Полный напор насоса определяется в метрах столба перекачиваемой жидкости и подсчитывается по следующей формуле:
Н = Нст+Нп
где,
Нст - статический напор, определяемый как разность отметок от уровня жидкости в приемной ёмкости до наивысшей точки в заполняемой емкости;
Нп - сумма, потерь напора на трение и на местные сопротивления в нагнетательном и всасывающем трубопроводах.
Производительностью насоса Qназывается количество жидкости, подаваемой насосом в единицу времени. Производительность измеряется в литрах в секунду (л/с) или в кубических метрах в час (м3/ч).
Для обеспечения нормальной перекачки нефти по трубопроводу насос должен подбираться таким образом, чтобы его паспортные величины Q и Hнесколько превышали расчетные значения этих параметров.
Мощность на валу насоса N (т. е. мощность, передаваемая двигателем насосу при непосредственном соединении), подсчитывается по формуле (в кВт)
N= QpH/102n
где Q — производительность насоса, м3/ч;
р — плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3;
H- напор насоса в метрах столба подаваемой жидкости;
n— к. п. д. насоса (обычно n = 0,6—0,9).
В нефтяной промышленности применяются в основном следующие виды центробежных насосов: одноступенчатые консольные, одноступенчатые с колесом двухстороннего входа, многоступенчатые секционные типа МС и насосы многоступенчатые нефтяные типа НД. Если при подборе насосов одного недостаточно для обеспечения необходимой производительности или создания потребного напора, применяют параллельное или последовательное соединение насосов. Параллельная работа нескольких центробежных насосов, откачивающих нефть в один трубопровод, практикуется очень часто. Обвязка насоса трубопроводами выполняется фланцевых соединениях, позволяющих быстро разбирать ее в случае необходимости. Перед всасывающим и нагнетательный патрубками устанавливаются задвижки. На нагнетательном трубопроводе монтируется обратный клапан. Если прием жидкости находится ниже оси насоса, то для удержания жидкости во всасывающем трубопроводе после остановки насоса на конце трубопровода также необходимо установить обратный клапан. Кроме того, на всасывающем трубопроводе имеется фильтр из сетки, не допускающий попадания в полость насоса комков парафина и посторонних предметов.
На нагнетательной линии также может быть установлен обратный клапан, который обеспечивает автоматическую работу насоса. При отсутствии обратного клапана, пуск центробежного насоса и его остановка могут проводиться только вручную при постоянном наблюдении оператора за процессом откачки, так как, например, при аварийном отключении электродвигателя жидкость из напорного коллектора будет свободно перетекать через насос обратно в емкость, откуда проводилась откачка.
2.3 Анализ опасностей и риска
Анализ условий возникновения и развития аварий
Выявление возможных причин возникновения и развития аварийных ситуаций с учетом отказов и неполадок оборудования, возможных ошибочных действий персонала, внешних воздействий природного и техногенного характера
Как показывает практика, при эксплуатации предприятий обеспечения нефтепродуктами, не исключена возможность нарушения герметичности рассматриваемых систем и выброс в окружающую среду большого количества нефтепродуктов. При этом опасность таких объектов определяется их спецификой: большой массой обращающегося опасного вещества, его пожаровзрывоопасностью, высокой биологической активностью веществ, их способностью оказывать вредное воздействие на человека и экосистемы окружающей природной среды.
Процедура выявления возможных причин возникновения и развития аварийных ситуаций базируется на результатах анализа информации, изложенной и предыдущем разделе.
При решении этой задачи анализируются две группы причин - внутренние и внешние.
В качестве внутренних причин нами рассматриваются специфические эксплуатационные ошибки и технические неполадками. Это утечки через неплотности соединений, коррозия металла, хрупкое разрушение металла, статическое электричество, дефекты металла, дефекты сварки и т.д. Как свидетельствует опыт, аварии сопровождающиеся взрывами и пожарами, как правило, начинаются с нарушения герметичности соединений, запорной и регулирующей арматуры, нарушения правил эксплуатации.
Достаточно часты аварии, вызванныеошибками персонала, отсутствием должного контроля технологического процесса со стороны операторов.
Под внешними причинами подразумеваются: аварии на соседних объектах, природные явления (град, молния, интенсивные осадки, наводнения, оползни, ураганы, лесные (степные)пожары и т.п.),транспортные аварии, неосторожные действия человека, террористические акты и др.
Внешние причины более случайны, чем внутренние и труднее поддаются контролю и оценке, но они существуют и, поэтому, требуют учета.
При оценке событий,способных привести к чрезвычайной ситуации нужно руководствоваться несколькимисоображениями: во-первых,реализация такого события должна приводить к аварийной (чрезвычайной) ситуации (разрушению зданий, сооружений, гибели людей ...); во-вторых, это событие должно быть реальным (не противоречить законам природы), возможно, уже имевшим место в практике на рассматриваемых объектах; в-третьих, для такого исходного события необходимо иметь информацию о частоте его возникновения.
Возникновение и развитие опасных событий (аварий) надекларируемом объекте в общем виде можно представить следующим образом:
- происходит нарушение герметичности системы и неконтролируемый выход нефтепродукта;
- нефтепродукт выходит наружу, растекаясь по поверхности земли, воды, приводя к их загрязнению;
- в результате испарения образуется паровоздушное токсичное, взрывопожароопасное облако;
- распространяясь в атмосфере, пары нефтепродукта вызывают интоксикацию людей, животных, растений;
- случайный источник воспламенения приводит к взрыву паров с последующим развитием пожара разлития;
- на людей, животных, растения, здания и сооружения воздействует поражающие факторы взрыва (ударная волна, высокая температура) и пожара (повышенная температура, пламя и искры, токсичные продукты горения).
На декларируемом объекте неконтролируемый выход нефтепродукта теоретически может произойти в результате:
- физического износа оборудования и трубопроводов (срок эксплуатации);
- коррозионного повреждения оборудования и трубопроводов (старение и нарушение защиты);
- внешнего техногенного или природного воздействия на оборудование и трубопроводы (дефекты изготовления имонтажа, повреждение трубопроводов механизмами, несанкционированное действия людей, оползни и т.д.);
- отказа запорного оборудования;
- эксплуатационных ошибок персонала;
- несанкционированные действия людей.
Анализ статистических данных (Кузнецов Н.А. "Анализ отказов и
аварий стальных резервуарных конструкций". М.ЦНИИПСК, 1994 г. [68]) дает следующие значения частот аварий:
- резервуары- 1,1*10-4 1/год;
- железнодорожные и автоцистерны - 10-7-10-5и 10-6-10-4 соответственно;
- эстакады слива-налива - срыв шланга 10-4-10-4, обрыв трубы – 3*10-7- 3*10-4;
- технологические трубопроводы -2,5*10-3.
При этом вероятности реализации основных видов разрушения выглядят следующим образом:
- коррозионное разрушение -2,4x10-4;
- усталостные трещины - 6x10-5.
Из первопричин аварий довольно вероятными являются отказы запорного оборудования (средняя интенсивность отказов задвижек, например, составляет - 8,4x10-6 [68]), дефекты изготовления и монтажа, физический износ и старение.
На распространение нефтепродукта по поверхности земли влияет рельеф местности и нефтепродуктоемкость грунта. Распространение нефтепродукта по воде зависит, главным образом от подвижности воды, наличия растительности на его поверхности, наличия или отсутствия ветра.
Распространение паров нефтепродукта в атмосферном воздухе в основном связано с метеоусловиями и рельефом местности в зоне аварии.
Возможность воспламенения паров нефтепродукта определяется возможностью (вероятностью) нахождения в опасной зоне источника зажигания. Такими источниками на объекте могут быть: искры при проведении ремонтных работ; неисправность защиты электрооборудования; автотранспорт; разряды молнии, открытый огонь (курении, пожар на территории соседней с территорией объекта) и т.п.
Анализ отмеченных выше исходных событий аварийных ситуаций показывает, что при эксплуатации декларируемого объекта наиболее реальны следующие первопричины:
- разрушение резервуара в результате коррозии или механического повреждения (24%);
эксплуатационные ошибки (8%);
- механические повреждения, включая нарушение герметичности запирающих устройств (28%);
- несанкционированные действия персонала или посторонних лиц (36%);
природные явления (4%). Эти причины комплексны по видам своего воздействия, поскольку способны формировать факторы технического, санитарного и экологического риска больших масштабов. Поэтому ниже рассматриваются условия реализации именно этих исходных событий.
Определение сценариев возможных аварий
Концепция анализа риска заключается в построении множества сценариев возникновения и развития возможных аварий, с последующей оценкой частот реализации и определением масштабов последствий каждого из них.
Из этого множества выбираются наиболее вероятные или "наихудшие" варианты, которые представляют наибольший интерес при планировании действий в условиях чрезвычайных ситуаций на потенциально опасном объекте и разработке превентивных мер по защите персонала объекта и проживающего рядом населения.