Пожарная безопасность технологического процесса первичной переработки нефти Антипинского нефтеп (стр. 5 из 15)
Непосредственными причинами образования взрывоопасных концентраций при остановке аппаратов являются:
- неполное удаление из аппарата огнеопасных жидкостей. Если в колонне осталось горючая жидкость, то удалить их последующей продувкой очень сложно;
- недостаточная продувка водяным паром или инертным газом внутреннего пространства аппаратов и трубопроводов от оставшихся жидкостей и паров;
- негерметичное отключение от подлежащих остановке аппаратов соединенных с ними трубопроводов с огнеопасными жидкостями или газами.
Просачиваясь через негерметичные задвижки, пары жидкостей постепенно накаливаясь, могут образовать взрывоопасные концентрации даже в полностью опорожненных и правильно продутых аппаратах и трубопроводах.
Полный слив жидкости и герметичное отключение останавливаемых аппаратов создают необходимые предпосылки для окончательного удаления оставшихся горючих веществ путем продувки.
Проверим расчетом время продувки ректификационной колонны Т-101.
Пар в колонны поступает со скоростью 3,5 м/с по трубопроводу d= 50 мм = 0,05 м.
q= 
, (2.4)
где q – количество пара подаваемого в аппарат м3/мин;
w – скорость истечения пара из трубопровода в аппарат м/с .
q= 
м3/мин.
Для огнеопасных жидкостей определяем по формуле [1]:
τж= 
, (2.5)
где τж – время продувки колонны с бензином, мин.;
n – коэффициент зависящий от летучести жидкости, n=5;
V – свободный объем колонны, м3V=12,9 м3.
Для определения предельно допустимой концентрации горючего вещества в конце продувки аппарата принимаем коэффициент запаса равным 20 по отношении к нижнему пределу взрыва, т.к. колонны тарельчатая, в ней возможно отложение пирофорных соединений.
, (2.6)где φНПВ – нижний концентрационный предел взрываемости бензина, %.
объемные доли.
τж= 
мин≈20 часов.
Технологическим регламентом время продувки колонны принято 22 часа, следовательно, будет исключено образование взрывоопасных концентраций паров бензина в колонне Т-101.
Большую пожарную опасность представляют собой большое количество насосов предназначенных для транспортировки нефтепродуктов, при эксплуатации которых возможен выход паров нефтепродуктов с образованием взрывоопасных концентраций.
Проверим расчетом вероятность образования взрывоопасных концентраций при нормальном режиме работы.
В холодной насосной блока колонн установлено 12 рабочих насосов, 6 из которых перекачивают светлые нефтепродукты. По исполнению насосы центробежные, их валы проходят через корпус с сальниковым уплотнением под давлением 2 МПа. Однако даже такое уплотнение полную герметичность не создает, поэтому при нормальной работе насосов наблюдается утечка паров нефтепродуктов. Как видно из таблицы 11.1 стр.170 [1], по данным опытов среднее выделение легких углеводородов составляет в данном случае 1000 г/ч.
Величину утечки через сальник центробежного насоса можно оценить по формуле [1]:
Gс= 
, (2.7)
где Gс –количество просачивающейся жидкости кг/ч;
– плотность бензина кг/м3 ;d – диаметр вала насоса м;
К – коэффициент испаряемости жидкости;
Н – рабочее давление насоса, м.ст.ж.
Подставив значение формулы получим:
Gс= 
.
Что меньше опытных данных.
Принимая опытные данные за основу, выход для 6 насосов составит:
G= 
.
Далее определяем достаточно ли данного количества бензина вышедшего из сальников насосов для образования взрывоопасной концентрации в объеме насосной (без учета паров с конвективными патоками).
, (2.8)где
– концентрация паров бензина, г/м3;V – объем пространства насосной м3.
V=16х12х6=1152м3.
= 
.Предельно допустимая концентрация паров бензина составит:
.Нижний предел взрыва в весовых единицах не дается, в справочной литературе приводятся данные в объемных концентрациях для бензина
.Переводим объемную концентрацию в весовую:
, (2.9)где М – масса бензина, кг/кМоль;
Vt – объем кМоля паров бензина при рабочей температуре жидкости.
, (2.10)
где t – рабочая температура, 0С.
,
.
Вывод: так как в объеме насосной концентрация паров бензина
=6г/м3, а нижний концентрационный предел взрыва 
=29,5г/м3 возможность образования общей взрывоопасной концентрации при нормальном технологическом режиме исключается.2.4. Причины повреждения технологического оборудования
2.4.1. Анализ горючей среды при аварии технологического оборудования
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, розлив 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.
2.4.2. 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]: