Тушение пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарах
Для выполнения расчетов необходимо располагать данными о размерах пожара и геометрических параметрах резервуаров и иметь характеристики нефтепродуктов (см. табл. 176 и табл. 177).
Геометрические характеристики основных типов стальных вертикальных резервуаров приведены в таблицах 173 и 174, железобетонных резервуаров – в таблице 175.
Таблица 173
Геометрические характеристики основных типов стальных вертикальных резервуаров
| № | Тип резервуара | Высота резервуара, м | Диаметр резервуара, м | Площадь зеркала горючего, м2 | Периметр резервуара, м |
| PBC-1000 | |||||
| РВС-2000 | |||||
| РВС-3000 | |||||
| РВС-5000 | |||||
| РВС-5000 | |||||
| РВС-10000 | |||||
| РВС-10000 | |||||
| РВС-15000 | |||||
| РВС-15000 | |||||
| РВС-20000 | |||||
| РВС-20000 | |||||
| РВС 30000 | |||||
| РВС-30000 | |||||
| РВС-50000 | |||||
| РВС-100000 | 85,3 | ||||
| РВС-120000 | 92,3 |
Таблица 174
Размеры цилиндрических вертикальных стальных резервуаров
для хранения нефти и нефтепродуктов
| Объем резервуара, м3 | Диаметр, м | Высота, м | Площадь, м2 |
| 4,01 | 4,16 | ||
| 4,68 | 4,16 | ||
| 4,74 | 5,91 | ||
| 5,68 | 4,14 | ||
| 6,63 | 5,92 | ||
| 7,11 | 5,51 | ||
| 7,59 | 7,37 | ||
| 8,53 | 5,51 | ||
| 8,53 | 7,39 | ||
| 9,26 | 7,44 | ||
| 9,86 | 8,26 | ||
| 10,44 | 8,34 | ||
| 11,38 | 8,87 | ||
| 11,38 | 9,70 | ||
| 12,33 | 8,94 | ||
| 14,62 | 11,92 | ||
| 15,22 | 11,26 | ||
| 17,90 | 11,92 | ||
| 22,80 | 11,92 | ||
| 34,20 | 11,92 | ||
| 45,60 | 17,92 | ||
| 45,60 | 17,88 | ||
| 60,70 | 17,88 |
Таблица 175
Размеры цилиндрических железобетонных резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов
| Объем резервуара, м3 | Диаметр, м | Высота, м | Площадь, м2 |
| 1,8 | |||
| 3,6 | |||
| 3,6 | |||
| 4,8 | |||
| 4,8 | |||
| 4,8 | |||
| 4,8 | |||
| 4,8 | |||
| 6000- | 7,8 | ||
| 7,8 | |||
| 9,0 | |||
| 9,0 | |||
| 9.0 |
Примечания:
1. Различают следующие виды резервуаров: заглубленные (подземные), когда покрытие резервуара находится ниже уровня поверхности земли на 30–60 см; полузаглубленные, когда покрытие резервуара находится над уровнем земли не более чем на половину высоты корпуса; наземные, когда весь резервуар расположен выше уровня поверхности земли.
2. Цилиндрические железобетонные резервуары подразделяются на две группы: с предварительно напряженным корпусом, но без предварительного напряжения монолитного днища и сборного покрытия (для хранения темных нефтепродуктов); с предварительно напряженным корпусом, монолитным днищем и сборным покрытием (для хранения нефти и светлых нефтепродуктов).
Таблица 176
Параметры горения ЛВЖ и ГЖ
| Параметры пожаров нефтепродуктов | ||
| Наименование горючей жидкости | Скорость выгорания (м/ч) | Скорость прогрева (м/ч) |
| Бензин | 0,3 | 0,1 |
| Керосин | 0,25 | 0,1 |
| Газовый конденсат | 0,3 | 0,3 |
| Дизельное топливо из газового конденсата | 0,25 | 0,15 |
| Смесь нефти и газового конденсата | 0,2 | 0,4 |
| Дизельное топливо | 0,2 | 0,08 |
| Нефть | 0,15 | 0,4 |
| Мазут | 0,1 | 0,3 |
Таблица 177
Средняя скорость выгорания некоторых жидкостей в резервуарах, низшая теплота сгорания и теплота пожара (без влияния ветра)
| Жидкость | Скорость | Теплота | ||||
| выгорания | прогрева см/мин | сгорания кДж/кг | Пожара, кДж/(м2мин) | |||
| кг/(м2мин) | см/мин | |||||
| Амиловый спирт | 1,05 | 0,13 | – | |||
| Ацетон | 2,832 | 0,33 | – | |||
| Бензол | 2,298 | 0,50 | – | |||
| Бензин | 2,93 | 0,50 | 1,20 | |||
| Бутиловый спирт | 0,81 | 0,11 | – | |||
| Диэтиловый эфир | 3,60 | 0,50 | 0,57 | |||
| Дизельное топливо | 3,30 | 0,33 | – | |||
| Керосин | 2,298 | 0,40 | – | |||
| Мазут | 2,10 | 0,17 | 0,50 | |||
| Метиловый спирт | 0,96 | 0,12 | 0,55 | |||
| Нефть | 1,20 | 0,23 | 0,50 | |||
| Сероуглерод | 2,22 | 0,17 | – | |||
| Толуол | 2,298 | 0,33 | – | |||
| Этиловый спирт | 1,80 | 0,25 | – |
При пожарах в подземных заглубленных железобетонных резервуарах, а также в наземных со стационарными крышами и с понтонами за расчетную площадь тушения принимают площадь резервуара
Основным средством тушения пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарах является воздушно-механическая пена средней кратности (кратность 80–150). Подача пены средней кратности на тушение пожара в наземном резервуаре осуществляется с помощью переносных пеноподъёмников, оборудованных гребенкой на два ГПС-600 и механизированных пеноподъемников с гребенками для подсоединения требуемого количества ГПС-600 или ГПС-200. Необходимое число пенных генераторов для поверхностного тушения пожаров приведено в таблицах 65, 178, 179.
Таблица 178
Расчет средств тушения нефтепродуктов пеной средней кратности в заглубленных железобетонных резервуарах
цилиндрической и прямоугольной формы
| Вид нефтепродукта | Интенсивность подачи раствора | Параметры | Требуемое число | ||||||||
| Объем, м3 | Площадь, м2 | генераторов, шт. | пенообразователя с запасом, т, при подаче | воды на пенообразование, л/с, при подаче | воды для охлаждения дыхательной арматуры, л/с | лафетных стволов на охлаждение дыхательной арматуры, шт. | |||||
| ГПС-600 | ГПС-2000 | ГПС-600 | ГПС-2000 | ГПС-600 | ГПС-2000 | ||||||
| Бензин, лигроин, бензол, толуол и другие с температурой вспышки паров ниже 28 оС, кроме нефти | 0,08 | До 250 | До 72 | - | 0,65 | - | - | ||||
| - | 1,3 | - | - | ||||||||
| - | 1,3 | - | - | ||||||||
| 2,0 | 2,2 | ||||||||||
| 2,6 | 2,2 | ||||||||||
| 3,9 | 4,3 | ||||||||||
| 3,9 | 4,3 | ||||||||||
| 6,5 | 6,5 | .30 | |||||||||
| 6,5 | 6,5 | ||||||||||
| 12,4 | 13,0 | 2-3 | |||||||||
| 6,5 | 6,5 | 2-3 | |||||||||
| 11,7 | 10,8 | 2-3 | |||||||||
| 12,4 | 13,0 | 2-3 | |||||||||
| 20,1 | 21,6 | 2-3 | |||||||||
| 20,1 | 19,5 | 2-3 | |||||||||
| 37,6 | 38,9 | 2-3 | |||||||||
| 30,5 | 30,3 | 4–5 | |||||||||
| 57,0 | 56,2 | 4–5 | |||||||||
| 41,5 | 41,1 | 4–5 | |||||||||
| 74,5 | 76,5 | 4-5 |
| Нефть, керосин, дизтопливо и другие нефтепродукты с температурой вспышки паров более 28оС. | До 500 | До 113 | - | 0,65 | - | - | |||||
| - | 1,3 | - | - | ||||||||
| - | 1,3 | - | - | ||||||||
| 2…3 | 1,3...2,0 | 2,2 | 12...18 | ||||||||
| 2,6 | 2,2 | ||||||||||
| 2,6 | 2,2 | 2…3 | |||||||||
| 3,9 | 4,3 | 2…3 | |||||||||
| 3,9 | 4,3 | ||||||||||
| 7,8 | 8,7 | 2…3 | |||||||||
| 3,9 | 4,3 | 2…3 | |||||||||
| 3…4 | 7,2 | 6,5…8,7 | 60...80 | 2…3 | |||||||
| 7,8 | 8,7 | 2…3 | |||||||||
| 12,4 | 13,0 | 2…3 | |||||||||
| 12,4 | 13,0 | 2…3 | |||||||||
| 24,0 | 23,8 | 2…3 | |||||||||
| 18,8 | 19,5 | 4…5 | |||||||||
| 35,7 | 36,7 | 4-5 | |||||||||
| 26,0 | 25,9 | 4–5 | |||||||||
| 46,7 | 47,5 | 4–5 |
Примечания:
1. Параметры приняты для типовых резервуаров, которые нашли наибольшее применение на практике.
2. При пожарах в подземных железобетонных резервуарах струями воды охлаждают только дыхательную и другую арматуру, установленную на крышах соседних емкостей.
3. Для охлаждения арматуры преимущественно используют лафетные стволы с диаметром насадка 25 мм, напор у стволов по тактическим условиям работы, но не менее 40 м.
Таблица 179
Расчет средств тушения нефтепродуктов в РВС пеной средней кратности
| Вид нефтепродукта | Интенсивность подачи раствора, л/м2с) | Площадь горения, м2 | Требуемое число | |||||||||
| Генерато-ров (ГПС), шт. | Пенообразователя с трехкратным запасом, т, при подаче (ГПС) | Стволов с диаметром насадка 19 мм на охлаждение | Воды на пенообразование, л/с, при подаче | Воды для охлаждения дыхательной арматуры, л/с | Лафетных стволов на охлаждение дыхательной арматуры, шт. | |||||||
| Бензин, лигроин, бензол, толуол и другие виды горючего с температурой вспышки паров ниже 28оС, кроме нефти | 0,08 | До 77 | - | 0,65 | - | - | ||||||
| 86-120 | - | 1,3 | - | - | ||||||||
| 168-183 | - | 1,95 | - | - | ||||||||
| 2,6 | 2,2 | |||||||||||
| 3,9 | 4,3 | |||||||||||
| 8,4 | 8,6 | |||||||||||
| 14,3 | 15,1 | |||||||||||
| 25,3 | 25,9 | |||||||||||
| Нефть, керосин, дизтопливо и другие нефтепродукты с температу-рой вспышки паров более 28оС | 0,05 | До 120 | - | 0,65 | - | - | ||||||
| 168-252 | - | 1,3 | - | 3-5 | - | 37-52 | ||||||
| 2,6 | 2,2 | |||||||||||
| 5,2 | 6,5 | |||||||||||
| 9,1 | 8,6 | |||||||||||
| 15,6 | 17,3 | |||||||||||
При пожарах в резервуарах подлежат охлаждению горящие резервуары по всей окружности и соседние по полупериметру емкости, обращенному в сторону очага горения. Соседними считаются резервуары, которые расположены от горящего в пределах двух нормативных разрывов. Нормативными являются разрывы, равные 1,5 диаметра большего резервуара со стационарными крышами из числа находящихся в группе, и одному диаметру – при наличии резервуаров с плавающими крышами и понтонами.
Требуемое число стволов для охлаждения резервуаров определяют по формулам:
Для горящего резервуара
Nгрст.А=РрIгрохл/Qст.А (107)
где:
Iгрохл – интенсивность подачи воды на охлаждение горящего резервуара, л/(м2с) (см. табл. 45);
Рр – периметр резервуара (длина окружности), м.
Для соседнего резервуара
Ncрст.А=0,5РрIcрохл/Qст.А (108)
где:
Icрохл – интенсивность подачи раствора на охлаждение соседнего резервуара, л/(м2с) (см. таблицу 45).
Число водяных стволов для охлаждения резервуаров рассчитывают по формулам:
Для горящего резервуара
Nгрст.А=D/4 (109)
Для соседнего резервуара
Ncрст.А=D/20 (110)
где D – диаметр резервуара, м.