logo
spravochnik_rtp_new

10.5.3.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

1

PBC-1000

9

12

120

39

2

РВС-2000

12

15

181

48

3

РВС-3000

12

19

283

60

4

РВС-5000

12

23

408

72

5

РВС-5000

15

21

344

65

6

РВС-10000

12

34

918

107

7

РВС-10000

18

29

637

89

8

РВС-15000

12

40

1250

126

9

РВС-15000

18

34

918

107

10

РВС-20000

12

46

1632

143

11

РВС-20000

18

40

1250

125

12

РВС 30000

12

47

1764

149

13

РВС-30000

18

46

1632

143

14

РВС-50000

18

61

2892

190

15

РВС-100000

18

85,3

5715

268

16

РВС-120000

18

92,3

6691

290

Таблица 174

Размеры цилиндрических вертикальных стальных резервуаров

для хранения нефти и нефтепродуктов

Объем резервуара, м3

Диаметр, м

Высота, м

Площадь, м2

50

4,01

4,16

13

70

4,68

4,16

17

100

4,74

5,91

18

100

5,68

4,14

26

200

6,63

5,92

35

200

7,11

5,51

40

300

7,59

7,37

45

300

8,53

5,51

57

400

8,53

7,39

57

500

9,26

7,44

67

600

9,86

8,26

77

700

10,44

8,34

86

700

11,38

8,87

102

1000

11,38

9,70

102

1000

12,33

8,94

120

2000

14,62

11,92

168

2000

15,22

11,26

183

3000

17,90

11,92

252

5000

22,80

11,92

408

10000

34,20

11,92

918

20000

45,60

17,92

1632

30000

45,60

17,88

1632

50000

60,70

17,88

2892

Таблица 175

Размеры цилиндрических железобетонных резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов

Объем резервуара, м3

Диаметр, м

Высота, м

Площадь, м2

50

6

1,8

28

100

6

3,6

28

250

9

3,6

64

500

12

4,8

113

1000

18

4,8

254

2000

24

4,8

452

3000

30

4,8

707

5000

42

4,8

1385

6000-

30

7,8

707

10000

42

7,8

1385

20000

54

9,0

2289

30000

66

9,0

3420

40000

78

9.0

4776

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

–

39000

38100

Ацетон

2,832

0,33

–

20000

52700

Бензол

2,298

0,50

–

40900

79200

Бензин

2,93

0,50

1,20

41900

105000

Бутиловый спирт

0,81

0,11

–

36200

27300

Диэтиловый эфир

3,60

0,50

0,57

33500

112000

Дизельное топливо

3,30

0,33

–

43000

120600

Керосин

2,298

0,40

–

43500

85000

Мазут

2,10

0,17

0,50

39800

67700

Метиловый спирт

0,96

0,12

0,55

22700

21200

Нефть

1,20

0,23

0,50

41900

42800

Сероуглерод

2,22

0,17

–

14100

26600

Толуол

2,298

0,33

–

41000

80100

Этиловый спирт

1,80

0,25

–

27200

45500

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

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Бензин, лигроин, бензол, толуол и другие с температурой вспышки паров

ниже 28 оС,

кроме нефти

0,08

До 250

До 72

1

-

0,65

-

6

-

10

1

500

113

2

-

1,3

-

12

-

10

1

500

144

2

-

1,3

-

12

-

10

1

1000

216

3

1

2,0

2,2

18

20

20

2

1000

254

4

1

2,6

2,2

24

20

20

2

2000

432

6

2

3,9

4,3

36

40

20

2

2000

452

6

2

3,9

4,3

36

40

20

2

3000

707

10

3

6,5

6,5

60

60

.30

2

3000

720

10

3

6,5

6,5

60

60

30

2

5000

1385

19

6

12,4

13,0

114

120

30

2-3

6000

707

10

3

6,5

6,5

60

60

30

2-3

6000

1296

18

5

11,7

10,8

108

100

30

2-3

10000

1385

19

6

12,4

13,0

114

120

30

2-3

10000

2304

31

10

20,1

21,6

186

200

30

2-3

20000

2289

31

9

20,1

19,5

186

180

30

2-3

20000

4356

58

18

37,6

38,9

348

360

30

2-3

30000

3420

47

14

30,5

30,3

282

280

50

4–5

30000

6552

88

26

57,0

56,2

528

520

50

4–5

40000

4776

64

19

41,5

41,1

384

380

50

4–5

40000

8640

115

35

74,5

76,5

690

700

50

4-5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Нефть, керосин, дизтопливо и другие нефтепродукты с температурой вспышки паров более 28оС.

До 500

До 113

1

-

0,65

-

6

-

10

1

500

144

2

-

1,3

-

12

-

10

1

1000

216

2

-

1,3

-

12

-

20

2

1000

254

2…3

1

1,3...2,0

2,2

12...18

20

20

2

2000

432

4

1

2,6

2,2

24

20

20

2

2000

452

4

1

2,6

2,2

24

20

20

2…3

3000

707

6

2

3,9

4,3

36

40

20

2…3

3000

720

6

2

3,9

4,3

36

40

20

2

5000

1385

12

4

7,8

8,7

72

80

30

2…3

6000

707

6

2

3,9

4,3

36

40

30

2…3

6000

1296

11

3…4

7,2

6,5…8,7

66

60...80

30

2…3

10000

1385

12

4

7,8

8,7

72

80

30

2…3

10000

2304

19

6

12,4

13,0

114

120

30

2…3

20000

2289

19

6

12,4

13,0

114

120

30

2…3

20000

4356

37

11

24,0

23,8

222

220

30

2…3

30000

3420

29

9

18,8

19,5

174

180

50

4…5

30000

6552

55

17

35,7

36,7

330

340

50

4-5

40000

4776

40

12

26,0

25,9

240

240

50

4–5

40000

8640

72

22

46,7

47,5

432

440

50

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.

600

2000

600

2000

Бензин, лигроин, бензол, толуол и другие виды горючего с температурой вспышки паров

ниже 28оС, кроме нефти

0,08

До 77

1

-

0,65

-

3

2

6

-

37

86-120

2

-

1,3

-

3

2

12

-

37

168-183

3

-

1,95

-

4

2

18

-

45

252

4

1

2,6

2,2

5

2

24

19

52

408

6

2

3,9

4,3

6

3

36

38

67

918

13

4

8,4

8,6

9

4

78

76

96

1632

22

7

14,3

15,1

11

5

132

133

118

2892

39

12

25,3

25,9

15

6

234

228

155

Нефть, керосин, дизтопливо и другие нефтепродукты с температу-рой вспышки паров более 28оС

0,05

До 120

1

-

0,65

-

3

2

6

-

37

168-252

2

-

1,3

-

3-5

2

12

-

37-52

408

4

1

2,6

2,2

6

3

24

19

67

918

8

3

5,2

6,5

9

4

48

57

96

1632

14

4

9,1

8,6

11

5

84

76

118

2892

24

8

15,6

17,3

15

6

144

152

155

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.