ПАКЕТ ПРИКЛАДНЫХ ПРОГРАММ "ОЦЕНКА СТЕПЕНИ РИСКА АВАРИЙ НА МН И МНПП. ПРИКАЗ РОСТЕХНАДЗОРА 07.11.2014 №500, 27.12.2013 №646, 06.11.2013 №520, РД 03-14-2005, РД 03-418-01, РД 03-357-00"

ПРИКАЗ ФЕДЕРАЛЬНОЙ СЛУЖБЫ ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ ОТ 7 НОЯБРЯ 2014 Г. № 500 "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ РУКОВОДСТВА ПО БЕЗОПАСНОСТИ "МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРОВЕДЕНИЮ КОЛИЧЕСТВЕННОГО АНАЛИЗА РИСКА АВАРИЙ НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ", ПРИКАЗ РТН ОТ 06.11.2013 №520 "ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ДЛЯ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ", ПРИКАЗ РТН ОТ 25.11.2005 №893 (РД 03-14-2005), ПОСТАНОВЛЕНИЕ ГОСТЕХНАДЗОРА РОССИИ ОТ 10.07.2001 №30 "МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ АНАЛИЗА РИСКА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ (РД 03-418-01)", ПОСТАНОВЛЕНИЕ ГОСТЕХНАДЗОРА РОССИИ ОТ 26.04.2000 №23 "МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО СОСТАВЛЕНИЮ ДЕКЛАРАЦИИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ОПАСНОГО ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА (РД 03-357-00)"

Пакет прикладных программ позволяет провести вероятностную оценку степени риска аварийных утечек нефти на магистральных нефтепроводах и нефтепродуктопроводах МН (МНПП) и сформировать "Отчет об оценке степени риска аварий на МН (МНПП)" в соответствии с :

  • РД 03-418-01 «Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов»,
  • «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152 ,
  • «Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на маги¬стральных нефтепроводах», Минтопэнерго РФ 01.11.95 г.;
  • Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 7 ноября 2014 г. № 500 "Об утверждении Руководства по безопасности "Методические рекомендации по проведению количественного анализа риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов",
  • Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26 декабря 2012 г. N 781 "Об утверждении Рекомендаций по разработке планов локализации и ликвидации аварий на взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектах", center>
  • Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 12 марта 2013 г. N 101 "Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности",
  • Постановление Правительства РФ от 26 августа 2013 г. N 730 "Об утверждении Положения о разработке планов мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на опасных производственных объектах" , включащую следующие структурные элементы
  • Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 27 декабря 2013 г. No 646 «Об утверждении Руководства по безопасности «Методика оценки риска аварий на опасных производственных объектах нефтегазоперерабатывающей, нефте- и газохимической промышленности» , :

    СОСТАВ
    ПАКЕТА ПРИКЛАДНЫХ ПРОГРАММ "ОЦЕНКА СТЕПЕНИ РИСКА АВАРИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДАХ НА МН(МНПП).
    ПРИКАЗ РТН ОТ 7 НОЯБРЯ 2014 Г. № 500 "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ РУКОВОДСТВА ПО БЕЗОПАСНОСТИ "МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРОВЕДЕНИЮ КОЛИЧЕСТВЕННОГО АНАЛИЗА РИСКА АВАРИЙ НА ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ"" :


  • Пакет прикладных программ "Оценка степени риска аварий на магистральных нефтепроводах и нефтепродуктопроводах МН (МНПП)"
    • Программа "Определение количества нефти, вылившейся из нефтепровода вследствие аварии"

       2.1.3 Определение количества нефти, вылившейся из нефтепровода вследствие аварии.

       

           Определение количества нефти, вылившейся из нефтепровода вследствие аварии проводится в соответствии с «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах», ОАО "АК "Транснефть" от 30.12.99 № 152, «Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на маги­стральных нефтепроводах», Минтопэнерго РФ 01.11.95 г., Проект РД «Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах и нефтепродуктопроводах», Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору, 2012 г.

      Ниже приведены основные соотношения для расчета объема (массы) разлившейся нефти (нефтепродукта) на линейной части магистральных нефтепроводов, нефтепродуктоводов  - ЛЧ МН (МНПП).

      Рассмотрим ЛЧ МН (МНПП) протяженностью Lн между нефтеперекачивающими станциями НПС1 и НПС2, на котором на расстоянии х от НПС1 произошла аварийная утечка нефти (нефтепродукта) из МН (МНПП), причем эффективная площадь отверстия Sэфф.

      Графики изменения режима перекачки при аварийной утечке нефти (нефтепродукта) из МН (МНПП) приведены на Рис. 1.

      Отметим, что как на участке Lн, так и за его пределами (до НПС1 и после НПС2) МН (МНПП) может и не представлять собой изолированную систему, т.е. в отдельных точках МН (МНПП) к нему могут подходить/отходить другие линейные участки. Эти подходящие/отходящие участки могут либо замыкаться на рассматриваемый участок (лупинги), либо осуществлять транспортировку в несвязные с данным линейным участком места (ответвлениями).

      Рассмотрим линейный участок нефтепровода протяженностью Lp между нефтеперекачивающими станциями НПС1, и НПС2, на котором на расстоянии х от НПС1, произошла аварийная утечка нефти из МН, причем эффективная площадь отверстия Sэфф (см. рис. Ошибка! Источник ссылки не найден. на с. Ошибка! Закладка не определена.)[8].

      Для штатного режима функционирования рассматриваемого участка расход нефти составляет Q0

       

      Общий объем (общая масса М) вылившейся при аварии нефти определяется суммой объемов истечения нефти с момента возникновения аварии до прекращения утечки:

                                       V = V1 + V2 + V3,          М = V.                              

       

      где V1 - объем нефти (нефтепродукта), вытекшей в напорном режиме, т. е. с момента повреждения до остановки перекачки, м3;

      V2 - объем нефти (нефтепродукта), вытекшей в безнапорном режиме, с момента остановки перекачки до закрытия трубопроводной арматуры, м3;

      V3 - объем нефти (нефтепродукта), вытекшей с момента закрытия трубопроводной арматуры до прекращения утечки (до момента прибытия АВБ и ликвидации утечки или до полного опорожнения отсеченной части МН (МНПП)), м3.

      Расчет количества нефти, вылившейся из трубопровода, производится в 3 этапа, определяемых разными режимами истечения:

      • истечение нефти с момента повреждения до остановки перекачки;

      • истечение нефти из трубопровода с момента остановки перекачки до закрытия задвижек;

      • истечение нефти из трубопровода с момента закрытия задвижек до прекращения утечки.

      Расчет количества нефти, вылившейся из трубопровода, производится в 3 этапа, определяемых разными режимами истечения:

      • истечение нефти с момента повреждения до остановки перекачки;

      • истечение нефти из трубопровода с момента остановки перекачки до закрытия задвижек;

      • истечение нефти из трубопровода с момента закрытия задвижек до прекращения утечки.

       

       Объем V1, нефти, вытекшей из нефтепровода за интервал времени τ1, с момента возникновения аварии до остановки перекачки, определяется численным решением системы дифференциальных уравнений в частных производных, включающей законы сохранения массы и импульса потока ньютоновской жидкости:

      а)         уравнение неразрывности

      ;                                                                            

      б)        уравнение сохранения импульса

      ;                               

      в)        связь давления и плотности

      ,                                                                 

      где x - расстояние от начала МН (МНПП), м;

             τ   - время;

      Рс, - осредненное по сечению давление нефти (нефтепродукта), Па;

       

      Р0 - давление при нормальных условиях, Па (101325 Па);

      r - осредненная по сечению плотность, кг/м³;

      r0 - плотность нефти (нефтепродукта) при нормальных условиях, кг/м³;

      u - осредненная по сечению скорость нефти (нефтепродукта), м/с;

       - коэффициент трения, зависящий от режима течения в трубе (от числа Рейнольдса Re=uD/n);

      А(х) - площадь поперечного сечения МН (МНПП), в общем случае переменная по трассе, м2;

      D(х) - номинальный диаметр МН (МНПП), в общем случае переменный по трассе;

      g - ускорение свободного падения, м/с2;

      b - локальный угловой коэффициент трассы МН (МНПП) =dz/dx;

      ε - удельная внутренняя энергия, Дж/кг;

      Q - интенсивность теплообмена с окружающей средой;

      с - скорость распространения звука в нефти (нефтепродукте), м/с;

      z - нивелирная отметка трассы, м;

      n - кинематический коэффициент вязкости (n=m/ρ), м2/с;

      m - динамический коэффициент вязкости нефти (нефтепродукта) (в общем случае зависящий от температуры транспортируемой среды), Н∙с/м2.

       

      Уравнение неразрывности состояния  используется для сжатой среды (при Рс > Р0), при иных условиях (при растяжении) плотность полагается равной начальной плотности.

      Система уравнений записывается для всех линейных участков, составляющих разветвленную трубопроводную систему и влияющих на массу выброса на месте аварии. В случае отсутствия ветвлений система уравнений записывается только одного участка.

       

      Система уравнений дополняется начальными и граничными условиями.

      В качестве начальных условий выбирается либо режим стационарного течения (если он известен), либо состояние покоя (если режим стационарного течения заранее неизвестен). В последнем случае режим стационарного течения получается путем решения нестационарной задачи о запуске насоса (насосов) на входе (входах) трубопроводной системы. Обычно для получения стационарного режима течения в трубопроводной системе достаточно от пяти до 10 временных интервалов, за которые возмущение пробегает по всей трубопроводной системе от начала до конца.

      Граничные условия выбираются следующим образом:

      а)         на входе МН (МНПП) производная давления полагается равной нулю, а скорость потока определяется с учетом этого давления по характеристике насоса H-Q0 «напор-расход», также задается температура нефти, нефтепродукта на входе;

      б)        на выходе МН (МНПП) существует два способа задания граничных условий. Если на выходе стоит насос, осуществляющий нагнетание нефти  (нефтепродукта) в следующий участок МН (МНПП), то следует, полагая равной нулю производную давления, определить скорость потока с учетом этого давления, и давление в начале следующего участка, по характеристике насоса «напор-расход» (этот подход аналогичен заданию входных условий). Если на выходе МН (МНПП) производится слив нефти (нефтепродукта) в какую-либо емкость, что обычно имеет место на последнем участке магистрали, то задается давление в этой емкости (как, правило, равное атмосферному) и равенство нулю первой производной скорости и равенство нулю первой производной температуры.

      После срабатывания запорной арматуры граничные условия на входе/выходе МН (МНПП) изменяются. Граничные условия соответствуют условию «жесткой стенки»: равенство нулю скорости на границах и равенство нулю первых производных по давлению и температуре.

      В местах ветвления трубопроводной системы (вход или выход трубы из линейного участка) должны сохраняться потоки массы, импульса и энергии.

      Объем V1 нефти, вытекшей из нефтепровода с момента а  возникновения аварии до момента о остановки перекачки, определяется соотношением

       

                                       V1 = Q11 = Q1 (о - а )                                          

       

      Время повреждения а  и остановки о насосов фиксируется системой автоматического контроля режимов перекачки.

      Расход нефти через место повреждения Q1 (Рис.1) определяется из выражения [1]:

       

       Q1 = Q’- Qо{1/(l-x*)[Z1-Z2+(P’-P”)/g - iоx*(Q’/Qо)2-mо]/iо}1/2-mо         

       

      Расход нефти в исправном нефтепроводе при работающих насосных станциях Qо определяется режимом загрузки нефтепровода и фиксируется по показаниям приборов на нефтеперекачивающих станциях (НПС).

      Протяженность поврежденного участка нефтепровода l, заключенного между 2-мя НПС, протяженность участка нефтепровода от НПС до места повреждения х*, геодезические отметки начала Z1 и конца Z2, участка l определяются по профилю трассы нефтепровода.

      Расход Q’, давление в начале P и в конце Р” участка l в поврежденном нефтепроводе при работающих НПС определяются по показаниям приборов на НПС на момент аварии.

      В соответствии с рекомендациями [2], показатель режима движения нефти по нефтепроводу то  равен 0,25.

      Частные случаи определения Q1:

      а) при Q’= Qо (когда величина утечки настолько мала, что не фиксируется приборами на НПС)

                                                    Q1 = .                                            

      Площадь дефектного отверстия  в зависимости от формы разрыва стенки нефтепровода определяется по формулам, приведенным в таблице 4.

      Коэффициент расхода  через дефектное отверстие диаметром dотв определяется в зависимости от числа Рейнольдса Re в соответствии с табл. 1.

      а)

      б)

       

       

      Рис 1. Графики изменения режима перекачки при нарушении герметичности трубопровода насосной станции (а) и трубопровода (б); М - место повреждения трубопроводе.

       

      Таблица 1.  Коэффициент расхода  в зависимости от числа Рейнольдса Re

       

      Число Рейнольдса Re

       

      <25

       

      25-..400

       

      400...10000

       

      10000... 300000

       

      >300000

       

      Коэффициент

       расхода

       

       

      Re/48

       

       

      Re/(1,5+1,4Rе)

       

      0,592

       + 0,27/

       

      0,592 +5,5/

       

       

      0,595

       

       

      Число Рейнольдса Re рассчитывается по формуле:

                                         Re = (dотв )/.                                         

      Для определения коэффициента расхода  отверстий, форма которых отличается от круглой, рассчитывается эквивалентный диаметр

                                            dэкв = .                                                

      Подставляем dотв = dэкв.

      Перепад напора h* в точке истечения зависит от давления Р’ в начале участка l, гидравлического уклона i, удаленности места повреждения от НПС, глубины hТ заложения нефтепровода, напора hа, создаваемого атмосферным давлением, и определяется из выражения

                                        h* = P’/gix* - hТ ;                                         

      б) если                                P” = 0

                                        или  P”<(ZпZ2) g,

                                        или P”<(ZмZ2) g,

                                              то   Q1 = Q.                                                   

       

      После отключения насосных станций происходит опорожнение расположенных между двумя ближайшими насосными станциями возвышенных и прилегающих к месту повреждения участков, за исключением понижений между ними.

      Истечение нефти определяется переменным во времени напором, уменьшающимся вследствие опорожнения нефтепровода.

      Для выполнения расчетов продолжительность истечения нефти 2 с момента остановки перекачки о до закрытия задвижек з разбивается на элементарные интервалы i, внутри которых режим истечения (напор и расход) принимается неизменным.

      Для практического применения обычно достаточна точность расчетов, получаемая при i равном 0,25 ч, для более точных расчетов значения i можно уменьшить (i = 0,01...0,1 ч).

      Общий объем выхода нефти из нефтепровода за время 2 = (о - з) определяется как сумма объемов Vi, нефти, вытекших за элементарные промежутки времени i:

                                                  V2 = Vi = Qii                                        

      Для каждого i-го элементарного интервала времени определяется соответствующий расход Qi нефти через дефектное отверстие:

                                                    Qi = .                                             

      Напор в отверстии, соответствующий i-му элементарному интервалу времени, рассчитывается по формуле

                                                  hi = Zi – Zм - hТ  - hа .                                     

      Величина Zi является геодезической отметкой самой высокой точки профиля рассматриваемого участка нефтепровода, заполненного нефтью на i-й момент времени.

      За элементарный промежуток времени i освобождается объем нефтепровода Vi, что соответствует освобождению li участка нефтепровода:

                                                   li = 4 Vi/D2вн .                                          

      Освобожденному участку и соответствуют значения хi и Zi, опре­деляющие статический напор в нефтепроводе в следующий расчетный интервал времени i+1.

      Значение Zi подставляется в формулу  и далее расчет повторяется полностью для интервала времени i+1.

      Операция расчета повторяется до истечения времени  2 = о - з.

      Истечение нефти из нефтепровода с момента закрытия задвижек до прекращения утечки.

      Основной объем вытекающей после закрытия задвижек нефти V’з определяется по формуле:

                                                   V’з = D2вн l /4                                         

      Значение l находится как сумма длин участков нефтепровода между перевальными точками или 2-мя смежными с местом повреждения задвижками, возвышенных относительно места повреждения М(х*,Zм) и обращенных к месту повреждения, за исключением участков, геодезические отметки которых ниже отметки места повреждения.

      В зависимости от положения нижней точки контура повреждения относительно поверхности трубы и профиля участков нефтепровода, примыкающих к месту повреждения, возможно и частичное их опорожнение.

      Дополнительный сток V3, определяемый объемом участка нефтепровода с частичным опорожнением, для различных условий в зависимости от диаметра нефтепровода определяется в соответствии с данными, приведенными в табл. 3.

      Объем стока нефти из нефтепровода с момента закрытия задвижек равен

                                                    V3 = V3 + V3 .                                        

      Для определения величины используется зависимость Коулбрука‑Уайта, связывающая коэффициент трения с числом Рейнольдса  и характеристиками МН (МНПП):

      ,                                              

      где zшер - шероховатость внутренней поверхности МН (МНПП).

      Соотношение представляет собой трансцендентное уравнение, решая которое, можно определить .

      Помимо соотношения  для определения величины могут использоваться иные обоснованные соотношения:

      λтр=64/Re                       при Re < 2000;                     

       

      λтр=(0,16∙Re-13)∙10-4     при 2000 ≤ Re ≤ 2800;         

       

      λтр=0,3164/(Re∙0,25)     при 2800 < Re ≤ Re1;                       

       

      λтр=B+(1,7/Re∙0,5)        при Re1 < Re ≤ Re2.             

       

      Предельные значения Re1, Re2 и значения B приведены в табл. 2.

       

      Таблица 2 – Предельные значения Re1, Re2 и значения B

      Наружный диаметр трубопровода, мм

      Re1∙10-3

      Re2∙10-3

      В∙104

      219

      13

      1000

      0,0157

      273

      16

      1200

      0,0151

      325

      18

      1600

      0,0147

      377

      28

      1800

      0,0143

      426

      56

      2500

      0,0134

      530

      73

      3200

      0,0130

      630

      90

      3900

      0,0126

      720

      100

      4500

      0,0124

      820

      110

      5000

      0,0123

      920

      115

      5500

      0,0122

      1020

      120

      6000

      0,0121

      1067

      121

      6000

      0,0121

      1220

      125

      6800

      0,0120

      При числах Рейнольдса, больших указанных в табл. 2, значений Re2 (в квадратичной зоне), коэффициент гидравлического сопротивления остается постоянным и равным значению λтр, рассчитанному по формуле (10) при Re = Re2.

      Для определения величины Q используется зависимость:

      ,

      где Т – температура нефти (нефтепродукта), ºC;

      Тср – температура окружающей среды, ºC;

      aт – коэффициент теплопередачи нефти (нефтепродукта) с окружающей средой, определяемый по формуле:

      ,

      где

             Нпр – приведенная толщина, мм; Нпр = H+Hэ;

      Нэ – эффективная толщина, мм; Нэ = Нсн λгрсн;

      Нсн – толщина стенки, мм;

      Nuгр – число Нуссельта; Nuгр = αвозд DNгр;

      λгр, λсн – коэффициенты теплопроводности; λгр = 1,4 Вт∙К/м; λсн = 0,465 Вт∙К/м;

      αвозд – коэффициент теплопередачи воздуха; αвозд = 11,6 Вт∙К/м2.

      Описанная выше процедура относится к участкам, на которых происходит течение на полное сечение. Если в МН (МНПП) существует участок где имеет место течение на неполное сечение МН (МНПП), то давление в этом участке принимается равным давлению насыщенных паров нефти (нефтепродукта), а расход (нефти) нефтепродукта в МН (МНПП) принимается равным расходу в последнем сечении МН (МНПП), где сечение было полностью перекрыто нефтью (нефтепродуктом).

      Скорость истечения нефти (нефтепродукта) из МН (МНПП) на участках, где существует избыточное давление, определяется по формуле:

      .

      где Рнар – давление снаружи МН (МНПП), Па.

                                                                

       

      Для сухопутных участков Рнар равно 101325 Па, для подводных МН (МНПП) величина Рнар определяется как сумма атмосферного давления и давления столба жидкости над отверстием разгерметизации.

      Соответственно поток массы через отверстие задается выражением:

      ,

      где a – коэффициент, который принимает максимально возможное значение равное 0,6;

      Sj – площадь отверстия разгерметизации, м2.

       

       

      Формулы  ,  используются когда на месте разрушения существует избыточное давление.

      При крупных разрушениях, когда давление падает до атмосферного, поток массы в окружающую среду будет равен сумме потоков каждого из концов МН (МНПП).

      На участках где существует самотечный поток на неполное сечение расход будет равен нулю, если отверстие расположено выше уровня жидкости. Если отверстие расположено ниже уровня жидкости, то поток массы через отверстие оценивается на уровне доли общего расхода нефти (нефтепродукта), пропорциональной доли отверстия относительно площади сечения занятой нефтью (нефтепродуктом) в МН (МНПП).

      Для вывода интегральных напорно-расходных характеристик насосных станций используется формула:

      ,                                                                     (15)

      где а, b – экспериментально определенные коэффициенты штатного режима работы насосов НПС.

             Объем нефти (нефтепродукта) V2, вытекшей в безнапорном режиме с момента остановки перекачки до закрытия трубопроводной арматуры, определяется:

      - до спада давления в трубопроводе (в частности до установления вакуумметрических давлений в самых высоких точках трассы в каждом из прилегающем к месту аварии участков трубопровода) решением системы уравнений (2)-(14), в этом случае расчет объемов вытекшей нефти (нефтепродукта) V2 является продолжением расчета объемов вытекшей нефти (нефтепродукта) V1 с изменением граничных условий (остановкой насосов на входе трубопроводной системы);

      - после спада давления в трубопроводе (в частности после установления вакуумметрических давлений в самых высоких точках трассы в каждом из прилегающем к месту аварии участков трубопровода) определяется опорожнением расположенных между двумя ближайшими насосными станциями возвышенных и прилегающих к месту повреждения участков за исключением понижений между ними; истечение нефти (нефтепродукта) определяется переменным во времени напором, уменьшающимся вследствие опорожнения  трубопровода. Время перекрытия трубопроводной арматуры определяется их техническими характеристиками.

      Алгоритм расчета объема нефти (нефтепродукта) V2 в этом случае зависит от размеров отверстия разгерметизации:

      - при свищах размер отверстия настолько мал, что существенного движения среды в трубе не наблюдается. Поэтому при расчете интенсивности истечения можно, пренебрегая столь малым движением, нефть (нефтепродукт), в трубопроводе считать покоящимся, а зеркало жидкости в каждом из Nст участков трубопроводной системы будет находиться на одном уровне (zзер). Давление в МН (МНПП) будет определяться гидростатикой:

      ,

      где zзер – уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится нефть, нефтепродукт (зеркало жидкости), м;

      z ‑ нивелирная отметка трассы, м;

      pвнутр – внутреннее давление в трубопроводе, Па;

      pу – вакууметрическое давление паров нефти, Па;

      r ‑ осредненная по сечению плотность, кг/м³;

      g ‑ ускорение свободного падения, м/с2.

      Давление на месте разрушения (высотная отметка  z*) составит:

      ,

      где z* – уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится место разрушения, м.

      Расход нефти (нефтепродукта) через свищ определяется следующим образом:

      где a – коэффициент, который принимает максимально возможное значение равное 0,6;

      S1 – площадь свища, м2;

      r ‑ осредненная по сечению плотность, кг/м³;

      pнар – наружнее давление в окружающей среде на месте разрушения, Па;

      Положение высотной отметки зеркала жидкости zзер – по мере истечения нефти (нефтепродукта) меняется (zзер(t)), в начальный момент времени площадь зеркала находится на уровне максимальной высоты из всех трубопроводов. В последующие  моменты времени высота зеркала жидкости уменьшается, при этом по достижении высоты максимально высоких точек в других трубопроводных ответвлениях в этих ответвлениях также будут появляться свои поверхности жидкости. В конечном итоге в системе сформируется столько поверхностей, сколько в ней ответвлений. Во всех ответвлениях высота зеркала нефти (нефтепродукта) совпадает. По мере стока нефти (нефтепродукта) происходит не только постепенное снижение высоты зеркал нефти (нефтепродукта) zзер(t), но и перемещение их вдоль трубопровода (x1(t), x2(t) и т.д.). Такое перемещение по длине происходит как непрерывно, так и скачками. Скачкообразное изменение xi(t) происходит, когда на пути зеркала встречается
      V-образный спуск-подъем и высота зеркала сравнивается с высотой лежащего по ходу слива нефти (нефтепродукта) локальным максимумом. Скачок происходит на величину расстояния, которое разделяет локальный максимум и точку на спуске с той же высотой, что и локальный максимум. V-образный профиль между этими точками остается заполнен нефтью (нефтепродуктом) и слив далее будет происходить из участка, расположенного после локального максимума;

      - при трещинах, когда на месте разрушения еще существует избыточное по отношению к атмосферному давление, при расчете истечения на месте выброса следует учитывать и это избыточное давление и течение нефти (нефтепродукта) в трубопроводе  к месту аварии. При этом используются условия непрерывности давления и сохранения потока массы в местах изменения скорости потока (места разрыва, изменения диаметра, ветвления и т.д.). Например, для стока из двух участков необходимо решить систему из следующих уравнений:

       

      ;

      где t – время, с;

      z* – уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится место разрушения, м;

      z1(t) – уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится перемещающееся зеркало жидкости на участке до места разрушения, м;

      z2(t) – уровень (нивелирная отметка трассы), на котором находится перемещающееся зеркало жидкости на участке после места разрушения, м;

      pвнутр – внутреннее давление в трубопроводе, Па;

      pнар – наружное давление в окружающей среде на месте разрушения, Па;

      pу – вакуумметрическое давление паров нефти, Па;

      r ‑ осредненная по сечению плотность, кг/м³;

      g ‑ ускорение свободного падения, м/с2.

      λтр(Re1) ‑ коэффициент трения, зависящий от режима течения в трубе, для участка до места разрушения, где число Рейнольдса равно Re1;

      λтр(Re12) ‑ коэффициент трения, зависящий от режима течения в трубе, для участка после места разрушения, где число Рейнольдса равно Re2;

      u1 – скорость движения нефти, нефтепродукта к месту аварии (участок до места разрушения) на стадии самотечного истечения, м/с;

      u2 – скорость движения нефти, нефтепродукта к месту аварии (участок после места разрушения) на стадии самотечного истечения, м/с;

      x* - координата по трассе места разрушения, м;

      х1 – координата перемещающейся поверхности нефти, нефтепродукта (зеркала жидкости) в участке до места разрушения, м;

      х2 – координата перемещающейся поверхности нефти, нефтепродукта (зеркала жидкости) в участке после места разрушения, м;

      D1 ‑ внутренний диаметр МН (МНПП) до места разрушения, м;

      D2 ‑ внутренний диаметр МН (МНПП) после места разрушения, м.

      - когда на месте разрушения избыточное давление отсутствует (например, при гильотинном разрыве) скорость выброса будет определяться потоками нефти (нефтепродукта) к месту аварии. При этом также используются условия непрерывности давления и сохранения потока массы в местах изменения скорости потока (места разрыва, изменения диаметра, ветвления и т.д.). Например, для стока из двух участков необходимо решить систему из следующих уравнений:

      ,

      ,

      ,

       .

            Объем нефти V3, вытекшей в безнапорном режиме с момента перекрытия потока, определяется аналогично изложенному выше, но только на участке между трубопроводной арматурой.

            Время прекращения истечения определяется временем стока нефти, нефтепродукта из отсеченного участка или временем прибытия АВБ, которое определяется экспертным путем с учетом разработанных планов ликвидации аварий рассматриваемого МН (МНПП).

       

       

       

       

      Таблица 3. К расчету объема опорожнения участков нефтепровода, примыкающих к месту повреждения

       

                                                                            

       

       

      Таблица 4. Формы аварийных разрывов стенок нефтепроводов и формулы для определения площади разрыва

                                  







      ЦЕНА И УСЛОВИЯ ПОСТАВКИ:

      Программное обеспечение (ПО) передается индивидуальным предпринимателям и юридическим лицам через прямое информационно-технологическое сопровождение в НПП "Авиаинструмент", сделав "Заказ" на необходимую конфигурацию ПК "Русь".

      Заказ программного комплекса: Заказать

      Поддержка и сопровождение: Информационно-технологическое сопровождение (ИТС).

      ООО НПП "Авиаинструмент" аккредитовано по осуществлению деятельности в области информационных технологий от 07 марта 2008 г. за №60 (Приказ Министерства информационных технологий и связи Российской Федерации от 09.01.2008г. №3)