Тема: «Пожарная безопасность предприятий по переработке и хранению горючих газов.

Защита аппаратов, зданий и сооружений от разрушения при взрыве. Транспортировка

горючих газов»

1.

Пожарная безопасность предприятий по переработке и хранению горючих

газов.

Территория склада с резервуарами мазута, дизельного или другого вида жидкого топлива

(нефтепродуктов) должна быть огорожена несгораемым ограждением высотой не ниже 2

м, если склад находится вне территории предприятия.

Размещение других производств или вспомогательных служб на территории склада не

допускается.

Проездные дороги на складе с резервуарами нефтепродуктов должны иметь освещение,

соединяться с дорогами общего пользования, находиться в исправном состоянии,

своевременно ремонтироваться, а в зимнее время очищаться от снега.

Территорию склада с нефтепродуктами необходимо регулярно очищать от сгораемых

отходов.

Периодически необходимо скашивать траву, в том числе на откосах и обвалованиях

резервуаров, и вывозить ее за пределы склада.

На территории склада с нефтепродуктами запрещается:



Устанавливать временные инвентарные здания и бытовые вагончики, а также

хранить различные материалы и оборудование, не относящиеся к технологии

переработки или хранения нефтепродуктов.



Разводить костры.



Применять открытый огонь для осмотра и отогревания труб, а также курить вблизи

резервуаров

с

нефтепродуктами,

в

насосной,

в

камерах

задвижек

и

вспомогательных помещениях.

Места разлива мазута, дизельного топлива или других нефтепродуктов, в том числе

внутри обвалования резервуаров, следует немедленно зачищать и засыпать песком.

Устройство и высота обвалования наземных резервуаров должны соответствовать

нормативным требованиям.

Допускается устройство двух переездов шириной не менее 4 м через обвалование для

механизированных средств пожаротушения. При их выполнении не должны быть

нарушены целостность и высота обвалования, а также проезды по территории

резервуарного парка.

В весеннее время, а также после обильных атмосферных осадков за состоянием откосов

обсыпных резервуаров и их обвалованиями должно быть установлено постоянное

наблюдение. Результаты осмотра должны заноситься в оперативный журнал. Оползни и

другие нарушения следует устранять в кратчайшие сроки.

При прокладке или замене трубопроводов, проходящих через обвалование наземных

резервуаров, прорытые траншеи по окончании работ должны быть немедленно засыпаны

и обвалование восстановлено. При длительных перерывах в работе (окончание смены,

праздничные, выходные дни) следует выполнять временное обвалование нормативной

высоты для резервуаров.

Для измерения уровня и отбора проб нефтепродуктов должны, как правило, применяться

стационарные системы измерительных устройств.

В исключительных случаях допускается выполнять указанные операции вручную через

люки, но в дневное время суток. Люки для взятия проб по внутренней стороне должны

иметь защитные кожухи из металла, не вызывающего искрообразования.

Запрещается отбирать пробы из резервуаров с легковоспламеняющимися жидкостями во

время их откачки или заполнения.

При осмотрах резервуаров, а также при замерах и отборе проб обувь у обслуживающего

персонала должна быть такой, чтобы исключалось искрообразование, а одежда - из

тканей,

не

накапливающих

зарядов

статического

электричества.

Для

освещения

необходимо применять только аккумуляторные фонари во взрывобезопасном исполнении.

Главный технический руководитель энергетического предприятия должен установить

порядок контроля за коррозионным состоянием металлических резервуаров, особенно в

которых хранится высокосернистый мазут, а также периодичность очистки этих

резервуаров от отложений, ремонта теплоизоляции (при ее наличии), арматуры и других

элементов конструкции.

Ремонт резервуаров, цистерн, емкостей и т.п. должен производиться только после полного

освобождения их от горючих жидкостей, отсоединения от них трубопроводов, открытия

всех люков, тщательной очистки (пропарки и промывки), отбора проб воздуха для анализа

на отсутствие взрывоопасной концентрации. О всех подготовительных работах делается

запись в оперативном журнале цеха.

Запрещается

заполнять

резервуары,

давшие

осадку,

имеющие

неисправности

соединительных трубопроводов, сальниковых набивок, задвижек управления, системы

пожаротушения (при ее наличии), измерительных устройств и другие конструктивные

недостатки, влияющие на обеспечение их безопасной эксплуатации.

Стационарные установки пожаротушения наземных металлических резервуаров (которые

оснащаются по действующим строительным нормам в зависимости от их емкости)

должны быть в исправном состоянии и работать в автоматическом режиме.

Трубопроводы пожаротушения и орошения резервуаров (при их наличии) должны быть

окрашены в красный цвет.

Установленные в закрытых помещениях резервуары для хранения энергетических масел

должны иметь устройства для замера уровня жидкости и предотвращения ее перелива.

Дренажные устройства в этих помещениях должны постоянно содержаться в исправном

состоянии.

Хранение нефтепродуктов в таре на открытых площадках и в специальных помещениях

должно осуществляться в соответствии со строительными нормами на склады нефти и

нефтепродуктов.

При открытом хранении горючих жидкостей в таре площадки, так же как и резервуары,

должны иметь обвалование, препятствующее растеканию жидкостей.

В закрытых хранилищах нефтепродуктов запрещается их хранение в неисправной или

открытой таре. Ящики для хранения обтирочных материалов должны стоять вне

хранилища.

Для отвинчивания пробок и открывания крышек бочек должны применяться инструменты

из металла, не вызывающего искрообразование.

Для уменьшения нагрева от солнечных лучей резервуары и нефтепроводы должны

окрашиваться красками светлых тонов или покрываться металлом (при использовании

теплоизоляции) со светлоотражательными свойствами (алюминиевый лист, оцинкованное

железо и т.п.).

Устройства удаления воды из обвалований резервуарного парка должны поддерживаться

в работоспособном состоянии.

Запрещается внутри обвалований резервуаров устанавливать запорную арматуру, за

исключением устройства коренных задвижек.

Электросварка,

газорезка и другие огнеопасные работы должны проводиться в

соответствии с требованиями гл. 22 настоящих Правил и с оформлением нарядов в

установленном порядке.

В производственных зданиях, а также на территории склада нефтепродуктов и в его

производственных

помещениях

должны

быть

установлены

знаки

безопасности

(предписывающие, запрещающие, указательные и т.п.) по действующему стандарту.

Проезды и переходы через трубопроводы и обвалования резервуаров необходимо

регулярно обследовать и ремонтировать.

Запрещается выполнение переходов из

сгораемых материалов.

Тоннели, камеры задвижек и каналы трубопроводов следует содержать в чистоте,

регулярно очищать от пролитых нефтепродуктов, воды и других веществ. Запрещается в

указанных помещениях хранить сгораемые материалы.

Технологические требования к оборудованию, зданиям и сооружениям складов по

хранению и транспортировке топлива должны соответствовать ПТЭ.

Устройства

молниезащиты,

электроосвещения

зданий

и

территории

складов

нефтепродуктов, сливных причалов (пирсов), а также охранного освещения по периметру

должны содержаться в исправном состоянии.

Железнодорожные пути, эстакады, трубопроводы, устройства для разогрева цистерн,

гибкие шланги с металлическими наконечниками и другое оборудование должны быть

заземлены. За надежностью заземления устанавливается контроль в соответствии с

действующими ПУЭ.

Электрооборудование,

переносной

электроинструмент

и

установки

пожарной

сигнализации в производственных помещениях или у открытых установок должны

соответствовать

требованиям

ПУЭ

исходя

из

классификации

взрывоопасных

и

пожароопасных зон.

В

соответствии

с

действующими

нормами

за

электроустановками,

системами

технологической и пожарной автоматики, а также кабельным хозяйством должен быть

установлен постоянный технический надзор. Выявленные при осмотрах нарушения в

электродвигателях, осветительной аппаратуре, аппаратах защиты и особенно в системах

пожаротушения следует немедленно устранять.

Запрещается

монтаж

транзитных

и

прокладка

временных

электропроводок

в

технологических помещениях и закрытых складах нефтепродуктов.

Канализационные колодцы, трапы, лотки и каналы должны систематически проверяться

для обнаружения и исключения образования взрывоопасных концентраций паров

нефтепродуктов и токсичных газов.

Технический надзор за системами пожарной защиты и противопожарного водоснабжения

и их эксплуатация должны проводиться в соответствии с требованиями настоящих

Правил.

Сливные эстакады и причалы

На сливных эстакадах жидкого топлива (нефтепродуктов) лотки должны быть постоянно

закрыты

несгораемыми

съемными

плитами,

а

в

местах

установки

и

слива

железнодорожных цистерн - откидными крышками.

Гидравлические затворы необходимо систематически осматривать и очищать.

Бетонированные площадки эстакад и причалов, их бортовые ограждения (от растекания

нефтепродуктов) следует периодически осматривать и ремонтировать для устранения

выбоин и трещин.

Перед началом сливных операций должны проверяться правильность открытия всех

сливных устройств и задвижек, плотность соединений гибких шлангов или труб на

причалах, а также береговых устройств заземления нефтеналивных судов. После сливных

операций необходимо убирать пролитые нефтепродукты.

Во время слива жидких нефтепродуктов должны применяться переносные лотки или

кожухи для исключения разбрызгивания.

При сборке или разборке соединительных трубопроводов на причалах, а также при

открытии сливных устройств нефтеналивных судов и железнодорожных цистерн должны

применяться инструмент, фланцевые и муфтовые соединения или приспособления, не

дающие искрообразования. При швартовке судов с нефтепродуктами и креплении их к

причалу должны применяться неметаллические канаты.

Нефтеналивные суда, пришвартованные к причалу, должны заземляться до соединения

трубопроводов со сливными устройствами. Заземление следует снимать только после

окончания сливных операций и разъединения трубопроводов со шлангами причала и

судна.

Обслуживающий персонал причала и судна обязан вести постоянное наблюдение за

ходом сливных работ и состоянием оборудования. Образовавшиеся течи мазута должны

немедленно устраняться, а при невозможности их быстрого устранения сливные операции

должны прекращаться до полного устранения дефектов оборудования.

Трубопроводы для слива продуктов из нефтеналивных судов должны оборудоваться

аварийной задвижкой, которая устанавливается на расстоянии не менее 30 м от причала.

Запрещается движение паровозов и тепловозов по железнодорожным путям сливных

эстакад. Железнодорожные цистерны под слив должны подаваться и выводиться плавно,

без толчков и рывков.

Отогревание застывших нефтепродуктов должно производиться только паром или в

специальных тепляках. Запрещается применение открытого огня.

При подогреве мазута в железнодорожных цистернах открытым паровым устройством его

следует включать в работу только после полного погружения шланга в мазут.

Подогрев в цистернах и других емкостях (лотках) должен быть на 15 °С ниже

температуры вспышки этих нефтепродуктов, но не выше плюс 90 °С.

При сливе топлива (нефтепродуктов) и других горючих жидкостей с температурой

вспышки ниже 120 °С (за исключением мазута) сливные устройства должны быть

закрытого исполнения (гибкий шланг с наконечником или фланцевое соединение). Длина

шлангов должна быть такой, чтобы можно было опускать их до дна железнодорожных

цистерн. Наконечники (фланцы) шлангов должны изготавливаться из материала,

исключающего возможность искрообразования при ударе.

Нижний слив легковоспламеняющихся нефтепродуктов допускается только через

герметизированные сливные устройства.

Запрещается слив указанного топлива в открытые сливные лотки.

В случае поступления на электростанцию жидкого топлива с температурой вспышки ниже

45 °С слив его запрещается, а груз должен быть переадресован.

Запрещается

слив

мазута,

дизельного

топлива

и

других

нефтепродуктов

на

железнодорожных сливных эстакадах и водных причалах во время грозы.

Запрещается при сливных операциях:



Вести работы, связанные с применением электрогазосварки или открытого огня,

ближе 30 м.



Применять для освещения переносные электролампы открытого исполнения, кроме

аккумуляторных во взрывобезопасном исполнении.

Присутствие лиц, не связанных с операциями по сливу нефтепродуктов.

Лестницы и трапы эстакад слива нефтепродуктов должны содержаться в чистоте и

своевременно ремонтироваться.

Слив мазута в специальных тепляках должен производиться в соответствии с

требованиями специальных правил пожаробезопасности для мазутных тепляков.

Помещения по подготовке и перекачке нефтепродуктов

Помещения

для

подготовки

и

перекачки

нефтепродуктов

(мазутонасосные,

маслонасосные, регенерации масла и т.п.) должны постоянно содержаться в чистоте.

Запрещается для очистки пола и оборудования применять легковоспламеняющиеся

жидкости.

Перед пуском установок должны проверяться исправность оборудования, герметичность

арматуры и трубопроводов, включение автоматических систем защиты и блокировки,

выполняться другие технические мероприятия, определенные ПТЭ, а также проверяться

готовность средств пожаротушения.

Течи нефтепродуктов на задвижках, фильтрах, фланцевых соединениях или уплотнениях

оборудования должны немедленно устраняться.

При обнаружении значительных поступлений нефтепродуктов, нарушающих нормальный

режим работы оборудования, должно быть включено резервное оборудование, а

поврежденное аварийно остановлено.

Запрещается в помещениях для подготовки и перекачки нефтепродуктов:

Хранить различные материалы и оборудование.

Оставлять промасленные (замазученные) обтирочные материалы на поддонах и у

оборудования.

Сушить на нагретых поверхностях оборудования и трубопроводах спецодежду и т.п.

Устраивать временные помещения для целей, не относящихся к данному производству.

Оборудовать постоянные сварочные посты в насосных помещениях.

Загромождать, даже временно, эвакуационные проходы и выходы из помещения любым

оборудованием и материалами.

Техническое состояние стационарно установленных автоматических газоанализаторов, а

также устройств звуковой и световой сигнализации о наличии в производственных

помещениях опасной концентрации паров в воздухе должно регулярно проверяться.

Результаты проверки должны вноситься в оперативный журнал.

Персонал обязан периодически контролировать целостность уплотнений кабелей и

трубопроводов несгораемым материалом при прохождении их через стены и перекрытия.

Маслоочистительные установки (сепараторы), установленные стационарно, должны иметь

исправную дренажную систему, а приемный бак грязного масла - мерное стекло с

защитным кожухом от повреждений. Под фильтр-прессами должны устанавливаться

поддоны для сбора масла и удаления его в специальную емкость.

При очистке масла должен быть установлен постоянный контроль за давлением,

температурой, вакуумом, непрерывностью подачи масла в маслоподогреватели.

Устройство электроподогрева и другое электрооборудование на маслоочистительных

установках должны соответствовать требованиям ПУЭ.

Посты первичных средств пожаротушения должны располагаться рационально для

возможности беспрепятственного и быстрого их использования при пожаре в помещениях

по перекачке и регенерации нефтепродуктов.

Оборудование маслоочистительных установок должно устанавливаться на несгораемых

основаниях.

Наливные устройства

Налив нефтепродуктов в автоцистерны и другие емкости должен проводиться на

специально оборудованных площадках с твердым покрытием.

Площадка должна иметь организованный сток (для удаления разлитых жидкостей) через

гидрозатвор в специальную сборную емкость, которая периодически должна очищаться.

Пролитые нефтепродукты должны немедленно убираться. Запрещается налив автоцистерн

на загрязненной нефтепродуктами площадке.

На наливной площадке должны быть установлены необходимые знаки безопасности и

вывешены основные требования по пожарной безопасности при наливе нефтепродуктов в

автоцистерны.

Наливное устройство должно быть оборудовано шлангами и трубами для налива

автоцистерн через верхнюю горловину. Указанные трубы и наконечники шлангов должны

быть изготовлены из металла, исключающего искрообразование при ударе о цистерну, и

заземлены. Длина шлангов должна позволять опускать их до дна цистерны, чтобы

нефтепродукты при наливе не разбрызгивались.

Нефтепродукты в автоцистерну должны наливаться при неработающем двигателе. Налив

при работающем двигателе допускается только в условиях низких температур, когда его

запуск может быть затруднен.

Автоцистерны,

предназначенные

для

перевозки

нефтепродуктов,

должны

быть

оборудованы заземляющими устройствами для присоединения к стационарному контуру

заземления наливного устройства.

Все

автоцистерны,

перевозящие

нефтепродукты,

должны

быть

снабжены

двумя

огнетушителями, кошмой и лопатой.

Глушители автоцистерн должны быть оборудованы искрогасителями и выведены вперед

(под двигатель или радиатор).

Запрещается въезд на наливную площадку неисправных автомобилей, а также их ремонт

на ее территории.

Водитель обязан контролировать процесс заполнения цистерн во избежание перелива.

Закрывать горловину цистерны крышкой следует осторожно, не допуская ударов.

На автоналивной эстакаде должны быть трос или штанга для буксировки автоцистерн.

2.

Транспортировка горючих газов.

Транспортировка

горючего

газа

от

источников

газоснабжения

к

потребителю

производится в основном по подземным газопроводам.

Для хранения и транспортировки горючих газов применяют также стальные баллоны, в

которых они находятся в сжатом, сжиженном или растворенном состоянии. После

прекращения отбора газа из баллона его вентиль закрывают, на штуцер вентиля

навертывают заглушку, а на горловину баллона навертывают колпак.

Компрессорные станции магистральных газопроводов осуществляют транспортировку

горючих газов по трубопроводам под давлением. Для транспортировки газа под

давлением используют компрессоры с электрическим, дизельным, газотурбинным или

газомоторным приводом.

В различных случаях, главным образом когда не требуется специальной транспортировки

горючих газов, при газопламенной обработке используются природные и городские газы

(в основном состоящие из метана с различными добавками), пиролизные газы ( продукты

пиролиза нефтяных отходов и мазута), а также сланцевые и нефтяные газы. Их составы

переменны в зависимости от исходного сырья и методов его переработки, в связи с чем

характеристики, приведенные в табл. IV. И, имеют достаточно широкие пределы.

Значительно более стабильным по составу и свойствам является водород. Технический

водород бесцветен и практически не имеет запаха.

В

технологических

процессах,

связанных

с

получением,

переработкой

и

транспортировкой горючих газов и паров, всегда имеется опасность существования

взрывчатых паро-газовых систем. Взрывоопасные смеси могут образоваться, например,

при утечке горючих газов в атмосферу, подсосе атмосферного воздуха в вакуумированные

аппараты, либо при неправильной работе технологических агрегатов, вследствие чего

газовые потоки направляются в линии, которые для них не предназначены. Многие

технологические процессы связаны с проведением реакций между компонентами, смеси

которых взрывчаты в определенном диапазоне составов. В ряде случаев регламент

процесса предусматривает образование горючей смеси, например при окислительном

пиролизе углеводородов. Наконец, ряд многотоннажных производств связан с синтезом и

использованием продуктов, способных к взрывному распаду: ацетилена, окиси этилена,

закиси азота, озона, тетрафторэтилена и других.

Вместе с тем следует строго выполнять требования правил ПУГ-69 и учитывать

рекомендации в отношении транспортировки горючих газов по трубопроводам.

Вместе с тем следует строго выполнять требования правил - - ПУГ-69 и учитывать

рекомендации в отношении транспортировка горючих газов по трубопроводам.

Сжигание газообразного топлива в промышленных печах имеет ряд существенных

преимуществ сравнительно с твердым топливом: удобство регулирования режимов печи;

уменьшение эксплуатационных расходов; легкость транспортировки горючих газов;

большая компактность печей, отапливаемых газом, чем печей с топками для твердого

топлива; обеспечение высоких гигиенических условий в рабочих помещениях.

Первые суда-газовозы строились как экспериментальные. В ходе их эксплуатации была

обоснована

возможность

транспортировки

горючих

газов

морем,

разработаны

принципиальные конструктивные решения, положенные впоследствии в основу проектов,

принимаемых за основу при строительстве газовозов.

3.

Особенности

развития пожаров

на объектах хранения

и

переработки

сжиженных углеводородных газов

Особенности развития пожаров на объектах с наличием сжиженных углеводородных

газов определяются свойствами этих газов.

При разгерметизации оборудования и выходе СУГ в атмосферу вследствие высокой

скорости испарения могут образовываться паровоздушные облака больших размеров,

зависящих от количества мгновенно вышедшего газа или скорости истечения, а также

климатических условий (скорости ветра, температуры воздуха).

Наиболее вероятной причиной аварийного истечения продукта является нарушение

герметичности оборудования в результате несоблюдения технологического процесса и

неисправности противоаварийных систем и устройств. Воспламенение происходит, как

правило, от постороннего источника, так как максимальная температура продукта ниже

температуры самовоспламенения.

Пожары на объектах хранения и переработки сжиженных углеводородных газов

характеризуются возможностью проявления в различном сочетании следующих опасных

сценариев:



теплового воздействия «пожара-вспышки»;



воздействия волны сжатия взрыва;



теплового воздействия струйного факела горящего газа;



теплового воздействия пламени при горении пролива;



теплового воздействия огневого шара.

Поскольку плотность паров большинства СУГ больше плотности воздуха, паровоздушные

облака могут дрейфовать в приземном слое атмосферы на значительные расстояния. При

загорании таких облаков может происходить их быстрое сгорание без взрыва в виде

вспышки либо сгорание со взрывом с образованием волны сжатия.

Сгорание

со

взрывом

с

образованием

волны

сжатия

может

произойти,

когда

паровоздушным облаком охвачены загроможденные участки территории (полузамкнутые

объемы, технологическое оборудование с высокой плотностью размещения, лесные

массивы), а также при попадании в облако открытых длинных труб, полостей, каверн.

При разгерметизации оборудования, в котором сжиженный газ находится под давлением,

образуются паровоздушные струи, загорание которых приводит к образованию веерных

струйных факелов, а также струйных факелов, близких к осесимметричным. Воздействие

таких факелов, имеющих зачастую большую длину, на оборудование приводит к его

повреждению и вовлечению в горение все большего и большего количества газа.

При тепловом воздействии струйного факела или горящего пролива на резервуары со

сжиженным газом возможно их разрушение с образованием огневых шаров с большими

радиусами смертельного поражения людей тепловым излучением.

При хранении сжиженных газов в изотермических наземных хранилищах большую

опасность представляет возможное разрушение таких хранилищ. Образующаяся в этом

случае гидродинамическая волна может разрушить обвалование или перехлестнуть через

него с образованием проливов больших площадей. При испарении сжиженного газа из

такого пролива образуются паровоздушные облака больших размеров. Горение таких

проливов может приводить к возникновению пожаров на близлежащих объектах.

Одной из особенностей пожаров на объектах хранения и переработки сжиженных

углеводородных газов является возможное цепное развитие пожара по принципу

«домино».

Поскольку при пожарах на объектах хранения и переработки сжиженных углеводородных

газов могут появляться различные опасные факторы, то для РТП очень важно правильно

прогнозировать развитие пожара с учетом принимаемых мер по его локализации и

ликвидации.

В целях предупреждения развития пожара и его ликвидации необходимо исходить из

следующего:



при невозможности прекращения поступления СУГ в открытое пространство

требуется обеспечить его контролируемое выгорание;



все действия по локализации пожара должны быть направлены на предупреждение

его развития и воздействия опасных факторов пожара на личный состав;



РТП должен своевременно оценить возможность появления опасных факторов,

которые могут угрожать здоровью или жизни личного состава, и обеспечить

своевременную эвакуацию в безопасную зону.

С этой целью для разработки оперативных планов тушения пожаров на объектах с

наличием СУГ следует использовать методы количественной оценки параметров

поражающих факторов аварий с пожарами и взрывами.

Методики по определению указанных факторов приведены в приложении к настоящим

рекомендациям.

При рассмотрении физико-химических свойств и показателей взрывоопасности СУГ

следует учитывать, что на практике, как правило, приходится иметь дело с двухфазной

системой жидкость - газ (пар). Возможно использование справочных данных [1].

Вместе с тем для оперативной оценки параметров опасных факторов пожара могут быть

использованы приведенные в соответствующих разделах настоящих рекомендаций

упрощенные зависимости и табличные данные.

4. Методики расчета СУГ

1. Методика определения удельной массы СУГ, испарившегося из пролива

Настоящая методика приведена в работе [8]. В ней показано хорошее согласие

получаемых результатов с экспериментальными данными.

Для сжиженных углеводородных газов (СУГ) при отсутствии данных допускается

рассчитывать удельную массу паров испарившегося СУГ m

СУГ

, кг ∙ м

-2

, по формуле

*

(1.1)

____________

*

Формула применима при температуре подстилающей поверхности от минус 50 до

плюс 40 °С.

где М - молярная масса СУГ, кг ∙ моль

-1

; L

ИСП

- мольная теплота испарения СУГ при

начальной температуре СУГ Т

ж

, Дж ∙ моль

-1

; Т

0

- начальная температура материала на

поверхность которого проливается СУГ, соответствующая расчетной температуре t

p

,

К; Т

ж

- начальная температура СУГ, К; λ

ТВ

- коэффициент теплопроводности материала, на

поверхность которого проливается СУГ, Вт ∙ м

-1

∙ К

-1

; а - эффективный коэффициент

температуропроводности материала, на поверхность которого проливается СУГ, равный

8,4 ∙ 10

-8

м

2

∙ с

-1

; t - текущее время, с, принимаемое равным времени полного испарения

СУГ;

- число Рейнольдса; U - скорость воздушного потока, м ∙ c

-1

; d -

характерный размер пролива СУГ, м; v

в

- кинематическая вязкость воздуха при расчетной

температуре t

p

, м

2

∙ с

-1

; λ

В

- коэффициент теплопроводности воздуха при расчетной

температуре t

р

, Вт ∙ м

-1

∙ K

-1

; t

p

- расчетная температура, °С. В качестве расчетной

температуры следует принимать максимально возможную температуру воздуха в данной

климатической

зоне

или

максимально

возможную

температуру

воздуха

по

технологическому регламенту с учетом возможного повышения температуры в аварийной

ситуации.

2. Методика определения растекания СУГ за пределы обвалования при

разрушении резервуара

Настоящая методика приведена в работе [9].

Относительное количество СУГ Q (%), перелившегося через обвалование вследствие

быстрого (в пределе квазимгновенного) разрушения резервуара зависит от отношения

высоты обвалования а к высоте столба СУГ в резервуаре h

o

и уклона подстилающей

поверхности b.

Рис. 2.1. Зависимость относительного количества жидкости Q, перелившейся через обва

лование, от параметра a/h

o

при различных наклонах подстилающей поверхности:

1 - b = -0,02; 2 - b = 0; 3 - b = 0,2

Уклон подстилающей поверхности b рассчитывают по формуле

b = Δa/L, (2.1)

где Δa - перепад высот подстилающей поверхности у резервуара и обвалования, м; L -

расстояние от резервуара до обвалования, м.

Относительное количество СУГ Q (%), перелившегося через обвалование, определяют

по

рис. 2.1 и 2.2.

Использование

графиков

для

определения Q допустимо

при

соотношении величин расстояния от резервуара до обвалования к диаметру резервуара от

2 до 5.

3. Методика определения максимальных размеров взрывоопасных зон при

испарении СУГ из проливов

В настоящей методике использованы зависимости, приведенные в работе [10].

Метод

расчета

зон,

ограниченных

нижним

концентрационным

пределом

распространения пламени (НКПР) паров СУГ, образующихся при испарении сжиженных

углеводородных газов из проливов, приведен для случая, когда размеры зон достигают

максимальных значений, а именно при неподвижной воздушной среде.

3.1. Размеры взрывоопасной зоны по горизонтали Х

нкпр

, Y

нкпр

и вертикали Z

нкпр

(м) для

паров СУГ, ограничивающие область концентраций, превышающих НКПР, вычисляют по

формулам

(3.1)

(3.2)

где т

п

- масса паров СУГ, поступивших в открытое пространство за время полного

испарения, кг; ρ

п

- плотность паров СУГ при расчетной температуре и атмосферном

давлении, кг ∙ м

-3

; Р

н

- давление насыщенных паров СУГ при расчетной температуре t

p

,

кПа; K -

коэффициент,

принимаемый

равным

T -

продолжительность

поступления паров СУГ в открытое пространство, с; С

нкпр

- нижний концентрационный

предел распространения пламени СУГ, % (об.).

3.2. Радиус R

б

(м) и высоту Z

б

(м) зоны, ограниченной НКПР паров СУГ, вычисляют

исходя из значений X

нкпр

, Y

нкпр

и Z

нкпр

.

При этом R

б

> Х

нкпр

, R

б

> Y

нкпр

и Z

б

> Z

нкпр

.

Геометрически зона, ограниченная НКПР паров СУГ, представляет собой цилиндр с

радиусом R

б

основания

и

высотой h

б

= Z

нкпр

при

высоте

источника

выброса

паров h < Z

нкпр

и h

б

= h + Z

нкпр

при h ≥ Z

нкпр

, где h - высота источника поступления паров

СУГ от уровня земли, м.

За начало отсчета зоны, ограниченной НКПР паров, принимают внешние габаритные

размеры аппаратов, установок, трубопроводов и т.п.

3.3. Во всех случаях значения Х

нкпр

, Y

нкпр

и Z

нкпр

должны быть приняты не менее 0,3 м.

4. Методика определения массовой скорости истечения СУГ из резервуаров под

давлением и трубопроводов

Настоящая методика приведена в работе [11].

4.1. При разгерметизации резервуаров (трубопроводов) для хранения СУГ под

давлением возможно истечение паровой (при разгерметизации выше уровня жидкости) и

жидкой (при разгерметизации ниже уровня жидкости) фаз. Соответственно следует

различать массовые скорости истечения паровой и жидкой фаз СУГ.

4.2. Массовую скорость истечения паровой фазы СУГ G

v

(кг ∙ с

-1

∙ м

-2

) вычисляют по

формуле

(4.1)

где Р

с

- критическое давление, Па (определяется по справочным данным); М - молярная

масса, кг ∙ моль

-1

; R - универсальная газовая постоянная, равная 8,31 Дж ∙ моль

-1

∙ К

-1

; Т

с

-

критическая температура, К (определяется по справочным данным);

P

R

= P/P

c

; (4.2)

Р - давление в резервуаре (трубопроводе), Па.

4.3. Массовую скорость истечения жидкой фазы СУГ G

I

(кг ∙ с

-1

∙ м

-2

) вычисляют по

формуле

(4.3)

где ρ

l

, ρ

v

- плотности жидкой и паровой фаз СУГ, кг ∙ м

-3

(определяют по справочным

данным);

T

R

= Т/Т

с

; (4.4)

T - температура СУГ, находящегося в резервуаре (трубопроводе), К.

5. Методика определения размеров взрывоопасных зон при истечении СУГ из

трубопровода

Настоящая методика получена на основании обработки экспериментальных данных по

размерам взрывоопасных зон и приведена в работе [12].

Горизонтальный

размер

взрывоопасной

зоны

по

направлению

ветра Х

нкпр

,

образующейся при истечении СУГ из трубопровода, вычисляют по формуле

Х

нкпр

= 40 ∙ (G/U)

0,5

, (5.1)

где G - массовая скорость поступления горючего газа в окружающее пространство, кг ∙

с

-1

(принимается постоянной и вычисляется в соответствии с разделом 4); U - скорость

ветра, м ∙ с

-1

.

Формула получена по результатам экспериментов и применима при U ≥ 1 м ∙ с

-1

.

6.

Методика

определения

параметров

ударной

волны

при

сгорании

газовоздушных облаков

Настоящая методика приведена в работе [10].

6.1.

Величину

избыточного

давления ΔР,

кПа,

развиваемого

при

сгорании

газовоздушных облаков, определяют по формуле

ΔР = Р

0

∙ (0,8 ∙ m

пр

0,33

/r + 3 ∙ т

пр

0,66

/r

2

+ 5 ∙ т

пр

/r

3

), (6.1)

где Р

0

- атмосферное давление, кПа (допускается принимать равным 101 кПа); r -

расстояние от геометрического центра газопаровоздушного облака, м; m

пр

- приведенная

масса газа или пара, кг, вычисляется по формуле

m

пр

= (Q

сг

/Q

o

) ∙ m ∙ Z, (6.2)

где Q

сг

- удельная теплота сгорания газа или пара, Дж ∙ кг

-1

(определяется по

справочным данным); Z - коэффициент участия горючего во взрыве, который допускается

принимать равным 0,1; Q

о

- константа, равная 4,52 ∙ 10

6

Дж ∙ кг

-1

; m - масса горючих газов

и (или) паров, поступивших в результате аварии в окружающее пространство, кг.

6.2 Величину импульса волны давления i, Па ∙ с, вычисляют по формуле

I = 123 ∙ m

пр

0,66

/r. (6.3)

7.

Методика

определения

интенсивности

теплового

излучения

при

пожарах проливов СУГ

Основные положения настоящей методики приведены в работах [10, 13 - 15].

7.1. Величину интенсивности теплового излучения q, кВт ∙ м

-2

, рассчитывают по

формуле

q = E

f

∙ F

q

∙ τ, (7.1)

где E

f

- среднеповерхностная плотность теплового излучения пламени, кВт ∙ м

-2

; F

q

-

угловой коэффициент облученности; τ - коэффициент пропускания атмосферы.

7.2. Значение E

f

принимается на основе экспериментальных данных. При их отсутствии

допускается принимать величину E

f

равной 100 кВт ∙ м

-2

.

7.3. Рассчитывают эффективный диаметр d, м, пролива:

(7.2)

где F - площадь пролива, м

2

.

Величину F определяют, исходя из топографии местности и наличия обвалования.

Допускается определять F из условия, что 1 л жидкости разливается на 0,15 м

2

.

7.4. Вычисляют высоту пламени Н, м:

(7.3)

где т - удельная массовая скорость выгорания СУГ, кг ∙ м

-2

∙ с

-1

(допускается при

отсутствии экспериментальных данных принимать равной 0,1 кг ∙ м

-2

∙ с

-1

;) ρ

В

- плотность

окружающего воздуха, кг ∙ м

-3

; g = 9,81 м ∙ с

-2

- ускорение свободного падения.

7.5. Определяют угловой коэффициент облученности F

q

:

(7.4)

где

(7.5)

(7.6)

A = (h

2

+ S

2

+ 1)/(2 ∙ S); (7.7)

B = (1 + S

2

)/(2 ∙ S); (7.8)

S = 2 ∙ r/d; (7.9)

h = 2 ∙ H/d, (7.10)

где r - расстояние от геометрического центра пролива до облучаемого объекта, м.

7.6. Определяют коэффициент пропускания атмосферы:

τ = ехр[-7,0 ∙ 10

-4

∙ (r - 0,5 ∙ d)]. (7.11)

8. Методика определения параметров ударной волны при взрыве резервуара в

очаге пожара и теплового излучения при возникновении «огненного шара»

Основные зависимости настоящей методики приведены в работах [10, 16].

8.1. Расчет величин избыточного давления в положительной фазе волны и импульса

положительной фазы волны.

Параметрами волны давления, образующейся при разрушении резервуара с СУГ в

очаге пожара, являются избыточное давление в положительной фазе ΔР и импульс

положительной фазы волны i.

Величины ΔР, кПа, и i, Па ∙ с, вычисляют по формулам

(8.1)

(8.2)

где Р

0

- атмосферное давление, кПа, допускается принимать равным 101 кПа; r -

расстояние до разрушающегося технологического оборудования, м; т

пр

приведенная

масса, кг, вычисляется по формуле

т

пр

= Е

иэ

/Q

0

,

где Е

иэ

- энергия, выделяющаяся при изэнтропическом расширении среды, находящейся

в резервуаре, Дж; Q

0

- константа, равная 4,52 ∙ 10

6

Дж ∙ кг

-1

.

Величина Е

иэ

определяется по формуле

Е

иэ

= т ∙ (U

1

- U

2

), (8.3)

где т - масса вещества в резервуаре, кг; U

1

, U

2

- удельная внутренняя энергия вещества

до и после BLEVE, Дж ∙ кг

-1

.

Удельная внутренняя энергия определяется по формуле

U = h - p ∙ v, (8.4)

где h - удельная энтальпия среды, Дж ∙ кг

-1

; р - давление среды, Па; v - удельный объем

среды, м

3

∙ кг

-1

.

Для расчета энергетических параметров U и h будем использовать p-h диаграммы для

пропана и н-бутана (рис. 8.1, 8.2). Точка на этой диаграмме, отвечающая начальному

состоянию

среды

непосредственно

перед

возникновением

BLEVE,

определяется

следующим образом.

Рассчитывается удельный объем среды, находящийся в резервуаре:

v = V/m, (8.5)

где V - объем резервуара, м

3

.

Задается

температура

жидкой

среды Т

1

, при

которой

происходит BLEVE,

соответствующая давлению срабатывания предохранительного клапана р

1

. С учетом

параметров Т

1

и р

1

по рис. 8.1 определяются соответствующие значения удельных объемов

жидкой v

f

и паровой v

g

фаз соответственно.

Точка, отвечающая начальному состоянию среды, лежит внутри полуострова на

диаграмме (рис. 8.1).

Степень сухости пара X определяется по формуле

(8.6)

С помощью диаграммы (рис. 8.1, 8.2) находится параметр h, и по формуле (8.4)

вычисляется внутренняя энергия U

1

.

Параметры конечного, состояния парогазовой среды определяются в точке пересечения

изэнтропы с изобарой р = 0,1 МПа (атмосферное давление). Величина удельного

объема v

2

с учетом полученных параметров v

f

, v

g

, h

2

, Х

2

определяется по формуле

v

2

= v

f

+ Х

2

∙ (v

g

- v

f

).

Внутренняя энергия конечного состояния U

2

определяется по формуле (8.4), энергия,

выделяющаяся при изэнтропическом расширении, - по формуле (8.3).

Рис. 8.1. Диаграмма энтальпия - давление для пропана

Допускается рассчитывать величины ΔР и i по формулам (6.1) и (6.3), вычисляя m

пр

с

помощью выражения

т

пр

= т ∙ С

эфф

∙ (Т

ж

- T

кип

)/Q

0

, (8.7)

где m - масса СУГ в резервуаре, кг; С

эфф

- эффективная теплоемкость, равная 500 Дж ∙

кг

-1

∙ К

-1

); Т

ж

- температура жидкой фазы в момент разрыва резервуара, К; Т

кип

-

нормальная температура кипения СУГ, К; Q

0

- константа, определенная в разделе 6 и

равная 4,52 ∙ 10

6

Дж ∙ кг

-1

.

Рис. 8.2. Диаграмма энтальпия - давление для бутана

Величину Т

ж

допускается

вычислять,

исходя

из

давления

срабатывания

предохранительного клапана резервуара р

к

, полагая давление насыщенных паров СУГ

равным р

к

и находя отсюда с использованием справочных данных величину Т

ж

.

8.2. Расчет интенсивности теплового излучения и времени существования «огненного

шара».

Интенсивность теплового излучения «огненного шара» q, кВт ∙ м

-2

, рассчитывается по

формуле

q = E

f

∙ F

q

∙ τ, (8.8)

где E

f

- среднеповерхностная плотность теплового излучения пламени, кВт ∙ м

-2

; F

q

-

угловой коэффициент облученности; τ - коэффициент пропускания атмосферы.

Величину E

f

определяют

на

основе

имеющихся

экспериментальных

данных.

Допускается принимать E

f

равной 450 кВт ∙ м

-2

.

Значение F

q

находят по формуле

(8.9)

где H - высота центра «огненного шара», м; D

s

- эффективный диаметр «огненного

шара», м; r - расстояние от облучаемого объекта до точки на поверхности земли

непосредственно под центром «огненного шара», м.

Эффективный диаметр «огненного шара» D

s

определяют по формуле

D

s

= 5,33 ∙ m

0,327

, (8.10)

где m - масса горючего вещества, кг.

Величину Н определяют в ходе специальных исследований. Допускается принимать

величину Н равной D

s

/2.

Время существования «огненного шара» t

s

, с, определяют по формуле

t

s

= 0,92 ∙ m

0,303

. (8.11)

Коэффициент пропускания атмосферы τ рассчитывают по формуле

(8.12)

9. Методика определения параметров факелов пламени СУГ

Основные положения настоящей методики приведены в работах [12, 17].

9.1. Расчет геометрических параметров факелов при истечении паровой фазы СУГ

проводится на основе схемы, показанной на рис. 9.1.

Приведенный метод дает удовлетворительные результаты для угла отклонения факела

от вертикали, когда скорость ветра больше 5 м ∙ с

-1

.

При меньших значениях скорости ветра этот угол следует считать равным нулю.

9.2. Геометрические параметры газовых факелов в случае истечения паровой фазы СУГ

вычисляются по формулам (для скорости ветра не менее 5 м ∙ с

-1

):

(9.1)

(9.2)

(9.3)

(9.4)

(9.5)

(9.6)

(9.7)

где U

a

- скорость ветра, м ∙ с

-1

; U

j

- скорость истечения паровой фазы СУГ, принимаемая

равной скорости звука, м ∙ с

-1

; d

0

- диаметр отверстия истечения, м; ρ

j

- плотность

истекающей паровой фазы за срезом сопла (при атмосферном давлении), кг ∙ м

-3

,

определяемая по формуле

ρ

j

= ρ

a

∙ M

j

/M

a

, (9.8)

ρ

а

- плотность воздуха, кг ∙ м

-3

; γ - показатель адиабаты истекающей паровой фазы

(допускается принимать равным 1,2); Р

0

- атмосферное давление, Па; θ - угол наклона оси

факела к вертикали, град; М

j

- молярная масса истекающей паровой фазы, кг ∙ кмоль

-

1

; М

а

- молярная масса воздуха, кг ∙ кмоль

-1

; L

BV

- высота центра верхнего основания факела

над горизонтом, м; W

1

, W

2

- диаметры нижнего и верхнего оснований факела, м.

9.3. Высота и диаметр факела, образующегося при истечении жидкой фазы СУГ,

описываются формулами

(9.9)

где D

1

- эффективный диаметр отверстия истечения, м;

(9.10)

(9.11)

(9.12)

где ρ

ж

- плотность жидкой фазы, кг ∙ м

-3

; G

1

- расход жидкой фазы через отверстие

истечения, кг ∙ с

-1

; F - площадь отверстия истечения жидкой фазы, м

2

; L

ф

- высота факела,

м; g - ускорение свободного падения, м ∙ с

-2

; в - диаметр факела, м.

9.4. Тепловое излучение факелов на различных расстояниях от места истечения

рассчитывают в соответствии с разделом 7. При этом эффективные высота L

эфф

(м) и

диаметр d

эфф

(м) факела при истечении паровой фазы вычисляются по формулам

(9.13)

(9.14)