|
62 дение давления на границе резервуар / окружающая среда или в очень тонком слое непосредственно за отверстием. В соответствии с данной моделью рассмотрены выбросы газообразных фракций углеводорода из колонны К-2. Расчет массы выброса (М) из отверстий верха и низа колонны проводился в соответствии с методиками [86 88]: M=0,47S Ро (Rq Т)',/2 (1 Р,/Р„)!/2 , где S площадь поперечного сечения отверстия; Ро давление внутри резервуара; Р] давление снаружи резервуара; Rq отношение универсальной газовой постоянной к массе 1 моля газа; Т температура выброса. Давление в колонне считалось постоянным, учитывалась разница температур и молярных весов фракций в разгерметизации верхней и нижней частей колонны. При разгерметизации (отверстие диаметром в 5 см) рассматривалась модель истечения из отверстия в трубе под давлением [89]. При катастрофическом разрыве колонны учитываются составляющие: масса паров в колонне на момент разрыва и образовавшихся при работе подающих насосов в течение 1 мин. В первом случае при расчете плотности паров учитываются условия внутри колонны, во втором принимается во внимание, что только 30 % поданного насосами сырья перейдет в парообразное состояние [861. Таблица 1.20 Результаты расчета для колонны К-2 АТ-ВБ Событие Вероятность Время выброса, мин Масса выброса, кг 1 2 3 4 Трубопровод подачи нефтяного сырья: Разгерметизация фланца 4,3'10'4 <1 2,2 103 1,1 10-4 <5 1,1 104 4,3 ■ io3 <15 3,3 ю4 4,3 Ю'6 > 15 3,3 104 Разрыв трубопровода 1,0 10"4 <1 1,3 10’’ 4,0 10'5 <5 6,5 104 1,0 10'5 <15 2,0 10’ 1,0 10'6 >15 2,0 10’ |
53 отрыва фланца 20 см. При разгерметизации фланцевых соединений можно воспользоваться моделью истечения газа через отверстие в резервуаре. Данные представления строятся ании следующих предположении: поведение идеального газа, полное дение давления на границе резервуар / окружающая среда или в очень тонком слое непосредственно за отверстием. В соответствии с данной моделью рассмотрены выбросы газообразных фракций углеводорода из колонны К-1. Расчет массы выброса (Л4) из отверстий верха и низа колонны проводился в соответствии с методиками [86 88]: М= 0,47 -S PO (Rq -Т)'1/2 (1 Р^Р^2 где S площадь поперечного сечения отверстия; Ро давление внутри резервуара; Р] давление снаружи резервуара; Rq отношение универсальной газовой постоянной к массе 1 моля газа; Т температура выброса. Давление в колонне считалось постоянным, учитывалась разница температур и молярных весов фракций в разгерметизации верхней и нижней частей колонны. При разгерметизации (отверстие диаметром в 5 см) рассматривалась модель истечения из отверстия в трубе под давлением [89]. Результаты расчетов представлены в табл. 1.18. Таблица 1.18 Результаты расчета для колонны К-1 Событие Вероятность Время выброса, мин Масса выброса, кг 1 2 3 4 Трубопровод подачи нефти: разгерметизация фланца 4,3 • КГ4 < 1 2,3 • 103 1,1 • 10л <5 1,2 • 104 4,3 • 10'5 < 15 3,6 • 104 4,3 • 10’6 > 15 >3,6 • 104 разрыв трубопровода 1,0 • 10-4 < 1 4,5 • 103 4,0 • 10'5 <5 2,3 • 104 1,0 • 10‘5 < 15 6,9 • 104 1,0 • 10’6 > 15 >6,9 -104 54 1«I Продолжение табл. 1,18 1 2 3 4 Разгерметизация фланца: низа колонны 4,3 • 10"* < 1 2,54 • 102 1,1 • КУ4 <5 1,27 • 103 4,3 • 10'5 < 15 3,6 • 103 4,3 • W6 > 15 >3,6 • 103 верха колонны 4,3 • 1СГ4 < 1 2,37 ■ 102 1,1 • КУ4 <5 1,2 • 103 4,3 • 1(У5 < 15 3,6 • 103 4,3 • 1(У6 > 15 >3,6 • 103 Разрыв фланца: низа колонны 1,0 • ю-4 < 1 4,0 • 103 4,0 • 10'5 <5 2,0 • 104 * 1,0 • 10’5 < 15 6,0 • 104 1,0 • 1О‘б > 15 >6,0 • 104 верха колонны 1,0 • 10"4 < 1 3,8 • 103 4,0 • 10'5 <5 1,6 • 104 1,0 • 10’5 < 15 4,8 • 104 1,0 • 10'6 > 15 >4,8 • 104 Катастрофический разрыв колонны 6,0 • 10‘3 7,5 • 103 Для колонны К-1 определяющими (с точки зрения величины выброса) являтрубопроводы подачи нефти под давлением 25 атм при м3/ч и вывод частично отбензиненной нефти из кубовой части колонны, работаю3щей под давлением 10 атм при расходе 40 м /ч. Масса выброса при разрыве трубопровода рассчитывалась по формуле M=aS-2г0(Р,-Р0)1'2, trq акоэффициент расхода (0,62 для жидкостей); S площадь отверстия; г0 плотность жидкости; Pi давление в трубопроводе; ♦ Ро давление вне трубопровода. При катастрофическом разрыве колонны учитываются составляющие: масса паров в колонне на момент разрыва и образовавшихся при работе подающих насосов в течение 1 мин. В первом случае при расчете плотности паров учитываются условия внутри колонны, во втором принимается во внимание, что только ~ 30 % поданной насосами нефти перейдет в парообразное состояние [86]. |