CC BY
10
Ключевые слова:
нефтепродукты, углеводородные газы,
взрывопожаро-
безопасность,
аварии,
сравнительный анализ,
аналитические
зависимости,
рекомендации.
УДК 614.841.41
Вопросы безопасности при использовании углеводородных газов в качестве альтернативы нефтяным топливам
Б.С. Рачевский
Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, Российская Федерация, 119991, г. Москва, Ленинский пр-т, д. 65, корп. 1 ГК «НефтеГазТоп», Российская Федерация, 115487, г. Москва, ул. Садовники, д. 2, офис 1012 E-mail: info@neftegaztop.ru
Тезисы. В статье дан сравнительный анализ взрывопожароопасности нефтяных топлив и углеводородных газов. Показано, что нефтяные топлива более взрывопожароопасны, чем углеводородные газы, из которых наиболее опасным является пропан-бутан. Приведен сценарий возникновения и развития аварий при эксплуатации объектов с обращением углеводородных газов. Даны аналитические зависимости, позволяющие рассчитать значения массового расхода углеводородного газа при аварийной утечке и возникающих с развитием аварии поражающих факторов взрыва и пожара. Статья заканчивается рекомендациями по обеспечению взрывопожаробезопасности объектов сжиженных углеводородных газов.
На фоне общемирового производства энергии, увеличившегося на 60 % за последние 30 лет, газовая промышленность получила очень большое развитие. Добыча углеводородных газов (природного и нефтяного) возросла на 150 %, добыча нефти -на 30 %, угля - на 45 %. Доля углеводородных газов в мировом энергобалансе повысилась с 15 до 35 %. Свойства углеводородных газов - теплотехнические, экологические и экономические - превращают их в идеальный продукт для энергоснабжения в современном мире.
В России сосредоточены 287,5 трлн м3 углеводородных газов, т.е. 38,7 % всех мировых ресурсов. Россия занимает первое место в мире по запасам углеводородного газа. Несмотря на сегодняшнее конкурентное преимущество трубопроводного газа, в настоящее время происходит рост мирового рынка природного газа в сжиженном (СПГ) и компримированном (КПГ) состояниях, а также сжиженного пропан-бутана (СПБ); повышается их роль на внутренних и международных рынках энергоносителей.
Сейчас во многих странах мира, в том числе и в России, СПБ, СПГ и КПГ активно используются в качестве моторного топлива и для автономного газоснабжения объектов как более экологичная и экономичная альтернатива нефтяным топливам (бензину, дизтопливу). Поскольку нефтяное топливо и углеводородные газы являются взрывопожароопасными веществами, при использовании которых происходят аварии с материальными потерями и человеческими жертвами, встает вопрос: что безопаснее: нефтяное топливо или углеводородные газы? Для ответа на этот вопрос были проведены специальные исследования с анализом взрывопожароопас-ных свойств и статистических данных об авариях на объектах, использующих эти топлива. Результаты исследований [1-9] показали, что использовать углеводородные газы в качестве энергоносителя безопаснее, чем нефтяные топлива. Наиболее безопасным является природный газ.
Относительно большая безопасность природного газа отчасти объясняется его физическими свойствами. Природный газ легче воздуха, что способствует его дисперсии (рассеиванию) при возникновении утечки. Пары бензина и сжиженного нефтяного газа (СНГ) тяжелее воздуха, и они при утечках скапливаются в низких местах, приямках (относительная плотность по воздуху паров бензина - 3, пропана - 1,5, природного газа - 0,5). У природного газа более высокая температура воспламенения
по сравнению с бензином и пропаном (метан -600 °С, пропан - 465 °С, бензин - 280 °С); более высокая минимальная энергия зажигания (метан - 0,28 мДж; пропан - 0,25 мДж; бензин - 0,15 мДж). Природный газ имеет высокий нижний предел воспламенения (концентрация в воздухе при нормальных условиях: метан - 5.. .15 %; пропан - 2,1...9,5 %; пары бензина - 0,79.5,16 %). Поэтому в случае утечки для возгорания требуется гораздо большая концентрация природного газа. Максимальная скорость горения у природного газа наименьшая (метан - 0,34 м/с; пропан - 0,45 м/с; бензин - 0,36 м/с). И, наконец, у природного газа наименьшее значение максимального давления взрыва (метан - 0,7 МПа; пропан - 0,9 МПа; бензин - 0,9 МПа). Более высокий уровень безопасности природного газа по сравнению с бензином объясняется еще и тем, что газовые баллоны автомобилей герметичнее баков для бензина и надежнее с точки зрения прочности, что имеет определяющее значение при авариях автомобилей. Кроме того, процесс заправки автотранспорта традиционным моторным топливом сопровождается выходом паров топлива в атмосферу. При заправке газобаллонных автомобилей выход паров топлива исключен вследствие герметичности топливных систем и процесса заправки.
Заслуживают внимания статистические данные аналитической группы Американской газовой ассоциации. Информация была получена от фирм - владельцев парков машин, работающих на КПГ и СПГ. По представленной информации, в течение 10 лет эксплуатации (1970-1979 гг.) 2400 автомобилей на природном газе прошли 280 млн км. За этот период произошли 1360 столкновений, из которых в 180 случаях удар приходился в заднюю часть автомобилей, где располагались газовые баллоны. Ни одно из этих столкновений не вызвало повреждений газобаллонной установки. В пяти случаях было зарегистрировано воспламенение бензина на автомобилях, работающих на двух видах топлива (бензин-природный газ).
Согласно результатам исследований, углеводородные газы безопаснее нефтяного топлива, а среди них самих наиболее опасен СПБ. Как показывает практика, наибольшее количество опасных аварий со взрывами и пожарами происходит при использовании СПБ на автогазовых заправках (АГЗС) и при эксплуатации
бытовых газовых баллонов. Общая статистика по количеству аварий на автозаправочных станциях (АЗС) с нефтяным топливом и на АГЗС с СПБ на сегодня отсутствует. По данным, подготовленным на основе информации РИА «Новости» и других открытых источников, в России в 2018-2021 гг. на АЗС произошли 18 аварий с пожарами и взрывами, на АГЗС - 7 аварий.
Так, крупная авария со взрывами резервуаров для хранения СПБ и пожаром произошла 14 июня 2021 г. в Новосибирске. При сливе сжиженного газа из газовоза в резервуар произошла утечка газа из разгерметизированного сливного шланга газовоза. Пролитый газ воспламенился от искры статического электричества, возникшего на незаземленном газовозе. Затем произошли взрывы двух резервуаров с СПБ. Взрывами выбило стекла в окнах соседних домов. Из 35 пострадавших, 17 чел., получившие сильные ожоги, были отправлены в реанимацию.
Если аварии на АГЗС происходят на производственных объектах, которые обслуживает обученный правилам безопасности и аттестованный эксплуатационный персонал, то систематические аварии с бытовыми СПБ-баллонами, также сопровождающиеся взрывами, пожарами и человеческими жертвами, представляют катастрофическую опасность для людей, эксплуатирующих эти баллоны, и окружающей среды.
В России более 20 млн чел. используют СПБ для коммунально-бытового потребления там, где нет сетевого природного газа, а это практически две трети территории России и территория, частично газифицированная природным газом, с негазифицированными объектами (дачные дома, коттеджи). В этих условиях СПБ применяют в основном в баллонах. СПБ в баллонах также используют в сферах общественного питания, жилищного и дорожного строительства.
Статистика показывает, что в последнее время в России за год происходят более ста чрезвычайных ситуаций (ЧС) со взрывами баллонов с СПБ, при которых гибнет более 50 чел. и получают ранения более 400 чел. Таким образом, ЧС при эксплуатации баллонов с СПБ в Российской Федерации носят системный характер. Причем число чрезвычайных происшествий с указанными последствиями с годами растет. На рисунке дано распределение
Статистика ЧС со взрывами газовых баллонов, погибшими и пострадавшими в РФ за период 2011-2016 гг.
по годам числа чрезвычайных происшествий, погибших и пострадавших.
Основная причина взрыва газовых баллонов с СПБ - нарушение правил их заправки. Опасное повышение давления в баллоне с СПБ может произойти в случае его переполнения сжиженным газом. Степень заполнения баллона зависит от состава газа и разности его температур во время заполнения и при последующем хранении. Для баллонов, разность температур которых не превышает 40 °С, степень заполнения должна приниматься равной 85 %, при большей разнице температур степень заполнения должна снижаться. Ограничение степени заполнения связано с тем, что сжиженные газы обладают высоким коэффициентом объемного расширения (в 20 раз больше, чем вода) и в случае переполнения баллона расширяются при увеличении температуры, создают повышение давления в баллоне и опасные напряжения в стенке баллона, которые могут привести к его разрушению и, соответственно, к мощному взрыву баллона и пожару.
Ранее обнародованы аналитические зависимости, позволяющие рассчитать давление в баллоне с пропан-бутаном, приводящее к взрыву, и время до наступления взрыва баллона [10]. Указаны также мероприятия, направленные на обеспечение безопасности при эксплуатации газовых баллонов.
Как показывает опыт эксплуатации взры-вопожароопасных объектов с обращением
углеводородных газов, аварии возникают и развиваются по следующим сценариям. В начале происходит отказ (разгерметизация) оборудования, трубопроводов, арматуры, что приводит к утечке углеводородного газа. Утечка может происходить в жидкой и паровой фазах. При утечке жидкой фазы возникает бассейн испаряющейся жидкости с образованием газовоздушной смеси. Когда количество газа в воздухе находится в пределах воспламенения, при появлении инициирующего фактора (искры) происходит возгорание газовоздушной смеси. Возникают пожар или взрыв в зависимости от условий, состояния и нахождения газовоздушной смеси.
Пожары и взрывы обладают поражающими факторами для окружающей среды: при пожаре это тепловое излучение, при взрыве - ударная волна и тепловое излучение. Для обеспечения безопасности при использовании углеводородных газов необходимо оценить количественно каждую составляющую событий возникновения и развития аварий, что позволит эффективно применить мероприятия и средства для их предупреждения и ликвидации.
Основной составляющей событий возникновения аварий с пожарами и взрывами является аварийная утечка углеводородного газа из разгерметизированного оборудования (трубопроводов). Определить массовый расход аварийного истечения углеводородного газа в сжиженном, паровом или парожидкост-ном состояниях достаточно сложно [9, ч. II]. Автором настоящей статьи также проведен анализ аналитических зависимостей для расчета массового расхода углеводородного газа при его аварийном истечении [7, 9, 11, 12], который показал, что при условии корректного определения коэффициента аварийного расхода углеводородного газа (ц) из всех проанализированных аналитических зависимостей наиболее достоверный результат для оценки массового расхода углеводородного газа при аварийном истечении дает простая формула [7]:
е , (1)
У 1л J
где О - расход утечки сжиженного газа, кг/с;
- площадь аварийного отверстия, м2; -площадь поперечного сечения трубопровода
(аппарата), м2; g - ускорение силы тяжести, м/с; р - плотность сжиженного газа, кг/м3; Р - давление, Па.
Основная сложность при расчетах О состоит в определении коэффициента ц. Как правило, значение ц определяют экспериментально. Экспериментальные исследования показывают, что для сжиженных углеводородных газов при диаметрах аварийных отверстий от 1 до 3 мм и в интервале давлений 0,02.0,4 МПа значения ц изменяются в диапазоне 0,6.0,3.
При мгновенном разрушении резервуара со сжиженным газом, находящимся под давлением, и вскипании перегретой жидкости образуется полусферическое облако, зависимость радиуса которого от времени описывается выражением:
г = 1,1
боё(РГ 'Ра)
• /"
(40 ^ 60)г„ [ ^(РгРаК]
Проводились исследования по определению длины опасного облака углеводородных горючих газов в случае их выброса из трубы с постоянным расходом. В результате обобщения многих экспериментальных данных получено эмпирическое выражение
I = 25
О
(4)
где Ь - длина облака, м; О, кг/с; V - скорость ветра, м/с.
На основе обобщения экспериментальных результатов определения длины пожароопасных облаков, образующихся при проливах СПГ на ограниченную поверхность (небольшое озеро площадью - 60 м2), получено выражение:
(2)
ЫШ Б
= 5000,
(5)
где Q0 - начальный объем холодного облака; рг и ра - плотности облака газа и атмосферы соответственно; / - время.
Время существования облака (т), т.е. время его рассеяния в атмосфере до безопасных концентраций, определяется выражением:
где N - объемная концентрация горючего газа, % об.; Ж - скорость движения паров облака, фут/с; - площадь лужи, фут2.
Если подставить в формулу (5) значение стационарной скорости испарения сжиженных углеводородных газов (СУГ) с поверхности воды - 0,1 кг/(м2с), то формула (5) преобразуется в вид:
(3)
I = 85
где г0, И0 - соответственно радиус и высота начального облака, образующегося при разрушении резервуара со сжиженным газом, м.
Уравнения (2) и (3) можно использовать для оценок г и т при проливе и испарении сжиженного газа. В этом случае в качестве начального радиуса облака можно взять максимальный радиус лужи разливающейся жидкости, а начальной высоты - среднюю высоту холодного облака, образующегося при полном испарении жидкости с площади лужи.
В случае аварийного пролива СПГ с постоянным расходом, когда сжиженный природный газ остается внутри обвалования и постепенно заполняет его, по направлению ветра образуется пожаровзрывоопасное облако в виде «хвоста». Обычно через 3.5 мин после начала аварии скорость испарения определяется в основном не теплоподводом от грунта, а обдуванием ветром «зеркала» разлива, и процесс образования облака становится стационарным. Необходимо оценить длину пожароопасного облака и массу горючего газа, который в нем находится.
\ 0,5
-I
См>)
(6)
Сходство выражений (4) и (6) объясняется тем, что скорость рассеяния облака в основном определяется потоком воздуха, а различие -тем, что при попадании струи газа в атмосферу вследствие генерации дополнительной турбулентности рассеяние происходит быстрее, чем при испарении такого же потока из лужи.
Дополнительный анализ экспериментальных данных относительно облаков (табл. 1), образующихся при испарении СУГ, позволил скорректировать цифровой коэффициент в выражении (6).
Ь = 150
О
(7)
Разброс приведенных значений обусловливается различной степенью стабильности атмосферы, а также значительной флуктуацией концентрации горючего в облаке. Учитывая, что экспериментальные данные получены в основном для скоростей ветра более 2 м/с, это значение скорости ветра и будем считать ограничением снизу области применимости
Таблица 1
Данные экспериментов
Продукт О, кг/с М, м/с Ь, м
СПГ 19 3,9 150 ± 30
31,5 4,5 130 ± 20
17,5 4,8 110 ± 30
22 5,5 190 ± 20
21 2,6 150 ± 30
25 9,8 175 ± 25
28 7,4 140 ± 15
84 5,4 255 ± 40
95 8,4 200 ± 40
112 1,8 420 ± 40
СПБ 19 2,9 245 ± 35
28 5,2 340 ± 20
16 3,6 400±100
25 3,7 220 ± 35
23 5,5 215 ± 20
20 6,2 285 ± 25
43 7,9 210 ± 50
53 7,9 200 ± 30
формулы (7). При этом скорость гравитационного растекания облаков сравнима со скоростью ветра.
Для расчета расстояния от места пролива СПГ до пожаробезопасной границы можно использовать степенную зависимость длины облака Ь от массы Ммгновенно пролитого СПГ:
Ь = 7,8М0-4.
(8)
В процессе эволюции облака большую часть времени (за исключением начального участка) скорость его движения близка к скорости атмосферного ветра Ж, поэтому время t, за которое облако достигнет безопасных концентраций, можно определить из соотношения:
t =-
(9)
Вообще задачи распространения парового облака от места утечки СУГ достаточно сложные и решаются с применением законов турбулентной диффузии численным методом. Чем больше облако, тем большее количество источников воспламенения может в нем оказаться и тем больше вероятность его воспламенения. Кроме того, чем большее расстояние должен пройти фронт пламени, тем выше вероятность повышения скорости горения и увеличения
турбулентности. Высота облака является важным фактором, так как пламя в вертикальном направлении распространяется быстрее, чем в горизонтальном. Под действием ветра образуется горизонтально вытянутое облако, и при этом увеличивается степень перемешивания и турбулентности. При утечке СУГ, происходящей на большой высоте, продукт смешивается с воздухом при падении на землю. Вытекающая струей под давлением жидкость образует не только большое количество паров, но и капли, туман (аэрозоль), которые являются более взрывоопасными, чем пары СНГ. Образующееся облако при утечке СУГ представляет большую опасность, чем горящая поверхность локализованного бассейна жидкости. Поэтому оценка возможного распространения легковоспламеняющихся паров является наиболее ответственным этапом в общих расчетах опасной ситуации при утечке СУГ. При проектировании комплексов СУГ следует учитывать распространение облака паров при возможных авариях и предусматривать мероприятия, не позволяющие распространяться облаку за территорию комплекса СУГ сжиженных газов.
После оценки размеров бассейна разлившейся жидкости и ареола распространения парового облака при возможной утечке СУГ
следует переити к расчетам параметров ударной волны и тепловой радиации при сгорании газовоздушных облаков.
Величину избыточного давления АР, кПа, развиваемого при сгорании газовоздушных облаков, определяют по формуле:
(
АР = Р.
Зт0'66 т - + 3—^ + 5-^
(10)
где Р0 - атмосферное давление, кПа (допускается принимать равным 101 кПа); г - расстояние от геометрического центра газопаровоздушного облака, м; тпр - приведенная масса газа или пара, кг, вычисляется по формуле:
т = ш1,
ПР во
(11)
где QсT - удельная теплота сгорания газа или пара, Джкг-1 (определяется по справочным данным); 2 - коэффициент участия горючего
во взрыве, который допускается принимать равным 0,1; Q0 = 4,52 106 Дж кг1; т - масса горючих газов и (или) паров, поступивших в результате аварии в окружающее пространство, кг.
В табл. 2 приведены данные о воздействии волны взрыва на технологическое оборудование комплексов СУГ.
Поражение человека ударной воздушной волной взрыва начинается с АР = 20 кПа. При этом давлении могут наступить контузия и временная потеря слуха. При повышении АР до 50 кПа может произойти потеря сознания и сильные травмы конечностей. При АР = 100 кПа и выше может наступить летальный исход.
Объекты систем производства, транспорта, хранения, использования углеводородных газов должны проектироваться соответственно с допустимыми значениями величин теплового воздействия при взрыве и пожаре на сооружения,
Таблица 2
Воздействие ударной волны взрыва на технологическое оборудование.
Цифры в прографке определяют результат воздействия на оборудование: 1 - повреждение окон и измерительных приборов; 2 - повреждение систем связи и обрушение перекрытия; 3 - обрушение перекрытия; 4 - повреждение внутренних частей; 5 - повреждение разлетающимися осколками; 6 - смещение оборудования и разрушение трубопроводов; 7 - нарушение крепежной оснастки;
8 - разрушение регуляторов; 9 - падение стен между отдельными блоками; 10 - разрушение металлических конструкций; 11 - появление трещин в каркасе; 12 - разрушение трубопроводов; 13 - перевертывание или разрушение оборудования; 14 - сдвигание оборудования с фундамента
№ п/п Оборудование Избыточное давление, кгс/см2
0,04 | 0,07 | 0,14 | 0,28 | 0,35 | 0,42 | 0,49 | 0,56 | 0,63 | 0,7 | 0,84 | 0,98 | 1,12 | 1,26 | 1,4
1 Операторная 12 3 9
2 Градирня 1 4 10
3 Шкаф контрольно-измерительных приборов 1 6,8 13
4 Фильтр 5 13 14
5 Регенератор 6 10 13
6 Опоры для трубопровода 10 16 12
7 Электротранс форматор 5 6 13
8 Электродвигатель 5 7 14
9 Воздуходувка 11 13
10 Ректификационная колонна 11 13
11 Горизонтальный сосуд под давлением 6 13
12 Регулятор расхода газа 6 8
13 Теплообменник 6 13
14 Сферический резервуар 6 13
15 Вертикальный сосуд под давлением 6 13
16 Насос 6 14, 15
оборудование и персонал. Методики определения поражающего фактора - тепловой радиации - при сгорании газовоздушных облаков опубликованы [5, 7, 9, 11].
В табл. 3 приведены минимальные опасные уровни интенсивности теплового излучения при пожаре на ряде объектов. Данные о персонале соответствуют условию, что легко одетый человек почувствует боль через 8 с, а через 20 с на его коже появятся волдыри; данные о механизмах основаны на температуре воспламенения смазочного масла (215 °С).
В условиях безветрия в пределах окружности, отдаленной от образующей пожара СУГ на 1,25 диаметра пожара, поток тепла вызывает воспламенение большинства сгораемых материалов, а на расстоянии, равном 2,25 диаметра пожара, у человека появляются ожоги кожи.
При возникновении пламени пожарная защита основана на локализации огня с поглощением тепла при использовании соответствующих средств и на тушении пламени.
Исключение угрозы соседним объектам при пожаре оборудования или разлитого сжиженного газа наряду с соответствующими безопасными разрывами достигается защитным орошением водой этих объектов и покрытием воспламенившегося СУГ легковспени-вающимися веществами.
Защитное орошение необходимо на объектах, удаление которых от возможного пламени меньше, чем расстояние, равное двум диаметрам пламени. Повреждение оболочек в стальных напорных резервуарах, связанное с чрезмерным их разогревом, обычно происходит в области нахождения паровой фазы продукта, т.е. выше уровня жидкой фазы. Следовательно, орошение водой резервуаров должно производиться прежде всего выше уровня жидкости, находящейся в нем, что позволит избежать повышения температуры выше допустимой. Для стальных оболочек
(сталь 16ГС) эта температура составляет примерно 600 °С.
Благоприятные условия орошения резервуара создаются в том случае, когда происходит смачивание водой наружной поверхности оболочки, т.е. когда ее температура не выше температуры кипения воды. Если опоздать с применением воды и допустить больший разогрев резервуара, на поверхности могут образоваться углеродистые осадки, которые трудно увлажняются. Когда же температура поверхности выше 300 °С, на контакте с каплями воды образуется слой пара, который смещает их в сторону, и вода не смачивает поверхность, что резко снижает теплоотдачу. Необходимые условия охлаждения резервуара достигнуты не будут, и температура оболочки станет повышаться. Следовательно, вода при орошении должна подаваться в достаточном количестве, что понизит температуру оболочки примерно до 300 °С. В этом случае капли воды будут удерживаться в слое пара на поверхности, оболочка станет охлаждаться, и локальная температура быстро снизится до 100 °С. По мере того, как площадь несмоченной поверхности будет уменьшаться, средняя температура оболочки постепенно упадет ниже 100 °С.
***
Как свидетельствуют опыт и научные публикации, аварии на объектах производства, транспорта, хранения и использования СУГ в большинстве случаев объясняются тем, что динамика технологических процессов производства, транспорта и хранения СУГ значительно опережает развитие знаний о применяемых конструкционных материалах, поведении конструкций при низких отрицательных температурах, процессах, происходящих при эксплуатации объектов, а также недостаточной изученностью свойств СУГ, невозможностью полного обеспечения взрывопожаробезопасности объектов.
Таблица 3
Опасные уровни интенсивности теплового излучения
Тип объекта Температура, °С Уровень излучения, Вт/м2
Без ветра Скорость ветра, м/с
13,4 27
Персонал 155 5520 10410 12550
Механизм 215 9210 17190 20690
Краска на машинах или конструкциях 255 12240 22330 26810
Конструкция стальная 320 18850 32800 39110
Меры безопасности должны быть предусмотрены как на стадии проектирования, так и на стадии эксплуатации объектов. Основные меры профилактики следующие: группировка производственных и вспомогательных сооружений с однородной опасностью, своевременное проведение капитального ремонта и испытание оборудования, применение огнестойких конструкций на особо ответственных участках, правильный выбор противопожарных разрывов и средств пожаротушения, применение взрывозащищенного электрооборудования, надежная защита от разрядов статического электричества, защита оборудования и конструкций инертными газами, автоматизация производства.
Персонал, обслуживающий объекты, должен хорошо представлять себе технологию процессов и меры, обеспечивающие безопасность их проведения, а также знать свойства СУГ, которые могут привести к авариям.
Для снижения количества несчастных случаев необходимо ввести дистанционное управление наиболее опасными технологическими операциями.
При аварийных выбросах горючих газов из технологического оборудования необходимо соблюдать меры безопасности, снижающие вероятность возникновения взрыва или пожара. В местах возможного пролива СУГ должны быть размещены надежные средства ликвидации аварий.
До пуска технологических установок СУГ должны быть разработаны технологические инструкции, включающие вопросы промышленной безопасности, соответствующим образом обучены операторы, а также разработан план ликвидации аварий на этих установках. Надежная работа установок СУГ возможна только при условии строгого соблюдения правил промышленной безопасности и противопожарной защиты.
Новые технические разработки должны быть направлены прежде всего на повышение безопасности технологических операций и уменьшение вероятности возникновения аварий на производстве.
Список литературы
1. Рачевский Б.С. Предотвращение аварий при транспорте и хранении жидких углеводородов / Б.С. Рачевский. -
М.: ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ, 1977. - 62 с.
2. Рачевский Б.С. Охрана окружающей среды при транспорте и хранении жидких углеводородов / Б.С. Рачевский. -М.: ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ, 1980. - 61 с.
3. Рачевский Б.С. Обеспечение безопасности при транспорте и хранении сжиженных нефтяных газов / Б.С. Рачевский. -
М.: ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ, 1981. - 65 с.
4. Рачевский Б.С. Обеспечение безопасности при транспорте и хранении сжиженного природного газа / Б.С. Рачевский. -
М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1981. - 40 с.
5. Рачевский Б.С. Пожаробезопасность при хранении сжиженных углеводородных газов / Б.С. Рачевский, В.С. Сафонов. -М.: ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ, 1988. - 61 с.
6. Рачевский Б.С., Рагулин В.А. и др. Обеспечение безопасности эксплуатации автомобильных газонаполнительных компрессорных станций / Б.С. Рачевский, В.А. Рагулин и др. -М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1989. - 32 с.
7. Рачевский Б.С. Сжиженные углеводородные газы / Б.С. Рачевский. - М.: Нефть и газ, 2009. -640 с.
8. Рачевский Б.С. Производство и потребление компримированного и сжиженного природного газа CNG/LNG / Б.С. Рачевский. - М.: РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 2018. -355 с.
9. Сафонов В.С. Проблемы обеспечения безопасности объектов сжиженного природного газа / В.С. Сафонов. - М.: НТЦ ПБ, 2021.
Ч. I. - 318 с. Ч. II. - 442 с. Ч. III. - 271 с.
10. Рачевский Б.С. Прогноз и устранение взрывов баллонов со сжиженным углеводородным газом / Б.С. Рачевский // Безопасность труда
в промышленности. - 2018. - № 7. - С. 43-46.
11. Обеспечение пожарной безопасности объектов хранения и переработки: рекомендации. -
М.: ГУПС МВД России: ВНИИПО МВД России, 1999. - 78 с.
12. Salier D.W. Critical two-phase flow rates
of liquefied gases / D.W. Sailer // Loss prevention in the process industries. - 1990. - № 1. -C. 38-42.
Issues of safety at application of hydrocarbon gases as an alternative to oil fuels
B.S. Rachevskiy
National University of Oil and Gas «Gubkin University», Block 1, Bld. 65, Leninskiy prospect, Moscow, 119991, Russian Federation
Group of companies «NefteGazTop», Office 1012, Bld. 2, Sadovniki street, Moscow, 115487, Russian Federation E-mail: info@neftegaztop.ru
Abstract. Author presents a benchmarking study of the fire and explosion safety of the oil fuels and the hydrocarbon gases. He shows that the oil fuels are more explosive than the hydrocarbon gases from which the propane-butane is the most explosive one. The article highlights a scenario of an accident generation and evolution at operating the hydrocarbon gas facilities. There are the analytical dependencies enabling calculation of the mass flow rates of a hydrocarbon gas during an emergency release, as well as the destructive effects of fire and explosion. The article includes the recommendations on fire and explosion safety provision at the liquefied natural gas facilities.
Keywords: oil products, hydrocarbon gases, fire and explosion safety, emergency, benchmarking study, analytical dependencies, recommendations.
References
1. RACHEVSKIY, B.S. Accident prevention at transportation and storage of liquid hydrocarbons [Predotvrashcheniye avariy pri transporte i khranenii zhidkikh uglevodorodov]. Moscow: TsNIITENEFTEKhIM, 1977. (Russ.).
2. RACHEVSKIY, B.S. Environmental protection at transportation and storage of liquid hydrocarbons [Okhrana okruzhayushchey sredy pri transporte i khranenii zhidkikh uglevodorodov]. Moscow: TsNIITENEFTEKhIM,
1980. (Russ.).
3. RACHEVSKIY, B.S. Safety support at transportation and storage of liquefied oil gases [Obespecheniye bezopasnosti pri transporte i khranenii szhizhennykh neftyanykh gazov]. Moscow: TsNIITENEFTEKhIM,
1981. (Russ.).
4. RACHEVSKIY, B.S. Safety support at transportation and storage of liquefied natural gase [Obespecheniye bezopasnosti pri transporte i khranenii szhizhennogo prirodnogo gaza]. Moscow: VNIIEGAZPROM, 1981. (Russ.).
5. RACHEVSKIY, B.S., V.S. SAFONOV. Fire safety at storing liquefied hydrocarbon gases [Pazharobezopasnost pri khranenii szhizhennykh uglevodorodnykh gazov]. Moscow: TsNIITENEFTEKhIM, 1988. (Russ.).
6. RACHEVSKIY, B.S., V.A. RAGULIN, et al. Support of safe operating automobile compressed natural gas filling stations [Obespecheniye bezopasnosti ekspluatatsii avtomobilnykh gazonapolnitelnykh kompressornykh stantsiy]. Moscow: VNIIEGAZPROM, 1989. (Russ.).
7. RACHEVSKIY, B.S. Liquefied hydrocarbon gases [Szhizhennyye uglevodorodnyye gazy]. Moscow: Neft i gaz, 2009. (Russ.).
8. RACHEVSKIY, B.S. Production and consumption of compressed and liquefied natural gas CNG/LNG [Proizvodstvo i potrebleniye komprimirovannogo i szhizhennogo prirodnogo gaza CNG/LNG]. Moscow: Gubkin University, 2018. (Russ.).
9. SAFONOV, V.S. Challenges of safety support for liquefied natural gas facilities [Problemy obespecheniya bezopasnosti obyektov szhizhennogo prirodnogo gaza]. Moscow: NTTs PB, 2021, Pts. 1-3.
10. RACHEVSKIY, B.S. Forecasting and excluding explosions of cartridges with liquefied hydrocarbon gas [Prognoz i ustraneniye vzryvov ballonov so szhizhennym uglevodorodnym gazom]. Bezopasnost Truda v Promyshlennosti, 2018, no. 7, pp. 43-46, ISSN 0409-2961. (Russ.).
11. THE MINISTRY OF INTERNAL AFFAIRS OF THE RUSSIAN FEDERATION. Fire safety support ofstorage and processing facilities: recommendations [Obespecheniye pozharnoy bezopasnosti obyektov khraneniya i pererabotki: rekomendatsii]. Moscow, 1999. (Russ.).
12. SALLER, D.W. Critical two-phase flow rates of liquefied gases. Loss Prevention in the Process Industries, 1990, no. 1, pp. 38-42, ISSN 0950-4230. (Russ.).
