.

Основной целью предприятия является оптовая и розничная торговля с целью обеспечения потребителей Гомельской области всеми видами нефтепродуктов (сопутствующих товаров) посредством реализации их через АЗС и АГЗС, с нефтебаз, транзитом. Реализации нефтепродуктов занимает 96,6% от общего объема выручки.

Предприятие осуществляет следующие виды деятельности:

приобретение, хранение и реализацию нефтепродуктов;

реализация нефтепродуктов за наличный и безналичный расчет;

прием отработанных нефтепродуктов, их хранение и реализацию;

строительство, реконструкцию и техническое перевооружение объектов нефтебазового хозяйства, АЗС, ПТО и автостоянок;

производство и услуги по техобслуживанию автотранспорта;

оказание транспортных услуг юридическим и физическим лицам;

торговлю нефтепродуктами, фасовка масел в мелкую тару;

оказание услуг по испытанию нефтепродуктов на соответствие показаний его качества требованиям научно-технической документации.

Предприятие включает в себя головное предприятие, два филиала Мозырский и Речицкий, 4 цеха оптовой торговли Гомельский, Мозырский, Речицкий и Калинковичский, 5 участков оптовой торговли Рогачевский, Буда-Кошелевский, Житковичский, Хойникский и Лельчицкий, 72 АЗС и 13 АГЗС. Общая площадь занимаемых земель составляет 170 га.

Географическое выгодное расположение нефтебаз и АЗС в Гомельской области, наличие современного автомобильного транспорта, технологическая привязанность Мозырской нефтебазы к ОАО «Мозырский НПЗ» трубопроводами, позволяет качественно и быстро обеспечивать потребителей региона.

Склад нефтепродуктов предприятия РДУП «Белоруснефть- Гомельоблнефтепродукт» расположен в городском поселке Янтарный Гомельского района на расстоянии 0,8 км от г. Гомеля. Склад осуществляет прием, хранение и отпуск светлых и темных нефтепродуктов, поступающих железнодорожным транспортом. Основные поставщики нефтепродуктов - ОАО «Нафтан» и Мозырский нефтеперерабатывающий завод.

На огражденной территории склада расположены: резервуарный парк светлых нефтепродуктов; резервуарный парк темных нефтепродуктов; сливной фронт светлых нефтепродуктов (железнодорожная эстакада); сливной фронт темных нефтепродуктов (железнодорожная эстакада); площадка налива нефтепродуктов в автоцистерны; продуктовая насосная; административно- лабораторный корпус; маслораздаточная насосная; заглубленная маслонасосная: тарный склад; ремонтно-строительный участок; здание гаража; мастерские; котельная; трансформаторная подстанция; здание техотдела и пожарного депо; операторная; проходная; пожарная водонасосная; здание бытовых помещений операторов; здание КНС №1; здание конденсатной насосной.

С территории имеются 3 выезда (1 для железнодорожного транспорта), внутренняя автомобильная дорога обеспечивает подъезды ко всем сооружениям и зданиям склада.

В резервуарном парке светлых нефтепродуктов расположено 23 наземных вертикальных стальных резервуаров объемом 100, 200, 400,1000 и 2000 м . В резервуарном парке темных нефтепродуктов расположено 24 наземных вертикальных стальных резервуаров объемом 100, 200, 400 и 1000 м . В настоящее время приказом по предприятию № 263 от 11 июня 2007 года выведены из эксплуатации следующие резервуары:

на участке светлых нефтепродуктов РВС-100 №17, 18, РВС-200 №20 РВС-1000 №11 РВС-2000 №1, 2, 3,5, 6, 7;

на участке темных нефтепродуктов РВС-100 №33, 35, 36, 37, 38, 39, 45, 46 РВС-200 №29, РВС-1000 №24.

В настоящее время общая вместимость резервуарного парка склада составляет 14900 м3. Следовательно, согласно таблице 5.1 СНБ 3.02.01-98 «Склады нефти и нефтепродуктов» склад относится к III категории.

Под хранение бензинов задействованы - РВС-2000 №4, РВС-1000 №13, РВС-100 №15 и 16, РВС-200 №19. Под хранение дизельного топлива задействованы - РВС-2000 №8, 9, 10. Под хранение печного топлива задействованы - РВС-1000 №12 и РВС-400 №14. Под хранение керосина - РВС-200 №23. Под хранение нефраса задействованы РВС-200 №21 и 22. На резервуарах РВС-2000 установлено по 3 пеногенератора, на резервуарах РВС-1000 по 2 пеногенератора марки ГПС-600 с выводом сухотрубов за пределы обвалования. По периметру резервуарных парков выполнены замкнутые земляные обвалования. Вокруг обвалований имеются кольцевые автодороги с асфальтобетонным покрытием. Прокладка технологических трубопроводов выполнена подземно.

Железнодорожная эстакада светлых нефтепродуктов оборудована 16 сливными приборами. Для охлаждения цистерн в случае пожара на площадке установлено 4 лафетных ствола.

В продуктовой насосной установлено 5 насосов для перекачки светлых нефтепродуктов из железнодорожных цистерн в резервуарный парк, 2 насоса для перекачки масел и 1 насос вакуумной зачистки.

Площадка налива нефтепродуктов в автоцистерны оборудована 8 АСН для налива светлых нефтепродуктов и 4 АСН для налива темных нефтепродуктов.

Источником противопожарного водоснабжения является городской водопровод технологической воды. На кольцевой линии противопожарного водопровода установлено 18 гидрантов. Забор воды на наружное пожаротушение осуществляется из двух пожарных резервуаров с водой объемом 500 м3 каждый, имеющих подъезд для пожарной техники. Для поддержания необходимого давления в пожарном водопроводе на предприятии имеется пожарная насосная станция. В насосной установлены 2 насоса марки МС6, один рабочий - с приводом от электродвигателя, другой резервный - с приводом от двигателя внутреннего сгорания.

На территории размещено пожарное депо на 1 автомобильный въезд. В пожарном депо хранится запас пенообразователя марки ТЭАС в количестве 8600 литров.

На вооружении предприятия имеется пожарный автомобиль АЦ- 40(130)63Б.

Здания административно-лабораторного корпуса, тарного склада, гаража, мастерских, котельной, пожарной насосной станции оборудованы внутренними противопожарными водопроводами с пожарными кранами.

Для тушения пожара до прибытия основных сил и средств объекты склада обеспечены переносными и передвижными порошковыми и углекислотными огнетушителями ОП-ЮО, ОП-50, ОУ-Ю, ОУ-5 и ОУ-2 и пожарным инвентарем.

Автоматической пожарной сигнализацией оборудованы: здания продуктовой насосной, административно-лабораторного корпуса, маслораздаточной насосной, заглубленной маслонасосной, РМУ, гаража, мастерских, технического отдела и пожарного депо, операторной и проходной. Все шлейфа пожарной сигнализации заведены в здание проходной, где установлены прнемно-контролъные приборы. По периметру резервуарного парка светлых нефтепродуктов и на железнодорожной эстакаде светлых нефтепродуктов установлены ручные пожарные извещатели.

.3.1 Общая характеристика нефтебазы

По значимости, проводимые на нефтебазе операции, делятся на основные и вспомогательные.

К основным операциям относятся такие как:

прием нефтепродуктов, доставляемых на нефтебазу в железнодорожных вагонах, по магистральным нефтепроводам, автомобильным транспортом и в мелкой таре (контейнерах, бочках);

хранение нефтепродуктов в резервуарах и в тарных хранилищах;

отгрузка нефтепродуктов и нефтей по железной дороге, автомобильным транспортом;

компаундирование (от англ. Compound - составной, смешанный, смешение) нефтепродуктов.

К вспомогательным операциям относятся:

очистка и обезвоживание нефтепродуктов;

изготовление и ремонт нефтяной тары;

ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений;

эксплуатация энергетических установок и транспортных средств.

Объемы основных и вспомогательных операций зависят от категории нефтебазы и программы их производственной деятельности.

В целях организации четкого и бесперебойного проведения всех операций, а также из соображений противопожарной безопасности все объекты нефтебаз распределены по зонам.

Зона железнодорожных операций включает сооружения для погрузки и разгрузки нефтепродуктов и нефти. В этой зоне размещаются: железнодорожные подъездные пути, сливо-наливные эстакады, насосные для перекачки нефтепродуктов, операторная для обслуживающего персонала эстакады.

Зона хранения представлена следующими объектами: резервуарными парками, технологическими трубопроводами, насосными, операторными.

Зона оперативная, в которой производится отпуск нефтепродуктов мелкими партиями в автоцистерны, контейнеры и бочки, имеет: автоэстакады для налива нефтепродуктов в автоцистерны, разливочные для налива нефтепродуктов в бочки, склады для затаренных нефтепродуктов, лаборатория для анализа качества нефтепродуктов, тарные склады и пр.

Зона вспомогательных сооружений, предназначенных для обслуживания нефтебазы, включает: механическую мастерскую, котельную, электростанцию или трансформаторную подстанцию, цех по производству и ремонту нефтяной тары, водопроводные и сантехнические сооружения, материальный склад, топливный склад для нужд нефтебазы, объекты противопожарной службы.

Зона административно-хозяйственная, в которую могут входить: контора нефтебазы, пожарное депо, здание охраны нефтебазы, гараж.

Зона очистных сооружений, может включать: нефтеловушку для отделения нефтепродуктов от воды, насосную при нефтеловушке, блочные очистные сооружения.

2.3.2 Типы резервуаров и их конструкции

Корпуса и днища резервуаров изготовляют из стальных листов размером 1,5×6 м, толщиной 4-25 мм. Для покрытий резервуаров применяют стальные листы толщиной 2,5-3 мм, размером 1,25×2,5 м. При изготовлении корпуса резервуара листы располагают длинной стороной горизонтально. Один ряд сваренных листов по окружности резервуара называется поясом. Пояса резервуара по отношению друг к другу могут располагаться ступенчато, телескопически и встык. Вертикальные швы каждого пояса смещают относительно друг друга не менее чем на 500 мм [6].

Днище резервуаров изготовляют из стальных листов указанных выше размеров толщиной 4-8 мм. Резервуар устанавливают на специально подготовленный фундамент, который состоит из подсыпки , насыпаемой из местных грунтов, не содержащих растительных остатков, и песчаной «подушки» толщиной 15-20 см. Для предотвращения коррозии днища его укладывают на изолирующий слой, представляющий собой смесь песка с мазутом. Насыпные основания имеют вокруг резервуара бровку шириной 0,7 м. Откос основания выполняется с уклоном 1 : 1,5.

На распределительных нефтебазах широко применяют горизонтальные цилиндрические резервуары с плоскими, коническими и сферическими днищами. Объем таких резервуаров от 3 до 300 м3. В большинстве случаев на нефтебазах эти резервуары рассчитывают на избыточное давление, не превышающее 0,07 МПа. Устанавливают их наземно или под земно. В целях сокращения площади, занятой резервуарами, их можно устанавливать группами объемом не более 300 м3.

На нефтебазах и перекачивающих станциях применяют и неметаллические резервуары самых разнообразных форм и конструкций. Их сооружают железобетонными, бетонными, кирпичными, земляными и из синтетических материалов. Из неметаллических на нефтебазах больше всего железобетонных резервуаров, обладающих рядом преимуществ по сравнению с металлическими: долговечностью, меньшим расходом металла на 1 м3 объема, меньшими потерями от испарения и повышенной пожарной безопасностью. Железобетонные резервуары в основном сооружают подземными или полуподземными. Форма их в плане бывает прямоугольная и круглая. Преимущественно сооружают цилиндрические железобетонные резервуары высотой от 4 до 10 м и объемом до 50000 м3[4,6].

.3.3 Оборудование резервуаров

Нормальная эксплуатация резервуаров обеспечивается специальной арматурой и гарнитурой, смонтированной на них.

Каждый резервуар снабжается лестницей, необходимой для осмотра оборудования, отбора проб и контроля уровня нефтепродукта. Лестницы строят прислоненными, спиральными (по стенке резервуара) и шахтными. Лестницы должны иметь перила высотой не менее 1 м; ширина лестниц не менее 0,7 м, шаг ступеней не более 0,25 м; наклон к горизонту марша не более 60°.

У места присоединения лестницы к крыше резервуара сооружается замерная площадка, обнесенная перилами высотой 1 м в обе стороны от лестницы не менее чем на 1,5 м. На этой площадке устанавливают замерный люк, замерные приспособления и дыхательную арматуру.

Приемораздаточные патрубки предназначаются для присоединения к ним приемных или раздаточных трубопроводов снаружи резервуаров и хлопушки или шарнира подъемной трубы изнутри. Они устанавливаются на нижнем поясе в количестве от одного до четырех (при большом расходе закачки и выкачки продукта - 3000 м3/ч и более). Диаметры приемораздаточных патрубков принимаются от 150 до 700 мм [6].

Замерный люк служит для замера в резервуаре уровней нефтепродукта и подтоварной воды, а также для отбора проб при помощи пробоотборника. Крышка замерного люка закрывается герметично с помощью прокладки и нажимного откидного болта. Для обозначения постоянного места замера внутри люка расположена направляющая колодка, по которой спускают в резервуар замерную ленту с лотом. Колодка обычно изготовляется из меди или алюминия, чтобы предотвратить искрообразование.

Люк-лаз устанавливается на нижнем поясе резервуара и предназначается для входа обслуживающего персонала внутрь резервуара при его очистке и ремонте, а также для освещения и проветривания резервуара при проведении этих работ [4].

Световой люк вертикальных резервуаров устанавливается на крыше резервуара над приемораздаточными патрубками.

При открытой крышке через него проникает внутрь резервуара свет и производится проветривание резервуара перед зачисткой. К световому люку прикрепляется запасной трос управления хлопушкой на случай обрыва рабочего троса.

Хлопушка предохраняет нефтепродукт от утечки из резервуаров при повреждениях приемораздаточных трубопроводов и их задвижек. При наполнении резервуара струя нефтепродукта силой давления приподнимает крышку хлопушки. При остановке перекачки крышка хлопушки под действием силы тяжести опускается на свое место, закрывая трубу. Герметичность хлопушки достигается за счет гидростатического давления жидкости на крышку. При выдаче нефтепродукта из резервуара крышка хлопушки открывается принудительно при помощи вращающегося барабана с наматывающимся на него тросом. При дистанционном управлении перекачкой нефтепродуктов на резервуарах устанавливают электроприводные механизмы для открывания хлопушки. Хлопушки большого диаметра при заполненном резервуаре открываются с трудом, так как приходится преодолевать вес столба нефтепродукта, давящего на крышку хлопушки. Чтобы облегчить открывание хлопушки, устанавливают перепускные трубы для выравнивания давления до и после хлопушки [6].

Дыхательный клапан служит для сообщения пространства внутри резервуара с атмосферой.

Дыхательный клапан представляет собой литую коробку (чугунную или алюминиевую), в которой размещены два клапана. Клапан 2 открывается при повышении давления в газовом пространстве и обеспечивает возможность выхода газов в атмосферу, клапан 1 открывается при разрежении и дает возможность воздуху войти в резервуар.

.4 Причинно-следственный анализ аварий вертикальных стальных резервуаров

Несмотря на определенный прогресс, достигнутый в последние годы в резервуаростроении, резервуары для нефти и нефтепродуктов остаются одними из наиболее опасных объектов. Это связано с целым рядом причин, наиболее характерными из них являются:

высокая пожаровзрывоопасность хранимых продуктов;

крупные размеры конструкций и связанная с этим протяженность сварных швов, которые трудно проконтролировать по всей длине;

несовершенства геометрической формы, неравномерные просадки оснований;

большие перемещения стенки, особенно в зонах геометрических искажений проектной формы;

высокая скорость коррозионных повреждений;

малоцикловая усталость отдельных зон стенки конструкции;

сложный характер нагружения конструкции в зоне уторного шва в сочетании с практическим отсутствием контроля сплошности этих сварных соединений.

С каждым годом количество аварий на резервуарах возрастает в связи с тем, что большой процент резервуаров уже выработал свой проектный ресурс. Износ эксплуатируемых вертикальных стальных резервуаров (РВС) составляет 60-80%. На основании обследования установлено [4], что общее число аварий в 3-5 раз больше регистрируемых. Интенсивность возникновения аварийных ситуаций остается достаточно высокой и составляет за последние 30 лет около 0,0003 разрушений резервуаров в год [6]. Анализ динамики риска разрушений показал, что фактический риск аварий на два порядка превышает нормативное значение и составляет 1,6×10-3.

Опасность возникновения аварийных ситуаций оценивается тяжестью причиняемого ущерба, который зависит от того, как проявляется авария: в виде взрывов и пожаров от разлившегося нефтепродукта, в виде хрупких разрушений или локальных отказов резервуаров. Как показывает практика, аварии РВС в большинстве случаев сопровождаются значительными потерями нефтепродукта, отравлением местности и гибелью людей. В экстремальных случаях по статистическим данным общий материальный ущерб превышает в 500 и более раз первичные затраты на сооружение резервуаров.

Поэтому есть основания считать, что на сегодняшний день вопрос обеспечения надежности резервуарных конструкций остается нерешенным.

Проблема повышения надежности резервуарных конструкций должна решаться на всех этапах при проектировании, при изготовлении, при монтаже и испытаниях, при эксплуатации и диагностировании резервуаров.

Для разработки мероприятий, позволяющих предотвратить аварии и исключить недостатки, допущенные при проектировании РВС, необходимо изучать опыт их эксплуатации и проанализировать причины аварий.

Анализ статистических данных за последние 30 лет показал, что наиболее распространенными авариями резервуаров являются хрупкое разрушение (63,1 %), затем - взрывы и пожары (12,4 %). Поэтому для исследования практический интерес представляет вопрос изучения причин возникновения, последствий и мероприятий по предотвращению данного рода аварий.

Рассмотрим несколько случаев хрупкого разрушения РВС [3].

Полное разрушение РВС вместимостью 700 м3 произошло в Якутии при температуре -57°. В соответствии с типовым проектом резервуар предназначался для эксплуатации в условиях Крайнего Севера с расчетной температурой до -65°. Стенка резервуара должна быть изготовлена в соответствии с ГОСТ из низколегированной стали марки 09Г2С-15. Восстановление картины аварии производилось по траектории трещины и кристаллографическому характеру ее поверхности. Из чего было установлено, что хрупкая трещина возникла в уторном шве в области стыка стенки с днищем и распространилась по образующей стенки на всю её высоту. Интенсивный разлив нефтепродукта через образовавшийся проем привел к возникновению реактивной силы, под действием которой произошло лавинообразное разрушение стенки и днища резервуара.

Анализ обследования конструкционного материала показал, что резервуар был изготовлен из кипящей низкоуглеродистой стали, что является нарушением требований проекта. Кроме того, некачественное выполнение сварных швов и высокие реактивные напряжения, возникшие при низких температурах, инициировали развитие хрупкой трещины. Это трещина распространилась по всей высоте стенки и привела к полному разрушению резервуара, поскольку температура остановки хрупкой трещины у исследованной стали значительно выше температуры окружающей среды в момент аварии.

Другим примером аварии может послужить разрушение РВС вместимостью 2000 м3 , которое произошло в Ивановской области. Согласно проекту стенка резервуара была изготовлена из низкоуглеродистой стали марки ВСт3сп-5. Из фрагмента развертки стенки разрушившегося резервуара (рис.1) видно, что для изготовления стенки были использованы листы разных размеров, что является нарушением проекта. К тому же не соблюдены требования проекта к выбору марки стали. В момент аварии температура стенки резервуара была выше температуры окружающей среды. Установлено, что трещина возникла в стыке стенки с днищем в сварном шве, с помощью которого был заварен монтажный проем, не предусмотренный проектом. По вертикальному сварному шву трещина пересекла первый пояс, распространилась по горизонтальному шву монтажного проема и перешла на основной металл второго пояса. Разрушение второго и последующих поясов по основному металлу сопровождалось образованием косого излома, что является признаком вязкой трещины. Фрагмент развертки стенки разрушившегося резервуара вместимостью 2000 м3 и траектория развития трещины показана на рис 1.

- траектория трещины; 2 - днище

Рисунок 1 -Траектория трещины

Результаты исследования и анализ поверхности трещины позволяют заключить, что авария резервуара вызвана появлением хрупкой трещины в сварном шве монтажного проема. Причиной появления хрупкой трещины явился дефект сварки монтажного проёма, при которой образовался глубокий непровар. Можно также заключить, что допущенное отклонение от проекта - применение стали марки Ст3кп (кипящей) вместо ВСт3сп-5 (спокойной) не стало непосредственной причиной аварии, поскольку использованная сталь сохраняла при температуре, при которой произошла авария, достаточную трещиностойкость для того, чтобы исключить проникновение трещины в соседний пояс при жестком нагружении. Проведенный анализ показывает, что основную роль в обеспечении надежности резервуара играет качество сварки. Особенность данной аварии заключается в том, что она сопровождается смешанным разрушением, то есть образованием хрупкой и вязкой трещин. В практике известны случаи, когда хрупкая трещина, пройдя несколько миллиметров, превращалась в вязкую, и на этом процесс разрушения останавливался. В анализируемом случае распространение трещины продолжалось вязко, приведя к полному разрушению резервуара. Вязкому разрушению резервуара способствовало постоянно увеличивающее нагружение краев отверстия при истечении продукта, возникшее при частичном отрыве листа, которым был заварен монтажный проем.

Отметим, ещё одну аварию резервуара вместимостью 5000 м3 , вызванную хрупким разрушением, которая произошла при температуре - 34°. В данном случае трещина произошла в сварном шве корпуса люк-лаза. При внешнем осмотре было установлено, что сварка корпуса люка-лаза проведена без вывода кратера сварного шва на технологическую прокладку. В результате чего образовался непровар, который послужил причиной возникновения области повышенной концентрации напряжения. Появлению хрупкой трещины способствовали низкая температура окружающего воздуха и концентрация напряжения около отверстия в стенке резервуара, в которую вварен корпус люка-лаза. Неправильное размещение корпуса люка-лаза привело к тому, что сварной шов с дефектом оказался в области максимальной концентрации напряжения. Развитие хрупкой трещины сопровождалось разрушением корпуса люка-лаза с одновременным переходом на основной металл стенки резервуара. В результате края стенки резервуара потеряли устойчивость и раскрылись под действием гидростатического давления. Через образовавшееся в стенке отверстие произошел выброс продукта, что привело в дальнейшем к разрыву стенки резервуара.

В заключении, можно считать, что непосредственной причиной разрушения резервуара является концентратор напряжения в корпусе люка-лаза, вызванный тем, что при его сварке кратер не был выведен на технологическую прокладку, то есть не были соблюдены требования при сварке к основному металлу люка-лаза.

Изучая статистику разрушений резервуаров, можно отметить, что на практике большинство хрупких разрушений РВС возникает от сварочных дефектов или трещин малоцикловой усталости, возникающих вблизи мест концентрации напряжений. Характерными местами разрушений являются технологические отверстия, уторные и монтажные соединения.

Хрупкое разрушение РВС происходит под влиянием комплекса неблагоприятных факторов. В числе преобладающих факторов, определяющих хрупкое разрушение резервуаров, можно назвать температуру. Понижение температуры влияет на прочность металла. Известно, что в металле без трещин и надрезов прочность при понижении температуры не снижается, а в металле с концентраторами напряжений разрушение становится более хрупким с понижением температуры. Однако, как показывает практика эксплуатации резервуаров, низкая температура и соответствующая ей повышенная хрупкость основного металла не являются обязательными условиями внезапного разрушения конструкций.

На развитие хрупкого разрушения существенно влияют свойства сталей. Вероятность хрупкого разрушения увеличивается при понижении пластических свойств (охрупчивании) металла. В такой же качественной зависимости находится частота разрушения от ударной вязкости основного металла. В большей степени влияние ударной вязкости сказывается при наличии значительных концентраций напряжений. Многие стали под влиянием ряда факторов могут перейти из вязкого состояния в хрупкое.

К таким факторам можно отнести: понижение температуры, наличие объемно-напряженного состояния в сварных швах или околошовной зоне, в которых могут наблюдаться дефекты в виде непроваров и микроскопических трещин, изменение скорости нагружения и уровня взлива нефтепродукта в РВС.

Из числа элементов, входящих в состав низкоуглеродистой стали, широко применяемой для изготовления резервуаров, наибольшее влияние на ударную вязкость и критическую температуру хрупкости оказывает содержание углерода. С увеличением количества углерода склонность стали к хрупкому разрушению увеличивается, поэтому содержание углерода не должно превышать 0,2-0,22 %. Марганец при его содержании до 0,65 % положительно влияет на механические свойства и свариваемость стали, одновременно уменьшая склонность металла к хрупкому разрушению. Наличие кремния свыше 0,25 % может привести к ухудшению свариваемости и образованию дефектов в процессе сварки. Весьма существенным для свойств сталей при низких температурах является содержание серы. Её содержание не должно превышать 0,04 %. Сера не должна содержаться в стали в виде скоплений или сульфидных строчек, наличие которых может привести к скоплениям значительных концентраций.

Кроме того, не развитие процесса хрупкого разрушения РВС оказывают влияние дефекты коррозионного происхождения. Следует отметить, что для резервуаров характерны повреждения вследствие местной коррозии внутренней поверхности нижней части стенки, окрайки днища и углового шва таврового соединения с днищем. Степень коррозионных повреждений зависит от параметров агрессивной среды (уровня подтоварной воды, наличия в ней концентрации H2S, CO2 и др. агрессивных компонентов), режима эксплуатации (колебания уровня и оборачиваемости продукта), качества металла (углерода, легирующих добавок) и вида и качества антикоррозионного покрытия.

Практика исследования эксплуатируемых резервуаров показывает, что металл уторного узла и 1-ого пояса стенки резервуара чаще всего подвержены глубокой язвенной коррозии, вследствие чего происходит интенсивное локальное разрушение. На границе внутреннего сварного шва и внутренней поверхности стенки наблюдается ножевая коррозия.

Анализируя сложный механизм протекания язвенной и ножевой коррозии резервуара в зоне воздействия подтоварной воды, можно выделить следующие этапы:

в условиях химической и структурной неоднородности сварного соединения, наличия коррозионно-активной среды происходит электрохимическая коррозия, приводящая к образованию коррозионных язв, так и насыщению водородом поверхностных слоев металла,

под воздействием потока водорода в поверхностных слоях в отдельных участках металла происходит образование многочисленных пор, содержащих водород,

под воздействием нормальных к поверхности металла напряжений возможно развитие как пластических сдвигов, так и межзеренных трещин, вызывающих отрыв фрагментов металла, что обусловливает резкое увеличение скорости локальной коррозии в отдельных зонах резервуара. Такие факторы коррозионного воздействия на металл приводят к водородному охрупчиванию стали резервуара.

Помимо хрупких разрушений для резервуаров характерны аварии, сопровождающиеся взрывами и пожарами.

Статистика данных по пожарам показывает, что наиболее опасным фактором возникновения пожара является гидродинамическое истечение нефтепродукта, хранимого в резервуаре. Из общего числа случаев разрушений резервуаров третья часть происшедших аварий сопровождалась разливом нефтепродукта за пределы территории парка и приводила к катастрофическим последствиям с большим материальным ущербом и гибелью людей. Особенностью гидродинамического растекания является перенос вместе с горящей жидкостью открытого огня, теплового излучения пламени и других опасных факторов пожара. Так, например, на Каменской нефтебазе в Ростовской области вследствие полного разрушения резервуара объемом 700 м3 произошел пожар, который охватил все строения и часть резервуарного парка нефтебазы и распространился на жилые дома. Площадь пожара составила более 10 тыс.м2. Убыток более 1млн.российских рублей. Пожары от утечки нефтепродукта могут происходить и не при полном разрушении резервуаров, они могут быть связаны с утечками продуктов через прокорродировавшие места резервуаров [7].

Типичными пожарами РВС также являются пожары при очистке и ремонте резервуаров, они составляют 40 % от общего числа пожаров [6].

Пожары при очистке резервуаров чаще всего происходят из-за вспышки паров нефтепродукта от выхлопной трубы при зачистке резервуаров от тяжелых донных отложений. Также к пожару или взрыву могут привести нарушения герметичности фланцевых соединений, запорной и регулировочной арматуры, неисправности предохранительных клапанов и нарушения правил эксплуатации оборудования. При сливно-наливных операциях чаще всего причиной возникновения пожаров в резервуарах являются разряды статического электричества в виде искр, что является недопустимым во взрыво- и пожароопасных условиях.

Для ликвидации искры в качестве защитной меры используют заземление и антистатические присадки. Чтобы избежать распространения пожара, охватывающего соседние резервуары, необходимо обеспечить соблюдение требуемых противопожарных разрывов между резервуарами.

При опорожнении нефтепродукта неисправность дыхательной арматуры резервуаров или превышение допускаемой скорости слива приводят к образованию вакуума. В таких условиях в верхних поясах корпуса образуются значительные напряжения и появляются вмятины. Появление данных дефектов сопровождается изменением формы резервуаров. При многократной деформации в местах расположения вмятин ухудшаются прочностные свойства металла. При этом возможен разрыв корпуса резервуара с последующим истечением продукта, и как следствие увеличивается риск возникновения взрыва и пожара.

К аварийным ситуациям при хранении нефтепродукта нередко приводит осадка основания РВС. Осадка основания в основном происходит не равномерно, наибольшего значения она достигает около стенок и наименьшего - в центре. В результате местного повреждения окраек основания в корпусе и днище резервуара развиваются значительные напряжения, которые могут привести к изменению формы цилиндрической оболочки с образованием выпучин и вмятин.

Как показывает практика, разрушение резервуаров происходит чаще всего не при первом гидравлическом испытании, а после несколько лет эксплуатации. Характер разрушения зависит от многих факторов: качества монтажа, условий эксплуатации резервуаров.

Как показывает опыт эксплуатации стальных вертикальных резервуаров, особенно резервуаров большой вместимости, практически сразу после гидравлического испытания возникает неравномерная осадка между его центральной частью и стенкой из-за различного удельного давления на грунт от массы стенки и от гидростатической нагрузки. Давление под стенкой колеблется в пределах 0,9-1,5 МПа, а в средней части не более 0,1-0,2 МПа. Из практики эксплуатации резервуаров известны случаи, когда разница осадки между центральной и периферийной частью днища достигает 0,6-0,8 м.

Осадка оснований резервуаров, вызываемая деформацией грунтов, является неизбежным явлением в практике эксплуатации резервуаров. Осадка основания возникает в результате сжатия грунта под нагрузкой, вызванной массой конструкции резервуара и хранимой в нем жидкости.

Неравномерная осадка и местные просадки по периметру днища резервуара также являются неизбежными вследствие невозможности достижения одинаковой степени уплотнения грунтов искусственного основания.

Большие неравномерные осадки по площади днища и по его периметру вызывают дополнительные деформации в конструктивных элементах резервуаров, особенно в нижнем узле сопряжения стенки с окрайкой днища и связанные с ними дополнительные напряжения. Сочетание значительных эксплуатационных напряжений с дополнительными от неравномерной осадки может привести к разрушению узла сопряжения или к разрыву полотнища днища. В мировой практике эксплуатации стальных резервуаров известны случаи разрушения резервуаров, вызванные неравномерными осадками основания.

К числу таких аварий относятся разрыв днища длиной 10м раскрытием 0,15 м у резервуара корпорации Mitsubishi (Япония, 1974 г.), две аварии на нефтебазе около Лондона несколько аварий на резервуарном парке фирмы ESSO (г.Фоулей, Англия). Характерно, что на нефтебазе в г.Фоулей первая авария произошла во время их испытания (1955 г.). Причиной разрушения днищ резервуаров была большая локальная просадка основания. В начале 70-х годов произошли еще три крупных аварий с резервуарами диаметром 53 м новой постройки. Два резервуара заполнены водой, один - нефтью. Один из поврежденных резервуаров при испытании получил в среднем осадку, равную 254 мм, а периферийная осадка по площади днища на участке шириной 2,0 м от стенки к центру - 150 мм, в то время как на не разрушенных участках она составила 40-50 мм.

Детальное рассмотрение актов расследований аварий резервуаров за последние 30 лет показывает, что в 38 случаях из 44 имела место неравномерная осадка основания, которая в сочетании с другими факторами явилась причиной разрушения [3-4]. О количественном соотношении влияния осадки и других факторов судить трудно, т.к. нет действительной картины осадки этих резервуаров. Тем не менее, известен ряд случаев, когда причиной разрушений явилась только осадка, в одном случае - это различная по величине осадка корпуса резервуара и технологических трубопроводов, что повлекло за собой отрыв последних от стенки и дальнейший разрыв последней; в другом - неравномерная осадка, достигшая 320 мм, что привело к разрыву стенки и полному разрушений резервуара в третьем - неравномерная осадка, приведшая к разрыву днища.

Необходимо отметить, что обычно аварии обусловлены комплексом причин, одной из которых является неравномерная осадка отдельных участков основания.

В заключение нужно отметить, что предпосылкой развития аварийных ситуаций РВС является совместное действие следующих факторов: наличие дефектов, воздействие условий окружающей среды, нарушение требований проекта и режимов эксплуатации резервуаров, несоблюдение ПТБ и др.

Поэтому решение проблемы повышения работоспособности резервуаров должно сводиться к осуществлению конструктивно-технологических, эксплуатационных и организационных мероприятий.

Конструктивно-технологические мероприятия по повышению ресурса безопасной эксплуатации резервуаров выполняются на стадиях проектирования, изготовления и монтажа.

Одним из важнейших условий обеспечения высокой надежности и безопасности резервуаров является использование при их изготовлении мелкозернистых сталей с высокой стойкостью к хрупким разрушениям, а также получение качественных сварных соединений с минимальным уровнем пластических деформаций.

Основные мероприятия должны быть направлены на исключение дефектов в заводских сварных швах. При проведении обследований резервуаров наблюдаются грубые отклонения размеров сварных швов от требований ГОСТ. Швы с завышенными размерами имеют крупнозернистую литую дендритную структуру металла. Если в сварном шве с крупным зерном имеется завышенное усиление, и в этой зоне имеется подрез или наплыв (тоже очень частый заводской дефект), то, в результате резкого увеличения коэффициента концентрации напряжений, риск возникновения хрупкого или малоциклового разрушения конструкции в таких зонах высок.

Кроме того, необходимо повысить качество врезки технологических проемов для монтажа внутреннего оборудования. Несовершенство выполнения технологических проемов и последующая неправильная установка вставок, накладок, заглушек способствуют значительной концентрации напряжений в этих зонах.

Эксплуатационные и организационные мероприятия по повышению безотказной работоспособности резервуаров сводятся к соблюдению регламента работ по заполнению и опорожнению нефтепродуктов, обновлению антикоррозионных покрытий и проведению текущих освидетельствований с установлением их фактического качества. Надлежащие условия эксплуатации, регулярное квалифицированное обследование резервуаров, выполнение регламентных мероприятий могут значительно повысить ресурс РВС. Техническое освидетельствование резервуаров включает в себя регулярный внешний осмотр, проведение диагностических мероприятий и прогнозирование на основании данных обследования остаточного ресурса РВС.

.5 Техническое обслуживание резервуаров

Техническое обследование резервуаров выполняется Отделом технического надзора согласно «Графика технического обследования резервуаров», утвержденного главным инженером РУП «Белоруснефть-Гомельоблнефтепродукт». Частичное техническое обследование выполняется не реже одного раза в пять лет, полное техническое обследование - один раз в десять лет.

Основное оборудование и арматура резервуара должны подвергаться профилактическим осмотрам согласно «Календарного графика» утвержденного главным инженером. Результаты осмотра и обслуживания должны быть записаны в журнал осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров.

За осадкой основания каждого резервуара должно быть установлено систематическое наблюдение согласно «План-графика выполнения нивелирования резервуаров» утвержденного главным инженером .

В первые четыре года эксплуатации резервуаров необходимо ежегодно проводить нивелирование в абсолютных отметках окрайки днища или верха нижнего пояса не менее чем в восьми точках, но не реже чем через 6 м. В последующие годы после стабилизации осадки следует систематически (не реже одного раза в пять лет) проводить контрольное нивелирование [5].

Для измерения осадки основания резервуара на территории предприятия должен быть установлен глубинный репер, закладываемый ниже глубины промерзания.

При осмотре сварных резервуаров особое внимание следует уделять сварным вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу (швам уторного уголка), швам окрайков днища и принимающим участкам основного металла. Результаты осмотров швов должны быть зарегистрированы в журнале осмотра основного оборудования и арматуры резервуаров [5-6].

При появлении трещин в швах или основном металле уторного уголка днища действующий резервуар должен быть немедленно освобожден, опорожнен и зачищен. При появлении трещин в швах или в основном металле стенки действующий резервуар должен быть освобожден полностью или частично в зависимости от способа его ремонта.

Каждый резервуар должен периодически подвергаться текущему, среднему и капитальному ремонтам:

- текущий не реже одного раза в шесть месяцев;

- средний не реже одного раза в два года;

- капитальный ремонт должен проводиться по мере необходимости на основании результатов проверок технического состояния, а также осмотров во время зачисток резервуара от загрязнений [5].

.6 Техническая документация на резервуары

Комплект технической документации должен включать:

документацию на изготовление и монтаж резервуара;

эксплуатационную документацию;

ремонтную документацию.

На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должны быть технический паспорт резервуара:

градуировочная таблица резервуара;

технологическая карта резервуара;

журнал текущего обслуживания;

журнал эксплуатации молниезащиты, защиты от проявлений статического электричества;

схема нивелирования основания;

схема молниезащиты и защиты резервуара от проявлений статического электричества;

распоряжения, акты на замену оборудования резервуаров;

технологические карты на замену оборудования резервуаров.

Если за давностью строительства техническая документация на резервуар отсутствует, то паспорт должен быть составлен предприятием, эксплуатирующим резервуар, и подписан главным инженером предприятия.

Паспорт должен быть составлен на основании детальной технической инвентаризации всех частей и конструкций резервуара [5].

.7 Анализ возможных сценариев развития аварий

.7.1 Для рассматриваемой нефтебазы основными факторами риска аварий являются:

большое количество резервуаров хранения;

межплощадочная перекачка нефтепродуктов по наземному трубопроводу длиной 1,5 км;

использование эстакад налива, раздаточных, где происходит контакт нефтепродуктов с атмосферным воздухом;

нерегулярный отпуск нефтепродуктов различными способами (автоцистерны, бочкотара);

низкий уровень автоматизации: запорная арматура выполнена в ручном исполнении.

2.7.2 На основе анализа аварийности на объектах, находящихся в похожих климатических условиях, с близкими объемами хранения и имеющих сходное оборудование, были выбраны следующие типичные последствия аварий (в порядке убывания вероятности):

разливы нефтепродуктов на суше;

пожары проливов нефтепродуктов;

пожары и взрывы в резервуарах;

горение паров бензина в открытом пространстве при высоких летних температурах.

«Огненные шары» при пожаре на автомобильных цистернах с бензином, которые рассматривались как возможная эскалация аварии при длительном нахождении автоцистерны в открытом пламени.

.7.3 Поражающими факторами рассмотренных аварий являются:

ударная волна;

тепловое излучение и горячие продукты горения;

открытое пламя и горящие нефтепродукты;

токсичные продукты горения;

осколки разрушенного оборудования, обрушения зданий и конструкций.

По величине вероятных зон действия поражающих факторов на персонал объекта и оборудование наиболее опасными сценариями являются следующие:

крупный пожар пролива с выходом нефтепродуктов за пределы обвалования резервуара РВС-2000;

горение облака паров бензина в воздухе;

попадание автоцистерны с бензином в открытое пламя и образование «огненного шара».

Наиболее вероятные сценарии аварий с возникновением пламени на нефтебазах могут происходить по следующей схеме: повреждение технологического трубопровода (арматуры) или отказ насоса разлив нефтепродукта пожар пролива [4].

Выводы по разделу 2

. Проблема повышения надежности резервуарных конструкций должна решаться на всех этапах: при проектировании, при изготовлении, при монтаже и испытаниях, при эксплуатации и диагностировании резервуаров.

. Для разработки мероприятий, позволяющих предотвратить аварии и исключить недостатки, допущенные при проектировании РВС, необходимо изучать опыт их эксплуатации и проанализировать причины аварий.

3. Расчет категории помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности

Расчет категории помещений и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности выполнен согласно НПБ 5-2005 «Категорирование помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности» и пособия к ним части I и II.

.1 Резервуарный парк светлых нефтепродуктов

.1.1 Исходные данные:

Наружная установка содержит резервуары с бензином, дизельным,

печным топливом, керосином, нефрасом объемом 2000 м3, 1000 м3, 400 м3, 200 м3 и 100 м3.

Рассматриваемая аварийная ситуация - перелив резервуара №4 с разливом бензина в пределах обвалования.

Молярная масса бензина М = 98,2 кгмоль-1.

Константы управления Антуана для АИ-92: А=4,12311, Б=664,976, СА=221,695

НКПРП=1,06 % (об) [11].

Теплота сгорания - 43641 кДжкг-1.               

Производительность насосного агрегата 60 м3 ч-1 (0,0167 м3с-1 ). Время отключения - 300 с (ручное). Расчетная температура - 37°С (г. Гомель). Расчетное время испарения - 3600 с.

Расчет избыточного давления взрыва на расстоянии 30 м от наружной установки.

Объем бензина, V, м3, участвующий в аварии:

V = 0,0167300 = 5 м3

Площадь пролива S, м2, составляет:

= 50000,15 = 750 м2

Давление насыщенных паров бензина, Рн, кПа, рассчитывается по формуле Антуана:

 (3.1)

где A, B, Cв- константы;ж - температура жидкости, C0.

кПа

Интенсивность испарения ,W,кгм-2c-1 паров бензина рассчитывается по формуле:

= 10-6 h P (3.2)

где М - молярная масса, кг кмоль-1

кгм-2с-1

Масса паров бензина, испарившаяся с поверхности пролива:

m = 0,000354  750  3600 = 956 кг

Приведенная масса паров бензина рассчитывается по формуле:

пр = 2,21  10 -8 Qсг m (3.3)

где Qсг- удельная теплота сгорания, Дж•кг-1

пр = 2,21  10 -8 43641000 956=922 кг

Величина избыточного давления, DР, кПа, развиваемое при сгорании газопаровоздушной смеси на расстоянии 30 м от установки, рассчитывается по формуле:

DР = 2,693m0,33 пр + 0,337 m0,66 пр + 0,0187 mпр

DР = 2,693  9220,33 + 0,337 9220,66 + 0,0187  922 = 77 кПа

Избыточное давление на расстоянии 30 м от наружной установки превышает 5 кПа, температура вспышки бензина ниже 28 °С, следовательно, резервуарный парк светлых нефтепродуктов относится к категории Ан [8].

.2 Резервуарный парк темных нефтепродуктов

.2.1 Исходные данные:

Наружная установка содержит вертикальные, стальные, наземные

резервуары объемом 1000, 400, 200, и 100 м3 с автомобильными, тракторными и отработанными маслами.

Рассматриваемая аварийная ситуация - полное разрушение резервуара

объемом -100 м3 с разливом масла в пределах обвалования.

Удельная массовая скорость выгорания масла - 0,03 кг м-2 с-1.

Температура вспышки - 190 С [11].

наружной установки.

Интенсивность теплового излучения, g, кВтм-2 рассчитывается по формуле:

= Ff × Fg × t (3.5)

где Ff - среднеповерхностная плотность теплового излучения, кВт×м-2;- угловой коэффициент облученности;

t - коэффициент пропускания атмосферы. Рассчитываем эффективный диаметр горения, d, м, по формуле:

= (3.6)

где Fн - площадь пролива м2.

Площадь пролива расчетная:

= 100000× 0,15 = 15000 м2

Фактическая площадь пролива ограничена размерами обвалования и составляет:

= 100×55 = 5500 м2= 84 м

Высота пламени, Н, м, определяется по формуле:= 42 (3.7)

где m - удельная массовая скорость выгорания топлива, кг× м-2 × с-1

- плотность окружающего воздуха, кг×м3

Угловой коэффициент облученности рассчитывается по формуле:

 (3.8)

где Fv, Fн - факторы облученности для вертикальной и горизонтальной площадок соответственно, определяемых с помощью выражений:

 (3.9)

, (3.10)

=(h2+S2+1)/(2×S), (3.11)

В=(1+S2)/(2×S), (3.12)

, (3.13)=2H/d (3.14)

где r - расстояние от геометрического центра пролива до облучаемого объекта, м.

м,

м,

,

,

,

,

,

,

Коэффициент пропускания атмосферы рассчитывается по формуле:

t = ехр [-7,0×10-4×] , (3.15)

t = ехр [-7,0 × 10-4 ×] = 0,9792,= 40× 0,13×0,9792 = 5,1 кВт×м-2

Интенсивность теплового излучения на расстоянии 30 м от наружной установки превышает 4 кВт×м-2, следовательно, резервуарный парк темных нефтепродуктов относится к категории Вн [8].

3.3 Сливной фронт светлых нефтепродуктов (железнодорожная эстакада)

.3.1 Исходные данные

На эстакаде установлены 8 приемных гусаков для нижнего слива светлых

нефтепродуктов из железнодорожных цистерн.

Утечка светлых нефтепродуктов возможна через фланцевые соединения в период подключения гусаков к железнодорожной цистерне в течении 5 минут. Железнодорожная эстакада имеет уклоны в сторону приемных устройств для сбора утечек нефтепродуктов.

Площадь дефектного отверстия принимаем равной - 0,001 м2. Нефтепродукт - бензин. Давление - 40000 Па.

.3.2 Расчет избыточного давления, развиваемого при сгорании паровоздушной смеси на расстоянии 30 м от наружной установки. Объем бензина, участвующий в аварии:

 (3.16)

где µ - коэффициент расхода;

ω - площадь отверстия, м ;

 - время с момента начала аварии до срабатывания отсекающей арматуры, с;- ускорение свободного падения, м×с2;- перепад давления в точке истечения, м.

 (3.17)

где P/ - давление в точки истечения, Па;

 - плотность кг× м3;- ускорение свободного падения, м×с2.

м

 м3

Расчетная площадь пролива составляет:

= 0,15 × 1840 = 276 м2

Фактическая площадь пролива ограничена ограждением и приемными устройствами сбора утечек, определена по месту и составляет 30 × 2,5=75 м . Масса паров бензина, испарившаяся с поверхности пролива:

= 0,000354 ×75×3600 = 95,6 кг

Приведенная масса паров бензина:

пр = 2,21×10-8×43641000 ×95,6 = 92,2 кг

Избыточное давление, развиваемое при сгорании паровоздушной смеси на расстоянии 30 м:

DР = 2,693 × 92,20,33 + 0,337 × 92,20,66 + 0,0187× 92,2 = 20,4 кПа

Избыточное давление на расстоянии 30 м от наружной установки превышает 5 кПа, температура вспышки бензина ниже 28°С, следовательно, фронт светлых нефтепродуктов относится к категории Ан [8].

.4 Площадка налива нефтепродуктов в автоцистерны

.4.1 Исходные данные

Установки для налива нефтепродуктов АСН размещены на открытой площадке под навесом. Производится налив светлых нефтепродуктов (бензин, дизельное топливо, печное топливо, керосин осветительный) и темных нефтепродуктов (масла).

Для сбора утечек нефтепродуктов выполнены уклоны в сторону трапов.

Диаметр трубы ливневых стоков - 250 мм.

Производительность установки АСН - 45 л/с.

Аварийная ситуация - перелив автоцистерны.

Нефтепродукт - бензин.

Время отключения - 300 с (ручное отключение).

Расчет избыточного давления взрыва на расстоянии 30 м от наружной установки.

Объем бензина, вышедший в результате аварии:

= 45×300 = 13500 л = 13,5 м3

Количество бензина, которое может принять приемник сбора утечек:

== 4 м

 м3

Таким образом, сливное устройство обеспечивает сбор проливов нефтепродуктов, поэтому в расчете принимаем площадь пролива, на которую в процессе аварии попал нефтепродукт, равную габаритам автоцистерны 4 × 2=8 м2.

Масса паров бензина, испарившаяся с поверхности пролива:

т = 0,000354 ×8×3600 =10,2 кг

Приведенная масса паров бензина:

т = 2,21 ×10-8 43641000× 10,2 = 9,8 кг

Избыточное давление, развиваемое при сгорании паровоздушной смеси на расстоянии 30 м:

DР = 2,693  9,80,33 + 0,337  9,80,66 + 0,0187  9,8 = 7,4 кПа

Избыточное давление на расстоянии 30 м от наружной установки превышает 5 кПа, температура вспышки бензина ниже 28°С, следовательно, эстакада налива нефтепродуктов в автоцистерны относится к категории Ан [8].

.5 Продуктовая насосная. Машинный зал

.5.1 Исходные данные

В продуктовой насосной установлены насосные агрегаты для перекачки светлых нефтепродуктов в резервуары резервуарного парка.

Площадь помещения машинного зала - 97,4 м2 (свободная площадь - 77,92 м2).

Объем помещения - 330 м3 (свободный объем 264 м3). Давление в насосном агрегате - 400000 Па.

Аварийная ситуация - разгерметизация сварного шва на трубопроводе.

Нефтепродукт - бензин.

Диаметр дефектного отверстия - 20 мм.

Время отключения - 300 с.

Расчетное время испарения - 3600 с.

.5.2 Расчет избыточного давления взрыва

Площадь дефектного отверстия:

ω = 3,14  0,012 = 0,0003 м2

Перепад давления в точке истечения:

=  = 54 м

Объем бензина, участвующий в аварии:

 м3

Площадь пролива:

= 1740 1 = 1740 м2

Фактическая площадь пролива ограничена размерами помещения и расстоянием между приемными устройствами (трапами) сбора утечек и составляет 20 м2

Масса паров бензина, испарившаяся с поверхности пролива:

= 0,000354  20  3600 = 25,4 кг

Избыточное давление взрыва, DР, кПа, рассчитывается по формуле:

DР = (Рmax - Ро) (3.18)

где Рmax - максимальное давление взрыва стехиометрической газовоздушной или паровоздушной смеси в замкнутом объеме, кПа;

Ро - начальное давление, кПа;- коэффициент участия горючего во взрыве (по таблице 2 [8] Z=0,3);- масса паров ЛВЖ или ГЖ, вышедшая в помещение в результате аварии, кг;- свободный объем помещения, м3 ;гп - плотность газа или пара при расчетной температуре, кгм3;

Сст - стехиометрическая концентрация паров ЛВЖ и ГЖ, % (об). Стехиометрическая концентрация паров рассчитывается по формуле:

Сст= (3.19)

где β - стехиометрический коэффициент кислорода в реакции горения.

где nс, nн, no, nx- число атомов углерода, водорода, кислорода и галоидов в молекуле горючего вещества.

,

Сст =(об)

Плотность паров бензина рассчитывается по формуле:

 (3.20)

где V0- молярный объем, равный 22,413 м3 кмоль-1;расчетная температура, С0.

кг м,-3

DР = (900 - 101)

Избыточное давление взрыва в помещении превышает 5 кПа, температура вспышки бензина меньше 28С0, следовательно, помещение машинного зала относится к категории А [8].

.6 Административно-лабораторный корпус

.6.1 Комната для приготовления смесей (лаборатория)

Исходные данные

Для приготовления смесей используются следующие компоненты: изооктан, н-гептан, толуол.

Количество материалов: изооктан - 1 литр, н-гептан - 1 литр, толуол - 1 литр.

Аварийная ситуация - пролив 1 литра гептана.

Молярная масса гептана - 100,203 кгмоль-1

Константы управления Антуана: А=6,07646, В=1295,405, С= 219,819 [11]

Площадь помещения - 7,9 м2 .

Объем помещения - 30,02 м3, свободный объем - 24,016 м3 .

Расчетное время испарения - 3600 с.

.6.1.2 Расчет избыточного давления взрыва.

Площадь пролива - 0,5 м.

Давление насыщенных паров гептана:

 кПа

Интенсивность испарения гептана:

 кг м-2 с-1

Масса паров гептана, испарившаяся с поверхности пролива:

= 0,000106 0,5 3600 = 0,191 кг,

Плотность паров гептана:

 кг м-3

Избыточное давление взрыва:

DР = (900 - 101)

Избыточное давление взрыва больше 5 кПа, температура вспышки гептана ниже 28 С0, следовательно, помещение относится к категории А [8].

.6.2 Моечная (лаборатория)

Исходные данные:

В помещении моечной находятся пробы с нефтепродуктами в стеклянной

таре емкостью - 0,5 л.

Площадь помещения - 12 м2 .

Объем помещения - 36 м3, свободный объем - 28 м3 .

Нефтепродукты: бензин, дизельное и реактивное топливо, керосин, нефрас, масла.

Аварийная ситуация - пролив пробы бензина объемом - 0,5 л.

Расчет избыточного давления взрыва.

Масса паров жидкости, испарившаяся с поверхности пролива, составляет - 0,5 кг (п. 2.7.2.2).

Избыточное давление взрыва:

DР = (900 - 101) кПа

Избыточное давление взрыва в помещении превышает 5 кПа, температура вспышки бензина ниже 28 °С, следовательно, помещение моечной относится к категории А [8].

.6.3 Комната анализов (лаборатория)

Исходные данные:

В комнате анализов максимальный объем пробы составляет - 0,1 л. Габаритные размеры лабораторного стола 1,6 х 3 х 1,8 м.

Масса стола - 200 кг.

Аварийная ситуация - пролив пробы бензина - 0,1л. S помещения - 33 м2.

Объем помещения - 99 м3. Свободный объем - 79 м3.

Расчет избыточного давления взрыва. Площадь пролива - 0,1 м2.

Масса паров бензина, испарившаяся с поверхности пролива:

т = 0,000354  0,1  3600 = 0,127 кг

Расчетное количество паров превышает массу бензина, участвующую в

аварии, поэтому в расчете принимаем т=0,1кг.

Избыточное давление взрыва:

DР = (900 - 101) кПа

, МДж, определяется по формуле:

 (3.21)

где G количество i-го материала, кг;

- низшая теплота сгорания i-го материала, МДж-1кг

= 0,143,6+20013,8 = 2764 МДж

Удельная пожарная нагрузка рассчитывается по формуле:

 (3.22)

где S- площадь размещения пожарной нагрузки, м2.

 (3.23)

Где H-минимальное расстояние от пожарной нагрузки до покрытия.

МДж

Так как Q = 576 МДж и условие Q>531МДж выполняется, следовательно, помещение относится к категории В2 [8].

.6.4 Весовая (лаборатория)

Исходные данные:

Масса нефтепродукта для взвешивания - 10 г.

Площадь помещения - 6 м2.

Объем помещения - 18 м3.

Аварийная ситуация - пролив пробы бензина.

Площадь пролива - 0,01 м2 .

Масса паров бензина, испарившаяся с поверхности пролива:

= 0,000354×0,01×3600 = 0,013 кг

Расчетное количество паров бензина превышает массу бензина, участвующую в аварии, поэтому в расчете принимаем m = 0,01 кг. Избыточное давление взрыва:

DР = (900 - 101) кПа

Избыточное давление взрыва не превышает 5кПа, следовательно, помещение весовой не относится к категории А.

Согласно примечанию 3 к таблице 4 НПБ 5- 2005, помещение весовой без расчета относится к категории В4 [8].

.6.5 Титровальная

Исходные данные:

Масса нефтепродукта для анализа - 50 г.

Площадь помещения - 4 м.

Объем помещения - 12 м3.

Аварийная ситуация - пролив пробы бензина.

Расчёт избыточного давления взрыва.

Площадь пролива - 0,05 м2.

Масса паров бензина, испарившаяся с поверхности пролива:

= 0,000354 ×0,05×3600 = 0,064 кг

Расчетное количество паров бензина превышает массу бензина, участвующую в аварии, поэтому в расчете принимаем m=0,05 кг. Избыточное давление взрыва:

DР = (900 - 101)

Избыточное давление взрыва не превышает 5кПа, следовательно, помещение титровальной не относится к категории А.

Согласно приложению 3 к таблице 4 НПБ 5- 2005, помещение без расчета относится к категории В4 [8].

.6.6 Лаборатория фракционного состава

Исходные данные:

Разгонка нефтепродуктов производится в вытяжном шкафу.

Масса нефтепродукта для анализа - 0,1 кг.

Площадь помещения - 10,7 м2.

Объем помещения - 32,1 м3.

Свободный объем - 25,68 м3.

Габаритные размеры вытяжного шкафа 2,5 х 0,8 х 2,0 м.

Аварийная ситуация - пролив пробы бензина при неработающей вытяжной вентиляции.

Расчет избыточного давления взрыва. Площадь пролива - 0,1 м2 .

Масса паров бензина, испарившаяся с поверхности пролива:

т = 0,000354 × 0,1 × 3600 = 0,127 кг

Расчетное количество паров бензина превышает массу бензина, участвующую в аварии, поэтому в расчете принимаем m=0,1 кг. Избыточное давление взрыва:

DР = (900 - 101) кПа

Избыточное давление взрыва не превышает 5кПа, следовательно, помещение лаборатории фракционного состава не относится к категории А.

Расчет удельной пожарной нагрузки. Общая пожарная нагрузка:

= 0,1 43,6 = 4,36 МДж

Удельная пожарная нагрузка:

МДж м-2

Помещение следует отнести к категории В4 согласно таблице 4 НПБ 5- 2005.

Определяем, выполняется ли условие:>0,64gH2

,64 g  Н2 =0,64 43,62,22 =135МДж

Так как Q=4,36 МДж и условие Q > 135 МДж не выполняется, следовательно, помещение относится к категории В4 [8].

.7 Маслораздаточная станция. Насосная

.7.1 Исходные данные

В маслораздаточной станции установлены насосы для перекачки темных нефтепродуктов с приемной площадки железнодорожной эстакады в наземные и подземные резервуары.

Площадь помещения насосной - 37 м2

Высота помещения - 2,7 м.

Нефтепродукт - масла автомобильные, тракторные.

Низшая теплота сгорания масла - 42 МДжкг-1 [11].

Плотность - 900 кг/м-3.

Аварийная ситуация - разгерметизация сварного шва трубопровода. Диаметр дефектного отверстия - 20 мм.

Давление - 250000 Па.

Время отключения - 300 с.

Расчет удельной пожарной нагрузки. Перепад давления в точке истечения:

м,

Площадь дефектного отверстия:

ω = 3,14  0,012 = 0,0003 м2

Объем масла, участвующий в аварии:

 м3

Расчетная площадь пролива:

= 1260-0,5 = 630 м2

Фактическая площадь пролива ограничена размерами помещения и составляет 37 м2.

Общая пожарная нагрузка:= 1,26 × 900 × 42 = 47628 МДж

Удельная пожарная нагрузка:

 МДжм-2

Помещение следует отнести к категории ВЗ согласно таблице 4 НПБ 5 -2000.

Определяем, выполняется ли условие:

>0,64gH2

,64 × g × H2= 0,64 × 1287 × 2,72 = 6005 МДж

Так как Q=47628 МДж и условие Q > 6005 МДж выполняется, следовательно, помещение относится к категории В2 [8].

.8 Тарный склад

.8.1 Маслораздаточная

Исходные данные:

В маслораздаточной установлены 3 бака с автомобильными маслами

марки М8В, М10Г2К объемом 5 м3 каждый.

Высота помещения - 3,6 м.

Аварийная ситуация - разрыв резинового шланга диаметром 25 мм с проливом масла и последующим его возгоранием.

Давление - 20000 Па.

Время отключения - 300 с.

Низшая теплота сгорания - 42 МДж ×кг-1 .

Расчет удельной пожарной нагрузки.

Перепад давления в точке истечения:

Площадь дефектного отверстия:

ω = 3,14  0,01252 = 0,0005 м2

Объем масла, участвующий в аварии:

 м3

Расчетная площадь пролива:

= 6000,5 = 300 м .

Фактическая площадь пролива ограничена размерами помещения и

составляет 30 м2 .

Общая пожарная нагрузка:

Q = 0,6 900  42 = 22680 МДж

Удельная пожарная нагрузка:

 МДжм-2

Помещение следует отнести к категории ВЗ согласно таблице 4 НПБ 5-2005.

Определяем, выполняется ли условие:

>0,64gH2

,64× g × H2 = 0,64 ×756× 3,62 = 6271 МДж

Так как Q=22680 МДж и условие Q > 6271 МДж выполняется, следовательно, помещение относится к категории В2 [8].

.8.2 Помещение розлива и хранения масел в мелкой таре

Исходные данные:

Хранение масел в мелкой таре по 3 и 5 л осуществляется на стеллажах.

Габаритные размеры стеллажа: 5,5 х 1,0 х 1,5 м.

Количество масла на стеллажах - 3600 кг.

Низшая теплота сгорания - 42 МДж×кг-1.

Площадь помещения - 70 м2.

Высота помещения - 3,6 м.

Расчет удельной пожарной нагрузки. Общая пожарная нагрузка:

= 3600 × 42 =151200 МДж

Удельная пожарная нагрузка :

 МДжм-2

Помещение следует отнести к категории В1 согласно таблице 4 НПБ 5-2005.

3.8.3 Склад масел тарного хранения

Исходные данные:

Хранение масел в мелкой таре по 10, 15 и 20 л осуществляется напольно рядами по 400-500 шт. на площади 36 м2. Расстояние между рядами - 6 м. Максимальное количество масла в ряду - 6000 кг.

Низшая теплота сгорания - 42 МДж ×м-1.

Площадь склада - 156,7 м2.

Высота склада - 3,6 м.

Расчет удельной пожарной нагрузки:

= 6000 × 42 =252000 МДж

Удельная пожарная нагрузка :

 МДж ×м-2

Помещение следует отнести к категории В1 согласно таблице 4 НПБ 5-2005.

.9 Ремонтно-строительный участок

3.9.1 Склад пиломатериалов

Исходные данные:

Пиломатериалы хранятся на стеллажах и напольно. Габаритные размеры стеллажа 4 х 1 х 1,7 м.

Количество пиломатериалов - 250 кг.

Низшая теплота сгорания - 13,8 МДж×кг-1.

Высота помещения - 4.2 м.

.9.1.2 Расчет удельной пожарной нагрузки.

Общая пожарная нагрузка:

= 250 × 13,8 = 3450 МДж

Удельная пожарная нагрузка:

 МДжм-2

Помещение следует отнести к категории ВЗ согласно таблице 4 НПБ 5-2005.

Определяем, выполняется ли условие:

>0,64gH2

,64 × g × Н2 = 0,64 × 863 × (4,2 -1,7)2 = 3452 МДж

Так как Q=3450 МДж и условие Q > 3452 МДж не выполняется, следовательно, помещение относится к категории ВЗ [8].

.9.2 Ремонтно-строительный участок

Исходные данные:

На участке размещается сменный запас пиломатериалов в количестве до 50 кг.

Площадь места размещения пиломатериалов 0,5×3 м.