Руководство по тушению нефти и нефтепродуктов в резервуарах и резервуарных парках

ВВЕДЕНИЕ

Организация тушения нефти и нефтепродуктов в резервуарах и резервуарных парках основана на оценке возможных вариантов возникновения и развития пожара. Пожары в резервуарах характеризуются сложными процессами развития, как правило, носят затяжной характер и требуют привлечения большого количества сил и средств для их ликвидации.

В Руководстве рассмотрены особенности развития пожаров в резервуарах, огнетушащее действие пены средней и низкой кратности при подаче ее сверху и под слой горючего, приведены нормативные интенсивности подачи пены из отечественных и известных зарубежных пенообразователей, а также рекомендации по организации работы оперативного штаба на пожаре.

Основным средством тушения пожаров в резервуарах является пена средней и низкой кратности, подаваемая на поверхность горючей жидкости. Вместе с тем СНиП 2.11.03-93 "Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы" [1] допускает применение подслойного способа подачи пены, а также других способов и средств тушения пожаров в резервуарах, обоснованных результатами научно-исследовательских работ и согласованных в установленном порядке. Для тушения нефти и нефтепродуктов применяются отечественные и зарубежные пеногенераторы и пенообразователи, прошедшие сертификацию и имеющие рекомендации по их применению и хранению.

Настоящее Руководство представляет собой обобщенный и переработанный вариант документов [2-8], дополненный новыми требованиями к организации тушения пожаров в резервуарах пеной низкой кратности, подаваемой в слой горючей жидкости или на ее поверхность. Рассмотрены факторы, усложняющие процесс тушения, а также особенности тушения пожара в резервуарах в условиях низких температур, даны практические рекомендации. Определены меры безопасности личного состава.

При разработке документа использованы результаты экспериментальных и теоретических исследований по обеспечению пожарной безопасности резервуарных парков, проведенных во ВНИИПО МВД России, МИПБ (ВИПТШ) МВД России, на полигонах УГПС республик Башкортостан (г.Октябрьский), Татарстан (г.Альметьевск), Красноярского края (г.Норильск), Рязанской (Рязанский НПЗ), Тюменской (г.Новый Уренгой), Оренбургской, Астраханской, Самарской, Пермской областей, и учтены предложения практических работников УГПС МВД (ГУВД, УВД) России, опыт тушения пожаров в резервуарах и резервуарных парках в России и ряде стран СНГ.

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Резервуарный парк - группа (группы) резервуаров, предназначенных для хранения нефти и нефтепродуктов и размещенных на участке территории, ограниченной по периметру обвалованием или ограждающей стенкой при наземных резервуарах и дорогами или противопожарными проездами при подземных (заглубленных в грунт или обсыпанных грунтом) резервуарах, установленных в котлованах или выемках.

Интенсивность подачи огнетушащего вещества - количество огнетушащего вещества, подаваемого на единицу площади (объема) в единицу времени.

Нормативная интенсивность подачи огнетушащего вещества (пены) - интенсивность подачи огнетушащего вещества (пены), соответствующая требованиям нормативной документации.

Охлаждение резервуара - подача воды на орошение резервуара стационарными системами охлаждения или пожарными стволами от передвижной пожарной техники, водопровода высокого давления.

Линейная скорость выгорания - изменение высоты слоя горючей жидкости в единицу времени в процессе выгорания.

Линейная скорость прогрева - изменение толщины гомотермического слоя в единицу времени.

"Карман" - объем, в котором горение и прогрев жидкости, а также тепломассообмен при подаче воздушно-механической пены происходит независимо от остальной массы горючего в резервуаре.

Инертность пены - способность пены противостоять "загрязнению" горючей жидкостью в процессе прохождения ее через слой нефти или нефтепродукта либо при контакте с ним.

Биологически "мягкие" пенообразователи - пенообразователи, биоразлагаемость которых составляет более 80%.

Биологически "жесткие" пенообразователи - пенообразователи, биоразлагаемость которых составляет не более 40%.

Кратность пены - отношение объема пены к объему раствора пенообразователя, содержащегося в ней. В зависимости от величины кратности пену подразделяют:

• на пену низкой кратности (кратность не более 20);

• пену средней кратности (кратность от 20 до 200);

• пену высокой кратности (кратность более 200).

Время свободного развития пожара - интервал времени от момента возникновения пожара до момента подачи огнетушащих веществ.

Уровень взлива - высота открытой поверхности горючей жидкости в резервуаре относительно его основания.

Вскипание - процесс вспенивания горючей жидкости из-за присутствия в ней либо попадания в нее капель воды, которые испаряются в прогретом слое горючего. При этом возможно увеличение объема прогретого слоя жидкости в 4-5 раз.

Выброс - интенсивный поток горючей жидкости из резервуара в результате механического вытеснения ее паром, образованным при вскипании донной воды.

Гомотермический (прогретый) слой - толщина слоя нефти или нефтепродукта, прогретого в результате горения жидкости в резервуаре до температуры кипения или близкой к ней.

Развитие пожара - увеличение геометрических размеров зоны горения, опасных факторов пожара и усиление вторичных проявлений опасных факторов пожара в соответствии с ГОСТ 12.1.004-91.

Гидродинамическая волна - мощный поток нефти или нефтепродукта, образующийся при разрыве (раскрытии) стенки резервуара.

1. ВОЗНИКНОВЕНИЕ И РАЗВИТИЕ ПОЖАРОВ В РЕЗЕРВУАРАХ И РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКАХ

Рис.1.2. Схема вероятных сценариев развития пожара в резервуарном парке

Пожары подразделяются на следующие уровни:

• первый (А) - возникновение и развитие пожара в одном резервуаре без влияния на соседние;

• второй (Б) - распространение пожара в пределах одной группы;

• третий (В) - развитие пожара с возможным разрушением горящего и соседних с ним резервуаров, переходом его на соседние группы резервуаров и за пределы резервуарного парка.

1.2.3. На резервуарах с плавающей крышей в результате теплового воздействия локального очага горения происходит разрушение герметизирующего затвора, а полная потеря плавучих свойств и затопление крыши в реальных условиях может произойти через один час.

При низком уровне нефтепродукта, когда горение происходит под понтоном или плавающей крышей, условия тушения пожара усложняются. Проникновению пены на свободную поверхность нефтепродукта препятствуют корпус понтона (плавающей крыши) и элементы герметизирующего затвора.

1.2.4. В железобетонном резервуаре в результате взрыва происходит разрушение части покрытия. Горение на участке образовавшегося проема сопровождается обогревом железобетонных конструкций покрытия. Через 20-30 мин возможно обрушение конструкций и увеличение площади пожара.

1.2.5. Развитие пожара в обваловании характеризуется скоростью распространения пламени по разлитому нефтепродукту, которая составляет для жидкости, имеющей температуру ниже температуры вспышки, - 0,05 м·с, а при температуре жидкости выше температуры вспышки - более 0,5 м·с. После 10-15 мин воздействия пламени происходит потеря несущей способности маршевых лестниц, выход из строя узлов управления коренными задвижками и хлопушами, разгерметизация фланцевых соединений, нарушение целостности конструкции резервуара, возможен взрыв в резервуаре

.

1.2.6. Одним из наиболее важных параметров, характеризующих развитие пожара в резервуаре, является его тепловой режим. В зависимости от физико-химических свойств горючих жидкостей возможен различный характер распределения температур в объеме жидкости. При горении керосина, дизельного топлива, индивидуальных жидкостей значение температуры экспоненциально снижается от температуры кипения на поверхности до температуры хранения в глубинных слоях. Характер кривой распределения температуры горючей жидкости изменяется с увеличением времени горения [11, 12].

При горении мазута, нефти, некоторых видов газового конденсата и бензина в горючем образуется прогретый до температуры кипения топлива гомотермический слой [11, 12], увеличивающийся с течением времени.

Линейные скорости выгорания и прогрева нефти и нефтепродуктов во многом зависят от скорости ветра, обводненности продукта, характера обрушения крыши, организации охлаждения стенок резервуара. Значения скоростей выгорания и прогрева горючих жидкостей, необходимые для проведения расчетов, приведены в табл.1.1.

Таблица 1.1

Линейная скорость выгорания и прогрева углеводородных жидкостей

С увеличением скорости ветра до 8-10 м·с скорость выгорания горючей жидкости возрастает на 30-50%. Сырая нефть и мазут, содержащие эмульсионную воду, могут выгорать с большей скоростью, чем указано в табл.1.1.

Накопление тепловой энергии в горючем оказывает значительное влияние на увеличение расходов пенных средств. Кроме того, увеличение времени свободного развития пожара повышает опасность его распространения на соседние резервуары, способствует образованию факторов, усложняющих тушение, создает угрозу вскипания, выброса.

1.2.7. Горение нефти и нефтепродуктов в резервуарах может сопровождаться вскипанием и выбросами. Вскипание горючей жидкости происходит из-за наличия в ней взвешенной воды, которая при прогреве горящей жидкости выше 100 °С испаряется, вызывая вспенивание нефти или нефтепродукта. Вскипание может произойти примерно через 60 мин горения при содержании влаги в нефти (нефтепродукте) более 0,3%. Вскипание также может произойти в начальный период пенной атаки при подаче пены на поверхность горючей жидкости с температурой кипения выше 100 °С [3]. Этот процесс характеризуется бурным горением вспенившейся массы продукта.

При горении жидкости на верхнем уровне взлива возможен перелив вспенившейся массы через борт резервуара, что создает угрозу людям, увеличивает опасность деформации стенок горящего резервуара и перехода огня на соседние резервуары и сооружения.

1.2.8. Выброс нефти и темных нефтепродуктов из горящего резервуара происходит при достижении поверхности слоя донной (подтоварной) воды гомотермическим (прогретым) слоем горючей жидкости. Этот слой, соприкасаясь с водой, нагревает ее до температуры значительно большей, чем температура кипения. При этом происходит бурное вскипание воды с выделением большого количества пара, который выбрасывает находящуюся над слоем воды горящую жидкость за пределы резервуара.

Обычно выбросу предшествуют внешние признаки - усиление горения, изменение цвета пламени, усиление шума при горении, могут также наблюдаться отдельные потрескивания (хлопки), вибрация верхних поясов стенки резервуара. Как правило, выброс носит пульсирующий характер, причем интенсивность его, т.е. увеличение высоты и объема факела пламени, нарастает в самом процессе выброса. Толщина слоя донной (подтоварной) воды, как правило, на мощность выброса влияния не оказывает. Ориентировочное время наступления возможного выброса можно определить по формуле

где - время от начала пожара до ожидаемого момента наступления выброса, ч; - начальная высота слоя горючей жидкости в резервуаре, м; - высота слоя донной (подтоварной) воды, м; - линейная скорость прогрева горючей жидкости, м·ч (табл.1.1); - линейная скорость выгорания горючей жидкости, м·ч (табл.1.1); - линейная скорость понижения уровня вследствие откачки, м·ч (если откачка не производится, то = 0).

При затоплении плавающей крыши или понтона за величину Н следует принимать высоту слоя продукта только над крышей или понтоном (рис.1.1).

1.2.9. При пожаре в резервуаре возможно образование "карманов", которые значительно усложняют процесс тушения. "Карманы" могут иметь различную форму и площадь и образуются как на стадии возникновения в результате перекоса понтона, плавающей крыши, частичного обрушения крыши, так и в процессе развития пожара при деформации стенок.

1.2.10. Устойчивость горящего резервуара зависит от организации действий по его охлаждению. При отсутствии охлаждения горящего резервуара в течение 5-15 мин стенка резервуара деформируется до уровня взлива горючей жидкости.

2. ОГНЕТУШАЩИЕ ВЕЩЕСТВА И СПОСОБЫ ТУШЕНИЯ

Рис.2.1. Общий вид высоконапорного пеногенератора
для получения пены низкой кратности

Рис.2.2. Схема внутреннего устройства пеногенератора

3. ТУШЕНИЕ ПОЖАРОВ В РЕЗЕРВУАРАХ И РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКАХ

4. ОРГАНИЗАЦИОННО-ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ

5. МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ

ЛИТЕРАТУРА

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

КЛАССИФИКАЦИЯ РЕЗЕРВУАРОВ И РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ

Для хранения нефти и нефтепродуктов в отечественной практике применяются резервуары металлические, железобетонные, из синтетических материалов, льдогрунтовые.

Наиболее распространены как у нас в стране, так и за рубежом, стальные резервуары. В соответствии с требованиями документа [1] применяются следующие типы стальных резервуаров:

• вертикальные цилиндрические со стационарной конической или сферической крышей вместимостью до 20000 м(при хранении ЛВЖ) и до 50000 м (при хранении ГЖ);

• вертикальные цилиндрические со стационарной крышей и плавающим понтоном вместимостью до 50000 м;

• вертикальные цилиндрические с плавающей крышей вместимостью до 120000 м.

Геометрические характеристики основных типов стальных вертикальных резервуаров приведены в табл.1.

Таблица 1

Геометрические характеристики резервуаров типа РВС

Стенки вертикальных стальных резервуаров состоят из металлических листов, как правило, размером 1,5х3 м или 1,5х6 м. Причем толщина нижнего пояса резервуара колеблется в пределах от 6 мм (РВС-1000) до 25 мм (РВС-120000) в зависимости от вместимости резервуара. Толщина верхнего пояса составляет от 4 до 10 мм. Верхний сварной шов с крышей резервуара выполняется ослабленным с целью предотвращения разрушения резервуара при взрыве паровоздушной смеси внутри замкнутого объема резервуара.

Для хранения относительно небольших количеств нефтепродуктов применяются горизонтальные стальные резервуары емкостью до 1000 м. Кроме стальных резервуаров в ряде случаев применяются также железобетонные.

В зависимости от назначения резервуары подразделяются на группы. К первой группе относятся резервуары, предназначенные для хранения жидкостей при избыточном давлении до 0,07 МПа включительно и температуре до 120 °С. Ко второй группе относятся резервуары, работающие под давлением более 0,07 МПа.

Резервуары могут устанавливаться подземно или наземно. Подземными называют резервуары, заглубленные в грунт или обсыпанные грунтом, когда наивысший уровень хранимой в нем жидкости находится не менее чем на 0,2 м ниже минимальной планировочной отметки прилегающей площадки, а также резервуары, имеющие обсыпку не менее чем на 0,2 м выше допустимого уровня нефтепродукта в резервуаре и шириной не менее 3 м. Наземными называют резервуары, у которых днище находится на одном уровне или выше минимальной планировочной отметки прилегающей площадки в пределах 3 м от стенки резервуара. В районах Крайнего Севера с вечной мерзлотой практикуется установка резервуаров на свайных основаниях.

Все резервуары оборудуются дыхательной арматурой для выравнивания давления внутри резервуара с окружающей средой при закачке или откачке нефти или нефтепродукта, приемно-отпускными устройствами, а при необходимости, особенно при хранении нефти и темных нефтепродуктов, системами размыва донных отложений. Вентиляционные патрубки на резервуарах для нефтепродуктов с температурой вспышки менее 120 °С оборудуются огневыми преградителями.

Приемно-отпускные устройства резервуаров для хранения светлых и темных нефтепродуктов могут отличаться по конструкции. В первом случае приемно-отпускное устройство состоит из приемно-отпускного патрубка, хлопуши, механизма управления хлопушей, который включает лебедку и трос, перепускное устройство и подводящий трубопровод. Во втором случае вместо хлопуши имеется подъемная труба, которая является продолжением приемно-отпускного патрубка и соединена с последним при помощи шарнира.

Хлопуша представляет собой металлическую заслонку, установленную на приемно-отпускном патрубке. Заслонка крепится на шарнире и перекрывает патрубок под действием собственной массы. Открытие заслонки происходит либо под давлением закачиваемой жидкости, либо с помощью механизма управления. Механизм управления состоит из троса и лебедки, которая может иметь ручной привод для трубопроводов малых диаметров (до 350 мм) или электрический во взрывобезопасном исполнении для трубопроводов диаметром свыше 350 мм. Давление открывания заслонки хлопуши определяется весом самой заслонки и гидростатическим давлением столба жидкости в резервуаре. Центр оси механизма управления хлопуши располагается обычно на 900 мм выше оси приемно-отпускного патрубка, на котором крепится хлопуша.

Резервуары, предназначенные для хранения вязких нефтепродуктов, часто оборудуются системами обогрева и покрываются теплоизоляционным негорючим материалом. В качестве теплоизоляционных материалов могут применяться кирпич, асбоцемент, шлаковата, пеностекло. Подогрев хранимой жидкости в резервуарах с помощью внутренних обогревателей производится насыщенным паром или горячей водой.

На крышах резервуаров кроме дыхательной арматуры размещаются также световые и технологические люки для проведения замеров и технического обслуживания, а на плавающих крышах, кроме того, устройства для удаления атмосферных осадков через гибкий шланг или шарнирную трубу и подвижную лестницу.

Резервуарные парки для хранения нефти и нефтепродуктов представляют собой сложные инженерно-технические сооружения и состоят из резервуаров, как правило, объединенных в группы, систем трубопроводов и других сооружений. Для сокращения потерь нефтепродуктов при их откачке и закачке группы резервуаров со стационарными крышами могут оборудоваться газоуравнительными системами. Эти системы представляют собой сеть газопроводов, соединяющих через огнепреградители паровоздушные пространства резервуаров между собой. В газоуравнительную систему входят также газгольдер, сборник конденсата, насос для перекачки конденсата и конденсатопровод. Для отключения газового пространства отдельных резервуаров от общей сети имеются перекрывные вентили и задвижки на линиях газопроводов, отходящих от резервуаров.

Резервуары, в которых возможно образование донных отложений (осадков), ведущее к уменьшению их полезного объема, оборудуются системами гидроразмыва. Системы гидроразмыва донных отложений включают в себя: насосную установку для подачи воды в систему, зачистной трубопровод диаметром 150-300 мм к гидроэжекторной установке, гидроэжекторную установку, состоящую из эжектора, передвижной электропомпы и гидромониторов, трубопровод отвода парафиноводяной смеси.

Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от вместимости резервуарных парков и вместимости отдельных резервуаров делятся на следующие категории [1] (табл.2).

Таблица 2

Категории складов для хранения нефти и нефтепродуктов

Единичный номинальный объем резервуаров, допустимая номинальная вместимость группы резервуаров и минимальное расстояние между резервуарами в одной группе определяются по документу [1] и представлены в табл.3.

Таблица 3

Основные характеристики групп резервуаров

По назначению резервуарные парки могут быть подразделены на следующие виды:

• товарно-сырьевые базы для хранения нефти и нефтепродуктов;

• резервуарные парки перекачивающих станций нефте- и нефтепродуктопроводов;

• резервуарные парки хранения нефтепродуктов различных объектов.

Резервуарные парки первого вида характеризуются, как правило, значительными объемами хранимых жидкостей, а также тем, что в одной резервуарной группе хранятся нефтепродукты, близкие или одинаковые по составу и своим пожароопасным свойствам. В резервуарных парках второго вида все резервуары чаще всего имеют нефть или нефтепродукт одного вида.

В соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93 [1] наземные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов объемом 5000 м и более оборудуются системами автоматического пожаротушения.

На складах категории IIIа при наличии не более двух наземных резервуаров объемом 5000 м допускается предусматривать тушение пожара этих резервуаров передвижной пожарной техникой при условии оборудования резервуаров стационарно установленными генераторами пены и сухими трубопроводами (с соединительными головками для присоединения пожарной техники и заглушками), выведенными за обвалование.

Стационарными установками охлаждения оборудуются наземные резервуары объемом 5000 м и более.

В автоматических системах тушения пожаров в резервуарах применяется пена средней кратности с верхним способом подачи, а также пена низкой кратности с верхним или подслойным способом подачи. Автоматическая установка включает насосную станцию, в которой размещаются водопитатели (насосы), емкость с пенообразователем и дозатор. Насосная станция подает водный раствор пенообразователя по системе трубопроводов к защищаемым резервуарам. Сеть растворопроводов выполняется кольцевой и располагается за пределами обвалования резервуаров вдоль автомобильных дорог и пожарных проездов. Принципиальные схемы защиты резервуаров и оборудования представлены на рис.1-10.

Резервуары со стационарной крышей без понтона защищаются стационарными и передвижными установками пожаротушения:

• с подачей пены средней кратности на поверхность топлива;

• подачей низкократной пены сверху;

• подачей низкократной пены в нижнюю часть резервуара как непосредственно в нефтепродукт (подслойный способ), так и через эластичный рукав с выходом на поверхность горючего.

Рис.1. Стационарная установка пожаротушения с подачей пены средней кратности

Рис.2. Применение раздвижных пеносливов для плавной подачи пены на поверхность нефтепродукта

Рис.3. Стационарная установка пожаротушения с подачей пены в основание резервуара через эластичный рукав на
поверхность продукта

Рис.4. Стационарная установка пожаротушения с подачей пены низкой кратности в слой горючей жидкости (подслойный
способ тушения пожара)

Рис.5. Защита резервуара с плавающей крышей стационарной установкой пожаротушения с подачей пены
низкой кратности

Рис.6. Пенокамера с пеногенератором для образования и подачи пены низкой кратности в резервуар с
плавающей крышей

Рис.7. Защита резервуара пеногенераторами низкократной пены, стационарно размещаемыми на плавающей крыше.
Раствор пенообразователя подается вверх по эластичному рукаву

Рис.8. Расположение пеногенерирующей аппаратуры на плавающей крыше

Рис.9. Принципиальная схема расположения датчиков-распылителей и емкости с хладоном в автономной
системе газового тушения пожара в кольцевом зазоре резервуара с плавающей крышей

Рис.10. Схема четырехсекционной автономной автоматической системы газового тушения пожара в кольцевом
 зазоре резервуара с плавающей крышей

Резервуары с понтоном и стационарной крышей защищаются стационарными и передвижными установками:

• с подачей пены средней кратности в зазор и на поверхность понтона;

• подачей низкократной пены только сверху;

• подачей низкократной пены одновременно сверху и в слой горючего.

Резервуары с плавающей крышей защищаются стационарными и передвижными установками:

• с подачей пены средней кратности в кольцевой зазор между стенкой резервуара и краем плавающей крыши;

• подачей низкократной пены одновременно сверху в кольцевой зазор между стенкой резервуара и краем плавающей крыши и в слой горючего;

• подачей хладона (газа), расположенного в емкостях на плавающей крыше в кольцевой зазор и подачей низкократной пленкообразующей пены в слой горючего.

Тип и число пеногенераторов, устанавливаемых на резервуарах, зависят от способа подачи огнетушащего средства, типа горючей жидкости, конструкции и объема резервуара.

При расчете количества подаваемого раствора пенообразователя ширина кольцевого зазора должна приниматься равной расстоянию от стенки резервуара до кольцевого барьера, предназначенного для удержания пены (рекомендуется принимать равной 2,5 м).

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ
И ЗАРУБЕЖНЫХ ПЕНООБРАЗОВАТЕЛЕЙ

В зависимости от области применения пенообразователи в России согласно ГОСТ 4.99-83 делятся на две группы: общего и целевого назначения. Пенообразователи общего назначения (ПО-ЗАИ, ПО-ЗНП и другие) имеют углеводородную основу и предназначены для получения пены или растворов смачивателей для тушения пожаров твердых сгораемых материалов (класс А) и горючих жидкостей (класс В).

Пенообразователи целевого назначения (фторированные) используются при тушении нефти, нефтепродуктов и полярных органических жидкостей. В эту же группу включен пенообразователь "Морской", имеющий углеводородную основу. Последний может применяться для получения пены с использованием морской воды и предназначен для тушения горючих жидкостей на судах и объектах морского флота.

По способности разлагаться под действием микрофлоры водоемов и почв пенообразователи делятся на биологически мягкие (биоразлагаемость более 80%) и биологически жесткие. Биоразлагаемость пенообразователя указывается в его технических характеристиках (табл.1).

Таблица 1

Технические характеристики пенообразователей

За рубежом пенообразователи в зависимости от поверхностно-активной основы делятся на протеиновые (белковые), фторпротеиновые, синтетические (углеводородные), фторсинтетические пленкообразующие (АFFF) и фторпротеиновые пленкообразующие (FFFР).

Протеиновые пенообразователи состоят из гидролизованного белка с добавками стабилизаторов. Они образуют пену низкой кратности, обладающую высокой теплостойкостью, растекаемостью и предупреждающую повторное воспламенение паров топлива. Эти пенообразователи предназначены для тушения углеводородов. К их недостаткам относится способность смешиваться и загрязняться углеводородами, что требует очень мягкой (плавной) подачи пены на горящую поверхность. Протеиновые пенообразователи в России не нашли применения.

Фторпротеиновые пенообразователи состоят из смеси гидролизованных и стабилизированных белков с органическими олеофобными поверхностно-активными веществами. Наличие фторированных поверхностно-активных веществ позволяет получать пену, устойчивую к загрязнению углеводородами, и подавать ее навесными струями непосредственно на поверхность горящей жидкости. Кроме того, фторпротеиновая пена обладает повышенной огнетушащей способностью и сопротивляемостью к повторному воспламенению, в том числе и при наличии горячих металлических предметов в зоне горения.

Синтетические пенообразователи предназначены для получения пены низкой, средней и высокой кратности. Получаемая из них пена недостаточно устойчива при контакте с нагретыми углеводородами и твердыми предметами. Поэтому за рубежом их не рекомендуют для тушения пожаров в крупных резервуарах и при больших проливах. Пену средней и высокой кратности рекомендуется применять для тушения пожаров в ангарах, корабельных отсеках, машинных залах, галереях и т.д.

Пленкообразующие пенообразователи состоят из смеси углеводородного и фторуглеродного пленкообразующего поверхностно-активного вещества. Фторуглеродный компонент снижает поверхностное натяжение водного раствора пенообразователя до величины, меньшей, чем у нефтепродуктов. Вследствие этого пленка раствора, выделяющегося из пены, растекается по поверхности топлива и резко сокращает скорость его испарения. Кроме того, фторуглеродный компонент пенообразователя придает пене инертность к углеводородным жидкостям, что существенно снижает возможность загрязнения пены топливом и позволяет подавать низкократную пену в очаг пожара навесной струей или в нижнюю часть резервуара под слой нефтепродукта. Огнетушащая эффективность пены из пленкообразующих пенообразователей типа АFFF значительно выше, чем пены из синтетических (углеводородных) пенообразователей.

Фторпротеиновые пленкообразующие пенообразователи типа FFFР предназначены для получения низкократной пены, сочетающей в себе повышенную огнетущащую эффективность, присущую пене из пленкообразующих составов, и надежность, характерную для пены из фторпротеиновых пенообразователей. Такая пена имеет хорошую текучесть, повышенную устойчивость к загрязнению нефтепродуктами, а также сопротивляемость к повторному воспламенению топлива, образует устойчивую изолирующую пленку на поверхности углеводородов, в том числе и при наличии горячих поверхностей, прочно прилипает к металлическим конструкциям. Кроме того, достоинствами пенообразователей являются длительный гарантийный срок хранения, низкая температура замерзания, возможность получения пены с водой любой жесткости, в том числе и с морской, а также совместимость пены с сухими порошками при их раздельной подаче. Сравнительная характеристика огнетушащих свойств различных видов пенообразователей представлена в табл.1, 2.

Таблица 2

Огнетушащие свойства различных видов пенообразователей

Обозначения: * - слабая; ** - средняя; *** - хорошая; **** - отличная.

Основные регламентируемые параметры пенообразователей и рабочих водных растворов:

• поверхностное натяжение рабочего раствора пенообразователя - не выше 18 мН·м;

• межфазное поверхностное натяжение на границе с гептаном - не менее 3,0 мН·м;

• вязкость концентрата пенообразователя при температуре 20 °С - не более 100 сСт;

• пенообразующая способность пенообразователя не должна зависеть от жесткости воды, применяемой для приготовления рабочего раствора;

• пенообразователь не должен содержать осадка и посторонних примесей;

• по токсичности пенообразователь должен соответствовать четвертому классу опасности (ГОСТ 12.1.007);

• температура замерзания - не ниже минус 15 °С;

• концентрация рабочего раствора 3 или 6% (об.);

• срок хранения концентрата пенообразователя - не менее 10 лет.

Предпочтительным является применение биологически разлагаемых пенообразователей.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

НОМОГРАММА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ОРИЕНТИРОВОЧНОГО РАСХОДА РАСТВОРА
ПЕНООБРАЗОВАТЕЛЯ И КОЛИЧЕСТВА ГЕНЕРАТОРОВ

Номограмма предназначена для определения ориентировочного расхода раствора пенообразователя и количества генераторов для тушения нефти и нефтепродуктов в резервуарах и проливов (рис.1). Номограмма представляет собой три основных логарифмических шкалы, на которых нанесены площадь горения (), расход раствора пенообразователя (), интенсивность подачи раствора пенообразователя (). Кроме того, на номограмме имеется пунктирная шкала, на которой нанесены два типа пеногенераторов в зависимости от способа подачи и их количество ().

Пример пользования номограммой. Определить расход раствора пенообразователя и количество генераторов для тушения РВС-5000 ( = 11,98 м; = 22,8 м) с дизельньм топливом. Площадь горения () составит 408 м.

В соответствии с табл.2.1 нормативная интенсивность () при тушении дизельного топлива пеной средней кратности, получаемой из пенообразователя общего назначения, равна 0,05 л·м·с. На левой шкале находим соответствующее значение площади тушения (), а на правой - нормативную интенсивность подачи раствора пенообразователя (). Соединив заданные величины, получим точку пересечения со средней шкалой, на которой нанесены значения расхода раствора пенообразователя . Вправо по горизонтали от полученной величины (в нашем примере Q = 20 л·с) показаны тип и количество необходимых генераторов пены в зависимости от применяемого способа тушения пожара в резервуаре.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЕНОГЕНЕРИРУЮЩЕЙ
АППАРАТУРЫ И ТЕХНИКИ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ПЕНЫ

Для получения пены средней кратности применяются пеногенераторы ГПС-200, ГПС-600, ГПС-600М, ГПС-2000, ГПС-2000М. При подаче пены средней кратности пеногенераторы типа ГПС следует устанавливать в местах, исключающих воздействие на них пламени и газообразных продуктов горения. В табл.1 даны основные характеристики пеногенераторов типа ГПС.

     Таблица 1

Характеристики пеногенераторов типа ГПС

Для получения водного раствора пенообразователя применяются стационарные пеносмесители ПС-5, устанавливаемые на насосах пожарных машин. ПС-5 обеспечивает подачу 5 стволов типа ГПС-600. На ПНС-110 (131) на насосе устанавливается ПС-12, обеспечивающий подачу 6, 9 и 12 стволов типа ГПС-600. На автомобилях пенного тушения вывозятся переносные смесители марок ПС-1, ПС-2, ПС-3, которые устанавливаются в напорную линию.

Для подачи большого количества пенообразователя в рукавные линии используют пенные дозирующие вставки, которые самостоятельно изготавливают гарнизоны пожарной охраны. Дозировка пенообразователя осуществляется путем нагнетания его в напорную линию. Для введения пенообразователя в напорную линию дозирующая вставка, как правило, имеет штуцер с условным проходом 51 мм, манометр, дозирующую шайбу диаметром 10 или 25 мм.

При подаче пенообразователя в напорную рукавную линию необходимо поддерживать разность давлений пенообразователя и воды на вставке в соответствии с табл.2.

     Таблица 2

Разность давлений пенообразователя и воды на вставке

Примечание. Значения расходов в табл.2 даны при концентрации пенообразователя в растворе, равной 6%.

Для каждой дозирующей вставки, изготовленной самостоятельно, должны быть разработаны тарировочные таблицы по определению разности давлений в зависимости от количества подключенных пеногенераторов.

Длина рукавных линий выбирается так, чтобы при давлении на насосах 0,9 МПа потери давления в рукавных линиях составляли не более 0,3 МПа.

При нормальной работе пеногенераторов пена поступает плотной струей. При неправильной работе пеногенераторов получается пена низкой кратности или вообще не получается. В этих случаях подачу пены следует прекратить и проверить систему дозировки.

Для подачи пены на тушение пожара в резервуарах используются механизированные пеноподъемники "Бронто-Скайлифт 35-3", АКП-30, АКП-50, приспособленная пожарная техника (на базе АЛ-30, АТС-59 с башенным механизмом от АЛ-30), переносной подъемник на базе трехколенной лестницы Л-60 с подачей одного ГПС-2000 или трех ГПС-600, а также стационарные пенные камеры для подачи пены средней кратности от передвижной пожарной техники. Принципиальные схемы боевого развертывания для подачи пены средней кратности представлены на рис.1.

Рис.1. Принципиальная схема тушения пожара в резервуаре пеной средней кратности с использованием
механизированного пеноподъемника

При тушении пожаров в подземном железобетонном резервуаре, в зазоре между стенкой резервуара и плавающей крышей пена может быть подана с помощью пеногенераторов, установленных вручную на борт резервуара.

Принципиальная схема боевого развертывания при использовании пеноподъемников или приспособленной техники представлена на рис.1. Дозировка пенообразователя происходит в зависимости от расхода огнетушащего средства.

В связи с недостатком серийно выпускаемой техники для подачи пены в горящий резервуар целесообразно использовать приспособленную технику на базе специальных кранов типа "КАТО", "ФАУН", "ЛИБКНЕР" и других с вылетом стрелы около 50 м. Для вышеперечисленной техники изготавливаются гребенки с патрубками для присоединения ГПС-2000, ГПС-2000М.

При использовании всех типов пеноподъемников необходимо определить максимальную длину рукавных линий для получения качественной пены. Предельное расстояние между водоисточником и местом установки пеноподъемника определяется по формуле

где - напор на насосе, м; - напор у пеногенераторов, м; - высота подъема стволов, м; - сопротивление одного напорного рукава длиной 20 м; - подача воды (раствора пенообразователя), л·с.

В зависимости от схемы подачи пены требуемое давление на насосе пожарного автомобиля определяется по формуле:

подача пены на поверхность горючей жидкости в резервуар:

подача пены на поверхность горючей жидкости в железобетонный резервуар или в обваловку:

подача пены низкой кратности при тушении пожара в резервуаре подслойным способом:

где - давление или напор на насосе, МПа или м вод.ст.; - потери давления (напора) в магистральных линиях, МПа или м вод. ст.; - при подаче воды (раствора пенообразователя) по одной магистральной линии; - при подаче воды (раствора пенообразователя) по двум магистральным линиям; - количество рукавов в магистральной линии; - сопротивление одного рукава; - потери давления (напора) в пеноподъемнике; - давление (напор) у пеногенератора, МПа или м вод.ст.; - высота подъема пеногенераторов; - потери давления на генераторе низкократной пены, МПа или м вод.ст.

Давление на насосе пожарной машины не должно превышать значения давления, указанного в паспорте на насос, если требуется больше, то необходимо организовывать перекачку.

Пена низкой кратности может подаваться в резервуар как сверху, так и под слой горючего.

Для подачи пены низкой кратности в резервуар сверху от передвижной пожарной техники могут применяться переносные водопенные лафетные стволы как отечественного, так и зарубежного производства. Кроме того, для этой цели могут использоваться стационарные лафетные стволы, а для тушения проливов в обваловании - ручные водопенные стволы. Основные характеристики переносных стволов приведены в табл.3.

Таблица 3

Основные характеристики переносных водопенных стволов

Для получения и подачи пены низкой кратности под слой горючего в резервуар могут применяться отечественные высоконапорные пеногенераторы типа ГНП и ГНПС. Указанные типы пеногенераторов имеют рабочее давление 0,6-0,9 МПа, кратность получаемой пены составляет не менее 3. Основные характеристики высоконапорных пеногенераторов отечественного производства типа ГНП (разработка ВНИИПО) приведены в табл.4 и типа ВПГ (разработки МИПБ, НПП "Герда") - в табл.5.

Таблица 4

Основные параметры пеногенераторов типа ГНП

Таблица 5

Основные параметры пеногенераторов типа ВПГ

Принципиальные схемы боевого развертывания при тушении пожаров в резервуарах представлены на рис.1-3.

Рис.2. Принципиальная схема подачи пены низкой кратности при тушении пожара в резервуаре подслойным методом

Рис.3. Принципиальная схема тушения пожара в ЖБР пеной средней кратности

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ОГНЕТУШАЩИХ
ПОРОШКОВ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

ОСОБЕННОСТИ ТУШЕНИЯ ПОЖАРОВ В РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКАХ В УСЛОВИЯХ НИЗКИХ ТЕМПЕРАТУР

Тушение пожаров в резервуарах и резервуарных парках в условиях низких температур усложняется тем, что, как правило, увеличивается время сосредоточения достаточных сил и средств для проведения пенной атаки. Вода, подаваемая по рукавным линиям, интенсивно охлаждается и, достигая 0 °С, кристаллизуется с отложением льда на стенках рукавной арматуры и рукавов. В результате уменьшения сечения рукавной линии возникает дополнительное сопротивление, что ведет к снижению расхода воды. Воздушно-механическая пена средней кратности в условиях низких температур малоподвижна, быстро замерзает, превращаясь в снежную пористую массу.

При тушении пожаров в условиях низких температур следует:

• применять пожарные стволы с большим расходом, исключить применение перекрывных стволов и стволов-распылителей;

• прокладывать линии из прорезиненных и латексных рукавов больших диаметров, рукавные разветвления и соединительные головки рукавных линий утеплять или защищать от воздействия окружающей среды подручными средствами, в том числе снегом;

• определить места заправки горячей водой и при необходимости заправить ею цистерны;

• перед подачей пены или раствора пенообразователя в линию в момент начала пенной атаки ее необходимо прогреть до температуры выше 5 °С, чтобы исключить возможное образование ледяных пробок или снижение расхода подаваемого раствора пенообразователя или пены вследствие уменьшения сечения подводящих линий. В качестве обогревателя можно использовать горячую воду.

Для обогрева кабин пожарных автомобилей, задействованных на пожаре, целесообразно устанавливать дополнительные обогреватели и утеплять кабины.

Для обогрева насосов, расположенных в заднем отсеке, рекомендуется использовать горелки инфракрасного излучения.

Выезд и следование автомобилей ПНС-110 производить с работающим двигателем насосной установки. Для обогрева насосного отсека ПНС-110 в зимнее время необходимо устанавливать специальный кожух, по которому поток теплого воздуха направляется в насосный отсек, или вместо вентилятора, предусмотренного заводом-изготовителем, устанавливать вентилятор, позволяющий изменить направление потока воздуха от радиатора охлаждения в насосный отсек.

Вблизи места пожара целесообразно организовать пункты обогрева личного состава, чаще производить смену людей, обеспечивающих охлаждение резервуаров и работу техники.

Для отыскания крышек колодцев гидрантов, находящихся под снегом, рекомендуется использовать армейские миноискатели.

Для прокладки магистральных линий рекомендуется использовать выполненные из жести ящики с полозьями, в которых "гармошкой" уложены рукава.

Одним из наиболее важных вопросов, возникающих при тушении пожаров в условиях низких температур, является обеспечение бесперебойной подачи воды по рукавным линиям от водоисточника к очагу горения.

Вода, подаваемая по рукавным линиям, интенсивно охлаждается и, достигая 0 °С, кристаллизуется с отложением льда на стенках рукавной арматуры и рукавов и образованием шуги в основном потоке внутри рукава. В результате уменьшения сечения рукавной линии возникает дополнительное сопротивление, что ведет к снижению расхода воды, а в отдельных случаях - к образованию ледяных пробок (промерзанию рукавов), и резко осложняет процесс тушения.

Предельная длина рукавной линии в условиях установившегося течения зависит от начальной температуры воды на входе в рукавную линию, температуры окружающей среды , и может быть рассчитана по формуле

м,

где - расход воды, л·с; - наружный диаметр рукава, мм; - коэффициент теплопередачи, Вт·м·К; - плотность жидкости, кг·м; - удельная теплоемкость жидкости, Дж·кг·К.

ПРИЛОЖЕНИЕ 7

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ ПОЖАРА В РЕЗЕРВУАРНОЙ ГРУППЕ ОТ
ЛУЧИСТОЙ ЭНЕРГИИ ФАКЕЛА ПЛАМЕНИ

Прогнозирование выполняют при разработке оперативных планов пожаротушения для оценки максимально допустимого времени ввода сил и средств и первоочередного охлаждения резервуаров, расположенных рядом с горящим, с целью предотвращения возможности взрыва в паровоздушном пространстве или факельного горения паровоздушной смеси, выходящей из мест сообщения газового пространства облучаемого резервуара с атмосферой.

Результаты оценки справедливы для группы однотипных резервуаров при горении жидкости на всей свободной поверхности резервуара в условиях штиля.

Методика прогноза включает два этапа. На первом определяют максимально допустимое время введения сил и средств на охлаждение из условий предотвращения опасности нагрева элементов конструкции облучаемого резервуара выше температуры самовоспламенения паров нефтепродуктов. На втором этапе по взрывоопасности среды в облучаемом резервуаре определяют первоочередность введения стволов для охлаждения резервуаров, особенно при недостатке сил и средств начальной стадии пожара.

Продолжительность нагрева наиболее теплонапряженного элемента конструкции соседнего с горящим резервуара до температуры самовоспламенения паров нефтепродукта можно оценить по номограмме (рис.1).

Рис.1. Номограмма для определения максимально допустимого времени ввода сил и средств для
охлаждения резервуаров, расположенных рядом с горящим

Ключ к пользованию номограммой состоит в следующем. Из точки, соответствующей температуре окружающей среды, проводят направляющий луч через шкалу "Отношение расстояния между резервуарами к диаметру горящего" и определяют длительность нагрева стенки до температуры самовоспламенения.

Пример пользования номограммой показан на рис.1 штрих-пунктиром при следующих исходных данных:

• температура окружающего воздуха 0 °С;

• отношение расстояния между резервуарами к диаметру горящего составляет 0,45.

Из точки, соответствующей температуре окружающей среды (0 °С), проводим направляющий луч "X", который пересекает шкалу "Отношение расстояния между резервуарами к диаметру горящего" в точке, равной 0,45, и показывает на шкале "Критическое время" 11 мин.

Делаем вывод о том, что с начала пожара до истечения 11 мин должны быть предприняты активные действия по охлаждению соседних резервуаров.

Расчет номограмм выполнен при следующих условиях:

• опасная температура нагрева (176 °С) принята равной 0,8 температуры самовоспламенения для топлива ТС-1 (данный нефтепродукт имеет минимальную температуру самовоспламенения);

• интегральная плотность излучения при горении дизельного топлива в среднем составляет 73 кВт·м;

• толщина оболочки верхнего пояса резервуара РВС-5000 составляет 5 мм.

Взрывоопасность среды в облучаемом резервуаре со стационарной крышей можно оценить по номограмме (рис.2).

Рис.2. Номограмма для определения взрывоопасности среды в резервуаре, расположенном рядом с горящим

Для пользования номограммой необходимо подготовить следующие исходные данные:

• уровень взлива нефтепродукта в соседних резервуарах;

• температуру нефтепродукта в негорящем резервуаре (принимают равной среднемесячной температуре окружающей среды);

• температуру вспышки нефтепродуктов.

Пример пользования номограммой показан на рис.2 штрих-пунктиром при следующих исходных данных:

• уровень взлива топлива ТС-1 в негорящем резервуаре равен 10,66 м;

• температура нефтепродукта равна среднемесячной температуре окружающей среды в июне, т.е. 20 °С;

• температура вспышки топлива ТС-1 составила 31 °С;

• продолжительность облучения 10 мин. Из точки, соответствующей уровню взлива нефтепродукта (10,66 м), проходит направляющий луч через шкалу "Время облучения" в точке, равной 10 мин, и упирается в прямую 1. При этом на прямой 1 делается отметка. Далее из этой точки направляющий луч пересекает точку 20 °С на шкале "Температура нефтепродукта" и упирается в прямую 2. Из этой точки направляющий луч проходит через точку 31 °С на шкале "Температура вспышки" и указывает значение концентрации, равное 1,4% (об.), т.е. концентрация паров в резервуаре взрывоопасная. Взрывоопасность среды указывает на первоочередность введения стволов для охлаждения данного резервуара.

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

ОСОБЕННОСТИ ОТКАЧКИ ГЖ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ

Все операции по откачке нефтепродуктов из горящего и соседних с ним резервуаров должны проводиться только по решению штаба пожаротушения. Наибольшую опасность представляет непосредственное воздействие пламени на соседний резервуар при выполнении операции заполнения или откачки нефтепродукта. При откачке пламя может проникнуть внутрь резервуара и привести к взрыву паровоздушной смеси с последующим горением. При заполнении соседнего резервуара пламя может возникнуть на работающих дыхательных устройствах.

При откачке нефтепродукта из горящего резервуара следует учитывать факторы, усложняющие тушение:

• отводятся нижние ненагретые слои, в связи с чем увеличивается доля нагретого горючего в резервуаре, повышается среднеобъемная температура жидкости, и, как следствие, увеличивается расчетное количество сил и средств;

• с увеличением расстояния от пенослива до горящей жидкости в начале тушения тепловое излучение и конвективные потоки интенсивно разрушают пену и препятствуют ее накоплению на поверхности горючего;

• при горении темных нефтепродуктов и невозможности полной его откачки оставшаяся часть горючего может создать угрозу выброса или вскипания;

• при откачке продукта происходит опускание верхнего прогретого слоя, соприкосновение которого с находящейся в нижней части резервуара водой может привести к выбросу;

• при опускании горючего ниже опор горение будет происходить под понтоном или плавающей крышей (при их наличии).

С понижением уровня горючей жидкости ниже узла управления хлопушей может произойти обрыв троса, удерживающего хлопушу и перекрытие трубопровода, то есть в резервуаре останется около 1 м нефтепродукта.

Определение времени возможного выброса при проведении откачки изложено в разд.1.

При откачке нефтепродукта или нефти из горящего резервуара стенка его выше уровня горючей жидкости должна охлаждаться на всю высоту с учетом влияния колец (ребер) жесткости.

Текст документа сверен по:

официальное издание

М.: ГУГПС - ВНИИПО - МИПБ, 2000