CC BY
98
А. И. БЫКОВ, ведущий инженер службы пожарной безопасности, ООО "Газпром трансгаз Ухта" (Россия, Республика Коми, 169300, г. Ухта, просп. Ленина, 39/2; e-mail: abykov@sgp.gazprom.ru)
УДК 658.382
МЕТОДИКА ОЦЕНКИ МАССЫ ПРИРОДНОГО ГАЗА, УЧАСТВУЮЩЕГО В ОБРАЗОВАНИИ ОГНЕННОГО ФАКЕЛА ПРИ РАЗРЫВЕ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА
Показано, что расчет массы природного газа, участвующего в горении при пожаре на магистральном газопроводе, по методике ведомственного стандарта организации ОАО "Газпром" недостаточно детализирован, что затрудняет его выполнение в инженерной практике. Дано обоснование методики, устраняющей этот недостаток, на примере аварийного разрыва линейной части магистрального газопровода, в частности предложен порядок расчета коэффициента сжимаемости. Установлена зависимость коэффициента сжимаемости от вида химических примесей и их количественного содержания в составе природного газа с учетом термобарического состояния последнего в рабочих условиях, предшествующих моменту аварийной разгерметизации магистрального газопровода.
Ключевые слова: магистральный газопровод; пожарный риск; аварийный участок; факторы сжимаемости; коэффициент сжимаемости; масса природного газа; порядок расчета.
DOI: 10.18322/PVB.2015.24.09.48-54
Уровень пожарного риска [1] и поражающего действия пламени пожара при аварийном разрушении магистрального газопровода (МГ) [2] определяется массой газа, участвующего в горении. Однако оказалось, что действующие нормативные документы [3-5] не содержат методик расчета массы газа, поддерживающего горение факела при разрыве газопровода. Такая методика расчета массы природного газа, находящегося в аварийной секции газопровода, представлена в СТО Газпром 2-2.3-351-2009 [6], но для прямого использования она недостаточно детализирована, что делает ее не всегда строгой и затрудняет применение в расчетной практике.
Обоснование методики, устраняющей этот пробел, выполняется с учетом рекомендаций, изложен-
КС!
1-й аварийный участок
К.
21
4XF
рСр jcp
L\ = 60 км
2-й аварийный участок
х2
рср jap
К,
19
l2 = 60 км
l = 120 км
Ход газа
КС2
Расчетная схема: А — точка разрыва © Быков А. И., 2015
ных в [6]. На рисунке представлен пример схемы для расчета массы газа, поддерживающего факел при разрыве газопровода. Предполагается, что аварийный разрыв магистрального газопровода возникает посередине выбранного участка между двумя соседними компрессорными станциями KCl и КС2, в результате чего образуются два аварийных участка: 1-й — от KCl до точки разрыва А и 2-й — от точки разрыва А до КС2. Линейные размеры этих участков указаны на рисунке.
Для расчета приняты следующие исходные данные:
• горючее вещество — природный газ состава: метан СН4 — 98,5 %; С02 — 0,5 %; N2 — 1,0 %;
• наружный диаметр газопровода Dн = 1420 мм = = 1,42 м;
внутренний диаметр труб ^вн= 1387 мм= 1,387м; давление нагнетания Pн = 7,5 МПа; температура газа на входе Тн = 283,15 К (?н = 10 °С); температура грунта Тгр = 278,15 К (?гр = 5 °С).
Выражение для расчета заключенной в газопроводе массы газа с учетом его сжимаемости [7] можно получить из уравнения Менделеева-Клапейрона [8]:
или
если учесть, что
M
PV = RTZ,
mT
PV = M T R T TZ,
R T = R/t
(1) (2)
Тогда
м г = ур/ (л г Т7),
(3)
где Р — давление газа в рабочих условиях, Па; У — объем газа, заключенного в газопроводе на рассматриваемом участке длиной Ь (м), м3; У = я н Ь/ 4; '
мг — масса газа, кг;
тг — молярная масса природного газа, кг/моль; Я — универсальная газовая постоянная, равная 8314 Дж/(моль-К);
Т — температура газа в рабочих условиях, К; 7 — коэффициент сжимаемости газа; Яг — удельная газовая постоянная природного газа, кг/моль.
Молярная масса [9] природного газа тг находится как сумма атомных масс всех элементов, входящих в его состав, которые определяются по таблице Менделеева:
• метан СН4, доля в составе хСщ= 0,985:
тСЩ= 12,011 + 1,008 ■ 4 = 16,043 кг/моль;
• диоксид углерода С02,долявсоставе *Со = 0,005:
тС02= 12,011 + 16,0 ■ 2 = 44,011 кг/моль;
• азот Щ2, доля в составе =0,01:
т^= 14,007 ■ 2 = 28,002 кг/моль,
где тСщ, т:о2, тщ—молярные массы соответственно метана, диоксида углерода и азота. Исходя из долевого содержания этих элементов в природном газе (см. исходные данные), его молярная масса составит:
т г = тСН *СН + тС02 *С02 + тщ2 %2.
(4)
Подставив в (4) значения молярных масс составляющих элементов и их дольного содержания, получим:
тг= 16,043 ■ 0,985 + 44,011 ■ 0,005 + 28,002 ■ 0,01 = = 16,302 кг/моль.
Тогда удельная газовая постоянная Яг для природного газа определится из (2):
Яг = 8314/16,302 = 510,0 Дж/(кг-К).
В соответствии с рекомендациями [6] расчет массы газа выполняется по каждому аварийному участку в отдельности. С учетом этого обстоятельства формулу (3) можно развернуть следующим образом:
М
г(1,2)
Ь(1,2)п ^ вн Р(1Р2)
4Я 7ср Тср
4Я г7(1,2)т (1,2)
+ М
кс(1,2) ,
(5)
где Рср, Тср, 7
ср
средние давление, температура и коэффициент сжимаемости газа на аварийных участках;
Мкс — масса газа, нагнетаемого (знак "+") в газопровод или откачиваемого (знак "-") из него; 1,2 — индекс, указывающий на отнесение параметров соответственно к 1-му и 2-му аварийным участкам.
Среднее давление Р°р и средняя температура Т°р для каждого аварийного и рассматриваемого участка в целом (Р0ср, Т0ср) рассчитываются по специализированным методикам [10, 11] и для дальнейших рассуждений принимаются:
р ср = Р 1
(6,83+6,71) МПа « 6,77 МПа;
Р2ср = (6,18+5,73) МПа « 5,96 МПа;
Р0ср = (6,52+6,24) МПа « 6,38 МПа;
Т1ср =281,77 К (8,62 °С);
Т2ср =279,58 К (6,41 °С);
Т0ср = 280,84 К (7,69 °С).
Таким образом, для решения (5) необходимо найти параметры 71р и мкс для каждого участка.
Средний коэффициент сжимаемости 7°р вычисляют в соответствии с ГОСТ 30319.2-96 [12] по формуле
7 ср = х/ха, (6)
где 2, 2с — факторы сжимаемости соответственно
при рабочих и стандартных условиях.
Под рабочими условиями понимаются средние давление Р°р и температура Т°р на рассматриваемых участках газопровода. Под стандартными условиями понимаются давление Рс и температура Тс, регламентированные ГОСТ 30319.0-96 [13]: Тс = 293,15 К; Рс = 0,101325 МПа.
Для расчета коэффициента сжимаемости 7°р принимается модифицированное уравнение состояния ОБЯО-91 мод., рекомендованное в [12] для природных газов, содержащих 65-100 % метана СН4 плотностью 0,668-0,700 кг/м3 в интервале температур 250-330 К и давлений до 12 МПа и не содержащих сероводород. Погрешность расчета коэффициента сжимаемости в этих диапазонах не превышает 0,11 %.
Порядок расчета может быть принят следующим.
1. Определяется фактор сжимаемости рассматриваемого природного газа при стандартных условиях по формуле, рекомендованной в [7]:
^ = 1 -
0,0458^кохсн4- 0,0022
+ 0,0195хщ2 + 0,075хсо2
(7)
где кс — количество атомов углерода в г-м углеводородном комплексе (СяН2я+2) природного газа; для метана кс = 1.
2
Подставив в (7) долевое содержание компонентов, получим:
2с = 1 - [0,0458 ■ 1 ■ 0,985 - 0,0022 + + 0,0195 ■ 0,01 + 0,075 0,005]2 = 0,9981.
2. Рассчитывается плотность природного газа рс(пг) при стандартных условиях:
= тпгРс = 16,302 • 0,101325 • 106 Рс(пг) = ЯТс2с = 8314 • 293,15 • 0,9981
= 0,679 кг/м3.
3. 0пределяется молярная масса эквивалентного углеводорода:
тэ = (24,055252сРс - 28,0135хщ2 - 44,01 Хсо2)/*сн4 = = (24,05525 ■ 0,9981 ■ 0,679 - 28,0135 ■ 0,01 -- 44,01 ■ 0,005)/0,985 = 16,04294.
4. Определяются вспомогательные параметры Н и Ь в уравнении состояния:
Н = 128,64 + 47,479тэ = = 128,64 + 47,479 ■ 16,04294 = 890,34976; (8)
103 Рср Ь = 0
103- 6,38
2,7715 Т„ср 2,7715 • 280,84
= 8,19685. (9)
5. Рассчитывается фактор сжимаемости 2 при средних давлении (Р= 6,38 МПа) и температуре (Т0ср = 280,84 К): 0
1 + А 2 + А^ А 2
3
(10)
где А 2 = [ А 0 - (А 02 - А3)0,5]1'3; (11)
А 0 = 1 + 1,5 (В 0 + С 0); (12)
А1 = 1 + В 0; (13)
в 0 = ЬБп; (14)
(15)
5.1. 0пределяется параметр Вт:
С0 = Ь2Сп.
бп = хсн4 Б1 + хсН4хЩ2 Б (Б1 + Б2 ) -- 1,73хсн4 Хсо2 (Б1 б 2 )0,5 + хЩ Б2 + (16)
+ 2 хщ хс02 Б23 + хс02 Б3 .
Здесь:
Б1 =-0,425468 + 2,865 • 10-3 Т0ср -- 4,62073 • 10-6(Т0ср)2 + [8,77118 • 10-4 -- 5,56281 • 10-6 Т0ср + 8,8151 • 10-9(Т0ср)2] Н + (17) + [-8,24747 • 10-7 + 4,31436 • 10-9 Т0ср -
-,-12/^срч2п тт2.
-6,08319 • 10-12(Т0ср)2]Н ;
Б2 = -0,1446 + 7,4091 • 10-4 Т0ср -- 9,1195 • 10-7 (Т0ср)2;
(18)
Б23 =-0,339693 + 1,61176 • 10-3 Т0ср -
- 2,04429 • 10-6 (Т0ср)2;
Б3 = -0,86834 + 4,0376 • 10-3 Т0ср -
- 5,1657 • 10-6 (Т0ср)2;
(19)
(20)
Б * = 0,72 + 1,875 • 10-5 (320 - Т0ср)2. (21)
После подстановки в формулы (17)-(21) соответствующих значений Тс иН, получим: В1 = -0,04993;
В2 = -0,00845; В3 = -0,14184; В23 = -0,0 4 8 2 8; В*2 = 0,74875. 3 23
Тогда параметр уравнения состояния Бт составит:
Бт = 0,9852 ■ (- 0,04993) + 0,985 ■ 0,01 ■ 0,74875 ■ [(-0,04993) + (-0,00845)] -- 1,73 ■ 0,985 ■ 0,005 ■ [(-0,04993) (-0,14184)]0,5 + + 0,012 ■ (-0,00845) + 2 ■ 0,01 ■ 0,005 ■ (-0,04828) + + 0,005 ■ (-0,14184) = 0,04960.
5.2. Определяется параметр уравнения состояния Ст:
Сп = хЩн4 С1 + 3хЩн4 хЩ С (С1 С2)^3 +
-2 - /'712С3)^3 + 3хщн4 хЩ С (С1С2 )^3 +
+ 2,76хщн4 хсо2 (С1 С3) +
4--щ2~ ч-^^ ■ (22)
+ 6,6хсн4 хщ2 хсо2(С1С2С 3)^ +
М N2 со2
+ 2,76хщн . хсо2 (С1С3 ) 1 + хЩ С2 +
т2 а/3 , 3 3 ) + хЩ
,,2 „ п 1 "З,- ,,2 п I ,,3
+ 3хщ хсо2 С223 + 3хЩ2 хСо2С233 + хсо2С 3. Здесь:
С1 = -0,302488 + 1,955861 • 10-3 Т0ср -- 3,16302 • 10-6 (Т0ср)2 + [6,46422 • 10-4 -- 4,22876 • 10-6 Т0ср + 6,88157 • 10-9(Т0ср)2] Н + (23) + [-3,32805 • 10-7 + 2,2316 • 10-9 Т0ср -- 3,67713 • 10-12(Т0ф )2] Н;
С2 = 7,8498 • 10-3 - 3,9895 • 10-5 Т0ср +
(24)
(25)
+ 6,1187 • 10 (Т0ср)2 ;
С3 = 2,0513 • 10-3 - 3,4888 • 10-5Т0ср -
- 8,3703 • 10-8(Т0ср)2;
С223 = 5,52066 • 10-3 - 1,68609 • 10-5 Т0ср + + 1,57169 • 10-8(Т0ср)2;
С233 = 3,5 8 7 8 3 • 10-3 + 8,06674 • 10-6 Тср -
8 2 0 (27)
- 3,25798 • 10-8 (Т0ср)2;
С * = 0,92 + 0,0013(Т0ср - 270). (28)
Подставив в формулы (23)-(28) значения Ти Н, получим: С1 = 0,00259; С2 = 0,00147; С3 = - 0,01435; С223 = 0,00203; С233 = 0,00328; С* = 0,93409.
г =
Тогда параметр уравнения состояния Ст составит:
Ст = 0,9853 • 0,00259 + + 3 • 0,9852 • 0,01 • 0,93409 • (0,00 2 5 92 • 0,00147)1/3 + + 2,76 • 0,9852 • 0,005 • [0,00 2 5 92 • (-0,01435)]1/3 + + 3 • 0,985 • 0,012 • 0,93409 • (0,00259 • 0,001472)1/3 +
+ 6,6 • 0,985 • 0,01 • 0,005 • [0,00259 • 0,00147 х х (— 0,01435)]1/3 + 2,76 • 0,985 • 0,005 х
х [0,00259 • (-0,01435)2]1/3 + 0,013 • 0,00147 + + 3 • 0,012 • 0,005 • 0,00203 + 3 • 0,01 • 0,0052 • 0,00328 + + 0,0053 • (-0,01435) = 0,00307.
5.3. Вычисляются вспомогательные коэффициенты по формулам (11)—(15):
С0 = 8,196852 • 0,00307 = 0,20629; Б0 = 8,19685 • (-0,04960) = -0,40659;
Л0 = 1 + 1,5 • [(-0,40659) + 0,20629] = 0,69955; А = 1 +(-0,40659) = 0,59341;
Л2 = [0,69955 - (0,699552 - 0,593413 )0>5]1/3 = = 0,55398.
5.4. Вычисляется фактор сжимаемости 2 газа в рабочих условиях по формуле (10):
г = (1 + 0,55398 + 0,59341/0,55398)/3 = 0,87505.
6. Далее по формуле (6) определяется коэффициент сжимаемости для природного газа в заданных рабочих условиях:
7ср = г/гс = 0,87505/0,9981 = 0,8767.
Далее определяется значение массы газа Мкс, нагнетаемого в газопровод или откачиваемого из него на аварийных участках за время с момента разрушения газопровода до перекрытия линейных кранов (мин). Это время находится в соответствии с рекомендациями [6]:
tл ^защ + ^пр.реш + ta/п
(29)
где ?защ—время срабатывания защиты; ?защ = 2,5 мин;
¿пр.реш — время на принятие ре0ения; ¿пр.реш =
= 2,0 мин;
?а/п — время на автоматическое перекрытие кранов; ?а/п =1,5 мин.
Подставив в (29) значения входящих в него параметров, получим:
Тогда масса газа Мкс, нагнетаемого в газопровод или откачиваемого из него за время ta, составит:
Мкс = О^ (30)
где О — массовый расход газа, кг/с;
О = бгол РнЛш (31)
бгод — годовая производительность газопровода; для рассматриваемого случая в соответствии с [14] бгод = (28,4+34,7) -109 м3/год; рн — плотность газа в нормальных условиях (Тн = 273,15 К; Рн = 0,101325 106 МПа); определяется в соответствии с рекомендациями [7] по формуле
Р н =
тпг Рн 16,302 • 0,101325 • 10°
ЯТн гс 8314 • 273,15 • 0,9981
= 0,729 кг/м3;
tп — пересчетный временной коэффициент;
tп = 31,536 • 106.
В этом случае
О = (28,4+34,7) • 109- 0,702/(31,536 • 106) = = 656,51+802,14 кг/с.
Отсюда
Мкс = (656,51+802,14) 6 60 = (0,236+0,289) • 106 кг.
Теперь можно определить массу газа М^ по формуле (5), содержащегося в газопроводе на 1-м аварийном участке до отсечения линейных кранов, при среднем давлении нагнетания Р]ср = (6,83+6,71) МПа:
М
г(1)
60• 103 • 3,14 • 1,3872 • (6,83+6,71) • 106
4 • 510 • 0,8767 • 281,77 + (0,236+0,289) • 106 = (5,15+5,11) • 106« 5,13 • 106 кг.
Остаточная масса газа на 1-м аварийном участке после снижения давления до атмосферного (Рат = = 0,1013 МПа) составит:
М
М
ост(1)
г(1)
р ср р 1
р=
5,13 •Ю6
(6,83+6,71) • 106
0,1013-106 =
= (0,076+0,077) • 106« 0,08 • 106 кг.
Тогда масса газа, участвующего в поддержании горения Мгор(1) на 1-м аварийном участке, определится как
Мгор(1) = Мг(1) - Мост(1) =
= (5,13 - 0,08) • 106 = 5,05 • 106 кг.
Масса газа Мг(2), находящегося в газопроводе на 2-м аварийном участке с учетом откачки части газа Мкс до отсечения линейных кранов, определится из выражения [6]:
М
г(2)
4^2ср тср
-М
кс(2) ,
(32)
где Мкс(2) — масса газа, откачиваемого со 2-го аварийного участка газопровода до отсечения линейных кранов.
^ = 2,5 +2 + 1,5 = 6 мин
Подставив в формулу (32) значения параметров, получим:
М
_ 60 • 103 • 3,14 • 1,3872 • (6,13+5,73) • 106
г(2) 4 • 510,0 • 0,8767 • 279,58
- (0,236+0,289) • 106 = (4,24+3,86) • 106 кг.
Остаточная масса газа на 2-м аварийном участке после снижения давления до атмосферного (Рат = = 0,1013 МПа)
ост(2)
Г(2) = (4,24+3,86) -М6 • 0,1013 -106 =
p cp
P2
(6,18+5,73) • 106
-i6 А m 1 А6 .
^ (0,070+0,068) • 106« 0,07 • 106 кг.
Тогда масса газа, участвующего в поддержании пламени горения Мгор(2) на 2-м аварийном участке, составит:
Мгор(2) = Мг(2) - МоСт(2) = (4,24+3,86) • 106 -- 0,007 • 106 = (4,17+3,79) • 106« 3,98 • 106 кг.
Таким образом, общая масса газа, поддерживающего горение факела при разрыве магистрального газопровода, для рассматриваемого случая определится как:
М общ = Мгор(1)+ МГОр(2) = = 5,05 • 106 + 3,98 • 106 = 9,03 • 106кг = 9030 т.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
10.
11
12.
13
14.
Касьяненко А. А., Михайличенко К. Ю. Анализ риска техногенных систем. — М. : РУДН, 2008. — 188 с.
Лисанов М. В., Савина А. В., Дегтярев Д. В., Самусева Е. А. Анализ российских и зарубежных данных по аварийности на объектах трубопроводного транспорта // Безопасность труда в промышленности. — 2010. — №7. — С. 16-22.
ГОСТР 12.3.047-2012. ССБТ. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля. — Введ. 27.12.2012. URL: http://vsegost.com/Catalog/54/54765.shtml (дата обращения: 10.01.2015).
Методика определения расчетных величин пожарного риска на производственных объектах : приложение к приказу МЧС РФ от 10.07.2009 № 404 (с изм.: приказ МЧС РФ от 14.12.2010 № 649). URL: http://www.consultant.ru (дата обращения: 10.01.2015).
РД 03-409-01. Методика оценки последствий аварийных взрывов топливовоздушных смесей (с изм. и доп.): постановление Госгортехнадзора РФ от 26.06.2001 № 25; введ. 26.06.2001. — М.: НТЦ "Промышленная безопасность", 2001. — 24 с.
СТО Газпром 2-2.3-351-2009. Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО "Газпром". — Введ. 30.12.2009. — М. : ОАО Газпром, 2009. — 377 с.
ГОСТ 30319.1-96. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки. —Введ. 01.07.1997. — Минск : Госстандарт РФ, 1996. — 20 c.
СтромбергА. Г., Семченко Д. П. Физическая химия : учебник для хим. специальностей вузов / Под ред. А. Г. Стромберга. — 7-е изд. стер. — М. : Высшая школа, 2009. — 527 с. Slebangh W. H., Parsons T. D. General chemistry. — New York - London - Toronto : John Wiley & Sons, Inc., 1976.— 550 p.
Быков А. И. Определение параметра среднего давления газа на участке магистрального газопровода // Пожаровзрывобезопасность. — 2015. — Т. 24, № 1. — С. 49-54.
Быков А. И. Определение средней температуры газа на аварийном участке магистрального газопровода // Пожаровзрывобезопасность. — 2015. — Т. 24, № 6. — С. 43-50. ГОСТ 30319.2-96. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости. — Введ. 01.07.1997. — Минск : Госстандарт РФ, 1996. — 71 с. ГОСТ 30319.0-96. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения. — Введ. 01.07.1997. — Минск : Госстандарт РФ, 1996. — 8 с.
Белицкий В. Д., Ломов С. М.Проектирование и эксплуатация магистральных газопроводов. — Омск : ОмГТУ, 2011. — 62 с.
Материал поступил в редакцию 27 января 2015 г.
3
5
6
7
Для цитирования: Быков А. И. Методика оценки массы природного газа, участвующего в образовании огненного факела при разрыве магистрального газопровода // Пожаровзрывобез-опасность. — 2015. — Т. 24, № 9. — С. 48-54. БоТ: 10.18322/РУВ.2015.24.09.48-54.
METHOD OF ESTIMATING OF THE NATURAL GAS MASS INVOLVED IN THE FORMATION OF A FIERY TORCH AT BREAK OF THE MAIN PIPELINE
BYKOV A. I., Leading Engineer of Fire Safety Service, LLC "Gazprom transgaz Ukhta" (Lenina Avenue, 39/2, Ukhta, 169300, Komi Rebublic, Russian Federation; e-mail address: abykov@sgp.gazprom.ru)
ABSTRACT
Calculate the mass of natural gas MT contained in a limited section of the main pipeline (MP) when the emergency break with time-sensitive cut-offline of cranes, confining the accident area, is an important parameter in evaluating the loss of gas in the accident. In addition, fire, its heat output and burning time flame torch are estimated and forecasted by this parameter. However, existing techniques are not sufficiently detailed. And author has not found the methods of system calculation of this parameter in the current methodological and normative documents.
Despite the apparent simplicity of the problem, the analysis showed that the parameter MT depends primarily on the calculation of the average temperature of T°p, medium pressure Pcp rely on specialized techniques, which, in turn, include more than two dozen parameters that characterize the state of a gas in terms of its transport and depressurization of the pipeline, and Z°p — compressibility factor for each emergency site, the length of the section of the pipeline L and the inner diameter of the pipe dBH. Calculations of other parameters recommended by the standard methods are complex, three-dimensional and routine, require access to specialized software products that are not available in the current engineering activity. It introduces uncertainty in the choice of the calculation scheme and is accompanied by the production of different calculation results.
The rationale for this method of calculating the mass of natural gas MT involved in maintaining a burning torch in case of emergency break MP, the subject of this article.
Keywords: gas main fire risk; emergency section; factors of compressibility; coefficient of compressibility; mass of natural gas; calculation procedure.
REFERENCES
1. Kasyanenko A. A., Mikhaylichenko K. Yu. Analiz riska tekhnogennykh system [Analysis of the risk of man-made systems]. Moscow, People's Friendship University of Russia Publ., 2008. 188 p.
2. Lisanov M. V., Savina A. V., Degtyarev D. V., SamusevaE. A. Analizrossiyskikhi zarubezhnykhdan-nykh po avariynosti na obyektakh truboprovodnogo transporta [Russian and Western pipelines accident data analysis]. Bezopasnost truda vpromyshlennosti — Occupational Safety in Industry, 2010, no. 7, pp. 16-22.
3. National standard of the Russian Federation 12.3.047-2012. Fire safety of technological processes. General requirements. Methods of control. Available at: http://vsegost.com/Catalog/54/54765.shtml (Accessed 10 January 2015) (in Russian).
4. The methodology for determining the estimated values of fire risk at the production facilities. Annex to order ofEmercom of Russia on 10.07.2009 No. 404. Available at: http://www.consultant.ru(Accessed 10 January 2015) (in Russian).
5. Guidance document 03-409-01. A method of estimating the effects of accidental explosions offuel-air mixtures. Moscow, NTTs Promyshlennaya bezopasnost Publ., 2001. 24 p. (in Russian).
6. Standard of organization Gazprom 2-2.3-351-2009. Guidelines for conducting risk analysis of hazardous production facilities gas transmission companies of JSC "Gazprom". Moscow, JSC Gazprom Publ., 2009. 377 p. (in Russian).
7. Interstate standard 30319.1-96. Natural gas. Methods of calculation of physical properties. Definition of physical properties of natural gas, its components and processing products. Minsk, Federal Agency on Technical Regulating and Metrology Publ., 1996. 20 p. (in Russian).
8. Stromberg A. G., Semchenko D. P. Fizicheskaya khimiya [Physical chemistry]. Moscow, Vysshaya shkola Publ., 2009. 527 p.
9. Slebangh W. H., Parsons T. D. General chemistry. New York - London - Toronto, John Wiley & Sons, Inc., 1976. 550 p.
10. Bykov A. I. Opredeleniye parametra srednego davleniya gaza na uchastke magistralnogo gazoprovoda [Parameter definition of the average gas pressure in the section of the pipeline]. Pozharovzryvobezopas-nost — Fire and Explosion Safety, 2015, vol. 24, no. 1, pp. 49-54.
11. Bykov A. I. Opredeleniye sredney temperatury gaza na avariynom uchastke magistralnogo gazoprovoda [Determination of the average gas temperature in the emergency section of the main pipeline]. Pozha-rovzryvobezopasnost — Fire and Explosion Safety, 2015, vol. 24, no. 6, pp. 43-50.
12. Interstate standard 30319.2-96. Natural gas. Methods of calculation of physical properties. Definition of compressibility coefficient. Minsk, Federal Agency on Technical Regulating and Metrology Publ., 1996. 71 p. (in Russian).
13. Interstate standard 30319.0-96. Natural gas. Methods of calculation of physical properties. General. Minsk, Federal Agency on Technical Regulating and Metrology Publ., 1996. 8 p. (in Russian).
14. Belitskiy V. D., Lomov S. M. Proyektirovaniye i ekspluatatsiya magistralnykhgazoprovodov [The design and operation of gas pipelines]. Omsk, Omsk University Publ., 2011. 62 p.
For citation: Bykov A. I. Metodika otsenki massy prirodnogo gaza, uchastvuyushchego v obrazovanii
ognennogo fakela pri razryve magistralnogo gazoprovoda [Method of estimating of the natural gas mass
involved in the formation of a fiery torch at break of the main pipeline]. Pozharovzryvobezopasnost —
Fire and Explosion Safety, 2015, vol. 24, no. 9, pp. 48-54. DOI: 10.18322/PVB.2015.24.09.48-54.
Издательство «П0ЖНАУКА»
Л. П. Пилюгин ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПОСЛЕДСТВИЙ ВНУТРЕННИХ АВАРИЙНЫХ ВЗРЫВОВ
Настоящая книга посвящена проблеме прогнозирования последствий внутренних взрывов газо-, паро- и пылевоздушных горючих смесей (ГС), образующихся при аварийных ситуациях на взрывоопасных производствах. В книге материал излагается применительно к дефлаграционным взрывам, которые обычно имеют место при горении ГС на этих производствах.
В качестве основных показателей при прогнозировании последствий аварийных взрывов ГС рассматриваются ожидаемый характер и объем разрушений строительных конструкций в здании (сооружении), в котором происходит аварийный взрыв.
Книга продолжает исследования автора в области проектирования зданий взрывоопасных производств и оценки надежности строительных конструкций (на основе метода преобразования рядов распределения случайных величин).
С использованием методов теории вероятностей разработаны методики: определения характеристик взрывной нагрузки как случайной величины; оценки вероятностей разрушения конструкций, характера и объема разрушений в здании при внутреннем аварийном взрыве. Приведенные методики сопровождаются примерами расчетов для зданий различных объемно-планировочных решений.
121352, г. Москва, а/я 43; тел./факс: (495) 228-09-03; e-mail: mail@firepress.ru
Предлагает вашему вниманию
г—. » rS^^k ■
