Пожарная безопасность резервуарного парка цеха подготовки и перекачки нефти НГДУ "Лянторнефть"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Тема: Пожарная безопасность резервуарного парка цеха подготовки и перекачки нефти НГДУ «Лянторнефть»

Содержание

1. Введение

2. Краткая характеристика резервуарного парка

2.1 Краткое описание технологического процесса УПН

3. Анализ пожарной опасности технологического процесса ЦППН

3.1 Определение пожарной опасности использующихся в технологическом процессе веществ и материалов

3.2 Оценка пожаровзрывоопасности среды внутри аппаратов при их нормальной работы

3.3 Оценка возможности образования горючей среды около емкостей, резервуаров с нефтью и в насосных станциях

3.4 Причины повреждения резервуаров, насосов и трубопроводов с нефтью

3.5 Особенности повреждений резервуаров и возникновения пожаров в резервуарном парке

3.6 Источники зажигания

3.7 Пути распространения пожара

4. Разработка технических решений обеспечивающих пожарную безопасность технологического процесса резервуарного парка

4.1 Определение категории помещения насосной для перекачки нефти по взрывопожарной и пожарной опасности

4.2 Проверочный расчет гасящего диаметра отверстий кассетного огнепреградителя, установленного на дыхательной линии технологического РВС-10000

4.3 Обоснование и расчет системы аварийного слива нефти из помещения нефтенасосной

4.4 Защита от разлива нефти при мгновенном разрушении резервуара

4.5 Расчет экономического ущерба от загрязнения окружающей природной среды при пожаре разлива нефти

4.6 Технико-экономическое обоснование вариантов защитных ограждений для резервуарного парка ЦППН

Выводы

Литература

1. Введение

Резервуары и резервуарные парки как основные сооружения складов нефти и нефтепродуктов широко распространены в различных отраслях народного хозяйства России. Они входят в технологические схемы сбора и подготовки нефти, магистральных нефтепродуктопроводов, нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), перевалочных и распределительных нефтебаз, и т.п.

Склады нефти и нефтепродуктов - комплекс зданий, резервуаров и других сооружений, предназначенных для приема, хранения и выдачи нефти и нефтепродуктов.

К складам нефти и нефтепродуктов относятся: предприятия по обеспечению нефтепродуктами (нефтебазы); резервуарные парки и наливные станции магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов; товарно-сырьевые парки центральных пунктов сбора нефтяных месторождений, нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий; склады нефтепродуктов, входящие в состав промышленных, транспортных, энергетических, сельскохозяйственных, строительных и других предприятий и организаций (расходные склады).

Резервуарный парк - группа (группы) резервуаров, предназначенных для хранения нефти и нефтепродуктов и размещенных на территории, ограниченной по периметру обвалованием или ограждающей стенкой при наземных резервуарах и дорогами или противопожарными проездами - при подземных (заглубленных в грунт или обсыпанных грунтом) резервуарах и резервуарах, установленных в котлованах или выемках.

В настоящее время проблема обеспечения пожарной безопасности объектов топливно-энергетического комплекса является одной из самых сложных и острых во всех странах, где нефтегазодобывающая и перерабатывающая промышленности были и остаются наиболее аварийно- и травмоопасными отраслями экономики. Именно здесь происходят наиболее тяжелые по своим последствиям аварии и значительная часть несчастных случаев на производственных объектах.

За последние годы значительно расширился ассортимент хранимых в резервуарах горючих жидкостей, стали широко использоваться различные добавки в нефть газового конденсата. Наряду с этим разработаны новые типы пенообразователей, в том числе биологически мягкие: ПО-3АИ, Сампо, ТЭАС. Их биоразлагаемость составляет более 80%, что очень важно для защиты окружающей среды. Все чаще для тушения пожаров нефти и нефтепродуктов используется способ подачи пены низкой кратности в слой горючей жидкости. Расширились научные представления о механизме процесса тушения, разработаны новые технические средства для подачи огнетушащих веществ.

Резервуарные парки являются взрывопожароопасными объектами, так как на них производятся различные операции с легковоспламеняющимися жидкостями (слив и налив железнодорожных и автомобильных цистерн), возможно появление источников зажигания (удары молнии, искровые разряды статического электричества, искры при работе стальным инструментом, перегретые выхлопные трубы и искры при работе двигателей внутреннего сгорания тепловозов и автомобилей и т.д.) и имеются благоприятные условия для распространения пожара.

При производстве сливо-наливных операций (заполнение резервуаров, автоцистерн, вагонов цистерн, слива из вагонов цистерн) может иметь место загазованность территории резервуарных парков, сливо-наливных железнодорожных и автомобильных эстакад.

Пожары на нефтебазах, происходящие как в нашей стране, так и за рубежом обычно принимают большие масштабы, требуют для их ликвидации привлечения большого количества сил и средств и наносят народному хозяйству и экологии значительный ущерб.

Анализ статистических данных аварий и пожаров на этих объектах показал, что наиболее опасная ситуация возникает при полном разрушении вертикального стального резервуара (РВС). Образующийся мощный поток жидкости - волна прорыва - разрушает нормативные обвалования и выходит за пределы территории объекта, часто приводя к катастрофическим последствиям. Площадь разлива нефтепродуктов достигает сотен тысяч квадратных метров.

Пожары нефти и нефтепродуктов в резервуарах, как правило являются сложными и крупными, ликвидируются с большим трудом, наносят огромный ущерб. В настоящем дипломном проекте на основании экспериментально-теоретических исследований, изучения технологического процесса, рассмотрены закономерности и определения пожарной опасности резервуарного парка, выдвинуты и обоснованы пожарно-технические требования, а также разработаны технические решения и дополнительные противопожарные мероприятия направленные на его безопасную эксплуатацию.

2. Краткая характеристика резервуарного парка

пожаровзрывоопасность резервуарный парк нефть

Резервуарный парк входит в состав цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН) Лянторского месторождения предназначенного для подготовки нефти Лянторского, Маслиховского, Назаргалиевского, Санинского, Занадно-Камынского, Селияровского месторождений.

ЦППН размещен в промышленной зоне г. Лянтора находящегося в Сургутском районе Ханты-Мансийского Автономного округа-Югры, в 100 километрах на северо-запад от г.Сургута.

Проектная мощность цеха:

- по нефти - 22 тыс. тонн в сутки (8 млн. тонн в год);

- по газу - 600 тыс. м3 в сутки (219 млн. м3 в год).

Цех подготовки и перекачки нефти предназначен для:

- приёма пластовой нефти с ДНС (дожимная насосная станция) группы месторождений нефти;

- подготовки нефти с выделением попутного газа и пластовой воды;

- технологического и аварийного хранения нефти в резервуарах;

- очистки выделенных из нефти пластовых вод с последующей подачей их для использования в системе ППД (поддержания пластового давления);

- аварийного хранения обводненной и подготовленной нефти в резервуарах;

- учёта и откачки подготовленной нефти по трубопроводу на Фёдоровское КСУ;

- предусмотрена возможность подачи нефти с Алёхинского ЦППН и ЦППН посёлка Нижнесартымский.

Количество кустов с которых осуществляется сбор нефти составляет 327 шт. Общая площадь территории ЦППН - 72 гектара. Общий план цеха ППН показан на рис. 1.

Режим работы ЦППН нефтегазодобывающего управления Лянторнефть - круглосуточный, без выходных и праздничных дней. Режим работы технологического персонала - 2-х сменный. Продолжительность рабочей смены - 12 часов.

Резервуарный парк состоит из 4 РВС-10000 для товарной нефти и 10 РВС-5000 - очистных. Вокруг резервуарного парка имеется кольцевая дорога с твердым покрытием.

Технологический процесс подготовки и транспорта нефти связан с высокими давлениями (до 4,8МПа) и температурами (до 50°С). В связи с тем, что пары нефти и углеводородные газы могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси, объекты ЦППН являются взрывопожароопасными.

Зима длится 6-7 месяцев в году - с октября по апрель месяц. Продолжительная зима способствует накоплению снега. Глубина промерзания почвы находится в тесной зависимости от механического состава, степени влажности, а также от высоты и плотности снежного покрова. Весна короткая, с быстрым повышением температуры воздуха в апреле. Лето сравнительно короткое с жаркими и сухими периодами, которые благоприятствуют возникновению пожаров.

Среднемесячная температура января -25°С.

Среднемесячная температура июля +21,7°С.

Абсолютный максимум температуры воздуха +34°С.

Абсолютный минимум температуры воздуха -55°С.

Преобладающее направление ветра: декабрь, февраль - юго-западный, июнь-август - северный.

Средняя годовая скорость ветра равна 3,7 м/с. В осенние и весенние месяцы скорость ветра наибольшая - достигает 4,0 м/с.

В состав ЦППН НГДУ «Лянторнефть» на данный момент времени входят следующие объекты:

- установки предварительного сброса воды (УПСВ)

- установки подготовки нефти - УПН-1, 2;

- РВС-10000 м3 - 4 шт.;

- РВС-5000 м3 - 10 шт.;

- насосные откачки нефти и пластовой воды;

- газокомпрессорная станция;

- факельное хозяйство;

- эстакада нефтеналива.

На рис. 1 представлен генеральный план ЦППН НГДУ «Лянторнефть». В таблице дана экспликация основных объектов и сооружений цеха.

Рис. 1. Генеральный план ЦППН НГДУ «Лянторнефть»

Основными зданиями и сооружениями ЦППН «Лянторнефть» являются (см. рис. 1)

№ п/п	Наименование объекта
1	Проходная
2	Административно-бытовой корпус
3	Операторная
4	Котельная
5	Склад пожарного оборудования
6	Печи-обогреватели ПТБ-10 № 1-4
7	Лаборатория
8	Нефтяная насосная (Н № 1-10)
9	Буферные емкости (Б № 1-4)
10	Емкости для хранения реагента (ЕП № 1-15)
11	Электродегидраторы (ЭГ № 1-4)
12	Газосепараторы (ГС № 1, 2)
13	Блоки реагентного хозяйства (БР № 1-4)
14	Сепараторы концевой ступени сепарации (С № 1-6)
15	Насосная внутрипарковой перекачки 3 блока (Н1-Н3)
16	Блок узла переключения задвижек
17	Насосная пенотушения
18	РГС-100 м3 № 1, 2 с пенообразователем (ПО-6%)
19	РВС-700 м3 № 1, 2 (пожарный водоем)
20	Слесарная мастерская
21	Трансформаторная подстанция
22	Операторная
23	Очистные резервуары УПН РВС-5000 м3 (№ 7, 8, 9, 10)
24	Технологические резервуары УПН РВС-10000 м3 (№ 2, 4) Товарные резервуары УПН РВС-10000 м3 (№ 1, 3)
25	Очистные резервуары УПСВ «Б» РВС-5000 м3 (№ 3-6) Товарные резервуары УПСВ «Б» РВС-5000 м3 (№ 1, 2)

Производительность УПН по обезвоженной нефти - 8,0 млн. т/год.

На установке УПН предусматривается:

- обезвоживание и обессоливание поступающей нефти до содержания в ней воды 0,2% - 0,5% от массы, и содержания солей не выше 40 мг/л;

- концевая ступень сепарации нефти при давлении до Р=0,0105МПа и температуре свыше 40°С;

- обеспечение суточного запаса сырья и товарной продукции, а также сбор некондиционной нефти;

- аварийный сброс и сжигание газов на факелах высокого и низкого давления.

Аппаратное оформление УПН-1, 2:

- буферные емкости: V-100 м3 - 4 шт.;

- печи-нагреватели: ПТБ-10 - 4 шт.;

- элекдродегидраторы: ЭГ-200-10-09Г2С «ХЛ» - 4 шт.;

- сепараторы концевой ступени сепарации: НГС-П-6-3000-09Г2С - 6 шт.;

- резервуары: РВС-10000 м3 - 4 шт.;

- нефтяная насосная, блочная: 10 блоков ЦНС-300х120;

- насосная внутрипарковой перекачки, блочная: 3 блока ЦНС-180x170;

- реагентное хозяйство: 4 блока БР-25-У1;

- емкости для хранения реагента: V-50 м3 - 3 шт.;

- газосепараторы: V-16 м3 - 1 шт., V-80 м3 - 2 шт.;

- насосная пенотушения, блочная;

- емкость хранения пенообразователя: V-100 м3 - 2 шт.;

- противопожарные резервуары: РВС-700 м3 - 2 шт.;

- компрессорная блочная; 2 компрессора 4ВУ-5/9;

- факельное хозяйство: факел низкого давления ФНД; факел высокого давления ФВД.

- административно-бытовой корпус;

- операторная;

- склад пожарного инвентаря, блочный.

На установке УПСВ «Б» предусматривается:

- сбор нефти со скважин ЦДНГ-1 Лянторского, Маслиховского, Назаргалиевского, Санинского, Занадно-Камынского, Селияровского месторождения;

- сепарация нефти и транспортировка газа на Сургутский ГПЗ под давлением 1 ступени сепарации;

- обезвоживание и обессоливание нефти путем гравитационного отстоя с применением химического и термического методов разрушения эмульсии и последующая подача ее на УПН;

- подготовка подтоварной воды до соответствующих стандартов (норм) и откачка ее на КНС.

Аппаратное оформление УПСВ «Б»:

- сепараторы 1 ступени сепарации: НГС-1-10-3000-09Г2С - 3 шт.;

- сепараторы 2 ступени сепарации: НГС-2-6-3000-09Г2С - 3 шт.;

- отстойники: ОГД-200 - 4 шт.;

- печи-нагреватели: ПТБ-10 - 3 шт.;

- газосепараторы: ГСИ-16-800-2И - 2 шт.;

- резервуары: РВС-5000 м3 - 6 шт.;

- насосная внешней откачки, блочная: 5 блоков, ЦНС-300х360;

- насосная подтоварной воды: насосы 200Д90 - 3 шт., ЦНС-300x120 - 1 шт.;

- компрессорная блочная: 4ВУ-5/9 - 2 шт.;

- факельное хозяйство высокого давления;

- операторная;

- склад реагентов-деэмульгаторов и реагентное хозяйство: 4 блока ВР-2Б-У1.

Резервуары установки оборудованы пенокамерами типа ГВПС-2000, кольцами орошения. Установка оборудована стационарной системой пенотушения и системой противопожарной сигнализации, на вторичные приборы которой выведена сигнализация о пожаре в реагентном хозяйстве, нефтяных насосных блоках и резервуарном парке. На установке имеется запас пенообразователя в объеме 200 м3.

Технология производства ЦППН заключается в следующем.

Сырая нефть с дожимных насосных станций (ДНС), поступает по трубопроводам в цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН), который состоит из следующих установок:

- установки предварительного сброса воды (УПСВ);

- установки подготовки нефти №1 (УПН-1);

- установки подготовки нефти №2 (УПН-2).

Упрощенная схема технологических процессов представлена на рис. 2

2.1 Краткое описание технологического процесса УПН

Частично обезвоженная нефть (обводнённость до 30%, температура 35-45°С, под давлением Р = 0,14 - 0,2 МПа) по трубопроводам D 426 мм, с установки УПСВ «Б» через задвижки поступает в сепараторы С 1-3 (УПН-1) и С 4-6 (УПН-2), для разгазирования.

Сепараторы, объемом 100 м3 каждый, оборудованы приборами измерения уровня жидкости, давления. Пределы регулирования давления в сепараторах С 1-3 до Р ? 0,0105 МПа. Показания приборов дублируются на щите в операторной. Предупредительная сигнализация срабатывает при Р = 0,015 МПа, по уровню при Hmin = 0,7 м и Нmах = 1,9 м, а аварийная сигнализация по уровню срабатывает при Нmах = 2,1 м.

Разгазированная в сепараторах С 1-3 нефть через узел переключения задвижек по трубопроводам D 426 мм, под давлением 0,01 МПа поступает в технологические резервуары РВС-10000 м3 № 2, 4.

Резервуары оборудованы приборами: замера уровня жидкости, контроля предельного верхнего уровня жидкости, межфазного уровня жидкости «вода-нефть». Предупредительная сигнализация срабатывает при Нmах = 10,5 м. Пределы регулирования межфазного уровня «вода-нефть» в пределах Н = 2,0 -3,5 м.

В резервуарах № 2, 4 происходит дальнейшее обезвоживание нефти путём гравитационного отстоя. Отстоявшаяся в резервуарах нефть с обводненностью до 1% по трубопроводу (нефтяной стояк) с высоты Н = 4,5 м поступает на насосы.

В поток нефти из емкости для хранения реагентов (4 емкости по 6 м3 каждая), подаётся дозируемый расход реагента-деэмульгатора (сепарол) в количестве 20-35 г/т в зависимости от марки реагента.

Поступившая на насосы нефть откачивается в общий коллектор перед печами нагревателями ПТБ-10.

Нефть с установок УПСВ «С» и УПСВ «2а» с обводнённостью до 15% , с температурой 20-30°С под давлением до 0,8 МПа поступает в общий коллектор перед печами ПТБ-10.

Поступившая в коллектор нефть смешивается и равномерно распределяется по печам нагревателям, где нагревается до температуры Т = 45-50°С.

Нагретая в печах нагревателях ПТБ-10 (№ 1-4) нефть до температуры
Т = 45-50°С, поступает в электродегидраторы № 1-4, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти.

Обезвоженная нефть с обводнённостью до 1% и температурой
Т = 44-49°С по трубопроводам D 530 мм поступает в сепараторы «горячей сепарации» С 4-6 для дальнейшего разгазирования.

Разгазированная нефть из сепараторов С 4-6 поступает в товарные резервуары РВС-10000 м3 № 1, 3 и РВС-5000 м3 № 5, 6 УПН, а также
РВС-5000 м3 № 1,2 УПСВ «Б», откуда насосами откачивается на ЦКПН НГДУ «ФН»(цех комплексной подготовки нефти нефтегазодобывающего управления Федоровскнефть).

Газ после сепаратора С-3 УПСВ «Б» поступает в сепаратор ГС-3, где происходит улавливание капельной жидкости и конденсата. Газосепаратор оборудован прибором контроля давления, уровня жидкости. По уровню
Hmin = 0,5 м и Нmax = 1 м.

Уловленный в газосепараторе конденсат и жидкость дренируются в подземную ёмкость ЕП-13, откуда жидкость и конденсат откачиваются в автоцистерну. Газ из газосепаратора ГС-3 поступает в газосепаратор ГС-4, где происходит дополнительное отделение влаги от газа. Газосепаратор оборудован приборами для контроля давления и уровня. Пределы измерения уровня Н = 0,5-1 м. Пределы измерения давления Р = 0,15-0,3 МПа. Из ГС-4 газ по отдельным трубопроводам поступает на печи ПТБ-10 № 1-2 и ПТБ-10 № 3-4.

Уловленные в ГС жидкость и конденсат дренируются в емкость ЕП-8. Газ из сепараторов С 4-6 поступает на ГКС. При попадании конденсата и жидкости в трубопровод происходит сброс жидкости в подземные ёмкости ЕП-4, 12, объемом 16 м3 каждая. При остановке ГКС газ переводится на ФНД, где сжигается. Перед факелом устанавливается сепаратор расширитель С-8, из трубы диаметром 720 мм, длиной 8 м.

Газ с установки УПСВ «Б» через сепаратор расширитель С-7 поступает на ФВД, где сжигается. Уловленная в С-7 жидкость дренируется в ЕП-6. Подтоварная вода с ЕП-4 поступает в РВС-10000 м3 № 2, 4 УПН. При необходимости предусмотрена подача подтоварной воды из ЭГ 1-4 в очистные резервуары РВС-5000 м3 № 3, 8 УПСВ «Б».

Подтоварная вода с технологических резервуаров РВС-10000 м3 УПН поступает на приём в РВС-5000 м3 № 3, 8 УПСВ «Б».

Жидкость с подземных емкостей погружными насосами откачивается в трубопроводы выхода подтоварной воды с электродегидраторов, в технологические РВС-10000 № 1-4, сливается в илонакопитель установки УПСВ «Б». Газ с подземных емкостей поступает на факелы низкого или высокого давлений.

На рис. 2. представлена принципиальная схема технологического процесса установки подготовки нефти УПН 1,2.



Рис. 2. Принципиальная схема технологического процесса УПН 1, 2

Сущность работы резервуарного парка заключается в следующем.

Резервуарный парк для нефти включает 2 товарных резервуара РВС-10000 м3 и 2 товарных резервуара РВС-5000 м3.

Подготовленная нефть на УПН-2 направляется в товарно-технологические резервуары, в которых происходит ее отстой и отделение воды от нефти. Резервуары оборудованы “маточником” Ду 500мм, расположенным на высоте 0,5м от днища, с помощью которого нефть равномерно распределяется по всей площади резервуара, что способствует эффективному отстою.

Далее через стояки, которые расположены на высоте h = 7 м, нефть перетекает в буферные резервуары, где также через “маточники” нефть равномерно распределяется по площади резервуара.

В буферных резервуарах происходит более глубокий отстой, после которого через стояк h = 3,6 м подготовленная нефть направляется на насосы внешней перекачки.

По мере накопления водяной подушки подтоварная вода с резервуаров откачивается через задвижки Ду 500мм с помощью насосов внутренней перекачки в очистные резервуары.

Резервуары оснащены задвижками Ду 500мм для откачки некондиционной нефти из резервуаров, сифонными задвижками Ду 150мм для опорожнения резервуаров и задвижками Ду 500мм, установленными на линиях газоуравнительной системы (ГУС).

Технологическая схема резервуарного парка предусматривает возможность:

- перекачки нефти из одного резервуара в другой насосами;

- перекачки нефти из резервуара на повторную переработку теми же насосами.

РВС-2 - сырьевой резервуар, в данный резервуар может направляться некондиционная нефть с электродегидраторов УПН-2, а также сырая нефть с ДНС-1, расположенной на территории цеха.

РВС-1 постоянно подключен к приемному коллектору нефти Алехинского ЦПС.

Аварийным резервом емкостей резервуарного парка являются любые незаполненные на данный момент резервуары.

По территории ЦППН проложен кольцевой противопожарный водопровод (диаметром 250 мм на УПН и диаметром 150 мм на УПСВ «Б»), на котором установлено 22 ПГ, из которых 15 находятся на территории УПН-1, 2, а 7 ПГ - на территории УПСВ «Б».

Постоянное давление в сети находится в пределах 0,6-0,8 МПа (6-8 атм.). При снижении давления в сети до 2 атм. автоматически срабатывают насосы повысители Д 320/70, установленные в насосной пожаротушения в количестве 2-х штук. Производительность насоса марки Д 320/70 составляет 320 м3/час (89 л/с). Насосы могут работать как по отдельности, так и параллельно друг другу. Максимально создаваемое насосами давление составляет 2 атм. Вода на прием в насосы поступает из двух пожарных водоемов (РВС-700) сообщающихся между собой трубопроводом диаметром 250 мм. Водоемы также оборудованы арматурой для подключения двух пожарных автомобилей.

За территорией цеха с левой стороны от дороги установлен пожарный водоем (РВС-400), который оборудован арматурой для подключения одного пожарного автомобиля. Запитывается водоем от пожарного кольца по трубопроводу диаметром 150 мм. В 300 м от резервуарного парка УПСВ «Б» в направлении г. Лянтора расположен Обский водоподъем, рядом с которым имеется естественный водоем. При въезде на территорию УПСВ «Б» имеется водозаборное устройство, установленное на магистральном водопроводе Обского водозабора, оборудованное соединительной головкой диаметром 150 мм.

Между резервуарными парками УПН и УПСВ «Б» имеется водозаборное устройство в виде двух гребенок с соединительными головками Д = 77 и одной соединительной головкой Д = 150 мм, запитанное также от магистрального водопровода, давление в сети до 16 атм. Также от магистрального водопровода в пожарное кольцо идёт перемычка диаметром 200 мм для повышения давления в сети, задвижка находится в колодце, расположенном между РВС-10000 №4 и северным забором ЦППН. При открытой задвижке водоотдача пожарного кольца составляет 233 л/с. Диаметр трубопровода обского водозабора равен 730 мм. Также на территории цеха имеется пожарный водоем емкостью 100 м3.

РВС-10000 оборудованы стационарной системой орошения, состоящей из двух полуколец с трубой диаметром 100 мм. Водоотдача колец орошения составляет 64 л/с. Запитана система орошения от пожарного водовода. Узлы управления кольцами орошения находятся напротив каждого резервуара РВС-10000.

По территории цеха проложены сети растворопровода пенообразователя на котором установлены 9 пенных пожарных гидрантов, расположенных вокруг резервуарного парка УПН. Стационарной системой пенотушения защищены РВС-10000 м3 № 1-4, РВС-5000 м3 № 5, 6, 10; блок-насосных по перекачке нефти УПН-1, 2, а также 4 блока химического реагента.

Сети растворопровода запитываются от насосной пенного тушения, в которой установлены два насоса марки Д 320/70. Суммарный расход насосов составляет 178 л/с, а максимально создаваемое давление 1,2 МПа (12 атм.) Раствор пенообразователя на прием в насосы-повысители поступает по трубопроводам диаметром 150 мм из двух горизонтально стоящих резервуаров ёмкостью по 100 м3 каждый. РГС-100 м3 расположены в 15 метрах от насосной пенного тушения.

Для постоянного перемешивания раствора пенообразователя в РГС-100 м3 в насосной пенотушения установлены два электронасоса для осуществления циркуляции 6 % раствора пенообразователя.

Для проверки качества раствора пенообразователя из насосной пенотушения выходят два патрубка (от каждого насоса по одному), диаметром 80 мм, к которым подключаются ГПС-600. Общий запас пенообразователя на объекте составляет 200 м3 (6 % раствора ПО-6К).

Побудительная система срабатывает от датчиков ТРВ-2 расположенных на крышах РВС-10000 м3 и РВС-5000 м3 УПН, в блоках насосных перекачки нефти и химического реагента. Сигнал выводится на пульт операторной УПН. Запуск насосов-повысителей можно производить как из операторной УПН, так и из насосной пенного тушения (дистанционно с помощью электрозадвижек).

Подача пены в РВС-10000 м3 производится путем открывания задвижек, расположенных в блоках управления задвижками. БУЗ находится напротив каждой группы РВС-10000 м3. Подача пены в блоки насосных по перекачке нефти УПН-1, 2 производится путем открывания (вручную) задвижек, расположенных с правой стороны установок. Подача пены в блоки химического реагента производится путем открывания (вручную) задвижек расположенных справа от сепараторов УПН-1, 2 (задвижки выкрашены в желтый цвет). На РВС-10000 м3 установлены ГПСС-2000 - по 3 на каждом, на РВС-5000 м3 - по 2 ГПСС-2000, а в блоках нефтенасосных и химического реагента - по 1 ГПС-600 в каждом блоке.

Таблица 1

Сведения по резервуарам ЦППН НГДУ “Лянторнефть”

Резервуар	Дата введения в эксплуатацию	Объем, м3	Дыхательные клапаны	Кол-во ДК	Предохранительные клапаны	Кол-во ПК
ТРВС-1	август 1982 г	10000	НДКМ-350	1	КПГ-250	2
ТРВС-2	май 1983 г	10000	НДКМ-350	1	КПГ-250	2
ТРВС-3	сентябрь 1983 г	10000	НДКМ-350	1	КПГ-250	2
ТРВС-4	октябрь 1983 г	10000	НДКМ-350	1	КДС	2
ОРВС-5	март 1997 г	5000	КДС	1	КДС	1
ОРВС-6	октябрь 1987 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-7	октябрь 1984 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-8	октябрь 1984 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-9	август 1988 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-10	август 1982 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-11	август 1982 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-11	август 1982 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-13	август 1982 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1
ОРВС-14	август 1982 г	5000	НДКМ-250	1	КПГ-250	1



Рис.3. Устройство резервуара вертикального стального

Стенки резервуаров изготавливаются методами рулонирования или полистовой сборкой.

Полистовая сборка обычно применяется для резервуаров с толщиной нижнего пояса стенки свыше 18 мм, но по требованию заказчика указанным методом может быть изготовлен резервуар любого типоразмера.

Для стенок полистовой сборки применяется прокат шириной от 1,8 м до 3 м и длиной до 12 м. Обработка кромок листов осуществляется механическим способом (фрезерованием) или плазменной резкой. Вальцовка листов производится на трех- и четырехвалковых машинах.

Резервуары объемом до 20 000 м3 с толщиной нижнего пояса до 18 мм рекомендуется изготавливать методом рулонирования. Полотнища стенок резервуара имеют прямоугольную форму с разбежкой заводских вертикальных стыков и прямолинейными начальными и конечными кромками. Продольные швы в зоне этих кромок имеют недоваренные участки с подготовленной разделкой для сварки зубчатого монтажного стыка.

Зубчатый монтажный стык стенки резервуара образуется путем обрезки технологического припуска полотнища по длине, которая обычно составляет 150-300 мм.

Для обеспечения качественного формирования рулонов резервуаров объемом свыше 5000 м3 применяются треугольные технологические надставки на начальной и конечной кромках.

В крыше резервуара устанавливаются световые люки диаметром 500 и 600 мм с кронштейнами для открывания крышки и монтажные люки диаметром 800 мм и 1000 мм без кронштейнов для открывания крышки.

Патрубки в крыше подразделяются по конструктивному исполнению на монтажные и вентиляционные. Отличие вентиляционных патрубков от монтажных заключается в том, что их труба отрезается заподлицо с настилом крыши.

3. Анализ пожарной опасности технологического процесса

Пожарная опасность объектов резервуарного парка характеризуется: пожароопасными свойствами транспортируемой и хранящейся нефти, большими объемами ее перекачки и хранения; возможностью образования горючих паровоздушных концентраций в помещениях нефтенасосной, в емкостях и резервуарах с нефтью, на территории емкостей и резервуаров; возможностью повреждения технологического оборудования (нефтенасосов, трубопроводов, задвижек, дыхательной арматуры и т.д.), нефтяных емкостей и резервуаров, выхода в помещение нефтенасосной и на открытые производственные площадки и на прилегающую к ним территорию большого количества нефти; возможностью появления источников зажигания и их контакта с паровоздушными горючими концентрациями нефти; путями распространения пожара и угрозой для жизни людей (обслуживающего персонала, работников пожарной охраны).

По уровню пожарной опасности технологический процесс резервуарного парка ЦППН НГДУ «Лянторнефть» относится к технологическим процессам повышенной опасности, в которых обращаются пожаровзрывоопасные вещества в количестве, равном или большем порогового значения, указанного в таблице 1 ГОСТ Р 12.3.047-98 (Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля.).

При оценке пожарной опасности технологического процесса в соответствии с ГОСР Р12.3.047-98 оценены расчетным путем:

- избыточное давление, развиваемое при сгорании газопаровоздушных смесей в помещении (при расчете категории насосной на стр.123;

- интенсивность испарения горючих жидкостей в помещении (при расчете категории насосной на стр.123;

- другие показатели пожаровзрывоопасности технологического процесса.

Выбор необходимых параметров пожарной опасности для технологического процесса резервуарного парка определялся исходя из задания на дипломное проектирование.

Анализ пожарной опасности технологического процесса проводился по следующей схеме:

1. Определение пожарной опасности использующихся в технологическом процессе веществ и материалов.

2. Определение возможности образования горючей среды внутри помещений, резервуаров при нормальных условиях работы и при авариях.

3. Причины повреждения резервуаров, насосов и трубопроводов.

4. Определение возможности образования в горючей среде источников зажигания.

5. Исследование различных вариантов путей распространения пожара.

6. Расчет категории помещения насосной для перекачки нефти по взрывопожарной и пожарной опасности.

3.1 Определение пожарной опасности использующихся в технологическом процессе веществ и материалов

Нефть - это сложная смесь взаиморастворимых углеводородов, таких как: предельных (парафиновых) - газообразных С1-С5, жидких С6-С15, твердых выше C15; непредельных - C5H10, C6H12 и других; ароматических - C6H6, C6H5СН3 и др.

Компонентный состав нефти, приходящей в цех на подготовку с месторождений представлен в таблице 2.

Таблица. 2

Компонентный состав приходящего сырья

Наименование	Молекулярная масса	Лянторское (АС10)	Маслиховское	Назаргалиевское
		нефть	газ	нефть	газ	нефть	газ
		% мол	% мол	% мол	% мол	% мол	% мол
Двуокись углерода	44	0,12	0,48	0,2	0,59	0,19	0,4
Азот	28	0,05	0,20	0,61	1,92	0,51	1,12
Метан	16	24,13	92,49	25,47	79,58	32,43	68,46
Этан	30	0,28	1,03	2,1	6,24	3,42	7,26
Пропан	44	0,68	2,3	1,88	4,86	6,13	12,09
Изобутан	58,12	0,76	1,68	1	2,14	0,95	1,48
Н-бутан	58,12	0,25	0,5	1,11	1,75	3,40	4,56
Изопентан	72,14	0,38	0,31	1	0,98	1,15	0,92
Н-пентан	72,14	0,12	0,12	1,2	0,78	2,33	1,74
Остаток С6-8		73,24	0,9	65,44	1,16	49,5	1,95
Молярная масса, г/моль		277,6	18,8	163,7	22,18	123,4	26,18

Нефть Западно-сургутская - легковоспламеняющаяся жидкость, плотность 730-1040 кг/м3, начало кипения обычно около 20 °С, tвсп = -16 ч -18°С, tсв = 250-375°С, цнпрп = 1,8%, теплота сгорания 43514-46024 КДж/кг, в воде практически не растворима, температура пламени 1100 єС и больше. Тушащие средства - воздушно-механическая пена средней кратности на основе ПО-1Д, ПО-6К, ПО-ЗАИ.

3.2 Оценка пожаровзрывоопасности среды внутри аппаратов при их нормальной работы

Требуется определить взрывоопасность паров нефти во всех аппаратах данной технологической схемы. Для решения этого вопроса следует установить, имеет ли аппараты свободный объем, в котором могут образовываться паровоздушные смеси, и сравнить рабочие температуры жидкости в аппаратах с величиной их температурных пределов распространения пламени (таблица 3.)

Таблица 3

Наличие горючей среды в аппарате при нормальной работе

Наименование аппарата; жидкость.	Наличие паровоздушного пространства в аппарате	Рабочая температура в аппарате,	Температурные пределы распростанения пламени нефтепродуктов,	Заключение о горючести среды в аппарате.
			Нижний	верхний
Резервуар № 1-4; Нефть	есть	20	-16	10	Среда горючая
Насос; Нефть	нет	20	-16	10	Отсутствует паровоздушное пространство
Ж/Д цистерна Сливо-наливная эстакада; нефть	есть	20	-16	10	Среда горючая

Резервуар РВС-10000 является аппаратом с переменным уровнем жидкости. В резервуаре иметься свободное паровоздушное пространство. Чтобы оценить опасность этой среды, необходимо сравнить рабочую температуру жидкости с ее температурными пределами воспламенения. Смесь является взрывоопасной, если выполняется условие:

-?tн -+?tв

В нашем случае нефть имеет:

 ;

Опасность образования горючих паровоздушных концентраций в технологических емкостях (утечек и дренажа, в резервуарах резервуарного парка) с нефтью создается при двух условиях: наличие в них паровоздушного пространства и если температура нефти (tж), хранимой в емкостях и резервуарах находится в пределах (границах) температурных пределов распространения пламени (tнпрп и tвпрп) с учетом коэффициентов безопасности (?tн и ?tв), выраженных в виде температурных поправок, которые могут быть определены расчетом или взяты равными ?tн = -10°С; ?tв = +15 °С.

Из вышеперечисленного следует, что концентрация паровоздушной смеси в закрытой емкости и в резервуаре с нефтью со стационарной крышей будет взрывоопасной, если в них имеется паровоздушное пространство и

tнпрп ? tж ? tвпрп

Зная рабочую температуру нефти - летом ориентировочно +20°С, зимой ориентировочно -35°С получаем оценку взрывоопасности среды в следующем виде:

для лета: -15°С < +20°С > +10°С

для зимы: -15°С < -35°С < 10°С

Отсюда делаем вывод, что в газовом пространстве закрытых емкостей и в резервуарах с нефтью со стационарной крышей (без понтона) концентрация паров нефти будет взрывоопасной в любое время года при температуре от -15°С до +10°С, хотя в исключительных случаях в холодное время года при температуре нефти ниже -35°С и в теплое время при температуре нефти более +10°С концентрация паров нефти в закрытых емкостях и резервуарах может быть не взрывоопасной.

Также взрывоопасные паровоздушные концентрации могут образоваться в закрытых емкостях и резервуарах с нефтью при их остановке на ремонт и осмотр; при проведении ремонтных огневых работ в случаях неполного удаления нефти, негерметичном отключении емкостей и резервуаров от трубопроводов, отсутствии или недостаточности их продувки.

Из закрытых емкостей и резервуаров при их остановке на ремонт и положительной температуре наружного воздуха вентиляцией возможно удалить только пары летучих нефтепродуктов. Более тяжелые углеводороды можно удалить применив пропарку емкостей и резервуаров водяным паром или промывку водой, либо специальными техническими моющими растворами. Температуру пропарки принимают обычно равной или более 80єС. Если температура пропарки не будет обеспечена, то это приведет к длительной и неэффективной пропарке.

Определим расчетом время продувки резервуара РВС-10000 с нефтью по формуле [1]:

с (1.1)

где К - коэффициент, зависящий от летучести жидкости, принимаем его равным 10 [2];

V - свободный объём полностью освобожденного резервуара (емкости) Vр = 10000 м3

V1 = 0,9·Vp = 0,9·10000 = 9000 м3 (при наличии отложений)

q - расход пара, подаваемого на продувку, определяем его по формуле:

м3/с (1.2)

где w - скорость истечения пара в резервуар по трубе d = 100мм;

цнач - начальная концентрация паров в резервуаре, принимаем ее равной 100 %

цкон - конечная концентрация паров в резервуаре

цкон = 0,05·цнппр = 0,05·2 = 0.1 % = 0,001 об. доли, где цнппр ? 2 %

Определяем критическое отношение Р0/Р, где Р - давление водяного пара, которое принимаем Р = 0.3 МПа, Р0 [3] = 1·105 Па = 0.1 МПа - барометрическое давление при нормальных физических условиях (760мм рт.ст.)

т.е. истечение происходит со звуковой скоростью, тогда скорость истечения пара определим по формуле:

м/с (1.3)

где R - газовая постоянная, R = 831,431/М, Дж/(кг·К),

М - молекулярная масса водяного пара, М = 34

Траб - рабочая температура пара, К, принимаем Траб = 350К

Отсюда: м/с

Тогда: м3/с

Время продувки резервуара при этом будет:

где: Vсв = 10000 м3 (резервуар полностью освобожден от нефти).

Заканчивать продувку емкостей и резервуаров можно только после анализа выбрасываемой смеси на присутствие в ней паров нефти или кислорода.

Эта концентрация при подготовке резервуара к огневым работам должна быть не более ПДК = 100 мг/м3 .

Вывод: 1. Наиболее опасным веществом в технологическом процессе является Западно-Сургутская нефть - легковоспламеняющаяся жидкость с температурой вспышки -180С. 2. Для Западно-Сургутской нефти определен показатель пожарной опасности (температурный предел распространения пламени - ТПРПл). Для оценки горючести среды внутри технологического оборудования необходимо определить другие необходимые показатели (в соответствии с п.192 ППБ 01-03). 3. Время продувки резервуара РВС -10000 составляет 9,25 часа. Окончание дегазации резервуара определяется по достижении концентрации паров в удаляемой смеси ниже ПДВК. Контрольный анализ проводится через 2-3 часа. Если за период отстоя резервуара нарастания концентрации не произошло, процесс дегазации можно считать оконченным.

3.3 Оценка возможности образования горючей среды около емкостей, резервуаров с нефтью и в насосных станциях

Сырая нефть легко испаряется и имеет низкую температуру вспышки. Опасность образования горючей среды около емкостей и резервуаров характерна как для резервуаров резервуарного парка, так и для насосов нефтенасосных.

В резервуарном парке горючие паровоздушные концентрации могут образоваться около резервуаров при их заполнении нефтью (большое дыхание), при повышении температуры окружающей среды (малое дыхание), а также при повреждениях корпуса резервуара, его крыши или трубопроводов и при аварийных переливах резервуаров.

Горючие концентрации паров нефти с воздухом при больших дыханиях могут образовываться сравнительно быстро при повышенных температурах наружного воздуха весной и летом, в результате чего резко возрастает их выброс через дыхательные клапаны резервуаров и емкостей а также интенсивность испарения нефти при ее разливе. Если выбрасываемые пары не будут быстро рассеиваться, то это может привести к образованию взрывоопасной концентрации на большой площади резервуарного парка. Исследованиями установлено, что взрывоопасные зоны максимальных размеров образуются при инверсионном состоянии атмосферы, которое чаще всего создается в период с 7 часов вечера до 7 часов утра. В ночное время и рано утром часто наблюдается почти полное безветрие и даже нисходящие потоки воздуха. Штилевая погода и потоки воздуха, прижимающиеся к поверхности земли, создают благоприятные условия для образования взрывоопасных концентраций, так как пары нефти тяжелее воздуха и над поверхностью земли образуется газовое облако, которое может распространяться на значительные расстояния от места выхода паров.

Пожароопасная загазованность прилегающей территории может возникнуть преимущественно при больших дыханиях, когда происходит мощный выброс паровоздушной смеси в атмосферу при значительной концентрации в ней горючих паров.

Определим расчетом количество горючих паров, выходящих в атмосферу при большом дыхании резервуара РВС-10000 по формуле [2]:

кг/цикл (2.1)

где V1-V2 - обьем подаваемой в резервуар жидкости, при степени его заполнения е = 0,9

V1-V2 = е ·Vр-ра = 0.9·10000 = 9000 м3

где Vр-ра - геометрический объем резервуара РВС - 10000;

Рр - рабочее давление в РВС, Рр = Рбар = 1 · 105 Па;

Тр - температура среды в резервуаре, принимаем ее Тр = 273+20 = 293К;

цs - объемная доля насыщенных паров при tр, определяем по формуле [2]:

цs = Ps/Pраб

где Ps - давление насыщенного пара нефти при tр = 293К;

Рраб - рабочее давление системы, у нас Рраб = Рбар = 1 · 105 Па

Рs определяем по уравнению Антуана [2]:

Па (2.2)

где - коэффициенты (константы) Антуана, принимаем их равными по бензину [4]: А = 5,07020, В = 682,876, Са = 222,066

Па

Тогда : цs = 25800 / 100000 = 0.258 объем. доли

М = 90 кг/ к моль - молекулярная масса нефти, принимаем по наиболее летучим фракциям

Подставляя полученные значения в исходную формулу (2.1) находим количество выделившихся в атмосферу горючих паров нефти при заполнении РВС- 10000:

кг/ цикл

Полученное количество горючих паров нефти может образовать газовое облако взрывоопасной концентрации вблизи PBC-10000, объем которого можно определить по формуле (2.3) [2]:

Vвзр.=Gб/ц*нппр (2.3),

где Gб = 8548 кг/ цикл - количество горючих паров выходящих из РВС-10000 за один цикл;

ц*нппр - нижний концентрационный предел распространения пламени в кг/м3, определяем по формуле 2.4 [2]:

ц*нппр = (М · цнппр) / Vt , кг/м3 (2.4)

где М = 90 кг/кмоль - молекулярная масса бензина;

Vt, м3/кмоль - молярный объем паров нефти при рабочих условиях определяем по формуле [2]:

кг/м3 (2.5)

V0 = 22,41 м3/кмоль - молярный объем паров нефти при Н.У.

Тр = 293 К - рабочая температура нефти в резервуаре;

Т0 = 273 К - температура при нормальных физических условиях;

Р0 = Рраб. = 1 · 105 Па, поэтому Р0/Рраб. = 1

Отсюда: Vt = 22.41·293 / 273 = 24 м3/кмоль;

Тогда: ц*нппр = 90·0.08 / 24 = 0,03 кг/м3

В итоге объем взрывоопасной зоны около РВС-10000 будет равен:

Vв = 8548/0,03 = 285850 м3

Таким образом, при безветренной погоде или небольших скоростях ветра на территории резервуарного парка около РВС-10000 в период закачки его нефтью может образоваться газовое облако большого объема - 285850 м3, а при наличии источника зажигания может возникнуть быстро развивающийся пожар. Помимо взрывопожарной опасности выброс горючих паров из резервуаров при больших и малых дыханиях приводит к большим и безвозвратным потерям наиболее легких и ценных фракций нефти, что экологически вредно и экономически не выгодно. Поэтому уменьшение безвозвратных потерь нефти при ее хранении в резервуарах, не только решает задачу снижения пожарной опасности резервуарных парков, но и позволяет решать экономические и экологические задачи.

Большую опасность с точки зрения образования горючих паровоздушных концентраций и возникновения пожара представляет нефтенасосная с нефтеперекачивающими насосными агрегатами. Горючие концентрации паров нефти в нефтенасосной могут образоваться как при нормальных условиях эксплуатации - при утечках через сальники насосов и неплотности фланцевых соединений, так и в случаях повреждения насосов и трубопроводов.

Определим объем взрывопожароопасной зоны горючих паров нефти вблизи сальникового уплотнения насоса при выходе их из нормально работающего нефтенасоса.

, м3 (2.8)

где Q - количество паров нефти, выделяющееся в помещение насосной за определенный период работы, кг/ч

Кб - коэффициент безопасности, примем Кб = 2

ц*нппр = 0.03 кг/м3 - нижний концентрационный предел распространения пламени нефти.

Количество паров нефти, которое выделится в помещение нефтенасосной через сальники насоса, принимаем по таблице 11.1 [1], т.е.

Q = 1,0 кг/ч

Учитывая, что нефтенасос оборудован торцевым уплотнением вала, принимаем величину потерь через сальники в размере 40% от указанных в таблице 11.1 [1], т.е.

Q = 1,0·40/100 = 0.4 кг/ч

В итоге объем горючей среды - зоны вблизи торцевых уплотнений рабочих насосов с горючей концентрацией паров нефти в помещении нефтенасосной будет равен:

Vвзр. = 0.4 · 2 / 0,03 = 27 м3

Таким образом, в помещении насосной в течение одного часа около каждого работающего нефтенасоса может образоваться местная взрывопожароопасная зона паров нефти объемом 27 м3 при условии неработающей вентиляции. Поэтому помещение насосной оборудовано системой принудительной приточно-вытяжной вентиляции, в том числе и аварийной. Аварийная вентиляция должна обеспечивать десятикратный воздухообмен и должна включаться автоматически при повышении концентрации паров нефти в помещении нефтенасосной выше допустимых пределов - 0,2 цнпрп. В нефтенасосной у каждого магистрального агрегата должны быть установлены газоанализаторы довзрывоопасных концентраций для того, чтобы исключить возможность взрыва и возникновения пожара своевременным автоматическим включением систем аварийной вентиляции помещения насосной.

При соблюдении технологического режима работы оборудования образование горючей среды внутри насосов и трубопроводов невозможно, так как в них отсутствует паровоздушное пространство, но при их повреждении разлившаяся и испаряющаяся нефть, имеющая рабочую температуру выше температуры вспышки, будет образовывать горючие концентрации паров с воздухом. При этом могут образовываться не только локальные, но и во всем объеме нефтенасосной горючие паровоздушные концентрации.

3.4 Причины повреждения резервуаров, насосов и трубопроводов с нефтью

Причинами повреждений резервуаров чаще всего являются:

- механические воздействия, возникающие из-за повышенного давления при не соответствии интенсивности закачки нефти, пропускной способности дыхательной арматуры, примерзании в холодное время года тарелок дыхательных клапанов или обледенении насадки огнепреградителя, из-за динамических воздействий (гидравлических ударов, резких изменений давлений), из-за эрозии (механического истирания);

-температурные воздействия, возникающие в результате температурных перенапряжений в конструкции резервуаров, а также из-за снижения механической прочности материала резервуаров при воздействии низких температур (-30°С и ниже) или излучения при пожаре;

- химические воздействия, возникающие из-за химической, а именно - серной коррозии стенок резервуаров при хранении сернистой нефти;

- переполнение резервуаров.

На резервуарах РВС-10000 установлены дыхательные клапаны типа НДКМ, которые не могут примерзать к своим гнездам в зимний период, однако может происходить уменьшение сечения огнепреградителей за счет образования инея зимой и попадания сухой листвы и другого мусора в кассеты огнепреградителя при сильном ветре осенью. Огнепреградители при температурах наружного воздуха ниже 0°С необходимо снимать с предохранительных и дыхательных клапанов.

Как и в нефтенасосах, в резервуарах в результате воздействия химической (серной) коррозии происходит уменьшение толщины ограждающих конструкций с образованием на них отложений сернистых соединений - сульфидов железа.

Сульфиды железа (FeS, Fe2S3, Fe3S4) - это пористые вещества, не обладающие механической прочностью, они легко окисляются на воздухе. Для защиты от серной коррозии внешние поверхности резервуаров регулярно покрывают антикоррозийными красками и лаками, а внутренние поверхности очищают от отложений серы при плановых профилактических ремонтах.

Причинами повреждения насосов могут явиться:

- перегрев подшипников, торцевых уплотнений и корпусов насосов;

- повышенное давление в корпусе насоса (гидравлические удары);

- вибрация насоса и его узлов из-за нарушения балансировки вала, расцентровки агрегата, увеличений зазоров во вкладышах, подшипниках, попадание случайных предметов в рабочее колесо насоса;

- повышенная утечка через торцевые уплотнения из-за их износа, неисправности, что может привести к попаданию нефти в масляную систему;

- механические повреждения (аварии), способные вызвать утечку, выброс нефти из насоса;

- негерметичность разъемного соединения корпуса насоса, что может вызвать утечку нефти в помещение нефтенасосной;

- коррозия и эрозия (кавитация).

Следствием повреждений, неисправностей является выход нефти в помещение нефтенасосной и создание взрывопожароопасной концентрации паров нефти с воздухом около рабочего агрегата. Поэтому при эксплуатации нефтеперекачивающих насосов должен быть установлен систематический контроль за рабочим состоянием системы смазки и охлаждения, герметичностью торцевых уплотнений и разъема корпуса, вибрацией и рабочим давлением. При обнаружении утечки нефти насос должен быть остановлен до устранения неисправности. Ремонт неисправного насоса во время работы запрещается. Трущиеся части насосов во время работы необходимо смазывать и осуществлять контроль за температурой подшипников и сальников. Перед пуском нефтенасосов должна быть включена вытяжная вентиляция. Пуск насосов в работу при неисправной или выключенной вентиляции не допускается.

Автоматическая защита насосов обеспечивает: бесперебойную подачу смазки к трущимся деталям - подшипникам и торцевым уплотнениям вала насоса; контроль за температурой корпуса насоса и электродвигателя; входящего и выходящего из электродвигателя воздуха. Подача масла контролируется манометром, контакты которого включены в пусковые цепи электродвигателей, что предотвращает включение электродвигателя, при отсутствии давления в системе смазки. Падение давления в маслосистеме во время работы агрегата вызывает его остановку. Тепловая защита корпуса насоса предотвращает длительную работу при закрытой задвижке и контроль за входящим и выходящим из электродвигателя воздухом, не допускает в летнее время перегрева обмотки статора электродвигателя. Эксплуатация продуваемых под избыточным давлением электродвигателей требует во взрывоопасных помещениях контроля за давлением. Сигнализатор падения давления производит включение в работу напорного вентилятора. Герметичность торцевого уплотнения контролируется специальным датчиком. Если вибрация оборудования в процессе его работы превысит критическое значение, то вибросигнализатор отключит агрегат. Визуальный контроль за давлением во всасывающем и нагнетательном трубопроводах магистрального насоса осуществляется по показаниям манометров. Давление в линии нагнетания контролируется по манометру, а нагрузка электродвигателя - по амперметру.

Эрозия - механическое истирание лопастей насоса в результате попадания в полость насоса пузырьков воздуха или газа, от которого может повредиться рабочее колесо насосного аппарат. Защита от эрозии - исключение попадания в насос пузырьков воздуха или газа. При наличии признаков кавитации насос должен останавливаться.

Причиной повреждения насоса может явиться химическое воздействие на его детали перекачиваемой нефти, а именно - химическая и электрохимическая коррозия. Химическая коррозия - это самопроизвольное разрушение деталей аппаратов в результате взаимодействия с окружающей средой и хранящимися в аппаратах веществами. Для нефтенасосов характерна серная химическая коррозия, так как они перекачивают сернистую нефть, в результате чего на внутренних поверхностях корпуса насоса, рабочем колесе могут образовываться сернистые отложения - сульфиды железа.

2Fe + 3S = Fe2S3 3Fe + 4S = Fe3S4

Чтобы эти соединения не образовывались детали насосов изготавливаются из материала, устойчивого к воздействию серы, производится их окраска и другие способы защиты поверхности. Электрохимическая коррозия сопровождается выделением электротока. Чтобы защитить детали нужно зарядить их отрицательным зарядом.

Причинами повреждения трубопроводов на предприятии могут являться:

а) уменьшение сечения трубопроводов из-за:

- наличия в них парафиновых отложений или неполного открытия задвижек,