Анализ пожарной опасности и защиты технического процесса производства нефтепродуктов. Причины, приводящие к авариям на участке. Средства защиты от возможных возгораний. Расчет интенсивности теплового излучения пролива легковоспламеняющейся жидкости.
Аннотация к работе
1.3 Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и изготовляемой продукции 1.4 Описание технологического процесса и технологической схемы установки 2.1 Основные причины, приводящие к авариям на участке 2.2 Основные требования пожарной безопасности производства нефти и нефтепродуктовВ наше время нефть играет очень главную роль в жизни человечества. Например нефть играет главную роль на экономику нашей страны. Из нефти получают бензин, керосин, реактивные дизельные и котельные топлива, сжиженные газы и сырье для химических производств. Оценка пожаровзрывоопасности производственных объектов необходима для решения вопросов их безопасности и приведения в соответствие с фактическим и требуемым уровнями взрывопожарной безопасности с целью снижения пожаров и приносимого ими ущерба. Актуальность это темы связана с обеспечением пожарной безопасности технологического процесса производства нефти, переработки и транспортировки нефти.В его состав входят 4 центральные инженерно-технологические службы, 15 цехов добычи нефти и газа, 4 цеха подготовки и перекачки нефти, 3 цеха сбора и транспортировки газа, 2 газокомпрессорные станции, нефтеперерабатывающий завод. Предприятие работает в пределах 22-х лицензионных участков. Добыча ведется на 20 лицензионных участках, на которых расположено 24 месторождения (20 из них находятся в разработке, 3 - в разведке): Южно-Ягунская, Дружнинская, Тевлинско-Рускинская, Пуровская группы. ТПП ведет большую работу по охране окружающей среды (затраты на эти цели в 2014 году составили почти 2,711 млрд. рублей), охране труда и промышленной безопасности, реализации социальной политики компании «ЛУКОЙЛ», сотрудничеству с коренными народами Севера (заключено 174 соглашений с главами родовых угодий, на территории которых проживает 557 человек).Давление в трубопроводе контролируется с помощью технического манометра и датчика давления Метран-100, установленного до задвижек №2,3 смесителя, и после задвижек №4,5 за смесителем. Дегазированная и обезвоженная нефть, с давлением 0,3…0,4 МПА, из сепараторов С-21/1,2,3 выходит через задвижки №9,10,11, проходит через клапанную сборку, на которой установлены задвижки № 13,14 (Ду 200х16), №13а,14а (Ду 150х16) и байпасная задвижка мимо клапанной сборки № 12 (Ду300х16), и регулирующие клапана К-10,11, марки МЭОФ 100/25-0,25 (Ду 150х16 и Ду 80х16), с помощью которых происходит регулировка уровня нефти, в сепараторах-отстойниках С-21/1,2,3. Нефть из сепараторов С-1/3, 1/4 выходит через задвижки № 207,208 (Ду 200х16) и через задвижки № 211, 214, 215 поступает в сепаратор второй ступени С-2/2 с давлением 0,02…0,35 МПА, далее через задвижки № 217, 222, 225, 227, 229 направляется в насосную внешней перекачки на прием насосов Н-1, 2, 3 ,4. Нефть с выкида насосов Н-1, 2, 3, 4 , с давлением от 2,7-3,35 МПА, через задвижки №230, 231, 232, 233 проходит оперативный узел учета нефти, состоящий из 3-х измерительных линий. При аварии на напорном нефтепроводе ДНС - ЦППН, а также при ограничении приема нефти на ЦППН, имеется возможность направлять обезвоженную нефть в резервуары РВС № 1, 2 (5000 м3), через задвижки № 219, РК-4, 221, 220(байпасная), 248, 64, 65, 73, 72, 69.При рассмотрении вопроса обеспечения пожарной безопасности технологического процесса производства нефтепереработки были рассмотрены следующие вопросы: характеристика производства и веществ, обращающихся в производстве, пожарная опасность технологического процесса, анализ наступления опасных факторов пожара и взрыва, предложение системы пожарной безопасности для предотвращения возникновения пожара. В результате анализа возможности образования горючей среды было установлено, что внутри аппарата образование взрывоопасной смеси (ГС) происходить не будет в связи с тем, что рабочая температура не лежит в пределах распространении пламени.Трехфазный сепаратор отстойник С-21/1,2,3: (I ступень сепарации) - температура - давление - уровень в камере раздела фаз - уровень в нефтяной камере - уровень в водяной камере TT1-5.1-3 PT 4-15.1-3 LT 1-20.1-3 LT 1-22.1-3 LT 4-20.1-3 0С МПА % % % 25 - 45 0,3 - 0,4 45-70 20-80 40-60 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 Насосная внешней перекачки, насос Н-1-4: - температура подшипников - давление на выкиде - давление на приеме электродвигатель: - температура подшипников - перепад давления на фильтре ТТ 2.3а,11а,17а.23а РТ 2.6а,14а,20а,26а РТ 3.6а,34а,30а,36а ТТ 2.1а,9а,15а,21а 0С МПА МПА 0С МПА до 70 до 3,25 0,03-0,7 до 70 до 0,1 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 10 Полу погружные насосы ; - давление на вых. насоса ДЕ-1 - давление на вых. насоса ДЕ-2 - давление на вых. насоса ДЕ-3 - давление на вых. насоса ДЕ-4 - давление на вых. насоса ДЕ-5 - давление на вых. насоса ДЕ-6 - давление на вых. насоса ДЕ-7 РТ 6.4а, РТ 6.9а, РТ 14а, РТ 19а, РТ 24а, РТ 29а, РТ 34а МПА МПА МПА МПА МПА МПА МПА 0,25 - 0,5 0,25 - 0,5 0,25 - 0,5 0,4 - 0,8 0,18 - 0,38 1,0 - 1,25 1,0 - 1,25 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 13 Узел учета газа - расход газа на КС - расход газа на ФНД - расход газа на ФВД - расход газа на запальник - расход газа н