Дипломная работа - Анализ пожарной опасности объектов нефтеперекачивающей станции и разработка противопожарных мероприятий

Подождите немного. Документ загружается.

ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ПОЛИТИКА ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

ОАО «АК «Транснефть», являясь ключевым элементом энергетической отрасли

России и обеспечивая конечные результаты ее деятельности, определяет своим

высшим и неизменным приоритетом охрану окружающей среды.

Мы в полной мере осознаем потенциальную опасность возможного негативного

воздействия нашей масштабной и технологически сложной деятельности на

окружающую среду и будем развивать магистральный транспорт нефти и проводить

смежные работы таким образом, чтобы не причинить вреда окружающей среде и

обеспечить экологическую безопасность нашей деятельности.

Наши обязательства по охране окружающей среды и обеспечению экологической

безопасности распространяются на все структурные подразделения АК «Транснефть» и

ее дочерние компании и включены в систему деловых отношений АК «Транснефть» с

партнерами.

В своей деятельности АК «Транснефть» руководствуется принципами:

 выполнение требований российского законодательства, международных

договоров Российской Федерации, стандартов и правил в области

природопользования, охраны окружающей среды и экологической

безопасности;

 постоянное улучшение природоохранной деятельности и управления охраной

окружающей среды;

 снижение негативного воздействия на окружающую среду за счет повышения

экологической безопасности объектов трубопроводного транспорта,

сокращения выбросов, сбросов загрязняющих веществ в окружающую среду и

отходов производства;

 учет отдаленных экологических последствий при осуществлении деятельности

трубопроводного транспорта нефти;

 открытость экологически значимой информации о деятельности.

Для соблюдения избранных принципов мы намерены обеспечивать:

1. планирование деятельности АК «Транснефть» и ее дочерних компаний с учетом

минимизации негативных воздействий на окружающую среду;

2. проектирование, строительство объектов трубопроводного транспорта и внедрение

производственных процессов и оборудования с использованием лучших имеющихся

экологически безопасных технологий и обязательного проведения экологической

экспертизы;

3. использование технологий, обеспечивающих экономное расходование сырья, материалов

и энергоносителей, вторичное использование ресурсов и утилизацию отходов;

4. корпоративный (в рамках АК «Транснефтъ») и производственный (в рамках дочерних

компаний) экологический контроль, соблюдение установленного порядка лицензирования,

страхования и сертификации;

5. развитие нормирования и контроля качества окружающей среды при осуществлении

деятельности по транспортировке, перекачке и хранению нефти, включая систематическую

оценку воздействий на окружающую среду;

6. уменьшение риска возникновения аварийных ситуаций с экологическими последствиями

на основе полномасштабной внутритрубной диагностики магистральных трубопроводов и

своевременного обследования резервуарного парка;

7. поддержание высокого уровня оснащенности АК «Транснефтъ» и дочерних компаний

техническими средствами для ликвидации аварийных разливов нефти и готовности органов

управления, сил и средств реагирования на возникающие экологические угрозы;

8. совершенствование системы управления охраной окружающей среды АК «Транснефть»

за счет своевременной разработки и актуализации корпоративных регламентов в области

управления производственными процессами, охраной окружающей среды и обеспечением

экологической безопасности, четкого разграничения прав, обязанностей и ответственности

работников за состояние окружающей среды;

9. повышение экологической культуры, образовательного и профессионального уровня

персонала АК «Транснефть» и дочерних компаний в области рационального

использования природных ресурсов, охраны окружающей среды и экологической

безопасности;

10. постоянное улучшение имиджа АК «Транснефть» как экологически ориентированной

компании, основанного на доверии международных экологических организаций,

партнеров, клиентов и населения в регионах, где осуществляет свою деятельность АК

«Транснефть».

1.3 Описание технологического процесса производственной деятельности на

примере лаборанта химического анализа нефти. Наличие сгораемых веществ и

материалов, образующихся в процессе.

1.3.1.Характеристика работ лаборанта.

Лаборант химического анализа осуществляет контроль за показателями

качества нефти: принимаемой от нефтепроводных управлений; находящейся в

резервуарном парке; поставляемой другим нефтепроводным управлениям.

- Обслуживает приборы и аппаратуру, находящиеся в лаборатории, а также

автоматические пробоотборники, расположенные в БИК СИКМ.

- Своевременно производит анализ проб с нефтепроводов, отбираемых

автоматически пробоотборниками, для определения физико-химических

показателей каждой партии нефти и при необходимости 1 раз в месяц производит

отбор проб нефти в резервуарах технологических трубопроводах.

- При поступлении не кондиционной нефти производит точечный отбор проб

нефти вручную с места ручного отбора, для повторного выполнения анализа по

показателям, значения которых превышают установленные нормы.

- В отобранной пробе определяет следующие показатели:

 температура нефти

 плотность нефти при температуре определения объема сданной партии

при 15

С и при 20

С;

 массовая доля воды в нефти;

 массовая доля хлористых солей в нефти;

 массовая доля серы общей в нефти.

- Участвует во внедрении новых методик количественного химического

анализа.

- Проводит совместно с инженером-химиком мероприятия по

внутрилабораторному оперативному контролю (ВОК)

- Не допускает разливов нефти, а в случае разлива принимает меры дегазации и

очистке.

- Правильно и аккуратно оформляет результаты анализов в соответствующих

журналах.

При эксплуатации резервуаров и резервуарных парков возможно наличие

следующих опасных и вредных производственных факторов:

-образование взрывоопасной среды;

-загазованность воздуха рабочей зоны;

-повышенный уровень статического электричества;

-повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;

-выполнение работ на высоте;

-недостаточная освещенность на рабочем месте;

-воздействие на организм человека электрического тока;

-повышенная или пониженная влажность воздуха.

1.3.2.Порядок отбора проб нефти .

1.Перед отбором пробы из пробоотборной системы стационарного

пробоотборника сливают в другой сосуд жидкость, которая не должна входить в

пробу. Объем сливаемой жидкости должен быть не менее двух объемов

пробоотборной системы стационарного пробоотборника.

2. Из вертикальных, горизонтальных, траншейного типа резервуаров, танков

наливных судов, железнодорожных и автомобильных цистерн, подземных

хранилищ шахтного типа, ледогрунтовых хранилищ пробу нефти или

нефтепродукта отбирают переносным пробоотборником следующим образом:

- измеряют уровень нефти или нефтепродукта;

- рассчитывают уровни отбора точечных проб;

- опускают закрытый пробоотборник до заданного уровня так, чтобы

отверстие, через которое происходит его заполнение, находилось на этом уровне;

-открывают крышку или пробку, заполняют пробоотборник и поднимают его.

Пробы с нескольких уровней отбирают последовательно сверху вниз.

3. Данную пробу из резервуара или транспортного средства отбирают

следующим образом:

- пробоотборник опускают, устанавливают на днище резервуара или

транспортного средства, извлекают пробку из штуцера и выдерживают его до

заполнения пробой. Заполненный пробоотборник поднимают и сливают пробу в

пробоприемник;

-пробоотборник опускают на днище резервуара или транспортного средства.

При касании о днище шток поднимается, и в образовавшуюся щель начинает

поступать нефть или нефтепродукт. Пробоотборник выдерживают в этом

положении до заполнения пробой, поднимают и переливают ее пробоприемник.

4. Пробу нефтепродукта из сифонного крана отбирают переносным

пробоотборником.

5. При изменении температуры и плотности нефти или нефтепродукта

пробоотборник выдерживают на заданном уровне до начала его заполнения не

менее 5 мин.

Допускается вместо выдержки термостатического пробоотборника в течении

5 мин. ополаскивать его нефтью или нефтепродуктом, отобранным с уровня, на

котором должна быть измерена температура или плотность.

6. Бутылку с отобранной пробой легкоиспаряющегося нефтепродукта с

нормированным давлением насыщенных паров вынимают из каркаса, герметично

закупоривают, а для отбора следующей пробы вставляют сухую чистую бутылку.

7. При составлении объединенной пробы каждую точечную пробу

перемешивают, берут необходимый объем и сливают в один сосуд.

Объединенную пробу составляют сразу после отбора проб.

1.3.3.Отбор проб из трубопровода.

Применяется ручной и автоматический отбор проб из трубопровода.

При ручном отборе проб:

Пробоотборник ручного отбора проб из трубопровода должен содержать

следующие основные узлы:

- пробозаборное устройство;

- запорное устройство;

- пробосборник.

Конструкция пробозаборного устройства должна быть достаточно прочной,

чтобы выдерживать изгибающие моменты под влиянием максимальной скорости

потока в трубопроводе, противостоять вибрации, а также создавать минимальное

возмущение потока в трубопроводе.

Диаметр пробозаборной трубки, если пробозаборное устройство состоит из

одной трубки, или наименьшей диаметр пробозаборной трубки, если пробозаборное

устройство состоит из нескольких трубок должен быть:

-6мм – при кинематической вязкости нефти до 15мм

/с при температуре 20

С;

-12мм – при кинематической вязкости нефти, равной и выше 15мм

/c при

температуре 20

С.

Для обеспечения нормального режима работы насоса в контуре отбора проб

диаметр пробозаборной трубки может быть увеличен.

В зависимости от привода запорного устройства применяют автоматические и

ручные пробоотборники.

Запорное устройство представляет собой кран, служащий для перепуска

пробы через пробозаборное устройство в пробосборник и приводимый в действие

вручную.

В качестве пробосборника, предназначенного для накопления объединенной

пробы, применяют сосуды под давлением (закрытые) и атмосферные сосуды

(открытые) в зависимости от вида отбираемой нефти или нефтепродукта или

выполняемого анализа.

Применяют сосуды под давлением трех видов:

– с выровненным давлением;

– с накоплением пробы вытеснением заполняющего их водного насыщенного

раствора хлористого натрия;

– с накоплением пробы вытеснением оставшегося в них воздуха.

Сосуды под давлением 1-го и 2-го видов должны иметь предохранительный

клапан для сброса избыточного давления.

Атмосферный сосуд представляет собой емкость с одним отверстием и

применяется для отбора проб нефти или нефтепродукта с давлением насыщенных

паров не более 40 кПа(300мм рт. ст.). Сосуд с пробой должен герметично

закрываться крышкой.

Пробосборник изготавливают из материала, стойкого к воздействию

отбираемой нефти или нефтепродукта в расчете на рабочую температуру и

давление, в 1,5 раза превышающее рабочее.

В качестве пробоприемников, предназначенных для транспортирования и

хранения пробы, используют пробосборники всех типов.

Соединительные трубки и клапаны контура отбора проб от точки отбора проб

до пробосборникак должны быть с минимальным числом изгибов, без расширений,

карманов и других мест, где могут скапливаться механические примеси, вода и

пары.

Все соединения и соединительные трубки должны быть герметичными.

При автоматическом отборе проб:

Автоматический отбор проб осуществляется с помощью автоматических

пробоотборников периодически – через равные промежутки времени – или в

зависимости от скорости перекачивания.

При автоматическом отборе пробы запорное устройство проотборника

должно приводиться в действие с помощью электрического, электромагнитного или

пневматического приводов.

Для получения заданной пробы через определенные промежутки времени в

схеме автоматического пробоотборника применяют регулятор, включающийся в

работу одновременно с началом перекачивания.

Конструкция пробосборника для отбора проб легкоиспаряющейся нефти или

нефтепродукта с давлением насыщенных паров более 40кПа должна обеспечить

накопление пробы без контакта с воздухом и при том же давлении, что и в

трубопроводе.

Присоединение и отсоединение пробосборника в пробоотборную систему должно

быть герметичным.

1.4 Определение взрывопожарной опасности веществ и материалов

обращающихся в процессе производства.

1.4.1.

Характеристика перекачиваемой нефти

Нефть – легковоспламеняющаяся жидкость, представляющая собой смесь

углеводородов с различными соединениями (сернистыми, азотистыми,

кислородными). Плотность 730-1040 кг/м3, начало кипения обычно около 20

С;

теплота сгорания 43514-46024 кДж/кг. В воде практически не растворяется. Сырые

нефти способны при горении прогреваться в глубину, образуя все возрастающий

гомотермический слой. Скорость выгорания 18,7-25,2 см/час; скорость нарастания

прогретого слоя 25-36 см/час; температура прогретого слоя 130-160

С; температура

пламени 1100

С.

Основные химические элементы, входящие в состав нефти – углерод (82-

87%), водород (11-14%), сера (0,1-7%), азот (0,001-1,8%), кислород (0,05-1,0%). В

незначительных количествах нефти содержат галогены, металлы. Основным

компонентом нефти являются углеводороды – алканы, циклопарафины,

ароматические углеводороды. Соотношение между группами углеводородов

придает нефти различные свойства и оказывает большое влияние на выбор метода

переработки и получаемых продуктов.

Таблица №1

Пло

т-

ност

вспыш

самов.

застыв

t плам. t прогр.

слоя.

Концентраци

он-ные

пределы

воспламенен

ия (по

объему).

Давление

насыщенн

ых паров

при

Т = -38

870

кг/м

С 230

С -20

С 1200

С 110-150

Нижний-2

Верхний-3

314

мм.рт.ст.

Таблица №2

Наименование показателей

Значение

Температура нефти при перекачке +4

- +30

Температура вспышки нефти +21

Температура самовоспламенения нефти от +320

Температура кипения нефти от +40

Температура застывания нефти –38

Температура прогретого слоя нефти +130

- +160

Температура пламени +1100

Скорость выгорания 12 – 15 см/час

Скорость нарастания прогретого слоя 25 – 40 см/час

Шкала взрывоопасности нефти:

Безопасная концентрация. Разрешены все виды работ. 0-300 мг/м

(ПДК)

Концентрация опасная для здоровья человека,

разрешены только газоопасные работы в СИЗОД

изолирующего типа.

300-2100 мг/м

(ПДВК)

Концентрация взрывоопасная. Выше ПДВК все работы

запрещены

2100-42000мг/м

(НКПР)

Диапазон взрываемости 42000-195000 мг/м

(ВКПР)

1.5 Наиболее пожароопасные объекты ЛПДС «Калтасы» и меры профилактики

1.5.1.Насосные по перекачке нефти.

Насосные №1 и №2 для перекачки нефти имеют повышенную пожарную

опасность, так как из работающих насосов возможны утечки при нарушении

герметичности уплотнений, при повреждении выкидной линии насоса или

разрушении его деталей; при этом большое количество горючих веществ выходит

наружу и образует газоопасную концентрацию. Имеются также условия для

появления источников зажигания и для быстрого распространения пожара.

Значительная пожарная опасность возникает в периоды остановки на ремонт.

Причинами повреждений насосов и их обвязки являются гидравлические удары и

вибрация.

Теплота трения подшипников и сальников насосов и двигателей, высокая

температура перекачиваемой жидкости (выше Тсв), искры при разрядах

статического электричества, неисправности вентиляторов или электрооборудования

могут служить источниками зажигания в насосной.

Распространение пожара обычно происходит по поверхности разлившихся

горючих жидкостей, по образовавшемуся паро-, газовоздушному облаку через

дверные, оконные и технологические проемы, по воздуховодам вентиляции,

продуктопроводам, освобожденным от продукта (до их продувки), трубопроводам

промышленной канализации и т.д.

Меры профилактики.

Подготовку насоса к ремонту с использованием огневых работ производят в

следующей последовательности:

 останавливают насос;

 закрывают задвижки на приемной и напорной линиях;

 избыточное давление в полости насоса снижают до атмосферного;

 освобождают насос от горючей жидкости;

 отключают насос от действующих линий заглушками;

 промывают и пропаривают насос;

 вскрывают насос.

Эффективен централизованный ремонт насосного оборудования, при котором

неисправные насосы заменяют новыми, заранее отремонтированными в

специальных цехах. Во время работы насоса не допускается утечка жидкости через

сальник. Набивка и подтягивание сальников, их крепление, а также другие виды

ремонта у работающих насосов не выполняются. При использовании сальниковых

насосов применяют насосы с торцевыми уплотнителями.

Резко не увеличивают и не уменьшают число оборотов центробежных насосов

во избежание гидравлических ударов в линиях. Нагнетательные трубопроводы

центробежных насосов защищают пружинными предохранительными клапанами,

предусматривают блокировку, предотвращающую запуск насосов при закрытых

задвижках. Возникновение вибрации насосов предотвращают их правильным

выбором, тщательной регулировкой и устройством надежного фундамента.

В помещениях насосных осуществляют постоянный контроль за состоянием

воздушной среды с помощью стационарных газоанализаторов, сблокированных с

аварийной системой вентиляции и включенных в автоматические системы

управления. Все приемные и напорные трубопроводы насосов имеют

дополнительные запорные устройства, размещаемые снаружи насосной на

расстоянии не более 50 м и не менее 3 м (от стены с проемами) или

непосредственно у глухой стены здания.

Подшипники насосов своевременно смазывают; систематически

контролируют температуру подшипников и сальников, не допуская их перегрева.

Насосы и их обвязку заземляют. Вентиляторы подбирают искробезопасного

исполнения.

От помещений другого назначения (операторная, венткамера,

электропомещение) насосную отделяют глухими, несгораемыми,

газонепроницаемыми стенами. Насосные станции обеспечивают средствами

ликвидации аварийных утечек жидкости (песок, ведра, совки) и первичными

средствами пожаротушения (огнетушители, песок, кошма) в соответствии с

требованиями РД-13.220.00-КТН-575-06. «Стандарт Правила пожарной

безопасности на объектах ОАО «АК«Транснефть» и дочерних акционерных

обществ». Помещения насосных оборудуют стационарными установками пенного

тушения с ручным или автоматическим пуском в действие.

1.5.2.Склады нефти и нефтепродуктов, резервуарные парки.

Пожарная опасность хранения нефти и нефтепродуктов определяется

возможностью образования горючей концентрации внутри и снаружи емкостной

аппаратуры. Опасность образования горючей среды внутри аппаратов, в том числе и

мелкой тары при неподвижном уровне жидкости, можно характеризовать

температурными условиями хранения. Для аппаратов наземного хранения, которые

летом могут подвергаться длительному тепловому воздействию солнечной

радиации, концентрация насыщения будет определяться ни температурой хранимой

жидкости, а температурой поверхностного слоя (она может отличаться от Траб.

жидкости на 10-15 градусов по Цельсию). Так, если жидкость хранят в аппарате с

неподвижным уровнем при температуре, близкой к температуре окружающего

воздуха, то:

 емкости с бензином опасны зимой;

 емкости с керосином опасны летом в солнечную погоду;

 емкости с дизельным топливом безопасны в любое время года.

Опасность образования горючей среды вне резервуаров появляется главным

образом в периоды «больших дыханий», когда проводятся операции наполнения.

Периоды «малых дыханий» кратковременны. Они сведены до минимума

применением на резервуарах со стационарной крышей дыхательных клапанов

различной конструкции. Поэтому при малых «дыханиях» мощность выброса паров

для образования горючей среды в окружающей атмосфере, как правило,

недостаточна.

Опасность образования горючей паровоздушной среды у дыхательной

арматуры при «выдохе» определяется состоянием среды в газовом пространстве.

Так, если концентрация паров в газовом пространстве резервуара менее нижнего

предела взрываемости (НПВ), то образования горючей среды у дыхательной

арматуры не возникает даже в безветренную погоду.

Предупреждение образования горючей концентрации внутри резервуаров на

практике обеспечивается ликвидацией паровоздушного пространства и

использованием газоуравнительной обвязки.

Применение резервуаров с плавающей крышей и понтоном, а также с

газоуравнительной обвязкой, кроме снижения опасности образования горючей

концентрации внутри аппаратов, обеспечивает уменьшение выхода паров

хранимых жидкостей наружу. Это предупреждает опасность загазования

территории резервуарных парков даже в безветренную погоду.

Наиболее характерной причиной повреждения резервуаров со стационарной

крышей может быть образование повышенного давления или вакуума при

нарушении режима работы дыхательных устройств главным образом зимой

вследствие примерзания тарелок дыхательных клапанов или оледенения кассет

огнепреградителя. Снижение пропускной способности дыхательных клапанов при

интенсивном наполнении может вызвать резкое увеличение давления и, как

следствие, - полное разрушение резервуара. Чаще все же происходят локальные

повреждения резервуаров, например, подрыв крыши в стыке ее со стенками (при

росте давления) или смятие верхних поясов резервуара выше уровня жидкости (при

вакууме).

Для предотвращения этой опасности используют не примерзающие

дыхательные клапаны, которые обеспечивают не примерзаемость тарелок. Однако

опасность оледенения огнепреградителя остается. Она вызывается конденсацией

паров воды, содержащихся в вытесняемой при «выдохе» из резервуара

паровоздушной смеси. Конденсат интенсивнее всего образуется при контакте с

наиболее охлажденными металлическими элементами поверхности дыхательной

арматуры и, в частности, с кассетой огнепреградителя, которая оказывается

вытесненной с помощью дыхательных патрубков сравнительно далеко от объема

резервуара.

Образующийся при отрицательных температурах наружного воздуха водяной

конденсат постепенно намерзает, вызывая уменьшение проходного сечения

огнепреградителя. Поэтому в этих условиях нужна такая дыхательная арматура

резервуаров, в которой предупреждалась бы возможность охлаждения

огнепреградителей до отрицательных температур. Это может быть достигнуто их

утеплением, специальным обогревом, размещением в объеме резервуара с

положительной температурой хранимого продукта и т.п.

Основными источниками зажигания при хранении нефти и нефтепродуктов

является теплота:

 прямых ударов молнии;

 разрядов статического электричества;

 искр механического происхождения;

 самовозгорания пирофорных отложений;

 искр пусковой, регулирующей аппаратуры, электроприводов задвижек и

другого электрооборудования.

Более 80% пожаров от молний со взрывом в газовом пространстве

резервуаров с нефтью происходит в июне-июле на нефтебазах

нефтеперерабатывающих заводов и резервуарных парках нефтепроводных

управлений.

Подземные резервуары типа ЖБР (класс зоны по ПУЭ В-1г) от прямых ударов

молнии защищены отдельно стоящими молниеотводами. В зону их защиты

включают пространство, ограниченное параллелепипедом высотой 5м над

дыхательными клапанами с основанием, отстоящим от стенок крайнего резервуара

на 40 м. Профилактику разрядов статического электричества обеспечивают

главным образом надежным заземлением резервуаров, других емкостей и

соединенных с ними трубопроводов.

Поплавки дистанционных измерителей уровня фиксируют с помощью

вертикально натянутых металлических струн так, чтобы исключить их

горизонтальное перемещение. Выполняя роль направляющих, струны исключают

сближение поплавка со стенкой резервуара и тем самым предупреждают опасность

искрового разряда. Для исключения концентрации зарядов статического

электричества поплавки выполняют округлой формы без углов и заостренных

кромок.

Наполнение резервуаров является наиболее опасной операцией, при которой в

результате интенсивного перемешивания поступающего в резервуар нефтепродукта

потенциал образующихся зарядов статического электричества может достигать

максимального значения. Поэтому наполняют резервуары под слой жидкости с

применением устройств, обеспечивающих односторонне-направленное

горизонтальное вращение нефтепродукта (для снижения турбулентности),

ограничивают скорость закачки, для смешивания нефтепродуктов используют

резервуары с плавающей крышей или понтоном. Если применяют устройства для

ручного замера уровня и отбора проб жидкости, то их изготавливают из

токопроводящих материалов и заземляют.

Чтобы исключить опасность разряда между зеркалом жидкости и

опускающимся заземленным измерителем уровня или пробоотборником, измерение

уровня и отбор проб осуществляют через определенное время после закачки, когда

произойдет естественное рассеивание (релаксация) накопившихся в жидкости

зарядов. Например, если удельное электрическое сопротивление поступающей в

резервуар жидкости более 10 Омхм, то названные выше ручные операции проводят

не менее, чем через 20 минут после закачки при неподвижном уровне жидкости в

резервуаре.

Для уменьшения электризации жидкости при ее движении по

наполнительному трубопроводу используют релаксационные емкости,

представляющие собой расширенные участки трубопроводов, внутри которых для

увеличения электропроводимости движущейся массы жидкости в продольном

направлении установлены заземленные металлические пластины и натянутые

струны.

Для предупреждения механических искр, образующихся при выполнении

ручных операций, например, при погрузке и разгрузке жидкостей в таре, ремонте

оборудования, замере уровня и отборе проб нефтепродукта из резервуара и т.п.,

используется искробезопасный инструмент и приспособления.

Однако более эффективным средством борьбы с механическими искрами

является исключение самих ручных операций, в том числе при замере уровня и

отборе проб, путем использования дистанционных устройств для замера уровня и

полуавтоматических сниженных пробоотборников. Самовозгорание сернистых

соединений железа чаще всего происходит в резервуарах и других емкостных

аппаратах, где обращаются высокосернистые нефти. Температура при

самонагревании в окисляющемся слое отложений может подняться до 600-700

градусов Цельсия, что достаточно не только для воспламенения горючей

концентрации паров нефтепродукта в смеси с воздухом, но и для ее образования

при бедной концентрации, например, в опорожненном резервуаре.

Для снижения опасности образования пирофорных отложений

осуществляется:

 предварительная очистка нефти от серы и сернистых соединений перед

подачей ее на склад или перед ее переработкой на пунктах подготовки

нефти;

 снижение температуры хранимого нефтепродукта или предупреждение

его нагрева от теплоты солнечной радиации (окраска резервуаров в

светлые тона, использование подземного метода хранения нефти и

нефтепродуктов и т.п.);

 антикоррозионное покрытие внутренней поверхности емкостных

аппаратов;

 использование неметаллических емкостей, например, железобетонных

резервуаров.

Для предупреждения самовозгорания пирофорных отложений необходимо:

 уменьшение или полное исключение поступления в газовое пространство

резервуара воздуха;