Evaluarea Riscului Instalatiilor Tehnologice ale Rafinariei Petrobrazi.doc

Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”

LUCRARE DE LICENŢĂ

Coordonator ştiinţificAbsolvent

2009

1

Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale

rafinăriei Petrobrazi

Coordonator ştiinţific

Absolvent

Bucureşti2009

2


Declaraţie

Prin prezenta declar că Lucrarea de licenţă cu titlul “ Evaluarea riscului instalaţiilor

tehnologice ale rafinăriei Petrobrazi” este scrisă de mine şi nu a mai fost prezentată niciodată la

o altă facultate sau instituţie de învăţământ superior din ţară sau străinătate. De asemenea, declar

că toate sursele utilizate, inclusiv cele de pe Internet, sunt indicate în lucrare, cu respectarea

regulilor de evitare a plagiatului:

toate fragmentele de text reproduse exact, chiar şi în traducere proprie din altă limbă,

sunt scrise între ghilimele şi deţin referinţa precisă a sursei;

reformularea în cuvinte proprii a textelor scrise de către alţi autori deţine referinţa

precisă;

rezumarea ideilor altor autori deţine referinţa precisă la textul original.

Bucureşti, 06.2009

Absolvent:

_________________________

(semnătura în original)

3


CUPRINS: LUCRARE DE LICENŢĂ..............................................................................................................1CUPRINS:.......................................................................................................................................4Lista figurilor si a tabelelor.............................................................................................................6Rezumat...........................................................................................................................................7Abstract...........................................................................................................................................7CAPITOLUL I................................................................................................................................8NOȚIUNI INTRODUCTIVE DESPRE PETROL ȘI PETROCHIMIE.........................................8

1.1 Petrolul, sursă importantă de energie....................................................................................81.2 Prelucrarea petrolului, noţiuni generale de petrochimie......................................................11

1.2.1 Prelucrarea primară a petrolului...................................................................................111.2.2 Prelucrarea secundară a petrolului................................................................................151.2.3 Petrolul ca materie primă pentru industria chimică......................................................171.2.4 Cifra cetanică şi cifra octanică.....................................................................................181.2.5 Petrochimia...................................................................................................................19

CAPITOLUL II.............................................................................................................................21INSTALAŢIILE TEHNOLOGICE ALE RAFINĂRIEI..............................................................21

2.1 Instalaţia de reformare catalitică.........................................................................................212.2 Instalația de hidrofinare motorină.......................................................................................252.3 Instalația de desulfurare gaze..............................................................................................282.4 Instalaţia de recuperare sulf.................................................................................................312.5 Instalaţia de distilare atmosferică şi în vid..........................................................................332.6 Instalația de cocsare întârziată.............................................................................................37

CAPITOLUL III............................................................................................................................40ANALIZA FACTORILOR DE RISC...........................................................................................40

3.1 Managementul riscului de incendiu.....................................................................................403.1.1 Identificarea riscului de incendiu.................................................................................423.1.2 Evaluarea riscului de incendiu......................................................................................433.1.3 Analiza riscului de incendiu.........................................................................................46

3.2 Siguranţa în exploatare a instalaţiilor rafinăriei Petrobrazi.................................................483.3 Situații periculoase în platformă..........................................................................................513.4 Nivelurile criteriilor de performanţă a instalaţiilor RC, HB, RS, HPM şi stripare ape uzate ale rafinăriei Petrobrazi.............................................................................................................54

3.4.1 Instalaţia de reformare catalitică (RC) şi hidrofinare benzină (HB)............................543.4.2 Instalaţia de recuperare sulf (RS).................................................................................603.4.3 Instalaţia de hidrofinare petrol-motorina (HPM).........................................................653.4.4 Instalaţia de stripare ape uzate......................................................................................70

CAPITOLUL IV............................................................................................................................75SECURITATEA LA INCENDIU A INSTALAŢIILOR RAFINĂRIEI......................................75

4.1 Sistemul de protecţie la incendiu.........................................................................................754.2 Serviciul privat pentru situaţii de urgenţă Falck Fire..........................................................784.3 Cerinţele din România pentru organizarea şi funcţionarea serviciilor private pentru situaţii de urgenţă..................................................................................................................................794.4 Studiu privind securitatea la incendiu, organizarea şi dotarea serviciilor private pentru situaţii de urgenţă ale unor rafinării din străinătate...................................................................804.5 Echiparea cu mijloace tehnice de prevenire şi stingere a incendiilor pentru instalaţiile RC, HB, RS, HPM şi stripare ape uzate ale rafinăriei Petrobrazi.....................................................82

4.5.1 Instalaţiile de reformare catalitică (RC) şi hidrofinare benzină (HB)..........................824.5.2 Instalaţia de recuperare sulf (RS).................................................................................844.5.3 Instalaţia de hidrofinare petrol-motorina (HPM).........................................................844.5.4 Instalaţia de stripare ape uzate......................................................................................85

4


CAPITOLUL V.............................................................................................................................87Managementul situaţiilor de urgenţă la rafinăriile de prelucrare a produselor petroliere.............87

5.1 Caracteristicile incendiilor la cuptoare................................................................................875.2 Caracteristicile incendiilor la staţiile de pompare...............................................................885.3 Caracteristicile incendiilor la condensatoare şi răcitoare....................................................895.4 Organizarea şi desfășurarea intervenţiei..............................................................................89

5.4.1 Recunoaşterea incendiului............................................................................................895.4.2 Stingerea incendiilor la cuptoare..................................................................................905.4.3 Stingerea incendiilor la staţiile de pompare.................................................................915.4.4 Stingerea incendiilor la condensatoare şi răcitoare......................................................92

5.5 Caracteristicile incendiilor la instalaţiile tehnologice înalte (coloane de distilare, fracţionare şi rectificare)............................................................................................................925.6 Organizarea şi desfăşurarea intervenţiei..............................................................................93

5.6.1 Recunoaşterea incendiului............................................................................................935.6.2 Stingerea incendiilor la instalațiile tehnologice inalte..................................................94

5.7 Concluzii.............................................................................................................................96Glosar termeni...............................................................................................................................97Bibliografie....................................................................................................................................98

5


Lista figurilor și a tabelelorFig. 2.1 – Instalația de reformare catalitică...................................................................................24Fig. 2.2 – Instalația de hidrofinare motorina.................................................................................27Fig. 2.3 – Instalația de desulfurare gaze........................................................................................30Fig. 2.4 – Instalația de recuperare sulf..........................................................................................32Fig. 2.5 – Instalația de distilare atmosferică şi în vid....................................................................36Fig. 2.6 – Instalația de cocsare întârziată......................................................................................39Fig. 3.1 - Linie curbă de delimitare a zonelor de risc....................................................................43Fig. 3.2 - Grilă/scară de probabilitate – gravitate..........................................................................44Fig. 3.3 - Metoda grafică de evaluare a riscului............................................................................44

Tabelul 3.2 – Caracteristici fizico-chimice ale principalelor........................................................55produse inflamabile vehiculate în instalaţiile HB şi RC...............................................................55Tabelul 3.3 – Efecte negative ale agenţilor termici şi chimici......................................................57Tabelul 3.4 – Efecte negative ale agenţilor termici şi chimici......................................................62Tabelul 3.5 – Riscul de incendiu si gradul....................................................................................64de rezistența la foc.........................................................................................................................64Tabelul 3.6 – Caracteristici fizico-chimice ale..............................................................................65produselor vehiculate în instalaţia HPM.......................................................................................65Tabelul 3.7 – Efecte negative ale agenţilor termici şi chimici......................................................67Tabelul 3.8 – Riscul de incendiu si gradul....................................................................................69de rezistența la foc.........................................................................................................................69Tabelul 3.9 – Efecte negative ale agenţilor termici şi...................................................................72chimici pentru instalaţia stripare ape uzate...................................................................................72Tabelul 3.10 – Riscul de incendiu pentru......................................................................................74obiectele instalaţiei........................................................................................................................74Tabelul 4.1 – Stocuri spumanţi şi pulberi......................................................................................77Tabelul 4.2 – Stocuri de substanţe de stingere..............................................................................77Tabelul 10.3 – Dotarea minimală cu autospeciale.........................................................................79

6


RezumatIn această lucrare am prezentat principalele instalații tehnologice ale rafinăriei

Petrobrazi analizând riscurile specifice de incendiu.

De asemenea lucrarea conține elementele de securitate la incendiu a răfinariei, situațiile

periculoase ce pot genera incendii precum și măsurile necesare pentru exploatarea in siguranță a

instalațiilor.

Pe baza cerințelor din Romania referitoare la organizarea și funcționarea serviciilor

private pentru situații de urgență am prezentat situația serviciului privat din cadrul rafinăriei din

punct de vedere al organizării, dotării si funcționării acestuia.

Pentru a putea face o comparație cu standardele de exigență in domeniul securității la

incendiu din alte țări in lucrare am cuprins date referitoare la sistemele de protecție la incendiu și

organizarea serviciilor private pentru situații de urgență a două rafinării din Austria și Germania.

In ultima parte a acestei lucrări se găsesc noțiuni privind modul de manifestare a

incendiilor la anumite elemente constitutive ale instalațiilor precum si modalitațile de organizare

si desfășurare a intervenției .

Cuvinte cheie: instalații, rafinărie, risc, incendiu, organizare.

AbstractThis thesis presents the main technological equipment used in the PETROBRAZI

refinery by analyzing fire hazard specifics.

It also contains security elements for fire safety, fire-hazard scenarios as well as

mandatory precautions for safe operation of PETROBRAZI facilities.

Using Romania’s legislation for emergency situations in private companies, this thesis

shows how private contractors employed by PETROBRAZI handle and organize any dangerous

situation that may arise.

For comparison reasons on standard requirements in fire safety between Romania’s

legislation and other countries, I included references to a couple of refineries from Austria and

Germany and how their private contractors handle emergency situations.

At the end of this thesis, there are references to how certain constituents of installations

behave in a real life fire situation as well as organizational and intervention methods.

Keywords: plants, refinery, risk, fire organization.

7


CAPITOLUL I.NOȚIUNI INTRODUCTIVE DESPRE PETROL ȘI PETROCHIMIE

1.1 Petrolul, sursă importantă de energie

Petrolul brut, numit şi ţiţei, este un produs de natură organică, care se găseşte în pământ,

formând zăcăminte. El este un lichid vâscos, a cărui culoare variază de la galben - verde până la

negru, având reflexe colorate diferite. Mirosul petrolului este caracteristic. Densitatea lui este

cuprinsă între 0,750 şi 0,970. Petrolul nu este solubil în apă.

Formarea petrolului

Dintre diferitele teorii asupra formarii petrolului, teoria originii organice este cea mai

acceptată. Conform acestei teorii, petrolul s-a format din malul rezultat din resturi de plante şi

animale inferioare din apele marilor (plancton), care, prin depunere la mare adâncime în fundul

apelor, în decurs de milioane de ani, a suferit procese de descompunere şi transformare. Aceste

procese s-au produs în absenţa de aer şi sub influenţa căldurii terestre, a presiunii ridicate şi,

probabil, a unor bacterii anaerobe. Rol important se pare că revine şi mâlului mineral drept

catalizator al unor procese chimice de transformare a grăsimilor.

Mâlul negru unsuros de pe fundul apelor stătătoare, format din materii organice în

putrefacţie şi din mâl mineral, se numeşte sapropel. El constituie primul stadiu de transformare a

substanţelor organice, care are loc în timpul sedimentarii şi stă la baza formării bitumului în

etapa următoare mai lungă când se produc transformări biochimice şi geochimice.

Formarea zăcămintelor de petrol are loc ulterior, în urma unor procese de migraţie şi

acumulare prin care au luat naştere concentraţii mari de petrol în sectoare relativ mici din scoarţa

pământului.

Petrolul se găseşte în zăcăminte primare sau în zăcăminte secundare, în care el a pătruns

prin migrare din zăcăminte primare sub acţiunea presiunii gazelor (rocile de înmagazinare, cum

sunt calcarul, gresia, dolomitul, marnele şi nisipul au totdeauna pori şi fisuri).

După pătrunderea în roca rezervor, petrolul poate să se separe de apă şi de gazele care îl

însoţesc, formând trei straturi distincte, el aşezându-se în acelaşi rezervor, sub gaze şi deasupra

apei. În zăcământ, petrolul se găseşte sub presiune din cauza hidrocarburilor gazoase dizolvate.

Ţara noastră este bogată în petrol. Principalele noastre zăcăminte de petrol se găsesc în

Oltenia (la Tg. Jiu), Muntenia (câmpul petrolifer Dâmboviţa - Prahova şi cel din Piteşti),

Moldova (zona petrolifera Bacău). În prezent se continua cercetările în vederea descoperirii altor

zăcăminte de petrol, prin a căror exploatare raţională industria noastră petroliera să ia o

8


dezvoltare crescândă.

Exploatarea petrolului

Petrolul se extrage din zăcăminte prin sonde. Săparea sondelor se face prin metode mai

vechi de izbire, sau prin metode mai noi de foraj rotativ. Ca metode de extracţie se cunosc:

erupţia naturală, erupţia forţată şi extracţia mecanica (pompare).

Erupţia naturală se produce când presiunea ţiţeiului în zăcământ este suficient de mare

ca să-l ridice prin sondă, până la suprafaţă. Când presiunea în zăcământ nu este suficient de

mare, atunci ridicarea petrolului la suprafaţă este ajutată prin introducere de aer sau gaze

comprimate până în zăcământ. Cu toate acestea, la un moment dat, zăcământul de petrol trebuie

să fie exploatat prin pompare. Multe zăcăminte, chiar de la început, nu au presiune suficientă

pentru o erupţie naturală sau ajutata şi deci trebuie exploatate prin pompare.

Compoziţia petrolului

Petrolul este un amestec de hidrocarburi (hidrocarburi gazoase şi solide dizolvate în

hidrocarburi lichide), care mai conţine şi alţi diferiţi compuşi, în proporţii mici, ca de exmplu:

compuşi cu oxigen, compuşi cu sulf, compuşi cu azot şi diferite substanţe minerale.

Nefiind o substanţă unitară, petrolul brut nu are punct de fierbere constant.

Variaţia, în limite destul de largi a proprietăţilor petrolului: culoarea, densitatea,

vâscozitatea, este o urmare a varietăţii compoziţiei chimice a componentelor, precum şi a

proporţiilor în care se găsesc.

Hidrocarburile existente în petrol fac parte din următoarele clase: alcani, cicloalcani şi

hidrocarburi aromatice. Petrolul nu conţine hidrocarburi aciclice nesaturate (acestea apar însă în

unele produse de cracare).

A) Alcanii – intră în proporţia cea mai mare în petrol. Ei se găsesc mai ales în fracţiunile

uşoare. Astfel, gazele de sonda sunt alcătuite aproape numai din alcani inferiori, care se

găsesc amestecaţi în zăcământ (adeseori ei erup din pământ formând gaze naturale). În

fracţiunile cu puncte de fierbere mai înalte (fracţiuni medii), proporţia de alcani scade.

În schimb, parafina care este formată din alcani cu un număr mare de atomi de carbon,

peste 16 se găseşte în proporţii ridicate în fracţiunile de ulei.

B) Cicloalcanii (naftenele) – se găsesc de asemenea în proporţie mare. În petroluri

exista numai naftene cu cicluri de C5 şi C6. În fracţiunile inferioare se găsesc derivaţi ai

ciclopentanului şi ciclohexanului cu una sau mai multe catene alchilice de lungimi

diferite. În fracţiunile superioare sunt prezente naftene policiclice cu 2-6 cicluri, în ale

căror molecule se găsesc şi catene alchilice.

C) Hidrocarburile aromatice – se găsesc în proporţie mai redusă decât celelalte

9


hidrocarburi. Totuşi, proporţia lor în petrol variază în limite foare largi. Astfel în

fracţiunile uşoare se găsesc în proporţie de 4-20% hidrocarburi aromatice monociclice;

în fracţiunile care fierb peste 2000 C, creşte conţinutul în compuşi cu mai multe nuclee

aromatice. Cu cât conţinutul în hidrocarburi aromatice din fracţiunile grele este mai

mare, cu atât petrolul respectiv conţine mai mult asfalt.

Dintre celelalte clase de substanţe organice care se găsesc în petrol, se menţionează

compuşii cu oxigen: acizi graşi, acizi naftenici şi fenoli, care imprima petrolului caracter acid:

compuşii cu sulf: hidrogen sulfurat, mercaptani, etc., care imprima petrolului miros neplăcut şi

proprietăţi corosive; compuşii cu azot, care au caracter bazic; diferite substanţe organice cu

stuctura complexă conţinând O, S şi, uneori, N, denumite răşini şi asfaltene.

Clasificarea petrolurilor

Pe baza compoziţiei chimice, respectiv a predominării unor categorii de hidrocarburi,

petrolurile au fost clasificate în mai multe tipuri:

1. Petrol parafinos caracterizat prin procentul mai ridicat în alcani (până la 78%), aşa

cum sunt în general petrolurile americane.

2. Petrol asfaltos, caracterizat prin procentul mare de hidrocarburi aromatice (în

fracţiunile uşoare) cât şi de substanţe asfaltoase, aşa cum sunt petrolurile din Caucaz.

3. Petrol de tip intermediar, caracterizat prin procentul mare fie de cicloalcani fie de

alcani şi hidrocarburi aromatice.

În ţara noastră, cele mai numeroase sunt petrolurile parafino-nafteno-aromatice (52%),

cărora le urmează, în ordinea frecvenţei, petrolurile parafino-naftenice (37%), nafteno-aromatice

(8%) şi parafinice (3%).

Caracteristica petrolurilor romaneşti este abundenta compuşilor aromatici, în deosebi în

fracţiunile inferioare; de aceea, benzinele romaneşti conţin 10-20% hidrocarburi aromatice. De

asemenea, caracteristic este conţinutul foarte redus de asfaltene şi de compuşi cu sulf.

10


1.2 Prelucrarea petrolului, noţiuni generale de petrochimie

Petrolul brut extras din pământ este impurificat cu apa şi substanţe minerale în

suspensie, a căror separare se face de obicei înainte de prelucrare. Operaţiile la care este supus

petrolul se grupează în:

- Procedee fizice de separare, dintre care cel mai important este distilarea fracţionata;

- Procedee de transformare chimică, bazate pe fenomenul de descompunere sau de

condesare a moleculelor componentelor din fracţiuni.

1.2.1 Prelucrarea primară a petrolului

Dezbenzinarea gazelor de sonda

Petrolul brut extras din sonde este însoţit de hidrocarburi gazoase, care formează aşa-

numitele gaze de sondă. De aceea, prima operaţie la care este supus petrolul, după extragerea lui

din zăcământ, este îndepărtarea gazelor de sondă.

O dată cu gazele propriu-zise sunt, însă, antrenate din petrolul brut şi o parte din

hidrocarburile condensabile la presiunea atmosferică: izopentanul, n-pentanul şi omologii lui

superiori până la octan şi nonan. Aceste hidrocarburi, împreună cu o parte din butan şi proporţii

reduse de propan, sunt separate prin diferite metode din gazele de sonda (operaţie denumită

dezbenzinare) şi formează gazolină.

Din gazolina se poate obţine un amestec de propan şi butan, care comprimat în butelii,

este distribuit pentru consum (“aragaz”), precum şi un concentrat de izopentan, folosit la

fabricarea benzinelor de avion.

Amestecul de hidrocarburi gazoase rămas din gazele de sonda este folosit de obicei

drept combustibil la locul de producţie sau transportat prin conducte pentru alte întrebuinţări.

Distilarea fracţionala a petrolului.

Se deosebesc următoarele etape:

1. Fracţionarea petrolului prin distilare la presiune normală (distilare primară) se

face în instalaţii speciale prevăzute cu coloane de distilare de diferite sisteme. Prin distilarea

petrolului se obţin fracţiuni cu puncte de fierbere până la 3500 C.

Benzinele forneaza prima fracţiune obţinută la distilarea petrolului. Ele sunt lichide

incolore cu miros eterat, alcătuite din hidrocarburi C5-C10 care distila între 30 şi 2000 C. În ce

priveşte separarea după punctele de fierbere se deosebesc: benzina uşoară, fracţiunea care distila

între 30 şi 1000 C; benzina medie I, între 100 şi 1250 C, şi benzină medie II, între 125 şi 1500 C;

benzina grea I, între 150 şi 1750 C şi benzină grea II, între 175 şi 2000 C.

Componentele principale ale benzinelor sunt alcani (40-75%) şi cicloalcani (20-60%)

11


cu C5-C10. Conţinutul de hidrocarburi aromatice al benzinelor este, în medie, 10-12%. Sunt însă

şi unele petroluri care dau benzine ce conţin chiar până la 40% hidrocarburi aromatice.

Benzinele se folosesc în special drept carburanţi pentru motoare cu explozie, apoi ca

dizolvanţi, agenţi de extracţie, etc.

Petrolul lampant este un lichid incolor, cu uşoară fluorescentă. El este alcătuit din

componente care distila între 200 şi 2500 C. Petrolul I este fracţiunea 200-2300 C, iar petrolul II,

fracţiunea 230-2500 C. Componentele sunt în mare parte hidrocarburi cu C10-C15 , alături de care

se mai găsesc compuşi cu oxigen (acizi, fenoli) şi compuşi cu sulf.

Dintre hidrocarburi s-au putut indetifica în petrolul lampant atât hidrocarburile saturate

aciclice cu molecule mai mari decât C10, cât şi hidrocarburile aromatice (în proporţii de 20-50%).

De asemenea, şi procentul de hidrocarburi naftenice este destul de ridicat.

În afară de întrebuinţarea lui uzuala pentru iluminat şi încălzit, petrolul lampant este

folosit tot mai mult drept carburant pentru turboreactoare de aviaţie şi pentru rachete cosmice.

Motorina este alcătuită din componente care distila între 250 şi 2900 C, formând

motorina I, şi între 290 şi 350 C, formând motorina II. Este un lichid galben-brun.

Hidrocarburile care o compun sunt cu C12- C20, atât cele cu caracter saturat (aciclice şi ciclice)

cât şi cele aromatice, proporţia lor variind foarte mult. Principalii compuşi cu oxigen prezenţi în

motorine sunt acizii naftenici şi acizii graşi (cazul motorinelor din petrolurile din ţara noastră).

Motorina este întrebuinţată mai ales drept combustibil pentru motoarele Diesel şi pentru

instalaţii termice cu injectoare. Ea se mai foloseşte ca lubrifiant pentru maşini frigorifice, drept

component lichid pentru fabricarea unsorilor consistente, etc.

Păcura este reziduul care rămâne de la distilarea petrolului brut. Este un lichid vâscos,

de culoare neagră, alcătuit din hidrocarburi cu puncte de fierbere mai mari de 3500 C. Cantitativ,

reprezintă aproximativ jumătate din petrolul supus distilării primare. Prin prelucrarea mai

departe a păcurii se obţin: uleiurile, parafina şi asfaltul.

Pacurile provenite din petroluri cu caracter diferit au proprietăţi diferite, de aceea, şi

utilizarea lor este variata. Astfel, unele pacuri se folosesc drept combustibil în motoare Diesel (în

amestec cu motorina) sau la instalaţii termice cu injectoare, altele sunt supuse unor tratamente,

fie pentru extragerea uleiurilor (prin distilare), fie pentru obţinerea benzinelor (prin cracare).

2. Fracţionarea păcurii prin distilare la presiune redusă (distilare secundară) se

face pentru a coborî temperatura de fierbere a componentelor care la presiune normală nu pot fi

distilate deoarece se descompun. Prin aceasta fracţionare a păcurii se obţin motorine, mai ales

grele, şi uleiuri, lichide vâscoase, incolore sau colorate de la galben până la brun.

Uleiurile sunt alcătuite din hidrocarburi cu C20 –C50, cu structura complexă, conţinând

parafine, cicluri aromatice şi naftenice.

12


Spre deosebire de alte fracţiuni petroliere, uleiurile nu sunt diferenţiate după domeniul

temperaturilor de fierbere, ci după vâscozitate, care este cea mai importantă caracteristică a unui

lubrifiant. Uleiurile se întrebuinţează pentru ungerea maşinilor şi a motoarelor cu explozie,

pentru izolarea electrică, la transformatoare, etc.

Folosirea lubrifianţilor pentru scopuri fundamental diferite (motoare Diesel,

automobile, mecanisme de ceasornice, etc.) necesita şi calităţi deosebite. Deoarece calităţile

cerute nu pot fi obţinute însă numai prin alegerea fracţiunii petroliere, se folosesc adaosuri fie de

uleiuri de provenienţa animală sau vegetală (uleiuri compoundate), fie de aşa-numiţi aditivi,

substanţe care în doze mici influenţează esenţial calităţile unui ulei (vâscozitate, comportare la

temperaturi joase sau înalte, stabilitate la oxidare, etc.).

Parafină se obţine din produsele distilării secundare a unei pacuri parafinoase.

Separarea parafinei de uleiuri se face prin răcire la temperatură joasă în vederea cristalizării ei,

după care urmează separarea cristalelor de parafină prin filtrare, tot la temperatură joasă, sau,

uneori, prin centrifugare.

Din punctul de vedere al compoziţiei chimice, parafina este formată dintr-un amestec

complex de alcani cu număr mare de atomi de carbon (C21 – C30).

Parafina este o masă semiopaca, insolubila în apă şi alcooli, solubilă în benzen, sulfură

de carbon, etc. Calităţile parafinei (parafina pentru chibrituri, parafina moale, parafina semitare

şi parafina tare) sunt determinate de punctul de congelare, conţinutul în uleiuri, dar şi de culoare

şi miros. În funcţie de aceste calităţi, parafina se întrebuinţează în cantităţi mari la fabricarea

lumânărilor, pentru impermeabilizarea ţesăturilor şi a hârtiei, ca adaos la pulberi şi explozivi,

drept component la fabricarea cerurilor, ca izolant electric, etc.

Vaselină bruta sau petrolatum este un produs alifios, microcristalin, care se obţine din

reziduurile de la distilare, bogate în produse parafinoase. Prin rafinare se obţine apoi vaselina

farmaceutica, de culoare galbenă sau albă (punct de picurare 35- 600 C). Vaselină este folosită în

medicină şi cosmetica, iar în tehnica ca lubrifiant şi agent anticorosiv.

Vaselină artificială se prepară prin dizolvarea parafinei, cu adaos de cerezina, în uleiuri

minerale rafinate. Ea este inferioară calitativ vaselinei naturale.

Asfaltul sau bitumul se obţine ca reziduu la distilarea păcurii sau la oxidarea acesteia. El

este o masă neagră, moale, plastica şi lipicioasă, care pe măsură ce distilarea este înaintată

devine din ce în ce mai dură. Asfaltul, din punct de vedere chimic, conţine mai ales aromatice cu

multe cicluri, acizi şi răşini cu molecule mari şi alte diferite substanţe care conţin oxigen. El este

întrebuinţat pentru impregnarea cartonului (carton asfaltat), pentru etanşarea mufelor şi

conductelor din industria chimică, ca liant pentru brichete, ca mijloc rudimentar de protecţie a

fierului contra ruginii, ca material izolant, la pavarea drumurilor, etc.

13


Rafinarea produselor petroliere

Procedeele de distilare permit obţinerea din petrolul brut a unor fracţiuni cu anumite

domenii de fierbere, adecvate scopului folosirii. Ele nu influenţează însă compoziţia chimică a

produselor, respectiv conţinutul în alcani, naftene şi aromate, ceea ce este de deosebită

importanță pentru calitatea produsului.

1. Rafinarea prin extracţie. Îndepărtarea anumitor grupe de substanţe nedorite,

respectiv o separare a fracţiunii în aşa-numite “rafinate” şi “extracte”, cu caracter chimic diferit,

se realizează prin extracţie. Procedeul se bazează pe tratarea amestecului lichid care trebuie

separat, cu un dizolvant selectiv, adică cu un lichid parțial miscibil cu materialul tratat şi care

poseda o capacitate de dizolvare cât mai diferită pentru grupele ce trebuie îndepărtate. Prin

folosirea unui dizolvant selectiv se realizează o îmbogăţire a componentelor mai solubile.

În practică, separările se realizează prin extracţie în contra curent în coloane umplute cu

materiale cu suprafaţă mare (de exemplu inele Râşchig).

Primul procedeu cu dizolvanţi selectivi este procedeul Edeleanu, introdus în practică în

1911, cu scopul îmbunătăţirii proprietăţilor de ardere în lămpi a unor lampante, prin îndepărtarea

hidrocarburilor aromatice. Extracţia hidrocarburilor aromatice se realizează cu bioxid de sulf

lichid. Procedeul este aplicat astăzi nu numai pentru scopul iniţial, ci şi pentru obţinerea unor

extracte aromatice, antidetonante, din benzine, pentru îmbunătăţirea proprietăţii de aprindere a

unor motorine (pentru motoare Diesel), etc.

Pentru obţinerea unor hidrocarburi aromatice pure din amestecuri de hidrocarburi se

mai foloseşte ca dizolvant selectiv un amestec de glicol şi apa (procedeul Udex).

Aplicaţia cea mai importantă a procedeelor de extracţie o reprezintă îmbunătăţirea

calităţii lubrifianţilor. Pentru obţinerea unor lubrifianţi de calitate sunt necesare următoarele:

- îndepărtarea componentelor asfaltoase, care se face folosind propanul lichid (în care

componentele asfaltoase sunt insolubile);

- deparafinarea, care poate fi realizată prin cristalizare, utilizându-se mai ales tot

propan lichid, prin a cărui vaporizare parţială, soluţia se răceşte la – 400 C, când are

loc separarea parafinei; de asemenea, se poate folosi ca dizolvant selectiv un

amestec de metiletilcetona (MEC) şi benzen;

- îmbunătăţirea indicelui de vâscozitate, care poate fi realizată prin diferite procedee,

ca de exemplu procedeul Edeleanu, procedeul cu furfurol, procedeul cu fenol.

2. Rafinarea chimică. Se aplică în vederea îmbunătăţirii calităţii (stabilitate,

nocivitate, culoare, miros) produselor rezultate prin procedeele de prelucrare a petrolurilor brute.

14


Pentru realizarea acestui scop se urmăreşte îndepărtarea în special a compuşilor cu oxigen (acizi

graşi, acizi naftenici, fenoli), a unor compuşi cu sulf (hidrogen sulfurat, mercaptani, etc.), a unor

compuşi cu azot (baze piridice), a unor hidrocarburi nesaturate cu tendinţa de rezinificare, etc.

Metodele de rafinare uzuale folosesc acid sulfuric, hidroxid de sodiu, soluţie de

plumbit, pământ decolorant, etc. Recent sunt aplicate metode de transformare catalitică.

Rafinarea cu acid sulfuric este economică şi poate fi aplicată practic la toate produsele

petroliere. Tăria acidului pentru rafinare depinde în mare măsură de tipul produsului şi scopul

rafinării. O temperatură mai ridicată favorizează îndepărtarea hidrocarburilor aromatice,

alchenelor şi substanţelor asfaltoase.

Tratarea cu hidroxid de sodiu se foloseşte pentru îndepărtarea componentelor acide din

distilate (acizi naftenici fenoli, hidrogen sulfurat, etc.) sau a celor provenite în urma prelucrării

sau rafinării acide (acid sulfuric, sulfaţi acizi de alchili, sau sulfaţi de dialchili).

Desulfurarea se aplică produselor petroliere, cum sunt benzinele şi lampantul, care

conţin compuşi cu sulf, ca de exemplu mercaptani (aceştia, pe lângă mirosul neplăcut, imprima

produsului acţiune corodanta şi diminuează calităţile de carburant).

Îndepărtarea produşilor cu sulf, respectiv transformarea lor în compuşi mai puţin

dăunători, se poate face prin: procedee oxidative, prin care mercaptanii sunt transformaţi în

disulfuri, mai puţin dăunătoare; procedee extractive, prin care mercaptanii sunt solubilizaţi prin

tratare cu leşii alcaline; procedee de desulfurare catalitica, prin care combinaţiile cu sulf sunt

transformate în H2S, care apoi este îndepărtat prin spălare.

1.2.2 Prelucrarea secundară a petrolului

Metodele de distilare, fracţionare, extracţie şi cristalizare sunt metode fizice adecvate

separării petrolului în grupe de hidrocarburi. Însă, pentru satisfacerea cerinţelor variabile şi

mereu crescânde ale consumului şi pentru o valorificare cât mai raţională a petrolului este

necesară şi o transformare pe cale chimică a componentelor sale.

Cracarea şi reformarea. Prin cracare se înţelege scindarea unor hidrocarburi din

petrol, cu masa moleculară mare şi punct de fierbere ridicat (motorine şi reziduuri de la distilarea

primară), sub influenţa unor temperaturi ridicate (450-5500 C), şi, eventual a unor catalizatori, în

fracţiuni mai mici, cu puncte de fierbere mai joase.

Cracarea consta din o serie de reacţii primare şi secundare, de obicei greu de separat şi

urmărit. În principiu, materialul iniţial format din compuşi cu masa moleculară mare este scindat

în câteva fracţiuni (produse intermediare), din care rezultă apoi benzina şi gaze. Dacă, însă,

aceste produse de reacţie rămân în continuare expuse în condiţiile de cracare, intervin reacţii

secundare care duc, în sens invers la compuşi cu masa moleculară mare, anume gudroane sau

chiar cocs. Hidrogenul existent în materia primă nefiind suficient pentru saturarea tuturor

15


hidrocarburilor rezultate la cracare, în produsul de cracare apar alchene şi alcadiene, care, fiind

foarte reactive, pot suferi cu uşurinţă transformări ulterioare.

Produsul final este deci o suprapunere a acestor reacţii determinat de durată şi

temperatura de cracare. În practică, condiţiile de cracare trebuie astfel alese încât să rezulte o

proporţie maximă de benzină şi o proporţie minimă de gaze, gudroane şi în special de cocs.

1. Cracarea termică a fost primul procedeu de cracare aplicat în producţie. El este

folosit pentru cracarea motorinelor şi a reziduurilor de distilare, precum şi pentru reformarea

benzinelor grele.

Procedeele de cracare termică în faza de vapori se aplică petrolurilor sau motorinelor.

Se lucrează la temperaturi până la 6000 C şi presiune joasă. Benzina obţinută are calităţi

antidetonante, dar este puternic nesaturata şi deci instabilă. De aceea, pentru obţinerea benzinelor

auto se prefera procedeul catalitic; totuşi, produsul obţinut prin cracare în faza de vapori poate

folosi ca materie primă cu caracter nesaturat necesar industriei petrochimice.

Reformarea termică este un procedeu după care o benzină grea, cu cifra octanică mai

redusă, este transformată într-o benzină cu cifra octanică ridicată. Procesul consta într-o cracare

termică, la temperaturi de 500-6000 C şi presiuni de 40-80 atm.

2. Cracarea catalitică prezintă faţă de procedeele termice avantajul unei accelerări

esenţiale a procesului de cracare, obţinerii unor randamente mai ridicate în benzine şi, în special

realizării unei calităţi superioare a produselor rezultate.

Procedeele de cracare catalitică sunt aplicaţii ale catalizei eterogene (catalizatorul în

stare solidă este pus în contact cu materialul de cracat, care se găseşte în stare de vapori sau în

stare lichidă). De aceea, prezintă importanţă suprafaţa activă şi compoziţia chimică a

catalizatorului. Sunt folosiţi, drept catalizatori, hidrosilicatii de aluminiu cu compoziţia 70-80%

SiO2, 10-20% Al2-O3 şi cel mult 10% alţi oxizi (NiO, MgO, Fe2O3).

Prin cracare catalitică se obţin benzine cu cifra octanica foarte ridicată. Pot fi supuse

procesului de cracare catalitică numai fracţiuni petroliere nete (de obicei motorine), dar nu

reziduri.

Reformarea catalitică, adică transformarea catalitică a benzinelor grele, reprezintă un

procedeu important şi încă în dezvoltare.

Prin reformare catalitică se pot obţine nu numai benzine auto antidetonante, ci şi

produse cu caracter aromatic, care pot fi folosite drept adaosuri pentru benzine de aviaţie, cum şi

compuşi aromatici puri.

În comparaţie cu procedeele de reformare termică, procedeele de refomare catalitică

dau randamente mai bune în benzine cu calităţi antidetonante superioare.

16


1.2.3 Petrolul ca materie primă pentru industria chimică

O ramură relativ recentă a industriei chimice, dar care se găseşte în dezvoltare rapidă,

este industria petrochimică, adică acea parte din tehnologia chimică organică care foloseşte

produse obţinute din petrol ca materii prime pentru sinteze.

Dezvoltarea recentă a petrochimiei, mai ales în comparaţie cu carbochimia – adică a

acelei ramuri a tehnologiei chimice organice care foloseşte produse obţinute din gudroane de

cărbuni ca materii prime pentru sinteze – se datoreşte complexităţii şi varietăţii compoziţiei

petrolurilor, care îngreunează extrem de mult izolarea componentelor individuale, chiar dacă

acestea fac parte predominant din clasa hidrocarburilor. O dată însă iniţiată, petrochimia a luat o

dezvoltare accelerată, mai ales stimulată de cerinţele ivite după cel de-al doilea război mondial,

întrecând cu mult ritmul de dezvoltare a industriei carbochimice. În prezent exista o mare

varietate de produse petrochimice (peste 3000), cu numeroase utilizări atât în ce priveşte

consumul productiv cât şi ca bunuri de consum. Se apreciază ca produsele industriei

petrochimice reprezintă, pe plan mondial, circa o treime din valoarea totală a producţiei chimice.

Spre deosebire de carbochimie, care prelucrează în cea mai mare parte combinaţii

aromatice, petrochimia prelucrează mai ales combinaţii alifatice. Ca materii prime se folosesc

unele hidrocarburi şi compuşi derivaţi, ca de exemplu alcani inferiori din gazele de sonda sau

naturale, alcani superiori din fracţiunile grele (lampant, motorină) sau chiar parafină,

hidrocarburi aromatice, acizi naftenici, etc., care pot fi izolaţi cu destulă puritate din fracţiuni

petroliere, astfel încât îşi găsesc utilizirea fie ca atare, fie în sinteze – chimice. Sursele cele mai

importante pentru obţinerea de produse nesaturate şi aromatice care să fie folosite ca materie

primă pentru sinteze – chimice sunt însă procedeele de cracare şi reformare (termice şi mai ales

catalitice).

Dacă se ţine seama de complexitatea compoziţiei petrolului, cum şi de varietatea

proceselor la care pot fi supuse substanţele organice, şi anume: oxidare, reducere, sulfonare,

nitrare, halogenare, polimerizare, alchilare, etc., ne putem da seama cât de mare este baza de

materii prime pe care o prezintă petrolul pentru industria chimică.

Poluarea apei cu reziduuri petroliere reprezintă o problemă deosebit de importantă şi

greu de prevenit şi remediat. Afectează atât apele de suprafaţă, cât şi pe cele subterane. În

prezent, acest gen de poluare a devenit ubicvitar, iar consecinţele ei asupra proprietăţilor

organoleptice ale apei, faunei şi florei acvatice sunt deosebit de nocive şi durabile.

Reziduurile de petrol ajung în bazinele naturale de apă prin deversarea de ape reziduale

rezultate de la rafinării, uzini de cracare şi alte instalaţii de prelucrare a țițeilui. Aceste reziduuri

conduc la creşterea temperaturii şi turbidităţii, la formarea unei pelicule de petrol la suprafaţa

apei sau a unor emulsii (apa- petrol sau petrol-apa) şi la schimbarea compoziţiei apei, prin

17


dizolvarea în această a substanţelor petroliere solubile, toxice în anumite concentraţii, pentru

organismele acvatice, om şi animale.

Indicatorii de poluare cu reziduuri petroliere sunt substanţele extractibile, ca indicatori

chimic global, ce evidenţiază totalitatea reziduurilor şi germenii petrol oxidanţi, ca indicator

bacteriologic care, folosind pentru dezvoltarea lor substanţele petroliere, se înmulţesc cu atât mai

puternic, cu cât acest substrat este în cantitate mai mare. Germenii petrol-oxidanti sunt în acelaşi

timp şi indicatori de autopurificare de reziduuri petroliere.

Concentraţiile admise în apele de suprafaţă sunt de 0,1 mg/dm3.

1.2.4 Cifra cetanică şi cifra octanică

Cifra octanică (C.O.) sau indicele octanic arata rezistenta la detonaţie a unui

combustibil (ex. Benzina) pentru motoarele cu aprindere din exterior. S-a constat că

hidrocarburile care intra în compoziţia benzinelor se comportă diferit în motor în ce priveşte

fenomenul de detonaţie; în timp ce alcanii normali produc detonaţie puternică în motor,

izoalcanii şi hidrocarburile aromatice împiedica apariţia acestui fenomen. Pentru a aprecia

tendinţa la detonaţie a unei benzine se compara comportarea ei într-un motor experimental şi în

condiţii standard cu a amestecurilor formate din hidrocarburile n-heptan (C7H16), considerat ca

având cifra octanică zero (care produce detonaţie puternică în motor) şi izooctan (2, 2, 4-

trimetil-pentan), căruia i s-a atribuit cifra octanică 100 (puţin sensibil la autoaprindere). Datorită

proprietăţilor sale antidetonante, izooctanul a fost luat ca substanţa de referinţă. În felul acesta se

stabileşte o scară (aleasa arbitrar) cu limite cuprinse între 0 şi 100 în care benzinele cu o cifră

octanică anumită, de exemplu C.O. 86, se comportă în acest motor ca un amestec format din

86% izooctan şi 14% n-heptan.

Definiţie : Cifra octanică C.O. a unei benzine reprezintă deci, procentul în volume, de

izooctan dintr-un amestec de izooctan cu heptan normal. Cu cât este C.O. a unui combustibil mai

mare cu atât rezistența să la detonaţie este mai mare.

Cifra octanică C.O. a unei benzine se poate îmbunătăţi prin adaos de mici cantităţi de

antidetonanţi care împiedică combustia detonantă în motoare. Cel mai utilizat este tetraetil-

plumbul, Pb (C2H5)4 cu structura moleculară:

CH2 CH2 CH2 CH2

Pb

CH2 CH2 CH2 CH2

18


Cifra cetanică (sau indicele cetanic) este valoarea numerica care reprezintă procentul,

în volume, de cetan (n-hexadecan, C16H34) într-un amestec al acestuia cu -metilnaftalina. Pentru

aprecierea cifrei cetanice s-a ales o scară arbitrară (analog cifrei octanice) potrivit căreia s-a

atribuit cetanului (C16H34), valoarea 100, iar -metilnaftalinei (C10H7-CH3), valoarea 0 (zero).

Cifra cetanică arata tendinţa spre aprindere a combustililor (ex. Motorina) folosiţi în motoarele

Diesel, cu auto-aprindere. Cu cât cifra cetanică a unui combustibil este mai mare cu atât mai uşor

se aprinde combustibilul. La combustibilii obişnuiţi folosiţi la motoarele Diesel, cifra cetanică

variază între 35 şi 55.

1.2.5 Petrochimia

Este o ramură a industriei chimice care reprezintă ansamblul proceselor tehnologice cu

ajutorul cărora în mod economic se pot obţine produse chimice prin valorificarea chimică a

ţiţeiului, a diferitelor sale fracţiuni, a gazelor de sondă, a gazelor de rafinărie, gazului metan, ca

surse de materii prime chimice. Gama de produse chimice, semifabricate şi finite, furnizate de

petrochimie este foarte mare (circa 5000). Astfel, din benzina rezultată prin distilarea fracţionată

primară a ţiţeiului se extrag unele hidrocarburi (ex. Ciclohexanul, benzenul, toluenul, xilenii),

care prin prelucrări ulterioare sunt transformate în produşi intermediari (ex. Acetona, fenol,

stiren, anhidrida ftalică, acid teraftalic) necesari fabricării fibrelor sintetice (relon, nylon)

materialelor plastice (bachelitanovolac, polistiren), cauciucului sintetic, insecticidelor,

erbicidelor, coloranţilor, plastifianţilor, medicamentelor, etc. Din gazele de sondă supuse

separării se obţine etan, propan, butan, prin a căror valorificare chimică rezultă polietenă,

polipropenă, cauciuc sintetic, alcool etilic, glicerina, solvenţi organici. Prin prelucrarea

petrochimică a gazului metan se obţin materiale plastice, ca de exemplu policlorura de vinil

(P.V.C.), poliacetat de vinil, polimetacrilat de metil, fenoplaste, amino-plaste, fibre sintetice

(poliacrilonitrilice), precum şi negru de fum, derivaţi cloruraţi, îngrăşăminte cu azot (uree, azotat

de amoniu).

Importanță:

- Benzinele se întrebuinţează ca dizolvanţi şi drept carburanţi la automobile, avioane,

etc.

- Benzinele sintetice se formează în anumite condiţii (temperatura, presiune,

catalizatori) prin hidrogenarea cărbunilor de pământ (procedeul Bergius) sau a

oxidului de carbon (procedeul Fischer-Tropsch). Amestecul de hidrocarburi

rezultat se distila fracţionat.

- Petrolul lampant se întrebuinţează la iluminat şi drept carburant la tractoare şi

avioane turboreactoare.

19


- Motorina este un lichid galben-brun, care se întrebuinţează drept carburant pentru

motoarele Diesel şi ca materie primă în industria petrochimica, în procesele de

cracare.

- Păcura reprezintă cam circa 45% din cantitatea iniţială de ţiţei supusă distilării

fracţionate. Se utilizează ca materie primă pentru obţinerea uleiurilor de uns,

numite şi uleiuri minerale, a parafinei, a asfaltului, şi în industria petrochimică.

- Parafina se prezintă sub forma unei mase albe, semiopace; este un amestec de

hidrocarburi cu mai mult de 20 de atomi de carbon în moleculă. Se întrebuinţează

ca izolant electric, la impermeabilitatea ţesăturilor, a hârtiei, la fabricarea cerurilor,

lumânărilor, etc.

- Uleiurile de uns sunt fracţiuni lichide-vascoase, alcătuite dintr-un amestec de

hidrocarburi cu 20-50 de atomi de C în moleculă. Se obţin din păcura prin

distilarea fracţionata la presiune joasă (în vid). Se întrebuinţează la ungerea unor

piese ca lagăre, rulmenţi, roti dinţate, supape la motoare, pompe, turbine,

compresoare, etc., precum şi la izolarea electrică în transformatoare.

- Asfaltul (bitumul), denumit şi smoala de petrol, este o substanţă solida-vascoasa de

culoare închisă. Este format dintr-un amestec de hidrocarburi grele, mai ales

aromatice. Se obţine sub forma unui reziduu la distilarea fracţionata a păcurii sau

prin oxidarea păcurii asfaltoase. Se întrebuinţează la impregnarea lemnului, a

cartonului, la asfaltarea drumurilor, ca liant pentru brichete, ca izolant în

construcţia clădirilor etc.

20


CAPITOLUL II.INSTALAŢIILE TEHNOLOGICE ALE RAFINĂRIEI

2.1 Instalaţia de reformare catalitică

Reformarea catalitică este un proces termocatalitic prin care benzinele hidrofinate de

distilare primară în amestec cu cele de provenienţă termică (cocsare) cu cifre octanice scăzute,

sunt transformate în benzine cu cifre octanice ridicate.

Descrierea procesului tehnologic

Instalaţia de Reformare Catalitică cuprinde următoarele secţii:

- secţia preîncălzire materie primă şi reacţie;

- secţia de separare gaze;

- secţia de comprimare şi recirculare a gazelor bogate în hidrogen;

- secţia de fracţionare.

Secţia de preîncălzire materie primă şi reacţie

Funcţionarea cuplată a instalaţiilor HB şi RC, fără depozitarea intermediară a benzinei

hidrogenate, elimină posibilitatea acumulării de apă în materia primă, condiţie esenţială pentru

menţinerea funcţiei acide a catalizatorului de reformare catalitică.

Benzina hidrogenată, materie primă pentru instalaţia de reformare este obţinută direct din

baza coloanei de stripare a benzinei hidrogenate din instalaţia HB obiect 120.

Benzina de alimentare cu pompele şi cu temperatura de 120°C şi presiunea de 15 bari

este vehiculată spre reactorul de gardă 130-R1A sau direct la schimbătoarele cu efluent 130-

S1A/B montate în paralel.

Înainte de intrarea în schimbătoarele de efluent, materia primă se combină cu gazele de

recirculare bogate în hidrogen, care vin de la secţia de separare. În schimbătoarele cu efluent,

amestecul de materie primă şi hidrogen circulă prin ţevi, în contracurent cu efluentul de la care

primeşte căldură.

Din schimbătoarele cu efluent 130-S1A, B amestecul de materie primă şi hidrogen

încălzit la 447°C intră în secţia de radiaţie a cuptorului 130-H1. Aici, materia primă combinată

cu hidrogenul se încălzeşte la temperatura de reacţie de max. 549°C.

Din cuptor materia primă intră în reactorul 130-R1 amplasat la partea superioară a

grupului de trei reactoare suprapuse.

Secţia de reacţie cuprinde trei trepte.

În reactoare au loc reacţiile specifice procesului de reformare. Efectul termic global al

acestor reacţii este endoterm, ceea ce conduce la scăderea temperaturii amestecului de reacţie la

21


ieşirea din reactor. Suplimentarea căldurii consumate în reacţie se realizează cu ajutorul

cuptoarelor intermediare.

Din reactorul 130-R1 efluentul, intră în cuptorul intermediar 130-H2 (secţia de radiaţie).

Aici are loc încălzirea efluentului la temperatura de reacţie max.549 °C.

Din cuptorul 130-H2, efluentul intră în reactorul 130-R2.

Din reactorul 130-R2 efluentul intră în al doilea cuptor intermediar 130-H3 (secţia de

radiaţie). Aici are loc încălzirea efluentului la temperatura de reacţie max.549°C.

Din cuptorul 130-H3, efluentul intră în reactorul 130-R3 (ultimul amplasat la partea de

jos a grupului de reactoare).

Pentru menţinerea selectivităţii maxime a catalizatorului, a funcţiei acide a suportului,

este necesar să se menţină echilibrul corespunzător dintre clor şi apă în sistem, în acest scop

există posibilitatea injecţiei de percloretilenă şi apă.

Ansamblul celor trei reactoare suprapuse este prevăzut la partea inferioară cu o domă

conectată la sistemul de extragere şi colectarea a catalizatorului ce este vehiculat spre secţia de

regenerare continuă.

Pentru a îmbunătăţi circulaţia la baza ultimului reactor, respectiv în doma reactorului, cât

şi pentru prevenirea cocsărilor în această zonă este prevăzută injecţia unei mici cantităţi de gaze

cu hidrogen, provenite din gazele recirculate de la vasul separator de înaltă presiune 130-V2.

Aceste gaze cu hidrogen sunt încălzite până la 316°C, prin schimb de căldură cu o parte din

efluentul din reactorul 130-R3, în schimbătorul pentru purje 130-S7.

Din reactorul 130-R3, efluentul se ramifică la cele două schimbătoare cu efluent 130-

S1A, B (circuitul manta) şi cedează căldură materiei prime răcindu-se la circa 120-140°C.

Efluentul de la schimbătoarele cu efluent intră în răcitoarele cu aer 130-A1. A şi 130-A1.

B unde se răceşte până la 54°C.

În final, efluentul este răcit cu apă până la temperatura de 38°C în răcitoarele 130-S2A,

B, montate în paralel. De aici, efluentul este vehiculat la vasul separator de joasă presiune 130-

V1.

Secţia de separare gaze

Secţia de separare gaze este constituită din două separatoare, separator de joasă presiune

130-V1 şi separator de înaltă presiune 130-V2. Efluentul intră în vasul 130-V1.

În separatorul de joasă presiune 130-V1, se stabileşte echilibrul la presiunea de 6 bari şi

temperatura de 38°C şi se separă o fază gazoasă, formată din gaze bogate în hidrogen şi o fază

lichidă de benzină.

Faza gazoasă, intră în aspiraţia compresorului de recirculare 130-K1. Pentru a împiedica

22


antrenarea picăturilor de lichid în gazele cu hidrogen ce merg la compresor, vasul 130-V1 este

prevăzut cu demister la partea superioară.

Fază lichidă, din baza separatorului este aspirată cu pompe separator joasă presiune, şi

refulată spre răcitoarele de înaltă presiune 130-S3A, B. Gazele cu hidrogen, refulate de

compresorul 130-K1 se unesc cu benzina separată în separatorul 130-V1, iar amestecul este răcit

în răcitoarele cu apă 130-S3A, B.

Din aceste răcitoare amestecul de benzină şi gaze cu hidrogen este dirijat spre separatorul

de înaltă presiune 130-V2.

În vasul separator de înaltă presiune 130-V2 se stabileşte un nou echilibru la presiunea de

10,3 bari şi temperatura de 38°C şi se separă o fază gazoasă, formată din gaze bogate în hidrogen

şi o fază lichidă de benzină.

Pentru a împiedica antrenarea picăturilor de lichid în gazele cu hidrogen rezultate, vasul

130-V2 este prevăzut cu demister la partea superioară.

Gazele bogate în hidrogen, separate în vasul 130-V2 sunt dirijate astfel:

- o parte se recirculă în instalaţie, la secţia de reacţie;

- o parte constituie gazele cu hidrogen produse în instalaţia RC, care asigură gazele

cu hidrogen de completare, prioritar la instalaţia Hidrofinare Benzină, iar surplusul

la alte instalaţii consumatoare de hidrogen.

Se determină conţinutul de apă al gazelor recirculate şi se înregistrează la DCS.

Din conductă de gaze cu hidrogen recirculate, este dirijată o mică cantitate de gaze la

schimbătorul de purje 130-S7.

Gazele bogate în hidrogen produse în RC ies la vârful vasului separator de înaltă presiune

130-V2, pe conductă separată. Se măsoară şi se indică la DCS debitul, presiunea şi temperatura

acestor gaze.

23


Fig. 2.1 – Instalația de reformare catalitică

24

Fig

. 2.1

– I

nsta

lați

a de

ref

orm

are

cata

liti

că


Secţia de comprimare a gazelor cu hidrogen

Compresorul care deserveşte instalaţia RC, 130-K1, este un compresor centrifugal,

orizontal, antrenat cu turbină cu abur cu contrapresiune.

Secţia de fracţionare

Benzina din vasul 130-V2 este trimisă cu pompele 130 P3A.R prin schimbătoarele 130-

S4A.B în alimentarea coloanei de fracţionare 130-C1.

2.2 Instalația de hidrofinare motorină


Tehnologia de obţinere a motorinei hidrofinate dintr-un amestec de motorină de DA,

CC şi Cx constă în reacţia compuşilor cu sulf din motorină cu hidrogenul în prezenţa unui

catalizator. Materia primă, constituită dintr-un amestec de motorină de DA, motorină de cocsare

şi motorină de FCC intră în vasul de alimentare 123-V8, (după ce a trecut printr-un filtru), de

unde este vehiculată cu pompa 123-P1 în schimbătorul de căldură 123-S1 unde face schimb de

căldură cu motorina hidrofinată, încălzindu-se. Motorina se amestecă mai departe cu gazele cu

hidrogen şi se încălzeşte în schimbătorul de căldură 123-S2, prin schimb de căldură cu efluentul,

apoi intră în cuptorul 123-H1. Gazele cu hidrogen, înainte de nodul de amestec sunt preîncălzite

în schimbătorul 123-S5. Din cuptorul 123-H1, efluentul intră în reactorul 123-R1 unde au loc

reacţiile specifice procesului de hidrodesulfuare. Din reactorul 123-R1, efluentul se răceşte prin

schimb de căldură cu alimentarea coloanei de fracţionare şi cu materia primă (motorina), în

schimbătoarele 123-S3 şi 123-S2 şi apoi intră în vasul separator de gaze 123-V1. Aici are loc

separarea fazei lichide de faza gazoasă formată din vapori de benzină, gaze cu hidrogen şi H2S.

Fază lichidă, formată din gaze absorbite, benzină şi motorină, este încălzită prin schimb de

căldură cu efluentul, în schimbătorul 123-S3 şi este dirijată în coloana de fracţionare 123-C1.

Vaporii de benzină, gazele cu hidrogen şi H2S, după răcire în schimbătoarele de căldură 123-S5,

123-S6 şi în răcitorul cu aer 123-A1 sunt dirijate în vasul separator de gaze 123-V2. În vasul

123-V2 are loc separarea în 3 faze:

- fază lichidă este trimisă ca alimentare la vârful coloanei de fracţionare 123-C1 după

ce a fost încălzită în schimbătoarele 123-S6 şi 123-S3;

- gazele cu H2S intră în vasul separator de picături 123-V7, unde are loc separarea

eventualelor picături de lichid antrenate, după care intră în baza coloanei de

absorbţie cu MEA 123-C2;

- apa decantată în doma vasului este trimisă în Instalaţia Stripare ape uzate.

În coloana de fracţionare 123-C1 are loc striparea cu azot a gazelor cu H2S şi a benzinei

din motorină. Motorina stripată hidrofinata este răcită prin schimb de căldură cu materia primă,

25


în schimbătorul de căldură 123-S1 şi în răcitorul cu aer 123-A2 şi apoi dirijată la depozit. Înainte

de a fi dirijată la depozit motorina hidrofinată este amestecată cu aditivi de filtrabilitate, aditivi

de lubrefiere şi aditivi pentru îmbunătăţirea cifrei cetanice a motorinei. Gazele cu H2S şi benzină

separată la vârful coloanei 123-C1 sunt condensate şi răcite în condensatorul 123-S11 şi apoi

dirijate în vasul de reflux 123-V5. În vasul de reflux se separă 3 faze: gaze cu H2S, benzină şi

apă. Gazele cu H2S din vas sunt dirijate în Instalaţia Recuperare gaze faclă. Apa ce conţine urme

de H2S separată în doma vasului este dirijată la Instalaţia Stripare ape uzate. Benzina separată în

vas este dirijată o parte ca reflux la vârful coloanei de fracţionare, iar restul la depozit. În coloana

de absorbţie cu MEA 123-C2 are loc absorbţia hidrogenului sulfurat din gaze, în monoetanol

amină (MEA). Gazele purificate, obţinute la vârful coloanei sunt dirijate în vasul separator de

picături 123-V4 unde are loc separarea eventualelor picături de lichid antrenate, intră apoi în

aspiraţia compresorului de gaze recirculate 123-K2 şi sunt reintroduse în sistemul de reacţie.

Gazele cu hidrogen de completare sunt asigurate cu ajutorul compresorului 123-K1. Soluţia de

MEA bogată evacuată prin baza coloanei 123 -C2 este dirijată în Instalaţia DGRS.

26


Fig. 2.2 – Instalatia de hidrofinare motorina

27

Fig

. 2.2

– I

nsta

lați

a de

hid

rofi

nare

mot

orin

ă


2.3 Instalația de desulfurare gaze


Gazele de cocsare ce conţin H2S, având presiunea de 14 bar şi temperatura de 40 °C

sunt dirijate în vasul separator de picături 185B-V1. Aici se separa hidrocarburile grele, eventual

condensate pe traseu. Lichidul acumulat în vasul V1 este dirijat la secţia de absorbţie din

instalaţia AFG. Gazele ce părăsesc vasul pe la partea superioară sunt dirijate în coloana de

absorbţie, 185B-C1.

În coloana de absorbţie 185B-C1, gazele sunt spălate în contracurent cu soluţie de MEA

15%, săraca, regenerată. Debitul soluţiei de MEA este reglat în funcţie de debitul de gaze ce

alimentează coloana. Gazele desulfúrate ce părăsesc coloana 185B-C1 sunt dirijate în vasul

separator de picături, 185B-V2. Rolul vasului 185B-V2 este de a separa lichidul antrenat, soluţia

de MEA, cu gazele desulfúrate. Lichidul acumulat în vasul 185B-V2 este dirijat în vasul 185B-

V4.

Pentru a minimaliza antrenarea de soluţie MEA la vârful coloanei 185B-C1 gazele

sulfuroase sunt spălate cu un flux de apă (condensat). Alimentarea cu apa (condensat) a

instalaţiei se face cu pompa 185A-P3.

Soluţia de MEA din baza coloanei 185B-C1, trece prin diferenţa de nivel, în vasul

185B-V3. Vasul 185B-V3 este legat la partea superioară, cu spaţiul de vapori de la baza coloanei

185B-C1.

Din vasul 185B-V3 soluţia de MEA bogată pleacă prin propria presiune pe la partea

inferioară, trece prin ţevile schimbătorului de căldura 185B-S1, aici încălzindu-se la circa 60 °C

în contracurent cu soluţia de MEA din mantaua schimbătorului, venită de la baza coloanei 185B-

C2.

În coloana 185B-C2 are loc procesul de stripare a H2S din soluţia de amina. Procesul de

stripare este favorizat de temperaturi ridicate şi presiuni scăzute. Temperatură ridicată se

realizează prin aport de căldura la baza coloanei cu refierbătorul de abur de joasă presiune 185B-

S3.

Soluţia de MEA regenerată de la baza coloanei 185B-C2 este dirijată în vasul 185B-V4,

prin mantaua schimbătorului 185B-S1. Soluţia de MEA regenerată din vasul 185B-V4 este trasă

cu pompa 185B-P1 şi împinsă în răcitorul cu aer 185B-A1 unde se răceşte până la aproximativ

55-60 °C şi apoi, prin răcitorul cu apa 185B-S2 unde se răceşte până la 35 °C, temperatura cu

care intra la vârful coloanei 185B-C1.

Pentru îndepărtarea impurităţilor solide din soluţia de MEA o parte se recirculă

permanent prin filtrul 185B-F1 din refularea înapoi în aspiraţia pompei 185B-P1.

Produşii rezultaţi la striparea soluţiei de MEA bogate (H2S, C02, R-SH şi vapori de

28


apă) ce părăsesc coloana 185B-C2 pe la vârf, sunt dirijaţi spre condensatorul - răcitor cu aer

185B-A2. Apă condensată şi gazele acide din 185B-A2, trec în vasul de reflux 185B-V6. Gazele

acide sunt dirijate la instalaţia de recuperare sulf. Condensatul este tras din vasul de reflux 185B-

V6 cu pompa 185B-P2, şi împins ca reflux în coloana 185B-C2.

O parte din soluţia de MEA din coloana 185B-C2 se trimite periodic, în funcţie de ph-ul

soluţiei, la regeneratorul 185B-S4, unde soluţia de MEA este distilată, separându-se astfel de

reziduu format în cursul recirculării. Vaporii din vasul 185B-S4, trec în coloana 185B-C2.

Soluţia de MEA se prepară în vasul 185 B-V5. Omogenizarea soluţiei se face cu pompa

185B-P2.

29


Fig. 2.3 – Instalatia de desulfurare gaze

30

Fig

. 2.3

– I

nsta

lați

a de

des

ulfu

rare

gaz

e


2.4 Instalaţia de recuperare sulf


Recuperarea sulfului din H2S rezultat la regenerarea soluţiei de MEA se realizează prin

oxidarea parţială a H2S la S02.

Gazele cu H2S separat în 185B-V6 sunt dirijate în închizătorul hidraulic 185CII-V4 de

unde intră în arzătorul sobei Klauss, 185CII-H1. Amestecul de gaze ce părăseşte soba Klauss

185CII-H1 (H2S, S02, C02, azot, vapori de apă, sulf vapori), intra în cazanul recuperator

185CII-S1 cedând căldura condensului. Sulful condensat în 185CII-S1 se scurge în vasul

colector de sulf lichid 185CII-V2. Gazele răcite din 185CII-S1 intra în prima treaptă a

reactorului 185CII-R1, unde în prezenţa de catalizator, o parte din H2S şi S02din gazele de

alimentare se combina cu formare de sulf lichid.

Datorită reacţiei exoterme temperatura gazelor în prima parte a reactorului creşte şi

gazele care părăsesc reactorul intra în schimbătorul de căldura 185CII-S5, cedând căldura

amestecului de gaze ce alimentează treapta a doua a reactorului. Din schimbătorul de căldura

185CII-S5, gazele intra în condensatorul de sulf 185CII-S2, unde se răcesc cu condensat.

Sulful condensat în 185CII-S2 se scurge în vasul 185CII-V2. Amestecul de gaze din

185CII-S2, trece prin 185CII-V5 şi apoi se răceşte prin 185CII-S5, intra în treaptă a doua a

reactorului 185CII-R1. Sulful lichid separat în 185CII-V5se scurge în vasul 185CII-V2.

În treapata a doua se combina restul de H2S şi S02 rereactionat în prima treaptă. Sulful

condensat în trepata a doua se scurge în vasul 185CII-V2. Sulful condensat în 185C-S3 se scurge

în 185CII-V2, iar gazele trec prin separatorul 185CII-V6 apoi în incineratorul 185CII-H2. Sulful

lichid separat în 185CII-V6 se scurge în 185CII-V2.

În incineratorul 185CII-H2, H2S şi ceata de sulf neseparata din gazele de proces se

transforma în bioxid de sulf. Gazele de ardere se diluează la ieşirea din incinerator cu aer,

temperatura gazelor de aedere la ieşirea din incinerator fiind de cea 400° C, iar concentraţia de

S02 scade până la 0,30 %vol. Gazele reziduale se evacuează în atmosfera printr-un coş, 185CII-

H3, cu înălţimea de 80 m.

Sulful lichid din 185CII-V2 se trimite cu pompa 185CII-P2 pe banda de solidificare şi

răcire 185CII-RE1, apoi sulful solidificat este preluat de o bandă transportoare în depozitul de

sulf.

31


Fig. 2.4 – Instalatia de recuperare sulf

32

Fig

. 2.4

– I

nsta

lați

a de

rec

uper

are

sulf


2.5 Instalaţia de distilare atmosferică şi în vid


Ţiţeiul din rezervoarele de depozit este împins cu două pompe booster în 2 fire de

preîncălzire a ţiţeiului (schimbătoarele de căldura 100-S201, 100-S8a-e, 100-S9, 100-S11, 100-

S13a, b, 100-S202, 100-S203, 100S-14a, b, 100-S16), paralele, cu fracţii de petrol I, II, motorina

I, II şi benzină recirculata.

După preîncălzire la temperatura de 120-125°C ţiţeiul intră în cele două desalinatoare

electrice 100-D1 şi 100-D2 conectate în serie, fiecare desalinator având câte două intrări.

Ţiţeiul desalinat din cele două desalinatoare, cu temperatura de 120 °C, este dirijat prin

două fire de schimb de căldură (schimbătoarele 100-S15a-f, 100-S205a, b, 100-S206a, b), unde

face schimb de căldura cu păcura, distilat de vid, reziduu de vid.

După ieşirea din schimbul de căldura, ţiţeiul preîncălzit este trimis la cuptorul de

încălzire şi vaporizare 100-H1, respectiv 100 H2. şi apoi intră în coloana de dezbenzinare 100-

C2.

În coloana de dezbenzinare 100-C2 se realizează separarea unei părţi din benzina

conţinută în ţiţei. Pe vârful coloanei ies gazele şi vapori de benzină uşoară iar la bază ţiţeiul

dezbenzinat

Vaporii de vârf sunt condensaţi şi răciţi (în condensatorul cu aer 100-A2 până la

temperatura de 55-60°C apoi în răcitorul final 100-S2 până la 44 - 48°C intrând în vasul de

reflux 100-V2, unde are loc separarea gazelor necondensabile de lichidul condensat). Gazele

necondensabile sunt dirijate în faclă.

Benzina nestabilizată intra în coloana de stabilizare 100-C3, unde, la vârf ies gazele iar

la baza benzina stabilizata, care, după schimb de căldura (în schimbătoarele 100-S209,100-S112)

este dirijată la depozit.

Ţiţeiul dezbenzinat, de la baza coloanei 100-C2, face schimb de căldura prin

schimbătoarele 100-S107a-f şi cu temperatura de 253-260°C este trimis la cuptoarele de

încălzire şi vaporizare 100-H1, H2, intrând în zona 2 de convecţie a cuptoarelor.

Ţiţeiul încălzit şi parţial vaporizat intră în coloana 100-C1 unde este fracţionat.

Pe vârf ies vaporii de benzină uşoară fracţia i-125 °C şi aburul introdus la baza coloanei

de fracţionare. Vaporii de la vârful coloanei sunt condensaţi, răciţi şi dirijaţi ca reflux la coloana

de fracţionare şi la depozit.

Lateral din coloana de fracţionare (talerele 12,14) se obţine petrolul I fracţia 180-240°C

care intră în compartimentul superior al coloanei de stripare 100-C4. Petrolul I stripat cu

temperatura de 178-181 °C este tras cu pompa 100-P105a, r şi trimis la sistemul de răcire

33


(schimbătorul 100-S9 (cu ţiţei firul I) după care este răcit în răcitorul cu aer 100-A3 şi răcitorul

final cu apă recirculată 100-S10 Ia 40°C) şi apoi la depozit.

Lateral din coloana de fracţionare (talerul 20) se obţine petrolul II fracţia 240-280°C,

care intră la stripare în compartimentul 2 al striperului.

Petrolul II stripat cu temperatura de 215-218°C este tras cu pompa 100-P6 a, r şi trimis

la sistemul de răcire (la schimbătorul 100-S11 (cu ţiţei firul I) apoi la schimbătorul 100-S201 (cu

ţiţei firul I) de unde cu temperatura de 45°C) şi apoi la depozit.

Lateral din coloana de fracţionare (talerul 29) iese motorina I fracţia 280-340°C care

intră la stripare în compartimentul 3 al striperului. Motorina I stripată cu temperatura de 246-

265°C este trasă cu pompa 100-P5a, r şi trimisă la sistemul de răcire (la schimbătorul 100-S112

cu benzina uşoară de unde cu temperatura de 219-223°C intră în schimbătoarele 100-S14 a, b

apoi 100-S202 (cu ţiţei firul II) de unde cu temperatura de 112°C este răcită în răcitorul cu aer

100A5 până la 60°C) şi apoi la depozit.

Lateral din coloana de fracţionare sub talerul 32 se preia motorina II fracţia 340-362°C,

care intră la stripare în compartimentul 4 al coloanei de stripare. Motorina II stripată cu

temperatura de 290-298°C este trasă cu pompa 100-P104 a, r şi trimisă la sistemul de răcire (la

schimbătorul 100-S16 (cu ţiţei firul II) de unde cu temperatura de 135-150°C este trimisă la

răcitorul cu aer 100-A6 de unde cu temperatura de 60°C) şi apoi la depozit.

Păcura de la baza coloanei cu temperatura de 323°C este trimisă cu pompa 100-P103a, r

direct în cuptorul de vid 100-H3 al instalaţiei DV, în cazul în care instalaţia de distilare în vid

este cuplată cu instalaţia de distilare atmosferică, sau spre schimbătoarele cu funcţie dublă 100-

S107 a-rf. După ieşirea din schimbătoare păcura se răceşte în continuare în schimbătoarele cu

funcţie dublă 100-S15a, f (ţiţei firul I) şi 100-S206,100-S205 (ţiţei firul II). Păcura după ieşirea

din schimbătoarele S206, S205 se răceşte cu aer până la temperatura de 100°C în răcitoarele cu

aer cu funcţie dublă 100-A202, 100-A203 de unde se trimite la depozit.

Instalaţia de distilare în vid este integrată cu instalaţia de distilare atmosferică

prelucrând păcura obţinută la fracţionarea ţiţeiului.

Păcura reprezentând fracţia 360°C obţinută la baza coloanei 100-C1 cu temperatura de

323°C este trasă cu pompa 100-P103 a, r şi împinsă în secţia de convecţie a cuptorului 100-H3

pe cei 4 paşi.

Păcura parţial vaporizată intră în coloana de distilare în vid 100-C5 de unde se obţine

două fracţii de distilat, un ulei rezidual şi reziduu de vid.

Din coloana de vid lateral se obţine:

- Fracţia de distilat I care se culege de pe talerul acumulator 1 la temperatura de 129-

34


136°C şi este trasă cu pompa 100-P114 şi împinsă la sistemul de răcire (în

preîncălzitoarele 100-S17 a, b cu apă demineralizată, apoi în răcitorul cu aer 100-

A200). Distilatul I iese din răcitorul 100-A200 cu temperatura de 60°C şi este trimis

parte ca reflux la vârful coloanei 100-C5 şi restul în amestec cu distilatul II la

depozit.

- Fracţia de distilat II cu temperatura 273°C se culege de pe talerul acumulator 2 şi

este trasă cu pompa 100-P113 a, r şi împinsă în sistemul de răcire (la schimbătoarele

100-S15a, d (firul unu) şi 100-S206a, b (firul doi) o parte, la generare de abur în

generatoarele 100-G3 a, b iar restul ca reflux pentru spălarea patului 3 al coloanei de

vid).

- Distilatul II după schimbătoarele 100-S206 a, b cu temperatura de 194-197°C se

răceşte în răcitorul cu aer 100-A102 până la temperatura de 100°C de unde se

trimite în amestec cu distilatul I la depozit.

- Fracţie de ulei rezidual "black oil" cu temperatura de 371-376°C se culege de pe

talerul acumulator 3 şi este trasă cu pompa 100-P116a, r şi împinsă în generatorul

100-G1. Uleiul rezidual iese din generator şi intră în linia de distilat II răcindu-se

împreună la temperatura de depozitare în răcitorul cu aer 100-A102.

- Reziduul de vid de la baza coloanei cu temperatura de 375°-383°C este tras cu

pompa 100-P112a, r şi împins la sistemul de răcire (în schimbătoarele 100-S107a-ff,

100-S205 a, b, în răcitorul cu aer 100-A202) şi apoi la depozit şi la instalaţia cocsare

întârziată.

35


Fig. 2.5 – Instalatia de distilare atmosferică şi în vid

36

Fig

. 2.5

– I

nsta

lați

a de

dis

tila

re a

tmos

feri

că ş

i în

vid


2.6 Instalația de cocsare întârziată


Prin procesul de cocsare întârziata se obţin gaze, distilate uşoare şi medii, cu interval de

fierbere între 40°C şi 450°C, şi cocs de petrol.

Materiile prime uzuale pentru instalaţia de cocsare întârziata sunt reziduul de la DA

şi/sau DV cu conţinut de sulf determinat de utilizarea cocsului,

Din instalaţie se obţin ca produse principale:

- Gaze care constituie materie primă pentru instalaţia de Cracare -Catalitică;

- Benzina- materie primă pentru instalaţia de Hidrofinare -Benzina;

- Motorina usoara-materie prima pentru instalaţia Hidrofinare-Motorina

- Motorina grea- materie primă pentru instalaţia Cracare -Catalitică;

- Cocs de petrol.

Materia primă a instalaţiei de Cocsare, reziduul de vid este alimentată de la instalaţia

DAV cu temperatura minimă de 200°C şi o parte vine de la CC.Reziduul de vid este primit în

vasul 180-V1, şi este ţinut sub perna de gaze combustibile. Din vasul 180-V1 reziduul de vid

este aspirat de pompă 180-P1ar şi trimis la grupul de schimbătoare de căldura 180-S1ab, 180-

S2ab, şi apoi mai departe la secţia de convecţie a cuptorului 180-H1. Aici materia primă se

preîncălzeşte la temperatura de 350°C şi merge mai departe la coloana C2 unde intră în zona de

lichid. În baza coloanei de fracţionare materia primă cu temperatura de cca.350°C împreună cu

reciclul format din părţile grele constituie alimentarea secţiei de radiaţie a cuptorului 180-H1. În

cuptor are loc încălzirea. Vaporizarea şi o parte din reacţie, produsul ieşind la o temperatură de

485-490°C. Pentru a preveni depunerile de cocs în cuptor la intrarea în serpentină de radiaţie se

introduce abur de înaltă presiune pentru a mări viteza de circulaţie a materiei prime spre

camerele de cocs.

La ieşirea din secţia de radiaţie a cuptorului cele două serpentine se unesc în linia de

trasfer, care merge la ventilele cu patru caii şi după aceea la cele cu trei caii unde se împarte spre

camerele de cocs 180-R1a, b, c, d. Ciclul de funcţionare al camerelor de cocs este de 48 ore

împărţit pe activităţi după un grafic bine stabilit. Fiecare cameră este proiectată pentru a fi

umpluta până la un nivel de 2/3-3/4 din volumul ei. Aceste patru camere sunt operate în cicluri

pentru a se menţine continuitatea operării. Două din aceste camere fiind mereu în funcţiune.

După umplere, camera este scoasă din flux. Fluxul fiind dirijat în camera care urmează

să intre în circuit. Camera izolată se stripează cu abur 2 ore, se răceşte cu apă 6 ore se

decocseaza, după decocsare camera este închisă, aburita pentru proba de presiune şi testată din

punct de vedere a etanşeităţii. După care se reîncălzeşte cu o parte din vaporii de la camera aflată

37


în circuit urmând să reintre în flux. Vaporii care părăsesc camerele de reacţie la o presiune de

aproximativ 2.9 bari sunt formaţi din produse gazoase. Benzine şi motorine. Vaporii care

părăsesc camera de cocs merg în coloana 180-C1, iar de aici în coloana de fracţionare 180-C2.

Aici vaporii întâlnesc în contracurent refluxul recirculat de motorină. Prin fracţionarea

vaporilor.în coloana se obţine motorina grea, motorina uşoara, iar pe la vârful coloanei de

fracţionare se obţine benzina şi gaze.

Motorina grea se obţine în coloana de fracţionare 180-C2 la o temperatură de cea.

370°C; de aici merge în striparul C3b de unde este aspirată de pompă 180-P4a, r şi împinsă la

generatorul de abur 180-G1a, G1b. După ce generează abur, motorina grea intra în răcitorul 180-

S7 şi răcitorul 180-A2, urmând să fie împinsă la parcul de rezervoare.

Motorina uşoara este obţinută în coloana de fracţionare la o temperatură de cea. 240°C;

de aici merge în striparul C3a de unde este trasă de pompele 180-P6ar şi împinsă în schimbătorul

180-S1ab iar după ce face schimbul de căldura cu materia primă trece apoi prin răcitorul cu apa

180-S6 şi apoi merge la răcitorul cu aer180-A3 iar de aici la parcul de rezervoare. Gazele şi

benzină împreună cu vaporii de apă se obţin ca vapori la vârful coloanei de fracţionare 180-C2

cu temperatura de cea. 160°C iar de aici parcurg următorul traseu mai întâi la condensatorul 180-

A1 unde o parte din vaporii de apă şi benzină condensează; din condensator amestecul lichid

vapori merg la răcitorul S4ab şi aici vaporii condensează total continuând drumul spre vasul de

reflux 180-V2. Gazele din vasul de reflux sunt răcite suplimentar în 180-S5, după care merg la

separatorul de picaturi180-V3 şi mai departe în aspiraţia compresorului K1AB, şi împinse în

linia de gaze a rafinăriei.

Refluxul recirculat de motorină este tras din coloana de fracţionare cu pompa 180-P5ar

şi împins în generatorul 180-G1AB, iar de acolo o parte merge la vârful camerelor de cocs

pentru întreruperea reacţiei de policondensare şi pentru evitarea acumulării de cocs pe liniile de

vaporii iar cealaltă cantitate se reantoarce în coloana 180-C1 pentru spălarea vaporiilor de

particule de cocs care părăsesc coloana. Reziduul din baza coloanei 180-C1 este tras cu pompa

P9-ar şi împins în răcitorul cu apa S3-ab, iar de aici la parcul de rezervoare.

38


Fig. 2.6 – Instalatia de cocsare întârziată

39

Fig

. 2.6

– I

nsta

lați

a de

coc

sare

întâ

rzia

tă


CAPITOLUL III.ANALIZA FACTORILOR DE RISC

3.1 Managementul riscului de incendiu

Termenul de risc, care într-un sens larg semnifica, pentru o mare categorie de oameni,

expunerea la situaţii nedorite, este utilizat frecvent în aprecierea consecinţelor negative produse

de către diverese evenimente.

Noţiunea de risc implica o pierdere potenţială pentru o entitate, care poate fi: omul

(individ, grup, societate); proprietatea (bunuri materiale) şi mediul.

Riscul tehnic caracterizează un eveniment nedorit specific exploatării sistemului

tehnic/tehnologic şi asociată unei stări potenţiale de pericol a acestuia prin probabilitatea de

producere a acestor consecinţe. Riscul reprezintă produsul dintre “frecventa aşteptată a

hazardului” şi “gravitatea, severitatea consecinţelor”.

Managementul riscului reprezintă fundamentarea şi elaborarea unei strategii

plurivalente şi coerente de prevenire, limitare şi/sau combatere a efectelor avariilor majore (sau

accidentelor tehnice cu consecinţe foarte grave) şi constituie obiectul ultimei etape a analizei

riscurilor. Managementul riscului este un proces complex, care utilizează atât resurse fizice cât şi

resurse umane pentru atingerea anumitor obiective care vizează reducerea expunerii la pierderi.

Managementul riscului reprezintă o abordare ştiinţifică a tratării riscurilor pure.

Această abordare presupune anticiparea posibililor pierderi accidentale privind proiectarea şi

exploatarea sistemului şi alegerea, implementarea şi urmărirea procedurilor care reduc şansele de

realizare şi/sau impactul financiar al pierderilor.

Obiectivele care trebuie atinse, în procesul de management al riscului, pot fi împărţite

în două mari categorii şi anume obiective pre şi post-eveniment.

Obiectivele din prima categorie (înainte de producerea pierderii) vizează, în principal,

continuitatea funcţionării sistemului.

De regulă, în cazul expunerii la risc a unui sistem, nu este afectat numai proprietarul, ci

şi salariaţii şi familiile acestora, cumapratorii şi clienţii beneficiari ai produselor şi serviciilor

prestate de sistem şi chiar populaţia din zonă. Din aceste considerente, obiectivele care vizează

“responsabilitatea socială” trebuie să aparţină atât obiectivelor pre- cât şi obiectivelor post-

eveniment.

Procesul de management al riscului include următoarele faze: identificarea riscului,

evaluarea riscului, analiza riscului, cuantificarea riscului, monitorizarea riscului, finanţarea

riscului.

Riscul de incendiu a fost menţionat, pentru prima dată într-o reglementare românească

40


în anul 1904, cu prilejul intrării în vigoare a Normelor generale de prevenire şi stingere a

incendiilor, aprobate cu ordinul miniştrilor de interne şi lucrărilor publice şi amenajării

teritoriului nr.381/1219, ca fiind principalul element care determină performanţele privind

protecţia antiincendiu ce trebuie asigurate pe întreaga durată de utilizare a construcţiilor.

Potrivit normelor generale de prevenire şi stingere a incendiilo factorii de determinare

ai riscului de incendiu sunt: densitatea sarcinii termice, clasele de combustibilitate sau de

periculozitate a materialelor şi substanţelor existente, sursele de aprindere existente, condiţiile

preliminare care pot determina sau favoriza aprinderea; măsurile stabilite pentru reducerea sau

eliminarea factorilor determinanţi.

În conformitate cu normativul P118/1999 riscul de incendiu poate fi:

- risc foarte ridicat de incendiu (categoriile A şi B de pericol de incendiu/explozie)

- risc ridicat de incendiu, când densitatea sarcinii termice este mai mare de 840

MJ/mp (categoria C de pericol de incendiu)

- risc mediu de incendiu, când densitatea sarcinii termice este mai mică decât 420

MJ/mp (categoria D de pericol de incendiu);

- risc mic de incendiu, când densitatea sarcinii termice este mai mică de 420MJ/mp

(categoria E de pericol de incendiu).

În conformitate cu S.R. EN 12845 riscurile de incendiu se împart în:

- risc mic - materiale cu sarcină termică mică, combustibilitate mică şi cu nici un

compartiment de incendiu mai mare de 126 mp cu o rezistenţă la foc de cel puţin 30

de minute.

- risc mediu – utilizări unde sunt procesate sau fabricate material combustibile cu o

sarcină termică medie şi combustibilitate medie. Riscul mediu se împarte în 4

subgrupe: risc mediu grupa 1, risc mediu grupa 2, risc mediu grupa 3, risc mediu

grupa 4.

- risc mare – procese tehnologice cu risc mare unde materialele implicate au o sarcină

termică mare şi combustibilitate mare iar incendiile au o dezvoltare rapidă sau

intense.

- Depozite cu risc mare – acoperă depozitele de bunuri unde înălţime de depozitare

depăşeşte anumite limite.

41


3.1.1 Identificarea riscului de incendiu

Prima şi cea mai importantă faza a procesului de management al riscului de incendiu

consta în identificarea pericolelor potenţiale.

Etapa debutează cu modelarea sistemului tehnic investigat. Modelarea sistemului

tehnică are drept scop evidenţierea aspectelor esenţiale referitoare la sistem şi trebuie să asigure

punerea în evidenţă a legăturilor şi interacţiunilor cu alte sisteme cu care acesta este conectat,

precum şi a influenţei factorilor de mediu.

Activitatea de identificare a pericolelor depinde atât de tipul de sistem cât şi de

complexitatea activităţilor specific care se desfăşoară în acesta.

Identificarea factorilor de risc este un process complex e a cărui acurateţe vor depinde

eventualele expuneri la pierderi. Activitatea de identificare a pericolelor trebuie să se finalizeze

cu depistarea, dacă este posibil, a tuturor factorilor de risc existenţi.

Identificarea factorilor de risc are avantajul că permite, pe de o parte, tratarea acestora

într-un mod eficient, deoarece sunt cunoscuţi si pe de altă parte, de a se stabili riscurile latente.

Activitatea de identificare a pericolelor nu este doar un proces deosebit de complex, el

este totodată şi un process dificil având în vedere că expunerea la pierderi nu rămâne constantă,

ci se modifică odată cu trecerea timpului. Din aceste considerente, se impune ca procesul de

identificare a pericolelor să fie sistematic şi continuu.

Tot în faza de identificare, trebuie să se identifice potenţialele entităţi şi condiţiile în

care acestea sunt supuse pierderilor. Pentru sistematizarea activităţii de identificare, pot fi

utilizate mai multe metode de lucru cum sunt: chestionare sau liste cu întrebări, cataloage sau

liste cu pericole, tehnici speciale de identificare a pericolelor prin metode de analiza cantitative

şi calitative.

Verificarea, pe baza unor liste deja întocmite, se efectuează în general pentru aplicaţiile

pentru care exista o bază de date sau pentru care se va face reanalizarea periodica în decursul

exploatării. Utilizarea unor astfel de liste este avantajoasă, pentru că permite o analiză pe

subsisteme a situaţiei. Prin modul de întocmire, organizare şi explicare a detaliilor, compleatrea

acestor liste se poate face şi de către personal ethnic cu pregătire medie.

Principala problemă în identificarea riscurilor o constituie de obicei, numărul mare de

riscuri posibile, faza de identificare fiind o componentă importantă tocmai pentru că acum

trebuie găsite toate riscurile semnificative. Este vorba de riscurile privind sistemul, utilizatorii,

mediul etc.

Identificarea riscului de incendiu reprezintă procesul de apreciere şi stabilire a nivelului

de pericol de incendiu, în anumite împrejurări, în acelaşi timp și spaţiu.

Prin pericol de incendiu se înţelege, o stare anormală de existentă a unui mediu sau de

42


funcţionare a unui sistem tehnic, care poate permite întrunirea condiţiilor necesare iniţierii

arderii materialelor combustibile din zona respectivă.

În această fază de identificare a riscului de incendiu se descoperă sistematic cauzele

concrete care pot genera incendii.

3.1.2 Evaluarea riscului de incendiu

Identificarea riscurilor potențiale de incendiu, din mulțimea tuturor riscurilor de

incendiu, necesită, în primul rând, evaluarea tuturor consecințelor posibile ale incendiilor.

Odată cunoscute, acestea urmează a fi ierarhizate, potrivit unor criterii de

evaluare/apreciere a gravității lor.

Aprecierea gravitații consecințelor se face pe baza nivelurilor de gravitate, care sunt

stabilite în mod diferit în funcție de metodele de evaluare de risc utilizate. Astfel, prin metoda

MADS/MOSAR, aplicată și în țara noastră preponderent la evaluarea riscurilor tehnice și

tehnologice, sunt definite următoarele niveluri de gravitate a consecințelor:

- nivelul 1 (consecințe minore);

- nivelul 2 (consecinţe semnificative);

- nivelul 3 (consecinţe grave);

- nivelul 4 (consecinţe foarte grave);

- nivelul 5 (consecinţe catastrofale);

Metodele grafice de evaluare a riscului de incendiu presupun folosirea sistemului de

coordonate probabilitate (P)-gravitate (G), în care sunt determinate zonele acceptabile şi

inacceptabile. Limita acestor zone poate fi determinată de o curbă conform fig.3.1 sau lineara în

trepte fig.3.2. Metodologia de evaluare de risc de incendiu din reglementările naţionale actuale

face trimitere la aceasta clasificare.

Fig. 3.1 - Linie curbă de delimitare a zonelor de risc

43


Fig. 3.2 - Grilă/scară de probabilitate – gravitate

Pentru evaluarea riscului de incendiu se pot utiliza metode analitice, grafice,

matematice şi combinate.

Metoda grafică de evaluare a riscului de incendiu foloseşte sistemul de reprezentare

grafică plană a profilului de risc în coordonatele probabilitate-gravitate.

Se utilizează un număr convenţional de subdiviziuni ale probabilităţii şi gravităţii,

variabil de la o metodă la alta, principiul metodei rămânând însă acelaşi, prezentat în figură de

mai jos.

Fig. 3.3 - Metoda grafică de evaluare a riscului

Profilul riscului de incendiu reprezintă limita de demarcaţie intre riscul acceptabil si cel

inacceptabil în coordonatele probabilitate-gravitate.

44


Stabilirea limitei de demarcaţie se face pe baza criteriilor de apreciere a gravităţii

consecinţelor, criteriilor stabilite prin reglementări, sau se negociază intre entităţile care

exploatează sau pun în operă sistemele tehnice sau tehnologice şi autorităţile cu atribuţii privind

protecţia vieţii, bunurilor şi mediului.

Principala dificultate pentru autoritatea administraţiei publice de specialitate care

doreşte aceasta metodă de evaluare o reprezintă lipsa datelor statistice privind probabilitatea şi

gravitatea.

Fiind o metodă de analiza specifică riscului tehnic/tehnologic, utilizarea ei presupune o

comunitate de analişti cu o bogată experienţa în securitatea echipamentelor şi siguranţa

tehnologică şi nu permite evidenţierea eficacităţii măsurilor de protecție antiincendiu. Totuşi,

metoda poate fi utilizată, cu unele limitari, specifice metodei, pe de o parte şi naturii riscului, pe

de altă parte.

Metodele grafice de evaluare a riscului de incendiu se bazează pe exprimarea riscului de

incendiu ca o funcţie cu doi parametrii globali şi compararea funcţiei cu anumite domenii de

acceptabilitate.De regulă, parametrii globali acceptaţi sunt probabilitatea de apariţie a

evenimentului şi nivelurile de gravitate ale consecinţelor, ambii parametrii fiind cuantificaţi ca

un anumit număr de valori.

Metodele analitice sunt specifice riscului ethnic/tehnologic, neputând fi aplicate ca atare

în evaluarea riscului riscului de incendiu separate de riscul tehnic/tehnologic.

Metodele analitice au, în general, avantajul flexibilităţii şi eficienţei, fiind metode foarte

puternice, în schimb presupun personal specializat pentru efectuarea investigaţiilor specific, o

aplicare sistematica asupra sistemului în cauză şi un program pentru calculator bazat pe algoritmi

adecvaţi.

Metodele analitice de evaluare a riscului de incendiu constau în analizarea, pe baza unor

algoritmi logici, a tuturor disfuncţiilor ce pot apare în sistemul suspus evaluării şi a căror

finalitate este incendiul sau un evenimet urmat de incendiu.

Metodele analitice utilizate de regulă pentru evaluarea riscului de incendiu presupun

analiza modurilor de defectare şi respectiv de analiză a efectelor acestora.

Metodă matematică de evaluare a riscului de incendiu este o metodă de analiză şi

evaluare cantitativă specifică riscului de incendiu.

Spre deosebire de celelalte metode prezentate, ea nu se raportează prea mult la tehnicile

folosite de statistică şi de calculul probabilităţii.

Pornind de la dezavantajele pe care le reprezintă utlizarea datelor statistice, modelul

matematic al acestei metode ia în considerare îndeosebi factorii potenţiali de risc, măsurile de

protecție (pasivă şi active) aplicate, precum şi probabilitatea de activare a factorilor de risc.

45


Prin aceasta, modelul matematic respectiv este un model sintetic, evidenţiind

eficacitatea măsurilor de protecție (pasivă şi active) adoptate pentru controlul riscului de

incendiu efectiv existent în sistemul analizat. Prin utilizarea factorilor de protecție în strânsă

corelare cu prevederile reglemetărilor tehnice privitoare la protecţia antiincendiu, ea este o

metodă strict specifică evaluării riscului de incendiu.

Metodele matematice de evaluare a riscului de incendiu constau în determinarea unei

valori numerice ataşate sistemului supus evaluării. Valoarea numerică în cauză se calculează cu

o formulă de calcul, în care intervin ca necunsocute factorii de risc, consecinţele acestora asupra

sistemului, efectele prezumate ale măsurilor de protecţie la foc prevăzute, precum şi posibilitatea

de activare a factorilor de risc, fiecare dintre aceşti factori fiind cuantificaţi (exprimaţi prin valori

numerice) cu ajutorul unor scări convenabil alese.

3.1.3 Analiza riscului de incendiu

Analiza de risc reprezintă cea de-a treia faza în procesul de management al riscului.

Analiza debutează cu dezvoltarea scenariilor posibile de producere a accidentelor de

către factorii de risc identificaţi anterior.De asemenea, analistul trebuie să definească în mod clar

şi tipurile de pierderi care vor fi evaluate.Pe baza acestor scenarii pot fi efectuate evaluări

cantitative şi calitative. Obiectivele principale ale acestei faze constau în a cuantifica

probabilităţile de apariţie şi gravitatea consecinţelor.

În general gravitatea consecinţelor descrie chiar valoarea riscului, iar probabilitatea de

apariţie a evenimentului reprezintă hazardul.

Este necesară definirea tipurilor şi mărimilor pierderilor încă din faza de început a

analizei de risc.

Odată cu dezvoltarea rapidă a cercetării ştiinţifice în domeniul protecţiei antiincendiu

una dintre cele mai importante activităţi o constituie analiza riscului de incendiu. Analiza

riscului de incendiu asigura un cadru flexibil pentru estimarea impactului oricărui tip de program

de protecţie antiincendiu sau a oricărei strategii din domeniu în termenii reducerii pierderilor-

morti, răniţi, daune aduse proprietăţii şi în termenii în care pot fi comparate costurile acestor

programe şi strategii.

Expresia „analiza riscului de incendiu” are un caracter general, care încearcă să acopere

o multitudine de concepţii privind luare deciziei în cazul posibilelor pierderi datorate unui

incendiu. Această structură generală curpinde atât tehnici calitatative cât şi tehnici cantitative de

analiză a riscului de incendiu.

În principiu, se pot utiliza forme simple, de tip liste de verificare a sistemelor de

protecţie antiincendiu sau forme de mare complexitate, din punctul de vedere matematic, cum

46


sunt analizele de tip probabilist. Concepţia utilizată este, însă, strâns legată de natura riscurilor şi

pericolelor întâlnite, dar şi de experienţa analistului, ficare aplicaţie în parte necesitând luarea

unor decizii privind nivelul de sofisticare al calculelor matematice necesare atingerii

obiectivului.

Riscul de incendiu are două componente principale: aprecierea gravitaţii evenimentului

şi distribuţia probabilităţii de producere a evenimentului. Aprecierea gravitaţii evenimentului

poate fi de asemenea împărţită în două părţi. Prima parte se constituie din determinarea scării pe

care se măsoară gravitatea evenimentului, cum ar fi: morţi, răniţi, pierderi de bunuri materiale în

zona afectată de incendiu, zile de întrerupere de activitate etc.

Partea a două o constituie specificarea regulilor de calcul pentru măsurarea gravitaţii

specifice care se ia în considerare la un anumit incendiu.

În general, analiza riscului de incendiu va specifică o structură de scenariu de incendiu

care reprezintă un set de reguli de clasificare ce împart domeniul incendiilor posibile într-un

număr gestionabil de grupuri relativ omogene. Apoi, probabilităţile pot fi calculate sau estimate

pentru fiecare scenariu (un grup de incendii similare) şi o mărime a gravităţii poate fi calculată

sau estimată pentru incendiul „mediu” de la fiecare scenariu, adică în mod curent prin

examinarea detaliată a unui incendiu tipic sau reprezentativ din fiecare scenariu.

În orice analiză a riscului de incendiu exista presupuneri asupra condiţiilor esenţiale din

zona de interes: unele sau toate sistemele au instalaţie sprinkler şi/sau detectori; unele sau toate

acestea sunt construite după un anumit standard de rezistenţă la foc; unii sau toţi ocupanţii sunt

în mod periodic pregătiţi privind regulile de apărare împotriva incendiilor.

Specialiştii în prevenirea incendiilor se concentrează adesea pe diversele variante în

legătură cu incendiile, după ce acestea se produc. Astfel, se concepe o analiză care pleacă de la

un incendiu dat, analizând performanţele pentru toate elementele sistemului ce operează după

declanşarea incendiului.

În acest mod se poate concepe prevenirea incendiilor ca o acţiune ce porneşte în mod

explicit de la diferite tipuri de incendii iniţiale.

Un incendiu cu dezvoltare rapidă sau explozie va modifica substanţiale protecţia

antiincendiu a sistemului, în moduri total diferite, comparativ cu un incendiu „normal” sau cu o

ardere mocnită.

Metodele calitative sunt frecvent utilizate în analizele de fiabilitate şi risc. Ele sunt

aplicate atât în fazele de analiză a fezabilităţii cât şi în proiecatarea conceptuala, când selecţia

echipamentelor, aparatelor etc. nu este definitivată şi configuraţia sistemului nu este complet

dezvoltată.

Principalele obiective ale analizelor calitative constau în identificarea şi clasificarea

47


pericolelor potenţiale a zonelor cu risc, a instalaţiilor echipamentelor utilajelor, aparatelor, care

pot afecta critic siguranţa oamenilor, a proprietăţii şi a mediului, a pocedurilor de funcţionare

şi/sau mentenanţa care de asemenea pot afecta critic siguranţă sau diponibiliatea firmei.

Finalitatea analizelor calitative se concretizează în practică prin reducerea semnificativă

a riscului şi respectiv creşterea fiabilităţii instalaţiilor. Totodată, rezultatele obţinute din aplicarea

metodelor de analiza calitative constituie un ajutor important în efectuarea studiilor cantitative

detaliate de risc şi securitate.

Metodele existente de analiza se pot clasifica în: metode directe sau inductive şi metode

indirecte sau deductive.

În analizele directe sau de tip inductiv se porneşte de la cauze spre efecte. Metodele de

analiza directe identifica factorii (cauzele) care în anumite circumstanţe (condiţii) produc

prejudicii sistemului.

În analizele indirecte sau de tip deductiv se porneşte de la efecte spre cauze.

3.2 Siguranţa în exploatare a instalaţiilor rafinăriei Petrobrazi

Siguranţa în exploatare a instalaţiilor rafinăriei s-a asigurat respectându-se prin

proiectare şi realizare prevederile normativului de specialitate NPCICh – 1977 şi a celui de

dotare aprobat cu OMICh nr 664/1977.

În exploatare se respectă şi aplică un sistem corespunzător de întreţinere, verificare şi

mentenanţă în sistem procedural.

Executarea reparaţiilor capitale la termenele planificate constituie garanţia menţinerii

sau creşterii siguranţei în exploatare.

În anii 2005, 2006 şi 2007 s-au efectuat opriri planificate pentru verificări oficiale

periodice, ISCIR, teste nedistructive cu lichide penetrante, eliminare neetanşeităţi etc.

Gestionarea potrivit prevederilor legale în vigoare a zonelor “ex” s-a concretizat în:

- Întocmirea şi reactualizarea planurilor de zonare “ex” şi afişarea marcajelor

specifice în instalaţii;

- Instalarea de detectoare de scăpări de gaze cu presemnalizare la 20% din limita

inferioară de explozie în toate locurile din instalaţii în care s-a preconizat că pot

apare astfel de fenomene.

Un alt aspect care garantează siguranţă în exploatare se referă la realizarea şi

menţinerea în stare de funcţionare normală a supapelor de siguranţă, sistemelor de golire rapidă

sau transvazare, liniilor de golire şi dirijare la facle pentru toate instalaţiile prevăzute cu astfel de

sisteme.

Supravegherea de către personal calificat şi instruit creează posibilitatea evitării

48


apariţiei situaţiilor periculoase şi asigurării unor intervenţii operative şi eficiente în caz de

necesitate.

Implementarea prevederilor legale referitoare la transportul materialelor periculoase pe

căile rutiere şi calea ferată în sucursala constituie o prioritate.

De asemenea sunt în curs de întocmire, aprobare şi avizare documentele (planurile de

urgenţă) reglementate prin HGR 95/2003 privind controlul activităţilor care prezintă pericole de

accidente majore, OMAI 1184/2006 pt aprobarea Normelor privind organizarea şi asigurarea

activităţii de evacuare pentru situaţii de urgenţă şi OMAI 647/2005 pentru aprobarea Normelor

metodologice privind elaborarea planurilor de urgenţă în caz de accidente în care sunt implicate

substanţe periculoase, deasemenea sunt în curs de reactualizare documentele de organizare a

activităţii de apărare împotriva incendiilor, conform prevederilor Normelor Generale aprobate cu

OMAI 163/2007.

Modernizarea sistemului de supraveghere a funcţionării instalaţiilor din rafinărie prin

punerea în funcţiune a “Casei Centrale de Comandă” a îmbunătăţit siguranţa în exploatare

datorită performanței noilor echipamente de telemăsură şi calităţii superioare a panourilor care

prezintă sugestiv procesele tehnologice din instalaţii.

Organizarea, controlul şi supravegherea lucrărilor cu foc deschis executate zilnic în

instalaţii în general de terţi (RAFISERV, CONDPET, RUPS, ROZALIA , EDISOL,

CHRISTOF, MOLDOCOR şi RUSTIL KRAFTANLAGEN, KRENSMULER SIEMENS etc.),

prin emiterea permiselor de lucru cu foc deschis pe baza celor înscrise în registrul special, pune

în evidenţă faptul că astfel de lucrări sunt permanent în atenţie având în vedere pericolul

suplimentar pe care îl creează pentru instalaţia, utilajul sau echipamentul la care se intervine.

Totodată din rapoartele de activitate rezulta că frecvent se organizează supravegheri cu

autospecialele pe timpul lucrărilor din instalaţii exemplificându-se:

- la rampa automată, Solventare RC 2;

- la rampa automată, Solventare, Evacuare apa;

- la rampa automată, Solventare şi rampa veche;

- ziua la rampa automată DAV2 CX3, RC2 şi noaptea la DAV2 şi RC2;

- la DAV2, RC2, CC;

- la DAV2 şi RC2.

Literatura de specialitate prezintă unele date referitoare la fiabilitatea echipamentelor

din rafinării şi instalaţii petrochimice astfel:

- ponderea procentuala a defectărilor pe utilaje:

o schimbătoarele de căldură de toate tipurile 35,8%;

o vase 25,9%;

49


o coloane 4,2%.

- ponderea cauzelor defectării:

o uzarea prin coroziune 64,2%;

o defectarea sau uzura mecanismelor de acţionare 6,2%;

o uzarea şi distrugerea elementelor de lagăre 5,5%.

- ponderea tipurilor de defectări în petrochimie:

o fisurarea 79%;

o coroziunea 13%;

o fluajul 7%;

o exploatarea incorectă 1%.

- viteza de coroziune a rezervoarelor cilindrice verticale mm/an în zona mijlocie a

virolei în funcţie de produsul depozitat:

o ţiţei brut 1,8/100;

o benzina distilata 4,8/100;

o benzina rafinată 4,2/100;

o benzina etilata 4,2/100;

o motorina distilata 2,6/100;

o motorina rafinată 8,9/100.

- tipurile de erori umane la 100.000 operaţii:

o acţionarea greşită de întrerupătoare 1,13%;

o erori de citire 5 %;

o acţionare greşită 64,5%;

o strângere necorespunzătoare 4,8%;

o închidere incompletă 1,8%;

o reglare incorecta 16,7 %.

Rezultă că fenomenul de coroziune este cauza principală a insecurităţii tehnologice care

împreună cu acţionari greşite pot genera situaţii deosebite în instalaţii ce sunt urmate de incendii

şi explozii sau afectează sănătatea persoanelor.

50


3.3 Situații periculoase în platformă

Situaţiile periculoase din instalaţii, pot fi determinate de caracteristicile de

combustibilitate, inflamabilitate, intervalele în care se pot forma norii explozivi, de toxicitatea

produselor aflate pe fluxurile tehnologice în rezervoarele sau recipientele de stocare sau în fazele

de încărcare descărcare care sunt prezentate în tabelul următor.

Tabelul 3.1 – Caracteristicile de combustibilitate, inflamabilitate a produselor aflate pe fluxurile tehnologice

Nr crt Denumire Limite de explozie Temperatura de

inflamabilitate Toxicitate admisă

0 1 2 3 4 51 Benzen 1,3% 7,1% 11°C 30mg/m32 Benzina 1,6% 6% - 43°C 1000mg/m33 Butan 1,9% 8,5% - 60°C 1000mg/m34 Metan 5% 15% - 161°C 1500mg/m35 Motorină 1,6% 7,5% 60-70°C 1000mg/m36 Etil Benzen 2,7% 36% - -7 Gazolină 1,4% 7,6% - 43°C -8 Izopetan 1,4% 7,6% - 60°C -9 Fracţie C4 - - - 0,1/l10 Hidrogen 40% 75,6% - -11 Hidrogen sulfurat 4,0% 45,5% - 15mg/m312 Izobutena 1,8% 8,8% - -13 Propan 2% 11% - -14 Propilena 2% 11% - -15 Păcură 1% 5% 140°C -16 Petrol 1,4% 7,5% - 1300mg/m317 Pentan 1,5% 7,8% - 40°C 2400mg/m318 n-Pentan 1,5% 7,8% 40°C 2400mg/m319 Hexan 1,1% 7,5% 22°C 1500mg/m320 Rafinat-Petrol 1,4% 7,5% - 1300mg/m321 Fracţie C5 – C6 1,4% 7,6% - 52°C -22 Fracţie C5 0,7% 5% - -23 Metanol 5,5% 44% 11,1°C 250mg/m324 Toluen 1,27% 7% 4°C 200ppm25 Xilen 1,1% 7% 27°C -26 Ţiţei 1,1% 6,4% 7°C- 32°C -

Toate produsele prezentate gaze sau lichide inflamabile pot forma în cazul unor scăpări

necontrolate nori explozivi a căror grad de periculozitate depinde de:

- cantitatea de lichid sau gaz inflamabil din instalaţia tehnologică pentru care

literatura de specialitate precizează că dacă este mai mică de 5 tone probabilitatea de

explozie a norului este redusă;

- cantitatea totală ce se poate scurge în atmosfera la ruperea completă a unei conducte

51


cu produs petrolier, aspect al cărui efect se diminuează prin:

- realizarea de conducte cu lungimea mai mici de 300m ;

- urmărirea asigurării funcţionării permanente a ventilelor de secţionare;

- organizarea intervenţiei în caz de urgenţă în maxim 3 minute.

Unda de şoc produsă de explozia unei tone de hidrocarburi are efectul exploziv a 0,2

tone TNT.

În funcie de presiunea undei de şoc a norului exploziv se delimitează în cadrul unei

instalaţii 6 zone:

- zona de 20 metri de la echipamentele care pot prezenta riscul exploziei unui nor de

gaze în care nu se amplasează nici o clădire cu personal muncitor;

- zona în care poate apărea o suprapresiune de 0,35 bari şi unde toate instalaţiile

tehnologice cu pericol de explozie trebuie să reziste la o presiune de 0,7 bari;

- zona în care suprapresiunea este de 0,2 bari şi unde nu se recomanda amplasarea de

rezervoare pentru depozitarea lichidelor la joasă presiune;

- zona în care suprapresiunea atinge 0,1 bari în care nu trebuie să existe drumuri

publice;

- zona în care suprapresiunea este de 0,05 bari şi unde nu trebuie să existe locuinţe

ale populaţiei;

- zona în care nu se impune nici o restricţie, deoarece este determinată de o cantitate

de până la 5 tone de hidrocarburi în nori şi minim 600 de metri de la punctul

scăpării de produs inflamabil.

Situaţia din PETROBRAZI se încadrează în cerinţele din aceste zone cu excepţia

situaţiilor când prin deplasarea norului exploziv poate fi întâlnită o sursă specifică de iniţierea a

amestecului.

Alţi factori care caracterizează norii explozivi se referă la:

- zona periculoasă pentru viaţa personalului din instalaţii care potrivit literaturii de

specialitate are valori cuprinse între 85 şi 184 metri pentru greutăţi ale gazelor dintr-

un nor de gaze de la 5 la 50 tone.

- diametrul norului de gaze care depinde de limita de explozie.

52


Valorile parametrilor la care se desfăşoară procesele tehnologice pot crea situaţii

deosebite mai ales când temperatura sau presiunea are variaţii bruşte şi apare o oarecare inerţie

în aducerea acestora în limitele admise.

Caracteristicile produselor pun în evidenţă faptul că pericolul pentru sănătatea

oamenilor este determinat şi de toxicitatea produselor a căror limite admise variază între 1,3

mg/m3 (oxid de etilena) şi 2400 mg/m3 (pentan).

Prezența sulfului şi compuşilor acestuia în ţiţei şi produsele de fracţionare contribuie la

accelerarea procesului de coroziune a echipamentelor şi utilajelor tehnologice ce favorizează

apariţia frecventă a fisurilor sau spargerii pereţilor, conductelor şi vaselor de proces.

Din evidențele compartimentelor de specialitate ale sucursalei în perioada 2004 – 2006

la utilajele statice şi conducte s-au efectuat intervenţii cu frecvenţa mai mare în instalaţia DAV,

pentru cedări ale ţevilor fascicolelor tubulare ale schimbătoarelor şi conductele de transfer ale

cuptoarelor la coturi, capace electrovane, ştuţuri, termocupluri.

În datele primite din instalaţii s-au menţionat ca fiind situaţii periculoase următoarele:

- Instalaţia DAV la cuptoarele H1, H2 şi H3 datorită solicitărilor termice, eroziunii şi

coroziunii, precum şi neetanşeităţi la pompele de produs;

- Instalaţia cocsare 3 la camerele de cocs, turbopompele de produse şi compresoarele

de gaze K1A/B;

- Instalaţia de cocsare la turbopompele de alimentare, schimbătorul FE3, compresorul

GC2 şi pompele de GPL;

- instalaţia de DGRS – opririle imediate sunt necesare când nu pot fi asigurate

utilităţile (energie electrică, apa de răcire, abur, gaz combustibil, aer instrumental);

- Instalaţia MTB – TAME: scăpări masive de gaze prin fisurarea conductelor,

utilajelor neetanşeităţi la armaturi şi flanşe sau blocarea robineţilor de scurgeri.

Pentru celelalte instalaţii din platformă situaţiile periculoase sunt menţionate în

manualele de operare unde sunt stabilite şi intervenţiile necesare de readucere a parametrilor în

limitele lor admise şi de reducerea a efectelor evenimentelor negative ce se produc.

53


3.4 Nivelurile criteriilor de performanţă a instalaţiilor RC, HB, RS, HPM şi stripare ape uzate ale rafinăriei Petrobrazi

3.4.1 Instalaţia de reformare catalitică (RC) şi hidrofinare benzină (HB)

Riscul de incendiu

Riscul de incendiu normat (P118-99) este definit prin categoria de pericol de incendiu

care pentru instalaţiile HB şi RC este A (BE3a), corespunzător unui risc foarte mare de incendiu

asociat cu posibilităţi de explozie. Acesta poate fi redus numai prin măsurile de siguranţă

adoptate.

Analiza factorilor de risc

Factorii de risc în incinta instalaţiilor HB şi RC provin din:

A. Zestrea de produse a instalaţiilor

B. Caracteristicile fizico-chimice ale produselor petroliere prelucrate sau depozitate.

C. Conducte tehnologice şi echipamente tehnologice (statice şi/sau dinamice) care pot

ceda în cursul exploatării;

D. Factorul om-operator (grad redus de instruire, lipsă disciplină, experienţă redusă,

vârstă ridicată, oboseală accentuată).

În instalaţiile HB şi RC sunt prelucrate produse lichide şi gazoase inflamabile, care pot

produce în atmosfera înconjurătoare volume mari de amestecuri gazoase de material. Unele

dintre aceste produse fiind vehiculate la materiale mari, la evacuare necontrolată prin

neetanşeităţi se pot autoaprinde.

Produse vehiculate:

- Instalaţia HB:

o Benzine,

o Benzină + gaze cu H2 şi H2S

o Gaze (C1 – C4) + H2 (80%)

o Gaze cu H2S

o Fracţia C3 – C4

- Instalaţia RC:

o Benzină

o Benzină + gaze cu H2

o Gaze cu H2 (~85% H2)

54


o Gaze combustibile (C2-C4)

55


Tabelul 3.2 – Caracteristici fizico-chimice ale principalelorproduse inflamabile vehiculate în instalaţiile HB şi RC

PROPRIETĂŢI BENZINA FRACŢIE C2/C3/C4 GAZE CU H2

Fluid Uşor combustibilFormează amestecuri explozive

Gaz la presiunea atm. Formează amestecuri

exploz

. Gaz la presiunea atm. Formează amestecuri

exploz

Densitatea relativă (dapă=1) 0.75 0,37/0,50/0,56 -Densitatea relativă vapori 3-4 1,047/1,56/2,05 0,195Temperatura de inflamabilitate - 420C -/-1050C/-600C 612°CTemperatura de aprindere 2320C 4700C/4500C/3650C 585°CLimitele de explozie % inf. 1.4 3,0/2,1/1,5 4Limitele de explozie % sup. 7.6 15,5/9,6/8,5 75,6Solubilitate în apă Nu - -Agenţi de stingere:Apă sub formă de jet - - -Apă sub formă pulverizată - - -Abur - - -Gaz inert + + -Praf + - -Spumă chimică + - -Spumă aeromecanică + - -Spumă alcool - - -Haloni - - -Oprire gaze - ++ +Puterea calorifică (MJ/kg) 44.35 44,20...49,55 142,30Temperatura de procesare 40-543°C 40-543°C 54-543°CClasa produsului I1), LI2) - -Clasa de periculozitate2) P5 (cu P5 (cu periculozit. F. P5 (cu periculozit. Categorii de periculozitate3)- Toxicitate 1 (cu pericol 1 (cu pericol redus) 0 (fără pericol - Incendii – explozii 3 (cu pericol 4 (substanţe foarte 4 (substanţe foarte - Reacţii periculoase 0 (cu 0 (cu stabilitate 2 (cu pericol de

1) Conf. NPCICh 1977

2) Conf. P118-99

3) Conf. PD178-82

56


Cauze generatoare

Factorii de risc menţionaţi la punctele A şi B sunt specifici instalaţiei, există şi în mod

obiectiv nu se poate interveni asupra lor în sensul diminuării riscului de incendiu.

Cauzele generatoare de accidente datorate factorilor de risc menţionaţi la punctele “C”

şi “D” sunt în principal următoarele:

- apariţia unor neetanşeităţi (conducte, armături, flanşe de îmbinare);

- spargerea unor materiale;

- coroziune;

- modificări constructive făcute în afara proiectului iniţial fără avizul proiectantului;

- operări necorespunzătoare ale echipamentului tehnologic;

- neefectuarea reviziilor tehnice la intervalele specificate de producătorii de utilaje şi

echipamente sau de proiectant;

- absenţa întreţinerii preventive sau predictive.

Scăpări de produse

Scăpările de produse se împart în două categorii:

a. Evacuări tehnologice ce fac parte din procesul tehnologic, sunt periodice sau accidentale

controlate de operator în cantităţi mici şi nu aduc schimbări în fluxul de lucru.

- scurgerile de produse la racordurile de luat probe;

- scurgeri de produse petroliere la racordurile de aspiraţie/refulare ale pompelor şi/sau

compresoarelor precum şi la etanşările mecanice ale acestora.

b. Scăpările de avarie, conduc la evacuarea necontrolată a unor cantităţi apreciabile de

produse inflamabile şi combustibile şi sunt provocate de:

- spargerea unei aterial de etanşare la racorduri;

- spargerea etanşării mecanice a unei pompe;

- fisurarea/ruperea unei conducte de aterial a produselor;

- umplerea excesivă a vaselor şi deversarea unor cantităţi mari de produse;

- lăsarea fără supraveghere a unei evacuări tehnologice, care astfel scapă de sub

control.

57


Tabelul 3.3 – Efecte negative ale agenţilor termici şi chimiciAGENŢI CONSTRUCŢII ŞI INSTALAŢII OPERATORI

Acţiuni Efecte Efecte

TERMICI

· degajare de căldură

Degajare de fum, gaze

fierbinţi şi noxe

· flăcări

· afumare

· încălzire

· termodegradare

· aprindere

· depuneri funingine

· deformaţii mecanice

· reducerea rezistenţei

mecanice

· ardere

· instabilitate

· prăbuşire

· intoxicare

· arsuri

· reducere

vizibilitate

· impregnarea cu

fum a îmbrăcămintei

· panică

CHIMICI

· substanţe şi produşi

de ardere combustibili

sau explozivi

· apa din substanţele

singătoare

· aprindere

· explozie

· încărcare

suplimentară

· şoc termic

· reacţii chimice

· explozii

· intensificarea arderii

· instabilitate

· prăbuşire

· deformaţii

· deteriorarea etanşeităţii


mecanice


· dislocare

· îngheţ (iarna)

· instabilitate

· prăbuşire

· intoxicare

· arsuri

· reducerea

vizibilităţii

· panică

· traumatisme

· creşterea umidităţii

aerului

· udare

· reducerea

vizibilităţii

· degerături

· intoxicare

· traumatisme

ELECTROMAGNETIC nu este cazul nu este cazul nu este cazul

BIOLOGICI nu este cazul nu este cazul nu este cazul

58


Prevenirea formarii acumulărilor de lichide inflamabile sau combustibile

Pentru prevenirea formării acumulărilor de lichide inflamabile sau combustibile în

locuri în care acestea nu trebuie să existe în funcţionarea ateri a instalaţiilor se au în vedere

următoarele măsuri:

- instituirea unui regim de întreţinere preventivă/predictivă care include înlocuirea

pieselor supuse la uzură la intervalele normate de timp de funcţionare astfel încât să

nu se ajungă la cedarea acestora;

- exploatarea şi întreţinerea instalaţiei în conformitate cu prevederile instrucţiunilor

de operare şi din cărţile tehnice ale echipamentelor;

- supravegherea materialelor și a echipamentelor dinamice;

- folosirea personalului instruit pentru operarea instalaţiei şi reinstruirea aterial a

acestuia avându-se în vedere îndeplinirea următoarelor cerinţe:

o să cunoască în amănunţime procesul tehnologic şi operarea corectă a

instalaţiilor;

o să cunoască prevederile din “Normative generale de prevenire şi stingere a

incendiilor” aprobate de M. I. 775/1998;

o să cunoască atât proprietăţile produselor petroliere utilizate în procesul

tehnologic cât şi factorii de risc din instalaţie;

o să cunoască atât modalităţile de prevenire a aprinderii scurgerilor de produs

petrolier cât şi măsurile specifice de intervenţie;

o să cunoască echipamentele PSI prevăzute, modalităţile şi condiţiile de

utilizare ale acestora;

o să cunoască căile de evacuare, sunetul alarmei şi mijloacele de prim ajutor;

o să cunoască sarcinile ce îi sunt atribuite prin planul de intervenţie,

modalităţile de intervenţie asupra fluxului de lucru în caz de avarie;

o să cunoască celelalte măsuri aterial cuprinse în planul de intervenţie.

- realizarea reviziilor echipamentelor tehnologice la termenele specificate de

furnizorii acestora.

Surse potenţiale de aprindere

Potenţialele surse de aprindere sunt:

- Focul deschis – în această categorie de surse de foc se încadrează flacăra directă

(incendii nelichidate, arzătoare/piloţi la cuptoare), scântei prin frecare sau prin

59


lovire.

- Contactul cu suprafeţe metalice supraîncălzite (corpurile încălzite până la

incandescenţă prin radiaţie termică, diferenţă de potenţial – sudură aterial, etc).

- Reacţii chimice exoterme apărute în urma unor avarii

- Lucrări cu foc deschis – În această categorie se încadrează lucrările de sudură,

tăierea materialelor cu gaze sau acetilenă, dezgheţări şi decongelări cu foc, etc.

Execcutate fără respectarea regimului de lucru cu foc.

- Echipamentul electric defect şi descărcare a electricităţii statice.

- Instalaţii electrice defecte.

- Descărcarea electricităţii statice altfel decât prin sistemul de legare la pământ.

- Suprafeţe metalice supraîncălzite.

- Autovehicule (motoare cu ardere internă) neechipate corespunzător sau în stare

tehnică necorespunzătoare, intrate în zona cu restricţie de circulaţie.

- Echipamente de lucru şi scule care nu sunt din materiale antistatice.

- Corpuri de iluminat în construcţie normală (lanterne, becuri, etc.).

Densitatea sarcinii termice

Datorită cantităţilor mari de materiale inflamabile vehiculate în procesul tehnologic şi a

caracteristicilor fizico-chimice ale acestora, valorile densităţii sarcinii termice mai mari de 840

MJ/mp încadrează instalaţiile HB şi RC în categoria de pericol de incendiu A, risc foarte mare de

incendiu şi explozie.

Rezistenta la foc

Pentru echipamentele tehnologice din cadrul instalaţiilor, riscul de incendiu este foarte

mare – (categoria de pericol de incendiu A (BE3a)), iar gradul de rezistenţă la foc este I, în

conformitate cu normativul P118-99.

Evaluarea riscului de incendiu în conformitate cu normativul P118-99

Pe baza normativului de siguranţă la foc a construcţiilor P118-99 se poate face o

apreciere globală privind nivelul riscului de incendiu. În conformitate cu P118-99, riscul de

incendiu, pentru construcţiile de producţie şi/sau depozitare pentru care se au în vedere atât

natura activităţii desfăşurate cât şi cantităţile şi caracteristicile produselor prelucrate (depozitate),

este definit prin categorii de pericol de incendiu.

Având în vedere caracteristicile substanţelor vehiculate (gaze, benzină) etc., categoria

de pericol de incendiu pentru instalaţiile HB şi RC-RCC este A (BE3a), corespunzând unui

60


RISC FOARTE MARE DE INCENDIU, asociat cu posibilităţi de explozie.

3.4.2 Instalaţia de recuperare sulf (RS)

Riscul de incendiu


care, pentru instalaţia RECUPERARE SULF (RS), este A (BE3a) corespunzător unui RISC

FOARTE MARE DE INCENDIU, ASOCIAT CU POSIBILITĂŢI DE EXPLOZIE, acesta

putând fi redus numai prin măsuri de siguranţă adecvate.


Factorii de risc în instalaţia RECUPERARE SULF (RS) provin din:

A. Cantitatea maximă de produse vehiculate;

B. Caracteristicile fizico-chimice ale produselor petroliere prelucrate sau depozitate;

Produsele obţinute în Instalaţia Recuperare Sulf (RS) 20.000 t/an sunt:

- Sulf solid

- Gaze reziduale.

Sulful solid are următoarele proprietăţi:

- Puritate: 99.5 %

- Culoare: galben deschis

- Densitate la 138°C: 1.8g/cm3

- Masă moleculară 32.06 (S).

Încadrările produselor vehiculate în instalaţia RECUPERARE SULF (RS) conform

Normativului P118-99 sunt următoarele:

Încadrarea în clase de periculozitate este clasa P5A Materiale care pot exploda sub

efectul încălzirii, frecării, lovirii etc.

Clasa de combustibilitate este clasa LIV temperatura de inflamabilitate a sulfului solid

mai mare de100°C.





Cauze generatoare

Factorii de risc menţionaţi la punctele A şi B sunt specifici instalaţiei, există în mod

obiectiv şi nu se poate interveni asupra lor în sensul diminuării riscului de incendiu.

61


Cauzele generatoare de accidente datorate factorilor de risc menţionaţi la punctele “c” şi

“d” sunt în principal următoarele:

- apariţia unor neetanşeităţi (conducte, armături, flanşe etc.);

- spargerea unor garnituri;

- coroziune cu producere de neetanşeitate;

- modificări constructive inadecvate făcute în afara proiectului iniţial (fără avizul

proiectantului);

- operări necorespunzătoare ale echipamentelor tehnologice;






A. Evacuări tehnologice ce fac parte din procesul tehnologic, sunt periodice sau

accidentale controlate de operator, în cantităţi mici şi nu aduc schimbări în fluxul

de lucru.


- scurgerile de produse la racordurile de aspiraţie/refulare ale pompelor, precum şi la

etanşările mecanice ale acestora.

B. Scăpările de avarie conduc la evacuarea necontrolată a unor cantităţi apreciabile de


- spargerea unei garnituri de etanşare la racorduri;

- deteriorarea etanşării mecanice a unei pompe;

- fisurarea/ruperea unei conducte de vehiculare a produselor;


control.

62


Tabelul 3.4 – Efecte negative ale agenţilor termici şi chimiciAGENŢI CONSTRUCŢII ŞI INSTALAŢII OPERATORI


TERMICI



fierbinţi şi noxe

· flăcări

· afumare

· încălzire

· termodegradare

· aprindere




mecanice

· ardere

· instabilitate

· prăbuşire

· intoxicare

· arsuri

· reducere

vizibilitate

· impregnarea cu


· panică

CHIMICI

· substanţe şi produşi

de ardere combustibili

sau explozivi


stingătoare

· aprindere

· explozie

· încărcare

suplimentară

· şoc termic

· spumare


· instabilitate

· prăbuşire

· deformaţii

· deteriorarea

etanşeităţii


mecanice


· dislocare

· îngheţ (iarna)

· instabilitate

· prăbuşire

· intoxicare

· arsuri

· reducerea

vizibilităţii

· panică

· traumatisme


aerului

· udare

· reducerea

vizibilităţii

· degerături

· intoxicare

· traumatisme



63


Prevenirea formarii acumulărilor de gaze, lichide inflamabile sau combustibile

Pentru prevenirea formării acumulărilor de lichide sau gaze inflamabile sau

combustibile în locuri în care acestea nu trebuie să existe în funcţionarea normală a instalaţiei se

au în vedere următoarele măsuri:


pieselor supuse la uzură la intervale de timp de funcţionare normate, astfel încât să




- supravegherea permanentă a echipamentelor dinamice;

- folosirea personalului instruit pentru operarea instalaţiei şi reinstruirea periodică a

acestuia, avându-se în vedere îndeplinirea următoarelor cerinţe:

o să cunoască în amănunţime procesul tehnologic şi operarea corectă a instalaţiilor;

o să cunoască prevederile din “Normele generale de prevenire şi stingere a incendiilor” aprobate cu ordinul Ministrului Administraţiei şi Internelor nr.163/2007;

o să cunoască proprietăţile produselor utilizate în procesul tehnologic şi factorii de risc din instalaţie;

o să cunoască modalităţile de prevenire a aprinderii scurgerilor de produse sau gaze şi măsurile specifice de intervenţie;

o să cunoască echipamentele PSI prevăzute, modalităţile şi condiţiile de utilizare ale acestora;

o să cunoască căile de evacuare, semnalele acustice de alarmare şi mijloacele de prim ajutor;

o să cunoască sarcinile ce îi sunt atribuite prin planul de intervenţie, modalităţile de intervenţie asupra fluxului de lucru în caz de avarie;

o să cunoască celelalte măsuri specifice cuprinse în planul de intervenţie;





A. Focul deschis. În această categorie intră ţigările, chibriturile, brichetele aprinse,

corpurile încălzite prin diferenţă de potenţial (sudură electrică, etc.), scântei

produse prin frecare sau lovire.

64


B. Instalaţii electrice defecte.

C. Descărcarea electricităţii statice, altfel decât prin sistemul de legare la pământ.

D. Suprafeţe metalice supraîncălzite.

E. Autovehicule (motoare cu ardere internă) neechipate corespunzător sau în stare

tehnică necorespunzătoare şi fără legătură la priza de pământ.

F. Echipamente de lucru şi scule care nu sunt din materiale antistatice, respectiv

antiscântei.

G. Corpuri de iluminat în construcţie normală (lanterne, becuri etc.).

H. Trăsnet.


Datorită cantităţilor relativ mari de substanţe inflamabile din procesul tehnologic şi a

caracteristicilor fizico-chimice ale acestora, valorile densităţii sarcinii termice mai mare de 840

MJ/mp încadrează instalaţia RECUPERARE SULF (RS) 20.000 t/an la categoria de pericol de

incendiu A (BE3a), RISC FOARTE MARE DE INCENDIU ŞI EXPLOZIE.

Tabelul 3.5 – Riscul de incendiu si gradul de rezistenţa la foc

Obiect Risc de incendiu (Categoria de pericol de incendiu)

Grad de rezistenţă

La foc

Platforma supraetajată din Categ. A (BE3a) IStâlpi, chituci Categ. A (BE3a) IFundaţii echipamente Categ. A (BE3a) I

Rezistenta la foc

În tabelul următor sunt prezentate pentru obiectele instalaţiei riscul de incendiu,

(categoria de pericol de incendiu) şi gradul de rezistenţă la foc în conformitate cu normativul

P118-99.


Pe baza normativului de siguranţă la foc a construcţiilor P118-99, se poate face o



natura activităţii desfăşurate, cât şi cantităţile şi caracteristicile produselor prelucrate (depozitate)


Având în vedere caracteristicile substanţelor vehiculate gaze combustibile şi substanţe

de proces etc., categoria de pericol de incendiu pentru instalaţia RECUPERARE SULF (RS)

20.000 t/an este A (BE3a), corespunzând unui RISC FOARTE MARE DE INCENDIU asociat

65


cu posibilităţi de explozie.

Având în vedere caracteristicile sulfului (pulberi provenite din manipulare), depozitul

de sulf solid se încadrează la categoria de pericol de incendiu A (Be3a), corespunzând unui

RISC FOARTE MARE DE INCENDIU asociat cu posibilităţi de explozie.

3.4.3 Instalaţia de hidrofinare petrol-motorina (HPM)

Riscul de incendiu


care pentru instalaţia HPM este A (BE3a) corespunzător unui risc foarte mare DE INCENDIU

asociat cu posibilităţi de explozie, acesta putând fi redus numai prin măsurile de siguranţă

adoptate.


Factorii de risc în instalaţia HPM provin din:

A. Volumul de produse petroliere vehiculate în instalaţie.

B. Caracteristicile fizico-chimice ale produselor petroliere prelucrate sau depozitate.

În instalaţia HPM produsele manipulate sunt produse inflamabile şi combustibile unele

dintre ele fiind uşor volatile putând produce în atmosfera înconjurătoare volume mari de

amestecuri gazoase explozive. Unele dintre aceste produse fiind vehiculate la temperaturi mari,

la evacuare necontrolată prin neetanşeităţi se pot autoaprinde. În tabelul următor sunt prezentate

caracteristicile fizico-chimice ale acestor produse.

Tabelul 3.6 – Caracteristici fizico-chimice ale produselor vehiculate în instalaţia HPM

NrCrt

Produse Dens.Kg/dm3

Tinflam.C

TlucruC

Lim. Expl.Inf. /sup.

Solub.În apă

H,MJ/kg

Clasă

1 Motorină 0,836 60 40300 0,6/6,5 NU 42,500 IIIa2 Benzină 0,733 < 28 40300 0,9-7 NU 46,65 I3 Gaze:4 MEA săracă 0,984) MJ/m3

Încadrările produselor vehiculate în instalaţia HPM conform normativului P118-99 sunt

următoarele:

Încadrarea în clasele de periculozitate sunt:

- Clasa P4 – motorină

- Clasa P5 – gazele cu hidrogen

Clasele de combustibilitate sunt:

- Clasa L I gazele cu H2

66


- Clasa L III motorină

Având în vedere că în procesul tehnologic motorina este asociată cu gaze cu H2

amestecul respectiv se încadrează în clasa de periculozitate P5 şi clasa de combustibilitate L I.




vârstă ridicată, oboseală accentuată)

Cauze generatoare

Factorii de risc menţionaţi la punctele A şi B sunt specifici instalaţiei, există şi în mod

obiectiv nu se poate interveni asupra lor în sensul diminuării riscului de incendiu.



- apariţia unor neetanşeităţi (conducte, armături, flanşe de îmbinare);


- coroziune;

- modificări constructive inadecvate făcute în afara proiectului iniţial fără avizul

proiectantului;

- operări necorespunzătoare ale echipamentului tehnologic;



- absenţa întreţinerii preventive sau predictive;

- greşeli de operare.




accidentale controlate de operator în cantităţi mici şi nu aduc schimbări în fluxul de

lucru.


- scurgeri de produse petroliere la racordurile de aspiraţie/refulare ale pompelor

şi/sau compresoarelor precum şi la etanşările mecanice ale acestora.

B. Scăpările de avarie, conduc la evacuarea necontrolată a unor cantităţi apreciabile de



- spargerea etanşării mecanice a unei pompe;

67



- umplerea excesivă a vaselor şi deversarea unor cantităţi mari de produse;


control.

Tabelul 3.7 – Efecte negative ale agenţilor termici şi chimici

AGENŢICONSTRUCŢII ŞI INSTALAŢII OPERATORI


TERMICI



fierbinţi şi noxe

· flăcări

· afumare

· încălzire

· termodegradare

· aprindere




mecanice

· ardere

· instabilitate

· prăbuşire

· intoxicare

· arsuri

· reducere

vizibilitate

· impregnarea cu


· panică

CHIMICI

· substanţe şi

produşi de ardere

combustibili sau

explozivi


singătoare

· aprindere

· explozie

· încărcare

suplimentară

· şoc termic

· reacţii chimice

· explozii


· instabilitate

· prăbuşire

· deformaţii



mecanice


· dislocare

· îngheţ (iarna)

· instabilitate

· prăbuşire

· intoxicare

· arsuri

· reducerea

vizibilităţii

· panică

· traumatisme


aerului

· udare

· reducerea

vizibilităţii

· degerături

· intoxicare

· traumatisme

ELECTROMAGNETI

C

nu este cazul nu este cazul nu este cazul


68


Prevenirea formării acumulărilor de lichide inflamabile sau combustibile

Pentru prevenirea formării acumulărilor de lichide inflamabile sau combustibile în

locuri în care acestea nu trebuie să existe în funcţionarea normală a instalaţiei se au în vedere

următoarele măsuri:


pieselor supuse la uzură la intervalele normate de timp de funcţionare astfel încât

să nu se ajungă la cedarea acestora;





acestuia avându-se în vedere îndeplinirea următoarelor cerinţe:


o să cunoască prevederile din “Normative generale de prevenire şi stingere a incendiilor” aprobate de M. I. 775/1998;

o să cunoască atât proprietăţile produselor petroliere utilizate în procesul tehnologic cât şi factorii de risc din instalaţie;

o să cunoască atât modalităţile de prevenire a aprinderii scurgerilor de produs petrolier cât şi măsurile specifice de intervenţie;


o să cunoască căile de evacuare, sunetul alarmei şi mijloacele de prim ajutor;


o să cunoască celelalte măsuri specifice cuprinse în planul de intervenţie.






corpurile încălzite prin diferenţă de potenţial (sudură electrică, etc.) scântei produse

prin frecare sau lovire.


C. Descărcarea electricităţii statice altfel decât prin sistemul de legare la pământ.

69



E. Autovehicule (motoare cu ardere internă) neechipate corespunzător sau în stare

tehnică necorespunzătoare, intrate în zona cu restricţie de circulaţie.

F. Echipamente de lucru şi scule care nu sunt din materiale antistatice.

G. Corpuri de iluminat în construcţie normală (lanterne, becuri, etc.).

H. Instalaţie necorespunzătoare de disipare în sol a electricităţii statice atmosferice

(fulgere, trăsnete).


Datorită cantităţilor mari de materiale inflamabile vehiculate în procesul tehnologic şi a

caracteristicilor fizico-chimice ale acestora, valorile densităţii sarcinii termice mai mari de 840

MJ/mp încadrează instalaţia HPM în categoria de pericol de incendiu A, RISC FOARTE MARE

DE INCENDIU SI EXPLOZIE.

Rezistenta la foc



P118-99.

Tabelul 3.8 – Riscul de incendiu si gradul de rezistenţa la foc


Grad de rezistenţăLa foc

Echipamente tehnologicePe platforma instalaţiei

Categ. A (BE3a) I

Casa AMC şi staţia electrică 32/1C

Categ. D (BE1a)/Categ. D (BE2)

II

Clădire birouri şi magazie catalizatori

Categoria E II/III


Pe baza normativului de siguranţă la foc a construcţiilor P118-99 se poate face o



natura activităţii desfăşurate cât şi cantităţile şi caracteristicile produselor prelucrate (depozitate),


70


Având în vedere caracteristicile substanţelor vehiculate (gaze, benzină, motorină) etc.,

categoria de pericol de incendiu pentru instalaţia HPM este A (BE3a), corespunzând unui RISC

FOARTE MARE DE INCENDIU, asociat cu posibilităţi de explozie.

3.4.4 Instalaţia de stripare ape uzate

Riscul de incendiu


care, pentru instalaţia STRIPARE APE UZATE, este B (BE3b) corespunzător unui risc foarte

mare DE INCENDIU, ASOCIAT CU POSIBILITĂŢI DE EXPLOZIE, acesta putând fi redus

numai prin măsuri de siguranţă adecvate.


Factorii de risc în instalaţia stripare ape uzate provin din:

A. Cantitatea de produse vehiculate

Instalaţia de stripare are la bază tehnologia elaborată de Neftechimproekt-Sankt

Petersburg care garantează următoarele valori maxim admise pentru principalii impurificatori:

- Sulfuri: max. 10 ppm

- Amoniac: max. 40 ppm

Apele uzate obţinute din Instalaţia de Stripare Ape Uzate trebuie să corespundă

cerinţelor de calitate pentru a putea fi evacuată în Staţia Finală de Epurare a Rafinăriei.

B. Caracteristicile fizico-chimice ale produselor petroliere prelucrate sau depozitate

Produsele secundare rezultate în urma procesului tehnologic în Instalaţia STRIPARE

APE UZATE au următoarele caracteristici:

Compoziţie produs petrolier:

- H2S...0,3%

- H2O...0,2%

- Hidrocarburi...95%

Compoziţia gazelor acide:

- H2S...62,7%

- NH3................................15,8%

- H2O... 21,5%

Parametrii de proces – gaze acide:

- densitatea...1,35 Kg. /mc

- temp. Lucru...900C

- pres. Lucru... 0,6 bari

Parametrii de proces – produs petrolifer:

71


- densitatea...729 Kg/mc

- temp. Lucru... .400C

- preş. Lucru...2 bari

Încadrările produselor vehiculate în instalaţia STRIPARE APE UZATE în conformitate

cu Normativul P118-99 sunt următoarele:

Încadrarea în clase de periculozitate este:

- Produsul petrolifer se încadrează în clasa P5H,

- Amoniacul şi hidogenul sulfurat se încadrează în clasa P5B

- Clasa de combustibilitate a lichidelor combustibile – produs petrolifer este L1.





Cauze generatoare

Factorii de risc menţionaţi la punctele A şi B sunt specifici instalaţiei, există în mod

obiectiv şi nu se poate interveni asupra lor în sensul diminuării riscului de incendiu.



- apariţia unor neetanşeităţi (conducte, armături, flanşe etc.);


- coroziune cu producere de neetanşeitate;

- modificări constructive inadecvate făcute în afara proiectului iniţial (fără avizul

proiectantului);

- operări necorespunzătoare ale echipamentelor tehnologice;







accidentale controlate de operator, în cantităţi mici şi nu aduc schimbări în fluxul

de lucru.


- scurgerile de produse la racordurile de aspiraţie/refulare ale pompelor, precum şi la

72


etanşările mecanice ale acestora.

B. Scăpările de avarie conduc la evacuarea necontrolată a unor cantităţi apreciabile de



- deteriorarea etanşării mecanice a unei pompe;



control.

Tabelul 3.9 – Efecte negative ale agenţilor termici şi chimici pentru instalaţia stripare ape uzate

AGENŢICONSTRUCŢII ŞI INSTALAŢII OPERATORI


TERMICI· degajare de căldurăDegajare de fum, gaze fierbinţi şi noxe

· flăcări

· afumare· încălzire· termodegradare · aprindere

· depuneri funingine· deformaţii mecanice· reducerea rezistenţei mecanice· ardere· instabilitate· prăbuşire

· intoxicare· arsuri· reducere vizibilitate· impregnarea cu fum a îmbrăcămintei· panică

CHIMICI· substanţe şi produşi de ardere combustibili sau explozivi

· apa din substanţele stingătoare

· aprindere· explozie

· încărcare suplimentară· şoc termic· reacţii chimice

· intensificarea arderii· instabilitate· prăbuşire· deformaţii· deteriorarea etanşeităţii· reducerea rezistenţei mecanice· deteriorarea etanşeităţii· dislocare· îngheţ (iarna)· instabilitate· prăbuşire

· intoxicare· arsuri· reducerea vizibilităţii· panică· traumatisme

· creşterea umidităţii aerului· udare· reducerea vizibilităţii· degerături· intoxicare· traumatisme



73


Prevenirea formării acumulărilor de gaze, lichide inflamabile sau combustibile

Pentru prevenirea formării acumulărilor de lichide sau gaze inflamabile sau

combustibile în locuri în care acestea nu trebuie să existe în funcţionarea normală a instalaţiei se

au în vedere următoarele măsuri:


pieselor supuse la uzură la intervale de timp de funcţionare normate, astfel încât să






acestuia, avându-se în vedere îndeplinirea următoarelor cerinţe:


o să cunoască prevederile din “Normele generale de prevenire şi stingere a incendiilor” aprobate cu Ordinul Ministrului Administraţiei Publice şi Internelor 163/2007;

o să cunoască proprietăţile produselor utilizate în procesul tehnologic şi factorii de risc din instalaţie;

o să cunoască modalităţile de prevenire a aprinderii scurgerilor de produse sau gaze şi măsurile specifice de intervenţie;


o să cunoască căile de evacuare, semnalele acustice de alarmare şi mijloacele de prim ajutor;


o să cunoască celelalte măsuri specifice cuprinse în planul de intervenţie;






corpurile încălzite prin diferenţă de potenţial (sudură electrică, etc.), scântei

produse prin frecare sau lovire.

74



C. Descărcarea electricităţii statice, altfel decât prin sistemul de legare la pământ.


E. Autovehicule (motoare cu ardere internă).

F. Echipamente de lucru şi scule care nu sunt din materiale antistatice, respectiv

antiscântei.

G. Corpuri de iluminat în construcţie normală (lanterne, becuri etc.).

H. Trăsnet.


Datorită cantităţilor relativ mari de substanţe inflamabile din procesul tehnologic şi a

caracteristicilor fizico-chimice ale acestora, valorile densităţii sarcinii termice

Mai mari de 840 MJ/mp încadrează instalaţia STRIPARE APE UZATE la categoria de

pericol de incendiu B (BE3b), RISC FOARTE MARE DE INCENDIU SI EXPLOZIE.

Rezistenta la foc



P118-99.

Tabelul 3.10 – Riscul de incendiu pentruobiectele instalaţiei


Grad de rezistenţăLa foc

Platforma supraetajată din beton

Categ. B (BE3b) I

Stâlpi, chituci Categ. B (BE3b) I

Fundaţii echipamente Categ. B (BE3b) I

Evaluarea riscului de incendiu în conformitate cu normativului P118-99

Pe baza normativului de siguranţă la foc a construcţiilor P118-99, se poate face o



natura activităţii desfăşurate, cât şi cantităţile şi caracteristicile produselor prelucrate (depozitate)


Având în vedere caracteristicile substanţelor vehiculate gaze combustibile şi substanţe

de proces etc., categoria de pericol de incendiu pentru instalaţia STRIPARE APE UZATE este B

(BE3b), corespunzând unui RISC FOARTE MARE DE INCENDIU asociat cu posibilităţi de

75


explozie.

76


CAPITOLUL IV.SECURITATEA LA INCENDIU A INSTALAŢIILOR RAFINĂRIEI

4.1 Sistemul de protecţie la incendiu

Reţelele de apă pentru incendiu:

Sucursala Petrobrazi dispune de două reţele de apă pentru incendiu pe care sunt montaţi

hidranţi supraterani de la care se pot alimenta autospecialele de intervenţie.

Din aceste reţele sunt alimentate şi instalaţiile speciale destinate prevenirii şi stingerii

incendiilor cum sunt instalaţiile de răcire cu apa pulverizată de la rezervoarele pentru produse

petroliere lichide, din rampele de încărcare a produselor petroliere în cisterne auto şi CF şi de la

sferele de GPL, instalaţiile fixe de stingere de la rampele automate, tunuri fixe pentru apă şi

spumă şi altele. Conductele de distribuţie sunt îngropate sub cota de îngheţ a terenului şi

urmează trasee paralele cu căile de circulaţie şi de acces în platformele tehnologice şi/sau

parcurile de rezervoare.

Staţii de pompare pentru reţeaua de 16 bari:

A. staţia 7/07A1 este prevăzută cu următoarele pompe de apă:

- 4 pompe centrifuge (EP1-4) cu debitul maxim de 730 mc/h fiecare şi presiunea

maximă 16 bari;

- pompe centrifuge (EP5-6) cu debitul maxim de 60 mc/h fiecare şi presiunea

maximă 10 bari;

- pompe centrifuge (MP1-4) cu debitul maxim de 730 mc/h fiecare şi presiunea

maximă 16 bari acţionate cu motoare Diesel.

Toate pompele sunt legate la colectorul de aspiraţie Dn1000 dublu alimentat din

rezervoarele R1 şi R2 de 5000 mc fiecare.

B. staţia 7/07A4 cuprinde:

- pompe centrifuge (EP1,2) cu debitul maxim de 730 mc/h fiecare şi presiunea

maximă 16 bari;

- pompa centrifuga pentru presurizare cu debitul maxim de 60 mc/h şi presiunea

maximă 10 bari;

- pompe centrifuge (MP1-2) cu debitul maxim de 730 mc/h fiecare şi presiunea

maximă 16 bari acţionate cu motoare Diesel.

Pompele au aspiraţia în colectorul dublu alimentat din rezervorul R3 de 2500mc. Acest

colector este conectat şi la rezervoarele R1a şi R1b de 1000 mc fiecare.

C. debitul maxim disponibil pe timp de incendiu este:

- 4 x 730mc/h= 2920mc/h (pompe electrice);

77


- 4 x 730mc/h= 2920mc/h (motopompe) din prima staţie şi

- 5x 730mc/h= 1460mc/h (pompe electrice);

- 5x 730mc/h= 1460mc/h (motopompe) din cea de a doua staţie.

Rezultă un debit total disponibil de 8.760 mc/h care este mult mai mare decât debitul

cuprins între 3640 şi 4540 mc/h pentru două incendii simultane.

Staţii de pompe pentru reţeaua de 10 bari

Reţeaua de apă de incendiu de 10 bari deserveşte instalaţiile vechi ale rafinăriei (DAV 1

şi RC1) şi parcurile de rezervoare precum şi sectorul de Petrochimie.

A. staţia de pompe de apă incendiu PN10 a Rafinăriei are:

- pompe centrifuge cu debitul maxim de 280 mc/h fiecare şi presiunea maximă 10

bari;

- pompe centrifuge cu debitul maxim de 500 mc/h fiecare şi presiunea maximă 10

bari;

- 2 pompe centrifuge Diesel cu debitul maxim de 550 mc/h fiecare şi presiunea

maximă 9 bari.

B. staţia de pompe de apă incendiu PN10 a Petrochimiei cuprinde:

- electropompe de 500 mc/h fiecare cu presiunea de 10 bari;

- o pompă de presurizare de 60 mc/h şi 8 bari;

- pompe Diesel de 60 mc/h fiecare şi 10 bari.

Pompele preiau apa din două rezervoare de 500 mc fiecare.

Debitul maxim disponibil pe timp de incendiu este:

2 x 500mc/h + 2 x 280mc/h + 2 x 250mc/h + 3 x 500mc/h + 4 x 60mc/h = 4400mc/h care

depăşeşte debitul necesar pentru două incendii simultane cuprins între 2260 şi 3640 mc/h.

Rezerva de apă pentru incendiu

A. rezerva staţiilor de pompe de 16 bari este formată:

- pentru staţia 7/07A1 de 2 rezervoare de 5000mc fiecare supraterane;

- pentru staţia 7/07A4 dintr-un rezervor de 2500mc suprateran.

B. rezerva staţiilor de pompe de 10 bari este formată din:

- rezervoare îngropate de 1000 mc fiecare;

- rezervoare de 500 mc fiecare alimentate printr-o conductă de Dn 150 mm.

Între aceste rezervoare sunt conducte de legătura cu diametrul nominal de 150 şi 300

mm.

C. alte surse de apă de incendiu:

78


- rezervoare semi-ingropate de 300mc;

- rezervor semi-ingropat de 500mc în zona golire rapidă cocsare;

- bazine de apă de incendiu:

- 9 x 300mc în zona staţiei de pompe de apă Petrochimie, turnurile de răcire din

Rafinărie şi turnurile de răcire de la uzina de cauciuc;

- 4x 500mc la staţia pompe apa incendiu Petrochimie;

- 3x 1000 mc la staţia turnuri răcire din Rafinărie.

Gospodăriile de apă respective debitează apa într-o reţea inelara lungă de circa 25.000

m pe care sunt montate:

- tunuri TFAS;

- 425 hidranţi Dn 80 – PN 10;

- 372 hidranţi Dn 100 – PN 16.

Substanţele de stingere speciale sunt asigurate conform datelor prezentate în tabelele

următoare.

Tabelul 4.1 – Stocuri spumanţi şi pulberiNr. crt Tip Spumant Stoc existent

1 Spumant Filfoam A 836 20 t2 Filfoam 916 10,2 t3 Pulbere centrimax 9,5 t

Tabelul 4.2 – Stocuri de substanţe de stingereNr. crt Secţia/Obiectiv Stoc existent

1 AFP parc rezervoare căsuţa A1

5 t tridol C66 t Film foam 916

2 căsuţa A2 7,2 t tridol C65,5 t Film foam 916

3 căsuţa A3 14 t tridol C64,2 t Film foam 916

4 căsuţa A4 10 t tridol C65,7 t Film foam 916

5 căsuţa A5 3,4 t tridol C64,6 t Film foam 916

79


Instalaţii speciale

Se menţionează următoarele tipuri de instalaţii:

- instalaţii de stropire cu apă la rezervoare, recipiente şi pe rampele de încărcare;

- instalaţii cu abur în instalaţiile tehnologice la cuptoarele de proces şi pe rampe;

- instalaţii de inundare cu spumă la care pregătirea se face în 5 căsuţe de spumă

aferente parcului de rezervoare 230 şi rampei automate.

Sistemul de detecţie şi semnalizare a incendiului cuprinde:

A. Semnalele de incendiu transmise prin detectoarele de incendiu din instalaţii şi

încăperile sistemelor de alimentare cu energie electrică sau prin acţionarea

butoanelor manuale sunt preluate în cele 4 centrale de semnalizare de la

dispeceratul serviciului de pompieri civili supravegheate permanent.

B. Detectoarele de concentraţii periculoase de gaze montate în instalaţii în apropierea

utilajelor la care se pot produce scăpări de gaze sau lichide inflamabile.

Toate mijloacele PSI din dotarea instalaţiilor sunt în supravegherea şi responsabilitatea

personalului acestora.

Serviciul de pompieri civili efectuează pe bază de grafice verificări periodice

privind starea de funcţionare a mijloacelor respective.

4.2 Serviciul privat pentru situaţii de urgenţă Falck Fire

Serviciul privat pentru situaţii de urgenţă are în structura: compartimentul de prevenire,

formaţii de intervenţie, salvare şi prim ajutor, operatori calculator, telefonişti, operatori staţii de

apă şi căsuţe de spumă, şoferi ambulanţa şi electromecanic.

Dotarea formaţiilor de intervenţie cuprinde autospeciale de stingere cu apa şi spumă,

autotunuri şi o autoscară.

Conform normei de asigurare cu accesorii şi materiale specifice PSI a autospecialelor

de intervenţie, numărul de ţevi de refulare pe tipuri de autospeciale este:

A. autospeciale AspLS – SRI19215 (19256), AŢI – R12215(19256), APCAT-

R12215:

- ţevi generatoare de spumă de 5000 l/min;

- ţevi tip B de refulare apa;

- ţevi tip C de refulare apa.

B. autospeciala de stins incendii cu pulberi AspPN2-ROMAN12215:

- 4 ţevi de refulare

80


4.3 Cerinţele din România pentru organizarea şi funcţionarea serviciilor private pentru situaţii de urgenţă

Obligaţia constituirii şi organizării serviciului de urgenţă privat de PETROBRAZI S.A.

rezultă din prevederile art. 31 şi 32 din L307/2006 privind apărarea împotriva incendiilor. În

prezent sunt în vigoare criteriile de performanţe privind constituirea, încadrarea şi dotarea

serviiilor private pentru situaţii de urgenţă, aprobate cu ordinul 158 al MAI din 2007

Numărul de servanţi se stabileşte în funcţie de caracteristicile şi performanţele

autospecialei de intervenţie şi poate fi reanalizat în funcţie de dotările asigurate de FALCK FIRE

SERVICES SA.

Pentru obiectivele petrochimice “Normele de dotare cu maşini, instalaţii, utilaje,

aparatura, echipamente de protecţie şi substanţe chimice pentru prevenirea şi stingerea

incendiilor” aprobate cu Ordinul MICH nr 664/1997, dotarea cu mijloace mobile se face în

funcţie de debitul de stingere în ipotezele cele mai defavorabile conform tabelului următor.

Tabelul 10.3 – Dotarea minimală cu autospeciale

Grupa de dotare Debitul de apă rezultat din calcul (l/s) Dotare minimala (buc)

I 5 – 25 1MP - 1500II 25 – 40 1APCIII 40 – 60 1MP- 1500 1APCIV 61 - 100 1MP – 1500 2APCV 101 – 140 1MP – 1500 3APCVI Peste 140 4APC

Note:

(1) Motopompele de la grupele 1-5 se înlocuiesc cu APC, ATI sau APCT când

distanţa de la remiză la cea mai îndepărtată instalaţie din incinta depăşeşte 5

minute.

(2) Se suplimentează dotarea cu maşini de lupta când suprafaţa incintei tehnologice

depăşeşte 150 ha.

(3) Fata de grupă VI se asigura câte 2 maşini AŢI pentru fiecare 50 ha în plus peste

150 ha.

Concepţia pentru noile criterii de performanţă specifice serviciilor private pentru situaţii

de urgenţă cuprinde următoarele:

- constituirea şi organizarea serviciilor pt situaţii de urgenţă se face pe bază:

81


Scenariului de siguranţă la foc, concluziilor din planul de analiză şi acoperire a

riscurilor, natura şi volumul serviciilor de prestat;

- serviciul de urgenţă are în structura: compartiment de prevenire, formaţii de

intervenie, atelier de reparaţii şi dispecerat;

- s-au stabilit 5 categorii de servicii în funcţie de dotarea lor, categoria a IV- a având

o grupă cu cel puţin o autospecială de intervenţie;

- personalul angajat este alcătuit din: conducătorul auto, şefii de ţeavă şi

descarcerare, cadrul tehnic PSI şi de protecţie civilă, şeful serviciului;

- serviciul care efectuează activităţi pe bază de contract are cel puţin categoria a IV-a

şi are în structura numai personal angajat;

- echipele specializate trebuie să fie compuse din minim 3 persoane;

- amenajarea poligonului de instruire este obligatorie.

4.4 Studiu privind securitatea la incendiu, organizarea şi dotarea serviciilor private pentru situaţii de urgenţă ale unor rafinării din străinătate

Pe baza documentării din străinătate au rezultat următoarele:

A. Rafinăria de la SCHWECHAT- Austria ce ocupa o suprafaţă de 150 de hectare are

în dotare:

- autospeciale având 3000 l de apă, 3000 l spumant AFF şi 500 kg pulbere;

- autospeciale cu apa şi spumă cu 6000 l apa şi 2000 kg pulbere; o autospeciala cu

2000 l apa, 2500 l spumant AFF şi 200 kg pulbere;

- o autospeciala cu utilităţi care are 4 rezervoare de 4000 l pt spumă, echipamentul

pentru oxigen şi GPL.

În rafinărie sunt montate 468 detectoare de gaze şi 79 pt hidrogen sulfurat şi amoniac.

Sistemul de detecţie pentru incendiu mai cuprinde 4314 detectoare de fum şi 568 butoane

manuale.

Rezerva de apă pentru incendiu este asigurată din 3 surse de 6000mc, 4000mc şi

4200mc la care sunt racordate 43 de pompe electrice de 600mc/h şi motopompe de 100 mc/h.

Serviciul de pompieri cuprinde:

- 52 pompieri profesionişti repartizaţi pe 5 ture cu 1 şef şi un adjunct şi 8 pompieri;

- 4 pompieri profesionişti de la firma BOREALIS;

- 233 pompieri voluntari din instalaţii;

- 5 grupe de pompieri voluntari din Schwechat;

- 2 grupe de pompieri profesionişti din Vienna.

În perioada 2004-2006 s-a intervenit la 25 incendii mici, 3 medii şi 3 mari.

B. Rafinăria OMV din BURGHAUSEN- Germania ce ocupa 162 hectare şi se va

82


extinde la 300 de hectare fără schimbări în structura serviciului, are în dotare:

- 1 autospeciala de stins incendii cu produse uscate;

- 2 autospeciale cu apa şi spumă cu scări;

- 1 rezervor de derulare cu 3000 kg CO2;

- rezervoare de derulare a câte 10mc de lichid spumant AFF;

- 2 maşini de intervenţie;

- autospeciala cu braţ telescopic;

- autospeciala cu echipament şi transport persoane;

- 1 tun cu apa şi spumă de 22.000l/min;

- 10 tunuri de apă/spuma/remorci;

- 20 stingătoare P250;

- 150 stingătoare P50;

- 100 mc spumant pentru intervenţii.

- Forţă minimă/schimb conţine o grupă de stingere care trebuie să răspundă în

maxim 3 minute;

- Pe fiecare schimb se afla în serviciu cel puţin un şef de grupă;

- Doua ture cu câte 19 pompieri;

- Cerinţele minime sunt 5 pompieri (3 servanţi, telefonist şi şef);

- 84 pompieri voluntari din care 10 sunt permanent disponibili (schimb operativ);

- Toţi pompierii sunt conducători auto;

- În prima grupă de stingere 1/3 pompieri trebuie să fie angajaţi;

- Pompierii care nu sunt de serviciu şi care trebuie să formeze a doua grupă de

stingere trebuie să ajungă la intervenţie în maxim 10 min, iar în condiţii

excepţionale (condiţii meteo extrem de nefavorabile) în 15 min;

- Şeful serviciului are calificarea unui pompier profesionist;

- Locţiitorul şefului pentru schimbul de zi are absolvit cursul de inspector de

incendiu;

- Anual pompierii angajaţi participa la cursuri de perfecţionare 80 ore, iar auxiliarii

(voluntarii) 40 ore;

- Grupa formată din cel puţin 5 pompieri profesionişti se considera că îndeplineşte

cerinţa pentru prima grupă de stingere cu timpul de răspuns de maxim 3 minute în

orice loc din rafinărie;

- Domiciliul unor pompieri se afla pe o rază de 7 km astfel încât să se asigure forţe

de intervenţie suficiente în cadrul celor 10 min;

- Verificarea serviciului de pompieri de către autorităţi se face cel puţin odată la 3

83


ani;

- Toţi pompierii voluntari din Burghausen şi localităţile învecinate sunt obligaţi să

participe la intervenţii în caz de urgenţă conform legii de organizare a pompierilor;

- Echipamentul din dotare este:

o echipamentul complet de protecţie conf. Legii Protecţiei Muncii;

o 12 costume de protecţie anticalorică;

o 35 aparate de protecţie autonomă a respiraţiei pentru care se asigura câte o butelie de rezervă;

o aparate de măsură şi alarma pentru gaze şi vapori;

o apartate şi mijloace de protecţie pentru intervenţie de mediu;

- Dispeceratul serviciului de pompieri (centrala de alarmă) este supravegheat de cel

puţin o persoană instruită şi are legături cu toate puncetele de comandă din

rafinărie şi cu alte puncte de securitate a muncii precum şi cu autoritatea locală de

pompieri.

În zona se află două societăţi cu profil chimic cu 10.000 salariaţi şi 71 pompieri şi

respectiv 2000 salariaţi şi 39 pompieri.

4.5 Echiparea cu mijloace tehnice de prevenire şi stingere a incendiilor pentru instalaţiile RC, HB, RS, HPM şi stripare ape uzate ale rafinăriei Petrobrazi

4.5.1 Instalaţiile de reformare catalitică (RC) şi hidrofinare benzină (HB)

Echiparea cu dispozitive de alarmare, semnalizare şi alertare în caz de incendiu

Instalaţiile HB şi RC dispun de un sistem de alarmare format din butoane de

semnalizare a incendiilor în construcţie antiex care transmit comanda la remiză de pompieri.

Detectarea amestecurilor explozive

Sistemul de detectare a amestecurilor explozive este destinat măsurării continue şi

monitorizării amestecului de gaze combustibile în atmosferă din platforma instalaţiilor

Hidrofinare Benzină şi Reformare Catalitică.

Depăşirea valorii limită a concentraţiei de gaze combustibile va fi semnalizată şi

alarmată optic şi acustic.

Sistemul este compus din:

- detectoare de gaz amplasate pe platforma tehnologică;

- unitatea de comandă şi monitorizare;

- echipament de calibrare.

A. Detectoarele de gaz amplasate pe platforma tehnologică sunt în construcţie

84


antiexplozivă ExdIICT6, grad de protecţie climatică IP54. Domeniul de măsurare

este 0-100% LEL (limita minimă de explozie). Gazele detectabile sunt: hidrogen,

hidrogen sulfurat, gaze combustibile, etc.

Sistemul este compus din 7 detectoare de gaz amplasate pe platforma instalaţiilor HB-

RC.

Explozimetrele au indicări individuale a nivelului de gaze explozive, montate în

clădirea sistemului de comandă centralizat.

Detectoarele sunt alimentate electric, din două surse independente (sursă de bază plus

UPS), comutarea pe sursa alternativă realizânde-se automat.

Sursă proprie de curent (UPS) are o autonomie de funcţionare de 30 minute.

B. Unitatea de comandă şi monitorizare, furnizată sub forma unui dulap, este

prevăzută cu 6 canale (dintre care 2 de rezervă).

Caracteristici tehnice:

- Nivel prealarmă: 20% LEL;

- Nivel de alarmare: 40% LEL;

- Precizia de măsurare: +/-5% LEL;

- Repetabilitate, precizie: max.3%;

- Timp de răspuns: max.10s;

- Alarma vizuală şi acustică.

C. Echipamentul de calibrare asigură verificarea periodică a sistemului de detectare şi

etalonarea acestuia.

Instalaţiile de stingere a incendiilor

Instalaţiile de stingere a incendiilor prevăzute pe platforma HB şi RC constau dintr-un

inel amplasat subteran în interiorul platformei, alimentat la capete prin intermediul unor cămine

cu robinete de secţionare din reţeaua magistrală a Petrobrazi. Diametrul racordurilor de

alimentare este DN 300.

Pe platforma vor fi montate 11 buc. tunuri de apă şi spumă pentru HB şi 2 tunuri pentru

RC, prevăzute cu cămine cu ventile de acţionare montate în cămine amplasate lângă tunuri.

Amplasarea tunurilor a fost făcută funcţie de spaţiul disponibil pe platformă, astfel încât

tunul care se află la o distanţă mai mică de 10-15m faţă de obiectul incendiat să fie suplinit de un

alt tun care se află la distanţă convenabilă intervenţiei.

Pe conducta inelară se prevede a fi montaţi 9 hidranţi supraterani DN 150 la care se pot

racorda tunurile mobile sau alte mijloace mobile.

85


4.5.2 Instalaţia de recuperare sulf (RS)


În instalaţia RS se vor prevedea 2 butoane noi de semnalizare a incendiilor care transmit

comanda la remiză de pompieri.


Pentru măsurarea şi monitorizarea continuă a amestecurilor de gaze combustibile în

atmosferă pe platforma tehnologică, s-a prevăzut un sistem de detecţie/alarmă.

Depăşirea valorii limită a concentraţiei de gaze va fi indicată optic şi acustic la tabloul

de comandă.

Sistemul este compus din 4 detectoare de gaze, amplasate pe platforma instalaţiei.

Detectoarele de gaz sunt legate la o centrală de monitorizare şi avertizare locală nouă,

montată în clădirea sistemului de comandă centralizată. Detectoarele sunt alimentate electric din

două surse independente (sursă de bază plus UPS), comutarea pe sursa alternativă realizându-se

automat. Sursă proprie de curent (UPS) are o autonomie de funcţionare de 30 min.


Platforma DGRS este dotată cu un sistem inelar de conducte apă incendiu cu DN400.

Instalaţia de recuperare sulf (RS) este deservită de două conducte apă incendiu DN 400

şi DN150, din care se alimentează tunurile şi hidranţii.

Pentru protejarea instalaţiei de un eventual incendiu la depozitul de sulf se vor folosi

numai prizele de abur, iar ca mijloace de primă intervenţie se vor folosi stingătoare cu gaz şi praf

tip P6 şi tip P50.

4.5.3 Instalaţia de hidrofinare petrol-motorina (HPM)


Instalaţia HPM dispune de un sistem de alarmare, avertizare incendiu în componenţa

căruia fac parte 4 butoane de semnalizare a incendiilor în construcţie antiex care transmit

comanda la remiză de pompieri.



atmosferă pe platforma tehnologică, s-a prevăzut un sistem de detecţie/alarmă.

Depăşirea valorii limită a concentraţiei va fi indicată optic şi acustic la tabloul de

86


comandă.

Sistemul are în componenţa 9 detectoare de gaz amplasate pe platforma instalaţiei

HPM.

Detectoarele de gaze sunt legate la o centrală de monitorizare şi avertizare locală nouă

montată în clădirea sistemului de comandă centralizată. Detectoarele sunt alimentate electric din

două surse independente (sursă de bază plus UPS), comutarea pe sursa alternativă realizându-se

automat. Sursă proprie de curent (UPS) are o autonomie de funcţionare de 30 min.


Instalaţiile de stingere a incendiilor pe platforma instalaţiei HPM constau dintr-o reţea

DN300/dn250 amplasată subteran în interiorul platformei, alimentată prin intermediul a două

cămine cu robinete de secţionare, din reţeaua principală a rafinăriei.

Racordurile de alimentare au diametrul DN 300 şi respectiv DN 250. Reţeaua

interioară este amplasată în platformă, fiecare ramură fiind prevăzută cu robinete de secţionare la

capete.

În zona instalaţiei HPM sunt amplasaţi 6 hidranţi de suprafaţă DN 150.

În vederea diminuării riscului de incendiu existent pe platformă şi creşterea capacităţii

de stingere a unui eventual incendiu cu mijloacele proprii ale instalaţiei, s-a prevăzut montarea a

5 tunuri noi de apă şi spumă 3000 l/min PN16 alimentate din reţeaua de apă incendiu montată pe

platformă.

Acţionarea tunurilor se face din robinete, amplasate în afara zonelor de radiaţie termică

(min. 15 m faţă de obiectele protejate).

Presiunea de apă necesară asigurată la limita platformei de către sistemul existent de

reţele, case de pompe şi rezervoare de apă incendiu este de 9,5 bari.

Debitul de apă incendiu necesar în timp de incendiu este de 1130 mc/h.

Consumul total de apă incendiu pe timp de 6 ore este 6780 mc. Cantitatea de spumant

concentrat necesară este 16200 l şi este păstrată la formaţia civilă de pompieri a rafinăriei.

4.5.4 Instalaţia de stripare ape uzate

Echiparea cu dispozitive de alarmare, semnalizare şi alertare în caz de incendiu.

În instalaţia stripare ape uzate se vor prevedea 2 butoane de semnalizare a incendiilor,

în construcţie antiex care vor transmite semnalul la remiză de pompier a rafinăriei.



atmosferă pe platforma tehnologică, va fi prevăzut un sistem de detecţie/alarmă.

87


Depăşirea valorii limită a concentraţiei de gaze va fi indicată optic şi acustic la tabloul

de comandă, iar în instalaţie se va efectua o atenţionare optică şi acustică prin montarea a 3 hupe

cu girofar, culorile girofarului fiind roşu pentru gaz combustibil, albastru pentru hidrogen

sulfurat, galben pentru amoniac. Se va mai monta o hupă care va anunţa începutul unui eventual

incendiu în instalaţie.

Sistemul de detecţie va fi compus din 9 detectoare de gaz, amplasate pe platforma

instalaţiei (8 pentru detecţia vaporilor de hidrogen sulfurat şi amoniac şi unul pentru detecţia

gazelor de produs pertolier).

Detectoarele de gaz vor fi legate la o centrală de monitorizare şi avertizare locală.

Detectoarele sunt alimentate electric din două surse independente (sursă de bază plus UPS),

comutarea pe sursa alternativă realizându-se automat. Sursă proprie de curent (UPS) are o

autonomie de funcţionare de 30 min.

Operatorii din instalaţie vor avea asupra lor doua analizoare portabile de hidrogen

sulfurat (acest gaz la concentraţii mari ne mai putând fi detectat cu ajutorul mirosului).


Instalaţia stripare ape uzate este deservită de reţeaua apă incendiu DN400 existentă.

Pentru o bună deservire a instalaţiei stripare ape uzate din punct de vedere al unei intervenţii PSI,

se vă prevede o conductă DN 200 astfel că împreună cu conductele existente DN400 să formeze

un inel în jurul instalaţiei.

Pe conducta nou proiectată DN 200 se vor monta 2 buc. hidranţi de suprafaţă.

88


CAPITOLUL V.Managementul situaţiilor de urgenţă la rafinăriile de prelucrare a

produselor petroliere

5.1 Caracteristicile incendiilor la cuptoare

Cu toate că există o oarecare diversitate în construcţia cuptoarelor, determinată de

destinaţia şi regimul diferit de funcţionare, totuşi incendiile se produc datorită aceloraşi cauze, şi

anume: deteriorarea serpentinelor şi apariţia scurgerilor de produse la coturi ca urmare a

coroziunii, fisurării, smulgerii ţevilor, etc.

Ca urmare, spargerea ‚ţevilor duce la formarea unor fante longitudinale în diferite

dimensiuni (literatura de specialitate apreciază că aceste fante au în general dimensiuni de la 60

la 150 mm lungime şi până la 30 mm lăţime) care fac că produsul să se scurgă în camera

cuptorului. Produsul care se scurge de obicei nu arde în întregime în camera cuptorului pentru că

o bună parte pătrunde în canalul principal de gaze de ardere puternică a jeturilor de lichid ce iese

prin fisurile conductelor precum şi a straturilor colectat pe vatra cuptorului. Temperatura în

cuptor pe timpul incendiului nu depăşeşte de obicei temperatura obişnuită în timpul lucrului şi

deci nu apar probleme pentru integritatea construcţiei cuptorului, în afara situaţiei când se pot

produce explozii.

Lipsa unei cantităţi suficiente de aer în spaţiul cuptorului duce la formarea unei cantităţi

de fum care iese în exteriorul cuptorului prin unele neetanşeităţi, fante şi deschideri pentru

explozie.

Incendiul se manifestă în exterior şi prin apariţia flăcărilor care pot acţiona asupra

elementelor de construcţie exterioare şi mai ales asupra celor metalice (pasarele, estacade,

carcasa cuptorului, etc.) slăbindu-le rezistenţa mecanică. La o acţiune prelungită a incendiului

aceste elemente metalice pot deveni chiar incandescente, deformându-se, chiar fisurându-se,

contribuind astfel la propagarea incendiului.

Ca urmare a unor greşeli ce se pot comite pe timpul operaţiunilor de pornire a

cuptoarelor apar concentraţii explozive în camera acestora care produc explozii ce au drept

urmare distrugerea parţială sau totală a construcţiilor cuptorului şi deci propagarea incendiului la

instalaţiile învecinate (aşa s-a întâmplat în anul 1989 pe platforma cracare catalitică din

combinatul Brazi când datorită unui şir întreg de greşeli pe timpul pornirii unui cuptor în

interiorul acestuia s-a produs o puternică explozie).

Coşul metalic de fum poate conduce la propagarea incendiilor deoarece acesta se poate

încălzi intens pe întreaga înălţime, mai ales la partea de jos şi de mijloc, devenind, după 5-10

minute, de culoare roşu închis apoi roşu violet (700-900 ºC) ceea ce creează condiţii pentru

deformarea lui.

Cel mai periculos moment apare atunci când la dilatarea coşului pe înălţime se pot rupe

89


tiranţii fapt ce duce la prăbuşirea acestuia şi implicit la deteriorarea unor instalaţii şi chiar la

apariţia de noi focare de ardere. Arderi pot avea loc şi la coturile de întoarcere ca urmare a

fisurilor care pot apare la conducte în camera returbenţilor.

5.2 Caracteristicile incendiilor la staţiile de pompare

Incendiile la staţiile de pompare sunt precedate, de regulă, de defecţiuni în funcţionarea

pompelor, urmate de scurgerea lichidelor şi apoi aprinderea sau explozia vaporilor acestora.

Lichidul combustibil se revarsă în cantităţi mari, iese din clădirea în care se găsesc

pompele şi se împrăştie pe terenul înconjurător, punând în pericol instalaţiile existente în zonă.

Exploziile sunt însoţite de cele mai multe ori de distrugerea parţială sau totală a

elementelor de construcţie ale clădirii pompelor, a conductelor şi instalaţiilor din imediata

apropiere apărând noi focare de incendiu.

În interiorul clădirii în care se găsesc pompele, flăcările inundă întreaga încăpere,

manifestându-se şi în exterior ajungând la înălţimi apreciabile, aceasta în funcţie şi de lichidul

combustibil care arde. La un incendiu izbucnit la o mare uzină chimică din Germania în anul

1969, la casa pompelor care vehiculau benzină, flăcările au atins 30-40 m înălţime.

Violenţa deosebită a incendiului are în cele mai dese cazuri, drept urmare prăbuşirea

acoperişului clădirii în care se găsesc pompele (la incendiul menţionat acoperişul s-a prăbuşit

după circa 10 min., acesta fiind susţinut de stâlpi portanţi de oţel).

Incendiul se poate propaga în exterior şi prin canalele conductelor care pot fi inundate

cu produs arzând.

Un deosebit pericol apare în situaţia când, datorită distrugerii instalaţiilor de golire,

produsele nu mai pot fi evacuate şi care se pot scurge pe terenul înconjurător, contribuind la

apariţia de noi focare. Aşa s-a întâmplat la incendiul izbucnit în anul 1972 la rafinăria ESSO din

Hamburg (Germania), când cantitatea de 80 t produse petroliere ce există deja în interiorul

instalaţiei nu a putut fi evacuată în rezervoarele de siguranţă, datorită avariilor cauzate de

explozia iniţială. Scurgerea continuă de produse pe instalaţiile încinse, pe lângă faptul că a dus la

reizbucnirea incendiului, a făcut foarte dificilă şi acţiunea de stingere a acestuia.

În interiorul casei pompelor, temperatura poate ajunge după 20-25 min de la izbucnirea

incendiului la 900-1000 oC, iar după aproximativ 40 min încep să se distrugă elementele de

construcţie.

90


5.3 Caracteristicile incendiilor la condensatoare şi răcitoare

Incendiile pot izbucni la acest gen de utilaje datorită faptului că şi acestea utilizează ca

lichide de condensare, lichide inflamabile, insolubile în apă, ca de exemplu: benzină, benzen,

toluen, motorină, etc. Şi care pot să se scurgă în exterior ca urmare a neetanşeităţilor care apar la

legăturile conductelor.

Flăcările care apar au acţiune distructivă asupra conductelor din interiorul utilajelor sau

a celor din exterior, producând fisurarea acestora şi scurgeri de produse care conduc la

propagarea şi creşterea intensităţii incendiului. De asemenea sunt serios afectate construcţiile

metalice învecinate, vanele şi instalaţiile fixe de stingere şi răcire. Dacă nu se intervine la timp,

un astfel de incendiu poate să cuprindă suprafeţe mari datorită împrăştierii lichidelor

combustibile în cantităţi mari.

Incendiul se poate propaga prin intermediul elementelor metalice încălzite şi

supraîncălzite, a canalelor tehnologice, precum şi numeroaselor conducte de vehiculare a

produselor petroliere.

La condensatoarele şi răcitoarele care folosesc apa ard produsele gazoase care ies în

exterior, precum şi condensul, incendiul cuprinzând întreaga instalaţie de condensatoare şi

răcitoare.

5.4 Organizarea şi desfășurarea intervenţiei

5.4.1 Recunoaşterea incendiului

Este o activitate deosebit de importantă pentru această categorie de obiective şi se

execută împreună cu personalul tehnico-ingineresc cu care de altfel se va colabora pe tot timpul

acţiunii de intervenţie.

La recunoaştere se vor stabili:

- locurile în care se manifestă arderea şi caracteristicile acesteia;

- particularităţile constructive ale instalaţiilor incendiate şi celor vecine;

- starea instalaţiilor fixe de stingere şi dacă au fost puse în funcţiune;

- starea elementelor componente ale instalaţiilor învecinate (coşul de evacuare a

produselor arderii, estacade de conducte, canale tehnologice, elementele de

susţinere ale staţiilor de pompare, etc.);

- pericolul pentru instalaţiile vecine şi posibilităţile de propagare ale incendiului;

- dacă s-a executat golirea de produse a instalaţiilor incendiate şi a celor vecine sau

care sunt în legătură directă cu cele incendiate;

- pericolul de explozie şi modalităţi de înlăturare a acestuia;

- prezenţa vaporilor şi a gazelor toxice.

91


5.4.2 Stingerea incendiilor la cuptoare

Se realizează prin intervenţia cu promptitudine şi foarte precisă a personalului de pe

locul de munca conform organizării stingerii incendiilor organizată pe principiul autoapărării.

Privind intervenţia, trebuie să se rezolve mai întâi două probleme principale:

- stingerea produsului, care arde în cuptor şi în canalele orizontale;

- protejarea şi răcirea intensă a elementelor de construcţie mai ales cele metalice

(pasarele de serviciu, coşul de evacuare a produselor arderii, fermele şi acoperişul

cuptorului, etc.) pentru a nu se deformă în urmă în urma efectului caloric al arderii

şi gazelor fierbinţi şi pentru a nu-şi pierde rezistenţa mecanică.

Stingerea incendiului în cuptor se realizează de către personalul care acţionează în

cadrul primei intervenţii pe locul de muncă. Mai întâi se opresc pompele care alimentează

cuptorul şi se sting injectoarele, mai puţin unul sau două care se vor lăsa aprinse pentru că, sub

influenţa temperaturii cuptorului, se produce o puternică volatilizare a produselor ce pot forma

amestecuri explozive. După aceea se pun în funcţiune instalaţiile de stingere cu abur care se

refulează în camera de ardere, la coturi şi la nevoie în coşul de evacuare a gazelor de ardere.

O evacuare totală a produsului din spaţiul cuptorului se poate obţine prin evacuarea

acestuia din tubulatură cu ajutorul aburului în direcţia ieşirii produselor din cuptor spre un

recipient de avarie.

Pentru stingerea incendiilor din interiorul cuptorului nu poate fi folosită apa sub formă

de jet compact deoarece s-ar putea deteriora construcţia cuptorului. Dacă nu există posibilitatea

de stingere cu abur sau azot produsul din cuptor se lasă să ardă în întregime, dar sub o atentă

supraveghere.

Pe tot timpul operaţiunii de intervenţie se realizează o răcire intensă a construcţiilor

metalice până la încetarea arderii produsului revărsat în camera cuptorului şi se continuă şi după

aceea până în momentul în care posibilitatea reaprinderii este exclusă.

Revărsările incendiate din jurul cuptorului se stâng cu pulberi stingătoare sau spumă.

Coşurile pentru evacuarea produselor de ardere se pot răci cu 2-4 jeturi de apă refulată

din direcţii diametral opuse. Răcirea unilaterală provoacă deformarea coşului în direcţia în care

se acţionează cu ţeava (ca urmare a dilatării inegale) aceasta putându-se prăbuşi. De aceea este

necesar ca acţiunea cu ţevile să înceapă simultan de la partea superioară a coşului (mai puţin

fierbinte) spre parte inferioară prin deplasarea progresivă şi în acelaşi plan a acestora.

Dacă elementele de construcţie ale cuptorului (pasarelele de serviciu, carcasa şi

acoperişul cuptorului) în momentului refulării substanţei stingătoare nu depăşesc 600-700 oC,

acestea se pot răci cu apă pulverizată. La temperaturi mai ridicate de 800-900 oC, acţiunea de

răcire se începe cu spumă şi se continuă cu apă pulverizată deoarece la temperaturi ridicate

92


aceasta se evaporă intens.

Mânuirea ţevilor cu apă trebuie efectuată cu multă atenţie, fiind îndreptată numai spre

locurile strict necesare.

5.4.3 Stingerea incendiilor la staţiile de pompare

În caz de incendiu la o staţie de pompare se acţionează imediat de către personalul de pe

locul de muncă prin oprirea funcţionării pompelor şi închiderea vanelor de pe conductele de

transport a produselor petroliere. De asemenea se deconectează circuitele electrice de forţă, care

alimentează agregatele de pompare.

Marea majoritate a staţiilor de pompare fiind dotate cu instalaţii de stingere cu abur sau

cu spumă, acestea vor fi puse imediat în funcţiune. Dacă instalaţiile s-au deteriorat sau nu dau

randamentul necesar se trece imediat la stingerea incendiului cu mijloacele mobile de intervenţie

ale formaţiei civile de pompieri şi ale pompierilor militari.

Refularea spumei trebuie să se facă la intensitatea corespunzătoare produsului care arde.

Este absolut necesar să se acopere cu spumă, cu caracter preventiv, pompele, vanele,

conductele, canalele tehnologice, precum şi cuva de retenţie, în felul acesta înlăturându-se

posibilitatea inflamării şi aprinderii amestecurilor de vapori, aer, precum şi a propagării

incendiilor. Această măsură a fost luată şi la incendiul izbucnit la o uzină chimică din Germania

în 1969, când deşi s-a acoperit preventiv cu spumă casa pompelor şi cuva de retenţie, totuşi s-a

produs o puternică explozie dar în încăperea vanelor de închidere în care nu se introdusese

spumă. Rezultă că acoperirea cu spumă a tuturor instalaţiilor aferente, staţiilor de pompare este

strict necesară şi justificată.

Concomitent cu refularea spumei pentru stingerea incendiului se va acţiona şi la răcirea

construcţiilor şi elementelor de construcţii din apropiere cu spumă sau cu apă pulverizată, funcţie

de locul de refulare.

Răcirea trebuie să continue şi după lichidarea completă a arderii, până în momentul în

care orice posibilitate de reaprindere este exclusă.

Dacă după ce s-a folosit spumă şi incendiul a scăzut în intensitate se poate folosi cu

bune rezultate pulberea stingătoare refulată în cantităţi suficiente.

La incendiul de la rafinăria ESSO după aproximativ o oră de răcire intensă cu apă şi

spumă, s-a procedat la atacarea focarului cu pulbere acţionându-se de pe două părţi şi cu mai

multe mijloace. Atacul asupra focarului a fost declanşat în momentul când flăcările, datorită

acţiunii de răcire şi lipsei de oxigen, erau mai mici. Succesul a fost instantaneu şi nu s-a mai

produs nici o reaprindere.

De remarcat că tot de la acest incendiu s-a tras concluzia că produsele de uleiuri

minerale fierbinţi care ies cu presiune sau se scurg lent, pot fi stinse cu multă greutate cu spumă,

93


folosindu-se un volum foarte mare de substanţă stingătoare. S-a calculat că la intervenţia de

stingere de la rafinăria ESSO s-au produs aproximativ 10000 m3 de spumă. S-a constatat, însă,

că cea mai eficientă substanţă stingătoare o constituie pulberea cu condiţia să fie refulată în

cantităţi corespunzătoare şi cu mijloace adecvate la momentul potrivit, de regulă, când furia

flăcărilor a fost domolită prin acţiunea cu apă şi spumă.

5.4.4 Stingerea incendiilor la condensatoare şi răcitoare

Personalul de pe locul de muncă, pentru stingerea unui astfel de incendiu trebuie să

execute următoarele operaţiuni:

- oprirea funcţionării întregii aparaturi (întreruperea alimentării cu produse);

- intervenţia cu ţevi pentru stingere şi pentru răcire manevrând ţevile, progresiv pe

verticală sau pe orizontală funcţie de poziţia condensatoarelor şi răcitoarelor.

În cazul în care incendiul a cuprins condensatorul sau răcitorul precum şi lichidul care

se scurge în canalele tehnologice se va acţiona mai întâi pentru stingerea incendiului din sistemul

de canalizare, după care se va interveni la aparatele incendiate.

În sistemul de canalizare ţevile vor fi manevrate în direcţia opusă curentului apei.

Răcirea intensă este şi în acest caz un principiu de intervenţie care trebuie să stea

permanent în atenţia personalului care intervine pentru stingere.

5.5 Caracteristicile incendiilor la instalaţiile tehnologice înalte (coloane de distilare, fracţionare şi rectificare)

Pericolul principal constă în scurgerea lichidelor şi gazelor combustibile, prin unele

neetanşeităţi sau chiar a exploziei coloanei pe instalaţii şi pe terenul înconjurător şi aprinderea

acestora.

Din cauza amplasării apropiate a instalaţiilor, incendiul se propagă cu uşurinţă de la o

instalaţie la alta, cuprinzând în scurt timp suprafeţe apreciabile cu un număr mare de instalaţii şi

aparate.

Sub efectul caloric, provenit de la flăcări, utilajul tehnologic împreună cu fluidele

combustibile din interior se încălzesc foarte repede ceea ce are drept consecinţă creşterea

presiunii şi deci deformarea, fisurarea sau chiar explozia.

În ceea ce privesc coloanele de distilare, acestea se încălzesc repede ducând la

spargerea corpului coloanei sau chiar explozia acesteia ca urmare a creşterii presiunii din interior

şi trecerii produselor din fază lichidă în cea de vapori. În cazurile în care coloanele sunt izolate

termic, diferite porţiuni de izolaţie se desfac şi cad, producându-se fisuri unde arderea vaporilor

se manifestă sub formă de torţă.

La astfel de coloane mai poate să apară şi cazul în care izolaţia termică îmbibată

puternic de produs se poate aprinde. Într-o asemenea situaţie, întreaga suprafaţă a coloanei este

94


cuprinsă de incendiu prezentând un mare pericol pentru coloanele şi instalaţiile învecinate,

deoarece temperatura se ridică la 900-1000 oC, iar în cazul unei densităţi mărite a instalaţiilor,

acestea se pot deforma sau degrada grav, în mai puţin de 20 minute.

Ca urmare a exploziilor coloanelor cantităţi mari de produs precum şi fragmente

metalice din acestea sunt împrăştiate pe suprafeţe uneori destul de întinse contribuind la

propagarea arderii sau la deteriorarea gravă a instalaţiilor şi utilajelor tehnologice cu care vin în

contact. Astfel apare un deosebit pericol de accidentare a personalului care acţionează pentru

stingerea incendiului.

O asemenea situaţie a avut loc la rafinăria PERM (Rusia) unde produsul dintr-o

conductă ce s-a spart, s-a împrăştiat lângă coloane, fapt ce a făcut ca două dintre ele să explodeze

şi incendiul să se propage la parcul de rezervoare (1970).

Tot ca urmare a exploziilor se pot deteriora grav instalaţiile de golire a coloanelor şi

instalaţiilor ceea ce face ca pericolul de explozie şi intensitatea arderii să fie ridicată. La

incendiul de la rafinăria ESSO, cele 80 tone de produse petroliere existente în instalaţii nu au

mai putut fi evacuate în rezervoarele de siguranţă, ceea ce a complicat serios acţiunea de

intervenţie.

La oprirea prin avarie a procesului tehnologic pot să apară gradienţi mari de presiune şi

şocuri hidraulice, ceea ce favorizează extinderea avariei şi dezvoltarea mai intensă a incendiului.

În ceea ce privesc coloanele de distilare în vid, se apreciază că în interiorul acestora nu

este posibil să se producă un proces de ardere. În aceste coloane, este posibil ca în interiorul lor

să se producă o explozie atunci când apar neetanşeităţi în pereţii şi armăturile coloanelor

respective şi există surse de foc în apropiere.

Lichidarea definitivă a incendiului ca şi cercetarea cauzelor care l-au generat se face cu

mari eforturi, datorită mărimii şi complexităţii instalaţiilor ce trebuie verificate, cât şi a

dificultăţilor create de prezenţa pe platformele şi scările de acces a unui strat alunecos format de

produsele scurse în amestec cu apa şi spumă, folosite la stingere. În asemenea condiţii deplasarea

personalului trebuie făcută cu mare precauţie pentru a se evita accidentările.

5.6 Organizarea şi desfăşurarea intervenţiei

5.6.1 Recunoaşterea incendiului

Organizarea şi desfăşurarea în bune condiţii a acţiunilor de intervenţie pentru stingerea

incendiilor impune executarea de către comandantul intervenţiei, ajutat de specialiştii din

obiectiv, a unei recunoaşteri amănunţite şi calificate, care în afara cerinţelor generale sunt

obligaţi să constate şi probleme specifice ca:

- starea coloanei incendiate şi a celor vecine, precum şi modul de manifestare a

95


arderii;

- prezenţa pericolului de explozie şi consecinţele unei eventuale explozii;

- dacă a fost întreruptă alimentarea cu produse a coloanelor;

- dacă au fost puse în funcţiune instalaţiile fixe de stingere, precum şi starea

acestora;

- măsurile luate de personalul obiectivului şi eficienţa acestora;

- existenţa şi starea sistemului de canalizare de pe teritoriul rafinăriei, posibilităţilor

de propagare, oprire şi stingere a incendiului;

- prezenţa pericolului de intoxicare cu gaze sau vapori de lichide toxice;

- pericolul propagării incendiului la coloanele şi instalaţiile vecine;

- posibilitatea stingerii şi împrăştierii produselor şi cantitatea acestora;

- posibilităţile de amplasare a ţevilor la înălţime;

- necesitatea golirii coloanelor şi posibilităţile inundării lor cu aburi.

5.6.2 Stingerea incendiilor la instalațiile tehnologice inalte

Succesul intervenţiei la astfel de incendii, depinde în bună măsură, de concentrarea în

timp scurt a forţelor şi mijloacelor necesare, de conducere a acestora cu calm şi cu pricepere,

concomitent cu luarea măsurilor de protecţie impuse de situaţie pentru securitatea servanţilor.

La izbucnirea incendiului personalul de pe locul de muncă intră în cel mai scurt timp în

acţiune conform atribuţiunilor ce revin fiecăruia punând în funcţiune instalaţiile fixe de stingere.

Un incendiu apărut la coloane, în prima lui fază, poate fi stins de personalul muncitor de

pe locul de muncă dacă intervenţia este energică şi operativă.

De asemenea incendiile de scurgeri de produse în cantităţi reduse se lichidează cu

stingătoarele din dotare, precum şi cu jeturi de aburi din instalaţiile fixe.

În condiţiile unui incendiu dezvoltat, când procesul de ardere are loc pe întreaga

coloană, stingerea se realizează cu ajutorul unor jeturi puternice de apă sau spumă asupra

coloanei respective, precum şi pentru răcirea cu apă pulverizată a instalaţiilor învecinate. De

asemenea, se umple coloană cu abur şi se decuplează din schema tehnologică a instalaţiei.

Operaţiile acestea se execută de către personalul calificat sub directa îndrumare şi supraveghere

a conducerii tehnice a obiectivului sau a instalaţiei respective.

Pe timpul acţiunii de stingere a focarelor locale pe coloane, în mod normal, procesul

tehnologic nu se întrerupe, ci numai în situaţia unor incendii de mari proporţii când instalaţia, aşa

cum s-a mai arătat, se opreşte, se trece la golirea rapidă a coloanei şi la umplerea ei cu abur.

Pentru lichidarea flăcărilor de la exteriorul coloanelor se folosesc jeturi compacte cu

apă, refulate din tunuri fixe sau din tunurile maşinilor de incendiu şi ţevi montate pe autoscările

mecanice amplasate cât mai aproape de coloane, spre a folosi corespunzător forţa de şoc a

96


jeturilor.

Pentru reuşita acţiunii de stingere, ţevile se dispun astfel încât lichidarea incendiului să

se realizeze simultan pe întreaga circumferinţă a coloanei, pe pasarele sau alte construcţii, fără a

periclita securitatea servanţilor.

Dacă se produc revărsări mari de lichid, este necesar să se amenajeze diguri, şanţuri sau

bazine de captare prevăzute cu închideri hidraulice. Alegerea direcţiei de atac se face astfel încât

jeturile să fie concentrate către locurile unde flăcările se desprind de lichid, realizându-se rezerva

de furtun necesară pentru manevrarea rapidă a ţevilor.

Incendiile din teritoriul coloanelor unde de regulă au rămăşiţe de cocs se pot lichida cu

instalaţiile fixe de stingere cu abur. În acest caz, aburul se introduce în coloană, în principiu timp

de cel puţin 6 ore, după care se începe răcirea părţii interioare a coloanei cu apă sau abur.

În condiţiile dezvoltării şi modernizării industriei chimice şi petrochimice, când se

construiesc coloane de înălţime din ce în ce mai mari, şi cu o zestre de lichide combustibile

ridicată, intervenţia pentru stingerea incendiului la coloanele ce depăşesc 40 m devine dificilă.

Pentru reuşita acţiunilor se impune folosirea tunurilor fixe şi de pe maşinile de luptă, cu bătăi şi

debite mari precum şi intervenţia de pe autoscările mecanice.

Sectoarele de intervenţie se vor organiza în funcţie de suprafaţa, misiunea încredinţată,

posibilităţile de conducere pe perimetru, pe instalaţii, etc.

Se vor asigura cu ţevi canalele conductelor şi a celor de scurgere a reziduurilor, de

asemenea locurile de golire a instalaţiilor. Pentru protecţia instalaţiilor se pot folosi zidurile de

apă.

Importantă este asigurarea securităţii servanţilor, prin folosirea costumelor anticalorice

şi amplasarea servanţilor în locuri ferite de eventuale explozii, asigurarea celor care lucrează la

înălţimi.

Sintetizând cele arătate, principiile tactice de intervenţie care se au în vedere pentru

stingerea unui incendiu la coloane sunt următoarele:

- închiderea ventilelor şi conductelor de transport a produselor petroliere;

- punerea în funcţiune a tuturor mijloacelor de stingere din dotarea instalaţiei;

- lichidarea cu spumă, pulberi, abur sau apă a incendiului;

- evacuarea instalaţiilor de produse petroliere folosind abur;

- răcirea intensă a elementelor de susţinere a instalaţiilor şi utilajelor tehnologice

incendiate şi vecine;

- asigurarea intervenţiei cu substanţe adecvate de stingere şi rezervă de accesorii

necesare.

Pentru stingerea unui incendiu izbucnit la o coloană este necesar să se execute

97


următoarele operaţiuni:

- stingerea incendiului izbucnit la coloană;

- răcirea coloanei incendiate;

- răcirea coloanei vecine;

- stingerea revărsărilor cu praf şi spumă;

- stingerea torţelor şi arderilor locale de pe coloană;

- răcirea instalaţiilor vecine.

5.7 Concluzii

Intervenţia pentru stingere la instalaţiile de prelucrare a produselor petroliere necesită

din partea comandantului stingerii o temeinică pregătire profesională. Acesta trebuie să cunoască

în bune condiţii procesul tehnologic ce se desfăşoară în fiecare instalaţie, caracteristicile de

ardere şi particularităţile de stingere la fiecare instalaţie.

La izbucnirea incendiilor, primele măsuri luate de către personalul instalaţiei sunt de

importanţă deosebită.

Lichidarea arderii se face concomitent cu răcirea intensă a instalaţiilor vecine având în

vedere pericolul pe care îl prezintă pentru acestea.

Comandantul stingerii este obligat ca pe tot timpul acţiunii de intervenţie să ţină o

strânsă legătură cu personalul tehnico-ingineresc al instalaţiilor respective şi să colaboreze cu

acesta pe linia măsurilor ce trebuie întreprinse.

La stingere trebuie folosite importante forţe umane şi mijloace tehnice.

O acţiune bine organizată, condusă şi desfăşurată garantează succesul intervenţiei,

misiunea putând fi îndeplinită în timp scurt, reuşind astfel a salva de la distrugere instalaţiile ce

au o mare importanţă pentru economia naţională.

De mare importanţă este concentrarea rapidă la incendiu a efectivelor şi mijloacelor de

stingere ale obiectivului respectiv, ale obiectivelor vecine, ale pompierilor militari precum şi a

tuturor organelor prevăzute în planul de intervenţie.

98


Glosar termeni

Clasă de combustibilitate: caracteristică a unui material sau element, exprimată prin

nivelul parametrilor specifici, determinaţi în urma unor încercări standartizate;

Densitate de sarcină termică : raportul dintre sarcina termică şi suprafaţa secţiunii orizontale a

spaţiului afectat de incendiu ;

Evaluarea riscului de incendiu: procesul de estimare şi cuantificare a riscului asociat

unui sistem, denumit în continuare risc de incendiu existent, determinat pe baza probabilităţii de

producere a incendiului şi a consecinţelor evenimentului respectiv, precum şi de comparare a

acestuia cu un nivel limită prestabilit, denumit în continuare risc de incendiu acceptat. ;

Grad de rezistenţă la foc: capacitate globală a construcţiei sau a compartimentului de

incendiu de a răspunde la acţiunea unui incendiu standard, indiferent de destinaţia sau funcţiunea

acestuia;

Identificarea riscului de incendiu : procesul de apreciere şi stabilire a nivelului de

pericol de incendiu, în anumite împrejurări, în acelaşi timp și spaţiu;

Managementul riscului : abordare ştiinţifică a tratării riscurilor pure;

Performanţă la foc: comportarea unui material, produs sau ansamblu supus unui

incendiu, în raport cu utilizarea lui;

Pericol de incendiu: o stare anormală de existentă a unui mediu sau de funcţionare a

unui sistem tehnic, care poate permite întrunirea condiţiilor necesare iniţierii arderii materialelor

combustibile din zona respectivă;

Rezistenţă la foc : aptitudinea unor părţi sau elemente de construcţie de a-şi păstra într-

un timp determinat, capacitatea portantă, izolarea termică şi etanşeitatea, stabilite prin încercări

standardizate;

Risc de incendiu : stare exprimată prin relaţia de interdependenţă între probabilitatea

globală de iniţiere a unui incendiu şi gravitatea consecinţelor evenimentului respectiv. De regulă,

relaţia este exprimată prin produsul celor 2 parametri ;

Sarcină termică: suma energiilor calorice degajate prin combustia completă a tuturor

materialelor din spaţiul considerat;

Scenarii de siguranţă la foc :combinaţii de valori şi relaţii între condiţiile şi

performaneţele la foc asigurate, în scopul realizării siguranţei utilizatorilor;

Soluție MEA: soluție de mono-etanol-amină folosită pentru desulfurarea gazelor bogate

in hidrogen.

99


Bibliografie1. Bălulescu P. (1981), Stingerea incendiilor, Editura tehnică, București;

2. Regulamentul de intervenţie al pompierilor militari – proiect, 1994;

3. Buletinul pompierilor nr. 1/1970, pag. 101-109; nr. 1/1973, pag. 163-165 ;

4. Pavel A. (1988), Siguranța in funcționare a utilajelor petrochimice, Editura tehnică,

București;

5. Șerbu T.(2000), Fiabilitaea si riscul instalațiilor, Editura Matrix Rom, București;

6. G.C Suciu. (1993), Ingineria prelucrării hidrocarburilor, Editura tehnică, București;

7. Dorin Popescu, Alexandru Pavel.(1998) , Risc tehnic/tehnologic, Editura Briliant

București;

8. Ministerul industriei chimice si petrochimice.(1988), Norme departamentale de

prevenire și stingere a incendiilor in industria petrochimică;

9. P. Bălulescu, V. Măcriș.(1979),Prevenirea incendiilor, Editura tehnică București;

10. Expert siguranța la foc Constantin Miron, Evaluarea capacității de apărare impotriva

incendiilor a rafinăriei Petrobrazi;

11. Institutul de proiectare pentru instalații petroliere Ploiești, Scenarii de securitate la

incendiu pentru instalațiile de recuperare sulf, stripare ape uzate, hidrofinare petrol-

motorina, recuperare sulf, hidrofinare benzina și reformare catalitică.

12. http://www.referat.ro/referate/Petrolul_1484.html

100

http://www.referat.ro/referate/Petrolul_1484.html

Date post:	06-Dec-2014
Category:	Documents
Upload:	bunea-bogdan
View:	230 times
Download:	10 times

Evaluarea Riscului Instalatiilor Tehnologice ale Rafinariei Petrobrazi.doc

Documents