5. МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ

5.1. При тушении пожара необходимо обеспечить выполнение требований "Правил по охране труда в подразделениях Государственной противопожарной службы Министерства внутренних дел Российской Федерации" [14] и настоящего Руководства. Дополнительные меры безопасности должны быть предусмотрены в плане пожаротушения с учетом характерных особенностей объекта и развития пожара.

5.2. Перед началом боевого развертывания руководитель тушения пожара обязан:

выбрать и указать личному составу наиболее безопасные и кратчайшие пути прокладки рукавных линий, переноса оборудования и инвентаря;

установить автомобили, оборудование и расположить личный состав на безопасном расстоянии с учетом возможного вскипания, выброса, разлития горящей жидкости и положения зоны задымления, а также, чтобы они не препятствовали расстановке прибывающих сил и средств. Избегать установки техники с подветренной стороны;

установить единые сигналы для быстрого оповещения людей об опасности и известить о них весь личный состав, работающий на пожаре (аварии), и определить пути отходов в безопасное место. Сигнал на эвакуацию личного состава при возникновении угрозы разрушения резервуара, вскипания или выброса горючей жидкости из резервуара следует подавать с помощью сирены от пожарного автомобиля по приказу РТП или оперативного штаба тушения пожара. Сигнал на эвакуацию личного состава должен принципиально отличаться от всех других сигналов на пожаре;

в целях обеспечения безопасности личного состава и техники при угрозе выброса устанавливать пожарные машины (за исключением техники, используемой для подачи огнетушащих веществ) с наветренной стороны не ближе 100 м от горящего резервуара;

в процессе подготовки к тушению пожара назначить наблюдателей за поведением горящего и соседних с ним резервуаров;

5.3. При проведении боевого развертывания запрещается:

начинать его до полной остановки пожарного автомобиля;

надевать на себя лямку присоединенного к рукавной линии пожарного ствола при подъеме на высоту;

переносить инструмент, обращенный рабочими поверхностями (режущими, колющими) по ходу движения;

поднимать на высоту рукавную линию, заполненную водой;

подавать воду в рукавные линии до выхода ствольщиков на исходные позиции.

5.4. Не допускается пребывание личного состава:

непосредственно не задействованного в тушении пожара в зоне возможного поражения при выбросе и вскипании;

на кровлях аварийных или соседних резервуаров, если это не связано с крайней необходимостью;

на покрытии горящего железобетонного резервуара.

5.5. Личный состав пожарной охраны, обеспечивающий подачу огнетушащих веществ на тушение и охлаждение резервуаров, должен работать в теплоотражательных костюмах, а при необходимости - под прикрытием распыленных водяных струй.

5.6. Подъем личного состава на крыши соседних с горящим наземных резервуаров и покрытия железобетонных заглубленных резервуаров не допускается. В исключительных случаях с разрешения оперативного штаба допускается пребывание на крышах резервуаров лиц, специально проинструктированных для выполнения работ по защите дыхательной и другой арматуры от теплового излучения.

5.7. При выполнении работ в зонах с повышенной тепловой радиацией необходимо предусмотреть своевременную замену личного состава.

5.8. При возникновении опасности образования загазованных зон необходимо:

контролировать зоны загазованности;

ограничить доступ людей и запретить работу техники в предполагаемой зоне загазованности;

организовать оцепление загазованной зоны с использованием предупреждающих и запрещающих знаков.

5.9. Личный состав и иные участники тушения пожара обязаны следить за изменением обстановки: процессом горения, поведением конструкций, состоянием технологического и пожарного оборудования и, в случае возникновения опасности, немедленно предупредить всех работающих на этом участке и руководителя тушения пожара.

5.10. Категорически запрещается ствольщикам находиться в обваловании горящего резервуара при наличии проливов нефти или нефтепродукта, не покрытого слоем пены, и при отсутствии работающих пеногенераторов или пенных стволов в местах работы личного состава.

5.11. При угрозе выброса необходимо немедленно подать условный сигнал и вывести личный состав в безопасное место.

5.12. При работе с пенообразователем или его раствором личный состав должен быть обеспечен защитными очками или щитками.

ЛИТЕРАТУРА

1. СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы / Госстрой России. - М.: ГП ЦПП, 1993. - 24 с.

2. Указания по тушению пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарах. - М.: ГУПО-ВНИИПО, 1973. - 59 с.

3. Рекомендации по тушению пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарах. - М.: ВНИИПО, 1991. - 48 с.

4. Рекомендации по предупреждению и тушению пожаров в резервуарах с понтоном и плавающей крышей. - М., 1982. - 28 с.

5. Наставление по использованию передвижной пожарной техники для тушения пожаров горючих жидкостей в резервуарах подслойным способом. - М.: ВНИИПО-ВИПТШ, 1995. -25 с.

6. Рекомендации по обеспечению пожарной безопасности и тактике тушения пожаров в резервуарах на свайных основаниях для условий Западной Сибири и Крайнего Севера. - Тюмень, 1987. - 33 с.

7. Определение нормативного запаса пенообразователя для тушения горючих жидкостей в резервуарах: Рекомендации. - М.: ВНИИПО, 1986. - 29 с.

8. Оптимизация параметров огнетушащей эффективности пенных средств для тушения пожаров углеводородных жидкостей: Методические рекомендации. - М.: ВНИИПО, 1988. -21 с.

9. Тушение нефти и нефтепродуктов: Пособие / Безродный И.Ф., Гилетич А.Н., Меркулов В.А. и др. - М.: ВНИИПО, 1996. - 216 с.

10. Молчанов В.П., Сучков В.П. Варианты развития пожара в хранилищах нефтепродуктов // Пожарное дело. - 1994. № 11. - С. 40-44.

11. Блинов В.И., Худяков Г.Н. Диффузионное горение жидкостей. - М.: АН СССР, 1961. - 208 с.

12. Абдурагимов И.М., Андросов А.С., Исаева Л.К., Крылов Е.В. Процессы горения. - М.: ВИПТШ, 1984. - 270 с.

13. Программа подготовки личного состава частей и подразделений Государственной противопожарной службы Министерства внутренних дел Российской Федерации. - М., 1996. - 80 с.

14. Указания по тактической подготовке начальствующего состава пожарной охраны МВД СССР. - М., 1988. - 64 с.

15. Правила по охране труда в подразделениях Государственной противопожарной службы Министерства внутренних дел Российской Федерации. ПОТ РО-78-001-96. - М., 1996. - 80 с.

16. Инструкция взаимодействия между ГПС и службами жизнеобеспечения (со специальными службами города, района), а также подразделениями пожарной охраны министерств и ведомств.

17. Методика проведения тактико-специального учения по управлению силами и средствами при ликвидации аварий с последующим пожаром. - М.: ВНИИПО, 1995. - 63 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

КЛАССИФИКАЦИЯ РЕЗЕРВУАРОВ

И РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ

Для хранения нефти и нефтепродуктов в отечественной практике применяются резервуары металлические, железобетонные, из синтетических материалов, льдогрунтовые.

Наиболее распространены, как у нас в стране, так и за рубежом, стальные резервуары. В соответствии с требованиями документа [1] применяются следующие типы стальных резервуаров:

вертикальные цилиндрические со стационарной конической или сферической крышей вместимостью до 20 000 м³(при хранении ЛВЖ) и до 50 000 м³ (при хранении ГЖ);

вертикальные цилиндрические со стационарной крышей и плавающим понтоном вместимостью до 50 000 м³;

вертикальные цилиндрические с плавающей крышей вместимостью до 120 000 м³.

Геометрические характеристики основных типов стальных вертикальных резервуаров приведены в табл. 1.

Стенки вертикальных стальных резервуаров состоят из металлических листов, как правило, размером 1,5x3 м или 1,5x6 м. Причем толщина нижнего пояса резервуара колеблется в пределах от 6 мм (РВС-1000) до 25 мм (РВС-120000) в зависимости от вместимости резервуара. Толщина верхнего пояса составляет от 4 до 10 мм. Верхний сварной шов с крышей резервуара выполняется ослабленным с целью предотвращения разрушения резервуара при взрыве паровоздушной смеси внутри замкнутого объема резервуара.

Для хранения относительно небольших количеств нефтепродуктов применяются горизонтальные стальные резервуары емкостью до 1000 м³. Кроме стальных резервуаров в ряде случаев применяются также железобетонные.

В зависимости от назначения резервуары подразделяются на группы. К первой группе относятся резервуары, предназначенные для хранения жидкостей при избыточном давлении до 0,07 МПа включительно и температуре до 120 °С. Ко второй группе относятся резервуары, работающие под давлением более 0,07 МПа.

Таблица 1

Геометрические характеристики резервуаров типа РВС

№ п/п	Тип резервуара	Высота резервуара, м	Диаметр резервуара, м	Площадь зеркала горючего, м²	Периметр резервуара, м
1	РВС-1000	9	12	120	39
2	РВС-2000	12	15	181	48
3	РВС-3000	12	19	283	60
4	РВС-5000	12	23	408	72
5	РВС-5000	15	21	344	65
6	РВС-10000	12	34	918	107
7	РВС-10000	18	29	637	89
8	РВС-15000	12	40	1250	126
9	РВС-15000	18	34	918	107
10	РВС-20000	12	46	1632	143
11	РВС-20000	18	40	1250	125
12	РВС-30000	18	46	1632	143
13	РВС-50000	18	61	2892	190
14	РВС-100000	18	85,3	5715	268
15	РВС-120000	18	92,3	6691	290

Резервуары могут устанавливаться подземно или наземно. Подземными называют резервуары, заглубленные в грунт или обсыпанные фунтом, 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 называют резервуары, у которых днище находится на одном уровне или выше минимальной планировочной отметки прилегающей площадки в пределах 3 м от стенки резервуара. В районах Крайнего Севера с вечной мерзлотой практикуется установка резервуаров на свайных основаниях.

Все резервуары оборудуются дыхательной арматурой для выравнивания деления внутри резервуара с окружающей средой при закачке или откачке нефти или нефтепродукта, 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 преградителями.

Приемно-отпускные устройства резервуаров для хранения светлых и темных нефтепродуктов могут отличаться по конструкции. В первом случае приемно-отпускное устройство состоит из приемно-отпускного патрубка, хлопуши, механизма управления хлопушей, который включает лебедку и трос, перепускное устройство и подводящий трубопровод. Во втором случае вместо хлопуши имеется подъемная труба, которая является продолжением приемно-отпускного патрубка и соединена с последним при помощи шарнира.

Хлопуша представляет собой металлическую заслонку, установленную на приемно-отпускном патрубке. Заслонка крепится на шарнире и перекрывает патрубок под действием собственной массы. Открытие заслонки происходит либо под давлением закачиваемой жидкости, либо с помощью механизма управления. Механизм управления состоит из троса и лебедки, которая может иметь ручной привод для трубопроводов малых диаметров (до 350 мм) или электрический во взрывобезопасном исполнении для трубопроводов диаметром свыше 350 мм. Давление открывания заслонки хлопуши определяется весом самой заслонки и гидростатическим давлением столба жидкости в резервуаре. Центр оси механизма управления хлопуши располагается обычно на 900 мм выше оси приемно-отпускного патрубка, на котором крепится хлопуша.

Резервуары, предназначенные для хранения вязких нефтепродуктов, часто оборудуются системами обогрева и покрываются теплоизоляционным негорючим материалом. В качестве теплоизоляционных материалов могут применяться кирпич, асбоцемент, шлаковата, пеностекло. Подогрев хранимой жидкости в резервуарах с помощью внутренних обогревателей производится насыщенным паром или горячей водой.

На крышах резервуаров кроме дыхательной арматуры размещаются также световые и технологические люки для проведения замеров и технического обслуживания, а на плавающих крышах, кроме того, устройства для удаления атмосферных осадков через гибкий шланг или шарнирную трубу и подвижную лестницу.

Резервуарные парки для хранения нефти и нефтепродуктов представляют собой сложные инженерно-технические сооружения и состоят из резервуаров, как правило, объединенных в группы, систем трубопроводов и других сооружений. Для сокращения потерь нефтепродуктов при их откачке и закачке группы резервуаров со стационарными крышами могут оборудоваться газоуравнительными системами. Эти системы представляют собой сеть газопроводов, соединяющих через огнепреградители паровоздушные пространства резервуаров между собой. В газоуравнительную систему входят также газгольдер, сборник конденсата, насос для перекачки конденсата и конденсатопровод. Для отключения газового пространства отдельных резервуаров от общей сети имеются перекрывные вентили и задвижки на линиях газопроводов, отходящих от резервуаров.

Резервуары, в которых возможно образование донных отложений (осадков), ведущее к уменьшению их полезного объема, оборудуются системами гидроразмыва. Системы гидроразмыва донных отложений включают в себя: насосную установку для подачи воды в систему, зачистной трубопровод диаметром 150-300 мм к гидроэжекторной установке, гидроэжекторную установку, состоящую из эжектора, передвижной электропомпы и гидромониторов, трубопровод отвода парафиноводяной смеси.

Склады нефти и нефтепродуктов в зависимости от вместимости резервуарных парков и вместимости отдельных резервуаров делятся на следующие категории [1] (табл. 2).

Единичный номинальный объем резервуаров, допустимая номинальная вместимость группы резервуаров и минимальное расстояние между резервуарами в одной группе определяются по документу [1] и представлены в табл. 3.

Таблица 2

Категории складов для хранения нефти и нефтепродуктов

Категория склада	Максимальный объем одного резервуара, м³	Общая вместимость резервуарного парка, м³
I	-	Св. 100000
II	-	Св. 20 000 до 100 000 вкл.
IIIа	До 5000	Св. 10 000 до 20 000 вкл.
IIIб	До 2000	Св. 2000 до 10 000 вкл.
IIIв	До 700	До 2000 вкл.

Таблица 3

Основные характеристики групп резервуаров

Резервуары	Единичный номинальный объем резервуаров, устанавливаемых в группе, м³	Вид хранимых нефти и нефтепродуктов	Допустимая общая номинальная вместимость группы, м³	Минимальное расстояние между резервуарами, расположенными в одной группе
С плавающей	50 000 и более	Независимо от вида жидкости	200 000	30 м
крышей	Менее 50 000	То же	120 000	0,5D, но не более 30 м
	50 000	То же	200 000	30 м
С понтоном	Менее 50 000	То же	120 000	0,65D, но не более 30 м
Со стационарной крышей	50 000 и менее	Нефть и нефтепродукты с температурой вспышки выше 45 °С	120 000	0,75D, но не более 30 м
Со стационарной крышей	50 000 и менее	То же, с температурой вспышки 45 °С и ниже	80 000	0,75D, но не более 30 м

По назначению резервуарные парки могут быть подразделены на следующие виды:

товарно-сырьевые базы для хранения нефти и нефтепродуктов;

резервуарные парки перекачивающих станций нефти и нефтепродуктопроводов;

резервуарные парки хранения нефтепродуктов различных объектов.

Резервуарные парки первого вида характеризуются, как правило, значительными объемами хранимых жидкостей, а также 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 имеют нефть или нефтепродукт одного вида.

В соответствии с требованиями СНиП 2.11.03-93 [1] наземные резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов объемом 5000 м³ и более оборудуются системами автоматического пожаротушения.

На складах категории IIIa при наличии не более двух наземных резервуаров объемом 5000 м³ допускается предусматривать 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.

Стационарными установками охлаждения оборудуются наземные резервуары объемом 5000 м³ и более.

В автоматических системах тушения пожаров в резервуарах применяется пена средней кратности с верхним способом подачи, а также пена низкой кратности с верхним или подслойным способом подачи. Автоматическая установка включает насосную станцию, в которой размещаются водопитатели (насосы), емкость с пенообразователем и дозатор. Насосная станция подает водный раствор пенообразователя по системе трубопроводов к защищаемым резервуарам. Сеть растворопроводов выполняется кольцевой и располагается за пределами обвалования резервуаров вдоль автомобильных дорог и пожарных проездов. Принципиальные схемы защиты резервуаров и оборудования представлены на рис. 1-10.

Резервуары со стационарной крышей без понтона защищаются стационарными и передвижными установками пожаротушения:

с подачей пены средней кратности на поверхность топлива;

подачей низкократной пены сверху;

подачей низкократной пены в нижнюю часть резервуара, как непосредственно в нефтепродукт (подслойный способ), так и через эластичный рукав с выходом на поверхность горючего.

Резервуары с понтоном и стационарной крышей защищаются стационарными и передвижными установками:

с подачей пены средней кратности в зазор и на поверхность понтона;

подачей низкократной пены только сверху;

подачей низкократной пены одновременно сверху и в слой горючего.

Резервуары с плавающей крышей защищаются стационарными и передвижными установками:

с подачей пены средней кратности в кольцевой зазор между стенкой резервуара и краем плавающей крыши;

подачей низкократной пены одновременно сверху в кольцевой зазор между стенкой резервуара и краем плавающей крыши и в слой горючего;

подачей хладона (газа), расположенного в емкостях на плавающей крыше в кольцевой зазор и подачей низкократной пленкообразующей пены в слой горючего.

Тип и число пеногенераторов, устанавливаемых на резервуарах, зависят от способа подачи огнетушащего средства, типа горючей жидкости, конструкции и объема резервуара.

При расчете количества подаваемого раствора пенообразователя ширина кольцевого зазора должна приниматься равной расстоянию от стенки резервуара до кольцевого барьера, предназначенного для удержания пены (рекомендуется принимать равной 2,5 м).