Яковлев В.В. Экологическая безопасность, оценка риска

Подождите немного. Документ загружается.

281

кгG 64.33600546.2408.584.5101

=⋅⋅⋅⋅⋅=

−

где

кПаP

CtC

546.241010

20088.237

721.1281

37551.6

===

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−

Расхождение вычислений массы испарившегося за один час ацетона,

вычисленного по изложенной выше методике и по формуле, рекомендо-

ванной ПБ 09-170-97 [29] и ПБ 09-540-03 [27] составляет около 40%.

Понятие взрывоопасной зоны и оценка ее размеров являются исклю-

чительно важными для прогноза масштабов возможного ущерба при ава-

риях с нефтепродуктами.

Эксперименты, проведенные на железнодорожной сливно-наливной

эстакаде при операциях с бензином А-66 с температурой 18..26°С и при

температуре воздуха 19.6°С, скорости ветра с подветренной стороны эста-

кады от штиля до 2.15 м/с, показали, что при концентрации паров бензина,

равной 2.5 г/м

пожароопасная зона загазованности достигла 60 м. При из-

менении скорости ветра от 2.15 м/с до 5 м/с вероятность возникновения

зоны загазованности на эстакаде резко падает практически до нуля. При

скорости ветра менее 2 м/с зона опасной загазованности практически не

распространяется за пределы эстакады.

Упрощенные методы оценки концентрации паров, вытесненных

в атмосферу

нефтепродуктов при типичных условиях работы резер-

вуаров их хранения.

Пусть в резервуаре с дыхательным устройством находится нефте-

продукт. Объем V газового пространства в процессе эксплуатации резер-

вуара меняется от V

до V

, соответственно могут изменяться: температура

от Т

до Т

и давление от Р

до Р

. Концентрация паров при этом изменяет-

ся от С

до С

Массу G вытесненных из резервуара паров можно определить, если

рассчитать массу вытесненного воздуха и концентрацию паров нефтепро-

дукта в нем.

Из уравнения состояния идеального газа в общем случае имеем:

TRGСVP

⋅

=⋅⋅

(13.32)

или

⋅

, г (13.33)

где Р - давление в резервуаре, Па;

V - объем резервуара, м

Т - температура, К;

- газовая постоянная рассматриваемого газа, Дж/(г⋅К);

С - концентрация газа, объемные доли.

282

Для перечисленных выше двух состояний резервуара получим массу

газа в составе паровоздушной смеси, находящейся в резервуаре:

⋅

(13.34)

⋅

(13.35)

Масса G вытесненного из резервуара нефтепродукта вследствие пе-

рехода от объема V

к объему V

может быть определена по формуле с од-

новременной заменой газовой постоянной R

на универсальную газовую

постоянную R:

GGG

⋅

⎥

⎦

⎤

⎢

⎣

⎡

⋅

−⋅

⋅

=−=

(13.36)

где М

- молярная масса нефтепродукта, г/моль;

R – универсальная газовая постоянная, R = 8.314 Дж/(моль⋅К),

, M

– молярная масса паров или нефтепродукта;

, С

– концентрации паров нефтепродукта в паровоздушной

смеси резервуара в первом и втором состоянии резервуара.

Окончательно получаем:

СV

СVG

⋅

⎥

⎦

⎤

⎢

⎣

⎡

⋅⋅−⋅⋅≈

(13.37)

Всасываемый воздух Испарение паровоздушной смеси

Нефть Нефть

Рис. 13.5. Изменения в состоянии парового пространства резервуара.

Рассмотрим так называемое «большое дыхание» резервуара.

Пусть перед началом наполнения в резервуаре был объем жидкости

, а в конце наполнения – V

. Наполнение, как правило, происходит при

неменяющейся температуре Т

раб

и постоянном давлении в резервуаре Р

раб

, С

, Т

Начальный уровень

, C

, T

Конечный уровень

283

Тогда, приняв:

sрабраб

СССТТТРРР

≈=≈

212121

;;

уравнение (13.37) приводится к виду:

()

TС

VVG

рабs

раб

⋅⋅⋅−≈ )(

, кг (13.38)

Пример 13.5.

Определить, какое количество паров бензола выйдет из железнодо-

рожной цистерны при ее заполнении без принятия специальных мер, если

известно, что температура в паровоздушном пространстве равна 20°С, ат-

мосферное давление 101.325 кПа, полный объем цистерны 70 м

, коэффи-

циент заполнения 0.9. Перед началом заполнения в цистерне оставалось

2.6 м

бензола.

Решение.

6.2;639.0709.0 мVмVV

полн

==⋅=⋅=

Молярная масса паров бензола М

= 78 рабочее давление Р

раб

=101.325 кПа,

Рабочая температура при наполнении равна Т

раб

=20+273=293 К.

Коэффициенты уравнения Антуана: А=6.10906, В=1252.776, С

=225.178

Находим давление насыщенных паров при заданной температуре:

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−

CCt

≅ 9.986 кПа

Объемная концентрация паров бензола при рабочей температуре равна:

098.0

325.101

986.9

≈==

раб

Подставив рассчитанные значения в (13.38), получим:

заполненияциклкгG /2.19

314.8

098.0

293

325.101

)6.263( ≈⋅⋅⋅−=

Если при этом метеоусловия способствуют формированию облака

паровоздушной смеси концентрацией выше 2%, то при удельной теплоте

сгорания бензола, равной 40.576 МДж/кг, получим, что выделенное его ко-

личество в составе облака соответствует 7.7 кг взрывчатого вещества, вы-

раженного в тротиловом эквиваленте по воздушной ударной волне [27]:

кг

zQG

ПП

ТВУВ

7.7

52.49.0

1.0576.402.194.0

9.0

4.0

≈

⋅

⋅⋅

⋅

Пример 13.6.

Определить, какое количество паров бензина АИ-93 выйдет из ре-

зервуара РВС-5000 за одно «большое дыхание» в июне при средней темпе-

ратуре 26.2°С. Рабочий объем резервуара 4810 м

284

Константы уравнения Антуана: А=4.26511, В=695.019, С

=223.220.

Давление насыщенных паров бензина при 26.2°С равно:

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−

P 10

≈ 30.1 кПа.

Молярная масса паров бензина М

= 95.1г/моль.

Решение.

Объемная концентрация насыщенных паров бензина в смеси с воз-

духом составит:

297.0

325.101

1.30

≈=

Если принять V

–V

= 4810 м

, то получим согласно (13.38):

кгG

07.5531

314.8

1.95

297.0

)15.2732.26(

325.101

4810 ≈⋅⋅

⋅=

на один цикл полного наполнения резервуара, в котором находилось

3.6075⋅10

кг бензина плотностью 750 кг/м

, т.е. за цикл заполнения будет

потеряно ≈ 0.15 % бензина.

В случае взрыва этого облака смеси его тротиловый эквивалент по

воздушной ударной волне составит:

кг

zQG

ПП

ТВУВ

46.2373

52.49.0

1.0641.4307.55314.0

9.0

4.0

⋅

⋅⋅⋅

Рассмотрим «малое дыхание»

резервуара.

В процессе хранения или транспортировки нефтепродуктов при из-

менении температуры окружающей среды, т.е. и температуры в резервуа-

ре, уровень нефтепродукта в емкости (занимаемый объем) считается неиз-

менным. Рабочее давление в резервуаре также считается постоянным, по-

скольку избыток воздушной смеси выходит в воздух.

В этом случае уравнение (13.37) принимает вид:

PVG

раб

⋅

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−⋅⋅=

(13.39)

Пример 13.7.

Определить, какое количество паров бензола выйдет из открытой и

заполненной на 50% железнодорожной цистерны объемом 60 м

при еже-

суточном изменении в течение 10 суток температуры внешней среды от

15°С до 25°С. Атмосферное давление в течение этого времени не менялось

и было равно 101.325 кПа. Молярная масса бензола равна 78 г/моль.

Решение.

Объем паровоздушной смеси в цистерне V = 60⋅0.5 = 30 м

Рабочее давление Р

раб

=101.325 кПа.

285

Определим концентрацию паров бензола при температурах 15° и

20°С, для чего найдем значения коэффициентов уравнения Антуана для

бензола:

А = 6.109106, В = 1252.776, С

= 225.178

Давление насыщенных паров определим при соответствующих тем-

пературах на основе решения уравнения Антуана:

= 7.837 кПа,

= 12.665 кПа.

Тогда:

долиобъемн

.125.0

325.101

665.12

,.0773.0

325.101

837.7

≈==

Подставив полученные результаты в (13.39), имеем результат:

кгG 3.4

314.8

)15273(

0773.0

)25273(

125.0

325.10130 ≈⋅

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−

⋅⋅≈

за одни сутки с приведенными значениями перепада температур.

В тротиловом эквиваленте по воздушной ударной волне это соста-

вит:

кг

zQG

ПП

ТВУВ

71.1

52.49.0

1.0576.403.44.0

9.0

4.0

⋅

⋅⋅⋅

Для десяти суток беспризорной стоянки такой цистерны получим значение

испарившейся массы бензола, равное G

≈ 43 кг.

14. Воздействие поражающих факторов при горении и взрыве

паров нефтепродуктов.

Горение над зеркалом нефтепродукта представляет собой горение

струи его пара в воздухе, поддерживаемое непрерывным испарением.

Причем, скорость испарения определяется мощностью теплового потока от

пламени к жидкости. В связи с сильными и непрерывными турбулентными

флуктуациями пламени весьма сложным

оказывается вопрос о физике го-

рения, геометрических размерах и термических характеристиках пламени

при горении нефтепродуктов в резервуарах.

Образование турбулентного пламени паров жидкости, горящих со

свободной поверхности, происходит в условиях естественной конвекции,

когда скорость воздуха и пара вблизи поверхности нефтепродукта малы и

не превышают нескольких сантиметров с секунду. Турбулизация в этом

случае

происходит вследствие большого диаметра зеркала жидкости. Для

286

такого пламени характерны масштабные пульсации, хорошо видимые при

простом наблюдении. В безветренную погоду наблюдаются упорядочен-

ные колебания всего фронта пламени, при которых факел периодически

увеличивается и опадает. Это своеобразное явление связано с условиями

образования паровоздушной смеси при естественной конвекции.

14.1. Пожары нефтепродуктов в резервуарах.

Для оценки приближенного значения скорости выгорания нефтепро-

дуктов при пожарах в резервуарах можно использовать эмпирическую

формулу, которую легко получить из уравнения теплового баланса. Не де-

лая предположений относительно механизма теплообмена между факелом

пламени и поверхностью горящего нефтепродукта, можно считать, что до-

ля тепла, поступающего от факела, пропорциональна тепловыделению в

зоне горения. Тогда скорость выгорания нефтепродукта может быть вы

числена по формуле:

()

ТТСQ

ПРИ

−⋅+

⋅⋅

αρ

(14.1.1)

где V

– удельная массовая скорость выгорания нефтепродукта в

резервуаре, кг/м

⋅с;

ρ - плотность нефтепродукта, кг/м

;

- теплота сгорания жидкости, Дж/кг;

– температура поверхности горящей жидкости, К;

–температура нефтепродукта в глубине резервуара, К;

- удельная теплоемкость нефтепродукта, Дж/кг⋅К;

– теплота испарения нефтепродукта, Дж/кг;

α - коэффициент пропорциональности, м/с.

Обработка многочисленных экспериментальных данных показала,

что формула (14.1.1) соответствует реальным значениям скорости выгора-

ния подавляющего большинства нефтепродуктов как индивидуальных, так

и в смесях. При этом было установлено, что численное значение коэффи-

циента α не зависит от свойств горящей жидкости и равно

1.25⋅10

- 6

м/с.

При горении нефтепродукта в резервуаре уровень поверхности жид-

кости постоянно снижается. Вследствие этого уменьшается приток тепла

от пламени к поверхности жидкости, что, в свою очередь, вызывает сни-

жение скорости выгорания нефтепродукта, пока не наступит критическое

положение уровня жидкости, при котором произойдет самотушение.

Критическое расстояние h

от верхней кромки борта резервуара до

поверхности горящего нефтепродукта зависит от диаметра резервуара:

7.1

55.0 dh

⋅=

(14.1.2)

где d - диаметр резервуара.

Для больших резервуаров зависимость скорости сгорания от высоты

свободного борта практической роли не играет, так как высота стандарт-

287

ных резервуаров всегда значительно меньше критической, определяемой

на основании (14.1.2).

Температура на поверхности сложных по составу жидкостей всегда

выше начала температуры кипения, что объясняется изменением фракци-

онного состава жидкости во время горения. Опыт показывает, что темпе-

ратура неодинакова в разных точках поверхности горящей жидкости.

Вблизи стенок резервуара температура выше, чем в центре

. Неравномер-

ность распределения температуры связана с влиянием стенок резервуара,

температура которых всегда выше температуры горящего нефтепродукта.

Характер распределения температуры по глубине топлива при горе-

нии бензина и керосина резко отличается. Если температура в керосине

плавно и постепенно снижается по мере удаления от поверхности (первый

тип распределения), то в бензине имеется

слой определенной толщины,

температура которого одинакова во всех точках и резко падает за нижней

границей этого слоя (второй тип распределения).

Установлено, что первый тип распределения характерен для кероси-

на, дизельного топлива, трансформаторное масло и т.д. распределение вто-

рого типа возникает при горении нефти, бензина, мазута.

Процесс образования прогретого слоя можно

представить следую-

щим образом. Во время горения нагреваются стенки резервуара и приле-

гающая к ним жидкость. Если температура стенки выше температуры ки-

пения жидкости, последняя закипает. Кипение усиливает конвективные

потоки, распространяющие тепло в глубь жидкости, что приводит к про-

греву части стенки резервуара, которая прилегает к нижней границе про-

гретого

слоя. В этом месте начинается кипение, которое ведет к дальней-

шему увеличению прогретого слоя и т.д. Процесс продолжается до тех

пор, пока потери тепла через стенки резервуара в окружающую среду не

станут превышать подвод тепла со стороны пламени, после чего процесс

увеличения прогретого слоя нефтепродукта прекращается.

Таким образом, с увеличением

диаметра резервуара следует ожидать

уменьшения скорости прогревания бензина, так как уменьшается отноше-

ние площади стенки резервуара к объему находящейся в нем жидкости и,

следовательно, увеличиваются затраты тепла на нагревание и образование

конвективных потоков в жидкости, прилегающей к стенке.

Анализ условий горения бензина в резервуарах диаметром 5.3 м и 8.6

м показал, что

образование прогретого слоя в бензине не наблюдается при

горении в резервуарах, диаметр которых превышает 5 м. Аналогично про-

исходит прогревание слоя при горении нефти и других жидкостей с низкой

температурой кипения.

Особенностью прогревания нефти является наличие в ней влаги. Ес-

ли в нефти содержится много влаги, то она может прогреваться даже в

том

случае, если температура кипения ее сравнительно высока. Это объясняет-

ся тем, что вода резко снижает точку кипения жидкости. Вода, находящая-

288

ся в нефти в виде капель, при определенных условиях закипает, что спо-

собствует формированию интенсивных конвективных потоков. Аналогич-

ное явление наблюдается и при горении мазута, который кроме содержа-

ния влаги при горении выделяет на поверхностном слое коксовый остаток,

разогретый до высоких температур. Этот остаток, опускаясь вниз, нагрева-

ет нижние слои мазута

Рис. 14.1.1. Выброс нефти из резервуара при ее вскипании в процессе

горения.

а) - начало пожара и прогревания нефти; б) - прогрелся весь слой нефти, про-

гревание закончилось; в) – вскипание воды и выброс нефти.

При длительном горении в резервуарах нефть и мазут иногда вне-

запно вскипают, и горящая жидкость выбрасывается на большие расстоя-

ния, что создает дополнительную угрозу распространения пожара и пора-

жения людей. Изучению этого явления было посвящено много исследова-

ний. В частности было установлено, что вскипания и выбросы нефти и ма-

зута связаны

с наличием влаги в жидкости и на дне резервуара. Кроме то-

го, они обусловлены особым характером прогревания сырой нефти и вла-

гонасыщенного мазута. Например, воду, тщательно очищенную от возду-

ха, можно нагреть, не вызывая кипения, почти до 200°С. Жидкость при

этом будет находиться в нестабильном перегретом состоянии и достаточно

ввести

небольшое количество какой-либо механической примеси, как про-

изойдет бурное закипание, которое может иметь характер взрыва.

Аналогичное явление происходит при горении сырой нефти и неф-

тепродуктов, способных к вскипанию. На рис. 14.1.1 показан резервуар с

горящей нефтью, находящейся на водяной подушке.

289

Нефть при горении прогревается внутрь с образованием увеличи-

вающегося во времени прогретого

слоя.

Температура в прогретом слое около 300°С. Через некоторое время

прогретый слой нефти достигнет подстилающего водяного слоя. Если на

границе нефть - вода, а также внутри слоя воды не окажется достаточного

количества центров парообразования, вода может прогреваться до темпе-

ратуры, значительно превышающей температуру кипения. Прогрев воды

будет продолжаться до тех пор,

пока внутри слоя воды не возникнут само-

произвольно зародыши паровой фазы. В этот момент произойдет бурное

вскипание воды с выделением большого количества водяного пара, кото-

рый выбросит находящуюся над водой горящую нефть наружу.

Вскипание происходит, как правило, гораздо раньше выброса нефти,

и в настоящее время нет устойчивых методик, позволяющих определить

момент

вскипания, который зависит от сорта и влажности нефти.

Опыты показывают, что нефть, содержащая 1% влаги, вскипает че-

рез 45…60 мин. Если уровень нефти в резервуаре высок, вскипание с пере-

ливом периодически будет повторяться. Основным признаком начала

вскипания является увеличение размеров факела пламени. В некоторых

случаях перед началом вскипания возникает сильный шум. В

связи с тем,

что эффективных мер предупреждения вскипания пока нет, большое зна-

чение приобретает оперативность при тушении таких пожаров. Необходи-

мо также иметь в виду, что вскипание может происходить при подаче воды

или пены на поверхность горящей нефти.

Следует заметить, что третья часть аварий с разрушением резервуа-

ров хранения нефтепродуктов сопровождается

выходом (разливом) нефте-

продуктов за пределы резервуарных парков.

Наиболее опасной аварией в процессе хранения и транспортировки

нефтепродуктов является взрыв паровоздушной смеси, т.е. смеси паров

нефтепродукта с воздухом.

Взрывоопасная смесь паров нефтепродукта с воздухом может обра-

зоваться как внутри резервуара, так и в открытом пространстве около ре-

зервуара. В последнем

случае сформированное облако при определенных

метеоусловиях способно мигрировать и взрываться (воспламеняться) через

некоторое время после образования. Статистические обобщения времени и

расстояния движения облака до взрыва приведены на рис. 14.1.2, рис.

14.1.3.

Условием возгорания (взрыва) является формирование паровоздуш-

ной смеси, концентрация которой достаточна для горения или взрыва при

наличии стороннего источника энергии или

при повышении температуры

смеси до значений, превосходящих температуру ее самовоспламенения.

Методы оценки последствий взрывного горения газопаровоздушных

смесей подробно изложены в работе [22], а также в руководящих докумен-

тах, например, ГОСТ Р 12.3.047-98, НПБ 105-03, РД 03-409-01.

290

К основным причинам образования паровоздушных смесей можно

отнести:

- неисправности дыхательных клапанов в процессе «большого» или

«малого» дыхания резервуара;

- нарушение технологии зачистки корпуса резервуара;

- повышение внешней температуры резервуара, например, вследст-

вие стороннего пожара.

Таким образом, в случае формирования облака паровоздушной смеси

и при наличии источника энергии, достаточной для

его воспламенения,

возможны следующие типичные исходы:

- детонационный взрыв облака паровоздушной смеси в атмосфере;

- дефлаграционное взрывное горение облака в атмосфере;

- пожар разлития нефтепродуктов («горящая лужа»);

- взрыв типа «BLEVE» паровоздушной смеси в резервуаре.

Рис. 14.1.2. Характерные задержки времени воспламенения паровоз-

душной смеси.

1 5 15 20 30

Время после аварии, мин

Доля случаев, %