Потери светлых нефтепродуктов при перевозке, хранении и сливо-наливных операциях

Размещено на http://www.allbest.ru/

ПОТЕРИ СВЕТЛЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ ПРИ ПЕРЕВОЗКЕ, ХРАНЕНИИ И СЛИВО-НАЛИВНЫХ ОПЕРАЦИЯХ

Э.А. Алмаханова, Б.У. Жаманбаев

Магистры, ст. преподаватели

Таразский государственный университет им. М.Х. Дулати, г. Тараз

Анализированы способы сокращения потерь от испарения в резервуарах при перевозке, хранении и сливо-наливных операциях.

При эксплуатации объектов хранения, перевозки и сливо-наливных операциях светлых нефтепродуктов, важной задачей которых является сохранение качества и количества хранимого, принимаемого или отпускаемого продукта, неизбежны потери от испарения.

Важной задачей является обеспечение максимальной герметизации всех процессов слива, налива и хранения.

Общие потери нефтепродуктов на транспорте распределяются следующим образом: 59,3% приходится на автомобильный транспорт, 17,5% - на водный, 12,1% - на трубопроводы и перевалочные нефтебазы и 11,1% - на железнодорожный транспорт. Основная доля потерь от испарения приходится на резервуарные парки - 65-70%.

Потери нефтепродуктов из резервуаров классифицируются следующим образом (табл. 1).

Таблица 1. Источники потерь нефтепродуктов

Также следует выделить еще две группы потерь углеводородного сырья, характеризующие естественную убыль и безвозвратные потери при авариях. Согласно «Нормам естественной убыли …» (НТД 153-39-208-2007) под естественной убылью понимаются потери, являющиеся следствием несовершенства существующих в данное время средств и технологии приема, хранения, отпуска и транспорта продуктов. Допускается только уменьшение количества при сохранении качества в пределах заданных требований.

Потери, вызванные нарушениями требований стандартов, технических условий, правил технической эксплуатации, хранения относят к аварийным или сверхнормативным потерям. Сюда же относят потери, вызванные природными стихийными бедствиями или действием посторонних сил.

Одной из «вечных » проблем в области транспорта и хранения является сокращение показателей нормативных и сверхнормативных потерь нефтепродуктов. На сегодняшний день этот показатель составляет 1,5% от добываемой нефти, хотя 30 лет назад она не превышала 2%. Нефть и нефтепродукты проходят сложный путь транспортировки, перевалки, хранения и распределения, при этом до непосредственного использования они подвергаются более чем 20 перевалкам, на которых 75% потерь происходят от испарения и только 25% - от аварий и утечек.

Потери нефтепродуктов от испарения происходят в основном по следующим причинам:

1) от вентиляции газового пространства при открытых люках или плохой работе дыхательной системы резервуаров или танков;

2) от «больших» дыханий при наливе или сливе нефтепродуктов;

3) от «малых» дыханий вследствие повышения температуры газового пространства или расширения газов при понижении атмосферного давления;

4) от насыщения газового пространства резервуаров и танков парами нефтепродукта.

В процессе испарения нефтепродуктов в первую очередь испаряются наиболее ценные легкие фракции углеводородов (ЛФУ). Интенсивность этого процесса зависит от содержания легких углеводородов в нефтепродуктах, от упругости их паров, которая характеризуются величиной избыточного давления, возникающего в герметически закрытом резервуаре вследствие насыщения парами углеводородов газового пространства. Величина упругости паров зависит от температуры поверхности нефтепродуктов, что в результате приводит к значительным потерям ценного топлива, снижению его качества и загрязнению атмосферного воздуха, созданию пожароопасных ситуаций, особенно в теплое время года.

По оценкам специалистов, в РК только за один год потери бензина от испарения на нефтебазах составляют более 47 тыс. тонн (КазМунайГаз), в России - более 100 тыс. тонн. Потери от испарения при наливе нефтей и нефтепродуктов в цистерны Великобритании оцениваются в размере 0,4%-0,6% и достигают 120 тыс. тонн в год. Имеющиеся установки регенерации паров путем охлаждения, конденсации или адсорбции малоэффективны. Американские аналогичные установки уже позволяют регенерировать до 95%, но эффективны только при высокой оборачиваемости резервуаров и концентрации углеводородов в паровоздушной смеси более 35%.

В настоящее время для утилизации (снижения потерь) ЛФУ при хранении нефти и нефтепродуктов применяются различные методы и устройства: газоуравнительные системы, факельное сжигание, мембранное разделение смеси ЛФУ, азотное охлаждение, адсорбция (активированный уголь), абсорбция (нефтяные масла), плавающие крыши, понтоны и т.д. У каждой из перечисленных технологий есть свои достоинства. Общим же недостатком является то, что они не могут гарантированно обеспечить улавливание ЛФУ.

Основными средствами сокращения потерь от испарения нефтепродуктов при эксплуатации резервуаров являются:

1) организационно-технические мероприятия:

- окраска резервуаров белыми эмалями. В результате проведенных опытов (Россия, Украина) доказано сокращение амплитуды колебаний температур газового пространства резервуара и уменьшения потерей в виде испарений из резервуаров, покрашенных белой эмалью;

- герметизация. Эксплуатация резервуаров при проектном давлении до 2кПа (200 мм вод.ст.) также позволяет сократить потери нефтепродуктов (до 30%) по сравнению с резервуарами с нарушенной герметичностью и нулевым давлением в газовом пространстве;

- водяное орошение. Периодическое орошение водой кровли и стенки резервуара понижает температуру газового пространства резервуара и как следствие, приводит к снижению давления в газовом пространстве и блокированию выбросов паров нефтепродукта через дыхательную систему клапана;

- понтоны, плавающие крыши.

Одними из наиболее эффективных средств сокращения потерь бензинов от испарения считаются понтоны. Важная роль в достигаемом сокращении потерь принадлежит их затворам. Однако более герметичные затворы и стоят дороже. В этой связи на этапе проектирования возникает задача выбора оптимального типа затвора для понтона. В основу решения данной задачи авторами положено условие минимума приведенных годовых затрат на сооружение и эксплуатацию понтона. С этой целью была установлена связь между стоимостью одного погонного метра затвора и коэффициентом его герметичности. Последний в свою очередь определяли из формулы Н.Н. Константинова, куда подставляли расчетные потери бензина от испарения, найденные по «Нормам естественной убыли...». В результате преобразований получена зависимость приведенных годовых затрат от степени сокращения потерь, а после исследования ее на минимум - формула для определения оптимального сокращения потерь с помощью понтона. Расчеты, выполненные по полученной формуле, показали, что величина оптимального сокращения потерь бензина от испарения при прочих равных условиях увеличивается с ростом номинального объема резервуара и коэффициента оборачиваемости. Так, для резервуара РВСП 1000 оптимальное сокращение потерь бензина составляет: при коэффициенте оборачиваемости 10 *1/год - около 20%, при 20 *1/год - около 50%, а при 40 *1/год - около 75%. В то же время для резервуара РВСП 10000 оптимальное сокращение потерь при тех же коэффициентах оборачиваемости составляет соответственно 80, 85 и 88%. Это связано с большими потерями бензина из резервуара большей вместимости. Особо необходимо отметить, что для резервуаров малой вместимости и при низкой оборачиваемости применение понтонов оказывается экономически нецелесообразным. Полностью бесполезно применение понтонов при следующих коэффициентах оборачиваемости: РВСП 400 - 20 *1/год, РВСП 700 - 16 *1/год, РВСП 1000 - 4 *1/год. Поэтому для резервуаров РВСП 400-1000 в качестве средств сокращения потерь от испарения необходимо использовать другие средства.

На сегодняшний день наибольший интерес представляют системы улавливания легких фракций (УЛФ), назначение, принцип работы, преимущества и недостатки которых рассматриваются ниже.

Адсорбция

Установка УРП (рис. 1) состоит из двух активированных углеродных фильтров, один из которых соединен с газоуровнительной системой - «режим адсорбции», а другой находится в процессе вакуумной регенерации. Активированный углерод обладает чрезвычайно большой площадью поверхности по отношению к объему, и углеводороды адсорбируется в очень тонком поверхностном слое углерода. Углерод может адсорбировать лишь определенное количество углеводородов до наступления насыщения. Если насыщение происходит в фильтре, то пары проходят через него необработанными. Следовательно, для восстановления производительности углерода требуется его регенерация, что обеспечит эффективную адсорбцию углеводородов в последующем цикле.

Рис. 1. Установка рекуперации паров углеводородов системы Aker Kvaerner Cool Sorption «Углеродной Вакуумно-регенерированной Адсорбции»

Процесс регенерации паров включает две стадии. Сначала в фильтре создается вакуум для обеспечения такого уровня давления, при котором углеводороды начинает десорбировать из угля. На этой стадии извлекается основная часть углеводородов. Извлечение оставшейся части углеводородов из фильтра обеспечивается продувкой воздухом, завершающей процесс регенерации. Использующейся для регенерации вакуумный насос представ-ляет собой насос сухого типа с очень низким энергопотреблением. Из сепаратора высоко обогащенные углеводородами пары поступает в абсорбционную колонку, где большая часть углеводородов абсорбируется встречным потоком абсорбента. Присутствующий при этом незначительный объем воздуха, попавший во время воздушной продувки на стадии регенерации, выходит через верхнюю часть абсорбционной колонки, что приводит к выносу незначительной части углеводородов, подлежащих в дальнейшем возврату в углеродный фильтр в режиме адсорбции.

Установка снабжена функцией автоматического энергосбережения: в случае недостаточной подачи паров или прекращения их подачи все производимые установкой функции переходят в режим ожидания сразу же после завершения регенерации в обоих углеродных фильтрах. Во время пребывания установки в режиме ожидания адсорбция возможна, однако работа всех насосов прекращена. Насосы включаются изредка на короткое время для обеспечения чистоты углеродных фильтров, а также поддержания их в активном режиме. После восстановления нормальной подачи паров запуск установки производится автоматически, при этом восстанавливается непрерывная работа насосов.

Установка УРП полностью автоматизирована и самостоятельно отключается в случае ложного срабатывания системы. Статус установки, локализация какой-либо проблемы и определенная аварийная сигнализация легко идентифицируются на мониторе процесса ПК. Данные обо всех случаях срабатывания аварийной сигнализации автоматически заносятся в память компьютера, где хранятся в течение нескольких месяцев. Кроме того, в базе данных ПК хранятся все важные параметры процесса, такие как циклы давления, температуры, а также уровнях углеводородов и СО (по желанию пользователя системы). Система контроля оснащена современными средствами выполнения дистанционной диагностики.

Максимальная производительность - 1200 м³/час (от 20 до 500000 м³/час в зависимости от назначения), потребление электроэнергии (макс. загрузка) - 80 кВт/час, циркуляция абсорбента - 71 м³/час, гарантийный период для активированного угля углеродных фильтров - 5 лет, средняя концентрация паров углеводородов на выходе установки - не более 35г/м³, эффективность системы - 99,98%.

Рассматриваемый метод имеет следующие недостатки:

- гарантийный период для активированного угля предварительного фильтра - 1 год;

- присутствует возможность резкого повышения температуры углеродного фильтра;

- подача азота в установку в ручном режиме при повышении температуры углеродного фильтра и срабатывании защиты;

- в режиме «малых» дыханий в резервуар попадает чистый воздух, что приводит к новым испарениям нефтепродукта и дополнительному времени работы установки;

- утилизация отработанного активированного угля;

- высокая стоимость;

- в случаях остановки системы для выполнения профилактических или ремонтных работ, будет происходить выброс паров через дыхательные клапана резервуаров.

Абсорбция

Система УЛФ состоит из блочно-комплектной абсорбционной установки по улавливанию легких фракций углеводородов (БКАУ-УЛФ) (установка рекуперации), системы герметизации и сбора легких фракций из железнодорожных цистерн, автомобильных цистерн и танкеров, а также газоуравнительной системы резервуарных парков (ГУС).

Установка БКАУ-УЛФ представляет собой комплект оборудования, связанного между собой трубопроводной обвязкой и имеющей общую систему электроснабжения, контроля и управления (рис. 2).

1 - резервуары; 2 - автоцистерны; 3 - ниппельная система; 4 - сигнализатор напора; 5 - емкость для абсорбента; 6 - насос; 7 - БКАУ-УЛФ; 8 - мембранный блок; 9 - огнеопределитель; - линия паровоздушной смеси; - линия абсорбента

1 - технологический аппарат БКАУ-УЛФ; 2 - насос подачи абсорбента; 3 - насос обкачки абсорбента; 4 - резервуар с абсорбентом; 5 - огнепреградитель; - линия газовоздушной смеси; - линия абсорбента

Рис. 2. Блочно-комплектная абсорбционная установка по улавливанию легких фракций паров углеводородов (ЗАО «НефтеПромАвтоматика», Россия)

В основу оборудования установки БКАУ-УЛФ положен процесс абсорбции. Физическая сущность процесса абсорбции заключается в достижении равновесия между взаимодействующими потоками газа и жидкости за счет диффузии (переноса) веществ из одной фазы в другую.

Сущность процесса заключается в поглощении паров углеводородов абсорбентом. Абсорбент подается из резервуара хранения. Абсорбент поступает сверху и орошает насадочную часть аппарата, а газовоздушная смесь подается снизу и проходит насадочную часть в противотоке абсорбенту. Абсорбент, насыщенный поглощенными углеводородами, возвращается в резервуар хранения. Газовоздушная смесь, с небольшим содержанием углеводородов, выбрасывается через верхнюю часть аппарата в атмосферу или (при необходимости) направляется в блок каталитического доокисления (БКД) для полной утилизации остатков углеводородов.

Сущность процесса доокисления заключается в окислении паров углеводородов при нагревании в присутствии специального катализатора. В качестве абсорбента в установке БКАУ-УЛФ используется дизельное топливо, керосин и т.п. Установка БКАУ-УЛФ сконструирована для циклической работы в автоматическом режиме.

Степень улавливания БКАУ-УЛФ зависит от требований заказчика, экологических служб и составит не менее 80% (абсорбция), до 99,5% (+ доокисление).

Основные технические характеристики:

- тип установки: абсорбционный (с дополнительным блоком каталитического доокисления БКД);

- производительность установки: 200 - 4500 м³/ч;

- производительность насоса подачи абсорбента: от 3 до 40 м³/ч;

- режим работы: циклический, автоматический;

- абсорбент: дизельное топливо, керосин и т.п.;

- температура абсорбента: не более +20 градусов;

- занимаемая площадь: не более 330 м².

Этой системе свойственны следующие недостатки:

- в режиме «малых» дыханий в резервуар попадает чистый воздух, что приводит к новым испарениям нефтепродукта и дополнительному времени работы установки;

- в случаях остановки системы для выполнения профилактических или ремонтных работ, будет происходить выброс паров через дыхательные клапана резервуаров.

Струйно-абсорбционные

Принцип работы струйно-абсорбционной системы следующий (рис. 3). Паровоздушная смесь (I) с эстакады налива бензина подается на вход струйного аппарата (СА) 1. В качестве рабочей жидкости в СА используется бензин, подаваемый с помощью насоса 4. В результате процесса эжектирования в струйном аппарате происходит сжатие паровоздушной смеси и абсорбция бензиновых паров рабочей жидкостью.

После СА газожидкостная смесь попадает в сепаратор 2, где происходит дальнейшая абсорбция паров бензина рабочей жидкостью и отделение воздуха. Окончательная доочистка воздуха от углеводородных паров происходит в абсорбере 5, в который в качестве абсорбента подается бензин, охлажденный в узле захолаживания 6. Очищенный от углеводородов воздух после абсорбера 5 выводится в атмосферу.

1 - жидкостно-газовый струйный аппарат; 2 - сепаратор; 3 - тепло-обменник (устанавливается в случае необходимости); 4 - насос; 5 - абсорбер; 6 - узел захолаживания; I - паро-воздушная смесь; II - очищенный воздух; III - свежая рабочая жидкость; IV - избыток рабочей жидкости

Рис. 3. Схема струйно-абсорбционной системы

Из входящего в САС парогазового потока извлекается до 99% углеводородов. Давление в абсорбере 5 поддерживается с помощью клапана-регулятора, установленного на линии вывода газа из САС. Циркулирующая рабочая жидкость из сепаратора 2 подается на охлаждение в холодильник 3 (устанавливается в случае необходимости), после чего она поступает на прием насоса 4. Для обновления рабочей жидкости предусмотрена подпитка III свежим бензином. Избыток рабочей жидкости IV через клапан-регулятор уровня в сепараторе 2 отводится из установки на эстакаду налива либо в резервуарный парк.

Струйно-абсорбционная система очистки «больших» и «малых» газов дыхания резервуаров отличается от САС эстакад налива системой регулирования и обеспечивает степень очистки воздуха от углеводородов до 99% на бензиновых резервуарах и до 96% на нефтяных.

Основными преимуществами струйно-абсорбционной системы очистки газов дыхания являются:

- отсутствие потребности в расходных материалах и дорогостоящих запчастях;

- высокая конструктивная надежность и простота эксплуатации;

- высокий уровень взрыво- и пожаробезопасности ввиду отсутствия в струйных аппаратах контакта движущихся механических элементов со сжимаемым газом;

- низкая чувствительность струйно-абсорбционной системы к наличию в откачиваемом газе капель конденсата, агрессивных веществ и твердых частиц.

Кроме того, САС не нуждается в использовании газгольдера, поскольку ее производительность рассчитана на максимальный расход газов дыхания (по заявлению производителя) и оборудована современной системой АСУ ТП и ПАЗ. Она также не требует использования дополнительного компрессора для подачи газов дыхания из резервуаров и сливоналивных эстакад в систему очистки воздуха от углеводородных паров.

Данной системе присущи следующие недостатки:

- в режиме «малых» дыханий в резервуар попадает чистый воздух, что приводит к новым испарениям нефтепродукта и дополнительному времени работы установки;

- в случаях остановки системы для выполнения профилактических или ремонтных работ, будет происходить выброс паров через дыхательные клапана резервуаров.

Компрессионные (компрессорные)

Комплекс для резервуарного парка включает в себя газоуравнительную систему с использованием мягких резервуаров-газгольдеров, изготавливае-мых из газо- и жидкостенепроницаемого антистатического материала. Газгольдеры размещаются как на любом пригодном для этих целей участке резервуарного парка, так и внутри резервных резервуаров. В них поступает расширившаяся парогазовая смесь из внутренней полости резервуаров хранения при повышении температуры в последних за счет естественного нагрева («малые» дыхания) в течение дневного времени суток, а также при «больших» дыханиях в процессе заполнения топливом резервуаров. Пары возвращаются обратно в резервуары при снижении температуры их газового пространства в вечернее и ночное время или при отпуске продукта потребителям. Подобные системы используются как на нефтебазах, так и на АЗС (рис. 4).

Наряду с газоуравнительными системами используются установки улавливания легких фракций, обеспечивающие утилизацию паров образую-щихся при заполнении железнодорожных цистерн, автомобилей, танкеров (рис. 5). Эти установки работают на основе компрессорной установки, выпускаемой ОАО «Мелитопольский компрессор» «МелКом», концерна «Укрросметалл» и мягкого резервуара-газгольдера МР-Г-З. Компрессорная установка снабжена теплообменниками со сливными устройствами, автоматической системой отвода конденсата, емкостью для накопления конденсата и насосом для перекачки конденсата. Принцип действия основан на ступенчатом сжатии паровоздушной смеси с последующим охлаждением. Конденсат собирается в накопительной емкости, из которой закачивается в резервуар под слой продукта.

МР-1, МР-2 - мягкие резервуары-газгольдеры МР-Г-З 250; ОК-1, ОК-2 - отсечные клапана Ду 150; Z(MP)1, Z(MP)2, Z(К)1 - затворы поворотные типа «Баттерфляй» Ду 150; Z(MP)7 - затвор поворотный типа «Баттерфляй» Ду 200; Z(КP)2 - кран шаровыйДу 100; ОП - огнепреградитель; ГА-1, ГА-2 - гибкий адаптер; ВК-1, ВК-2 - вентили сброса конденсата (ВК-1 - для отбора проб); С-1 и С-2 - свеча сброса отработанной смеси и аварийная свеча; ВРД - вентиль регулировки давления; К - конденсатосборник компрессорной установки ГШ 1-3/35

Рис. 4. Схема газоуравнительной системы (pressureequalizationsystem) с резервуарами-газгольдерами МР-Г-З и системой компримирования легких фракций нефти и нефтепродуктов на базе компрессорной установки ГШ1-3/35 (НПИК «Зирка», Украина)

1 - резервуар РВС; 2 - система контроля уровня нефти или нефтепродукта; 3 - замерный люк; 4 - клапан дыхательный; 5 - огневой предохранитель; 6 - клапан предохранительный; 7 - трубопровод газовой обвязки; 8 - запорная арматура; 9 - МР-Г-З - мягкий резервуар-газгольдер; 10 - установка утилизации паров нефти и нефтепродуктов - компрессор; 11 - теплообменники; 12 - возврат сконденсированных паров в резервуар; 13 - бак накопления конденсата; 14 - трубопроводы продукта; 15 - автоналив; 16 - стояк для налива автоцистерн; 17 - стояк для налива железнодорожных цистерн; 18 - железнодорожная сливо-наливная эстакада; 19 - насосный агрегат; 20 - устройство нижнего слива; 21 - железнодорожная цистерна; 22 - автоцистерна; 23 - нефтеналивной причал; 24 - танкер

Рис. 5.Схема обвязки наземных резервуаров РВС оборудованных газоуровнительной системой с резервуарами-газгольдерами МР-Г-З и системой утилизации легких фракий нефти и нефтепродуктов при наливе автобензовозов, железнодорожных цистерн и танкеров

Основными преимуществами газоуравнительной системы с резервуарами-газгольдерами МР-Г-З и системой компримирования легких фракций нефти и нефтепродуктов на базе компрессорной установки ГШ1-3/35 являются:

- отсутствие потребности в расходных материалах и дорогостоящих запчастях;

- высокая конструктивная надежность и простота эксплуатации;

- высокий уровень взрыво- и пожаробезопасности;

- в режиме «малых» дыханий в резервуар не попадает чистый воздух, что не приводит к новым испарениям нефтепродукта и дополнительному времени работы установки;

- в случаях остановки системы для выполнения профилактических или ремонтных работ в зимнее время, не будет происходить выброс паров через дыхательные клапана резервуаров;

- отсутствует необходимость в абсорбенте;

- низкая стоимость.

Указанная система имеет следующие недостатки:

- в режиме «больших» дыханий необходима подготовка мягких резервуаров-газгольдеров (предварительная откачка паров);

- значительная занимаемая площадь под мягкие резервуары-газгольдеры.

Окончательный выбор средств сокращения потерь нефтепродуктов для конкретной нефтебазы необходимо делать исходя из годового оборота нефтепродуктов, количества резервуаров, их объема, оборачиваемости каждого резервуара, технического состояния, экономической, экологической целесо-образности. Но в практике широкое распространение получил способ улавли-вания паров нефти и нефтепродуктов, включающий газоуравнительную систему (газовая обвязка резервуаров) с использованием мягких резервуаров-газгольдеров (МР) и системой компримирования легких фракций нефти и нефтепродуктов на базе компрессорной установки ГТ0,8-0,25/41С, ГШ1-3/35 (декларационный патент №47729А, №61305А, Государственное предприятие комбинат «Звезда»).

Газоуравнительная система (газовая обвязка) - оборудование, обеспечивающее выравнивание давления паровой фазы топлива в группе резервуаров (камер), объединенных общей системой деаэрации, т.е. система трубопроводов для паров нефтепродуктов, соединяющая газовые пространства нескольких резервуаров. Для улавливания паров нефтепродуктов применяются резервуары из эластичной оболочки в виде мешков или баллонов, в которые собираются пары от одного или нескольких резервуаров. Емкость мешков достигает 500 м³ при диаметре 7,6 м. Мешки и баллоны изготавливаются из хлопчатобумажной ткани, пропитанной нефте- и бензостойким составом. Эти мягкие резинотканевые резервуары, выпускавшиеся в СССР с 1961 до 1993 года и имевшие срок хранения и эксплуатации до 15 лет и более, предназначались для нужд обороны.

В период с 2000 по 2005 годы департаментом композитных материалов «Флексико» научно-производственной фирмы «Политехника» (г. Москва, Россия,) совместно с отраслевыми институтами и компаниями разработана оригинальная технология производства МР и флекситанк-контейнеров с применением современных материалов в соответствии с международными стандартами качества ISO.

Новые полимерные эластичные резервуары (ПЭР-Н) предназначены для хранения разнообразных жидких продуктов - от дизельного топлива до марочного вина в полевых условиях при температуре окружающего воздуха от -45єС до +50єС. Стандартный объем ПЭР от 4 м³ до 250 м³.

Сравнительный анализ технических характеристик мягких резервуаров МР и полимерных эластичных резервуаров ПЭР приведен в таблице 2.

Применение полимерных эластичных резервуаров (ПЭР) в качестве резервуаров газосборников в замен мягких резервуаров МР позволяет:

- повысить пожарную, экологическую безопасность (газопроницаемость резервуаров ПЭР в 40 раз ниже по сравнению с мягкими резервуарами МР);

- сократить эксплуатационные затраты, затраты при монтаже, демонтаже резервуаров газосборников (окраска резервуаров не требуется, вес резервуаров ПЭР в 4,6 раза меньше по сравнению с резервуарами МР);

- осуществлять эксплуатацию резервуаров газосборников при температурах окружающей среды ниже - 35°С;

- осуществлять эксплуатацию резервуаров газосборников без предвари-тельной окраски их светоотражающими эмалями. При изготовлении внешней оболочки резервуара ПЭР могут применяться полимеры белого цвета;

- осуществлять применение резервуаров ПЭР различных размеров в зависимости от места установки (изготовление под заказ).

испарение нефтепродукт углеводород резервуар

Таблица 2. Технические характеристики МР и ПЭР

Список литературы

1. Тугунов, П.П. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов [Текст] / П.П. Тугунов, В.Ф. Новоселов. - Уфа: Дизайнполиграфсервис, 2002. - 655 с.

2. Арзунян, А.С. Расчеты магистральных нефтегазопроводов и нефтебаз [Текст] / А.С. Арзунян, А.В. Громов, И.И. Матецкий. - М.: Недра, 1992. - 152 с.

3. Средства сокращения потерь нефтепродуктов от испарения

4. Нормы естественной убыли нефти и нефтепродуктов при перевозках, приеме, хранении, отпуске, а также транспортировании по магистральным нефтепродуктопроводам на территории Республики Казахстан [Текст]: НТД 153-39-208-2007.

Размещено на Allbest.ru