Стр. 5
Страницы: | Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4 | Стр.5 | Стр.6 |
¦26. Аккумуляторные, ¦ А ¦ В-1а ¦ IIС-Т1 ¦
¦помещение зарядных агрегатов ¦ ¦ ¦ ¦
¦в одном помещении с ¦ ¦ ¦ ¦
¦аккумуляторной ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------------------+-----------+-----------+-----------+
¦27. Зарядные агрегаты в ¦ ¦ норм. ¦ ¦
¦изолированном помещении ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------------------+-----------+-----------+-----------+
¦ <*> "А" относится к ЛВЖ с температурой вспышки паров до ¦
¦28 град. C, "Б" - к ЛВЖ с температурой вспышки выше 28 до 61 ¦
¦град. C. ¦
¦-------------------------------------------------------------------
Приложение В
(справочное)
ПЕРЕЧЕНЬ И ДАННЫЕ ПО ТЕМПЕРАТУРЕ ВСПЫШКИ
ОСНОВНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ
Таблица В.1
-------------------------+---------------+----------+--------------¬
¦Перечень нефтепродуктов ¦Температура ¦Класси- ¦Примечание ¦
¦ ¦вспышки, ¦фикация ¦ ¦
¦ ¦град. C ¦вещества ¦ ¦
¦ ¦ ¦по тем- ¦ ¦
¦ ¦ ¦пературе ¦ ¦
¦ ¦ ¦вспышки ¦ ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦1. Бензин ¦ От минус 27 ¦ ЛВЖ ¦ГОСТ 2084-77* ¦
¦ ¦ до минус 39 ¦ ¦ГОСТ 1012-72* ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦2. Дизтопливо марки ¦ ¦ ¦ ГОСТ 305-82* ¦
¦ "Л" ¦ 40 - 61 ¦ ЛВЖ ¦ ¦
¦ "З" ¦ не ниже 35 ¦ ЛВЖ ¦ ¦
¦ "А" ¦ 30 ¦ ЛВЖ ¦ ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦3. Топливо для ¦ ¦ ¦ ГОСТ 305-82* ¦
¦быстроходных дизелей ¦ ¦ ¦ ¦
¦марки ¦ ¦ ¦ ¦
¦ "ДЛ" ¦ не ниже 65 ¦ ГЖ ¦ ¦
¦ "ДЗ" ¦ не ниже 50 ¦ ЛВЖ ¦ ¦
¦ "ДС" ¦ не ниже 90 ¦ ГЖ ¦ ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦4. Топливо моторное для ¦ ¦ ¦ГОСТ 1667-68* ¦
¦среднеоборотных и ¦ ¦ ¦ ¦
¦малооборотных дизелей ¦ ¦ ¦ ¦
¦марки ¦ ¦ ¦ ¦
¦ "ДТ" ¦ не ниже 65 ¦ ГЖ ¦ ¦
¦ "ДМ" ¦ не ниже 85 ¦ ГЖ ¦ для судовых ¦
¦ ¦ ¦ ¦малооборотных ¦
¦ ¦ ¦ ¦ дизелей ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦5. Масло сланцевое ¦ ¦ ¦ГОСТ 4806-79* ¦
¦(топливное) марки ¦ ¦ ¦ ¦
¦ "А" ¦ не ниже 65 ¦ ГЖ ¦ топливо для ¦
¦ "Б" ¦ не ниже 80 ¦ ГЖ ¦стационарных ¦
¦ ¦ ¦ ¦ котельных и ¦
¦ ¦ ¦ ¦промышленных ¦
¦ ¦ ¦ ¦ печей ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦6. Топливо нефтяное ¦ ¦ ¦ГОСТ 14298-79*¦
¦(мазут) для мартеновских¦ ¦ ¦ ¦
¦печей марки ¦ ¦ ¦ ¦
¦ "МП" ¦ не ниже 110 ¦ ГЖ ¦ ¦
¦ "МП-1" ¦ не ниже 110 ¦ ГЖ ¦ ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦7. Мазут флотский марки ¦ ¦ ¦ГОСТ 10585-75*¦
¦ "Ф-5" ¦ не ниже 80 ¦ ГЖ ¦ ¦
¦ "Ф-12" ¦ не ниже 90 ¦ ГЖ ¦ ¦
¦ 40 ¦ не ниже 90 ¦ ГЖ ¦ ¦
¦ 100 ¦ не ниже 110 ¦ ГЖ ¦ ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦8. Топливо для ¦ ¦ ¦ГОСТ 10227-86*¦
¦реактивных двигателей ¦ ¦ ¦ ¦
¦марки ¦ ¦ ¦ ¦
¦ "Т -1" ¦ не ниже 30 ¦ ЛВЖ ¦ ¦
¦ "ТC -1" ¦ не ниже 28 ¦ ЛВЖ ¦ ¦
¦ "Т -2" ¦ ¦ ¦ ¦
¦ "РТ " ¦ не ниже 28 ¦ ЛВЖ ¦ ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦9. Керосин ¦ не ниже 40 ¦ ЛВЖ ¦ ТУ 38.401-58-¦
¦осветительный ¦ ¦ ¦ 10-90 ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦10. Уайт-спирит ¦ не ниже 33 ¦ ЛВЖ ¦ГОСТ 3134-78* ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦11. Топливо нефтяное ¦ ¦ ¦ГОСТ 10433-75*¦
¦для газотурбинных ¦ ¦ ¦ ¦
¦установок марки ¦ ¦ ¦ ¦
¦ "ТГВК" ¦ не ниже 65 ¦ ГЖ ¦ ¦
¦ "ТГ" ¦ не ниже 61 ¦ ГЖ ¦ ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦12. Масла авиационные ¦ 215 - 270 ¦ ГЖ ¦ГОСТ 21743-76*¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦13. Масла турбинные ¦180 - 195 - 220¦ ГЖ ¦ ГОСТ 32-74* ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦14. Масла нефтяные ¦180 - 195 - 220¦ ГЖ ¦ГОСТ 9972-74* ¦
¦турбинные с присадками ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦15. Масла для судовых ¦ 135 ¦ ГЖ ¦ГОСТ 10289-79*¦
¦газовых турбин ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦16. Масла ¦ 135 - 150 ¦ ГЖ ¦ГОСТ 5775-85* ¦
¦конденсаторные ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦17. Масла МК-8, МК-8П ¦ 135 - 140 ¦ ГЖ ¦ГОСТ 6457-66* ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦18. Масла ¦ 135 - 150 ¦ ГЖ ¦ ГОСТ 982-80* ¦
¦трансформаторные ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦19. Масло МС-8 ¦ 145 ¦ ГЖ ¦ТУ 38.101276- ¦
¦ ¦ ¦ ¦ 72* ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦20. Масло МС-8П ¦ 145 ¦ ГЖ ¦ОСТ 38.101163-¦
¦ ¦ ¦ ¦ 78 ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦21. Масло веретенное АУ ¦ 165 ¦ ГЖ ¦ТУ 38.1011232-¦
¦ ¦ ¦ ¦ 89 ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦22. Масла ¦ 130 - 200 ¦ ГЖ ¦ГОСТ 23652-79*¦
¦трансмиссионные ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦23. Масла моторные ¦ 190 - 200 ¦ ГЖ ¦ГОСТ 10541-78*¦
¦универсальные и для ¦ ¦ ¦ ¦
¦автомобильных ¦ ¦ ¦ ¦
¦карбюраторных ¦ ¦ ¦ ¦
¦двигателей ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦24. Масла моторные для ¦ 190 - 200 ¦ ГЖ ¦ГОСТ 8581-78*E¦
¦автотракторных дизелей ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦25. Масла ¦ 190 - 200 ¦ ГЖ ¦ГОСТ 20799-88*¦
¦индустриальные ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦26. Масла компрессорные ¦ 216 - 220 ¦ ГЖ ¦ГОСТ 1861-73* ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦27. Масло компрессорное ¦ 216 - 220 ¦ ГЖ ¦ГОСТ 9243-75* ¦
¦из сернистых нефтей ¦ ¦ ¦ ¦
¦КС-19 ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦28. Масла моторные для ¦ 216 - 220 ¦ ГЖ ¦ГОСТ 25770-83*¦
¦быстроходных дизелей ¦ ¦ ¦ ¦
¦транспортных машин ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦29. Масла осевые ¦ 125 - 135 ¦ ГЖ ¦ГОСТ 610-72* ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦30. Масла дизельные ¦ 190 - 200 ¦ ГЖ ¦ГОСТ 12337-84*¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦31. Битумы нефтяные ¦ 110 - 180 ¦ ГЖ ¦ГОСТ 11955-82*¦
¦дорожные жидкие ¦ ¦ ¦ ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦32. Отработанные ¦ ¦ ¦ГОСТ 21046-86*¦
¦нефтепродукты марки ¦ ¦ ¦ ¦
¦ "ММО" ¦ не ниже 100 ¦ ГЖ ¦ ¦
¦ "МИО" ¦ не ниже 120 ¦ ГЖ ¦ ¦
¦ "СНО" ¦по результатам ¦ ГЖ ¦ ¦
¦ ¦ анализа ¦ ¦ ¦
+------------------------+---------------+----------+--------------+
¦ Примечания: ¦
¦ 1. Большинство добываемой нефти имеет температуру вспышки ¦
¦ниже 61 град. C, но встречается и с температурой вспышки выше ¦
¦61 град. C, поэтому отнесение нефти к ЛВЖ или ГЖ производится ¦
¦в каждом отдельном случае по результатам анализа. ¦
¦ 2. Учитывая, что температура вспышки отработанных ¦
¦нефтепродуктов практически может отличаться от ГОСТ, отнесение их ¦
¦к ЛВЖ или ГЖ должно производиться по результатам анализа в каждом ¦
¦отдельном случае. ¦
¦-------------------------------------------------------------------
Приложение Г
(рекомендуемое)
НОМИНАЛЬНЫЕ ОБЪЕМЫ И ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ
ПРИМЕНЯЕМЫХ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
Таблица Г.1
Вертикальные резервуары
--------------+----------------------------------------------------¬
¦ Номинальный ¦ Основные параметры резервуаров, м ¦
¦объем, куб.м +-------------------------+--------------------------+
¦ ¦ со стационарной крышей ¦ с плавающей крышей ¦
¦ +------------+------------+------------+-------------+
¦ ¦ диаметр Д ¦ высота Н ¦ диаметр Д ¦ высота Н ¦
+-------------+------------+------------+------------+-------------+
¦ 100 ¦ 4,7 ¦ 6,0 ¦ - ¦ - ¦
+-------------+------------+------------+------------+-------------+
¦ 200 ¦ 6,6 ¦ 6,0 ¦ - ¦ - ¦
+-------------+------------+------------+------------+-------------+
¦ 300 ¦ 7,6 ¦ 7,5 ¦ - ¦ - ¦
+-------------+------------+------------+------------+-------------+
¦ 400 ¦ 8,5 ¦ 7,5 ¦ - ¦ - ¦
+-------------+------------+------------+------------+-------------+
¦ 700 ¦ 10,4 ¦ 9,0 ¦ - ¦ - ¦
+-------------+------------+------------+------------+-------------+
¦ 1000 ¦ 10,4 ¦ 12,0 ¦ 12,3 ¦ 9,0 ¦
+-------------+------------+------------+------------+-------------+
¦ 2000 ¦ 15,2 ¦ 12,0 ¦ 15,2 ¦ 12,0 ¦
+-------------+------------+------------+------------+-------------+
¦ 3000 ¦ 19,0 ¦ 12,0 ¦ 19,0 ¦ 12,0 ¦
+-------------+------------+------------+------------+-------------+
¦ 5000 ¦ 21,0 ¦ 15,0 ¦ 22,8 ¦ 12,0 ¦
+-------------+------------+------------+------------+-------------+
¦ 10000 ¦ 28,5 ¦ 18,0 ¦ 28,5 ¦ 18,0 ¦
+-------------+------------+------------+------------+-------------+
¦ 20000 ¦ 40,0 ¦ 18,0 ¦ 40,0 ¦ 18,0 ¦
+-------------+------------+------------+------------+-------------+
¦ 30000 ¦ 45,6 ¦ 18,0 ¦ 45,6 ¦ 18,0 ¦
+-------------+------------+------------+------------+-------------+
¦ 40000 ¦ 56,9 ¦ 18,0 ¦ 56,9 ¦ 18,0 ¦
+-------------+------------+------------+------------+-------------+
¦ 50000 ¦ 60,7 ¦ 18,0 ¦ 60,7 ¦ 18,0 ¦
+-------------+------------+------------+------------+-------------+
¦ 100000 ¦ - ¦ - ¦ 85,3 ¦ 18,0 ¦
+-------------+------------+------------+------------+-------------+
¦ 120000 ¦ - ¦ - ¦ 92,3 ¦ 18,0 ¦
+-------------+------------+------------+------------+-------------+
¦ Примечание. В сырьевых резервуарных парках центральных ¦
¦пунктов сбора (ЦПС) нефтяных месторождений при технико- ¦
¦экономическом обосновании допускается применение резервуаров ¦
¦объемом 10000 куб.м, диаметром 34,2 м, высотой 12 м. ¦
¦-------------------------------------------------------------------
Таблица Г.2
Горизонтальные резервуары
-------------------+-----------------------------------------------¬
¦ Номинальный ¦ Основные параметры, м ¦
¦ объем, куб.м +--------------+--------------------------------+
¦ ¦ Диаметр Д ¦ Длина L при днище ¦
¦ ¦ +---------------+----------------+
¦ ¦ ¦ плоском ¦ коническом ¦
+------------------+--------------+---------------+----------------+
¦ 3 ¦ 1,4 ¦ 2,0 ¦ - ¦
+------------------+--------------+---------------+----------------+
¦ 5 ¦ 1,9 ¦ 2,0 ¦ - ¦
+------------------+--------------+---------------+----------------+
¦ 10 ¦ 2,2 ¦ 2,8 ¦ 3,3 ¦
+------------------+--------------+---------------+----------------+
¦ 25 ¦ 2,8 ¦ 4,3 ¦ 4,8 ¦
+------------------+--------------+---------------+----------------+
¦ 50 ¦ 2,9 ¦ 9,0 ¦ 9,6 ¦
+------------------+--------------+---------------+----------------+
¦ 75 ¦ 3,2 ¦ 9,0 ¦ 9,7 ¦
+------------------+--------------+---------------+----------------+
¦ 100 ¦ 3,2 ¦ 12,0 ¦ 12,7 ¦
+------------------+--------------+---------------+----------------+
¦ 500 ¦ 6,0 ¦ 18,0 ¦ - ¦
+------------------+--------------+---------------+----------------+
¦ 1000 ¦ 6,0 ¦ 35,8 ¦ - ¦
¦------------------+--------------+---------------+-----------------
Приложение Д
(рекомендуемое)
ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ СИСТЕМ ПЕННОГО ПОЖАРОТУШЕНИЯ
Д.1. На складах нефти и нефтепродуктов необходимо предусматривать пожаротушение воздушно-механической пеной средней и низкой кратности.
Пожаротушение воздушно-механической пеной средней кратности применяется без ограничений.
Для наземных вертикальных резервуаров со стационарной крышей (кроме резервуаров, предназначенных для хранения масел и мазутов), тушение которых предусматривается передвижной пожарной техникой, допускается применять подслойный способ пожаротушения пеной низкой кратности.
Допускается применение других средств и способов пожаротушения на основе рекомендаций научно-исследовательских институтов, утвержденных и согласованных в установленном порядке.
Д.2. Расчетные расходы раствора пенообразователя, а также воды и пенообразователя на тушение пожара следует определять исходя из интенсивности подачи раствора пенообразователя, принимаемой по таблице Д.1 на 1 кв.м расчетной площади тушения, установленной в 13.10, и рабочей концентрации пенообразователя, приведенной в таблице Д.2.
Таблица Д.1
---------------------------+---------------------------------------¬
¦ Нефтепродукты ¦ Интенсивность подачи раствора ¦
¦ ¦ пенообразователя, л/(кв.м·с) ¦
¦ +-------------+-------------------------+
¦ ¦ Общего ¦ Целевого назначения ¦
¦ ¦ назначения ¦ ¦
¦ +-------------+------------+------------+
¦ ¦ с пеной ¦ с пеной ¦ с пеной ¦
¦ ¦ средней ¦ средней ¦ низкой ¦
¦ ¦ кратности ¦ кратности ¦ кратности ¦
+--------------------------+-------------+------------+------------+
¦1. Нефть и нефтепродукты ¦ 0,08 ¦ 0,05 ¦ 0,08 ¦
¦с температурой вспышки 28 ¦ ¦ ¦ ¦
¦град. C и ниже ¦ ¦ ¦ ¦
+--------------------------+-------------+------------+------------+
¦2. То же, с температурой ¦ 0,05 ¦ 0,05 ¦ 0,06 ¦
¦вспышки выше 28 град. C ¦ ¦ ¦ ¦
¦--------------------------+-------------+------------+-------------
Таблица Д.2
Типы применяемых пенообразователей и их параметры
------------------+-------------------------------------------------------¬
¦Показатели ¦Пенообразователи ¦
¦ +-----------------------------------+-------------------+
¦ ¦общего назначения ¦целевого назначения¦
¦ +----+-----T-----+------+-----T-----+-----+-----T-------+
¦ ¦ПО-1¦ПО-1Д¦ПО-6К¦ПО-3АИ¦ТАЭС ¦САМПО¦под- ¦ФОР- ¦универ-¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦слой-¦ЭТОЛ ¦сальный¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ный ¦ ¦ ¦
+-----------------+----+-----+-----+------+-----+-----+-----+-----+-------+
¦1. Биологическая ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦разлагаемость ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦раствора ¦ б/ж¦ б/ж ¦ б/ж ¦ б/ж ¦ б/ж ¦ б/ж¦ б/ж ¦ б/ж ¦ б/ж ¦
+-----------------+----+-----+-----+------+-----+-----+-----+-----+-------+
¦2. Кинематическая¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦вязкость n при ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦20 град. C, ¦ 40 ¦ 40 ¦ 40 ¦ 10 ¦ 40 ¦ 100¦ 150 ¦ 50 ¦ 100 ¦
¦ - -6 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦n x n x 10 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦кв.м/c, не более ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+----+-----+-----+------+-----+-----+-----+-----+-------+
¦ n - греческая буква "ни" ¦
+-----------------+----T-----+-----T------+-----T-----+-----T-----+-------+
¦3. Плотность р, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦при 20 град. C, ¦1,10¦ 1,05¦ 1,05¦ 1,02 ¦ 1,00¦ 1,01¦ 1,10¦ 1,10¦ 1,30 ¦
¦ 3 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦р x 10 кг/куб.м ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+----+-----+-----+------+-----+-----+-----+-----+-------+
¦ р - греческая буква "ро" ¦
+-----------------+----T-----+-----T------+-----T-----+-----T-----+-------+
¦4. Температура ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦застывания, ¦ -8 ¦ -3 ¦ -3 ¦ -3 ¦ -8 ¦ -10¦ -40 ¦ -5 ¦ -10 ¦
¦град. C, не выше ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+----+-----+-----+------+-----+-----+-----+-----+-------+
¦5. Рабочая ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦концентрация ПО, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦%, при исполь- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦зовании воды с ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦жесткостью, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦мг-экв/л ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----------------+----+-----+-----+------+-----+-----+-----+-----+-------+
¦ до 10 ¦ 6 ¦ 6 ¦ 6 ¦ 4 ¦ 6 ¦ 6 ¦ 6 ¦ 6 ¦ 6 ¦
+-----------------+----+-----+-----+------+-----+-----+-----+-----+-------+
¦ от 10 до 30 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 9 ¦ 6 ¦ 6 ¦ 6 ¦ 6 ¦ 6 ¦ 6 ¦
+-----------------+----+-----+-----+------+-----+-----+-----+-----+-------+
¦ 30 и более, ¦ 12 ¦ 12 ¦ 12 ¦ 9 ¦ 9 ¦не ¦не ¦
¦ морская вода ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦допускается¦допускается ¦
+-----------------+----+-----+-----+------+-----+-----+-----+-----+-------+
¦6. Срок хранения ¦ 5 ¦ 5 ¦ 5 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 5 ¦ 3 ¦ 3 ¦ 3 ¦
¦ПО в емкости при ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦20 град. C, не ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦менее, лет ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦-----------------+----+-----+-----+------+-----+-----+-----+-----+--------
Д.3. Расчетное время тушения пожара для систем автоматического пенного пожаротушения - 10 мин, для передвижной пожарной техники - 15 мин.
Д.4. Инерционность стационарных систем пожаротушения не должна превышать трех минут.
Д.5. Вода для приготовления раствора пенообразователя не должна содержать примесей нефти и нефтепродуктов.
Д.6. При гидравлическом расчете необходимо учитывать влияние вязкости пенообразователя на величину потерь (согласно таблице Д.2).
Соответствие рабочей концентрации пенообразователя в воде проверяется расчетом по формуле
100 · Q / (Q - Q ) = x + 1, (Д.1)
n n
где Q - расход пенообразователя, л/с;
n
Q - производительность установки, л/с;
x - рабочая концентрация пенообразователя, %, (по таблице 2).
Д.7. В качестве пенообразующих устройств для системы пожаротушения следует применять, как правило, пеногенераторы типов:
ГПСС - для тушения в резервуарах со стационарной крышей и понтоном;
ГПС - для тушения в резервуарах с плавающей крышей и помещениях.
Допускается применение пенокамер других конструкций, прошедших огневые промышленные испытания и рекомендованных к применению в установленном порядке.
Д.8. Количество пеногенераторов следует принимать по расчету.
Расчетное число пеногенераторов определяется исходя из расчетного расхода раствора пенообразователя по средней производительности применяемого пеногенератора и округляется в большую сторону.
На резервуаре должно быть не менее двух пеногенераторов.
Пеногенераторы должны быть установлены равномерно по периметру резервуара. На резервуарах с плавающей крышей расстояние по периметру резервуара между пеногенераторами (пеносливами) следует принимать не более 25 м.
Д.9. Запас пенообразователя и воды на приготовление его раствора (расход раствора на один пожар) рассчитывается исходя из того количества раствора пенообразователя, которое необходимо на расчетное время тушения при максимальной производительности принятых к установке пеногенераторов.
Нормативный запас пенообразователя и воды на приготовление его раствора, необходимый для хранения, следует принимать из условия обеспечения трехкратного расхода раствора на один пожар (при наполненных растворопроводах стационарных установок пожаротушения).
Для стационарных установок пожаротушения с сухими растворопроводами следует учитывать потребность в дополнительном количестве раствора пенообразователя для первоначального наполнения сухих растворопроводов.
Д.10. Хранение пенообразователя для систем пожаротушения следует предусматривать в концентрированном виде.
Для хранения запаса пенообразователя следует предусматривать, как правило, не менее двух резервуаров. Допускается предусматривать один резервуар для запаса пенообразователя в количестве до 10 куб.м.
Для хранения запаса пенообразователя в количестве более 10 куб.м допускается предусматривать один резервуар при условии разделения его перегородками на отсеки вместимостью каждого не более 10 куб.м.
Д.11. Свободный напор в сети растворопроводов стационарных установок пожаротушения должен быть при пожаре не более 60 и не менее 40 м перед генераторами пены типа ГПСС или ГП, установленными стационарно или присоединяемыми с помощью пожарных рукавов.
Д.12. При применении на складе нефти и нефтепродуктов стационарных систем автоматического и неавтоматического пожаротушения следует проектировать общую насосную станцию и сеть растворопроводов.
Д.13. Сети противопожарного водопровода и растворопроводов (постоянно наполненных раствором или сухих) для тушения пожара резервуарного парка или железнодорожной эстакады, оборудованной сливоналивными устройствами с двух сторон, следует проектировать кольцевыми с тупиковыми ответвлениями (вводами) к отдельным зданиям и сооружениям (в том числе и к резервуарам, оборудованным установкой автоматического пожаротушения).
Сети следует прокладывать за пределами внешнего обвалования (или ограждающих стен) резервуарного парка и на расстоянии не менее 10 м от железнодорожных путей эстакады.
К наземным резервуарам объемом 10000 куб.м и более, а также к зданиям и сооружениям склада, расположенным далее 200 м от кольцевой сети растворопроводов, следует предусматривать по два тупиковых ответвления (ввода) с разных участков кольцевой сети растворопроводов для подачи каждым из них полного расчетного расхода на тушение пожара.
Тупиковые участки растворопроводов допускается принимать длиной не более 250 м.
Прокладку растворопроводов следует предусматривать, как правило, в одной траншее с противопожарным водопроводом с устройством общих колодцев для узлов управления и для пожарных гидрантов.
Д.14. При применении задвижек с электроприводом в районах с возможным затоплением колодцев грунтовыми водами электропривод задвижки должен быть поднят над уровнем земли и накрыт защитным кожухом.
Приложение Ж
(справочное)
ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
СНиП 2.03.11-85. Защита строительных конструкций от коррозии.
СНиП 2.04.08-87. Газоснабжение.
СНиП 2.04.14-88. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов.
СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы.
СНиП 2.06.01-86. Гидротехнические сооружения. Основные положения проектирования (раздел 12).
СНиП 2.06.15-85. Инженерная защита территорий от затопления и подтопления.
СНиП 2.09.02-85* (изд. 1991 г.). Производственные здания.
СНиП 2.09.03-85. Сооружения промышленных предприятий.
СНиП 2.09.04-87. Административные и бытовые здания.
СНиП 2.11.01-85* (изд. 1991 г.). Складские здания.
ГОСТ 9.602-89. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии.
ГОСТ 17.1.3.05-82 (СТ СЭВ 3078-81). Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами.
ГОСТ 17.1.3.06-82. Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране подземных вод.
ГОСТ 17.1.3.13-86 (СТ СЭВ 4468-84). Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных вод от загрязнения.
ГOCT 17.0.0.04-90. Охрана природы. Экологический паспорт промышленного предприятия. Основные положения.
ГОСТ 12.4.026-76. Цвета сигнальные и знаки безопасности.
ГОСТ 12.1.004-91. Пожарная безопасность. Общие требования.
ГОСТ 12.1.044-89. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения.
СН 174-75. Электроснабжение промышленных предприятий.
СН 441-72*. Указания по проектированию ограждений площадок и участков предприятий, зданий и сооружений.
СН 551-82. Инструкция по проектированию и строительству противофильтрационных устройств из полиэтиленовой пленки для искусственных водоемов.
ВНТП 2-86. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов.
ВНТП 3-90. Нормы технологического проектирования разветвленных нефтепродуктопроводов.
ВНТП 3-85/Миннефтепром СССР. Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовка нефти, газа и воды нефтяных месторождений.
ВНТП 81-85. Нормы технологического проектирования предприятий по переработке нефти и производству продуктов органического синтеза.
ВНТП 01-78. Нормы технологического проектирования морских портов (разделы 3.2 и 5).
ВНТП 76. Нормы проектирования портов и пристаней на внутренних водных путях (с изм. и доп. от 02.11.1982 г., раздел 5) и Руководство по проектированию речных портов, 1982 г.
РД 34.21.122-87/Минэнерго СССР. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений.
РД 39-22-113-78. Временные правила защиты от проявлений статического электричества на производственных установках и сооружениях нефтяной и газовой промышленности.
РД БТ 39-0147171-003-88. Требования к установке датчиков стационарных газосигнализаторов в производственных помещениях и на наружных площадках предприятий нефтяной и газовой промышленности (ТУ нефтегаз).
ВСН 12-87/Минморфлот СССР. Причальные комплексы для перегрузки нефти и нефтепродуктов. Противопожарная защита. Нормы проектирования.
ВСН 01-89/Концерн "Росавтотранс". Ведомственные строительные нормы предприятий по обслуживанию автомобилей.
ВСН 21-77/Миннефтехимпром СССР. Ведомственные указания по проектированию отопления, вентиляции для предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.
ВСН 332-88/Минсвязи СССР. Инструкция по проектированию электроустановок предприятий и сооружений электросвязи, радиовещания и телевидения.
ВСН 333-87/Минсвязи СССР. Инструкция по проектированию. Проводные средства и почтовая связь. Производственные и вспомогательные здания.
ВСН 116-87. Инструкция по проектированию линейно-кабельных сооружений связи.
ВУПП-88. Ведомственные указания по противопожарному проектированию предприятий и сооружений нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.
Правила пожарной безопасности при эксплуатации предприятий Госкомнефтепродукта СССР, 1983 г.
Ведомственные указания по проектированию водоснабжения, канализации и очистке сточных вод предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, 1985 г. Миннефтехимпром СССР.
ВНТП 5-95 (Волгоград, 1995). Нормы технологического проектирования предприятий по обеспечению нефтепродуктами (нефтебаз).
Страницы: | Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4 | Стр.5 | Стр.6 |
| 
