Поэтому интегральное выражение (3.5) заменяется соответствующей суммой, а йх — постоянным шагом Ах (горизонтальным расстоянием между смежными точками профиля). Отметим, что постоянство шага по длине профиля затрудняет использование данной методики из-за резкого увеличения объема информации при малых значениях Ах или возрастания погрешности при больших значениях Ах. Кроме того, проектный профиль трубопровода, как известно, представляется высотными отметками точек перегиба рельефа местности и соответствующими им горизонтальными проложениями, в общем случае не корреспондирующими с величиной шага. Следовательно, непосредственное использование такого профиля возможно при; условии его дополнительной обработки и выбора соответствующего шага. Учитывая это, приведем метод определения потенциального стока, отличающийся от рассмотренного исключением необходимости фиксации шага по длине профиля и возможностью использования данных обычных проектных профилей нефтепроводов без их дополнительной обработки [6].[ ...]
Объем потенциального стока определяется при прочих равных условиях расположением запорной арматуры, координатами места повреждения, рельефом местности и диаметром нефтепровода.[ ...]
Отметим, что величина V определяется нами в предположении опорожнения нефтепровода по всему сечению участка Однако в реальных условиях в зависимости от положения нижней точки контура повреждения относительно поверхности трубы и профиля участков нефтепровода, примыкающих к месту повреждения, возможно как полное (всего сечения), так и частичное опорожнение (рис. 6). Кроме того, дополнительный сток (обозначим его AV2) будет иметь место из-за наклона трубопровода и несовпадения свободной поверхности нефти с нормальным (к оси трубопровода) сечением.[ ...]
При нарушении герметичности запорной арматуры потенциальный сток может быть определен описанным методом. Для этого необходимо в качестве границ расчетного участка принять координаты предшествующей и последующей (относительно поврежденной) задвижек.[ ...]
Для ознакомления с решением этой задачи за рубежом рассмотрим проектный вариант секционирования линейной части трансаляскинского нефтепровода диаметром 1219,2 мм, протяженностью 1269,5 км [41]. В настоящее время нефтепровод пущен в эксплуатацию.[ ...]
Задвижки располагаются в среднем через 30 км, а также на берегах рек и на крутых подъемах трассы. Одна часть задвижек снабжена дистанционным управлением, а другая — местным и перекрывается при помощи передвижного привода с бензиновым двигателем. Задвижки, установленные на подъемах трассы, перекрываются автоматически при возникновении обратного тока нефти. Секционирование нефтепровода выполнено таким образом, что максимальный потенциальный сток после закрытия ближайших к месту повреждения задвижек составит не более 8450 м3, причем протяженность этих (опасных) участков 19 км, или 1,54% всей длины нефтепровода (табл. 3).[ ...]
Данные о потенциальном стоке на различных участках нефтепровода (см. табл. 3) и о вероятности возникновения отказа на них (см. табл. 4) позволяют уже на стадии проектирования предусмотреть комплекс наиболее эффективных мероприятий, направленных на уменьшение ущерба, наносимого окружающей среде в случае утечки нефти или нефтепродукта.[ ...]
Снижение загрязнения окружающей среды при отказах магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов достигается своевременной регистрацией и локализацией утечек. Применяют различные методы обнаружения утечек, основанные на использовании явлений, возникающих при повреждении нефтепроводов.[ ...]
Совокупность наиболее известных методов обнаружения утечек можно классифицировать следующим образом: визуальные, зондовые и гидравлические.[ ...]
Для улавливания паров нефти и нефтепродуктов или специальных сильнопахнущих веществ, добавляемых в перекачиваемый продукт, применяют газоанализаторы или используют обученных для этих целей собак.[ ...]
Вернуться к оглавлению