Проблема обеспечения пожарной безопасности резервуаров с горючими жидкостями в России

ВВЕДЕНИЕ 
     Проблема обеспечения пожарной безопасности резервуаров с горючими жидкостями в России возникла с момента ввода в эксплуатацию первого вертикального металлического резервуара для хранения нефти в 1878 году. Резервуары для нефти и нефтепродуктов можно отнести к промышленным сооружениям повышенной пожарной опасности. В большинстве случаев, пожары резервуаров с нефтью и нефтепродуктами являются  очень сложными, ликвидируются с наибольшим трудом и наносят не только материальный, но и огромный экологический ущерб. 
     Многие процессы и явления, которые связаны с возникновением и развитием пожаров на резервуарах, на сегодняшний день, объясняются и прогнозируются на основании уже имеющихся научных представлений. Организация тушения нефти и нефтепродуктов в резервуарах и резервуарных парках основывается на оценивании возможных вариантов возникновения и развития пожара. Как правило, пожары в резервуарах характеризуются сложнейшими процессами развития, продолжаются длительное время и требуют привлечения большого количества сил и средств для их ликвидации. 
     Цель выпускной квалификационной работы заключается в теоретическом обосновании совершенствованию комплекса мер по обеспечению противопожарной безопасности на АО «Юго-Запад Транснефтепродукт» ЛПДС «Становая». Поставленные цели достигались в результате решения следующих задач: 
1. Моделирование различных видов чрезвычайных ситуаций на анализируемом объекте, выполнение необходимых инженерных расчетов;
2. Разработка технических мер по предупреждению чрезвычайной ситуации и ее ликвидации с минимальными затратами сил и средств;
3. Построение прогностической модели развития пожара и метода его ликвидации;
4. Расчет экономического ущерба от пожара по одной из предложенных моделей.

     
1. Характеристика и оценка потенциальной опасности объектов нефтехранения и нефтепереработки

     Как основные сооружения складов нефти и нефтепродуктов, резервуары и резервуарные парки широко используются в различных отраслях народного хозяйства. В резервуарных парках нефтепродуктов и нефтебаз хранятся и по трубопроводам перекачиваются нефть и нефтепродукты, без предусмотренного технологией существенного изменения их свойств. Любая технологическая операция, которая связана с обращением легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, имеет свои отличительные факторы опасности.
     Наибольшую опасность представляют технологические процессы, производимые при обращении с жидкими и газообразными углеводородами – это транспортировка, слив и операции при хранении. Такие вещества характеризуются способностью испаряться и создавать гaзовоздушную смесь с высокими горючими свойствами. Это является одним из главных пожароопасных факторов в местах работы с продуктами нефтепереработки.
     Горючая паровоздушная смесь – это такой состав смеси горючего вещества и воздуха, при котором возникает опасность распространения пламени во всех направлениях от источника воспламенения. Концентрационные пределы воспламенения определяют границы области существования пожароопасной среды.
     Нижний (СНКПВ ) или верхний (СВКПВ ) пределы воспламенения указывают, соответственно, минимальное или максимальное содержание паров горючего вещества в смеси с воздухом. Отсюда следует, что если концентрация паров жидкости находится в области между нижним и верхним пределами воспламенения, то смесь считается горючей или взрывоопасной.
     На практике, температурные пределы воспламенения нашли наиболее широкое применение для оценки горючести среды. Они определяют показания предельных температур, при которых концентрация паров жидкости будет соответствовать нижнему или верхнему концентрационному пределу воспламенения. Например: для дизельного летнего топлива Л -05- 40- НТПВ - 67 С°, а ВТПВ -117 С°; для автомобильного бензина АИ-93 пределы воспламенения НТПВ-37 С°, а ВТПВ-6 С°.
     При хранении многокомпонентных жидкостей может происходить постепенное испарение более лёгких компонентов и изменение температурных пределов воспламенения от справочных данных в сторону более высоких температур. Значительно меняют температурный предел в область более низких температур небольшие добавки ЛВЖ и ГЖ. Например: температура вспышки мазута изменяется с 120 С° до 45 С°, при добавлении к нему 2% бензина. 
Мелко раздробленные жидкие горючие вещества, взвешенные в воздухе, также обладают способностью создавать с воздухом взрывоопасные смеси. Особенности пожарной опасности аэрозолей характеризует два важных фактора:
     1) Горение их может происходить даже при температуре ниже температуры вспышки.
     2) Концентрация горючего значительно меньше вблизи нижнего предела воспламенения, чем в случае паро-воздушных смесей. При этом нижний концентрационный предел воспламенения, с увеличением диаметра частиц уменьшается почти на порядок, и только при диаметре частиц 10 мкм и менее, приближается к свойствам паро-воздушных смесей.
     Показатели физико-химических свойств веществ, которые обращаются в производстве, обуславливают пожарную опасность технологического процесса резервуарного парка. 
     Одним из важнейших показателей пoжaровзрывoбезопасности жидкости является температура вспышки - самая низкая температура жидкости, при которой над её поверхностью образуются пары, способные воспламеняться от посторонних источников зажигания. Например: для нефти
     - температура вспышки t= -13С°,
     - НКПВ - 3 %, ВКПВ -11% (по объёму),
     - интегральная плотность излучения факела при горении нефтепродуктов q = 82 кВт.
     К физико-химическим свойствам, применяемые при решении вопросов обеспечения пожарной безопасности, можно отнести химический состав, температуру плавления, давление насыщенных паров, плотность и диффузию паров и др.
     Наличие разнообразных источников зажигания также обуславливает пожарную опасность технологического процесса производства на нефтепромысле.
     Такие источники делятся на:
     - объективные (атмосферное электричество);
     - субъективные (курение, открытый огонь и т.д.);
     - технологические (электростатическое, электрооборудование).
     В складах, резервуарных парках, связанных с обращением ЛВЖ, ГЖ, ГГ, всегда есть условия для быстрого распространения возникшего пожара.
     Это объясняется наличием на открытых площадках и в помещениях огнеопасных жидкостей и газов, и весьма частым отсутствием специальных противопожарных преград или соответствующих препятствий на путях возможного распространения огня.
     На основании анализа всех факторов, характеризующих пожарную опасность технологического процесса резервуарного парка, разрабатываются систематические модели предотвращения образования горючей среды, защиты от различных источников зажигания и предотвращения распространения пожара за пределы очага горения.
      
1.1 
     Для хранения нефти и нефтепродуктов используются металлические, железобетонные, из синтетических материалов, льдогрунтовые резервуары. Стальные резервуары являются наиболее распространенными, как у нас в стране, так и за рубежом. В соответствии с требованиями документов (6) используются следующие типы стальных резервуаров: 
     ? вертикальные цилиндрические, имеющие стационарную коническую или сферическую крышу, вместимостью до 20 000 м3 (при хранении ЛВЖ) и до 50 000 м3 (при хранении ГЖ); 
     ? вертикальные цилиндрические, имеющие стационарную крышу и плавающий понтон, вместимостью до 50 000 м3; 
     ? вертикальные цилиндрические, имеющие плавающую крышу, вместимостью до 120 000 м3 . Стенки вертикальных стальных резервуаров делаются из металлических листов, как правило, размером 1,5?3 м или 1,5?6 м. Причем нижний пояс резервуара имеет толщину от 6 мм (РВС-1000) до 25 мм (РВС- 120000) в зависимости от вмeщаемости резервуара. Верхний пояс имеет толщину от 4 до 10 мм. Верхний сварной шов с крышей резервуара, для предотвращения разрушения резервуара при взрыве паровоздушной смеси внутри замкнутого объема резервуара, делается ослабленным. Для хранения относительно небольшого количества нефтепродуктов применяются горизонтальные стальные резервуары емкостью до 1000 м3. 
     В отдельных случаях, помимо стальных резервуаров используются также железобетонные. Резервуары устанавливаются или под землей или над землей. Подземными являются резервуары, расположенные или обнесенные 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 являются такие резервуары, у которых дно находится на одном уровне или выше минимальной отметки прилегающей площадки в пределах 4 м от стенки резервуара. Все резервуары, для стабилизации давления внутри резервуара с внешней средой при закачивании или откачивании нефти или нефтепродукта, оснащены дыхательной арматурой, 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 заградителями. Приемно-отпускные устройства резервуаров для хранения темных и светлых нефтепродуктов могут быть различными по конструкции. В первом случае, приемно-отпускное устройство включает в себя приемно-отпускной патрубок, хлoпушу, механизм управления хлoпушей, состоящий из лебедки и троса, подводящего трубопровод и перепускное устройство. Во втором случае, вместо хлoпуши используется подъемная труба, являющаяся продолжением приемно-отпускного патрубка и соединенная с ним при помощи шарнира. Хлoпуша представляет собой металлическую затворку, которая устанавливается на приемно-отпускном патрубке. Затворка крепится на шарнире и перекрывает патрубок под действием собственной массы. Открытие затворки происходит или под давлением закачиваемой жидкости, или при помощи механизма управления. Механизм управления состоит из троса и лебедки, которая может работать как от ручного привода для трубопроводов малых диаметров (до 300 мм) так и от электрического во взрывобезопасном исполнении для трубопроводов диаметром свыше 300 мм. Давление открытия затворки хлoпуши зависит от веса самой затворки и гидростатического давления столба жидкости в резервуаре.
     Центр оси механизма управления хлoпуши располагается выше оси приемно-отпускного патрубка, на котором крепится хлoпуша, на 900 мм. Помимо дыхательной арматуры на крышах резервуаров устанавливают также световые и технологические люки для проведения замеров и технического обслуживания, а на плавающих крышах, вдобавок, размещаются устройства для вывода атмосферных осадков через шарнирную трубу и подвижную лестницу или гибкий шланг. Резервуарные парки для хранения нефти и нефтепродуктов представляют собой сложные инженерно-технические сооружения и состоят из резервуаров, как правило, соединенных в группы, систем трубопроводов и других сооружений. Для уменьшения потерь нефтепродуктов при их откачивании и закачивании группы резервуаров со стационарными крышами могут оборудоваться гaзоуравнительными системами. Эти системы представляют собой сеть газопроводов, соединяющих через oгнепреградители паровоздушные пространства резервуаров между собой. Гaзоуравнительная система также включает в себя гaзгoльдер, сборник конденсата, насос для перекачки конденсата и кoнденсатопровод. Для отключения газового пространства отдельных резервуаров от общей сети используются перeкрывные вентили и задвижки на линиях газопроводов, отходящих от резервуаров.
     По назначению резервуарные парки  можно разделить на следующие виды:
      ? товарно-сырьевые базы для хранения нефти и нефтепродуктов; 
     ? резервуарные парки перекачивающих станций нeфте- и нефтeпродукто- проводов; 
     ? резервуарные парки хранения нефтепродуктов различных объектов. Резервуарные парки первого вида характеризуются, как правило, большими объемами хранимых жидкостей, и 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 находятся нефть или нефтепродукт одного вида. В соответствии с требованиями СП 155.13130.2014 [7] наземные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов объемом 5000 м3 и более оснащаются системами автоматического пожаротушения. На складах категории III при наличии не более двух наземных резервуаров объемом 5000 м3 предусматривается 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. Наземные резервуары объемом 5000 м3 и более снабжаются стационарными установками охлаждения. В автоматических системах тушения пожаров в резервуарах используется пена средней кратности с верхним способом подачи, а также пена низкой кратности с верхним или пoдслойным способом подачи. Автоматическая установка представляет собой насосную станцию, в которой размещаются емкость с пенообразователем, вoдопитатели (насосы) и дозатор. Насосная станция подает водный раствор пенообразователя по системе трубопроводов к защищенным резервуарам. Сеть рaстворопроводов располагается за пределами обвалования резервуаров вдоль автомобильных дорог и пожарных проездов и делается кольцевой. Принципиальные схемы защиты резервуаров и оборудования представлены на рисунках 2-5. Резервуары со стационарной крышей без понтона защищены стационарными и передвижными установками пожаротушения: 
     ? подачей низкoкратной пены сверху; 
     ? с подачей пены средней кратности на поверхность топлива;  
     ? подачей низкoкратной пены в нижнюю часть резервуара, как прямо в нефтепродукт (пoдслойный способ), так и через эластичный рукав с выходом на поверхность горючего. 
      
      
     Рис. 2. Стационарная установка пожаротушения с подачей пены средней кратности: 1- пенокамера; 2-раствор пенообразователя; 3-резервуар; 4-нефтепродукт. 
      
      
      
      
      
     
     Рис. 3. Применение раздвижных пеносливов для плавной подачи пены на поверхность нефтепродукта:1-резервуар; 2-раствор пенообразователя; 3-пенокамера; 4-нефтепродукт; 5-пенослив; 6-пена.
      
     
     Рис. 4. Стационарная установка пожаротушения с подачей пены в основание резервуара через эластичный рукав на поверхность продукта: 1-камера с эластичным рукавом; 2- резервуар; 3-эластичный рукав; 4-пена; 5-лестница; 6- соединение с пенопроводом; 7- подвижная перегородки; 8-стенка резервуара.

Рис. 5. Стационарная установка пожаротушения с подачей пены низкой кратности в слой горючей жидкости (подслойный способ тушения пожара): 1- пена; 2- внутренняя разводка; 3-обратный клапан; 4 –мембрана; 5-задвижка; 6-пеногенератор.
     1.2 Возникновение и развитие пожара в резервуарах и резервуарных парках
     Возникновение пожара в резервуаре обуславливается наличием ряда факторов: присутствия источника зажигания, свойств горючей жидкости, особенностей конструкции резервуара, наличия взрывоопасных концентраций как внутри, так и снаружи резервуара. Пожар в резервуаре, как правило, начинается со взрыва паровоздушной смеси. Существенное влияние на создание взрывоопасных концентраций в резервуарах оказывают физико-химические свойства хранимых нефти и нефтепродуктов, технологические режимы эксплуатации, конструкция резервуара, а также климат и метеорологические условия. Предотвращение образования горючей паровоздушной концентрации имеет важнейшее значение для обеспечения пожарной безопасности при хранении нефти и нефтепродуктов в резервуарах. Решение данного вопроса в инженерной практике напрямую связано с аналитической оценкой опасности образования горючей концентрации.
     Взрыв в резервуаре создает условия, приводящие к подрыву (в редких случаях срыву) крыши с последующим горением на всей площади разлития горючей жидкости. При этом даже в начальной стадии, при горении нефти и нефтепродуктов в резервуаре может происходить сильнейшее тепловое излучение в окружающую среду, а высота светящейся части пламени составлять 1-1,5 диаметра горящего резервуара. Отклонение факела пламени от вертикальной оси при скорости ветра около 3 м·с- 1 составляет 55-65?.
     Черный дым и красное пламя при факельном горении показывают на то, что в объеме резервуара высокое содержание паров горючего, и опасность взрыва невысокая. Сине-зеленое факельное горение без дымообразования сигнализирует о том, что содержание паров продукта в резервуаре близка к области воспламенения и существует реальная опасность взрыва. Основными факторами для возникновения пожара в обваловании резервуаров являются: перелив хранимого продукта, нарушение герметичности резервуара, фланцевых соединений, заслонок, наличие теплоизоляции на трубопроводах и резервуарах, пропитанной нефтепродуктом.
     Развитие пожара
     Последующее развитие пожара зависит от места, где он возник, размеров первичного очага горения, надежности конструкций резервуара, климатических и метеорологических условий, быстроты действий персонала объекта, работы систем противопожарной защиты, времени прибытия пожарных подразделений.
     Пожары следует разделять на следующие уровни: 
     ? первый (А) - возникновение и развитие пожара в одном резервуаре без воздействия на соседние; 
     ? второй (Б) - распространение пожара в пределах одной группы; 
     ? третий (В) - развитие пожара с возможным разрушением горящего и соседних с ним резервуаров, перебросом его на соседние группы резервуаров и за пределы резервуарного парка. На резервуарах с плавающей крышей в связи с тепловым воздействием локального очага горения происходит нарушение герметизации затвора, а полная потеря плавучих свойств и затопление крыши в реальных условиях может произойти уже через один час. Возможности тушения пожара становятся сложнее при низком уровне нефтепродукта, когда горение происходит под понтоном или плавающей крышей. Корпус понтона (плавающей крыши) и элементы герметизирующего затвора препятствуют прохождению пены на свободную поверхность нефтепродукта. В железобетонном резервуаре в результате взрыва происходит разрушение части покрытия. Горение на участке создавшегося проема сопровождается обогревом железобетонных конструкций покрытия. Через 30-40 мин высока вероятность обрушения конструкций и увеличение размеров площади пожара. 
     Развитие пожара в обваловании характеризуется тем, как быстро распространяется пламя по разлитому нефтепродукту. После 10-20 мин воздействия пламени выходят из строя узлы управления коренными задвижками и хлопушами, происходит потеря несущей способности маршевых лестниц, нарушение целостности резервуарных конструкций, разгерметизация фланцевых соединений, существует большая возможность взрыва в резервуаре. Тепловой режим является одним из наиболее важных параметров, характеризующих развитие пожара в резервуаре. Распределение температур в объеме жидкости может иметь различный характер в зависимости от физико-химических свойств горючих жидкостей. При горении дизельного топлива, керосина, индивидуальных жидкостей значение температуры экспоненциально снижается от температуры кипения на поверхности до температуры хранения в глубинных слоях. С увеличением времени горения меняется характер кривой распределения температуры горючей жидкости. При горении нефти, бензина, мазута, некоторых видов газового конденсата в горючем образуется, увеличивающийся с течением времени, гомотермический слой, прогретый до температуры кипения топлива. Линейные скорости прогрева и выгорания нефти и нефтепродуктов во многом зависят от скорости ветра, характера обрушения крыши,  организации охлаждения стенок резервуара, обводненности продукта. Значения скоростей выгорания и прогрева горючих жидкостей, необходимые для проведения расчетов, приведены в таблице 3. С увеличением скорости ветра до 9-10 м·с-1 скорость выгорания горючей жидкости возрастает на 40-50 %. Сырая нефть и мазут, содержащие эмульсионную воду, могут выгорать быстрее, чем это указано в таблице 3. Накопление тепловой энергии в горючем характеризует значительное увеличение расходов пенных средств. Помимо этого, увеличение времени свободного развития пожара увеличивает опасность его переброса на соседние резервуары, способствует созданию факторов, которые усложняют тушение, создает угрозу вскипания, выброса. Горение нефти и нефтепродуктов в резервуарах может сопровождаться закипанием и выбросами. 
     Горючая жидкость закипает из-за наличия в ней взвешенной воды. При нагреве горящей жидкости до 100? С, вода испаряется, вызывая вспенивание нефти или нефтепродукта. Закипание может случиться уже примерно через один час горения при содержании влаги в нефти (нефтепродукте) более 0,3 %. Вскипание также может произойти в первичный период пенной атаки при подаче пены на поверхность горючей жидкости с температурой кипения выше 100 ?С. Этот процесс характеризуется активным горением вспенившейся массы продукта.
     При горении жидкости на верхнем уровне разлива возможен перелив вспенившейся массы через борт резервуара, что может создать угрозу людям, увеличить опасность разрушения стенок горящего резервуара и переброса огня на соседние резервуары и сооружения.
     Воздушно-механическая пена низкой и средней кратности используется как основное средства тушения нефти и нефтепродуктов в резервуарных парках. Огнетушащее действие воздушно-механической пены заключено в изоляции поверхности горючего от факела пламени, вследствие чего снижается скорость испарения жидкости и уменьшается количество горючих паров, поступающих в зону горения, а также в охлаждении горящей жидкости. 
     Роль каждого из перечисленных факторов в процессе тушения меняется в зависимости от свойств горящей жидкости, способа подачи пены и ее качества. Одновременно с подачей пены происходит ее разрушение от нагретой поверхности горючего и факела пламени. Накапливающийся слой пены экранирует часть поверхности горючего от лучистого теплового потока пламени, снижает количество паров, поступающих в зону горения, уменьшает интенсивность горения. Раствор пенообразователя, выделяющийся из пены, охлаждает горючее. Кроме того, происходит конвективный тепломассообмен в процессе тушения в объеме горючего, в результате которого температура жидкости выравнивается по всему объему, за исключением "карманов", в которых тепломассообмен происходит независимо от основной массы жидкости. 
     Выравнивание температуры по всему объему горящей жидкости при нормативной интенсивности подачи раствора пенообразователя для современных резервуаров типа РВС происходит в течение 15 мин тушения при подаче пены сверху и в течение 10 мин при подаче под слой горючего. Это время необходимо учитывать в качестве расчетного при определении запаса пенообразователя для тушения нефти и нефтепродуктов воздушно-механической пеной. Следует учитывать нормативный запас пенообразователя из условия обеспечения трехкратного расхода раствора пенообразователя на один пожар. Дальность растекания пены средней кратности по поверхности горючей жидкости обычно не превышает 25 м. Для подачи пены в нижний пояс резервуара, непосредственно в слой горючей жидкости (подслойный способ тушения пожара) используются пены низкой кратности, которые делают из фторсодержащих пленкообразующих пенообразователей. Так как пена на основе фторсодержащих пенообразователей инертна к воздействию углеводородов в процессе длительного подъема пены на поверхность нефтепродукта, их применение является необходимым условием.
     Применение пены, получаемой на основе обычных пенообразователей для подачи под слой горючей жидкости недопустимо, так как при прохождении через слой горючей жидкости она насыщается парами углеводородов и теряет свою огнетушащую способность. Водная пленка раствора пенообразователя, которая имеет поверхностное натяжение меньше натяжения горючей жидкости, а также конвективные потоки, направленные от места выхода пены к стенкам резервуара способствуют быстрой изоляции горящей поверхности пеной саморастекающаяся из пены. Температура жидкости, в результате конвективного тепломассообмена, понижается в прогретом слое до среднеобъёмной. Пена, всплывающая на поверхность через слой горючего, способна обтекать затонувшие конструкции и растекаться по всей поверхности горючего. Через 90-120 секунд достигается значительное уменьшение интенсивности горения с момента появления пены на поверхности. В это время наблюдаются отдельные очаги горения у разогретых металлических конструкций резервуара и в местах образования "бурунов". В дальнейшем, в течение 120-180 секунд, происходит полное прекращение горения. После прекращения подачи пены при полной ликвидации горения на всей поверхности горючей жидкости создается устойчивый пенный слой толщиной до 10 см, который в течение 2-3 ч защищает поверхность горючей жидкости от повторного воспламенения.
      

2 Прогнозирование и разработка методов предупреждения чрезвычайной ситуации на АО «Юго-Запад Транснефтепродукт »  ЛПДС «Становая»

2.1  Общие сведения о филиале АО «Юго-Запад Транснефтепродукт »  ЛПДС «Становая»
     Резервуарный парк расположен в средине территории филиала ОАО ЮЗТНП ЛПДС «Становая». Въезд на территорию ЛПДС осуществляется через 2 (две) проходные. Резервуарный парк предназначен для приема и хранения нефтепродуктов.
     Площадь территории резервуарного парка составляет 5 га. Парк расположен на расстоянии 0,1 км от магистральной насосной. Нефтепродукт по трубопроводу диаметром 325 мм под давлением 3 Кгс/см2  через площадку подпорного насоса  поступает в резервуары. Откачка нефтепродукта из резервуаров осуществляется по трубопроводу диаметром 377 мм. По периметру и территории выполнены дороги с твердым покрытием.На территории имеется объектовая пожарная команда, в боевом расчете 2 единицы техники и 6 человек личного состава. Удаленность от 29 пожарной части (29 ПЧ) составляет 7 км. 
     Объект относится к взрыво-пожароопасным объектам категории «А».  На нефтебазе осуществляется прием, хранение и отпуск следующих нефтепродуктов бензины А-80, Регуляр-92, Премиум-95, дизельное топливо летнее и зимнее, моторные масла.
     Административное здание 2-х этажное, стены и перегородки кирпичные, перекрытия железобетонные, кровля совмещенная (покрыта рубероидом по железобетонной стяжке). Наружные стены облицованы пластиковым материалом типа «Сайдинг».
     Здание операторской одноэтажное, стены и перегородки кирпичные, кровля совмещенная (покрыта рубероидом по железобетонной стяжке). Наружные стены облицованы пластиковым материалом типа «Сайдинг».
     Здание насосной темных нефтепродуктов (бытовые помещения, мастерская, котельная) одноэтажное, стены и перегородки кирпичные, кровля совмещенная (покрыта рубероидом по железобетонной стяжке).
     Здания складских помещений одноэтажные, стены и перегородки кирпичные, кровля совмещенная (покрыта рубероидом по железобетонной стяжке).
     Складские помещения металлические – типа гаражных.
     Котельная каркасно-панельного типа, стены железобетонные, кровля совмещенная (покрыта рубероидом по ребристым железобетонным плитам), находится в нерабочем состоянии (оборудование демонтировано).
     Резервуарный парк состоит из шестнадцати РВС-5000 и трёх РВС 1000
     Геометрические характеристики резервуаров приведены в таблице №1.
     Таблица №1 Геометрические характеристики резервуаров
Тип резервуара
Высота резервуара, м
Диаметр резервуара, м
Площадь зеркала резервуара,м2
Периметр резервуара, м
РВС-5000
12
23
408
72
РВС-1000
9
12
120
39
     
     
     
     
Нормы технологического режима на резервуары парка приведены в таблице № 2.
№ резервуара
Емкость резервуара, м3
Хранимый продукт
Температура нефтепродукта, 0С
Скорость поступления нефтепродукта, м3/час
Скорость откачки нефтепродукта, м3/час
Допустимый максимальный взлив,см
Минимальный взлив при откачки из резервуара, см
1 - 16
5000
дизтопливо
До +25
1500
1500
1030
60
17 - 19
1000
смесь
-//-
-//-
-//-
-//-
-//-
     
Время откачки нефтепродукта из горящего резервуара в свободный составит 3,5 часа.
     Каждая пара  РВС 5000 имеют  общее обвалование. Размер обвалования в плане составляет 100 х 50 м. Три РВС 1000 расположены в одном обваловании. Объем обвалования резервуаров и расстояние между ними соответствует требованиям действующих норм.
     В каре каждой пары резервуаров через обвалование сделаны въезды для специальной техники (ППП).
     Каре резервуаров оборудовано ливневой канализацией, связанной с промышленной канализацией станции. На приемных колодцах ливневой канализации установлены клапаны-хлопушки с тросовым управлением. Для предотвращения распространения огня по канализации установлены гидрозатворы.
     Противопожарное водоснабжение обеспечивается от 2-х водоемов по 1250 м3 каждый через водонасосную станцию. Водо-насосная станция оборудована 2 насосами, имеющих производительность по 350 м3/час (97 л/с) каждый и напор 90 м вод. ст.
     На кольцевом противопожарном водопроводе диаметром 200 мм установлено 22 пожарных гидранта. Постоянный напор в сети водопровода составляет 15 м вод. ст., при включении насосов повысителей напор поднимается до 90 м вод. ст. Водоотдача водопровода диаметром 200 мм при повышении давления составляет 205 л/с
     Для тушения пожара в резервуарах  на каждом из них установлены 2 стационарных ГПС-2000 с выводом «сухотрубов» за обвалование. 
     В боевом расчете ОПК имеется 2 АЦ - 40, на которых суммарный объем вывозимого пенообразователя (ПО-6ОСТ-2) составляет 470 литров. Кроме того, в помещении ОПК имеется запас пенообразователя ПО-6ОСТ-2 объемом 10 м3.
     Доставка к месту пожара ПО осуществляется с помощью автомобиля АКН-10. Время доставки пенообразователя к месту пожара   составит около 15 мин.
     Характеристика ЛВЖ и ГЖ
     Бензины – ЛВЖ, представляющие собой смеси легких углеводородов. Бензины при горении прогреваются в глубину и образуют гомотермический слой, который возрастает со временем. Нарастание прогретого слоя происходит со скоростью 0,7 м/ч, температура прогретого слоя 80-100оС, температура пламени – 1200оС.
     Бензин А-80 – смесь со спиртами – состав смеси % (масс): бензин А-76 – 8%, изобутанол – 6-8%, метанол – 14,5-15%, вода 0,08-0,15%, Твсп. – 35оС, Тсвосп – 375оС. Температурный предел распространения пламени: нижний – 35оС, верхний – 17оС.
     Бензин АИ-92 – плотность 729 кг/м3, Твсп. – 38оС, Тсвосп – 435оС. Температурный предел распространения пламени: нижний – 38оС, верхний – 5оС.
     Дизельное топливо – Ткип. – 150-322оС, Твсп. – 37-100оС, Тсвосп – 210-370оС, Твосп. – 122оС.
     Средства тушения:
     - при крупных проливах – распыленная вода, пена, порошок ПСБ;
     - в помещениях – объемное тушение.
Таблица 3  – Основные свойства и характеристики бензина (бензины А-76,  Регуляр-92, Премиум-95)
№ п/п
Наименование параметра
Параметр
Источник информации
1.
1.1
1.2
Наименование вещества
химическое
торговое
Бензин
Бензин
ГОСТ 2084-77
2.
2.1
2.2
Формула
эмпирическая
структурная
Смесь легких предельных, ароматических и нафтеновых углеводородов,
отличающихся условиями получения и исходным сырьем
ГОСТ 2084-77
3.
3.1
3.2
Состав, % масс.
Основной продукт
Примеси:
свинец, г/дм3, н.б.
-марка А-76 неэтилированный

0,013
ГОСТ 2084-77
4.
4.1
4.2


4.3
Общие данные
Молекулярная масса
Температура кипения, 0С
(при давл. 101 кПа)

Плотность при 20 0С, кг/м3

усредн. 95,45
начало 35
конец 195

740-770

-,,-
5.

5.1

5.2

5.3
Данные о взрывоопасности

Температура вспышки, 0С

Температура самовоспламеня
емости, 0С 
Пределы взрываемости, % об


минус 27-39

255-370

1,0-6,0
ГОСТ 2084-77
А.Н. Баратов,
А.Я. Корольченко
«Пожаровзрывоопасность веществ и материалов и средства их тушения», т.1, М, 1990г.
6.

6.1

6.2



6.3

6.4
Данные о токсической опасности
ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м3
ПДК в атмосферном воздухе, мг/м3
 - максимально-разовая
 - среднесуточная
Летальная токсодоза LCt30, мг/кг живого веса
Пороговая токсодоза PCt30, мг/л
4-й класс токсической опасности

100


5,0
1,5

не определялась
38-49 (раздражение глаз через 20с)
ГОСТ 12.1.005-88

Сборник «Перечень и коды веществ, загрязняющих атмосферный воздух»,
С-П, ф. «Интеграл», 1995г.

«Вредные вещества в промышленности», т.1, 1976г.
7.
Реакционная способность
Легковоспламеняющаяся жидкость
«Вредные вещества в промышленности», т.1, 1976г.
8.
Запах
Специфический
-,,-
9.
Коррозионное воздействие
Не имеет
-,,-

10.

Меры предосторожности
Максимальная герметизация оборудования; индивидуальные средства защиты

-,,-
11.
Информация о воздействии на людей
Раздражает слизистую обо-лочку и кожу человека, при вдыхании паров вызывает отравление
-,,-
12.
Средства защиты
Противогазы марки А, шланговые и изолирующие противогазы
-,,-
13.
Методы перевода вещества в безвредное состояние
Удаление испарением, вентиляцией
-,,-
14.
Меры первой помощи пострадавшим от воздействия вещества
Удалить пострадавшего из загрязненной зоны, при потере дыхания искусственное дыхание, кислород, грелки
-,,-
     
     Таблица 4  – Основные свойства и характеристики дизельного топлива
     
№ 
п/п
Наименование параметра
Параметр
Источник информации
1.
1.1
1.2
Наименование вещества
химическое
торговое
Топливо дизельное
(летнее и зимнее)
ГОСТ 305-82 с изм. №1-5
2.
2.1
2.2
Формула
эмпирическая
структурная
Средние и тяжелые фракции нефтепереработки
ГОСТ 305-82 с изм. №1-5
3.
3.1

3.2
Состав, % масс.
Основной продукт

Примеси:
 - содержание серы
Смесь различных пара-финовых и нафтеновых углеводородов

до 0,5
ГОСТ 305-82 с изм. №1-5
4.
4.1


4.2



4.3
Общие данные
Молекулярный вес
 - летнее
 - зимнее
Температура кипения, 0С (при давл. 101 кПа)
 - летнее
 - зимнее
Плотность при 20 0С, кг/м3
 - летнее
 - зимнее


203
172,3


246
209

860
840
ГОСТ 305-82 с изм. №1-5
5.

5.1


5.2



5.3
Данные о взрывопо-жароопасности
Температура вспышки, 0С
 - летнее
 - зимнее
Температура самовоспламен, 0С 
 - летнее
 - зимнее
Нижний предел взрываемости, % об
 - летнее
 - зимнее



40
35


300
310


0,5
0,6



ГОСТ 305-82 с изм. №1-5



А.Н. Баратов,
А.Я. Корольченко
«Пожаровзрывоопасность веществ и материалов и средства их тушения», т.1, М, 1990г.
6.

6.1

6.2



6.3

6.4
Данные о токсической опасности
ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м3
ПДК в атмосферном воздухе, мг/м3
 - максимально-разовая 
  (по углеводородам С12-19)
Летальная токсодоза LCt30, 
мг/кг живого веса
Пороговая токсодоза PCt30, мг/л



300


1,0


не определялась

38-49 (по бензину)
ГОСТ 305-82 с изм. №1-5

ГОСТ 12.1.005-88
Сборник «Перечень и коды веществ, загрязняющих атмосферный воздух»,
С-П, ф. «Интеграл», 1995г.
«Вредные вещества в промышленности», т.1, 1976г.
7.
Реакционная способность
Горючая жидкость
«Вредные вещества в промышленности», т.1, 1976г.
8.
Запах
Специфичес.......................