Предприятиях нефтепереработки
При внешнем осмотре необходимо обращать особое внимание на коррозионное состояние нижних и верхних поясов, поверхность днища, несущих элементов покрытия кровли. Коррозионные повреждения внутренней поверхности оболочек нефтяных резервуаров возникают неравномерно и с различной скоростью. Коррозия днища нефтяных резервуаров проявляется в виде язв и раковин, расположенных вблизи уторного шва, иногда и в центральной части днища. На первом поясе коррозионные повреждения встречаются в нижней части высотой до-100 мм от уторного шва по всему периметру резервуара. В резервуарах, предназначенных для хранения бензина, преобладающим видом разрушения является коррозия верхних поясов,, кровли и ферм покрытия, поверхность которых постоянно контактирует с кислородом воздуха. При осмотре большое внимание следует уделять местам переменного уровня нефтепродукта^
После окончания гидравлического испытания и спуска воды для проверки качества отремонтированного основания (равномерности осадки) проводят нивелирную съемку по периметру резервуара не менее, чем в восьми точках и не реже, чем через 6 м.
шу таких резервуаров укладывали металлическую решетку, засы-: пали ее слоем земли и соединяли с заземлителями, расположенные ми по периметру резервуара или группы резервуаров (рис. 18).; Вполне возможно, что такая конструкция молниеприемника обесН печивала не защиту, а давала совсем обратный эффект. Канал
крышкоп сферической формы. Газ подается внутрь газгольдера по газопроводу, проходящему через днище резервуара. При наполнении газгольдера газом колокол поднимается, при отборе газа — опускается. Вода служит гидравлическим уплотнением, препятствующим выходу газа из-под колокола. Для поддержания колокола в горизонтальном положении газгольдер снабжается системой выравнивающих роликов, двигающихся по вертикальным направляющим — внутренним, укрепленным с внутренней стороны стенки резервуара, и внешним, расположенным равномерно по периметру резервуара. Температура воды в резервуарах и гидрозатворах, во избежание замерзания, поддерживается не ниже 5°С,
пожарные датчики должны обладать небольшой инерционностью (до 10 с), быть взрывозащищенного исполнения и работоспособными при разных температурных колебаниях и изменении влажности. Тепловые датчики размещают по периметру резервуара равномерно у каждой пенокамеры по одному датчику.
Коррозионные повреждения внутренней поверхности оболочек нефтяных резервуаров возникают не* равномерно и с различной скоростью. Коррозия днища нефтяных резервуаров проявляется в виде язв и раковин, расположенных вблизи уторного шва, иногда и в центральной части днища. На первом поясе коррозионные повреждения встречают» ся в нижней части высотой до 100 мм от уторного шва по всему периметру резервуара. В резервуарах, предназначенных для хранения бензина, преобладающим видом разрушения является коррозия верхних поясов, кровли и ферм покрытия, которые имеют постоянный контакт поверхности с кислородом воздуха. Большое значение следует уделять при осмотре местам переменного уровня нефтепродукта.
После окончания гидравлического испытания резервуара и спуска воды для проверки качества отре-монтированого основания (равномерность осадки) проводят нивелирную съемку по периметру резервуара не менее чем в восьми точках и не реже чем через 6 м. После выполнения всего комплекса окончательных испытаний и в отсутствие дефектов в виде свищей, трещин, вмятин или значительных деформаций, не превышающих допускаемые согласно СНиП III-B.5—62, испытание считается законченным, и в установленном порядке составляют акт о сдаче резервуара в эксплуатацию. Документация на приемку и выполнение работы по ремонту резервуара должна храниться вместе, с паспортом.
пожарные датчики должны обладать небольшой инерционностью (до 10 с), быть взрывозащищенного исполнения и работоспособными при разных температурных колебаниях и изменении влажности. Тепловые датчики размещают по периметру резервуара равномерно у каждой пенокамеры по одному датчику.
Недостатки защиты от молнии прежде всего проявляли себя в парках заглубленных железобетонных резервуаров. В качестве молниеприемника использовали металлическую решетку, которую укладывали на крышку резервуара и засыпали слоем земли высотой около 50 см. Решетку соединяли с заземлителями, расположенными по периметру резервуара или группы резервуаров (рис. 7.2). Вполне возможно, что такая конструкция молниеприемника обеспечивала не защиту, а совсем обратный эффект. Канал молнии, устремляющийся к молниеприемнику, сначала проходил сквозь наружную опасную зону резервуара, где в результате утечек паров через дыхательную арматуру и неплотности в крыше резервуара возникали горючие паровоздушные смеси. От контакта с каналом молнии происходило воспламенение паровоздушной смеси снаружи. По той же наружной опасной зоне огонь уже незави-симо от наличия и защитных свойств молниеприемников прони-
Для приготовления водного раствора пенообразователя в резервуаре прокладывают перфорированный трубопровод диаметром 70 мм. Отверстия в трубопроводе принимают диаметром б мм с шагом 500 мм. Трубопровод прокладывают по периметру резервуара на 0,1 м ниже уровня воды в нем. В резервуар вначале заливают воду, а затем с помощью насоса подают расчетное количество пенообразователя.
3.2.2. На резервуарах со щитовой (стационарной) крышей и резервуарах с понтоном — на верхнем поясе у борта резервуара выше максимального уровня взлива жидкости в нем. Извещатели размещаются равномерно по периметру резервуара, на расстоянии друг от друга не более 15 м.
На предприятиях нефтепереработки и нефтехимии, как известно, большое распространение получили сигнализаторы горючих газов типа СВК- Чтобы одним прибором можно было анализировать газовую среду в нескольких точках, имеются две разработанные конструкции переключателей: коммутаторы газовых потоков КГП на 2, 4 или 8 точек с временем подключения каждой точки от 10 до 100 с и переключатель газовых потоков на число точек до 12.
На предприятиях нефтепереработки по различным причинам возможны случаи загорания паровоздушных смесей и газовых коммуникаций, в результате чего возникают большие пожары.
Ситуация на предприятиях нефтепереработки и нефтехимии требует более точных оценок взрывоопасное™ технологических установок, отдельных блоков и оборудования. Результаты оценки взрывоопасности необходимы для обеспечения необходимого уровня безопасности эксплуатации как вновь проектируемых объектов, так и реконструируемых и модернизируемых объектов нефтепереработки, разработки комплекса мероприятий по снижению опасности действующих производств, а также снижения
1 ВЗРЫВНЫЕ ЯВЛЕНИЯ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ И НЕФТЕХИМИИ
Как правило, основная часть технологического оборудования и коммуникаций, расположенная на открытой промышленной площадке, часто находится на значительной высоте (порядка 30 м и выше), технологические линии, аппараты и элементы оборудования открытых установок имеют компактное размещение и представляют собой сложные сооружения, оборудованные системами КИП и А, а разветвленная сеть трубопроводов оборудована многочисленной запорно-регулирующей и регулирующей арматурой. Все это характеризует высокую опасность аварийных ситуаций на предприятиях нефтепереработки, особенно если это будет связано с повреждением технологического оборудования, промышленных зданий и коммуникаций. Следует также отметить, что на открытых технологических установках создаются более тяжелые последствия от пожаров и взрывов, чем в промышленных зданиях, имеющих закрытые производственные объемы [9].
Многолетний опыт эксплуатации предприятий нефтепереработки показал разрушительную силу взрывов, которые могут произойти в результате аварии на технологических установках. Согласно результатам расследований аварий, взрывы на установках нефтепереработки имеют различную природу и условия возникновения и развития аварийной ситуации. Ниже приведены наиболее характерные аварии на предприятиях нефтепереработки, нефтехимии и химии, которые сопровождались взрывами.
Выброс горючего газа в окружающую среду в результате разгерметизации оборудования предприятий нефтепереработки, нефтехимии обычно приводит к образованию взрывоопасного облака и при наличии источника загорания-к взрыву. В образовании взрывоопасного облака может участвовать вся газообразная фаза, имеющаяся в оборудовании. На предприятиях нефтепереработки, нефтехимии, химии распространены взрывы неограниченных облаков малых объемов, называемые в реальных про-
Анализ результатов расследования аварий, произошедших на отечественных и зарубежных предприятиях нефтепереработки, нефтехимии, химии, описанных в литературе, позволяет выделить наиболее характерные сценарии развития аварийной ситуации, сопровождаемой взрывами:
В связи с подобным разнообразием возможностей развития аварийной ситуации на предприятиях нефтепереработки, нефтехимии, химии существует ряд методик, позволяющих оценить возможные параметры взрыва или пожара технологической системы. Ниже рассмотрены наиболее распространенные и используемые в практике методы расчета последствий аварийных ситуаций.
Известно, что из-за чрезмерной концентрации предприятий нефте-газохимического комплекса в отдельных регионах происходят аварии и катастрофические ситуации, сопровождающиеся бедами. Причинами техногенных аварий и катастроф на предприятиях нефтепереработки и нефтехимии могут быть износ технологических агрегатов, а также ошибочные и неправильные решения обслуживающего персонала в критических ситуациях, обусловленных отказами агрегатов и нарушениями технологических процессов.
Известно, что из-за чрезмерной концентрации предприятий нефте-газохимического комплекса в отдельных регионах происходят аварии и катастрофические ситуации, сопровождающиеся бедами. Причинами техногенных аварий и катастроф на предприятиях нефтепереработки и нефтехимии могут быть износ технологических агрегатов, а также ошибочные и неправильные решения обслуживающего персонала в критических ситуациях, обусловленных отказами агрегатов и нарушениями технологических процессов.
 Читайте далее:
 Переработки углеводородного
Помещений непосредственно
Правилами устройства
Пребывания обслуживающего
Предъявляемым требованиям
Помещений несгораемыми
Предъявляются повышенные
Предъявляются требования
Подсоленной газированной
Помещений оборудования
Предельных положений
Предельным состояниям
Предельной деформации
Помещений осуществляется
Предельно допустимым
|
