Оценка пожарной опасности крупномасштабного терминала отгрузки нефти на основе концепции пожарного риска Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

Ю.н. шебеко, и.А. Больдьян, Ю. и. Дешевых, Д.м. Гордиенко, А. н. гилетич, и. М. Смолин, Д. С. Кириллов, Всероссийский научно-исследовательский институт противопожарной обороны МЧС России, г. Балашиха Московской области

ОЦЕНКА ПОЖАРНОЙ ОПАСНОСТИ КРУПНОМАСШТАБНОГО ТЕРМИНАЛА ОТГРУЗКИ НЕФТИ НА ОСНОВЕ КОНЦЕПЦИИ ПОЖАРНОГО РИСКА

(Окончание. Начало в № 8 (2006))

Результаты оценки риска и их обсуждение

Типичные результаты расчета размеров зон поражения при реализации представлены в табл. 3-5. Видно, наибольшие размеры зон поражения реализуется в случае пожара-вспышки. Данный вывод не является неожиданным, т. к. при возникновении пожара-вспышки высокотемпературное облако продуктов сгорания имеет радиус, более чем в 2 раза превышающий характерный размер пролива нефти. Интенсивность же теплового излучения от пожара пролива достаточно быстро уменьшается с расстоянием от границ пролива, в связи с чем радиус поражения оказывается меньше, чем в случае пожара-вспышки. Зоны поражения от факельного горения еще ниже. В табл. 3 и 4 обращает на себя внимание относительно слабая зависимость площади пролива и массы паров в паровоздушном облаке от вида утечки. Связано это с тем обстоятельством, что в соответствии с [5] учитывали как выход продукта через аварийное отверстие в течение 300 с, так и массу ве-

В связи с проектированием и строительством на территории Российской Федерации и в других странах крупномасштабных терминалов хранения и отгрузки нефти (объем единичного резервуара более 100000 м3, суммарный объем хранения более 300000 м3) большое значение приобретает задача обеспечения пожарной безопасности таких объектов [1-4]. Пожары на таких крупных хранилищах могут иметь катастрофические последствия как для соседних объектов, так и для окружающей среды.

Таблица 3. Характерные размеры зон поражения при реализации некоторых сценариев аварий, связанных с пожаром пролива

Площадь пролива, и 2 Размеры зоны поражения

Наименование аварийной ситуации Вид утечки (м) при вероятности гибели человека

м 100% 10% 1%

Разгерметизация линии подачи нефти на терминал Малая Средняя Большая Полное разрушение 10600 11500 14100 26700 59 61 67 93 69 72 81 121 82 85 96 138

Разгерметизация Малая 680 15 17 21

трубопроводов обвязки Средняя 1060 18 20 22

дренажной емкости Большая 1660 23 24 28

Разгерметизация трубопровода конденсата Малая Средняя 500 880 13 17 16 20 20 24

Разгерметизация смесителя нефти и конденсата Малая Средняя Большая Полное разрушение 3400 3600 4200 20000 33 34 37 80 34 36 39 101 41 42 47 117

Разгерметизация коллектора подачи нефти в резервуары Малая Средняя Большая Полное разрушение 17200 17400 18000 34800 74 75 76 104 92 93 95 139 106 107 110 158

Разгерметизация линии подачи нефти на узел учета Малая Средняя Большая Полное разрушение 4800 5800 9000 104200 39 44 54 182 43 48 62 261 51 58 74 288

щества, содержащегося в аварийном участке трубопровода между двумя единицами запорной арматуры (т. е. предполагается, что продукт в течение 300 с — до закрытия запорной арматуры — истекает через аварийное отверстие, и далее вытекает все содержимое отсекаемого аварийного участка трубы). Под малой, средней и большой утечками понималось истечение продукта через аварийные отверстия эквивалентным диаметром 5,25 и 50 мм соответственно.

Для рассматриваемого объекта одним из важнейших является вопрос о воздействии пожара на поверхности одного из резервуаров на соседний резервуар для различных скоростей ветра. Приведем результаты оценки для наиболее опасного случая, когда ветер направлен от горящего резервуара к негорящему. Диаметр резервуара принят равным 33 м, а расстояние между стенками резервуаров - их диаметру. Удельная массовая скорость выгорания равнялась 0,06 кг/(м2.с), а среднеповерхностная интенсивность теплового излучения пламени 25 кВт/м2 [5]. Методика расчета интенсивности теплового излучения от наклоненного цилиндрического пламени взята из [21]. Принимали, что горит вся поверхность жидкости в резервуаре. Оба резервуара имели высоту 18 м, а интенсивность теплового излучения определяли в верхней точке негорящего резервуара, ближайшей к очагу пожара. Результаты расчета представлены ниже в табл. 6. Для сравнения в скобках приведены данные, полученные с учетом увеличения горизонтального размера основания пламени. Интересно сравнить полученные значения интенсивности теплового излучения с предельно допустимыми величинами. В документе [22] в качестве критической интенсивности теплового излучения для металлических конструкций рекомендуется принимать величину 25 кВт/м2. В работе [23] в качестве критической температуры не-смоченной жидкостью стенки резервуара принята величина 4270С, при этом

Таблица 4. Характерные размеры зон поражения при реализации некоторых сценариев аварий, связанных с пожаром-вспышкой

Наименование аварийной ситуации Вид утечки Масса паров в паровоздушном облаке (кг) после испарения в течение 1 часа Размер зоны при условной вероятности поражения человека, равной 1

Разгерметизация линии подачи нефти на терминал Малая Средняя Большая Полное разрушение 40300 43500 53300 101400 850 870 930 1150

Разгерметизация трубопровода обвязки дренажной емкости Малая Средняя Большая 2600 4000 6300 340 400 460

Разгерметизация смесителя нефти и конденсата Малая Средняя Большая Полное разрушение 12800 13500 15800 75200 580 590 630 1050

Разгерметизация коллектора подачи нефти в резервуары Малая Средняя Большая Полное разрушение 64600 65300 67600 127000 990 1000 1010 1240

Разгерметизация линии подачи нефти на узел учета Малая Средняя Большая Полное разрушение 18100 21900 33900 391900 650 700 800 1810

Таблица 5. Характерные размеры зон поражения при реализации некоторых сценариев аварий, связанных с факельным горением

Наименование аварийной ситуации Вид утечки Расход продукта при истечении, кг/с Размер зоны при условной вероятности поражения человека равной 0,17

Разгерметизация подачи нефти на терминал Малая Средняя Большая Полное разрушение 0,7 16.3 65.4 305,8 9 33 58 107

Разгерметизация трубопровода обвязки дренажной емкости Малая Средняя Большая 0,3 7,3 18,4 7 24 35

Разгерметизация трубопровода конденсата Малая Средняя 0,4 6,0 7 22

Разгерметизация линии подачи нефти на узел учета Малая Средняя Большая Полное разрушение 0,8 20,0 80,1 1871 10 36 62 220

Разгерметизация надземного участка отгрузочного трубопровода

ПОЖАРНАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

Таблица 6. Характерные значения интенсивности теплового излучения от горящего резервуара на негорящий

Скорость ветра, м/с Интенсивность теплового излучения, кВт/м2

5 9,3 (10,9)

10 12,0 (15,7)

15 13,9 (18,6)

20 15,4 (20,4)

Таблица 7. Результаты оценки потенциального риска для различных участков на территории терминала

Наименование участка Величина потенциального риска, год1,

Участок приема нефти 1,5.10-5

Участок подстанции и местной диспетчерской 2,0.10-5

Насосная нефти 2,2.10-5

Узел учета нефти 2,2.10-5

Станция пенного пожаротушения 1,9.10-5

Участок дренажного оборудования 3,7.10-5

Резервуарный парк 3,3.10-5

плотность падающего на указанные стенки резервуара теплового потока не должна превышать 13,5 кВт/м2 в отсутствие ветра и 22 кВт/м2 при скорости ветра 10 м/с. В работе [24] величи-нукритической интенсивностирекомен-дуется принимать равной 20 кВт/м2. Как видно из табл. 6, рассчитанные значения интенсивности теплового излучения близки к приведенным критическим величинам. Это говорит о потенциальной возможности распространения пожара от горящего резервуара к негорящему, и для предотвра-

щения такого процесса следует предусмотреть необходимые защитные мероприятия (например, устройство системы водяного орошения стенок резервуара).

На рис. 2 представлены результаты оценки потенциального риска в виде контуров со значениями 10-8 и 10-6 год-1, нанесенных на план объекта. Размеры контура риска со значением 10-8 год-1 обусловлены протяженностью зон поражения от аварий с реализацией сценария пожара-вспышки при полном разрушении надземного

трубопровода отгрузки нефти и коллектора выдачи нефти из резервуаров. Размеры контура риска со значением 10-6 год-1 обусловлены протяженностью зон поражения от аварий с реализацией сценария пожара-вспышки при проливе нефти в обвалование при разгерметизации трубопроводов, проходящих внутри него. Контур риска, отвечающий величине 10-8 год-1, представлен без учета сценария аварии с переливом нефти. Учет указанного сценария приведет к тому, что этот контур будет иметь радиус около 6,8 км с центром в аварийном резервуаре. При этом контур риска со значением 10-6 год-1 практически не изменится в силу того, что частота пожара-вспышки при таком сценарии достаточно мала (для реализации такого события должна иметь место цепочка событий «квазимгновенное разрушение резервуара — перелив нефти через обвалование — безветренная погода — зажигание пролитой нефти»). Сопоставление полученных контуров потенциального риска и зон поражения опасными факторами пожара с распределением населения, проживающего вблизи пожароопасного объекта, позволяет сделать вывод о том, что индивидуальный и социальный риски для населения не превышают предельно допустимые значения, регламентированные стандартом [5]. Результаты оценки потенциального риска для различных участков на территории терминала представлены в табл. 7. При этом для участка подстанции значения риска приведено для об-

ласти вне здания, а для резервуарного парка — в районе обвалования. Результаты оценки индивидуального риска для различных категорий персонала представлены в табл. 8. Общая численность персонала объекта не превышает 6 человек, а согласно стандарту [5] социальный риск оценивается по поражению не менее 10 человек. В связи с этим для персонала величина социального риска близка к нулю. В настоящее время предельно допустимые значения пожарного риска для персонала производственных объектов российскими нормативными документами не регламентируются. Поэтому сравнение рассчитанных значений целесообразно провести с величинами, предлагаемыми ведущими нефтяными компаниями. Анализ этих предложений проведен в работах [6,7], и сделаны следующие выводы относительно предельно допустимых значений риска для персонала.

Риск более 10-4 год-1 — зона недопустимого риска. В этой зоне необходимо проводить соответствующий комплекс мероприятий по его снижению. Риск менее 10-4 год-1, но более 10-6 год-1 — зона жесткого контроля риска. В этой зоне риск считается допустимым только тогда, когда приняты меры, позволяющие снизить его настолько, насколько это практически целесообразно. При этом должны выполняться следующие требования: в зоне должно находиться ограниченное число людей в течение ограниченного отрезка времени; персонал объектов должен быть хорошо обучен и готов к действиям по локализации и ликвидации различных

152916, г. Рыбинск, Ярославская обл., пр-т 50 лет Октября, 60

Тел.: (4855) 29-77-77 www.rkz.ru

вотшлиынша №@1жшря1

МОНТАЖНЫЕ БРОНИРОВАННЫЕ КАБЕЛИ (КМЭКВ, КМЭКВНГ(1_Б), КМЭВ, КМЭВНГ(1_Б))

I кабели силовые гибкие | силовые и контрольные кабели в ПВХ | соединительные и установочные провода | кабели управления, авто- и авиапровода I провода для электротранспорта, судовые кабели | термостойкие провода с кремнийорганической изоляцией | эмалированные провода | обмоточные провода со стекловолокнистой изоляцией | силовые кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение 1 кВ | кабель шахтный гибкий с резиновой изоляцией, в резиновой оболочке

аварий и пожаров; должна быть отра

Таблица 8. Результаты оценки индивидуального риска для различных категорий персонала

ботана система оповещения об опасных ситуациях и пожаре. Риск менее 10-6 год-1 — зона безусловно приемлемого риска. В этой зоне не требуется проведения дополнительных защитных мероприятий. Вопрос о нормировании социального

Категория персонала Величина индивидуального риска, год1

Начальник объекта Инженер по организации управления производством Оператор Слесарь 3,3.10-6 1,1.10-6 2,2.10-5 7,7.10-6

риска для персонала недостаточно ясен и должен быть решен после проведения дополнительных исследований. Как видно из табл. 8, значения индивидуального риска для персонала объекта находятся в диапазоне 1Д.10-6 ^2,2.10-5 год-1, что соответствует зоне жесткого контроля риска. Обычно для объектов нефтегазового комплекса условия, сформулированные выше для этой зоны, выполняются, и поэтому можно сделать вывод о допустимости уровня пожарного риска рассматриваемого объекта как для персонала, так и для проживающего вблизи населения.