Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

резервуарный пожар тушение

Во многих производственных сферах деятельности человека не обойтись без использования природных энергоресурсов. Для получения топлива нефть является одним из основных сырьевых материалов. Нефть и нефтепродукты, перерабатываемые в нефтяной, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности обеспечивают продукцией многие отрасли России. Современное нефтяное производство представляет собой многостадийный комплекс разнообразных по своей сложности технологических процессов. Пожароопасные свойства веществ, обращающихся в производстве, создают особую сложность при возникновении аварий, пожаров на предприятиях, что приводит к частичной остановке технологического производства и останавливает не одно, а несколько предприятий. Их простой, прямые убытки от данных пожаров увеличивает косвенный ущерб, наносимый государству.

Особую опасность представляют собой резервуарные парки, так как в них сосредоточено большое количество горючей жидкости. Резервуары для нефти и нефтепродуктов относятся к промышленным сооружениям повышенной пожарной опасности. Пожары, возникшие на подобных объектах, принимают во многих случаях большие размеры и характеризуются сложностью их локализации и тушения.

Общепризнанным является мнение о том, что на объектах хранения нефти и нефтепродуктов небольшое число пожаров, но в подобных ситуациях они причиняют значительный материальный ущерб и в ряде случаев вызывают травмы и гибель людей.

При возникновении пожара в резервуаре в большинстве случаев автоматические установки пожаротушения выходят из строя, поэтому ликвидация пожара осуществляется при помощи передвижной пожарной техники.

При тушении пожаров в резервуарах личный состав пожарных подразделений оказываются в зоне риска получения ожогов от теплового излучения, исходящего от пламени горения, которое может достигать 20-30 метров. Основные причины получения ожогов - три несовершенства: средства тушения, планы пожаротушения, квалификации участников тушения. Поэтому мероприятия по тушению пожара, правильный выбор и использование пожарной техники, составление планов пожаротушения имеют большое значение.

1. Литературный обзор

1.1 Общий обзор статистики пожаров

Резервуарный парк - группа (группы) резервуаров, предназначенных для хранения нефти и нефтепродуктов и размещенных на участке территории, ограниченной по периметру обвалованием или же ограждающей стенкой при наземных резервуарах и дорогами или противопожарными проездами при подземных резервуарах, установленных в котлованах или выемках [1].

Резервуары и резервуарные парки как основные сооружения складов нефти и нефтепродуктов широко распространены в различных отраслях народного хозяйства. Они входят в технологические схемы сбора и подготовки нефти (нефтепромыслов), магистральных нефтепроводов, нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), перевалочных и распределительных нефтебаз, предприятий автомобильного, железнодорожного, водного и воздушного транспорта, теплоэлектростанций и теплоэлектроцентралей, строительных организаций, промышленных предприятий [2].

Резервуары для нефти и нефтепродуктов относятся к промышленным сооружениям повышенной опасности [3].

Статистический анализ пожаров на объектах хранения, переработки и транспортировки нефти и нефтепродуктов, проведенных за последние 20 лет показывает, что из 200 пожаров, происшедших в этот период на объектах хранения и переработки нефти, 92% произошли в наземных резервуарах. Из них 26% пожаров на резервуарах с сырой нефтью, 50% с бензином и 24% на резервуарах с мазутом, дизельным топливом и керосином. Секторная диаграмма распределения пожаров в резервуарах по хранимым в них горючим жидкостям представлена на рисунке 1.1 [4].

Статистика свидетельствует, что в системе Главтранснефти произошло 9,7% пожаров, на нефтепромыслах - 14,2%, на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) - 28,4%, а на распределительных нефтебазах зафиксирована наибольшая доля пожаров - 47,7% [5].

Рисунок 1.1 - Распределение пожаров в резервуарах по хранимым в них горючим жидкостям

Статистика пожаров в резервуарных парках по Республике Башкортостан за период 2002-2009 г. представлена на рисунке 1.2:

- 27.02.02 г. Уфа, ОАО «Уфанефтехим», резервуар №1017 товарного производства;

- 10.08.03 г. Салават, ОАО «Снос» НПЗ, резервуар №36 резервуарного парка АВТ-6 (причиной пожара явились грозовые разряды);

- 27.02.04 г. Уфа, ОАО «Уфанефтехим», резервуар №1575 производства «Ароматика» (причиной пожара явилось самовозгорание веществ);

- 09.06.04 г. Уфа, ОАО «УНПЗ», участок резервуаров №103-108 (причиной пожара явилось нарушение пожарной безопасности при электросварке);

- 27.09.04 г. Туймазинский район, д. Имангул, резервуар ОАО «Башкирнефтепродукт»;

- 05.12.06 г. Салават, ОАО «СНОС» НПЗ, резервуар №3;

- 24.07.07 г. Уфа, ОАО «УНПЗ», участок резервуаров №158-167 (причиной пожара явилось самовозгорание веществ);

- 15.11.07 г. Уфа, АО «Ново-Уфимский НПЗ», резервуар №97;

- 29.04.08 г. Чишминский район, д. Аминово, резервуар ОАО «Башкирнефтепродукт».

Рисунок 1.2 - Пожары на резервуарах, происшедших на территории РБ за период 2002-2009 г.

1.2 Анализ развития пожара в резервуарном парке

Пожар в резервуарном парке со светлыми нефтепродуктами обычно начинается, как правило, со взрыва паровоздушной смеси в газовом пространстве резервуара и срыва крыши или с горения паровоздушной смеси в газовом пространстве резервуара без срыва крыши, но с нарушением целостности ее в отдельных наиболее слабых местах рисунок 1.3 [6].

Сила взрыва оказывает влияние на характер последующего развития пожара. В зависимости от этого наблюдаются следующие случаи:

- крыша резервуара сорвана полностью и отброшена в сторону, нефтепродукт горит на всей поверхности резервуара;

- пролитый нефтепродукт горит на земле между резервуарами, вызывая угрозу их взрыва;

- крыша вертикального резервуара силой взрыва несколько приподнята, а затем частично погружена в резервуар; она задерживает активное горение на поверхности жидкости резервуара, так как экранирует горящую поверхность;

- крыша вертикального резервуара деформирована так, что образовались небольшие щели в местах крепления к стене резервуара и в сварных швах кровли, пары нефтепродукта горят лишь над образовавшимися щелями и смотровыми люками [6].

Рисунок 1.3 - Взрыв паровоздушной среды в резервуаре типа РВС

На образование взрывоопасных концентраций внутри резервуаров оказывают существенное влияние пожарная опасность и физико-химические свойства хранимых нефти и нефтепродуктов, конструкция резервуара, технологический режим эксплуатации, а также климатические и метеорологические условия. Пожар может возникнуть на дыхательной арматуре, пенных камерах, в обваловании резервуаров вследствие перелива хранимого продукта или нарушения герметичности резервуара, задвижек, фланцевых соединений, а также в виде локальных очагов на плавающей крыше.

Развитие пожара зависит от места возникновения, размеров начального очага горения, устойчивости конструкций резервуара, наличия средств автоматической противопожарной защиты и удаленности пожарных подразделений от резервуарного парка. Свободный борт стенки резервуара при отсутствии охлаждения в течение 3-5 минут теряет свою несущую способность, т.е. появляются визуально определимые деформации из-за прогрева конструкций пламенем [7].

Светлые нефтепродукты (бензин, лигроин, керосин, бензол и т.п.) горят на свободной поверхности интенсивнее, чем темные, и высота факела пламени достигает 20-40 м.

Пожары в резервуарах сопровождаются передачей тепловой энергии за счет излучения факела пламени и переноса потоками воздуха раскаленных частиц углерода (сажи) к близко расположенным резервуарам. Это приводит иногда к воспламенению паров нефтепродуктов, выходящих через отверстия в крыше резервуара (дыхательные клапаны, замерные устройства).

Пожары светлых нефтепродуктов часто сопровождаются деформацией наземных трубопроводов и истечением из них большого количества горючей жидкости в обвалование резервуара. Трещины в стенках резервуаров образуются лишь при длительных пожарах (в течение нескольких часов), когда в результате неравномерного воздействия лучистой теплоты на стенки резервуаров создаются недопустимые деформации.

Температура в зоне горения достигает 1100-1200 С, в результате чего стенки выше уровня жидкости быстро прогреваются (в течение нескольких минут), теряет прочность и начинают деформироваться. При пожарах крупных резервуаров с нижним уровнем нефтепродукта стенки деформируются более интенсивно [6].

Развитие пожара в обваловании характеризуется скоростью распространения пламени по разлитому нефтепродукту, которая составляет для жидкости, имеющей температуру ниже температуры вспышки, 0,05 мс^-1, а при температуре жидкости выше температуры вспышки - более 0,5 мс^-1. После 10-15 мин воздействия пламени наступает потеря несущей способности маршевых лестниц, выходят из строя узлы управления коренными задвижками и хлопушами, происходит разгерметизация фланцевых соединений и нарушается целостность конструкций резервуара.

При этом в зависимости от ряда факторов, проявившихся в начальной стадии (характер разрушения резервуара, площадь розлива нефтепродукта, масса испарившегося продукта, тепловой режим и т.п.), возможно цепное развитие пожара, при котором его разрушительное действие многократно (иногда в сотни раз) усиливается вследствие вовлечения в процесс взрывопожароопасных объектов предприятия. В условиях концентрации больших масс нефтепродуктов на ограниченной площадке, близости различных производств пожар, распространяясь за территорию предприятия, создает реальную угрозу и для других объектов. Если же близко расположены жилые кварталы или пожароопасные объекты, пожар может стать настоящей катастрофой [7].

Развитие пожара при хранении больших масс нефти и нефтепродуктов можно подразделить на следующие уровни рисунок 1.4:

- первый (А) - возникновение и развитие пожара в пределах одного резервуара без влияния на смежные. Статистика показывает, что с таким сценарием было зарегистрировано около 78% пожаров в резервуарных парках;

- второй (Б) - распространение пожара с одного резервуара на резервуарную группу (15% от всего числа пожаров);

- третий (В) - развитие пожара с возможным разрушением смежных резервуаров, зданий и сооружений на территории предприятия и за его пределами, а также поражение опасными, факторами пожара персонала предприятия и населения близлежащих районов. Такой вариант пожара наблюдался в 6% случаях. Несмотря на то, что процент этих пожаров незначителен, для их тушения привлекалось большое количество сил и средств, а продолжительность тушения составляла сутки и более [8].

При горении нефти и нефтепродуктов в резервуарах может происходить вскипание и выброс.

А - возникновение и развитие пожара в пределах одного резервуара;

Б - распространение пожара с одного резервуара на резервуарную группу;

В-развитие пожара на пределы резервуарного парка

Рисунок 1.4 - Пожары в резервуарах

Вскипание - процесс вспенивания горючей жидкости из-за присутствия в ней, либо попадания в неё капель воды, которые испаряются в прогретом слое горючего. Объём прогретого слоя жидкости при этом увеличивается в четыре-пять раз при прогреве горящей жидкости выше 100°С. Вскипание, например, может произойти примерно через один час горения при содержании влаги в нефтепродукте более 0,3%. Вскипание также возможно в начальный период проведения пенной атаки при подаче пены на поверхность горючей жидкости с температурой кипения выше 100°С, при этом возможен перелив нефтепродуктов через борт резервуара.

Выброс - интенсивный поток горючей жидкости из резервуара в результате механического вытеснения её паром, образованным при вскипании донной воды. При достижении поверхности слоя донной (подтоварной) воды гомотермическим (прогретым) слоем горючей жидкости происходит нагревание воды до температуры значительно большей, чем температура её кипения. При этом вода бурно преобразуется в пар, который выбрасывает находящуюся над ним жидкость за пределы резервуара.

Признаки, предшествующие выбросу нефтепродукта:

- усиление горения,

- изменение цвета пламени,

- усиление шума при горении,

- вибрация верхних поясов стенки резервуара,

- отдельные потрескивания (хлопки).

Время выброса определяется (ориентировочно) по (1.1)

(1.1)

где - время от начала пожара до момента возможного выброса нефтепродукта, ч;

- начальная высота слоя жидкости, м;

- высота слоя донной воды, м;

- линейная скорость прогрева горючей жидкости, м/ч;

- линейная скорость выгорания горючей жидкости, м/ч;

- коэффициент увеличения скорости выгорания нефти (1,3-1,5) [8].

При горении нефти и нефтепродуктов в резервуарах образуются «карманы».

«Карман» - это объем, в котором горение и прогрев жидкости, а также тепломассообмен при подаче воздушно-механической пены происходит независимо от остальной массы горючего в резервуаре [1].

«Карманы» могут иметь различную форму и площадь и образуются как на стадии возникновения, так и в процессе развития пожара. Причинами их образования в начальной стадии пожара являются подрыв стационарной крыши с провисанием или частичным ее обрушением внутрь резервуара перекосы плавающей крыши (понтона). При дальнейшем развитии пожара процесс образования «карманов» продолжается в основном из-за низкой стойкости свободной стенки резервуара [7].

1.3 Причины пожаров в резервуарных парках

Источники зажигания, характерные для резервуаров и резервуарных парков, а также для других объектов на предприятиях транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов, по природе происхождения можно разделить на естественные, производственные и огневые. Происхождение естественных источников не зависит от людей и не связано с ведением технологических процессов (например, прямые удары молнии и вторичные проявления атмосферного электричества). Происхождение производственных источников связано с работой технологического оборудования и действиями людей по ведению технологических процессов (например, нарушение в электроустановках, статическое электричество, самовозгорание пирофоров, механические искры). К огневым источникам могут быть отнесены непрерывно действующие технологические огневые устройства (факелы, огневые подогреватели), временные огневые ремонтные работы (сварка, резка), неосторожное обращение с огнем (курение, костры), умышленный поджог, а также пожар или взрыв на соседнем сооружении или на прилегающей местности.

По месту возникновения и опасного проявления источники зажигания можно разделить на внутренние и внешние в зависимости от расположения рассматриваемой точки внутри или снаружи резервуара. При этом местом опасного проявления считается место поджигания горючей смеси. Места происхождения и опасного проявления источника нередко совпадают, но некоторые, внешние по происхождению, по месту опасного проявления могут быть как внешними, так и внутренними. Например, мощный удар молнии может поджечь горючую смесь в газовом пространстве резервуара [9].

Рассмотрим пожары подробнее на примерах:

1. Пожары на действующих резервуарах

Ряд пожаров на нормально действующих резервуарах произошел по причинам, не связанным с технологическими операциями резервуарного парка, в результате непредвиденных воздействий соседних объектов или преступных действий людей. Так, 5 пожаров в резервуарных парках на Улан-Уденской, Кирябской, Куйбышевской, Чаданской и Бакинской нефтебазах возникли от поджогов. Представляет интерес случай умышленного поджога резервуара с бензином с целью сокрытия следов хищения, происшедший 28.09.1985 на Куйбышевской наливной станции. Злоумышленником заранее была нарушена герметичность запорной арматуры на резервуаре, в результате чего вытекающий из технологического колодца бензин распространялся вниз по ручью до деревни, находящейся в 500 м от нефтебазы, где был совершен поджог бензиновой пленки.

23.01.1983 произошел пожар в резервуарном парке Тюменской нефтебазы. Горение началось от взрыва в газовом пространстве резервуара РВС-2000, в котором хранился мазут. В обваловании находились два резервуара РВС-2000, расстояние между которыми составляло 6 м. В первом резервуаре с топочным мазутом уровень взлива продукта составлял 4,7 м, во втором (с дизельным топливом) - 4,2 м. Резервуары нагревались внутренними теплообменниками до температуры 30°С. Температура наружного воздуха была - 12°С. В момент взрыва с первого резервуара сорвало крышу, возник пожар. Через некоторое время произошел взрыв внутри другого резервуара, с него также была сорвана крыша. Причиной взрыва и пожара, как установила экспертиза, явилось попадание искр из дымовой трубы котельной в район смотрового люка резервуара с мазутом.

Пожары, возникшие от короткого замыкания кабеля или воздушных линий электропередач, проходящих в непосредственной близости от резервуарных парков, произошли 14.02.1982 на Черемховской нефтебазе, 12.08.1983 - на Бакинской, 1.06.1985 - на Октябрьской (Пермская область). Представляет интерес пожар, происшедший 23.05.1984 на Камской нефтебазе. Во время грозы порывом сильного ветра были сорваны высоковольтные провода ЛЭП, которые упали на деревянное ограждение нефтебазы и воспламенили его. По сухой траве и пропитанному мазутом грунту огонь перекинулся на мазутопровод и далее по теплоизоляции достиг резервуара [7].

Из приведенных примеров можно сделать следующие выводы:

- нормы и правила предусматривают ограждения резервуарных парков или объектов, в состав которых входят резервуары, и строгий пропускной режим на них. Эти меры призваны исключить проникновение на территорию посторонних лиц (в том числе с целью поджога);

- в нормах отсутствуют указания о запрете применения в строительстве ограждений сгораемых материалов, однако эти конструкции в случаях расположения резервуаров в черте плотной городской застройки должны обладать свойствами противопожарной преграды;

- нормы не регламентируют расстояний от резервуарных парков до стрельбищ (случаи такого соседства крайне редки), однако безопасность должна быть обеспечена (нормами проектирования стрельбищ).

Пожары на резервуарах от воздействия смежных объектов указывают на несовершенную их противопожарную защиту. Отсюда возникает задача определения совокупности факторов возможного взаимодействия соседних объектов, а также требований к противопожарным преградам.

Пожары, произошедшие на работающих резервуарах, можно разделить на две группы:

- пожары на нормально работающих резервуарах;

- пожары при нарушении технологии операций на работающих резервуарах.

Основными источниками зажигания на нормально работающих резервуарах являются:

- самовозгорание пирофорных отложений;

- технологические искры или разряды статического электричества;

- проявление атмосферного электричества;

- искры электроустановок, самовозгорание теплоизоляции и др. [4].

Пожары от проявления атмосферного электричества. 5.08.1974 на насосной станции нефтепровода в Актюбинской области (Казахстан) в результате вторичного проявления атмосферного электричества воспламенились пары нефти, выходившие через оставленный открытым световой люк резервуара типа РВС-5000. 18.05.1975 на нефтебазе в Ставропольском крае загорелся такой же резервуар в результате удара молнии.

Крупный групповой пожар на наземных резервуарах произошел 21.06.1990 на ЛПДС «Каркатеевы» в Тюменской области. В результате попадания разряда атмосферного электричества произошел взрыв в паровоздушном пространстве резервуара с нефтью вместимостью 20000 м³, который привел к частичному разрушению и смещению крыши. Отсутствие охлаждения способствовало потере устойчивости резервуара, выходу горящей нефти в каре обвалования и быстрому распространению пожара на группу из четырех однотипных резервуаров. Площадь пожара составляла более 32000 м². В тушении его участвовало 216 человек личного состава пожарной охраны, 30 единиц специальной и 30 единиц вспомогательной противопожарной техники. Использовано 37 тонн пенообразователя и 13 тонн огнетушащего порошка [7].

Таким образом, пожары, происшедшие от удара молнии, можно распределились следующим образом:

- по объектам: нефтепромыслы - 9,5%, нефтепроводы - 27%, НПЗ - 27%, нефтебазы - 36%;

- по типу резервуаров: подземные железобетонные - 36%, наземные вертикальные стальные - 52%, в том числе с понтоном - 12%;

- по типу жидкости: с нефтью - 50%, с нефтепродуктами - 50%.

Наибольшее число крупных пожаров от удара молнии и вторичного проявления атмосферного электричества произошло на стальных вертикальных резервуарах нефтебаз и нефтепроводов [4].

Пожары от самовозгорания пирофоров. Пожары, зарегистрированные от самовозгорания сульфидов железа: пожары в резервуарах с бензином на нефтеперекачивающих станциях трубопроводов в Иркутской области в 1972, 1976 и 1983, 26.04.77, 22.08.78, 3.06.86 и 4.05.89 на резервуарах нефтепромыслов республики Татарстан; 27.05.73, 4.05.78, 29.06.93 и 25.07.93 на Уфимском НПЗ и 17.08.80 на нефтепромыслах Республики Башкортостан; 24.05.75 и 6.05.85 на НПЗ в Куйбышевской области; 24.04.77, и 25.05.83, на НПЗ, 15.04.85 и 17.05.88 на нефтепромыслах и 7.08.89 на нефтебазе в Оренбургской области; 18.06.77 на нефтепромыслах Сахалинской области; 05,03.94 г. на Астраханском газоперерабатывающем заводе (ГПЗ) [7].

Эти пожары можно распределить следующим образом:

- по объектам: резервуарные парки НПЗ - 54%, нефтепромыслы - 40,5%, нефтебазы - 4,5%;

- по типу резервуаров: все на вертикальных стальных;

Таким образом, пожары от самовозгорания пирофоров на нормально работающих резервуарах наиболее часто происходят на нефтебазах и нефтепромыслах в наземных резервуарах с нефтью и бензином, находящихся преимущественно в Поволжье и Башкортостане, где добывается нефть с высоким содержанием серы [4].

Пожары, возникающие при замере уровня взлива продукта в резервуаре и отборе проб, как правило, начинаются со взрыва в газовом пространстве резервуара и нередко сопровождаются гибелью или травмированием людей, выполняющих работу на крыше резервуара. Об этом свидетельствуют следующие примеры: 31.03.1977 на Горьковском НПЗ при ручном отборе проб взорвался резервуар типа РВС-5000 с бензином. В результате падения с крыши погиб 1 человек и двое получили травмы. 13.05.1978 на одном из уфимских НПЗ при ручном отборе проб взорвался резервуар типа РВС-1000 с толуолом. Погиб 1 человек. 17.02.1981 на Кожевенской нефтебазе при замере уровня взлива нефтепродукта металлическим тросом произошел взрыв резервуара типа РВС-5000 с бензином (погиб 1 человек). 21.12.1984 и 5.11.1985 на Ангарской и Саорамской нефтебазах при замере уровня взлива нефтепродукта произошел подрыв крыш резервуаров. Травмированы два человека. 4.01.1985 на Эльдинской нефтебазе в Якутии при ручном отборе проб взорвался резервуар типа РВС-2000 с бензином [7].

Пожары из-за загазованности. Целесообразно выделить пожары, возникающие от различных источников зажигания при повышенной загазованности территории резервуарных парков.

По типу проводимых технологических операций эти пожары можно разделить на три группы:

- при закачке в резервуары нефти, недостаточно сепарированной от газа, на нефтепромыслах;

- при перекачке из резервуаров нефти, имеющей высокую упругость паров, на нефтепромыслах и нефтепроводах;

- при заполнении резервуаров нефтепродуктами на НПЗ и нефтебазах.

В этих случаях источниками зажигания служили автомобили, движущиеся по территории резервуарных парков; технологические огневые нагреватели; факелы для сжигания сбросовых газов; искры от контактов магнитных пускателей и другого электрооборудования; открытый огонь и курение [9].

Нормы и правила предусматривают ряд мер против опасного проявления таких источников зажигания: оборудование автомобилей искрогасителями; противопожарные разрывы до факелов и огневых печей; взрывозащищенное исполнение электроустановок, размещаемых в пределах взрывоопасных зон.

Можно привести некоторые характерные примеры пожаров. 14.07.1983 на Иркутской нефтебазе вследствие переполнения резервуара бензином и увеличения загазованности территории резервуарного парка произошел взрыв паров бензина с последующим горением на дыхательной арматуре резервуара типа РВС-5000. Источником зажигания послужили искры контактов в электрощите, расположенном в обваловании, устроенном с нарушением нормативных расстояний. 19.09.1985 на Кушайлинской нефтебазе в Омской области во время закачки бензина в резервуар из железнодорожных цистерн образовалось газовоздушное облако, которое под действием ветра вышло за пределы территории нефтебазы. Источником воспламенения газовоздушного шлейфа стал костер, расположенный в 70 м от резервуара, в котором сжигали опавшую листву. Крупный пожар удалось предотвратить благодаря оперативным действиям обслуживающего персонала.

В усилении борьбы с пожарами, неоднократно приводившими к человеческим жертвам, возможны два направления: первое - дальнейшее увеличение противопожарных разрывов между резервуарами и опасными устройствами и снижение уровня загазованности при опасных технологических режимах; второе (более перспективное) - улучшение сепарации сырой нефти, работа резервуаров с неподвижным и малоподвижным уровнем взлива жидкости, смешение и измерение расходов жидкостей на потоке, внедрение резервуаров с плавающей крышей или понтоном, применение газоуравнительных систем [8].

Пожары при очистке и ремонте резервуаров.

Пожары на очищаемых и ремонтируемых резервуарах можно разделить на следующие группы:

- пожары при очистке резервуаров перед осмотром и ремонтом;

- пожары при проведении ремонтных, в том числе огневых, работ на предварительно очищенных резервуарах;

- пожары при ремонте и обслуживании резервуаров без их предварительной очистки [2].

Пожары при очистке резервуаров произошли: 3.08.1972 в Иркутской области на нефтебазе из-за вспышки паров бензина от выхлопной трубы топливозаправщика при очистке резервуара от тяжелых донных отложений бензина; 8.08.1974 на нефтебазе в Орловской области на резервуаре с керосином от искр магнитного пускателя при откачке продукта насосом, установленным в обваловании, 2 человека получили ожоги; 3.08.1977 на нефтебазе в Тамбовской области при откачке мертвого остатка бензина из резервуара типа РВС-700 насосом, установленным в обваловании (агрегат располагался в 2,5 м от люка-лаза и имел электрооборудование в открытом исполнении); 29.11.1977 на нефтебазе в Мурманской области при очистке резервуара с откачкой мертвого остатка жидкости электронасосом через открытый люк-лаз (пожар продолжался 1 ч 23 мин); 10.10.1979 на нефтебазе в Псковской области при удалении донного остатка бензина через открытый нижний люк-лаз (1 человек получил ожоги).

Как видно из примеров, типичными являются пожары при очистке резервуара от донного остатка легковоспламеняющегося нефтепродукта (бензина) или от тяжелого остатка с помощью легковоспламеняющейся жидкости. Все пожары произошли на нефтебазах системы нефтепродуктообеспечения [8].

Пожары при ремонтных огневых работах на предварительно очищенных резервуарах. 12.05.1972 на Угорской нефтебазе в Красноярском крае при опрессовке (гидравлических испытаниях) очищенного резервуара производились сварочные работы, в процессе которых произошел взрыв с последующим горением (2 человека получили ожоги). 15.07.1976 на нефтебазе в Тамбовской области при пожаре во время огневых работ на предварительно очищенном резервуаре погибло 2 человека. 23.08.1977 на НПЗ в Пермской области на реконструируемом резервуаре возник пожар по аналогичной причине (1 человек получил ожоги).

Статистические данные свидетельствуют о неэффективности существующих методов очистки и контроля степени ее, о повышенной пожарной опасности огневых работ на предварительно очищенных и разгерметизированных резервуарах [7].

Пожары при ремонте резервуаров без их очистки.

28.02.1975 на насосной станции нефтепровода в Челябинской области взорвался при внутреннем осмотре без очистки резервуар типа РВС-20000 с понтоном. 26.02.1985 на Волгоградской нефтебазе произошло загорание остатков мазута внутри резервуара типа РВС-5000 при производстве огневых работ по замене пароподогревательной системы. 26.06.1986 на Никитовской нефтебазе в Донецкой области во время при варки перил к резервуару типа РВС-5000, заполненному 1750 м³ смеси дизельного топлива и бензина, произошел взрыв с последующим горением. 23.12.1986 на нефтебазе «Красный нефтяник» при сварке в резервуаре типа РВС-5000 произошло загорание метрового остатка мазута [7].

Групповые пожары в резервуарных парках

Групповыми принято называть пожары с распространением огня на группу из двух и более резервуаров. Такие пожары условно можно разделить на три основные группы:

- пожары на заглубленных железобетонных резервуарах;

- пожары на наземных стальных вертикальных резервуарах со стационарной крышей без понтона;

- пожары на таких же резервуарах с плавающей крышей или понтоном [9].

Пожары на заглубленных железобетонных резервуарах. 20.06.1976 в 2 ч 35 мин в резервуарном парке Тихорецкой нефтебазы в Краснодарском крае произошел взрыв газовоздушной смеси в районе насосной станции с распространением пламени на дыхательную арматуру двух резервуаров. К моменту возникновения пожара прием нефти на нефтебазе производился с нефтепровода Куйбышев - Тихорецк с подачей 3100 м³с^-1 (допустимая 3300 м³с^-1). Резервуарный парк состоял из 16 заглубленных железобетонных резервуаров, оборудованных газоуравнительной системой диаметром 325 мм с огнепреградителями. В одном из горевших резервуаров при переключении задвижек произошел слабый взрыв, на другом резервуаре горение локализовалось на дыхательных клапанах. Характер горения свидетельствовал, что паровоздушная смесь внутри наполняемых продуктом резервуаров к моменту воспламенения оказалась переобогащенной парами углеводородов и поэтому была невзрывоопасной [7].

Пожары, на наземных, стальных вертикальных резервуарах со стационарной крышей. В 1973 в резервуарном парке Самотлорского месторождения (Тюменская область) из-за повышенной загазованности территории произошло три пожара со стабилизированным горением нефтяных газов у дыхательных клапанов. На всех пожарах одновременно горело 2-3 резервуара без перехода пламени на зеркало нефти.

В 1982 на Тюменской распределительной нефтебазе вследствие перелива из резервуара 160 тонн бензина и повышения загазованности территории парка произошел пожар, который распространился на 6 резервуаров.

Таким образом, групповые пожары на резервуарах без понтона связаны с загазованностью территории или вызваны распространением пожара на группу резервуаров в результате аварийного растекания нефтепродукта из разрушенного (взорвавшегося) резервуара или при его вскипании и выбросе. В связи с этим актуальными являются вопросы:

- сохранения устойчивости стенок и днища резервуара при взрыве со срывом его крыши. В резервуарных парках с нефтью и бензином пожары, начинающиеся со взрыва в одном из резервуаров, неоднократно сопровождались горением дыхательных устройств на соседних резервуарах, но далее не развивались;

- ограничения площади растекания горящей жидкости при аварийном разрушении резервуара [4].

Пожары на наземных стальных вертикальных резервуарах с плавающей крышей или понтоном.

Пожар, происшедший 23.07.1974 на нефтебазе в Куйбышевской области в результате обрушения зависшего понтона, в самой начальной стадии распространился на три соседних. В резервуарах находилось подогретое дизельное топливо. Взрывами и пожаром группа из четырех резервуаров типа РВСП-700 была уничтожена.

15.04.1979 аналогичный пожар возник в резервуарном парке НПЗ Иркутской области. Он распространился на два резервуара типа РВСП-1000 с бензином. Пожар продолжался 5 ч.

9.03.1980 подобный пожар произошел на насосной станции нефтепровода в Волгоградской области. Огонь охватил два резервуара типа РВСП-2000 с бензином.

27.05.1981 такой же пожар - на Кременчугском НПЗ. Он распространился на два резервуара типа РВСП-10000 с бензином и продолжался 22 ч 30 мин.

Описанные пожары свидетельствуют о повышенной опасности перехода пожара с одного резервуара на другой при наличии в них понтонов [7].

Пожары от аварийных разрушений резервуаров и утечек нефтепродуктов.

Зарегистрированы пожары, связанные с частичным или полным разрушением резервуаров. В 50% это крупные или катастрофические пожары, которые составляют около 9% всех пожаров, происшедших на резервуарах. 24% разрушений резервуаров с нефтепродуктами сопровождались пожаром и квалифицировались как аварии 1-й и 2-й категорий, остальные разрушения произошли при гидравлических испытаниях резервуаров. Наиболее частому разрушению (30,4%) подвергаются резервуары типа РВС-5000.

Анализ случаев разрушения резервуаров показал, что наиболее опасным фактором возникающего при этом пожара является гидродинамическое истечение горючей жидкости (нефтепродукта), хранимой в резервуаре. Причем характер истечения и воздействия возникающей в этом случае волны прорыва в обваловании таков, что в 47,8% случаях поток разрушал или промывал защитное обвалование, а в 26,1% случаях «перехлестывал» через него. Это объясняется тем, что по действующим нормам обвалование рассчитывается на статическое удержание пролитой жидкости и не способно выполнить защитные функции при ее гидродинамическом истечении.

Только в 17,4% обвалование сохранилось, так как истечение жидкости происходило из частично заполненных резервуаров, разрушившихся от внутреннего взрыва [4].

В Армении во время землетрясения 7.12.1988 на нефтебазах в Спитаке и Ленинакане было разрушено 16 частично заполненных нефтепродуктом резервуаров различной вместимости. Из них 10 резервуаров типа РВС и 6 наземных горизонтальных. Эпицентр землетрясения находился на расстоянии 1-70 км от нефтебаз. Разрушение резервуаров произошло во время основной ударной волны. Характерной особенностью явилось начальное повреждение или разрушение оснований под резервуарами, выполненных из каменных блоков по бетону, следствием этого была деформация днища и стенок резервуаров с разрывом сварных швов [7].

Пожары от утечки нефтепродуктов.

В одном из филиалов Саратовской нефтебазы, расположенном в черте плотной городской застройки и состоящем из двух наземных вертикальных резервуаров вместимостью по 1000 м² и двух групп заглубленных в землю небольших горизонтальных резервуаров с разрывом 3-4 м между ними, хранился автомобильный бензин. Раздача нефтепродукта производилась через расходный горизонтальный резервуар вместимостью 50 м³. На территории нефтебазы, имеющей проволочное ограждение и охраняемой пожарно-сторожевым постом, располагались также насосная станция, пожарное депо и другие здания. Площадка нефтебазы не асфальтирована, и песчаный грунт имеет уклон в сторону шоссе и протекающего параллельно ему ручья, являющегося источником воды на случай пожара. Расстояние от ручья до резервуаров нефтебазы составляет 150 м, от жилого дома четвертой степени огнестойкости 20 м. Происшедшему в июне 1976 пожару предшествовали следующие события: у резервуара типа РВС-1000 в нижнем поясе была обнаружена трещина, исключающая дальнейшую его эксплуатацию без ремонта. Его освободили от бензина и оставили на шесть дней для проветривания, после чего, без согласования с пожарной охраной, приступили к выполнению ремонтных газосварочных работ. Во время сварки произошел взрыв внутри резервуара. Взрывной волной были разрушены кровля соседнего резервуара, где вспыхнул пожар, а также трубопровод, соединяющий расходный резервуар с насосной станцией нефтебазы. К моменту прибытия первого пожарного подразделения (через 5 мин) горел резервуар типа РВС-1000. Вытекавший из расходного резервуара бензин образовал розлив на площади 50-60 м², который двигался по естественному уклону в сторону насосной станции, наливной эстакады и шоссе. Сильный ветер отклонял пламя от горящего резервуара в сторону раздаточной емкости. От теплового излучения отклоняемого ветром факела пламени загорелись: бензин, разлитый на площади 150 м², здание насосной станции, деревянная наливная эстакада и находящийся за оградой нефтебазы жилой дом. Пожар продолжался 6,5 ч. [8].

2. Анализ пожарной опасности сырьевого резервуарного парка установки ЭЛОУ АВТ-6

2.1 Назначение

Уфимский нефтеперерабатывающий завод (далее УНПЗ) расположен в северной части г. Уфы по адресу: г. Уфа, ул. Ульяновых, 74. С восточной стороны завод граничит с ОАО «Уфахимпром», с южной стороны с ТЭЦ (ОАО «Башкирэнерго»), с южной стороны примыкает железнодорожная станция «Бензин». На территорию завода въезд осуществляется через 4 проходные и ТЭЦ-1.

Завод занимает площадь 273,3 га. Площадь застройки - 90 га, площадь используемой территории 194,3 га. Площадь застройки 33,2%, коэффициент используемой территории 71%.

Завод предназначен для переработки Башкирской и Тюменьской нефти и получения следующих видов продукции:

1) Бензин А-80, АИ-93, АИ-91, АИ-95;

2) Дизельное топливо зимнее и летнее;

3) Пентан, изопентановая фракция;

4) П-Б-П фракция;

5) П-П фракция;

6) Б-Б фракция;

7) Сырьё покр. Битума;

8) Битум ШП;

9) Гудрон;

10) Мазут;

11) Бензин П.Г.;

12) Сера газовая;

13) Кислород;

14) Сероводород;

15) Азот;

16) Водород.

Сырьевой резервуарный парк (резервуары №301-306) построен в 1974-1977 годах и предназначен для приёма и хранения сырья западносибирской нефти установки ЭЛОУ-АВТ-6.

Основные технологические операции:

- прием тюменской нефти;

- обеспечение сырьем установки ЭЛОУ-АВТ-6.

2.2 Характеристика оборудования

Парк расположен на расстоянии 1 км от установки. Нефть поступает в парк под действием насосов магистрального нефтепровода диаметром 600 мм, подаётся на установку ЭЛОУ АВТ-6 за счёт перепада высот. Парк состоит из 6 стальных вертикальных резервуаров РВС-20000 (типовой проект ТП-704-1-60: геометрический объём 20000м³, диаметр 45600 мм, высота стенки 11920 мм, полезная ёмкость 17050м³) и сырьевого узла управления №2.

Резервуарный парк оборудован стационарной автоматической установкой пенного пожаротушения и кольцами водяного орошения резервуаров.

Для тушения пожаров в резервуарах, на каждом из них установлены 7 стационарных ГВПС-2000. Для обнаружения пожара и автоматического пуска установки, на каждом резервуаре смонтированы по 10 термоизвещателей ТРВ-3, с пределом срабатывания 120 ^оС. Кроме того, для тушения разливов нефти в каре резервуаров переносными пеногенераторами на трубопроводах подачи раствора пенообразователя перед обвалованием каждого резервуара смонтировано по 1 пенному пожарному гидранту (ППГ-1 - ППГ-6).

Насосная пенотушения расположена с юго-восточной стороны парка и оборудована 2 центробежными насосами производительностью 360 м³/час и напором 84 м (мощность электродвигателя 160 кВт), подающими готовый раствор пенообразователя из подземных железобетонных резервуаров Е-2, Е-3 объёмом 250 м³ каждый. Кроме того, в помещении насосной имеется ёмкость для хранения пенообразователя Е-1 объёмом 10 м³. Кольца орошения резервуаров состоят из 4-х перфорированных сухотрубов, охватывающих по 1/4 периметра резервуара каждое. Каждый участок сухотруба включается отдельной задвижкой для орошения необходимой части периметра резервуара.

Задвижки включения колец орошения размещены на «гребёнках», подключенных к подземному противопожарному водопроводу и расположены с восточной и западной сторон парка напротив соответствующих резервуаров.

Сырьевой узел управления №2 расположен с восточной стороны парка и имеет размеры 6 х 36 м и выполнен в виде навеса.

Геометрические характеристики резервуаров РВС приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Геометрические характеристики резервуаров РВС.

Тип резервуара.	Высота резервуара, м.	Диаметр резервуара, м.	Площадь зеркала горючего, м2	Периметр резервуара, м.
РВС-20000	12	45,6	1632	143
РВС-20000	18	40	1250	125

2.3 Описание технологического процесса сырьевого резервуарного парка ЭЛОУ АВТ-6 ОАО УНПЗ

Прием нефти

Тюменская нефть по трубопроводу диаметром 500 мм под давлением 3 атм. поступает на узел учета нефти. После узла учета нефти нефть по трем трубопроводам диаметром 500 мм поступает на узел переключения №2, далее в резервуары по следующей схеме:

- в резервуар №301, через задвижки с электроприводом №№12, 13;

- в резервуар №302, через задвижки с электроприводом №№110, 11;

- в резервуар №303, через задвижки с электроприводом №№6, 7;

- в резервуар №304, через задвижки с электроприводом №№14, 15;

- в резервуар №305, через задвижки с электроприводом №№8, 9;

- в резервуар №306, через задвижки с электроприводом №№4, 5.

Обеспечение сырьем установки ЭЛОУ АВТ-6.

Питание установки ЭЛОУ АВТ-6 осуществляется подключением резервуаров 301-306 на прием сырьевых насосов установки ЭЛОУ АВТ-6 по следующей схеме:

- через задвижку №31 с электроприводом узла переключения нефти №2 с резервуара №301;

- через задвижку №29 с электроприводом узла переключения нефти №2 с резервуара №302;

- через задвижку №25 с электроприводом узла переключения нефти №2 с резервуара №303;

- через задвижку №33 с электроприводом узла переключения нефти №2 с резервуара №304;

- через задвижку №27 с электроприводом узла переключения нефти №2 с резервуара №305;

- через задвижку №23 с электроприводом узла переключения нефти №2 с резервуара №306.

Нормы технологического режима на резервуары сырьевого парка установки ЭЛОУ-АВТ-6 ОАО УНПЗ приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Нормы технологического режима на резервуары сырьевого парка установки ЭЛОУ-АВТ-6 ОАО УНПЗ

№ резервуара	Емкость резервуара	Хранимый продукт	Температура н/пр.	Скорость поступл. н/пр. в м3/час	Скорость откачки н/пр. не выше м3/час	Допустимый максимальный взлив в см	Минимальный взлив при откачке резервуара в см	Количество клапанов	Марка клапана
								Механические	Гидравлическе
						При t -20 и ниже	При t -20 и выше
301	20000	Сырая нефть	До +25	2000	2000	1000	1000	200	-	-	ЗОП-50 вент. патр.
302	20000	Сырая нефть	До +25	2000	2000	1000	1000	200	-	-	ЗОП-50 вент. патр.
303	20000	Сырая нефть	До +25	2000	2000	1000	1000	200	-	-	ЗОП-50 вент. патр.
304	20000	Сырая нефть	До +25	2000	2000	1000	1000	200	-	-	ЗОП-50 вент. патр.
305	20000	Сырая нефть	До +25	2000	2000	1000	1000	200	-	-	ЗОП-50 вент. патр.
306	20000	Сырая нефть	До +25	2000	2000	1000	1000	200	-	-	ЗОП-50 вент. патр.

Примечание:

1) пропускная способность механических клапанов взята из таблицы, разработанной в НИИ нефти;

2) при компаундировании бензинов в летний период, бензины с упругостью паров выше 500 мм. рт. ст. закачивать в резервуары под слой стабильного бензина не менее 2-х метров или на ход;

3) наполнение резервуаров в зимний период по летнему взливу может разрешить только начальник товарного производства ОАО «УНПЗ»;

4) температура поступления продукта в резервуары обеспечивается технологическими установками завода;

5) скорость поступления и откачки продукта обеспечивается количеством работы насосов и их производительности;

6) при хранении в резервуаре продукта не соответствующего указанному в «Нормах технологического режима» температура изменяется до требований на этот продукт.

2.4 Технологические коммуникации сырьевого парка установки ЭЛОУ-АВТ-6 ОАО УНПЗ

Система пароснабжения. Для подогрева нефти в резервуарах сырьевого парка от общезаводских магистралей вводится острый пар (Ру-12 кг/см², t=220⁰С) подается через диафрагмы, показания расхода и давления которых регистрируются на приборах в помещениях операторной.

Система воздуха КИП. Воздух для контрольно-измерительных приборов поступает из общезаводской линии воздуха КИП, проходит через РД-регулятор давления, далее перед каждым прибором через фильтр-редуктор РДФ.

Связь. В помещениях операторных сырьевого парка имеются телефоны для связи по УНПЗ и с другими коммутаторами города, а также телефон диспетчерской связи.

На территории сырьевого парка имеются пожарные извещатели для вызова подразделений пожарной охраны, которые расположены напротив каждого резервуара.

Система теплофикационной воды. Теплофикационная вода подается от общезаводских магистралей на отопление помещений операторной сырьевого парка, насосной пожаротушения.

Пожарная и питьевая вода. Вода для нужд пожаротушения подается от общезаводского пожарного водопровода на кольца орошения резервуаров 301-306 и в помещение насосной пожаротушения.

Питьевая вода поступает в комнаты приема пищи операторной сырьевого парка.

2.5 Пожарная опасность технологического процесса резервуарного парка

Резервуары и резервуарные парки, как основные сооружения складов нефти и нефтепродуктов, широко распространены в различных отраслях народного хозяйства. Наиболее часто встречаемыми и пожароопасными технологическими операциями в области потребления углеводородов является их транспортировка, хранение, слив и налив. Эти операции связаны с процессами испарения, что в сочетании с пожароопасными свойствами жидкостей определяет возможность образования горючей паровоздушной смеси - главного фактора пожарной опасности.

Под горючей паровоздушной смесью или горючей средой понимают соотношение паров горючего и воздуха, при которой возможно распространение пламени на любое расстояние от источника зажигания. Область существования горючей среды определяют концентрационные пределы распространения пламени. Нижний (С_нпв) и верхний (С_впв) пределы воспламенения определяют, соответственно, минимальное и максимальное содержание паров горючего вещества в смеси с воздухом. Следовательно, если концентрация паров жидкости будет находиться в области между нижним и верхним пределами, то смесь считается горючей или взрывоопасной.

На практике, для оценки горючей среды наиболее широкое распространение нашли температурные воспламенения. Они указывают на значения предельных температур, при которых концентрация паров жидкости будет соответствовать нижнему и верхнему концентрационным пределам воспламенения.

Например, для западно-сибирской нефти:

НТПВ = минус 35⁰С;

ВТПВ = плюс 60⁰С.

Нижний концентрационный предел распространения пламени (предел воспламенения) - это минимальное содержание паров горючего в смеси с воздухом, при котором возможно распространение пламени по смеси на любое расстояние от источника зажигания.

Верхний концентрационный предел распространения пламени - это максимальное содержание паров горючего в смеси с воздухом, при котором возможно распространение пламени по смеси на любое расстояние от источника зажигания.

Температурные пределы распространения пламени - это значения температур, при которых насыщенные пары жидкости образуют в смеси с воздухом концентрации, равные, соответственно, нижнему и верхнему концентрационным пределам распространения пламени.

Пожарную опасность технологического процесса резервуарного парка обуславливают также вещества, а точнее показатели их физико-химических свойств, которые обращаются в производстве. Одним из основных показателей пожаровзрывоопасности жидкости является температура вспышки - самая низкая температура, при которой над его поверхностью образуются пары, способные вспыхивать в воздухе от источника зажигания, но скорость их образования недостаточна для возникновения устойчивого горения.

Например, для нефти - от минус 35 ⁰С до плюс 35 ⁰С; для бензина от минус 36 ⁰С до плюс 27 ⁰С.

Температура воспламенения - это температура жидкости, при которой над его поверхностью образуется концентрация паров или газов, способных вспыхивать на воздухе от источника зажигания, и скорость их образования достаточна для возникновения устойчивого горения.

Из этого следует, что горение смеси с воздухом паров пожароопасных жидкостей происходит при концентрации их в определенном диапазоне.

Пожарную опасность технологического процесса производства в резервуарных парках характеризует также наличие разнообразных источников зажигания (объективные, субъективные, технологические).

Источниками зажигания могут являться:

- открытое пламя, которое может возникнуть при производстве газосварочных работ или при нарушении правил пожарной безопасности;

- искры или брызги расплавленного металла, возникающие при производстве электра и газосварочных работ, а также при резке металла газом или абразивными кругами;

- фрикционные искры, образующиеся при ударах или трении металлических частей друг о друга;

- разряды статического и атмосферного электричества;

- самовозгорание пирофорных отложений на стенках резервуаров.

Воспламенение выходящих из резервуара паров горючих жидкостей от внешних источников зажигания (разряд атмосферного электричества, механические искры и др.) может происходить на дыхательной арматуре, а также выходе из трещин или отверстий, образующихся в результате коррозии или механических повреждений в крыше и стенах резервуаров или неплотностей в местах установки пенных камер.

На дальнейшее развитие пожара существенное влияние оказывает состав газовой среды в резервуаре, который зависит от физико-химических свойств и показателей пожарной опасности, хранимых жидкостей, конструктивных особенностей резервуара, технологических режимов проводимых операций, климатических и метеорологических условий. В зависимости от концентрации паров хранимых жидкостей в газовом объеме резервуара скорость их сгорания может меняться в очень широких пределах (от нескольких сантиметров в секунду до сотен метров в секунду).

При концентрации паров горючей жидкости в газовом объеме резервуара выше нижнего концентрационного предела распространения пламени скорость их горения невелика. В этом случае, при воспламенении паровоздушной среды в объеме резервуара, происходит «хлопок» и частичный подрыв крыши.