автореферат диссертации по безопасности жизнедеятельности человека, 05.26.03, диссертация на тему:Пожарная безопасность объектов добычи нефти и газа

На правах рукописи

УДК 614.841.12

Молчанов Виктор Павлович Пожарная безопасность объектов добычи нефти и газа

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук.

Специальность: 05.26.03 — Пожарная и промышленная безопасность. Отрасль — топливная промышленность.

УДК 614.841.12

На правах рукописи

Молчанов Виктор Павлович Пожарная безопасность объектов добычи нефти и газа

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук.

Специальность: 05.26.03 — Пожарная и промышленная безопасность. Отрасль - топливная промышленность.

Работа выполнена в Федеральном государственном учреждении «Всероссийский ордена «Знак почета» научно-исследовательский институт противопожарной обороны» МЧС России (ФГУ ВНИИПО МЧС России).

Научный консультант:

доктор технических наук, профессор Болодьян Иван Ардашевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор доктор технических наук, профессор доктор технических наук

Баратов Анатолий Николаевич Назаров Владимир Петрович Елохин Андрей Николаевич

Ведущая организация:

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина

Защита состоится 17 ноября 2005 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета ДС 205.003.01 при ФГУ ВНИИПО МЧС России по адресу:143903, Московская обл., г. Балашиха, микрорайон ВНИИПО, д.12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГУ ВНИИПО МЧС России.

Автореферат разослан

Ученый секретарь совета,

кандидат технических наук, старший научный сотрудник

Е.Ю. Сушкина

Общая характеристика работы

Актуальность работы

В настоящее время нефтегазовая отрасль играет весьма существенную роль в экономике нашей страны, давая значительную долю во внутреннем валовом продукте и заметную часть налоговых поступлений. Из этого вытекает необходимость её поступательного развития и совершенствования, без которого вряд ли возможно улучшения социально-экономического положения страны и решение стоящих перед ней задач. В то же время основной спецификой нефтегазовой отрасли является добыча, хранение и подготовка огромных количеств нефти и газа, являющихся чрезвычайно пожароопасными веществами. Высокая пожароопасность нефти и газа обуславливает высокие вероятности возникновения пожаров при реализации тех или иных аварийных ситуаций, а также значительные скорости распространения пожара по территории нефтегазодобывающего предприятия. Концентрация на относительно небольшой площади огромных количеств пожаровзрывоопасных веществ обуславливает возможность реализации крупных пожаров и взрывов с катастрофическими последствиями, приводящими к значительным экономическим потерям, загрязнению окружающей среды и, что наиболее существенно, к многочисленным человеческим жертвам.

Потенциально высокая пожарная опасность предприятий по добыче нефти и газа усугубляется в нашей стране тремя обстоятельствами. Во-первых, происходит ускоренное внедрение новых, более интенсивных технологий добычи, хранения и подготовки нефти и газа (морские нефтегазодобывающие платформы, крупномасштабные хранилища сжиженного природного газа и нефти, высокоинтенсивные установки комплексной подготовки нефти и газа нового поколения и др.). Во-вторых, добыча нефти и газа реализуется в районах с суровым климатом и на континентальном шельфе северных морей. Указанные два обстоятельства требуют новых прогрессивных подходов к обеспечению пожарной безопасности объектов нефтегазовой отрасли. Однако ситуация ' усугубляется наличием третьего обстоятельства — устаревшей нормативной базой обеспечения пожарной безопасности. Большинство нормативных документов в этой области утверждены в 80-х годах 20-го века различными министерствами и ведомствами и не учитывают как научные достижения, полученные в последние годы, так и специфику новых технологий добычи, хранения и подготовки нефти и газа. Кроме того, вызывает сомнение юридическая сторона применения указанных документов. В связи с вышесказанным проблема обеспечения пожарной безопасности объектов нефтегазового комплекса представляется весьма актуальной.

Нельзя сказать, что в области обеспечения пожарной безопасности нефтегазового комплекса не проводились научные исследования. Здесь следует отметить в первую очередь работы И.М. Абдурагимова, В.Ч. Реутга, А.Ф.

Шароварникова, И.И. Петрова, В.И. Блинова, А.Н. Баратова, И.А. Болодьяна, В.П. Сучкова, Ю.Н. Шебеко, В.П. Назарова, А.Н. Елохина, А.Н. Черноплекова, Р.М. Тагиева, Н.М. Бурдакова и других исследователей. Несмотря на крупные достижения упомянутых выше ученых ряд, крупных задач остался нерешенным, как и вся комплексная проблема обеспечения пожарной безопасности объектов нефтегазового комплекса.

Цель работы

Целью работы является создание научных основ обеспечения пожарной безопасности объектов добычи нефти и газа.

Для достижения поставленной цели ставятся и решаются следующие задачи:

• разработка критериев пожарной безопасности объектов нефтегазового комплекса и установление предельно допустимых значений этих критериев;

• критическая оценка и выбор наиболее надежных методов оценки значений поражающих факторов аварий с пожарами и взрывами;

• разработка методов оценки пожарного риска для промышленных объектов;

• оценка пожарного риска для морских нефтегазодобывающих платформ и разработка мероприятий по его снижению;

• определение характеристик и параметров пожарной опасности крупномасштабных хранилищ сжиженного природного газа и разработка мер пожарной безопасности для указанных объектов;

• исследование специфики пожарной опасности установок комплексной подготовки нефти и разработка предложений по её снижению;

• изучение особенностей тушения пожаров резервуаров хранения нефти и нефтепродуктов с подслойной подачей пены и определение оптимальных параметров функционирования установок подслойного пожаротушения.

Научная новизна диссертации

Научная новизна диссертации заключается в следующем:

• впервые проведены комплексные исследования по определению уровня и параметров пожарной опасности объектов добычи нефти и газа и разработке мероприятий по её снижению до приемлемого уровня;

• предложены научно обоснованные критерии оценки пожарной безопасности промышленных объектов и предельно допустимые значения этих критериев;

• разработаны новые и систематизированы имеющиеся методы оценки параметров пожарной опасности промышленных объектов;

• предложен новый принцип определения безопасных с точки зрения пожара расстояний между зданиями и сооружениями промышленных объектов;

• разработан новый метод оценки требуемой надежности трубопроводов для транспортировки нефти и нефтепродуктов;

• выявлены на основе оценки пожарного риска наиболее критические с точки зрения пожарной безопасности части морских нефтегазодобывающих платформ, функционирующих в тяжелых климатических условиях северных морей;

• впервые проведена комплексная оценка параметров пожарной опасности крупномасштабных хранилищ сжиженного природного газа;

• дана комплексная оценка пожарной опасности установок комплексной подготовки нефти нового поколения;

• обнаружен, исследован и объяснен физический эффект образования «буруна» при тушении резервуаров нефти и нефтепродуктов подслойным способом;

• разработана новая математическая модель для расчета параметров подслойного тушения нефти и нефтепродуктов, принимаемая во внимание образование «буруна».

Практическая ценность работы

Результаты диссертационной работы использованы при:

• разработке проектов технических регламент регламентов «Об общих требованиях пожарной безопасности» и «Пожарная безопасность объектов нефтегазового комплекса»;

• разработке стандарта ГОСТ Р 12.3.047-98 «Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы испытаний»;

• разработке норм пожарной безопасности НПБ 105-03 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности», НПБ 110-03 «Перечень зданий, сооружений помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими

. установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией», НПБ 23-2001 «Пожарная опасность технологических сред. Номенклатура показателей»;

• обеспечении пожарной безопасности объектов добычи нефти и газа на континентальном шельфе вблизи о. Сахалин в рамках реализации проекта . «Сахалин-2» (нефтегазодобывающие платформы, завод сжижения природного газа, терминал отгрузки нефти, объединенный береговой технологический комплекс, трубопроводная система);

• обустройстве газовых месторождений ОАО «Газпром»;

• разработке специальных технических условий по пожарной безопасности и проектной документации морской нефтегазодобывающей платформы на месторождении «Приразломное» (ОАО «Севморнефтегаз»);

• разработке стандарта ОАО «СГ-транс» по пожарной безопасности объектов предприятия, связанных с хранением и транспортировкой сжиженных углеводородных газов.

Основные положения диссертационной работы, выносимые на защиту

Основные положения диссертационной работы, выносимые на защиту:

• концепция и основные положения проекта технического регламента «Пожарная безопасность объектов нефтегазового комплекса»;

• критерии оценки уровня пожарной безопасности объектов и предельно допустимые значения этих критериев;

• методы оценки критериев пожарной безопасности объектов;

• принцип определения безопасных расстояний между зданиями и сооружениями промышленных объектов;

• метод оценки требуемой надежности трубопроводов для транспортировки нефти и нефтепродуктов;

• результаты' оценки уровня пожарной опасности и мероприятия по обеспечению пожарной безопасности для ряда новых объектов нефтегазового комплекса (морские нефтегазодобывающие платформы, крупномасштабные хранилища сжиженного природного газа и нефти, установки комплексной подготовки нефти);

• математическая модель, описывающая особенности процесса подслойного тушения резервуаров нефти и нефтепродуктов в случае возможности образования «буруна»;

• предложения по оптимизации параметров систем подслойного пожаротушения резервуаров нефти и нефтепродуктов.

Результаты диссертационной работы могут быть квалифицированы как решение крупной народно-хозяйственной проблемы — создание основ обеспечения пожарной безопасности объектов добычи нефти и газа.

Апробирование работы

Результаты диссертационной работы докладывались на VI Всероссийской научно-практической конференции «Пожарная безопасность и охрана труда в газовой и химической промышленности» (Санкт-Петербург, 2000); XVI научно-практической конференции «Крупные пожары: предупреждение и тушение» (Москва, ВНИИП0.2001); XVII международной научно-практической конференции «Пожары и окружающая среда» (Москва, ВНИИП0.2002); XVIII международной научно-практической конференции «Снижение риска гибели

людей при пожарах» (Москва, ВНИИГ10,2003); тематическом семинаре «Об опыте декларирования промышленной безопасности и развитии методов оценки риска опасных производственных объектов» (Москва, НГЦ «Промышленная безопасность», 2003); 9-th International Conference on Fire Science and Engineering (Edinburgh, , 2001); 6-th Asia-Pacific International Symposium on Combustion and Energy Utilization (Kuala Lumpur, 2002); 4-th International Seminar on Fire and Explosion Hazards (Londonderry, 2003). По материалам диссертации опубликована 33 печатных работы.

Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, семи глав, выводов, списка использованной литературы и приложений.

Основное содержание работы

Во введении показана актуальность исследуемой проблемы; изложены цель и задачи, решаемые для её достижения, основные положения, выносимые на защиту; данные, характеризующие научную новизну и практическую ценность работы, а также её апробирование.

В первой главе проанализировано состояние проблемы обеспечения пожарной безопасности объектов добычи нефти и газа.

Отмечено, что для современных объектов нефтегазодобычи характерны:

• интенсификация процессов добычи нефти и газа (вводятся в эксплуатацию установки комплексной подготовки газа (УКПГ) с производительностью более 30 млрд. м'газа в год, разрабатываются кусты скважин с двухрядной схемой разбуривания и т.п);

• рост энергонасыщенности объектов;

• убыстряющаяся смена технологий (внедрение современных высокопроизводительных установок предварительного сброса воды и подготовки нефти с использованием трехфазных аппаратов типа «Хиттер-Тритер», применение мультифазных перекачивающих насосов и т.п.);

• освоение удаленных труднодоступных районов (Заполярное газоконденсатное месторождение, Приобское месторождение нефти и газа, нефтяные и газовые месторождения континентального шельфа Сахалина и т.п.).

Номенклатура объектов нефтегазодобычи характеризуется широким разнообразием. Отметим наиболее крупные из них:

• кусты скважин;

• морские нефтегазодобывающие платформы;

• технологические установки подготовки нефти и газа;

• хранилища нефти;

• компрессорные станции;

• дожимные насосные станции и т.д.

Каждый из названных объектов включает в себя целый комплекс сооружений, технологических и энергетических установок, вспомогательных и обслуживающих блоков и систем.

Особенности эксплуатации объектов и их пожарной охраны, характерные для предприятий по добыче нефти и газа, в частности, в районах Сибири и Крайнего Севера, условно можно разделить на 4 группы.

Первая группа особенностей обусловлена спецификой эксплуатации объектов. Как следствие, особенности противопожарной защиты, определяются в значительной степени географическим расположением месторождений, для которых характерны сложные инженерно-геологические и климатические условия.

Для данной группы особенностей характерны:

• специфические особенности развития аварийных ситуаций (растепление грунта, разлив нефти и т.п.);

• сложность использования ряда огнетушащих веществ и систем пожаротушения;

• трудности доставки пожарной техники к местам аварий (низкие температуры, ледостав, ледоход и т.п.).

Вторая группа особенностей определяется интенсификацией процессов добычи нефти, ростом энергонасыщенности объектов и убыстряющейся сменой технологий.

Интенсификация технологических процессов и рост их энергонасыщенности неминуемо приводят к высокой концентрации горючих веществ на объектах, и, как следствие, к повышению пожаровзрывоопасности процессов добычи, подготовки и транспорта нефти и газа.

Использование новых технологий, на которые отсутствуют норм проектирования, требует проведения целого ряда экспертиз и разработки документов, регламентирующих требования пожарной безопасности для вновь разрабатываемых технологических установок.

Третья группа особенностей вытекает из несовершенства нормативных документов, регламентирующих требования пожарной безопасности.

Названными документами достаточно трудно пользоваться, т.к. требования пожарной безопасности, в той или -иной степени касающиеся вопросов противопожарной защиты предприятий по добыче нефти и газа в районах Сибири и Крайнего Севера, изложены в более чем 200 нормативных документах

Кроме того большая часть названных документов разработана 15—20 лет назад и они, естественно, требуют переработки в соответствии с современными требованиями и спецификой защищаемых объектов.

Четвертая группа особенностей вытекает из новых условий хозяйствования. В частности, ориентация на экономическую целесообразность и экологическую безопасность при разработке месторождений порождает определенные объективные трудности для строгого соблюдения требований противопожарных норм и правил, обусловленные стремлением найти более экономически выгодные решения, обеспечив при этом требуемый уровень пожарной безопасности людей.

Высокая пожарная опасность объектов по добыче нефти и газа проявила себя в целом ряде крупных пожаров с человеческими жертвами. Среди них следует отметить пожары на морской нефтедобыввающей платформе «Piper Alpha» (1988 г.), газоперерабатывающем заводе в Мексике, Мехико (1984 г.), изотермическом хранилище сжиженного газа в г. Ионава (1989 г.), нефтеперерабатыающем заводе в г. Милдфорд, Великобритания (1993 г.), а также другие аварии с пожарами и взрывами. Это свидетельствует о том, что системы обеспечения пожарной безопасности объектов добычи нефти и газа развиты недостаточно.

На основе проведенного анализа сформулированы следующие основные направления исследований:

1. Разработка и усовершенствование методов оценки пожарной опасности объектов нефтегазодобычи (пожарный риск, поражающие факторы аварий с пожарами и взрывами).

2. Оценка уровня пожарной опасности морских нефтегазодобывающих платформ на основе расчета пожарного риска и разработка мероприятий по обеспечению их пожарной безопасности.

3. Анализ пожарной опасности технологических установок подготовки нефти и разработка мероприятий по ее снижению.

4. Выявление закономерностей подслойного тушения пожаров резервуаров хранения нефти, в том числе:

• разработка экспериментальной установки и методики исследований, позволяющих учесть эффекты возникновения «буруна» и встречного движения жидкости и пены;

• проведение исследований по тушению различных нефтепродуктов подачей пены'в слой горючего в условиях встречного движения жидкости;

• разработка модели процесса тушения пламени при подслойном вводе низкократной пены;

• проведение натурных «холодных» и «огневых» экспериментов по тушению резервуаров с различным количеством пенных насадков;

• определение влияния удельной скорости выгорания нефтепродукта на процесс тушения;

• изучение влияния параметров резервуара на оптимальное количество пенньгх насадков;

• разработка рекомендаций по оптимальной системе подслойного тушения;

У

5. Проведение комплекса исследований по обеспечению пожарной безопасности крупномасштабных изотермических резервуаров хранения сжиженного природного газа, в том числе:

• детально проанализировать технологию хранения СПГ в изотермических резервуарах и выявить наиболее типичные сценарии протекания пожароопасных аварий;

• проанализировать физико-химические процессы, протекающие при авариях на изотермическом хранилище СПГ, и выбрать детерминированные параметры, по которым будет проводиться оценка пожарной опасности объекта;

• выполнить расчеты поражающих факторов аварий с пожарами и взрывами для типовых сценариев протекания аварий;

• выявить технологические и конструктивные элементы объекта, определяющие уровень его пожарной опасности;

• разработать комплекс научно-обоснованных мероприятий по противопожарной защите объекта;

6. Разработка нормативных и технических документов, регламентирующих пожарную безопасность объектов нефтегазодобычи, в том числе проекта специального технического регламента «Пожарная безопасность объектов добычи нефти и газа».

Вторая глава посвящена анализу и выбору методов оценки пожарной опасности объектов добычи нефти и газа.

Отмечено, что на сегодняшний день в России реализуются два основных подхода при оценке пожаровзрывоопасности объектов - детерминированный и вероятностный.

При детерминированном подходе к оценке опасности промышленных объектов вероятности образования горючей среды и появления источника зажигания условно принимаются равными единице. При этом в качестве расчетного выбирается наиболее неблагоприятный вариант аварии или период нормальной работы технологического оборудования (аппарата), при котором в пожаре (взрыве) участвует наибольшее количество веществ и материалов, наиболее опасных в отношении последствий пожара (взрыва), т. е. так называемый принцип «максимальной проектной аварии».

К достоинствам детерминированного подхода можно отнести относительную простоту его использования, высокую степень завершенности и однозначности решения задач оценки^ пожаровзрывоопасности объектов. Недостатками этого подхода являются:

• жесткость в определении расчетного варианта аварии, даже если вероятность максимальной проектной аварии исчезающе мала. При этом применение защитных • мероприятий, в том числе и капитального характера, может быть избыточным и экономически нецелесообразным;

• использование этого подхода не стимулирует предприятие заботиться о повышении безопасности путем применения более надежного оборудования.

Результаты оценки, проведенной с применением детерминированного подхода, дают определенный запас надёжности, однако величина этого запаса может приводить к нерациональным материальным затратам на обеспечение пожаровзрывобезопасности объекта.

Вероятностный подход по своей сути более совершенен, так как основан на более рациональном сопоставлении величин опасных факторов пожара (взрыва), уровня обеспечения безопасности людей, ожидаемого материального ущерба и затрат на обеспечение пожаровзрывобезопасности. Результаты оценки, проведенной с применением вероятностного подхода, характеризуются величинами риска.

Все известные методы, используемые для оценки и анализа риска, могут быть сгруппированы в три общих группы.

Первая группа включает методы, основанные на индексации опасности возникновения аварии (пожара) и ожидаемого ущерба от нее. В большинстве случаев эти методы базируются на обобщении опыта специалистов, занимающихся проблемами обеспечения пожаровзрывобезопасности, и поэтому относятся к эмпирическим методам. Необходимо отметить, что возможности использования индексных методов для решения практических задач весьма ограничены из-за абстрактности показателей (индексы, баллы), не имеющих физической интерпретации.

Вторая группа включает методы, которые предполагают использование статистических данных об авариях, причинах их возникновения и ущербе. При наличии объективных статистических данных указанные методы позволяют получать достоверные результаты. Такие методы наиболее приемлемы для оценки риска на объектах с большим опытом практической деятельности, где имеется необходимая информация.

В настоящее время наибольшее распространение получила третья группа методов - расчетно-аналитические. В научной литературе описаны два различных подхода к оценке риска с помощью расчетно-аналитических методов:

• классический, основанный на рассмотрении деревьев событий, приводящих к реализации того или иного опасного фактора;

• основанный на имитационном моделировании аварий с расчетом их поражающих факторов (разновидность известного метода Монте-Карло). Следует отметить, что методы имитационного моделирования используются также при оценке частот возникновения инициирующих аварию событий.

Анализ риска включает в себя следующие основные этапы:

• идентификация опасностей, характерных для рассматриваемого объекта;

• определение перечня инициирующих аварийную ситуацию событий;

• анализ возможных аварийных ситуаций (включая установление частот их реализации);

• построение множества сценариев возникновения и развития аварийных ситуаций и аварий (построение логических деревьев событий);

• построение полей поражающих факторов, возникающих при различных сценариях развития аварии;

• оценка последствий воздействия опасных факторов на человека (или другие объекты).

Во второй главе изложены подходы к реализации этих этапов.

Проанализированы некоторые аспектах оценки пожарного риска для трубопроводов с горючими газами, легковоспламеняющимися и горючими жидкостями.

В предлагаемых методах оценки риска одним из основных параметров является годовая частота разгерметизации технологического оборудования, содержащего пожароопасные вещества (в нашем случае — трубопроводов). Указанные частоты приведены в соответствующих базах данных и характеризуют вероятность разгерметизации при номинальных режимах работы технологического оборудования, когда средние значения нагрузок на стенки оборудования (например, за счет давления находящегося внутри него газа или жидкости) отвечают расчетным параметрам. В то же время на практике часто имеет место ситуация, когда рабочее давление находящегося в оборудовании газа или жидкости заметно меньше давления, на которое рассчитано данное оборудование Ре. Ясно, что в этом случае годовая частота разгерметизации и тем самым пожарный риск будут ниже, чем при номинальной нагрузке, однако отсутствуют количественные оценки степени снижения этих величин. Данная задача имеет большое практическое значение, так как ее решение позволяет применять еще один способ снижения пожарного риска - снижение годовой частоты разгерметизации оборудования за счет уменьшения рабочего давления технологической среды в нем. Эта задача решена в главе 2 работы.

Известно, что как предел прочности материала трубопровода Я, так и ожидаемые напряжения о, возникающие в его стенках, носят вероятностный характер и имеют распределения, близкие к нормальным с соответствующими коэффициентами вариации и V,,. Состояние разрушения стенок

трубопровода наступает при выполнении условия

с>11.

Введем переменную Б = Я - а, которая будет характеризовать возможность разрушения трубопровода (случай Б < 0). Случайная величина Б также будет иметь нормальное распределение с соответствующим коэффициентом вариации при этом вероятность разрушения трубопровода Ра описывается выражением

где <Б> = <Л> - <о>, а величины <К> и <о есть математические ожидания предела прочности и напряжения в стенках. Это выражение может быть записано в виде:

где у = < Б > /35;

Ф(х) = ~]е-!<И

интеграл вероятностей, значения которого могут быть взяты из справочников. Вводя величину Я, характеризующую запас прочности трубопровода

, < Л >

* =-,

< и >

можно получить выражение для у:

Тем самым на основе приведенных выше выражений может быть построена зависимость вероятности разрушения Р^ от запаса прочности трубопровода к. .

Показано, что даже небольшие (на 20%) вариации рабочего давления от расчётной номинальной величины существенно (на порядок) изменяют годовую частоту разгерметизации трубопровода. Указанное обстоятельство может быть использовано на практике как для снижения пожарного риска, связанного с разгерметизацией трубопровода, так и для предотвращения аварий за счет перегрузок по давлению.

Разработаны принципы определения минимально допустимых расстояний при размещении технологического оборудования с горючими газами и легковоспламеняющимися жидкостями на промышленных предприятиях

Одним из важнейших и наиболее часто используемых мероприятий по обеспечению пожарной безопасности промышленных предприятий является размещение технологического оборудования с горючими газами и парами на определенных расстояниях от окружающих их зданий и сооружений. Указанные расстояния должны при этом быть не меньше регламентированных строительными нормами и правилами и нормами пожарной безопасности минимально допустимых значений. Минимально допустимые расстояния, как в нашей стране, так и за рубежом назначаются, как правило, на основе обобщения отечественного и мирового опыта эксплуатации соответствующих объектов, и только в некоторых случаях определяются на основе анализа сценариев развития аварий с пожарами и взрывами с вычислением величин поражающих факторов (давления в волне сжатия, интенсивности теплового излучения и т.п.) на различных удалениях от пожароопасного оборудования.

Нормативные документы Госгортехнадзора России регламентируют размещение административно-бытовых и других зданий, в которых предусмотрено постоянное пребывание людей, вне зон возможного разрушения при возникновении аварийного взрыва. Методика расчета радиусов зон разрушения при этом предполагает использование энергетических потенциалов, вычисляемых в предположении полного разрушения технологического аппарата. При этом не учитывается частота реализации такого рода максимальной проектной аварии, которая может быть, вообще говоря, весьма • низкой (< 10"6 1/год). Однако радиусы зон возможных разрушений ударной волной от взрыва для такого инцидента могут быть значительны и превышать несколько сотен метров. По оценкам специалистов, при полном разрушении даже относительно небольшого резервуара с бензином объемом 3000 м3 на складе нефтепродуктов с дальнейшим испарение продукта, образованием взрывоопасного паровоздушного облака и его воспламенением радиусы зон разрушения могут превышать 400 м. Исходя из этого, административно-бытовые здания склада должны быть отнесены от резервуарного парка на расстояние не менее 400 м. В то же время строительными нормами и правилами минимально допустимые расстояния от наземных резервуаров склада до административных и бытовых зданий составляет 40 м.

Для устранения отмеченного противоречия многие специалисты уповают на совершенствование методов оценки последствий аварий с пожарами и взрывами (в частности, на уточнение методов расчета зависимости параметров ударной волны или волны сжатия при взрыве газопаровоздушной смеси в открытом или загроможденном пространстве). Однако ясно, что никакой, даже самый совершенный метод не позволит избежать основного изъяна применяемого в нормах подхода - необходимости учета наиболее крупкой аварии максимального по опасности технологического аппарата независимо от ожидаемой частоты ее реализации.

Близко к указанной проблеме стоит задача определения размеров взрывоопасных зон, необходимого для правильного выбора уровня взрывозащкты электрооборудования, размещаемого вблизи

пожаровзрывоопасных технологических установок. Правила устройства ■электроустановок (ПУЭ) регламентируют фиксированные величины размеров взрывоопасных зон практически вне зависимости от количества горючих газов и легковоспламеняющихся жидкостей, содержащихся в аппаратах. Аналогичный подход реализован в международных нормах. При этом представляется нелогичным, чтобы размеры взрывоопасных зон не зависели от массы и параметров состояния горючих веществ, находящихся в технологическом оборудовании: В то же время применение регламентированных в нормативных документах методов расчета размеров взрывоопасных зон в предположении аварии наибольшего аппарата приведет к

значениям, которые существенно превосходят приведенные в ПУЭ и вряд ли могут быть использованы на практике.

В связи с вышеизложенным в настоящей работе разработаны принципы определения минимально допустимых расстояний при размещении технологического оборудования с горючими газами и легковоспламеняющимися жидкостями, а также размеров взрывоопасных зон, которые позволили бы устранить отмеченные выше противоречия.

Для . устранения этого недостатка видится два основных пути: использование понятия потенциального риска (контуров риска) или принципа максимального ожидаемого воздействия.

Потенциальный риск - частота реализации поражающих факторов аварий с заданными последствиями (например, гибель людей) в рассматриваемой точке территории. Если на плане предприятия соединить точки с одинаковым потенциальным риском плавной кривой, то получается' замкнутые изолинии риска или контуры риска. Потенциальный риск характеризует распределения риска на местности безотносительно к тому, находится ли там персонал предприятия и какую долю времени этот персонал пребывает в опасной зоне.

Путем использования понятия потенциального риска естественным образом может быть решен вопрос о размещении тех или иных пожаровзрывоопасных технологических установок на территории предприятия. Вместо того, чтобы регламентировать размещение административно-бытовых зданий вне зон возможного разрушения при аварийных взрывах, как это делается в правилах, следует выдвинуть требование о расположении указанных зданий вне контуров с заданным предельно-допустимым для персонала уровнем пожарного риска.

Определение размеров взрывоопасных зон представляется целесообразным проводить с использованием принципа максимального ожидаемого воздействия. Суть этого принципа применительно к размерам взрывоопасных зон заключается в том, что при расчетах следует принимать во внимание аварийную ситуацию, при которой ожидаемый уровень взрывопожарной опасности (в* нашем случае - ожидаемый расчетный размер взрывоопасной зоны) имеет максимальное значение. Поясним, что понимается под ожидаемым расчетным размером взрывоопасной зоны.

Как известно, инициирование и протекание пожаровзрывоопасных аварий на технологических установках носит вероятностный характер. При этом каждому варианту аварии -отвечает, с одной стороны, некоторая частота ее реализации и, с другой стороны, определенная величина расчетного размера взрывоопасной зоны Кмр. В этом случае может быть построена функция распределения величины Яюр (Г (Я«,,)), численно равная плотности распределения частоты реализации аварии с расчетным размером взрывоопасной зоны Лир. Величина

С5 (Яцзр) = {(Люр) ■ К-юр>

называется ожидаемым расчетным значением размера взрывоопасной зоны.

Не анализируя подробно свойства функции { (Люр), можно отметить следующее. Во-первых, функция {(Р-юР) ограничена.

Во-вторых, функция Б (Кмр) > 0 при О й Кюр< -юо, О(О) = 0, в (Яцр)-» 0 при Явзр —И-со. Отсюда следует, что в (Яюр) имеет по крайней мере один максимум. Из физического смысла этой функции понятно, что такой максимум может быть только один. Значение отвечающее данному максимуму, может

быть взято за расчетный размер взрывоопасной зоны, для которого (с учетом определенного коэффициента безопасности) может быть произведен выбор необходимого уровня взрывозащиты электрооборудования. При этом естественным образом устраняются отмеченный выше недостаток ПУЭ, когда размер взрывоопасной зоны не зависит от массы горючего газа или пара.

Третья глава посвящена вопросам обеспечения пожарной безопасности морских нефтедобывающих платформ. Приведено описание типовой стационарной ледостойкой платформы. Платформа включает в себя буровой модуль, технологический модуль, модуль вспомогательного оборудования, жилой модуль, а также складские помещения объёмной палубы. Рассмотрены основные пожароопасные аварии на указанном объекте, среди которых наиболее опасными являются инциденты в буровом и технологическом модуле. Оценены частоты реализации такого рода аварий, а также их поражающие факторы для таких сценариев, как пожар пролива нефти и других ЛВЖ, факельное горение нефти и газа, взрыв в помещении и на открытом пространстве, пожар-вспышка, пожар твердой пожарной нагрузки. Построены деревья событий, характеризующие возникновение и развитие пожароопасных аварий. Типичное дерево событий для аварии на сепараторе высокого давления с выбросом газа приведено на рис. 1. В табл. 1 представлены значение вкладов различных модулей платформы в общую величину индивидуального риска.

Из представленных в табл.1 данных следует, что наибольший вклад в величину индивидуального риска дают буровой и технологический модули, что является вполне понятным, поскольку указанные модули содержат технологическое оборудование со значительными количествами горючих газов и легковоспламеняющихся жидкостей, находящихся по давлением.

Величина социального риска по всем модулям платформы составляет 1,4-10"5 год1.

Представляет интерес сравнить полученные результаты с предельно-допустимыми значениями риска, регламентированными нормативными документами. Для этого проанализированы вначале подходы, существующие в различных странах для назначения предельно-допустимых значений риска.

Критерии допустимого риска должны гарантировать, что население, проживающее поблизости от опасного предприятия, и персонал объекта не будут подвергаться чрезмерной опасности.

Отказ системы продувки

Р.1= 0.5 Горизонтальный факел

Поражающие факторы

• воздействие факела

• тепловое излучение

• ударные волны

» ударные волны • тепловое излучение

избыточным давлением Р|9

Рис. 1. Логическая схема развития аварии на сепараторе высокого давления (выброс газа)

Таблица 1. Значения вкладов различных модулей платформы в общую _величину индивидуального риска _

Название модуля платформы Вклад в величину индивидуального риска, год"1

Буровой модуль - одна скважина - 16 добывающих и 4 газонагнетательных скважины 6,4-10"5 ЬЗ-Ю"3

Технологический модуль 1,4-10°

Подводный трубопровод для перекачки нефти 5,2-10'5

Жилой модуль 8,3-10"6

Модуль инженерных коммуникаций 9,0-10"7

Модуль сыпучих материалов 2, МО*

Модуль буровых растворов 3,3-10"5

Модуль вспомогательного оборудования 1,4-10"6

Складской модуль (объемная палуба) 9,7-10"3

Другие помещения объемной палубы 8,9-Ю-5

Модуль заводнения 3,9-10"8

По всем модулям 2,8-10"3

Существует несколько интерпретаций терминологии при определении критериев риска, причем термины «приемлемый» и «допустимый» иногда относятся к разным уровням риска, а иногда используются как взаимозаменяемые. Наиболее простая структура критериев приемлемости риска - это единственный уровень риска, который служит границей между допустимыми и недопустимыми рисками (иными словами, между допустимыми и недопустимыми видами деятельности). Такая структура критериев привлекает простотой получения результатов, но пользоваться ими следует с большой осторожностью, поскольку они не отражают погрешностей, присутствующих как при оценке рисков, так и при оценке того, что считать допустимым. Например, если следовать этим результатам строго, они могут показать, что некая деятельность, которая лишь слегка превысила критерии приемлемости рисков, могла бы стать приемлемой в результате небольшой корректирующей меры, но на самом деле эта мера едва изменила уровни рисков.

Существуют другие более гибкие структуры критериев приемлемости риска - например, используемая британским надзорным органом Health and

Safety Executive. В этой структуре, которая вначале применялась для атомных электростанций и позднее была принята для морских нефтегазодобывающих установок, указывается некий уровень риска, который обычно известен как "максимально допустимый" и выше которого риск считается недопустимым.

Ниже этого уровня риск также должен быть «низким, насколько это практически целесообразно» (критерий ALARP — практически целесообразный низкий уровень). Это значит, что, решая вопрос о необходимости принятия мер по снижению риска, можно учитывать стоимость этих мер, используя расчет рентабельности.. В этой области фисков чем выше риск, тем более он ■заслуживает принятия мер по снижению. Если же риск достаточно мал, может быть на его снижение вообще не стоит тратить средства и следует считать его пренебрежимо малым.

При таком подходе риск распределяется на 3 уровня: ^

• область недопустимого риска — в этой области риск считается недопустимым, поскольку вероятность и последствия возникновения пожара слишком велики. Здесь обязательны меры по снижению риска или соответствующие проектные изменения;

• область пренебрежимо малого риска — в этой области риск считается допустимым, так как или вероятность возникновения пожара настолько мала или его последствия настолько незначительны, что никаких мер по снижению риска не требуется;

• средняя область. В этой области риск считается допустимым только тогда, когда приняты меры, позволяющие сделать вероятность и последствия такого риска «настолько низкими, насколько это практически целесообразно». Следовательно, меры по снижению рисков должны осуществляться только при условии их практической целесообразности, определенной расчетом рентабельности.

Критерии допустимого риска (предельно допустимые значения риска) задаются директивно. Так, например, в Нидерландах максимально допустимое значение индивидуального риска составляет Ю-6 год"', социального - 10"5 год'1. В Великобритании надзорный орган - Health and Safety Executive определил для жилищного и культурно-бытового строительства в районах потенциально опасных объектов следующие зоны, на внешних границах которых устанавливаются следующие значения индивидуального риска:

• внутренняя — 10~5 год'1;

• средняя - 10"6 год"1;

• внешняя - 3 ■ 10"7 год"1.

В России пожарная безопасность технологических процессов считается безусловно выполненной, если для населения индивидуальный риск меньше 10 год'1 и социальный риск меньше 10"7 год'1. Эксплуатация технологических процессов является недопустимой, если индивидуальный риск больше 10"* год"1 и социальный риск больше 10"3 год"1. Эксплуатация технологических процессов при промежуточных значениях риска может быть допущена после проведения

дополнительного обоснования, в котором будет показано, что предприняты все возможные и достаточные меры для уменьшения пожарной опасности.

Вопросы приемлемости риска для различных объектов рассматриваются в литературе ОУоЬЫ А., ОетЬэеу КА., МеасЬат В.1, 2000). При этом рассматриваются такие аспекты риска: добровольный - вынужденный, обычный — катастрофический, немедленный - отложенный, старый (известный) - новый (неизвестный), контролируемый — неконтролируемый, необходимый — не необходимый, непрерывный - случайный, природный - техногенный. Градация приемлемости индивидуальных рисков для зданий приводится в табл.2.

Из табл. 2 ясно, что назначение единого допустимого уровня риска вряд ли возможно. Вряд ли целесообразны одинаковые уровни риска для жилой зоны и территории производственного объекта с технологическими процессами повышенной пожарной опасности. При этом следует отметить, что персонал такого объекта, в отличие от населения, имеет соответствующую подготовку для действий как в нормальных условиях технологического процесса, так и при возникновении аварийных ситуаций.

Таблица 2. Соотношения различных видов риска

Факторы, характеризующие риск Возможные различия (в разы) для допустимых величин риска при указанных факторах

Добровольный - вынужденный 100

Обычный — катастрофический 30

Немедленный — отложенный 30

Старый - новый 10

Контролируемый - неконтролируемый 5-10

Необходимый — не необходимый 1

Непрерывный — случайный 1

Природный - техногенный 20

В случае рассматриваемого производственного объекта при оценке критериев допустимого пожарного риска наибольшее значение имеют такие виды факторов, как «добровольный (персонал) - вынужденный (население)» и «контролируемый (предусмотрены системы безопасности для персонала) -неконтролируемый (не предусмотрены системы безопасности для населения)». В этом случае допустимые значения риска для персонала по сравнению с допустимыми значениями риска для населения могут быть увеличены в 100х(5-^10) = 500 + 1000 раз. Если предельно допустимые значения индивидуального и социального риска для населения составляют 10"4 и 10"3 год"1 соответственно, то для рассматриваемого объекта эти предельные пожарного риска для персонала могут составить 5-10"4-И0"3 и 5-10'3-М0"2 год"1 соответственно. В связи с этим приведённые выше предельные значения индивидуального риска для персонала (с наличием 3-х уровней риска)

представляются вполне разумными. При этом для персонала разного рода объектов могут бьггь (в отличие от населения) назначены дифференциальные значения предельно допустимого риска.

Таким образом, для рассматриваемого объекта — нефтедобывающей платформы - в качестве критериев допустимого пожарного риска можно использовать следующие предельные значения индивидуального и социального риска.

Индивидуальный риск для персонала:

• Риск больше 10"3 год"1 — зона недопустимого риска. В этой зоне необходимо проводить соответствующий комплекс мероприятий по снижению риска.

• Риск меньше 10° год"1, но больше 10"5 год"1 — зона жёсткого контроля риска. В этой зоне риск считается допустимым^ только тогда, когда приняты меры, позволяющие его снизить настолько, насколько это практически целесообразно. При этом должны выполняться следующие требования: нахождение в зоне ограниченного числа людей в течение ограниченного отрезка времени, персонал объектов должен быть хорошо обучен и готов к действиям по локализации и ликвидации пожароопасных ситуаций и пожаров, должна быть отработана система оповещения о пожароопасных ситуациях и пожаре.

• Риск меньше 10"5 год"1 - зона безусловно приемлемого риска. В этой зоне не требуется проведения дополнительных защитных мероприятий.

Социальный риск для персонала:

• Риск больше 10'3 год'1 - зона недопустимого риска.

• Риск меньше 10"3 год"', но больше 10"3 год"1 — зона жёсткого контроля риска.

• Риск меньше 10"5 год"' - зона безусловно приемлемого риска.

На основе анализа риска сформулированы мероприятия по пожарной безопасности морских стационарных нефтедобывающих платформ.

Четвёртая глава посвящена исследованию вопросов пожарной безопасности технологических установок нефти. Установки предназначены для разделения нефти, воды и попутного газа. Водонефтяная эмульсия состоит из суспензии капелек, не поддающихся разделению на две различимые фазы за счёт одной лишь гравитационной сепарации. Одним из экономически выгодных методов разрушения эмульсии является нагревание жидкости и создание условий для оседания или обеспечения времени задержки, способствующей процессу сепарации.

Выполнен анализ и обобщение статистических данных, которые позволили выделить следующие возможные пожароопасные аварийные ситуации на установках предварительного сброса воды и подготовки нефти:

1. Разрушение корпуса, пролив содержимого установки и трубопроводов, выброс газа.

2. Трещина в корпусе выше уровня нефти и выход газа.

3. Трешина в корпусе ниже уровня нефти, пролив содержимого с конечным расходом и выход газа.

4. Разрушение подводящего трубопровода. Пролив нефтяной эмульсии, выброс газа.

5. Разрушение трубопровода выхода нефти. Пролив нефти.

6. Разрушение газового трубопровода. Выброс газа.

7. Прогар жаровой трубы. Выброс содержимого установки.

8. Утечка жидкости (или газа) в помещение блока управления.

9. Разрушение скруббера. Пролив газового конденсата.

Выполнены расчёты поражающих факторов аварий с пожарами и взрывами, результаты которых представлены ниже на рис.2

На рис. 2 представлена типичная зависимость интенсивности теплового излучения от расстояния от точки на поверхности земли непосредственно под центром огненного шара до облучаемого объекта.

В случае воспламенения с задержкой сгорание образовавшейся газовоздушной смеси может происходить с развитием избыточного давления в воздушной ударной волне.

Максимальное избыточное давление при дефлаграционном сгорании горючего облака (рис. 3) составит ДР=8,5 кПа (видимая скорость пламени и<=70 м/с).

На рис. 4 представлена типичная зависимость интенсивности теплового излучения для пожара пролива нефти от расстояния от геометрического центра пролива до облучаемого объекта для четырех случаев (пролив в обвалование; площади обвалования: Р]=375 м2; Рг=500 м1; Р3=520 мг; Р«=750 м1).

Радиус зоны, ограничивающей область концентраций, превышающих НКПР пламени (Янкпр), при испарении нефти в неподвижной воздушной среде составит 95; 105; 106 и 120 м, соответственно.

Основными принципами обеспечения пожарной безопасности, используемыми при разработке противопожарных мероприятий для рассматриваемого объекта, являются:

. • обеспечение пожарной безопасности технологического процесса;

• использование современных технических решений, систем предупреждения пожара, противопожарной защиты, а также проведение организационно-технических противопожарных мероприятий;

• выполнение требований действующих нормативных документов, направленных на обеспечение пожарной безопасности объектов нефтегазового комплекса и использование накопленного опыта по обеспечению пожарной безопасности объектов подобного назначения.

В соответствии с требованиями действующих нормативных документов пожарная безопасность объектов должна обеспечиваться:

• системой предотвращения пожаров;

• системой противопожарной защиты;

• организационно-техническими мероприятиями.

100 —I

80 —

60 —

40 —

20

со оГ

X Ф Э" >ч

Л &

0

1

ш

О X

ш IX

з:

0 10 20 30 40

Расстояние от центра шара, м

Рис.2 Излучение огненного шара при аварии на установке подготовки нефти. 10

га С ь:

аГ £ X

ч>

8 —

5

а> О X У

о ь

л ю

п

6 —

4 -

2 —

0

т

-1-Г"

0 10 20 X

Расстояние от центра облака, м

РисЗ. Давление взрыва при дефлаграционном сгорании газовоздушного облака при аварии на установке подготовки топлива

см 5

£

х

О)

2

Л

Ь

о

X

ш

О

X

ф

10 —

8 —

6 —

4 —

£ 2-

0 20 40 60

Расстояние от центра пролива, м

Пролив в обвалование: 1- площадь обвалования Р,=375 м2; 2- площадь обвалования Рг=500 м2; 3- площадь обвалования р1=525 м2; 4- площадь обвалования

Бг/50 М2;

Рис.4. Зависимость интенсивности теплового излучения для пожара пролива на установке подготовки нефти.

На рис. 5 представлена структурная схема обеспечения пожарной безопасности объекта.

В главе 4 изложены также основные мероприятия по обеспечению пожарной безопасности установок подготовки нефти.

Глава 5 посвящена решению задачи обеспечения пожарной безопасности объектов изотермического хранения сжиженного природного газа (СПГ).

Анализ аварий и результатов экспериментальных исследований показал следующее:

• в метановоздушных, смесях детонация не возникает даже при инициировании смеси зарядами ВВ массой до 37 кг,

• наличие добавки пропана в такой смеси позволяет создать самоподдерживающуюся детонацию зарядом 1,35 кг ВВ ;

• детонационная волна при выходе из трубы диаметром 2,4 м в полусферу не затухает, если в газо-воздушной смеси содержится более 6% об. пропана; '

• максимальная видимая скорость пламени стехиометрических перемешанных смесей метан-воздух в полусферической оболочке размером 20 м составила 35,4 м/с;

• скорость горения пропано-воздушной смеси при" наличии стержней-препятствий достигала 70 м/с;

• при проливе пропана (до 1000 кг) и наличии препятствий в экспериментах лаборатории "Принц Мауриц" (Нидерланды) максимальная скорость пламени образующейся горючей смеси составила 66 м/с;

• 30-тью испытаниями дефлаграции в больших объемах было установлено, что наличие протяженных препятствий приводит к увеличению скорости пламени до 120 м/с, при выходе пламени за пределы зон загромождения наблюдалось уменьшение скорости до 15 м/с.

Следовательно, видимая скорость горения смесей метана с воздухом при наличии загромождения на превышает 70 м/с. Лишь загромождение пространства значительной протяженности может привести к ее увеличению до 120 м/с.

Таким образом, при воспламенении смесей природного газа с воздухом в случае выброса в открытое пространство и отсутствия мощных источников инициирования (заряды ВВ) процесс возникновения детонации можно считать маловероятным.

Проанализированы ряд аварий на основе метода дерева событий. Типичный пример дерева событий для случая полного разрушения резервуара приведён на рис.б.

Рассчитаны значения поражающих факторов аварий с пожарами и взрывами для нижеследующих основных сценариев.

Разрушение резервуара и пролив жидкости за пределы обвалования.

Несмотря на то, что максимальное избыточное рабочее давление в резервуаре достаточно невелико (19 кПа) и доля мгновенно испарившейся жидкости при разрушении резервуара относительно мала (- 1,5 %), масса парокапельного облака может достигать значений сотен и тысяч тонн ( при вместимости резервуара 100000 м3 эта масса равна 1215 тонн).

А. Системы предотвращения пожаров

Б. Системы Противопожарной защиты

£

Организационно-технические мероприятия

Противопожарные технические решения по генплану

Применение средств

пожаротушения и соответствующих видов пожарной техники

Паспортизация веществ, материалов, техноло-гических процессов в части обеспечения

пожарной безопасности

Противопожарные технические решения по технологической части

Применение автоматического пожаротушения и пожарной сигнализации

Организация

обучения работающих правилам пожарной безопасности

Противопожарные технические решения по энергоснабжению, . теплоснабжению и вентиляции

Устройства, обеспечивающие ограничение распространения пожара

Инструкции о соблюдении противопожарного режима и действиях людей при возникновении _пожара_

Подсистема предотвращения предпожарных и взрывоопасных режимов

Центральный диспетчерский пункт управления подсистемами противопожарной _защиты

Разработка планов

ликвидации возможных аварий для каждого объекта

Рис. 5. Структурная схема обеспечения ПБ установок подготовки нефти.

Разрушение резервуара

Взрывное испарение

Без воспламенения части жидкости (Ад) Рассеяние облака [ А^]

Огненный шар

Раннее воспламенение Горение пролива (А3)

Воспланененне' с задержкой Пефлаграция (ОД

Детонация (ОД

Горение пролива (А3)

Огненный шар (А^!

Основные параметры, определяющие опасность: [Аз]

диаметр пролива высота пламени время выгорания тепловой поток [А,]

максимальная скорость дефлаграции максимальное давление в ударной волне Максимальный импульс в ударной волне [АМ

максимальное давление в ударной волне максимальный импульс в ударной волне

[Aol

масса метана в парокапельном облаке размеры облака время рассеяния [А,]

максимальный радиус разлития максимальные размеры облака и масса метана в облаке

время полного рассеяния облака [Aj]

диаметр огненного шара время существования

тепловой поток

Рис. б. Дерево событий и основные параметры опасности при полном

разрушении резервуара

При повышении давления в резервуаре перед разрушением, например, до 0,5 МПа, доля мгновенно испарившейся жидкости возрастает до 7000-28000 тонн в зависимости от вместимости резервуара.

В случае отсутствия воспламенения рассеяние образовавшегося газовоздушного облака до безопасных концентраций произойдет за время порядка 200-300 секунд. За это время облако может дрейфовать по ветру на расстояние 2 — 3 км. Данное время следует считать временем существования опасности взрыва.

Такая ситуация может возникнуть при разрушении крыши резервуара. В этом случае основная часть жидкости остается в резервуаре, а в образовании взрывоопасного облака участвует лишь мгновенно испарившаяся доля СПГ.

При мгновенном воспламенении этого облака образующийся огненный шар может достигать в диаметре 500-600 м и существовать в течение 50-80 секунд.

При задержке воспламенения по времени в пределах 10 - 100 секунд произойдет сгорание облака в режиме дефлаграции (что наиболее вероятно)или детонации (что маловероятно).

Основную опасность для человека при аварии с мгновенным испарением части жидкости представляет режим воспламенения парокапельного облака и образование огненного шара . В зависимости от вместимости резервуара ожоги 3 степени могут быть на расстоянии 500 — 900 м, летальный исход — 400 - 700 м. В то же время при задержке воспламенения дефлаграционный режим сгорания облака даже со скоростью 120 м/с является не слишком опасным для случая прямого воздействия ударной волны на человека. Детонация облака в этом случае маловероятна.

Пролив и растекание жидкости на неограниченную поверхность за пределы обвалования приведет к созданию зон испарения и паровоздушных облаков огромных размеров. Максимальное расстояние по направлению ветра до границы безопасных концентраций (ниже нижнего концентрационного предела распространения пламени) могут достигать значений от б до 12 км в зависимости от количества пролитой жидкости. При этом время существования опасности взрыва (время рассеяния до безопасных концентраций) при скорости ветра и> = 10 м/с составляет от 10 до 20 минут (в зависимости от количества пролитой жидкости), а при w = 40 м/с — от 3 до 5 минут.

Раннее воспламенение при проливе будет сопровождаться выгоранием жидкости с площадей огромных размеров ( от 200 до 700 гектар ) с временем выгорания порядка 3-4 минут.

Эти оценки следует считать весьма условными, поскольку процессы горения жидкостей с площадей подобного масштаба практически не изучены. Однако есть указания на то, что при размерах пролива порядка 500 м и более возможно горение жидкостей в режиме огненного шторма с образованием одной или нескольких конвективных колонок.

Позднее зажигание облака приведёт к дефлаграционному взрь1ву газовоздушного облака, линейный размер которого к моменту воспламенения может достигать нескольких километров. Переходу дефлаграции в детонацию (ПДД), как уже упоминалось выше, будут способствовать такие факторы, как огромный размер облака (напомним, что критический размер ПДД для метана оценивается в 5 км), низкие температуры облака, наличие полузамкнутых пространств (неровности местности), загромождение облака (кустарник, трава и т.п.), выпадение осадков (дождь, снег). Наличие в СПГ примесей тяжелых углеводородов С2 - С4 могут значительно снизить критический размер ПДЦ. Наконец, энергия, мощность и местоположение источника зажигания также будут влиять на ПДД.

Даны оценки расстояний для характерных пороговых значений ДР в ударной волне. В расчетах использовались полные массы СПГ в резервуаре. Видно, что при дефлаграции со скоростью до 120 м/с вероятность получения серьезной баротравмы человеком, находящимся вне облака, в результате прямого воздействия ударной волны достаточно мала. На границе облака максимальное давление в ударной волне составляет 8-20 кПа при скоростях дефлаграции соответственно 70-120 м/с.

Что касается легких повреждений зданий (АР =10 кПа), то они могут иметь место только при быстрой дефлаграции (120 м/с) на расстояниях от 2,5 до 4 км от центра облака.

При детонации облака легкие повреждения зданий могут наблюдаться на расстояниях от 4 до 7 км, и полные разрушения сооружений (Д-Р = 50 кПа) - на расстояниях от 1,5 до 2,5 км. Вероятность серьезной баротравмы человека (разрыв барабанных перепонок) возникает на расстояниях от 2 до 3 км в зависимости от вместимости резервуара.

Разрушение резервуара и пролив жидкости в пределах обвалования

При аварийном проливе жидкости из резервуара и заполнении всей площади обвалования в начальный промежуток времени (3—5 минут) жидкость будет испаряться с интенсивностью, изменяющейся от максимального значения ~0,1 кг/(м2-с) в момент касания с поверхностью до -0,01 кг/(м2- с). В дальнейшем интенсивность испарения, вызванного потоком тепла от поверхности грунта или бетона, будет снижаться во времени по закону Основная масса жидкости будет испаряться в течение длительного времени за счёт конвективного тепломассообмена с потоком воздуха. В настоящей главе даны расчетные значения интенсивности испарения жидкого метана (конвективная составляющая) и время полного испарения жидкости в зависимости от скорости ветра. Полученные значения времени испарения следует считать оценкой сверху, поскольку не учитывают дополнительные потоки тепла к жидкости за счет солнечной радиации, различных металлоконструкций , бетонных сооружений и т.п. Поэтому следует ввести соответствующие корректирующие факторы: расход пара с поверхности

испарения (С?) необходимо увеличить вдвое, длину облака (£) в полтора раза, а объем (У) и массу газа (М) - приблизительно в три раза. Скорректированные значения объема и массы газа в облаке были использованы для расчета параметров воздушных ударных волн. Здесь следует обратить внимание на то обстоятельство, что масса газа в стационарном облаке, образующемся при испарении жидкости из обвалования, даже с учетом коррекции почти в 1000 раз меньше массы газа в облаке, образованном при испарении СПГ при неограниченном разливе. Это указывает на значительную роль надежного обвалования • вокруг резервуара в вопросах обеспечения пожаровзрывобезопасности таких объектов.

Раннее воспламенение при проливе жидкости в обваловании приведёт к образованию огненного шара относительно небольшого размера за счет сгорания избытка паров над поверхностью испарения и к диффузионному горению основной массы жидкости с площади обвалования. Массовая скорость выгорания в стационарном режиме оценивается по экспериментальным данным величиной 0,05 кг/(м2 • с). В соответствии с этим, время выгорания (верхняя оценка) равно 4-5 часам.

Из анализа расчётных данных сделан вывод, что основное поражающее действие на человека в рассмотренной аварийной ситуации оказывает тепловое излучение при пожаре разлития.

Разгерметизация трубопровода подачи СПГ в резервуар

Как отмечалось выше в главе 2, эта авария является наиболее распространенным типом серьезной аварийной ситуации и относится к разряду проектных. Ее масштабы и последствия определяются расходом выбрасываемой жидкости, который зависит от многих факторов — производительности насосов, перекачивающих жидкость, давления в технологической системе, размеров сечений (труб, трещин, пробоев), через которые происходит выброс жидкости, их конфигураций и т.п.

При рассмотрении указанной аварии принято, что расход выбрасываемой жидкости равен производительности насоса, а общая масса пролива определяется временем перекрытия трубопровода, которое по действующим нормам (при автоматическом перекрытии) составляет 120 секунд.

Выше были представлены результаты оценки основных параметров газовоздушных облаков для двух вариантов аварии - пролив жидкости в течение 120 секунд и длительный пролив жидкости. Второй вариант имитирует аварию с пробоем емкости ниже уровня жидкости и невозможностью перекрыть ее поток.

Первый вариант характеризуется нестационарным испарением жидкости со средней массовой скоростью 0,05 кг/(м2 • с). Во втором варианте скорость испарения в основном определяется потоком воздуха над поверхностью испарения и его теплофизическими характеристиками.

зи

При достаточной длительности пролива (более 10 мин) над поверхностью жидкости формируется стационарное газовоздушное облако, в той или иной степени подверженное влиянию ветра.

Наиболее опасной является ситуация в первые 120 секунд аварии: в это время объемно-массовые характеристики облака превышают на порядок и более параметры стационарного газовоздушного облака.

Были представлены расстояния до характерных пороговых значений ДР при различных режимах сгорания облака и для двух вариантов аварии. Эти оценки подтверждают сделанный вывод о повышенной опасности нестационарного периода испарения и формирования газовоздушного облака (первые 100-120 с).

На основе проделанного анализа разработаны детальные требования пожарной безопасности к изотермическому хранилищу СПГ.

Шестая глава посвящена исследованию особенностей тушения пожаров нефти в резервуарных парках, связанных с движением горящей жидкости при подслойной подаче пены (образование так называемого «буруна»).

Как отмечено выше, подслойный способ является одним из наиболее перспективных для тушения пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарах со стационарной крышей. При этом на процесс тушения оказывает существенное влияние движение жидкости в поверхностном слое (образование «буруна»). Настоящий раздел посвящен анализу указанного вопроса.

Экспериментальные исследования проводились с использованием следующих стендовых и полигонных методов:

• определения поверхностного натяжения водных растворов ПАВ и межфазного натяжения на границе раздела с углеводородом;

• определения кратности и устойчивости пены;

• определения изолирующего действия водных пленок пенообразователей на поверхности углеводородных жидкостей;

• определения огнетушащей эффективности низкократных пленкообразующих пен при подслойном тушении пламени углеводородных жидкостей.

На стадии натурных полигонных испытаний определялась огнетушащая эффективность системы подслойного тушения пожара нефтепродуктов в резервуарах.

Натурные полигонные испытания способа тушения пожаров нефтепродуктов в резервуарах подачей пены в слой горючей жидкости включали в себя следующий комплекс исследований:

• гидравлические испытания высоконапорной пеногенерирующей аппаратуры;

• модельные огневые испытания по тушению пламени подслойным способом;

• крупномасштабные огневые испытания по тушению реального резервуара подслойным способом. '

Целью гидравлических испытаний является определение характеристик ' высоконапорной пеногенерирующей аппаратуры: производительности по раствору и пене, зависимости кратности пены от величины встречного давления.

Стендовые огневые испытания на модели проводятся выборочно, для дополнительного контроля качества поступившей партии пенообразователя и его совместимости с используемой водой.

Полигонные испытания системы подслойного пожаротушения проводились в 'Течение нескольких лет на резервуарах с нефтью и нефтепродуктами различной емкости.

Базовыми натурными экспериментами для данной работы являлись испытания, проведенные на резервуарах РВС-700, РВС-2000 и РВС-5000. Кроме этого, для апробирования расчетной методики проводили дополнительные эксперименты на небольших резервуарах вместимостью 10, 20 иЗОм3.

В стендовых условиях существование «буруна» и интенсивное движение поверхности жидкости возможно поддерживать только искусственным путем, но в натурных экспериментах эти явления возникают самопроизвольно. Всплывающая струя пены увлекает в восходящий поток часть нефтепродукта, который, не испытывая трения о стенки резервуара, вызывает интенсивное движение жидкости от центра к периферии, где начинается формирование пенного слоя.

В процессе изучения «холодных» экспериментов (без горения) было показано, что скорость покрытия поверхности пеной увеличивается с ростом интенсивности её подачи. Чем больше высота слоя нефти, тем медленней продвигается пена по поверхности горючей жидкости.

Увеличение расхода пены закономерно ускоряет скорость покрытия поверхности горючего. Чем выше расход пены, тем быстрее она покрывает поверхность горючего. При достижении критического расхода над поверхностью жидкости образуется «бурун», поверхность которого может быть покрыта только после накопления пенного слоя большой толщины. Дальнейшее повышение расхода приводит к образованию фонтана горючей жидкости, которой покрыть пеной практически не удается. Поэтому кривая зависимости относительной степени покрытия от времени при достижении величины 0,9 в дальнейшем почти не изменяется.

После тушения пламени удается проследить медленное исчезновение «буруна» и поступление пены, удерживаемой ранее потоками нефти. Если пенные насадки разнесены на достаточное расстояние, то прослеживается каждый «бурун» над отдельным пенным насадком.

В экспериментах изменяли количество используемых пенных насадков. В результате удалось оценить влияние и расположение пенных насадков на время тушения и расход пенообразователя. По результатам экспериментов построена зависимость времени тушения от числа насадков для трех резервуаров: РВС-

700, РВС-2000, РВС-5000. Во всех изученных случаях наблюдается минимум на зависимости времени тушения от числа насадков.

Полигонные испытания, показали, что время тушения зависит от числа пенных насадков. Чем выше заданная интенсивность подачи пены, тем больше количество насадков необходимо для получения минимального времени тушения. Если большое время тушения при малом количестве насадков связано с образование «буруна» и возникновением интенсивного движения жидкости, то увеличение времени тушения при большом количестве насадков объясняется формированием развитой поверхности контакта пены с горючим и, как следствие, увеличением коллоидного растворения нефтепродукта в пене. Результаты полигонных испытаний позволили качественно показать существование минимума на кривых, характеризующих зависимость времени тушения от количества пенных насадков.

Установившееся движение восходящих потоков жидкости сменяется, по мере приближения к борту, на противоположно направленное значение. Таким образом, устанавливается циркуляция жидкости, сочетающая восходящие и нисходящие движения нефтепродукта. Интенсивная циркуляция жидкости приводит к поглощению части пены в объеме нефтепродукта. После прекращения подачи пены, а следовательно, окончания интенсивного движения горючего в объеме. Удерживаемая пена в течение 5-10 минут всплывает на поверхность. При этом измерения показывают, что высота пенного слоя возрастает на 25-30 %.

Таким образом, наличие интенсивного движения жидкости как в поверхности, так и в объеме влияет на формирование пенного слоя и поглощение части пены с поверхности вглубь горючего. С увеличением объема горючего доля поглощаемой пены увеличивается.

Разработана модель процесса тушения пламени при подаче пены в слой горючего в условиях интенсивной циркуляции нефтепродукта.

Проведенный анализ позволил установить взаимосвязь времени тушения пламени нефтепродукта тт в условиях его интенсивного движения на поверхности и в объеме резервуара с расходом подаваемой пены:

г

пггКг

в которой значение параметров С/о, 1!р, И„, Бц даются формулами:

К =л0 +А4 +А„,

=;г(Я-#а)\

где д - расход пены, кг/с; п - количество пенных насадков, р - плотность пены, кг/м3; С/м° — удельная массовая скорость выгорания, кг/м2/с; 0\ и Qw -удельные теплоты испарения горючего и воды, соответственно, кДж/кг; о; оь -поверхностное натяжение пенообразующего раствора и базовой величины, соответственно, мН/м; г — коэффициент формы; 5о - площадь поверхности горючего в резервуаре, м; Н - высота уровня взлива нефтепродукта, м; А„ — средняя высота пенного слоя, м; Ао, А*,, Аь — составляющие толщины пенного слоя, м; а - угол раскрытия воздушной струи из насадка, град.; ~ площадь основания конуса на поверхности горючего.

Приведённая система уравнений позволяет осуществить оптимизацию процесса тушения в зависимости от выбранного критерия.

Качество пенообразователя учитывается этой системой через величину поверхностного натяжения пенообразующего раствора. Чем ниже поверхностное натяжение, тем больше допустимая величина скорости линейного ввода пены.

Типичные результаты натурных испытаний, проведенных в резервуарах РВС-700, представлены на рис. 7-9 вместе с данными расчёта.

Наблюдаемое в эксперименте некоторое превышение значений времени тушения в сравнении с расчетными может быть связано с дополнительным воздействием раскаленных бортов резервуара, действие которых в данной модели не учитывается.

Принимая во внимание ограниченное количество натурных экспериментов и их достаточно высокую погрешность, следует признать удовлетворительным совпадение результатов расчета по предложенной модели с натурным экспериментом.

На основе проведённых исследований разработаны основные требования к системам подслойного тушения пожаров в резервуарах.

0,0002 й

0 0,023 0,OS 0,07$ 0,1 0,135 0.13 Интенсивность, кг/м'/с

Рис. 7. Сопоставление результатов расчета и эксперимента для РВС - 700 с нефтью. Время (TAU) и удельная скорость тушения (SEF) пламени. Звездочками показаны результаты натурных испытаний.

-o-täo 1п-3) \ 1

-*-tau ln«2) v 1\+

-»-sef (п-21 л

-a-sef (п-31

. *

0,0004 J

0 О.02* 0,05 0,073 0,1 0,123 0,15 Интенсивность, (кг/u' I /с

Рис. 8. Сопоставление результатов расчета и эксперимента для РВС-2000 с нефтью. Время (ГАЦ ) и удельная скорость тушения (БЕР) пламени. Звездочками показаны результаты натурных испытаний.

Рис. 9. Сопоставление результатов расчета и эксперимента дяя РВС-5000 с нефтью. Время (TAU) и удельная скорость тушения (SEF) пламени. Звездочками показаны результаты натурных испытаний.

В седьмой главе изложены основные принципы обеспечения пожарной эезопасности объектов нефтегазового комплекса, положенные в основу проекта :оответствующего технического регламента, которые приводятся ниже.

Для каждого объекта должны быть предусмотрены конструктивные, эбъемно- планировочные и инженерно-технические мероприятия, обеспечивающие в случае пожара:

• возможность эвакуации людей до наступления угрозы их жизни и здоровью от воздействия опасных факторов пожара;

• возможность спасения людей и материальных ценностей;

• возможность воздействовать силами и средствами пожарной охраны на объект пожара с учетом тактико-технических характеристик пожарной техники и возможности личного состава реализовать их;

• ограничение прямого и косвенного материального ущерба с учетом экономической целесообразности расходов на противопожарные мероприятия, пожарную охрану, ее содержание и техническое оснащение.

Система пожарной безопасности объекта должна обеспечивать величины южарного риска для работников объекта и населения, не превышающие предельно-допустимые значения.

Пожарная безопасность работников объекта считается безусловно выполненной, если:

• индивидуальный риск менее 10"6 год'1;

• социальный риск менее 10'5 год"1.

Эксплуатация объекта является недопустимой, если индивидуальный риск более 10"4 год'1 или социальный риск более 10° год'1.

Эксплуатация объекта при промежуточных значениях риска для работников может быть разрешена Федеральными органами исполнительной власти в соответствии с их компетенцией после проведения обоснования, в котором будет показано, что предприняты возможные меры для уменьшения пожарной опасности.

Пожарная безопасность населения, проживающего вблизи объекта, считается безусловно выполненной, если:

• индивидуальный риск менее 10"8 год"1;

• социальный риск менее 10"7 год"1.

Эксплуатация объекта является недопустимой, если индивидуальный риск более 10"6 год'1 или социальный риск более 10"5 год"1.

Эксплуатация объекта при промежуточных значениях риска для населения может быть разрешена Федеральными органами исполнительной власти в соответствии с их компетенцией после проведения обоснования, в котором будет показано, что предприняты возможные меры для уменьшения пожарной опасности.

Величины пожарного риска рассчитываются на основе требований документов, утвержденных Федеральными органами исполнительной власти в соответствии с их компетенцией.

Если объект полностью удовлетворяет требованиям пожарной безопасности документов по стандартизации, утвержденных в установленном порядке, и количество пожароопасных веществ, обращающихся на объекте, не превышает пороговых значений, указанных в таблице 3, то расчеты пожарного риска допускается не проводить. При этом принимается, что достигается требуемый уровень пожарной безопасности работников объекта и населения.

__ Таблица 3

Объект Производственная 1 характеристика

Объекты технологического комплекса сбора и подготовки нефти Общая мощность установок 3 млн. тонн в год и более

Объекты технологического комплекса сбора и подготовки газа Общая мощность установок 3 млрд. м3 в год и более

Примечание, Учитываются установки, размешенные на расстоянии не более 500 м одна от другой.

Если при проектировании, строительстве или реконструкции объекта возникают отступления от требований пожарной безопасности документов по стандартизации, утвержденных в установленном порядке, или для данного объекта такие документы отсутствуют, то для такого объекта должны быть разработаны специальные технические условия, учитывающие специфику его противопожарной защиты. Указанные специальные технические условия должны быть согласованы Государственной противопожарной службой (ГПС) МЧС России и утверждены заказчиком.

В случае если количество обращающихся на объекте пожароопасных веществ не превышает пороговых значений, приведенных в таблице 3, расчеты пожарного риска допускается не проводить, а согласование ГПС МЧС России специальных технических условий является подтверждением выполнения требуемого уровня пожарной безопасности работников объекта и населения.

Если количество обращающихся на объекте пожароопасных веществ превышает пороговые значения, приведенные в таблице 3, то в обязательном порядке проводятся расчеты пожарного риска в соответствии с документами, утвержденными Федеральными органами исполнительной власти в соответствии с их компетенцией.

Декларирование соответствия уровня пожарной безопасности объекта требованиям настоящего технического регламента следует осуществлять путем разработки декларации «Противопожарные мероприятия».

Декларация пожарной безопасности объекта, производственные характеристики которого указаны в таблице 3, подлежит обязательному подтверждению соответствия.

Обязательное подтверждение соответствия осуществляется с целью удостоверения соответствия пожарной безопасности объекта требованиям технического регламента.

Обязательное подтверждение соответствия проводится органами ГПС МЧС России в соответствии с их компетенцией.

Типовое содержание декларации «Противопожарные мероприятия» приведено ниже. •

1. Общие положения.

2. Специфика пожарной опасности объекта и оценка пожарного риска.

3. Генеральный план объекта.

4. Объемно-планировочные и конструктивные решения зданий и сооружений.

5. Категории помещений, заданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности, классификация зон.

6. Участки добывающих скважин.

7. Технологическое оборудование.

8. Промысловые резервуары нефти и газа.

9. Факельные системы.

10.Дренажные системы.

11.Электроснабжение и электрооборудование.

12.Системы отопления, вентиляции и кондиционирования.

13.Системы контроля и противоаварийной зашиты.

М.Системы обнаружения утечек горючих газов и паров.

15.Системы пожарной сигнализации и оповещения о пожаре.

1 б.Противопожарное водоснабжение.

17.Системы пожаротушения и водяного орошения.

18.Организация пожарной охраны объектов.

Реализация указанных выше принципов позволит максимально гибко подойти к реализации требуемого уровня пожарной безопасности объектов нефтегазового комплекса, сочетая в себе четкие и достаточно жесткие критерии безопасности с относительно большой свободой выбора путей их осуществления. Указанные принципы использованы как при обеспечении пожарной безопасности конкретных объектов, так и положены в основу проекта технического регламента «Пожарная безопасность объектов нефтегазового комплекса».

В приложениях 1 и 2 приводятся методы оценки опасных факторов аварий с пожарами и взрывами и критерии поражения людей, зданий и оборудования упомянутыми опасными факторами.

Выводы

На основании проведенных исследований могут быть сделаны следующие выводы.

1. Впервые проведены комплексные исследования по определению уровня и параметров пожарной опасности объектов добычи нефти и газа и разработке мероприятий по снижению пожарной опасности указанных объектов до приемлемого уровня.

2. Предложены научно обоснованные критерии оценки пожарной безопасности для промышленных объектов и предельно допустимые значения этих критериев для объектов добычи нефти и газа. В качестве таких критериев использованы значения индивидуального и социального риска.

3. Для предельно допустимых значений индивидуального риска предложены следующие величины.

Для населения, проживающего вблизи опасных объектов:

• риск менее 10"8 год"' — безусловно приемлемый риск;

• риск более 10"4 год'1 - безусловно неприемлемый риск;

• риск более 10"8 год'1 , но менее 10* год'1 - зона жесткого контроля риска,

когда риск считается приемлемым, если предприняты все разумные меры

по его снижению..

Для персонала объектов добычи нефти и газа:

• риск менее 10* год'1 — безусловно приемлемый риск;

риск более 10"4 год"' (5-10"4 год"1 для персонала морских нефтегазодобывающих платформ) — безусловно неприемлемый риск; риск более 10"* год'1, но менее 10"4 (5-Ю"4 год"' для персонала платформ) -зона жесткого контроля риска.

4. Для предельно допустимых значений социального риска предложены следующие величины.

Для населения, проживающего вблизи опасных объектов: риск менее 10"7 год"1 — безусловно приемлемый риск; риск более 10"5 год'1 — безусловно неприемлемый риск; риск более 10"7 год"1, но менее 10"5 год"1 — зона жесткого контроля риска. Для персонала объектов добьгчи нефти и газа: риск менее 10"5 год"1 безусловно приемлемый риск; риск более 10° год'1 - безусловно неприемлемый риск; риск болееЮ"5 год"1, но менее 110"3 год"1 - зона жесткого контроля риска.

5. Разработаны новые и систематизированы после соответствующей критической оценки и апробации имеющиеся методы оценки параметров пожарной опасности промышленных объектов (параметры волн давления при взрывах газовых облаков, интенсивность теплового излучения пожаров проливов горючих жидкостей и сжиженных газов, массовые скорости истечения жидкостей; сжатых и сжиженных газов через аварийные отверстия технологического оборудования, параметры растекания жидкостей и сжиженных газов при квазимгновенном разрушении наземных резервуаров и т.д.)

6. Предложен новый принцип для определения безопасных с точки зрения пожара расстояний между зданиями и сооружениями промышленных объектов, а также для определения размеров взрывоопасных зон с точки зрения выбора взрывозащищенного электрооборудования. В случае размещения административных зданий на территории опасного объекта они должны быть вне контуров индивидуального риска с нормированными значениями. В случае определения размеров взрывоопасных зон может быть применен так называемый принцип максимально ожидаемого воздействия. Согласно этому принципу требуемый размер взрывоопасной зоны определяется для той аварийной ситуации, для которой произведение годовой частоты аварии на размер реализующейся при этом взрывоопасной зоны имеет максимальное значение.

7. Разработан новый метод оценки требуемой надежности трубопроводов для транспортировки нефти и нефтепродуктов. Метод позволяет определить требуемый запас прочности трубопровода (в частности, требуемую толщину стенки трубы) в зависимости от регламентированной частоты его разгерметизации и давления нефти.

8. Выполнена оценка пожарного риска для морских стационарных нефтегазодобывающих платформ, функционирующих в тяжелых

климатических условиях северных морей, на основе которой выявлены критические с точки зрения пожарной безопасности элементы этих платформ. Разработаны мероприятия по снижению пожарной опасности указанных платформ.

9. Впервые проведена комплексная оценка параметров пожарной опасности крупномасштабных хранилищ сжиженного природного газа (СПГ). реализуемых при возникновении аварийных ситуаций. На основе указанной оценки разработан комплекс противопожарных мероприятий, касающихся генеральных планов складов СПГ, технологического оборудования, объемно-планировочных решений зданий и сооружений, противопожарного водоснабжения, систем пожарной сигнализации и пожаротушения и других подсистем пожарной безопасности.

Ю.Проведен анализ пожарной опасности установок подготовки нефти нового поколения с определением необходимых параметров пожарной опасности и разработкой соответствующих защитных мероприятий.

11.Обнаружен, исследован и объяснен физический эффект образования «буруна» (воронкообразного движения на поверхности нефти и нефтепродуктов) при тушении резервуаров подслойным способом. Разработана математическая модель этого эффекта, позволяющая более точно рассчитывать требуемые параметры системы подслойного пожаротушения (требуемый расход раствора пенообразователя и времени тушения в зависимости от интенсивности подачи указанного раствора).

12.Результаты диссертационной работы использованы при разработке проектов технических регламентов «Об общих требованиях пожарной безопасности» и «Пожарная безопасность объектов нефтегазового комплекса», государственного стандарта ГОСТ Р 12.3.047-98 «Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля», норм пожарной безопасности НПБ 10503, НПБ 110-03, НПБ 23-2001, обеспечения пожарной безопасности объектов добычи нефти и газа на континентальном шельфе вблизи о. Сахалин в рамках реализации проекта «Сахалин-2» (нефтегазодобывающие платформы, завод сжижения природного газа, терминала отгрузки нефти, объединенный береговой технологический комплекс, трубопроводная система, месторождений ОАО «Газпром», разработке специальных технических условий и проеуктной документации по пожарной безопасности для морской нефтедобывающей платформы на • месторождении «Приразломное» (ОАО «Севморнефтегаз»), разработке стандарта ОАО «СГ-транС»' по пожарной безопасности объектов предприятия, связанных с хранением и транспортировкой сжиженных углеводородных газов.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Молчанов В.П., Шебеко Ю.Н., Смолин И.М. Пожар на сырьевом парке сжиженных углеводородных газов (СУГ) АО "Синтезкаучук", г. Тольятти. // Пожаровзрывобезопасностъ, 1997, т.б, №2, с. 31-37.

2. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю.Н., Макеев В.И. др. Пожарная безопасность объектов изотермического хранения сжиженного природного газа. //В кн.: Пожарная безопасность и охрана труда в газовой и химической промышленности. Материалы VI Всероссийской научно-практической конференции. С-Петербург: 2000. с 31-42.

3. Болодьян H.A., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю.Н., Некрасов В.П. и др. Пожаровзрывобезопасность объектов хранения сжиженного природного газа. Процессы испарения и формирования пожаровзрывоопасных облаков при проливе жидкого метана. Методики оценки параметров.// Пожарная безопасность, 2000, №4,с.108-121.

4. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю.Н., Некрасов

B.П. и др. Пожаровзрывобезопасность объектов хранения сжиженного природного газа. Расчет поражающих факторов при авариях на изотермическом резервуаре // Пожарная безопасность. 2001, № I.e. 5966.

5. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю. Н., Смолин И.М.. и др. Пожаровзрывобезопасность объектов хранения сжиженного природного газа. Основные требования пожарной безопасности к изотермическому хранилищу СУГ //Пожарная безопасность. 2001, № 2,

C.68-84.

6. Молчанов В.П., Болодьян И.А., Шебеко Ю.Н., Копылов С.Н. Концепция объектно-ориентированного нормирования промышленных предприятий по пожарной безопасности. //Пожарная безопасность, 2001, №4, С.94-106.

7. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.Н., Шебеко Ю.Н. и др. Пожарная опасность объектов изотермического хранения сжиженного природного газа. // В кн.: Крупные пожары: предупреждение и тушение. Материалы XVI научно-практической конференции. Часть 1. М. ВНИИПО, 2001, с. 172-173.

8. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю.Н. и др. Оценка пожарного риска для морской ледостойкой стационарной нефтегазодобывающей платформы. И В кн.: Крупные пожары: предупреждение и тушение. Материалы XVI научно-практической конференции. Часть 1. М.: ВНИИПО, 2001. с 166-168.

9. Bolodian I.A., Shebeko Yu.N., Molchanov V.P., Deshevih Yu.l.. An estimation of fire and explosion hazard of large tanks for liquefied natural

gas. II Proceedings of the 9th International Conference on Fire Science and Engineering. Edinburgh, 17-19 September 2001, v.2,p 1309-1324.

10. Bolodian I.A., Shebeko Yu.N., Molchanov V.P. Fire and Explosion safety of large-scale LNG storages. // Proceedings of the 6 л Asia-Pacific Internàtional Symposium on Combustion and Energy Utilization. Kuala Lumpur, Malaysia, 2002, p. 489-495.

П.Болодьян И.А., Молчанов B.IL, Дешевых Ю.И., Шебеко Ю.Н. и др. Критерии допустимого пожарного риска для производственных ■объектов нефтегазового комплекса. II В кн.: Пожары и окружающая среда. Материалы XVII Международной научно-практической конференции. М. : ВНИИПО, 2002.с149-151.

12. Молчанов В.П., Лагозин А.Ю., Гордиенко Д.М., Смолин И.М. и др. Оценка пожарной безопасности системы поддержания пластового давления морской ледостойкой нефтедобывающей платформы. // В кн. Пожары и окружающая среда. Материалы XVII Международной научно-практической конференции. М.: ВНИИПО, 2002. с 144-146.

13. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю.Н. О принципах определения минимально-допустимых расстояний при размещении технологического оборудования с горючими газами и легковоспламеняющимися жидкостями на промышленных предприятиях. // Пожарная безопасность, 2002, №5, с. 33-36.

14. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых В.П., Шебеко Ю.Н. и др. Оценка пожарного риска для морской стационарной нефтедобывающей платформы. // Пожарная безопасность, 2002, №4. с. 80-88.

15. Шебеко Ю.Н., Болодьян НА., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И. Некоторые аспекты оценки пожарного риска для- трубопроводов с горючими газами, легковоспламеняющимися и горючими жидкостями. //Пожарная безопасность, 2003, №2, с. 106-108.

16. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю.Н. О допустимом пожарном риске для объектов нефтегазового комплекса. // В кн.: Об опыте декларирования промышленной безопасности и развитии методов оценки риска опасных производственных объектов. Материалы тематического семинара. М.: НТЦ "Промышленная безопасность", 2003, с. 88-90.

17. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю.Н. и др. Пожаровзрывобезопасность объектов хранения сжиженного природного газа. Анализ состояния проблемы II Пожарная безопасность, 2000, № 2. с. 86-96.

18. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю.Н. и др. Пожаровзрывобезопасность объектов хранения сжиженного природного газа. Анализ возможных аварий. //Пожарная безопасность, 2000, № 3. с. 43-50.

19. Шароварников А.Ф., Молчанов В.П., Мишин В.В. Усиление противопожарной защиты нефтебаз применением системы подслойного пожаротушения. // Транспорт и хранение нефтепродуктов, 1994, №4, с. 22-24.

20. Шароварников А.Ф., Молчанов В.П. Подслойное тушение. // Пожарное дело, 1995, Xsl С.40-41.

21. Сучков В., Грабко С., Молчанов В. Этот коварный мазут. // Пожарное дело, 1993, №7-8, с. 19.

22. Молчанов В.П., Сучков В.П., Безродный И.Ф. и др. Пожары резервуаров с нефтью и нефтепродуктами. М.: НИИТЭХИМ, 1992, 97 с.

23. Shebeko Yu.N., Bolodian I.A., Molchanov V.P. et a!. Fire risk assessment for oil production offshore facilities. // In: 4 th International Seminar on Fire and Explosion Hazards. Book of abstracts. Londonderry, 2003, p. 188-189.

24. Shebeko Yu.N., Bolodian I.A., Molchanov V.P. et al. On the Principles for determination of safe distances at location of installation with flammable gases and liquids on industrial plants. // In 4й1 International Seminar on Fire and Explosion Hazards. Londonderry, 2003, p. 190-191.

'25. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю.Н. и др. Пожарная безопасность береговых буровых площадок. // В кн: Снижение риска гибели людей при пожарах. Материалы XVIII научно-практической конференции. Часть 1. М.: ВНИИПО, 2003, с. 17-18.

26. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю.Н. и др. Пожарная безопасность морских терминалов для отгрузки нефти. // В кн: Снижение риска гибели людей при пожарах. Материалы XVIII научно-практической конференции. Часть 1. М.: ВНИИПО, 2003, с. 1920.

27. Болодьян И.А., Лагозин А.Ю., Молчанов В.П., Некрасов В.П. и др. Критерии, определяющие обязательность оснащения наружных технологических установок автоматическими системами пожарной защиты. // В кн: Снижение риска гибели людей при пожарах. Материалы XVEH научно-практической конференции. Часть 1. М.: ВНИИПО, 2003, с. 115-116.

28. Молчанов В.П. Основные принципы обеспечения пожарной безопасности объектов добычи нефти и газа. //Пожарная безопасность, 2004, № 1. с. 29-32.

29. Шароварников А.Ф., Молчанов В.П., Воевода С.С., Шароварников С.А. Тушение пожаров нефти и нефтепродуктов. М.: Изд. Дом «Калан», 2002.

30. Молчанов В.П., Гилетич А.Н., Шебеко Ю.Н., Макеев A.A. Принципы обеспечения пожарной безопасности морских нефтегазодобывающих платформ. //Пожарная безопасность, 2003, № б, с. 35-38.

31. Шебеко Ю.Н., Болодьян И,А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И. н др. Оценка пожарного риска для берегового перевалочного комплекса аммиака. //Пожарная безопасность, 2004, № 3, с. 45-51.

32. Молчанов В.П., Гилетич А.Н., Макеев A.A., Шебеко Ю.Н. Пожарная безопасность морских стационарных ледостойких нефтедобывающих платформ. //Нефтяное хозяйство, 2004, № 9, с. 82-88.

33.Шебеко Ю.Н., Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И. и др. Оценка пожарного риска для буровой площадки с комплексом первичной подготовки нефти и газа. //Пожарная безопасность, 2004 № 3, с. 45-51.

Подписано в печать 15.10.2005 г. Формат 60x84/16. Печать офсетная. Усл. печ. л. 2,79. Уч.-изд. л.2,59. Т. - 100 экз. Заказ № 105._

Типография ФГУ ВНИИПО МЧС России. . мкр. ВНИИПО, д. 12, г. Балашиха, Московская обл., 143903

Введение

1. Состояние вопроса обеспечения пожарной безопасности объектов нефтедобычи.

1.1. Основные виды объектов нефтегазодобычи.

1.2. Морские нефтегазодобывающие платформы.

1.2.1. Данные по аварийным ситуациям, включающим в себя пожар или взрыв.

1.2.2. Возможные причины возникновения и развития пожароопасных аварийных ситуаций.

1.3. Технологические установки подготовки нефти и газа.

1.4. Хранилища сжиженного природного газа.

1.5. Хранилища нефти.

1.6. Постановка задач исследования.

2. Методы оценки пожарной опасности объектов

2.1. Методологические основы оценки пожарной опасности объектов нефтегазодобычи

2.1.1. Методы оценки опасности объектов нефтегазодобычи

2.1.2. Понятие «риск» и количественная оценка опасности. Классификационные признаки риска. ^

2.1.3. Отражение вопросов оценки риска в нормативно-технических документах gQ

2.2. Основные подходы к моделированию инициирующих ^Ц. аварию событий g

2.2.1 Идентификация опасностей и определение перечня инициирующих аварийную ситуацию событий g

2.2.2 Анализ возможных аварийных ситуаций

2.2.3 Построение множества сценариев возникновения и развития аварийных ситуаций и аварий g^

2.3. Оценка последствий аварий с пожарами и взрывами 89 2.3.1. Оценка опасных факторов аварий с пожарами и взрывами

2.3.2. Оценка последствий аварий с пожарами и взрывами

2.4. Оценка пожарного риска

2.4.1. Оценка пожарного риска для наружных технологических установок д^

2.4.1.1. Потенциальный риск

2.4.1.2 Индивидуальный риск

2.4.1.3. Социальный риск

2.4.1.4. Коллективный риск

2.4.2. Оценка пожарного риска для производственных зданий

2.5. Предельно допустимые значения пожарного риска

2.6. О некоторых аспектах оценки пожарного риска для трубопроводов с горючими газами, jq2 легковоспламеняющимися и горючими жидкостями

2.7. О принципах определения минимально допустимых расстояний при размещении технологического оборудования с горючими газами и легковоспламеняющимися жидкостями на промышленных предприятиях

3. Пожарная безопасность морских нефтедобывающих платформ

3.1. Краткое описание типовой нефтедобывающей платформы

3.2. Возможные пожароопасные аварийные ситуации на платформе ^g

3.2.1. Технологический модуль

3.2.2. Модуль заводнения

3.2.3. Отсек устьевого оборудования

3.2.4. Буровой комплекс

3.2.5. Склад труб

3.2.6. Модуль сыпучих материалов

3.2.7. Модуль бурового раствора

3.2.8. Модуль вспомогательного оборудования и энергосистем 123.

3.2.9. Складской модуль

3.2.10. Модуль инженерных коммуникаций

3.2.11. Жилой модуль

3.2.12. Объемная палуба

3.2.13. Кессон

3.2.14. Ядро платформы

3.2.15. Наружные установки на главной палубе

3.2.16. Оборудование для перекачивания нефти

3.3. Оценка частот инициирующих пожар событий

3.4. Определение индивидуального и социального рисков

3.4.1. Оценка риска для технологических процессов бурения и добычи нефти. Оценка индивидуального риска при аварии на скважине, связанной с пожаром и взрывом

3.4.2. Оценка индивидуального риска при авариях на технологическом оборудовании ^

3.4.3. Оценка социального риска при авариях на скважинах и технологическом оборудовании, связанных с пожаром и взрывом

3.4.4. Оценка индивидуального риска при авариях на технологическом оборудовании модуля заводнения ^

3.4.5. Оценка риска при перекачке нефти

3.4.6. Оценка индивидуального и социального риска для других помещений платформы ^

3.5. Анализ результатов расчетов индивидуального и социального рисков при пожарах и взрывах

3.6. Основные мероприятия по снижению риска

3.6.1. Мероприятия по предотвращению пожара

3.6.2. Мероприятия по противопожарной защите.

3.6.3. Организационно-технические мероприятия

4. Пожарная безопасность технологических установок подготовки нефти

4.1. Краткое описание технологической установки

4.2. Анализ пожароопасных аварийных ситуаций

4.3. Расчёт параметров взрывопожароопасности

4.4. Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности

5. Пожарная безопасность хранилищ сжиженного природного газа

5.1. Характеристика изотермических резервуаров хранения СПГ с точки зрения их пожарной безопасности. ^g

5.2. Анализ типовых сценариев пожароопасных аварий на изотермических резервуарах хранения СПГ

5.2.1. ' Общая характеристика возможных сценариев пожароопасных аварий

5.2.2. Разрушение резервуара

5.2.3. Локальное разрушение резервуара

5.2.4. Разрушение трубопроводов жидкой фазы

5.2.5. Выброс паровой фазы из предохранительных клапанов

5.3. Расчет поражающих факторов пожара и взрыва при реализации аварийных ситуаций

5.3.1. Разрушение резервуара

5.3.2. Разрушение резервуара и пролив жидкости в обвалование.

5.3.3. Разгерметизация трубопровода подачи СПГ в резервуар

5.3.4. Краткое обсуждение результатов и выводы

5.4. Требования пожарной безопасности к изотермическому хранилищу СПГ

5.4.1. Общие положения

5.4.2. Требования к генеральному плану

5.4.3. Резервуарные парки изотермического хранения СПГ

5.4.4. Оборудование изотермического резервуара

5.4.5. Технологическая обвязка резервуаров

5.4.6. Технологические трубопроводы

5.4.7. Предохранительные устройства и системы защиты от повышения давления и образования вакуума. Факельные 245 системы

5.4.8. Контроль и автоматизация

5.4.9. Противопожарная защита

6. Особенности тушения пожаров нефти в резервуарных парках

6.1. Постановка задачи

6.2. Методика эксперимента

6.2.1. Экспериментальная установка для определения огнетушащей эффективности низкократных 255 пленкообразующих пен

6.2.2. . Методика проведения натурных полигонных испытаний

6.3. Результаты экспериментальных исследований

6.4. Модель процесса тушения пламени при подаче пены в слой горючего в условиях интенсивной циркуляции 2^7 нефтепродукта

6.5. Основные требования к системам подслойного тушения пожаров в резервуарах.

7. Основные принципы обеспечения пожарной безопасности объектов нефтегазового комплекса

Выводы

В настоящее время нефтегазовая отрасль играет весьма существенную роль в экономике нашей страны, давая значительную долю во внутреннем валовом продукте и заметную часть налоговых поступлений. Из этого вытекает необходимость её поступательного развития и совершенствования, без которого вряд ли возможно улучшения социально-экономического положения страны и решение стоящих перед ней задач. В то же время основной спецификой нефтегазовой отрасли является добыча, хранение и подготовка огромных количеств нефти и газа, являющихся чрезвычайно пожароопасными веществами. Высокая пожароопасность нефти и газа обуславливает высокие вероятности возникновения пожаров при реализации тех или иных аварийных ситуаций, а также значительные скорости распространения пожара по территории нефтегазодобывающего предприятия. Концентрация на относительно небольшой площади огромных количеств пожаровзрывоопасных веществ обуславливает возможность реализации крупных пожаров и взрывов с катастрофическими последствиями, приводящими к значительным экономическим потерям, загрязнению окружающей среды и, что наиболее существенно, к многочисленным человеческим жертвам.

Потенциально высокая пожарная опасность предприятий по добыче нефти и газа усугубляется в нашей стране тремя обстоятельствами. Во-первых, происходит ускоренное внедрение новых, более интенсивных технологий добычи, хранения и подготовки нефти и газа (морские нефтегазодобывающие платформы, крупномасштабные хранилища сжиженного природного газа и нефти, высокоинтенсивные установки комплексной подготовки нефти и газа нового поколения и др.). Во-вторых, добыча нефти и газа реализуется в районах с суровым климатом и на континентальном шельфе северных морей. Указанные два обстоятельства требуют новых прогрессивных подходов к обеспечению пожарной безопасности объектов нефтегазовой отрасли. Однако ситуация усугубляется наличием третьего обстоятельства - устаревшей нормативной базой обеспечения пожарной безопасности. Большинство нормативных документов в этой области утверждены в 80-х годах 20-го века различными министерствами и ведомствами и не учитывают как научные достижения, полученные в последние годы, так и специфику новых технологий добычи, хранения и подготовки нефти й газа. Кроме того, вызывает сомнение юридическая сторона применения указанных документов. В связи с вышесказанным проблема обеспечения пожарной безопасности объектов нефтегазового комплекса представляется весьма актуальной.

Нельзя сказать, что в области обеспечения пожарной безопасности нефтегазового комплекса не проводились научные исследования. Здесь следует отметить в первую очередь работы И.М. Абдурагимова, В.Ч. Реутта, А.Ф. Шароварникова, И.И. Петрова, В.И. Блинова, А.Н. Баратова, И.А. Болодьяна, В.П. Сучкова, Ю.Н. Шебеко, В.П. Назарова, А.Н. Елохина, А.Н. Черноплекова, P.M. Тагиева, Н.М. Бурдакова и других исследователей. Несмотря на крупные достижения упомянутых выше ученых, ряд крупных задач остался нерешенным, как и вся комплексная проблема обеспечения пожарной безопасности объектов нефтегазового комплекса.

В связи с вышесказанным целью работы является создание научных основ обеспечения пожарной безопасности объектов добычи нефти и газа.

Для достижения поставленной цели ставятся и решаются следующие задачи:

• разработка критериев пожарной безопасности объектов нефтегазового комплекса и установление предельно допустимых значений этих критериев;

• критическая оценка и выбор наиболее надежных методов оценки значений поражающих факторов аварий с пожарами и взрывами;

• разработка методов оценки пожарного риска для промышленных объектов;

• оценка пожарного риска для морских нефтегазодобывающих платформ и разработка мероприятий по его снижению;

• определение характеристик и параметров пожарной опасности крупномасштабных хранилищ сжиженного природного газа и разработка мер пожарной безопасности для указанных объектов;

• исследование специфики пожарной опасности установок комплексной подготовки нефти и разработка предложений по её снижению;

• изучение особенностей тушения пожаров резервуаров хранения нефти и нефтепродуктов с подслойной подачей пены и определение оптимальных параметров функционирования установок подслойного пожаротушения.

Научная новизна диссертации заключается в следующем:

• впервые проведены комплексные исследования по определению уровня и параметров пожарной опасности объектов добычи нефти и газа и разработке мероприятий по её снижению до приемлемого уровня;

• предложены научно обоснованные критерии оценки пожарной безопасности промышленных объектов и предельно допустимые значения этих критериев;

• разработаны новые и систематизированы имеющиеся методы оценки параметров пожарной опасности промышленных объектов;

• предложен новый принцип определения безопасных с точки зрения пожара расстояний между зданиями и сооружениями промышленных объектов;

• разработан новый метод оценки требуемой надежности трубопроводов для транспортировки нефти и нефтепродуктов;

• выявлены на основе оценки пожарного риска выявлены критические с точки зрения пожарной безопасности части морских нефтегазодобывающих платформ, функционирующих в тяжелых климатических условиях северных морей;

• впервые проведена комплексная оценка параметров пожарной опасности крупномасштабных хранилищ сжиженного природного газа;

• дана комплексная оценка пожарной опасности установок комплексной подготовки нефти нового поколения;

• обнаружен, исследован и объяснен физический эффект образования «буруна» при тушении резервуаров нефти и нефтепродуктов подслойным способом;

• разработана новая математическая модель для расчета параметров цодслойного тушения нефти и нефтепродуктов, принимаемая во внимание образование «буруна».

Результаты диссертационной работы использованы при:

• разработке проектов технических регламентов «Об общих требованиях пожарной безопасности» и «Пожарная безопасность объектов нефтегазового комплекса»;

• разработке стандарта ГОСТ Р 12.3.047-98 «Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы испытаний»;

• разработке норм пожарной безопасности НПБ 105-03 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности», Hi lb 110-03 «Перечень зданий, сооружений помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией», НПБ 23-2001 «Пожарная опасность технологических сред. Номенклатура показателей»;

• обеспечении пожарной безопасности объектов добычи нефти и газа на континентальном шельфе вблизи о. Сахалин в рамках реализации проекта «Сахалин-2» (нефтегазодобывающие платформы, завод сжижения природного газа, терминал отгрузки нефти, объединенный береговой технологический комплекс, трубопроводная система);

• обустройстве газовых месторождений ОАО «Газпром»;

• разработке специальных технических условий по пожарной безопасности и проектной документации морской нефтегазодобывающей платформы на месторождении «Приразломное» (ОАО «Севморнефтегаз»);

• разработке стандарта ОАО «СГ-транс» по пожарной безопасности объектов предприятия, связанных с хранением и транспортировкой сжиженных углеводородных газов.

Основные положения диссертационной работы, выносимые на защиту:

• концепция и основные положения проекта технического регламента «Пожарная безопасность объектов нефтегазового комплекса»;

• критерии оценки уровня пожарной безопасности объектов и предельно допустимые значения этих критериев;

• методы оценки критериев пожарной безопасности объектов;

• принцип определения безопасных расстояний между зданиями и сооружениями промышленных объектов;

• метод оценки требуемой надежности трубопроводов для транспортировки нефти и нефтепродуктов;

• результаты оценки уровня пожарной опасности и мероприятия по обеспечению пожарной безопасности для ряда новых объектов нефтегазового комплекса (морские нефтегазодобывающие платформы, крупномасштабные хранилища сжиженного природного газа и нефти, установки комплексной подготовки нефти);

• математическая модель, описывающая особенности процесса подслойного тушения резервуаров нефти и нефтепродуктов в случае возможности образования «буруна»;

• предложения по оптимизации параметров систем подслойного пожаротушения резервуаров нефти и нефтепродуктов.

Результаты диссертационной работы могут быть квалифицированы как решение крупной народно-хозяйственной проблемы - создание основ обеспечения пожарной безопасности объектов добычи нефти и газа.

Результаты диссертационной работы докладывались на VI Всероссийской научно-практической конференции «Пожарная безопасность и охрана труда в газовой и химической промышленности» (Санкт-Петербург, 2000); XVI научно-практической конференции «Крупные пожары: предупреждение и тушение» (Москва, ВНИИПО,2001); XVII международной научно-практической конференции «Пожары и окружающая среда» (Москва, ВНИИПО,2002); XVIII международной научно-практической конференции «Снижение риска гибели людей при пожарах» (Москва, ВНИИПО,2003); тематическом семинаре «Об опыте декларирования промышленной безопасности и развитии методов оценки риска опасных производственных объектов» (Москва, НТЦ «Промышленная безопасность», 2003); 9-th International Conference on Fire Science and Engineering (Edinburgh, 2001); 6-th Asia-Pacific International Symposium on Combustion and Energy Utilization (Kuala Lumpur, 2002); 4-th International Seminar on Fire and Explosion Hazards (Londonderry, 2003).

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Молчанов В.П., Шебеко Ю.Н.-, Смолин И.М. Пожар на сырьевом парке сжиженных углеводородных газов (СУГ) АО "Синтезкаучук", г. Тольятти. // Пожаровзрывобезопасность, 1997, т.6, №2, с. 31-37.

2. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю.Н., Макеев В.И. др. Пожарная безопасность объектов изотермического хранения сжиженного природного газа. //В кн.: Пожарная безопасность и охрана труда в газовой и химической промышленности. Материалы VI Всероссийской научно-практической конференции. С-Петербург: 2000. с 31-42.

3. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю.Н., Некрасов В.П. и др. Пожаровзрывобезопасность объектов хранения сжиженного природного газа. Процессы испарения и формирования пожаровзрывоопасных облаков при проливе жидкого метана. Методики оценки параметров.// Пожарная безопасность, 2000, №4,с.108-121.

4. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю.Н., Некрасов

B.П. и др. Пожаровзрывобезопасность объектов хранения сжиженного природного газа. Расчет поражающих факторов при авариях на изотермическом резервуаре // Пожарная безопасность. 2001, № 1. с. 5966.

5. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю. Н., Смолин Й.М. и др. Пожаровзрывобезопасность объектов хранения сжиженного природного газа. Основные требования пожарной безопасности к изотермическому хранилищу СУГ //Пожарная безопасность. 2001, № 2,

C.68-84.

6. Молчанов В.П., Болодьян И.А., Шебеко Ю.Н., Копылов С.Н. Концепция объектно-ориентированного нормирования промышленных предприятий по пожарной безопасности. //Пожарная безопасность, 2001, №4, С.94-106.

7. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.Н., Шебеко Ю.Н. и др. Пожарная опасность объектов изотермического хранения сжиженного природного газа. // В кн.: Крупные пожары: предупреждение и тушение. Материалы XVI научно-практической конференции. Часть 1. М. ВНИИПО, 2001, с. 172-173.

8. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю.Н. и др. Оценка пожарного риска для морской ледостойкой стационарной нефтегазодобывающей платформы. // В кн.: Крупные пожары: предупреждение и тушение. Материалы XVI научно-практической конференции. Часть 1. М.: ВНИИПО, 2001. с 166-168.

9. Bolodian I.A., Shebeko Yu.N., Molchanov V.P., Deshevih Yu.l. An estimation of fire and explosion hazard о f 1 arge tanks for liquefied natural gas. II Proceedings of the 9th International Conference on Fire Science and Engineering. Edinburgh, 17-19 September 2001, v.2,p 1309-1324.

10. Bolodian I.A., Shebeko Yu.N., Molchanov V.P. Fire and Explosion safety of large-scale LNG storages. // Proceedings of the 6th Asia-Pacific International Symposium on Combustion and Energy Utilization. Kuala Lumpur, Malaysia, 2002, p. 489-495.

И. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю.Н. и др. Критерии допустимого пожарного риска для производственных объектов нефтегазового комплекса. // В кн.: Пожары и окружающая среда. Материалы XVII Международной научно-практической конференции. М.: ВНИИПО, 2002. с 149-151.

12. Молчанов В.П., Лагозин А.Ю., Гордиенко Д.М., Смолин И.М. и др. Оценка пожарной безопасности системы поддержания пластового давления морской ледостойкой нефтедобывающей платформы. // В кн. Пожары и окружающая среда. Материалы XVII Международной научно-практической конференции. М.: ВНИИПО, 2002. с 144-146.

13.Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю.Н. О принципах определения минимально-допустимых расстояний при размещении технологического оборудования с горючими газами и легковоспламеняющимися жидкостями на промышленных предприятиях. // Пожарная безопасность, 2002, №5, с. 33-36.

14. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых В.П., Шебеко Ю.Н. и др. Оценка пожарного риска для морской стационарной нефтедобывающей платформы. // Пожарная безопасность, 2002, №4. с. 80-88.

15. Шебеко Ю.Н., Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И. Йекоторые аспекты оценки пожарного риска для трубопроводов с горючими газами, легковоспламеняющимися и горючими жидкостями. // Пожарная безопасность, 2003, №2, с. 106-108.

16. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю.Н. О допустимом пожарном риске для объектов нефтегазового комплекса. // В кн.: Об опыте декларирования промышленной безопасности и развитии методов оценки риска опасных производственных объектов. Материалы тематического семинара. М.: НТЦ "Промышленная безопасность", 2003, с. 88-90.

17. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю.Н. и др. Пожаровзрывобезопасность объектов хранения сжиженного природного газа. Анализ состояния проблемы // Пожарная безопасность, 2000, № 2. с. 86-96.

18. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю.Н. и др. Пожаровзрывобезопасность объектов хранения сжиженного природного газа. Анализ возможных аварий. //Пожарная безопасность, 2000, № 3. с. 43-50.

19. Шароварников А.Ф., Молчанов В.П., Мишин В.В. Усиление противопожарной защиты нефтебаз применением системы подслойного пожаротушения. // Транспорт и хранение нефтепродуктов, 1994, №4, с. 22-24.

20. Шароварников А.Ф., Молчанов В.П. Подслойное тушение. // Пожарное дело, 1995, №1 С.40-41.

21. Сучков В., Грабко С., Молчанов В. Этот коварный мазут. // Пожарное дело, 1993, №7-8, с. 19.

22. Молчанов В.П., Сучков В.П., Безродный И.Ф. и др. Пожары резервуаров с нефтью и нефтепродуктами. М.: НИИТЭХИМ, 1992, 97 с.

23. Shebeko Yu.N., Bolodian I.A., Molchanov V.P. et al. Fire risk assessment for oil production offshore facilities. // In: 4 th International Seminar on Fire and Explosion Hazards. Book of abstracts. Londonderry, 2003, p. 188-189.

24. Shebeko Yu.N., Bolodian I.A., Molchanov V.P. et al. On the Principles for determination of safe distances at location of installation with flammable gases and liquids on industrial plants. // In 4th International Seminar on Fire and Explosion Hazards. Londonderry, 2003, p. 190-191.

25. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю.Н. и др. Пожарная безопасность береговых буровых площадок. // В кн:

Снижение риска гибели людей при пожарах. Материалы XVIII научно-практической конференции. Часть 1. М.: ВНИИПО, 2003, с. 17-18.

26. Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И., Шебеко Ю.Н. и др. Пожарная безопасность морских терминалов для отгрузки нефти. // В кн: Снижение риска гибели людей при пожарах. Материалы XVIII научно-практической конференции. Часть 1. М.: ВНИИПО, 2003, с. 1920.

27. Болодьян И.А., Лагозин А.Ю., Молчанов В.П., Некрасов В.П. и др. Критерии, определяющие обязательность оснащения наружных технологических установок автоматическими системами пожарной защиты. // В кн: Снижение риска гибели людей при пожарах. Материалы XVIII научно-практической конференции. Часть 1. М.: ВНИИПО, 2003, с. 115-116.

28. Молчанов В.П. Основные принципы обеспечения пожарной безопасности объектов добычи нефти и газа. //Пожарная безопасность, 2004, № I.e. 29-32.

29. Шароварников А.Ф., Молчанов В.П., Воевода С.С., Шароварников С.А. Тушение пожаров нефти и нефтепродуктов. М.: Изд. Дом «Калан», 2002.

30. Молчанов В.П., Гилетич А.Н., Шебеко Ю.Н., Макеев А.А. Принципы обеспечения пожарной безопасности морских нефтегазодобывающих платформ. //Пожарная безопасность, 2003, № 6, с. 35-38.

31. Шебеко Ю.Н., Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И. и др. Оценка пожарного риска для берегового перевалочного комплекса аммиака. //Пожарная безопасность, 2004, № 3, с. 45-51.

32.Молчанов В.П., Гилетич А.Н., Макеев А.А., Шебеко Ю.Н. Пожарная безопасность морских стационарных ледостойких нефтедобывающих платформ. //Нефтяное хозяйство, 2004, № 9, с. 82-88.

33.Шебеко Ю.Н., Болодьян И.А., Молчанов В.П., Дешевых Ю.И. и др. Оценка пожарного риска для буровой площадки с комплексом первичной подготовки нефти и газа. //Пожарная безопасность, 2004, № 3, с. 45-51.

Выводы

На основании проведенных исследований могут быть сделаны следующие выводы.

1. Впервые проведены комплексные исследования по определению уровня и параметров пожарной опасности объектов добычи нефти и газа и разработке мероприятий по снижению пожарной опасности указанных объектов до приемлемого уровня.

2. Предложены научно обоснованные критерии оценки пожарной безопасности для промышленных объектов и предельно допустимые значения этих критериев для объектов добычи нефти и газа. В качестве таких критериев использованы значения индивидуального и социального риска.

3. Для предельно допустимых значений индивидуального риска предложены следующие величины.

Для населения, проживающего вблизи опасных объектов:

8 1

• риск менее 10" год' - безусловно приемлемый риск;

• риск более 10"6 год'1 - безусловно неприемлемый риск;

8 1 6 1

• риск более 10" год" , но менее 10" год" - зона жесткого контроля риска, когда риск считается приемлемым, если предприняты все разумные меры по его снижению.

Для персонала объектов добычи нефти и газа:

• риск менее 10"6 год"1 - безусловно приемлемый риск;

• риск более 10"4 год"1 (5-10"4 год"1 для персонала морских нефтегазодобывающих платформ) - безусловно неприемлемый риск;

• риск более 10"6 год"1, но менее 10"4 (5-Ю"4 год"1 для персонала платформ) зона жесткого контроля риска.

4. Для предельно допустимых значений социального риска предложены следующие величины.

Для населения, проживающего вблизи опасных объектов:

7 1

• риск менее 10" год" - безусловно приемлемый риск;

• риск более 10"5 год"1 - безусловно неприемлемый риск;

7 1 5 1

• риск более 10" год", но менее 10" год" - зона жесткого контроля риска.

Для персонала объектов добычи нефти и газа:

• риск менее 10"5 год"1 безусловно приемлемый риск;

3 1

• риск более 10" год' - безусловно неприемлемый риск;

• риск болееЮ"5 год"1, но менее 110"3 год"1 - зона жесткого контроля риска.

5. Разработаны новые и систематизированы после соответствующей критической оценки и апробации имеющиеся методы оценки параметров пожарной опасности промышленных объектов (параметры волн давления при взрывах газовых облаков, интенсивность теплового излучения пожаров проливов горючих жидкостей и сжиженных газов, массовые скорости истечения жидкостей, сжатых и сжиженных газов через аварийные отверстия технологического оборудования, параметры растекания жидкостей и сжиженных газов при квазимгновенном разрушении наземных резервуаров и т.д.)

6. Предложен новый принцип для определения безопасных с точки зрения пожара расстояний между зданиями и сооружениями промышленных объектов, а также для определения размеров взрывоопасных зон с точки зрения выбора взрывозащищенного электрооборудования. В случае размещения административных зданий на территории опасного объекта они должны быть вне контуров индивидуального риска с нормированными значениями (как правило, не выше 10"5 год"1). В случае определения размеров взрывоопасных зон может быть применен так называемый принцип максимально ожидаемого воздействия. Согласно этому принципу требуемый размер взрывоопасной зоны определяется для той аварийной ситуации, для которой произведение годовой частоты аварии на размер реализующейся при этом взрывоопасной зоны имеет максимальное значение.

7. Разработан новый метод оценки требуемой надежности трубопроводов для транспортировки нефти и нефтепродуктов. Метод позволяет определить требуемый запас прочности трубопровода (в частности, требуемую толщину стенки трубы) в зависимости от регламентированной частоты его разгерметизации и давления нефти.

8. Выполнена оценка пожарного риска для морских стационарных нефтегазодобывающих платформ, функционирующих в тяжелых климатических условиях северных морей, на основе которой выявлены критические с точки зрения пожарной безопасности элементы этих платформ.

Разработаны мероприятия по снижению пожарной опасности рассматриваемых объектов.

9. Впервые проведена комплексная оценка параметров пожарной опасности крупномасштабных хранилищ сжиженного природного газа (СПГ) реализуемых при возникновении аварийных ситуаций. На основе указанной оценки разработан комплекс противопожарных мероприятий, касающихся генеральных планов складов СПГ, технологического оборудования, объемно-планировочных решений зданий и сооружений, противопожарного водоснабжения, систем пожарной сигнализации и пожаротушения и других подсистем пожарной безопасности.

10.Проведен анализ пожарной опасности установок подготовки нефти нового поколения с определением необходимых параметров пожарной опасности и разработкой соответствующих защитных мероприятий в направлениях, указанных выше.

11.Обнаружен, исследован и объяснен физический эффект образования «буруна» (воронкообразного движения на поверхности нефти и нефтепродуктов) при тушении резервуаров подслойным способом.

Разработана математическая модель этого эффекта, позволяющая более точно рассчитывать требуемые параметры системы подслойного пожаротушения (требуемый расход раствора пенообразователя и времени тушения в зависимости от интенсивности подачи указанного раствора).

12.Результаты диссертационной работы использованы при разработке проектов технических регламентов «Об общих требованиях пожарной безопасности» и «Пожарная безопасность объектов нефтегазового комплекса», государственного стандарта ГОСТ Р 12.3.047-98 «Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля», норм пожарной безопасности НПБ 10503, НПБ 110-03, НПБ 23-2001, обеспечения пожарной безопасности объектов добычи нефти и газа на континентальном шельфе вблизи о. Сахалин в рамках реализации проекта «Сахалин-2» (нефтегазодобывающие платформы, завод сжижения природного газа, терминал отгрузки нефти, объединенный береговой технологический комплекс, трубопроводная система), разработке специальных технических условий по пожарной безопасности и проектной документации для морской нефтедобывающей платформы на месторождении «Приразломное» (ОАО «Севморнефтегаз»), разработке стандарта ОАО «СГ-транс» по пожарной безопасности объектов предприятия, связанных с хранением и транспортировкой сжиженных углеводородных газов.

Результаты диссертационной работы могут быть квалифицированы как решение крупной народнохозяйственной проблемы - создание основ обеспечения пожарной безопасности объектов добычи нефти и газа.

1. Проект Сахалин-П. ТЭО обустройства Пильтун-Астохского лицензионного участка. Этап-1: Астохская площадь. Том 8. Анализ риска. М.: Хьюстон, США, 1997.-142 с.

2. Абросимов А.А., Топольский Н.Г., Федоров А.В. Автоматизированные системы пожаровзрывобезопасности нефтеперерабатывающих производств. М. : Академия ГПС МВД РФ, 2000. - 239 с.

3. Маршалл В. Основные опасности химических производств: Пер. с англ.- М.: Мир, 1989.-672 с.

4. Бесчастнов М.В. Промышленные взрывы. Оценка и предупреждение. -М.: Химия, 1991.-432 с.

5. Разработка рекомендаций по противопожарной защите ледогрунтовых хранилищ сжиженных углеводородных газов: Отчет о НИР. Инв. № 1790/2. - М.: ВНИИПО МВД СССР, 1971.

6. Рябов В.А. Авария на изотермическом хранилище сжиженного аммиака (Ионавское ПО «Азот») // Безопасность труда в промышленности. -1990,-№2.-С. 42-46.

7. Falkenberg A. Gassausstromung Ausstromendes Gas aus einer Gastankstelle // Brandschutz. 1991. -B.45. -N9. - S. 451-452.

8. Grimood P. Strategy and Tactic // Fire. 1992. - V. 85. - N1045. - P. 15.

9. Brigade at Gasholder Blast (Пожар на газгольдерной станции) // Fire. -1993.- V.86.-N1058.-P. 6.

10. Обстановка с пожарами в Российской Федерации за 1995 год // Пожарная безопасность, информатика и техника. М.: ВНИИПО МВД РФ, 1996.-№ 1(15).-С. 127.

11. Статистика крупных пожаров и пожаров с гибелью за 1997 год // Пожарная безопасность, информатика и техника. М.: ВНИИПО МВД РФ, 1998,- № 1,- С. 65-68.

12. Безопасность труда в промышленности. 1998. - № 11. - С. 22-24.

13. Информационный бюллетень. М. : Госгортехнадзор СССР, 1986. - № 11(866).-28 с.

14. Провести исследования и разработать проект норм пожарной безопасности «Изотермические хранилища сжиженных углеводородных газов. Требования пожарной безопасности». Этап 1: Отчет о НИР / Научн. руковод. Ю.Н. Шебеко. М. : ВНИИПО МВД РФ, 1997. - 98 с.

15. Бурдаков Н.И., Черноплеков А.Н. Аварии со сжиженными газами. Анализ статистки // Проблемы безопасности при чрезвычайных ситуациях. 1990. - № 2. - С. 1-22.

16. НПБ 105-03. Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности.

17. Молчанов В.П., Сучков В.П., Безродный И.Ф. Пожары резервуаров с нефтью и нефтепродуктами // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. М. : ЦНИИТЭнефтехим, 1992. - С. 97.

18. Шароварников А.Ф., Молчанов В.П. Послойное тушение // Пожарное дело. 1995. -№ 1,-С. 40-41.

19. Сучков В.П., Молчанов В.П. Варианты развития пожара в хранилище нефтепродуктов // Пожарное дело. 1994. - № 11. - С. 40-44.

20. Новые СНиП для резервуаров с нефтью // Пожарное дело. 1994. - №3. - С. 26-29.

21. Wilson М. Protecting Against Storage Tank Bund Fires (Противопожарная защита зон обвалования резервуаров) // Fire Surv. 1993. - V.22. - N4. -P. 8-11.

22. Lauchli A. Sicherheit in Tanklager (Пожарная безопасность нефтехранилища) //IZA. 1993. - B.40. - N6. - S. 1-5.

23. Barret J. Tank Farm Blast was Biggest Single Incident for Australian Brigade (Взрыв и пожар в резервуарном парке) // Fire. 1993. - V.86. - N1062. -Р. 17-18, 20, 24.

24. Bund Pourers (Пены для тушения пожаров в обвалованиях резервуаров) // Fire Surv. 1993. - V. 22. - N2. - P. 60.

25. Frommer D. Feuerwehr Hamburg Kampf Gegen das Inferno // Feuerwehr. -1989.-B.39.-N6.-S. 178.

26. Two Fires at Grandemouth // Fire. 1987. - V.79. - N 9. - P. 83.

27. Spectacular Fireball during Major Blaze at Refinery // Fire. 1989. - V.82. -N10.-P. 18.

28. Plan В.,McLaughlin P.J., Smith James. Fire-Fighting Storage Tanks // Fire Eng. 1988. - V.141. -N3. - P. 20-22,24, 26-27.

29. Три случая взрывов и пожаров резервуаров для нефти // Jap. Soc. Safety Eng. 1989. - V.28.-N3.-P. 167-175.

30. Falkenhainer K.-H. Mannheim: Explosion eines Tankmotorschiffes und Lagertanks // Brandschuts. 1988. - B.42. -N4. - S. 191-197.

31. Hird D. Express: Part 2 // Fire J. 1988. - March. - N9. - P. 11-13.

32. Pais P.R. Naples: Agip Storage Tanks on Fire // Fire and Water. 1986. -V.3.-N3.-P. 127-131.

33. Научно-технический прогресс в пожарной охране / Под ред. Д.И. Юрченко. -М.: Стройиздат, 1987.

34. Методика определения огнетушащей эффективности воздушно-механической пены. М.: ВНИИПО МВД СССР, 1974. - 20 с.

35. Реутт В.Ч., Безродный И.Ф. Расчет коэффициента оптимизации при тушении пожаров горючих жидкостей пеной // Пожаротушение: Сб. науч. тр. / Всесоюз. научно-исслед. ин-т противопожарной обороны МВД СССР.- 1985.-С. 110-113.

36. Кучер В.М., Меркулов В.А. О классификации жидкостей по степени разрушающего действия на пену // Пожарная техника и тушение пожаров: Сб. науч. тр. / Всесоюз. научно-исслед. ин-т противопожарной обороны МВД СССР. 1980. - Вып. 19. - С. 135-145.

37. Лебедев С.Ю., Борисенко Т.А. Влияние температуры растворителей на разрушение пен // Пожаротушение: Сб. науч. тр. / Всесоюз. научно-исслед. ин-т противопожарной обороны МВД СССР. 1985. - С. 51-54.

38. Шароварников А.Ф., Кокорев Е.В. Исследование вязко-упругих свойств высокократных пен//Коллоидный журнал.- 1981.-№2.-С. 389-391.

39. Дьяков В.В., Волков О.М. Противопожарная защита объектов добычи, транспортировки и хранения нефти и газа // Итоги науки и техники. Сер. Пожарная охрана: Сб. науч. тр. М. : ВИНИТИ, 1987. - Т. 7. - С. 132171.

40. Указания по тушению пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарах.- М.: ГУПО МВД СССР, ВНИИПО МВД СССР, 1973. 28 с.

41. Установки пожаротушения в хранилищах путем введения пены под слой нефтепродукта. М.: ВНИИПО МВД СССР, 1969. - 16 с.

42. Накакуки А. Историческое изучение вопросов тушения пожаров в нефтяных резервуарах, оборудованных системой подачи под слой // Хайкан гидзюцу кэнкю кекайси. У- №21. - 1981. - V.21. - N2. - Р. 7377 (187/3-1).

43. Мияга М. Установки пожаротушения в нефтехранилищах путем введения пены под слой нефтепродукта // Хайкан гидзюцу кэнкю кекайси. У- №35. - 1987. - N6. - Р. 39-45 (118/5).

44. Has AFFF Agent come of Age? // Fire J. 1978. - V.2. - N1. - P. 9-10, 27, 28(114/3-1).

45. Nash P., Whittle J. Fighting Fires in Oil Storage Tanks. Using Base Injection of Foam: Part 1 // Fire Technol. 1978. - V.14. -Nl. - P. 15-27.

46. Nash P., Whittle J. Fighting Fires in Oil Storage Tanks. Using Base Injection of Foam: Part 2 //Fire Technol. 1978. - V.14. - N2. - P. 147-158.

47. Application of Foam in the Petroleum Industry // Fire Int. 1986. - V. 10. -N98.-P. 582 (148/3-1).

48. ISO/TC 21/SC5DP 7076 // Rl.TK 21/K6/P14; N70.

49. Safety Measures critised in China following Rise in Industrial Death Toll (Противопожарная защита промышленных предприятий Китая) // Fire Inf.- 1994.-V. 17.-N142.-P. 8.

50. Кацуяма В. Применение галогенизированных огнетушаших средств // Юки госей кагаку кекайси. 1982. - N3. - Р. 234-237.

51. Установки пожаротушения в нефтехранилищах путем введения пены под слой нефтепродукта // Касай. 1997. - V. 27. -N3. - Р. 11-19.

52. Метод пожаротушения: Пат. Австралии № 432933. -Кл. 882/A62d,clld.- 1973.

53. Концентрат или водный раствор пенообразователя и способ тушения: Пат. ФРГ № 1546500. Кл. A62D 1/00. -1977.

54. Петров И.И., Реутт Б.Ч. Тушение пламени жидких топлив методом перемешивания // Новые способы и средства тушения пламени нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1960. - С. 30-83.

55. Szoryi J., Cambou A. De la Mousse Proteiniqul aux Mousses Synthetiques dela Nouvelle Deneration (Новые пенообразователи) // Rev. Gen. Secur. -1986.-N57.-P. 75-80.

56. Kluick J., Chester H. Has AFFF Agent come of Age? // Hydrocarbon Process. 1977. - V.56. - N9. - P. 295-300.

57. Comparative Tests on Liquid Fuel Fires // Fire Int. 1980. - V.6 - N68. - P. 65-79.

58. Hume B. Home Office Investigates call for a Study into Oil Storage Tank Fires ( Исследование пожаров на нефтехранилищах) // Fire. 1993. -V.86.-N1062.-P. 26-29.

59. Петров И.И., Реутт Б.Ч. Тушение пламени горючих жидкостей. М. : Минкомунхоз, 1961.-143 с.

60. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. -М. : Химия, 1975.-264 с.

61. Кучер В.М., Козлов В.А. О связи между эффективностью пены и физико-химическими свойствами топлив // Пожарная техника и тушение пожаров: Сб. науч. тр. / Всесоюз. научно-исслед. ин-т противопожарной обороны МВД СССР. 1979. - С. 136-143.

62. Безродный И.Ф., Бабенко В.В. О разрушающем воздействии на пену факела пламени // Пожарная техника и тушение пожаров: Сб. науч. тр. / Всесоюз. научно-исслед. ин-т противопожарной обороны МВД СССР. -1981.1. С. 80-82.

63. Шароварников А.Ф., Теплов Г.С. Анализ основных соотношений в теории тушения пожаров пенами // Пожарная техника и тушение пожаров: Сб. науч. тр. / Всесоюз. научно-исслед. ин-т противопожарной обороны МВД СССР. 1990. - С. 111-120.

64. Безродный И.Ф., Баратов А.Н., Реутт Б.Ч. Обобщенная формула для времени тушения пеной // Пожаротушение: Сб. науч. тр. / Всесоюз. научно-исслед. ин-т противопожарной обороны МВД СССР. 1984. -С. 18-23.

65. Шароварников А.Ф. Модель тушения горючих жидкостей при различном скоростном напоре пенной струи // Пожаротушение: Сб. науч. тр. / Всесоюз. научно-исслед. ин-т противопожарной обороны МВД СССР. 1989. - С. 67-72.

66. Сотников Н.В., Шароварников А.Ф., Воевода С.С. Закономерности тушения пожаров нефтепродуктов в резервуаре методом подачи пены под слой горючего // Получение и применение пен: Тез. докл. IV Всесоюз. конф.-Белгород, 1989.-С. 113-114.

67. Углов А.В. Закономерности тушения нефтепродуктов химическимипенами: Автореф. дис. канд. техн. наук / Моск. ин-т тонк. хим.технологии. М., 1990. - 16 с.

68. Кокорев Е.В. Коллоидно-химические закономерности получения высокократных противопожарных пен : Автореф. дис. . канд. техн. наук / Моск. хим.-технол. ин-т. М., 1990. - 16 с.

69. Сотников Н.В. Некоторые закономерности движения и растекания пены при тушении нефтепродуктов в резервуарах из-под слоя горючей жидкости: Автореф. дис. . канд. техн. наук / Моск. ин-т тонк. хим. технологии. М., 1991. - 18 с.

70. Грашичев Н.К. Закономерности тушения нефтепродуктов подачей пены в слой горючего: Автореф. дис. . канд. техн. наук / Высш. инж. пож.-техн. школа МВД РФ.- М., 1991.-21 с.

71. Воевода С.С. Закономерности тушения пожаров нефтепродуктов в резервуарах пленкообразующими пенообразователями: Автореф. дис. . канд. техн. наук/Высш. инж. пож.-техн. школа МВД РФ. -М., 1991. -25 с.

72. Ефимов А.А. Закономерности тушения пожаров водорастворимых горючих жидкостей и нефтепродуктов пенами: Автореф. дис. . канд. техн. наук / Высш. инж. пож.-техн. школа МВД РФ. М., 1992. - 21 с.

73. Фархутдинов Р.И. Закономерности тушения нефтепродуктов фторхимическими пенами: Автореф. дис. . канд. техн. наук / Высш. инж. пож.-техн. школа МВД РФ. М., 1992. - 22 с

74. Шароварников А.Ф., Ефимов А.А. Перспектива разработки и освоения «подслойного» способа тушения нефтей и нефтепродуктов в резервуарах // Пожаровзрывобезопасность. 1992. - № 1. - С. 62-67.

75. РД 03-418-01. Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов // Безопасность труда в промышленности. 2001. - № 10. - С. 40-50.

76. Елохин А.Н. Анализ и управление риском: теория и практика. М.: Страховая группа «Лукойл», 2000. - 186 с.

77. Fire Safety Engineering in Buildings: Part 1. 1997.

78. Шевчук А.П., Иванов B.A., Косачев A.A. Проблемы количественной оценки пожарного риска // Пожаровзрывобезопасность. 1994. - Т.З. -№1.1. С. 42-48.

79. Методы количественной оценки уровня пожаровзрывобезопасности объектов: Обзорная информация / В.М. Гаврилей, А.П. Шевчук, А.В. Матюшин, В.А. Иванов. -М.: ГИЦМВД СССР, 1987. 55 с.

80. Оценка индивидуального и социального риска аварий с пожарами и взрывами для наружных технологических установок / Ю.Н. Шебеко, А.П. Шевчук, В. А. Колосов, И.М. Смолин, Д.Р Брил ев // Пожаровзрывобезопасность. 1995. - Т.4. - №1. - С. 21-29.

81. Анализ риска методологическая основа обеспечения безопасности химико-технологических объектов / В.Г. Горский, В.К. Курочкин, К.М. Дюмаев, В.Н. Новосельцев, Д.Л. Браун // Российский химический журнал. - 1994. - Т.З8. - № 2. - С. 54-61.

82. Временные рекомендации по разработке планов локализации аварийных ситуаций на химико-технологических объектах. М.: Госгортехнадзор СССР, 1990.

83. ГОСТ 12.1.004-91. ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования.

84. ГОСТ Р 12.3.047-98. ССБТ. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля.

85. Шевчук А.П., Иванов В.И., Косачев А. А. Методические рекомендации по анализу и оценке уровня материального, индивидуального и социального риска пожара для промышленных зданий и помещений. М. : ВНИИПО МВД РФ. 1995.

86. Шевчук А.П., Присадков В.И. Количественная оценка пожарного риска // Юбилейный сборник трудов / Всероссийский научно-исслед. ин-т противопожарной обороны МВД РФ. 1997. - С. 259-269.

87. Присадков В.И. Разработка методов выбора рациональных вариантов систем противопожарной защиты промышленных зданий: Дис. . .д-ра техн. наук / Всесоюз. научно-исслед. ин-т противопожарной обороны МВД СССР М, 1990. - 508 с.

88. Morris М., Miles A., Cooper J. Quantification of Escalation Effects in Offshore Quantitative Risk Assessment // Journal of Loss Prevention in the Process Industries. 1994. - V.7. - N4. - P. 337-344.

89. Risk Assessment for Installation where Liqufied Petroleum Gas (LPG) is stored in Bulk Vessels above Ground / G.A. Clay, R.D. Fitzpatrik, N.W.

90. Hurst, D.A. Carter, P.J. Grossthwaite 11 Journal of Hazardous Materials. -1988. V.20. - N1-3. - P. 357-374.

91. Fire and Explosion Risk Assessment for LPG Storages / Yu.N. Shebeko, A.Ya. Kordchenko, A.P. Shevchuk, V.A. Kolosov, I.M. Smolin // Fire Science and Technology. 1995,-V. 15-N1-2.-P. 37-45.

92. Егоров А.Ф., Савицкая T.B., Макарова A.C. Разработка моделей и методики оценки риска для предприятий химической промышленности // Химическая промышленность. 1998. - №7. - С. 439-447.

93. Анализ риска газонаполнительной станции / С.М. Лыков, А.И. Гражданкин, М.В. Лисанов, А.С. Печеркин, Е.В. Ханин, С.И. Сумской // Безопасность труда в промышленности. 2001. - №8. - С.25-30.

94. Pietersen С.М. Consequences of Accidental Releases of Hazardous Materials // Journal of Loss Prevention in the Process Industries. 1991. -V.4.-N1.-P. 136-141.

95. Методы оценки поражающих факторов пожаров и взрывов на наружных технологических установках / Ю.Н. Шебеко, В.Л. Малкин, И.М. Смолин, В. А. Колосов, Е.В. Смирнов, А.С. Паршин // Пожаровзрывобезопасность. 1999. - Т.8. - №4. - С. 18-28.

96. Гражданкин А.И. Разработка экспертной системы оценки техногенного риска и оптимизации мер безопасности на опасных производственных объектах: Автореф. дис. . канд. техн. наук / ГУП НТЦ «Промышленная безопасность» Госгортехнадзора РФ. М., 2001. -34 с.

97. ПБ 09-170-97. Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств.

98. РД 32.04.253-90. Методика прогнозирования масштабов заражения сильнодействующими ядовитыми веществами при авариях (разрушениях) на химическиопасных объектах и транспорте: Утв. ШГО СССР.

99. ОНД 36. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий: Утв. Госкомгидрометом СССР. 1987.

100. Методика прогнозирования инженерной обстановки на территории городов и регионов при чрезвычайных ситуациях. М.: В/ч 52609, 1991.

101. Методическое пособие по прогнозированию и оценке химической обстановки в чрезвычайных ситуациях. М.: ВНИИ ГОЧС МЧС РФ, 1993.

102. Методика оценки последствий землетрясений: Сборник методик по прогнозированию возможных аварий, катастроф, стихийных бедствий в РСЧС // МЧС РФ. М., 1994. - Книга 1.

103. Сборник методик по прогнозированию возможных аварий, катастроф, стихийных бедствий в РСЧС // МЧС РФ. М., 1994. - Книги 1-2.

104. Оценка химической опасности технологических объектов: Методические рекомендации // Новомосковский институт повышения квалификации руководящих работников и специалистов химической промышленности. —Тула, 1992.

105. Анализ частных факторов взрывоопасности процессов и их количественная оценка: Методические рекомендации // Новомосковский институт повышения квалификации руководящих работников и специалистов химической промышленности. Тула, 1992.

106. ГОСТ Р 27.310-93. Анализ видов, последствий и критичности отказов. Основные положения.

107. Методика оценки последствий химических аварий (методика «ТОКСИ»). М.: НТЦ «Промышленная безопасность» Госгортехнадзора РФ, 1993.

108. Методика оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей. М.: НТЦ «Промышленная безопасность» Госгортехнадзора РФ, 1993.

109. Методика расчета температурного режима пожара в помещениях различного назначения: Рекомендации. М.: ВКИИПО МВД СССР, 1988.53 с.

110. ГОСТ 12.1.010-76. ССБТ. Взрывобезопасность. Общие требования.

111. Шебеко Ю.Н., Гордиенко Д.М. Оценка риска поражения токсичными продуктами горения при пожарах на наружных технологических установках // Пожаровзрывобезопасность. 1998. -Т.7. - №2. - С. 44-49.

112. Griffiths R.F. The Use Probit Expression in the Assessment of Acute Population Impact of Toxic Releases // Journal of Loss Prevention in the Process Industries. 1991. - V.4. -Nl. - P. 49-57.

113. Декларация безопасности объектов обустройства Пильтун-Астохского месторождения. Этап-1: Астохская площадь. М., 1998. -137 с.

114. Надежность и эффективность в технике: Справочник: В Ют. / Под ред. В.А. Кузнецова. М., 1990. - Т.10: Справочные данные по условиям эксплуатации и характеристикам надежности. - 336 с.

115. Цагарелли Д.В. Стандартизация в области обеспечения взрывопожаробезопасности технологии хранения нефти и нефтепродуктов: Обзорная информация. М.: ЩЖИТЭнефтехим, 1996. -Вып. 2-3.-96 с.

116. Сучков В.П. Актуальные проблемы обеспечения устойчивости к возникновению и развитию пожара технологии хранения нефти и нефтепродуктов: Обзорная информация. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1995. -Вып. 3.-69 с.

117. Проект обустройства Астохского участка Пильтун-Астохского месторождения (Ледостойкая морская стационарная платформа «Моликпак») в части обеспечения пожарной безопасности: Технические условия. М.: МИПБ МВД РФ, 1997. - 30 с.

118. СНиП 21-01-97*. Пожарная безопасность зданий и сооружений.

119. СНиП 31-03-2001. Производственные здания.

120. Wolski A., Dembsey N.A., Meacham B.J. Accommodating Perceptions of Risk in Perfomance based Building Fire Safety Code Development // Fire Safety Journal. 2000. - V.34. - N 3. - P. 297-309.

121. ПУЭ-98. Правила устройства электроустановок.

122. Обеспечение пожарной безопасности объектов хранения и переработки СУГ: Рекомендации. М.: ВНИИПО МВД РФ, 1999. - 78 с.

123. Поповский Б.В., Майлер А.З. Строительство изотермических резервуаров. М.: Недра, 1988. - 120 с.

124. Единые правила безопасности при взрывных работах. М.: Недра, 1976.-287 с.

125. Шнейдер A. JI. Исследования свойств разлитых сжиженных воспламеняющихся газов, проведенные службой береговой охраны США.-ВЦП 82133695.

126. Горев В.А., Федотов В.Н. Экспериментальное изучение влияния загроможденности пространства на скорость горения газов // Физика горения и взрыва. 1986. - Т.22. - №6. - С. 79-83.

127. Measuring Mexicos LPG Catastrophe // Fire. 1985. - N956.149: Lannoy A. Analyse des Explosions Air-Hydrocarbure en Milieu Libre // Bull. De la Direction des Recheres de Electricite de France. 1984. - Serie A.-N4.

128. Оценка надежности БСХП-25/0,6 и БСХП-50/0,6. М.: «Криогенмаш», 1998.

129. Маршалл В. Взрывы паровых облаков в незамкнутом пространстве // Chemical Engineering. 1982. - Y.89. -N12. - P. 149-154.

130. Провести исследования опасности аварийных проливов криогенных жидкостей из оборудования и разработать рекомендации по их оценке и мерам защиты: Отчет о НИР / Научн. руковод. В.И. Макеев. тема С.6.1.Н.001.90; «Риф-А». - М.: ВНИИПО МВД СССР, 1991.

131. Взрывные явления. Оценка и последствия: В 2 книгах / У. Бейкер, П. Кокс, П. Уэстайн и др.; под ред. Я.Б. Зельдовича, Б.Е. Гельфанда. -М.: Мир, 1986. Книга 2. - 384 с.

132. ГОСТ 12.1.044-89. ССБТ. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения.

133. ВНТП 51.1-87. Ведомственные нормы технологического проектирования установок по производству и хранению сжиженного природного газа, изотермических хранилищ и газозаправочных станций (Временные).

134. ПБ 03-110-96. Правила безопасности для складов сжиженных углеводородных газов и легковоспламеняющихся жидкостей под давлением.

135. NFPA 58. Standard for the Storage and Handling of Liquefied Petroleum Gases.

136. NFPA 59. Standard for the Storage and Handling of Liquefied Petroleum Gases at Utility Gas Plants.

137. API 2510. Проектирование и сооружение установок сжиженного нефтяного газа.

138. СНиП 10-01-94. Система нормативных документов в строительстве. Основные положения.

139. СНиП 11-01-95. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений.

140. СН 387-78. Инструкция по разработке схем генеральных планов групп предприятий с общими объектами (промышленных узлов).

141. СНиП 11-89-80*. Генеральные планы промышленных предприятий.

142. СНиП 42-01 -2002. Газораспределительные системы.166: СНиП 2.09.03-85. Сооружения промышленных предприятий.

143. СНиП 3.05.05-84. Технологическое оборудование и технологические трубопроводы.

144. СНиП 2.04.14-88*. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов.

145. СНиП 2.04.02-84*. Водоснабжение. Наружные сети и сооружения.

146. СНиП 2.04.03-85. Канализация. Наружные сети и сооружения.

147. ВУПП-88. Ведомственные указания по противопожарному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. М.: Миннефтехимпром СССР, 1988. - 58 с.

148. СН 527-80*. Инструкция по проектированию технологических стальных трубопроводов Ру до 10 МПа.

149. ОНТП 1-86. Общесоюзные нормы технологического проектирования газоперерабатывающих заводов. М.: Миннефтепром СССР, Мингазпром СССР, 1986.

150. ВУП СНЭ-87. Ведомственные указания по проектированию железнодорожных сливо-наливных эстакад легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и сжиженных углеводородных газов. М.: Миннефтехимпром СССР, 1987.

151. ППБ 01-03. Правила пожарной безопасности в Российской Федерации.

152. ПБ 09-12-92. Правила устройства и безопасной эксплуатации факельных систем.

153. ПЭЭП-92. Правила эксплуатации электроустановок потребителей. -М.: Главгосэнергонадзор РФ, 1992.

154. Правила защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности. М.: Химия, 1973. - 64 с.

155. РД 39-138-95. Нормы технологического проектирования резерву арных парков СУГ. Краснодар: ОАО «ВНИПИГазпереработка», 1995.

156. РД БТ 39-0147171-003-88 (ТУ нефтегаз). Требования к установке датчиков стационарных газосигнализаторов в производственных помещениях и на наружных площадках предприятий нефтяной и газовой промышленности. М.: Госгортехнадзор СССР, 1988.

157. РД 34.21.122-87. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. -М.: Главтехуправление Минэнерго СССР, 1987.

158. Блинов В.И., Худяков Г.Н. Диффузионное горение жидкостей. М.: АН СССР, 1961.-208 с.

159. О движении жидкости в резервуаре при перемешивании ее струей воздуха / В.И. Блинов, Г.Н. Худяков, И.И. Петров, В.Ч. Реутт // Механизм тушения пламени нефтепродуктов в резервуарах. М.: Минкоммунхоз РСФСР, 1958. - С. 7-22.

160. Лабораторные работы и задачи по коллоидной химии / Под ред. Ю.Г. Фролова, А.С. Гродского. М.: Химия, 1989. - 28 с.

161. Порядок применения, транспортирования и хранения пенообразователей для тушения пожаров: Инструкция. М.: ВНИИПО МВД СССР, 1989.-28 с.

162. Шароварников А.Ф., Ефимов А.А. Подслойный способ тушения пожаров нефти и нефтепродуктов // Пожарное дело. 1991. - №12. - С. 38.-41.

163. Концепция объектно-ориентированного нормирования промышленных предприятий по пожарной безопасности / В.П. Молчанов, И.А. Болодьян, Ю.И. Дешевых и др. // Пожарная безопасность. 2001. - №4. - С. 94-106.

164. Оценка риска аварий на магистральных нефтепроводах КТК-Р и БТС / Ю.А. Дадонов, М.В. Лисанов, А.И. Гражданкин и др. // Безопасность труда в промышленности. 2002. - №6. - С. 2-6.

165. Thyer A., Wilday A. An Assessment of the Risks associated with the Use of Oxygen Decompression in Compressed Air Workings // INTERFLAM 2001: Proceedings of the 9th International Fire Science and Engineering Conference. Edinburgh, 2001. - P. 245-256.

166. Granovsky E.A., Lyfar V.A. Estimation of Failure Risk in Chemical Industry // Fire and Explosion Hazards: Proceedings of the 3rd International Seminar. Preston, 2001. - P. 807-818.

167. An Analysis of the Risk arising from the Transport of Liquefied Gases in Great Britain / G. Purdy, H.S. Campbell, G.C. Grint, L.M. Smith // Journal of Hazardous Materials. 1988. - V.20. -Nl-3. - P. 335-355.

168. Guidlines for Chemical Process Quantitative Risk Analysis. New York: American Institute of Chemical Engineers, 1989.

169. Александров A.B., Потапов В.Д., Державин Б.П. Сопротивление материалов. М.: Высшая школа, 2001.

170. Янке Е., Эмде Ф., Леш Ф. Специальные функции. М.: Наука, 1968. - 342 с.

171. Цукович Г.М., Минин Л.С., Винокуров А.И. Руководство к решению задач по сопротивлению материалов. М.: Высшая школа, 2001.

172. ОПБ-88.' Общие положения обеспечения безопасности атомных станций.198: СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы.

173. IP 15. Area Classification Code for Petroleum Installation.

174. Шебеко Ю.Н., Корольченко А.Я., Шевчук А.П. О принципе «максимального ожидаемого воздействия» при категорировании производственных помещений по взрывопожарной опасности // Пожаровзрывобезопасность. 1992. - Т.1 - №3. - С. 46-48.

175. Шебеко Ю.Н., Шевчук А.П., Смолин И.М. Выбор расчетного варианта при категорировании объектов по взрывопожарной и пожарной опасности // Химическая промышленность. 1994. - №3. - С. 172-174.

176. Оценка пожарного риска для морской стационарной нефтедобывающей платформы / И.А. Болодьян, В.П. Молчанов, Ю.Н. Шебеко и др. // Пожарная безопасность. 2002. - №4.

177. Ale B.J.M. Risk Analysis and Risk Policy in the Netherlands and the EEC // Journal of Loss Prevention in the Process Industries. 1991. - V.4. -Nl.-P. 58-64.