ПЗ (1200100), страница 14

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 14)

Таким образом, основными загрязнителями почв в нефтяной и газовой отраслях являются: жидкости (нефтяные углеводороды, минерализованные пластовые воды, химреагенты, буровые растворы); газы (попутный и природный газ и продукты его сгорания); твердые вещества (шламы, серная пыль в районах предприятия переработки сернистого углеводородного сырья). Химическое загрязнение почвы негативно влияет на ее физические, химические, ионообменные свойства и биологическую активность.

Показатели изменения этих свойств почвы целесообразно использовать в качестве признаков ее деградации. Это особенно актуально для объектов нефтегазового комплекса, так как в данном случае задача определения ПДК усложняется многокомпонентностью большинства загрязнителей почвы.

9.4 Оценка разлива нефтепродуктов при аварии на магистральном

нефтепроводе на станции Хабаровск 1

При авариях на нефтепроводах происходят значительные утечки нефти, приводящие к огромным материальным потерям, а также безвозвратным нарушениям экологии в районах аварий [1–4].

В данной разделе дана оценка размера возможного ущерба и платы за ущерб от загрязнения окружающей природной среды нефтепродуктами, вытекшей в результате аварии из магистрального нефтепровода Хабаровска 1.

При транспортировании нефтепродуктов по магистральным нефтепроводам существует потенциальная опасность возникновения аварийных ситуаций, в том числе сопровождающихся разливом нефти. Причины аварий разнообразны. Одна из них – коррозионный износ труб.

Результатом аварии являются значительные экономические и материальные потери, а также загрязнение окружающей природной среды.

Поэтому всегда остается актуальной задача выявление участков, представляющих потенциальную угрозу нарушения промышленной и экологической безопасности эксплуатируемых объектов.

На станции Хабаровск 1 произошла авария, вызванная коррозионным износом металла трубы. При этом образовался разрыв из-за коррозии металла трубы, длина разрыва равной 1200 мм и ширину м 200 мм.

Диаметр трубы на участке ПК 1160–ПК 2040 равен 720 мм, толщина стенки – 9 мм.

Образовавшийся дефект имеет форму линзы длиной в=1200 мм, максимальной шириной а=200 мм (максимальное раскрытие).

Физико-химические свойства перекачиваемой нефти при температуре перекачки на момент аварии:

– кинематическая вязкость м²/с;

– плотность ρ = 816 кг/м³;

– давление насыщенных паров Па.

Производительность перекачки млн.т/год. Место разрыва трубы – ПК 1940+50.

Продолжительность обнаружения аварийного выхода нефти и отключения насосов = 2 мин.

Продолжительность закрытия задвижек с электроприводом = 4 мин.

Геодезические отметки, принятые по сжатому профилю трассы нефтепровода КТК:

– максимальная отметка =29,8 м (ПК 680);

– отметка места аварии =20,8 м (ПК 1940+57);

– отметки береговых задвижек =24,3 м (ПК1930+70 и ПК1950+43).

Время возникновения аварии – июль.

Атмосферное давление =105 Па.

Температура воздуха +30 °С.

Время сбора основной массы разлитой нефти – 72 ч.

Расчет количества вытекшей нефти производится в 3 этапа, определяемых разными режимами истечения:

– истечение нефти с момента обнаружения повреждения трубопровода 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 нефти, вытекшей из нефтепровода с момента обнаружения аварии до момента остановки перекачки, определяется по формуле, м³:

, (9.1)

где – расход нефти через дефектное отверстие, м3 /ч;

– время обнаружения повреждения трубопровода и отключения насосов, ч.

Расход нефти в поврежденном нефтепроводе при работающих НПС определяется по показаниям приборов на НПС на момент обнаружения аварии. В нашем случае, учитывая близость места гипотетической аварии к концу участка, т.е. принимая давление в конце участка нефтепровода в поврежденном состоянии = 0 при значительных размерах разрыва трубы получаем, что примерно равен расходу нефти в поврежденном нефтепроводе. В результате получаем, что:

, м³/час;

м³;

т.

С момента отключения насосов (НПС) до момента закрытия отсекающих задвижек происходит опорожнение расположенных между двумя смежными насосными станциями возвышенных участков, прилегающих к месту повреждения, за исключением понижений между ними.

Истечение нефти определяется напором, величина которого зависит от разности геодезических отметок возвышенных точек и места повреждения.

Расход нефти через разрыв трубы рассчитывается по формуле (этап 2), м³/сек:

, (9.2)

где – коэффициент расхода нефти через дефектное отверстие;

– площадь дефектного отверстия, м²;

– напор в точке истечения нефти, м.

Коэффициент расхода определяется в зависимости от числа Рейнольдса

Число Рейнольдса рассчитывается по формуле:

, (9.3)

где – диаметр дефектного отверстия, м.

Напор в точке истечения нефти рассчитывается по формуле, м:

, (9.4)

где – напор, создаваемый атмосферным давлением, м;

– напор, создаваемый давлением насыщенных паров нефти, м.

м.

Указанная формула выбрана для расчета в связи с большой протяженностью нефтепровода между и и непродолжительным временем закрытия отсекающих задвижек.

Площадь образовавшегося разрыва определяется зависимостью, м²:

, (9.5)

м².

В связи с тем, что форма отверстия отличается от круглой, рассчитаем эквивалентный диаметр, м:

, (9.6)

м.

Поэтому в расчетные формулы подставляем

Рассчитаем количество нефти, вытекшей из нефтепровода на этапе 2.

.

˃ 300000 значение коэффициента расхода =0,595.

Расход нефтепродуктов через аварийное отверстие:

м³/сек.

Объем нефти, вытекающий из нефтепровода с момента остановки перекачки до момента закрытия отсекающих задвижек, равен:

м³.

или

т.

Рассчитаем количество нефти, вытекшей из нефтепровода с момента закрытия береговых задвижек до момента прекращения истечения нефти (этап 3).

Объем нефти, вытекшей из нефтепровода на этом этапе, рассчитывается по формуле, м³:

, (9.7)

где – внутренний диаметр трубы, м;

– суммарная длина участков нефтепровода междуперевальными точками или двумя смежными с местом расположения образовавшегося дефекта задвижками, геодезические отметки которых превышают геодезическую отметку места образования дефекта, м.

Из анализа сжатого профиля трассы нефтепровода Хабаровск 1 на отрезке 193км – 196 км следует, что после закрытия береговых задвижек нефть полностью стечет с нисходящих в сторону дефектного отверстия участков. Суммарная длина стока двух участков (пикеты ПК 1930 + 70 - ПК 1950+43) равна 1973м.

Следовательно, объем вытекшей нефти равен:

м³.

или

т.

Количество нефти, вытекшей из нефтепровода КТК в результате аварии от момента обнаружения утечки и отключения насосов до момента прекращения истечения нефти равно:

по объему, м³:

, (9.8)

м³.

по массе, т:

, (9.9)

т.

Масса углеводородов, испарившихся с поверхности земли, покрытой разлитой нефтью, вычисляется по формуле, т:

, (9.10)

где – масса летучих низкомолекулярных углеводородов нефти, испарившихся с поверхности почвы, т;

– удельная величина выбросов углеводородов с 1м² поверхности нефти, разлившейся на земле, г/м², =612 г/м²

– площадь нефтенасыщенного грунта, м², =15000 м².

т.

Средняя температура поверхности испарения , определяется по формуле, °С:

, (9.11)

где – температура воздуха, °С;

– температура верхнего слоя земли, °С.

Согласно исходным данным =6°С, =24°С, =18 ч, ρ=0,83т/м³

°С.

Масса углеводородов, испарившихся в атмосферу с поверхности водного объекта, покрытой разлитой нефтью, вычисляется по формуле, т:

, (9.12)

где – масса летучих низкомолекулярных углеводородов нефти, испарившихся с поверхности водного объекта, т;

Удельная величина выбросов зависимости от следующих параметров:

– средней температуры поверхности испарения, °С:

, (9.13)

где – средняя температура поверхности испарения на воде, °С;

– температура воздуха, °С;

– температура верхнего слоя воды соответственно, °С.

°С.

т.

Продолжительность испарения свободной нефти с поверхности земли согласно заданию = 216 ч.

Толщина слоя плавающей на водной поверхности нефти, м

_, (9.14)

где – толщина слоя нефти на поверхности воды, м.

– продолжительности процесса испарения плавающей на водной поверхности нефти

Характеристики

Список файлов ВКР