CC BY
31УДК 614.841.34 DOI 10.25257/FE.2018.3.44-50
КЛУБАНЬ Владимир Семенович
Кандидат технических наук, доцент Академия ГПС МЧС России, Москва, Россия E-mail: klvls@mail.ru
ПАНАСЕВИЧ Людмила Тихоновна
Академия ГПС МЧС России, Москва, Россия E-mail: ltpan@mail.ru
БЕЗОПАСНАЯ ОТКАЧКА НЕФТИ И МАЗУТА ИЗ ГОРЯЩИХ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
Рассмотрены основные причины выбросов нефти и мазута из горящих вертикальных стальных резервуаров и предложены мероприятия по их предотвращению. Для предотвращения выбросов и вскипаний горящих нефти и мазута при пожаре в резервуаре предлагается производить их принудительное интенсивное перемешивание с помощью систем размыва донных отложений, а мазута - при помощи систем циркуляции.
Ключевые слова: выброс, пожар, резервуарный парк, гомотермический слой, водяная подушка, перемешивание нефти и мазута, циркуляция.
При тушении горящих резервуаров с нефтью, мазутом и другими тяжёлыми нефтепродуктами из них иногда происходят выбросы и вскипания горящей жидкости, т. е. горение нефти и указанных нефтепродуктов в резервуарах может сопровождаться их вскипаниями и выбросами.
Для обеспечения пожаровзрывобезопасности при хранении нефти, мазута и других тяжёлых нефтепродуктов из горящих вертикальных стальных резервуаров (РВС) необходимо не допускать возникновения пожаров и взрывов на территории резер-вуарных парков, а также обеспечить быстрое тушение горящих резервуаров с уменьшением потерь от сгоревших жидкостей и исключением выбросов этих горящих жидкостей.
Вскипание жидкости происходит из-за наличия в ней взвешенной воды, которая может находиться в самих жидкостях или попасть в них вместе с пеной при тушении пожара привозными средствами пожаротушения или при охлаждении горящих открытым пламенем резервуаров. При нагревании горящей жидкости выше 100 °С вода, находящаяся в этой горящей жидкости или попавшая в неё, испаряется, вызывая вскипание нефти, мазута или другого тяжёлого нефтепродукта. Вскипание также может произойти в начальный период пенной атаки при подаче пены на поверхность горящей жидкости (температура кипения выше 100 °С). Этот процесс характеризуется бурным горением вспенившейся массы продукта, который может переливаться через борт горящего резервуара. Вскипание может произойти примерно через 60 мин горения при содержании влаги в нефтепродукте более 0,3 % (например, для резервуарных парков нефтепере-
рабатывающих заводов (НПЗ) содержание влаги в нефти составляет около 0,3-0,5 %).
При вскипании горящей жидкости, находящейся на верхнем уровне взлива горящего резервуара, возможен перелив вспенившейся горящей массы через борт резервуара, что создает угрозу людям, находящимся в обвалованиях, увеличивает опасность деформации стенок горящего резервуара и перехода огня на соседние резервуары и сооружения.
Выбросы нефти, мазута и других тяжёлых нефтепродуктов из горящих вертикальных стальных резервуаров происходят из-за того, что при их горении образуется гомотермический слой и, кроме того, в резервуарах, в которых хранятся тяжёлые нефтепродукты, всегда имеется слой подтоварной воды.
ГОМОТЕРМИЧЕСКИЙ СЛОЙ - это нагретый слой нефти,
МАЗУТА ИЛИ ДРУГИХ ТЯЖЁЛЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ (ГУДРОН, ПЕТРОЛАТУМ И Т. П.), КОТОРЫЕ ЯВЛЯЮТСЯ МНОГОКОМПОНЕНТНЫМИ ЖИДКОСТЯМИ, ТЕМПЕРАТУРА В КОТОРОМ ОБЫЧНО РАВНА ИЛИ ВЫШЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НА ПОВЕРХНОСТИ ГОРЯЩЕЙ ЖИДКОСТИ.
Образование гомотермического слоя происходит за счёт частичного выгорания лёгких фракций многокомпонентных горючих жидкостей и частичного оседания более тяжёлых фракций этих жидкостей. Верхний слой горящей жидкости, потерявший в результате горения более лёгкие фракции, становится тяжелее нижележащих слоёв, нагретых до температуры, равной или выше температуры на поверхности горящей жидкости, и постепенно опускается до холодной жидкости. При нагревании холодной жидкости, прилегающей к нижней границе
44
© Клубань В. С., Панасевич Л. Т., 2018
гомотермического слоя, происходит всплывание её к поверхности горения и частичное выгорание. Возникающий противоток в нагретом слое обеспечивает равномерное распределение плотности жидкости в нём, выравнивание температуры во всем нагретом слое и увеличение со временем его толщины [1, 2]. Например, скорость нарастания гомотермического слоя для нефти 0,25-0,36 м/ч, его температура может доходить до 130-160 °С и более. Для мазута, являющегося остаточным продуктом после отгона нефти из топливных фракций, температура прогретого слоя находится в пределах 230-300 °С, скорость его выгорания составляет 0,015 кг/(м2-с) [3].
Если нефть, мазут и другие тяжёлые нефтепродукты являются обводнёнными (т. е. в них имеется вода), то температура прогретого слоя может достигать для нефти 200-250 °С, а для мазута более 300 °С [4]. Когда нагретый гомотермический слой достигает водяной подушки (слой подтоварной воды), находящейся на дне резервуара, то вода нагревается до температуры выше 100 °С и бурно вскипает, т. е. происходит интенсивное парообразование. Водяной пар с большой силой выталкивает горящую жидкость из резервуара (происходит её выброс) либо происходит вскипание и перелив этой горящей жидкости через стенку резервуара [1].
ОПАСНОСТЬ ВЫБРОСОВ ГОРЯЩЕЙ ЖИДКОСТИ ИЗ ГОРЯЩИХ РЕЗЕРВУАРОВ
1971 г., Чеховице-Дзедзице
(Польская Народная Республика (до 1989 г.))
На НПЗ от удара молнии возник пожар в резервуаре с нефтью. Рядом стояли 3 резервуара диаметром 33 м, высотой 15 м и объёмом 12 500 м3 каждый. В загоревшемся резервуаре было около 9 000 м3 нефти, в других соседних резервуарах -2 000, 9 000, 10 000 м3 нефти. Огонь затихал, но через 5,5 ч с начала пожара произошёл выброс нефти из горящего резервуара и растекание её за пределы обвалования на расстояние 100-250 м. Участники тушения пожара и техника оказались в огне, 33 человека (в основном пожарные) погибли, многие получили ожоги. Почти одновременно взорвался ещё один резервуар, несмотря на охлаждение его восемью водяными стволами. Горящая нефть растекалась по дорогам и по территории завода. Два горящих резервуара деформировались и осели до 2-4 м, нефть горела внутри них и в обваловании; также произошла разгерметизация корпуса третьего резервуара, нефть из него начала выходить в обвалование; на четвёртом резервуаре горели пары, выходящие через дыхательный клапан на крыше и из стационарных пенных камер. Пожар продолжался почти двое суток [5].
1982 г., Каракас (Венесуэла)
На тепловой электростанции (ТЭЦ) возник пожар вблизи города, который охватил 4 РВС-15000 с мазутом и вызвал массовые человеческие жертвы в результате выброса горящего мазута. В зоне пожара возникло столпотворение любопытных горожан и корреспондентов, в то время как пожарные работали, не осознавая возрастающую угрозу. Внезапный выброс горящего мазута из РВС-15000 накрыл площадь в радиусе 200-250 м и всё, что в момент выброса было на этой площади. При выбросе образовался огненный шар высотой 450 м и горящие точки (огненные шары) различного размера на расстояниях до 3 000 м. В огне погибли 140 человек, в том числе 43 пожарных, служащие ТЭЦ, а также корреспонденты и горожане. Получили ожоги и травмы свыше 500 человек, сгорело 70 жилых домов и более 60 автомобилей, в том числе пожарная техника [4, 6].
Защита от выброса горящих нефти, мазута и других тяжёлых нефтепродуктов в России в нас-
тоящее время сводится к недопущению возникновения пожара в резервуарах и его быстрому тушению (до возникновения выброса). Для предотвращения образования гомотермического слоя и(или) его разрушения горящие нефть, мазут или другие тяжёлые нефтепродукты в горящих РВС предлагается перемешивать (если для этого имеются условия) [2].
Большая часть нефтяных резервуаров, находящихся в эксплуатации в России, оборудована системами размыва донных отложений (мешалки типа «Диоген», «Тайфун» и аналогичные им, а также системы размыва и предотвращения накопления парафинистого осадка), поэтому наиболее приемлемым и экономичным способом предотвращения образования гомотермического слоя является её перемешивание этими системами размыва.
Мешалки типа «Диоген» или «Тайфун» предназначены для размыва тяжёлых смолопарафинистых отложений, которые накапливаются на днищах этих нефтяных резервуаров в процессе их эксплуатации. Они устанавливаются на крышках люков-лазов, расположенных на первом поясе РВС. Принцип работы мешалок указанных типов заключается в том, что при их работе образуется направленная затопленная струя нефти над днищем резервуара, создаваемая пропеллером мешалки, а также происходит её угловое возвратное движение [1]. При этом происходит размыв тяжёлых донных отложений, т. е. осадка, находящихся на днище резервуаров, без вывода этих резервуаров из эксплуатации и происходит перемешивании массы нефти, находящейся в резервуаре.
При перемешивании массы нефти тяжёлые парафинистые отложения, осадки и механические примеси отрываются от днища, взвешиваются в общей массе нефти и затем откачиваются вместе с нефтью в другие резервуары или в магистральный нефтепровод. Мешалка имеет автоматический привод перемещения вала и способна работать непрерывно в течение нескольких суток, перемещая затопленную струю нефти по всей поверхности днища резервуара.
Системы размыва парафинистого осадка (например, СР-20000МН для резервуаров РВС-20000) также применяются для его размыва в процессе эксплуатации резервуаров. Они представляют собой стационарные устройства, монтируемые внутри резервуаров во время их строительства или капитального ремонта. В эти системы размыва предусматривается подача нефти зачистными или продуктовыми насосами.
При работе системы размыва и предотвращения накопления парафинистого осадка нефть, выходя из веерных кольцевых пригруженных сопел системы размыва, с большой скоростью распространяется по днищу резервуара, смывает осадок и взвешивает его в массе нефти. Взвешенный осадок удаляется из резервуаров вместе с нефтью при её откачке потребителям (на НПЗ, в магистральные нефтепроводы и т. п.).
Авторы настоящей статьи предполагают, что если мешалки и системы размыва осадка способны перемешивать всю массу нефти при нормальной эксплуатации нефтяных резервуаров, то, будучи выключёнными в работу при пожаре, они будут предотвращать образование гомотермического слоя или способствовать его разрушению (если он уже образовался или начал образовываться), а также будут разрушать водяную подушку, интенсивно перемешивая воду с нефтью. Обоснование предположений авторов настоящей статьи изложено в примере ниже.
Пример.
Резервуары для хранения мазута оборудованы циркуляционным подогревом. Температура топлива в резервуарах поддерживается на уровне 80 °С, температура мазута на выходе из подогревателя - около 95 °С. Циркуляционный подогрев мазута в настоящее время принят в качестве основного метода подогрева мазута в мазутных хозяйствах теплоэлектростанций. Циркуляционный подогрев заключается в том, что мазут отбирается из нижней части резервуара и насосом прокачивается через внешний подогреватель. Мазут, подогретый во внешнем подогревателе, по напорному трубопроводу через насадки сбрасывается в нижнюю часть резервуара к центру сечения или в сторону противоположную отводу мазута. Для лучшего всасывания мазута насосом резервуар оборудуется местным секционным подогревателем. Циркуляционный контур включает в себя: резервуар, всасывающий трубопровод, насос рециркуляции, подогреватель рециркуляции, напорный трубопровод, распределительный коллектор и насадки. В резервуаре мазут растекается в виде затопленных струй, которые обеспечивают эффективное перемешивание мазута и его однородность и препятствуют осаждению карбоидов.
Применение циркуляционного подогрева повышает надёжность работы котельных агрегатов. Благодаря эффективному перемешиванию происходит тонкое диспергирование влаги и равномерное распределение её по всему объёму топлива (мазут), исключающее возможность образования отдельных включений воды. При циркуляционном подогреве внешний подогреватель и насос могут обслуживать группу резервуаров, и наоборот.
Как и было заявлено авторами настоящей статьи, системы циркуляции будут предотвращать образование гомотермического слоя или способствовать его разрушению, а также будут разрушать водяную подушку.
Следовательно, мешалки и системы размыва осадка, смонтированные в нефтяных РВС, и системы рециркуляции, смонтированные в мазутных резервуарах, находящиеся в работоспособном состоянии, целесообразно использовать при тушении пожаров горящих открытым пламенем резервуаров, а также для разрушения или предотвращения образования гомотермического слоя и, следовательно, предотвращения выбросов горящих нефти и мазута.
Руководителям тушения пожара в резерву-арных парках при тушении горящих нефтяных и мазутных резервуарах следует иметь в виду, что во всех нефтяных и мазутных РВС, находящихся в эксплуатации, имеется слой подтоварной воды, поэтому целесообразно обеспечить его удаление (дренирование) средствами, предусмотренными проектом, перед включением мешалок, подачей нефти в систему размыва осадка или включением системы рециркуляции мазута в горящем резервуаре. Оставшаяся после дренирования вода будет перемешиваться вместе с размытыми парафинистыми или мазутными отложениями и механическими примесями с нефтью или мазутом, находящимися в горящем резервуаре, и может откачиваться из него насосами.
В соответствии с требованиями п. 13.2.3 СП 155.13130.2014 «Склады нефти и нефтепродуктов. Требования пожарной безопасности» наземные резервуары для нефти и нефтепродуктов объёмом 5000 м3 и более должны быть оборудованы системами автоматического пожаротушения. Однако, согласно статистике, в тушении большей части пожаров в резервуарах установленные в них автоматические установки пенного пожаротушения не используются в связи с выходом из строя хотя бы одного пеногенератора в начале пожара. Например, в резервуарах со стационарной крышей пожар, как правило, начинается с взрыва паровоздушной смеси в его свободном пространстве, что приводит к подрыву или отрыву крыши, отрыву стенок от днища, повреждению части пеногенераторов, их диафрагм, установленных на верхних поясах стенок РВС, или трубопроводов, по которым подводится к ним раствор пенообразователя.
Практика показывает, что если хотя бы один из пеногенераторов типа ГПСС-2000 или ГВПС-2000, установленных на верхнем поясе стенок РВС со стационарной крышей, выходит из строя или диафрагмы некоторых пеногенераторов не вскрываются, то количество пены, подаваемой в горящий резервуар, будет недостаточным для ликвидации горения.
Тушение горящих открытым пламенем нефтяных и мазутных резервуаров передвижной пожарной техникой, как правило, производится традиционным способом - подачей пены средней или низкой кратности на поверхность горящей жидкости при помощи пеногенераторов, пеномониторов или установок типа «Пурга». При этом пожары в нефтяных и мазутных резервуарах нередко принимают затяжной характер, иногда сопровождаются вскипаниями и выбросами нефти или мазута, что приводит к их распространению на соседние резервуары, здания и сооружения, а иногда к травмированию и гибели участников тушения пожара, работников резервуарных парков и нефтебаз, к повреждению или уничтожению пожарной техники (пожарные рукава, пожарные автоцистерны, пеноподъёмники и т. п.). При увеличении площади разлива вышедшей из горящего резервуара жидкости требуется увеличение количества пенообразователей и воды для тушения и охлаждения соседних с горящим резервуаров и резервуаров, оказавшихся в зоне разлива горящей жидкости.
Горение нефти или мазута в резервуаре можно ликвидировать не только подачей огнегасительных средств в очаг пожара, но также с помощью их откачки из зоны горения: после удаления из зоны горения горючего вещества горение прекращается [7, 8]. Однако в России откачка горящих жидкостей при тушении горящих открытым пламенем РВС производится редко из-за боязни угрозы их выбросов.
Вместе с тем при пожарах на всех типах РВС (со стационарной крышей, с понтоном или плавающей крышей) нередко возникает необходимость откачки нефти, мазута или других нефтепродуктов
из горящего резервуара через технологические трубопроводы в другие резервуары резервуарного парка, либо в танкеры, находящиеся под загрузкой, либо в специальные аварийные резервуары, предназначенные для сброса в них нефти, мазута или других нефтепродуктов из горящих резервуаров, либо в магистральный нефтепровод (при его наличии), а из него - в свободные или не полностью заполненные резервуары головных нефтеперекачивающих станций, находящиеся на значительных расстояниях (400-800 км и более) от резервуарного парка, в котором произошел пожар.
Откачку нефти, мазута или других нефтепродуктов из горящих открытым пламенем резервуаров рекомендуется производить в следующих экстремальных ситуациях: горящая жидкость выходит в обвалование при повреждении стенки или сварного шва РВС, соединяющего днище со стенкой резервуара, или при прогорании прокладок у коренных задвижек приёмо-раздаточных патрубков; количества сил и средств для проведения пенной атаки недостаточно; количества воды для тушения и охлаждения горящего и соседних с ним резервуаров недостаточно, система подслойного тушения не смонтирована, а существующая автоматическая или полуавтоматическая система пожаротушения и система охлаждения вышли из строя, и пожар не удалось ликвидировать в начальной стадии его возникновения [1, 9].
Некоторые особенности откачки из горящих резервуаров приведены в приложении 8 в работе [7]. Следует иметь в виду, что откачку нефти, мазута или других нефтепродуктов из горящих открытым пламенем резервуаров возможно производить до минимально возможного уровня, так как полностью откачать нефть и нефтепродукты из стальных вертикальных резервуаров типа РВС, РВСП, РВСПК невозможно, вследствие того, что приёмо-раздаточные патрубки в них расположены в нижней части стенки на расстоянии 0,35-0,5 м от днища.
Полностью откачать нефть из стальных вертикальных нефтяных или мазутных резервуаров можно только в том случае, если их днище имеет коническую форму (конус направлен вниз) и приёмо-раздаточные патрубки в них размещены в нижней части конусного днища.
СХЕМА БЕЗОПАСНОЙ И БЫСТРОЙ КОНТРОЛИРУЕМОЙ ОТКАЧКИ НЕФТИ ИЗ ГОРЯЩЕГО ОТКРЫТЫМ ПЛАМЕНЕМ РЕЗЕРВУАРА
1. Если резервуары оборудованы мешалками типа «Дио-
ген», «Тайфун» или аналогичными им и одним или двумя приёмо-
раздаточными патрубками (ПРП), то после включения в работу указанных мешалок откачка нефти из горящего резервуара может производиться по одному или одновременно по двум трубопроводам, например: двумя или тремя продуктовыми насосами (по расходному трубопроводу); зачистным насосом и одним или двумя насосами внутрипарковой перекачки (по второму трубопроводу) в резервуары, расположенные на безопасных расстояниях от горящих, находящиеся на отстое или не полностью заполненные резервуары резервуарного парка нефтебазы или линейной производственно-диспетчерской станции, в танкеры,
находящиеся под загрузкой, в специальные аварийные резервуары, предназначенные для сброса в них нефти из горящих резервуаров, а также в магистральный нефтепровод, а из него -в свободные или не полностью заполненные резервуары головных нефтеперекачивающих станций. Мешалки можно включать как перед, так и в процессе откачки, и работать они могут в течение всего периода откачки до достижения горящей нефтью минимально возможного уровня взлива или до вхождениия насоса, задействованного на откачку, имеющего самую низкую производительность, в режим кавитации.
2. Если резервуары оборудованы системами размыва и предотвращения накопления парафинистого осадка (например, типа СР-20000МН, СР-50000МН или другими) и двумя приёмо-раздаточными патрубками (в данном случае не рассматриваются РВС, оборудованные одним приёмо-раздаточным патрубком), то откачка нефти из горящего резервуара может производиться по одному (расходному) приёмо-раздаточному патрубку (трубопровод) тремя или четырьмя продуктовыми насосами в резервуары, расположенные на безопасных расстояниях от горящих, находящиеся на отстое, или в не полностью заполненные резервуары резервуарного парка нефтебазы. По второму приёмо-раздаточному патрубку в это же время должна производиться закачка нефти в горящий резервуар зачистным насосом или одним из насосов внутрипарковой перекачки. Отбор нефти для закачки в горящий резервуар по второму трубопроводу может осуществляться из любого полностью или частично заполненного нефтяного резервуара, находящегося в резервуарном парке.
Откачку из горящего резервуара в период закачки нефти в систему размыва парафинистых отложений зачистным насосом следует продолжать продуктовыми насосами (тремя, двумя или одним насосом, в зависимости от появления признаков начала кавитации) по расходному трубопроводу. При откачке нефти из горящего резервуара можно регулировать минимально возможный уровень взлива нефти: сначала можно производить откачку четырьмя, тремя или двумя насосами, затем, когда наблюдается начало кавитации, надо выключить один или два насоса, а откачку производить оставшимися насосами. При повторном появлении кавитации следует выключить ещё один насос, после этого откачка может быть продолжена зачистным насосом или одним из насосов внутрипарковой перекачки. Цикл повторяется до момента, при котором откачка будет производиться одним насосом с самой меньшей производительностью, который должен быть остановлен при вхождении в режим кавитации [9].
Рекомендуется при появлении признаков начала кавитации насоса с меньшей производительностью частичным перекрытием задвижки на его напорной линии обеспечить откачку горящей жидкости из резервуара до достижения минимально возможного уровня взлива.
Если суммарная производительность насосов, задействованных на откачку нефти из горящего РВС (например, РВС-20000), будет 8 000-12 000 м3/ч, то время откачки из максимально заполненного резервуара (19 000 м3) до минимально возможного уровня взлива 1,1-1,4 м может находиться в пределах от 2 до 2,5 ч.
В мазутонасосных помещениях установлены рабочие мазутные насосы, перекачивающие мазутные насосы и дренажные мазутные насосы. Дренажным мазутным насосом можно производить
следующие операции: перемешивать мазут в резервуаре, откачивать отстой из резервуара, перекачивать мазут из резервуара в любой другой мазутный резервуар, откачивать дренаж из приямка в любой другой резервуар, подавать обводнённый мазут на форсунки паровых котлов, таким образом, после остановки рабочих и перекачивающих мазутных насосов откачку следует продолжить дренажным мазутным насосом.
Если из горящего резервуара откачивается мазут, перемешиваемый системой рециркуляции, или нефть, перемешиваемая одной или двумя мешалками или системой размыва осадка, то будет, во-первых, предотвращено образование гомотерми-ческого слоя, во-вторых, будет разрушен и частично удалён слой подтоварной воды, а также исключён выброс горящей жидкости. Однако если при достижении минимально возможного уровня взлива горящей жидкости будет принято решение о тушении пожара методом контролируемого выжигания нефти, мазута или другого нефтепродукта, склонного к выбросам, то не исключено, что произойдёт осаждение остатков воды, перемешанной с указанными горящими жидкостями (образуется водяная подушка), а также из РВС может произойти небольшой выброс или вскипание нефти или нефтепродукта, но большой опасности они представлять не будут, так как количество горящей жидкости, оставшейся после
откачки, будет сравнительно небольшим, и она практически будет догорать.
Вместе с тем руководители, ответственные за безопасность работ при тушении пожаров резервуаров с нефтью, мазутом или другими нефтепродуктами, склонными к выбросам, должны заранее рассчитывать время возможного вскипания и выброса горящих жидкостей, обеспечить наблюдение за характером горения в резервуарах. Выбросу и вскипанию предшествуют: возникший глухой шум, характерный для кипящей жидкости, заметно увеличивающаяся высота и яркость пламени (от ярко-красного до желтоватого), уменьшение количества дыма, появление отдельных хлопков (потрескиваний) и вибрация стенок горящего резервуара, особенно верхних поясов [7].
Для обеспечения безопасности личного состава пожарной охраны и работников резервуарного парка при угрозе выброса нефти, мазута или других нефтепродуктов, склонных к выбросам, следует установить сигналы опасности и довести их до лиц, участвующих в тушении, при которых люди отходят на безопасное расстояние, пожарные автомобили (по возможности) следует устанавливать с наветренной стороны на расстоянии не менее 100 м, обслуживающий персонал и пожарных работников, не занятых в тушении пожара, необходимо удалять из опасной зоны [10].
ЛИТЕРАТУРА
1. Клубань В. С., Федосеева Е. В. О возможности предотвращения выбросов нефти из горящих вертикальных стальных резервуаров // Пожары и чрезвычайные ситуации: предотвращение, ликвидация. 2016. № 1. С. 60-65.
2. Блинов В. И., Худяков Г. Н, Петров И. И. О механизме тушения горения нефтепродуктов в резервуарах путём перемешивания их воздухом // Информационный сборник ЦНИИПО «Механизм тушения пламени нефтепродуктов в резервуарах». М.: ЦНИИПО НКВД СССР, Минкоммунхоз РСФСР, 1958. С. 34-38.
3. Корольченко А. Я., Корольченко Д. А. Пожаровзрывоопас-ность веществ и материалов и средства их тушения. Справочник. В 2-х т. Т. 2. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Пожнаука, 2004. 774 с.
4. Савельев П. С. Пожары-катастрофы. Монография. М.: Первая образцовая типография, 2003. 432 с.
5. Швырков С. А. Пожарный риск при квазимгновенном разрушении нефтяного резервуара. Монография. М.: Академия ГПС МЧС России, 2015. 289 с.
6. Волков О. М. Пожарная безопасность резервуаров с нефтепродуктами. Монография. СПб.: Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого (СПбПУ), 2010. 398 с.
7. Руководство по тушению нефти и нефтепродуктов в резервуарах и резервуарных парках. М.: ГУ ГПС МВД России, ВНИИПО МВД России, МИПБ МВД России, 2000. 80 с.
8. Швырков С. А, Горячев С. А, Сучков В. П., Клубань В. С., Петров А. П., Назаров В. П., Рубцов В. В., Сонечкин В. М, Воробьёв В. В., Панасевич Л. Т., Молчанов С. В., Рубцов Д. Н. Пожарная безопасность технологических процессов. Учебник. М.: Академия ГПС МЧС России, 2012. 388 с.
9. Клубань В. С., Фам Х. К. О безопасной откачке нефти и нефтепродуктов из горящих резервуаров [Электронный ресурс] // Технологии техносферной безопасности. 2013. Вып. 5 (51). Режим доступа: http://agps-2006.narod.ru/ttb/2013-5/24-05-13.ttb.pdf (дата обращения 16.05.2018).
10. Клубань В. С., Фам Х. К., Юрьев В. И. Организационно-технические мероприятия, обеспечивающие откачку нефти или нефтепродуктов из горящего открытым пламенем резервуара // Материалы III Международной научно-практической конференции «Пожаротушение: проблемы, технологии, инновации». Москва, Академия ГПС МЧС России, 2014. С. 90-93.
Материал поступил в редакцию 28 июня 2018 года.
Vladimir KLUBAN
Doctor of Philosophy in Engineering Sciences, Associate Professor State Fire Academy of EMERCOM of Russia, Moscow, Russia E-mail: klvls@mail.ru
Lyudmila PANASEVICH
State Fire Academy of EMERCOM of Russia, Moscow, Russia E-mail: ltpan@mail.ru
SAFE OIL AND FUEL OIL PUMPING FROM BURNING VERTICAL STEEL TANKS
ABSTRACT
Purpose. When extinguishing burning tanks with oil, fuel oil and other heavy-oil products there are sometimes eruptions and boiling over of burning liquid sometimes occur, which often lead to casualties and destruction of fire equipment. Protection from the eruption of burning oil, fuel oil and other heavy-oil products in Russia is currently limited to preventing the occurrence of fire in tanks and its rapid extinguishing (before the eruption). To prevent eruptions, it is proposed to mix burning oil and fuel oil in the burning vertical steel tanks (if conditions exist).
Methods. The safety of pumping oil and fuel oil from burning tanks is influenced by a lot of factors, the main of which are: oil and fuel oil water cut, the innage level, the presence of water bottom, the duration of pumping. It is shown that when pumping liquid from a burning tank it is possible to regulate the time (duration) of pumping and the minimum possible innage level due to sequential pumping first by three or two pumps, then - when the vortex formation or the beginning of cavitation occurs - by two or one pump.
Findings. It is proven that one of the most effective ways to provide safety when fighting fires in vertical steel tanks and their successful localization should include pumping oil and fuel oil to other tanks, main pipelines, emergency pits, etc. with technological
pumps. To prevent eruptions and boiling over of burning oil and fuel oil in case of tank fires it is proposed to perform their intense forced mixing by systems of bottom sediments erosion and circulation systems for fuel oil.
Research application field. The practical application of the method of oil and fuel oil safe pumping from burning tanks will ensure safety of fire protection personnel and facility personnel involved in extinguishing fires, will minimize the amount of burnt liquids due to the relatively rapid fire localization, as well as prevent the cascade fire development in tank farms. It is revealed that oil and fuel oil pumping from the burning vertical steel tanks should be based on the condition of their pumping to the minimum possible level, determined by the breakthrough of the gas phase in the pumps during vortex formation and pumps cavitation.
Conclusions. Applying the method of oil and fuel oil safe pumping from the tanks burning with an open flame will provide effective firefighting, minimize the risk of deaths among people involved in fire extinguishment and destruction of fire equipment, as well as improve the efficiency of their extinguishment.
Key words: emission, fire, tank farm, homothermal layer, water bottom, oil mixing, fuel oil circulation.
REFERENCES
1. Kluban V.S., Fedoseeva E.V. About the possibility of preventing oil blowout from burning vertical steel tanks. Pozhary i chrezvychainye situatsii: predotvrashchenie, likvidatsiia, 2016, no. 1, pp. 60-65. (in Russ.).
2. Blinov V.I., Khudyakov G.N., Petrov I.I On the mechanism of extinguishing the burning of petroleum products in tanks by mixing them with air. Informatsionnyy sbornik "Mekhanizm tusheniya plameni nefteproduktov v rezervuarakh" Tsentralnogo nauchno-issledovatelskogo instituta pozharnoy okhrany NKVD SSSR [Information proceedings of the materials "The mechanism of extinguishing the flame of petroleum products in tanks" of the Central Scientific Research Institute of Fire Protection of the People's Commissariat of Internal Affairs of the USSR]. Moscow, Central Scientific Research Institute of Fire Protection of the People's Commissariat of Internal Affairs of the USSR Publ., Ministry of Housing and Communal Services of the Russian Soviet Federative Socialist Republic Publ., 1958, pp. 34-38.
3. Korolchenko A.Ya., Korolchenko D.A. Pozharovzryvoopasnost veshchestv i materialov i sredstva ikh tusheniya [Fire and explosion
hazard of substances and materials and their extinguishing agents]. Moscow, Pozhnauka Publ., 2004. 774 p.
4. Savelev P.S. Pozhary-katastrofy [Fire crashes]. Moscow, Pervaya obraztsovaya tipografiya Publ., 2003. 432 p.
5. Shvyrkov S.A. Pozharnyy risk pri kvazimgnovennom razrushenii neftyanogo rezervuara [Fire risk for quasimagnetically destroying an oil reservoir]. Moscow, State Fire Academy of EMERCOM of Russia Publ., 2015. 289 p.
6. Volkov O.M. Pozharnaya bezopasnost rezervuarov s nefteproduktami. Saint Petersburg: St. Petersburg Polytechnic University of Peter the Great (SPbPU) Publ., 2010. 398 p.
7. Rukovodstvo po tusheniyu nefti i nefteproduktov v rezervuarakh i rezervuarnykh parkakh [Guidelines for extinguishing oil and oil products in tanks and tank farms]. Moscow, General Directorate of the State Fire Service of the Ministry of Internal Affairs of Russia Publ., All-Russian Research Institute for Fire Protection of the Ministry of Internal Affairs of Russia Publ., Moscow Institute of Fire Safety of the Ministry of Internal Affairs of Russia Publ., 2000. 80 p.
© Kluban V., Panasevich L., 2018
49
8. Shvyrkov S.A., Goryachev S.A., Suchkov V.P., Kluban V.S., Petrov A.P., Nazarov V.P., Rubtsov V.V., Sonechkin V.M., Vorobev V.V., Panasevich L.T., Molchanov S.V., Rubtsov D.N. Pozharnaya bezopasnost tekhnologicheskikh protsessov [Fire safety of technological processes]. Moscow, State Fire Academy of EMERCOM of Russia Publ., 2012. 388 p.
9. Kluban V.S., Pham H.Q. About save pumping out oil and oil products from the burning tanks. Tekhnologii tekhnosfernoi bezopasnosti: internet-zhurnal, no. 5 (51), available at: http://agps-2006.narod.ru/ ttb/2013-5/24-05-13.ttb.pdf (accessed May 16, 2018). (in Russ.).
10. Kluban V.S., Pham H.Q., Yuriev V.I. Organizatsionno-tekhnicheskie meropriyatiya, obespechivayushchie otkachku nefti ili nefteproduktov iz goryashchego otkrytym plamenem rezervuara. Mat-ly III Mezhdunar. nauch.-prakt. konf. "Pozharotushenie: problemy, tekhnologii, innovatsU' [Organizational and technical measures to ensure the pumping of oil or oil products from an open fire-flame reservoir. Proceedings of the 3rd Inter. sci. and pract. conf. "Firefighting: Problems, Technologies, Innovations"]. Moscow, State Fire Academy of EMERCOM of Russia Publ., 2014, pp. 90-93. (in Russ.).
