CC BY
20■тпиъыч-Ж XXI ВЕК- ТЕХНОСФЕРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ISSN 2500-1582 (print)
XXI CENTURY. TECHNOSPHERE SAFETY ISSN 2500-1574 (online)
БЕЗОПАСНОСТЬ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ЧЕЛОВЕКА
Научная статья УДК 614.8
https://doi.org/10.21285/2500-1582-2022-3-249-263
Исследование пожарной опасности головной нефтеперекачивающей станции ГНПС-1 «Тайшет» оОо «Транснефть-Восток»
Дмитрий Михайлович Рожков1*, Александр Леонидович Беляк2
1Иркутский национальный исследовательский технический университет, г. Иркутск, Россия 2Восточно-Сибирский институт МВД России, г. Иркутск, Россия 1 rogkov77@yandex.ru 2Ыахг@таП.ги
Аннотация. В работе проведен анализ различных нештатных ситуаций на основе статистических данных и параметров оборудования, которым предшествуют прекращение поступления электро- и тепло-энергии, технические отказы оборудования, выход из строя средств контроля и средств управления технологическими процессами, нарушения или ошибки персонала. Определены основные причины повреждения технологического оборудования на примере головной нефтеперекачивающей станции ГНПС-1 «Тайшет» во взаимосвязи со сценариями распространения пожара и рассмотрены пути решения существующих проблем. Установлено, что превышение расчетных нагрузок при сохранении расчетной прочности используемого оборудования приводит к избыточным механическим воздействиям на него. Распространенным примером механического воздействия является увеличение рабочего давления в технологическом оборудовании. Нарушение целостности конструкционного материала трубопроводов и технологических аппаратов происходит в результате электрохимической коррозии. При наличии на поверхности конструкций влаги образуется пленка, содержащая растворенный воздух и атмосферные примеси. Использование коррозионно-устойчивых материалов, а также изоляция внутренних и наружных поверхностей трубопроводов антикоррозионными покрытиями повышает их надежность. Наиболее опасными сценариями аварий, пожаров, взрывов являются аварии на трех участках: в резервуарном парке, на магистральной нефтенасосной и подпорной насосной станциях. Исследованные возможные варианты развития аварии на технологическом оборудовании и участках трубопроводов позволят установить распределение пожарного риска по территории объекта и за его границами, в том числе оценить величину пожарного риска с целью разработки мероприятий по его снижению.
Ключевые слова: авария, пожарная безопасность, подпорная насосная станция, магистральная не-фтенасосная станция, резервуарный парк
Для цитирования: Рожков Д. М., Беляк А. Л. Исследование пожарной опасности головной нефтеперекачивающей станции ГНПС-1 «Тайшет» ООО «Транснефть-Восток» // XXI век. Техносферная безопасность. 2022. Т. 7. № 3. С. 249-263. https://doi.org/10.21285/2500-1582-2022-3-249-263.
© Рожков Д. М., Беляк А. Л., 2022
https://tb.istu.edu/jour/index
kF3
249
Г
4U
Рожков Д. М., Беляк А. Л. Исследование пожарной опасности головной... Rozhkov D. M., Belyak A. L. Investigation of the fire danger of the main ...
HUMAN LIFE SAFETY
Original article
Investigation of the fire danger of the main oil pumping station GNPS-1 "Taishet" by LLC "Transneft-Vostok"
Dmitry M. Rozhkov1*, Alexander L. Belyak2
Irkutsk National Research Technical University, Irkutsk, Russia
2East Siberian Institute of the Ministry of Internal Affairs of Russia, Irkutsk, Russia
1 rogkov77@yandex.ru
2blaxr@mail.ru
Abstract. Statistical data and equipment parameters are used to analyze accidents caused by the termination of the receipt of electricity and heat, technical failures, control failures and human errors. The main reasons for the damage of technological equipment are determined on the example of the head oil pumping station GNPS-1 "Taishet" in connection with fire propagation scenarios; the ways of solving the problems are described. Exceeding the design loads while maintaining the design strength of the equipment causes excessive mechanical effects. An example of the mechanical action is an increase in operating pressure in technological equipment. Violation of the integrity of the structural material of pipelines and technological devices occurs as a result of electrochemical corrosion. In the presence of moisture on the surface of structures, a film containing dissolved air and atmospheric impurities develops. The use of corrosion-resistant materials and the insulation of the inner and outer surfaces of pipelines with anticorrosive coatings increase their reliability. The most dangerous scenarios of accidents, fires, and explosions are accidents at three sites: in the tank farm, at the main oil pumping and back-up pumping stations. The scenarios for the development of an accident of the technological equipment and pipeline sections will allow us to determine the distribution of fire risks on the territory of the facility and beyond its borders, including assessing the magnitude of fire risks in order to develop measures to reduce it.
Keywords: accident, fire safety, retaining pumping station, main oil pumping station, tank farm
For citation: Rozhkov D. M., Belyak A. L. Investigation of the fire danger of the main oil pumping station GNPS-1 "Taishet" LLC "Transneft-Vostok". XXI vek. Tekhnosfernaya bezopasnost' = XXI century. Technosphere Safety. 2022;7(3):249-263. (In Russ.). https://doi.org/10.21285/25QQ-1582-2Q22-2-249-263.
ВВЕДЕНИЕ
Россия чрезвычайно богата природными ресурсами, в том числе нефтью. По данным журнала «BP Statistical Review of World Energy»1, Россия находится на 11 месте среди стран с крупнейшими запасами нефти, имея по прогнозам на 2021 г. около 80 млрд баррелей, что составляет 6,3% от мирового объема. Спрос на нефть и нефтепродукты с каждым годом увеличивается, поскольку растет количество автомобилей, развивается сельское хозяйство. Важными звеньями в процессе оборота нефти являются нефтепере-
качивающие станции, выступающие в качестве промежуточных секторов между поставщиком и потребителем2.
Вместе с тем, около 56% пожаров на объектах нефтяной промышленности России приходится на нефтеперекачивающие станции [1]. Основной причиной является то, что большинство нефтеперекачивающих станций построены в период 1950-1990 гг., и применяемое на них оборудование, в том числе системы обеспечения пожарной безопасности, морально и физически устарели. Наиболее пожароопасными участками данных
1Statistical Review of World Energy. 2020. 69th ed. [Электронный ресурс] // BP.com. URL: https://www.bp.com/content/ dam/bp/business-sites/en/global/corporate/pdfs/energy-economics/statistical-review/bp-stats-review-2020-full-report.pdf (21.08.2022);
2Safety in the Transportation of Oil and Gas: Pipelines or Rail? [Электронный ресурс] // Fraser Institute.org. URL: https://www.fraserinstitute.org/sites/default/files/safety-in-the-transportation-of-oil-and-gas-pipelines-or-rail-rev2.pdf (21.08.2022).
-v.
250
Ш
https://tb.istu.edu/jour/index
Рожков Д. М., Беляк А. Л. Исследование пожарной опасности головной... Rozhkov D. M., Belyak A. L. Investigation of the fire danger of the main ...
объектов являются резервуарные парки и насосные станции, в которых происходит около 31% пожаров [2]. Высокая пожарная опасность нефтеперекачивающих станций связана с перемещением нефти насосами по технологическим трубопроводам и резервуарам, что сопряжено с проливами и образованием паровоздушных смесей. В связи с этим, основными причинами пожаров являются воспламенение (77%) и самовоспламенение паровоздушной смеси (2%), самовозгорание пирофорных отложений (4%), ремонтные, очистные, сварочные и другие работы (14%), неустановленные причины (3%) [3].
В связи с увеличением объемов нефти поставок руководители нефтеперекачивающих станций иногда вынуждены пренебрегать безопасностью персонала, чтобы вовремя обеспечить потребителя. Конкуренция и погоня за прибылью ослабляют контроль над соблюдением правил пожарной безопасности, что приводит к появлению многочисленных отступлений от регламентов [4, 5]. В результате противопожарная защищенность работников предприятий оказывается на низком уровне.
Головная нефтеперекачивающая станция ГНПС-1 «Тайшет» является ключевым объектом трубопроводной системы компании «Транснефть» в Иркутской области. Станция предназначена для транспорта нефти в региональную систему ООО «Транснефть-Восток». Была введена в эксплуатацию в 2008 г. в начальной точке нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан» (ВСТО). Таким образом, определение сценариев возможных аварийных ситуаций с распространением пожара в резервуарном парке и насосных станциях предприятия ГНПС-1 «Тайшет» является основой для оценки пожарного риска в соответствии с Техническим регламентом о требованиях пожарной безопасности (Федеральный закон от 22.07.2008 № 123-ФЗ) и обеспе-
чением пожарной безопасности исследуемого объекта.
Цель данной работы - изучение сценариев возможных аварийных ситуаций с распространением пожара в резервуар-ном парке и насосных станциях на примере головной нефтеперекачивающей станции ГНПС-1 «Тайшет».
ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ
ИССЛЕДОВАНИЯ
Головная нефтеперекачивающая станция ГНПС-1 «Тайшет» (рис. 1) является подразделением Ленского районного нефтепро-водного управления и считается ключевым объектом трубопроводной системы компании «Транснефть» в Иркутской области.
На рис. 2 приведена детальная схема расположения основных объектов на станции ГНПС-1 «Тайшет».
Перекачка нефти осуществляется по магистральному нефтепроводу «Восточная Сибирь - Тихий океан» (ВСТО) диаметром 1067 мм. Расположение ГНПС-1 «Тайшет» - начало трассы нефтепровода ВСТО. Год постройки и пуска в эксплуатацию ГНПС-1 «Тайшет» - 2008 г.
Общая площадь участка ГНПС-1 «Тайшет» равна 27,31 га, а площадь застройки - 2,6 га. Ограждение выполнено из металлической сетки.
Численность персонала составляет 180 чел. В ночное время на станции работают 17 человек, из них: оператор - 1; дежурный электромонтер - 1; дежурный водитель - 1; команда службы безопасности - 6; служба пожарной охраны - 7; оператор товарный - 1 чел.
На станции ГНПС-1 «Тайшет» выполняются следующие основные операции: прием нефти; хранение нефти; перекачка нефти по магистральному трубопроводу. Основными участками являются резерву-арный парк, магистральная нефтенасо-сная и подпорная насосная станция. В зданиях насосных станций установлены нефтяные насосы типа НМ 2500/230.
https://tb.istu.edu/jour/index
kF3
251
Г
¿О
Рожков Д. М., Беляк А. Л. Исследование пожарной опасности головной ... Rozhkov D. M., Belyak A. L. Investigation of the fire danger of the main ...
Рис. 1. Головная нефтеперекачивающая станция
ГНПС-1 «Тайшет» ООО «Транснефть-Восток» (фото со спутника)
Fig. 1. Head oil the pumping station
GNPS-1 "Taishet" LLC "Transneft-Vostok" (satellite photo)
Расход нефти в трубопроводах равен 0,694 м3с-1.
Площадь резервуарного парка равна 732 000 м2, емкость - 260 000 м3, количество резервуаров - 7 шт. В табл. 1 представлена общая характеристика резерву-арного парка.
Нефть хранится в резервуарах типа РВСПк-50 000 (5 шт.): №№ 1-5, а также типа РВС-5000 (2 шт.): № 6, № 7, характеристика которых приведена в табл. 2.
При анализе и оценке пожарной опас-
ности объекта, а также при обосновании предлагаемых профилактических мероприятий применялись утвержденные методики расчетов частоты реализации пожароопасных ситуаций и построения полей опасных факторов пожара для различных сценариев его развития, последствий пожаров и взрывов на примере станции ГНПС-1 «Тайшет»3.
Резервуарный парк, магистральная нефтенасосная станция, подпорная насосная станция находятся под защитой
3ГОСТ Р 12.3.047-2012 ССБТ. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля [Электронный ресурс] // Кодекс. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200103505 (21.08.2022); СП 131.13330.2020 Строительная климатология СНиП 23-01-99 [Электронный ресурс] // Кодекс. URL: https://docs. cntd.ru/document/573659358 (21.08.2022);
РД 03-357-00 Методические рекомендации по составлению декларации промышленной безопасности опасного производственного объекта [Электронный ресурс] // Кодекс. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200029036 (21.08.2022);
ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования [Электронный ресурс] // Кодекс. URL: https:// docs.cntd.ru/document/9051953 (21.08.2022);
Об утверждении Методики определения расчетных величин пожарного риска в зданиях, сооружениях и строениях различных классов функциональной пожарной опасности: приказ МЧС России от 30.06.2009 г. № 382; СП 12.13130.2009 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности [Электронный ресурс] // Кодекс. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200071156 (21.08.2022).
-у.
252
ш
https://tb.istu.edu/jour/index
Рожков Д. М., Беляк А. Л. Исследование пожарной опасности головной ... Rozhkov D. M., Belyak A. L. Investigation of the fire danger of the main ...
" "r
"ЧУ
I- |||| |||| |||
—гр-гртптр] h |F.....................у T у
L
................iIlLl
Условные обозиаченнч
■—«—a ■ Территория ГНПС
- Дороги | - Строении
- Ворота
—(J— - Поясарньй гиррант
I_I_I
О 50 100
Рис. 2. Схема расположения основных объектов ГНПС-1 «Тайшет»: 1 - пожарное депо; 2 - служебно-бытовой корпус с узлом связи; 3 - закрытая стоянка техники; 4 - вахтовый жилой комплекс; 5 - столовая; 6 - станция первого подъема; 7 - комплектная трансформаторная подстанция и щиты станции управления;
8 - станция биологической очистки; 9 - станция очистки производственно-дождевых вод; 10 - станция обезвоживания; 11 - установка водогрейная транспортабельная (УВТ-4); 12 - топливные емкости РГС-20; 13 - дизельная электростанция (ДЭС-630); 14 - операторная, комплектная трансформаторная подстанция, закрытое распределительное устройство; 15 - Открытые распределительные устройства (ОРУ-35); 16 - общий пункт управления подстанцией; 17 - резервуары запаса питьевой воды; 18 - резервуар вертикальный стальной (РВС-200); 19 - частотно-регулируемый привод; 20 - станция оборотного водоснабжения; 21 - магистральная нефтенасосная станция; 22 - фильтры грязеуловители; 23 - узлы с предохранительными устройствами; 24 - резервуары для промывочной жидкости; 25 - склад хранения образцов нефти; 26 - система измерений количества и качества нефти; 27 - химико-аналитическая лаборатория; 28 - узел регулирования давления; 29 - комплектная трансформаторная подстанция и щиты станции управления; 30 - подпорная насосная станция; 31 - узел с предохранительными устройствами; 32, 33 - узел запорной арматуры; 34 - помещение с электроприводными задвижками; 35 - камера пуска и приёма системы обмена данными; 36 - резервуар вертикальный стальной (РВС-5000); 37 - резервуар вертикальный стальной (РВС-400) статического отстоя; 38 - резервуар накопитель сточных вод
Fig. 2. Layout of the main objects of GNPS-1 "Taishet": 1 - fire station; 2 - service and household building with a communication node; 3 - closed parking of equipment; 4 - shift residential complex; 5 - dining room; 6 - first lift station; 7 - complete transformer substation and control station shields; 8 - biological treatment station;
9 - industrial rainwater treatment station; 10 - dewatering station; 11 - transportable hot-water installation (UVT-4); 12 - RGS-20 fuel tanks; 13 - diesel power plant (DES-630); 14 - operator, complete transformer substation, closed switchgear; 15 - Open switchgear (ORU-35); 16 - general substation control point; 17 - drinking water storage tanks; 18 - vertical steel tank (RVS-200); 19 - frequency-controlled drive; 20 - circulating water supply station; 21 - main oil pumping station; 22 - mud filters; 23 - nodes with safety devices; 24 - tanks for washing liquid; 25 - oil sample storage warehouse; 26 - oil quantity and quality measurement system; 27 - chemical and analytical laboratory; 28 - pressure control unit; 29 - complete transformer substation and control station shields; 30 - back-up pumping station; 31 - unit with safety devices; 32, 33 - shut-off valve assembly; 34 - room with electric valves; 35 - data exchange system start-up and reception chamber; 36 - vertical steel tank (RVS-5000); 37 - vertical tank steel (RVS-400) static sludge; 38 - waste water storage tank
https://tb.istu.edu/jour/index
kF3
253
Г
и
Рожков Д. М., Беляк А. Л. Исследование пожарной опасности головной... Rozhkov D. M., Belyak A. L. Investigation of the fire danger of the main ...
Таблица 1. Характеристика резервуарного парка Table 1. Characteristics of the tank farm
Наименование параметра Ед. изм. Кол-во
Площадь резервуарного парка м2 732 000
Общая емкость резервуарного парка м3 260 000
Количество резервуаров шт. 7
Количество групп резервуаров ед. 4
Площадь каре наибольшей группы м2 19684,1
Высота обвалования 3 3,5
комплексной системы автоматического пожаротушения (КСАПТ), включающей следующую аппаратуру:
- высоконапорный пеногенератор ВПГ-30 (3 шт.), высоконапорный пеногенератор ВПГ-40 (3 шт.), камеру низкократной пены КНП-5 (9 шт.), резервуары вертикальные стальные цилиндрические РВСПк-50000 (5 шт.);
- высоконапорный пеногенератор ВПГ-10 (4 шт.), резервуары вертикальные стальные РВС-5000 (2 шт.);
- высоконапорный пеногенератор ВПГ-10 (2 шт.), высоконапорный пеногенератор ВПГ-20 (2 шт.), высоконапорный пеногенератор ВПГ-30 (4 шт.), резервуар вертикальный стальной РВС-20000 (1 шт.);
- высоконапорный пеногенератор ВПГ-20 (3 шт.), высоконапорный пеногенератор ВПГ-30 (3 шт.), камера низкократной пены КНП-5 (6 шт.), резервуар вертикальный стальной РВСП-20000 (1 шт.);
- высоконапорный пеногенератор ВПГ-10 (4 шт.), резервуар вертикальный стальной РВС-5000 (1 шт.);
- высоконапорный пеногенератор ВПГ-10 (4 шт.), резервуар вертикальный стальной РВС-5000 (1 шт.);
- растворопроводы длиной 7850 м, заполненные на 6 % раствором;
- баки-дозаторы БДГ-10000 (5 шт.) объемом 10 000 л каждый;
- разрывные мембраны «Лотос»-150, 250;
Таблица 2. Характеристика резервуаров в резервуарном парке головной нефтеперекачивающей станции ГНПС-1 «Тайшет»
Table 2. Characteristics of tanks in the tank farm of the head oil pumping station GNPS-1 "Taishet"
3 м а р Диаметр, м м Площадь, м2 Уровень взлива, м Наличие систем
Тип Объем, тыс. а у в р е з е ср OI 21 Периметр, Высота, м зеркала резервуара каре max min орошения КСАПТ ГУС «Диоген»
РВСПк 50 1 60,7 191 18,0 2892 4957,7 16,852 1,653 Есть Есть Нет Есть
РВСПк 50 2 60,7 191 18,0 2892 4957,7 16,852 1,653 Есть Есть Нет Есть
РВСПк 50 3 60,7 191 18,0 2892 4957,7 16,852 1,653 Есть Есть Нет Есть
РВСПк 50 4 60,7 191 18,0 2892 4957,7 16,852 1,653 Есть Есть Нет Есть
РВСПк 50 5 60,7 191 18,0 2892 4957,7 16,852 1,653 Есть Есть Нет Есть
РВС 5 6 22,8 71,6 11,8 408 4266 8,887 1,356 Есть Есть Нет Есть
РВС 5 7 22,8 71,6 11,8 408 4266 8,926 1,356 Есть Есть Нет Есть
-v.
254
Ш
https://tb.istu.edu/jour/index
Рожков Д. М., Беляк А. Л. Исследование пожарной опасности головной... Rozhkov D. M., Belyak A. L. Investigation of the fire danger of the main ...
- обратные клапаны;
- насосы-повысители марки ЦНСА 500115 расходом 500 м3/ч (3 шт.): рабочий D-1,1, рабочий D-1,2, резервный D-1.3;
- насосы-повысители марки ЦНСА 300-120 расходом 300 мз/ч (2 шт.): рабочий D-2,1, резервный D-2,2;
- внутреннюю разводку резервуаров;
- запорную арматуру.
Запас пенообразователя «Мультипе-на» составляет 50 м3.
Резервуары РВСПк-50000 (№ 1-5) оборудованы тремя (3) вводами для тушения подслойным способом и тремя (3) вводами для поверхностного тушения в кольцевом зазоре пространства между стенкой резервуара и плавающей крышей.
Резервуары РВС-5000 (№ 6-7) оборудованы двумя (2) вводами для тушения подслойным способом. Электроприводная запорная арматура размещена в помещениях с электрозадвижками (11 помещений).
В случае отказа в работе комплексной системы пожаротушения нефтенасосных и резервуарного парка тушение проводится от передвижной пожарной техники. Запас возимого пенообразователя составляет 24 м3, который размещен на трех (3) автомобильных прицепах и установлен в стояночном боксе пожарного депо.
Численность добровольной пожарной дружины (ДПД) объекта составляет 15 чел. Боевая одежда находится в стояночном боксе пожарного депо в полном комплекте (куртка, брюки, каска, ремень, карабин, краги, подшлемник и сапоги пожарного). Также имеется резерв боевой одежды.
На территории станции ГНПС-1 «Тайшет» установлено 22 пожарных гидранта, из них на кольцевом трубопроводе диаметром 250 мм - 21 шт., на тупиковом трубопроводе диаметром 100 мм - 1 шт. Постоянное давление в сети составляет 1,0 кгс/см2 и поддерживается за счет двух резервуаров противопожарного за-
паса воды РВС-2000 м3 (№ 1-2). Противопожарный запас воды составляет 4000 м3.
При пожаре комплексной системой автоматического пожаротушения производится запуск насоса-повысителя противопожарного водоснабжения № 3.1 (№ 3.2 - резервный) с электроприводом. Давление в сети при этом возрастает до 6,3 кгс/см2, расход сети составляет 225 л/с.
Орошение резервуаров при пожаре осуществляется с помощью насосных агрегатов D-3.1 (рабочий), D-3.2 (резервный) марки 1Д 500-63 с расходом 500 м3/ч, напором 63 м, которые расположены на станции противопожарного водоснабжения, и открытия соответствующих задвижек (7 шт.).
Выход сигнала от датчиков пожарной сигнализации, расположенных на резервуарах и нефтеперекачивающих станциях, происходит в операторную комнату, дублируется в пожарное депо. Одновременно проводят общестанционное звуковое оповещение о пожаре.
Выход сигнала от датчиков пожарной сигнализации остальных объектов происходит также в пожарное депо. Одновременно проводят общестанционное звуковое оповещение о пожаре (сирена).
Для того чтобы не допустить в насосах обратного движения жидкости на линии выхода предусмотрены задвижки и обратные клапаны. Далее нефть проходит через фильтр, предусмотренный на узле учета, а также через узел переключения. После этого нефть движется в напорный трубопровод. На указанном узле переключения предусмотрена электрическая задвижка. Заметим, что центробежные насосы способны работать «на себя» при увеличении сопротивления в трубопроводе. В связи с этим необходимо обеспечить плавное изменение технологических параметров в моменты пуска и в моменты остановки насосов, а также в
https://tb.istu.edu/jour/index
kF3
255
5 5
Рожков Д. М., Беляк А. Л. Исследование пожарной опасности головной ... Rozhkov D. M., Belyak A. L. Investigation of the fire danger of the main ...
моменты их переключения с одного режима работы на другой. Кроме того, на трубопроводах необходимо применять задвижки с медленным перекрыванием, автоматические избыточные клапаны и воздушные колпаки.
На каждом резервуаре ГНПС-1 «Тайшет» смонтирован дыхательный клапан, совмещенный с огнепреградителем. Предотвращение переполнения резервуара обеспечивает ограничитель налива.
Для тушения пожаров нефти в резервуарах предусматривается применение химической пены с интенсивностью ее подачи 0,3-0,75 лс-1м-2. Для тушения закрытых помещений объемом до 500 м3 и при незначительной площади горения в условиях открытого пожара может применяться перегретый, насыщенный или отработанный (мятый) вод ян о й п ар пр и расходах 0,002-0,005 кгс-1м-3 и расчетном времени тушения 3 мин. Работа на пожаре должна проводиться с использованием теплоотражательных костюмов, со средствами защиты органов дыхания.
Краткий анализ обращающихся горючих веществ указывает, что основным пожароопасным веществом в рассматриваемом производстве является нефть. Она представляет собой горючую маслянистую жидкость, состоящую из различных углеводородов и других веществ. ЕВ составе нефти можно выделить пять основных частей: углеводородная часть, ас-фальтосмолистая часть, зольная часть, порфирины и сера. Углеводородная часть, в свою очередь, подразделяется на соединения метановые, нафтеновые и ароматические. Метановые соединения являются наиболее химически устойчивыми углеводородами, менее устойчивы
- ароматические, поскольку содержание водорода в них минимально. Ароматические углеводороды являются наиболее токсичными компонентами. Асфаль-тосмолистая составная часть способна растворяться в бензине частично. При этом растворяются асфальтены, не растворяются смолы. Зольная часть нефти представляет собой смесь разнообразных минеральных элементов и веществ, которые остаются при сжигании нефти.
Нефть, которую добывают на различных месторождениях, различается между собой по фракционному содержанию легких, средних и тяжелых компонентов. Основные химические элементы, входящие в состав нефти представлены на рис. 3.
2 3 4
1
Рис. 3. Химический состав нефти: углерод -"79-88%; водород - 11-14%; сера - 0,1-5%; азот, кислород - 0 ,0 5-2,8%
F/g. 3. Chemical composition of oil: carbon -79-88%; hydrogen - 11-14%; sulfur - 0,1-5%; nitrogen, oxygen - 0,05-2,8%
Нефть обладает следующими физико-химическими свойствами4: поотность 730-1040 кг/м3; температура кипения от 20 °С и венио в зависомости от природы нефти; теплота сгорания (43 514-46 024)
-у.
256
ш
https://tb.istu.edu/jour/index
И(П
ИчМ
4Баратов А. Н., Корольченко А. Я., К|эаьчук Г. Н. - др. Пчжаровзрывоопасность вещесав е матв|эиалог и оредства их тушения: справ. В 2 кн. Кн. 2. М.: Химия, 1993(0. 384 а;
Годжелло М.Г., Гращенкова В.Я., Колгагойа М.Н. и др. Пожарна- опасность ьсществ и материалов: справ. В 2-х ч. Ч. 2. М.: Изд-во литературы по строительству, 1970. 336 с.;
Демидов П.Г., Шандыба В.А., ЩеглочП.П.Горение а свойсьевгорюччх -чщевтв. Л-еизд., ч-вч-вб. 1В1.: Воичо,19Ы. 272 с.;
Середа Н. Г., Сахаров В. А., Тимошво А.Н. Спупнипгефеяобга игазхвок91В9чав.М,1 Недра- 1ч9е.325 ч.
Рожков Д. М., Беляк А. Л. Исследование пожарной опасности головной ... Rozhkov D. M., Belyak A. L. Investigation of the fire danger of the main ...
кДж/кг; диэлектрическая постоянная 2-2,5; удельное электрическое сопротивление 5 108-3 1016 Омм; скорость выгорания (5,2-7)10-5 м/с; скорость нарастания прогретого слоя (0,7-1,0)10-4 м/с; температура прогретого слоя 130-160 °С; температура пламени 1100 °С. В воде практически не растворяется.
Нефть характеризуется суммарными показателями5 [8]: низшая теплота сгорания Qн=44 000 кДж.кг-1; удельная массовая скорость выгорания ф = 0,0241 кг.м-2.с-1; дымообразующая способность Dm = 438 Нп.м2.кг-1; потребление кислорода L02=3,24 кг. кг-1; выделение углекислого газа LC02 = 3,104 кг.кг-1; выделение угарного газа Lco=0,161 кг. кг-1; выделение хлористого водорода LHC; = 0 кг. кг-1 . Скорость распространения пламени по разлитому нефтепродукту составляет более 0,5 м*с-1 для жидкости, имеющей температуру выше температуры вспышки6.
Обращающаяся на объекте нефть по содержанию парафина относится к парафиновому виду (содержание парафинов 2,58% масс.); по содержанию смол - к малосмолистым (8,2% масс.); по содержанию серы - к малосернистым (0,83% масс.). Плотность составляет 845 кгм-3;. вязкость - 50 ммс-1; температура вспышки минус 18 °С; температура самовоспламенения 233 °С; концентрационные пределы распространения пламени при температуре 25 °С: нижний - 1,1%, верхний - 10,2%; минимальная энергия зажигания - 1,3 Дж; безопасный экспериментальный максимальный зазор (БЭМЗ) 0,97. Нижний концентрационный предел распространения пламени равен 2,1 г/м3, нижний концентрационный предел воспламенения - 49 мг/м3, верхний концентрационный предел воспламенения- 195 г/м3. Скорость выгорания - 9-12 смч-1;
скорость нарастания прогретого слоя
- 24-36 см ч-1; температура прогретого слоя - 130-160 °С; температура пламени
- 1100 °С.
РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ
Анализ различных причин повреждения технологического оборудования. Причины аварий. Авариям на технологических участках с участием оборудования в большинстве случаев предшествуют различные нештатные ситуации, связанные с отклонением параметров аппаратов и параметров технологического режима от номинальных значений
[6]. Возникновению нештатных ситуаций способствуют резкое прекращение поступления тепло- и электроэнергии, технические отказы оборудования, поломка средств контроля и средств управления технологическими процессами, нарушения или ошибки в работе персонала. Анализ аварий, приведших к взрывам парогазовоздушных смесей, показывает, что в большинстве случаев они являлись следствием ошибочных действий персонала либо отказов оборудования. Аварии, связанные с возникновением взрыва, как правило, сопровождаются выходом из оборудования большого количества горючих веществ, разрушением технологических аппаратов, отказом контрольно-измерительных устройств и различных автоматических приборов.
Наиболее вероятными причинами повреждений технологического оборудования на территории резервуарного парка и перекачивающих станций могут стать следующие факторы: отказ трубопроводов, арматуры и разъемных соединений
[7], разгерметизация некачественных резервуаров, переполнение, механические повреждения, нагрев, коррозия [8]; нару-
5Кошмаров Ю.А. Прогнозирование опасных факторов пожара в помещении: учеб. пособие. М.: Академия ГПС МВД России, 2000. 118 с.
6ГОСТ 17.2.6.02-85 Охрана природы. Атмосфера. Газоанализаторы автоматические для контроля загрязнения атмосферы [Электронный ресурс] // Кодекс. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200012796 (21.08.2022).
https://tb.istu.edu/jour/index
kF3
257
Г
Рожков Д. М., Беляк А. Л. Исследование пожарной опасности головной... Rozhkov D. M., Belyak A. L. Investigation of the fire danger of the main ...
шение техники безопасности при проведении технологических операций; ошибки персонала при ведении технологического процесса; внешние воздействия природного и техногенного характера.
Вследствие указанных причин может произойти частичное или полное разрушение резервуара или подводящего трубопровода, истечение нефти и ее возгорание, образование пожара разлития, термическое поражение людей и рядом стоящих резервуаров, образование и распространение облака продуктов горения, загрязнение окружающей среды.
Вся совокупность причин разрушения резервуаров, насосов и трубопроводов связана с тем, что в период работы они находятся в сложном напряженном состоянии. Оно вызывается одновременным воздействием ряда агрессивных факторов: гидростатическим давлением нефти; избыточным давлением в свободном пространстве, чередующимся с вакуумом; значительными перепадами рабочих температур, ветровой и снеговой нагрузки, сейсмических процессов, осадков и т.д. К данному перечню следует добавить агрессивное химическое воздействие на металлические конструкции как самой нефти и ее примесей, так и атмосферных осадков и грунтовых вод. Все это, в свою очередь, определяет требования к конструкционным материалам, коими являются используемые для строительства нефтяного оборудования.
Механические воздействия. Механические воздействия на оборудование возникают в силу превышения расчетных нагрузок при сохранении расчетной прочности данного оборудования. Распространенным примером механического воздействия является увеличение рабочего давления, вызванного невозможностью своевременно удалить паровоздушную смесь в процессе заполнения резервуара нефтью. Это происходит из-за загряз-
нения или обледенения установленного на дыхательной линии огнепреградителя, либо по причине, когда пропускная способность дыхательной линии не соответствует скорости принимаемой нефти. По аналогичной причине может возникнуть вакуум при опорожнении резервуара, что чревато смятием его корпуса. Для предотвращения подобных ситуаций необходимо регулярно проверять состояние дыхательных линий. В наиболее холодные периоды необходимо снимать огнепреградители с дыхательных линий. И, конечно, необходимо обеспечивать соответствие пропускной способности данных линий и клапанов скорости принимаемой жидкости.
Еще одной причиной повреждения корпуса резервуара или корпуса насоса может являться некачественно выполненное основание, что приводит при монтаже к чрезмерной посадке по отношению к трубопроводу.
Опасность представляет вибрация насосов в процессе работы. Вибрации относятся к динамическим нагрузкам и проявляются в разрушениях швов оборудования, неплотностях во фланцевых соединениях, изменении упругости и, как следствие, разрушение подверженных вибрации частей. Насосные агрегаты насосного блока установлены на массивных железобетонных фундаментах, что практически исключает возникновение вибрации. Периодически проводится центровка насосов. Показания всех приборов выведены на щит контрольно-измерительных приборов и автоматики в операторной. Поэтому имеется возможность регулирования технологических параметров насосных агрегатов как в автоматическом, так и в ручном режиме.
Химическое воздействие. Окружающая среда и нефть, обращающаяся в технологическом процессе, вступают в химическое взаимодействие с конструкционными материалами технологического оборудования. В результате данного
-у.
258
ш
https://tb.istu.edu/jour/index
Рожков Д. М., Беляк А. Л. Исследование пожарной опасности головной... Rozhkov D. M., Belyak A. L. Investigation of the fire danger of the main ...
взаимодействия происходит разрушение оборудования. Такое разрушение конструкционного материала называется коррозией, которая может быть химической и электрохимической.
Химическая коррозия возникает в результате того, что на конструкционный материал воздействует кислород, содержащийся в воздухе, и сероводород, содержащийся в сырой нефти. Из-за кислородной коррозии образуется ржавчина: 4Fe + 302^ 2F2О3. Оксид F2О3 уже не обладает требуемой механической прочностью и потому отслаивается от основного металла. Сероводород при температуре более 310 °С разлагается с выделением серы, которая взаимодействует с металлом. Образующиеся сернистые соединения являются пористыми, не обладают необходимой прочностью и также легко отслаиваются.
Разрушение конструкционного материала трубопроводов и технологических аппаратов происходит также в результате электрохимической коррозии. При наличии на поверхности конструкций влаги образуется пленка, содержащая растворенный воздух и атмосферные примеси. Данная пленка выступает в роли электролита, который растворяет металл, приводя тем самым к разрушению конструкции и снижению ее прочности. В целях профилактики следует использовать коррозионно-устойчивые материалы, а также обеспечивать изоляцию внутренних и наружных металлических поверхностей специальными антикоррозионными покрытиями.
Наиболее опасными сценариями аварий, пожаров, взрывов являются аварии на трех участках: в резервуарном парке, на магистральной нефтенасосной и подпорной насосной станциях. Ниже рассмотрены сценарии распространения пожара на данных участках.
Сценарии распространения пожара в резервуарном парке. Распростра-
нению пожара в резервуарном парке способствует значительное количество нефти, наличие технологических коммуникаций; внезапное появление факторов, ускоряющих развитие пожара (аварийный пролив жидкостей, взрыв технологического оборудования). Одними из наиболее важных факторов, влияющих на распространение пожара в резервуарном парке, являются:
- позднее обнаружение пожара;
- отсутствие или неисправность стационарных и первичных средств тушения;
- неправильные действия людей в ходе тушения пожара.
На территории резервуарного парка возможны различные пути распространения пожара: по поврежденным резервуарам; по промышленной канализации; по паровоздушному облаку; по поверхности пролитой нефти [9].
Применяемые резервуары снабжаются трубопроводной арматурой, дыхательными линиями, предохранительными и избыточными клапанами и другим необходимым оборудованием. Распространение пожара от горящего резервуара на другие участки возможно по любому оборудованию, связанному с внутренней средой резервуара. Прежде всего, путями распространения пожара могут стать дыхательные линии, а также замерные и смотровые люки. Так, через дыхательные линии происходит выпуск паровоздушной смеси наружу из внутреннего пространства резервуара при его заполнении нефтью. Также может происходить поступление атмосферного воздуха внутрь резервуара при его опорожнении [10].
Распространению пожара от горящего резервуара способствует присутствие внутри резервуара паровоздушной смеси, которая может иметь различные стадии насыщения (в зависимости от технологического цикла, рабочей температуры, рабочего давления и др. факторов). При возникновении пожара внутри ре-
https://tb.istu.edu/jour/index
kF3
259
19
Рожков Д. М., Беляк А. Л. Исследование пожарной опасности головной ... Rozhkov D. M., Belyak A. L. Investigation of the fire danger of the main ...
зервуара, как правило, происходит взрыв паровоздушной смеси в пространстве резервуара (с возможным срывом или повреждением крыши резервуара). Сила взрыва определяется наличием свободного газового пространства (при низком уровне нефти мощность взрыва максимальна).
Высокая температура в зоне пожара, равная 1200-1500 °С, вызывает деформацию стенок, технологического оборудования (дыхательной и другой арматуры) и, в конечном итоге, разрушение резервуара, если своевременно не организовать охлаждение коммуникаций и не принять мер к тушению возникшего пожара. В результате разрушения резервуара и выброса большого количества нефти в обвалование может возникнуть волна, которая, в свою очередь, окажет сильное гидравлическое воздействие на обвалование, в котором находится резервуар. Вследствие этого возможен «перехлест» обвалования и растекание нефти за его пределами.
Уязвимым местом являются предохранительные клапаны. Проникновение пламени снаружи внутрь резервуара через предохранительные клапаны возможно в период нахождения факела пламени поблизости от дыхательной линии в период выкачки нефти из резервуара в аварийную емкость. В этом случае вместе с подсасывающимся воздухом во внутреннее пространство резервуара могут попасть искры и пламя.
Также можно выделить в качестве причины распространения пламени между резервуарами небольшое противопожарное расстояние между ними. Огонь может распространиться на соседний резервуар, например, по трубопроводной обвязке. Газоуравнительные системы и вовсе способны достаточно быстро распространить пламя сразу на несколько резервуаров.
Распространение пожара может происходить также по пролитой нефти. При-
чинами пролива нефти может являться утечка через сальники в задвижках и неплотность во фланцах, переливы при переполнении резервуаров, повреждения корпуса резервуара. Кроме того, систематические протекания нефти приводят к пропитыванию ею поверхности грунта, что, безусловно, будет способствовать распространению пожара от горящего резервуара.
Сценарии распространения пожара в насосных станциях. На рассматриваемом объекте расположены два здания насосных станций: здание магистральной нефтенасосной (рис. 2, 21) и здание подпорной насосной станций (рис. 2, 30). Технологический процесс в данных насосных станциях аналогичен. Основное применяемое оборудование - насосные агрегаты (нефтяные насосы НМ 2500/230) и трубопроводы. Пожарная опасность насосных станций примерно одинаковая.
Основной причиной распространения пожара в пределах помещения насосной станции является передача теплоты посредством излучения, конвекции и теплопроводности. По мере увеличения площади пожара, нагретые продукты горения сами излучают теплоту и, перемещаясь, отдают ее окружающим предметам, конструкциям и оборудованию. Кроме того, источником излучения энергии является факел пламени. При этом продукты горения и лучистая энергия, распространяясь, отдают теплоту на значительном расстоянии от первоначального очага пожара.
При благоприятных условиях пожар может развиться и за пределы насосной станции в сторону открытой технологической площадки, на которой установлены насосы для подачи нефти в резервуары. После 15-20 мин. воздействия пламени на аппараты происходит потеря несущей способности металлических конструкций, выход из строя узлов управления задвижками, разгерметизация фланцевых сое-
-у.
260
Ш
https://tb.istu.edu/jour/index
Рожков Д. М., Беляк А. Л. Исследование пожарной опасности головной ... Rozhkov D. M., Belyak A. L. Investigation of the fire danger of the main ...
динений, нарушение целостности емкостей, и возможен взрыв насосов с последующим горением.
Распространение пожара возможно через закрытые проемы насосной станции при взрыве; по пролившейся нефти из насосной станции и наружных установок; по электрическому кабелю; по канализационной сети.
Пожарная опасность насосных станций может быть обусловлена рядом факторов. Это - максимальное давление нагнетания нефтяных насосов, равное 25 кгссм-2; возможность повышение температуры трущихся частей насосных агрегатов из-за недостаточной смазки или разрушения подшипников; возможность утечки нефти через сальники насосов; возможность утечки нефти через неплотности фланцевых соединений; применение силового и осветительного электрооборудования; возможность образования взрывоопасных концентраций паров нефти в объеме помещения; возможность накопления зарядов статического электричества.
Если пожар произойдет в насосной, то опасными факторами будут:
- взрыв;
- быстро распространяющееся открытое пламя, при высокой скорости распространения пламени по поверхности пролившейся нефти (0,5 мс-1);
- резкое повышение температуры;
- токсичность продуктов горения нефти;
- дым в рабочей зоне;
- резкое понижение концентрации кислорода;
- осколки (части) разрушившихся в результате взрыва наружных установок и здания насосного блока;
- электрический ток (в результате разрушения электрических цепей).
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Головная нефтеперекачивающая станция ГНПС-1 «Тайшет» является ключевым объектом компании «Транснефть» в Иркутской области и предназначена для транспортировки нефти в региональную систему ООО «Транснефть-Восток». Наиболее опасными технологическими участками являются резервуарный парк, магистральная нефтенасосная и подпорная насосная станции. Резерву-арный парк имеет емкость 260 000 м3 (5 резервуаров РВСПк-50 000, 2 резервуара РВС-5000). В зданиях насосных установлены нефтяные насосы НМ 2500/230. Противопожарная защита обеспечивается пожарной сигнализацией, системой оповещения, комплексной системой автоматического пожаротушения. В качестве наиболее пожароопасного вещества выступает нефть. Наиболее опасными вариантами аварий являются разрушения оборудования в резервуарном парке, магистральной нефтенасосной и подпорной насосной станции.
Список источников
1. Дупляков Г. С., Елфимова М. В. Проблемы обеспечения пожарной безопасности складов нефти и нефтепродуктов // Техносферная безопасность. 2019. № 3 (24). С. 50-62.
2. Дупляков Г. С., Горбунов А. С., Елфимова М. В., Шупранов Д. А. Пожарная безопасность складов нефти и нефтепродуктов // Сибирский пожар-но-спасательный вестник. 2019. № 4 (15). С. 8-17.
3. Петрова Н. В., Чешко И. Д., Галишев М. А. Анализ практики экспертного исследования пожаров на объектах хранения нефти и нефтепродуктов // Вестник Санкт-Петербургского университета
государственной пожарной службы МЧС России. 2016. № 3. С. 40-46.
4. Бруслиновский А. Ю., Самигуллин S. Ю. Анализ пожарной опасности в резервуарном парке на примере нефтебазы ООО «Транснефть - порт Приморск» // Пожарная и техносферная безопасность: проблемы и пути совершенствования. 2021. № 2 (9). С. 54-57.
5. Коробейников А. М., Кончаков С. А. Обеспечение пожарной безопасности в организациях системы «Транснефть» // Пожарная безопасность: проблемы и перспективы. 2018. Т. 1. С. 421-423.
https://tb.istu.edu/jour/index
kF3
261
г
Рожков Д. М., Беляк А. Л. Исследование пожарной опасности головной ... Rozhkov D. M., Belyak A. L. Investigation of the fire danger of the main ...
6. Аралов О. В. Оценка соответствия оборудования, применяемого на объектах магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть»» для снижения рисков возникновения аварий // Трубопроводный транспорт - 2015: материалы X Меж-дунар. учеб.-науч.-практ. конф. (г. Уфа, 21-22 мая 2015 г.). Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2015. С. 19-20.
7. Субольков С. Ф., Лялькина Г. Б., Бердышев О. В. Повреждения нефтепроводов в компании Транснефть: разрывы и трещины, коррозия, механические и химические воздействия // Дальневосточная весна - 2020: материалы 18-й Междунар. науч.-практ. конф. по проблемам экологии и безопасности (г. Комсомольск-на-Амуре, 05 июня 2020 г.) / Ред.: И.П. Степанова, Г.Е. Никифорова. Комсомольск-на-Амуре: Комсомольский-на-Амуре государственный университет, 2020. С. 173-176.
8. Блинов И. Г., Валюшок А. В., Старочкин А. В. К вопросу об уточнении степени коррозионной опасности участков магистральных нефте и не-
фтепродуктопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. № 2 (14). С. 58-61.
9. Колмакова О. С., Коваль Ю. Н. Методы и средства ликвидации последствий разливов нефти и нефтепродуктов на примере Рыбинской (ЛПДС) Красноярского РНУ АО «Транснефть - Западная Сибирь» // Рациональное природопользование и техносферная безопасность: теория и практика: материал межвузовской молодежн. науч.-практ. конф. (г. Махачкала, 25 ноября 2021 г.). Махачкала: Дагестанский государственный технический университет, 2021. С. 97-102.
10. Ревин П. О., Макаренко А. В., Губенков А. А., Осина И. О. Исследование коррозионной активности атмосферы на нефтеперекачивающих станциях с резервуарными парками // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 1. С. 88-92. 1^:/^/огд/10.28999/2541-9595-2021-11-1-88-92.
References
1. Duplyakov G. S., Elfimova M. V. Problems of en-suring fire safety of warehouses of petroleum and petroleum products. Tekhnosfernaya bezopasnost' = Technosphere safety. 2019;3:50-62. (In Russ.).
2. Duplyakov G. S., Gorbunov A. S., Elfimova M. V., Shupranov D. A. Fire safety of warehouses of petro-leumand petroleum products. Sibirskii pozharno-spa-satel"nyi vestnik = Siberian Fire and Rescue Bulletin. 2019;4(15):8-17. (In Russ.).
3. Petrova N. V., Cheshko I. D., Galichev M. A. Analysis of expert practice of fire research on oil storage facilities. Nauchno-analiticheskii zhurnal "Vestnik Sankt-Peterburgskogo universiteta gosudarstvennoi protivopozharnoi sluzhby MChS Rossii"= Scientific and analytical journal "Vestnik Saint-Petersburg university of state fire service of emercom of Russia". 2016;3:40-46. (In Russ.).
4. Bruslinovsky A. Yu., Samigullin A. H. Fire hazard analysis of the reservoir park on the example of the tank factory of Transneft - port Primorsk. Pozhar-naya i tekhnosfernaya bezopasnost": problemy i puti sovershenstvovaniya = Fire and technosphere safety: problems and ways of improvement. 2021;254-57. (In Russ.).
5. Korobeinikov A. M., Konchakov S. A. Fire safety in the organizations of the system "Transneft". Pozharnaya bezopasnost': problemy i perspektivy. 2018;1:421-423. (In Russ.).
6. Aralov O. V. Conformity assessment of equipment used at the facilities of the trunk oil pipelines of JSC "AK "Transneft" to reduce the risks of acci-
dents. Truboprovodnyi transport - 2015: materialy X Mezhdunarodnoi uchebno-nauchno-prakticheskoi konferentsii = Pipeline transport - 2015: materials of the X International Educational, Scientific and Practical Conference. Ufa, 21-22 May 2015. Ufa: Ufimskii gosudarstvennyi neftyanoi tekhnicheskii universiteta; 2015. p. 19-20. (In Russ.).
7. Subolkov S. F., Lyalkina G. B., Berdyshev O. V. Oil pipeline damages at transneft: graves and cracks, corrosion, mechanical and chemical impacts. Dal'ne-vostochnaya vesna - 2020: materialy 18 Mezhdunarodnoi nauchno-prakticheskoi konferentsii po prob-lemam ekologii i bezopasnosti = Far Eastern Spring 2020: materials of the 18th International Scientific and Practical Conference on Ecology and Safety. Komsomolsk-on-Amur, June 05, 2020. Ed.: I. P. Stepanova, G. E. Nikiforova. Komsomolsk-on-Amur: Komsomolsk-on-Amur State University; 2020. p. 173-176. (In Russ.).
8. Blinov I. G., Valushok A. V., Starochkin A. V. To the question of updating the level of corrosion hazard for the areas of oil and oil products trunk pipelines. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov = Science and technologies: oil and oil products pipeline transportation. 2014. № 2 (14). C. 58-61. (In Russ.).
9. Kolmakova O. S., Koval' Yu. N. Methods and means of eliminating the consequences of oil and petroleum product spills on the example of Rybinska-ya (LPDS) Krasnoyarsk RNU of JSC "Transneft -Western Siberia". Ratsional'noe prirodopol'zovanie
s' -v.
262
Ш
https://tb.istu.edu/jour/index
Рожков Д. М., Беляк А. Л. Исследование пожарной опасности головной ... Rozhkov D. M., Belyak A. L. Investigation of the fire danger of the main ...
i tekhnosfernaya bezopasnost': teoriya i praktika: material mezhvuzovskoi molodezhnoi nauchno-prak-ticheskoi konferentsii = Rational nature management and technosphere safety: theory and practice: materials of the interuniversity youth scientific and practical conference. Makhachkala, 2б November 2021. Makhachkala: Dagestan State Technical University; 2021. p. 97-102. (In Russ.).
Сведения об авторах
Д. М. Рожков
кандидат технических наук,
доцент кафедры промышленной экологии
и безопасности жизнедеятельности,
Иркутский национальный исследовательский
технический университет,
664074, Pоccия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83
А. Л. Беляк
кандидат технических наук,
доцент кафедры судебно-экспертной
деятельности,
Bоcточно-Сибирcкий институт MBД Poccu, 664074, Pоccия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 110
Вклад авторов
Все авторы сделали эквивалентный вклад в подготовку публикации.
Конфликт интересов
Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.
Автор прочитал и одобрил окончательный вариант рукописи.
Поступила в редакцию 08.08.2022. Одобрена после рецензирования 19.08.2022. Принята к публикации 17.09.2022.
10. Revin P. O., Makarenko A. V., Gubenkov A. A., Osina I. O. Research of atmospheric corrosion activity on oil pumping stations with tank farms. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i neft-eproduktov = Science and technologies: oil and oil products pipeline transportation. 2021;11(1):88-92. (In Russ.). https://doi/org/10.28999/2541-9595-2021-11-1-88-92.
Information about the author
Dmitry M. Rozhkov,
Cand. Sci. (Eng.),
Associate Professor at the Industrial Ecology and Life Safety Department, Irkutsk National Research Technical University,
83 Lermontov St., 664074 Irkutsk, Russia
Alexander L. Belyak,
Cand. Sci. (Eng.), Associate Professor at the Department of Forensic Activities, East Siberian Institute of the Ministry of Internal Affairs of Russia 110 Lermontov St., 664074 Irkutsk, Russia
Contribution of the author's
The authors contributed equally to this article.
Conflict of interests
The authors declare no conflict of interests.
All authors have read and approved the final manuscript.
The article was submitted 08.08.2022. Approved after reviewing 19.08.2022. Accepted for publication 17.09.2022.
https://tb.istu.edu/jour/index
kF3
263
3 3
