Нефть и нефтепродукты – основные источники аварийных ситуаций и загрязнения окружающей природной среды.

Лекция 8 Нефть и нефтепродукты – основные источники аварийных ситуаций и загрязнения окружающей природной среды. В современном мире, не только в России, нефть и нефтепродукты играют основную роль в развитии экономики. Лидирующая загрузка транспортных систем отводится нефти и ее производным. Подвижная составляющая транспорта работает на углеводородном топливе или на электроэнергии, производство которой более чем на 50% использует углеводороды (мазут, дизельное топливо, бензины, газ). Наконец, в быту населением чрезвычайно широко применяются такие виды источников энергии, как газ (природный или нефтяной), мазут, дизельное топливо, керосин, бензин. Столь широкое распространение нефти и нефтепродуктов определяет их политическую, экономическую и экологическую значимость, а также частоту аварийных ситуаций с выходом углеводородов и связанные с этим воздействия на окружающую природную среду, объекты экономики и население. Особенности загрязнения среды нефтепродуктами. Нефтяное и нефтепродуктовое загрязнение среды обитания является одним из наиболее распространенных и опасных. Поскольку нефть — это сложный продукт, в основном состоящий из множества углеводородов, значение растворимости нефти в воде, испарения и проникания в почву зависят от соотношения различных углеводородов. В нефтях установлено более 450 индивидуальных соединений. Основными компонентами, составляющими 90%…95% нефтей, являются углеводороды. Число углеродных атомов в углеводородах нефти колеблется от С1 – С4 (газы) до С60. В состав нефти входят следующие углеводороды. Алканы (парафины) с общей формулой СnH2n+2. Низшие нефтяные углеводороды до бутана (n=4) входят в состав природного газа и растворены в нефти. Углеводороды с n=5…17 — жидкости с характерным «бензиновым» запахом. Высшие углеводороды с n>17 — твердые вещества. Как правило, содержание алканов в нефти составляет 15%...55%. Циклоалканы — нафтеновые углеводороды (нафтены) с общей формулой СnH2n — насыщенные циклические углеводороды ряда циклопентана и циклогексана, а также более сложные полициклические соединения. Нафтены входят в состав всех типов нефтей и присутствуют во всех нефтяных фракциях. По массе на долю нафтенов в нефтях приходится 30%…50%. Ароматические углеводороды — непредельные циклические соединения ряда бензола. Общая формула СnH2n-m , где n6, m6 — четное число. Ароматические соединения обладают повышенной устойчивостью структуры и более инертны к химическому окислению, чем алканы. Они хорошо растворимы в воде. Содержание в сырых нефтях ароматических углеводородов составляет 5%...55%. Асфальтены и смолы — гетероциклические и алифатические углеводороды. В этих соединениях крупные фрагменты молекул связаны между собой мостиками, содержащими метиленовые группы и гетероатомы (S, O, N) в функциональных группах: карбонильной, карбоксильной и меркапто группе. На долю асфальтенов и смол в составе сырых нефтей приходится 2%..15%. Олефины — ненасыщенные нециклические соединения с общей формулой СnH2n. При нормальных условиях углеводороды С3 и С4 — газы, С5…С18 — жидкости. Высшие олефины — твердые вещества. Эти соединения почти не присутствуют в сырой нефти, но являются основным продуктом ее крекинга (разложение нефтяных продуктов в специальных установках при температуре 450С…550С). В воде олефины практически не растворимы. К нефтепродуктам относят различные углеводородные фракции, получаемые из нефтей. Однако, в более широком толковании понятие «нефтепродукты» принято трактовать в двух значениях — техническом и аналитическом. В техническом значении — это товарные сырые нефти, прошедшие первичную подготовку на промысле, а также продукты переработки нефти, использующиеся в различных видах хозяйственной деятельности: автомобильные и авиационные бензины, реактивные, тракторные, осветительные керосины, дизельные и котельные топлива, мазуты, растворители, смазочные масла, гудроны, нефтяные битумы и прочие нефтепродукты (парафин, нефтяной кокс, присадки, нефтяные кислоты и т.д.). В аналитическом понимании к нефтепродуктам относят неполярные и малополярные соединения, растворимые в гексане. Под аналитическое определение попадают практически все топлива, растворители и смазочные масла, но не попадают тяжелые смолы, асфальтены, а также вещества, образующиеся из нефтепродуктов при длительном их нахождении в почвогрунтах и водах в результате микробиологических и физико-химических процессов. Содержание углеводородов в некоторых нефтепродуктах приведено в табл. 5.1 Таблица 5.1 Содержание углеводородов в некоторых товарных видах нефтепродуктов Нефтепродукты Углеводородные группы (массовая доля, %) Парафиновые, нафтеновые Ароматические Непредельные Автомобильные бензины 77…83 5…17 0…18 Авиационные бензины 23…59 16…19 0.6…0.7 Дизельные топлива 82…94 5…17 - Масло автомобильное АК-10 56.5 40.0 - Испаряемость нефтей и нефтепродуктов — это их способность переходить из жидкой фазы в паровую. Скорость испарения зависит от состава и температуры нефти или нефтепродукта, площади испарения, типа емкости, в которой они хранятся, скорости движения воздуха над поверхностью, давления насыщенных паров и ряда других условий. Подробно процессы испарения нефти и нефтепродуктов рассмотрены ниже. Вязкость нефтей — их свойство оказывать сопротивление перемещению под влиянием действующих на них сил. Вязкость зависит от фракционного и группового состава нефти или нефтепродукта: чем тяжелее фракционный состав, чем больше асфальтосмолистых веществ, тем выше вязкость. В целом вязкость нефти и нефтепродуктов больше вязкости воды, в особенности это относится к маслам, котельным топливам и тяжелым нефтям. Вязкость бензинов меньше вязкости воды, что обуславливает их способность к быстрому передвижению в пористой среде влажных грунтов по сравнению с другими жидкими нефтепродуктами. Растворимость нефти и ее производных в воде связана с их химическим составом. Она уменьшается со снижением содержания ароматических углеводородов и повышением концентраций циклопарафиновых и особенно парафиновых составляющих. В отдельных публикациях указываются следующие величины растворимости нефтепродуктов [25]: нефти 10…50 мг/л; бензинов 9…505 мг/л; керосинов 2…5 мг/л; дизельного топлива 8…22 мг/л; бензола 1600…1800 мг/л; толуола 500…600 мг/л; ксилола 170…200 мг/л; этилбензола 130…150 мг/л. Одним из характерных свойств ряда летучих нефтепродуктов является их способность в определенных соотношениях с воздухом образовывать горючую и взрывоопасную смесь. Наибольшее и наименьшее содержание паров нефтепродуктов в смеси с воздухом, при котором возможно воспламенение (взрыв) при внесении в эту смесь источника тепловой энергии, называют соответственно верхним концентрационным и нижним концентрационным пределами воспламенения (взрываемости), а интервал между ними — зоной горения (взрываемости). Нефть и нефтепродукты обладают высоким электрическим сопротивлением и относятся к диэлектрикам. При их движении по трубопроводам, насосам, арматуре от трения частиц горючего на стенках труб и корпусах могут образовываться заряды статического электричества с разностью потенциалов 30…40 кВ, что в ряде случаев является причиной воспламенений паров нефтепродуктов. Пары нефти и нефтепродуктов являются токсичными и оказывают отравляющее действие на организмы, в том числе и человека. Предельно допустимые концентрации вредных паров нефтепродуктов в воздухе приведены в табл. 5.2 [25, 26]. Многие исследователи отмечают сильное токсическое действие легких фракций на микробные сообщества и почвенных животных. На поверхности эти фракции подвергаются физико-химическим процессам разложения, и входящие в их состав углеводороды быстро перерабатываются микроорганизмами. При оценке и контроле загрязнения окружающей природной среды выделяются группы нефтепродуктов, различающихся: степенью токсичности по отношении к живым организмам; скоростью разложения в окружающей среде; характером произведенных изменений в атмосфере, почве, грунтах, водах и биоценозах. Следует отметить, что последние исследования [27] не дают возможности установить связь между загрязнением среды нефтепродуктами и раком животных. Кроме того, считается совершенно необоснованным мнение о том, что потребление в пищу зараженных раком тканей животных может вызвать рак у людей. Источники поступления нефти в окружающую среду. Основными этапами жизненного цикла нефти и газа являются: добыча; транспортировка; переработка; использование. Таблица 5.2. Предельно допустимые концентрации вредных паров нефтепродуктов в воздухе для хронического ингаляционного воздействия. Нефтепродукты Предельно допустимая концентрация, мг/м3 Критические органы Бензин 0.071 Глаза, органы дыхания, печень, почки, центральная нервная система Бенз(а)пирен 1.010 -6 Почки Бензол 0.03 (0.15) Кровь, красный костный мозг, сердечно-сосудистая система, центральная нервная система Бутан 0.62 Системный асфиксант (асфиксация — удушье, остановка дыхания вследствие недостатка кислорода) Керосин 0.01 Печень Ксилол 0.1 Центральная нервная система, органы дыхания, почки, печень Нефть 0.071 Почки Этанол 100 Центральная нервная система, органы дыхания Метанол (30) Центральная нервная система Углерод оксид 23 Сердечно-сосудистая система Формальдегид (0.048) Органы дыхания, глаза Метан 50 Органы дыхания Сажа 0.05 Органы дыхания, зубы Стирол 1 Центральная нервная система, гормоны Пропилен 3 Органы дыхания Пропан-1.2-диол 0.003 Органы дыхания, носовая полость Перечисленные выше этапы довольно часто сопровождаются значительными потерями и катастрофическими последствиями воздействий нефти, нефтепродуктов и их компонентов на природную среду и население. Только в прибрежной зоне в мире работает более 7000 буровых платформ, по морям и океанам ходит более 3000 танкеров различного водоизмещения, объем перемещения нефти и нефтепродуктов которыми превышает 1 млрд. т/год. Ежегодные потери только при добыче нефти на шельфе превышают 0.1 млн. тонн. Поступление нефтепродуктов в Мировой океан составляет примерно 0.23% от годовой добычи нефти в мире. При перевозке нефти в морях и океанах, а также в портах теряется до 2 млн. т/год, что составляет почти 40% общего сброса нефти в окружающую среду. На суше основная масса нефти и нефтепродуктов транспортируется по трубопроводам, наибольшая протяженность которых приходится на территорию США. В России весь добываемый природный газ, 90% нефти и большая доля нефтепродуктов доставляется потребителям по магистральным трубопроводным системам. Наиболее уязвимая часть магистральных трубопроводов — это пересечение рек, каналов, озер, водохранилищ, железнодорожных путей и автодорог. На территории бывшего СССР магистральные трубопроводы пересекали шоссейные и железнодорожные пути 15 000 раз и 2 000 раз — реки, озера и каналы. Более 40% протяженности трубопроводов в настоящее время проработали более 20 лет, более половины — 30 лет, пятая часть — более 40 лет, что существенно повышает вероятность возникновения аварийных ситуаций с истечением нефти и нефтепродуктов. По зарубежным данным потери нефти на пути от нефтепромысла до бака автомобиля достигают 3% от массы добытой нефти. Представление о масштабах аварийных ситуациях в России представлено в табл. 5.3. Менее значительны, но более часты аварии, связанные с железнодорожным и автомобильным транспортом. Масса нефтепродукта, попадающего в окружающую среду, в этом случае лимитируется объемом емкости, которая составляет 40…120 м3 для железнодорожных цистерн и 4…30 м3 — для автомобильных. Таблица 5.3 Техногенные чрезвычайные ситуации в России в марте-июне 1993 г Место аварии Описание события Масштаб ущерба Республика Коми, Усинский р-он Прорыв нижнего кольца резервуара емкостью 5000 т. в обваловку. Утечка 3000 т нефти Иркутская обл., г. Ангарск Разрыв нефтепровода диаметром 1020 мм. Площадь пробоины 20 см2. Утечка 20 000 т нефти Красноярский край Прорыв нефтепровода диаметром 720 мм с последующим возгоранием нефти Утечка 3000 т нефти Самарская обл. Прорыв нефтепровода в р. Сухая Вязовка. Пятно по длине 1 км, в ширину 10…12 м. Утечка 7000 т нефти Московская обл. Опрокидывание двух цистерн с соляркой Вытекло 1000 т солярки Москва Авария с бензовозом Вытекло и сгорело 14 т бензина Потери при наливе в железнодорожные цистерны могут достигать 0.03%...0.04% от объема наливаемого нефтепродукта, а путевые потери — в среднем 0.08% от объема перевозимого нефтепродукта. По оценкам [25], вследствие испарения теряется на нефтеперегонных заводах 16%, на нефтебазах — 32%, на автозаправочных станциях до 50% от общей массы хранимых нефтепродуктов. Для типовой автозаправочной станции на 500…600 заправок в сутки выбросы углеводородов в атмосферу из топливных баков автомобилей достигают 3.6 т/год. В целом, при транспортировке и хранении нефти и нефтепродуктов потери составляют 2% от объема добываемой нефти. По оценкам отечественных и зарубежных специалистов, около 75% этих потерь приходятся на испарение из резервуаров и танкерных емкостей. При морских перевозках теряется примерно 0.6% нефти и нефтепродуктов. На железнодорожном транспорте потери от испарения при наливе в цистерны составляют 0.3%...1.25% от объема наливаемого продукта. Таким образом, общие потери нефти могут достигать 2%...3% от объема ее добычи. Магистральные трубопроводные системы. Протяженность магистральных трубопроводов России составляет в настоящее время более 227 тыс. км, в том числе газопроводных магистралей, включая газопродуктоводы, — 160 тыс. км, нефтепроводных — 50 тыс. км и нефтепродуктоводных — 20 тыс. км. Транспортировка продукции топливно-энергетического комплекса трубопроводным транспортом достигла 30% общего грузооборота. По системе магистрального транспорта перемещается 100% добываемого газа, 99% добываемой нефти, более 50% производимой продукции нефтепереработки. В новых проектах магистральных нефтепроводов предполагается использовать высокое давление: на сухопутных трассах до 14 МПа, а на морских — до 18–20 МПа. Известно, что переход через Черное море газопровода Россия — Турция будет работать, как предполагается, с рабочим давлением 25 МПа. Магистральные трубопроводные системы включают: линейные трубопроводы; резервуарные парки хранения; насосные перекачечные станции; системы обеспечения обслуживания и ремонта. Линейные трубопроводы, относятся к производственным объектам повышенной опасности. Это обусловлено большим диаметром труб, высоким давлением транспортировки пожароопасных продуктов, а также длительностью эксплуатации. В настоящее время свыше 60% трубопроводов России эксплуатируются более 20 лет. По магистральным трубопроводным системам нефть и нефтепродукты транспортируются на расстояния более 2000 км. Диаметр труб колеблется от 200 до 2000 мм. Давление в таком трубопроводе составляет, как правило, 5–10 МПа. Типовая схема укладки трубопровода приведена на рис. 5.1. Некоторые характеристики стальных труб, используемых в нефтепроводных системах, приведены в табл. 5.4. Таблица 5.4 Параметры стальных труб нефтепродуктопроводов Диаметр, мм Толщина стенки, мм. Минимальная Максимальная при рабочем давлении, МПа. 5.5 6.4 7.5 10.0 530 5.0 5.9 6.9 8.0 10.5 720 6.7 8.0 9.3 10.8 14.3 820 7.6 9.1 10.5 12.3 16.2 1020 9.6 11.3 13.1 15.3 20.4 Основной причиной загрязнения окружающей среды в процессе эксплуатации линейных участков трубопроводной системы является повреждение труб с последующим выходом нефтепродуктов в открытое пространство. Статистика отказов (аварий) на магистральных нефтепроводах компании "Транснефть", приводящих к потере нефти, и их классификация по причинно-следственным характеристикам приведена в табл. 5.5. Как следует из приведенных данных, средняя интенсивность аварийных ситуаций на российских магистральных нефтепроводах оценивается величиной λ = 0,13 аварии на 1000 км в год. Рисунок 5.1. Типовая схема укладки трубопровода Таблица 5.5 Статистика аварий на российских магистральных нефтепроводах Показатель Причина аварии Протяжен-ность нефтепро-вода, км. Число аварий Приве-денное число аварий к 1000 км Корро-зия Завод-ской дефект Брак СМР Мех. повреж-дения трубоп-роводов Прочие, включая ошибки эксплуа-тации 65350 9 0,14 1 2 4 2 48100 10 0,21 4 2 4 48100 12 0,24 2 1 4 4 1 49600 6 0,12 1 2 1 2 47200 7 0,15 2 2 3 47200 9 0,19 2 1 4 2 47200 6 0,12 3 2 1 47200 3 0,06 3 47200 3 0,06 1 - - 1 1 47200 6 0,12 - - - - - 48500 5 0,10 - 1 1 - 1+(две врезки) 48500 3 0,06 1 1 - 1 - Всего 79 0,13 10 14 25 18 12 Принимая в качестве основного распределение аварий во времени по закону Пуассона, вероятность P(t, ) возникновения хотя бы одной аварии на трубопроводе протяженностью L км в течение времени t (годы) при средней интенсивности  (аварий на 1000 км) может быть вычислена по формуле: (5.1) Рассчитанное значение вероятности может быть использовано в качестве исходного при построении «дерева событий», отражающего вероятные варианты развития аварийного процесса с разрушением трубопровода и выходом нефти в открытое пространство. На территории Ленинградской области завершено строительство магистрального трубопровода государственной значимости. Это так называемая Балтийская трубопроводная система (БТС), которая создана в соответствии с Указом Президента Российской Федерации от 06.06.97 № 554 "Об обеспечении транзита грузов через прибрежные территории Финского залива" и постановлениями Правительства Российской Федерации от 16.10.97 № 1325 "О проектировании, строительстве и эксплуатации Балтийской трубопроводной системы" (рис. 5.2). Рисунок 5.2. Схема Балтийской трубопроводной системы. Основные показатели БТС приведены в табл. 5.6. Транспортировка нефти по системе БТС позволила отказаться от дорогостоящих услуг прибалтийских транзитных государств. Транспортные затраты компаний-грузоотправителей по маршрутам БТС на 3 — 4 долл. США за 1 тонну ниже, чем затраты по маршрутам через Вентспилс (Латвия) и Одессу (Украина). Таблица 5.6 Основные показатели первой очереди БТС №№ п/п Наименование показателя Единица измерения Значение показателя 1 Мощность трубопровода Кириши-Приморск млн.т/год 60…70 2 Протяженность новых трубопроводов км. 453,3 3 Инвестиционные издержки. Магистральный нефтепровод Ярославль-Кириши Магистральный нефтепровод Кириши-Приморск Нефтеналивной терминал в Приморске млн. долл. 460,2 127,4 163,2 169,6 5 Прогнозный срок окупаемости лет 12 6 Ожидаемые поступления в бюджет. Всего: В том числе: в Федеральный бюджет в Местные бюджеты млн. долл. 401,5 106,0 295,5 Оценка остаточного ресурса трубопровода. Трубопровод, предназначенный для транспортировки нефти, нефтепродуктов, газа или газоконденсата с позиций оценки надежности можно рассматривать как систему с последовательно соединенными элементами (трубы, фланцы и другие детали). Разрушение одного из этих элементов выводит из строя весь трубопровод. В руководящих и проектных документах часто встречается понятие ресурса трубопровода. В дальнейшем под ресурсом трубопровода понимается суммарная наработка (период эксплуатации трубопровода без учета простоев) от пуска до перехода трубопровода в предельное состояние, при котором разрушение как трубопровода в целом, так и определенного числа его элементов при условии, что их ремонт из-за его частой повторяемости опасен для окружающей среды или экономически нецелесообразен. Срок службы трубопровода определяется как календарный период времени от ввода трубопровода в эксплуатацию до его перехода в предельное состояние. Отказ трубопровода это прекращение его эксплуатации вследствие разрушения одного или одновременно нескольких его элементов. Остаточный ресурс трубопровода –– время эксплуатации трубопровода с момента последнего диагностирования до перехода в предельное состояние. Техническое диагностирование трубопровода предполагает определение его технического состояния различными, доступными в данной ситуации, методами и средствами. Проведение экспертизы промышленной безопасности трубопровода в соответствии с действующим законодательством должна осуществлять организация, имеющая лицензию Госгортехнадзора России на проведение экспертизы и представление заключения о промышленной безопасности, которым является документ, содержащий обоснованные выводы о соответствии или несоответствии объекта экспертизы (трубопровода) требованиям промышленной безопасности. Основными показателями надежности трубопровода являются: - вероятность безотказной работы, как вероятность того, что за рассматриваемый период времени в трубопроводе не возникнет отказов; - средний остаточный ресурс τ ср –– математическое ожидание наработки трубопровода после последней диагностики до момента достижения предельного состояния; Вероятность безотказной работы трубопровода определяется на основе статистических данных по интенсивности его отказов. В общем случае, при известной функции изменения со временем интенсивности отказов (t), вероятность W(T>t) безотказной работы трубопровода до момента времени t вычисляется по известной из теории надежности технических систем зависимости [28]: (5.2) где Т –– случайная величина, время работы трубопровода до отказа; t — интересующее время безотказной работы трубопровода, величина детерминированная, не случайная. Остаточный ресурс трубопровода в настоящем разделе рассматривается на основе методики расчета толщины стенки труб, подвергающихся коррозионно-эрозионному воздействию. Толщина стенки труб при такой постановке выдвигается в качестве основного критерия расчета остаточного ресурса рабочего состояния трубопровода. Одной из важнейших процедур для расчета толщины стенки трубы является диагностика. К современным методам технического диагностирования трубопроводов относятся акустико-эмиссионный контроль (АЭ-контроль), визуально-измерительный контроль, ультразвуковая и магнитная толщинометрия и дефектоскопия, анализ химического состава металлических труб, трубных деталей и арматуры, анализ состояния защищённости от подземной коррозии. Основное внимание в настоящем разделе уделено определению расчетной отбраковочной толщины стенки труб и оценке остаточного ресурса трубопроводов по минимальной вероятной толщине стенки. Расчеты остаточного ресурса трубопроводов, подвергающихся коррозионно-эрозионному воздействию, с учётом выявленных и классифицированных дефектов и остаточного ресурса по статистике отказов трубопроводов выполняются в случае необходимости по техническому заданию заказчика трубопроводной системы. Определение отбраковочной толщины стенки трубопровода и допустимого внутреннего давления. Определяющим при оценке остаточного ресурса в условиях коррозионно-эрозионного износа трубопроводов является расчет на действие внутреннего давления. Эксплуатация трубопровода считается возможной, если фактическая толщина стенки трубопровода превышает отбраковочную отб. При определении отбраковочной толщины стенки оценивается несущая способность участка трубопровода в целом, в отличие от проверочного расчета, когда определяется напряжение в наиболее опасной точке. (5.3) где отб –– толщина стенки трубы трубопровода при которой труба должна быть изъята из эксплуатации, м; Р –– рабочее давление в трубопроводе, Па; DH –– наружный диаметр трубы или детали трубопровода, м; n –– коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе, равный 1.2; R1 –– расчетное сопротивление материала труб и деталей трубопроводов, Па, определяемое по формуле α –– коэффициент несущей способности; α=1 для труб, конических переходов, выпуклых заглушек эллиптической формы. Для отводов гладких и сварных труб α=1.3 при отношении радиуса изгиба трубы r к наружному диаметру DH, равному 1; (5.4) –– нормативное сопротивление, равное наименьшему значению временного сопротивления разрыву материала труб, принимаемое по ГОСТу или TУ на соответствующие виды труб, например для стали 20 , ; — нормативное сопротивление, равное наименьшему значению предела текучести при растяжении, сжатии и изгибе материала труб, принимаемое по ГОСТу или ТУ на соответствующие трубы, Па; m1 –– коэффициент условий работы материала труб при разрыве, равный 0.8; m2 –– коэффициент условий работы трубопровода, величина которого принимается в зависимости от транспортируемой среды: для токсичных, горючих, взрывоопасных и сжиженных газов m2=0.6; для инертных газов (азот, воздух и т.п.) или токсичных, горючих, взрывоопасных жидкостей m2=0.75; для инертных жидкостей m2=0.9; m3 –– коэффициент условий работы материала труб при повышенных температурах, для нормальных условий работы трубопроводов принимается равным 1; k1 –– коэффициент однородности материала труб: для бесшовных труб из углеродистой и для сварных труб из низколегированной ненормализованной стали k1=0.8, для сварных труб из углеродистой и для сварных труб из нормализованной низколегированной стали k1=0.85. В процессе эксплуатации элементов трубопроводов в них происходит постепенное накопление различного типа повреждений. Одним из наиболее распространенных типов повреждения является коррозионно-эрозионный износ, воздействие которого учитывается при выборе номинальной толщины стенки. В процессе эксплуатации начальная толщина стенки уменьшается, приближаясь к минимально допустимой. Другой тип повреждения связан с ухудшением механических характеристик материала и, как следствие, снижением допускаемого напряжения. Оба типа повреждения приводят к постепенному уменьшению допустимого внутреннего давления в трубопроводе, которое не должно опускаться ниже рабочего. Допустимое давление P0 определяется при заданной толщине стенки трубопровода по формулам: (5.5) Пример 5.1. Трубопровод из стальных труб (сталь 20) предназначен для транспортировки нефти. Наружный диаметр труб 720 мм, рабочее давление 7.7 МПа, категория рассматриваемого участка трубопровода II. Требуется определить отбраковочное значение толщины стенки труб и допустимое давление для толщины менее отбраковочной на 1.5 мм. Исходные данные для расчетов: n=1.2, =1, m1=0.8, k1=0.85, , m2=0.75, m3=1 Таблица 5.7. Значения коэффициента m2 условий работы трубопровода Категория трубопровода и его участка Коэффициент условий работы трубопровода, m2 I 0,6 II 0,75 III 0,90 Ниже приведены расчеты, выполненные по программе «отбраковочн.mcd» в среде Mathcad. Приведен протокол решения задачи определения отбраковочной толщины стенки трубопровода. Рисунок 5.3. Зависимость допустимого давления от толщины стенки. Анализ графика, приведенного на рис. 5.3 показывает, что при значениях толщины стенки трубы равном отбраковочному допустимое давление соответствует рабочему, при снижении толщины стенки трубопровода, например, на 1.5 мм допустимое внутреннее давление падает до значения 6.95 Мпа. Таким образом, отбраковочное значение толщины стенки трубопровода соответствует минимальной толщине, обеспечивающей внутреннее давление, равное рабочему. Расчет остаточного ресурса трубопровода по минимальной вероятной толщине стенки трубы. Определение остаточного ресурса трубопровода представляет собой довольно сложную задачу, решение которой требует инструментального и математического обеспечения. Основу исходных данных составляют результаты внутритрубной диагностики труб, в результате которой составляется ряд замеров толщины стенки трубопровода на диагностируемом участке. Поскольку каждый замер занимает достаточное время, в течение которого трубопровод не выполняет свою основную задачу, и требует определенных средств, то набрать убедительный объем выборки данных, как правило, не представляется возможным. Как известно, инструментальные методы измерений сопровождаются систематическими и случайными погрешностями. При этом, если систематические погрешности, как правило, удается учесть или исключить, то случайные составляющие необходимо учитывать с использованием методов математической статистики. При оценке толщины стенки труб определяющими являются два параметра измерений: математическое ожидание толщины и ее дисперсия. Из основ математической статистики известно, что при недостаточном объеме выборки (при числе измерений менее 30) с вероятностью W= значение математического ожидания m входит в интервал, границы которого зависят, в частности, от квантилей распределения Стьюдента [28]: (5.6) где n –– число измерений толщины стенки трубопровода (объем выборки); –– среднее выборочное значение измеренной толщины стенки: (5.7) xi –– измеренное значение толщины стенки трубы; s –– выборочное значение среднего квадратического отклонения измеренной толщины стенки трубопровода: (5.8) –– квантиль распределения Стьюдента порядка с числом степеней свободы (n-1);  –– заданная вероятность включения математического ожидания толщины стенки трубопровода в обозначенный выше интервал (достоверность нахождения значения математического ожидания в пределах рассчитанного интервала). Значение среднего квадратического отклонения  измеренной толщины стенки находится в интервале, границы которого зависят, в частности, от квантили хи-квадрат распределения: (5.9) где –– квантиль распределения хи-квадрат порядка с числом степеней свободы (n-1). При достаточно представительном объеме измерений (n>30) доверительного интервала можно производить иначе, предполагая, что среднее квадратическое отклонение уже определено: (5.10) где  определяется выражением: (5.11) При известной продолжительности Т (лет) эксплуатации трубопровода, известной номинальной толщине стенки  (м) и рассчитанного минимального значения толщины  (м), в качестве которого принимается левая граница интервала (5.6) или интервала (5.10), можно определить среднюю скорость V коррозии (износа) трубопровода: Тогда остаточный ресурс 0 (лет) допустимой эксплуатации трубопровода определится соотношением: (5.12) Пример 5.2. Пусть трубопровод внешним диаметром 720 мм с номинальной толщиной стенки =18 мм введен в эксплуатацию в 1995 году. Трубопровод предназначен для перекачки нефти под давлением 7.7 МПа. В 2012 году средствами внутритрубной диагностики были произведены измерения толщины стенки трубы на отдельном участке трубопровода. Результаты измерений представления в табл. 5.8. Определить математическое ожидание толщины трубы с достоверностью 0.95. Таблица 5.8. Результаты малого числа измерений толщины стенки I 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 i 17.5 16 15 17 15 16 16.5 14 17 17 Среднее выборочное значение толщины стенки трубы составит 16.1 мм, выборочное значение дисперсии равно 1.267, значение квантиля распределения Стьюдента порядка 0.975 с числом степеней свободы 9 равно 2.026, математическое ожидание толщины стенки с достоверностью 0.95 будет находиться в интервале: Протокол решения в среде Mathcad задачи определения остаточного ресурса эксплуатации трубопровода при малом числе измерений [28]. Число измерений было увеличено и их результаты приведены в табл. 5.9. Таблица 5.9. Результаты замеров толщины стенки трубопровода i 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 ti 16 15 14 13 14 16 17 15 17 15 13 17 17 13 14 17 17 12 18 i 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 ti 17 15 15 17 16 15 17 13 17 16 12 14 15 17 17 16 15 17 16 Требуется определить доверительный интервал значений математического ожидания и среднеквадратического отклонения толщины стенки трубопровода через 17 лет его эксплуатации. Остальные исходные данные при решении примера 5.2 совпадают с исходными данными ранее рассмотренного примера 5.1. Результаты расчетов, выполненных по программе «Диагноз.mcd» в среде Mathcad при этом определение доверительного интервала производилось согласно выражению (5.10): - выборочное среднее значение толщины стенки мм, - значение выборочной дисперсии s2=2.634, выборочное среднеквадратическое отклонение s=1.623 мм. - квантиль нормального распределения порядка 0.975 равна 1.96. В соответствии с выражением (5.10) для математического ожидания m толщины стенки трубопровода получим: Принимаем для оценки остаточного ресурса трубопровода за минимальное значение толщины левую границу интервала, т.е. =14.938 мм. Тогда, учитывая время эксплуатации 17 лет, получим скорость снижения толщины стенки трубопровода: Для определения остаточного ресурса необходимо определить отбраковочное значение толщины стенки трубопровода по программе «отбраковочн.mcd», равное (при совпадении данных с данными примера 5.1) =14 мм. Тогда, согласно (5.12) остаточный срок эксплуатации трубопровода составит: ОСТ 153-39.4-010-2002 рекомендует в качестве минимального значения толщины стенки трубопровода выбирать , где –– среднее выборочное значение измеренной толщины стенки,  — выборочное среднеквадратическое отклонение толщины стенки. В этом случае с вероятностью 0.95 (на уровне двух сигм): Сравнивая минимальную толщину стенки трубопровода с отбраковочным значением, получим результат, запрещающий эксплуатацию трубопровода, поскольку отбраковочное значение толщины стенки превосходит минимальное. С таким результатом, опираясь на теоретические основы математической статистики, трудно согласиться. Изложенные выше методики интервальной оценки математического ожидания и среднего квадратического отклонения толщины стенки трубопровода позволяют определить необходимое число измерений для достижения требуемой точности с заданной достоверностью. Пример 5.3. Пусть интересующая точность измерения толщины стенки трубопровода меняется от 0.5 до 1.5 мм. Измерения производятся двумя измерительными средствами со значениями случайных погрешностей измерения 1.6 мм (значение, полученное в результате решения примера 5.2) и 1.0 мм. Требуется определить необходимое число измерений, обеспечивающих заданную точность с достоверностью 0.95. Результаты расчетов приведены на рис. 5.4 (для более грубого измерения с =1.6 мм) и на рис. 5.5 (для более точной системы измерения со значением =1.0 мм). Решение поставленной задачи произведено на основе разрешения относительно n уравнения (5.11): , где выборочное среднее квадратическое отклонение s принимается равным случайной ошибке измерения , а  — требуемая точность измерения. Решение примеров 5.2 и 5.3 выполнены на основе расчетов по программе «диагноз.mcd» в среде Mathcad [28]. Рисунок 5.4. Зависимость необходимого числа измерений n() от требуемой точности  (мм) для средств со значением случайной погрешности =1.6 мм. Рисунок 5.5. Зависимость необходимого числа измерений n() от требуемой точности  (мм) для средств со значением случайной погрешности =1.0 мм. Одну из опасностей разрушения трубопровода составляют гидравлические удары. Гидравлические удары в трубопроводах. Большие внутренние напряжения в стенках трубопроводов и технологических аппаратов могут возникать в результате резкого торможения движущегося потока жидкости, т.е. в результате так называемого гидравлического удара. Воздействию гидравлических ударов чаще всего подвержены трубопроводы и насосы. Гидравлические удары возникают обычно в результате быстрого закрытия или открытия вентилей на трубопроводах, при больших пульсациях подаваемой насосами жидкости, при резком изменении давления на конкретном участке трубопровода. Величину Р, на которую повысится давление в трубопроводе при гидравлическом ударе, можно определить по формуле Н.Е. Жуковского: (5.14) где ж — плотность жидкости, кг/м3; с — скорость распространения ударной волны по трубе, м/с; w — изменение скорости движения жидкости, м/с. Скорость распространения ударной волны по трубопроводу может быть определена из следующего выражения: (5.15) где d — внутренний диаметр трубопровода, м;  — толщина стенки трубопровода, м; E — модуль упругости материала трубопровода, Па; Eж — модуль упругости жидкости, Па. Модуль упругости жидкости — величина, обратная коэффициенту ее сжимаемости. Пример 5.4. Определить силу гидравлического удара при быстром закрытии задвижки трубопровода, имеющем наружный диаметр 1020 мм и толщину стенки (табл. 5.4) 15.3 мм. По трубопроводу перекачивают нефть плотностью 850 кг/м3 со скоростью 4.5 м/с при рабочем давлении 7.5 МПа. Трубопровод испытан на давление Pi=12 МПа. Модуль упругости нефти Еж=1.324109 Па. Модуль упругости стали Е=206.01109 Па. Протокол решения примера 5.4 в среде Mathcad [9]. Резервуарные парки хранения представляют собой сложные инженерно-технические потенциально опасные объекты. Наиболее рациональным и востребованным способом хранения нефти и нефтепродуктов, считаются стальные резервуары. Резервуары для хранения нефтепродуктов могут использоваться в качестве постоянного места хранения, либо, как временная ёмкость, для перерабатываемого углеводородного сырья. Резервуары присутствуют на всех этапах нефтяной отрасли: непосредственно на нефтяных месторождениях, в составе промежуточных нефтеперекачивающих станций и на нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах. В них можно хранить не только сырую нефть, но и эмульсию, очищенную нефть и конечные продукты переработки. Конструктивные особенности резервуаров для хранения нефтепродуктов, напрямую зависят от их целевого назначения. Для потребностей каждого предприятия, разрабатывается специальный проект, в котором учитывается вид хранимого нефтепродукта, требуемый объём резервуара, условия размещения и т.д. Основным материалом, из которого изготавливают резервуары, являются углеродистые низколегированные стали листового проката, например марки 09Г2С, характеризующиеся хорошей свариваемостью, пластичностью и устойчивостью к деформациям. Специализированные заводы резервуарных конструкций, оборудованы современными производственными линиями, на которых формируется корпус резервуара, в виде сваренных между собой листов, завёрнутых в рулон. По геометрическому исполнению резервуары для хранения нефтепродуктов бывают: -резервуары вертикальные стальные РВС (рис. 5.6); - резервуары горизонтальные стальные РГС (рис. 5.7). По количеству внутренних стенок, подразделяются на: одностенные резервуары и двустенные емкости. По способу расположения, резервуары бывают наземные и подземные (преимущественно на территории автозаправочных станций). По типу исполнения кровли, резервуары изготавливаются со стационарной крышей, с понтоном и с плавающей крышей. Производство резервуарных конструкций, ведётся в строгом соответствии со строительными нормами и правилами. Основными составными частями, таких изделий, как резервуары для хранения нефтепродуктов, являются: стенка, днище с окрайкой и крыша. Рисунок 5.6. Общий вид резервуарного парка хранения нефтепродуктов. Резервуары РВС со стационарной крышей. Дополнительное технологическое оборудование, необходимое для безопасной эксплуатации, поставляется вместе с основной конструкцией (маршевые или шахтные лестницы, предохранительная и дыхательная арматура, система пожаротушения). Рисунок 5.7. Общий вид резервуарного парка со стальными горизонтальными резервуарами РГС. Наиболее распространены стальные вертикальные цилиндрической формы резервуары РВС-5000, РВС-10000, РВС-20000. Кроме того, разработаны и применяются типовые проекты стальных резервуаров объемом от 50000 м3, до 100000 м3. Основные параметры вертикальных стальных резервуаров типа РВС приведены в табл. 5.10. Для резервуаров, расположенных в обваловании, интенсивность аварий оценивается величиной 10-5 1/год при площади обвалования менее 1500 м2. Таблица 5.10 Основные габаритные параметры резервуаров, рассчитанных на ветровую нагрузку до 10 МПа и снеговую нагрузку до 20 МПа Вместимость, м3. Диаметр, м. Высота стенки, м. Толщина стенки по поясам, мм. 1 2 3 4 700 10.43 8.94 4 4 4 4 5000 20.92 14.9 9 7 7 7 20000 39.90 17.88 16 13 12 12 30000 45.6 17.9 15 14 13 11 50000 60.7 17.9 17 16 14 13 100000 88.7 17.9 16 14 14 14 Особую значимость имеют средства защиты резервуаров от разрядов статического электричества и вторичного воздействия грозовых разрядов. Например, расчетное значение вероятности возникновения в зоне резервуара РВС-20000 взрыва или пожара вследствие удара молнии (в течение года) при надежности системы молниезащиты на уровне 0.95 составляет примерно 2.910-4. Все резервуары вместимостью 5000 м3 и более оборудуются стационарными системами пожаротушения и охлаждения. Для сообщения внутреннего пространства резервуара с атмосферой служит так называемый дыхательный клапан, который (рис. 5.8) представляет собой литую металлическую коробку, в которой размещены два клапана. Клапан 2 открывается при повышении давления в паровом пространстве и обеспечивает возможность выхода паровоздушной смеси в атмосферу. Клапан 1 открывается при разряжении и дает возможность воздуху войти в резервуар. Чтобы предотвратить возможность проникновения разлившегося в случае аварии нефтепродукта за пределы резервуарного парка, вводят дополнительные земляные или бетонные валы (производят обвалование резервуаров) и строят отводные канавы. Объем обвалования должен быть на 20% больше объема резервуара. Согласно СНиП 11-106-79 в парке резервуары размещают группами или каждый резервуар отдельно в зависимости от объема хранящегося нефтепродукта. Общий объем группы резервуаров с плавающими крышами или с понтонами не должен превышать 120000 м3, а объем резервуаров со стационарными крышами — 80000 м3 (при хранении легковоспламеняющихся жидкостей) или 120000 м3 (при хранении горючих жидкостей). Рисунок 5.8. Дыхательный механический клапан резервуара. 1 — клапан вакуума; 2 — клапан давления; 3 — крышка; 4 — прокладка; 5 — сетка; 6 — обойма сетки. При перекачке высоковязкой и быстро застывающей нефти, а также некоторых марок мазута и масел применяют их подогрев на перекачечных станциях и в специальных промежуточных пунктах подогрева. Наиболее характерными авариями в резервуарных парках хранения нефтепродуктов являются пожары в резервуарах, пожары разлития, взрывы паровоздушных смесей в резервуарах и в открытом пространстве. При этом возможно развитие аварии по принципу «домино», когда пожар в одном резервуаре провоцирует возгорание или взрыв соседнего резервуара. Типовая картина пожара в резервуарном парке хранения нефтепродуктов показана на рис. 5.9. Рисунок 5.9. Схема пожара в резервуарном парке Заштрихованная область — площадь разлития и пожара (13 000 м2), 1 — обвалование, 2, 3, 4 — развернутая взрывом стенка резервуара, его днище и сброшенная крыша резервуара, 5 — эстакада трубопроводов, 6 — узел задвижек, 7 — операторная. Пожары в резервуарных парках хранения нефтепродуктов являются следствием нарушения условий эксплуатации резервуаров или технологического оборудования, нарушением техники безопасности при выполнении огнеопасных операций и могут быть результатом стихийных бедствий, например, разрядов атмосферного электричества. Чтобы минимизировать потери нефтепродуктов от испарений, применяются простые и эффективные устройства, получившие название понтонов. Понтоны практически непотопляемы. Такие нефтепродукты как, например, бензин, используемый в авиации керосин, легко испаряются не только в процессе перевалки, но и при обычном хранении. Кроме того, сами резервуары «дышат». В результате этого происходят существенные потери содержимого, значительно снижается их качество и наносится вред окружающей среде. Контролирующими органами РФ установлены допустимые потери. Они установлены на уровне 2,5 кг на каждую тонну продукта. В тех случаях, когда нефтепродукты хранят в резервуарах без использования понтонов, этот показатель в несколько раз увеличивается. Следует отметить, что резервуар с понтоном способен снизить вызываемые испарением потери примерно на 98%. Это значит, что затраты, понесенные на приобретение и установку понтона, довольно быстро окупаются. По статистике, для резервуаров с бензинами приспособление «оправдывается» за период от 6 до 8 месяцев. Для нефтяных емкостей процесс окупаемости доходит до 15 месяцев. Материалы для изготовления понтонов. В нашей стране принято изготавливать резервуары с понтоном из стали или алюминия. Большим спросом пользуются понтоны алюминиевые. Это объясняется их большей долговечностью и значительно меньшим весом по сравнению со стальными аналогами. Отдельные листы алюминия крепятся между собой посредством системы балок, герметично соединяющих отдельные детали понтона. Совместно с поплавками эта система обеспечивает требуемую жесткость конструкции. В собранном виде понтон выглядит как газонепроницаемый жесткий диск. Этот диск способен накрыть более 90% площади поверхности залитого в емкость нефтепродукта. Проникновению паров в расположенное над понтоном пространство препятствует установленная по наружному краю конструкции юбка. Гидрозатвор создается за счет того, что юбка постоянно опущена в находящуюся под понтоном жидкость. Погружению диска в продукт, находящийся в емкости, препятствуют поплавки. Поскольку поплавки выступают из жидкости на 50% своего объема, между диском и продуктом образуется некоторый зазор. Это пространство заполняется испарениями, исходящими от жидкости. У понтона имеется запас плавучести, который равен 100%. Отличительной особенностью резервуаров с плавающей крышей (рис. 5.10) является отсутствие целиковой крыши на корпусе резервуара. Для нормальной эксплуатации резервуара плавающая крыша оборудуется дренажным и направляющим противоповоротным устройствами, катучей лестницей, опорными стойками, уплотнителем и другими устройствами. Дренажное устройство является одним из основных конструктивных узлов резервуаров с плавающей крышей и предназначено для отвода в канализацию дождевых и талых вод с поверхности крыши. В центре плавающей крыши устанавливается ливнеприёмник, к которому присоединена дренажная система. Плавающая крыша не имеет жестких связей с корпусом (стенкой и днищем) резервуара и как самостоятельный элемент работает (поднимается и опускается) при изменении уровня жидкости в резервуаре. Ее верхнее положение фиксируется максимальным уровнем жидкости, который должен быть на 600 мм ниже верха стенки. Нижнее положение плавающей крыши фиксируется опорными стойками, прикрепленными к крыше. Стойки трубчатого сечения диаметром 89 мм располагаются по концентрическим окружностям (для резервуара вместимостью 50 тыс. м3 (РВС 50000) устанавливается 152 стойки). Высота стоек переменна. Стойки, расположенные вблизи стенок резервуара, имеют высоту 1,8 м. Уменьшение высоты стоек в центральной части крыши обеспечивает ее уклон 1:100. Зазор между плавающей крышей и днищем резервуара необходим для размещения оборудования, обеспечения закачки нефти в резервуар без удара струи в вертикальную стенку понтонного кольца крыши, проведения монтажных и ремонтных работ. Между плавающей крышей и стенкой резервуара всегда остается зазор — кольцевое пространство, которое у резервуаров диаметром до 61 м обычно не должно превышать 200 мм, а у резервуаров большего диаметра — 300 мм. Уплотнение кольцевого пространства между стенкой и крышей резервуара осуществляется затвором, являющимся одним из основных узлов конструкции плавающей крыши. Рисунок 5.10. Резервуар с плавающей крышей 1 — уплотняющий затвор; 2 — крыша; 3 — шарнирная лестница; 4 — предохранительный клапан; 5 — дренажная система; 6 — труба; 7 — стойки; 8— люк. Основные, требования к затворам следующие: непроницаемость для продукта и его паров; износостойкость; холодо- и теплостойкость; устойчивость к воздействию атмосферных осадков и прямых солнечных лучей; наличие минимального газового пространства; бензо — и коррозионностойкость; пожаробезопасность; простота, сборки и монтажа; надежность эксплуатации. Пример оценки эффективности использования резервуаров с плавающей крышей [29]. Диаметр резервуара: 25 м Нефтепродукт: Бензин Высота резервуара: 20 м Температура продукта: 13°С Средняя высота наполнения: 50 % Среднее изменение температуры: 7°C Общегодовые потери: Без использования плавающей крыши   5 лет 10 лет Постоянные потери 33803 л 33803 л Эксплуатационные потери 82684 л 165368 л Итого 116487 л 199171 л С использованием плавающей крыши Постоянные потери 6708 л 6708 л Эксплуатационные потери 20 л 40 л Итого 6728 л 6748 л Годовое сбережение нефтепродукта 109759 л (94,9%) 192423 л (97%) Перевозка нефтепродуктов железнодорожным и автомобильным транспортом. Железнодорожный транспорт занимает третье место по объему перевозок нефти и нефтепродуктов. Основным элементом при транспортировке нефтепродуктов железнодорожным транспортом является цистерна. Характерными последствиями аварий на железнодорожном транспорте при перевозке нефтепродуктов являются пожары и разлитие нефтепродуктов, что способствует соответствующему загрязнению земельных участков и атмосферы воздуха. Ежегодно на объектах Министерства путей сообщения России происходит около 2000 пожаров и возгораний. Порядка 60% пожаров возникают на железнодорожных станциях, примерно 10% пожаров происходит при транспортировке легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, 70% из них развиваются до крупных масштабов с тяжелыми последствиями. Согласно статистическим данным условные вероятности аварий и возникновения пожаров имеют оценки, представленные в табл. 5.11. Таблица 5.11 Условные вероятности аварийности на железнодорожном транспорте Вид аварии Значение вероятностей Авария с грузовым железнодорожным составом, W1 0.05…0.085 Разрушение цистерны с нефтепродуктом, W2 0.08…0.09 Возгорание нефтепродукта, W3 0.2…0.25 Таким образом, рассматривая вероятность Wp разлива нефтепродукта при его транспортировке железнодорожным транспортом как безусловную вероятность разрушения цистерны, получим: (5.16) Вероятность Wп возникновения пожара следует рассматривать как вероятность аварии с составом, при которой будет разрушена цистерна и при этом произойдет возгорание нефтепродукта: (5.17) Например, по данным Санкт-Петербургской сортировочной — московской станции ежегодно происходит 110…120 аварийных ситуаций, из них 96% аварий происходит с цистернами, заполненными жидкими нефтепродуктами, 4% — аварийными химически опасными веществами и газами. Основной транспортной единицей является железнодорожная цистерна, которая представляет собой вагон со сварным цельнометаллическим резервуаром (котлом) цилиндрической формы. Резервуар расположен горизонтально на сплошной металлической раме, которая опирается на две тележки с колесными парами. Отечественная промышленность выпускает цистерны для перевозки нефтепродуктов различных моделей, среди которых наибольшее распространение имеют 4-осные, 6-осные и 8-осные, грузоподъемностью 60 т, 90 т и 120 т соответственно. Железнодорожные цистерны характеризуются следующими параметрами: Котлы цистерны изготавливаются сварными из листовой стали, цилиндрическими со сферическими днищами. Котел снабжается колпаком, рассчитанным на вмещение расширяющегося вследствие колебаний температуры нефтепродукта. Объем колпаков современных цистерн не превышает 2% полного объема котла. Во избежание гидравлических ударов при изменении скорости движения цистерны уровень продукта всегда должен находиться выше основания котла. Цистерны, не долитые на 200 мм до верхней образующей котла, нельзя включать в маршрут. Котлы цистерн испытываются гидравлическим давлением 0.4 МПа. При нормальных эксплуатационных условиях внутреннее давление в котле не превышает 0.15 МПа. Для заполнения цистерны нефтью или нефтепродуктами, в том числе сжиженными газами, в верхней части резервуара имеется люк с герметически закрывающимся клапаном. Для слива жидкости цистерны оборудуются сливными устройствами. Пример расположения основных узлов наливной железнодорожной эстакады показан на рис. 5.11. По конструкции железнодорожные цистерны делятся на обычные и специальные. К последним относятся цистерны для перевозки сжиженных газов, цистерны с паровым подогревом для транспортировки вязких и быстро твердеющих нефтепродуктов и т.д. Дополнительная информация по особенностям конструкции железнодорожных цистерн приведена в [31]. Рисунок 5.11. 1 — коллектор промышленно-ливневой канализации; 2 — блок подъемного устройства; 3— лебедка; 4— гибкий шланг; 5 — наконечник; 6—трос заземления; 7 — наливной стояк; 8— переходный мостик; 9— железнодорожная цистерна; 10—задвижка; 11 — рельс; 12 —заземлитель; 13 — коллектор для слива неисправных цистерн; 14 — наливной коллектор; 15 — контур заземления. Рисунок 5.12. Общий вид четырехосной нефтеналивной цистерны. Восьмиосная цистерна (модель 15-880) имеет следующие размеры: длина 18.69 м, диаметр котла 3 м, полный объем котла 159.5 м3, полезный объем — 156.3 м3. Материал котла — сталь 09Г2С-12 с пределом прочности 330 МПа и толщиной стенок 30 мм. Полная масса котла 55 т, масса цилиндрической части 51.6 т. Рабочее давление (по регулировке клапанов) составляет 0.15 МПа, давление гидродинамического испытания котла — 0.4 МПа. Шестиосная цистерна (модель 15-Ц865) имеет длину котла 14.8 м, диаметр 3 м, грузоподъемность 90 т, полный объем котла 101 м3, полезный объем 99 м3. Рабочее давление (по регулировке предохранительного клапана) 0.15 МПа, давление, создаваемое при гидравлическом испытании котла 0.4 МПа. Материал котла сталь 09Г2СД-12, 09Г2С. Четырехосная цистерна (модель 15-1443) имеет длину котла 10.7 м, диаметр 3 м, грузоподъемность 60 т, полный объем котла 73.1 м3, полезный объем — 71.7 м3. Рабочее давление (по регулировке клапанов) составляет 0.15 МПа, давление гидродинамического испытания котла — 0.4 МПа. Материал котла сталь 09Г2СД-12, 09Г2С. Основные габаритные параметры четырехосной нефтеналивной цистерны приведены на рис. 5.12. Автомобильный транспорт нефтепродуктов. Для перевозок нефтепродуктов на небольшие расстояния или при перевозках небольших их количеств, используется автомобильный транспорт. Автомобильная цистерна представляет собой грузовой автомобиль, оборудованный емкостью для перевозки жидких нефтепродуктов или сжиженных углеводородных газов. Автомобильные цистерны могут иметь форму цилиндрическую, коническую, эллиптическую и прямоугольную. Емкость автомобильных цистерн колеблется от 4 м3 до 25 м3 . В последнее время появились новые автомобили-цистерны, состоящие из собственно автомобиля и прицепа. Емкость цистерны современного автомобиля составляет примерно 14 т, прицепа — 22 т. На рис. 5.13 приведен общий вид полуприцеп-цистерны, предназначенной для транспортировки нефти, мазута, битума. Рисунок 5.13. Вид мазутовоза типа ППЦ-30 (Т) Таблица 5.12 Основные характеристики ППЦ-30 (Т) Базовый тягач Седельный тягач 6  4 иностранного производства или МАЗ-642290, МАЗ-642208, КАМАЗ-6460 Номинальная вместимость цистерны, л 30 000 Форма поперечного сечения цистерны Чемодан (овал) Исполнение полуприцеп-цистерны Безрамная конструкция с несущим резервуаром Напорно-всасывающие рукава длиной 4 м с быстроразъемными наконечниками, шт. 2 Габаритные размеры транспортного средства мм, не более (дшв) 10 460  2 500  3 300 Масса снаряженная, кг, не более 8 300 Масса полная при плотности нефтепродукта 0,93 т/куб.м., кг, не более 36 200 Нагрузка на седельное устройство тягача, кг 14 600 Нагрузка на заднюю тележку ППЦ, кг 21 600 Интенсивность аварийности автотранспорта с цистернами при перевозках нефтепродуктов принимается равной 610–7 аварий на 1 км пути. Наиболее масштабными по ущербу аварии с нефтеналивными автоцистернами будут аварии с разливом перевозимого нефтепродукта с последующим воспламенением (или без воспламенения), а также взрывы паровоздушной смеси в атмосфере или в цистерне. Последний вид аварии характерен только для таких легковоспламеняющихся жидкостей, как, например, бензин. Автомобильные заправочные станции. Одним из наиболее распространенных конечных объектов магистральной трубопроводной системы являются автомобильные заправочные станции (АЗС), предназначенные для заправки автомобильного транспорта бензином и дизельным топливом различных марок. АЗС представляет собой потенциально опасный объект, на территории которого сосредоточены большие количества легко воспламеняющихся жидкостей и транспортных средств. Территория АЗС, кроме того, представляет собой определенную опасность вследствие расположения в Густонаселенных районах. Современные АЗС все чаще приобретают статус автозаправочного и даже авторемонтного комплекса, включающего услуги для клиентов в виде кафе, магазинов, станций обслуживания автомобилей, открытых стоянок автотранспорта. Такие АЗС рассчитаны на заправку 250…500 автомобилей в сутки, они имеют достаточный резерв топлива, как правило, бензинов и дизельного топлива, хранимых в подземных или в наземных резервуаров емкостью 25 м3 … 50 м3. Классификация автомобильных заправочных станций приведена в НПБ 111-98. Традиционная автозаправочная станция — АЗС с подземным расположением резервуаров для хранения топлива, технологическая система которой характеризуется разнесением резервуаров и топливораздаточных колонок (ТРК). Блочная автозаправочная станция — АЗС с подземным расположением резервуаров для хранения топлива, технологическая система которой характеризуется размещением ТРК над блоком хранения топлива, выполненным как единое заводское изделие. Модульная автозаправочная станция — АЗС с надземным расположением резервуаров для хранения топлива, технологическая система которой характеризуется разнесением ТРК и контейнера хранения топлива, выполненного как единое заводское изделие. Контейнерная автозаправочная станция — АЗС с надземным расположением резервуаров для хранения топлива, технологическая система которой характеризуется размещением ТРК в контейнере хранения топлива, выполненном как единое заводское изделие. Топливозаправочный пункт — АЗС, размещаемая на территории предприятия и предназначенная для заправки транспортных средств этого предприятия. Передвижная автозаправочная станция — предназначенная для розничной продажи топлива мобильная технологическая система, которая установлена на автомобильном шасси, прицепе или полуприцепе и выполнена как единое заводское изделие. Многотопливная автозаправочная станция — АЗС, на территории которой предусмотрена заправка транспортных средств двумя или тремя видами топлива, среди которых допускается жидкое моторное топливо (бензин и дизельное топливо), сжиженный газ (сжиженный пропан-бутан) и сжатый природный газ. Автомобильная газонаполнительная компрессорная станция — АЗС, на территории которой предусмотрена заправка баллонов топливной системы грузовых, специальных и легковых автомобилей сжатым природным газом, используемым в качестве их моторного топлива. Автомобильная газозаправочная станция — АЗС, на территории которой предусмотрена заправка баллонов грузовых, специальных и легковых автомобилей сжиженным газом (сжиженным пропан-бутаном), используемым в качестве их моторного топлива. Размещение АЗС регламентировано НПБ 111-98, требования по минимальным расстояниям представлены в табл. 5.13. Общий вид современной АЗС и конструкция резервуара хранения топлива показаны на рис. 5.14, рис. 5.15. Рисунок 5.14. Общий вид современной АЗС Рисунок 5.15. Подземный резервуар хранения автомобильного топлива Таблица 5.13 Минимальные расстояния от АЗС до объектов, к ней не относящихся № п.п. Наименование объектов, до которых определяется расстояние АЗС с подземными резер-вуарами, м АЗС с назем-ными резервуа-рами, м. типа А типа Б 1 Производственные, складские и административно-бытовые здания и сооружения промышленных предприятий (за исключением указанных в поз. 10) 15 25 2 Лесные массивы: хвойных и смешанных пород 25 40 30 лиственных пород 10 15 12 3 Жилые и общественные здания 25 80 40 4 Места массового скопления людей 25 80 5 Индивидуальные гаражи и открытые стоянки для автомобилей 18 30 20 6 Торговые палатки и киоски 20 25 7 Автомобильные дороги общей сети (край проезжей части): I, II и III категории 12 20 15 IV и V категории 9 12 9 Маршруты электрифицированного городского транспорта (до контактной сети) 15 20 20 8 Железные дороги общей сети (до подошвы насыпи или бровки выемки) 25 30 9 Очистные канализационные сооружения и насосные станции, не относящиеся к АЗС 15 30 25 10 Технологические установки категорий Ан, Бн, Гн, (НПБ 105-03) здания и сооружения с наличием радиоактивных и вредных веществ I и II классов опасности (ГОСТ 12.1.007) 100 11 Линии электропередачи, электроподстанции (в том числе трансформаторные подстанции) по ПУЭ 12 Склады: лесных материалов, торфа, волокнистых горючих веществ, сена, соломы, а также участки открытого залегания торфа 20 40 30 Примечания 1. Расстояния от АЗС с надземными резервуарами, а также от подземных резервуаров до жилых и общественных зданий I и II степени огнестойкости (СНиП 2.01.02-85), указанные в таблице, допускается уменьшать не более чем на 25%, за исключением расстояний от надземных резервуаров с одностенными перекрытиями. 2. При оснащении технологической системы АЗС системой флегматизации или иными системами, предотвращающими воспламенение и/или сгорание паровоздушных смесей внутри технологического оборудования, указанные в таблице расстояния допускается уменьшать не более чем на 25 % (за исключением указанных в поз. 3, 4, 10, 11). 3. При размещении АЗС рядом с лесными массивами расстояния до лесного массива хвойных и смешанных пород допускается сокращать в два раза, при этом вдоль границ лесного массива и прилегающей территории АЗС должно предусматриваться наземное покрытие, выполненное из материалов, не распространяющих пламя по всей поверхности, или вспаханная полоса земли шириной не менее 5 м. На рис. 5.16 приведена типовая схема объектов АЗС. Рисунок 5.16. Типовая схема расположения зданий и сооружений на территории АЗС АЗС представляет собой достаточно сложную техническую систему, оснащенную механизмами, электрооборудованием и приборами, имеющими конечное значение надежности. Типовая схема расположения объектов на территории АЗС представлены на рис. 5.16 каналы подачи и контроля топлива — на рис. 5.17. Характерные интенсивности отказов некоторых элементов технологического оборудования АЗС: частота разрыва трубопроводов: (5.18) где  — интенсивность отказа, м-1год-1, D — диаметр технологического трубопровода, м; частота разгерметизации трубопроводов с образованием утечки: (5.19) Примеры расчетных значений интенсивности отказов технологических трубопроводов АЗС, полученных по формулам (5.18), (5.19) представлены в табл. 5.14. Рисунок 5.17. Подземное хранилище топлива на АЗС с защитной линией, огнепреградителями и обратными клапанами. 1 — сливная воронка; 2 — фильтр (сетчатый огнепреградитель); 3 — трубка для изменения уровня с огнезащитной сеткой; 4, 5 — огнепреградители сетчатые на дыхательной линии; 6 — фильтр (сетчатый огнепреградитель) на расходной линии; 7 — обратные клапаны; 8 — раздаточная колонка. Таблица 5.14 Интенсивность отказов технологических трубопроводов (1/м) в год Диаметр трубопровода,м Интенсивность разрывов Интенсивность разгерметизации 0.05 2.75210-6 4.77210-6 0.1 2.75010-6 4.75810-6 0.15 2.74810-6 4.74310-6 0.20 2.74610-6 4.72910-6 0.25 2.74410-6 4.71510-6 0.30 2.74210-6 4.70110-6 Приведенные в табл. 5.14 интенсивности разгерметизации трубопроводов могут быть использованы при оценке вероятности возникновения аварии на АЗС.