Пожарная безопасность технологических процессов / Goryachev - PB Tekhnologicheskikh processov 2020

Пожарная безопасность технологий приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов

Склады нефти и нефтепродуктов (СНН) в зависимости от их общей вместимости и максимального объема одного резервуара подразделяются на категории (табл. 23.1).

На СНН производятся операции приема, хранения, выдачи, перекачки и фасовки нефти и нефтепродуктов, а также вспомогательные операции: очистка, обезвоживание, подогрев, смешение, регенерация. В состав СНН входят насосные станции, системы трубопроводов, сливоналивные устройства, системы подогрева нефти и нефтепродуктов, места хранения нефтепродуктов в таре и другие объекты.

23.2.2. Резервуарные парки и резервуары для нефти и нефтепродуктов

Резервуарный парк – основная и наиболее пожаровзрывоопасная часть СНН, представляющая собой группу (группы) резервуаров, предназначенных дляхранениянефтиинефтепродуктовиразмещенныхнатерритории,ограниченной по периметру обвалованием или ограждающей стенкой при наземных резервуарах и дорогами или противопожарными проездами – при подземных (заглубленныхвгрунтилиобсыпанныхгрунтом)резервуарах,установленных в котлованах или выемках.

Противопожарные расстояния от зданий и сооружений на территориях СНН до граничащих с ними объектов защиты регламентируются требованиями Федерального закона Российской Федерации № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» (табл. 12 Приложения) в зависимости от категории склада.

Сводом правил СП 155.13130.2014 «Склады нефти и нефтепродуктов. Требования пожарной безопасности» установлены требования к генеральным планам, резервуарным паркам, расходным складам нефтепродуктов предприятий и ряду других объектов складов, а также к системам противопожарной защиты.

Резервуар (хранилище) – емкость, предназначенная для приема, хранения, учета и выдачи нефти и нефтепродуктов. Резервуары бывают подземные (заглубленные в грунт или обсыпанные грунтом – подземное хранение), если наивысший уровень жидкости в резервуаре ниже не менее чем на 0,2 м

411

Пожарная безопасность технологических процессов

низшей планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах 3 м от стенки резервуара), и наземные (наземное хранение), если они не удовлетворяют указанным выше условиям.

При резервуарном хранении нефти и нефтепродуктов используются стальные и железобетонные резервуары. В зависимости от формы стальные резервуары могут быть цилиндрическими, шаровыми и каплевидными.

По конструктивным особенностям вертикальные цилиндрические резервуары подразделяются на:

–  резервуары со стационарной крышей без понтона (РВС); –  резервуары со стационарной крышей с понтоном (РВСП); –  резервуары с плавающей крышей (РВСПК).

Типы резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов принимают в соответствии с ГОСТ 31385-2016 «Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия» и ГОСТ 1510-84 «Нефть и нефтепродукты. Маркировка, упаковка, транспортирование и хранение».

Дляпродуктовстемпературойвспышкивзакрытомтигленевыше55 °C (нефть, бензин, дизельное топливо для дизелей общего назначения и стабильный газовый конденсат) и давлением насыщенных паров (при температуре хранения продукта) от 26,6 кПа до 93,3 кПа применяются резервуары РВСП и РВСПК, а также резервуары РВС, оборудованные устройством газовой обвязки и установкой улавливания легких фракций.

Дляпродуктовстемпературойвспышкисвыше55 °C(отдельныевиды нефти, дизельное топливо для тепловозных и судовых дизелей и газовых турбин, мазуты, масла и др.) и давлением насыщенных паров менее 26,6 кПа применяются РВС без устройства газовой обвязки и установки улавливания легких фракций.

Дляхранениянефтиимазутачастоиспользуютсяпрямоугольныезаглубленные железобетонные резервуары (подземное хранение). Нефть и бензин можно хранить в РВС без газовой обвязки на предприятиях длительного хранения. Застывающие нефтепродукты хранят в резервуарах, оборудованных стационарными или переносными средствами обогрева.

Наибольшее распространение для хранения нефти и нефтепродуктов получили наземные стальные вертикальные резервуары (рис. 23.4 и 23.5).

В зависимости от типа резервуара и вида хранимой жидкости на его крыше устанавливают следующие устройства:

–  дыхательные и предохранительные клапаны с огнепреградителями на стационарной крыше для хранения нефти и нефтепродуктов (кроме дизельного топлива и керосина);

–  вентиляционный патрубок с огнепреградителем на стационарной крыше для хранения дизельного топлива и керосина;

412

Пожарная безопасность технологий приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов

–  вентиляционный патрубок на стационарной крыше для хранения темных нефтепродуктов и масел;

–  вентиляционный патрубок с огнепреградителем на крыше резервуара с понтоном;

–  дыхательный клапан с огнепреградителем на плавающей крыше.

Рис. 23.4. Общий вид РВС-3000 номинальным объемом 3 000 м3: 1 – шахтная лестница; 2 – ограждение площадки обслуживания;

3 – пробоотборник; 4 – клапан дыхательный; 5 – клапан предохранительный; 6 – люк замерный; 7 – коническая крыша; 8 – люки световые;

9 – корпус; 10 – задвижки; 11 – днище; 12 – основание; 13 – люк-лаз

Рис. 23.5. Схема резервуара с плавающей крышей типа РВСПК:

1 – люк-лаз; 2 – корпус; 3 – ветровое кольцо; 4 – огнепреградитель; 5 – жидкость; 6 – путь катучей лестницы; 7 – катучая лестница; 8 – плавающая крыша;

9 – люки в плавающей крыше; 10 – переход и площадка; 11 – кольцевая лестница; 12 – направляющие стойки; 13 – патрубки;

14 – опорные стойки; 15 – днище; 16 – система водоспуска

413

Пожарная безопасность технологических процессов

Резервуары в резервуарных парках размещают группами. Минимальные расстояния между стенками резервуаров, располагаемых в одной группе, приведены в табл. 23.2.

Примечание. Расстояние между резервуарами разных типов, размеров и объемов принимают наибольшим из значений, установленных в таблице для этих резервуаров; D – наружный диаметр резервуара;tвсп – температура вспышки в закрытом тигле.

Одним из определяющих параметров металлических резервуаров является его номинальный объем, т. е. условная величина объема, принятая для идентификации требований норм к конструкции резервуаров, вместимости складов, компоновке резервуарных парков, а также для определения видов установок и средств пожаротушения.

Номинальные объемы РВС и РВСП составляют 100–120 000 м3, РВСПК –1 000–120 000 м3. Диаметры резервуаров изменяются в диапазоне от

4,73 (РВС-100) до 95,4 м (РВС-120 000), а высота – от 6,0 до 18,0 м.

Особенности размещения резервуаров в группах, расстояния между стенками резервуаров в соседних группах принимают в соответствии с требованиями СП 155.13130.2014 «Склады нефти и нефтепродуктов. Требования пожарной безопасности» в зависимости от объема резервуаров и их типа.

Требования пожарной безопасности к ограждениям резервуаров для хранения горючих и легковоспламеняющихся жидкостей, сжиженных углеводородных газов, размещаемых в резервуарных парках, на сырьевых, товарных, промежуточных и расходных складах производственных объектов

414

Пожарная безопасность технологий приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов

устанавливаются ГОСТ Р 53324-2009 «Ограждения резервуаров. Требования пожарной безопасности».

23.2.3.Особенности пожарной опасности технологий хранения нефти и нефтепродуктов в резервуарных парках

и основные способы обеспечения пожарной безопасности

ОбразованиеВОКврезервуарахсостационарнойкрышейтипаРВСпри нормальном режиме эксплуатации подробно рассмотрено в п. 5.3.2 учебника. В надпонтонном (паровоздушном) пространстве резервуаров типа РВСП концентрация паров ЛВЖ существенно ниже насыщенной концентрации изза отсутствия свободного зеркала испарения, закрытого понтоном. В связи с этим образование здесь ВОК происходит при выполнении условия φр ≥ φн, где φр – фактическая (рабочая) концентрация пара. В резервуарах типа РВСП и РВСПК образование ВОК под понтоном или плавающей крышей происходит только при первоначальном заполнении резервуаров ЛВЖ или при их остановке на ремонт в процессе опорожнения при выполнении условия φр ≥ φн. При нормальном режиме эксплуатации РВСПК над плавающей крышей зона ВОК не образуется.

Хранение котельных топлив (мазутов), представляющих собой смеси мазутов прямой перегонки с тяжелыми крекинг-остатками, осуществляется в резервуарах мазутохранилищ тепловых электростанций при максимальной температуре подогрева ниже температуры вспышки паров мазутов не менее чем на 15 °С, но не выше 90 °С (температура вспышки в открытом тигле различных марок мазутов находится в пределах 90–150 °С). При повышенной температуре в паровоздушное пространство резервуаров выделяются не только пары мазута, но и растворенные в нем углеводородные газы (от С1 до С4), что является причиной образования ВОК в резервуарах и нередко приводит к взрывам с последующими пожарами.

Выход паров ЛВЖ и ГЖ из нормально работающих резервуаров со стационарной крышей происходит при закачке в них жидкостей, увеличении температуры или снижении давления окружающей среды и может сопровождаться образованием зон ВОК на территории резервуарных парков при выполнении условия (5.13) φs ≥ φн. Наибольшую опасность представляют большие «дыхания» резервуаров, когда при их заполнении в окружающую среду поступают значительные количества горючих паров, что видно из примера, приведенного в п. 6.2.2.

К повреждению наземных резервуаров часто приводит их переполнение при закачке продукта, образование чрезмерного давления или вакуума при закачке и сливе продукта, коррозия металла, снижение механической прочности металла от воздействия чрезмерно низкой температуры

415

Пожарная безопасность технологических процессов

окружающей среды или высокой температуры пожара, чрезмерная снеговая, дождевая или ветровая нагрузка, просадка или сдвиг грунта, землетрясение. Повреждение или переполнение резервуаров приводит к образованию проливов ЛВЖ и ГЖ и локальных зон ВОК, а также к загрязнению территории парков.Повреждениехранилищсжиженныхгорючихгазовприводиткбыстрому нарастанию зон ВОК вследствие перехода СГГ в парокапельное состояние в процессе истечения через места аварийной разгерметизации. Количество выходящих из аварийных резервуаров жидкостей определяют по формулам, приведенным в п.п. 8.2.2 и 8.2.3, а параметры зон ВОК – по формулам (8.41) и (8.42).

При квазимгновенном разрушении вертикального стального резервуара происходит образование волны прорыва – вала жидкости, который частично или полностью разрушает нормативное защитное ограждение и выходит за территорию резервуарного парка. Такие аварии, происходившие в нашей стране и за рубежом, нередко приводили к травмам и гибели людей, значительному материальному и экологическому ущербу. Процесс взаимодействия волны прорыва с земляным обвалованием хорошо виден на одном из кадров видеосъемки квазимгновенного разрушения РВС-700 с водой (рис. 23.6).

Рис. 23.6. Взаимодействие волны прорыва с земляным обвалованием

Статистические данные, экспериментальные и теоретические исследования процесса разлива жидкостей при квазимгновенном разрушении РВС, проведенные на кафедре ПБТП, показали, что при прогнозировании площади Fp, м2, разлива можно использовать выражение

где Vж – объем разлившейся жидкости, м3; fр – коэффициент разлития, м–1, принимаемый в зависимости от уклона i ,%, территории парка:

416

Пожарная безопасность технологий приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов

Одним из перспективных конструктивных решений по ограничению возможного пожара разлива нефти или нефтепродукта в резервуарных парках является сооружение резервуара с защитной стенкой типа «стакан в стакане» (РВСЗС), схема которого показана на рис. 23.7.

3 4

5

11 10

Рис. 23.7. Схема резервуара с защитной стенкой типа «стакан в стакане»: 1 – внешний (защитный) резервуар; 2 – внутренний (основной) резервуар; 3 – стационарная крыша; 4 – дыхательные клапаны;

5 – атмосферозащитный козырек; 6 – ветровое кольцо на защитной стенке; 7 – аварийные канаты на основной стенке; 8 – кольца жесткости на защитной стенке;

9 – лотковые патрубки; 10 – основное днище; 11 – защитное днище

Такие резервуары состоят из внутреннего резервуара 2, предназначенного для хранения продукта, и внешнего резервуара 1, предназначенного для удержания продукта в случае аварии или нарушения герметичности основного резервуара. Стенка внешнего резервуара имеет кольца жесткости8,рассчитанныенагидродинамическийударвытекающегопродуктапри квазимгновенном разрушении основного резервуара, а стенка внутреннего резервуара укрепляется аварийными канатами 7. Для контроля возможных утечек продукта по периметру внутреннего резервуара устанавливаются газоанализаторы, а для контроля герметичности пространства между двумя днищами имеются патрубки 9. На наружной и внутренней стенках РВСЗС имеются спиральные лестницы (на схеме не показаны), а для оперативного доступа внутрь «стакана» на его стенке рекомендуется устанавливать люки с быстродействующими затворами, рассчитанными на давление 0,25 МПа.

Согласно СТО-СА-03-002-2009 «Правила проектирования, изготовления и монтажа вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов» высоту стенки защитного резервуара назначают не менее 80 % от высоты стенки основного резервуара, диаметр защитного

417

Пожарная безопасность технологических процессов

резервуара определяют расчетом таким образом, чтобы в случае повреждения внутреннего резервуара и перетекания жидкости в защитный резервуар ее уровень был на 1 м ниже верхней кромки стенки защитного резервуара, при этом ширину межстенного пространства принимают не менее 1,8 м. Вокруг РВСЗС не требуется устройство железобетонного каре для защиты от гидростатического удара продукта при мгновенном хрупком разрушении резервуара, но необходимо обустройство защитного ограждения (земляного вала или вертикальной стены) для гидростатического удержания и организованного отвода растекающейся жидкости.

Требования СП 155.13130.2014 «Склады нефти и нефтепродуктов. Требования пожарной безопасности» не распространяются на склады нефти и нефтепродуктов с применением РВСЗС, при этом иные нормативные документы, регламентирующие требования пожарной безопасности к таким резервуарам, в настоящее время отсутствуют.

В связи с этим на кафедре ПБТП были проведены теоретические и экспериментальные исследования для научного обоснования геометрических параметров защитной стенки РВСЗС и дополнительного защитного ограждения для локализации возможного пожара пролива продукта при разрушении внутреннего резервуара. Экспериментально установлено, что при квазимгновенном разрушении стенки внутреннего резервуара происходит перелив хранимой жидкости через стенку защитного резервуара. Долю жидкости Q, %, переливающейся через защитную стенку различной высоты резервуаров с номинальным объемом от 700 до 30 000 м3, можно вычислить по формуле

где l – расстояние от стенки основного резервуара до стенки защитного резервуара, м; R – радиус основного резервуара, м; hст – высота стенки защитного резервуара, м; h0 – уровень жидкости в основном резервуаре, м.

Полноеудержаниехранимойжидкостивпределахзащитногорезервуара, как показали исследования, происходило при высоте его стенки, превышающей на 10 % максимально допустимый уровень жидкости в основном резервуаре. Устройство защитной стенки такой высоты экономически нецелесообразно.

Для ограничения площади возможного пожара пролива при переливе жидкости через защитную стенку найдены параметры дополнительного ограждения РВСЗС в виде вертикальной стены из негорючего материала (или земляного обвалования), рассчитанной на полное удержание разлившейся жидкости. Высота дополнительного ограждения, расположенного на

418

Пожарная безопасность технологий приема, хранения и отпуска нефти и нефтепродуктов

минимально допустимом расстоянии от РВСЗС, зависящем от высоты его защитной стенки, с учетом запаса надежности не превышает 2 м. Экспериментально также установлено, что увеличение расстояния от РВСЗС до дополнительной защитной стены на 10–15 % приводит к существенному снижению высоты этой стены (на 50 % и более).

Полученные данные рекомендованы для использования в резервуарных парках с РВСЗС в целях предупреждения развития аварий и пожаров.

Характерными источниками зажигания в резервуарных парках являются разряды атмосферного электричества и их вторичные проявления, открытое пламя и искры при проведении огневых ремонтных работ, фрикционные искры и разряды статического электричества при отборе проб и замере уровня хранимых жидкостей, самовозгорание пирофорных отложений.

Развитие пожара в резервуарных парках происходит по поверхности разлившихся жидкостей, газовой обвязке, технологическим трубопроводам

ипроизводственной канализации, дыхательным патрубкам и горючему паровоздушному облаку. Тепловое излучение пожара резервуара или пролива способно вызвать пожары на соседнем оборудовании. Выброс и вскипание горящего продукта в резервуаре, а также образование горящей волны прорыва приводит к переносу пожара на большое расстояние.

Пожарная безопасность процессов хранения нефти и нефте - продуктов в резервуарных парках обеспечивается следующими основными способами:

1.  Оснащениемвертикальныхстальныхрезервуароввзависимостиот свойств нефти и нефтепродуктов и условий эксплуатации приемо-раздаточ- ными патрубками с запорной арматурой; дыхательной и предохранительной арматурой с огнепреградителями; устройствами для отбора проб и удаления подтоварной воды; приборами контроля и сигнализации; устройствами для подогрева высоковязких и застывающих продуктов; противопожарным оборудованием; вентиляционными патрубками; устройствами молниезащиты, заземления и защиты от статического электричества.

2.  Предотвращением образования ВОК внутри резервуаров способами, изложенными в п. 5.3.2. При оснащении резервуаров газовой обвязкой

иустановкой улавливания легких фракций должны быть предусмотрены средства дистанционного отключения каждого резервуара от этой системы в случае угрозы распространения пламени и раскаленных продуктов горения по газовой обвязке.

3.  Оснащением резервуарных парков хранения светлых нефтепродуктов средствами автоматического контроля и обнаружения утечек нефтепродуктов и (или) их паров в обваловании резервуаров.

419

Пожарная безопасность технологических процессов

4.  Постоянным контролем и регистрацией температуры подогреваемого в резервуаре нефтепродукта. В мазутных резервуарах, оборудованных змеевиковыми подогревателями, прекращается подогрев при уровне жидкости над подогревателями менее 500 мм.

5.  Предотвращением повреждения резервуаров путем:

–  регулярной проверки исправности дыхательной арматуры и огнепреградителей; при необходимости очищают их от льда для предотвращения уменьшения пропускной способности, а отогрев огнепреградителей производят только пожаробезопасными способами;

–  наполнения (опорожнения) с производительностью, не превышающей суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных и предохранительных устройств;

–  ограниченияпроизводительностинаполнения(опорожнения)РВСП

иРВСПК с учетом скорости движения понтона или плавающей крыши: для резервуаровемкостьюдо30 000м3 максимальнаяскоростьдвижениясоставляет 6 м/ч, для резервуаров емкостью свыше 30 000 м3 – 4 м/ч.

6.  Контролем утечек продукта в межстенное пространство по прямому (утечки) или косвенному (загазованность) параметру в резервуарах типа РВСЗС. При обнаружении нарушения герметичности основного резервуара РВСЗС выводится из эксплуатации.

7.  Отбором проб и замера уровня жидкости в резервуарах при помощи приспособлений из материалов, исключающих искрообразование. Для вновь строящихся и реконструируемых резервуаров со светлыми нефтепродуктами предусматривают стационарные пробоотборники, расположенные внизу резервуаров (без ручного отбора проб через люк на крыше резервуара), а контроль уровня нефтепродуктов осуществляют контрольно-измерительными приборами.

8.  Обеспечением электростатической безопасности при заполнении порожнего резервуара до момента полного затопления приемного патрубка или до всплытия понтона (плавающей крыши) со скоростью движения продукта в трубопроводе не более 1 м/с без разбрызгивания и распыления струи

ибез интенсивного перемешивания нефти или нефтепродуктов.

9.  Обеспечением надежного отключения каждого резервуара дублированием запорной арматуры путем ее установки непосредственно у резервуара и на технологических трубопроводах вне обвалования. Для вновь проектируемых резервуаров управление приводом запорной арматуры выполняют дистанционным из операторной и по месту ее установки.

10.  Запретом хранения нефти и нефтепродуктов в заглубленных и подземныхрезервуарахдлявновьстроящихсяиреконструируемыхопасных производственных объектов складов нефти и нефтепродуктов.

420