Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Состояние вопроса и задачи исследования 14
1.1. Анализ вопросов обеспечения пожаровзрывобезопасности огневых ремонтных работ на резервуарах 14
1.2. Примеры крупных аварий и пожаров на резервуарах 19
1.3. Методы обеспечения пожарной безопасности огневых ремонтных работ, актуальность исследования
процессов вентиляции резервуаров 22
1.4. Теоретические основы вентилирования паровоздушного пространства резервуара, испарение жидкостей в движущую среду 26
1.5. Выводы и задачи исследования 44
Глава 2. Разработка экспериментальных стендов и методики проведения исследований 47
2.1. Обоснование принципиальной схемы экспериментального стенда 47
2.2. Описание конструкции экспериментальных лабораторных стендов 52
2.3. Измеряемые величины, приборы и методика измерения 62
2.4. Методика и организация проведения опытов 70
2.5. Оценка точности результатов измерения 74
2.6. Выводы по главе 2 76
Глава 3. Экспериментальное исследование процессов вентиляции резервуаров 78
3.1. Обработка результатов экспериментального исследования процесса вентиляции резервуаров с остатками нефтепродуктов при различных способах подачи воздуха 78
3.2. Определение расчетных величин потери массы жидкостями при вентиляции экспериментальных резервуаров 84
3.3. Сравнение экспериментальных и расчетных данных изменения интенсивности испарения на днище экспериментального резервуара в зависимости от способов подачи воздуха 87
3.4. Эффективность способов вентиляции 92
3.5. Обобщение результатов исследований конвективного массообмена 94
3.6. Корректировка расчетных формул для определения скорости испарения нефтепродуктов при вентиляции 103
3.7. Исследование влияния способов подачи воздуха на эффективность вентиляции 110
3.8. Выводы по главе 3 114
Глава 4. Разработка рекомендаций по снижению пожаровзрывоопасности процесса вентиляции 115
4.1. Технико-экономическая эффективность процесса вентиляции 115
4.2. Алгоритм расчета безопасной производительности вентилятора 120
4.3. Параметры оценки опасности процесса вентиляции 122
4.4. Оценка пожаровзрывоопасности и меры профилактики 127
4.5. Пожаровзывобезопасность проведения вентиляции внутреннего пространства резервуаров 128
4.6. Выводы по главе 4 133
Заключение 134
Условные обозначения 136
Список литературы 140
- Примеры крупных аварий и пожаров на резервуарах
- Описание конструкции экспериментальных лабораторных стендов
- Определение расчетных величин потери массы жидкостями при вентиляции экспериментальных резервуаров
- Алгоритм расчета безопасной производительности вентилятора
Примеры крупных аварий и пожаров на резервуарах
Российская Федерация занимает лидирующее место в мире по добыче нефти и газа. На сегодняшний день она находится на 3 месте по добыче нефти и на 2 месте по добыче газа в мире [11]. Осуществление таких грандиозных задач предполагает содержание достаточно большого резервуарного парка страны. Установлено, что на 1 тонну добываемой или перерабатываемой нефти необходимый объем хранения должен составлять 0,4-0,5 м. [12].
Несмотря на довольно интенсивную разработку и осуществление комплекса мер по предотвращению и тушению пожаров на нефтебазах, проблема пожарной защиты резервуаров с нефтями и нефтепродуктами в значительной степени еще остается неразрешенной [13].
Одной из самых сложных и пожаровзрывоопасных технологических операций в процессе эксплуатации резервуаров является подготовка резервуаров с остатками нефтепродуктов к огневым ремонтным работам [13].
В процессе эксплуатации резервуаров часто возникают различного рода повреждения, для устранения которых необходимо проводить огневые ремонтные работы.
Основными причинами выхода из строя стальных резервуаров являются [14]: - коррозия корпуса резервуаров; - повышение давления или образование вакуума в газовом пространстве резервуара сверх допускаемых величин; - склонность основного материала корпуса резервуара, сваренного из «кипящей» стали, к хрупкому разрушению в условиях резкого перепада темпе ратур хранимого продукта и окружающего воздуха в районах с низкой температурой и сильными ветрами; - неравномерная осадка резервуаров в процессе эксплуатации, особенно в районах с неустойчивыми грунтами; - образование концентраций напряжений, особенно опасных в нижнем поясе и его сопряжении с днищем резервуара.
Нарушение работоспособности резервуаров происходит в большинстве случаев вследствие коррозионных повреждений металлической оболочки [15, 16] или в первые годы эксплуатации вследствие дефектов изготовления.
Внутренняя коррозия резервуаров, вызываемая паровоздушной смесью в газовом пространстве, отдельными составляющими компонентов, нефтей и нефтепродуктов, осаждающимися на дне под товарными водами, поражает отдельные конструктивные элементы резервуаров и соединения. Опасные размеры коррозионных повреждений металлической оболочки и дефекты изготовления требуют остановки резервуаров на капитальный ремонт.
Обследование резервуаров для светлых нефтепродуктов на нефтебазах и нефтеперекачивающих станциях [17] позволило оценить некоторые параметры надежности. Нормальная эксплуатация стенки резервуаров длится примерно до 15 лет, после чего наступает интенсивный физический износ. В резервуарах для светлых нефтепродуктов объемом 1000 м3 менее надежным является днище. Период нормальной эксплуатации для днища длится 11 лет. Статистические данные [17] показывают, что в среднем в резервуарах объемом 1000 м3 коррозия днища интенсивнее коррозии всех других элементов.
Интенсивность отказов кровли, стенки и днища резервуаров объемом 5000 м3 отличается от интенсивности отказов резервуаров емкостью 1000 м3. Период интенсивности физического износа кровли и стенки резервуаров начинается примерно после 11 лет эксплуатации. Коррозийный износ днища протекает медленнее. В начальный период эксплуатации (до 3 лет) число отказов несколько превышает их число в нормальный период (от 3 до 11 лет), поэтому в резервуарах больших объемов в первый период эксплуатации наблюдаются нарушения герметичности вследствие дефектов сварных швов, что ведет к остановке резервуаров на ремонт в первые три года эксплуатации.
Кроме этого, огневые ремонтные работы на резервуарах, с нефтепродуктами необходимы при монтаже систем охлаждения, пенотушения и мол-ниезащиты.
Пожары и взрывы на резервуарах из-под горючих и легковоспламеняющихся жидкостей часто происходят при очистке и подготовке их к ремонту, а также при выполнении на них ремонтных работ [18]. Как и при проведении ремонтных работ на любом другом технологическом оборудовании, здесь появляются три основных фактора повышенной опасности возникновения пожара и взрыва. Во-первых, подлежащее ремонту оборудование обычно выводится из регламентной эксплуатации и вскрывается с созданием условий для образования горючей смеси в результате контакта горючего и окислителя. Во-вторых, в процессе ремонта появляются технологические источники зажигания при выполнении сварочных, резательных и других работ, связанных с применением открытого пламени или достаточно мощных беспламенных источников тепла, выделяющегося при работе механического инструмента. В-третьих, ремонт резервуаров связан с присутствием рабочих, поэтому пожары и взрывы нередко сопровождаются гибелью людей.
При проведении ремонта исключить источники зажигания в большинстве случаев невозможно, поэтому обеспечение безопасности ремонтных работ может достигаться способом вентилирования резервуаров путем снижения концентрации паров нефтепродуктов.
Таким образом, проведение огневых ремонтных работ на резервуарах является весьма пожароопасной операцией и несоблюдение противопожарных требований может привести к пожару.
Проблема снижения пожаровзрывоопасности при очистке и ремонте резервуаров с нефтепродуктами актуальна прежде всего для нефтяной, нефтепе 17 рерабатывающей и нефтехимической промышленности, а также для других отраслей народного хозяйства, потребляющих нефтепродукты и имеющих резервуары для их хранения.
С каждым годом количество аварий на резервуарах возрастает. Основной причиной этого роста является то, что большой процент резервуаров уже выработал свой проектный ресурс. Износ эксплуатируемых вертикальных стальных резервуаров согласно [19] составляет 60 – 80%.
При сборе информации о пожарах на резервуарах использовались материалы централизованной системы сбора информации ВНИИПО, информационные письма, опубликованные в печати, личные базы данных специалистов, занимающихся указанной проблемой, а также данные электронных ресурсов сети internet. В то же время собранные данные не могут быть признаны полными. Это обусловлено, в первую очередь тем, что организации и компании нефтегазовой отрасли не придают широкой огласке аварии, которые не сопровождались крупными пожарами, не приводили к травмам и гибели людей, а также большому ущербу третьим лицам и окружающей среде. Существующие центры сбора информации об авариях и пожарах в резервуарах разрозненны, а имеющиеся базы данных не полностью отражают картину происходящего. Общее число аварий согласно [19] в 3-5 раз больше регистрируемых.
В соответствии с статистическими данными [20-30], количество пожаров на резервуарах приведено на рисунке 1.1.
Анализ пожаров, происшедших на резервуарах представлен за период с 2003 по 2013 год. За анализируемый период на территории России зарегистрирован 58 пожаров (рисунок 1.1), происшедший на резервуарах, из них около 90% зарегистрированных пожаров и загораний произошло на резервуарах, заполненных сырой нефтью и бензином.
Описание конструкции экспериментальных лабораторных стендов
Большинство видов топлива является легковоспламеняющимися жидкостями, свойства которых определяют их высокую пожарную опасность. Поэтому пожары на объектах хранения топлива происходят нередко как в России, так и за рубежом.
Статистический анализ пожаров на объектах хранения, переработки и транспорта нефти и нефтепродуктов, проведенный за последние 20 лет показывает, что из 20 пожаров, происшедших в этот период на объектах хранения и переработки нефти, 92% произошло в наземных резервуарах [31].
Описание некоторых характерных пожаров приводится в [32, 33]. 13 октября 2005 года на терминале ОАО «НК «Роснефть Архангельскнефтепродукт» в пос. Талаги взорвался резервуар № 203 емкостью 2000 м3 [34]. В это время бригада рабочих из шести человек проводила работы по изоляции и утеплению обшивки резервуара металлическим листом. Данные работы велись рабочими на протяжении двух недель. Все это время в резервуаре, емкостью 2000 м3 находились остатки нефтепродуктов. В результате проведения резки произошло воспламенение паров топлива внутри резервуара. Двое рабочих погибли.
5 декабря 2006 года на нефтеперегонной станции «Калейкино» в районе Альметьевска ОАО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы» в Татарстане при очистке и вывозе нефтешлама из резервуара № 12 произошел взрыв и обрушение перекрытия ЖБР, после чего загорелись остатки нефтепродуктов [35, 36]. В момент аварии рабочие находились внутри недействующего резервуара и производили очистку его от «донных отложений» – нефтешлама. Взрыв произошел в самый разгар работ. Он был настолько мощным, что, по свидетельству жителей расположенного в 7 километрах Альметьевска, в городе «задрожали стены» домов. В результате взрыва обрушилась плита перекрытия резервуара, начался пожар (загорелись остатки нефтепродуктов на дне). На место аварии выехали более тридцати пожарных машин. К моменту прибытия первых подразделений крыша резервуара рухнула, огонь вырвался наружу и распространился на площади 90 м2. Спасатели объявили третий – высший номер сложности пожара. Ситуацию усугубляло и то, что по соседству с горящим резервуаром находилось еще несколько ЖБР. Почти два часа понадобилось пожарным для того, чтобы справиться с возгоранием.
6 февраля 2007 года в Оренбургской области на территории установки № 110 Оренбургского газоперерабатывающего завода, находящегося в 25 километрах от областного центра возник пожар [37]. Огонь вспыхнул при подготовке к ремонтным работам резервуара № 110. В нем произошло возгорание тяжелых остаточных углеводородов и парафино-смолистых отложений на дне резервуара. Пожару был присвоен четвертый номер сложности, на месте чрезвычайной ситуации работало 29 боевых расчётов, 142 человека. Были проведены работы по охлаждению соседних резервуаров и пенная атака горящей ёмкости. 18 августа 2008 года в Республике Дагестан на территории нефтебазы ОАО «Дагнефтепродукт» (Махачкалинская распределительная и перевалочная нефтебаза) произошло возгорание сырой нефти, находящейся в емкости № 82 объемом 10000 м3 [38]. На момент возгорания в емкости находилось до 6000 м3 нефти. Причина возгорания – образование искры при плановом осмотре заполнения емкости из танкера. В район ЧС выехали силы и средства по третьему номеру сложности пожара.
23 апреля 2010 года на нефтебазе Управляющей топливной компании ОАО «Дагнефтепродукт» в Таймуровском районе Республики Дагестан произошло возгорание резервуара емкостью 5000 м3 [39]. В резервуаре находилось 3000 м3 сырой нефти. Возгорание произошло во время проведения сварочных работ .
16 июня 2010 года в г. Норильске на нефтеперерабатывающей базе ЗАО «Таймырская топливная компания» произошло загорание в стационарном металлическом резервуаре емкостью 1000 м3 [40]. Резервуар в течении года не использовался, был заполнен водой. Установлено, что при проведении ремонтных работ произошла вспышка скопившихся газов внутри резервуара. Пожар самоликвидировался. В результате пожара поврежден резервуар, сорвана крыша и в верхней части резервуара деформированы стены. Монтажник ЗАО «Строй-максимум» получил ожоги лица и верхних дыхательных путей, перелом костей таза, ушиб грудной клетки, шок 3 степени. Предварительная причина пожара – нарушение правил пожарной безопасности при проведении электрогазосварочных работ.
2 сентября 2010 года в г. Павлово Нижегородской области из-за нарушений правил пожарной безопасности при проведении огневых работ по демонтажу неэксплуатируемого резервуара привело к возгоранию остатков мазута на территории ОАО «ПИЗ». Площадь пожара составила 50 м2 [41].
Анализ результатов наблюдений пожаров на резервуарах позволяет сделать вывод о том, что аварии на этих объектах, как правило, носят затяжной ха 22 рактер, наносят значительный материальный ущерб, зачастую сопровождаются человеческими жертвами со стороны обслуживающего персонала и требуют привлечения большого количества сил и средств для их ликвидации.
Определение расчетных величин потери массы жидкостями при вентиляции экспериментальных резервуаров
Лабораторные исследования проводились на двух лабораторных стендах. Данные лабораторные стенды в дальнейшем будет именоваться: - экспериментальный резервуар (ЭР); - экспериментальный полупромышленный стенд (ЭПС). Экспериментальный резервуар (ЭР) предназначен для определения подвижности воздуха при различных схемах его подачи во внутреннем пространстве резервуара, скорости испарения и потери массы исследуемых жидкостей, определения концентраций при вентиляции резервуара.
Резервуар ЭР изготовлен из органического стекла толщиной 3 м в виде вертикального цилиндрического сосуда и конструктивно представляет собой сосуд, геометрически подобный РВС-5000. Резервуар установлен на ровную поверхность в вытяжном шкафу лаборатории. Масштаб ЭР равен 1:17 от промышленного резервуара РВС-5000.
Экспериментальный полупромышленный стенд (ЭПС) предназначен для определения подвижности воздуха при различных схемах его подачи во внутреннем пространстве резервуара, скорости испарения и потери массы исследуемых жидкостей.
Резервуар ЭПС изготовлен из поликобаната в виде вертикального цилиндрического сосуда. Резервуар установлен на специально изготовленную ровную поверхность (деревянный щит обшитый фрагментами ГВЛ). Поверхность выровнена при помощи различных прокладок, изготовленных из разного калибра бруса, зафиксирована на поверхности земли в уровень при помощи уровнемера. Масштаб ЭПС равен 1:10 от промышленного резервуара РВС-5000.
Особенностью ЭР и ЭПС является наличие специального поливинилхло-ридного воздуховода для исследования распространения паров нефтепродукта навстречу потоку приточного воздуха.
Для повышения эффективности вентиляции резервуара на ЭР и ЭПС изобретен и применен принципиально новый способ подачи приточного воздуха во внутреннее пространство резервуара, а именно: вводы трубопроводов воздуховода осуществлялись с двух осесимметричных (противоположных) сторон резервуара. Подача приточного воздуха осуществлялась от воздуходувки. В зависимости от расхода подаваемого воздуха вентиляция резервуаров осуществлялась воздуходувками: - на ЭР – воздуходувкой «HITACHI-RB40SA»; - на ЭПС – воздуходувкой «ЛУЧ-2М».
Расход приточного воздуха на ЭР и ЭПС установлен в соответствии с паспортными данными на воздуходувку «HITACHI-RB40SA» и воздуходувку «ЛУЧ-2М» соответственно.
Воздуходувка «ЛУЧ-2М» имеет мощность – 5 кВт, производительность – 7 м3/мин, напряжение – 220 V, ток – 22,7 А.
На крыше экспериментальных резервуаров смонтированы световые люки, через которые происходило удаление газовой смеси. Люки смонтированы нестандартным способом, а именно: поскольку подача приточного воздуха в пространство экспериментального резервуара осуществляется с осесимметричных двух сторон, то для более эффективного удаления газовой смеси из внутреннего пространства резервуара целесообразно размещение люков для удаления газовой смеси из внутреннего пространства резервуара по центру крыши и самого резервуара соответственно. Данная конструкция размещения люков экспериментальная и имеет свои преимущества: - во-первых, удаление парогазовоздушной смеси из внутреннего про странства резервуара всегда удобнее проводить по центру, т.к. имеется равное расстояние от каждой стенки резервуара до выпускного отверстия; - во-вторых, для промывки резервуаров перед ремонтными работами при помощи моечных машин размещенный люк сбоку резервуара значительно за трудняет данную работу. Стенка резервуара, геометрически расположенная дальше от люка промывается хуже противоположной.
Подача приточного воздуха во внутреннее пространство ЭР и ЭПС осуществлялась по следующим схемам: Схема № 1 – подача воздуха «инновационная» (рисунок 2.1). Такая подача позволяет закрутить подаваемый воздух в резервуаре. Вдоль стенок резервуара образовывается постоянная подвижность воздуха. Расположенный по центру световой люк для удаления газовой смеси будет более эффективно выпускать газовую смесь создавая эффект вытяжки.
Алгоритм расчета безопасной производительности вентилятора
На экспериментальных стендах ЭР и ЭПС по стандартным методикам [104, 105] было проведено по 4 серий опытов:
I серия опытов включает в себя измерение подвижности воздуха и из мерение потери массы жидкостей при вентиляции ЭР и ЭПС способом пода чи приточного воздуха «инновационный»;
II серия опытов включает в себя измерение подвижности воздуха и из мерение потери массы жидкостей при вентиляции ЭПС и ЭР способом пода чи приточного воздуха «навстречу»;
III серия опытов включает в себя измерение подвижности воздуха и измерение потери массы жидкостей при вентиляции ЭПС и ЭР способом подачи приточного воздуха «традиционная»;
IV серия опытов включает в себя измерение подвижности воздуха и измерение потери массы жидкостей при вентиляции ЭПС и ЭР способом подачи приточного воздуха «смешанная»;
Наименования серий опытов, установок, на которых проводились исследования, и вид исследуемых жидкостей представлены в приложениях А и Б.
Для изучения закономерности процессов, протекающих при вентиляции резервуаров с остатками однородных жидкостей, нами были выбраны углеводороды нормального строения (Толуол, Октан и Гексан), т.к. они входят в состав многих нефтепродуктов. Закономерности конвективного массо-обмена многокомпонентных жидкостей с использованием бензина А-72 были исследованы в работе В.П. Назарова [7]. Такой выбор нефтепродукта обусловлен тем, что бензины имеют ряд преимуществ по сравнение с другими нефтепродуктами с точки зрения целесообразности их исследования. Во-первых, очевидно, что наиболее целесообразно применение вентиляции, как метода подготовки к ремонту, именно к этому классу нефтепродуктов, т.к. бензины являются наиболее летучими нефтепродуктами с малым содержанием смолистых веществ.
Во-вторых, бензины характеризуется низкой температурой вспышки и высоким давлением насыщенных паров, что обусловливает особую взрыво-пожарную опасность процесса вентиляции резервуара. Поэтому пожары и взрывы на резервуарах, при подготовке к ремонту происходили чаще всего на резервуарах с бензинами.
В-третьих, использование бензинов, как неоднородных многокомпонентных веществ, позволяет сократить время экспериментов, более точно установить характер изменения ряда величин, характеризующих нестационарность процесса конвективного массообмена, а именно: давления насыщенных паров, фракционного состава, молекулярной массы и т.д.
Перед началом опытов по изучению принципиально новых способов вентиляции резервуаров из-под нефти и нефтепродуктов предварительно устанавливался расход приточного воздуха на ЭР и ЭПС с помощью воздуходувки.
При исследовании процесса вентиляции резервуара на предмет подвижности в нем воздуха при различных способах его подачи (см. рисунки 2.1 – 2.4) в пространство резервуара на днище ЭПС в специальных точках измерения (см. рисунок 2.7) устанавливался чашечный анемометр «У 1-1» и крыльчатый анемометр «АСО-3». В пространство ЭР в этих же точках устанавливался крыльчатый анемометр «АСО-3», а также измерения подвижности воздуха измерялось термоанемометром «ТКА-ПКМ». Резервуары закрывались и в его внутреннее пространство подавался приточный воздух от вентиляторов. При помощи секундомера засекался промежуток времени, по истечению которого фиксировалось количество вращений чашечек анемометра. Результаты измерений подвижности воздуха во внутреннем пространстве ЭР и ЭПС представлены в приложениях А и Б.
При каждом исследовании потери массы жидкостей перед началом заливки жидкости, газовое пространство резервуара ЭР и ЭПС продувалось приточным воздухом. На днище ЭПС в точках измерения (см. рисунок 2.7) устанавливались специальные мерные емкости имеющие цилиндрическую форму, равную массу, высоту, диаметр и объем. Геометрические размеры мерных емкостей для измерения потери массы жидкостями при вентиляции экспериментальных резервуаров представлены в таблице 2.3.
Погрешность пробирки для измерения объема жидкости составляет +16 гр. на 200 мл. жидкости. При измерении на весах объема воды 200 мл. – чистый вес воды составил 216 гр. В эти емкости заливался равный соответствующему эксперименту определенный объем исследуемой жидкости (200 мл.). Затем резервуар закрывался и в его пространство подавался приточный воздух от вентилятора «ЛУЧ-2М». При помощи секундомера засекался промежуток времени (1 час), по истечению которого подача приточного воздуха прекращалась, емкости накрывались специальными крышками, устанавливались на весы «ВЕГА» и взвешивались. При вычитании из массы емкости, взвешенной до начала опыта – массу емкости, взвешенной после его завершения, устанавливалась масса жидкости, оставшаяся в емкости и масса жидкости, испарившаяся в процессе вентиляции экспериментального резервуара ЭПС. Результаты измерений потери массы жидкостей при вентиляции ЭПС представлены в приложении А.
На ЭР проводились подобные эксперименты. Масса испарившейся жидкости фиксировалась при помощи электронных весов «AND ЕК-1200i». Результаты измерений потери массы жидкостей при вентиляции ЭР представлены в приложении Б.
При проведении опытов на ЭР и ЭПС выброс газовоздушной смеси осуществлялся через световой люк, выполненный по центру крыши резервуара. Выброс газовоздушной смеси от ЭР осуществлялся в вентиляционную систему вытяжного лабораторного шкафа, а от ЭПС непосредственно на улицу. По окончании каждой серии опытов на ЭР и ЭПС производился слив остатков жидкости из емкостей, промывка емкостей и их просушка, а ЭР и ЭПС дегазировались путем подачи воздуха.
