Модернизация системы пожаротушения Дудинского резервуарного парка ОАО НорильскГазпром

Экономика.docx

8. Экономический расчет
1 Расчет затрат на модернизацию системы пожаротушения Дудинского резервуарного парка
Целью модернизации является повышение эффективности системы пожаротушения. Для достижения данной цели предлагается обеспечить резервуарный парк системами промышленной и пожарной безопасности на основе современных автоматизированных комплексов которая включает в себя:
-систему контроля и сигнализации предельных уровней налива;
-систему блокировки электронасосных агрегатов;
-систему контроля и сигнализации довзрывных концентраций паров нефтепродуктов;
-систему пожарной сигнализации;
-систему пенного пожаротушения;
-систему предотвращения предпожарных и взрывоопасных режимов;
-систему оповещения и эвакуации технического и административного персонал;
Комплекс вышеперечисленного оборудования позволит в большинстве случаев предотвратить воспламенение нефтепродукта а также обнаружить любое возгорание на самой ранней стадии возникновения.
Согласно проекту будут выполняться следующие виды работ:
-приобретение оборудования;
-приобретение расходных материалов;
-проведение ремонтных работ;
В капитальные затраты на проведение работ включаются затраты:
-на демонтаж старого оборудования;
-на приобретение нового оборудования;
В эксплуатационные затраты на проведение работ включаются затраты:
-амортизацию оборудования;
Капитальные затраты на монтаж и испытание оборудования пожаротушения
Модернизация системы пожаротушения осуществляется в два этапа:
) демонтаж старого оборудования;
) монтаж нового оборудования.
-газоэлектросварщик 6 разряда 1 человек;
с тарифной ставкой 70 рубчас 440 час = 30800 руб;
-монтажник насосных установок 5 разряда 1 человек;
с тарифной ставкой 60 рубчас 440 час = 26400 руб;
-слесарь нефтегазового дела 5 разряда 1 человек;
-специалист по пуско-отладке 1 человек;
с тарифной ставкой 125 рубчас 440 час = 55000 руб;
-специалист по автоматизированным системам управления и контрольно-измерительным приборам 1 человек; с тарифной ставкой
5 рубчас 440 час = 55000 руб.
Районный коэффициент в регионе составляет 80 % северный коэффициент 30 % единый социальный налог 26%. В таблице [8.1] представлена структура фонда оплаты труда.
Таблица 8.1 – Структура фонда оплаты труда.
Специалист по АСУ и КИП
(55000+16500+44000)*026=30030
Специалист по пуско-отладке
(30800+9240+24640)* 026=16816
Монтажник насосных установок
(26400+7920+21120)* 026=14414
Слесарь нефтегазового дела
Страховые взносы определим по формуле:
где Фот – Фонд оплаты труда;
Окончательная сумма на проведение работ будет определяться по формуле
Сст – Страховые взносы.
2 Затраты на оборудование
В статью «оборудование» включаются затраты на приобретение технологического оборудования подлежащего замене и установке нового.
Пожарный извещатель пламени ИП 329-СИ-1 ИБ «УФИС»
штук над каждым насосом
Затраты на приобретение нового оборудования сведем в таблицу [8.2].
Таблица 8.2 – Затраты на новое оборудование
Виды основных средств
Стоимость единицы руб.
Дыхательный клапан КДС-1500250
Дыхательный клапан КДС-1500150
Системы измерительная «Струна»
Газоанализатор ЭССА-СОN-СН4M
Насос GrunfosCRN5-6 A-P-G-V-HQQV 3x230400 50HZ
Насос Grundfos NK 100-250258
Извещатель тепловой ИП103-21-ТР
Оповещатель пожарный
Оповещатель «ЭКРАН-С3»
Капитальные затраты составят:
где – затраты на проведение работ;
– затраты на приобретение оборудования.
Представим единовременные затраты в виде кругового графика на рисунке 8.1.
Рисунок 8.1 – Единовременные затраты
3 Эксплуатационные затраты
Затраты на материалы
В статью «Материалы» включаются затраты на приобретение сварочных электродов кругов обрезных кругов шлифовальных и пенообразователя.
Определим суммарные затраты связанные с покупкой материалов и изделий.
Затраты на приобретение материалов определятся по формуле:
где С - цена за единицу массы объема рубкг рубл рубшт рубм3 рубм;
N - количество необходимого материалам м3.
Сведём данные на цены материалов необходимых для проведения работ в таблицу 8.3.
Таблица 8.3 – Затраты на материалы
Электроды сварочные LB 52-U диаметр 32 мм
Электроды сварочные LB 52-U диаметр 26 мм.
Отрезной круг по металлу ЛУГА 230х25х22.2
BOSCH 2.608.600.702 шлифовальный диск по по нержавеющей SDS-pro.
Пенообразователь ТЭАС-С (северный).
Осуществлять контроль и обслуживание системы пожаротушения должны 4 оператора 6 разряда. Рассчитаем месячную зарплату:
- Оператор по добычи нефти 6 р. 4 человека с тарифной ставкой 97 рубчас
где СТСВ - тарифная ставка оператора 6-го разряда руб;
tсв – месячная норма ч.;
65 – коэффициент учитывающий отчисления на социальное страхование рабочих;
– Северный коэффициент;
– Районный коэффициент;
где – Заработная плата.
Затраты на амортизацию оборудования
Затраты на амортизацию рассчитываются линейным методом исходя из первоначальной стоимости объекта основных средств и срока эксплуатации.
Для расчета амортизационных отчислений необходимо помнить что к амортизируемому имуществу относятся основные средства со сроком службы более 12 месяцев и стоимостью более 20000 руб.
Амортизационные отчисления рассчитываем следующим образом:
где Сос – первоначальная стоимость основного средства руб;
На – годовая норма амортизационных отчислений в процентах.
где Т – срок службы основного средства лет.
По представленным формулам произвели расчет амортизационных отчислений для всего оборудования. Результаты расчетов представлены в таблице 8.4.
Таблица 8.4 – Амортизационные отчисления
Срок эксплуатации лет
Годовая норма амортизации %
Сумма аморт-ых отчислений руб.
Дыхательный клапан КДС-3000350
Дыхательный клапан КДС-1500200
Таким образом общие затраты на амортизацию оборудования составят 145621 руб. в год.
Сведем все эксплуатационные затраты в графике рисунок 8.2.
Рисунок 8.2 – Эксплуатационные затраты
4 Экономическое сравнение двух вариантов и выбор наиболее рационального оборудования для пенотушения
Экономически обоснованный выбор решений является одним из основных факторов повышения эффективности капиталовложений. При расчетах и обоснованиях проектных решений насосной станции пользуются «Инструкцией
по определению экономической эффективности капитальных вложений
в строительстве» (СН 423-73) утвержденной Госстроем СССР в1971 г. и переизданной в 1979 г.
При проектировании насосных станций может быть намечено несколько технически равноценных вариантов при которых полностью выполняются требования режима работы насосной станции и обеспечение требуемой подачи и напора но различных по стоимости.
Система пенотушенияработает следующим образом. Насос забирает воду из пожарного водопровода и прокачивает ее через инжектор-смеситель куда по специальному трубопроводу из емкости подсасывается пенообразователь. Образовавшийся водный раствор пенообразователя подается по раство-ропроводу к пеногенераторам в которых за счет инжектирования воздуха образуется пена поступающая на горящий объект.
Сегодня большее распространение получили автоматические насосные станции пожаротушения. Как правило они состоят из двух или более центробежных насосов смонтированных на единой раме и станции управления. В зависимости от конструкции можно осуществлять ручное автоматическое и дистанционное управление станцией.
В первом варианте мы приобретаем комплект Спрут-НС рис. 3 один из лидеров на рынке в который входят2пожарных насоса(по схеме 1 рабочий + 1 резервный) насос-жокей и мембранный бак а также шкаф аппаратуры коммутации (ШАК) и прибор управления комплекта.
Рисунок 3 – Насосная станция Спрут-НС
Во втором варианте используются отдельно смонтированное оборудование в помещении насосной выполняющие разные функции:
- Насос Grundfos NK 100-250258 (2 шт.) производительностью 220 час для перекачки воды из пожарного резервуара. Стоимость 648202 руб.;
- Насос GrundfosCRN5-6 A-P-G-V-HQQV 3
- Шкаф аппаратуры коммутации комплекта устройств для автоматического управления пожарными и технологическими системами. Стоимость 57466 руб.
- Электрозадвижка 31ч91бр D100 (2 шт) Стоимость 50006 руб.
Стоимость полного комплекта составит 830014 рублей.
Приведенные затраты по второму варианту являются меньшими разница составляет 139% поэтому в дальнейшем будем рассматривать второй вариант пенотушения.
Приведенные расчеты позволяют сделать вывод о целесообразности проведения модернизации.
Замена устаревшего оборудования обойдется предприятию в 2961852 руб.
В результате модернизации в большинстве случаев удастся предотвратить воспламенение нефтепродукта а также обнаружить любое возгорание на самой ранней стадии возникновения.

Отзыв.docx

руководителя на дипломный проект «Капитальный ремонт РВС-2000м3» студента СФУ ИНиГ группы НГ06-08 Зубарева Ильи Викторовича
Дипломный проект выполнен в соответствии с заданием кафедры «Топливообеспечения и ГСМ» ИНиГ СФУ.
В дипломном проекте решены следующие задачи:
Показана замена технологического оборудования резервуара.
Предложен метод восстановления толщины металла напылением ДИМЕТ ускоряющий процесс капитального ремонта резервуара и сокращающий затраты на его проведение.
Применены новейшие лакокрасочные материалы (цинкнаполненная грунтовка Steelpaint-PU-Zinc Steelpaint-PU-Tank12 и однокомпонентная полиуретановая краска Steelpaint-PU-Mica HS Steelpaint-PU-Mica UV) для защиты поверхностей резервуара от коррозионного воздействия.
Произведен расчет экономического эффекта применения метода восстановления толщины металла напылением ДИМЕТ и представлены затраты на проведение капитального ремонта резервуара РВС-2000м3.
За время выполнения дипломного проекта Зубарев Илья Викторович продемонстрировал способность самостоятельно решать поставленные инженерные задачи и предлагать новые пути их решения.
Задание на дипломный проект выполнено полностью.
Дипломный проект «Капитальный ремонт РВС-2000м3» заслуживает оценки отлично а её автор Зубарев Илья Викторович присвоения квалификации инженера.

БЖД.docx

Модеринизация системы пожаротушения на нефтебазах осуществляется на основании заключения экспертизы промышленной безопасности объекта в соответствии с требованиями строительных норм и правил норм технологического проектирования ведомственных норм и противопожарных правил [9] и [10].
В данном проекте предусмотрены все мероприятия по соблюдению безопасности труда и экологичности проводимых работ.
В соответствии [1] Дудинский резервуарный парк является опасным производственным объектом.
Недостатки базовой конструкции по обеспечению безопасности труда
Нарушены требования законодательства о промышленной безопасности при эксплуатации опасного производственного объекта «Дудинский резервуарный парк».
Резервуарный парк склада ГСМ не оснащен датчиками сигнализаторов довзрывных концентраций (ДВК) на территории резервуарного парка склада ГСМ отсутствуют технические средства обеспечивающие оповещение об обнаружении аварийной ситуации.
Проектом предусмотрено проведение следующих работ:
- установка системы контроля и сигнализации довзрывных концентраций паров нефтепродуктов;
- замена системы пожарной сигнализации;
- модернизация системы пенного пожаротушения;
- установка системы пожаровзрывозащиты;
- установка системы оповещения и эвакуации технического и административного персонала.
Хозяйственно-питьевое водоснабжение
Водоснабжение работников участвующих в ремонте систем пожаротушения осуществляется нефтебазой на котором расположен объект.
Хозяйственной водоснабжение нефтебазы осуществляется за счет централизованной системы питьевого водоснабжения г.Дудинка.
Вода расходуется различными потребителями на самые разнообразные нужды:
– расход на хозяйственно-питьевые нужды (питье приготовление пищи умывание стирка поддержание чистоты производственных помещений.);
– расход на производственные нужды ;
– расход для пожаротушения.
Хозяйственно-бытовые стоки от помещений административного и бытового корпусов отводятся самостоятельной сетью канализации в два выгреба (подземные РГС-25 и РГС-5). Стоки из емкостей вывозятся ассенизационными машинами в места согласованные с СЭС.
Микроклимат и жесткость погоды
Район расположения нефтебазы согласно классификации [3] относится к 1-й климатический зоне и климатическому подрайону «В» климатического района 1.
Климат района – резко континентальный с суровой продолжительной зимой коротким теплым летом короткой сухой весной с ранними возвратами холодов и малооблачной непродолжительной осенью с ранними заморозками. Абсолютная амплитуда годовых колебаний температуры воздуха составляет 92оС.
Климатические параметры холодного периода года
Температура наиболее холодных суток – минус 53оC.
Температура наиболее холодной пятидневки – минус 46оC.
Средняя месячная относительная влажность воздуха наиболее холодного месяца – 75 процентов.
Количество осадков за ноябрь-март – 102 мм.
Преобладающее направление ветра за декабрь-февраль – юг.
Климатические параметры теплого периода года
Температура наиболее теплых суток – плюс 39оC.
Средняя месячная относительная влажность воздуха наиболее холодного месяца – 70 процентов.
Количество осадков за апрель-октябрь – 366 мм.
Суточный максимум осадков – 99 мм.
Преобладающее направление ветра за июнь-август – запад.
Наиболее опасными явлениями погоды являются:
-ливни с интенсивностью 30 ммчас и более;
-снегопады превышающие 30 мм за 24 часа;
-сильные ветры со скоростью более 20 мс (ураган).
Выделение вредных веществ
При эксплуатации нефтебазы загрязнение атмосферного воздуха происходит за счет испарения нефтепродуктов при их сливе хранении и наливе.
Источники образования загрязнений:
– резервуары с нефтепродуктами;
– технологическое оборудование;
– трубопроводы слива-налива нефтепродуктов.
К не регламентируемым потенциальным источникам относят утечки нефтепродуктов через уплотнительные узлы запорной арматуры перекачивающих насосов трубопроводов и наливных устройств; вентиляцию газового пространства резервуаров; сточные воды содержащие нефтепродукты; перелив резервуаров и цистерн; аварийные ситуации связанные с коррозионным разрушением резервуаров и коммуникаций.
Загрязнение воздушного бассейна происходит при выделении паров нефтепродуктов в процессе «больших» и «малых дыханий» резервуаров вентиляции газового пространства определяемого герметичностью крыши неплотностью прилегания к стенкам резервуаров уплотняющих затворов плавающих крыш испарение нефтепродуктов с поверхности бассейнов очистных сооружений неправильной установке дыхательной и предохранительной аппаратуры и по другим причинам.
Загрязнение почвы и водоемов возможно сточными ливневыми и талыми водами содержащими нефтепродукты образовавшимися при утечках из технологического оборудования неплотностях запорной и регулирующей аппаратуры перекачивающих устройств.
В процессе эксплуатации РВС в атмосферу происходит выброс следующих 12-и вредных веществ (по ГН 2.1.6.1338-03 «Предельно-допустимые концентрации загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест»)
-ого класса - 2 вещества (сероводород бензол);
-его класса - 7 веществ (диоксид азота оксид азота диоксид серы толуол ксилол этилбензол);
-ого класса - 3 вещества (амилены оксид углерода углеводороды предельные С12-С19);
Наружное освещение территории нефтебазы осуществляется светильниками с лампами высокого давления установленными на опорах. Наружное освещение резервуарного парка осуществляется прожекторами с натриевыми лампами установленными на прожекторных мачтах.
Общая освещенность 2-5 лк на открытых рабочих площадках 100 лк в соответствии с [6]. По периметру нефтебазы установлено охранное освещение выполненное светильниками с лампами накаливания установленными на кронштейнах на стойках ограждения.
В помещениях на открытых площадках где могут быть по условиям технологического процесса образовываться взрыво- или пожароопасные смеси светильники имеют взрывозащищенное исполнение.
Эвакуационное освещение обеспечивает в помещениях и проходах освещенность не менее 05 лк на уровне пола. Светильники эвакуационного освещения присоединены к сети не зависящей от сети рабочего освещения. При отключении источника питания эвакуационного освещения оно переключается на аккумуляторную батарею или двигатель-генераторную установку.
Рабочее и аварийное освещение в нормальном режиме питается от разных независимых источников питания. При отключении источников питания аварийное освещение автоматически переключается на аккумуляторную батарею или другой независимый источник питания.
Переносные ручные светильники ремонтного освещения питаются от сети напряжением не выше 42 В а при повышенной опасности поражения электрическим током - не выше 12 В.
На щитах и сборках осветительной сети на всех выключателях (рубильниках автоматах) предусмотрены надписи с наименованием присоединения а на предохранителях - с указанием значения тока плавкой вставки.
Молниезащита резервуарного парка
Защита от прямых ударов молнии осуществляется при помощи стержневых молниеотводов как наиболее простое дешевое и эффективное средство молниезащиты.
Расчеты параметров молниезащиты резервуарного парка нефтебазы выполнены в соответствии с [7].
По молниезащите здания и сооружения в зависимости от их пожарной опасности делятся на три категории (таблица 1)
Таблица 1 - Сведения о категориях молниезащиты
Категория молниезащиты
Здания и сооружения подлежащие обязательной молниезащите
Здания и сооружения с помещениями относимыми к классам В-1 по ПУЭ.
Молниезащита в указанных зданиях и сооружениях выполняется независимо от места расположения на всей территории РФ.
Здания и сооружения с помещениями относимыми к классам В-1а В-16 и В-2 по ПУЭ. Молниезащита в указанных помещениях должна выполняться в местностях на территории РФ со средней грозовой деятельностью 10 и более грозовых часов в год. Наружные технологические установки относимые по ПУЭ к классу В-1 г на всей территории РФ.
Здания и сооружения с помещениями относимыми к классам П-1 П-2а и П-3 по ПУЭ. Молниезащита в указанных помещениях должна выполняться в местностях со средней грозовой деятельностью 20 и более грозовых часов в год и при ожидаемом поражении молнией сооружения не менее 005 в год.
Искусственный заземлитель представляет собой специально проложенный в земле контур расчет которого будет представлен ниже.
Зоной защиты молниеотвода является пространство внутри которого сооружение защищено от прямых ударов молнии с надежностью не ниже определенного значения.
Вычислим размеры зоны для чего необходимо определить среднегодовую продолжительность гроз в часах в г. Дудинка.
Среднегодовая продолжительность гроз в часах в произвольном пункте на территории ЗФ определяется по карте (рисунок 7.1).
Рисунок 1 – Карта средне продолжительности гроз в час на территории Российской Федерации за год
Подсчет ожидаемого количества N поражений молнией в год для зданий и сооружений прямоугольной формы производится по формуле
N=[(S+6h)(L+6h)-77h2]n10-6 (1)
где h - наибольшая высота здания или сооружения м;
S - ширина здания или сооружения м;
L - длина здания или сооружения м;
n - среднегодовое число ударов молнии в земной поверхности (удельная плотность ударов молнии в землю) в месте нахождения здания или сооружения.
Определим среднегодовую продолжительность гроз в г. Дудинка по карте приведенной на рисунке 1.
Принимаем в соответствии с рисунком 1 среднегодовую продолжительность гроз в г. Дудинка равную 10-20 часов.
Определим удельную плотность ударов молнии по таблице 2.
Таблица 2 – Удельная плотность ударов молнии в землю
Среднегодовая продолжительность гроз ч
Удельная плотность ударов молнии в землю n 1(км2-год)
В соответствии с таблицей 2 принимаем удельную плотность ударов молнии в землю n=1 1(км2год).
Исходя из этого определим ожидаемое количество поражений молнией в год резервуарного парка по формуле 1:
N=[(422+6×134) (100+6×134)-771342] 1 10-6 = 00203.
Зону защиты одного ряда молниеотводов резервуарного парка можно условно представить зоной защиты двойного стержневого молниеотвода высотой h.
Примем в качестве молниеотводов стержни длиной 30 м из стальных труб диаметром 0028 0057 и 0083 м сваренных между собой в количестве 3распределенные по окружности резервуара на креплениях к верхнему поясу стенки.
Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода на уровне земли представляет собой круг с радиусом определяемым по формуле
где r - радиус круга зоны защиты одиночного стержневого молниеотвода на уровне земли м;
h - высота молниеотвода м.
Рассчитаем зону защиты молниеотвода по формуле 2
В вертикальной плоскости зона защиты зависит от высоты объекта hx. При hx 23h зона защиты находится внутри конуса образующая которого соединяет точку на высоте 08h молниеотвода и точку на расстоянии l5h от основания молниеотвода по горизонтали. А для объектов высотой hx > 23h зона защиты находится внутри конуса образующая которого соединяет вершину молниеотвода и точку на расстоянии 075h по горизонтали от его основания.
Зависимость радиуса зоны защиты rх на высоте hx от поверхности земли определяем по формуле:
r=125k (rx-125hx) (3)
k - постоянный коэффициент для стержневых молниеотводов 12;
h - высота молниеотвода м;
hx - высота зоны защиты от поверхности земли м.
Рассчитаем радиуса защиты по формуле 3
r = 12512 (30 - 125134) =199 м.
Зона защиты двух стержневых электродов перекрывается. В наиболее узкой части ширина защитной зоны равна 2r0х где r0х - величина определяемая по формуле
где r0х - ширина наиболее узкой части перекрытия зон защиты двух стержневых молниеотводов м;
rх - радиус зоны защиты на высоте h
hx - наименьшая высота зоны защиты исходя из высоты защищаемого объекта м.
В вертикальной плоскости зона защиты ограничивается дугой проходящей через вершины молниеотводов с радиусом высчитываемым по формуле
где R - радиус дуги проходящей через зону защиты в вертикальной плоскости м;
h - высота молниеотвода м;
h0x - наименьшая высота зоны защиты м.
Наименьшая высота зоны защиты определяется по формуле
где а - расстояние между молниеотводами м;
h – то же что и в формуле 5.
Рассчитаем наименьшую высоту зоны защиты по формуле 6
R = 4×30 – 286 = 914 м
Рисунок ? – Расчетная схема молниеприемника h=30 м.
Размеры токоотводов принимаем: прямоугольного сечения площадью и толщиной 5 мм.
Отвод токов молнии осуществляется через заземлители выполненые из закольцованных стальных полос 40×4 мм. длиной до 30 м.
Глубина их заложения от поверхности земли должна быть 05-08 м.
Сопротивление растеканию тока с полосовых заземлителей определяется по формуле:
где Rp - сопротивление растеканию тока с полосовых заземлителей Ом;
rr - удельное электрическое сопротивление грунта Омм;
l3 b3 - длина ширина и толщина полосы заземлителя (для стальной полосы b3 =2×d3 где: d3 - ширина заземлителя м) м.
Сопротивление заземлителей должно быть для зданий и сооружений I и II категории - не более 10 Ом для объектов III категории - не более 20 Ом.
Поскольку Rp 20 Ом условие соблюдается.
Молниеприемники для защиты от коррозионного воздействия необходимо покрыть эмалью ПФ-115.
Рисунок ? – Схема молниезащиты резервуарного парка
Травмобезопасность при проведении ремонтных работ
При проведении ремонтных работ используется электрооборудование и электроинструмент. Во избежание поражения электрическим током необходимо эксплуатировать электрооборудование в соответствии с инструкциями по эксплуатации.
При работе на высоте использовать страховочный пояс и трос.
Предупреждение аварийных ситуаций
Технологические объекты помещения производственного административно - хозяйственного бытового назначения и места постоянного или временного пребывания людей находящиеся при аварии в пределах опасной зоны оснащаются эффективными системами оповещения персонала об аварийной ситуации на технологическом объекте.
Здания должны быть устойчивы к воздействию ударной волны обеспечивая безопасность находящего в них персонала и имеющие автономные средства обеспечения функционирования систем контроля управления противоавариинои автоматической защиты для перевода технологических процессов в безопасное состояние в аварийной ситуации.
Планами ликвидации аварийных ситуаций (ПЛАС) предусматриваются действия рабочего персонала и ответственных лиц по локализации и ликвидации аварий сохранению жизни людей и материального имущества нефтебазы.
Средства индивидуальной защиты
К средствам индивидуальной защиты относятся: спецодежда спецобувь средства защиты рук (перчатки) очки противогазы и др [12].
Применение средств индивидуальной защиты предусматривается отраслевыми правилами техники безопасности а выдача этих средств регламентирована отраслевыми нормами.
Спецодежда для защиты от нефти и нефтепродуктов изготовляется по ГОСТ 12.4.111-82 из хлопчатобумажных льняных и смешанных тканей. Применяются также рабочие фартуки из парусины различных видов эластискожи и винилискожи материала с пленочным покрытием и других материалов не накапливающих статического электричества.
Для защиты от нефти применяются: сапоги резиновые по ГОСТ 12265-78 изготавливаемые из каучука СКМ-40 и поливинилхлорида; сапоги юфтевые с кирзовыми голенищами по ГОСТ 12.4.137-84; полусапоги юфтевые типа «конверт» и галоши нефтеморозостойкие.
Спецодежда выдается работникам согласно типовым отраслевым нормам бесплатной выдачи специальной одежды специальной обуви и других средств индивидуальной защиты работникам.
Кроме того работникам выдаются следующие средства индивидуальной защиты:
-подшлемник под каску;
-переносной многокомпонентный газоанализатор типа СГГ;
-перчатки диэлектрические;
-пояс предохранительный.
Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности
В соответствии с [11] проектом приняты меры взрывопожарной безопасности:
- в технологических помещениях предусмотрена система приточно-вытяжной вентиляции. Вентилятор типа ВЦ 14-46-5 расход воздуха - 145 м3ч;
- на наружных технологических площадках в закрытых помещениях извещатели пожарной сигнализации;
- предусмотрен контроль загазованности закрытых технологических помещении;
- выполнена молниезащита защита оборудования и трубопроводов от статического электричества;
- все наружные установки оснащены осветительной аппаратурой; используемое технологическое электрооборудование принято во взрывозащищенном исполнении;
- дыхание резервуаров выполнено через дыхательные клапаны с огнепреградителями;
- используемое электрооборудование соответствует категории и зоне взрывоопасное площадок;
- ко всем технологическим сооружениям предусмотрены подъездные дороги.
Таблица 3 - Категории и зоны взрывоопасных помещений и площадок
Наименование зданий сооружений их краткая характеристика
Зона по взрывоопасности
Административное здание
Здание обслуживающего персонала нефтебазы
Контрольно-пропускной пункт
- противопожарные разрывы между зданиями и сооружениями соответствуют требованиям норм безопасности. По [13] нормативное расстояние от зданий до производственных блоков не более 30 м. От административного здания до резервуарного парка - 43 м насосной -171 м.
- соединения трубопроводов выполнены сваркой фланцевые соединения используются в местах установки арматуры и в местах присоединения к оборудованию выполненных надземно.
- охлаждение горящих и рядом стоящих резервуаров осуществляется системой орошения.
- для пожаротушения РВС на стенках установлены по 2 пеногенератора к которой подводятся сухотрубы с соединительными головками заглушками выведенными за обвалование для присоединения передвижной пожарной техники. На территории нефтебазы расположены пожарные резервуары с запасом воды.

Моя рецензия 2013 (1).docx

на выпускную квалификационную работу
Гафарова Алексея Равильевича
представленной к защите
по направлению 190600 – Сервис транспортных и технологических машин и оборудования
по специальности 190603.65.05.00 – Сервис транспортных и технологических машин и оборудования (нефтепродуктообеспечение и газоснабжение)
Представленный на рецензию дипломный проект состоит из пояснительной записки на 91 листе графического материала на 12 листах включает введение 8 глав выводы с предложениями и список использованной при работе литературы. Содержание дипломного проекта соответствует заданию на дипломное проектирование.
Тема дипломного проекта является актуальной так как посвящена решению вопросов пожарной безопасности при хранении и переработке нефтепродуктов.
В пояснительной записке Гафаров А.Р. анализирует пожарную опасность технологического процесса хранения и перекачки нефтепродуктов в резервуарном парке возможность образования горючей среды внутри и снаружи технологического оборудования потенциальные причины повреждения резервуаров и насосов влияние на экологию при нормальном технологическом режиме и при пожаре.
Гафаровым А.Р. выполнены инженерные расчеты по образованию местных взрывоопасных концентраций при возможной утечке через сальниковые уплотнения насосов по определению категории взрывопожарной и пожарной опасности помещения насосной также предложен способ модернизации системы пожаротушения насосной станции и проведен её гидравлический расчет.
Из работы можно заключить что автор владеет методами анализа и оценки технологического процесса с точки зрения пожарной профилактики и защиты умело применяет полученные за время учебы теоретические знания при решении конструктивных задач и проведении инженерных расчетов.
В целом представленный на рецензию дипломный проект отвечает требованиям предъявленным к дипломному проекту и заслуживает оценки отлично.
Рецензент выпускной квалификационной работы:

Оборудование.docx

Система измерения уровня
Применяются для автоматизации процессов учета нефтепродуктов наАЗС АГЗС нефтебазах (НБ) предприятиях пищевой ихимической промышленности.
Системы «Струна» могут использоваться практически совсеми известными системами отпуска нефтепродуктов илегко интегрируются вкомплексы АСУ ТПпредприятий системы сбора иобработки информации.
Осуществить высокоточное дистанционное измерение уровня плотности температуры давления имассы жидких сред втом числе пищевых ивзрывоопасных жидкостей (бензины ДТ масла спирты керосин сжиженный газ газоконденсат растворители и т. п.)
Существенно сократить время сдачи иприёмки смен иавтоматизировать работу обслуживающего персонала АЗС АГЗС нефтебаз
Проводить детальный контроль движения нефтепродуктов иСУГ всистемах коммерческого учёта
Отображать результаты измерения ивычисления параметров наавтономном индикаторе или передавать информацию вкомпьютерную систему пользователя постандартному интерфейсу RS-232 RS-485 USB
Подключать кодной центральной части Системы «СТРУНА» савтономным блоком индикации от1 до16 датчиков ППП (Первичных Преобразователей Параметров) установленных врезервуары
Проводить несколькими Системами «СТРУНА» мониторинг распределённого набольших площадях резервуарного парка нефтебаз ихранилищ
Контролировать резервуары сразличными высотами (взлив до18метров) исразличными продуктами одной системой «СТРУНА» (например МТАЗС нефтебазы сгоризонтальными ивертикальными резервуарами химические производства и т. п.)
Проводить контроль иустановить автоматическую защиту отперелива топлива
Установить автоматическую защиту насосов отработы «всухую»
Реализовать нормативные требования экологической ипожарной безопасности
Сигнализировать наличие или непрерывно измерять уровень подтоварной воды
Автоматически контролировать герметичность резервуаров как одностенных так идвустенных
Контролировать давление или уровень тосола вмежстенном пространстве двустенных резервуаров
Контролировать довзрывоопасные концентрации горючих газов ипаров (НКПР) свключением сигнализации иисполнительных механизмов.
Измерять давление как врезервуарах так ивтрубопроводах
Вычислять массу паровой фазы врезервуарах сСУГ
Измерять массу нефтепродукта или СУГ поаттестованным методикам выполнения измерений (МВИ)
Проводить метрологическую поверку без демонтажа оборудования
Использовать полученные данные измерений вкомплексных системах учета хранения иотпуска нефтепродуктов организовать глобальные корпоративные распределённые системы учёта
Обеспечить создание полностью автоматических автозаправочных станций (ААЗС)
Сприменением специального программного обеспечения проводить автокалибровку градуировочных таблиц резервуаров
Использовать метрологические датчики ППП всистемах градуировки резервуаров (ПИГЛ).
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Наименование характеристики
Диапазоны измерения:
- разрешающая способность мм
- уровень нефтепродукта (без плотномера) мм
- уровень нефтепродукта (с “поверхностным”) мм
- уровень нефтепродукта (с “погружным”) мм
- уровень нефтепродукта (для градуировки) мм
от 10 до 4000 или от 10 до 9000
- уровень подтоварной воды (для АЗС). мм
- уровень подтоварной воды (для НБ). мм
диапазон (сжиженный газ);
диапазон (АИ-92 АИ-95 АИ-98);
- избыточное давление (для АГЗС) МПа
- избыточное давление (для межстенного пространства) МПа
Пределы абсолютной основной погрешности измерения
- уровень нефтепродукта (до 4000 мм). мм
- уровень нефтепродукта (свыше 4000 мм). мм
- уровень подтоварной воды (для НБ) мм
- плотности (“поверхностный”) кгм3
- плотности (“погружной”) кгм3
Пределы относительной погрешности измерений (по ГОСТ 8.595 - 2004)
- массы нефтепродукта до 120т % (максимум)
± 065 (*± 03 типовая)
- массы нефтепродукта от 120т и более % (максимум)
- силовые цепи (оптосемистор) в УУ В (А)
- силовые цепи (сухой контакт) в УУ В (А)
- маломощные релейные цепи (сухой контакт) в УУ В (А)
- питание системы В; Гц; А
- количество контролируемых резервуаров (одной центральной частью)
символьный ASCII код
МКЭШ 5х0.35 (05; 075)
- длина кабеля связи м
Условия эксплуатации
- диапазон температур окружающей среды °С
Устройство вычислительное (УВ) (размеры шкафа 690×380×140мм.) устанавливается впомещении исостоит из:
блока вычислительного (БВ) имеющего степень взрывозащиты ExiaIIB предназначенного для сбора предварительного преобразования иобработки информации параметров резервуаров (до16) подготовки информации кпредставлению вединицах измерения исвязи свнешними системами компьютерами сетями.
специализированного блока питания (БП) имеющего степень взрывозащиты ExiaIIB
блоков соединителей клеммных (СК) предназначенных для подключения кабелей отППП.
Блок индикации (БИ) настольного исполнения устанавливаемый впомещении предназначен для представления оператору информации наиндикаторе опараметрах нефтепродуктов врезервуарах выдачи сообщений осостоянии системы атакже для ввода склавиатуры значений уставок параметров изадания режимов работы. Размеры 190×135×52мм.;
Межблочные кабели конверторы интерфейсов иэксплуатационная документация (ЭД).
Программное обеспечение для отображения иобработки измеренной информации накомпьютере.
Общий вес центральной части— 15 кг.
Первичный преобразователь параметров (ППП) сдатчиками уровня температуры плотности давления иподтоварной воды (поварианту исполнения). Выполнен вовзрывобезопасном исполнении имеющего степень взрывозащиты ExiaIIB иустанавливается врезервуарах. Поварианту исполнения до16 ППП наодну центральную часть. Вес одного ППП всборе: 15 кг+ 15кг наметр длинны.
Устройство управления (УУ) которое устанавливается впомещении ипредназначено для программируемого включения или выключения оповещателей (световых звуковых) исполнительных механизмов (клапанов насосов) атакже передачи сигнальной информации вшкафы автоматики. Размеры шкафа УУ— 305×178×75мм. Вес 12 кг.
ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ИНФОРМАЦИЯ
Все уникальные технические решения поизмерению уровня иплотности жидкостей применяемые всистеме «Струна» защищены патентами.
Системы измерительные «Струна» выпускаются всерийном производстве потехническим условиям.
Межповерочный интервал рабочих систем— 2 года систем для градуировки резервуаров— 1 год.
Поверка производится всоответствии сдокументом «Системы измерительные Струна“. Методика
поверки КШЮЕ.421451.001МП» утвержденным сГЦИ СИФГУП ВНИИМС.
Средний срок службы неменее 12 лет.
Средняя наработка наотказ при доверительной вероятности 08 неменее 100000 ч.
Применение Систем измерительных "СТРУНА" позволяет:
Осуществить высокоточное дистанционное измерение уровня плотности температуры давления и массы жидких сред в том числе пищевых и взрывоопасных жидкостей (бензины ДТ масла спирты керосин сжиженный газ газоконденсат растворители и т.п.)
Существенно сократить время сдачи и приёмки смен и автоматизировать работу обслуживающего персонала АЗС АГЗС нефтебаз
Проводить детальный контроль движения нефтепродуктов и СУГ в системах коммерческого учёта
Отображать результаты измерения и вычисления параметров на автономном индикаторе или передавать информацию в компьютерную систему пользователя по стандартному интерфейсу RS-232 RS-485 USB
Подключать к одной центральной части Системы "СТРУНА" с автономным блоком индикации от 1 до 16 датчиков ППП (Первичных Преобразователей Параметров) установленных в резервуары
Проводить несколькими Системами "СТРУНА" мониторинг распределённого на больших площадях резервуарного парка нефтебаз и хранилищ
Контролировать резервуары с различными высотами (взлив до 18 метров) и с различными продуктами одной системой "СТРУНА" (например МТАЗС нефтебазы с горизонтальными и вертикальными резервуарами химические производства и т.п.)
Проводить контроль и установить автоматическую защиту от перелива топлива
Установить автоматическую защиту насосов от работы "в сухую
Реализовать нормативные требования экологической и пожарной безопасности
Автоматически контролировать герметичность резервуаров как одностенных так и двустенных
Контролировать давление или уровень тосола в межстенном пространстве двустенных резервуаров
Измерять давление как в резервуарах так и в трубопроводах
Вычислять массу паровой фазы в резервуарах с СУГ
Измерять массу нефтепродукта или СУГ по аттестованным методикам выполнения измерений (МВИ)
Использовать полученные данные измерений в комплексных системах учета хранения и отпуска нефтепродуктов организовать глобальные корпоративные распределённые системы учёта
С применением специального программного обеспечения проводить автокалибровку градуировочных таблиц резервуаров
Использовать метрологические датчики ППП в системах градуировки резервуаров (ПИГЛ).
ИП103-21-ТР - извещатель пожарный тепловой взрывозащищенный
Предназначен для выдачи в шлейф пожарной сигнализации тревожного сигнала при превышении в контролируемой среде установленной температуры срабатывания.
извещатель пожарный тепловой взрывозащищенныйприменяется на предприятиях химической нефтегазодобывающей нефтегазоперерабатывающей и судостроительной отраслей и взрывоопасных зонах других производств.
Отличительные особенности и характеристики:
ИП103-21-ТР пассивный ток не потребляет
при питании по искробезопасной цепи может устанавливаться в зону класса «0»
высокая пылевлагонепроницаемость IP67 и виброустойчивость (заливка компаундом)
подключение в адресные системы пожарной сигнализации
неокисляющиеся пружинные клеммы WAGO
выпускается в корпусе из алюминиевого сплава АК 12 ПЧ
чувствительный элемент выполнен из нержавеющей стали
маркировка взрывозащиты
маркировка взрывозащиты в модификации с оконечным элементом
температурный класс настройки извещателя °С
(класс А3) -спецзаказ
напряжение питания В
предельный коммутируемый ток А
условия эксплуатации:
температура окружающего воздуха для соответствующих температурных классов
Т5 - от - 55°С до +100°С
Т6 - от - 55°С до + 85°С
габаритные размеры не более мм
срок службы не менее лет
гарантийный срок месяцев
ВС-07е-И Оповещатель пожарный взрывозащищенный звуковой со световой индикацией
Оповещатель ВСпредназначен для подачи звукового и светового сигналов в системах пожарной и охранной сигнализации при совместной работе с любыми приемно-контрольными устройствами.
Оповещатель ВС применяется на предприятиях химической нефтегазодобывающей нефтегазоперерабатывающей отраслей и взрывоопасных зонах других производств.
Отличительные особенности:
эксплуатация в жестких климатических условиях - от -55 +70°С
предусмотрена возможность контроля цепи питания напряжением обратным питающему
цвет свечения выбирается потребителем из ряда:
oдежурный режим - красный (К) желтый (Ж) зелёный (З) или синий (С)
oаварийный режим - красный (К) желтый (Ж)
возможен выбор между мигающим свечением световой функции и постоянным
возможно изменение характера звучания - 2 режима
Ключевые характеристики:
высокая коррозионная стойкость и пылевлагонепроницаемость IP65
виброустойчивость (заливка компаундом)
максимальный потребляемый ток А
звуковое давление на расстоянии (100±005) м не менее Дб
тип звукового сигнала – сирена.
диапазон частот генерируемого звукового сигнала кГц
частота мигания световой функции Гц
допускаемая продолжительность непрерывной работы в режиме подачи звукового сигнала не более час
габаритные размеры корпуса оповещателя без кабельных вводов и кронштейна не более мм
масса оповещателя не более кг
«ЭКРАН-С3» - светозвуковой оповещатель с мигающим режимом работы табло со звуковым давлением не менее 95 дбм
«ЭКРАН-С» - световой оповещатель с мигающим режимом работы табло (по заявке возможен вариант - с постоянным свечением табло)
«ЭКРАН-СУ» - световой эвакуационный указатель с постоянным свечением табло
Выпускаются оповещатели «ЭКРАН-С» и «ЭКРАН-С3» с дополнительной свето-информационной секцией «Автоматика отключена» или другой по заявке
При подключенииоповещателей«Экран»не требуется искробезопасных шлейфов!
эксплуатация в жестких климатических условиях «ЭКРАН-С» «ЭКРАН-С3» «ЭКРАН-СУ» – от -55 +75 °C
контроль цепи питания на обрыв и короткое замыкание
высококонтрастные надписи табло «ЭКРАН-С» и «ЭКРАН-С3»
выпускается в корпусе из антистатичного полиамида ПА6-Э81
антистатическое покрытие поверхности стекла
высокая пылевлагонепроницаемость и ударопрочность IP65
максимальный потребляемый ток не более А
Газоанализатор 17285.00руб
Газоанализатор ЭССА-СОN-СН4M исполнение БС(Н)(Р) предназначены для измерения содержания оксида углерода (СО) и метана (СН4) в воздухе рабочей зоны сигнализации о превышении двух заданных уровней концентрации (ПОРОГ 1 ПОРОГ 2) и управления внешними устройствами.
Устройство газоанализатораЭССА-СОN-СН4M
Газоанализаторы состоят из измерительных преобразователей (ИП) устанавливаемых в контролируемой зоне и блока сигнализации (БС) который обеспечивает электрическое питание ИП индикацию измеряемой концентрации световую сигнализацию и выдачу управляющих релейных сигналов на вторичные исполнительные устройства. ИП соединяется с БС кабелем образуя измерительный канал. Для соединения ИП и БС используется экранированный кабель: с числом жил не менее 3-х для ИП метана и двужильный для ИП СО. Общее число ИП N+M=16 В исполнении (Р) предусмотрена регистрация превышения пороговых значений и передача данных внешним устройствам по интерфейсу RS – 232. В состав исполнения (Н) входит блок реле (БР) формирующий релейные сигналы для каждого измерительного канала. Один БР обеспечивает работу от 1 до 4 измерительных каналов.
Функции газоанализатора:
измерение массовой концентрации оксида углерода (СO) с помощью электрохимического сенсора (Compact S производства MONOX Ltd Великобритания) установленного в ИП;
измерение объемной концентрации метана (СН4) с помощью термокаталитического сенсора установленного в ИП;
отдельная для каждого измерительного канала световая сигнализация превышения измеряемыми концентрациями значений заданных как пороги сигнализации;общая для всех измерительных каналов звуковая сигнализация превышения измеряемыми концентрациями значений заданных как порог сигнализации (ПОРОГ 2);
формирование общих для всех каналов управляющих релейных сигналов при превышении измеряемыми концентрациями значений заданных как пороги сигнализации;
формирование независимых для каждого измерительного канала управляющих релейных сигналов при превышении измеряемыми концентрациями значений заданных как пороги сигнализации для газоанализаторов исполнения Н;
отдельная для каждого измерительного канала световая сигнализация неисправности измерительного канала (обрыв или замыкание измерительного кабеля неисправность ИП);
индикация текущих значений массовой концентрации оксида углерода и объемной концентрации метана;
регистрация по каждому измерительному каналу фактов превышения измеряемыми концентрациями любого из порогов и передача данных внешним устройствам по интерфейсу RS – 232 для газоанализаторов исполнения Р.
Основная погрешность измерения
– 20 мгм3 приведенная
– 100 мгм3 относительная
Число порогов сигнализации
Световая релейные сигналы (отдельно по каждому компоненту) звуковая (общая)
Максимальное расстояние между БС и ИП при сечении жил кабеля**
Межповерочный интервал
** кабель поставляется по отдельному заказу
Рабочие условия эксплуатации ЭССА-СО-СН4N Газоанализатор стационарный исполнение МБ:
Температура окружающего воздуха: от +5 до +45 град С
Относительная влажность воздуха (неконденсируемая): от 10 до 95 %
СТМ-30 - сигнализатор гоючих газов 23 09708 руб.
Предназначен для автоматического непрерывного контроля довзрывоопасных концентраций многокомпонентных воздушных смесей горючих газов и паров.
Область применения: в процессе нефте- и газодобычи на нефте- и газопроводах; на объектах газовых хозяйств в автомобильных хозяйствах на заправках; на промышленных предприятиях (окрасочные участки канализация котельные); на производствах лаков и красок; на складах ГСМ (в портах на жд нефтебазах и т.д.); на танкерах и других судах речных и морских пароходств.
Тип газоанализатора - стационарный.
Принцип работы - термохимический.
Основные технические характеристики
Диапазон измерения: % НКПР
для СТМ-30-30 СТМ-30-31
Диапазон показаний % НКПР
Стандартная установка порогов
%об.(для СТМ-30-30 СТМ-30-31)
Основная абсолютная погрешность % НКПР не более:
Время срабатывания сигнализациис не более
Выходной унифицированный сигнал мА
нагрузка не более 500 Ом
Температура окружающей средыоС:
для блока датчика:с цифровой индикацией
без цифровой индикации
для выносного датчика:высокотемпературный
Срабатывание “сухих” контактов релепри срабатывании сигнализации:предварительной
Длина линии связиБСиПс блоком датчикам не более:
сRжилы не более 10 Ом
Число проводников линии связи
с цифровой индикацией
резервное постоянное
модиф. сциф. индикацией
Потребляемая мощность ВА не более
Габаритные размерымм:
блок сигнализации и питания (БСП)
блок обмена информации (БОИ)
блок датчика со встроенным датчиком
блок датчика с выносным датчиком
блок датчика с выносным высокотемпературным датчиком
блок датчика принудительный
Срок службы лет не менее
Датчики выполнены во взрывобезопасном исполнении с маркировкой по взрывозащите 1ЕхdibIICT6(T3) (для СТМ-30-30 СТМ-30-31 1Е блоки датчиков выполнены во взрывобезопаснои исполнении с маркировкой по взрывозащите 1Е БС и П имеют входную искробезопасную цепь ExibIIC.
Блоки датчиков взаимозаменяемы без регулировки в месте установки и без отключения питания.
Сигнализаторы СТМ-30 состоят из блока сигнализации и питания (БС и П) блока датчика (со встроенным или выносным датчиком) и блока обмена информацией БОИ (с возможностью подключения от 1 до 16 БС и П для модификаций сигнализаторов только с цифровой индикацией).
Исполнения сигнализаторов СТМ-30
Cпособ забора пробы исполнение датчика
Сигнализаторы имеют световую сигнализацию при достижении пороговых концентраций горючих газов или неисправности датчика.
СТМ-30 с цифровой индикацией состоит из:
БД – производят измерения и выдают цифровую индикацию текущей концентрации контролируемых газов по месту установки и передают нормированных сигнал по 2-х проводной линии связи на БС и П.
БС и П – обрабатывает информацию поступающую с БД имеет цифровую индикацию текущей концентрации контролируемых газов выдает световой сигнал и замыкает (размыкает) «сухие» контакты реле при достижении пороговых значений концентрации (пороги регулируемые) и неисправности датчика.
БОИ – производит сбор информации с БС и П (от 1 до 16) накопление хранение и передачу обработанных данных в информационную систему посредствам цифрового интерфейса (RS232 RS 485).
Конструкция сигнализаторов позволяет объединять каналы в единые информационные системы до 99 БОИ (1584 точки контроля) для защиты объектов и упрощает монтаж обслуживание поверку и ремонт непосредственно ан объектах.
В случае использования модификаций сигнализаторов с принудительной подачей контролируемой среды необходима линия сжатого воздуха с давлением от 025 до 06 МПа. Зогрязненность линии сжатого воздуха должна быть не более класса 5 по ГОСТ 17433. Расход контролируемой среды для сигнализаторов с принудительной подачей пробы не менее 48 мч.
Производитель:Grundfos[Грундфос] Россия
Цена:324 101.64 руб. за шт
Моноблочный насос Grundfos NB 80-250257 Premiumэто одноступенчатый центробежный насос с горизонтальным всасывающим и вертикальным напорным патрубками предназначен для циркуляции жидкости в системах отопления кондиционирования и вентиляции. На дне корпуса насоса Grundfos NB 80 Premium имеется сливная пробка а в выпускном канале имеется отверстие для подключение манометра.
Расшифровка типового обозначения насоса Grundfos NB A-B.CD X-Y-Z где A - номинальный диаметр напорного патрубка; B - номинальный размер рабочего колеса в мм; C - рабочее колесо уменьшенного диаметра; D - действительный размер рабочего колеса в мм. X - исполнение насоса: A - основное исполнение; B - электродвигатель большей мощности чем стандартный; C - без электродвигателя; D - корпус насоса на опорах; E - взрывозащищенное исполнение; X - специальное исполнение. X - код исполнения трубного присоединения: F - фланец по DIN. Z - материал корпуса насоса и рабочего колеса: A B S N R P K L M X.
Технические характеристики
максимальное рабочее давление
температура перекачиваемой жидкости
материал корпуса насоса
по состоянию на18.04.2013
Все цены на насосы ВК(С) и ЦВК
БАЗОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
Максимальная потребляемая мощность насоса кВт.
Частота вращения обмин
Насосы для воды горизонтальные двусторонего входа
Все цены на насосы Д
Потребляемая мощность кВт
Пенообразователь морозостойкий
для тушения пожаров классов А и В в том числе нефти и нефтепродуктов
ТЭАС-Н (низкотемпературный) и ТЭАС-С (северный)
рекомендован к использованию пожарными службами и применению в автоматических
системах пожаротушения
Пенообразователи для пожаротушения целевого назначения «ТЭАС-Н» и «ТЭАС-С» (с
пониженной температурой замерзания (-20 и -30°С)) используются преимущественно в
северных регионах и для хранения в неотапливаемых помещениях. Применяется для тушения пожаров классов А и В (твердые и жидкие вещества включая древесину хлопок уголь нефть и нефтепродукты жиры масла и др.) с применением пены низкой и средней кратности при помощи стандартных пеногенераторов и стационарных установок пенного пожаротушения атакже для приготовления растворов смачивателя.
Применяется преимущественно противопожарными службами при тушении пожаров
различной степени в системах пожаротушения на промышленных предприятиях а также на производственных объектах нефтегазового комплекса при объемном тушении нефти и нефтепродуктов (НПЗ мини НПЗ нефтебазы нефтехранилища склады ГСМ и т. д.).
Для приготовления рабочего раствора и получения огнетушащей пены используется
стандартная 6% или 3% (ТЭАС-3Н) концентрация пенообразователя.
Тактико-техническая характеристика пенообразователей «ТЭАС-Н» и «ТЭАС-С»
Наименование показателя Значение показателя
Внешний вид Прозрачная жидкость без осадка
Плотность при 20 °С кгм
Кинематическая вязкость при 20 °С мм
Водородный показатель (рН) 70 - 100
Температура застывания °С не выше
Устойчивость пены средней кратности с не менее:
разрушение 50% объема пены из ГПС-100 в 200 л емкости 720
выделение из пены полученной на стендовой установке
Время тушения н-гептана (бензина А-76) при интенсив-
ности подачи рабочего раствора (0032±0002) дм
пеной средней кратности с не более
Гарантийный срок хранения мес. 36
Продукция сертифицирована
показатели соответствуют ГОСТ Р 50588-93 - Пенообразователи для тушения пожаров.
ПО «ТЭАС-Н» и «ТЭАС-С»- самый оптимальный выбор для использования
пенообразователя в условиях низких температур а также при хранении пенообра-
зователя в неотапливаемых помещениях и на открытом воздухе в зимнее время года.
Получить более подробную информацию о данном пенообразователе а также оформить заказ
Дыхательные клапаны совмещенные КДС
Цены на дыхательные клапаны КДС
Клапан дыхательный КДСпредназначен для поддержания давления в газовом пространстве резервуаров в заданных пределах и герметизации газового пространства резервуаров.Клапан дыхательный КДСспроектирован и изготавливается в исполнении УХЛ. Клапан дыхательный КДС имеет температурный диапазон работы от -60 С до +45 °С. Корпус клапанаКДСизготовлен из алюминия.
Основные параметры и характеристики клапана КДС
ЦЕНЫ НА НАСОСЫ В НПП «РИМОС»
по состоянию на 19.03.2013
CRN5-6 A-P-G-V-HQQV 3x230400 50HZ ^92365
Наименование продукции
CRN 5-6 A-P-G-V-HQQV A-P-G-V HQQV
Производственный номер
Примечание к изображению: Внимание! Фотография продукта может отличаться от существующего.
Шкаф управления насосами Control MPC
Шкафы управления серии Control MPCэто идеальное решение для группы насосов работающих в системах водоснабжения или отопления. Благодаря новому контроллеру CU352 со встроенной интеллектуальной системой Multi Pump Controls насос автоматически адаптируется к текущему режиму работы и всегда эксплуатируется в точке наивысшего КПД.
Стандартные функции:
Автоматическое каскадное управление
Регулирование по постоянному давлению перепаду давления температуре расходу уровню и т.д.
Переключение при аварии
Пробный пуск при длительном простое
Управление Е-насосами Grundfos со встроенными преобразователями частоты
Управление стандартными насосами с преобразователями частоты в шкафу управления
Управление насосами без использования ПЧ (каскадное подключение)
Специальные функции:
Автоматическая оптимизация энергопотребления насосов
Характеристики насосов Grundfos &в памяти контроллера
Расчет расхода без использования расходомера (запатентовано Grundfos)
Расчет удельного энергопотребления
Автоматический останов при малом расходе&&
Пропорциональное регулирование давление в промышленных системах водоснабжения
Плавное увеличение давления в пустых трубопроводах
Контроль выхода параметров за пределы
Журнал аварий и предупреждений
Архив параметров станции с графическим отображением
Управление вспомогательным насосом малой производительности
Дистанционное управление по Ethernet и другим шинам связи
Системы водоснабжения
Системы централизованного теплоснабжения
Системы кондиционирования
Системы централизованного холодоснабжения
Промышленные системы охлаждения
Установки повышения давления
Промышленные процессы
Количество насосов:от 1-го до 6-ти
Мощность каждого насоса:от 037 до 630 кВт
Напряжение питания:3х380 В 50 Гц
Ввод питания:одинарный двойной с АВР или отдельный ввод на каждый насос
Способ пуска насосов:прямой «звезда-треугольник» плавный или через преобразователи частоты CUE
Климатическое исполнение:внутреннее IP54 УХЛ4 (0 +40°C)
Тип управления:аналоговые датчики или дискретные сигналы
Особенности и преимущества
Контроллер Grundfos CU352 с большим графическим дисплеем и подробной индикацией состояния системы
Предустановленное программное обеспечение контроллера упрощает настройку и ввод в эксплуатацию шкафа управления (не требуется программирование и подключение к ПК). Процесс пуско-наладки занимает не более пяти минут;
Меню на русском языке с удобной& навигацией подсказками и мастером первого запуска
В памяти хранится журнал аварий и предупреждений с описанием причин срабатывания;
Программируемы входы и выходы;
Большой список опций и дополнительных защит насосов
Аналоговые датчики давления перепада давления температуры уровня
Модули передачи данных CIM
Извещатель пламени ИПЭС-УФ
ИПЭС-УФ предназначен для обнаружения возникновения пожара в поле зрения извещателей и выдачи аварийной (предупредительной) сигнализации на приборы приемно-контрольные пожарные и охранно-пожарные (ППКП).
ИПЭС-УФ регистрирует электромагнитное излучение пламени в ультрафиолетовом (УФ) спектральном оптическом диапазоне и является одноканальным извещателем. Оптические фильтры и конструкция приемников ИПЭС определяют область максимальной спектральной чувствительности УФ диапазона – 150 300 нм что обеспечивает максимальную чувствительность ИПЭС к электромагнитному излучению сопровождающему горение и невосприимчивость к паразитным засветкам помех как естественного (солнечный свет) так и искусственного происхождения (лампы накаливания нагретые до высокой (более 1000°С) температуры предметы и т.п.)
Основным преимуществом одноканальных извещателей пламени является их более низкая стоимость (по сравнению с комбинированными модификациями).
При отсутствии в поле зрения извещателя источников помех ультрафыиолетового диапазона применение ИПЭС-УФ позволяет в полной мере обеспечить автоматический контроль и сигнализацию возникновения пожара. В случае наличия мощных источников УФ-излучения рекомендуется использовать дополнительные методы (например контроль оператора) для снижения вероятности ложного срабатывания.
Область применения:*
взрывоопасные и пожароопасные зоны помещений и наружных установок в местах установки технологического оборудования насосных станций магистральных нефтепроводов резервуарных парков наливных эстакад и т.д. при возможном возникновении взрыво- и пожароопасной смеси паров нефтепродуктов природного газа и других углеводородов;
взрыво- и пожароопасные объекты нефтегазового и топливно-энергетического комплексов в том числе производственные площадки транспортные системы и хранилища нефтегазового сектора резервуары с нефтью нефтепродуктами природным газом и т.п.;
морские нефтедобывающие нефтеперерабатывающие платформы суда и корабли ВМФ в том числе подводный флот;
в составе установок и комплексов противопожарной защиты и пожаротушения.
* при отсутствии мощных источников модулированного УФ-излучения
Функциональные особенности ИПЭС-УФ:
взрывозащищённое исполнение;
низкое энергопотребление;
высокая чувствительность невосприимчивость к источникам ложных срабатываний;
наличие встроенных источников для сквозного контроля оптических каналов – режим автоматического самотестирования;
выходные сигналы: аналоговый цифровой «сухие» контакты реле;
мониторинг функционирования через ПК (стандартный выход RS-485) возможность применения как в качестве отдельного прибора так и в составе систем охранно–пожарной сигнализации;
возможность фиксации выходного сигнала «Пожар» после окончания действия причины появления сигнала тревоги;
возможность блокировки выходного сигнала тревоги при проведении проверки (магнитный браслет[1]);
поворотный кронштейн для ориентации на предполагаемый источник возгорания;
высокая степень защиты от внешних воздействующих факторов окружающей среды в т.ч. антикоррозионная защита и устойчивость к механическому воздействию;
возможность дополнительной защиты от окружающей среды при установке на открытом воздухе (защитный козырек[2]);
поддержка протоколов связи Modbus RTU (Hart Prof
наличие специальных[3]вариантов исполнения в зависимости от особенностей эксплуатации извещателей.
[1][2]магнитный браслет и защитный козырек в базовый комплект поставки не входят и поставляются по отдельному заказу;
[3]специальные варианты исполнения – с поддержкой интерфейсов Hart Profubus в комплекте с видеокамерой а также для контроля погасания факела пламени горелки – поставляются по отдельному заказу.
СкачатьСпецификация ИПЭС-УФ
Руководство по эксплуатации
Шкаф управления электрозадвижками насосной станции пожарного водопровода
ИП 535-07е (компл. 01) Извещатель пожарный ручной
Извещатель пожарный ручной взрывозащищенный Маркировка взрывозащиты 1ExdmI ICT6
Степень защиты оболочки IP67
Напряжение питания В 6 ? 28
Потребляемый ток в дежурном режиме мкА не более 20
Потребляемый ток в режиме срабатывания мА не более 1
Диапазон рабочих температур °С -55 ? +85
Габаритные размеры мм 245x135x80
Масса кг не более 08
Генератор пены ГПС 2000 предназначен для установки для получения из водного раствора пенообразователя струи воздушно-механической пены. Устанавливается на пожарную передвижную пожарную технику.
Генератор создает пену средней кратности которую необходимо подавать непосредственно на очаг пожара. Используется при тушении пожароопасных объектов легковоспламеняющихся жидкостей а также также технологического оборудования. В качестве распылителя используют насадки вихревого типа.
Характеристики генератора пены ГПС 2000
Производительность по пене: 2000 лс;
Расход пенообразователя: 18 лс;
Необходимое давление перед распылителем: 04-06 МПа;
Дальность подачи пены: более 10м;
Для 1000 нужно 2 Генератор пены ГПСС 600
Для 400 нужно 2 Генератор пены ГПСС 600

Пояснительная записка.docx

Общие сведения о резервуарах и парках хранения ЛВЖ и ГЖ и пожарах в них7
1. Резервуары для хранения нефтепродуктов13
Общие данные газового комплекса Норильского промышленного региона15
2. Система сбора продукции на промыслах18
Тактические возможности ПЧ объекта.21
Система оповещения22
Техническое предложение30
Расчет и подбор противопожарного оборудования31
Экономический расчет64
4. Эксплуатационные затраты72
5. Затраты на амортизацию оборудования75
Безопасность и экологичность проекта80
1. Недостатки базовой конструкции по обеспечению безопасности труда80
2. Хозяйственно-питьевое водоснабжение81
3. Микроклимат и жесткость погоды81
4. Выделение вредных веществ82
6. Молниезащита резервуарного парка85
7. Травмобезопасность при проведении ремонтных работ93
8. Средства индивидуальной защиты94
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ98
Целью модернизации является повышение эффективности системы пожаротушения. Для достижения данной цели предлагается обеспечить резервуарный парк системами промышленной и пожарной безопасности на основе современных автоматизированных комплексов которая включает в себя:
- систему контроля и сигнализации предельных уровней налива;
- систему блокировки электронасосных агрегатов;
- систему контроля и сигнализации довзрывных концентраций паров нефтепродуктов;
- систему пожарной сигнализации;
- систему пенного пожаротушения;
- систему предотвращения предпожарных и взрывоопасных режимов;
- систему оповещения и эвакуации технического и административного персонал.
В результате модернизации в большинстве случаев удастся предотвратить воспламенение нефтепродукта а также обнаружить любое возгорание на самой ранней стадии возникновения.
Нефтебазы склады и базы горючего выполняя важные функции по приему хранению и выдаче нефтепродуктов являются объектами повышенной опасности.
Разработка мероприятий и внедрение технических решений предупреждающих и исключающих опасные факторы влияющих на промышленную и пожарную безопасность данных объектов является обязательным при эксплуатации нефтебаз и складов нефтепродуктов. Разрабатываемые проектные решения должны иметь практическую реализацию в части обеспечения промышленной и пожарной безопасности предотвращения аварий образования взрывопожароопасной среды и источников зажигания.
Промышленная и пожарная безопасность нефтебаз обеспечивается техническими решениями принятыми при проектировании соблюдением требований правил безопасности и норм технологического режима процессов безопасной эксплуатацией оборудования и квалифицированной подготовкой технического персонала. Решению этих задач служат автоматизированные системы управления и контроля технологических процессов (АСУ ТП) системы охранной сигнализации в том числе охраны периметра объекта пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения оповещения видеонаблюдения за объектами нефтебазы.
Не следует забывать и о том что основная часть территории нефтебазы является так называемойвзрывоопасной зонойили дажевзрывоопасным объектом. На всей территории такого взрывоопасного объекта действует специальный свод правил и требований направленных на предотвращение подрыва взрывоопасной смеси которая присутствует или может образовываться в случае аварии на объекте.
Резервуарные парки являются одними из основных сооружений складов нефти и нефтепродуктов. Увеличение объема добычи и переработки нефти вызывает увеличение объемов резервуарных парков.
Общее состояние резервуарных парков характеризуется повышением объема и номенклатуры хранимых нефтепродуктов а также единичной вместимости резервуаров. В связи с этим пожарная опасность данных объектов обуславливается тем что на сравнительно небольших площадях сосредотачивается значительное количество пожароопасных жидкостей исчисляемое порой сотнями тысяч тонн.
Несмотря на осуществление обширного комплекса мероприятий по обеспечению пожарной безопасности резервуарных парков в них происходят пожары как у нас в стране так и за рубежом. Этот факт свидетельствует о том что проблема пожарной защиты данных объектов требует дальнейшего усовершенствования.
Наряду с проблемой снижения пожарной опасности резервуарных парков не менее актуальна проблема защиты окружающей среды от испарения нефтепродуктов.
Меры борьбы с потерей углеводородов от испарений используемые в отечественной практике не являются совершенными поскольку лишь уменьшают потери но не ликвидируют их. Решение проблемы снижения пожарной опасности резервуарных парков и защиты окружающей среды возможно при внедрении современных методов исключающих или ограничивающих при хранении потери от испарения нефтепродуктов и образование взрывоопасных концентраций.
Устойчивое удовлетворение растущих потребностей в различных видах топлива и энергии требует улучшения структуры топливно-энергетического баланса широкого использования возобновляемых источников энергии последовательного проведения во всех отраслях хозяйствования активной и целенаправленной работы по экономии топливно-энергетических ресурсов в том числе и обеспечения пожарной безопасности при их добыче переработке транспортировке и хранении.
Целью настоящей работы является: определить и обосновать наиболее подходящий способ модернизации противопожарного оборудования резервуарного парка; по результатам расчетов сделать выводы и дать рекомендации по уменьшению потерь от испарения при выполнении которых снизится возможность образования взрывоопасных концентраций и уменьшится экономический ущерб причиняемый атмосфере.
Общие сведения о резервуарах и парках хранения ЛВЖ и ГЖ и пожарах в них
Количество пожаров возникающих в резервуарах с ЛВЖ-ГЖ сравнительно невелико и составляет менее 15% от пожаров имеющих место на объектах химии и нефтехимии. Однако это наиболее сложные пожары представляющие опасность для коммуникаций смежных сооружений а также для участников тушения. Опасность этих пожаров обусловлена возможностью жидкостей растекаться на большой площади с большой скоростью распространения пламени.
Пожары в резервуарах характеризуются сложными процессами развития носят затяжной характер и требуют для их ликвидации большого количества сил и средств.
Основным средством тушения пожаров в резервуарах остается воздушно-механическая пена (ВПМ) средней кратности подаваемая на поверхность горючей жидкости. Проводится работа по замене биологически жестких пенообразователей на биологически мягкие по условиям требований экологии. Поэтому одной из задач службы пожаротушения является разработка и обеспечение нормативной интенсивности подачи растворов новых типов пенообразователей.
Классификация резервуаров и резервуарных парков.
Для хранения нефти и нефтепродуктов в отечественной практике применяются резервуары металлические железобетонные земляные из синтетических материалов.
Наиболее распространены как у нас в стране так и за рубежом стальные резервуары. Применяются следующие типы стальных резервуаров:
- вертикальные цилиндрические резервуары со стационарной конической или сферической крышей вместимостью до 20000 м3 (при хранении ЛВЖ) и до 50000 м3 (при хранении ГЖ);
- вертикальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей и плавающим понтоном вместимостью до 50000 м3;
- вертикальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей вместимостью до 120000 м3.
Стенки вертикальных стальных резервуаров состоят из металлических листов как правило с размерами 15 4 м. Причем толщина нижнего пояса резервуара колеблется в пределах от 6 мм (РВС-1000) до 25 мм (РВС-120000) в зависимости от вместимости резервуара. Толщина верхнего пояса составляет от 4 до 10 мм. Верхний сварной шов с крышей резервуара выполняется ослабленным с целью предотвращения разрушения резервуара при взрыве паровоздушной смеси внутри замкнутого объема резервуара.
Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от вместимости резервуарных парков и вместимости отдельных резервуаров делятся на следующие категории (таблица 1).
Таблица 1 – Категории складов для хранения нефти и нефтепродуктов
Максимальный объем одного резервуара м3
Общая вместимость резервуарного парка м3
св. 20000 до 100000 вкл.
св. 10000 до 20000 вкл.
св. 2000 до 10000 вкл.
По назначению резервуарные парки могут быть подразделены на следующие виды:
- товарно-сырьевые базы для хранения нефти и нефтепродуктов
- резервуарные парки перекачивающих станций нефти и нефтепродуктопроводов
- резервуарные парки хранения нефтепродуктов различных объектов.
Резервуарные парки первого вида характеризуются как правило значительными объемами хранимых жидкостей а также тем что в одной резервуарной группе хранятся нефтепродукты близкие или одинаковые по составу и своим пожароопасным свойствам. В резервуарных парках второго вида все резервуары чаще всего имеют нефть или нефтепродукт одного вида.
Наземные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов объемом 5000 м3 и более оборудуются системами автоматического пожаротушения
На складах IIIа категории при наличии не более двух наземных резервуаров объемом 5000 м3 допускается предусматривать тушение пожара этих резервуаров передвижной пожарной техникой при условии оборудования резервуаров стационарно установленными генераторами пены и сухими трубопроводами с соединительными головками для присоединения пожарной техники и заглушками выведенными за обвалование.
Стационарные установки охлаждения оборудуются наземные резервуары объемом 5000 м3 и более. Особенности развития пожаров.
Пожары в резервуарах обычно начинаются со взрыва паровоздушной смеси в газовом пространстве резервуара и срыва крыши или вспышки "богатой" смеси без срыва крыши но с нарушением целостности ее отдельных мест.
Сила взрыва как правило большая у тех резервуаров где имеется большое газовое пространство заполненное смесью паров нефтепродукта с воздухом (низкий уровень жидкости).
В зависимости от силы взрыва в вертикальном металлическом резервуаре может наблюдаться обстановка:
- крыша срывается полностью ее отбрасывает в сторону на расстояние 20-30 м. Жидкость горит на всей площади резервуара;
- крыша несколько приподнимается отрывается полностью или частично затем задерживается в полупогруженном состоянии в горящей жидкости;
- крыша деформируется и образует небольшие щели в местах крепления к стенке резервуара а также в сварных швах самой крыши. В этом случае горят пары ЛВЖ над образованными щелями.
Основными параметрами пожаров в резервуарных парках являются:
площадь пожара высота факела пламени плотность теплового потока скорость выгорания скорость прогрева жидкости.
Горение ЛВЖ и ГЖ со свободной поверхности происходит сравнительно спокойно при высоте светящейся части пламени равной 15 диаметров резервуара.
При наличии ветра горение значительно усиливается масса дыма и пламени отклоняется в сторону тем самым усложняется обстановка на пожаре за счет увеличения вероятности распространения пожара на соседние резервуары и сооружения ведет к потере ориентации сковывает боевые действия подразделений.
Изменяется тепловой режим пожара за счет увеличения теплоотдачи к поверхности жидкости стенки резервуара контактируя с пламенем нагреваются до более высокой температуры
За счет теплового излучения факела пламени а также конвективного переноса тепла раскаленными газами часто происходит воспламенение паров нефтепродуктов на соседних резервуарах выходящих через дыхательную арматуру замерные устройства и т.п.
Температура пламени зависит от вида нефтепродукта и практически не зависит от размеров факела и колеблется от 1000 до 1300°С
Линейная скорость выгорания различных нефтепродуктов в зависимости от их физико-химических свойств находится в пределах от 6 до 30 смч она практически не зависит от размеров резервуара или от площади горения если эта площадь превышает 5 м2
Процесс горения нефтепродуктов в резервуарах металлических наземных и железобетонных подземных при полностью разрушенной крыше практически не отличается. Например линейная скорость выгорания для нефти составляет 15 смч для обоих видов резервуаров а скорость прогрева в металлических резервуарах для нефти составляет 24-36 смч и в железобетонных 24-30 смч
Накопление тепла в поверхностном слое нефтепродукта в значительной степени влияет на процесс тушения. Высокая температура разрушает пену увеличивает расход огнетушащих веществ и время тушения
На поверхности жидкости температура близка к температуре кипения но у нефти температура поверхности медленно возрастает по мере выгорания легких фракций. Для большинства нефтепродуктов температура поверхности жидкости составляет более 100°С.
Необходимо отметить что бензин быстрее прогревается чем нефть и мазут но температура прогретого слоя ниже температуры кипения воды или близка к ней (таблица 2) поэтому выброс маловероятен.
Таблица 2 – Параметры пожаров нефтепродуктов
Наименование горючей жидкости
Скорость выгорания (мч)
Скорость прогрева (мч)
Дизельное топливо из газового конденсата
Смесь нефти и газового конденсата
Основными явлениями сопровождающими пожар в резервуарных парках являются вскипание и выброс.
По характеру прогрева у поверхности все ЛВЖ-ГЖ можно разделить на две группы. Первая группа у которой температура в слое почти не меняется (спирты ацетон бензол керосин дизельное топливо и др.) а на поверхности горения устанавливается температура близкая к температуре кипения. Вторая группа (сырая нефть бензин мазуты и др.) — при длительном горении у поверхности образуется кипящий слой.
Бывают случаи когда нет слоя воды но она имеется в виде эмульсии в самой горючей жидкости. При уменьшении вязкости верхнего слоя нефти капли воды опускаются вглубь и накапливаются там где вязкость нефти еще велика.
Одновременно капли воды нагреваются и закипают. Пары воды вспенивают нефть которая переливается через борт и происходит вскипание (т. е. вскипание воды содержащейся в нефти). Вскипание возникает раньше чем выброс. Сейчас нет точных данных позволяющих РТП определить время по истечении которого наступит вскипание (рис. 2).Опытами установлено что если высота свободного борта превышает толщину прогретого слоя больше чем вдвое жидкость не переливается через борт при условии содержания воды в нефти до 1% тогда вскипание происходит через 45-60 мин. Вскипание увеличивает температуру пламени до 1500°С высота пламени увеличивается в 2-3 раза тепловой поток возрастает в несколько раз за счет полного сгорания.
Выброс можно объяснить следующим образом температура прогретого слоя нефти может достигать 300°С. 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 водой нефть за пределы резервуара.
Итак анализ причин выброса показывает что он может произойти во время пожара в резервуаре где под слоем жидкости находится вода т. е. в зависимости от условий хранения где образуется прогретый слой жидкости; где температура прогретого слоя выше температуры кипения воды.
1. Резервуары для хранения нефтепродуктов
Резервуары вертикальные стальные (РВС) предназначены для приема хранения выдачи нефтепродуктов а также других жидкостей в различных климатических условиях.
Резервуар состоит из цилиндрического корпуса плоского днища и стационарной крыши.
Техническая характеристика РВС-1000.
Внутренний диаметр стенки 10430 мм;
Высота стенки 12000 мм;
Плотность продукта т 10;
Расчетная высота налива мм. 12000;
Припуск на коррозию мм. 10;
Толщина верхнего пояса мм.5;
Толщина нижнего пояса мм.6;
Припуск на коррозию мм 10;
Толщина центральной части мм. 5
Толщина настила мм6.
Резервуар оборудован стальной стационарной лестницей по которой можно выйти на рабочую площадку к смотровому люку а также на крышу для осмотра оборудования. Имеется система охлаждения. Конструктивные элементы резервуара со стационарной крышей показаны на рисунке 1.
Техническая характеристика РВС-5000:
Внутренний диаметр стенки мм 22800;
Высота стенки мм 12000;
Плотность продукта т 09;
Расчетная высота налива мм 12000;
Толщина верхнего пояса мм 7;
Толщина нижнего пояса мм 9;
Количество окраек12;
Припуск на коррозию мм10;
Толщина центральной части мм5;
Количество балок шт.32;
Толщина настила мм5.
Покрытие;2. Днище;3. Опора спускной трубы;4. Кольцо опорное;5. Бобышка заземления;6. Патрубок крыши;7. Слив;8. Клапан дыхательный; 9-10. Патрубок; 11. Перемешиватель;12. Лестница винтовая;13. Площадка и ограждение на крыше;14. Люк-лаз в крыше;15. Люк-лаз в стенке;16. Люк смотровой;17. Полотнища стенки.
Рисунок 1 – Резервуар вертикальный стальной (РВС)
Общие данные газового комплекса Норильского промышленного региона
Открытое акционерное общество «Норильскгазпром» базирующееся в г. Норильске с 1969 г. осуществляет своими подразделениями добычу и транспортировку природного газа и газового конденсата.
Место основной деятельности - Таймырский Долгано-Ненецкий муниципальный район Красноярского края Ямало-Ненецкий автономный округ Тюменской области Норильский промышленный район Красноярского края. Расположение основных объектов указано на рисунке 2.
Рисунок 2 – Обзорная схема
Основной задачей производственной деятельности является обеспечение газом Норильского промышленного района. Суммарные объемы поставки природного газа 3.5 млрд. в год.
Северо-Соленинское газоконденсатное месторождение открыто в 1971 г. введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 1983 г. в промышленной эксплуатации с 1985 г. Участок недр Северо - Соленинского газоконденсатного месторождения расположен п. Тухард Усть - Енисейского района Таймырского Долгано – Ненецкого муниципального района Тазовский район Ямало - Ненецкого АО. Право на добычу газа и газового конденсата геологическое изучение нижнемеловых и юрских отложений закреплено лицензией ДУД № 13582 НЭ.
2. Система сбора продукции на промыслах
Система сбора газа и конденсата является централизованной и выполнена по лучевой схеме. Индивидуальные шлейфы для скважин выполнены в основном из труб диаметром 159 мм с толщиной стенки 10 мм. Шлейфы проложены надземно по коридорной схеме от каждого куста и одиночных скважин:
- на деревянных опорах лежках имеющих ограничители;
- по мостам при переходе через овраги реки ручейки;
- по эстакаде при переходе через коридоры шлейфов.
Часть скважин в зависимости от места расположения и геологической характеристики имеют общий шлейф.
Метанолопроводы диаметром 57 мм с толщиной стенки 4-6 мм проложены к каждой скважине по лежкам в общем коридоре совместно со шлейфами от метанольных насосных
Для предотвращения образования гидратов на устье скважин и шлейфах применяется ингибитор гидратообразования - метанол который подается по индивидуальным метанолопроводам на устье каждой скважины. Метанол дозируется насосами или панелями распределения. Количество подаваемого метанола от 20 до 200 л.час определяется содержанием пластовой воды в добываемом газе.
Газ пройдя разделение от жидкости в сепараторах УКПГ Пеляткинского ГКМ УППГ Северо-Соленинского Южно-Соленинского ГКМ и Мессояхского ГМ проходит дополнительную очистку в расширительных камерах и внутритрубных сепараторах расположенных на межпромысловых и магистральных газопроводах.
Подготовка конденсата к транспортировке осуществляется совместно с насыщенным пластовой водой метанольным раствором (ВМЖ) на промысловых трапных установках. Разделение конденсата и ВМЖ производится на двух разделительных емкостях Мессояхского ГМ. Полученный конденсат накапливается в резервуарах головных сооружений которые указаны в таблице 2.
Наименование резервуаров
Максимальная емкость т.
Резервуары Пеляткинского промысла
100 (дизтопливо 3100 т)
Ожидают ввода в эксплуатацию.
Резервуарный парк Мессояхского промысла
Резервуарный парк Южно-Соленинского промысла
Расположение групп резервуаров различное для хранения конденсата бензина и дизельного топлива. Каждая группа резервуаров находящихся в резервуарном парке имеет обвалование в зависимости от емкости резервуаров. Так например каждая группа резервуаров V=5 тыс. м3 имеет обвалование общей площадью 9900 м2 высота обвалования Нобв = 3 м толщина в верхней
части Вобв. верх = 1 м и в нижней части Вобв. ниж = 3 м.
Тактические возможности ПЧ объекта.
Территорию охраняет 2 отряд пожарной части №3 г. Дудинка имеющих в боевом расчете следующие автомобили: АЦ-40(130) 63Б 2рисунок 6;
АТТ-39 с установленными на них башенными механизмами от АЛ-30 и ГПС-600 по 2 шт.
Рисунок 6 – АвтоцистернапожарнаяАЦ-75-40 (Урал-4320)
Все пожарные автоцистерны заполнены пенообразователем боевые расчеты полностью укомплектованы. Практические занятия ПТЗ и ПТУ проводятся согласно расписания. Время следования до самой дальней точки резервуарного парка составляет 3 минуты. Согласно расписанию выездов полное сосредоточение и расстановка сил и средств из города происходит через 25 минут. Для проведения пенной атаки необходимо 45-60 минут.
Оборудование КИПиА включает следующие объекты:
- система измерения уровня на базе микро ЭВМ ЕМ 1108;
- схема автоматики и сигнализации операторной РП;
- система измерения расхода откачиваемой продукции.
Система измерения уровня на базе микро ЭВМ ЕМ 1108 специально разработанная для данного РП содержит приборы оборудование сбора и обработки данных предназначенных для решения следующих задач:
- измерение уровня продукта
- измерение уровня воды под продуктом
- измерение средней температуры материалов хранимых в резервуарах
- индикация предельных значений уровня
- обработка и отображение результатов измерений.
Измерение уровня продукта находящегося в резервуаре и уровня воды под продуктом выполняется с помощью 16 уровнемеров жидкости серии 1105 монтируемых на крыше резервуаров (дополненных гидрозатворами и арматурой направления поплавка). Измеренные значения могут быть считаны на месте измерения и встроенными кодовыми датчиками переданы через селекторы мест измерения в контрольный центр. Уровнемеры жидкости имеют встроенный отопительный кабель для эксплуатации при низких температурах воздуха окружающей среды. Электроснабжение приборов осуществляется через щит с проектным обозначением « LJAS 301» осуществляющий так же и выдачу световой и звуковой сигнализации аварийных параметров. Обработка и отображение результатов измерения выполняется микро ЭВМ типа 8304-0-520-0 с проектным обозначением «BYD 301».
Измерение средней температуры выполняется 9 датчиками сопротивлений типа PT 900 с проектным обозначением ТЕ. Токовый сигнал соответствующий значению температуры отображается на экране монитора с обозначением «UB 301».
Индикация предельных уровней выполняется в форме световой и звуковой сигнализации через щит управления «LJAS 301». Схемы сигнализации шкафа электроснабжения передают сигнализацию превышения предельного значения микропроцессорному терминалу сбора данных «BYD 301» который автоматически ведет журнал событий о поступающей сигнализации.
Обработка результатов измерения выполняется микроЭВМ «BYD» а обслуживание отображение данных измерения и их регистрация выполняется перифериями. От каждого резервуара непрерывно собираются данные измерения уровня и температуры учитывая константы вычисления вычисляются данные по объему и массе хранимого продукта а также свободный объем. Измеренные и вычисленные данные с постоянным обновлением отображаются на мониторе и по желанию печатаются.
Схема автоматики и сигнализации РП включает:
- схема управления 6 насосами;
- схема световой и звуковой сигнализации аварийных параметров.
Схема автоматики обеспечивает местное и дистанционное управление 6 насосами с выдачей световой сигнализации о работе и остановки насоса а также его отключение при достижении аварийных параметров.
Схема световой и звуковой сигнализации аварийных параметров срабатывает:
- при отклонении давления на выходе насосов;
- при выдаче сигнала концентрация загазованности в помещении насосной.
Звуковая и световая сигнализация срабатывает как в операторной РП так и в насосной. При включении аварийных и рабочих вентиляционных систем.
Система измерения расхода откачиваемой продукции включает в себя три турбинных расходомера типа «Турбоквант» вторичный прибор которых смонтирован в операторной РП.
Дополнительные приборы и оборудование для осуществления технологической деятельности:
- прибор измерения температуры воды в пожарных емкостях № 1 №2 №3 типа Л 64и;
- сигнализаторы загазованности 2типа СТХ-3;
- прибор измерения температуры окружающего воздуха типа «Минитак»
- технические манометры типа « ОБМ 100 МТП 160 »;
- электроконтактные взрывозащищенные манометры типа «ВЭ16рб ».
Сигнализатор СТМ-10используется для непрерывного автоматического контроля до взрывоопасных концентраций воздушных смесей (многокомпонентных) паров и горючих газов в воздухе открытых пространств и помещений рабочей зоны в районах с умеренным и тропическим влажным климатом а также при пониженных температурах в исполнениях ДБН. Сигнализаторы изготавливаются по техническим условиям ТУ 25-7407.0016-88. В процессе осуществления автоматического непрерывного измерения и контроля до взрывоопасных массовых концентраций смесей горючих веществ в воздухе объектов находящихся на территории рабочей зоны сигнализатор СТМ-10 производит выдачу сигнализации о превышении уже установленных значений порогов а также оперативно коммутирует внешние исполнительные цепи по факту срабатывания сигнализации.
Рисунок 4 – СТМ-10 стационарный многоканальный сигнализатор горючих газов
Стационарные системы тушения и охлаждения.
В резервуарном парке стационарными установками пенотушения (генераторы ГПСС) и оборудованы резервуары объемом 5000 м3 и 1000 м3 со стационарной крышей. Системой охлаждения оборудованы все наземные резервуары объёмом от 1000 м3.
Стационарная установка охлаждения резервуаров состоит из горизонтального кольца орошения (оросительного трубопровода с устройством для распределения воды - перфорации) и подходящего к кольцу сухого стояка.
Кольцо орошения размещено в верхнем поясе стенок резервуара и поделено на четыре равных части. Диаметр (внутренний) кольца орошения 80 мм отверстия в кольце орошения диаметром 5 мм расстояние между отверстиями от 315 до 335 мм (расстояние зависит от диаметра резервуара) отверстия расположены по направлению к стенке резервуара под углом.
К каждой четверти кольца орошения подходит сухой стояк диаметром 80 мм соединенный горизонтальным водопроводом (проложенным под землей на глубине h=l5 м) с наружным противопожарным водопроводом резервуарного парка через задвижку с ручным приводом для обеспечения подачи воды при пожаре.
Кольцо орошения и сухие стояки подходящие к нему выполнены из стальной электросварной трубы. Стационарной установкой охлаждения оснащены все вертикальные резервуары.
Система пенотушения.
Система пенотушения резервуарного парка предназначена для экстренной подачи 6-% раствора пенообразователя внутрь резервуаров через пеногенераторы в случае загорания нефтепродуктов.
Система пенотушениясостоит из установки пенотушения смонтированной в 2-х блок-боксах пенопроводов и пеногенераторов ГВП-600 и ГВП-2000 установленных на резервуарах.
Генератор высокократной пены ГВП-600 предназначен для получения из водного раствора пенообразователя ПО-1 высокократной воздушномеханической пены и подачи ее в очаг горения.
- Головка соединительная 2- распылитель; 3- корпус; 4- пакет сеток
Рисунок 5 – Генератор пены высокой кратности ГВП-600
Таблица 3 – Техническая характеристика ГВП-600
Производительность по пене лмин
Кратность пены не менее
Расход 4-6 %-го раствора пенообразователя ПО1 ГОСТ 6918-70 лс
Давление раствора перед распылителем кгссм2
Присоединительная арматура Ду мм
Габаритные размеры мм не более
Установка пенотушения включает в себя 2 дозировочных насоса ВК 116 (рабочий и резервный) для подачи готового пенообразователя и 2 насоса Эв-2000х2 для подачи готового раствора непосредственно на пеногенераторы.
Техническая характеристика:
Условная производительность установки -220 м3час
Рабочий напор насоса ЭВ-200х2 -70-90 м.вод.ст.
Объем бакадля пенообразователя - 10 м3
Мощность электрооборудования - 267 кВт
При возникновении пожара вода из пожарных резервуаров NN 1 2 3 открытием задвижек N 1 2 (см.чертеж 3) подается на насосы Н-12. Одновременно в этот трубопровод подается пенообразователь насосами Н-34 через дозировочную шайбу. Готовый раствор пенообразователя насосами Н-12 подается по наружному трубопроводу на пеногенераторы загоревшегося резервуара. На сетке пеногенераторов образуется воздушно-механическая пена высокой кратности.
Пожаротушение резервуаров на период года с положительной температурой осуществляется воздушно-механической пеной с одновременным охлаждением горящего резервуара и откачкой нефтепродукта. В зимний период возможно откачивать нефтепродукт из горящего резервуара с одновременным охлаждением водой.
Пожаротушение резервуаров 400 м3 может осуществляться только передвижными пожарными средствами
Система орошения резервуарного парка предназначена для экстренной подачи воды на крышу и стены резервуаров через кольца орошения в случае загорания нефтепродуктов.
Система орошения состоит из двух насосов подачи воды смонтированной в одном блок-боксе насосной орошения резервуаров.
Насосная орошения включает в себя 2 насоса Д200-95 (рабочий и резервный) для подачи воды на кольца орошения резервуаров.
Условная производительность установки - 200 м3час
Рабочий напор насоса Д200-95 - 95 м.вод.ст.
Объем трех пожарных резервуаров - 1200 м3
Мощность электрооборудования - 80 кВт
При возникновении пожара вода из пожарных резервуаров № 1 2 3 с открытием задвижек № 17.1 16.1 15.1 (см. чертеж 3) подается на насосы Н-12. Далее вода по кольцевому водоводу для орошения распределяется по всем резервуарам.
Орошение резервуаров на период года с положительной температурой осуществляется с одновременной подачей пены и одновременным охлаждением горящего резервуара и откачкой нефтепродукта. В зимний период возможно откачивать нефтепродукт из горящего резервуара с одновременным охлаждением водой.
Орошение резервуара 400 м3 может осуществляться только передвижными пожарными средствами или подачи воды с гидрантов кольцевого водовода.
Конструктивные элементы системы орошения показаны на рисунке 6.
Противопожарный водопровод; 2.Стояк (dСТ = 80 мм); 3.Кольцо орошения (dК= 80 мм) с орошающими отверстиями (dОТВ = 5 мм); 4.Резервуар; 5. Задвижка.
Рисунок 6 – Конструктивные элементы установки охлаждения резервуара
Техническое предложение
По содержанию предыдущего раздела можно сделать вывод о том что состояние противопожарной защиты резервуарного парка находится в хорошем состоянии плановый осмотр и ремонт систем тушения и охлаждения проводится регулярно. Наружное водоснабжение полностью удовлетворяет нужды пожаротушения. Пожарные подразделения обслуживающие предприятие оснащены и подготовлены к возможному возникновению аварийной ситуации и ЧС.
Но в связи с тем что строительство данного объекта производилось в 1982 году оборудование сильно устарело отсутствует система контроля и сигнализации довзрывных концентраций паров нефтепродуктов.
В данном дипломном проекте предложена модернизация существующей стационарной установки автоматического пожаротушения установка нового резервуарного противопожарного оборудования и полная замена комплекса автоматизированных систем раннего выявления чрезвычайных ситуаций и оповещения.
Комплекс вышеперечисленного оборудования позволит в большинстве случаев предотвратить воспламенение нефтепродукта а также обнаружить любое возгорание на самой ранней стадии возникновения и обеспечить его своевременное тушение.
Расчет и подбор противопожарного оборудования
Проверочный расчет огнепреградителя дыхательной арматуры резервуара.
Одним из названных способов защиты аппаратов служат различного вида огнепреградители устанавливаемые на дыхательной арматуре резервуаров. Устройство огнепреградителя показано на рисунке 7.
-корпус состоящий из двух половинок; 2-огнепреграждающий элемент; 3-четыре соединительных шпильки.
Рисунок 7 – Общий вид огнепреградителя
Произведем расчет кассетного огнепреградителя по методу Я.Б. Зельдовича в его работах показано что на пределе распространения пламени в трубках малого диаметра достигается постоянство числа Пекле. На пределе гашения пламени величина числа Пекле колеблется в пределах 60-80 и примерно одинакова для всех горючих смесей и огнегасящих насадок в широком диапазоне изменения условий опыта. По этой закономерности найдём величину критического диаметра огнепреградителя.
Число Пекле применительно к данному условию выражается как
где Peкр число Пекле на пределе гашения пламени равное 65;
а коэффициент температуропроводности;
uн нормальная скорость распространения пламени равная 044 мс.
где λ коэффициент теплопроводности горючей смеси;
ср теплоёмкость горючей смеси;
ρ плотность горючей смеси.
Согласно уравнению газового состояния
где R – газовая постоянная 8314 Дж(мольК);
Т – температура горючей смеси 20°С или 293К;
р – давление горючей смеси 101325 Па;
G – количество горючей смеси.
Подставляя и решая уравнение относительно критического диаметра огнегасящего канала получим
где – коэффициент теплопроводности горючей смеси;
R – газовая постоянная 8314 Дж(мольК);
Величину коэффициента теплопроводности двухкомпонентной паровоздушной смеси определяем по формуле
λг = 03610-2 ВтмК - коэффициент теплопроводности горючего пара;
λв = 025910-2 ВтмК - коэффициент теплопроводности воздуха при 20°С.
Запишем реакцию горения бензина в воздухе
С7267 Н14796 + 21932 (О2 + 376 N2) = 7267 СО2 + 7398 Н2О + 21932376N2
Определяем концентрацию бензина в смеси с воздухом по формуле
где mi – количество молей каждого из компонентов в смеси.
Таким образом горючего компонента в парогазовоздушной смеси содержится 092% об. что составляет менее 5% следовательно в расчетах можно использовать соответствующие показатели воздуха.
Найдём удельную газовую постоянную для исходной смеси
R = 8314 (000921022) = 8842 Дж(мольК);
где М – молярная масса равная 1022 кгкмоль-1 .
Подставляем полученные данные в формулу (4)
Безопасный (гасящий) диаметр составит:
d = 05 00098 = 00049 м.
Из произведенного расчета видно что для защиты дыхательных клапанов резервуаров с конденсатом от проникновения пламени внутрь резервуара огнепреградитель должен быть с диаметром отверстий в кассетах не более 00049 м. На Дудинском резервуарном парке абсолютное число оборудованы огнепреградителями с диаметром отверстий в кассетах более 0003 м что выполняет требование безопасности.
Расчет дыхательного клапана.
Клапан дыхательный КДС предназначен для поддержания давления в газовом пространстве резервуаров в заданных пределах и герметизации газового пространства резервуаров. Клапан дыхательный КДС спроектирован и изготавливается в исполнении УХЛ. Клапан дыхательный КДС имеет температурный диапазон работы от -60 С до +45 °С. Корпус клапанаКДСизготовлен из алюминия.
- корпус; 2 - тарелка вакуума; 3 - тарелка давления у КДС–1500 (два седла давления у КДС–3000); 4 - переходник; 5 - кассета огневого предохранителя; 6 - крышка; 7 - воздуховод.
Рисунок 8 – Общий вид КДС–1500 (слева) КДС–3000 (справа)
Основные преимущества:
- исключают необходимость в установке предохранительного клапана;
- обеспечивают удобство при монтаже;
- повышают срок службы резервуара;
- обеспечивают экологическую чистоту окружающей среды;
- снижают потери легких углеводородов.
Клапаны дыхательные КДС предназначены для герметизации газового пространства резервуаров с нефтью и нефтепродуктами и регулирования давления в этом пространстве в заданных пределах. Они работают как в режиме дыхательных так и предохранительных клапанов.
По устойчивости к воздействию климатических условий клапаны изготовлены в исполнении УХЛ категория размещения 1 по ГОСТ 15150-69. Клапаны выпускаются в штампо-сварном варианте совмещенные с огневым предохранителем.
Штампо-сварной корпус клапана выполнен в виде четырехугольного
бункера на боковых поверхностях которого выкатаны седла для вакуумных затворов. Затвор вакуума состоит из тарелки вакуума прикрывающей седло вакуума в корпусе и кронштейна с фторопластовым хлястиком которые крепятся к корпусу и ограничивают смешение тарелки относительно седла. Герметичное соединение «затвор-седло» предотвращает поступление воздуха в резервуар.
Горловина клапана заканчивается седлом на которое устанавливается тарелка давления предназначенная для выхода паровоздушной смеси из резервуара. Контактирующие поверхности тарелок и седел покрыты фторопластовой пленкой препятствующей примерзанию сопрягающихся деталей.
Клапаны КДС устанавливаются на резервуар крепежным фланцем или переходником. На крепежный фланец (переходник) устанавливается кассета огневого предохранителя. Для защиты от прямого воздействия атмосферных осадков и ветра клапан имеет крышку и четыре воздуховода для вакуумных затворов
При «вдохе» резервуара в полости создается вакуум по достижении расчетного значения вакуума (вакуума срабатывания) в клапане тарелки вакуумных затворов открываются сообщая газовое пространство резервуара с атмосферой и обеспечивая пропуск воздуха в резервуар. При снижении вакуума ниже расчетного значения затвор закрывается и резервуар герметизируется.
При "выдохе" резервуара в полости корпуса клапана возникает избыточное давление. Оно примерно равно давлению в газовом пространстве резервуара. Под действием этого давления тарелки вакуумных затворов прижимаются к седлам т.е. закрываются а тарелки давления - открываются. Это происходит при повышении давления в корпусе клапана до величины давления срабатывания. Газ находящийся в верхней части резервуара устремляется в атмосферу. Давление газа в верхней части резервуара начинает снижаться и при снижении ниже
расчетного значения тарелка возвращается в исходное положение. Затвор закрывается.
Минимальная пропускная способность дыхательных клапанов предохранительных клапанов и вентиляционных патрубков определяется в зависимости от максимальной производительности приемо-раздаточных операций включая аварийные условия по следующим формулам:
пропускная способность клапана по внутреннему давлению м3ч
пропускная способность клапана по вакууму м3ч
где М1 -производительность залива продукта в резервуар м3ч;
М2- производительность слива продукта из резервуара м3ч;
V- полный объем резервуара включая объем газового пространства под стационарной крышей м3.
Произведем подбор дыхательного клапана для резервуара 5000 м3ч по формуле 9 получим внутреннее давление
По формуле 10 пропускная способность клапана по вакууму
Общая пропускная способность клапана:1375м³ч;
Для резервуара сзаданными параметрами по таблице 4 подберем клапан КДС-3000350 соответствующий заданным требованиям по одному на каждый резервуар.
Аналогично производим подбор клапана для резервуаров с объёмом 1000 м3ч по формуле 9 получим внутреннее давление
По формуле 10 пропускная способность клапана по вакууму:
Для резервуара сзаданными параметрами по таблице 4 подберем клапан КДС-1500200 соответствующий заданным требованиям по одному на каждый резервуар.
Таблица 4 – Технические характеристики клапана КДС
Наименование параметра
Условный проход Ду мм
Рабочее давление Па(мм вод. ст.)неболее
Рабочий вакуум Па(мм вод. ст.)неболее
Давление срабатывания Па(мм вод. ст.)неболее
Вакуум срабатывания Па(мм вод. ст.)неболее
Максимальная пропускная способность м³ч
Габаритные размеры мм неболее:
Расчет установки автоматического пожаротушения насосной по перекачке конденсата.
Определяем расчетный объем V м3 защищаемого помещения объем помещения определяется произведением площади пола на высоту заполнения помещения пеной в нашем случае принимаем полную высоту помещения.
Vпом = 3004 = 1200 м3
Выбираем генератор высокократной пены ГВП - 200 «Прогресс» ФУ по ТУ 4854-007-54883547-07 производительность генератора по раствору пенообразователя при рабочем давлении 06 МПа qр ≥ 200 дм3мин (200 лмин или 33 лс) производительность по пене qп = 1320дм3с кратность пены не менее 400 при концентрации ПО 6% .
Определяем расчетное количество генераторов высокократной пены по формуле
n = (a V103) (qр К) (12)
где а - коэффициент разрушения пены;
- максимальное время заполнения пеной объема защищаемого помещения мин;
Значение коэффициента а рассчитывается по формуле
где К1 - коэффициент учитывающий усадку пены принимается равным 12 при
высоте помещения до 4 м;
К2 - учитывает утечки пены при отсутствии открытых проемов принимается равным 12;
К3 - учитывает влияние дымовых газов на разрушение пены для учета влияния продуктов горения углеводородных жидкостей значение коэффициента принимается равным 15.
Максимальное время заполнения пеной объема защищаемого помещения принимается не более 10 мин.
n = (2161200103) (20010400) = 324 шт.
Принимаем 4 генератора высокократной пены ГВП-200 «Прогресс» ФУ.
Определяем производительность системы по раствору пенообразователя
Q = (nqр) (60103) (14)
Qр = (4200) 60000 = 0013 м3с
По технической документации устанавливаем объемную концентрацию пенообразователя в растворе с равную 6%. Определяем расчетное количество пенообразователя м3:
Vпен = с Q 10–2 60 (15)
Vпен = 600131010-260 = 468 м3
Из расчета видно что требуемое количество пенообразователя для тушения насосной составит 47 м3 плюс 100% запаса.
Гидравлический расчет установки пожаротушения.
Расчет установки пожаротушения производим на основании указаний СП5.13130.2009. Диаметры трубопроводов определяем из расчета наиболее экономичной с точки зрения гидравлических потерь скорости движения рабочего раствора v = 3 мс.
Компоновка ГВП на распределительном трубопроводе АУП выполнена по симметричной тупиковой схеме (рисунок 9).
Рисунок 9 – Компоновка пеногенераторов в технологической насосной
Расход рабочего раствора через диктующий генератор при давление перед генератором Р равном 06 МПа будет равен
q1 = 33 лс (00033 м3с)
Расход первого генератора является расчетным значением Q1-2 на участке L1-2 между первым и вторым генераторами. Диаметр трубопровода на участке L1-2 определяем по формуле
где d1-2 - диаметр между первым и вторым генераторами мм;
- коэффициент расхода равный 0946;
v - скорость движения воды мс (не должна превышать 10 мс).
Диаметр увеличивают до ближайшего номинального значения по ГОСТ 28338.
По ГОСТ 28338-89 принимаю ближайшее номинальное значение 40 мм. Потери давления Р1-2 на участке L1-2 определяют по формуле
где Q1-2 - суммарный расход первого и второго генератора лс;
А - удельное сопротивление трубопровода зависящее от диаметра и шероховатости стенок с2л6;
L1-2 – длина участка 1-2 (8м).
Р1-2 = 0044533328 100 = 004 МПа
Давление у генератора 2 составит
Р2 = 06 + 004 = 064 Мпа
Расход генератора 2 составит
где K - коэффициент производительности генератора принимаемый по технической документации на изделие равный 0426 лс МПа05.
Для симметричной схемы расчетный расход на участке между вторым оросителем и точкой а т. е. на участке 2–а будет равен
Q2-а = q1 + q2 = 33 + 34 = 67 лс (19)
Диаметр трубопровода на участке L2-а определяют по формуле ?
Увеличиваем диаметр до ближайшего значения указанного в ГОСТ 3262 принимаем 57мм.
По расходу воды Q2-а определяем потери давления на участке 2–а:
Р2-а = АQ22-а L2-а 100 (20)
Р2-а = 0011086724 100 =002 Мпа
Давление в точке а составит
Ра = Р2 + Р2-а = 064 + 002 = 066 МПа
Для левой ветви ряда требуется обеспечить расход Q2-а при давлении Ра. Правая ветвь ряда симметрична левой поэтому расход для этой ветви тоже будет равен Q2-а следовательно и давление в точке а будет равно Ра. В итоге для всего ряда имеем давление равное Ра и расход воды
Qа = 2Q2–а = 267 = 134 лс
Диаметр трубопровода на участке Lа-b определяют по формуле
Диаметр соответствует номинальному значению по ГОСТ 28338.
Диаметр питающего трубопровода принимаем по участку Lа-b равный 80 мм и длиной от водопитателя до точки а Lтр = 55 м
Гидравлические потери давления в питающем трубопроводе определяем суммированием гидравлических потерь на отдельных участках трубопровода по формуле:
ΔРi = AQ2 Li 100 (22)
А - удельное сопротивление трубопровода на участке Li зависящее от диаметра и шероховатости стенок с2л6.
От точки а до водопитателя вычисляем потери напора в трубах по длине с учетом местных сопротивлений в том числе в стационарном дозаторе типа ПСЭ-20 "Феникс" У.
Рп.тр. = 00011681342 55 100 = 012 Мпа.
Таким образом давление требуемое от водопитателя для работы системы составит:
Робщ = Ра + Ртр = 066+012 = 078 МПа.
На основании требуемого давления (Р = 078 МПа) и расхода (Q = 134 лс) производим подбор насоса для системы пожаротушения. Указанному давлению и расходу соответствует консольный насос Насос Grundfos NK 100-250258.
Система электропуска и выбор извещателей.
В соответствии с СП 5.13130.2009 формирование сигнала на управление в автоматическом режиме установкой пожаротушения оповещения и инженерным оборудованием должно осуществляться при срабатывании не менее двух пожарных извещателей. Расстановка извещателей в этом случае должна производиться на расстоянии не более половины нормативного определяемого по таблицам 13.3-13.6 СП 5.13130.2009 (расстояние не более половины нормативного принимают между извещателями расположенными вдоль стен а также по длине или ширине помещения расстояние от извещателя до стены определяется по таблицам без сокращения ).
В помещении насосной согласно СП 5.13130.2009 целесообразно применение тепловых пожарных извещателей совместно с извещателями пламени. В качестве теплового извещателя используется Извещатель тепловой ИП103-21-ТР. Извещатель пламени предлагаю ИП 329-СИ-1 ИБ «УФИС» взрывозащищенный пожарный извещатель пламени с установкой непосредственно над каждым из шести насосов.
Запуск установки автоматического пожаротушения производим от пульта управления ПС ППС-1 при поступлении сигнала о срабатывании 2-х извещателей одновременно на ПКП.
Для обеспечения безопасной работы средств пожарной автоматики установка автоматической пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения должна находиться под наблюдением специалиста.
Схема установки пожарных извещателей показана на рисунке 10.
Рисунок 10 – Схема установки пожарных извещателей
Средства извещения о пожаре обеспечивают включение сигнала пожарной тревоги в операторной объекта посредством звуковой и световой сигнализации с указанием места расположения сработавшего ручного пожарного извещателя.
По сигналу «Пожарная тревога» производится запуск средств оповещения о пожаре. Запуск установок пожаротушения и водяного охлаждения от ручных пожарных извещателей не предусматривается.
На территории объектов ручные пожарные извещатели необходимо
-для зданий категорий А Б и В - снаружи зданий у входов на расстоянии не более чем через 50 м;
-для резервуарных парков и открытых технологических площадок связанных с обращением нефти и нефтепродуктов - по периметру обвалования (ограждающей стенки) или площадки не более чем через 100 м;
Общее количество ручных пожарных извещателей у защищаемого технологического сооружения должно быть не менее двух.
Комплекс автоматизированных систем раннего выявления чрезвычайных ситуаций и оповещения позволяет своевременного выявлять нарушения основных параметров технологического процесса и оперативного реагировать при угрозе возникновения чрезвычайных ситуаций на объектах нефтебазы.
В состав комплекса входят следующие системы:
- система система сбора обработки передачи информации;
- система измерения и контроля параметров нефтепродуктов;
- система контроля загазованности на площадках технологических блоков;
- система пожарной сигнализации;
- система оповещения руководящего состава и работающего персонала;
- система оповещения региональных подразделений МЧС.
Основой комплекса являются система сбора обработки передачи информации и компьютерная система измерения и контроля параметров нефтепродуктов.
Система контроля загазованности на площадках технологических блоков система пожарной сигнализации системы оповещения являются составными частями комплекса и непосредственно контролируются и управляются систем сбора обработки и передачи информации.
Рисунок 11 – Структурная схема комплекса
Система сбора обработки и передачи информации.
Основой системы сбора обработки и передачи информации является контроллер управления (предприятие «Фортуна») выполненный на базе микроконтроллеров AVR128. Шкаф контроллера управления установлен в операторской.
Рисунок 12 – Шкаф контроллера управления
Контроллервыполняет следующие функции:
- сбор информации со вторичных преобразователей системы измерения и контроля параметров нефтепродуктов в резервуарах;
- сбор информации со вторичных преобразователей системы контроля загазованности на площадках технологических блоков;
- сбор информации со вторичных преобразователей системы пожарной сигнализации;
- формирование и выдача управляючих сигналов для системы оповещения и аварийнойсигнализации;
- формирование и выдача информационных сигналов на диспетчерский пульт МЧС;
Система измерения и контроля параметров нефтепродуктов в резервуара.
Система измерения и контроля параметров нефтепродуктов в резервуарах выполнена в составе:
- cигнализатор уровня;
- измеритель параметров жидкости;
Сигнализатор уровнясостоит из блоков питания и управления установленных в операторской и первичного преобразователя уровня установленного на резервуаре.
Рисунок 13 – Первичный преобразователь уровня
Рисунок 14 – Блок питания и управления БПБУ СУ
Сигнализатор уровня выполняет следующие функции :
- автоматический непрерывный контроль аварийного уровня нефтепродукта в резервуаре (порог чувствительности уровня ±1 мм);
- контроль уровня подтоварной воды;
- формирование и выдача информационных сигналов на контроллер управления (RS 232RS 485);
- формирование и выдача информационных сигналов для отключения технологическогооборудования;
- выдача световой и звуковой сигнализации при превышении аварийного уровня нефтепродуктав резервуаре.
Измеритель параметров жидкостисостоит из блоков питания и управления установленных в операторской и первичных преобразователей уровня температуры давления установленных на резервуаре.
Рисунок 15 – Первичный преобразователь давления
Рисунок 16 – Блокпитания и управленияБПБУ ИПЖ
Измеритель параметров жидкости выполняет следующие функции:
- автоматический непрерывный оперативный контроль уровня нефтепродукта в резервуарес точностью ±1 мм;
- автоматический непрерывный оперативный контроль плотности нефтепродукта в резервуаре сточностью ±05 гл;
- автоматический непрерывный оперативный контроль температуры нефтепродукта врезервуаре с точностью ±050С ;
- автоматический периодический контроль уровня подтоварной воды;
- автоматический контроль предельного и нижнего уровня нефтепродукта в резервуаре сточностью ±1 мм;
- автоматический непрерывный оперативный контроль давления и температуры газовогопространства в резервуаре;
- выдача световой и звуковой сигнализации при превышении предельного уровнянефтепродукта в резервуаре.
Рисунок 17 – Первичные преобразователи уровня плотности и температуры
Система контроля загазованности на площадках технологических блоков (резервуарный парк насосная узлы задвижек и т.д.) выполнена на основе сигнализаторов – анализаторов "ЭССА" в комплекте с измерительными преобразователями которые работают с блоками питания и сигнализации. Блоки питания и сигнализации установлены в операторской измерительные преобразователи установлены на площадках технологических блоков.
Рисунок 18 – Блок питания и сигнализации
Рисунок 19 – Измерительный преобразователь
Сигнализатор выполняет следующие функции:
- автоматический непрерывный контроль довзрывоопасных концентраций горючих газов ипаров и их совокупностей в воздухе на площадках технологических блоков ;
-выдача световой и звуковой сигнализации при превышении следующих установленных значений ("ПОРОГ-1" - 20% НКПВ "ПОРОГ-2" - 50% НКПВ);
- включение зональных светозвуковых оповещателей на площадках технологических блоков при превышении следующих установленных значений "ПОРОГ-1" - 20% НКПВ;
- отключение технологического оборудования при превышении следующих установленных значений "ПОРОГ-2" - 50% НКПВ;
- формирование и выдача информационных сигналов на контроллер управления (RS 232RS 485).
Система пожарной сигнализации.
Контроль пожара на площадках технологических блоков в административных зданиях и помещениях осуществляется существующей на предприятии системой пожарной сигнализации при ее отсутствии устанавливается комплект оборудования в составе:
- прибор приемно-контрольный;
- ручные пожарные извещатели;
- тепловые извещатели;
- дымовые оптические извещатели;
- извещатели пламени.
Прибор приемно-контрольный установлен в операторской. Ручные пожарные извещатели тепловые извещатели дымовые оптические извещатели устанавливаются в административных зданиях и помещениях ручные пожарные извещатели извещатели пламени установлены на площадках технологических блоков.
Рисунок 20 – Прибор приемо-контрольный
Рисунок 21 – Ручной пожарный извещатель
Рисунок 22 – Оптический пожарный извещатель пламени взрывозащищенный ИПЭС-ИКУФ
Пожарная сигнализация выполняет следующие функции:
- обнаружение очагов возгораний;
- выдача световой и звуковой сигнализации при обнаружение очагов возгораний;
-включение зональных светозвуковых оповещателей в административных зданиях ипомещениях на площадках технологических блоков при обнаружение очагов возгораний;
-выдачу сигнала о неисправности в шлейфах сигнализации с указанием места ихвозникновения и характера (короткое замыкание обрыв шлейфу групповой отказизвещателей);
- отображение информации о собственном встроенном источнике питания и о нарушении вприборах;
- выдачу сигнала о неисправности извещателей с указанием места их расположения;
- хранение в памяти всех событий которые происходили при работе системы.
Система оповещения руководящего состава и работающего персонала.
Система оповещения об угрозе возникновения чрезвычайной ситуации реализована с помощью зональных светозвуковых оповещателей и объектовой системы речевого оповещения «ВЕЛЛЕЗ».
Зональные светозвуковые оповещатели установленые на площадках технологических блоков включаются автоматически при условии загазованности 20% НКПВ на площадках технологических блоков.
Зональные светозвуковые оповещатели установленые в административных зданиях и помещениях включаются автоматически при обнаружение очагов возгораний.
Системы речевого оповещения «ВЕЛЛЕЗ» устанавливается в операторской.
Рисунок 23 – Система речевого оповещения «ВЕЛЛЕЗ»
Тексты речевого сообщения об угрозе возникновения и возникновении чрезвычайной ситуации записываются в цифровом виде на предприятии изготовители в микросхему с энергосберегающей памятью. При поступлении управляющего сигнала с контроллера управления записанное сообщение через усилитель мощности транслируется на акустические системы которые устанавливаются там где могут находиться люди.
Согласно алгоритму контроллера управления система оповещения срабатывает при таких условиях:
- загазованность 50% НКПВ на открытых площадках технологических блоков и в помещении насосной;
При этом транслируется текст сообщения: -Внимание!!! На территории нефтебазы возникла чрезвычайная ситуация. Всем лицам которые не будут задействованы в мероприятиях по ликвидации аварии срочно оставить территорию нефтебазы!
Система оповещения региональных подразделений МЧС.
Система своевременного оповещения региональных подразделений МЧС об угрозе или возникновении чрезвычайной ситуации реализована с помощью подключения системного блока компьютера (в составе автоматизированного рабочего места АРМ) к сети Ethernet.
Рисунок 24 – АРМ оператора (автоматизированное рабочее место оператора)
АРМ оператора (автоматизированное рабочее место оператора)состоит из системного блока источника бесперебойного питания принтера монитора клавиатуры манипулятора тип «мышь» установленных в операторской.
Для дублирования канала связи к системному блоку может подключаться GSMGPRS-модем.
Рисунок 25 – GSMGPRSEDGE USB-Модем- высокоскоростной модем беспроводной передачи данных
Согласно алгоритму контролера управления передача информации на пульты наблюдения МЧС ("АРМ районный" "АРМ областной") об угрозе или возникновении чрезвычайной ситуации происходит автоматически (без управления оператором или диспетчером предприятия) при любых отклонениях норм технологического процесса и при любом пороге загазованности что контролируют вышеуказанные система раннего выявления угрозы возникновения ЧС и система выявления ЧС.
АРМ оператора обеспечивает:
- отображение информации о технологическом процессе;
- архивирование данных;
- доступ администраторов или ответственных пользователей к базе данных;
- запуск по команде диспетчера системы оповещения населения в зоне возможного поражения (в дальнейшем).
Питание системного блока АРМ оператора осуществляется через блок бесперебойного питания от существующего источника напряжением (220+10%-15%) С частотой (50+-1)Гц что отвечает электрообеспечению по 1-й категории.
Энергоснабжение систем комплекса.
Электроснабжение освещения операторной и оборудования всех систем Комплекса осуществляется от существующего источника напряжением (220+10%-15%) С частотой (50+-1) Гц и резервных блоков питания которое отвечает электроснабжению по 1-й категории.
Экономический расчет
Расчет затрат на модернизацию системы пожаротушения Дудинского резервуарного парка.
систему контроля и сигнализации предельных уровней налива;
систему блокировки электронасосных агрегатов;
систему контроля и сигнализации довзрывных концентраций паров нефтепродуктов;
систему пожарной сигнализации;
систему пенного пожаротушения;
систему предотвращения предпожарных и взрывоопасных режимов;
систему оповещения и эвакуации технического и административного персонал;
Комплекс вышеперечисленного оборудования позволит в большинстве случаев предотвратить воспламенение нефтепродукта а также обнаружить любое возгорание на самой ранней стадии возникновения.
Согласно проекту будут выполняться следующие виды работ:
- приобретение оборудования;
- приобретение расходных материалов;
- проведение ремонтных работ;
В капитальные затраты на проведение работ включаются затраты:
- на демонтаж старого оборудования;
- на приобретение нового оборудования;
В эксплуатационные затраты на проведение работ включаются затраты:
- амортизацию оборудования;
Капитальные затраты на монтаж и испытание оборудования пожаротушени.
Модернизация системы пожаротушения осуществляется в два этапа:
- демонтаж старого оборудования;
- монтаж нового оборудования.
- газоэлектросварщик 6 разряда 1 человек с тарифной ставкой 70 рубчас 440 час = 30800 руб;
- монтажник насосных установок 5 разряда 1 человек с тарифной ставкой 60 рубчас 440 час = 26400 руб;
- слесарь нефтегазового дела 5 разряда 1 человек с тарифной ставкой 60 рубчас 440 час = 26400 руб;
- специалист по пуско-отладке 1 человек с тарифной ставкой 125 рубчас 440 час = 55000 руб;
- специалист по автоматизированным системам управления и контрольно-измерительным приборам 1 человек с тарифной ставкой
5 рубчас 440 час = 55000 руб.
Районный коэффициент в регионе составляет 80 % северный коэффициент 30 % единый социальный налог 26%. В таблице 5 представлена структура фонда оплаты труда.
Таблица 5 – Структура фонда оплаты труда
Специалист по АСУ и КИП
(55000+16500+44000)*026=30030
Специалист по пуско-отладке
(30800+9240+24640)* 026=16816
Монтажник насосных установок
(26400+7920+21120)* 026=14414
Слесарь нефтегазового дела
Страховые взносы определим по формуле
где Фот – фонд оплаты труда
Окончательная сумма на проведение работ будет определяться по формуле
где Фот – фонд оплаты труда;
Сст – страховые взносы.
Затраты на оборудование.
В статью «оборудование» включаются затраты на приобретение технологического оборудования подлежащего замене и установке нового.
Пожарный извещатель пламени ИП 329-СИ-1 ИБ «УФИС»
штук над каждым насосом
Затраты на приобретение нового оборудования сведем в таблицу [8.2].
Таблица 8.2 – Затраты на новое оборудование
Виды основных средств
Стоимость единицы руб.
Дыхательный клапан КДС-1500250
Дыхательный клапан КДС-1500150
Системы измерительная «Струна»
Газоанализатор ЭССА-СОN-СН4M
Насос GrunfosCRN5-6 A-P-G-V-HQQV 3x230400 50HZ
Насос Grundfos NK 100-250258
Извещатель тепловой ИП103-21-ТР
Оповещатель пожарный
Оповещатель «ЭКРАН-С3»
Капитальные затраты составят:
где – затраты на проведение работ;
– затраты на приобретение оборудования.
Представим единовременные затраты в виде кругового графика на рисунке 8.1.
Рисунок 8.1 – Единовременные затраты
4. Эксплуатационные затраты
В статью «Материалы» включаются затраты на приобретение сварочных электродов кругов обрезных кругов шлифовальных и пенообразователя.
Определим суммарные затраты связанные с покупкой материалов и изделий.
Затраты на приобретение материалов определятся по формуле:
где С - цена за единицу массы объема рубкг рубл рубшт рубм3 рубм;
N - количество необходимого материалам м3.
Сведём данные на цены материалов необходимых для проведения работ в таблицу 8.3.
Таблица 8.3 – Затраты на материалы
Электроды сварочные LB 52-U диаметр 32 мм
Электроды сварочные LB 52-U диаметр 26 мм.
Отрезной круг по металлу ЛУГА 230х25х22.2
BOSCH 2.608.600.702 шлифовальный диск по по нержавеющей SDS-pro.
Пенообразователь ТЭАС-С (северный).
Осуществлять контроль и обслуживание системы пожаротушения должны 4 оператора 6 разряда. Рассчитаем месячную зарплату:
- Оператор по добычи нефти 6 р. 4 человека с тарифной ставкой 97 рубчас
где СТСВ - тарифная ставка оператора 6-го разряда руб;
tсв – месячная норма ч.;
65 – коэффициент учитывающий отчисления на социальное страхование рабочих;
– Северный коэффициент;
– Районный коэффициент;
где – Заработная плата.
5. Затраты на амортизацию оборудования
Затраты на амортизацию рассчитываются линейным методом исходя из первоначальной стоимости объекта основных средств и срока эксплуатации.
Для расчета амортизационных отчислений необходимо помнить что к амортизируемому имуществу относятся основные средства со сроком службы более 12 месяцев и стоимостью более 20000 руб.
Амортизационные отчисления рассчитываем следующим образом:
где Сос – первоначальная стоимость основного средства руб;
На – годовая норма амортизационных отчислений в процентах.
где Т – срок службы основного средства лет.
По представленным формулам произвели расчет амортизационных отчислений для всего оборудования. Результаты расчетов представлены в таблице 8.4.
Таблица 8.4 – Амортизационные отчисления
Срок эксплуатации лет
Годовая норма амортизации %
Сумма аморт-ых отчислений руб.
Дыхательный клапан КДС-3000350
Дыхательный клапан КДС-1500200
Таким образом общие затраты на амортизацию оборудования составят 145621 руб. в год.
Сведем все эксплуатационные затраты в графике рисунок 8.2.
Рисунок 8.2 – Эксплуатационные затраты
6. Экономическое сравнение двух вариантов и выбор наиболее рационального оборудования для пенотушения
Экономически обоснованный выбор решений является одним из основных факторов повышения эффективности капиталовложений. При расчетах и обоснованиях проектных решений насосной станции пользуются «Инструкцией
по определению экономической эффективности капитальных вложений
в строительстве» (СН 423-73) утвержденной Госстроем СССР в1971 г. и переизданной в 1979 г.
При проектировании насосных станций может быть намечено несколько технически равноценных вариантов при которых полностью выполняются требования режима работы насосной станции и обеспечение требуемой подачи и напора но различных по стоимости.
Система пенотушенияработает следующим образом. Насос забирает воду из пожарного водопровода и прокачивает ее через инжектор-смеситель куда по специальному трубопроводу из емкости подсасывается пенообразователь. Образовавшийся водный раствор пенообразователя подается по раство-ропроводу к пеногенераторам в которых за счет инжектирования воздуха образуется пена поступающая на горящий объект.
Сегодня большее распространение получили автоматические насосные станции пожаротушения. Как правило они состоят из двух или более центробежных насосов смонтированных на единой раме и станции управления. В зависимости от конструкции можно осуществлять ручное автоматическое и дистанционное управление станцией.
В первом варианте мы приобретаем комплект Спрут-НС рис. 3 один из лидеров на рынке в который входят2пожарных насоса(по схеме 1 рабочий + 1 резервный) насос-жокей и мембранный бак а также шкаф аппаратуры коммутации (ШАК) и прибор управления комплекта.
Рисунок 3 – Насосная станция Спрут-НС
Во втором варианте используются отдельно смонтированное оборудование в помещении насосной выполняющие разные функции:
- Насос Grundfos NK 100-250258 (2 шт.) производительностью 220 час для перекачки воды из пожарного резервуара. Стоимость 648202 руб.;
- Насос GrundfosCRN5-6 A-P-G-V-HQQV 3
- Шкаф аппаратуры коммутации комплекта устройств для автоматического управления пожарными и технологическими системами. Стоимость 57466 руб.
- Электрозадвижка 31ч91бр D100 (2 шт) Стоимость 50006 руб.
Стоимость полного комплекта составит 830014 рублей.
Приведенные затраты по второму варианту являются менее расходными разница составляет 139% поэтому в дальнейшем будем рассматривать второй вариант пенотушения.
Приведенные расчеты позволяют сделать вывод о целесообразности проведения модернизации.
Замена устаревшего оборудования обойдется предприятию в 2961852 руб.
Безопасность и экологичность проекта
Модеринизация системы пожаротушения на нефтебазах осуществляется на основании заключения экспертизы промышленной безопасности объекта в соответствии с требованиями строительных норм и правил норм технологического проектирования ведомственных норм и противопожарных правил [9] и [10].
В данном проекте предусмотрены все мероприятия по соблюдению безопасности труда и экологичности проводимых работ.
В соответствии [1] Дудинский резервуарный парк является опасным производственным объектом.
1. Недостатки базовой конструкции по обеспечению безопасности труда
Нарушены требования законодательства о промышленной безопасности при эксплуатации опасного производственного объекта «Дудинский резервуарный парк».
Резервуарный парк склада ГСМ не оснащен датчиками сигнализаторов довзрывных концентраций (ДВК) на территории резервуарного парка склада ГСМ отсутствуют технические средства обеспечивающие оповещение об обнаружении аварийной ситуации.
Проектом предусмотрено проведение следующих работ:
- установка системы контроля и сигнализации довзрывных концентраций паров нефтепродуктов;
- замена системы пожарной сигнализации;
- модернизация системы пенного пожаротушения;
- установка системы пожаровзрывозащиты;
- установка системы оповещения и эвакуации технического и административного персонала.
2. Хозяйственно-питьевое водоснабжение
Водоснабжение работников участвующих в ремонте систем пожаротушения осуществляется нефтебазой на котором расположен объект.
Хозяйственной водоснабжение нефтебазы осуществляется за счет централизованной системы питьевого водоснабжения г.Дудинка.
Вода расходуется различными потребителями на самые разнообразные нужды:
– расход на хозяйственно-питьевые нужды (питье приготовление пищи умывание стирка поддержание чистоты производственных помещений.);
– расход на производственные нужды ;
– расход для пожаротушения.
Хозяйственно-бытовые стоки от помещений административного и бытового корпусов отводятся самостоятельной сетью канализации в два выгреба (подземные РГС-25 и РГС-5). Стоки из емкостей вывозятся ассенизационными машинами в места согласованные с СЭС.
3. Микроклимат и жесткость погоды
Район расположения нефтебазы согласно классификации [3] относится к 1-й климатический зоне и климатическому подрайону «В» климатического района 1.
Климат района – резко континентальный с суровой продолжительной зимой коротким теплым летом короткой сухой весной с ранними возвратами холодов и малооблачной непродолжительной осенью с ранними заморозками. Абсолютная амплитуда годовых колебаний температуры воздуха составляет 92оС.
Климатические параметры холодного периода года
Температура наиболее холодных суток – минус 53оC.
Температура наиболее холодной пятидневки – минус 46оC.
Средняя месячная относительная влажность воздуха наиболее холодного месяца – 75 процентов.
Количество осадков за ноябрь-март – 102 мм.
Преобладающее направление ветра за декабрь-февраль – юг.
Климатические параметры теплого периода года
Температура наиболее теплых суток – плюс 39оC.
Средняя месячная относительная влажность воздуха наиболее холодного месяца – 70 процентов.
Количество осадков за апрель-октябрь – 366 мм.
Суточный максимум осадков – 99 мм.
Преобладающее направление ветра за июнь-август – запад.
Наиболее опасными явлениями погоды являются:
-ливни с интенсивностью 30 ммчас и более;
-снегопады превышающие 30 мм за 24 часа;
-сильные ветры со скоростью более 20 мс (ураган).
4. Выделение вредных веществ
При эксплуатации нефтебазы загрязнение атмосферного воздуха происходит за счет испарения нефтепродуктов при их сливе хранении и наливе.
Источники образования загрязнений:
– резервуары с нефтепродуктами;
– технологическое оборудование;
– трубопроводы слива-налива нефтепродуктов.
К не регламентируемым потенциальным источникам относят утечки нефтепродуктов через уплотнительные узлы запорной арматуры перекачивающих насосов трубопроводов и наливных устройств; вентиляцию газового пространства резервуаров; сточные воды содержащие нефтепродукты; перелив резервуаров и цистерн; аварийные ситуации связанные с коррозионным разрушением резервуаров и коммуникаций.
Загрязнение воздушного бассейна происходит при выделении паров нефтепродуктов в процессе «больших» и «малых дыханий» резервуаров вентиляции газового пространства определяемого герметичностью крыши неплотностью прилегания к стенкам резервуаров уплотняющих затворов плавающих крыш испарение нефтепродуктов с поверхности бассейнов очистных сооружений неправильной установке дыхательной и предохранительной аппаратуры и по другим причинам.
Загрязнение почвы и водоемов возможно сточными ливневыми и талыми водами содержащими нефтепродукты образовавшимися при утечках из технологического оборудования неплотностях запорной и регулирующей аппаратуры перекачивающих устройств.
В процессе эксплуатации РВС в атмосферу происходит выброс следующих 12-и вредных веществ (по ГН 2.1.6.1338-03 «Предельно-допустимые концентрации загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест»)
-ого класса - 2 вещества (сероводород бензол);
-его класса - 7 веществ (диоксид азота оксид азота диоксид серы толуол ксилол этилбензол);
-ого класса - 3 вещества (амилены оксид углерода углеводороды предельные С12-С19);
Наружное освещение территории нефтебазы осуществляется светильниками с лампами высокого давления установленными на опорах. Наружное освещение резервуарного парка осуществляется прожекторами с натриевыми лампами установленными на прожекторных мачтах.
Общая освещенность 2-5 лк на открытых рабочих площадках 100 лк в соответствии с [6]. По периметру нефтебазы установлено охранное освещение выполненное светильниками с лампами накаливания установленными на кронштейнах на стойках ограждения.
В помещениях на открытых площадках где могут быть по условиям технологического процесса образовываться взрыво- или пожароопасные смеси светильники имеют взрывозащищенное исполнение.
Эвакуационное освещение обеспечивает в помещениях и проходах освещенность не менее 05 лк на уровне пола. Светильники эвакуационного освещения присоединены к сети не зависящей от сети рабочего освещения. При отключении источника питания эвакуационного освещения оно переключается на аккумуляторную батарею или двигатель-генераторную установку.
Рабочее и аварийное освещение в нормальном режиме питается от разных независимых источников питания. При отключении источников питания аварийное освещение автоматически переключается на аккумуляторную батарею или другой независимый источник питания.
Переносные ручные светильники ремонтного освещения питаются от сети напряжением не выше 42 В а при повышенной опасности поражения электрическим током - не выше 12 В.
На щитах и сборках осветительной сети на всех выключателях (рубильниках автоматах) предусмотрены надписи с наименованием присоединения а на предохранителях - с указанием значения тока плавкой вставки.
6. Молниезащита резервуарного парка
Защита от прямых ударов молнии осуществляется при помощи стержневых молниеотводов как наиболее простое дешевое и эффективное средство молниезащиты.
Расчеты параметров молниезащиты резервуарного парка нефтебазы выполнены в соответствии с [7].
По молниезащите здания и сооружения в зависимости от их пожарной опасности делятся на три категории (таблица 1)
Таблица 1 - Сведения о категориях молниезащиты
Категория молниезащиты
Здания и сооружения подлежащие обязательной молниезащите
Здания и сооружения с помещениями относимыми к классам В-1 по ПУЭ.
Молниезащита в указанных зданиях и сооружениях выполняется независимо от места расположения на всей территории РФ.
Здания и сооружения с помещениями относимыми к классам В-1а В-16 и В-2 по ПУЭ. Молниезащита в указанных помещениях должна выполняться в местностях на территории РФ со средней грозовой деятельностью 10 и более грозовых часов в год. Наружные технологические установки относимые по ПУЭ к классу В-1 г на всей территории РФ.
Здания и сооружения с помещениями относимыми к классам П-1 П-2а и П-3 по ПУЭ. Молниезащита в указанных помещениях должна выполняться в местностях со средней грозовой деятельностью 20 и более грозовых часов в год и при ожидаемом поражении молнией сооружения не менее 005 в год.
Искусственный заземлитель представляет собой специально проложенный в земле контур расчет которого будет представлен ниже.
Зоной защиты молниеотвода является пространство внутри которого сооружение защищено от прямых ударов молнии с надежностью не ниже определенного значения.
Вычислим размеры зоны для чего необходимо определить среднегодовую продолжительность гроз в часах в г. Дудинка.
Среднегодовая продолжительность гроз в часах в произвольном пункте на территории ЗФ определяется по карте (рисунок 7.1).
Рисунок 1 – Карта средне продолжительности гроз в час на территории Российской Федерации за год
Подсчет ожидаемого количества N поражений молнией в год для зданий и сооружений прямоугольной формы производится по формуле
N=[(S+6h)(L+6h)-77h2]n10-6 (1)
где h - наибольшая высота здания или сооружения м;
S - ширина здания или сооружения м;
L - длина здания или сооружения м;
n - среднегодовое число ударов молнии в земной поверхности (удельная плотность ударов молнии в землю) в месте нахождения здания или сооружения.
Определим среднегодовую продолжительность гроз в г. Дудинка по карте приведенной на рисунке 1.
Принимаем в соответствии с рисунком 1 среднегодовую продолжительность гроз в г. Дудинка равную 10-20 часов.
Определим удельную плотность ударов молнии по таблице 2.
Таблица 2 – Удельная плотность ударов молнии в землю
Среднегодовая продолжительность гроз ч
Удельная плотность ударов молнии в землю n 1(км2-год)
В соответствии с таблицей 2 принимаем удельную плотность ударов молнии в землю n=1 1(км2год).
Исходя из этого определим ожидаемое количество поражений молнией в год резервуарного парка по формуле 1:
N=[(422+6×134) (100+6×134)-771342] 1 10-6 = 00203.
Зону защиты одного ряда молниеотводов резервуарного парка можно условно представить зоной защиты двойного стержневого молниеотвода высотой h.
Примем в качестве молниеотводов стержни длиной 30 м из стальных труб диаметром 0028 0057 и 0083 м сваренных между собой в количестве 3распределенные по окружности резервуара на креплениях к верхнему поясу стенки.
Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода на уровне земли представляет собой круг с радиусом определяемым по формуле
где r - радиус круга зоны защиты одиночного стержневого молниеотвода на уровне земли м;
h - высота молниеотвода м.
Рассчитаем зону защиты молниеотвода по формуле 2
В вертикальной плоскости зона защиты зависит от высоты объекта hx. При hx 23h зона защиты находится внутри конуса образующая которого соединяет точку на высоте 08h молниеотвода и точку на расстоянии l5h от основания молниеотвода по горизонтали. А для объектов высотой hx > 23h зона защиты находится внутри конуса образующая которого соединяет вершину молниеотвода и точку на расстоянии 075h по горизонтали от его основания.
Зависимость радиуса зоны защиты rх на высоте hx от поверхности земли определяем по формуле:
r=125k (rx-125hx) (3)
k - постоянный коэффициент для стержневых молниеотводов 12;
h - высота молниеотвода м;
hx - высота зоны защиты от поверхности земли м.
Рассчитаем радиуса защиты по формуле 3
r = 12512 (30 - 125134) =199 м.
Зона защиты двух стержневых электродов перекрывается. В наиболее узкой части ширина защитной зоны равна 2r0х где r0х - величина определяемая по формуле
где r0х - ширина наиболее узкой части перекрытия зон защиты двух стержневых молниеотводов м;
rх - радиус зоны защиты на высоте h
hx - наименьшая высота зоны защиты исходя из высоты защищаемого объекта м.
В вертикальной плоскости зона защиты ограничивается дугой проходящей через вершины молниеотводов с радиусом высчитываемым по формуле
где R - радиус дуги проходящей через зону защиты в вертикальной плоскости м;
h - высота молниеотвода м;
h0x - наименьшая высота зоны защиты м.
Наименьшая высота зоны защиты определяется по формуле
где а - расстояние между молниеотводами м;
h – то же что и в формуле 5.
Рассчитаем наименьшую высоту зоны защиты по формуле 6
R = 4×30 – 286 = 914 м
Рисунок ? – Расчетная схема молниеприемника h=30 м.
Размеры токоотводов принимаем: прямоугольного сечения площадью и толщиной 5 мм.
Отвод токов молнии осуществляется через заземлители выполненые из закольцованных стальных полос 40×4 мм. длиной до 30 м.
Глубина их заложения от поверхности земли должна быть 05-08 м.
Сопротивление растеканию тока с полосовых заземлителей определяется по формуле:
где Rp - сопротивление растеканию тока с полосовых заземлителей Ом;
rr - удельное электрическое сопротивление грунта Омм;
l3 b3 - длина ширина и толщина полосы заземлителя (для стальной полосы b3 =2×d3 где: d3 - ширина заземлителя м) м.
Сопротивление заземлителей должно быть для зданий и сооружений I и II категории - не более 10 Ом для объектов III категории - не более 20 Ом.
Поскольку Rp 20 Ом условие соблюдается.
Молниеприемники для защиты от коррозионного воздействия необходимо покрыть эмалью ПФ-115.
Рисунок ? – Схема молниезащиты резервуарного парка
7. Травмобезопасность при проведении ремонтных работ
При проведении ремонтных работ используется электрооборудование и электроинструмент. Во избежание поражения электрическим током необходимо эксплуатировать электрооборудование в соответствии с инструкциями по эксплуатации.
При работе на высоте использовать страховочный пояс и трос.
8. Средства индивидуальной защиты
К средствам индивидуальной защиты относятся: спецодежда спецобувь средства защиты рук (перчатки) очки противогазы и др [12].
Применение средств индивидуальной защиты предусматривается отраслевыми правилами техники безопасности а выдача этих средств регламентирована отраслевыми нормами.
Спецодежда для защиты от нефти и нефтепродуктов изготовляется по ГОСТ 12.4.111-82 из хлопчатобумажных льняных и смешанных тканей. Применяются также рабочие фартуки из парусины различных видов эластискожи и винилискожи материала с пленочным покрытием и других материалов не накапливающих статического электричества.
Для защиты от нефти применяются: сапоги резиновые по ГОСТ 12265-78 изготавливаемые из каучука СКМ-40 и поливинилхлорида; сапоги юфтевые с кирзовыми голенищами по ГОСТ 12.4.137-84; полусапоги юфтевые типа «конверт» и галоши нефтеморозостойкие.
Спецодежда выдается работникам согласно типовым отраслевым нормам бесплатной выдачи специальной одежды специальной обуви и других средств индивидуальной защиты работникам.
Кроме того работникам выдаются следующие средства индивидуальной защиты:
-подшлемник под каску;
-переносной многокомпонентный газоанализатор типа СГГ;
-перчатки диэлектрические;
-пояс предохранительный.
Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности
В соответствии с [11] проектом приняты меры взрывопожарной безопасности:
- в технологических помещениях предусмотрена система приточно-вытяжной вентиляции. Вентилятор типа ВЦ 14-46-5 расход воздуха - 145 м3ч;
- на наружных технологических площадках в закрытых помещениях извещатели пожарной сигнализации;
- предусмотрен контроль загазованности закрытых технологических помещении;
- выполнена молниезащита защита оборудования и трубопроводов от статического электричества;
- все наружные установки оснащены осветительной аппаратурой; используемое технологическое электрооборудование принято во взрывозащищенном исполнении;
- дыхание резервуаров выполнено через дыхательные клапаны с огнепреградителями;
- используемое электрооборудование соответствует категории и зоне взрывоопасное площадок;
- ко всем технологическим сооружениям предусмотрены подъездные дороги.
Таблица 3 - Категории и зоны взрывоопасных помещений и площадок
Наименование зданий сооружений их краткая характеристика
Зона по взрывоопасности
Административное здание
Здание обслуживающего персонала нефтебазы
Контрольно-пропускной пункт
- противопожарные разрывы между зданиями и сооружениями соответствуют требованиям норм безопасности. По [13] нормативное расстояние от зданий до производственных блоков не более 30 м. От административного здания до резервуарного парка - 43 м насосной -171 м.
- соединения трубопроводов выполнены сваркой фланцевые соединения используются в местах установки арматуры и в местах присоединения к оборудованию выполненных надземно.
- охлаждение горящих и рядом стоящих резервуаров осуществляется системой орошения.
- для пожаротушения РВС на стенках установлены по 2 пеногенератора к которой подводятся сухотрубы с соединительными головками заглушками выведенными за обвалование для присоединения передвижной пожарной техники. На территории нефтебазы расположены пожарные резервуары с запасом воды.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ФЕДЕРАЛЬНЫЙ ЗАКОН №123-ФЗ от 22июля 2008 года “Технический регламент о требованиях пожарной безопасности”.
ГОСТ Р 12.3.047-98 Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля.
ГОСТ Р 50800-95 Установки пенного пожаротушения автоматические. Общие технические требования. Методы испытаний.
ГОСТ Р 51330.9-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон.
ГОСТ Р 50588-93 Пенообразователи для тушения пожаров. Общие технические требования. Методы испытаний.
ГОСТ 12.1.044-89 Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения.
ГОСТ 12.3.046-91 Установки пожаротушения автоматические. Общие технические требования.
ГОСТ 27331-87 Пожарная техника. Классификация пожаров.
ГОСТ 28338-89 Соединения трубопроводов и арматура. Проходы условные. Размеры номинальные.
ГОСТ 10704-91 Трубы стальные электросварные прямошовные. Сортамент.
СП 4.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты. Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениям.
СП 5.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования.
СП 12.13130.2009 Определение категорий помещений зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности.
Пособие по применению НПБ 105-95 “Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности” при рассмотрении проектно-сметной документации.
Пожаровзрывоопасность веществ и материалов и средства их тушения: Справ. Изд.: в 2-х частяхА.Н.Баратов А.А.Корольченко Г.Н.Кравчук и др.- М: Химия 1990.
Алексеев М.В. Волков О.М. Шатров Н.Ф. Пожарная профилактика технологических процессов производств.- М.: изд. ВИПТШ МВД СССР 1986.
Пожары резервуаров с нефтью и нефтепродуктами. Тематический обзор выпуск 3-4.- М.: ЦНИИТЭнефтехим 1992.
Константинов Н.Н. Борьба с потерями от испарения нефти и нефтепродуктов. М. Гостоптехиздат 1961.
Яковлев B.C. Хранение нефтепродуктов. Проблемы защиты окружающей среды.- М.: Химия 1987.
Методика определения экономической эффективности осуществления природоохранных мероприятий и оценки экономического ущерба причиняемого народному хозяйству загрязнением окружающей среды.- М.: Экономика 1986.
Проблемы безопасности при чрезвычайных ситуациях. Выпуск 2.- М.: ЦНИИТЭнефтехим 1990.- 35-59 с.
Сборник законодательных нормативных и методических документов для экспертизы воздухоохранных мероприятий. - Л.: Гидрометеоиздат 1986.
Сигал И.Я. Защита воздушного бассейна при сжигании топлива- М.: Недра 1988.
Защита атмосферы от промышленных загрязнений.- Справ.изд.: В 2-х ч.Ч1. Под ред. Колверта С Инглуда Г.- М.: Металлургия 1988.
Балацкий О.Ф. Безотходное производство. Экономика технология управления. Итоги науки и техники Т. 17 М.: ВИНИТИ.
Волков О.М. Пожарная опасность резервуаров с нефтепродуктами.- М.: Недра 1984.
Конь М.Я. Зелькинд Е.М. Шершун В.Г. Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность за рубежом. Справ. М.: Химия 1986.-с.28.
Евтихин В.Ф. Новое в проектировании и эксплуатации резервуаров для нефти и нефтепродуктов. М. ЦНИИТЭнефтехим 1980.- 58 с.
Ян-Ианг-Сан Килалат Х.Р. Переработка углеводородов 1976 № 9. С.17-18.
Едигаров С.Г. Бобровский С.А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ.- М: Недра 1973.- 367 с.
Краткий справочник физико-химических величин изд.8-е перераб.Под.ред. А.А. Равделя и А.М.Пономаревой. Л.: Химия 1983.- 232 с.
Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. Выпуск 2. М ЦНИТЭнефтехим 1981.- 39 с.
С.А.Горячев В.С.Клубань. Задачник по курсу “Пожарная профилактика технологических процессов”.- М.:ВИПТШ МВД России 1996.-121с.
Типовая методика определения экономической эффективности капитальных вложений. - М.: Экономика 1990.
Единые нормы амортизационных отчислений по основным фондам народного хозяйства страны. – М.: Экономика 1991.
Аболенцев Ю.И. Экономика противопожарной защиты.- М.: ВИПТШ МВД СССР 1985.
Александров Г.В. Расходы на содержание систем обеспечивающих пожарную безопасность: Фондовая лекция.- М.: Академия ГПС МЧС России 2007.
Александров Г.В. Капитальные вложения в обеспечение пожарной безопасности: Фондовая лекция .- М.: Академия ГПС МЧС России 2007.
Соловьёва Т.Н. Кузьмичев И.И. Экономика пожарной безопасности: Фондовые лекции.- М.: Академия ГПС МЧС России 2008.

Записка.doc

Статистика пожаров.стр.6
2.Технология хранения нефти и нефтепродуктов на
товарно-сырьевой базе.стр.13
Состояние противопожарной защиты резервуарного парка.стр.22
1.Стационарные системы тушения и охлаждения.стр.22
2.Характеристика наружного водоснабжения ЯРНПЗ
и его резервуарного парка.стр.24
3.Тактические возможности ПЧ объекта.стр.25
Анализ пожарной опасности технологии хранения и пере
качки нефтепродуктов.стр.26
1.Оценка пожаровзрывоопасных свойств нефти и
нефтепродуктов.стр.26
2.Возможность образования взрывоопасных стр.27
концентраций внутри технологического оборудования.
3.Оценка возможности образования горючихстр.29
концентраций вне аппаратов и емкостей.
4.Возможные причины повреждения оборудования.стр.32
5.Характерные источники зажигания.стр.36
6.Возможные пути распространения пожара.стр.39
Расчет категории помещения насосной станции по стр.41
взрывопожарной и пожарной опасности.
Проверочный расчет огнепреградителя дыхательнойстр.47
арматуры резервуара.
Расчет установки пожаротушения насосной станции.стр.50
Проблемы экологии.стр.58
1.Источники загрязнения окружающей среды при стр.58
хранении нефтепродуктов.
2.Контроль над выбросами в окружающую среду.стр.61
3.Расчет выбросов при «малых» и «больших»стр.65
дыханиях при хранении в резервуарах со
стационарными крышами.
4.Расчет выбросов нефтепродуктов в результатестр.68
испарения при хранении в резервуарах с
5.Расчёт экономического ущерба причиняемого стр.70
выбросами загрязняющих веществ в
Экономическая оценка системы автоматическогостр.73
пожаротушения насосной станции.
Приложение 1. Описание пожара на ЛПДС “Конга”.стр.78
Приложение 2. Схема подслойного тушения.стр.84
Приложение 3. Пожароопасные свойства нефтей.стр.85
Приложение 4. Техническая характеристика пенообразователя.стр.87
Несмотря на сложный экономический период развития нашей страны темпы развития в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслях как важной части топливно-энергетического комплекса продолжают расти.
Любая отрасль промышленности не может обойтись без топлива. Для бесперебойного обеспечения работы автотранспорта сельскохозяйственной техники производственных предприятий объектов электро теплообеспечения создана разветвленная сеть нефтеперерабатывающих заводов и комбинатов с различными типами складов: сырьевыми товарными промежуточными целевыми готовой продукции.
Резервуарные парки являются одними из основных сооружений складов нефти и нефтепродуктов. Увеличение объема добычи и переработки нефти вызывает увеличение объемов резервуарных парков.
Общее состояние резервуарных парков характеризуется повышением объема и номенклатуры хранимых нефтепродуктов а также единичной вместимости резервуаров. В связи с этим пожарная опасность данных объектов обуславливается тем что на сравнительно небольших площадях сосредотачивается значительное количество пожароопасных жидкостей исчисляемое порой сотнями тысяч тонн.
Несмотря на осуществление обширного комплекса мероприятий по обеспечению пожарной безопасности резервуарных парков в них происходят пожары как у нас в стране так и за рубежом. Этот факт свидетельствует о том что проблема пожарной защиты данных объектов требует дальнейшего усовершенствования.
Наряду с проблемой снижения пожарной опасности резервуарных парков не менее актуальна проблема защиты окружающей среды от испарения нефтепродуктов.
Меры борьбы с потерей углеводородов от испарений используемые в отечественной практике не являются совершенными поскольку лишь уменьшают потери но не ликвидируют их. Решение проблемы снижения
пожарной опасности резервуарных парков и защиты окружающей среды возможно при внедрении современных методов исключающих или ограничивающих при хранении потери от испарения нефтепродуктов и образование взрывоопасных концентраций.
Устойчивое удовлетворение растущих потребностей в различных видах топлива и энергии требует улучшения структуры топливно-энергетического баланса широкого использования возобновляемых источников энергии последовательного проведения во всех отраслях хозяйствования активной и целенаправленной работы по экономии топливно-энергетических ресурсов в том числе и обеспечения пожарной безопасности при их добыче переработке
транспортировке и хранении на что неоднократно указывал в своих выступлениях Президент Российской Федерации Д.А.Медведев. Поэтому тема дипломного проекта является актуальной.
Целью настоящей работы является: расчетным путем определить и обосновать наиболее не экономичный и взрывопожароопасный способ хранения нефти и нефтепродуктов; по результатам расчетов сделать выводы и дать рекомендации по уменьшению потерь от испарения при выполнении которых снизится возможность образования взрывоопасных концентраций и уменьшится экономический ущерб причиняемый атмосфере.
В тематическом обзоре «Пожары резервуаров с нефтью и нефтепродуктами» проанализированы пожары произошедшие с 1970 по 1990 гг. на территории бывшего СССР. Всего за исследуемый период зарегистрировано 238 пожаров на объектах добычи транспорта хранения и переработки нефти и нефтепродуктов.
Статистика свидетельствует что в системе Главтранснефти произошло пожаров: на насосных нефтепроводов – 10% на нефтепромыслах - 14 % на НПЗ - 277 % а на распределительных нефтебазах зафиксирована наибольшая доля пожаров - 483 % (Рис. 1.1.).
На наземных резервуарах произошло 933 % пожаров и аварий из общего их числа. По виду хранимых продуктов эти пожары распределились следующим образом: 324 % - на резервуарах с сырой нефтью; 538 % - на резервуарах с бензином; и 138 % - на резервуарах с другими видами нефтепродуктов (мазут керосин дизельное топливо масло и др.).
Пожары происходили в основном (222 случая) на действующих резервуарах типа РВС из них в 194 случаях (815 %) пожар возникал в резервуарах с бензином и сырой нефтью.
Установлено что основными источниками зажигания от которых возникали пожары являются: огневые и ремонтные работы (235 %) искры электроустановок (147 %) проявления атмосферного электричества (92 %) разряды статистического электричества (97 %) большая часть всех пожаров на резервуарах (422%) произошла от самовозгорания пирофорных отложений неосторожного обращения с огнем поджогов и других источников зажигания (Рис. 1.2.). Доля пожаров от перечисленных источников зажигания существенно различается по отраслям промышленности.
За исследованный период средняя частота возникновения пожаров и загораний в год составляет: на распределительных нефтебазах - 575; в резервуарных парках НПЗ - 33; на промыслах - 165; на нефтепроводах - 12. Средняя частота пожаров по всем объектам и отраслям нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности составили 12 пожаров в год.
Рис 1.1. Места возникновения пожаров.
Распределительные нефтебазы483 %
Нефтеперерабатывающие заводы277 %
Насосные станции нефтепроводов10%
Рис 1.2. Основные источники зажигания.
Пожары от самовозгорания пирофорных отложений
поджогов неосторожного обращения с огнём.422 %
Огневые и ремонтные работы.235 %
Искры электроустановок.147 %
Разряды статического электричества.97 %
Проявления атмосферного электричества.92 %
Важную информацию для разработки мер пожарной безопасности дают сведения о непосредственном источнике зажигания взрывоопасной паровоздушной смеси. Однако примерно для 5 % пожаров непосредственный источник зажигания не установлен но из этого количества причиной 4 пожаров были повреждения оборудования нарушения технологического режима повышенная загазованность территории резервуарного парка. В этих случаях естественно источник зажигания является вторичным и второстепенным фактором а защита должна быть направлена на поддержание исправности оборудования и нормальное ведение технологического процесса.
Из установленных непосредственных источников зажигания наиболее распространенный огневые работы - 23 % (почти каждый третий пожар). Неосторожное обращение с огнем допущенное при ремонте резервуаров электрические и механические искры или горячие выхлопы глушителя автомобиля при очистке резервуара через нижний люк стали причиной 9 (118 %) пожаров. В целом при очистке и ремонте резервуаров произошло 29 пожаров что составляет 376 % общего числа. Необходимо отметить что 14 пожаров на резервуарах (18 %) возникли от самовозгорания пирофорных отложений причем 64 % пожаров происшедших по этой причине отмечено на объектах добычи нефти и 36 % - в резервуарных парках на нефтеперерабатывающих заводах.
Примечательно что 65 % пожаров происходит в весенне-летний период и основными источниками зажигания (не считая огневые и ремонтные работы) являются разряды атмосферного электричества (222 %) а также огневые технологические установки (165 %). Здесь надо отметить что в первом случае (разряды атмосферного электричества) загорались резервуары только на насосных станциях нефтепродуктов что говорит о ненадежности существующей молниезащиты и необходимости ее усовершенствования на данных объектах.
Огневые технологические установки как источник зажигания проявлялись только на нефтепромысловых объектах.
В качестве характерного примера связанного с технологическим процессом
Пожары происходящие в резервуарах с ЛВЖ как правило начинаются с взрыва что приводит к выводу из строя автоматических установок пожаротушения. В этом случае тушение пожаров требует больших расходов воды для защиты горящего и соседних резервуаров большого количества личного состава и техники. Эти пожары труднотушимы носят затяжной характер приводят к значительным материальным ущербам сопровождаются сильными тепловыми потоками распространяющимися на большие расстояния осложняют работу пожарных и являются причинами возникновения массовых пожаров в резервуарных парках.
Основными процессами переработки нефти являются:
Транспортировка получение и хранение сырья;
Первичная перегонка электрообезвоженной и обессоленной нефти;
Гидроочистка бензинов керосинов и дизельного топлива;
Каталитический риформинг бензиновых фракций;
Каталитический крекинг;
Газофракционирование;
Производство нефтебитумов и коксов.
Принципиальная схема переработки приведена на рис.2.1. Мощность нефтепереработки по сырью составляет 20 млн. тонн в год.
Основной продукцией выпускаемой заводом являются: бензин различных марок; дизельное топливо; топочный мазут; керосин (осветительный тракторный); сжиженный газ; нефтебитум.
На заводе имеется 57 технологических установок более 100 резервуаров для хранения ЛВЖ и ГЖ общей вместимостью превышающей 620 тыс. м3 сливо-наливные эстакады насосные станции и другое.
Сырьевые парки рассчитаны для хранения 5-ти суточного запаса нефти товарные парки для хранения 10-15 суточного запаса продукции.
В комплекс завода также входят 96 насосных для перегонки нефтепродуктов 17 компрессорных установок 10 складских зданий для хранения горючих материалов нефтеуловители и трубопроводы общей протяженностью более 300 км с находящимися в них нефтепродуктами до 20 тыс. м3 5 складов с сжиженными газами емкостью по 83 тыс. м3. каждый.
На заводе постоянно находится около 700 тыс.м3 легковоспламеняющихся и горючих жидкостей из них 160 тыс. м3 сырой нефти и более 500 тыс. м3 бензина керосина дизельного топлива мазута и масла. Нефть и нефтепродукты поступают на хранение с температурами:
дизельное топливо50 - 60°С.
Причём температуры бензинов и нефти выше температуры вспышки их паров.
2. Технология хранения нефти и нефтепродуктов
на товарно-сырьевой базе.
Товарно-сырьевая группа (парк) «ЯРНПЗ» относится к складу первой группы и 1 категории по вместимости (согласно 123-ФЗ). Общая вместимость резервуарного парка более 620 тыс. м3.
Рис. 2.1. Принципиальная схема переработки нефти.
Транспортировка получение и хранение сырья; 2. Первичная перегонка электрообезвоженной и обессоленной нефти;
Гидроочистка бензинов керосинов и дизельного топлива; 4. Каталитический риформинг бензиновых фракций;
Каталитический крекинг; 6. Газофракционирование; 7. Производство нефтебитумов и коксов.
Все имеющиеся резервуары размещены по группам (согласно конструкции резервуаров их вместимости и хранящегося в них нефтепродукта).
Резервуарный парк состоит из:
-ти РВСПК вместимостью по 20 тыс. м3. каждый по два резервуара в каждой группе (для хранения сырой нефти приходящей по трубопроводу);
-ти РВС вместимостью по 20 тыс. м3. каждый 12 из них с понтонами 6 резервуаров с нефтью 5 резервуаров с дизельным топливом (без понтона) и 6 резервуаров с бензином;
-ти РВС вместимостью по 10 тыс. м3. каждый (с понтонами) – с бензином;
-ти подземных резервуаров вместимостью по 10 тыс. м3 каждый – с мазутом;
-ти РВС вместимостью по 5 тыс. м3 каждый (без понтона) с ТС-1;
-х наземных резервуаров (с понтонами) вместимостью по 1 тыс. м3 с остаточным продуктом после чистки резервуаров.
Резервуары объемом по 10 тыс. м3 находящиеся в группах имеют общую площадь обвалования каждой группы 13200 м2 (по Soбв 1го р-ра = 6600 м2) высота Нобв = 3 м толщина Вобв. верх = 1 м и Вобв. ниж=3 м. Днища резервуаров плоские стальные.
Резервуары вертикальные стальные (РВС) предназначены для приема хранения выдачи нефтепродуктов воды а также других жидкостей в различных климатических условиях.
Рис. 2.2. Схема резервуарного парка.
Резервуар состоит из цилиндрического корпуса плоского днища и стационарной крыши. Также применяются резервуары с плавающей крышей (РВСПК) и понтоном (РВСП). Плавающая крыша находящаяся на поверхности жидкости предназначена для сокращения потерь от испарения и как вследствие этого уменьшения возможности возникновения взрыва и пожара. Понтон так же предназначен для уменьшения потерь от испарения.
Техническая характеристика РВС-10000
номинальный объем м310000
внутренний диаметр мм34200
высота стенки мм12000
полезная емкость м39735
материал резервуарасталь
количество поясов шт8:
толщина поясов от 6 мм (вверху)
длина окружности м1074
площадь зеркала резервуара м29186
скорость опорожнения м3ч760
Резервуар оборудован стальной стационарной лестницей по которой можно выйти на рабочую площадку к смотровому люку а также на крышу для осмотра оборудования. Имеется система охлаждения. Конструктивные элементы резервуара со стационарной крышей показаны на рисунке 2.3.
Техническая характеристика резервуара РВСПК-20000
номинальный объем м320000
внутренний диаметр м456
полезная емкость м318500
толщина поясов от 8 мм (вверху)
Рис. 2.3. Резервуар вертикальный стальной (РВС)
Днище резервуара; 2.Сливо-наливная арматура; 3.Стенка (борт) резервуара; 4.Стационарная крыша резервуара; 5.Дыхательная арматура; 6.Предохранительный клапан; 7.Система охлаждения; 8.Смотровой люк; 9.Рабочая площадка; 10.Лестница; 11.Патрубок аварийного слива; 12.Люк-лаз в стенке.
длина окружности м1433
площадь зеркала резервуара м21633
скорость опорожнения м31700
Резервуар снабжен стационарной металлической лестницей по которой можно выйти на смотровую площадку и плавающую крышу. Плавающая крыша представляет собой кольцо с верхним герметичным покрытием. В нижнем положении плавающая крыша опирается на опорные стойки трубчатого сечения высота стоек предусматривает нижнее положение крыши на высоте 18 метра от днища резервуара. Полое кольцо крыши изготовлено из сборных элементов в виде 18ти геометрических коробов (долей).
Между плавающей крышей и корпусом резервуара предусмотрен зазор в 200 мм в котором устанавливается уплотняющий затвор выполненный из
токопроводной резины стойкой к нефтепродуктам. К стенке резервуара затвор
прижимается пружинами.
Так же имеется система охлаждения и система аварийного слива. Конструктивные элементы резервуара с плавающей крышей показаны на рис.2.4.
Техническая характеристика резервуара РВСП-20000 (с понтоном):
внутренний диаметр резервуара м456
диаметр понтона м452
полезная емкость м317400
площадь понтона м21605
Резервуар РВСП на ЯРНПЗ имеет схожую конструкцию с резервуаром РВС. Он также оборудован стационарной лестницей площадкой дыхательной и предохранительной арматурой приёмно-раздаточными патрубками системой охлаждения и системой аварийного слива. Отличие резервуара в металлическом понтоне плавающем на поверхности жидкости двигающемся при изменении уровня по направляющей.
Понтон представляет собой тонкостенный диск диаметром на 400 мм меньше диаметра резервуара лежащий на цилиндрических поплавках плавающих на поверхности продукта.
Так как поплавки погружаются в продукт только на 50% от своего диаметра то между поверхностью продукта и поверхностью понтона образуется свободное пространство заполняющееся парами хранимой
Рис. 2.4. Резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей (РВСПК): 1.Люк-лаз; 2.Стенка (борт) резервуара; 3.Система охлаждения; 4.Уплотняющий затвор; 5.Плавающая крыша; 6.Опорные стойки; 7.Затвор-кожух; 8.Вертикальная направляющая; 9.Лестница с поворотным устройством; 10.Смотровая площадка; 11.Стационарная лестница; 12.Сливо-наливная арматура; 13.Днище резервуара.
жидкости для предотвращения их выхода из под понтона служит периферийная юбка.
Понтон оснащен оборудованием необходимым для его эксплуатации:
- затвор мягкого типа ЗМП (или полужесткого типа ПЗП) предназначен для уплотнения зазора между стенкой резервуара и понтоном;
- люк-лаз смонтированный на поверхности понтона;
- дыхательный клапан на понтоне для исключения создания вакуума при откачке продукта ниже фиксированного положения понтона;
- система заземления из токопроводящих кабелей соединяющих понтон с кровлей резервуара обеспечивает снятие статического электричества;
- необходимое количество затворов — кожухов (каркасов с герметизацией манжетного типа из специальной многослойной резины) позволяют понтону перемещаться вдоль вертикальных направляющих;
Конструктивно понтон включает в себя периферийную юбку поплавки балки настил опорные стойки и различное основное и дополнительное оборудование.
Необходимое количество поплавков обеспечивают понтону заданную плавучесть (не менее чем двойной собственный вес при разгерметизации двух поплавков). Запас плавучести понтона — 100%. Поплавки обеспечивают поперечную жесткость конструкции а также служат для передачи нагрузки от собственного веса конструкции на опорные стойки. Поплавки располагаются параллельными рядами в центральной части понтона и по окружности на периферии причем в каждом ряду поплавки жестко скреплены между собой.
Периферийная юбка образует гидрозатвор исключающий прорыв паров хранимого продукта из-под экрана в газовое пространство резервуара для чего она погружена в продукт не менее чем на 100 мм. Конструктивно периферийная юбка состоит из элементов собираемых друг с другом встык на болтах.
Балки служат для обеспечения герметичности стыков настила и обеспечивают продольную жесткость конструкции.
Настил представляет собой ленту из алюминиевого сплава. Настил служит для сокращения потерь от испарения хранимого продукта путем герметизации пространства между продуктом и настилом для предотвращения прорыва (попадания) паров хранимой жидкости в газовое пространство резервуара.
Конструктивные элементы резервуара РВСП показаны на рис. 2.5.
Рис. 2.5. Резервуар вертикальный стальной с понтоном (РВСП):
Пенополиуретановый слой с лакокрасочным покрытием; 2.Алюминиевый настил; 3.Каркас из составных балок; 4.Цилиндрические поплавки; 5.Периферийная юбка; 6.Уплотняющий затвор; 7.Уровнемер; 8.Люк-лаз; 9.Заземление понтона;10.Дыхательный клапан; 11.Опорные стойки; 12.Вертикальная направляющая; 13.Затвор – кожух.
Техническая характеристика железобетонного подземного резервуара объёмом 10000 м3 (ЖБР-10000):
полезная емкость м39500
максимальный уровень залива м54
материал резервуаражелезобетон
площадь резервуара м21944
скорость опорожнения м3ч1600
Резервуар представляет собой железобетонную конструкцию стенки и днище которой выполнены в виде монолита с установкой арматуры. Колонны ригеля и плиты перекрытия - типовые железобетонные конструкции. С торцов резервуара для его очистки имеются две металлические лестницы. Резервуар оборудован дыхательной огнепреградительной и предохранительной арматурой устройствами для отбора проб и измерения уровня находящейся в резервуаре жидкости.
ВЫВОД. По данному разделу можно сделать следующий вывод. Наибольшее количество пожаров происходит на распределительных нефтебазах при очистке и ремонте на наземных резервуарах со стационарной крышей с хранимым веществом - бензин. Чаще всего причиной становится: самовозгорание пирофорных отложений огневые работы неосторожное обращение с огнём поджог. Обобщая выше изложенное можно сказать что человеческий фактор играет ведущую роль в появлении источников зажигания.
СОСТОЯНИЕ ПРОТИВОПОЖАРНОЙ ЗАЩИТЫ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА «ЯРОСЛАВСКОГО НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА».
1. Стационарные системы тушения и охлаждения.
В резервуарном парке ЯРНПЗ стационарными установками пенотушения (генераторы ГПСС) и оборудованы резервуары объемом 10000 м3 и 20000 м3 с плавающей крышей. Системой охлаждения оборудованы все наземные резервуары объёмом от 1000 м3.
Стационарная установка охлаждения резервуаров состоит из горизонтального кольца орошения (оросительного трубопровода с устройством для распределения воды - перфорации) и подходящего к кольцу сухого стояка.
Кольцо орошения размещено в верхнем поясе стенок резервуара и поделено на четыре равных части. Диаметр (внутренний) кольца орошения 80 мм отверстия в кольце орошения диаметром 5 мм расстояние между отверстиями от 315 до 335 мм (расстояние зависит от диаметра резервуара) отверстия расположены по направлению к стенке резервуара под углом.
К каждой четверти кольца орошения подходит сухой стояк диаметром 80 мм соединенный горизонтальным водопроводом (проложенным под землей на глубине h=l5 м) с наружным противопожарным водопроводом резервуарного парка через задвижку с ручным приводом для обеспечения подачи воды при пожаре.
Кольцо орошения и сухие стояки подходящие к нему выполнены из стальной электросварной трубы (сталь-3 893 ГОСТ 3262).Стационарной установкой охлаждения оснащены все вертикальные резервуары входящие в состав топливно-сырьевой группы Ярославского НПЗ. Конструктивные элементы установки охлаждения показаны на рис.2.6.
Так же установками пенотушения оснащены все насосные станции по перекачке бензинов и нефти. Некоторые из резервуаров РВС-20000 оснащены устройством подслойного пенотушения. Схема установки показана в приложении 2.
Рис. 2.6. Конструктивные элементы установки охлаждения резервуара:
Противопожарный водопровод; 2.Стояк (dСТ = 80 мм); 3.Кольцо орошения (dК= 80 мм) с орошающими отверстиями (dОТВ = 5 мм); 4.Резервуар; 5.Ручная задвижка (РУ).
2. Характеристика наружного водоснабжения «ЯРНПЗ»
и его резервуарного парка.
Максимальное расстояние между пожарными гидрантами - 100 м в районе резервуарного парка (ТСБ) - 80 м. В обычном режиме напор в водопроводе 20 метров с водоотдачей от 90 до 400 лс. Для поднятия давления в водопроводной сети имеется насосная станция с установленными в ней двумя насосами-повысителями производительностью 1350 м3час каждый которые могут поднять напор в сети до 80 метров с водоотдачей от 205 до 600 лс.
Кроме того на сети оборотной воды производственного водоснабжения установлено:
-29 приемных камер объемом 50 м3;
-3 водоема объемом 500 м3 практически с неограниченной подпиткой воды;
-10 водоемов объемом 500 м3;
-3 водоема объемом 250 м3 на хозяйственно-питьевой сети.
В случае недостатка воды для целей пожаротушения можно использовать оборотную оводу производственного водоснабжения от блоков очистки воды (БОВ) к которым имеются подъезды с твердым покрытием. Запас воды на: БОВ-1 - 9600 м3; БОВ-2 - 5400 м3; БОВ-3 - 5400 м3; БОВ-4 - 800 м3.
В районе резервуарного парка расположены два естественных водоема объемом 3000 м3 и 15200 м3 к которым также имеются подъезды с твердым покрытием.
От наружного противопожарного водопровода проходящего по территории ЯРНПЗ запитываются стационарные установки тушения и охлаждения технологических аппаратов.
3. Тактические возможности ПЧ объекта.
1415 имеющих в боевом расчете следующие автомобили:
-АЦ-40(130)63Б3 шт.;
-АЦ-40 (131) 1372 шт.;
-АЦ-40 (557) 002-ПС1 шт.;
-ПНС-110 (131) 131А1 шт.;
-АЛ-30(131)ПН5061шт;
-АТТ-39 с установленными на них башенными
механизмами от АЛ-30 и ГПС-600 по 8 шт.
на каждый тягач2 шт.
-АЦ-40 (130) 63Б5 шт.;
-АР-2 (131) 133А1шт;
-АП-5 (53213) 1961 шт.;
-ДЛК-53 «Метц» Мерседес Бенс1 шт.;
-АЦ-40 (433104) 001-ММ1 шт.
Все пожарные автоцистерны заполнены пенообразователем боевые расчеты полностью укомплектованы. Практические занятия ПТЗ и ПТУ проводятся согласно расписания. Время следования до самой дальней точки резервуарного парка составляет 3 минуты. Согласно расписанию выездов полное сосредоточение и расстановка сил и средств из города происходит через 25 минут. Для проведения пенной атаки необходимо 45-60 минут.
ВЫВОД. По содержанию раздела можно сделать вывод о том что состояние противопожарной защиты резервуарного парка находится в хорошем состоянии плановый осмотр и ремонт систем тушения и охлаждения проводится регулярно. Наружное водоснабжение полностью удовлетворяет нужды пожаротушения. Пожарные подразделения обслуживающие предприятие отлично оснащены и подготовлены к возможному возникновению аварийной ситуации и (или) ЧС.
АНАЛИЗ ПОЖАРНОЙ ОПАСНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ
ХРАНЕНИЯ И ПЕРЕКАЧКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ.
Пожарная опасность технологического процесса определяется:
-пожароопасными свойствами веществ находящихся в обращении и их количеством;
-возможностью образования горючих концентраций в резервуарах в насосных и на территории резервуарного парка;
-опасностью повреждений резервуаров и коммуникаций;
-возможностью появления источников зажигания;
-путями распространения пожара.
Рассмотрим основные из этих факторов.
1. Оценка пожаровзрывоопасных свойств нефти и нефтепродуктов.
Все жидкости поступающие в резервуарный парк объекта (будь то сырье или продукция) являются ЛВЖ или ГЖ.
Нефть - ЛВЖ представляющая собой смесь углеводородов с различными соединениями (сернистыми азотистыми кислородными) плотность g = 730 - 1440 кгкуб.м. начало кипения 20 °С (Qсг = 43514 - 46024 кДжкг) сырая нефть способна при горении прогреваться в глубину образуя всё возрастающие гомотермические слои. Скорость выгорания Vвыг = 52-7110 мс скорость нарастания прогретого слоя 07 - 1010 мч Тплам= 1100° С.
Нефтепродукты являются синтетическим топливом получаемым из нефти методом термической перегонки при которой нефть разделяется на узкие фракции по температурам их кипения без разрушения молекулярной структуры этих фракций либо методом термического крекинга при котором происходит глубокая переработка углеводородов нефти с разрушением их молекулярной структуры и образованием новых соединений с меньшей молекулярной массой.
В зависимости от температуры перегонки нефтепродукты делятся на фракции:
-бензиновые200 - 250°С;
-керосиновые140 - 300°С;
-дизельные190-350°С;
-мазутныесвыше 350°С.
Бензины легковоспламеняющиеся бесцветные жидкости представляющие собой смеси легких углеводородов. Бензины при горении прогреваются в глубину образуя все возрастающий гомотермический слой. Скорость нарастания прогретого слоя 07 мч; температура прогретого слоя 80-100°С температура пламени 1200°С.
Мазут - горючая жидкость остаточный продукт после отгона из нефти топливных фракций (бензина керосина дизельного топлива). Мазут топочный g=948 кгм3 Твсп = 140°С Тсамовоспл = 380°С температурные пределы распространения пламени: нижний - 138°С верхний - 148°С теплота сгорания Qсг = 9100 - 10000 ккалкг теплота испарения Qисп = 40-50 ккалкг элементарный состав:
Показатели взрывопожароопасности нефтепродуктов хранящихся в резервуарном парке сведены в таблицах 3.1. 3.2. 3.3. и Приложении 3.
2. Возможность образования взрывоопасных концентраций
внутри технологического оборудования.
Пожароопасные концентрации внутри технологического оборудования могут образовываться при условии что:
имеется паровоздушное пространство;
рабочая температура жидкости находится между нижним и верхним пределами воспламенения с учетом коэффициента безопасности t=10°C.
где: tнтп и tвтп - нижний и верхний температурные пределы воспламенения;
tp - рабочая температура жидкости.
В аппаратах как насосы трубопроводы работающие полным объемом взрывоопасные концентрации не образуются из-за отсутствия паровоздушного пространства.
Показатели пожароопасности обращающихся веществ.
Пожароопасные свойства бензинов.
Норм. скорость распр.
Пожароопасные свойства дизельных топлив.
предел распространения
Пожароопасные свойства керосинов.
В таких аппаратах как резервуары возможность создания взрывоопасных концентраций зависит от многих факторов таких как:
-пожароопасные свойства веществ;
-температура окружающей среды и хранимого продукта;
-проведение технологических операций.
В таблице 3.5. показана возможность создания взрывоопасных концентраций внутри резервуаров в летний и зимний период хранения. Видно что бензин обладающий высокой испаряемостью имеющий низкие значения температурных и концентрационных пределов воспламенения в летний период хранения(tр = 20°С) имеет возможности для создания взрывоопасных концентраций. С другой стороны при хранении таких продуктов в зимний период эксплуатации когда температура окружающей среды (воздуха) и самого продукта понижается (tф = 20°С) такая возможность ниже. Все это справедливо при неподвижном уровне хранения. При производстве технологических операций таких как откачка возможно образование взрывоопасных концентраций в бензиновых резервуарах из-за разбавления данной паровоздушной смеси поступающим воздухом. В резервуарах с керосином и дизельным топливом за счет разбавления паров концентрация в газовом пространстве становится ниже нижнего концентрационного предела и смесь становится не взрывоопасной. Горючая концентрация в резервуарах с бензином может образовываться в любое время года при их остановке на ремонт и осмотр а также при проведении ремонтных работ в случае не полного удаления ЛВЖ негерметичном отключении напорных трубопроводов отсутствия или недостаточности продувки.
3. Оценка возможности образования горючих
Вне аппаратов горючие концентрации могут образовываться при утечке паров или жидкостей через сальники насосов при «больших» и «малых» дыханиях резервуаров а также при повреждениях.
Пожарная опасность насосных станций характеризуется в значительной степени свойствами жидкостей перекачиваемых насосами (бензинов
Оценка горючести среды в резервуарах.
Тип резервуаров и нефтепродуктов в них
Наличие паровоздушного пространства
Температурные пределы воспламенения ° С
Горючая концентрация не образуется т.к. tраб >>tвпв+10
Концентрация паров керосина взрывоопасна т.к. tнпв-10 tр tвпв+10
Горючая концентрация паров не образуется т.к. tрaб tнпв -10
Горючая концентрация образуется т.к.
Концентрация паров керосина не взрывоопасна т.к.
Горючая концентрация дизтоплива не взрывоопасна т.к.
дизельного топлива керосина масла и др.). Наибольшую опасность представляют насосы осуществляющие перекачку бензинов т.к. температурные пределы воспламенения этих продуктов сравнимы с температурой окружающего воздуха в различные периоды. Вследствие того что насосы имеют сальниковые уплотнения утечка паров перекачиваемых
нефтепродуктов может происходить как через сальники этих насосов так и через неплотности сальниковых и фланцевых соединений.
Объем в котором может образовываться горючая концентрация паров нефтепродуктов определяется по формуле:
Vвок = ----------------- Кб м3. (1)
где: G(m)-количество горючего вещества поступившего в помещение кгчас;
Кб-коэффициент запаса надежности принимаемый 2;
Для перевода концентрации паров из % в кгм3 используем формулу:
где: М = 972-молекулярная масса паров бензина кгкмоль;
Vt = 34 м3 кмоль-молярный объем паров бензина при 20°С;
Найдем количество бензина выходящего через сальники центробежного насоса в течении 1-го часа по формуле:
G = (0005 ρ d K ) Кт (3)
где: ρ = 740 кгм3-плотность бензина;
К = 08-коэффициент испаряемости бензина;
Н = 72 м.вод.ст-напор развиваемый насосом;
Кт = 04-коэффициент учитывающий уменьшение потерь из
насосов ввиду использования торцевых уплотнений;
d = 007м-диаметр вала насоса.
Подставив имеющиеся данные получим:
G = (0005 740 007 08 ) 04 = 07 кгчас.
где V0- универсальная газовая постоянная 224 м3кмоль;
tP- рабочая температура среды;
Р0- давление при нормальных физических условиях 760 мм рт.ст.;
РР- рабочее давление в аппарате (72 м вод.ст.= 5296 мм рт.ст.)
Тогда объем в котором образуется местная взрывоопасная концентрация будет равен:
Vвок = ------------ 2 = 64 м3.
Таким образом в помещении насосной при неработающей вентиляции в течение одного часа может образоваться местная горючая концентрация в объеме 64 м3.
Для контроля загазованности воздуха в насосной целесообразно применение газоанализаторов довзрывоопасных концентраций.
Значительную опасность для резервуарного парка представляют «большие» и «малые» дыхания резервуаров поскольку при выдохе в атмосферу может выходить значительное количество паров нефтепродукта а при входе в резервуары поступает воздух который может разбавлять пары до горючих концентраций.
4. Возможные причины повреждений оборудования.
Для резервуаров характерными причинами повреждений могут быть:
-образование повышенных давлений;
-динамические воздействия;
-коррозия и эрозия стенок аппарата;
-смятие корпуса резервуара от воздействия атмосферного давления при создании вакуума во время его опорожнения.
Давление в резервуарах может повышаться в результате переполнения резервуаров уменьшения сечения дыхательной и предохранительной арматуры установленной на крыше резервуаров вследствие загорания уменьшение сечения расходных трубопроводов.
Для защиты резервуаров от разрушения при взрыве швы крепления кровли к стенкам резервуара выполняются ослабленными.
Основной причиной смятия корпуса вследствие возникновения сверх установленного нормами разряжения внутри резервуара является неисправность дыхательной и предохранительной арматуры установленной на кровле. Неисправность дыхательных клапанов наблюдается чаще всего зимой в результате примерзания и осенью вследствие попадания сухой листвы травы и прочего мусора в кассеты огнепреградителя при сильном ветре.
На резервуарах установлены механические дыхательные клапаны которые могут примерзать к своим седлам в зимнее время. Предлагается механические дыхательные клапаны заменить клапанами типа НДКМ (непримерзающими). Они предназначены для герметизации газового пространства резервуаров с нефтепродуктами и рассчитаны на давление 2000 Па и вакуум 1000 Па.
Непримерзающий мембранный дыхательный клапан состоит из корпуса 1 с седлом 2 тарелки 3 изолированной снизу фторопластовой пленкой мембраной 4 зажатой между фланцами защитного кожуха 5 и корпуса камеры 6 мембраны 7 с дисками 8 зажатой между фланцами корпуса 6 и крыши 9. Диски соединены с тарелкой 3 цепочкой 10 камера А соединена с газовым пространством резервуара импульсной трубкой 11 размещенной в тарелке 3 камера В сообщается с атмосферой через штуцер 13. В корпусе 1 расположен огневой предохранитель 12. При создании в резервуаре вакуума в камере А создается разрежение равное разрежению в газовом пространстве резервуара. При достижении расчетного значения вакуума вес узла тарелки 3 будет уравновешен усилием от действия атмосферного давления на поверхности мембраны. При превышении расчетного значения вакуума тарелка переместится вверх и соединит газовое пространство резервуара с атмосферой.
При уменьшении величины вакуума несколько ниже расчетного тарелка 3 опустится на седло 2 и клапан закроется.
При создании в резервуарах давления в камере «А» создается давление равное давлению в газовом пространстве резервуара. С возрастанием давления сила прижимавшая тарелку 3 к седлу 2 увеличивается за счет чего улучшается герметичность затвора.
Давление в камере «А» прижимает тарелку 3 к седлу 2 и одновременно стремится поднять мембрану 7 с диском 8 которые соединены гибкой связью с тарелкой 3. Так как давление на нижнюю тарелку по площади в пределах диаметра седла действует сверху и снизу то общая площадь мембраны 4 с тарелкой 3 передающей усилие давления меньше общей площади мембраны 7 с дисками 8.
В виду указанной разницы площадей результатирующее усилие при расчетном давлении поднимает тарелку 3 вверх и газовое пространство резервуара сообщается с атмосферой.
Техническая характеристика клапана НДКМ:
условный диаметр присоединительного патрубка- 250 мм;
давление срабатывания- 1600 Па;
вакуум срабатывания- 180-200 Па;
пропуская способность- 1500 м3ч.
Инструкцией предусмотрено производить осмотр клапана не реже одного раза в десять дней в осенне-зимний период и не реже двух раз в месяц в весенне-летний период. При осмотре необходимо проверять целостность мембраны и фторопластового покрытия тарелки очищать внутренние поверхности от льда и снега. Схема клапана показана на рисунке 3.6.
Во избежание повреждения корпуса резервуаров предусмотрено устройство на них предохранительных клапанов срабатывающих при повышении давления или создании вакуума в паровоздушном пространстве резервуара сверх установленных норм.
В эксплуатируемых длительное время резервуарах и трубопроводах происходит уменьшение толщины ограждающих конструкций резервуаров в результате химического воздействия на них. Наиболее интенсивно коррозия воздействует на внутренние поверхности в результате образования на них отложений сернистых соединений. Сера вступает в реакцию взаимодействия с металлом из которого изготовлены резервуары и трубопроводы из-за чего происходит коррозия внутренних поверхностей с образованием сернистых соединений железа.
Рис. 3.6. Непримерзающий дыхательный клапан типа НДКМ:
Корпус 2.Защитный кожух 3.Седло 4.Тарелка 5.Мембрана 6.Корпус мембраны 7.Мембрана 8.Крышка 9.Диски 10.Штуцер 11.Цепочка 12.Огневой предохранитель 13.Импульсная коробка А и Б - камеры.
Сернистые соединения железа - пористые вещества не обладающие механической прочностью легко окисляются на воздухе.
Разрушительному действию химической коррозии подвергаются наиболее слабые места - швы разъемные соединения прокладки места изгибов поворотов трубопроводов.
Для защиты от коррозии внешние поверхности резервуаров и трубопроводов регулярно покрывают антикоррозийными составами и красками. Для защиты внутренних поверхностей производится очистка нефтепродуктов от примесей воды серы сернистых соединений и других вредных для металла веществ. Кроме того регулярно проводятся плановые профилактические ремонты с очисткой внутренних поверхностей резервуаров и трубопроводов.
При длительном хранении нефтепродуктов особенно высоковязких на днищах резервуаров образуются уплотненные осадки которые нельзя удалить при откачке основного продукта насосами. Если их своевременно не размывать или не удалять то при огневых ремонтных работах осадки могут стать причиной взрыва или пожара.
Наиболее прогрессивным способом очистки резервуаров является размыв донных отложений с помощью специальных устройств – гидромониторов монтируемых в резервуары которые в настоящее время применяются на ряде нефтебаз страны.
На «Ярославском НПЗ» такие устройства не используются а применяется химико-механизированный способ очистки.
Целесообразно применение размывающих устройств в целях снижения риска повреждения оборудования и возникновения аварийной ситуации при механизированном способе очистки. Так же механизированный способ сам по себе может являться источником зажигания увеличивая риск возможного возникновения взрыва и пожара.
5. Характерные источники зажигания.
В данном технологическом процессе источниками зажигания могут быть:
-самовозгорание сульфидов железа;
-искры механического происхождения;
-перегрев подшипников насосов сальников насосов и электродвигателей;
-разряды статического и атмосферного электричества.
Окисление сернистых соединений железа начинается с подсыхания поверхности и контакта ее с кислородом воздуха при этом температура постепенно повышается до 600 - 700°С.
Избежать самовозгорания сернистых отложений можно путем очистки нефтепродуктов от серы и сероводорода а также при постепенном окислении образовавшихся в них самовозгорающихся отложений. Медленное окисление пирофорных (самовозгорающихся) соединений обеспечивает добавка небольшого количества воздуха - до 05 % к водяному пару подаваемому на продувку резервуаров или заполнение их водой с постепенным снижением ее уровня.
Очистку стенок следует вести при постоянном смешивании их с водой а полученные зачистки сразу же следует удалять и подвергать утилизации.
Искры механического происхождения могут возникать при использовании стальных ударных инструментов (молотков ключей ломов зубил и т.д.) в процессе обслуживания технологического оборудования резервуарного парка при ремонтных аварийных и очистных работах.
Были случаи возникновения пожаров после происшедших вспышек или взрывов в насосных станциях или других производственных помещениях от искр образующихся при падении инструментов ударов ключей при производстве различного рода работ.
Для предотвращения этого нужно при производстве работ в насосных станциях или других местах где возможно образование смеси паров нефтепродуктов с воздухом применять инструмент из искробезопасного металла. В случае применения стальных инструментов их смазывают консистентными смазками.
Перегревы подшипников насосов имеют место при загрязнении нарушении качества смазки рабочих поверхностей перекосах чрезмерной затяжке подшипников и по другим причинам.
Для исключения саморазогрева подшипников предусмотрено применение подшипников качения. Большое внимание уделяется
систематической смазке подшипников с использованием того сорта масла и в том количестве которое установлено правилами эксплуатации для данного подшипника. Необходимо периодически осуществлять контроль за температурой подшипника и очищать наружную поверхность от пыли и других отложений.
Разряды статического электричества которые могут возникнуть в трубопроводах и резервуарах при перемещении нефтепродуктов создают и искры способные вызвать воспламенение смеси.
Для защиты от статического электричества предусмотрено заземление трубопроводов корпусов резервуаров и насосов. Рекомендуется все стальные трубопроводы и другие металлические элементы здания насосных станций и оборудования в местах их взаимодействия сближения (на 10 см и меньше) электрически соединять через каждые - 20 метров.
При наливе ЛВЖ в резервуары и цистерны должна поддерживаться скорость движения не более 1 мс.
Кроме специфических источников зажигания могут иметь место и другие источники зажигания например искры электрогазосварочных работ тепловые проявления электрического тока разряды атмосферного электричества неосторожное обращение с огнем и другие.
При производстве электрогазосварочных работ возможно загорание отложений масла и нефтепродуктов сухой травы деревянных конструкций и материалов а также взрыв образовавшихся местных горючих концентраций с последующим горением.
Тепловые проявления электрического тока имеют место в связи с тем что в резервуарном парке эксплуатируется большое количество устройств потребляющих электрическую энергию: электрозадвижки электродвигатели различные приборы производственной автоматики. Особую опасность представляет собой перегрузка силовых электрических сетей вызываемая увеличением нагрузки на электродвигатели засорением электрозадвижек различными неисправностями электросистемы и электрооборудования.
Для предотвращения этого в здании насосной станции размещена электро
щитовая в которой установлены автоматы реле и другие предохранительные устройства автоматической пожарной защиты от токов перегрузки и от токов короткого замыкания.
Пары нефтепродуктов могут воспламеняться и от прямых ударов молнии. Для предотвращения случаев взрывов и пожаров от разрядов атмосферного электричества все резервуары насосная станция и другие здания и сооружения защищены от ударов молнии молниеотводами установленными в резервуарном парке. Защита от воздействия ударов молнии объединена с защитой от статического электричества все заземленное оборудование присоединено к общей системе (контуру) заземления охватывающей весь резервуарный парк.
6. Возможные пути распространения пожара.
Основными путями распространения пожаров являются:
-дыхательные клапаны и дыхательные линии резервуаров с нефтепродуктами;
-разлившиеся нефтепродукты при повреждении резервуаров или
-облако паров ЛВЖ и ГЖ;
-трубопроводы освобождаемые от нефтепродуктов;
-кабельные линии и туннели для прокладки трубопроводов;
-трубопроводы газоуравнительной обвязки;
-дверные оконные и технологические проемы насосной станции.
Для предотвращения распространения пожара все наземные резервуары разбиты на группы каждая из которых ограждена сплошным земляным валом рассчитанным на гидравлическое давление жидкости.
Высота земляного вала группы резервуаров согласно требованиям на 02 выше расчетного уровня разлившейся жидкости но не менее 15 м. Ширина вала по верху 05 м. Объем образуемый между откосами обвалования для группы резервуаров равен емкости наибольшего резервуара расстояние от стенки резервуара до подошвы внутренних откосов обвалования не менее 6 метров. С целью предотвращения выхода нефтепродукта при повреждении трубопровода предусмотрено устройство на трубопроводах скоростных
клапанов - прерывателей потока жидкости срабатывающих при разрыве трубопровода.
Для предотвращения выхода разлившейся жидкости из помещения насосной станции в дверных проемах устроены пороги высотой 014 м в туннелях для прокладки трубопроводов через каждые 60 метров также устроены пороги.
Для предотвращения распространения пожара по системе производственной канализации предусмотрено устройство в ней гидравлических затворов.
На дыхательных клапанах резервуаров сообщающих паровоздушное пространство над поверхностью нефтепродукта в резервуаре с окружающей средой предусмотрена установка огнепреградителей.
ВЫВОД. Содержание раздела подтверждает пожарную опасность процессов хранения и перекачки нефти и нефтепродуктов при которых в нормально работающих аппаратах емкостях и вне их могут образовываться взрывоопасные горючие концентрации при «больших» и «малых» дыханиях а так же при разгерметизации трубопроводов износе оборудования авариях и других отклонениях от технологического регламента. Так же обусловлено наличием потенциальных источников зажигания и путями распространения пожара.
Для снижения риска необходимо: неуклонно соблюдать требования технологического регламента и требования пожарной безопасности; проводить планово-предупредительный осмотр и ремонт без нарушений периодичности; вводить мероприятия по снижению выбросов путем их улавливания и переработке различными установками; модернизировать устаревшее оборудование с помощью внедрения новых прогрессивных технологий.
РАСЧЕТ КАТЕГОРИИ ПОМЕЩЕНИЯ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ ПО ВЗРЫВОПОЖАРНОЙ И ПОЖАРНОЙ ОПАСНОСТИ.
Необходимость расчета категории по взрывопожарной и пожарной опасности исходит из технологического процесса по перекачке ЛВЖ и ГЖ производящегося в насосной станции. Согласно СП 12.13130.2009 при определении категории помещения учитывается:
Агрегатное состояние веществ и материалов;
Взрывоопасные свойства веществ и материалов (максимальное давление взрыва при стехиометрической концентрации горючих веществ в воздухе теплота сгорания температура вспышки ЛВЖ).
Реальные условия ведения технологического процесса (давление температура) для прогнозирования наиболее неблагоприятного варианта аварийной ситуации при котором в помещение может поступить наибольшее количество взрывоопасного вещества.
Наличие технических средств контроля и защита от образования взрывоопасных концентраций на случай разгерметизации технологического оборудования (сигнализаторы довзрывоопасных концентраций аварийная вентиляция быстродействующие системы отключения поврежденного аппарата технические решения по ограничению площади разлива жидкости аварийный слив жидкости аварийное стравливание газа и т.п.).
Реальные условия образования зон взрывоопасных концентраций.
Вероятность появления источника зажигания (при аварийной ситуации она принимается равной единице).
Избыточное давление взрыва при воспламенении локального скопления горючей смеси (оно определяется с учетом процесса горения и негерметичности помещения).
Устойчивость здания к избыточному давлению взрыва.
Наиболее опасной аварией в насосной будет являться отрыв одного из напорных трубопроводов насоса самой большой производительности. Таким насосом является насос для перекачки бензина Б-70 производительностью Q=009 м3с с диаметром напорного трубопровода d=03 м.
При отрыве трубопровода в насосную будет поступать бензин при работающем насосе до перекрывания задвижки а после ее перекрытия весь бензин из трубопровода выйдет наружу. В насосной имеется система аварийной вентиляции с кратностью воздухообмена 10 обчас. Дверные проёмы закрытые противопожарными дверями с пределом огнестойкости EI30 и оборудованы устройствами для самозакрывания а так же порогами высотой 014 м скорость воздушного потока в помещении не превышает 01 мс. Помещение насосной имеет размеры 30 на 10 м и высоту 4м. Рабочая температура воздуха в помещении поддерживается согласно технологического регламента на уровне 20°С.
Избыточное давление взрыва Р для индивидуальных горючих веществ состоящих из атомов С Н О N С1 Вr I F определяется по формуле:
Р0 — начальное давление кПа (допускается принимать равным 101 кПа);
m — масса горючего газа (ГГ) или паров легковоспламеняющихся (ЛВЖ) и горючих жидкостей (ГЖ) вышедших в результате расчетной аварии в помещение для паров ЛВЖ и ГЖ по формуле (9) кг;
Z — коэффициент участия горючего во взрыве. Допускается принимать значение Z по табл. 2;
Vсв — свободный объем помещения м3 (принимается 80% от полного);
ρгп — плотность газа или пара при расчетной температуре tр кгм3 вычисляемая по формуле:
где М — молярная масса;
V0 — мольный объем равный 224;
tр — расчетная температура °С. В качестве расчетной температуры следует
принимать максимально возможную температуру воздуха в данном помещении в соответствующей климатической зоне или максимально возможную температуру воздуха по технологическому регламенту с учетом возможного повышения температуры в аварийной ситуации. Если такого значения расчетной температуры tр по каким-либо причинам определить не удается допускается принимать ее равной 61°С;
КН — коэффициент учитывающий негерметичность помещения и недиабатичность процесса горения допускается принимать КН равным 3.
Сст — стехиометрическая концентрация ГГ или паров ЛВЖ и ГЖ % (об.) вычисляемая по формуле:
где = nc + - (8) - стехиометрический коэффициент кислорода в реакции сгорания;
nС nН nО nХ - число атомов С Н О и галоидов в молекуле горючего;
Вид горючего вещества
Горючие газы (кроме водорода)
Легковоспламеняющиеся и горючие жидкости нагретые до температуры вспышки и выше
Легковоспламеняющиеся и горючие жидкости нагретые ниже температуры вспышки при наличии возможности образования аэрозоля
Легковоспламеняющиеся и горючие жидкости нагретые ниже температуры вспышки при отсутствии возможности образования аэрозоля
Масса паров жидкости m поступившей в помещение определяется из выражения:
mмр1количество бензина поступившего в помещение до перекрытия задвижки на трубопроводе при работающем насосе;
mмр2количество бензина поступившего в помещение после перекрытия задвижки из трубопровода.
mмр1 = ρБ qнас откл = (10)
= 740 009 300 = 19980 кг.
ρБ = 740 кгм3плотность бензина;
qнас = 009 м3спроизводительность насоса осуществляющего перекачку бензина;
= 300 свремя необходимое для отключения трубопровода;
= 007 10 740 = 518 кг.
Lтр = 10 м - длина трубопровода от насоса до задвижки.
Тогда: mЖ = 19980 + 518 = 20498 кг.
В соответствии с СП 12.13130.2009 приложение «А» п.1.2. один литр бензина разливается на один метр площади пола т.е. бензин может разлиться на площади:
Поскольку площадь насосной станции равна 3010 = 300м2 и дверные проемы оборудованы порогами высотой 14 см поэтому площадь поверхности испарения принимаем равной площади пола т.е.
При этом массу паров mП определяем по формуле:
где W - интенсивность испарения кгс-1м-2;
Fn - площадь испарения м2;
Т – длительность испарения бензина принимается Т=3600 согласно приложения «А» СП 12.13130.2009.
Интенсивность испарения W определяется по справочным и экспериментальным данным. Для ненагретых выше температуры окружающей среды ЛВЖ при отсутствии данных допускается рассчитывать W по формуле:
где — коэффициент принимаемый по табл. 3 в зависимости от скорости и температуры воздушного потока над поверхностью испарения;
Pn — давление насыщенного пара при расчетной температуре жидкости tр определяем по уравнению Антуана кПа.
М – молярная масса жидкости равная 1142
Скорость воздушного потока в помещении м*с-1
Значение коэффициента при температуре t oС воздуха в помещении
где ABCA – константы уравнения Антуана;
А = 754424; В = 262965; СА = 384195.
Pn = 10109 = 123 кПа
Интенсивность испарения W будет равна:
W = 10-6 24 123 = 0.00032 кг ссм2
mП = W Fn Т = 000032 300 3600 = 3456 кг.
Находим стехиометрическую концентрацию бензина химическая формула которого:С7267 Н14796
Определяем свободный объем помещения насосной:
Vсв = 08 30 10 4 = 960 м3. (16)
Плотность паров бензина при 20°С равна:
ρгп = = 1022 224(1+00036720) = 425 кгм3
Подставляя данные находим избыточное давление взрыва:
P = (900-101) = 3665 кПа
ВЫВОД. Так как определенное расчетом избыточное давление взрыва больше 5 кПа а температура вспышки бензина меньше 28°С то категория помещения насосной по СП 12.13130.2009 относится к категории «А» - повышенная взрывопожароопасность и классу зоны В-1а по ПУЭ.
ПРОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТ ОГНЕПРЕГРАДИТЕЛЯ
ДЫХАТЕЛЬНОЙ АРМАТУРЫ РЕЗЕРВУАРА.
Одним из названных способов защиты аппаратов служат различного вида огнепреградители устанавливаемые на дыхательной арматуре резервуаров. На ЯРНПЗ наиболее распространены кассетные огнепреградители. Устройство огнепреградителя показано на рисунке 5.1.
Произведем расчет кассетного огнепреградителя по методу Я.Б. Зельдовича в его работах показано что на пределе распространения пламени в трубках малого диаметра достигается постоянство числа Пекле. На пределе гашения пламени величина числа Пекле колеблется в пределах 60-80 и примерно одинакова для всех горючих смесей и огнегасящих насадок в широком диапазоне изменения условий опыта. По этой закономерности найдём величину критического диаметра огнепреградителя.
Число Пекле применительно к данному условию выражается как
Рекр = -------------- (17)
где: Peкр - число Пекле на пределе гашения пламени равное 65;
а - коэффициент температуропроводности;
uн - нормальная скорость распространения пламени равная 044 мс.
где λ - коэффициент теплопроводности горючей смеси;
ср - теплоёмкость горючей смеси;
ρ - плотность горючей смеси.
Согласно уравнению газового состояния рV = G R T (19)
ρ = G V = p R T (20)
где R – газовая постоянная 8314 Дж(мольК);
Т – температура горючей смеси 20°С или 293К;
р – давление горючей смеси 101325 Па;
G – количество горючей смеси.
Подставляя и решая уравнение относительно критического диаметра
огнегасящего канала получим
dкр = -------------------- . (21)
Величину коэффициента теплопроводности двухкомпонентной паровоздушной смеси определяем по формуле
λг = 03610-2 ВтмК - коэффициент теплопроводности горючего пара;
λв = 025910-2 ВтмК - коэффициент теплопроводности воздуха при 20°С.
Запишем реакцию горения бензина в воздухе:
С7267 Н14796 + 21932 (О2 + 376 N2) =
= 7267 СО2 + 7398 Н2О + 21932376N2
Определяем концентрацию бензина в стехиометрической смеси с воздухом по формуле
где mi – количество молей каждого из компонентов в смеси.
Для примера рассчитаем теплопроводность паровоздушной смеси и сопоставим её с теплопроводностью воздуха тогда:
λ = 00092 03610-2 + (1 – 0.0092) 025910-2 = 00026 ВтмК
из полученного значения видно что показатели практически одинаковые.
Найдём удельную газовую постоянную для исходной смеси
R = 8314 (000921022) = 8842 Дж(мольК);
где М – молярная масса равная 1022 кгкмоль-1
Подставляем полученные данные в формулу (21):
Рекр λ R Т 65000268842293
dкр = -------------------- = ------------------------------ = 00098 м
uн ср р 0441005101325
Безопасный (гасящий) диаметр составит:
d = 05 00098 = 00049 м.
Рис. 5.1. Общий вид огнепреградителей ОП:
- корпус состоящий из двух половинок; 2 - огнепреграждающий элемент (кассета); 3 - четыре соединительных шпильки.
ВЫВОД. Из произведенного расчета видно что для защиты дыхательных клапанов резервуаров с бензином от проникновения пламени внутрь резервуара огнепреградитель должен быть с диаметром отверстий в кассетах не более 00049 м. На ЯРНПЗ абсолютное число резервуаров с бензином оборудованы огнепреградителями с диаметром отверстий в кассетах более 0003 м что выполняет требование безопасности.
РАСЧЕТ УСТАНОВКИ АВТОМАТИЧЕСКОГО
ПОЖАРОТУШЕНИЯ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ
ПО ПЕРЕКАЧКЕ БЕНЗИНА.
Помещение насосной станции по перекачке бензина должно быть оборудовано АУПТ и АУПС согласно СП5.13130.2009 прил.А таб.А3 п.6 по прил.Б группа помещения 4.2. По ГОСТ Р 12.3.047-98 таб.Х.1 по классу пожара выбираем для тушения водопенный состав тип и параметры установки пожаротушения выбираем в соответствии с нормативными документами в таб.Х.2: ГОСТ Р 50800-95 ГОСТ 12.3.046.
В помещение насосной станции проектом предусматривается пожаротушение пеной средней кратности подача пены осуществляется через 12 генераторов ГПС-200.
Согласно нормативной документации для тушения пожара в помещении насосной наиболее эффективен способ тушения по объёму через стационарные генераторы эжекционного типа пеной высокой кратности. Генераторы следует расположить в верхней части помещения ближе к плитам перекрытия на высоте 35м.
Расчет параметров установки пожаротушения высокократной пеной.
Определяем расчетный объем V м3 защищаемого помещения объем помещения определяется произведением площади пола на высоту заполнения помещения пеной в нашем случае принимаем полную высоту помещения.
Vпом = Sп hпом = 3004 = 1200 м3(26)
Выбираем генератор высокократной пены ГВП - 200 «Прогресс» ФУ по ТУ 4854-007-54883547-07 производительность генератора по раствору пенообразователя при рабочем давлении 06 МПа qр ≥ 200 дм3мин (200 лмин или 33 лс) производительность по пене qп = 1320дм3с кратность пены не менее 400 при концентрации ПО 6% (ТХ пенообразователя в приложении 3).
Определяется расчетное количество n генераторов высокократной пены
n = (a V103) (qр К)(27)
где: а - коэффициент разрушения пены; - максимальное время заполнения пеной объема защищаемого помещения мин; К - кратность пены.
Значение коэффициента а рассчитывается по формуле
где К1 - коэффициент учитывающий усадку пены принимается равным 12 при
высоте помещения до 4 м; К2 - учитывает утечки пены при отсутствии открытых проемов принимается равным 12; К3 - учитывает влияние дымовых газов на разрушение пены для учета влияния продуктов горения углеводородных жидкостей значение коэффициента принимается равным 15.
Максимальное время заполнения пеной объема защищаемого помещения принимается не более 10 мин.
n = (2161200103) (20010400) = 324 шт.
Принимаем 4 генератора высокократной пены ГВП-200 «Прогресс» ФУ. Определяем производительность системы по раствору пенообразователя
Q = (nqр) (60103)(29)
Qр = (4200) 60000 = 0013 м3с
По технической документации устанавливаем объемную концентрацию пенообразователя в растворе с равную 6%. Определяем расчетное количество пенообразователя м3:
Vпен = с Q 10–2 60(30)
Vпен = 600131010-260 = 468 м3.
Из расчета видно что требуемое количество пенообразователя для тушения насосной составит 47 м3 плюс 100% запаса.
Гидравлический расчет установки пожаротушения.
Расчет установки пожаротушения производим на основании указаний СП5.13130.2009. Диаметры трубопроводов определяем из расчета наиболее экономичной с точки зрения гидравлических потерь скорости движения рабочего раствора v = 3 мс.
Компоновка ГВП на распределительном трубопроводе АУП выполнена по симметричной тупиковой схеме (рис. 6.1.).
Расход рабочего раствора через диктующий генератор при давление перед генератором Р равном 06 МПа будет q1 = 33 лс (00033 м3с).
Рис. 6.1. Схема расположения ГВП-200 в насосной станции.
Расход первого генератора является расчетным значением Q1-2 на участке L1-2 между первым и вторым генераторами. Диаметр трубопровода на участке L1-2 определяем по формуле
d1-2 = 1000 √4 Q1-2 v(31)
где d1-2 - диаметр между первым и вторым генераторами мм; Q1-2 - расход ОТВ; - коэффициент расхода равный 0946; v - скорость движения воды мс (не должна превышать 10 мс). Диаметр увеличивают до ближайшего номинального значения по ГОСТ 28338.
d1-2 = 1000 √4 00033 314 0946 3 = 38 мм.
По ГОСТ 28338-89 принимаю ближайшее номинальное значение 40 мм. Потери давления Р1-2 на участке L1-2 определяют по формуле
Р1-2 = АQ21-2 L1-2 100(32)
где Q1-2 - суммарный расход ОТВ первого и второго генератора лс; А - удельное сопротивление трубопровода зависящее от диаметра и шероховатости
стенок с2л6 L1-2 – длина участка 1-2 (8м).
Р1-2 = 0044533328 100 = 004
Удельное сопротивление и удельная гидравлическая характеристика трубопроводов для труб (из углеродистых материалов) различного диаметра приведены в СП 5.13130.2009 таблицы В.1 и В.2.
Давление у генератора 2 составит
Р2 = 06 + 004 = 064 МПа
Расход генератора 2 составит
q2 = 100426√064 = 34 лс
где K - коэффициент производительности генератора принимаемый по технической документации на изделие равный 0426 л(с МПа05).
Для симметричной схемы расчетный расход на участке между вторым оросителем и точкой а т. е. на участке 2–а будет равен
Q2-а = q1 + q2 = 33 + 34 = 67 лс(35)
Диаметр трубопровода на участке L2-а определяют по формуле
d2-а = 1000 √4 Q2-а v(36)
d2-а = 1000 √4 00067 314 0946 3 = 548 мм
увеличиваем диаметр до ближайшего значения указанного в ГОСТ 3262 ГОСТ 8732 ГОСТ 8734 или ГОСТ 10704 принимаем 57мм.
По расходу воды Q2-а определяем потери давления на участке 2–а:
Р2-а = АQ22-а L2-а 100(37)
Р2-а = 0011086724 100 =002 МПа
Давление в точке а составит
Ра = Р2 + Р2-а = 064 + 002 = 066 МПа(38)
Для левой ветви ряда требуется обеспечить расход Q2-а при давлении Ра. Правая ветвь ряда симметрична левой поэтому расход для этой ветви тоже будет равен Q2-а следовательно и давление в точке а будет равно Ра. В итоге для всего ряда имеем давление равное Ра и расход воды
Qа = 2Q2–а = 267 = 134 лс(39)
Диаметр трубопровода на участке Lа-b определяют по формуле
da-b = 1000 √4 Qа-b v(40)
da-b = 1000 √4 00134 314 0946 3 = 80 мм
диаметр соответствует номинальному значению по ГОСТ 28338.
Диаметр питающего трубопровода принимаем по участку Lа-b равный 80 мм и длиной от водопитателя до точки а Lтр = 55 м
Гидравлические потери давления в питающем трубопроводе определяем суммированием гидравлических потерь на отдельных участках трубопровода по формуле:
ΔРi = AQ2 Li 100(41)
где ΔР Q - расход ОТВ лс; А - удельное сопротивление трубопровода на участке Li зависящее от диаметра и шероховатости стенок с2л6.
От точки а до водопитателя вычисляем потери напора в трубах по длине с учетом местных сопротивлений в том числе в стационарном дозаторе типа ПСЭ-20 "Феникс" У.
Рп.тр. = 00011681342 55 100 = 012 МПа
Таким образом давление требуемое от водопитателя для работы системы составит:
Робщ = Ра + Ртр = 066+012 = 078 МПа.(42)
На основании требуемого давления (Р = 078 МПа) и расхода (Q = 134 лс) производим подбор насоса для системы пожаротушения. Указанному давлению и расходу соответствует консольный насос К-9085.
Система электропуска и выбор извещателей.
В соответствии с СП 5.13130.2009 формирование сигнала на управление в автоматическом режиме установкой пожаротушения оповещения и инженерным оборудованием должно осуществляться при срабатывании не менее двух пожарных извещателей расстановка извещателей в этом случае должна производиться на расстоянии не более половины нормативного определяемого по таблицам 13.3-13.6 СП 5.13130.2009 (расстояние не более половины нормативного принимают между извещателями расположенными вдоль стен а также по длине или ширине помещения расстояние от извещателя до стены определяется по таблицам без сокращения ).
В помещении насосной согласно СП 5.13130.2009 целесообразно применение тепловых пожарных извещателей совместно с извещателями пламени. В качестве теплового извещателя используется ТРВ-2 тепловой максимально-дифференциальный извещатель. Извещатель пламени предлагаю ИП 329-СИ-1 ИБ «УФИС» взрывозащищенный пожарный извещатель пламени с установкой непосредственно над каждым из шести насосов. Схема установки пожарных извещателей показана на рисунке 6.2.
Запуск установки автоматического пожаротушения производим от пульта управления ПС ППС-1 при поступлении сигнала о срабатывании 2-х извещателей одновременно на ПКП.
Для обеспечения безопасной работы средств пожарной автоматики установка автоматической пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения должна находиться под наблюдением специалиста.
Рис. 6.2. Схема установки пожарных извещателей.
Эксплуатация автоматических средств пожаротушения регламентируется и включает в себя следующие работы:
-работы выполняемые ежедневно посменно;
-работы выполняемые еженедельно;
-ежемесячное обслуживание;
-квартальный лабораторный анализ пенообразователя перемешивание;
-работы выполняемые ежегодно;
-работы выполняемые раз в три года.
ВЫВОД. В разделе предложена замена существующей стационарной установки автоматического пожаротушения насосной согласно требований новых нормативных документов заменяются генераторы пены средней кратности ГПС-200 на генераторы пены высокой кратности ГВП-200 произведен расчет установки и даны рекомендации по её эксплуатации. Предложена установка дополнительных пожарных извещателей пламени.
1. Источники загрязнения окружающей среды при
Нефтепродукты преимущественно хранятся в стальных наземных резервуарах трех типов:
Вертикальные цилиндрические резервуары объемом от 1000 до 20000 м3 со стационарной крышей понтоном или плавающей крышей для хранения нефти и нефтепродуктов.
Резервуары сферические объемом 600 и 2000 м3 для хранения нефти и нефтепродуктов при давлении 24510 - 176610 Па(25 - 18кгссм2).
Резервуары горизонтальные объемом 30 - 1000 м3.
По ГОСТ 1510-84 «Нефть и нефтепродукты» некоторые нефтепродукты разделены на подгруппы по давлению насыщенных паров до 266 10 Па ( 200 мм.рт.ст.) и более что упрощает выбор определенного типа резервуара и способствует эффективному хранению продукта. Резервуары для бензинов и товарной нефти с давлением насыщенных паров от 26610 Па до 66510 Па должны быть оборудованы плавающими крышами и понтонами или газовой обвязкой с соответствующей дыхательной арматурой. Для нефти и нефтепродуктов рекомендуются резервуары со стационарными крышами горизонтальные цилиндрические или сферические с соответствующей дыхательной арматурой.
В процессе хранения нефтепродуктов в наземных и в меньшей степени в заглубленных металлических резервуарах (особенно в средней и южной климатических зонах) происходит испарение паров нефтепродуктов и загрязнение ими окружающей среды.
К основным регламентируемым источникам загрязнения относят испарение нефтепродуктов в процессе приемки хранения отпуска и зачистки резервуаров.
К нерегламентируемым потенциальным источникам относят утечки нефтепродуктов через уплотнительные узлы зазорной арматуры
перекачивающих насосов трубопроводов и наливных устройств; вентиляцию газового пространства резервуаров; сточные воды содержащие нефтепродукты; перелив резервуаров и цистерн; аварийные ситуации связанные с коррозионным разрушением резервуаров и коммуникаций особенно при подземном хранении.
Загрязнение воздушного бассейна происходит при выделении паров нефтепродуктов в процессе «больших» и «малых дыханий» резервуаров вентиляции газового пространства определяемого герметичностью крыши неплотностью прилегания к стенкам резервуаров уплотняющих затворов плавающих крыш испарение нефтепродуктов с поверхности бассейнов очистных сооружений неправильной установке дыхательной и предохранительной аппаратуры и по другим причинам.
Загрязнение почвы и водоемов возможно сточными ливневыми и талыми водами содержащими нефтепродукты образовавшимися при утечках из технологического оборудования неплотностях запорной и регулирующей аппаратуры перекачивающих устройств.
Исследованию загрязнения воздушной среды предшествует рассмотрение процессов испарения происходящих при хранении нефтепродуктов. Среди показателей определяющих скорость испарения основным является давление насыщенных паров которое зависит от температуры и соотношения паровоздушной и жидкостной фаз нефтепродуктов. С увеличением доли легких фракций повышается давление насыщенных паров нефтепродуктов и растут потери от испарения. В связи с возросшими требованиями к чистоте воздушного бассейна точность определения потерь от испарения приобретает важное значение.
На процесс испарения нефтепродуктов из резервуаров в статических условиях помимо температуры влияют различные факторы: давление и объем газового пространства площадь контакта нефтепродукта с газовым пространством атмосферное давление. В основном потери нефтепродуктов в виде испарения из резервуаров происходят в результате малых и больших дыханий.
Потери при «малых дыханиях» вызываются температурными колебаниями окружающей среды. При повышении температуры воздуха в дневное время поверхности резервуара нагреваются давление и температура парогазовой смеси а следовательно и испарение нефтепродуктов особенно легколетучих фракций увеличивается. Возрастание давления в парогазовом пространстве влечет за собой срабатывание дыхательного клапана и выход паровоздушной смеси в окружающую среду. При этом важное значение имеет степень заполнения резервуара нефтепродуктом и связанный с ней объем газового пространства и следовательно потери легких фракций от испарения. В ночное время при охлаждении продукта снижается давление парогазовой смеси создается частичный вакуум и происходит обратное явление - воздух через дыхательный клапан поступает в газовое пространство резервуара.
«Большие дыхания» происходят при вытеснении паровоздушной смеси в окружающую среду в процессе заполнения нефтепродуктом резервуара при этом объем газового пространства уменьшается срабатывает дыхательный клапан. Обратное явление - поступление воздуха в резервуар отмечается при откачке продукта. Объем «большого дыхания» приблизительно соответствует поступившему в резервуар количеству продукта. Потери в результате «больших дыханий» растут при увеличении оборачиваемости (числа циклов приемки - отгрузки) резервуаров и зависят от климатической зоны.
Для оценки степени загрязнения окружающей среды нефтепродуктами в результате потерь при испарении обусловленных «малыми дыханиями» резервуаров используют общепринятую формулу Н.Н.Константинова:
где: Gм.д. -потери паров нефтепродуктов кг; - объем газового пространства м3; Ра - барометрическое давление Па;
Рвак. - вакуум в газовом пространстве соответствующий нагрузке
вакуумного клапана Па;
Рк. - избыточное давление в газовом пространстве соответствующее нагрузке клапана давления Па;
Pmin - Pmах - минимальное и максимальное за сутки парциальное давление
паров нефтепродуктов в газовом пространстве Па;
Tгmin - Tгmax - минимальная и максимальная за сутки абсолютная
температура газового пространства К;
Дср - массовое содержание паров кгкуб.м;
Дср = ( Pmin + Pmах ) ( Tгmin + Тгmах )
R - газовая постоянная паров нефтепродуктов Дж(кгК);
М - молекулярная масса паров.
Наряду с «малыми дыханиями» значительные потери нефтепродуктов составляют «большие дыхания» которые для остальных вертикальных резервуаров со стационарными крышами определяются по формуле:
Мб.д.= Vп - Vг [ ( Р2г - Р1г) ( Р2г - Pр) ] Рр Р2г ρ где
Vп - объем паровоздушной смеси образующейся в заполненном резервуаре м3;
Vг - объем газового пространства перед заполнением резервуара м3;
Р2г - абсолютное давление в газовом пространстве резервуара в конце заполнения Па;
Р1г - абсолютное давление в газовом пространстве резервуара до заполнения Па;
Рр - среднее расчетное парциальное давление паров нефтепродуктов Па;
ρ - плотность паров нефтепродуктов кгм3.
2. Контроль за выбросами в окружающую среду.
Выявление источников выделяющих вредные вещества организация контроля за выбросами в воздушную среду - одно из направлений работы по защите атмосферного воздуха.
Номенклатура вредных веществ отходящих от всех источников выделения на заводе составляет 15 наименований в основном ( на 93 %) это углеводороды и диоксид серы.
Все источники выбросов вредных веществ подразделяются на организованные или неорганизованные.
В состав организованных источников входит: дымовые трубы нагревательных печей и котельных свеча для сжигания факельного газа дымовые трубы печей дожига вентрубы производственных помещений трубы газообеспечивающих установок.
К неорганизованным источникам относятся: резервуары цистерны сливо-наливных эстакад поверхности испарения объектов очистных сооружений и водоблоков графики неплотности запорной арматуры и фланцевых соединений аппаратного двора технологических установок.
По данным инвентаризации на объекте имеется 167 организованных источников выброса и 132 неорганизованных стационарных источника выброса (от аппаратного двора резервуарных парков очистных сооружений водоблоков) а также 350 передвижных источника (240 автомашин с карбюраторными двигателями и 110 автомашин с дизельными).
В процессе определения потерь от испарения из резервуаров и при сливе и наливе цистерн проводятся следующие работы:
-определение количества нефтепродукта проходящего через объект;
-снятие температурного режима резервуаров и цистерн (замер температур нефтепродукта и наружного воздуха с последующим расчетом температуры газового пространства над нефтепродуктом);
-отбор проб нефтепродукта для определения параметров.
Так для низкокипящих нефтепродуктов (нефть бензин ловушечный нефтепродукт) снимаются показатели: давление насыщенных паров нефтепродуктов весовое содержание в насыщенных парах углеводородных компонентов (предельных непредельных ароматических); для высококипящих нефтепродуктов (керосин дизтопливо мазут и т.д.) - весовые концентрации насыщенных паров нефтепродуктов.
Полученные результаты обследования приводятся к средним параметрам за каждый период года (теплый или холодный) и рассчитываются валовые величины потерь от испарения на каждую группу одноцелевых резервуаров или цистерн по формуле:
Cpi = Vmi Stri Kr Koi 10-3
Ра - среднее атмосферное давление мм.рт.ст.;
КrКо - коэффициент учитывающий зависимость от технической оснащенности (понтон плавающая крыша) и режима эксплуатации резервуара (мерник буфер).
Весовая концентрация насыщенных паров нефтепродуктов давление насыщенных паров нефтепродуктов компонентный состав паров нефтепродуктов определяются газохроматографически.
Наряду с многими факторами приводящими к загрязнению окружающей среды и вызывающими различные экологические нарушения значительную опасность представляют разовые экспериментальные ситуации к которым относятся аварии на технологических установках резервуарных парках и газораздаточной станции (ГРС).
При любых авариях и отравлениях в зависимости от масштаба и последствий определяется ущерб. При этом перед возникновением аварии существуют косвенные и непосредственные причины ее появления.
Для разработки современной методологии прогнозирования оценки вероятности аварийных ситуаций проведен анализ риска на основе банка данных об авариях а следовательно и надежности функционирования различных узлов регулирующих устройств КИПиА и других элементов оборудования. Так например иллюстрация нежелательных событий нарушений которые могут привести к разгерметизации резервуара и выбросам углеводородных газов приведена на рис.7.1.
Разрыв резервуара и взрыв (10 х 10-2) или
внешние падение пожар на пожар на катастро- внутренний
причины метеорита объектах соседних фический взрыв.
(3x10-8 ) землетря - ГРС (авто- объектах разрыв (25x10)
сение рампажд (АГНСКА резервуа-
авиаката- эстакада риформинг ра
строфы насосная гидро- (62 х 10-5)
создание избыточного
давления (40 х 10-5)
избыточное повышение
заполнение температуры
резервуара резервуара
отказ аварий- повышение отказ внешний перегрев
ного вентиля контроль- предохра- источник резервуара
ного уровня нительных нагрева
отказ контрольнойошибки операторовотказ запорной
аппаратурыаппаратуры
Рис.7.1. «Дерево отказов» и вероятность аварийной ситуации для резервуара.
3. Расчет загрязнений от «малых и больших дыханиях»
при хранении в резервуарах со стационарными крышами.
На НПЗ в РВС хранится керосин дизельное топливо мазут. Емкость резервуаров 5000 м3 - 20000 м3.
Данные о резервуаре: V = 10000 куб.м
полная емкость 9735 м3;
h взлива max = 10 м.
Резервуар с конусообразной крышей половинное заполнение.
Согласно данным климатического справочника средняя температура воздуха в нашем регионе за 1950 - 1998 годы:
ме 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 ср.
t -98 -81 -26 56 127 168 182 168 110 50 -15 -59 49
Средняя температура воздуха
зимой (-66°С); весной (117°С);
летом (151°С); осенью (-08°С).
Расчет производим по методике Едигарова.
Средняя амплитуда колебания температуры воздуха летом
= tвср - tвm tв = 2 (151 – 56) = 19°С.
Для конусообразной крыши h=047 м. Отношение FстFкр:
f:fl = 08f4 = 0011f7 = 045
f2 = 037f5 = 0855f8 = 076
Амплитуду колебания температуры определяем:
tr = tв f1+ 591[f2 f3 + f6 f7 + f4 (f8 - f5)] =
= 19078+591[0044072+001045+0011(076-085)] = 356°C
Определяю минимальную температуру в газовом пространстве:
trmin = tвmin = tвср -
trmin = 151 - = 56°C.
Максимальная температура в газовом пространстве:
trmax = trmin + t = 56 + 356 = 412°C
Определяем температуру верхних слоев нефтепродукта:
tвспmin = tвср - 03 = 151 - 03 = 97°C
tвспmax = tвср + 03 = 151 + 03 = 209°С
Определяем среднюю объемную концентрацию керосиновых паров в газовом пространстве резервуара ( С-1 и С-2 ):
Ps1 =13332210(A -) = 133332 = 650 Па
Ps2 =13332210(A -) = 133332 = 11468 Па
Определяем потери керосина за одно малое дыхание в летний период.
= 5103 101471 ( – ) = 35 кгцикл
Потери керосина при больших дыхании в РВС-10000 м3.
V = 10 000 куб.мV = 91082 куб.м
hрез = 1192 мh взлива max = 10 м
dрез = 342 мh взлива min = 2 м
Потери при малых дыханиях кгсутки
Потери при больших дыханиях кгсутки
Количество резервуаров шт.
Зима Весна Лето Осень
Ps = 133322 = 133322 = 39925 Па
По этой же методике рассчитываем потери для резервуаров с дизельным топливом и мазутом. Данные расчетов сводим в табл.7.3.
4. Расчет загрязнения нефтепродуктами в результате испарения
при хранении в резервуарах с плавающими крышами.
На НПЗ в РВСПК хранятся бензин и нефть. Емкость резервуаров 10 000 м3 - 20 000 м3. Расчет потерь нефтепродуктов в результате испарения производится на основании методики Яковлева.
Согласно данным климатического справочника среднегодовая температура в регионе за 1950 - 2000 - 49°С. Средняя скорость ветра 18 мс.
Данные о резервуаре: V = 10 000 куб.м;
полная емкость - 9735 куб.м;
Хранимый продукт бензин АИ - 92.
Определяем годовой объем потерь в результате суточных температурных колебаний;
Gмдпл = 6771610-4kfρД[P10133-P)]07 Vв07 kз kр kс;
где: Gмдпл - годовой объем потерь mгод; kf - коэффициент характеризующий конструкцию резервуара (для сварного резервуара с одинарным или двойным уплотнением kf=0045); ρ - плотность нефтепродукта кгкуб.м; Д - диаметр резервуара м; Р - давление насыщенных паров нефтепродукта при средней температуре хранения Па; Vb - средняя годовая скорость ветра в Ярославле 18 мс или 648 кмч; kз - коэффициент характеризующий степень уплотнения затвора плавающей крыши (для эластичного неметаллического затвора - 1);
kp - коэффициент окраски резервуара; kc - коэффициент учитывающий хранимый продукт ( для прямогонного бензина - 1 для стабилизированной сырой нефти - 075 );
Gмд = 6771610-4004573034215[64807111=
Определяем потери в результате опорожнения и заполнения резервуаров:
V = 10 000 куб.мV = 91082 куб.м.
hрез =1192 мh взл. max = 10 м
dрез = 342 мh min = 2 м
V = 91082 м3; hвзлma hmin = 2 м.
Ps = 133332= 133332 = 154833 Па
Результаты расчетов потерь для РВСПК сведены в таблице
Потери в результате температурных ко-колебаний тгод.
Потери в результате сливо-наливных операций тгод
Суммарные потери тгод.
5. Методика расчета экономического ущерба причиняемого выбросами загрязняющих веществ в атмосферный воздух.
На основании общего упорядочивания нормативных документов в России в области защиты окружающей среды в МИПБ МВД РФ разработана методика расчета экономического ущерба от загрязнения:
-воздушного бассейна;
-при любых видах аварий и пожаров.
Формула расчета экономического ущерба от загрязнения окружающей природной среды при пожарах и авариях имеет вид:
где Уа - экономический ущерб от загрязнения воздуха руб.;
Ув - экономический ущерб от загрязнения водоемов руб.;
Уп - экономический ущерб от загрязнения почвы руб.
Составные части вышеуказанной формулы рассчитываются по выражениям представленным ниже:
где: Ка - коэффициент аварийности равный 25;
Кэа - коэффициент экологической ситуации и экологической
значимости состояния воздушного бассейна в регионе где произошла авария Кэа = 228 (таблица 6 Методических указаний);
Ууда - удельный экономический ущерб от выброса загрязняющих
веществ в атмосферу Ууда = 43 рубт;
G - масса сгоревшего горючего т;
ПДКссi - среднесуточное предельно допустимое значение i-го загрязнения.
Уа = 2522843Σ(00028+01152+0556+0125+34+01+03333+0375+0232+0076)1
Состав и показатели токсичности продуктов горения нефти
Для оценки экономического ущерба который может причинить реальный пожар обществу в результате загрязнения воздуха рассмотрим пример с нефтеперерабатывающим заводом ( НПЗ ).
Для этого случая известен состав отходящих газов при работе завода с соблюдением технологического регламента.
Загрязнение воздуха в результате безаварийной работы завода оцененное в денежной форме по предложенной методике может служить мерой сравнения с ущербом от загрязнения воздуха в результате пожара на НПЗ.
Рассчитываем экономический ущерб от загрязнения атмосферы при соблюдении технологического регламента:
Урегла = Кэа × Ууда × × m
Урегла = 228×43×(033×10-3+3006×10-5+
+20×10-3+20×10-4+0003)×1 = 0312 руб
Данные для расчета ущерба от загрязнения атмосферы за счет выброса продуктов горения при сгорании 1 тонны сырой нефти того же состава приведен в таблице 7.6. Уатм. в этом случае равно 134003 руб.
Состав отходящих газов при переработке нефти.
Экономический ущерб от загрязнения атмосферы при переработке 1 тонны сырой нефти состава: 87%-С; 118%-Н; 06 %-S; 06 % (О + N) составляет 0312 руб.т в ценах 2009 года. Причем потери при хранении в резервуарах со стационарными крышами на много больше чем в резервуарах с плавающими поэтому использование РВСПК выгодно и предприятию и окружающей среде.
Сравнение результатов расчета показывает что загрязнение атмосферного воздуха при пожаре наносит гораздо больший ущерб чем выбросы отходящих газов при переработке того же количества нефти.
Определение эколого-экономического ущерба от загрязнения воздуха продуктами горения и пиролиза материалов позволяет оценить потери которые несет общество при пожарах. На этом основании служба пожарной охраны может определить эффективность осуществления профилактических мероприятий предотвращающих или уменьшающих риск пожара а также целесообразность увеличения затрат на совершенствование противопожарной защиты.
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО ПОЖАРОТУШЕНИЯ НАСОСНОЙ СТАНЦИИ
Формулировка задачи.
Как показывает статистика пожары на предприятиях нефтяной промышленности приводят к большим убыткам. Выход из строя или повреждение резервуаров и насосных станций вследствие возникновения пожара может нести большой материальный ущерб ввиду того что к прибытию пожарных подразделений пожар принимает крупные размеры. Для предотвращения дальнейшего развития пожара в насосной станции проектом предлагается устройство автоматического пожаротушения которое обеспечит своевременное обнаружение и тушение пожара.
В данном случае рассматриваются два варианта автоматической системы противопожарной защиты:
Базовый - пожарная сигнализация с использованием приемной станции ППС-1 и извещателями термоэлектрического действия во взрывозащитном исполнении ТРВ-2 и автоматическая установка пенного пожаротушения с ГПС-200 количеством 12 шт.
Предлагаемый - пожарная сигнализация с использованием приемной станции ППС-1 и извещателями термоэлектрического действия во взрывозащитном исполнении ТРВ-2 и автоматическая установка пенного пожаротушения с ГВП-200 количеством 4 шт.
на приобретение и монтаж оборудования пожаротушения и сигнализации
Годовой экономический эффект от внедрения предлагаемого варианта:
где приведенные затраты соответственно равны:
П1= К1 Ен + С1 + У1; П2 = К2 Ен + С2 + У2;
где К – капитальные вложения по рассматриваемым вариантам.
Э = П1 - П2 = (K1 Eн + С1 + У1)- (К2 Ен + С2 + У2) =
= КЕн + С + У (руб.год)
где Ен = 015 1год - нормативный коэффициент эффективности кап.вложений.
Определим разницу в ущербах:
Определим эксплуатационные расходы на содержание систем:
С = Сам + Ст.р. + Сов
где: Сам - амортизационные отчисления руб.;
Ст.р. - затраты на текущий ремонт руб.;
Сов - затраты на огнетушащие вещества руб ( в нашем случае не учитываются т.к. они равны).
Нам = 49 % - норма амортизационных отчислений для данных установок; Нтр = 45 % - норма отчислений на текущий ремонт.
Сам1 =-------------------- = 11128 руб.год
Сам2 = ------------------ = 735 руб.год
Стр1 = ---------------------- = 1022 руб.год
Стр2 = ------------------- = 675 руб.год
С = ( Сам1 – Сам2 ) + ( Стр1 – Стр2 ) =
= (11128-735) + (1022-675) =
= 3778 + 347 = 7248 руб.год
К = 22712 - 15000 = 7712 руб.
К Ен = 7712 015 = 11568 руб.год
Итого экономическая эффективность по приведенным затратам:
Э = 11568 + 7248 = 18816 руб.год
ВЫВОД: Экономический эффект от замены в автоматической системе пожаротушения генераторов ГПС-200 на ГВП-200 составит 18816 руб.год
Произведен сбор и обработка статистических данных о пожарах в резервуарных парках и на объектах нефтепродуктообеспечения в результате чего можно сделать следующий вывод. Наибольшее количество пожаров происходит на распределительных нефтебазах при очистке и ремонте на наземных резервуарах со стационарной крышей с хранимым веществом - бензин. Чаще всего причиной становится: самовозгорание пирофорных отложений огневые работы неосторожное обращение с огнём поджог. Обобщая выше изложенное можно сказать что человеческий фактор играет ведущую роль в появлении источников зажигания.
Состояние противопожарной защиты резервуарного парка находится в хорошем состоянии плановый осмотр и ремонт систем тушения и охлаждения проводится регулярно. Наружное водоснабжение полностью удовлетворяет нужды пожаротушения.
Выполнен анализ который подтверждает пожарную опасность процессов хранения и перекачки нефти и нефтепродуктов при которых в нормально работающих аппаратах емкостях и вне их могут образовываться взрывоопасные горючие концентрации при «больших» и «малых» дыханиях а так же при разгерметизации трубопроводов износе оборудования утечках через уплотнители отказе вентиляционных систем авариях и других отклонениях от технологического регламента. Так же обусловлено наличием потенциальных источников зажигания и путями распространения пожара.
Для снижения пожарной опасности необходимо: неуклонно соблюдать требования технологического регламента и требования пожарной безопасности; проводить планово-предупредительный осмотр и ремонт без нарушений периодичности; вводить мероприятия по снижению выбросов путем их улавливания и переработке различными установками; модернизировать устаревшее оборудование с помощью внедрения новых прогрессивных технологий.
Определена расчетом категория помещения насосной станции по взрывопожарной и пожарной опасности по методике изложенной в
СП 12.13131.2009. Установлено что насосная по перекачке бензина относится к категории «А» - повышенная взрывопожароопасность и классу зоны В-1а по ПУЭ.
Произведен проверочный расчет кассетного огнепреградителя из которого видно что для защиты дыхательных клапанов резервуаров с бензином от проникновения пламени внутрь резервуара диаметр отверстий в кассетах должен быть не более 00049 м на ЯРНПЗ абсолютное число резервуаров с бензином оборудованы огнепреградителями с диаметром отверстий в кассетах более 0003 м что соответствует требованиям безопасности.
Предложена замена существующей стационарной установки автоматического пожаротушения насосной согласно требований новых нормативных документов заменяются генераторы пены средней кратности ГПС-200 на генераторы пены высокой кратности ГВП-200 произведен расчет установки и даны рекомендации по её эксплуатации. Предложена установка дополнительных пожарных извещателей пламени. Новая система защиты более эффективна надежна и экономически выгодна. Дано экономическое обоснование предлагаемой установки пожаротушения.
Определены источники загрязнения окружающей среды при хранении нефтепродуктов основными из которых являются наземные резервуары в особенности резервуары со стационарными крышами не оборудованные системами улавливания и переработки паров. Выполнен расчет загрязнения окружающей среды при «больших» и «малых» дыханиях резервуаров со стационарными крышами и расчет загрязнения парами нефтепродуктов при хранении в резервуарах с плавающими крышами который показал что загрязнение выбросами при хранении в резервуарах со стационарными крышами на много больше чем загрязнение при потерях от испарения из резервуаров с плавающими. Выполнен расчет экономического ущерба причиняемого выбросами загрязняющих веществ в атмосферный воздух который составил 1700 руб.год.
ФЕДЕРАЛЬНЫЙ ЗАКОН №123-ФЗ от 22июля 2008 года “Технический регламент о требованиях пожарной безопасности”.
ГОСТ Р 12.3.047-98 Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля.
ГОСТ Р 50800-95 Установки пенного пожаротушения автоматические. Общие технические требования. Методы испытаний.
ГОСТ Р 51330.9-99 Электрооборудование взрывозащищенное. Часть 10. Классификация взрывоопасных зон.
ГОСТ Р 50588-93 Пенообразователи для тушения пожаров. Общие технические требования. Методы испытаний.
ГОСТ 12.1.044-89 Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения.
ГОСТ 12.3.046-91 Установки пожаротушения автоматические. Общие технические требования.
ГОСТ 27331-87 Пожарная техника. Классификация пожаров.
ГОСТ 28338-89 Соединения трубопроводов и арматура. Проходы условные. Размеры номинальные.
ГОСТ 10704-91 Трубы стальные электросварные прямошовные. Сортамент.
СП 4.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты. Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениям.
СП 5.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования.
СП 12.13130.2009 Определение категорий помещений зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности.
Пособие по применению НПБ 105-95 “Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности” при рассмотрении проектно-сметной документации.
Пожаровзрывоопасность веществ и материалов и средства их тушения: Справ. Изд.: в 2-х частяхА.Н.Баратов А.А.Корольченко Г.Н.Кравчук и др.- М: Химия 1990.
Алексеев М.В. Волков О.М. Шатров Н.Ф. Пожарная профилактика технологических процессов производств.- М.: изд. ВИПТШ МВД СССР 1986.
Пожары резервуаров с нефтью и нефтепродуктами. Тематический обзор выпуск 3-4.- М.: ЦНИИТЭнефтехим 1992.
Константинов Н.Н. Борьба с потерями от испарения нефти и нефтепродуктов. М. Гостоптехиздат 1961.
Яковлев B.C. Хранение нефтепродуктов. Проблемы защиты окружающей среды.- М.: Химия 1987.
Методика определения экономической эффективности осуществления природоохранных мероприятий и оценки экономического ущерба причиняемого народному хозяйству загрязнением окружающей среды.- М.: Экономика 1986.
Проблемы безопасности при чрезвычайных ситуациях. Выпуск 2.- М.: ЦНИИТЭнефтехим 1990.- 35-59 с.
Сборник законодательных нормативных и методических документов для экспертизы воздухоохранных мероприятий. - Л.: Гидрометеоиздат 1986.
Сигал И.Я. Защита воздушного бассейна при сжигании топлива- М.: Недра 1988.
Защита атмосферы от промышленных загрязнений.- Справ.изд.: В 2-х ч.Ч1. Под ред. Колверта С Инглуда Г.- М.: Металлургия 1988.
Балацкий О.Ф. Безотходное производство. Экономика технология управления. Итоги науки и техники Т. 17 М.: ВИНИТИ.
Волков О.М. Пожарная опасность резервуаров с нефтепродуктами.- М.: Недра 1984.
Конь М.Я. Зелькинд Е.М. Шершун В.Г. Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность за рубежом. Справ. М.: Химия 1986.-с.28.
Евтихин В.Ф. Новое в проектировании и эксплуатации резервуаров для нефти и нефтепродуктов. М. ЦНИИТЭнефтехим 1980.- 58 с.
Ян-Ианг-Сан Килалат Х.Р. Переработка углеводородов 1976 № 9. С.17-18.
Едигаров С.Г. Бобровский С.А. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ.- М: Недра 1973.- 367 с.
Краткий справочник физико-химических величин изд.8-е перераб.Под.ред. А.А. Равделя и А.М.Пономаревой. Л.: Химия 1983.- 232 с.
Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. Выпуск 2. М ЦНИТЭнефтехим 1981.- 39 с.
С.А.Горячев В.С.Клубань. Задачник по курсу “Пожарная профилактика технологических процессов”.- М.:ВИПТШ МВД России 1996.-121с.
Типовая методика определения экономической эффективности капитальных вложений. - М.: Экономика 1990.
Единые нормы амортизационных отчислений по основным фондам народного хозяйства страны. – М.: Экономика 1991.
Аболенцев Ю.И. Экономика противопожарной защиты.- М.: ВИПТШ МВД СССР 1985.
Александров Г.В. Расходы на содержание систем обеспечивающих пожарную безопасность: Фондовая лекция.- М.: Академия ГПС МЧС России 2007.
Александров Г.В. Капитальные вложения в обеспечение пожарной безопасности: Фондовая лекция .- М.: Академия ГПС МЧС России 2007.
Соловьёва Т.Н. Кузьмичев И.И. Экономика пожарной безопасности: Фондовые лекции.- М.: Академия ГПС МЧС России 2008.

Заключение.docx

кафедры «Топливообеспечение и горючесмазочные материалы» на дипломный проект студента группы ЗНГ07-03 Гафарова Алексея Равильевича.
Выполненный дипломный проект заданию соответствует.
Работа выполнена на высоком уровне с применением новейших разработок в области пожарной безопасности.
Предложена модернизация существующей стационарной установки автоматического пожаротушения установка нового резервуарного противопожарного оборудования и полная замена комплекса автоматизированных систем раннего выявления чрезвычайных ситуаций и оповещения.
Для защиты резервуара от коррозионного воздействия применены однокомпонентной лакокрасочные материалы на полиуретановой основе компании Steelpaint GmbH (Steelpaint-PU-Mica HS Steelpaint-PU-Mica UV) а так же цинкнаполненные грунтовки Steelpaint-PU-Zinc Steelpaint-PU-Tank12 обеспечивающие одновременно пассивную (барьерную) и активную (катодную) защиту.
Произведен расчет экономического эффекта применения метода восстановления толщины металла напылением ДИМЕТ и представлены затраты на проведение капитального ремонта резервуара РВС-2000м3 c применением лакокрасочных материалов компании Steelpaint GmbH.
Графическая часть проекта и расчетно-пояснительная записка выполнены в соответствии с требованиями ЕСКД.
Заведующий кафедрой ТОГСМ

Молниеотводы.cdw

ДП-190603.65.05-052039
Условные обозначения
Граница зоны защиты молниеотводов

Спецификация система пожаротушения.spw

ДП-190603.65.05-052039-07.00.001
Задвижка 30нж941нж (Dy80
ДП-190603.65.05-052039-07.00.002
Обратный клапан 16кч9нж (Dy80
ДП-190603.65.05-052039-07.00.003
Задвижка 30нж41нж (Dy80
ДП-190603.65.05-052039-07.00.004
Задвижка 31ч17бк (Dy200
ДП-190603.65.05-052039-07.00.005
Гидрант пожарный ГП-Н-1
ДП-190603.65.05-052039-07.00.006
Вентиль чугунный Ду 15 Ру16 15кч18п
ДП-190603.65.05-052039-07.00.007
ДП-190603.65.05-052039-07.00.008
GrunfosCRN5-6 A-P-G-V-HQQV 3x230400
ДП-190603.65.05-052039-07.00.009
Насос Grundfos NK 100-250258
ДП-190603.65.05-052039-07.00.010
ДП-190603.65.05-052039-07.00.011

Плакат оборудование.cdw

Клапан дыхательный КДС 1500 используется для герметизации газового
пространства нефтяных резервуаров и поддержания давления в заданных
пределах. Клапан КДС 1500 работает как в режиме дыхательных
предохранительных клапанов. В состав клапана КДС 1500 входит
кассета огневого предохранителя
Технические характеристики:
- давление срабатывания
- вакуум срабатывания
- пропускная способность
- площадь проходного сечения седла давления
- площадь проходного сечения седел вакуума
Генератор пены ГПС 2000 предназначен для установки для получения из водного
раствора пенообразователя струи воздушно-механической пены.
Технические характеристики::
- кратность пены: 90;
- производительность по пене: 2000 лс;
- расход пенообразователя: 18 лс;
- необходимое давление перед распылителем: 0
- дальность подачи пены: более 10м;
Уровнемер «Струна-М» предназначен для измерения
светлых нефтепродуктов
сигнализации наличия
повышения уровня пожарной и
экологической безопасности
автоматизации процессов
учета нефтепродуктов
- диапазон измерения уровня (без плотности) мм от 150 до 4000;
- диапазон измерения уровня (с плотностью)
- абсолютная погрешность измерения уровня мм ± 1
- порог чувствительности мм 0
- температурный диапазон эксплуатации ППП 0
- абсолютная погрешность измерения температуры нпродукта "С ± 1
Диапазон измерения плотности 600-880 кгм3:
- абсолютная погрешность измерения плотности
- сигнализация наличия подтоварной воды на уровне
- количество контролируемых резервуаров
- длина кабеля от каждого резервуара до операторской
- количество выходов управления силовыми цепями на каждый резервуар
Извещатель пламени ИПЭС-УФ
ИПЭС-УФ предназначен для обнаружения возникновения пожара в поле зрения
извещателей и выдачи аварийной (предупредительной) сигнализации на приборы
приемно-контрольные пожарные и охранно-пожарные (ППКП).
- маркировка взрывозащиты 1E
- степень защиты оболочки
- напряжение питания
- потребляемый ток в дежурном режиме
- потребляемый ток в режиме срабатывания
- дальность обнаружения очага пламени ТП5 (нефтепродукты)
- дальность обнаружения очага пламени ТП6 (спирты)
- габаритные размеры
- температура окружающей среды
Газоанализатор ЭССА-СОN-СН4M
Газоанализатор ЭССА-СОN-СН4M предназначены для измерения
содержания оксида углерода (СО) и метана (СН4) в воздухе рабочей зоны
- принцип измерения СО
- принцип измерения СН4
термокаталитический;
- диапазон измерения ИП УО-100
- диапазон измерения ИП МН-2
- число порогов сигнализации 2;
- порог сигнализации ИП УО-100
- порог сигнализации ИП МН-2
- число ИП (N + M) от 2 до 16;
- сигнализация Световая
- относительная влажность эксплуатации ИП
Извещатель пожарный ручной взрывозащищенный ИП 535-07e
Предназначен для выдачи в шлейф пожарной сигнализации при ручном
включении сигнала пожарной тревоги.Применяется на предприятиях
нефтегазоперерабатывающей
отраслей и взрывоопасных зонах других производств.
- маркировка взрывозащиты
- максимальный потребляемый ток
- условия эксплуатации
- назначенный срок службы
Извещатель тепловой ИП103-21-ТР
Предназначен для выдачи в шлейф пожарной сигнализации тревожного сигнала
при превышении в контролируемой среде установленной температуры срабатывания
- маркировка взрывозащиты 1ЕхdIICТ5Т6 X;
- маркировка взрывозащиты в модификации с оконечным элементом 1Ехd[
- температурный класс настройки извещателя
С) 70 (класс А3) - спецзаказ;
- предельный коммутируемый ток
Условия эксплуатации:
- температура окружающего воздуха для соответствующих температурных классов
Т5 - от - 55°С до +100°С
Т6 - от - 55°С до + 85°С
Оповещатель экран C3ССУ
Предназначен для использования в качестве светового или
светозвукового средства оповещения
- маркировка взрывозащиты 1Ехmb[
Оповещатель пожарный ВС-07е-И
Предназначен для подачи звукового и светового сигналов в
системах пожарной и охранной сигнализации
работе с любыми приемно-контрольными устройствами.
- маркировка взрывозащиты 1ЕхdIIС
- звуковое давление на расстоянии (1
- тип звукового сигнала
- диапазон частот генерируемого звукового сигнала
- частота мигания световой функции
- допускаемая продолжительность в режиме подачи звукового сигнала
- габаритные размеры корпуса оповещателя
ГРВ-07е громкоговоритель рупорный взрывозащищенный
Используются как речевой оповещатель и обеспечивает передачу сообщения о пожаре
и инструкций по эвакуации.
- номинальная мощность
- номинальное напряжение
- электрическое сопротивление
- эффективный рабочий диапазон частот
- уровень звукового давления на расстоянии 1м
- габаритные размеры (без кронштейна)
- угол раскрыва рупоров 45 град.
ДП-190603.65.05-052039
Клапан дыхательный совмещенный 1500350
Генератор пены средней кратности ГПС 2000
Система контроля и сигнализации предельных уровней налива

Плакат АСУ.cdw

рабочее место оператора
ДП-190603.65.05-052039
Насосная светлых нефтепродуктов

Алгоритм.cdw

сигнализацию включить
и диспетчерской пождепо
Отулючить работающие
Отключить работающие
АСПП - автоматическая система пенного тушения пожаров;
АСВО - автоматическая система водяного охлаждения;
М - номер резервуара;
Н-1N - номер насоса;
H-1Np - номер насоса назначенного оператором резервным;
- количество насосов необходимых для тушения пожара;
С - количество включенных насосов;
К - количество отказавших насосов (при К=2- отказ насосной);
tсраб. - время срабатывания системы пенного тушения пожаров
Алгоритм работы автоматизированной системы управления системами пожаротушения
водяного охлаждения и оповещения резервуарного парка
ДП-190603.65.05-052039
автоматизированной системы
Время >900 с+ tсраб.

Технологическая схема РП.cdw

Технологическая схема приема и
откачки газового конденсата
ДП-190603.65.05-052039
Конденсат с резервуарного парка
Конденсат в резервуарный парк
Конденсат к резервуарам
Конденсат от насосов
Манифольд (площадка отключающей арматуры)
Задвижка низкого давления
Клапан с пневмоприводом
Манометр технический
Счетчик жидкости турбинный
Предохранительный клапан
Условные обозначения

Генеральный план 1 к 500.cdw

Площадь застройки 19000 м
для дизельного топлива
ДП-190603.65.05-052039 ГП
Условные обозначения
- Дороги из сборных жб плит
- Откос с бермой и укреплением нижней части
- Инженерная сеть на эстакаде
- Пешеходные дорожки
Площадь земельного участка 9
Плотность застройки 46%
Канализационная насосная
Технологическая насосная
Станция перекачки пара конденсата
Емкость для очищенных стоков
Трансформаторная подстанция
Блок-бокс вентиляторов
Установка пенотушения
Узел управления обогрева резервуаров
с прожекторной площадкой
Прожекторная мачта H=25м.
Трансформаторная подстанция КТП 250-1004 У1

Генератор пены средней кратности ГПС-2000.cdw

Давление у распылителя
Расход раствора пенообразователя
Максимальный расход пенообразователя
Дальность пенной струи
Технические характеристики
ДП-190603.65.05-052039
ДП-190603.65.05-052039-07.00.001
ДП-190603.65.05-052039-07.00.002
ДП-190603.65.05-052039-07.00.003
ДП-190603.65.05-052039-07.00.004
ДП-190603.65.05-052039-07.00.005
Болт М14 х 70 ГОСТ 7798-70
Гайка М14 ГОСТ 5915-70
Шайба 14 ГОСТ 11371-78

Схема пожаротушения.cdw

Насосная кольцевого водовода
ДП-190603.65.05-052039
- задвижка с эл. приводом
Условные обозначения

Насосная пенотушения.cdw

Клапан обратный муфтовый Dy25
Кран шаровой латунный Dy25 Ру16
Задвижка с ответными фланцами Dy100
Агрегат электронасосный центробежный Q=100м3ч
Агрегат электронасосный вихревой Q=3
Насосная пенотушения
Наименование и техническая характеристика
КГВ 10085 (4АМ225М2)
обозначение документа
Ракитянский арматурный
Резервуар с пенообразователем 10 м
ДП-190603.65.05-052039
Условные обозначения
ШАВР - шкаф автоматического ввода резерва
САУ - система автоматического управления
ЩСН- щит собственных нужд

Насосная.cdw

ДП-190603.65.05-052039
Схема автоматической установки
пожаротушения насосной станции
Расстановка генераторов высокократной пены
Расстановка пожарных извещателей
Приемно-контрольный прибор
Прибор пожарный управления
Генератор пены высокой кратности
Условные обозначения

КДС.cdw

Пропускная способность
Площадь проходного сечения седла давления
Площадь проходного сечения седел вакуума
ДП-190603.65.05-052039
ДП-190603.65.05-052039-07.00.001
ДП-190603.65.05-052039-07.00.002
ДП-190603.65.05-052039-07.00.003
ДП-190603.65.05-052039-07.00.004
ДП-190603.65.05-052039-07.00.005
ДП-190603.65.05-052039-07.00.006
ДП-190603.65.05-052039-07.00.007
Огневой предохранитель
Болт B.М12-6g х 45 ГОСТ 3033-79
Болт М6 х 30 ГОСТ 15589-70
Болт М14 х 16 ГОСТ 15589-70
Гайка М6 ГОСТ 15524-70
Гайка М18 ГОСТ 15526-70
Шпилька М18 х 150 ГОСТ 22042-76
Технические характеристики
Давление срабатывания