Пожарная безопасность установки первичной перегонки нефти (стр. 3 из 6)

Определим безопасную концентрацию горючих паров:

j_г.без.= 0,9 (0,9-0,7 ^. 0,3)= 0,621 %.

Определим безопасную концентрацию горючих паров в объемных долях:

j^н_{г, без.}=

кг ^. м^-3;

V_в.з=

.

Диаметр взрывоопасной зоны:

м.

Следовательно, радиус взрывоопасной зоны составляет 14,7м.

Произведу оценку выхода паров нефти при «большом» дыхании.

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

где G_б – масса горючих паров, вышедших из емкости, кг; DV – изменение объема, м³; Р_р – рабочее давление, Па; Т_р – рабочая температура, К; j_s– концентрация насыщенных паров при рабочей температуре, об. доля; М – молярная масса, кг моль^-1.

Объем взрывоопасной зоны определяем по уравнению:

V_вз=

j^н_г,без – безопасная концентрация паров, кг м³.

Безопасную концентрацию горючих паров определяем по уравнению:

где: j^н_г,без – безопасная концентрация паров, об. доля; V_t= 22.413 м³кмоль^-1 – объем, занимаемый 1 кмоль паров.

Безопасную концентрацию горючих паров определяем по уравнению:

j^н_г,без= 0,9 (j_н – 0,7R)

где: j_н – 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 2000 м³ (степень заполнения 0,9);

· Молярная масса нефти – 121 ^. кмоль^-1;

Определяем безопасную концентрацию горючих паров:

j_{г, без}= 0,9 (0,9 – 0,7 ^. 0,3)= 0,621%;

Безопасная концентрация (массовая) горючих паров:

j^н_г,без=

.

Масса вышедших паров:

G_б=

Объем взрывоопасной зоны:

V_вз=

Диаметр взрывоопасной зоны:

Следовательно, радиус взрывоопасной зоны составляет 24,5м.

5. Анализ причин повреждения аппаратов и трубопроводов, разработка необходимых средств защиты

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

4Fe + 3O₂®2Fe₂O₃

Окисел Fe₂O₃ не обладает механической прочностью и легко отслаивается от металла. Сероводород при температуре310^оС 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)

Fe+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.

5.1. 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: Е_ж – 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 = 2000 м³, степень заполнения Е = 0,9, температура 25°С, диаметр трубопроводов D_тр = 100 мм, расход насосов q₁=2,5 м^3. ч^-1, q₂ = 0,5 м^3. ч^-1. Время отключения трубопроводов принимается равным 120 с, время испарения разлившейся жидкости 1 ч, расстояние от аппарата до задвижек на трубопроводах 10 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 :

G_п = G_ап + G ^/_тр + G ^//_тр,

где G_п – количество веществ, выходящих из системы при полном разрушении аппарата, кг; G_ап – 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 :

G_П,Ж = (V_АП^. Е + åq_i,Ht + åL_i,тр^.f_i,тр)r_t,ж;

где V_ап – внутренний объём аппарата 2000 м³ (по условию); Е = 0,9 – степень заполнения аппарата (по условию); q_i,H – расходы насосов q₁ = 2,5 м^3. ч^-1, q₂ = 0,5 м^3. ч^-1 (по условию); L_i,тр, f_i,тр– соответственно длина 10 м (по условию) и сечение участков трубопровода (м²) (от аварийного аппарата до запорного устройства), из которого происходит истечение жидкости; r_t,ж– плотность жидкости 840 кг ^. м^-3 ; t - время отключения трубопроводов 120 с = 0,033 ч (по условию).

G_П,Ж = (2000 ^. 0,9 + 2,5 ^. 0,033 + 0,5 ^. 0,033 + 10 ^. 0,00785) ^. 840 = 1512149 кг.

Здесь

(по условию).