Совершенствование противопожарной защиты мазутных резервуаров ТЭС

Иванов А. Н., èíæ.

ОАО РАО “ЕЭС России”

В настоящее время на тепловых электростанциях холдинга ОАО РАО “ЕЭС России” эксплуатируется более 500 мазутных резервуаров емкостью 5000, 10 000, 20 000 и 30 000 м3, которые в соответствии с [1] оборудованы стационарными автоматическими установками пенного пожаротушения. Эти требования по защите мазутных резервуаров действуют уже более 30 лет.

Установка автоматического пенного пожаротушения включает в себя следующее основное оборудование: систему трубопроводов, электрифицированные и ручные задвижки, емкость для хранения пенообразователя, пеногенераторы для полу- чения пены, приемные приборы, датчики и другие устройства автоматической пожарной сигнализации, а также независимый источник электропитания.

Устройства и оборудование автоматической пожарной сигнализации мазутных резервуаров в соответствии с требованием пожарной безопасности ежемесячно подвергаются регламентному техни- ческому обслуживанию, гидравлическим испытаниям, которые в большинстве случаев осуществляет персонал электростанции. Ежегодные эксплуатационные расходы по содержанию автоматиче- ских установок пенного пожаротушения на мазутных резервуарах в зависимости от их емкости и числа на одной электростанции составляют от 170 до 450 тыс. руб.

За 20-летний период в мазутных резервуарах ТЭС произошло 10 пожаров, из них 4 случая в резервуарах емкостью 1000 м3 и по одному случаю в резервуарах емкостью 100, 300, 500, 600, 10 000 и 30 000 м3.

Основными причинами происшедших пожаров в резервуарах с мазутом явились: разряд атмосферного электричества, разряд статического электричества и нарушение требований пожарной безопасности при выполнении ремонтных работ.

Анализ пожаров, происшедших на электростанциях, а также на предприятиях хранения и переработки нефтепродуктов (где их число значительно больше), показывает, что развитие пожаров в резервуарах с нефтепродуктами имеет ряд своих закономерностей, что усложняет процесс их тушения и применение автоматических пенных установок пожаротушения.

Пожары в резервуарах, как правило, начинаются с воспламенения и взрыва смеси паров горючей жидкости с воздухом, в результате чего происхо-

дит разрушение крыши резервуара или нарушение целостности ее конструкции. В результате быстрой деформации верхних поясов резервуара выходят из строя пенные камеры стационарных систем пожаротушения, вследствие чего необходимо привлечение передвижной пожарной техники.

Во время пожара создается реальная угроза возможности выброса и утечки нефтепродукта, что способствует быстрому распространению пламени, а в 60% всех случаев из-за обрушения кровли резервуара образуются, так называемые, закрытые зоны (“карманы”), препятствующие подаче пены в резервуар сверху от стационарно установленных пеногенераторов [2]. Кроме того, накоплению пены на поверхности препятствуют ветер, конвективные потоки, ее разрушение при прохождении через высокотемпературную зону и при контакте с горючей жидкостью.

Накопленный опыт тушения пожаров в резервуарах с нефтепродуктами показывает не только низкую эффективность штатных систем пожаротушения, но и высокую степень опасности для персонала пожарных подразделений и предприятий, участвующих в тушении пожара.

Из анализа работы стационарных автоматиче- ских установок пожаротушения с использованием пены средней кратности следует, что эти установки, как правило, не обеспечивают тушения очагов пожара в начальной стадии по следующим основным причинам: в 50% пеногенераторы пены повреждались взрывом, в 25% выходили из строя изза пожара в обваловании [3].

По данным [4] до 20% общих затрат на резервуарные парки приходится на автоматические установки пенного пожаротушения и тем не менее в нашей стране не зарегистрировано ни одного случая тушения пожара резервуара с помощью этих установок.

В материалах зарубежных публикаций также не было каких-либо сведений об успешном применении пожарной автоматики [4]. Во всех случаях тушение пожаров в резервуарах с нефтью и нефтепродуктами осуществляется пожарными расчетами с использованием передвижной пожарной техники, так как стационарные установки автомати- ческого пожаротушения не в состоянии ликвидировать пожар по перечисленным ранее причинам.

При пожарах горючих жидкостей в резервуарных парках различают горение жидкости на верх-

нем, среднем и нижнем уровнях, которые легко определяются по изменению окраски стенок в результате нагрева. Высота турбулентного пламени в горящем резервуаре пропорциональна его диаметру и в инженерных расчетах может быть для мазутов равна Dp; при скорости ветра больше 1 м с пламя несколько удлиняется (1,5Dp – для мазута), а при скорости 4 м с и более – отклоняется, становясь практически горизонтальным, создавая реальную угрозу распространения пожара на соседние резервуары [5].

По мнению зарубежных специалистов, ликвидация пожара в резервуарах с нефтепродуктами может считаться успешной, если выполнены следующие основные условия [2]:

огонь потушен с наличием значительного несгоревшего нефтепродукта;

пожар потушен в течение 1 ч с начала пенного пожаротушения;

стоимость спасенного продукта выше стоимости веществ, использованных для тушения и ремонта нефтехранилища.

Основными причинами неудачного тушения пожаров в резервуарах с нефтью и нефтепродуктами являются [2]:

неудовлетворительная работа автоматических установок пенного пожаротушения (при их нали- чии на резервуаре согласно требованиям норм);

длительное сосредоточение (более 2 ч) необходимого количества сил и средств для тушения пожара, а в 25% случаев приступить к тушению пожара представляется возможным только через 12 ч;

сложность подачи на поверхность горящего зеркала резервуара качественной пены с необходимой интенсивностью в течение продолжительного времени.

Тушение пожаров в резервуарах с нефтепродуктами имеет свои особенности. При подаче пены через борт резервуара существует реальная угроза вскипания и выброса горючих жидкостей в обвалование резервуара, что неминуемо приведет к трагическим последствиям для персонала пожарной охраны и предприятия, участвующего в тушении пожара.

Анализ пожаров в резервуарах с нефтепродуктами показывает, что наиболее опасным фактором является гидродинамическое истечение горючей жидкости из резервуара, причем, как правило, это приводит к разрушению обвалования резервуара. При этом нормативная величина обвалования, а также вид хранящейся горючей жидкости, уровень заполнения резервуара и характеристика грунта практически не оказывают влияния на площадь затопления [2].

Снижение эффективности работы автоматиче- ских систем пенного пожаротушения послужило поводом для разработки новой технологии ликвидации пожаров в резервуарах с нефтью и нефтепродуктами [3].

Более надежным и безопасным представляется подслойный способ тушения нефти и нефтепродуктов в резервуарах, применяемый в ряде зарубежных промышленно развитых стран.

Преимуществами подслойного способа пожаротушения по сравнению с традиционной системой тушения являются [2, 3, 6]:

безопасность выполнения работ по тушению пожара;

возможность ликвидации горения нефтепродукта в резервуаре, несмотря на разрушение верхнего пояса и наличие закрытых сверху участков;

эффективность тушения не зависит от времени развития пожара и температуры, которую может принять нефтепродукт при затянувшемся пожаре; значительная экономичность и относительная

простота в конструктивном исполнении; возможность увеличения от 7 до 10% зали-

вочной емкости резервуара; отсутствие необходимости строительства стан-

ции пенотушения и прокладки протяженной линии трубопроводов для подачи рабочего раствора пенообразователя к стационарным пеногенераторам, так как используются технологические схемы резервуара.

Холодная пена по сравнению с горючей жидкостью не только охлаждает ее поверхностный слой, но и участвует в тепломассообмене глубинных и поверхностных слоев этой жидкости. Процессы тепломассообмена в толще горючего имеют большое значение для практики пожаротушения, в ча- стности, именно они определяют требуемые нормативы подачи пены (интенсивность подачи и продолжительность тушения) [2].

Однако его внедрение в практику пожаротушения в нашей стране до недавнего времени сдерживалось ввиду отсутствия специальных пенообразователей, недостаточности изученности вопросов транспортировки пены в слой горючего, растекания ее по поверхности горючего, степени “загрязнения” пены горючим.

Пенообразователи типа ПО-1, состоящие из углеводородных поверхностно-активных веществ (ПАВ), не могут быть использованы при данном способе пожаротушения, поскольку пена при погружении в горючую жидкость адсорбирует нефтепродукт своей развитой поверхностью, полностью “выгорает” и разрушается под действием факела пламени, т.е. утрачивает изолирующую способность (пропускает пары горючих жидкостей через углеводородные прослойки) [2].

Разработанные в последние годы фторсодержащие ПАВ (ФПАВ) послужили основой для создания принципиально новых пленкообразующих пенообразователей для тушения нефтепродуктов. Они сочетают в себе традиционные качества: изолирующую и охлаждающую способность, хорошую растекаемость, простоту применения и принципиально новые свойства – способность образо-

5$ * & % ( : + & % &

(' !

1 – резервуар; 2 – задвижки; 3 – пенопровод; 4 – обратный клапан; 5 – пеногенератор для получения пены низкой кратности; 6 – технологический трубопровод

вывать тонкую пленку на поверхности углеводородных жидкостей и не адсорбировать горючую жидкость на поверхности пены при ее прохождении через слой горючего [2, 3, 6].

Особую группу составляют синтетические пенообразователи на основе поверхностно-активных веществ, к которым относятся и водные пленкообразующие пены. Благодаря высокой поверхностной активности и низкому поверхностному натяжению растворов, пена из этих пенообразователей обладает высокой растекаемостью по поверхности углеводородов, а оставшаяся после их разрушения пленка водного раствора предотвращает испарение паров горючего. Такие пены не теряют своих свойств при смешивании с нефтепродуктами, и их можно подавать через слой горючего, что значительно упрощает процесс тушения [2, 6].

Подача пены в слой нефтепродукта возможна только при использовании специальных пенообразователей, обладающих инертностью к нефтепродуктам. За рубежом эти пенообразователи объединены под термином “Легкая вода”, а в нашей стране – это фторсодержащие пенообразователи марок “ПО-6APF”, “Универсальный” и др. Пена низкой кратности подается непосредственно в слой нефтепродукта через технологические трубопроводы (ðèñ. 1) или пенопроводы системы пожаротушения (ðèñ. 2), находящиеся в нижней части резервуара с помощью передвижной пожарной техники [2].

Испытания отечественного варианта подслойного способа подачи пены, проведенные на пожарных полигонах г. Перми (1991 г.), Астрахани (1990 – 1993 гг.), Бузулука (1993 г.), Норильска (1993 – 1994 гг.), Альметьевска (1994 г.), показали высокую эффективность новой системы пожаротушения по тушению резервуаров с нефтепродуктами [2].

В 1994 г. на резервуаре РВС-5000 в г. Альметьевске были проведены межведомственные огневые испытания по тушению нефти с использованием подслойного способа тушения. Пена вводилась по системе пожаротушения и по линии гидросмыва донных отложений и подачи нефти из резервуара с помощью пожарной автоцистерны. Для

1

&

' %' ' (' !

1 – резерв; 2 – диффузор; 3 – задвижка; 4 – обратный клапан; 5 – пеногенератор для получения пены средней кратности

получения пены средней кратности использовались специальные устройства, разработанные ВИПТШ и ВНИИПО МВД РФ, и пенообразователи марки “Легкая вода” (Бельгия) и “Универсальный” [2, 3].

В ходе испытаний была установлена нормативная интенсивность, которая составила около 0,1 л (м2 с). Время тушения пожара составило от 2 – 3 мин в первых экспериментах и до 5 мин – в последнем.

При пожаре в резервуаре практически исклю- чается возможность повреждения коммуникаций и вводов системы подслойного пожаротушения (СПТ) от взрывов и тепловых потоков.

Пена низкой кратности образуется в стволах эжекционного типа, находящихся за пределами обвалования, выталкивает из трубопроводов горю- чую жидкость и поступает в резервуар.

Выходя из пенопровода и интенсивно перемешиваясь со слоями горючего, пенные потоки разбиваются на отдельные капли. Степень загрязнения пенного потока значительно уменьшается при снижении его скорости до 0,6 – 1 м с, для чего используются специальные насадки и диффузоры.

Время прохождения пены от стволов до поверхности резервуара, как правило, составляет 40 – 60 с. Всплывая через слой горючего, она способна преодолевать затонувшие конструкции и растекаться по всей поверхности, чему способствуют конвективные потоки, которые направлены от места выхода пены к стенкам резервуара [2]. Кроме того, в результате конвективного теплообмена разрушается прогретый слой и снижается температура на поверхности. Значительное снижение интенсивности горения достигается через 90 – 120 с

ñмомента появления пены на поверхности.

Âэто время наблюдаются отдельные очаги горения у разогретых металлических конструкций резервуара. Через 120 – 180 с горение полностью прекращается. После прекращения подачи пены на всей поверхности горючей жидкости образуется устойчивый пенный слой толщиной до 5 см, в течение 2 – 3 ч защищающий эту жидкость от повторного воспламенения [2, 3].

Процесс тушения пожаров горючих жидкостей подачей пены под слой горючего условно можно разделить на следующие стадии:

получение и транспортирование пены внутрь резервуара;

первичный контакт деформирующейся пены с горючей жидкостью и эмульгирование горючего пеной;

самопроизвольный подъем и контактное разрушение пены слоем горючего;

обновление и охлаждение поверхностного слоя горючего потоком пены и горючей жидкости;

слияние пенных “капель” и формирование пенного слоя на поверхности горящей жидкости;

растекание пены по поверхности горючей жидкости.

По результатам проведенных в 90-е годы огневых испытаний, направленных на изучение процессов технологии тушения пожаров в резервуарах с нефтью и нефтепродуктами, ГУГПС МВД РФ подготовлены и внесены соответствующие изменения и дополнения в [1] по тушению пожаров горючих жидкостей с использованием подслойного способа.

Положительные результаты проведенных различного типа испытаний и экспериментов по апробации подслойного тушения позволили приступить к работе по внедрению его в противопожарную защиту резервуаров углеводородного сырья АО “Татнефть”, АК “Транснефть” и РАО “Газпром”, а также начать научно-исследовательские работы по изучению этого способа тушения на мазутных резервуарах энергетических предприятий [3].

В соответствии с приказом Минэнерго СССР

от 28 I 1991 г. ¹ 40 “О повышении пожарной безопасности и снижении аварийности на электри- ческих станциях и подстанциях” в ВИПТШ МВД

СССР были проведены научные исследования в области разработки новых технологий пожаротушения мазутных резервуаров тепловых электростанций, включавшие проведение теоретических расчетов и лабораторных экспериментов, а также натурных огневых испытаний по исследованию процессов подачи пены низкой кратности в слой горящего мазута.

Результаты проведенных НИОКР были рассмотрены на техническом совещании 27 XI 1992 г. в Управлении научно-технической политики корпорации Росэнерго с участием представите-

лей ВИПТШ МВД РФ, ОРГРЭС и института Теплоэлектропроект.

Полученные разработки показали, что возможность использования подслойного способа подачи пены для тушения пожаров в мазутных резервуарах позволит повысить надежность системы пожаротушения, увеличить вместимость металличе- ских резервуаров на 3 – 5%, а также обеспечить системой пожаротушения железобетонные резервуары, где до настоящего времени она отсутствует.

Выводы

1.Анализ пожаров, происшедших в резервуарах с нефтью и нефтепродуктами, показывает, что штатные автоматические пенные установки пожа-

ротушения, установленные на резервуарах емкостью 5000 м3 и более в соответствии с требованиями НТД, недостаточно эффективно осуществляют тушение пожаров.

2.Происшедшие пожары в нашей стране в резервуарах с нефтью и нефтепродуктами ликвидировались персоналом пожарной охраны и предприятий с использованием передвижной пожарной техники.

3.Накопленный опыт по применению на предприятиях нефтедобычи, транспортировки и переработки нефтепродуктов подслойного способа тушения пожаров в резервуарах показывает его высокую эффективность и безопасность.

Список литературы

1.ÑÍèÏ 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы. М.: ГУП ЦПП, 1999.

2.Тушение нефти и нефтепродуктов Безродный И. Ф., Гилетич А. Н., Меркулов В. А. и др. М.: ВНИИПО, 1996.

3.Материалы Всероссийского совещания-семинара “Состояние и перспективы развития противопожарной защиты объектов добычи, транспортировки, переработки нефти и газа”. М.: ГУГПС, 1998.

4.Тематический обзор “Актуальные проблемы обеспечения устойчивости к возникновению и развитию пожара технологий хранения нефти и нефтепродуктов”. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1995, вып. 3.

5.Пожарная тактика Под ред. Повзика Я. С. М.: ВИПТШ МВД СССР, 1984.

6.Руководство по тушению нефти и нефтепродуктов в резервуарах и резервуарных парках. М.: ГУГПС – ВНИИПО – МИПБ, 1999.