Logo GenDocs.ru


Поиск по сайту:  


Дипломная работа - Анализ пожарной опасности объектов нефтеперекачивающей станции и разработка противопожарных мероприятий - файл 1.doc


Дипломная работа - Анализ пожарной опасности объектов нефтеперекачивающей станции и разработка противопожарных мероприятий
скачать (1044 kb.)

Доступные файлы (1):

1.doc1044kb.15.11.2011 23:50скачать

содержание

1.doc

  1   2   3   4   5   6
Реклама MarketGid:
Федеральное агентство по образованию


Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Ижевский государственный технический университет»


Кафедра «Безопасность жизнедеятельности»


Выпускная квалификационная работа


Анализ пожарной опасности объектов нефтеперекачивающей станции ЛПДС «Калтасы» и разработка противопожарных мероприятий.


Зав. кафедрой БЖД

д-р техн. наук, проф.


Руководитель

к-т техн. наук, доцент


Консультант по экономическому

разделу


Дипломник


Ижевск 2008


^

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ ПОЖАРНОЙ ОПАСНОСТИ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ ЛПДС «КАЛТАСЫ»

1.1Метод анализа пожарной опасности и защиты технологических процессов.

1.1.1 Особенности пожарно-технического обследования действующего производства.


1.2.Описание предприятия ОАО «Уралсибнефтепровод»
^

1.2.1.Общие сведения о Арланском НУ.

1.2.2 Краткая характеристика объектов нефтеперекачивающей станции ЛПДС «Калтасы»

1.2.3 Экологическая политика.

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.

1.3.2. Порядок отбора проб нефти .

1.3.3. Отбор проб из трубопровода.


1.4. Определение взрывопожарной опасности веществ и материалов обращающихся в процессе производства.

1.4.1. Характеристика перекачиваемой нефти

1.5. Выявление наиболее пожароопасных объектов ЛПДС «Калтасы» и меры профилактики.

^

1.5.1.Насосные по перекачке нефти.

1.5.2.Склады нефти и нефтепродуктов, резервуарные парки.


1.6. Определение наличия и достаточности для целей пожаротушения ближайших предприятию водоисточников для установки пожарной техники.

Необходимость устройства внутреннего противопожарного водопровода.

^

1.6.1. Характеристика противопожарного водоснабжения и установок пенного пожаротушения.


1.6.2. Расчет сил и средств для тушение пожара нефтенасосной №1

1.6.3. Расчет сил и средств для тушение пожара нефтенасосной №2

1.6.4. Расчет сил и средств для тушения пожара в резервуарном парке.

^ 2.1. Режимные противопожарные мероприятия

2.1.1. Общие мероприятия

2.1.2.Обязанности и ответственность администрации, инженерно-технических работников и служащих:


2.1.3Содержание территории, зданий и помещений

^ 2.1.3.1. Содержание территории

2. 2. Эксплуатация молниезащиты

3. Охрана труда на предприятии.

4. Проблемы обеспечения пожарной безопасности и пути их разрешения

5. Экономическое и социальное обоснование проектных решений по системам пожарной защиты, определение величины ущерба от возможных пожаров, оценка эффективности разработанных решений.


ВВЕДЕНИЕ

Организация тушения нефти и нефтепродуктов в резервуарах и резервуарных парках основана на оценке возможных вариантов возникновения и развития пожара. Пожары в резервуарах характеризуются сложными процессами развития, как правило, носят затяжной характер и требуют привлечения большого количества сил и средств для их ликвидации.

В данной работе рассматриваются особенности развития пожаров в резервуарах, огнетушащее действие пены средней и низкой кратности при подаче ее сверху и под слой горючего, приведены нормативные интенсивности подачи пены из отечественных и известных зарубежных пенообразователей, а также рекомендации по организации работы оперативного штаба на пожаре.

Основным средством тушения пожаров в резервуарах является пена средней и низкой кратности, подаваемая на поверхность горючей жидкости. Вместе с тем СНиП 2.11.03-93 ‘‘Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы’’ [1] допускает применение подслойного способа подачи пены, а также других способов и средств тушения пожаров в резервуарах, обоснованных результатами научно-исследовательских работ и согласованных в установленном порядке. Для тушения нефти и нефтепродуктов применяются отечественные и зарубежные пеногенераторы и пенообразователи, прошедшие сертификацию и имеющие рекомендации по их применению и хранению.

 
^

1. Анализ пожарной опасности нефтеперекачивающей станции ЛПДС «Калтасы»



1.1Метод анализа пожарной опасности и защиты технологических процессов.

Пожарная безопасность объектов обеспечивается системами предотвращения пожара и противопожарной защиты, а также организационно-техническими мероприятиями. Разработка таких систем осуществляется исходя из анализа пожарной опасности и защиты технологических процессов. Метод анализа пожарной опасности и защиты технологических процессов производств основан на выявлении в производственных условиях причин возникновения горючей среды, источников зажигания и путей распространения огня, без знания которых невозможно провести пожарно-техническую экспертизу проектных материалов, пожарно-техническое обследование объектов, исследование происшедших пожаров и загораний, других видов работ.

Анализ пожарной опасности и защиты технологических процессов производств осуществляется поэтапно.

Он включает в себя:

  • изучение технологии производств;

  • оценку пожароопасных свойств веществ, обращающихся в технологических процессах;

  • выявление возможных причин образования в производственных условиях горючей среды, источников зажигания и путей распространения пожара;

  • разработку систем предотвращения возникновения пожара и противопожарной защиты;

  • разработку организационно-технических мероприятий по обеспечению пожарной безопасности.

После тщательного изучения технологии производств по технологическому регламенту или проектным материалам определяются аппараты (оборудование), в которых содержатся легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, горючие газы и твердые горючие вещества и материалы. Устанавливаются, какие именно вещества и в каком количестве участвуют в технологических процессах; при этом составляется полный перечень пожароопасных веществ и дается оценка их пожарной опасности. К пожароопасным относятся вещества и материалы, свойства которых каким-либо образом способствуют возникновению или развитию пожара.

Свойства веществ, необходимые для анализа пожарной опасности, могут быть взяты в технологическом регламенте или пояснительной записке технологической части проекта, в нормативной и справочной литературе.

^ 1.1.1 Особенности пожарно-технического обследования действующего производства.

Решение основной задачи службы пожарной охраны по предупреждению пожаров, созданию условий для их успешного тушения и обеспечению безопасности людей должно решаться путем дальнейшего совершенствования и повышения качества пожарно-технических обследований, являющихся основной формой профилактической работы на объектах.

Задачей пожарно-технического обследования технологических процессов производств является определение соответствия технологии производств требованиям пожарной безопасности. Решение этой задачи на практике достигается путем: *проверки правильности определения категории помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности; *проверки соответствия имеющейся защиты требованиям пожарной безопасности; *улучшения деятельности ПТК и ДПД; *повышения уровня обучения рабочих и служащих основам пожарной безопасности.

Детальное пожарно-техническое обследование включает подготовительный, проверочный и заключительный этапы.

Второй этап связан с осуществлением проверки технологического оборудования непосредственно в производственных цехах и на участках с целью выявления нарушений требований ГОСТов, норм и правил пожарной безопасности и определение соответствия принятых мер защиты требованиям пожарной безопасности.

Обследование технологии производства, как правило, осуществляется по технологической цепочке. При таком варианте проверку удается совместить с более углубленным изучением технологии производства, что повышает качество обследования и приводит к уменьшению затрат времени.

Обследование, как правило, начинается с первичного внешнего осмотра производственного цеха, отделения, участка с целью оценки уровня общего состояния противопожарного режима (чистота и загазованность в цехе, степень загруженности, захламленность рабочих мест отходами производства и т.п.), технического состояния технологического оборудования (его исправность, герметичность, моральный и физический износ).

Например, места неплотности, а иногда повреждений можно определить визуально по наличию подтеков, свежих пятен на технологическом оборудовании или его теплоизоляции, струек выходящего пара или газа, отложений солей и кокса, по наличию скоплений пыли у мест выхода из оборудования. Косвенными признаками нарушения герметичности оборудования или его неисправности может служить присутствие в воздухе большого количества газов, паров и пылей по общей загазованности или запыленности в производственном помещении.

Обнаруженные при первичном осмотре недочеты фиксируются с целью детального изучения вызвавших их причин. Так, при обнаружении в цехе перегрузки, захламленности необходимо установить, имеется ли в цехе соответствующая инструкция о мерах пожарной безопасности и указано ли в ней предельно-допустимое количество одновременно находящихся у рабочих мест горючих веществ и материалов (готовой продукции и отходов).

При обнаружении повышенной загазованности необходимо выяснить, предусмотрено ли в инструкции проведение систематического анализа воздуха на присутствие паров и газов, фиксируются ли данные таких анализов и каковы его результаты.

Таким образом, первичный внешний осмотр позволяет не только сделать заключение об общем техническом состоянии производственного оборудования и противопожарного режима в цехе, но и наметить те узлы технологической цепочки или отдельные аппараты, на которых необходимо при дальнейшем обследовании сосредоточить основное внимание.

Более углубленная проверка отдельного узла или аппарата состоит из всесторонней оценки возможности образования горючей среды. Выявляются причины ее образования внутри технологического аппарата и за его пределами при всех возможных режимах (нормальный режим работы, пуск и остановка, нарушение режима работы и повреждение). После установления причин повреждения технологического аппарата проверяется наличие мер защиты и их соответствие требованиям пожарной безопасности. При отсутствии достаточной защиты разрабатываются соответствующие предложения.

По такой же схеме оценивается опасность в технологии производства специфических источников зажигания и возможных путей распространения огня в случае возникновения пожара.

Важное значение при выявлении причин образования горючей среды в технологических процессах производств имеет проверка существующих мер защиты от повреждений технологического оборудования. В этой связи при обследовании необходимо прежде всего проверить соответствие режима работы аппаратов требованиям технологического регламента. Для этого выясняют, какие контрольно-измерительные приборы имеет данный аппарат, соответствует ли их тип и исполнение условиям пожарной безопасности, в каких точках измеряется температура и давление, где расположены датчики приборов, сравнивают показания приборов с технологическим регламентом, проверяют, имеется ли на приборах контроля опасных параметров технологического процесса четкие обозначения предельно допустимых величин (температуры, давления и т.п.).

При проверке состояния защиты оборудования от повреждений и разрушений необходимо также установить наличие на аппаратах и трубопроводах предохранительных клапанов и их соответствие требованиям безопасности (место расположения, их состояние).

Осматривая предохранительные клапаны, необходимо выяснить, куда будет осуществляться сбрасывание избыточного продукта при срабатывании клапана. Оценить опасность принятого варианта.

Для предотвращения возможного разрушения аппаратов и трубопроводов при взрыве паро- или газовоздушных смесей устанавливаются взрывные клапаны в виде мембран или откидных дверец. При наличии такого рода клапанов необходимо установить, соответствует ли материал и толщина мембран их расчетному значению. Нужно также обратить внимание, в какую сторону направлены мембранные клапаны и имеют ли они отводные трубы. Необходимо помнить, что клапаны на аппаратах размещают таким образом, чтобы в момент их срабатывания продукты горения отводились в наиболее безопасную зону, т.е. в таком направлении, где нет людей, опасного оборудования, горючих веществ и сгораемых конструкций.

При проверке состояния защиты от повреждения аппаратов и трубопроводов по другим причинам необходимо выяснить, что предусмотрено для предотвращения:

  • усиленного химического износа материала аппаратов, трубопроводов;

  • появления опасных температурных воздействий;

  • динамического повреждения производственной аппаратуры и трубопроводов.

Если используемые вещества в своем составе имеют коррозирующие примеси, нужно установить, контролируется ли их содержание и какие предпринимаются меры, когда количество примесей превышает предельно допустимую величину.

Проверяется наличие и состояние защиты наружной поверхности аппаратов и трубопроводов от коррозии. Наиболее часто такой защитой служит окраска поверхности масляными или другими красками. Выясняется наличие защиты внутренней поверхности от коррозии и способы контроля за состоянием защитного слоя.

При отсутствии специальной защиты материала производственной аппаратуры от коррозии необходимо установить, производится ли контроль за степенью его износа, какими методами и в какие сроки.

Во время обследования необходимо обратить внимание на наличие вибрации трубопроводов и аппаратов, обратных клапанов на выкидных линиях насосов среднего и высокого давления, на расположение трубопроводов с горючими продуктами или их арматуры в непосредственной близости от движущихся подъемных и транспортных приспособлений, на наличие и состояние изоляции на аппаратах и трубопроводах с высоконагретыми поверхностями.

Проверить, имеются ли в технологическом регламенте и инструкциях указания, отражающие порядок и правила безопасной остановки и пуска производственных аппаратов, а также знание этих правил обслуживающим персоналом.

Установить, производится ли испытание аппаратов на прочность и герметичность перед пуском их в эксплуатацию, и соответствие этого требования технологическому регламенту и инструкции. Проверить наличие в технологической инструкции записи о сроках и порядке испытания, а также выяснить, производится ли в действительности испытание аппаратуры и на какое давление, каковы результаты испытания, как выдерживаются установленные сроки планово-предупредительных ремонтов.

При проведении пожарно-технического обследования технологии производства проверяется также эффективность мер по предотвращению появления производственных источников зажигания, а также путей распространения пожара от одного аппарата к другому или из одного помещения в другое. При этом выясняется, можно ли осуществить из аппаратов аварийный слив опасных жидкостей, стравить горючие газы; есть ли условия для эвакуации твердых горючих веществ, материальных ценностей и т.п ; наличие средств пожаротушения их содержание и соответствие требованиям ВППБ 01-05-99.

При выяснении названных вопросов следует широко использовать техническую документацию производства, особенно технологический регламент, который наиболее полно по состоянию на день проверки отражает весь технологический процесс производства.

Существенная роль в обеспечении пожарной безопасности принадлежит производственному персоналу, так как именно он непосредственно обеспечивает ведение технологических процессов производств, осуществляет техническое обслуживание и ремонт технологического оборудования, знает специфические особенности функционирования всей технологической цепочки, а иногда является свидетелем возникающих предаварийных и аварийных ситуаций, следствием которых могут быть пожары и загорания. Поэтому служба пожарной охраны в своей профилактической работе использует профессиональный опыт и знания производственного персонала. Эффективность этой работы обеспечивается обучением рабочих и инженерно-технических работников правилам пожарной безопасности. При проведении пожарно-технического обследования осуществляется проверка уровня организации такого обучения.

На третьем заключительном этапе обрабатываются и анализируются результаты всей проверки. Выявленные нарушения требований пожарной безопасности систематизируются. На их основе и с учетом нормативных требований формулируются мероприятия пожарной безопасности, которые оформляются в виде предложений по устранению нарушений правил пожарной безопасности, а также рекомендаций по предотвращению пожаров и обеспечению пожарной защиты технологических процессов производств. Результаты обследования обсуждаются на совещании у руководства объекта, где согласовываются предлагаемые мероприятия пожарной безопасности и сроки их выполнения и вручаются документы обследования
^

1.2 Характеристика ЛПДС «Калтасы».



Линейно-производственная-диспетчерская станция (ЛПДС) «Калтасы» входит в состав Арланского нефтепроводного управления ОАО Урало-Сибирских нефтепроводов АК «Транснефть» имени Д.А. Черняева.

Арланское нефтепроводное управление выполняет работы по приему, перекачки и сдаче нефти смежникам и на нефтеперерабатывающие предприятия. Выполняет техническое обслуживание ремонт оборудования, устранение дефектов и ликвидацию аварий на магистральных нефтепроводах, капитальный ремонт и капитальное строительство на объектах Управления.

Арланское НУ включает в себя Аппарат управления и 5 структурных подразделений, в том числе:

Линейная производственно-диспетчерская станция (ЛПДС) Калтасы;

Нефтеперекачивающая станция (НПС) Чекмагуш;

Нефтеперекачивающая станция (НПС) Чернушка

Цех технологического транспорта и спецтехники (ЦТТ и СТ);

Централизованная ремонтная служба (ЦРС);

ЛПДС «Калтасы» введена в эксплуатацию в 1961 году и осуществляет свою деятельность в соответствии с положением о нефтеперекачивающей станции и имеет насосные станции по нефтепроводам “Калтасы-Уфа2” (К-У2), “Калтасы-Языково-Салават” (К-Я-С) и осуществляет перекачку башкирских и пермских нефтей. Насосные цеха оснащены насосными агрегатами: нефтепровод К-У2 - НМ1250-260 - 3шт., электродвигатели 4АЗМВ1-1250/6000- 3шт. Нефтепровод К-Я-С - НМ1250-260 - 1шт, НМ2500-230 – 2шт и 2АЗМВ1-2000/6000- 3шт.

Охлаждение двигателей в насосных цехах воздушное. Смазка подшипников основных агрегатов К-У2, К-Я-С централизованная принудительная.

Резервуарный парк состоит из 8-ми резервуаров типа ЖБР-10000 и 2-х РВСП-20000.

Для выполнения операций по перекачке нефти ЛПДС «Калтасы» оснащена необходимыми техническими средствами перекачки нефти и обслуживания магистральных нефтепроводов и необходимой численностью обслуживающего персонала.






Рис.1.Схема магистральных нефтепроводов ОАО «Уралсибнефтепровод»
^

1.2.1. Краткая характеристика объектов нефтеперекачивающей станции ЛПДС « Калтасы»



Линейная производственно-диспетчерская станция «Калтасы» располагается на юго- восточной окраине поселка Кутерем, Калтасинского района Республики Башкортостан.

На территории ЛПДС «Калтасы» площадью в 36 га расположен:

1. резервуарный парк;

2. нефтенасосные станции №1 и №2;

3.одноэтажное административное здание ЛПДС «Калтасы»;

4.котельная;

5.пожарная часть;

6.ремонтно-механическая мастерская;

7.лаборатория нефти;

8. материальные склады №№1, 2, 3;

9.пожарная водонасосная;

10.гаражи №№1, 2, 3;

11. ЦТТ и СТ и аварийной техники ЦРС;

12.склад пенообразователя;

13.подстанция 110/6 кВ;

14.камеры переключений №№2, 3;

15.камеры пуска СОД;

16.контейнерная АЗС;

17.склады хранения пропановых и кислородных баллонов;

18.лаборатория метрологии;

19. столовая;

20. блок качества нефти;

21. сварочные посты ЦРС и ЦТТ и СТ;

22. очистные сооружения промышленных и ливневых стоков.

ЛПДС «Калтасы» предназначена для приема нефти с ПСП, закачки её в нефтепровод или приёма в резервуары. В состав технологических сооружений входят: две нефтенасосные магистральных нефтепроводов «Калтасы-Уфа2» и «Калтасы-Языково-Салават», резервуарный парк с резервуарами ЖБР-10000 в количестве 8 шт. и четыре резервуара РВСП-20000, камеры переключений №2 и №3 , узлы фильтров грязеуловителей перед каждой насосной станцией, а также технологические трубопроводы. Нефть принимается поочередно в один из резервуаров станции, для закачки же в трубопровод в это время используют нефть из другого резервуара. При этой системе перекачки используется по резервуарный учет количества нефти.

Технологической схемой НПС предусмотрены следующие операции:

- прием нефти с ППСН «Калтасы», ПСП «Белкамнефть» и МНП «Чернушка-Калтасы»;

- откачка нефти по МНП «Калтасы-Языково-Салават» и «Калтасы-Уфа2».

Откачка может производиться как из резервуаров, так и транзитом с ПСП в МНП при подключенном резервуаре. Откачку из резервуарного парка можно производить как из каре (4 резервуара, два резервуара), так и из отдельно взятого резервуара.

Станция имеет периметральное ограждение высотой 2 м., выполненное железобетонными плитами. На территорию станции имеется три въезда. Охрана станции осуществляется службой безопасности ОАО «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы имени Д.А. Черняева» «АК «Транснефть».

Количество обслуживающего персонала составляет 80 чел., в том числе в ночное время 8 чел. Станция охраняется командой службы пожарной охраны штатной численностью 15 чел. В боевом расчете находится автомобиль АЦ-6/6-60(55571), в резерве – АЦ-100(4320), АЦ 40-(130)63Б. Количество личного состава пожарной команды ЛПДС «Калтасы» в расчете составляет 3 чел. (начальник караула, пожарный, водитель пожарного автомобиля ).
^

1.2.2. Экологическая политика


В плане охраны окружающей среды Арланское НУ придерживается экологической политики ОАО ”АК “Транснефть” представленной в нижепреведенном документе .
^
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 150 С и при 200 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 15мм2/с при температуре 200 С;

-12мм – при кинематической вязкости нефти, равной и выше 15мм2/c при температуре 200 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

Нефтьлегковоспламеняющаяся жидкость, представляющая собой смесь углеводородов с различными соединениями (сернистыми, азотистыми, кислородными). Плотность 730-1040 кг/м3, начало кипения обычно около 20оС; 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 130-160оС; температура пламени 1100оС.

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





Плот-ность


t вспыш.


t самов.


t застыв.


t плам.


t прогр.

слоя.

Концентрацион-ные пределы воспламенения (по объему).

^ Давление насыщенных паров при

Т = -38 оС

870 кг/м3

35 оС

230 оС

-20 оС

1200 оС

110-150 оС

Нижний-2 Верхний-3

314 мм.рт.ст.


Таблица №2

Наименование показателей

Значение


Температура нефти при перекачке

+40 С - +300 С

Температура вспышки нефти

+210 С

Температура самовоспламенения нефти

от +3200 С

Температура кипения нефти

от +400 С

Температура застывания нефти

–380 С

Температура прогретого слоя нефти

+1300 - +1600 С

Температура пламени

+11000 С

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/м3 (ПДК)

Концентрация опасная для здоровья человека, разрешены только газоопасные работы в СИЗОД изолирующего типа.

300-2100 мг/м3 (ПДВК)

Концентрация взрывоопасная. Выше ПДВК все работы запрещены

2100-42000мг/м3 (НКПР)

Диапазон взрываемости

42000-195000 мг/м3 (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;

  • соблюдение сроков вывода емкостных аппаратов на простой и уменьшение длительности их простоя;

  • систематическая очистка резервуаров от отложений;

  • дезактивация отложений путем медленного их окисления.

Искры электрооборудования также нередко могут стать источником зажигания, так как технологические процессы насыщены электроустановками различного назначения: задвижками с электроприводом, уровнемерами и другими устройствами с дистанционным управлением. Электрооборудование располагают в помещении операторной, в блок-боксах, камерах переключения, в приямках, куда могут поступать и накапливаться горючие пары жидкостей в количестве, достаточном для образования горючих концентраций. Для предотвращения этой опасности применяют взрывозащищенное электрооборудование, блок-боксы, камеры переключения, операторные с электрооборудованием нормального исполнения обеспечивают гарантированным подпором чистого воздуха или выносят за пределы взрывоопасной зоны.

Характерными путями распространения пожара могут быть:

  • дыхательная арматура (патрубки);

  • трубопроводы газоуравнительной обвязки резервуаров;

  • разлившиеся нефтепродукты;

  • горючие паровоздушные смеси, образующиеся при загазованности территории.

Опасность распространения пожара через дыхательные патрубки внутрь резервуара и по трубопроводам газоуравнительной обвязки существует только для емкостей с ЛВЖ, а при пожаре опасность может появиться и в резервуарах с ГЖ. Поэтому дыхательные патрубки резервуаров защищаются от распространения пламени огнепреградителями с насадком, выполненным в виде кассеты со спирально свернутыми совместно гофрированной и плоской лентами. Такие огнепреградители могут быть совмещены с дыхательными клапанами. Для надежной защиты трубопроводов ГУС от избыточного давления в узле огнепреградителя устанавливают разрывные мембраны.

Растекание нефти и нефтепродуктов может происходить по разным причинам. Даже небольшие утечки через не плотности во фланцевых соединениях, через сальники задвижек и т.п., если они систематические, могут привести к постепенному пропитыванию поверхности грунта или твердого покрытия в помещениях или на территории парка. Эта опасность исключается:

  • своевременным устранением мест утечек;

  • оборудованием приемо-раздаточных патрубков хлопушками, препятствующими самопроизвольному истечению нефтепродуктов из резервуаров.

Переливы в результате переполнения резервуаров предупреждают контролем за уровнем жидкости в период их наполнения. Для этой цели резервуары с избыточным давлением в газовом пространстве выше 200 мм вод. ст. оборудуют стационарными устройствами для дистанционного измерения уровня, которые дополняются блокировкой, обеспечивающей автоматическое отключение наполнительных насосов при достижении в резервуаре предельного уровня жидкости.

Предупреждение аварийного растекания уровня жидкости обеспечивается выбором площадки для резервуарного парка с учетом рельефа местности (их размещают на более низких отметках земли), а также устройством вокруг отдельно стоящих резервуаров или группы резервуаров обвалования с отводом разлившейся жидкости в систему канализации. Обвалование может быть выполнено в виде сплошного земляного вала или стены, рассчитанными на гидростатическое давление вылившейся жидкости. Оно должно вмещать объем наибольшего резервуара, находящегося в данном обваловании. Однако такое обвалование на рассчитано на удержание нефтепродукта при динамическом воздействии волны, образующейся в результате полного повреждения резервуара. Поэтому при большом объеме резервуаров за первым обвалованием на некотором расстоянии устанавливают второе обвалование или предусматривают сбор разлитого нефтепродукта с помощью отводных канав в земляные амбары. Роль второго обвалования могут выполнять дороги с повышенным профилем проезжей части.

Характеристика зданий (сооружений) Таблица №2

Размеры геометрические (м2.)

Предел огнестойкости конструктивных элементов, мин.

Степень огнестойкости здания, мин.

Кол-во входов

Характеристика лестничных клеток

Энергети-ческое обеспечение

Вентиляция



Наличие пожарной автома-тики

(АУПТ, АУПС, СОУЭ)

Кол-во людей в здании, чел.

Стены

Перекрытия

Перегородки

Кровля

Напр. в сети

(В)

Отопление


В дневное время

В ночное время

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

^ Административное здание ЛПДС «Калтасы»

394

90

45

30

-

I I

3

-

220

Ц/в

Е

АУПС,

СОиУЭ.

16

3

^ Ремонтно-механическая мастерская, бытовое помещение ЛЭС

308

90

45

45

-

I I

4

-

220,

380

Ц/в

П/в

АУПС

5

-

^ Местный диспетчерский пункт (МДП)

117

90

45

45

-

I I

1

-

220, 380

Ц/в

Е

АУПС

3

2

Котельная

373

90

45

45

-

I I

3

-

380

Ц/в

П/в

АУПС

5

2

^ Насосная станция пожаротушения

135

90

45

45

-

I I

1

-

380

Ц/в

Е

-

-

-

^ Финская котельная

56

15

15

-

-

IV

3

-

380

Ц/в

П/в

-

-

-

^ Нефтенасосная по перекачке нефти №1, электрощитовые

607

90

45

45

-

I I

6

-

6000

Ц/в

П/в

АУПТ

5

2

^ Нефтенасосная по перекачке нефти №2, электрощитовые

715

90

45

45

-

I I

5

-

6000

Ц/в

П/в

АУПТ

-

-

^ Дизельная электростанция ДЭС-1000 №1

90

90

45

45

-

I I

1

-

380

Ц/в

П/в

АУПС

-

-

^ Блок качества нефти

9

15

15

-

-

IV

1

-

380

Ц/в

Е

-

-

-

^ Склад №1, мастерская участка САиТМ, гаражи легковых автомобилей

785

90

45

45

-

I I

1

-

380

Ц/в

Е

АУПС

6

-

Слад №3

384

15

15

-

-

IV

3

-

220

Ц/в

В

АУПС

3

-

Архив

172

90

45

45

-

I I

3

-

220, 380

Ц/в

В

АУПС

1

-

^ Эл.подстанция 110/6кВ

119

90

45

45

-

I I

2

-

6000

-

Е

-

-

-

^ Ремонтно-эксплуатационный блок

733

90

45

45

-

I I

5

ж/б

220, 380

Ц/в

Е

АУПС

16

-

^ Насосная КСАППТ, электрощитовые

640

90

45

45

-

I I

3

-

6000

Ц/в

П/в

-

-

-

^ Пожарное депо

305

90

45

30

-

I I

3

-

220

Ц/в

Е

АУПС

5

3

^ Столовая с обмывочным пунктом

401

90

45

45

-

I I

4

-

220, 380

Ц/в

П/в

АУПС

4

20

-

^ Здание метрологии

70

90

45

45

-

I I

2

-

220

Ц/в

Е

АУПС

1

-

^ Гараж №2, мастерские

1031

90

45

45

-

I I

12

-

220, 380

Ц/в

Е

АУПС

7

-

^ Склад пенообразователя

212

90

45

45

-

I I

4

-

220

Ц/в

Е

-

-

-

^ Здание очистных сооружений

48

90

45

45

-

I I

2

-

380

Ц/в

П/в

-

1

1

^ Гараж аварийной техники ЦРС «Калтасы»

454

15

15

15

-

IV

2

-

220

Ц/в

Е

АУПС

3

-
  1   2   3   4   5   6

Реклама:





Скачать файл (1044 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru
Разработка сайта — Веб студия Адаманов