Обеспечение пожарной безопасности технологического процесса

метки: Технологический, Безопасность, Оборудование, Пожарный, Обеспечение, Нефть, Давление, Опасность

пожарный нефтепродукт возгорание легковоспламеняющийся

В наше время нефть играет очень главную роль в жизни человечества. Например нефть играет главную роль на экономику нашей страны. Из нефти получают бензин, керосин, реактивные дизельные и котельные топлива, сжиженные газы и сырье для химических производств. Из продуктов переработки нефти получают сырье для строительства дорог, здании.

Для переработки нефти используют современные высокопроизводительное оборудование, широко используется комбинирование технологических процессов в одной установке, что значительно увеличивает пожаровзрывоопасность технологических процессов.

Оценка пожаровзрывоопасности производственных объектов необходима для решения вопросов их безопасности и приведения в соответствие с фактическим и требуемым уровнями взрывопожарной безопасности с целью снижения пожаров и приносимого ими ущерба. Для профилактики аварийных ситуаций необходимо прогнозирование, позволяющее выявить места возможных аварий на объекте и разработать мероприятия по снижению негативных последствий.

Актуальность это темы связана с обеспечением пожарной безопасности технологического процесса производства нефти, переработки и транспортировки нефти.

Цель курсовой работы:

• Анализ пожарной опасности на производстве и разработка мероприятии по обеспечению пожарной безопасности

Задачи курсовой работы:

• Изучение технологического процесса
• Выявление параметров пожарной опасности, анализ пожарной опасности в технологическом процессе
• Проведение расчетов пожарной опасности
• Разработка мероприятий по обеспечению пожарной безопасности

Объект — обеспечение пожарной безопасности нефтеперерабатывающего предприятия.

Предмет — пожарная опасность

1. Характеристика предприятия (объекта)

1.1 История предприятия

ТПП «Когалымнефтегаз» ? самое крупное территориально-производственное предприятие ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». В его состав входят 4 центральные инженерно-технологические службы, 15 цехов добычи нефти и газа, 4 цеха подготовки и перекачки нефти, 3 цеха сбора и транспортировки газа, 2 газокомпрессорные станции, нефтеперерабатывающий завод. Предприятие работает в пределах 22-х лицензионных участков. Добыча ведется на 20 лицензионных участках, на которых расположено 24 месторождения (20 из них находятся в разработке, 3 — в разведке): Южно-Ягунская, Дружнинская, Тевлинско-Рускинская, Пуровская группы. По Имилорскому лицензионному участку ведется опытно-промышленная эксплуатация. Доля «Когалымнефтегаза» в добыче ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» составляет 32%. Численность работников предприятия — более 2700 человек. Нефтяники активно используют перспективные методы бурения и повышения нефтеотдачи пластов. В 2014 году введено в эксплуатацию 167 добывающих и 51 нагнетательных скважины, предприятие на 1.01.2015 г добыло более 13,47 млн. тонн нефти. ТПП ведет большую работу по охране окружающей среды (затраты на эти цели в 2014 году составили почти 2,711 млрд. рублей), охране труда и промышленной безопасности, реализации социальной политики компании «ЛУКОЙЛ», сотрудничеству с коренными народами Севера (заключено 174 соглашений с главами родовых угодий, на территории которых проживает 557 человек).

Пожарная безопасность предприятий нефтяной промышленности

... безопасность нефтяной 1. Пожарная безопасность предприятий нефтяной промышленности 1.1 Краткое описание основных технологических процессов В России основные объёмы сырой нефти, поставляемой на переработку, ... Нефтепереработка - непрерывное производство, период работы производств между капитальными ремонтами на ... автоматическое включение средств пожаротушения при пожаре в резервуаре, дистанционное ...

Территориально-производственное предприятие «Когалымнефтегаз» было образовано в 1988 году. ТПП располагается в городе Когалым (ХМАО-Югра).

1.2 Общая характеристика производственного объекта

Установка предварительного сброса воды (далее по тексту — «УПСВ ДНС») располагается на территории месторождения Когалымнефтегаз ЦДНГ.

Установка предназначена для дегазации и обезвоживания нефти, поступающей с кустов ЦДНГ, с последующей откачкой её на ЦППН месторождения с содержанием воды не более 5%. Отделяющаяся подтоварная вода направляется на БКНС-3,3р для закачки в систему поддержания пластового давления ЦДНГ-. Газ высокого давления направляется на ВКС ЦППН, газ низкого давления на ВКС-3.

Технологическая установка УПСВ ДНС состоит из объектов ДНС-1 и УПСВ. ДНС -1 введена в эксплуатацию в декабре 1998г., УПСВ — в декабре 2007г.

В состав технологической установки входят следующие объекты:

• смеситель;
• установка предварительного отбора газа (УПОГ-2);
• трёхфазный сепаратор-отстойник С-21/1,2,3 (V=200 м ³⁾ ;

• сепаратор первой ступени С-1/3,С-1/4 (V=50 м ³ );

• газосепаратор ГС-1/2 (V=50 м ³ );

• сепаратор второй ступени С-2/2 (V=50 м ³ );

• насосная внешней перекачки с насосами ЦНС-300/300-2шт;
• ЦНС-180/297-2шт;

• узел учета нефти (УУН);
• резервуар вертикальный стальной РВС-5000 №1(V=5000 м ³ );

• резервуар вертикальный стальной РВС-5000 №2 (V=5000 м ³ );

• резервуар вертикальный стальной РВС-5000 №3 (V=2000 м ³ );

• факельная совмещенная установка:
• факел высокого давления ФВД ( D=300 мм, H=25 м);
• факел ниского давления ФНД ( D=150 мм, H=25 м);
• емкость дренажная ДЕ-3 (V=63 м ³ ) с погружным насосом НВ-50/50;

• емкость дренажная ДЕ-1 (V=16 м ³ ) с погружным насосом НВ-50/50;

• конденсатосборники ДЕ-6,7 (V=10 м ³ ) с погружным насосом ВНГ-Ц-Е-25/125;

• емкость дренажная ДЕ-5 (V=10 м ³ ) с погружными насосом АХП-45/31;

• емкость пром.-ливнёвых стоков ДЕ-2 (V=16 м ³ ) с погружным насосом НВ-50/50;

• УПТГ (газосепаратор, емкость конденсата);
• УУГ (газосепаратор, дренажная емкость ДЕ-4 (V=16 м ³ ), с погружным насосом НВ 50/50)

• блок реагентного хозяйства (насосный блок, ёмкость хранения деэмульгатора наружняя V=10 м ³ , мерная ёмкость V=2,5м³ );

• операторная;
• насосная станция пожаротушения;
• РВС противопожарного запаса воды (общий объем 1100 м ³ );

• ёмкость для хранения пенообразователя (V=10м ³ ).

1.3 Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и изготовляемой продукции

Физико-химические свойства и состав нефти.

Нефть горизонта Ю-2 представлена поверхностными пробами. Нефть парафинистая (2,9%),сернистая (1,6%),смолистая (7,5%).

Плотность в стандартных условиях 889 кг/м ³ , вязкость 45,9 мм² /с. Газ отобранный на устье — метанового состава (до 88%).

Содержание этана достигает 8%, пропана 8%, бутана 3%, гелия в среднем -0,05%.

По углеводородному составу нефть относится к смешанному типу с преобладанием метановых компонентов, содержание которых достигает 69,6%, нафтеновых 27,9%, ароматических 16,6%.

Нефть горизонта Ю-1 охарактеризована поверхностными и глубинными пробами.

Нефть парафинистая (2,6%), сернистая (0,9%), смолистая (5,8%).

Плотность нефти в стандартных условиях составляет 860 кг/м ³ , вязкость-12,84 мм² /с, по данным исследования глубинных проб, плотность сепарированной нефти при ступенчатой сепарации составляет 822 кг/м³ , газосодержание 103,39 м³ /т, объемный коэффициент 1,234.

Газ, растворенный в нефти, метанового состава, содержание метана достигает 93% (устьевые пробы) и 79% (ступенчатая сепарация).

Содержание этана 16 и 9% соответственно, пропана 20 и 13%, бутана 7 и 4%, гелия в среднем 0,05%.

По углеводородному составу нефть горизонта Ю-1 относится к смешанному типу, содержание компонентов приблизительно в равных соотношениях, с небольшим преобладанием метановых (до 59%), ароматических (до 21,4%), нафтеновых (до 34,8%) углеводородов.

Нефть горизонта БС-10 охарактеризована поверхностным и глубинными пробами.

Нефть в стандартных условиях имеет плотность 875 кг/м ³ , вязкость 21,05 мм² /с.

Растворенный газ содержит метана до 92%, этана до 4-5%, пропана до 9%, бутана до 7%, гелия менее 0,035%.

По данным ступенчатой сепарации плотность сепарированной нефти составляет 858 кг/м ³ , газосодержание 50,88 м³ /т, объемный коэффициент 1,130.

Газ ступенчатой сепарации содержит метана 81,3%, этана 6,1%, пропана 6,7%, бутана 3%.

По углеводородному составу нефть горизонта БС-10 смешанного типа, с преобладанием метановых компонентов — 57,9%, нафтеновых -24,7%, ароматических-17,5%.

Таблица 1. Средние значения результатов анализов поверхностных проб нефти по пластам месторождения*

Горизонт (пласт)	К-во проб (к-во скв)	Плоность	вязкость при 20 0 С, мм2 /с	Выход фракций до 300 0 С, %	Содержание компонентов
					сера	парафин	смолы	асфальтены
Ю2	10(10)	889	45,94	38	1,60	2,89	7,45	1,89
Ю1	17(14)	860	12,84	48	0,88	2,57	5,75	1,79
БС10	7(7)	875	21,05	44	1,08	2,31	8,38	3,34

Добываемая газожидкостная смесь (ГЖС) по внутрипромысловым нефтепроводам ЦДНГ поступает на входную гребёнку.

С входной гребёнки, газожидкостная смесь, под давлением 0,3…0,4 МПа и температурой 40… 43 ⁰ С, предварительно смешанной с деэмульгатором, проходит через узел смешения и поступает на установку предварительного отбора газа (далее по тексту — «УПОГ-2»).

Давление в трубопроводе контролируется с помощью технического манометра и датчика давления Метран-100, установленного до задвижек №2,3 смесителя, и после задвижек №4,5 за смесителем.

На УПОГ-2 происходит частичный отбор попутного газа. Газ с УПОГ-2 через задвижку № 35 (Ду 300х16) поступает в сборный коллектор газа высокого давления Ду300мм и далее в газосепаратор ГС1/2. Давление 0,3…0,4 МПа в УПОГ-2 контролируется датчиком давления Метран-100 и техническим манометром.

После УПОГ-2, газожидкостная смесь, через выравниватели потоков (Ду 1020 мм), через задвижки №6,7,8 (Ду400х16) с давлением 0,3…0,4 МПа поступает на вход трёхфазных сепараторов-отстойников первой ступени С-21/1,2,3. В трехфазных сепараторах-отстойниках С-21/1,2,3 происходит отделение нефти от газа и воды.

Давление, 0,3…0,4 Мпа, в сепараторах С-21/1,2,3 контролируется с помощью датчиков давления Метран-100, а по месту — техническими манометрами. На сосуде установлены стальные пружинные предохранительные клапана (далее по тексту — «СППК») для защиты от неконтролируемого повышения давления. Текущий уровень в аппаратах регулируется с помощью клапанов регуляторов, К-7,8,9(уровень воды), К-10,11(уровень нефти), согласно показаниям уровнемера ДУУ-4М. Максимальный уровень и максимальный аварийный контролируется с помощью датчиков ДУУ-4М, ТБП 160/400. Минимальный уровень контролируется датчиком ДПУ5-0,9. Температура жидкости в пределах 25 ⁰ -45⁰ , контролируется датчиком температуры ТСМУ-274.

Конструктивно трехфазные сепараторы С-21/1,2,3 состоят из трех секции: входной секции, секции нефти и секции воды. ГЖС поступает во входную секцию, проходит через контактные устройства (кольца «Паля»), разделяется на нефть и воду. Нефть через сливную перегородку попадает в секцию нефти, где от нее отделяется газ высокого давления, а вода по водопропускным трубам поступает в секцию воды. Секция нефти отделена от секции воды глухой перегородкой. В секции воды происходит дополнительная очистка подтоварной воды от нефти. Отделенная нефть накапливается в верхней части секции воды («колпаке»), откуда сбрасывается через задвижки № 44, 47, 50 в дренажную ёмкость ДЕ-3. Отделившийся газ с давлением 0,3…0,4 МПа, через задвижки № 28, 29, 30, поступает в сборный коллектор газа высокого давления Ду 300 мм и далее в газосепаратор ГС 1/2.

Дегазированная и обезвоженная нефть, с давлением 0,3…0,4 МПа, из сепараторов С-21/1,2,3 выходит через задвижки №9,10,11, проходит через клапанную сборку, на которой установлены задвижки № 13,14 (Ду 200х16), №13а,14а (Ду 150х16) и байпасная задвижка мимо клапанной сборки № 12 (Ду300х16), и регулирующие клапана К-10,11, марки МЭОФ 100/25-0,25 (Ду 150х16 и Ду 80х16), с помощью которых происходит регулировка уровня нефти, в сепараторах-отстойниках С-21/1,2,3. Далее нефть собирается в общем коллекторе технологической установки диаметром Ду 400 мм., затем через задвижку № 203 на вход сепаратора первой ступени ДНС-3Р С-1/3, а через задвижку № 202 на вход сепаратора С-1/4. Давление в сепараторах С-1/3, С-1/4 0,07…0,22 МПа.

Давление в сепараторе С-1/3,1/4 контролируется с помощью датчика давления «Метран-100» , а по месту — техническими манометрами. На сосуде установлены СППК-4Р для защиты от неконтролируемого повышения давления, которые установлены на переключающем устройстве. Текущий уровень в аппарате контролируется с помощью уровнемера «Сапфир ДУ-22». Максимальный и минимальный уровень контролируется с помощью датчика «ЕС-13И».

Нефть из сепараторов С-1/3, 1/4 выходит через задвижки № 207,208 (Ду 200х16) и через задвижки № 211, 214, 215 поступает в сепаратор второй ступени С-2/2 с давлением 0,02…0,35 МПа, далее через задвижки № 217, 222, 225, 227, 229 направляется в насосную внешней перекачки на прием насосов Н-1, 2, 3 ,4. Контроль уровня в сепараторе С-2/2 осуществляется приборами «Сапфир- 2ДУ», L max и L min -EС-13И.

Нефть с выкида насосов Н-1, 2, 3, 4 , с давлением от 2,7-3,35 МПа, через задвижки №230, 231, 232, 233 проходит оперативный узел учета нефти, состоящий из 3-х измерительных линий. На линиях установлены массовые расходомеры фирмы «FISHER-ROSEMOUNT» марки CMF-300, позволяющие осуществлять количественный учет объема перекачиваемой жидкости с выводом показаний на АРМ в операторной УПСВ ДНС-3.

Нефть проходит через задвижки № 243, 244, 245 (1линия), № 240, 241, 242 (2 линия), № 237, 238, 239 (3 линия) (резерв), далее через задвижку № 247 и № 37, 38, 39(байпасная) и клапан регулятор К-6 направляется в напорный нефтепровод ДНС-3 — ЦППН.

При аварии на напорном нефтепроводе ДНС — ЦППН, а также при ограничении приема нефти на ЦППН, имеется возможность направлять обезвоженную нефть в резервуары РВС № 1, 2 (5000 м ³ ), через задвижки № 219, РК-4, 221, 220(байпасная), 248, 64, 65, 73, 72, 69. РВС-№ 3(2000 м³ ) находится в консервации. Откачка нефти из РВС-1,2 возможна: на прием насосов Н-1, 2, 3, 4, через задвижки № 70, 75, 249, либо через задвижки №71, 76, 77 на ДЕ-5. С ДЕ-5 насосом НВ-50/50, через задвижки № 74, 67, 249, нефть откачивается на прием насосов Н-1, 2, 3, 4.

Давление на выкиде насосов контролируется с помощью датчиков давления «Метран-100». Температура подшипников насосных агрегатов определяется с помощью датчиков температуры ТСМУ Метран-274. Сила тока на электродвигателе определяется с помощью амперметра Омь-4.04 0 — 5А.

С помощью клапана — регулятора К-6 регулируется уровень в сепараторе 2-ой ступени С-2/2.

Для определения возможных аварийных ситуаций, связанных с пожарами и взрывами. на территории ДНС-2, проанализированы аварии, имевшие место на аналогичных объектах с учетом специфики ДНС-2.

Под безопасность объекта понимается его свойство при нормальном эксплуатации и в случае аварий ограничивать техногенное воздействие на персонал и окружающие объекты установленными пределами.

Исходя из позиции безопасности и работоспособности объекта, выделяют следующие ситуации:

• нормальная эксплуатация;
• нарушение нормальной эксплуатации;
• проектная авария;
• запроектная авария.

Нормальные условия эксплуатации проектным режимам, предусмотренным плановым регламентом работы объекта.

Нарушение нормальных условий эксплуатации вызывается любым отклонением от планового регламента работы, которое требует остановки объекта для ликвидации этого отклонения, но не связано с необходимостью введения в действие имеющихся систем аварийного обеспечения безопасности.

Проектноя аварийная ситуация соответсвует такому нарушению нормальных условии эксплуатации, которое помимо остановки объекта требует введение в действие имеющихся аварийных систем, призваных обеспечить безопасность объекта, т.е. последствия такой аварии ограничены установленными для них приделами.

Запроектная аварийная ситуация соответствует такому нарушению нормальных условий эксплуатации, для которого проектом не предусматривается технические меры, обеспечивающие безопасность объекта. Для уменьшения последствий применяются методы управления такими авариями и/или реализуются планы мероприятий по защите персонала и оборудования.

При определения перечня аварийных ситуаций рассматриваются только те ситуации, при реализации которых возникает опасность для людей, находящихся в зоне поражения и сопутствующими проявлениями опасных факторов пожара.

Условием возникновения горения является одновременное присутствие в определенной точке пространства горючей среды и источника инициирования процесса горения.

Наиболее вероятными событиями, которые могут являться причинами пожароопасных ситуаций на объекте, являются:

• выход параметров технологических процессов за критические значения, который вызван нарушением технологического регламента;
• разгерметизация технологического оборудования, вызванная механическим (влияния повышенного или пониженного давления), температурным, агрессивным химическим воздействиями;
• механическое повреждение оборудования в результате ошибок работника, некачественного проведения ремонтных или регламентирующих работ.

Нарушение прочности оборудования и трубопроводов может быть вызвано заводскими дефектами труб, и оборудования, дефектами монтажными и сварочными работ, физическим износом, коррозионными процессами.

Внешние механические повреждения оборудования и трубопроводов возможны вследствие транспортных аварий, проведения погрузо-разгрузочных работ, воздействия на трубопроводы и оборудование поражающих факторов техногенных аварий на соседних объектах и технологических узлах.

В большинстве случаев, данные аварии являются следствием недостаточной квалификации персонала, несоблюдение правил технической безопасности, отсутствия контроля со стороны лиц, ответственных за проведение работ.

В перечне пожароопасных ситуаций применительно к каждому участку, технологической установке, выделяются группы пожароопасных ситуаций, которым соответствуют одинаковые модели процессов возникновения и развития. В соответствии с вышеуказанным, объекты разделены на участки (таблица № 6).

Таблица 2. Перечень участков.*

Обозначение	Наименование	Количество	Характеристика
Участок 1. Сепараторы
С-1	Сепаратор первой ступени	1	V=100 мі, Р раб =0,45 МПа
С-2/1	Сепаратор второй ступени	1	V=100 мі, Р раб =0,45 МПа
С-2/2	Сепаратор второй ступени	1	V=100 мі, Р раб =0,45 Мпа
ГС	Газосепаратор	1	V=100 мі, Р раб = 0,45 МПа
Участок 2. Резервуар
РВС-5000	Резервуар-отстойник	1	V=5000 мі, содержание пластовой воды — 933 мі, содержание нефти 497 тн. Максимальный доступный взлив — 10,2 м.
Участок 3. Насосная нефти
	Насосная внешней перекачки	1
Участок 4. Нефтепровод напорный
	Нефтепровод	1	D=325х8 мм, L=9564 м, P=0,42 МПа

*Технический регламент.

2.1 Основные причины, приводящие к авариям на установке

К основным причинам, которые могут повлечь за собой аварии и несчастные случаи, относятся:

• нарушение норм технологического режима работы установки;
• неисправности контрольно-измерительных приборов и средств автоматизации, регулирующих параметры технологического процесса;
• неисправность, неправильная эксплуатация предохранительных, дыхательных клапанов;
• нарушение герметичности сосудов, трубопроводов, фланцевых соединений и сальниковых уплотнений;
• неисправность вентиляционных установок в насосных блоках;
• нарушение инструкций по технике безопасности, противопожарной безопасности и промсанитарии.

Таблица 3. Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика производственных зданий, помещений и наружных установок*

№ п/п	Наименование производственных зданий, помещений, наружных установок	Категория взрывопожарной и пожарной опасности зданий и помещений	Классификация зон внутри и вне помещений для выбора и установки электрооборудования	Группа производственных процессов по санитарной характеристике
			Класс взрывоопасной или пожароопасной зоны	Категория и группа взрывопожароопасных смесей
1	Насосная перекачки нефти (НВП)	А	2	II-Т3	1а
2	Узел учета нефти ( УУН)	А	2	II-Т3	1а
3	Площадка сепарации (С-1/1-4)	Ан	2	II-Т3	2г
4	Площадка сепарации (С-21/1,2,3)	Ан	2	IIА-Т3	2г
5	Площадка подземных емкостей	Ан	2	II-ТЗ	2г
6	Резервуарный парк РВС-5000 №1,2	Ан	1	II-T3	2г
7	Факельное хозяйство (ФНД, ФВД)	Ан	2	2А-Т1	2б
8	Блок реагента БДР	А	1	II-Т3	1а
9	Насосная пожаротушения	Д	—	—	1а

* Технологический регламент

2.2 Основные требования пожарной безопасности производства нефти и нефтепродуктов

Нефть и нефтепродукты характеризуются высокой взрывопожароопасностью, токсичностью. Неправильное выполнение технологических операций может послужить причиной образования горючей и взрывоопасной среды, привести к аварии с несчастными случаями.

К работам на установке допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие в установленном порядке медосмотр, обучение и инструктаж. После прохождения стажировки на рабочем месте обслуживающий персонал допускается к самостоятельной работе.

Технологические процессы должны проводиться в соответствии с регламентами правилами технической эксплуатации и другими нормативно-техническими документами. Плановый ремонт и профилактический осмотр оборудования должны проводиться в установленные сроки и при выполнении мер пожарной безопасности, предусмотренных соответствующей технической документацией.

Огнепреградители, системы защиты от статического электричества установленные на технологическом оборудовании, должны быть исправны и содержатся в рабочем состоянии.

Разогрев застывшего продукта, ледяных, кристаллогидратных и других пробок в трубопроводах следует производить горячей водой, паром или другими безопасными способами. Применение открытого огня для этих целей недопустимо.

Отбор проб ЛВЖ и ГЖ из резервуаров (емкостей) и замер уровня следует производить в светлое время суток. Выполнять указанные операции во время грозы, а также во время закачки или откачки продукта не разрешается. Не допускается подача таких жидкостей в резервуары (емкости) «падающей струей» скорость наполнения и опорожнения резервуара не должна превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных клапанов.

Использование для проживания производственных, складских помещений на территории УПСВ не допускается.

Через производственные и складские помещения не должны прокладываться транзитные кабельные линии, а также трубопроводы для транспортирования ЛВЖ, ГЖ и горючих материалов.

При ремонтных работах, технических обслуживаньях, капитальных ремонтах применять инструмент, изготовленный из искробезопасных материалов или во взрывобезопасном исполнении. Оставлять смазочные материалы у работающего оборудования не допускается.

Стены, потолки, пол, конструкции и оборудование помещений, где имеются выделения горючих веществ и т.д. должны подвергаться систематической уборке.

Подача ЛВЖ, ГЖ и ГГ к рабочим местам должна осуществляться централизованно. Допускается небольшое количество доставлять к рабочему месту в специальной безопасной таре.

Необходимо регулярно проверять исправность огнепреградителей. Не разрешается эксплуатация насосов при нагревании подшипников свыше +70 ^о С.

Оборудование и механизмы, а также пол и стены, при попадании на них жидкости, необходимо немедленно очищать и промывать моющим составом.

Газоопасные, огневые и работы повышенной опасности должны проводиться только по наряду в соответствии с регламентами разработанные предприятием.

Не разрешается при проведении реконструкции или ремонта применять кабели с горючей полиэтиленовой изоляцией. При осмотре и проверке запорной арматуры и трубопроводов, при обнаружении подтеков необходимо немедленно их устранять.

2.3 Дополнительные требования пожарной безопасности производства

Одним из способов предупреждения пожаров является строгое соблюдение правил пожарной безопасности. Противопожарные мероприятия должны обеспечить безаварийную работу установки.

Возможность ликвидации пожара в начальной стадии его возникновения имеющимися на установке первичными средствами пожаротушения обеспечивается наличием подъездных путей и дорог,

подъездов пожарной техники к объектам и возможности подключения ее к сети пожарного водоснабжения.

Для безопасного в пожарном отношении режима работы необходимо:

• Строго соблюдать требования технологического режима и инструкции;
• Курить только в специально отведенных местах;
• Не допускать на территорию установки посторонних лиц;
• Автотранспорт, находящийся на территории установки должен быть оборудован искрогасителями;
• Не загромождать проходы, входы и выходы с установки;
• Иметь необходимые первичные средства пожаротушения, содержать их в исправном состоянии, использовать их только по назначению;
• Основные работы проводить в специально отведенных местах;
• Содержать в исправном состоянии средства сигнализации загазованности на объектах установки;
• Содержать в исправном состоянии средства сигнализации о пожаре на объектах установки;
• Содержать в исправном состоянии систему производственных канализационных устройств;
• Содержать в исправном состоянии вентиляционные установки.

2.4 Средства защиты от возможных возгораний. Пожарная сигнализация. Первичные средства пожаротушения

Взрывопожароопасные и пожароопасные помещения оборудованы автоматической пожарной сигнализацией.

Прибор приёмно-контрольный пожарной сигнализации «Яхонт 16-И» размещается в помещении операторной ДНС-3,3р. Взрывопожарные помещения оснащены тепловыми извещателями ИП 101-7Е с маркировкой взрывозащиты 1ЕxiaIIBT6, пожароопасные — дымовыми ИП212-46.

Для наружных установок используются ручные извещатели ИП535.

Объект оснащён речевым оповещением людей при пожаре. Оборудование радиоузла «interM» размещается в операторной. На территории размещены всепогодные громкоговорители. Оборудование речевого оповещения может быть использовано для громкой связи и передачи сообщений ГО и ЧС.

Для размещения первичных средств пожаротушения, немеханизированного инструмента и пожарного инвентаря на территории УПСВ на наружных технологических установках оборудованы пожарные щиты.

Количество и тип пожарных щитов выбраны в соответствии с ПП РФ №390 «Правила пожарной безопасности в Российской федерации».

Ящик с песком устанавливают рядом со щитами, запас песка в ящиках должен быть не менее 0,5 м ³ . Противопожарные полотна, размерами 2х2 м, должны храниться в водонепроницаемых чехлах, позволяющих быстро применить эти средства в случае пожара.

Наименование объекта, помещения	Площадь, м 2	Класс взрыво- и пожароопасной зоны	Тип щита/количество щитов, шт.
Блока дозирования реагента	42	1	ЩП-В/1 — 1 шт.
Площадка сепарации (С-21/1,2,3)	800	2	ЩП-В/1 — 4 шт.
Насосная перекачки нефти	150	2	ЩП-В/1 — 1шт.
Операторная	130	—	Огнетушитель ОП-8 — 2шт

* Технологический регламент

Таблица 5. Перечень оснащения ЩП-В/1 немеханизированным инструментом, инвентарём*

Наименование	Количество
Огнетушитель ОП-10	1
Лом	1
Ведро	1
Лопата штыковая	1
Лопата совковая	1
Полотно противопожарное	1
Ящик с песком	1

*Технологический регламент

3. Разработка технических решений по повышению уровня пожарной безопасности технологических процессов

Пожарная опасность хранения нефти и нефтепродуктов определяется возможностью образования горючей концентрации внутри и снаружи емкостной аппаратуры. Опасность образования горючей среды внутри аппаратов, в том числе и мелкой тары при неподвижном уровне жидкости, можно характеризовать температурными условиями хранения. Для аппаратов наземного хранения, которые летом могут подвергаться длительному тепловому воздействию солнечной радиации, концентрация насыщения будет определяться ни температурой хранимой жидкости, а температурой поверхностного слоя.

Наиболее характерной причиной повреждения резервуаров со стационарной крышей может быть образование повышенного давления или вакуума при нарушении режима работы дыхательных устройств, главным образом зимой вследствие примерзания тарелок дыхательных клапанов или оледенения кассет огнепреградителя. Снижение пропускной способности дыхательных клапанов при интенсивном наполнении может вызвать резкое увеличение давления и, как следствие, — полное разрушение резервуара. Чаще все же происходят локальные повреждения резервуаров, например, подрыв крыши в стыке ее со стенками (при росте давления) или смятие верхних поясов резервуара выше уровня жидкости (при вакууме).

Возникновение пожара в резервуаре зависит от следующих факторов: наличия источника зажигания, свойств горючей жидкости, конструктивных особенностей резервуара, наличия взрывоопасных концентраций внутри и снаружи резервуара. Пожар в резервуаре в большинстве случаев начинается со взрыва паровоздушной смеси.

На образование взрывоопасных концентраций внутри резервуаров оказывают существенное влияние физико-химические свойства хранимых нефти и нефтепродуктов, конструкция резервуара, технологические режимы эксплуатации, а также климатические и метеорологические условия.

Взрыв в резервуаре приводит к подрыву (реже срыву) крыши с последующим горением на всей поверхности горючей жидкости. При этом, даже в начальной стадии, горение нефти и нефтепродуктов в резервуаре может сопровождаться мощным тепловым излучением в окружающую среду, а высота светящейся части пламени составлять 1—2 диаметра горящего резервуара. Отклонение факела пламени от вертикальной оси при скорости ветра около 4 м с ^-1 составляет 60—70°.

Факельное горение может возникнуть на дыхательной арматуре, местах соединения пенных камер со стенками резервуара, (рис.5) других отверстиях или трещинах крыше или стенке резервуара при концентрации паров нефтепродукта в резервуаре выше верхнего концентрационного предела распространения пламени (ВКПРП).

Если при факельном горении наблюдается черный дым и красное пламя , то это свидетельствует о высокой концентрации паров горючего в объеме резервуара, и опасность взрыва незначительная. Сине-зеленое факельное горение без дымообразования свидетельствует о том, что концентрация паров продукта в резервуаре близка к области воспламенения и существует реальная опасность взрыва.

Дальнейшее развитие пожара зависит от места его возникновения, размеров начального очага горения, устойчивости конструкций резервуара, климатических и метеорологических условий, оперативности действий персонала объекта, работы систем противопожарной защиты, времени прибытия пожарных подразделений.

При горении жидкости на верхнем уровне взлива возможен перелив вспенившейся массы через борт резервуара, что создает угрозу людям, увеличивает опасность деформации стенок горящего резервуара и перехода огня на соседние резервуары и сооружения.

Выброс нефти из горящего резервуара происходит при достижении поверхности слоя донной (подтоварной) воды гомотермическим (прогретым) слоем горючей жидкости. Этот слой, соприкасаясь с водой, нагревает ее до температуры значительно большей, чем температура кипения. При этом происходит бурное вскипание воды с выделением большого количества пара, который выбрасывает находящуюся над слоем воды горящую жидкость за пределы резервуара.

Обычно выбросу предшествуют внешние признаки — усиление горения, изменение цвета пламени, усиление шума при горении, могут также наблюдаться отдельные потрескивания (хлопки), вибрация верхних поясов стенки резервуара. Как правило, выброс носит пульсирующий характер, причем интенсивность его, т. е. увеличение высоты и объема факела пламени, нарастает в самом процессе выброса. Толщина слоя донной (подтоварной) воды, как правило, на мощность выброса влияния не оказывает.

3.1 Степень угрозы жизни и здоровья людям

На угрозу жизни и здоровья людей будут действовать следующие факторы:

• пламя, искры
• большое тепловое воздействие
• сильное задымление
• повышенная концентрация токсичных продуктов горения и термического разложения
• пониженная концентрация кислорода
• большое количество газовоздушной и токсичной смеси в воздухе
• обрушение и разлет конструкций на большие расстояния
• паника

Возможные зоны задымления

Горение ЛВЖ и ГЖ способствует быстрому и плотному распространению дыма по всему объекту.

Параметры возможной зоны теплового воздействия

Зона теплового воздействия будет примыкать к зоне горения, а также проходить на путях движения разогретых газовых потоков и продуктов горения.

Возможные параметры пожара

Площадь пожара может быть различной от 500м ² при горении в РВС так и 3500м² если произойдет розлив ГЖ. При несвоевременном принятии мер по тушению пожара произойдет распространение пожара по всему объекту.

3.2 Расчет интенсивности теплового излучения пролива легковоспламеняющейся жидкости (нефти) из РВС при возникновении пожара

При горении жидкости на верхнем уровне взлива возможен перелив вспенившейся массы через борт резервуара, что создает угрозу людям, увеличивает опасность деформации стенок горящего резервуара и перехода огня на соседние резервуары и сооружения.

приложения В

Рис 1. Схема установки пожаротушения вертикального стального резервуара с понтоном для хранения нефтепродукта объемом 5000 мі и более с узлами для подключения передвижной пожарной техники.

Расчет:

1.Определяем эффективный диаметр пролива d (м) по формуле (В.1):

S=400м ²

, (В.1).

где S — площадь пролива, м²

2. Находим высоту пламени по формуле (В.2), принимая

т = 0,04 кг/(м² ·с), g = 9,81 м/с² и _в = 1,2 кг/м³ :

, (В.2)

где т — удельная массовая скорость выгорания топлива, кг/(м² ·с);

_в — плотность окружающего воздуха, кг/м³ ;

g — ускорение свободного падения, м/с² .

3. Находим угловой коэффициент облученности F _q по формулам (В. 3 ) — (В. 9 ) , принимая r = 50 м:

, (В.3) где

, (В.4)

где (В.5)

S ₁ = 2r/d , (В.6)

где r — расстояние от геометрического центра пролива до облучаемого объекта.

h = 2H/d; (B.7)

h = 2

• 22,9/22,6 = 2,03

S ₁ = 2

• 50/22,6= 4,42,

A = (2,03² + 4,42² + 1)/(2

• 4,42) = 2,7,

,(В.8)

где B = (1 + S ² )/(2S ), (В.9)

B = (1 + 4,42² )/(2

• 4,42) = 2,3,

4.Определяем коэффициент пропускания атмосферы по формуле (В.10)

= exp [-7,0·10 ^-4 (r — 0,5d )].(В.10)

= exp [-7,0·10 ^-4 (50 — 0,5

• 22,6)] = 0,973

5.Находим интенсивность теплового излучения q по формуле (B.11), принимая Е _f = 10кВт/м² в соответствии с таблицей (B.11):

q = E _f F _q , (B.11)

E _f — среднеповерхностная плотность теплового излучения пламени, кВт/м² ;

F _q — угловой коэффициент облученности;

• коэффициент пропускания атмосферы

3.3 Разработка мероприятии по улучшению пожаро- взрывобезопасности на объекте

С целью предупреждения возникновения аварийных ситуаций и пожаров, снижения риска поражения людей на объекте проводятся следующие мероприятия:

• все работы проводятся в соответствии с правилами проведения технологических процессов, охраны труда, техники безопасности и противопожарных норм в соответствии с рабочими инструкциями;
• выполнение мер пожарной безопасности согласно ПП РФ № 390 «Постановление правительства Российской Федерации»;
• планово-предупредительное техническое обслуживание и ремонт технологического оборудования, резервуаров, запорной арматуры;
• периодический контроль за состоянием технологического оборудования;
• периодической контроль исправности противоаварийных устройств;
• плановая проверка средств пожаротушения и индивидуальных средств защиты;
• периодический контроль (весной, осенью) резервуаров на предмет возникновения проливов бензина из-за нарушения герметичности резервуаров;
• по охране территории предприятия, склада ГСМ и антитерроризму.

С целью повышения противоаварийной устойчивости склада и готовности к локализации и ликвидации аварий необходимо проведение следующих мероприятий:

• проведение на складе ГСМ обучения персонала склада действиям при ЧС согласно программы, утвержденной начальником Главного материального склада СП СКжд;
• оборудования в районе наливной автомобильной эстакады отбортовки для предотвращения разлива бензина на большой площади;
• оборудования в районе наливной автомобильной эстакады подземной емкости, для сбора разлившегося бензина;

Заключение

При рассмотрении вопроса обеспечения пожарной безопасности технологического процесса производства нефтепереработки были рассмотрены следующие вопросы: характеристика производства и веществ, обращающихся в производстве, пожарная опасность технологического процесса, анализ наступления опасных факторов пожара и взрыва, предложение системы пожарной безопасности для предотвращения возникновения пожара.

В результате анализа возможности образования горючей среды было установлено, что внутри аппарата образование взрывоопасной смеси (ГС) происходить не будет в связи с тем, что рабочая температура не лежит в пределах распространении пламени. Данное условие полностью соответствует безопасной эксплуатации установки в нормальном режиме работы. При аварийном режиме работы ГС образуется, поэтому необходимо обеспечить мероприятия, способствующие исключению образования источников зажигания в горючей среды (внутри помещения при аварии).

По результатам анализа процесса производства были предложены мероприятия по обеспечению пожарной безопасности технологического процесса. Данные мероприятия включают в себя: систему предотвращения пожара (исключение образования горючей среды, исключение источников зажигания в горючей среде), систему противопожарной защиты (первичные средства тушения, автоматические установки пожаротушения и пожарной сигнализации), организационно — технические мероприятия (снижение последствий теплового воздействия на производственное оборудование и строительные конструкции).

Курсовая работа позволила определить степень пожарной опасности технологического процесса, предложить мероприятия направленные на предотвращение и снижение последствий от возможной аварии.

Список литературы

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/obespechenie-pojarnoy-bezopasnosti-tehnologicheskogo-oborudovaniya/

1. ПП РФ №390. (http://base.garant.ru/70170244/)

2. СниП 2.11.03.-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы».

3. CП 3.13130.2009. Системы оповещения и управления эвакуацией людей при пожаре.

4. ГОСТ Р 12.3.047-2012. ССБТ. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля. (http://docs.cntd.ru/document/1200103505)

5. СНиП 2.11.03-93 «Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы». (http://www.vashdom.ru/snip/21103-93)

6. Схема установки пожаротушения от передвижной пожарной техники вертикального стального резервуара для хранения нефтепродукта объемом менее 5000 мі (http://www.pnx-spb.ru/index.php?page=dpn)

7. Федеральный закон от 22.07.2008 № 123-ФЗ (ред. от 13.07.2015) «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» (http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_78699/)

8. Федеральный закон от 21 декабря 1994 № 69 «О пожарной безопасности» (http://base.consultant.ru/cons/cgi/online.cgi?req=doc;base=LAW;n=189717)

9. Пожаровзрывобезопасность веществ и материалов и средства их тушения» Корольченко А.Я. Москва ассоциация «Пожнаука» 2000г.

10. «Показатели пожарной опасности вещества. Анализ и предсказание».

Приложение

Таблица № 1. Показатели веществ по взрывопожарной и пожарной опасности

Наименование показателя	Нефть	Нефтяной газ (по метану)	Газовый конденсат
Группа горючести	ЛВЖ	ГГ	ЛВЖ
Температура вспышки, °С	-18	—	— 2
Температура самовоспламенения, °С	220…350	535	380
Концентрационные пределы распространения пламени: Нижний, % об. Верхний, % об.	1,26 6,5	5,28 16,5	1,0 6,0
Удельная теплота сгорания низшая, кДж/кг	44200	51100	42900
Безопасный экспериментальный зазор	>0.97	>0.91	—
Удельная скорость выгорания, кг/(мІ*с)	0,024	—	—
Выделение токсичных продуктов горения с единицы массы горючего, кг/кг СО? СО НСl	3,104 0,161 0,000	—	—
Коэффициент дымообразования, мІ/кг	438	—	—
Максимальное давление взрыв, кПа	—	706	—
Минимальная энергия зажигания, мДж	—	0,28	—
Нормальная скорость распространения пламени, м/с	—	0,338	—
Потребление кислорода на единицу массы горючего, килограмма на килограмм	3,24	—	—
Скорость нарастания давления взрыва Мпа/с	—	18	—

В качестве информационных источников использовала следующая литература:

1. «Пожаровзрывобезопасность веществ и материалов и средства их тушения» Корольченко А.Я. Москва ассоциация «Пожнаука» 2000г.

2. «Показатели пожарной опасности вещества. Анализ и предсказание». Монахов В.Т. Москва 2000г.

Таблица 2. Нормы технологического режима работы установки.*

№ п/п	Наименование стадий процесса, аппараты, показатели режима	Номер позиции прибора на схеме	Единица измерения	Допускаемые пределы технологических параметров	Требуемый класс точности измерительных приборов по ГОСТ 8.401-80	Примечание
1.	Установка предварительного отбора газа (УПОГ-2): — давление	PТ 1.23а	МПа	0,3 — 0,4	2,5
2.	Трёхфазный сепаратор отстойник С-21/1,2,3: (I ступень сепарации) — температура — давление — уровень в камере раздела фаз — уровень в нефтяной камере — уровень в водяной камере	TT1-5.1-3 PТ 4-15.1-3 LТ 1-20.1-3 LТ 1-22.1-3 LТ 4-20.1-3	0 С МПа % % %	25 — 45 0,3 — 0,4 45-70 20-80 40-60	1,5 1,5 1,5 1,5 1,5
3.	Сепаратор нефтегазовый С-1/3,4: — давление — уровень жидкости	PТ1.6а,1.7а LТ1.2а,1.3а	МПа %	0,07- 0,22 20-70	1,5 1,5
4.	Сепаратор нефтегазовый С-2/2: (II ступень сепарации) — давление — уровень жидкости	PТ1.8а LТ1.4а	МПа %	0,02 — 0,35 30-70	1,5 1,5
5.	Газосепаратор нефтегазовый ГС-1/2: — давление	PТ 1.5а	МПа	0,25 — 0,35	1,5
6.	Емкость дренажная ДЕ-1-7 — уровень жидкости	LТ 6.3а,8а,13а, 18а,23а,28а,33а	%	5-85	1,5
7.	Насосная внешней перекачки, насос Н-1-4: — температура подшипников — давление на выкиде — давление на приеме электродвигатель: — температура подшипников — перепад давления на фильтре	ТT 2.3а,11а,17а.23а РТ 2.6а,14а,20а,26а РТ 3.6а,34а,30а,36а ТT 2.1а,9а,15а,21а	0 С МПа МПа 0 С МПа	до 70 до 3,25 0,03-0,7 до 70 до 0,1	1,5 1,5 1,5 1,5 1,5
8	Резервуар вертикальный стальной РВС-1 (5000 м 3 ) — уровень взлива РВС-2 (5000 м 3 ) — уровень взлива РВС-3 (2000 м 3 ) — уровень взлива	LТ 4.1а,4.2а,4.3а LТ 4.4а,4.5а,4.6а LТ 4.7а,4.8а,4.9а	мм мм мм	0-10000	1,5
9.	Узел сепарации газа (УСГ) — давление	PI 7	МПа	0,2 — 0,30	2,5
10	Полу погружные насосы ; — давление на вых. насоса ДЕ-1 — давление на вых. насоса ДЕ-2 — давление на вых. насоса ДЕ-3 — давление на вых. насоса ДЕ-4 — давление на вых. насоса ДЕ-5 — давление на вых. насоса ДЕ-6 — давление на вых. насоса ДЕ-7	PТ 6.4а, PТ 6.9а, PТ 14а, PТ 19а, PТ 24а, PТ 29а, PТ 34а	МПа МПа МПа МПа МПа МПа МПа	0,25 — 0,5 0,25 — 0,5 0,25 — 0,5 0,4 — 0,8 0,18 — 0,38 1,0 — 1,25 1,0 — 1,25	0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5
11	Узел учета нефти — расход — давление после УУН — перепад давления на фильтре	FT 3.1-3 PТ 3.5а,7а,9а	т/час МПа МПа	50-250 1,1-2,8 до 0,1	1,0 1,0 1,5
12	Узел учета воды — расход	FT 1..3-40	м 3 /час	90-1500	1,0
13	Узел учета газа — расход газа на КС — расход газа на ФНД — расход газа на ФВД — расход газа на запальник — расход газа на котельную	FT 5.7а FT 5.1а FT 5.4а FT 5.10а FT 5.13а	м 3 /час м 3 /час м 3 /час м 3 /час м 3 /час	0 — 8000 0 — 5000 0 — 8000 0 — 400 0 — 400	1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
14	УПТГ — уровень жидкости	LТ 1.1а	%	0-80	1,5

*Технический регламент

Таблица 3. Взрывоопасные, токсические свойства сырья, полупродуктов, готовой продукции и отходов производства.

№	Наименование сырья, полупродуктов, готовой продукции, отходов производства	Агрегатное состояние	Класс опасности	Температура, С 0	Концентрационный предел	Характеристика токсичности (воздействие на организм)	Предельно допустимая концентрация веществ в воздухе рабочей зоны производственных помещений
				вспышки	воспламенения	самовоспламенения	нижний предел, %	верхний предел, %
1	Попутный нефтяной газ: углеводороды алифатические предельные С 1 — С5	Газ	IV			356	6,0	13,5	В больших дозах вызывает наркотическое действие. Экземудерматит	300
2	Нефть	Жидкость	III	-21		260-310	—	—	Аллергено-кожно-резорбтивный, резко выражен. действие на слизистую глаз	10
3	Этан Пропан Бутан	Газ	IV IV IV	—- -96 -69		515 470 405	2,9 2,3