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, м^2	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, м^3	Диаметр, м	Высота, м	Площадь, м^2
	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, м^3	Диаметр, м	Высота, м	Площадь, м^2
		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/(м^2мин)
кг/(м^2мин)	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, м^3	Площадь, м^2	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 28^оС.		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/м^2с)	Площадь горения, м^2	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 28^оС, 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 28^оС	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

N^гр_ст.А=Р_рI^гр_охл/Q_ст.А (107)

 

где:

I^гр_охл – интенсивность подачи воды на охлаждение горящего резервуара, л/(м²с) (см. табл. 45);

Р_р – периметр резервуара (длина окружности), м.

Для соседнего резервуара

N^cр_ст.А=0,5Р_рI^cр_охл/Q_ст.А (108)

 

где:

I^cр_охл – интенсивность подачи раствора на охлаждение соседнего резервуара, л/(м²с) (см. таблицу 45).

Число водяных стволов для охлаждения резервуаров рассчитывают по формулам:

Для горящего резервуара

N^гр_ст.А=D/4 (109)

Для соседнего резервуара

N^cр_ст.А=D/20 (110)

 

где D – диаметр резервуара, м.