--PAGE_BREAK--3. Оценка пожаровзрывоопасности среды внутри аппаратов при их нормальной работе
Внутри технологического оборудования при нормальных условиях для образования взрывоопасных концентраций должны выполняться два условия:
n наличие паровоздушного пространства;
n наличие жидкости при температуре, лежащей в интервале температурных пределов воспламенения (3.1).
t
нвп
– 100С≤
t
раб
≤
t
впв
+100С, (3.1)
где t
раб
– рабочая температура жидкости в аппарате, 0С,
t
нпв
,
t
впв
– соответственно нижний и верхний пределы воспламенения жидкости с запасом надежности 100С.
Для проверки условий образования взрывоопасных концентраций в аппаратах составляем таблицу 2.1.
Таблица 2.1
Оценка пожаровзрывоопасности среды внутри аппаратов
Наименование аппарата и вид жидкости
Наличие паровоздушного пространства
Рабочая температура
оС
Температурные пределы воспламенения
Заключение
t
н-10 оС
t
в+10 оС
1
2
3
4
5
6
Резервуар с нефтью
есть
25
-31
+2
Взрывоопасная концентрация образуется
Трубчатые печи, нефть
нет
345
-31
+2
Взрывоопасная концентрация не образуется
Насосы горячие
нет
25
-31
+3
Взрывоопасная концентрация не образуется
Насос ДТ
нет
30
680
129
Взрывоопасная концентрация не образуется
Холодильник-конденсатор (бензин)
нет
30
-46
+3
Взрывоопасная концентрация не образуется
Холодильник ТС
нет
30
10
67
Взрывоопасная концентрация не образуется
Холодильник ДТ
нет
40
680
129
Взрывоопасная концентрация не образуется
Холодильник мазута
нет
40
128
155
Взрывоопасная концентрация не образуется
Газосепаратор
есть
30
-46
+3
Взрывоопасная концентрация образуется
Ректификационная колонна
нет
100-350
-46
+3
Взрывоопасная концентрация образуется
Из проведенного анализа делаем вывод, что при нормальном режиме работы в аппаратах: резервуар с нефтью, предварительный испаритель, газосепаратор данного производства есть взрывоопасные концентрации, так как имеется паровоздушное пространство или температурный режим выше верхнего предела воспламенения с учетом коэффициента надежности.
продолжение
--PAGE_BREAK--4. Пожаровзрывоопасность аппаратов, при эксплуатации которых возможен выход горючих веществ наружу без повреждения их конструкций.
Взрывопожароопасные концентрации образуются при остановке работы аппаратов или трубопроводов в результате неполного удаления жидкостей, паров или газов из внутреннего объема системы, а при пуске аппаратов и трубопроводов — в результате недостаточного удаления воздуха.
Непосредственными причинами образования взрывоопасных концентраций при остановке аппаратов являются:
-неполное удаление из аппарата огнеопасных жидкостей. Если в резервуаре осталась горючая жидкость, то удалить ее последующей продувкой очень сложно;
-недостаточная продувка водяным паром или инертным газом внутреннего пространства аппаратов и трубопроводов от оставшихся жидкостей и паров;
-негерметичное отключение от подлежащих остановке аппаратов соединенных с ними трубопроводов с огнеопасными жидкостями или газами.
Просачиваясь через негерметичные задвижки, пары жидкостей постепенно накаливаясь, могут образовать взрывоопасные концентрации даже в полностью опорожненных и правильно продутых аппаратах и трубопроводах.
Нефть– легковоспламеняющаяся жидкость темно-бурого цвета, представляющая собой смесь углеводородов. Плотность 840-880 кг/м3, температура вспышки tвсп=-350С, температура самовоспламенения tс=3200С, температурные пределы воспламенения нижний – 210С, верхний — 80С, скорость выгорания 9-12 см/ч, скорость прогрева слоя и его нарастания 24-36 см/ч, температура пламени 11000С, температура прогретого слоя 130-1600С.
Оценку пожаровзрывоопасности среды внутри технологического оборудования производят согласно ГОСТ 12.1.044-89. Для того чтобы среда внутри резервуара была горючая необходимо соблюдение следующего условия:
,
где: % и %.
где jн, в– нижний и верхний концентрационные пределы распространения пламени и равны для нефти соответственно 0,9-5,36%(Правдинская спр. Баратова табл. 5.46). Рабочая температура 25°С,
.
Тогда
.
js– концентрация насыщенных паров, которая приблизительно равна рабочей концентрации в резервуаре jр, т.е.
,
где: Рр – рабочее давление в аппарате 1. 105 Па (по условию); Рs– давление насыщенных паров, определяется по формуле:
170,2 кПа.
Следовательно,
Отсюда делаем вывод, условие 0,9
При нормальной работе хранилищ нефти возможен выход горючих паров в случае нагрева при изменении температуры окружающего воздуха. В этом случае имеет место «малое» дыхание. При «малом» дыхании количество выходящих паров определяют место по следующей формуле:
где Gм – масса горючих паров, вышедших из емкости, кг; Vсв – величина свободного объема, м3; Рр – рабочее давление, Па; Т1 – начальная температура, К; Т2 – конечная температура, К; j1 – начальная концентрация насыщенных паров, об. доля (%); j2 – конечная концентрация насыщенных паров, об. доля (%); jср – средняя концентрация насыщенных паров, об. доля (%); М – молярная масса, кг. моль-1.
Отсюда объем взрывоопасной смеси
jнг, без – безопасная концентрация паров, кг. м-3.
Безопасную концентрацию горючих паров определяем по уравнению:
где: jнг, без. – безопасная концентрация паров, об. доля (%); Vt= 22,413 м3. кмоль-1 – объем, занимаемый 1 кмоль паров.
Безопасную концентрацию горючих паров определяем по уравнению:
jнг, без= 0,9 (jн— 0,7R)
где: jн – нижний концентрационный предел распространения пламени, %; R= 0,3 – воспроизводимость метода определения показателя пожарной опасности.
Затем принимаем взрывоопасную зону цилиндрической формы, где высота равна диаметру. Диаметр зоны взрывоопасных концентраций определяем по формуле:
Определим объем взрывоопасной зоны при наиболее опасном случае выхода паров нефти при следующих исходных данных:
· начальная температура 25°С
· конечная температура 40°С
Определяем давление насыщенных паров при начальной и конечной температуре:
РН1= 170,2 кПа.
РН2= 252.3 кПа.
Определяем рабочую концентрацию паров нефтепродуктов при начальной и конечной температурах:
jР 1= 1,702/ 101,325. 100= 1,679 об. доля.
jР 2= 2,523/ 101,325. 100= 2.49 об.доля.
Определим среднюю рабочую концентрацию:
jср= об. доля.
Определяем массу горючих паров вышедших из резервуаров при «малом» дыхании:
GМ=
Определим безопасную концентрацию горючих паров:
jг.без.= 0,9 (0,9-0,7. 0,3)= 0,621 %.
Определим безопасную концентрацию горючих паров в объемных долях:
jнг, без.= кг. м-3;
Vв.з=.
Диаметр взрывоопасной зоны:
м.
Следовательно, радиус взрывоопасной зоны составляет 14,7м.
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
4
Fe
+ 3
O
2
®
2
Fe
2
O
3
Окисел Fe
2
O
3не 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:
H
2
S
®
H
2
+
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.
продолжение
--PAGE_BREAK--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, ж;
где Vап– внутренний объём аппарата 2000 м3 (по условию); Е = 0,9 – степень заполнения аппарата (по условию); qi,H– расходы насосов q1= 2,5 м3. ч-1, q2= 0,5 м3. ч-1 (по условию); Li, тр, fi, тр– соответственно длина 10 м (по условию) и сечение участков трубопровода (м2) (от аварийного аппарата до запорного устройства), из которого происходит истечение жидкости; rt, ж– плотность жидкости 840 кг. м-3; t— время отключения трубопроводов 120 с = 0,033 ч (по условию).
GП, Ж= (2000. 0,9 + 2,5. 0,033 + 0,5. 0,033 + 10. 0,00785). 840 = 1512149 кг.
Здесь (по условию).
3. Количество испарившейся жидкости определяется по формуле:
m= WFИt,
где W– интенсивность испарения кг. с-1. м-2; FИ– площадь испарения, принимается, что 1 л разливается на 1 м2; t= 1 ч =3600 с – время испарения .
Интенсивность испарения определяется по формуле :
где h= 1 коэффициент, принимаемый по табл.3 в зависимости от скорости и температурывоздушного потока над поверхностью испарения; Рн– давление насыщенного пара при расчетной температуре жидкости tропределяемое по справочным данным в соответствии с требованиями п.1.4. кПа; М = 57 кг/моль молярная масса.
Давление насыщенного пара определяем по формуле :
170,2 кПа.
Определяем интенсивность испарения:
W= 10-6. 1=187,2. 10-5кг. с-1. м-2.
Определяем объем вылившейся нефти:
= 1800000 л.
Тогда количество испарившейся жидкости равно:
m= 187,2. 10-5. 1800000. 3600 = 12130560 кг.
Определяем объём взрывоопасной концентрации по формуле:
,
где jн, г, без– нижний концентрационный предел воспламенения кг. м-3, определяется по формуле :
,
где Vt– молярный объём паров при рабочих условиях м3. кмоль-1; определяется по формуле
,
где VO= 22,4135 м3. кмоль-1 – молярный объём паров при нормальных условиях; Т0= 273,15К – температура при нормальных физических условиях (t= 00C); Тр = 250С – рабочая температура (по условию); Р0= 101,325 кПа – давление при нормальных условиях; Робщ – общее давление в системе (по условию нефть находится в аппарате при атмосферном давлении 101,325 кПа). Значит:
24,45м3;
Тогда:
кг. м-3,
Следовательно, объём взрывоопасной концентрации составит:
м3.
продолжение
--PAGE_BREAK--
6. Анализ характерных технологических источников зажигания 6.1. Тепловое проявление механической энергии
При ремонте и эксплуатации технологического оборудования имеет место высечение искр при использовании искрящего инструмента. Размеры искр удара и трения, которые представляет собой раскаленную до свечения частичку металла, обычно не превышающую размера 0,5 мм, а их температура находится в пределах температуры плавления металла. Температура искр, образующихся при соударении металла, способных вступить в химическое взаимодействие друг с другом с выделением значительного количества тепла, и может превышать температуру плавления.
Определим расчетом количество теплоты, отдаваемое каплей металла при искрении пролитого нефтепродукта, на которое она упала:
где: W – количество теплоты, Дж;
Vк – объем капли, м3;
ρ – плотность металла кг/м3;
lt – удельная теплоемкость металла при температуре 0,5(tп+tсв), Дж/кгК;
tсв – температура самовоспламенения нефти, оС.
,
где: dк – диаметр капли, м.
VК=0,524 1,25 10-10=6,55 10-11м3
Из приведенного расчета можно сделать вывод, что энергии данной искры будет недостаточно для воспламенения нефти с большой энергией зажигания
Wрасч.=0,12Дж
Наиболее опасными по возможности перегрева являются подшипники скольжения сильно нагруженных и высокооборотных валов. К увеличению сил трения, а, следовательно, и количество выделяющегося тепла могут привести нарушение качества смазки рабочих поверхностей, загрязнения, перекосы, перегрузка двигателя насосов и чрезмерная затяжка подшипников.
Рассчитаем температуру подшипника по перекачки бензиновых фракций с подшипниками, диаметр вала 0,45 м. Коэффициент теплообмена между поверхностью подшипника и средой 150 Вт/м2.К, температура окружающей среды 25оС, коэффициент трения 0,15, число оборотов вала 3000 1/мин. сила действующая на подшипник 3000 Н, поверхность подшипника 0,08 м2
Определим мощность сил трения [1], [2].
где: f – коэффициент трения;
N – радиальная сила, действующая на подшипник, Н;
d – диаметр шейки вала, м;
n – число оборотов вала, 1/мин.
Определим максимальную температуру корпуса подшипника:
где: Тп – максимальная температура подшипника, К;
Тв – температура окружающей среды, К;
α – коэффициент теплообмена между поверхностью подшипника и средой, Вт/м2.К;
F – поверхность корпуса подшипника, м2.
На основании проведенного расчета делаем вывод, что температура подшипника превышает температуру самовоспламенения бензина tп=5630С>tсв=3000С следовательно при попадании бензина на поверхность подшипника произойдет его воспламенение. Для исключения перегрева подшипников необходимо осуществлять постоянный контроль установкой термопар с выводом на пульт управления.
6.2.Открытые источники огня
Пожары, вызванные открытым огнем довольно частое явление. Это объясняется не только тем, что открытый огонь широко используется для производственных целей, при аварийных и ремонтных работах и поэтому нередко создаются условия для случайного контакта пламени с горючей средой, но и тем, что температура пламени, а также количество выделяющегося при этом тепла достаточно для воспламенения почти всех горючих веществ. Трубчатые печи с огневым обогревом характеризуются наличием горящего топлива, высоко нагретой теплообменной поверхностью и раскаленными конструктивными элементами топки. При сжигании газообразных веществ действительная температура горения колеблется в пределах 1200-14000С, жидкостей 1100-13000С.
При такой температуре аппаратов огневого действия всякие повреждения и аварии смежных аппаратов, сопровождающиеся выходом наружу горючих жидкостей, паров или газов и распространением их в сторону печей, неизбежно приведут к возникновению вспышки и пожару. Для безопасного ведения процесса необходимо предусматривать паровую защиту печей.
Значительную пожарную опасность представляют собой огневые ремонтные и монтажные работы. Пожарная опасность обусловлена не только открытым пламенем, но и наличием раскаленного и расплавленного металла. При газовой сварке температура пламени дуги при использовании угольных электродов составляет 3200-39000С, стальных электродов 2400-26000С. При попадании на горючие материалы искры воспламеняют их.
6.3. Тепловое проявление химической реакции
По условиям технологии, находящиеся в ректификационных колоннах, трубчатых печах, насосах, жидкости нагреты до температуры превышающей температуру их самовоспламенения. Появление неплотностей в аппаратах и трубопроводах и соприкосновение с воздухом выходящего наружу продукта, нагретого выше температуры самовоспламенения, сопровождается его загоранием.
Определенную опасность в возникновении загораний и пожаров являются случаи самовозгорания отложений сернистых соединений железа. Окисление сернистых соединений железа начинается с подсыхания поверхности и соприкосновения ее с кислородом воздуха, при этом температура постепенно повышается, появляется голубой дымок, а затем и пламя. В результате этого отложения разогреваются иногда до температуры 600-7000С.
Избежать самовозгорания сернистого железа можно путем химической очистки от сероводорода, поступающих на обработку нефтепроводов и самой нефти.
продолжение
--PAGE_BREAK--7. Возможные пути распространения пожара
Пожары на нефтеперерабатывающих заводах протекают в сложных условиях с быстрым распространением огня на соседние аппараты и участки, и, зачастую, принимают характер катастрофы с огромным материальным ущербом. Наличие больших объемов легковоспламеняющихся и горючих жидкостей приводит к тому, что пожар на установке может принять значительные размеры. Условиями распространения горения на установке являются: разливы по территории установки горючих и легковоспламеняющихся жидкостей; разветвленная сеть промышленной канализации при неэффективности гидравлических затворов в колодцах; отсутствие аварийных сливов из емкостных аппаратов, линий стравливания газовоздушных смесей из аппаратов; разветвленная сеть трубопроводов при отсутствии на них гидравлических затворов. При пожаре возможен взрыв, так как имеет место образование взрывоопасных концентраций в них. Испарение паров легковоспламеняющихся жидкостей и газов будет создавать газовоздушную смесь, которая при ветреной погоде будет перемещаться к возможному очагу пожара.
7.1. Расчет аварийного слива
Расчет аварийного слива резервуара с нефтью.
Продолжительность аварийного слива нефтепродуктов из емкостей определяется зависимостью
τслив=τопор.+τо.п.≤[ τслив],
где: τслив – производительность аварийного слива, с;
τопор– опорожнения аппарата, с;
τо.п–продолжительность операций по приведению системы слива в действие, с;
[τслив] – допустимая продолжительность аварийного слива, с.
Резервуар с нефтью — вертикальный цилиндрический аппарат d
=15,2 м, Н=12 м, V=2000 м3, степень заполнения e=0,9.
Продолжительность опорожнения емкости определяется по формуле
τопор= ,
где: Н, D
– соответственно высота и диаметр резервуара, м
j
сист– коэффициент расхода системы
¦
вых– сечение сливного трубопровода на выходе в аварийную емкость, м
h– расстояние (по вертикали) от выпускного отверстия до выходного сечения аварийного трубопровода, м
Определим сечение сливного трубопровода на выходе в аварийную емкость:
где: d– диаметр выходного патрубка, м принимаем d
вых=0,28 м.
.
Расстояние от выпускного отверстия емкости до выходного сечения аварийного трубопровода принимаем h=6,5 м. Аварийную емкость необходимо расположить на расстоянии 30 м от аппаратуры наружной установки. Аварийный слив осуществляется самотеком. Вместимость аварийной емкости принимаем 2000 м3. Трубопровод аварийного слива проложим с односторонним уклоном в направлении аварийной емкости. Линия аварийного слива от распространения пламени защищается гидравлическим затвором.
Определим коэффициент расхода системы методом последовательных приближений
,
где: x
сист– коэффициент сопротивления системы.
x
сист
=,
где: – коэффициент сопротивлению трения для рассматриваемого участка трубопровода;
li
,
di– соответственно длина и диаметр рассматриваемого участка трубопровода, м;
– коэффициент местного сопротивления на рассматриваемом участке системы слива.
Коэффициент λ ориентировочно берем из справочной литературы.
λ=0,0365 для d=280 мм
l1+l2=30м d1=d2=280 мм
По справочным данным находим коэффициент местных сопротивлений:
– прямой ввод в сливной патрубок ξ1=0,5;
– внезапное сужение трубы (в месте врезки аварийного трубопровода):
– тройник для прямого потока ξ=2·0.55=1,1
– полностью открытая задвижка ξ=0,15;
– гидравлический затвор ξ=1.3;
– колено аварийного трубопровода ξ=2·1=2;
– прямой вход в аварийную емкость ξ=0,5.
,
где: , так как диаметр трубопровода одинаков по всей длине.
где: φоп. – принимаем равным 60 с.
Допустимая продолжительность аварийного режима не должна превышать:
[
t
сл
]
= 900 с
Определим продолжительность аварийного слива:
t
сл
= 750 + 60 = 810 с
при t
сл = 1524с условия аварийного слива нефти из емкости выполняются:
t
сл
= 810 с
[
t
сл
]
=900 с
Вывод: система аварийного слива нефтепродуктов обеспечит сброс продукта при аварии или пожаре.
продолжение
--PAGE_BREAK--