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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
- 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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
Fig. 2.1 – Instalația de reformare catalitică
24
Fig
. 2.1
– I
nsta
lați
a de
ref
orm
are
cata
liti
că
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Descrierea procesului tehnologic
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
Fig. 2.2 – Instalatia de hidrofinare motorina
27
Fig
. 2.2
– I
nsta
lați
a de
hid
rofi
nare
mot
orin
ă
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
2.3 Instalația de desulfurare gaze
Descrierea procesului tehnologic
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
Fig. 2.3 – Instalatia de desulfurare gaze
30
Fig
. 2.3
– I
nsta
lați
a de
des
ulfu
rare
gaz
e
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
2.4 Instalaţia de recuperare sulf
Descrierea procesului tehnologic
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
Fig. 2.4 – Instalatia de recuperare sulf
32
Fig
. 2.4
– I
nsta
lați
a de
rec
uper
are
sulf
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
2.5 Instalaţia de distilare atmosferică şi în vid
Descrierea procesului tehnologic
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
(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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
2.6 Instalația de cocsare întârziată
Descrierea procesului tehnologic
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
Fig. 2.6 – Instalatia de cocsare întârziată
39
Fig
. 2.6
– I
nsta
lați
a de
coc
sare
întâ
rzia
tă
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
o Gaze combustibile (C2-C4)
55
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
· 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
ELECTROMAGNETIC nu este cazul nu este cazul nu este cazul
BIOLOGICI nu este cazul nu este cazul nu este cazul
58
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
RISC FOARTE MARE DE INCENDIU, asociat cu posibilităţi de explozie.
3.4.2 Instalaţia de recuperare sulf (RS)
Riscul de incendiu
Riscul de incendiu normat (P118-99) este definit prin categoria de pericol 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.
Analiza factorilor de risc
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.
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).
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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;
- 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;
- 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
produse inflamabile şi combustibile şi sunt provocate de:
- spargerea unei garnituri de etanşare la racorduri;
- deteriorarea etanşării mecanice a unei pompe;
- fisurarea/ruperea unei conducte de vehiculare a produselor;
- lăsarea fără supraveghere a unei evacuări tehnologice, care astfel scapă de sub
control.
62
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
Tabelul 3.4 – 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
stingătoare
· aprindere
· explozie
· încărcare
suplimentară
· şoc termic
· spumare
· 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
ELECTROMAGNETIC nu este cazul nu este cazul nu este cazul
BIOLOGICI nu este cazul nu este cazul nu este cazul
63
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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:
- instituirea unui regim de întreţinere preventivă/predictivă care include înlocuirea
pieselor supuse la uzură la intervale de timp de funcţionare normate, 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 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;
- realizarea reviziilor echipamentelor tehnologice la termenele specificate de
furnizorii acestora.
Surse potenţiale de aprindere
Potenţialele surse de aprindere sunt:
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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.
Densitatea sarcinii termice
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.
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 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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Riscul de incendiu normat (P118-99) este definit prin categoria de pericol 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.
Analiza factorilor de risc
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
- 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.
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)
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 garnituri;
- coroziune;
- modificări constructive inadecvate 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;
- greşeli de operare.
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 garnituri de etanşare la racorduri;
- spargerea etanşării mecanice a unei pompe;
67
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
- fisurarea/ruperea unei conducte de vehiculare 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.
Tabelul 3.7 – Efecte negative ale agenţilor termici şi chimici
AGENŢICONSTRUCŢII 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
· 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
ELECTROMAGNETI
C
nu este cazul nu este cazul nu este cazul
BIOLOGICI nu este cazul nu este cazul nu este cazul
68
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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:
- 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 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 “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 specifice cuprinse în planul de intervenţie.
- realizarea reviziilor echipamentelor tehnologice la termenele specificate de
furnizorii acestora.
Surse potenţiale de aprindere
Potenţialele surse de aprindere sunt:
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.
B. Instalaţii electrice defecte.
C. Descărcarea electricităţii statice altfel decât prin sistemul de legare la pământ.
69
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
D. Suprafeţe metalice supraîncălzite.
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).
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 instalaţia HPM în categoria de pericol de incendiu A, RISC FOARTE MARE
DE INCENDIU SI EXPLOZIE.
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.
Tabelul 3.8 – Riscul de incendiu si gradul de rezistenţa la foc
Obiect Risc de incendiu (Categoria de pericol de incendiu)
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
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.
70
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Riscul de incendiu normat (P118-99) este definit prin categoria de pericol 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.
Analiza factorilor de risc
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
- 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.
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).
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.
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;
- 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;
- scurgerile de produse la racordurile de aspiraţie/refulare ale pompelor, precum şi la
72
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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 garnituri de etanşare la racorduri;
- deteriorarea etanşării mecanice a unei pompe;
- fisurarea/ruperea unei conducte de vehiculare a produselor;
- lăsarea fără supraveghere a unei evacuări tehnologice, care astfel scapă de sub
control.
Tabelul 3.9 – Efecte negative ale agenţilor termici şi chimici pentru instalaţia stripare ape uzate
AGENŢICONSTRUCŢII ŞI INSTALAŢII OPERATORI
Acţiuni Efecte Efecte
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
ELECTROMAGNETIC nu este cazul nu este cazul nu este cazul
BIOLOGICI nu este cazul nu este cazul nu este cazul
73
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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:
- instituirea unui regim de întreţinere preventivă/predictivă care include înlocuirea
pieselor supuse la uzură la intervale de timp de funcţionare normate, 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 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 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 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;
- realizarea reviziilor echipamentelor tehnologice la termenele specificate de
furnizorii acestora.
Surse potenţiale de aprindere
Potenţialele surse de aprindere sunt:
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.
74
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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).
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.
Densitatea sarcinii termice
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
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.
Tabelul 3.10 – Riscul de incendiu pentruobiectele instalaţiei
Obiect Risc de incendiu (Categoria de pericol de incendiu)
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
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 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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
explozie.
76
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
- 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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
- 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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
4.5.2 Instalaţia de recuperare sulf (RS)
Echiparea cu dispozitive de alarmare, semnalizare şi alertare în caz de incendiu
În instalaţia RS se vor prevedea 2 butoane noi de semnalizare a incendiilor care transmit
comanda la remiză de pompieri.
Detectarea amestecurilor explozive
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.
Instalaţiile de stingere a incendiilor
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)
Echiparea cu dispozitive de alarmare, semnalizare şi alertare în caz de incendiu
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.
Detectarea amestecurilor explozive
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 va fi indicată optic şi acustic la tabloul de
86
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
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.
Detectarea amestecurilor explozive
Pentru măsurarea şi monitorizarea continuă a amestecurilor de gaze combustibile în
atmosferă pe platforma tehnologică, va fi prevăzut un sistem de detecţie/alarmă.
87
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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).
Instalaţiile de stingere a incendiilor
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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
Evaluarea riscului instalaţiilor tehnologice ale rafinăriei “Petrobrazi”
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