Смекни!
smekni.com

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

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 14,7м.

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 м3кмоль-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 2000 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 24,5м.

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 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)

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: 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 = 2000 м3, степень заполнения Е = 0,9, температура 25°С, диаметр трубопроводов Dтр = 100 мм, расход насосов q1=2,5 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 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 :

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,Ht + åLi,тр.fi,тр)rt;

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– 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).