3.4.2. Традиционные средства сокращения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения

В настоящее время в качестве средств, уменьшающих потери нефте­продуктов от испарения и соответствующее загрязнение окружающей среды, применяются:

• диски-отражатели;

• газовые обвязки; v

• газоуравнительные системы; \

• покрытия, плавающие на поверхности нефтепродукта. J

Диски-отражатели

Диск-отражатель—это препятствие в форме диска, устанавливаемое на некотором расстоянии под монтажными патрубками дыхательной арматуры (рис. 3,29).

Назначением диска-отражателя является предотвращение перемешивания содержимого газового пространства резервуаров при их опорожнении.

101

Рис. 3.29. Дыхательный клапан с дис­ком-отражателем: 1—дыхательный клапан; 2 — огневой предохранитель; 3—монтажный патрубок; 4—диск-от­ражатель

Рис. 3.30. Распределение концентра­ции по высоте ГП резервуара: 1 —до

выкачки; 2 — после выкачки при от­сутствии диска-отражателя; 3—то же при его наличии

Как правило, распределение концентра­ции углеводородов по высоте газового про­странства (ГП) резервуаров является неравно­мерным: вблизи поверхности нефтепродукта она равна концентрации насыщенных паров C_s, а с удалением к кровле—постоянно убы­вает (кривая 1 на рис. 3.30).

Пусть в резервуаре высотой Н_р в резуль­тате выкачки взлив нефтепродукта изменяет­ся с Н_{ до Н₂. При этом через дыхательную арматуру в резервуар подсасывается воздух со скоростью до нескольких метров в секун­ду. При отсутствии на пути струи воздуха каких-либо препятствий она пронизывает га­зовое пространство резервуаров, интенсивно перемешивая его содержание. В результате распределение концентрации углеводородов по высоте ГП, исключая поверхностные слои, становится примерно одинаковым (кривая 2).

Если же на пути подсасываемого воздуха установить преграду (ей и является диск), то при ударе о нее энергия струи гасится почти наполовину, а направление движения струи изменяется на горизонтальное. В последу­ющем происходит постепенное замещение ПВС вошедшим воздухом, сопровождающе­еся их смешением. При этом в верхней части ГП преобладает воздух, а в нижней—пары нефтепродукта (кривая 3).

Нетрудно видеть, что при последующем заполнении резервуара с диском-отражате­лем в атмосферу, благодаря искусственно созданному неравномерному распределе­нию концентрации по высоте ГП, будет вы­теснено меньшее количество углеводородов, чем из резервуара без диска-отражателя. Положительный эффект будет достигнут, даже если изменение взлива составит Н₂ минус Н_{, поскольку на момент окончания выкачки в резервуаре с диском-отражате­лем средняя концентрация углеводородов

в ГП ниже. Это связано с тем, что после изменения направлений струй воз­духа уменьшается интенсивность омывания ими поверхности нефтепродукта, а следовательно, снижается скорость испарения.

В «Правилах технической эксплуатации нефтебаз» [117] указывается, что диски-отражатели уменьшают потери бензина от испарения на 20...30 %.

Результаты экспериментальных исследований эффективности приме­нения дисков-отражателей в промышленных условиях представлены в рабо-те [71].

Испытания проводились в июне — сентябре 1964 г. на перекачивающей станции магистрального нефтепродуктопровода Уфа—Омск. Из выбранных двух резервуаров РВС 5000 один был оборудован дисками-отражателями под монтажными патрубками двух его дыхательных клапанов, а другой являлся контрольным. Резервуары одновременно заполнялись бензином.

^J 30

			1
	)
	/
		■—	2

			v ' \ 1
		/
		_———	Х2

На рис. 3.31 приведены кривые изменения концентрации углеводородов в ПВС, вытесняемой при заполнении резервуаров с диском-отражателем и без него. Видно, что это изменение соответствует кривым распределения концент­рации по высоте ГП в указанных случаях, приведенным на рис. 3.30.

				1 v
		г
	/			2
Л

о

15 17 19 21 0

часы суток а)

10 11 13 15 17 19

:ысуток в)

Рис. 3.31. Изменение концентрации углеводородов в ПВС, вытесняемой из резервуара с бен­зином при «больших дыханиях»: а) время простоя перед закачкой 15 ч; б) то же 70 ч; в) то же 88 ч; 1 —резервуар без диска-отражателя; 2—резервуар с диском-отражателем

В ходе исследований установлено, что фактическое сокращение потерь S_d, обеспеченное применением дисков-отражателей, составило от 0 до 86 %. Диски-отражатели не давали эффекта в сокращении потерь, если в резервуар при выкачке бензина входил холодных воздух: поскольку он при этом был тяжелее паровоздушной смеси, то проникал вглубь ГП к поверхности нефте­продукта, перемешивая насыщенные слои. Это позволило авторам [71] сделать вывод: «...можно предположить, что в период похолодания осенью и зимние месяцы диски будут малоэффективны». Максимальный эффект был получен, когда после непродолжительного простоя взлив бензина в резервуарах изме­нился с 1,3...1,35 до 3,35...3,65 м.

102

103

100

% 90

80 70 60

-

30

20

10

0

Когда полученные экспериментально величины S_d нанесли на график (рис. 3.32), оказалось, что они приблизительно линейно зависят от суммарного времени выкачки и простоя т_с = т_в + т_пр. Как видно из рисунка, продолжение прямой отсекает на оси абсцисс значение т_с ~ 120 ч (летом 1964 г.). То есть при суммарном времени выкачки и простоя, составляющем около 5 суток, приме­нять диск-отражатель в резервуаре РВС 5000 бесполезно.

								РВС 5001 бензин гУфа			у
♦	4 i
		♦
	N
		N	к
	♦						♦

70

►

80 90 100 110 4 120

10 20 30 40 50 60

Рис. 3.32. Зависимость сокращения потерь бензина от «больших дыханий» при использова­нии дисков отражателей в резервуаре РВС 5000

О бъяснение этому факту достаточно простое. Неравномерное распределе­ние концентрации углеводородов по высоте ГП, искусственно сформированное с помощью диска-отражателя в процессе выкачки бензина из резервуара, не мо­жет сохраняться бесконечно. В результате молекулярной и конвективной диф­фузии молекулы углеводородов перемещаются к кровле резервуаров, и после определенного времени т_с распределение концентрации по высоте ГП в резервуа­рах с диском-отражателем и без него становится практически одинаковым. По результатам испытаний авторы [71] сделали следующие выводы: • диски-отражатели сокращают потери от испарения, в основном, при «боль­ших дыханиях» из резервуара в теплые месяцы года (весна, лето, осень);

104

• процент сокращения потерь дисками может значительно колебаться даже для одного и того же резервуара в зависимости от условий проведения операций;

• увеличения эффективности дисков-отражателей можно достичь умень­ шая время простоя резервуара и увеличивая коэффициент использования емкости резервуара, особенно уменьшая уровень в конце выкачки («мерт­ вый остаток»).

Остальные выводы об эффективности применения дисков-отражателей авторы [71] сделали на основании расчетов по разработанной ими методике:

• при солнечной погоде диски-отражатели для условий примера не дают эффекта начиная с т_пр = 48 ч и больше, а при переменной погоде, когда ско­ рость испарения с поверхности и перенос бензиновых паров в ГП меньше, диски не дают эффекта при т_пр = 100... 110 ч.;

• при прочих равных условиях для автобензина процент сокращения потерь с помощью дисков-отражателей больше, чем для автобензина, что объяс­ няется меньшей упругостью паров последнего;

• при прочих равных условиях уменьшение производительности выкачки в резервуаре РВС 5000 с 1500 до 300 м³/ч приводит к некоторому сниже­ нию эффективности применения дисков: с 63,7 до 60 %—при их располо­ жении в центре кровли и с 57,8 до 54,2 %—на замерной площадке.

К сожалению, результаты промышленных экспериментов и последующих численных расчетов не смогли охватить все возможные условия применения дисков-отражателей:

• не изучено влияние на S_d номинальной емкости резервуаров и места их расположения;

• выводы о влиянии на S_d времени года и коэффициента использования ре- зервуарной емкости не в полной мере подкреплены экспериментальными данными, а соответствующие расчеты в [71] не приведены;

• расчеты эффективности дисков-отражателей выполнены не для всех состояний атмосферы и амплитуды изменения уровня бензина в резер­ вуарах.

С целью устранения указанных недостатков в работе [97] применялся ме­тод численного анализа на ЭВМ с использованием методики [99].

Результаты выполненных расчетов представлены на рис. 3.33.

Влияние вместимости резервуаров на эффективность применения дисков-отражателей изучалось на примере резервуаров РВС 1000, РВС 2000, РВС 3000 и РВС 5000. Условия расчета: место расположения резервуара — г. Уфа, месяц года—июль, состояние облачности атмосферы—переменно.

Установлено, что чем меньше вместимость резервуара, тем выше эф­фективность дисков-отражателей S_M. Объясняется это, по-видимому, тем, что струя входящего воздуха сильнее перемешивает содержимое ГП небольших

105

Месяц-нт 1-PBC1000

2-fBcmo

Э-РВС3000 4-РШ№

S^:

^

60					PBcsooo Месяц'июль 1-Ьлгофй Ъ-Нагадан 4-Муманск $-Астраж<ги1
30		<
	\
		з	\		V
						N
0			"--^	— ■■-.

50 40 40					Месяц P6CS 1-аа< 2-лер	■июль
						000
	\ \					««919
	\
10		\
п		\				\

100 4120

SO № 4 120

				Меощ-шсль РВС5000 2~fy*o,io 4-i*kto

80 100 4 120

60 80 ЮР Ч 120

Рис. 3.33. Зависимость эффективности дисков-отражателей от суммарного времени выкач­ки и простоя: а—влияние номинальной вместимости резервуара; б—влияние температуры ГП; в—влияние места расположения резервуара; г—влияние состояния атмосферы; д—влияние сте­пени заполнения резервуара

резервуаров. В крупных резервуарах струя воздуха и без дисков-отражателей проникает не столь глубоко. Поэтому, когда диски-отражатели устанавливают на резервуарах большой вместимости, эффект от их применения меньше.

Влияние времени года на эффективность дисков-отражателей изучалось на примере резервуара типа РВС 5000, расположенного в г. Уфе, при пере­менной облачности. Установлено, что более эффективны диски отражатели в теплое время года. Связано это, по-видимому, с тем, что зимой концентрация углеводородов в ГП резервуаров относительно мала. Поэтому, хотя диск-отра­жатель и препятствует перемешиванию содержимого ГП перед последующей закачкой, эффект уменьшения концентрации углеводородов в выбросах из ре­зервуаров мал.

Влияние широты места размещения резервуара анализировалось на примере городов Астрахань, Волгоград, Магадан, Мурманск, Уфа для июля. Остальные условия те же, что и в предыдущем расчете.

Из полученных результатов видно, что применение дисков-отражателей в северных и южных широтах малоэффективно. В северных широтах концен­трация углеводородов в ГП мала и низкая эффективность дисков-отражателей объясняется так же, как и в предшествующем случае. Поэтому при выкачке

бензина диск-отражатель эффективно препятствует перемешиванию содержи­мого ГП. Однако за время последующего простоя и выкачки концентрация угле­водородов по высоте ГП успевает снова выровняться, что и приводит к умень­шению эффективности диска-отражателя.

Влияние состояния атмосферы изучалось на примере резервуара РВС 5000, расположенного в г. Уфе, применительно к июлю. Установлено, что при солнечной погоде диски-отражатели эффективны только при т_с < 40 ч. Это связано с тем, что скорости испарения бензина с поверхности «зеркала» и диффузии бензиновых паров больше, чем при переменной и пасмурной по­годе.

Влияние степени заполнения резервуара анализировалось при условиях предыдущего расчета. Видно, что чем больше коэффициент заполнения резер­вуара, тем больший эффект дает применение диска-отражателя. Это связано с тем, что увеличение ц_р приводит к увеличению объема подсасываемого воз­духа при опорожнении резервуара и, соответственно, к тому, что концентрация углеводородов в ГП резервуара без диска-отражателя снижается в большей степени.

Оценивая результаты выполненных расчетов, в целом можно сделать сле­дующие выводы, что применение дисков-отражателей наиболее эффективно на резервуарах небольшой вместимости, расположенных в средних широтах, в теплое время года при переменной и пасмурной погоде и при высоких уров­нях взлива бензина в них.

Для большей наглядности результаты численных исследований эффектив­ности применения дисков-отражателей целесообразно увязать с коэффициен­том оборачиваемости резервуаров.

Хотя режим работы резервуаров является случайным (операции закач­ки, выкачки и простоя чередуются произвольно), условно его можно пред­ставить как последовательную смену выкачки простоем, простоя—закачкой, а закачки — еще одним простоем. Совокупность повторяющихся операций выкачка — простой — закачка — простой назовем циклом. Нетрудно видеть, что каждому циклу соответствует один «оборот» резервуара. Полагая расход закачки равным расходу выкачки получаем, что продолжительность цикла г_ц равна удвоенной сумме времен выкачки и простоя т_с, т. е. т_ц~ 2г_с. Следовательно, число циклов за год (коэффициент оборачиваемости) составит порядка

8760 4380

И з рис. 3.33 видно, что эффективность дисков-отражателей 5д обращается в ноль нри т_с = 40... 120 ч. Легко найти, что им соответствуют коэффициен­ты оборачиваемости от 36 до ПО 1/год. Нефтебаз с подобной оборачиваемос­тью в России практически нет. Но ведь мы определили п_об, соответствующие

106

107

нулевой эффективности дисков-отражателей. Чтобы получить £_д = 20...30%, найденные величины п_об надо примерно удвоить, что дает п_об = 72...220 Угод. Таких коэффициентов оборачиваемости нет даже на магистральных нефтепро-дуктопроводах.

Таким образом, выполненные расчеты позволяют сделать вывод, что при­менение дисков-отражателей в резервуарах с бензином при имеющих место коэффициентах оборачиваемости практически бесполезно.

Газовые обвязки

Газовой обвязкой называется система трубопроводов, соединяющая газо­вые пространства резервуаров с одинаковым нефтепродуктом (рис. 3.34).

Рис. 3.34. Схема газовой обвязки: 1,2, 3—резервуары с нефтепродуктом; 4—дыхательный кла­пан; 5—задвижка; 6—отвод; 7—коллектор; 8—конденсатосборник

К. =

Если одновременно с заполнением резервуара 1 (объем V₃) производится выкачка нефтепродукта из резервуара 2 или 3 (объем V_om), то, благодаря газовой обвязке (ГО), часть паровоздушной смеси (ЛВС) из резервуара 1 не пойдет в ат­мосферу, а по ГО перетечет в резервуар 2. Достигаемое при этом сокращение потерь нефтепродуктов принято характеризовать величиной так называемого коэффициента совпадения операций

(3.36)

Нетрудно видеть, что при отсутствии откачки К_с = 0, т. е. уменьшение по­терь не достигается. Наоборот, при V_om > V₃величина К_с=1, т. е. вся паровоз­душная смесь из резервуара 1 полностью перетечет в резервуар 2, и, следо­вательно, потерь не будет совсем. В остальных случаях (V_om < V₃ при Q_om Ф 0) 0 < К_с < 1, т. е. сокращение потерь нефтепродукта будет частичным.

Отраслевой лабораторией трубопроводного транспорта (ОЛТТ) УНИ (ныне УГНТУ) в конце 70-х—начале 80-х годов был обработан обширный фактический материал с целью определения реально встречающихся коэффи­циентов совпадения операций. Рекомендуемые [114] для использования на эта­пе проектирования резервуарных парков величины К_с приведены в табл. 3.16.

Таблица 3.16—Рекомендуемые величины коэффициентов совпадения операций

Характеристика объекта	1/год
Нефтебазы, осуществляющие прием по трубопроводу или железной дороге, отпуск—в автоцистерны	до 50	0,2...0,5
Нефтебазы, расположенные на водных путях; прием—с любого вида транспорта, отпуск—в нефтеналивные суда, железнодорожные и автомобильные цистерны	до 30	0,1...0,3
Нефтебазы, осуществляющие прием по трубопроводу и железной дороге, отпуск— в железнодорожные и автомобильные цистерны	до 25	0,2...0,4
Станции, на которых производится одновременно прием и отпуск в группе резервуаров с одинаковым нефтепродуктом		0,5...0,7
Станции, на которых не производится одновременно прием и отпуск в группе резервуаров с одинаковым нефтепродуктом, а также наливные станции		0,1...0,3

Сведения о коэффициентах совпадения операций, приведенные в таблице, дают представления о пределах их изменения на различных объектах системы транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов. Однако предсказать ожидае­мую величину А*_сдля проектируемого объекта по табл. 3.16 можно с ошибкой до 300 %.

Из приведенной таблицы видно, что величина коэффициента совпадения операций пропорциональна величине коэффициента оборачиваемости. Данная закономерность вполне объяснима, т. к. чем чаще резервуары заполняются и опорожняются, тем чаще совпадают операции закачки-откачки в разные ре­зервуары.

В работе [69] на основе обработки промышленных данных получены сле­дующие зависимости между К_си n_o6r • для нефтебаз

(3.37)

71,8 + 0,637^

^{к =}

(3.38)

4,2 + 1,09и„₍

для нефти и нефтепродуктов

108

109

Среднеквадратичная погрешность расчета/^ по ним составляет соответст­венно 40 и 33,5 %.

К сожалению, сложившееся представление о том, что коэффициент сов­падения операций в полной мере характеризует достигаемое с помощью ГО сокращение потерь (S₂₀), ошибочно.

Оно основано на предположении, что расход вытесняемой ПВС при запол­нении резервуара равен расходу закачки нефтепродукта, а расход ПВС, посту­пающей в опорожняемый резервуар,—расходу откачки. Однако это не так.

Многочисленными промышленными экспериментами установлено, что расход паровоздушной смеси из заполненных резервуаров превышает расход закачки. Мерой, учитывающей увеличение расхода ПВС над расходом закачи­ваемого нефтепродукта, является коэффициент превышения К_пз, равный отно­шению расхода вытесняемой ПВС к расходу закачки нефтепродукта.

Обследование резервуарных парков Ново-Горьковского НПЗ показано [109], что в летний период при закачке в резервуары бензина с температурой, большей, чем температура начала кипения, величинаК_пз составляет 4...6, а при наличии газового фактора—10... 14.

Аналогичная картина наблюдается при операциях с нефтями, хотя при прочих равных условиях величины К_пз для нефтей меньше, чем для бензинов.

При опорожнении резервуаров вследствие испарения откачиваемого бен­зина (нефти) объем подсасываемого воздуха меньше объема откачки.

Таким образом, коэффициент совпадения операций, рассчитанный по фор­муле (3.36), не является долей, на которую газовая обвязка сокращает потери от испарения. Для определения величины S₂₀ необходимо выразить долю расхо­да ПВС, которая перетекает из заполняемого резервуара в опорожняемые.

Пусть имеется группа из N резервуаров, из которых N₃ заполняется, N_np—простаивает, a N_om—опорожняется. Запишем уравнение состояния ПВС в объединенном ГП резервуаров в дифференциальной форме [130]

I"(Л • V,) = |-(G_mc ■ R_nBC -Т_г), (3.39)

дт от

где Р_г9 Т_г—давление и температура в объединенном ГП объемом V₂\ G_nBC, R_nBC—масса и газовая постоянная ПВС.

Раскрывая скобки в (3.39), после простых преобразований получаем (при dR_IIBC I дт « 0 и дТ_г / дт = 0)

дт '

1 ЭР, 1 ЭК 1 dG_{nRr (3 40)}

Р, дт V, дт G_n

где дР_г/дт, ЭК/Эт, dG_lIBC/дт — скорость изменения параметров Р_г, ¥_г и G_nBC

В процессе «выдоха» (открытый клапан давления):

Q_nBC, (3.41)

дт дт дт

где AQ—разность между суммарными расходами закачки Q₃ и откачки Q_om, т. е. AQ = Q₃ - Q_om; J_s • F_s—масса нефтепродукта, испаряющегося в единицу времени в резервуарах, объединенных ГО; Q_nBC—расход ПВС, вытесняемой из группы резервуаров, объединенных ГО, в атмосферу. Подставляя (3.41) в (3.40), получаем

= (Л Л ~~ Рпвс ' Ипвс ) • \^^AZ)

^JUBC

Отсюда расход ПВС, вытесняемой в атмосферу из резервуаров, объеди­ненных газовой обвязкой, равен

(3.43)

Q_nBC=AQ

Рпвс

Если бы газовой обвязки не было, то расход ПВС из заполняемых резер­вуаров составил бы

F., (3.44)

РпВС₀

где р_пвс —средняя плотность ПВС в ГП резервуаров в отсутствие ГО; J_s - F_s— масса нефтепродукта, испаряющегося в единицу времени в заполняемых ре­зервуарах.

По определению

(3.45)

0— ^{= 1}-^к^ф

^пвс_(]

где К_сэф — эффективный (мгновенный) коэффициент совпадения операций, равный S_3O.

Решая (3.45) относительно К_соф с учетом (3.43), (3.44) и допущении, что Рпвс ~ Рпвс_а, получаем

(3.46)

1 +

■ а

РПВС • пэ

ИПВС ЪСз

Из формулы (3.44) видно, что эффективность газовой обвязки при опера­циях с легкоиспаряющимися нефтями и нефтепродуктами всегда меньше, чем К_с. Различие тем больше, чем интенсивнее испаряется углеводородная жид­кость.

Кроме того, К_сэф тем меньше, чем больше J_s • F_s, т. е. чем больше резервуа­ров объединено газовой обвязкой.

110

111

Газоуравнительные системы

Газоуравнительной системой (ГУС) называется газовая обвязка, к которой подключен какой-либо газосборник. Благодаря этому при несовпадении опера­ций закачки и откачки часть ПВС аккумулируется в нем, что делает ГУС более эффективной, чем ГО.

Роль газосборников могут играть газгольдеры низкого или высокого дав­ления. Эластичные емкости, а также металлические емкости переменного объема (газосборники типа «дышащий баллон»). Возможные варианты их при­соединения к резервуарам показаны на рис. 3.35.

а )

Рис. 3.35. ГУС с газосборником переменного объема: 1 —резервуар с бензином; 2—дыхатель­ный клапан; 3—газовая обвязка; 4—газгольдер низкого давления; 5—газосборник типа «дыша­щий баллон», либо резинотканевый газосборник

Конструкции сухих и мокрых газгольдеров низкого (до 4000 Па) давле­ния известны. Преимущество сухих газгольдеров перед мокрыми заключается в сокращении расхода металла, занимаемой площади, капитальных и эксплуа­тационных расходов, в устранении увлажнения паровоздушной смеси. Однако сухие газгольдеры имеют также существенные недостатки. В зимнее время влага, присутствующая в газе, образует на внутренней поверхности газгольде­ра легкую корку, затрудняющую передвижение подвижного диска. При утеч­ках через уплотнения диска в пространстве между подвижным диском и кры­шей газгольдера возможно образование взрывоопасной смеси газа с воздухом. Кроме того, при изготовлении газгольдеров требуется повышенная точность.

Газгольдеры высокого (до 1,8 МПа) давления представляют собой сталь­ные сосуды цилиндрической или сферической формы. При равном геометри­ческом объеме с газгольдерами низкого давления их аккумулирующая способ­ность в десятки и даже в сотни раз больше. Газгольдеры высокого давления не имеют подвижных элементов и поэтому их проще изготавливать и эксплуати­ровать.

Общим недостатком применения газгольдеров являются большие метал-лозатраты.

С целью уменьшения металлозатрат в системы улавливания легких фрак­ций нефти и нефтепродуктов предложено выполнять газосборники из доста­точно эластичного материала (хлопчатобумажная ткань, пропитанная нефте-и бензостойким составом) в виде мешков или баллонов.

Работа эластичных газосборников в принципе не отличается от работы резервуаров с «дышащими крышами». Их объем достигает 500 м³ при диамет­ре 7,6 м.

Вследствие короткого срока службы эластичных газосборников они не по­лучили распространения.

В качестве альтернативы эластичным газо сборникам были предложены «дышащие баллоны» из стали. Они представляют собой плоские резервуа­ры большого (12...45 м) диаметра и малой (1... 1,5 м) высоты. Крыша и днище газо сборников изготовлены из листовой стали толщиной 2 мм. При наполнении парами крыша газосборииков поднимается на высоту 2...4,5 м. Газосборники типа «дышащий баллон» (за рубежом их называют «баллоны Виггинса» не тре­буют больших капитальных затрат и эксплуатационные расходов.

ЛПДС «Салават» Уральского управления магистральных нефтепродук-топроводов (ныне ОАО «Уралтранснефтепродукт»)—одно из немногих мест в СССР, где такие газосборники были внедрены. В 1962 г. здесь была соору­жена ГУС с двумя газосборниками типа «дышащий баллон» объемом 1000 м³ каждый. Их испытания показали следующее. При заполнении и опорожнении газосборников образуются многочисленные трещины длиной 20...35 мм; их количество увеличивается в прогрессии с увеличением числа циклов заполне­ния и опорожнения. Подъем и опускание кровли происходит резкими толчками с образованием в металле острых углов, где и возникают трещины. Поскольку эксплуатация газосборников типа «дышащий баллон» оказалась небезопасной, они были демонтированы и списаны в металлолом.

Сведения о том, насколько более эффективной является ГУС по сравне­нию с ГО, в литературе отсутствуют.

Выполним оценку коэффициента совпадения операций резервуаров, объе­диненных ГУС. По определению

(3.47)

112

113

где ¥_сгус—объем «выдоха», предотвращенный ГУС; V_3ClK—объем партии зака­чиваемого в группу резервуаров нефтепродукта.

Величина ¥_сгус принимает следующие значения. Если из группы резер­вуаров, объединенных ГУС, откачка не производится (¥_от = 0), то очевидно, что ¥_сгус равен объему ПВС, аккумулируемой газосборником ¥_ак. Если объ­ем откачки нефтепродукта из группы резервуаров превышает объем закачки нефтепродукта в нее (¥_от> ¥₃), то ПВС в газосборнике не аккумулируется и система работает как газовая обвязка: поэтому ¥_сгус =¥₃. Если же объем за­качиваемого в резервуары нефтепродукта превышает объем откачки (¥₃ > ¥_от), то У_с г_Ус ^{= m}^ⁿ \Уз 5 \т ⁺ Кк} • То есть ¥_сгус равно меньшему из двух значений V₃wmV_om+V_m.

Таким образом можно записать [131]

при V_om=0

(3.48)

Легко показать, что в абсолютно жестком газо сборнике в момент открытия клапана давления находится объем ПВС, равный ¥_гс- Р_г2/ Р_нз. Таким образом его аккумулирующая способность равна

(3.51)

V =V P IP -V =V • ^г2 -

^Уак ^Угс ^Гг2 I ^Ги.з ^Vгс ^Угс \ р

Максимальную аккумулирующую способность газосборника постоянно­го объема найдем, предположив, что заполнение группы резервуаров начина­ется сразу после их опорожнения, т. е. что Р_из= Р_г[—давлению, при котором открывается клапан вакуума. Обычно для резервуаров типа РВС принимают [10], что Р_г1= 101 325 Па, а Р_г2= 103 325 Па. Поэтому по формуле (3.51) неслож­но подсчитать, что ¥_актах = 0,0218 ¥_гс, т. е. газосборник постоянного объема для них вмещает максимум чуть больше 2 % своего геометрического объема.

Однако в [71 ] рекомендуется принимать, что в дневное время Р_г1 ~ Р_ат = = 101325 Па. В этом случае для резервуаров типа РВС

Так как при ¥_от — 0 выполняется неравенство ¥_от < ¥₃, то формулу (3.48) можно упростить

_ fV; при у_ж > V,

С учетом (3.36) легко показать, что дополнительный эффект сокращения потерь, благодаря использованию газосборника, составит

10 при V_om > V₃

г 1 • (3.50)

min{v«;V,-vJ/V₅ при V_om < V_:i

Итак, подключение газосборника к ГО дает эффект только в том случае, когда ¥_от < ¥₃. При этом дополнительное сокращение потерь равно меньшей из двух величин ¥_ак I ¥₃ (газосборник переполнен) или (¥₃- ¥_от) I ¥₃—газосбор­ник заполнен частично.

Выразим величину объема ПВС У_ак, аккумулируемого газосборником, имея в виду, что он может быть постоянного или переменного объема.

Газосборник постоянного объема. Пусть в качестве газо сборника исполь­зуется емкость, имеющая неизменный объем ¥_гс. Так как газосборник подклю­чен к газовому пространству резервуаров напрямую, то его аккумулирующая способность обусловлена тем, что при «выдохе» давление в ГП резервуаров Р_г2 больше, чем в момент начала закачки Р_нз.

01 325

т. е. аккумулирующая способность газосборника составляет менее 2 % от его геометрического объема.

Учитывая, что концентрация углеводородов в ПВС редко превышает 50 %, можно утверждать, что с помощью газосборника постоянного объема можно со­кратить потери нефтепродуктов менее чем на 1 % вместимости газосборника.

Газосборник переменного объема. Из какого бы материала не был изго­товлен газосборник, он все равно не бывает абсолютно пустым. Его объем ми­нимален (¥_mki) при давлении в ГП, соответствующем условиям срабатывания клапана вакуума, т. е. при Р_г1 =Р_а - Р_т.

Пусть геометрический объем газосборника находится в степенной зависи­мости от давления в объединенном ГП резервуаров

^, (3.52)

где А, В—эмпирические коэффициенты; Р_г—текущее давление в ГП.

Поскольку с увеличением давления объем газосборника не может увели­чиваться бесконечно, то очевидно, что В < 1. С физической точки зрения также понятно, что чем «жестче» газосборник, тем величина коэффициента А мень­ше. В предельном случае для абсолютно жесткого газосборника А = 0.

В момент начала закачки нефтепродукта в группу резервуаров Р_г = Р_нз, а в момент открытия клапана давления Р_г=Р_г2=Р_а+Р_кд Следовательно, аккуму­лирующая способность газосборника переменного объема равна [70]

114

(3.53) 115

Для абсолютно жесткого газосборника (А = 0) формула (3.53) переходит в (3.51).

Для определения коэффициентов АиВ необходимо иметь данные о гео­метрическом объеме полости газосборника (¥_гс) при двух произвольных давле­ниях. Пусть дано, что при Р_г = Р_г¥_гс = ¥_г, а при Р_г = P₂V_X = V₂.

Запишем систему уравнений

(3.54)

Для сравнения найдем геометрический объем газосборника в момент от­крытия клапана давления

Р_гд^в = 100 + 8,28 • (103 325 - 101 125)⁰⁴⁷ = 408,3 м³.

Сравнивая величины V_aK и У_гс, видим, что аккумулирующая способность газосборника переменного объема рассматриваемой конструкции (с данными величинами коэффициентов Аи В) составляет только 53 % от его геометричес­кого объема в момент открытия клапана давления.

В табл. 3.17 приводятся данные о зависимости аккумулирующей способ­ности того же газосборника от V_min.

Вычитая первое уравнение из второго, несложно получить

V —V

(3.55)

^У2 ^У1

Подставив (3.56) во второе уравнение 3.54, после несложных преобразо­ваний получаем

Таблица 3.17-

-Зависимость V_aK от V_min

	10	25	50	75	100
VaK, м3	195,3	197,4	201,8	207,7	216,5
Угс, м3	387,7	389,7	394,0	399,8	408,3
^,/^.•100%	50,4	50,7	51,2	52,0	53,0

(3.56)

-v

mm

1п-

Р -Р

р -Р

^Г2 ^Гг2

Пример. Определить аккумулирующую способность резинотканевого га­зосборника, у которого F_min= 100 м³; при Р₁ = 101 325 Па ; V_x = 200, а при Р₂ = 102000 Па; V₂ = 300 м³. Принять Р_г1 = 101125 Па; Р_г2 = 103 325 Па; Р_нз = 101 325.

Решение. По формулам (2.12), (2.13) находим величины эмпирических коэффициентов

In

200 - 100

= 0,47;

300 - 100

In

101. 3 25 - 101 125

102. 000 - 101 125

300 - 200

= 8,28.

(102 000 - 101 125)⁰'⁴⁷ - (101 325 - 101 125)⁰'⁴⁷

По формуле (3.53) находим искомую аккумулирующую способность га­зосборника

103 325 101 325

• [l00 + 8,28 • (103 325 - 101 125)⁰⁴⁷] -•

Нетрудно видеть, что изменение F_min в 10 раз приводит к изменению акку­мулирующей способности газосборника менее чем на 3 %.

С учетом того, что при операциях с нефтепродуктами имеет место донасы-щение газового пространства резервуаров, реальное сокращение потерь при использовании газосборника переменного объема будет еще ниже.

Эффективный коэффициент совпадения операций резервуаров, соеди­ненных ГУ С. Задача определения К_эфгус достаточно сложна. Поэтому решим ее в упрощенной постановке *^}.

В общем случае период совпадения операций т_с может быть разбит на 2 этапа. Во время первого продолжительностью т> «выдох» ПВС в атмосфе­ру полностью предотвращается увеличением объема газосборника и поэ­тому К_с = 1. Во время второго этапа газосборник в объеме уже не увеличи­вается и потому ГУС работает как обычная газовая обвязка, т. е. К_с^= К_сэф-Эффективный коэффициент совпадения операций для ГУС за весь период т_с найдем по правилу пропорционального сложения.

^Кэф.гус ~~'\ ^К^ "^Т1 ⁺"

-О] = *+*.*• (1-?7), ⁽³-⁵⁷⁾

где r_L —доля I этапа в рассматриваемом периоде, x_v =r_v /' т_с.

Таким образом задача определения К_эфгус сводится к определению време­ни т_Р

...- 100 - 8,28 - (103 325 - 101 125 )⁰'⁴⁷ = 216,5 м³.

* Задача решена совместно с аспирантом С. Л. Щепиным

116

117

Для его определения выразим массу ПВС в объединенном ГП резервуаров и газосборника в момент открытия клапана давления. С одной стороны, она равна сумме массы ПВС в момент начала рассматриваемого периода и массы испарившегося нефтепродукта

(3.58)

G_nBCl = Рпвс,,,., • [У„, + У_к {P.,)]+J_s-F_s-r₁,

где А7яс_иэ>К.*>Кс (^н.,)—плотность ПВС, объем ГП резервуаров и объем га­зосборника в момент начала закачки; J_s— средняя плотность потока массы испаряющегося нефтепродукта; F_s—суммарная площадь «зеркала» всех ре­зервуаров.

С другой стороны масса ПВС в рассматриваемый момент времени

G_mc,=p_m)C,-[V_A+V_K{P_ft)], (3.59)

где р_ПВС2,У_г2,У_гс {Р_г2)—плотность ПВС, объем ГП резервуаров и объем газо­сборника в момент открытия клапана давления.

Так как левые части (3.58) и (3.59) равны, то, следовательно, равны и пра­вые, т. е.

РпВС_ьз • [К, + Угс №, )] + J_S • F_S '*! = РПВС, ' [V_g2 + У_гс {?_Л )] • (3-60)

Имея в виду, что У_г2 =V_H3 -(Q₃ - Q_om) • т_т и решая (3.60) относительно z>, получаем

(3.61)

-Q

Рпвс₂

--з J^ot

где AQ—разность суммарных расходов закачки и откачки.

Пусть величина V_H3 равна примерно половине суммарного номинального объема резервуаров, т. е. V_U3 = 10 000 м³. Для указанных условий зависимость г> от AV_X и AQ приведена в табл. 3.18.

Таблица 3.18—Зависимость времени «переполнения» газосборника от изменения его объема и разности расходов закачки-откачки

AQ, м3/ч	Величина г7 (ч) при АУгс (м3)
	0	500	750	1000	1500	2000
0	0,47	1,57	2,12	2,68	3,78	4,88
500	0,22	0,75	1,01	1,27	1,80	2,32
1000	0,15	0,49	0,66	0,84	1,18	1,52

Из нее видно следующее:

1. при полном совпадении операции, когда Л£?= 0, в отсутствие газосборника клапан давления откроется через 0,47 ч; увеличение AQ ведет к уменьше­ нию этого времени;

2. при часто встречающейся на практике величине AQ = 500 м³/ч даже при А У_гс= 1000.. .2000 м³ величина z>= 1,27.. .2,32 ч, тогда как продолжительность операций закачки-откачки составляет до 8... 10 ч;

3. в неблагоприятных условиях, когда AQ = 1000 м³/ч, величина z> составляет всего 0,84...1,52 ч.

Выполненные расчеты позволяют сделать вывод о том, что подключение к газовой обвязке газосборника даже переменного объема не решает проблемы сокращения потерь нефтепродуктов от испарения.

Покрытия, плавающие на поверхности нефтепродукта

В качестве покрытий, плавающих на поверхности нефтепродукта и пре­пятствующих его испарению, применялись и применяются плавающие защит­ные эмульсии, микрошарики из пластмасс, понтоны и плавающие крыши.

Защитные эмульсии

Способ сокращения потерь от испарения путем применения защитных эмульсий заключается в том, что на поверхность нефтепродукта помещается текучая концентрированная эмульсия с меньшей плотностью, чем у защи­щаемого нефтепродукта. Достоинством данного способа сокращения потерь от испарения является то, что эмульсия хорошо распространяется по всей по­верхности нефтепродукта, изолируя ее от ГП, независимо от степени отклоне­ния стенки резервуара от цилиндрической формы. Защитные эмульсии могут быть применены как во вновь строящихся, так и в уже эксплуатирующихся резервуарах с любой конструкцией кровли без ее модернизации.

В настоящее время известны защитные эмульсии различного состава. Например, НИИТранснефть (ныне ИПТЭР) провел [96] испытания эмульсии следующего состава (% мае): топливо ТС-1—56; вода—21,6; этиленгликоль— 1,2; желатин сухой—0,3. Эмульсия представляла собой белую однородную вязкую массу плотностью 810 кг/м³.

Эмульсия испытывалась в резервуаре емкостью 600 м³ на нефти плотнос­тью 857 кг/м³. Толщина эмульсии на поверхности нефти в начале испытания достигла 20 см. Испытания защитной эмульсии показали, что она сокращает потери нефти от испарения в среднем на 80 %. Однако ее стабильность (срок службы) составила только 3 месяца, после чего эмульсия разрушилась и осела на дно резервуара. Из-за непродолжительности срока службы эмульсии срок ее окупаемости более чем в 10 раз превысил срок службы. В результате испытан­ная эмульсия промышленного применения не нашла.

118

119

Еще один препятствующий испарению состав предложен в «Гипро-морнефтегаз». Он включает (% мае): латекс БСНК —79,3..,83,7; натриевую соль нафтеновых кислот мылонафта—16,0...20,0 и натриевые соли карбокси-метилцеллюлозы — 0,3...0,7. По информации разработчиков он уменьшает потери нефтепродуктов от испарения на 17...21 %, что совершенно недоста­точно.

Во ВНИИ для предотвращения испарения легких фракций нефтепродук­ тов предложен состав, включающий (% мае): полиакриламид— 1,02..Л,12; сульфоэтоксилат натрия—0,35...0,50; бихромат калия—0,94...0,95; хромока- лиевые квасцы—0,07...0,20 и воду (остальное). Исследования разработчиков показали, что эффект от применения данного состава зависит от его плотности и толщины. Установлено, что при плотности состава менее 500 кг/м³ происхо­ дит разрыв покрытия парами нефтепродукта, а при плотности выше 700 кг/м³

его погружение в нефтепродукт. Оптимальным, по мнению разработчиков, является соотношение плотностей нефтепродукта и покрытия 1 : (0,66...0,93). Кроме того, было установлено, что при толщине покрытия менее 0,5 % от вы­соты взлива бензина в модельной емкости сплошности защитного покрытия обеспечить не удается: на его поверхности образуются пузыри, деформации и разрывы от напряжений, создаваемых парами нефтепродуктов, образующи­мися под покрытием.

Испытания состава проводились в резервуаре объемом 10 м³ с площадью поперечного сечения 2,5 м². Резервуар был заполнен бензином Аи-93 на высоту 1,5 м. Предварительно подготовленный аэрированный вязкоупругий матери­ал в объеме 0,05 м³ закачивался в емкость насосом через приемный патрубок под уровень бензина. Поскольку плотность состава была равна 620 кг/м³, то он всплывал в бензине и растекался по его поверхности, образуя слой толщиной 0,1 м. Через 2...2,5 ч состав приобрел упругие свойства, эффективно разделяя нефтепродукт и воздух. В ходе испытаний было достигнуто сокращение потерь бензина от испарения на 87...99 %.

Основным препятствием к применению данного состава является высо­кое содержание воды: при отрицательных температурах покрытие частично примерзнет к стенке резервуара, а частично будет разорвано образующимся льдом.

Испытания других типов защитных эмульсий выявили еще один недоста­ток: при опорожнении резервуаров в случае низкого уровня взлива нефтепро­дукта защитная эмульсия захватывается образующейся воронкой, вследствие чего забиваются насосы и фильтры.

Микрошарики

Микрошарики из пластмасс также служат для уменьшения поверхности испарения нефтепродуктов. Они представляют собой микросферы диаметром

от 10 до 250 мк, изготовленные из фенольно-формальдегидных или карбомид-ных смол и заполненные инертным газом—азотом.

Проведенные в лабораторных и промышленных условиях испытания по­казали [96], что микрошарики, плавающие на поверхности нефти или бензи­на слоем толщиной 20...25 мм сокращают потери от испарения по сравнению с потерями из резервуаров с незащищенной поверхностью: бензинов — на 35...50 %, нефти—на 80 %. При этом используемый объем резервуаров с раз­личной конструкцией кровли не уменьшается.

В то же время были выявлены и недостатки применения микрошариков: их унос из резервуаров вместе с откачиваемым нефтепродуктом, а также нали­пание на стенки резервуара. По этим причинам они не нашли применения.

Понтоны

Понтоном называется жесткое плавающее покрытие, помещаемое в резер­вуар со стационарной кровлей с целью уменьшения скорости насыщения ГП парами нефтепродуктов фис. 3.36).

Рис. 3.36. Резервуар с металли­ческим понтоном: 1—настил понтона; 2 — металлические ко­роба-сегменты; 3—уплотняющие затворы металлического понтона и направляющих; 4 — труба для ручного отбора проб; 5 — кожух пробоотборника ПСМ; 6 — опор­ные стойки

_ч Конструктивно понтон представляет собой жесткую газонепроницаемую конструкцию в форме диска, закрывающую не менее 90 % поверхности неф­тепродукта и снабженную затвором, уплотняющим кольцевой зазор между диском и стенкой резервуара. По материалу, из которого изготовлен диск, раз­личают металлические и синтетические понтоны)

120

121

Рис. 3.38. Схема жесткого затвора типа «Виггинс» двухдисковой плавающей крыши: 1—вторичное уплотнение; 2 — стенка резервуара; 3 — подвеска башмака; 4 — металлический башмак; 5 — гаситель колебаний; 6 — зажим первичного уплотнения; 7—первичное резинотканевое уплотнение; 8—рычаг подвески башмака; 9 — атмосферный щиток; 10 — кольцевой обвод плаваю­щей крыши

123

Типы металлических понтонов приведены на рис. 3.37:

1. чашеобразные однодечные;

2. однодечные с периферийным открытым коробом, разделенным на отсеки;

3. однодечные с периферийным закрытым коробом, разделенным на отсеки;

4. двудечные, разделенные на отсеки.

_{i i i i k}

Рис. 3.37. Основные типы металлических понтонов: а—чашеобразный однодечный; б—одно-дечный с периферийным открытым коробом, разделенным на отсеки; в — однодечный с перифе­рийным закрытым коробом, разделенным на отсеки; г—двудечный, разделенный на отсеки

Нетрудно видеть, что в порядке упоминания металлоемкость понтонов возрастает. Но одновременно увеличивается их непотопляемость.

Синтетические понтоны значительно менее металлоемки. Они разнообраз­ны по конструкции. Например, понтон, разработанный ВНИИСПТнефть (ныне ИПТЭР) состоит из кольца жесткости, на которое натянута сетка, служащая основой для ковра из газонепроницаемой полиамидной пленки. Плавучесть данной конструкции обеспечивается поплавками, выполненными из химичес­ки стойкого к нефтепродуктам пленочного пенопласта.

Получили распространение и синтетические понтоны из пенополиуретана (ППУ). Понтон конструкции СКБ «Транснефтеавтоматика», например, вклю­чает периферийное кольцо, обеспечивающее прочность и жесткость в месте крепления кольцевого затвора, центральную часть, несущее кольцо с элас­тичным вкладышем, формирующее борт понтона и позволяющее закрепить затвор. Для предотвращения насыщения ППУ нефтепродуктом, его поверх­ность покрывается полиуретановым латексом, а для придания поверхности понтона токопроводящих свойств — саженаполненным латексом.

Понтон «Coverblot» компании «Larosch Buvj» изготавливают из панелей жесткого пенопласта, облицованных с обеих сторон алюминиевым листом. Панели скрепляют болтами с помощью зажимных планок.

~

( Независимо от конструкции все понтоны должны быть заземлены (чтобы избежать разрядов статического электричества), снабжены направляющими (чтобы предотвратить вращение конструкции под воздействием струй нефте­продукта), а также опорами (чтобы обеспечить возможность зачистки и ремон-

122

Одним из важнейших узлов любого понтона является уплотняющий коль­цевой затвор, т. к. именно от качества герметизации зазора между газонепрони­цаемым «диском» и стенкой резервуара в значительной степени зависит дости­гаемая величина сокращения потерь нефтепродукта от испарения.

В настоящее время в мире известно свыше 300 конструкций затворов для понтонов. Однако используется только около двух десятков, удовлетворяющих следующим требованиям:

• высокая плотность прилегания затвора при большой выборке кольцевого затвора;

• устойчивость к истиранию;

• работоспособность в широком диапазоне температур (от -40 до 80 °С);

• химическая инертность по отношению к нефтепродукту;

• простота при сборке и эксплуатации. Различают жесткие (с механическим

уплотнением) и мягкие (с жидким, воздуш­ным, газовым или эластичным синтетичес­ким наполнителем) затворы,? [ 102].

Затворы жесткого типа применяются уже много лет, и их конструкция достигла определенного технического совершенства. Они отличаются прочностью и в то же вре­мя создают относительно небольшое дав­ление на корпус резервуара, хорошо цент­рируют понтон, не примерзают к стенкам емкости.

Основными частями жестких затворов являются металлические детали (башмаки, рычаги, пружины) и эластичные элементы (рис. 3.38). Главная особенность жесткого затвора - использование в его конструкции полосы тонколистового металла (обычно из оцинкованной стали толщиной около 1,6 мм для сварных резервуаров и 3,2 км для клепаных), или так называемого баш­мака, скользящего по корпусу резервуара. Его высота обычно составляет 0,9..Л,2 м, что обеспечивает относительно большую поверхность контакта со стенкой резервуа-

pa. Башмаки, состыкованные друг с другом, образуют плотное кольцо, которое прижимается к корпусу резервуара системами рычагов или пружин.

Кольцевой зазор между башмаком и понтоном герметизируется эластич­ной (например, резинотканевой) мембраной, крепящейся болтами или зажима­ми к башмаку и кольцевому ободу понтона.

Затворы мягкого типа либо целиком изготавливаются из упругого ма­териала, либо включают оболочку, заполненную каким-либо наполнителем. Цельноупругие мягкие затворы изготавливают, как правило, из резиноткане­вых материалов. Однако практика показала, что при эксплуатации такие затво­ры быстро теряют жесткость и провисают, открывая кольцевое пространство для испарения нефтепродукта.

Более распространенными являются мягкие затворы в виде оболочки из бензостойких материалов и заполнителя—морозостойкой жидкости (керо­син, газойль и др.), газа (воздух, азот) или вспененного вещества. Материалы оболочки и заполнителя отличаются высокой эластичностью, хорошей амор­тизирующей способностью и стойкостью к воздействию ароматических уг­леводородов. Благодаря этому мягкие затворы обладают высокой гибкостью и обеспечивают полное устранение кольцевого газового пространства, в кото­ром возможно скопление взрывоопасной паровоздушной смеси, за счет полно­го или частичного погружения уплотнителя в нефтепродукт.

Мягкие затворы с морозостойким жидким наполнителем обеспечивают хорошее уплотнение, просты в изготовлении и монтаже. Однако эластичный материал оболочки затвора находится под постоянными нагрузками и посте­пенно истирается. Поэтому нередко оболочку делают двойной с внешней рифленой поверхностью и специальной пропиткой. Кроме того, почти во всех затворах с жидким наполнителем требуется поддерживать постоянное давле­ние жидкости и для этого на понтоне устанавливаются бачки с резервной жид­костью.

Мягкие затворы с эластичным наполнителем (поролон, пенополиуретан и др.) более стойки, надежны и долговечны, поскольку даже при повреждении оболочки они сохраняют работоспособность. Вместе с тем от постоянного сжа­тия пенополиуретан может деформироваться.

В целом мягкие затворы, имеющие меньшую противоабразивную устой­чивость, предпочтительны в тех случаях, когда на стенки резервуаров нанесе­ны защитные покрытия.

Сравнительные характеристики затворов различного типа приведены в табл. 3.19 [105].

В нашей стране наибольшее распространение получили затворы типов: шторный, РУРП-1, УЗПК-1 (жесткие) и петлевой, РУМ-1, РУМ-2 (мягкие).

Таблица 3.19-—Сравнительная характеристика затворов мягкого и жесткого типов

Тип затвора	Исполнение уплотнительного элемента	Достоинства	Недостатки
Мягкий	Цельноупругий	Прост в изготовлении и монтаже	Не обеспечивает надежного уплотнения, так как материал стареет, теряет упругость и затвор повисает, оставляя открытым кольцевой зазор
	С жидкостным наполнителем	Удовлетворительная плотность прилегания к стенке резервуара, компактность при транспортировке	Оболочка испытывает рабочие воздействия (истирание, химическое повреждение), уязвимость (минимальное отверстие в оболочке приводит к утечке жидкого наполнителя)
	С газовым наполнителем	Прост в изготовлении, монтаже, компактность при транспортировке, пожаробезопасность наполнителя	Большая свободная поверхность жидкости под затвором, необходимость регулирования давления газа, уязвимость оболочки и рабочее воздействие на нее
	С губчатым наполнителем	Прост в изготовлении, монтаже и эксплуатации, долговечен по сравнению с другими мягкими затворами	Ограниченное изменение ширины затвора, наполнитель от постоянного сжатия деформируется и теряет упругость
Жесткий	Уплотнение за счет противовеса	Большая выборка зазора, завеса не испытывает рабочего воздействия, хорошая центровка крыши при относительно небольшом давлении на стенку резервуара	Неплотное прижатие скользящего листа к стенке резервуара и его износ, пожароопасность, трудоемкость изготовления и монтажа, наличие газового пространства под затвором, необходимость противокоррозионной обработки деталей
	Уплотнение за счет собственного веса затвора	Тоже	Недостаточная плотность уплотнения, низкая надежность, пожароопасность, трудоемкость изготовления и монтажа, противокоррозионная защита деталей
	Уплотнение за счет работы цилиндрических пружин	Тоже	Недостаточная плотность, пожароопасность, трудоемкость изготовления и монтажа
	Уплотнение за счет работы пластинчатых пружин	Несколько большая плотность уплотнения и надежность по сравнению с жесткими затворами других типов	Трудоемкость изготовления и монтажа, износ, пожароопасность, необходимость противокоррозионной защиты деталей

124

125

Шторный затвор (рис. 3.39а) состоит из дюралюминиевой ленты 2, бензо-стойкой газонепроницаемой ленты (мембраны) 4, соединяющей ленту 2 с ко­робом понтона 3 и тем самым герметизирующей зазор. При помощи направляю­щей 5, шарнирно-стержневых систем 6 и пружины 7 затвор плотно прилагает к стенке резервуара.

Затвор РУРП-1 (рис. 3.39,6) состоит из стального башмака 2,,который прижимается к стенке резервуара 1 пружиной 7, и рычагов 6, на которые под­вешивается вся конструкция затвора. Герметизация кольцевого зазора между стенкой резервуара и понтоном обеспечивается мембраной 4, расположенной непосредственно над поверхностью бензина. Недостатком затвора данного типа является ненадежная работа прижимных пружин.

тобумажной ткани (бельтинг), покрытой с двух сторон бензостойкой и морозо­стойкой резиной. Для герметизации между лепестками затвора располагается прокладка из полиамидной или неохлорвиниловой пленки. Недостатком пет­левых затворов является то, что в процессе эксплуатации они теряют упру­гость и провисают, открывая поверхность бензина в кольцевом пространстве. Согласно [100] через 3...5 лет эксплуатации ширина зазоров может достигать 200 мм.

Затвор РУМ-1 (рис 3.40 б) имеет блок уплотнения, состоящий из эластич­ного поролона 6 и оболочки 7 из прорезиненной ткани. Блок имеет поперечное сечение в виде двух трапеций, соединенных между собой большими основания­ми. Он крепится к коробу понтона на подвеске 5.

а)

б)

Рис. 3.39. Схемы отечественных затворов жесткого типа: а) шторный; б) РУРП-1; 1 —стенка резервуара; 2—металлическая лента (башмак); 3 — короб понтона; 4 — бензостойкая газонепро­ницаемая лента (мембрана); 5—направляющая; 6—шарнирно-стержневая система; 7—пружина; 8—защитный щиток от атмосферных осадков (для плавающих крыш)

Затвор УЗПК-1 является отечественной усовершенствованной модифи­кацией затвора «Виггинс» и считается наиболее герметичным. Он включает стальной башмак, шарнирно прикрепленный к рычажному устройству и при­жимающийся к стенке резервуара за счет собственного веса. Дополнительно нижняя часть башмака прижимается к стенке с помощью листовой пружины. Мембрана герметизирует кольцевой зазор от проникновения паров бензина.

Петлевой затвор (рис. 3.40 а) является наиболее простой и относительно надежной из всех разработанных конструкций. Его изготавливают из хлопча-

126

^!

в)

Рис. 3.40. Схемы отечественных затворов мягкого типа: а) петлевой; б) РУМ-1; в) РУМ-2; 1 —стенка резервуара; 2—гибкий уплотнительный элемент из бельтинга; 3—короб понтона; 4— детали крепежа; 5 — подвеска; 6—эластичный поролон; 7—оболочка из прорезиненной ткани; 8—эластичный полиуретан

По сравнению с жесткими конструкциями затвор РУМ-1 проще в изготов­лении и удобнее в эксплуатации. Однако он не обладает высокой герметизи­рующей способностью. Дело в том, что затвор расположен высоко над поверх­ностью бензина, а отдельные блоки уплотнения не соединены между собой. Поэтому они имеют возможность перемещаться друг относительно друга, от­крывая путь расположенной под ними ПВС.

Затвор РУМ-2 (рис. 3.40в) состоит из следующих основных элементов: блока уплотнения и механизма крепления. Блок уплотнения включает упругий элемент из эластичного пенополиуретана, поперечное сечение которого на­поминает трапецию, заключенный в оболочку из резинотканевого материала. Затвор, установленный в кольцевом зазоре между коробом понтона и стенкой резервуара, герметизирует кольцевой зазор за счет упругих свойств пенополи­уретана.

127

Герметизирующие свойства затворов характеризуются величиной коэффициента герметичности К_г. Эту величину ввел в оборот профессор Н. Н. Константинов [106], предложивший рассчитывать потери нефтепродук­тов из резервуаров с понтонами по формуле

G_n=K_?L{P_s-P)r, (3.62)

где L—длина окружности резервуара; P_s—давление насыщенных паров неф­тепродукта; Р—парциальное давление его паров в ГП; т—продолжительность испарения.

Из данной формулы видно, что коэффициент герметичности—это масса паров нефтепродукта, переходящих в газовое пространство через единицу дли­ны затвора в единицу времени при разности давлений P_s и Р, равной единице. Чем меньше величинаК_г, тем более качественным является затвор. В табл. 3.20 приведены данные о значениях коэффициента герметичности затворов разных типов в пусконаладочный период.

Таблица 3.20—Коэффициенты герметичности некоторых затворов

Тип затвора	Кг, кг/(м2Пач)
Виггинс	2,45-10 7
Тьюб-Сил	3,70- 10 7
SR-7	4,17- 10 7
Петлевой	2,80 • 10 6
РУРП-1	2,04-10 6
УЗПК-1	(1,4...3,0)-107
РУМ-1	2,14-10 6
РУМ-2	2,96- 10 7

Согласно [117] при применении понтонов сокращение потерь нефтепро­дуктов от испарения составляет 80...90 %. В [119] отмечается, что понтоны со­кращают потери от «больших дыханий» на 80 % и на 70 % от «малых».

Плавающие крыши

Плавающие крыши (ПК) в отличие от понтонов применяются в резервуа­рах, не имеющих стационарной кровли (рис. 3.41). В связи с этим их конструк­ция несколько отличается от конструкции понтонов.

Прежде всего, отсутствие стационарной кровли диктует необходимость изготовления коробов обязательно герметичными. Для удобства удаления осадков, выпавших на ПК, последняя должна иметь листовой настил с укло­ном к центру. Дождевая вода с ПК отводится через дренажную систему либо из шарнирно-сочлененных, либо из гибких гофрированных труб.

Для спуска на поверхность ПК служит передвижная (катучая) лестница, конструкция которой обеспечивает горизонтальное расположение ступенек при любом положении крыши. Верхним концом катучая лестница шарнир-

72 2/

но опирается на переходную площадку, соединенную с шахтной лестницей, по которой персонал поднимается на резервуар. Нижний конец передвижной лестницы снабжен катками и перемещается по специальным рельсам, уложен­ным на поверхности ПК. По мере опускания плавающей крыши и передвиже­ния лестницы угол ее подъема изменяется от 5 до 50 градусов.

Рис. 3.41. Резервуар с плавающей крышей: 1 —приемо-раздаточный патрубок с хлопушкой; 2—запасной трос хлопушки; 3—кольца жесткости; 4—стенка резервуара; 5—кольцевая площад­ка жесткости; 6—огневой предохранитель; 7—трубопровод раствора иены; 8 — опорные стойки плавающей крыши; 9—водоприемник атмосферных осадков; 10—сухопровод орошения стенки резервуара; 11—плавающая крыша; 12 — опорная ферма; 13—катучая лестница; 14 — бортик удерживания пены; 15 — опорная ферма; 16—периферийный кольцевой понтон плавающей кры­ши; 17—уплотнитель (затвор) плавающей крыши; 18—переходная площадка; 19—шахтная лес­тница; 20—трубчатая направляющая плавающей крыши; 21 —дренажная система; 22—днище резервуара

С целью усиления жесткости верхней части корпуса резервуара с плаваю­щей крышей вдоль верхнего пояса монтируют кольцевую площадку для сохра­нения устойчивости и восприятия ветровой нагрузки.

Для удаления паровоздушной смеси и газов из-под плавающей крыши на ней установлен предохранительный клапан.

Основные типы применяемых в настоящее время ПК приведены на рис. 3.42:

а) однодечная;

б) однодечная с центральным поплавком;

в) однодечная с ребрами жесткости;

г) однодечная с поплавками;

д) двудечная.

128

129

_{л о}

Рис. 3.42. Основные типы применяемых плавающих крыш: а)—однодечная; б) однодечная с центральным поплавком; в—однодечная с ребрами жесткости; г—однодечная с поплавками; д—двудечная; 1—закрытый кольцевой короб; 2—листовой настил; 3—центральный поплавок; 4—ребра жесткости; 5—поплавок; 6—радиальная переборка; 7—кольцевая переборка

Сведения об их металлоемкости приведены в табл. 3.21.

Таблица 3.21 —Металлоемкость плавающих крыш различной конструкции

Тип плавающей крыши	Удельный расход металла, кг/м2
Однодечная Однодечная с ребрами жесткости Однодечная с поплавками Двудечная	66..J2 65...86 65 80...90

Плавающие крыши снабжаются уплотняющими кольцевыми затворами в основном тех же типов, что и понтоны./Однако ввиду отсутствия стационар­ной кровли их снабжают защитными козырьками для предотвращения попада­ния атмосферных осадков на затвор и далее—в нефтепродукт

По данным [57], плавающие крыши сокращают потери нефтепродуктов на 80...90%.

Расчет фактической эффективности применения плавающих крыш в зави­симости от условий эксплуатации выполняется по ранее описанной методике.

На рис. 3.43 приведены результаты расчета эффективности плавающих крыш в резервуарах РВСПК 5000 и РВСПК 10000 при различной доле откры­той поверхности. Видно, что если затвор полностью откажет (е = е_тах), то все равно в РВСПК 5000 сокращение потерь бензина составит 30...33 %, а в РВСПК 10 000 - 54. ..56 %. Это на 5... 15 % хуже, чем в резервуарах с понтоном при анало­гичных условиях. Если же открыта лишь четверть максимально возможной по­верхности (е = 0,25е_тах), то S_nK составляет 82...85 % для РВСПК 5000 и 89...91 % для РВСПК 10000, что всего на 1...2 % хуже, чем при применении понтонов в прочих равных условиях.

Меньшая эффективность плавающих крыш по сравнению с понтонами объясняется тем, что в надпонтонном пространстве имеется некоторое коли­чество паров бензина, тогда как над плавающей крышей их практически нет. Соответственно, движущая сила процесса испарения (разность концентраций на поверхности бензина и над плавающим покрытием) во втором случае больше.

130

г
* у
f
■К- 40

Коэффициент оборачиваемости, 1/год а)

Коэффициент оборачиваемости, 1/год -б)

Рис. 3.43. Эффективность применения плавающей крыши в зависимости от доли откры­той поверхности (июль, г. Уфа): а) РВСПК 5000; б) РВСПК 10000; -+- е; -*- 0,5е; -*- 0_;25е; -*- 0,05е

Тот же самый вывод следует из анализа уравнения (3.62) для резервуаров с плавающей крышей Р = 0 и следовательно, G_n< G_nK.

По этой причине утверждения некоторых авторов о том, что плавающие крыши эффективнее понтонов, справедливо только при некорректных услови­ях, а именно: когда первое покрытие оснащено более герметичным затвором, чем второе.

Сближение значений S_n и S_m при одинаковых условиях по мере уменьше­ния доли открытой поверхности объясняется небольшим количеством бензина, испаряющимся через зазоры в обоих случаях.

Данные об эффективности применения понтонов S_n, приводимые в дру­гих источниках, существенно отличаются от этих оптимистичных оценок. В [98] утверждается, что понтоны сокращают потери от больших «дыханий» на 70...75 % при коэффициентах оборачиваемости резервуара п < 60 1/год и на 80...85 % при п > 60 1/год; сокращение потерь от малых «дыханий» составляет 70 %. Согласно экспериментальным данным [116], эффективность понтонов составила лишь 60. ..66 %.

На основании заложенных в «Нормах естественной убыли» нормативов в [ 110] рассчитана эффективность S_n понтонов во 2-й климатической зоне, к ко­торой относится основная часть территории России: для бензиновых резервуа­ров нефтебаз в среднем за год 5_Я=55,1...73,1 %, а для резервуаров магистраль­ных нефтепродуктопроводов S_n= 71,5 %.

В работе [115] приводятся сведения о зависимости эффективности при­менения понтона в резервуаре РВСП 300 от коэффициента оборачиваемости: при п = 5...15 1/год S_n = 61 %, при и = 20 1/год, S_n = 64 %, при п = 25 1/год S_n = 61 % и при п = 40 Угод S_n = 80 %.

Как видим, разброс значений S_n достаточно велик. Чем его объяснить и ка­кие же величины S_n более достоверны?

131

100

л 70

Из-за несовершенств геометрической формы резервуаров между их систе­мой и затвором понтона всегда есть зазоры. Через них проходит постепенное на­сыщение углеводородами надпонтоннного пространства. Чем длительнее про­цесс насыщения без подсоса воздуха, тем ближе концентрация углеводородов в над понтонном пространстве к аналогичной величине при отсутствии понто­на и, соответственно, тем ниже S_n. Следовательно, эффективность S_n понтонов зависит от коэффициента оборачиваемости резервуара и от качества уплот­няющего затвора понтона. Очевидно, что данные работы [110, 115, 116, 119] касаются резервуаров, работающих с разными коэффициентами оборачивае­мости, а также с разными типами затворов с разными коэффициентами.

Что касается ответа на вопрос о наиболее достоверных величинах S_n, то, как будет показано ниже, количество влияющих факторов настолько вели­ко, что оценка эффективности применения понтонов может быть выполнена только на ЭВМ.

Метод такого анализа описан в работе [112]. Там же приводятся резуль­таты исследования зависимости сокращения потерь бензина при применении понтонов от следующих факторов:

• качества затвора понтона, характеризуемого коэффициентом его герме­ тичности К_г\

• уровня взлива бензина в резервуаре;

• номинального объема резервуара;

• амплитуды колебаний уровня в резервуаре при закачке-выкачке (случай п = const).

На рис. 3.44. показана зависимость величины S_n от качества уплотнения зазора между понтоном и стенкой резервуара при различных взливах бензи­на. Рис. 3.44а соответствует случаю когда уровень бензина в резервуаре изме­няется от минимально возможного [Я_т1п] до величины [H_min] + АН и обратно (здесь АН—средняя амплитуда изменения уровня). Видно, что в этом случае эффективность применения понтона составляет: для затвора РУМ-2—90...94, для РУМ-1 —58...66, для петлевого — 50...59 %. Такое соотношение объясня­ется убыванием в той же последовательности плотности прилегания затворов к стенке резервуара. Рис. 3.446 соответствует случаю, когда при закачках-вы­качках уровень бензина колеблется около середины высоты стенки резервуара. В этом случае эффективность применения затвора РУМ-2 составляет 83...90 %, РУМ-1 —40...53, петлевого—33...47 %. Рис. 3.44в построен по результатам расчета для случая, когда взлив бензина в резервуаре изменяется от макси­мально возможного [Н_тах] до величины [//_тах] + АН и обратно. В этом случае величина S_n составляет: для затвора РУМ-2—60...89, РУМ-1 —10...55, петле­вого—7...48 %.

Из полученных результатов видно, что поддержание в резервуарах с пон­тоном пониженных взливов обеспечивает больший эффект от их применения.

					_* А ,	: А А—	-А А 1
	-4—»—				-■ ■ 1	1 М ■	-Ш—■—\ _-Ф ф ,
		~ ♦ *-	-♦—♦—'	»—+—♦-	—«—•—i

30

35

40

5 10 15 20 25

Коэффициент оборачиваемости, 1/год

100 90

^I»

ё 60

1 50

140

30

а)

	-* А i	k А А-	-* А J	к А *—
				и- ■ ■- . ♦ *-	■ ■ 1	1 ■ ■	-■ ■ 1
.—♦—•♦-		н-«—■-	-и—*-^* щ ■ —			, ♦ ♦-	-4 Ф <

40

35

30

5 10 15 20 25

Коэффициент оборачиваемости, 1/год

100

[20

б)

				с А А-	-А А »	к А А-	-А * j
	-А *
						I-—Я ■""
		^-

30

40

35

5 10 15 20 25

Коэффициент оборачиваемости, 1/год

В)

Рис. 3.44. Зависимость эффективности применения понтонов от взлива бензинов в резервуа­ре РВСП 5000 (июль, г. Уфа): -♦- петлевой; -*- РУМ-1; -*- РУМ-2; а) работа от минимального ни шва; б) взлив колеблется относительно середины высоты стенки резервуара; в) работа от мак-

симального взлива

132

133

Это объясняется тем, что в данном случае объем газового пространства больше и при одинаковой скорости испарения бензина рост концентрации углеводоро­дов в над понтонном пространстве происходит медленнее.

Необходимо отметить, что вследствие отклонений геометрической формы резервуаров от идеально цилиндрической наиболее реальным является эффект сокращения потерь, обеспечиваемый затвором РУМ-1. Поэтому дальнейшие расчеты выполнены применительно к использованию именно его.

На рис. 3.45 показана зависимость величины S_n от номинальной вмести­мости резервуаров (работа от минимального взлива). Для РВСП 10000 она со­ставляет— 11 ...27 %. Данная закономерность объясняется тем, что в резервуаре большой вместимости больше и объем газового пространства, которое насы­щается парами бензина дольше.

				Н--Н Х=	-±—'*—i	•• X -К-	-It X=d
	Г				=»—м-i	1- ■ »-
-^
		...

5 10 15 20 25

Коэффициент оборачиваемости, 1/год _

- РВСП 400 -•- РВСП 1000 -*- РВСП 50

Рис. 3.45. Зависимость эффективности понтона от номинальной вместимости резервуара при использовании затвора РУМ-1 (работа от минимального взлива)

На рис. 3.46 представлены результаты исследования зависимости S_n от амплитуды колебания уровня бензина в резервуаре при одинаковых коэффи­циентах оборачиваемости. Видно, что чем чаще заполняется и опорожняется резервуар, тем меньший эффект (хотя и ненамного) дает использование понто­на. Объяснить это можно тем, что поступающий в ГП резервуара без понтона воздух при частых опорожнениях не успевает насытиться так, как это происхо­дит при относительно редких, степень же насыщения ГП резервуара с понто­ном практически не изменяется.

Достоверность полученных результатов обеспечивается тем, что в основе методики расчета лежат общепризнанные методы расчета потерь от испарения в резервуарах с понтоном [106] и без них [95]. Заслугой авторов [112] является то, что впервые разработана методика расчета изменения концентрации угле­водородов в ГП резервуаров, позволивших решить задачу определения эффек­тивности понтонов с учетом конкретных условий эксплуатации.

					-*—*—>	I ■*—•"	■ Ф t—1

0 5 10 15 20 25 30 35 40

Коэффициент оборачиваемости, 1/год ->-

Рис. 3.46. Зависимость эффективности понтона от амплитуды измерения уровня бензина в резервуаре РВСП 5000 при закачке-выкачке: -♦- Н = Я_тах; -я- Н = Я_тах/5; -а- Н = Я_тах/10

В целом по результатам выполненного численного анализа можно сделать следующие выводы:

1. Сокращение потерь бензина на 70...80 % при применении понтонов достижимо только на резервуарах большой емкости. В условиях нефтебаз, где резервуары, как правило, имеют вместимость 1000 м³ и менее, понтоны мало­ эффективны. Учитывая довольно значительную стоимость понтонов, можно сделать вывод о нецелесообразности использования данного средства в ука­ занных условиях.

2. Понтоны наиболее целесообразно применять при эксплуатации резер­ вуаров, работающих в режиме «прием-отпуск» (головные перекачивающие станции магистральных нефтепродуктопроводов).

3. Эффективность применения понтонов в резервуарах, где поддержи­ ваются пониженные уровни взлива нефтепродукта, выше.

Приведенная методика прогнозирования эффективности применения пон­тонов основывается на том, что коэффициент герметичности затворов различ­ного типа известен [123]. Однако, как уже отмечалось, величина коэффициен­та герметичности зависит не столько от типа затвора, сколько от суммарной площади зазоров между стенкой и затвором понтона, которая, в свою очередь, зависит от формы резервуара в плане и вертикальной плоскости. Доля неза­крытой поверхности нефтепродукта индивидуальна для каждого резервуара. Поэтому рекомендуемые величины коэффициента герметичности можно ис­пользовать только с определенной степенью приближения.

Более правильно определять величину потерь нефтепродуктов из резер­вуаров с понтоном через коэффициент массоотдачи и суммарную площадь открытой поверхности жидкости в нем. Такой анализ выполнен в работе [68].

Максимально возможную величину е определим, полагая, что затвор при­шел в негодность. В этом случае

134

135

е — ■

(3.63)

Dp

где S—ширина зазора между понтоном и стенкой резервуара диаметром D_p.

По нормам S = 0,2 м. Соответствующие величины е_тах, найденные по фор­муле (3.63), составляют: для РВСП 10000—0,023; РВСП 5000—0,034; РВСП 1000—0,064; РВСП 700—0,075; РВСП 400—0,092. Как видно, для открытой поверхности в небольших резервуарах при отказе затвора е_тая весьма велика.

По литературным данным, площадь открытой поверхности в крупных ре­зервуарах с понтоном составляет 1...2 % от площади «зеркала» продукта, что составляет примерно 0,25е_тах. По мере потери затвором герметичности эта величина постепенно увеличивается. В связи с этим на рисунках приведены результаты расчета коэффициента S_n в зависимости от коэффициента оборачи­ваемости для резервуаров РВСП 400...РВСП 10000 при доле открытой поверх­ности е = (0,25... 1)е_тах.

Расчеты выполнены для случая эксплуатации резервуаров при понижен­ных условиях взлива, когда понтоны наиболее эффективны. Режим работы ре­зервуаров —«прием-отпуск».

Как видно из рис. 3.47, если доля открытой поверхности в резервуа­ре с понтоном составляет 25 % от е_тах, то даже в резервуарах малой вмести­мости потери бензина уменьшаются довольно значительно: в РВСП 400 — на 45...48, в РВСП 700—на 59...63, в РВСП 1000—на 64...66, в РВСП 5000— на 83...85, в РВСП 10000—на 89...91 %. При доле открытой поверхности, рав­ной 50 % от е_тах величина S_n в резервуарах РВСП 400, РВСП 700 и РВСП 1000 составляет 10...40 %, причем численные значения сокращения потерь весьма близки к полученным выше для затвора типа РУМ-1. Случай полной потери затвором герметичности (е = е_тах), хотя и носит чисто теоретический характер (детали затвора все-таки будут частично препятствовать испарению), также в определенной степени представляет интерес. Видно, что при этом величина S_n в резервуарах малой вместимости не падает до нуля, хотя и близка к нему (S_n = 3...15 %). Зато в крупных резервуарах она остается достаточно боль­шой: 42...48 %—в РВСП 5000 и 59...63—в РВСП 10000. Это не значит, что в резервуарах большой вместимости можно не следить за состоянием затвора, но еще раз подтверждает, что область преимущественного применения понто­нов—резервуары емкостью 5000 м³ и более.

В целом выполненные работы по прогнозированию эффективности при­менения понтонов позволяют утверждать, что это средство сокращения потерь далеко не всегда является высокоэффективным, а следовательно, оно не уни­версально и имеет свою область применения: резервуары большой номиналь­ной емкости при относительно высокой оборачиваемости.

						1 X X—	—Х- X Э
X *—
А А—	■Чк А j				-А * >	А А	-А * 1
♦ ♦-

30

35

10 15 20 25

Коэффициент оборачиваемости, 1/год

j£ 40 x 30

!²⁰

•8- 10

а)

30

35

10 15 20 25

Коэффициент оборачиваемости, 1/год

б)

							X X >
х—х—
				i—|—f-	-f 1 »	; f l-j	i i i
III						♦—♦—	—♦—♦ <
♦—*-г» • т • •

0 5 10 15 20 25 30 35 40

Коэффициент оборачиваемости. 1/год ^-

В)

Рис. 3.47. Зависимость эффективности применения понтонов от доли открытой поверхности е в резервуаре (июль, г. Уфа): а) е = 0,25е_тах; б) е = 0,5<?_тах; в) е = е_тах; номинальный объем резер­вуаров^³: -+- 400; -»- 700; ~+~ 1000; -^ 5000; -*- 10 000

136

137