Г л а в а 4 1 страница

БОРЬБА С ПОТЕРЯМИ ПРИ ХРАНЕНИИ ГСМ

4.1, КЛАССИФИКАЦИЯ ПОТЕРЬ И ИХ ИСТОЧНИКИ

Аварийные потери образуются в результате перелива ре­зервуаров, разлива при разрушении резервуаров от стихий­ных бедствий (например, пожар, наводнение), нарушения

технической эксплуатации резервуарного парка и оборудо­вания резервуаров, а также неправильного обращения с нефте­продуктами. Резервуар может оказаться в аварийном состоя­нии по следующим причинам:

превышение избыточного давления или вакуума внутри резервуара;

увеличение внутреннего напряжения металла;

ухудшение механических свойств металла; появление "хлопунов" и вмятин;

увеличение неравномерной осадки, влияющей на измене­ние геометрической формы резервуара;

усиление вибрации резервуара при больших скоростях наполнения;

превышение установленного уровня наполнения;

перекос и нарушение герметичности коробов понтонов, их затопление, приводящее к деформации направляющих труб, стоек, кронштейнов;

уменьшение толщины металла из-за коррозии;

дефекты сварных швов.

Эксплуатационные потери появляются вследствие испаре­ния, окисления и изменения качества, подтекания и утечки через неплотности, смешения различных сортов нефтепродук­тов, загрязнения и обводнения, при неполном сливе. Эти поте­ри выражаются, количеством или изменением качества.

Количественные потеря происходят при утеч­ке вследствие нарушения герметичности корпуса и днища резервуара через неисправные сливоналивные устройства, при недоброкачественной установке арматуры резервуаров (водоспускных кранов, приемо-раздаточных патрубков, лю­ков-лазов), несвоевременной замене сальниковых набивок в механизме управления хлопушкой и водосливного крана, разрушения облицовки стенок и днищ железобетонных резер­вуаров, неправильной укладке бетона во время сооружения железобетонных резервуаров, разливе, из-за переполнения резервуаров, сливе подтоварной воды через водосливной кран, переливе из резервуара вследствие теплового расшире­ния топлива (считают, что нагрев топлива на 10 °С увеличивает его объем на 1 %). Потери от утечки могут достигать большого значения. Так, при утечке через неплотности из рас­чета две капли в секунду потери могут доставить 1350 кг/год, а если капля переходит временами в струйку, то — 2400 кг/год. Если топливо подтекает в виде струйки диаметром 2,5 мм при давлении в ОД МПа, потери составляют 25 ООО л/мес, если же струя имеет диаметр 4,6 мм, они возрастут до 40 ООО л/мес.

Качественные потери характеризуются ухудше­нием качества ГСМ. Они возникают при смешении различных сортов нефтепродуктов, обводнении и изменении их свойств под действием внешних факторов (света, температуры и кис­лорода), при недоброкачественной зачистке резервуаров. При отклонении качественных показателей от требований ГОСТ и ТУ на каждый конкретный нефтепродукт применение его по прямому назначению не допускается. Качественные потери в основном зависят от физико-химических свойств нефте­продуктов. В процессе хранения легкие фракции испаряются. Испаряемость представляет собой способность нефтепродук­та переходить из жидкого состояния в газообразное.

4.2. ПОТЕРИ ОТ ИСПАРЕНИЯ

Испарение происходит главным образом со свободной поверхности. Статическое испарение наблюдается при хра­нении нефтепродукта в резервуарах. Оно тем больше, чем выше температура окружающей среды и нефтепродукта, больше объем резервуара и чем ниже внешнее давление и меньше заполнение резервуара. Динамическое испарение может быть при перемещении нефтепродукта относительно воздуха. Данный вид испарения наблюдается при закачке и выдаче нефтепродукт а из резервуара, вентиляции газовоздушно­го пространства. На скорость испареиия влияют давление, тем­пература, распыливание нефтепродукта при закачке.

Давление насыщенных паров — один из основных парамет­ров, влияющих на скорость испарения. Это давление, которое имеют пары, находящиеся в равновесии с жидкой фазой, при данной температуре.

Значение давления насыщенных паров, МПа, для различ­ных нефтепродуктов при температуре 38 °С

 

Потери от испарения при хранении нефтепродукта и его перекачке могут превышать 5 % его первоначальной массы. При испарении ухудшается качество топлива, поскольку уле­тучиваются в основном легкие фракции, и, кроме того, при ис­парении повышается пожарная опасность. Процесс испарения сопровождается поглощением тепла, при этом температура окружающей среды и самого топлива понижается. Испаряе­мость топлива может приводить к возникновению паровоздуш­ных пробок в трубопроводах перекачки, а также к кавитации, в насосах.

Когда в резервуаре находится нефтепродукт, он контак­тирует с воздухом через дыхательный клапан. Вследствие хаотического теплового движения часть молекул нефтепродукта, находящихся у поверхности и обладающих в данный момент энергией, значительно большей, чем средняя для данной температуры, будет в состоянии вылететь из жид­кости. При этом одновременно происходит и обратный про­цесс, так как некоторые моле куль: пара, совершая беспоря­дочное движение, сталкиваясь друг с другом, попадают в сфе­ру притяжения молекул нефтепродукта и возвращаются в не­го. Таким образом, молекулы все время вылетают из нефте­продукта и возвращаются в него. Если преобладает первый процесс, говорят, что нефтепродукт испаряется, если второй — конденсируется пар.

Испарение нефтепродукта идет при любой температуре и тем быстрее, чем температура выше, а в открытом резервуаре может происходить до полного исчезновения нефтепродукта. В закрытом резервуаре оно продолжается до тех пор, пока не установится равновесие между процессами испарения и конденсации. Такое равновесие называется динамическим, а пар над жидкостью -- насыщенным. Это не означает, что испарение прекратилось, однако объем нефтепродукта при достижении равновесного состояния стабилизируется, ибо процессы испарения и конденсации протекают с одинаковой скоростью. При повышении температуры нефтепродукта равновесие нарушается из-за того, что кинетическая энер­гия молекул возрастает, и, следовательно, большее число мо­лекул будет обладать энергией для вылета в пар, да и к тому же вследствие расширения жидкости уменьшается притяже­ние молекул. Поэтому давление и плотность насыщенного пара с повышением температуры возрастают.

На испарение оказывают влияние также фракционный состав, вязкость и поверхностное натяжение. Чем выше давле­ние насыщенных паров, меньше поверхностное натяжение и легче фракционный состав, тем больше испаряемость топли­ва. Испарение сопровождается охлаждением нефтепродукта. В естественных условиях потеря энергии при испарении компенсируется постепенно притоком тепла из окружающей сре­ды.

Изменение температуры нефтепродукта в резервуаре за­висит от тепла, излучаемого Солнцем и Землей, которое, в свою очередь, зависит от времени года и суток, географичес­кой широты местности, наличия облачности и т. п. В большой степени на изменении температуры сказываются расположение резервуара (наземно, полуподземно или подземно), его окрас­ка, материал обшивки, угол между направлением солнечных лучей и нормалью к поверхности. Температура окружающего воздуха меняется в пределах, характерных для данной мест­ности. Внутри резервуара она может быть выше наружной. Установлено, что температура в газовой полости резервуаров в солнечный день может превышать температуру окружающе­го воздуха у резервуаров с серебристым покрытием стенок на 12—13 °С, а окрашенных в зеленый цвет — на 25—30 °С.

На потери от испарения существенное влияние оказывает температурный режим резервуара, Успешное решение задачи об изменении температуры газового пространства резервуара под воздействием солнечной радиации, колебаний температуры внешнего воздуха связано с трудностями, так как в строгой трактовке относится к области теории нестационарного тепло­обмена. Сложность данной задачи в том, что нет определенной закономерности изменения температуры окружающего возду­ха и интенсивности солнечной радиации, и выразить их харак­тер точными уравнениями не представляется возможным.

Амплитуда колебаний температуры в газовоздушном про­странстве в резервуаре в летнее время больше амплитуды колебаний окружающего воздуха. Минимальная температура газовоздушной среды в резервуаре не может быть ниже ми­нимальной температуры воздуха. При испарении в дневное время поверхность нефтепродукта охлаждается, ночью же происходит частичная конденсация паров. При конденсации поверхность нефтепродукта нагревается, поэтому оба про­цесса приводат к поддержанию постоянной температуры верх­них слоев. Средняя температура верхних слоев приблизитель­но равна средней температуре воздуха. Амплитуда колебаний температуры верхних слоев нефтепродукта tB сп - (0,2 — 0.4) ίρ.

Потери от испарения при вентиляции газового пространст­ва возникают, если на крыше резервуара открыты два от­верстия. При расположении отверстий по вертикали на разных уровнях пары нефтепродукта испаряются через нижнее отверс­тие, а через отверстие, расположенное выше по вертикали, в резервуар поступает атмосферный воздух. Таким образом, устанавливается циркуляция воздуха и паров нефтепродукта, образуется газовый сифон. Секундный расход газа через сифон

Потери могут быть при выдувании в случае негерметичнос­ти крыши или при открытом люке (например, при замере топлива через замеренный люк).

Потери от насыщения газового пространства появляются во время налива нефтепродукта в новый резервуар или резер­вуар после зачистки. Концентрация паров в сухом резервуаре за некоторый промежуток времени возрастает. По мере за­качки нефтепродукта" давление в газовоздушной зоне начнет повышаться и, достигнув значения настройки дыхательного клапана, будет выходить в атмосферу. Насыщение газового пространства для сухих резервуаров отличается скоростью испарения нефтепродукта по сравнению с резервуаром, в кото­ром находится нефтепродукт.

Потери нефтепродукта (в кг/м3) от насыщения 1 м3 га­зового пространства можно приближенно определить по фор­муле В. И, Черникина.·

 

Потери от "обратного выдоха" наблюдаются, когда нефте­продукт откачивают из резервуара. В этом случае в резервуар поступает из атмосферы воздух, который насыщается парами нефтепродукта. В газовоздушной зоне давление повышается. После прекращения откачки нефтепродукта часть газовоздуш­ной смеси выйдет через дыхательный клапан в атмосферу.

Массовые потери при "обратном выдохе"

где '/— объем газового пространства, м3; Ra — газовая постоянная па­ров нефтепродукта (Лп -- 348/М, здесь Μ — относительная молекуляр­ная масса паров): кгс.м/(кг-градус): Τ — абсолютная температура, °С; Ρ г — давление в газовом пространстве,, принимаемое равным атмосфер ному, Па; pQ — парциальное давление паров в газовом пространстве в начале "обратного выдоха·", Па; ps — давление насыщенных паров нефте­продукта при температуре, равной температуре окружающего воздуха, Па.

Значение газовых потерь бензина в резервуарах от испаре­ния в зависимости от некоторых факторов приведено в табл. 4.1.

Потери от "малых дыханий" зависят от колебания температуры окружающей среды в течение суток. При повы­шении температуры окружающей среды происходит испаре­ние нефтепродукта и давление в надтопливном пространстве повышается до значения настройки дыхательного клапана. Клапан открывается и паровоздушная смесь выводится в ат­мосферу, т. е. происходит "малое дыхание", потери от которо­го

 

 

где V — объем газового пространства, м³; р_а — барометрическое давле­ние, Па; р_к — избыточное давлеине в газовом пространстве, соответ­ствующее настройке клапана давления, Па; р_в-к — вакуум в газовом пространстве, соответствующий значению настройки вакуумного кла­пана, Па; Cmіn, Cmax — минимальная и максимальная концентрации па­ров в момент минимума и максимума парциального давления паров неф­тепродукта (нефтн) в газовом пространстве, %.

Приближенно потери (т/год) от "малых дыханий"

где ρ_γс — упругость паров нефтепродукта при средней температуре, Па; D — диаметр резервуара, м; Кн — коэффициент, учитывающий влияние высоты газового пространства, причем Кн = 0,176 (0,328 Нr + 5)^0,57 — ОД, здесь Нr — высота газового пространства, м)К₀ — коэффициент, учитывающий влияние окраски резервуара (при алюминиевой краске — 1, при белой — 0,75, при красной или без окраски — 1,25); ρ — плотность нефтепродукта, кг/м3.

Потери при "больших дыханиях", представляющих собой процесс вытеснения паровоздушной смеси в атмосферу при на­полнении резервуара, также значительны. При закачке нефте­продукта в резервуар паровоздушная смесь сжимается до зна­чения настойки дыхательного клапана. При превышении этого значения происходит "выход", с которым в атмосферу выхо­дят пары нефтепродукта.

Потери при "больших дыханиях" для резервуаров, работа­ющих при атмосферном давлении

где V — объем закачанного в резервуар нефтепродукта, м3; С — средняя объемная концентрация паров нефтепродукта в газовом пространстве; р_п — плотность паров нефтепродукта, кг/м³,

Плотность паров нефтепродукта

где ρ — давление, Па; Τ — абсолютная температура, °С; М_б — молеку­лярная масса (для бензина Мб = 22,4; М5 =■ 60 + 0,31tH K, здесь tн.κ - температура начала кипення, °С); R - универсальная газовая постоян­ная.

Потери при "больших дыханиях" в резервуарах, рассчитан­ных на избыточное давление:

где V\ — первоначальный объем газового пространства в резервуаре, м3; Pli Рг ~~ соответственно давление в газовом пространстве перед заполнением резервуара и в момент "выхода", Па; ру>3 — упругость паров нефтепродукта в зависимости от температуры, Па.

Для ориентировочных расчетов потерь (т/год) от "боль­ших дыханий" можно использовать эмпирическую формулу

Мбл 430 Vpy,erA'0.p Ρ,

где V— годовой объем реализации нефтепродукта, м /год; ру.сг — дав­ление насыщенных паров при среднегодовой температуре воздуха, Па; р — плотность нефтепродукта, т/м3; К0.р — коэффициент, зависящий от оборачиваемости резервуаров и равный 1; 0,8 и ОД5 при оборачиваемос­ти соответственно 1—39; 40—59; 60—100.

Кроме приведенных уравнений для определения потерь нефтепродуктов существуют формулы для грубого подсчета потерь от "малых" и "больших дыханий". Например, годовые потери от "малых дыханий" на 1 м3 газового пространства по формуле В. И. Черникина:

при изменении температуры газового пространства резер­вуара на 1 °С потери ΔΛίΜΛ.(^ Dcpj90, где Dcp — средпее массовое содержание паров нефтепродукта в вытесненной из резервуара паровоздушной смеси, кг/м3,

при изменении барометрического давления на 1 мм рт. ст. (0,000135 МПа) потери АМм,д.р ^ Dcp/300.

При "больших дыханиях" при наличии в резервуаре остат­ков нефтепродукта потери грубо могут быть подсчитаны по формуле ДМб.д ^ VHCpn n, где VH — масса залитого в резер­вуар нефтепродукта, м3 С — средняя объемная концентрация паров в паровоздушной смеси; рп п — плотность паров нефте­продукта, приведенная к давлению в газовом пространстве (Рп.п = 3 кг/м3).

Зависимость испарения нефтепродуктов от способа хране­ния явно выражена. Например, при хранении бензина в назем­ных резервуарах потери его в 1,7 раза больше, чем при хране­нии в полузаглубленных, и в 2,7 раза больше, чем в заглублен­ных резервуарах. Существенное влияние на потери оказыва­ет объем заполнения резервуара нефтепродуктом. При запол­нении резервуара вместимостью 5000 м3 нефтепродуктом на 90 % потери составляют 33 кг^сут, а при заполнении на 20 % потери достигают 265 кг/сут. В табл. 4.2 приведены потери бензина в год в процентах от испарения в зависимости от сте­пени заполнения резервуаров и климатической зоны.

Предельно допустимые нормативные потери нефти неф­тепродуктов определены нормативными документами. Нормативные потери естественной убыли устанавливают для каждой операции в зависи­мости от сорта нефтепродук­та, времени года и климати­ческой зоны. Все нефтепро­дукты по физико-химическим свойствам подразделяют на де­сять групп. Год делят на осен­не-зимний (октябрь—март) и весенне-летний (апрель—сен­тябрь) периоды. По климатическим зонам наша страна подразделяется на северную, сред­нюю и южную на основании средних температур осенне-зимне­го и весенне-летнего периодов.

Нормативные естественные потери при хранении исчисляют в килограммах в месяц в зависимости от типа резервуара с 1 м² поверхности испарения. За поверхность испарения в вер­тикальных резервуарах принимают поверхность по нижнему поясу, для заглубленных резервуаров — площадь сечения, рас­положенную на высоте 0,8 от высоты налива. В горизонталь­ных резервуарах наземных и заглубленных за поверхность испарения принимают поверхность на уровне 3/4 высоты их налива (эта поверхность F = 0,865 dl, где d — внутренний диа­метр; l — длина цилиндрической части резервуара). Расчетную поверхность испарения для всех типов резервуаров определя­ют один раз.

Для одного резервуара нормативные потери нефтепродук­та χ = f η; Н_п,. где f — поверхность испарения; η; — число меся­цев, в течение которых хранился нефтепродукт; Н_п — предель­ная норма потерь на 1 м поверхности испарения для данного нефтепродукта в зависимости от тица резервуара, климати­ческой зоны и периода года. Нормативные потери не устанав­ливают для резервуаров, в которых нефтепродукт хранят под избыточным давлением, равным 3,4 МПа для южной зоны, 2,7 средней и 2,04 МПа для северной.

 

4.8. СПОСОБЫ И СРЕДСТВА СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ

 

Окраска резервуаров в светлые тона защищает их от наг­ревания солнечными лучами. Этот способ наиболее эффектив­ный для зон, где большие суточные колебания температуры. Различают, что цвета окраски обладают разной отражающей способностью:

 

С повышением лучеотражающей способности краски ко­лебания температуры уменьшаются, сокращаются и потери нефтепродукта.

Потери бензина при хранении в наземных резервуарах с различной окраской

Окрашенная поверхность впитывает частицы пыли и сажи, поэтому цвет окраски меняется. Стремятся подобрать такую окраску, чтобы она длительное время не изменяла свой цвет. Так, белая краска сохраняется 3—4 года, а алюминиевая 1,5—2, поэтому окраска в белый цвет считается более эконо­мичной. Под воздействием лучей солнца наибольшее количест­во тепла поступает в резервуар через его стенки, поскольку нефтепродукт обладает большей теплопроводностью, чем паровоздушная смесь. Газовоздушное пространство резервуа­ра создает как бы теплозащитный слой. Нагретый возле стен­ки нефтепродукт поднимается вверх и, создавая конвектив­ные токи, способствует испарению нефтепродукта с его по­верхности. Поэтому светлая окраска самого корпуса резер­вуара более важна, чем крыши. Для резервуаров с плавающими крышами и понтонами окраска не имеет существенного влия­ния, так как суточные колебания в них невелики. При выборе окраски данных резервуаров исходят из срока службы крас­ки, стоимости оборудования и надежности защиты резервуа­ра от коррозии.

Экранизация и защитная тепловая изоляция применяются в южных районах с большими суточными колебаниями темпе­ратуры. Эти устройства снижают тепловое воздействие сол­нечных лучей на резервуар и сокращают потери нефтепродукта в 2—3 раза. Применение отражательных экранов и теплоизо­ляционных покрытий требует дополнительных капитальных затрат, срок окупаемости их составляет ~ 10 лет. Кроме того, наличие экрана затрудняет техническое обслуживание резер­вуара.

Отражательные экраны изготовляют из шифера, асбофа­неры и других материалов, Их устанавливают на расстоянии 0,1—0,5 м от стенок резервуара. Слой воздуха между экра­ном и стенкой резервуара предотвращает передачу тепла от экрана к нему. Наибольшей эффективностью (уменьшение нагревания нефтепродукта) обладает экран, размещенный по всей высоте резервуара.

Защитная тепловая изоляция — это теплоизоляционные ма­териалы, наносимые на стенку и крышу резервуара. Такое покрытие уменьшает теплопроводность от материала к стенке резервуара в дневное время. Но в ночное время оно при уменьшении температуры окружающего воздуха препятству­ет охлаждению резервуара, в результате чего средняя темпера­тура газового пространства по сравнению со средней темпера­турой окружающего воздуха ночью повышается. В резервуа­рах с такой защитой потери от "малых дыханий" сокращают­ся, а от "больших" повышаются. Вот почему теплоизоляцию наиболее рационально использовать в резервуарах с малой оборачиваемостью.

Орошение резервуаров водой осуществляют в районах с жарким климатом. При орошении понижается температура газовоздушного пространства и уменьшается температура нефтепродукта. Этот способ достаточно прост и не требует больших затрат и конструктивных изменений резервуара. Эффективность его достаточно высокая: при орошении потери от "малых дыханий" сокращаются на 20—35 %. Для увеличе­ния эффективности орошения по периметру крыши из листо­вой стали монтируют оградительное кольцо, которое представляет собой бассейн. Для защиты крыши от кор­розии ее покрывают гудроном и гон­ким слоем цементного раствора. В этом бассейне вода находится пос­тоянно, покрывая поверхность кры­ши. По мере испарения из бассейна ее доливают до необходимого уров­ня.

Для орошения стенок резервуара применяют направляющий пояс 1 (рис. 4.1). Его монтируют на кронш­тейне 3 по всему периметру верхне­го пояса резервуара. Вода подается на крышу 2, омывает ее и стекает через узкую щель по. стенкам резерву­ара 4. Орошение начинают в ранние утренние часы и проводят непрерывно до захода солнца (перерыв приводит к более глубоким "малым дыхани­ям" и увеличению потерь нефтепро дукта). При использовании водяного орошения постоянно сле­дят за состоянием окраски резервуара и его фундаментом.

Подземное хранилище нефтепродуктов позволяет сокра­тить потери от колебания их температуры при длительном хранении. Размещают хранилища на больших глубинах в при­родных выработках или же применяют железобетонные ре­зервуары. Искусственные подземные выработки (хранилища) рентабельны по капитальным затратам и эксплуатационным расходам. Они обеспечивают безопасное хранение больших объемов нефтепродуктов. Благодаря сокращению потерь от испарения при хранении нефтепродуктов на больших глуби­нах стоимость их хранения составляет не более 30—40 % стоимости хранения в наземных металлических резервуарах. При хранении светлых нефтепродуктов в железобетонных ре­зервуарах потери от "малых дыханий" сокращаются в 3—5 раз в наземных резервуарах и в 8—10 раз в заглубленных по срав­нению с металлическими резервуарами. Срок службы этих резервуаров в 2—3 раза больше, чем наземных металлических. Годовая стоимость хранения 1 τ бензина в железобетонных резервуарах приближается к стоимости хранения в резервуа­рах с понтонами.

Затенение резервуаров насаждением лиственных пород деревьев применяют для уменьшения амплитуды колебаний температуры газовоздушного пространства. Деревья выса­живают на расстоянии не менее 5 м от резервуара вне зоны обвалования.

Система улавливания и конденсации паров нефтепродукта также используется для снижения потерь от испарения. В дан­ном случае применяют обвязку газового пространства ре­зервуаров 1 (рис. 4.2), имеющих дыхательные клапаны 2, трубопроводами 5.

 

 

Газы из заполняемых резервуаров и "малых дыханий" перетекают в освобождающиеся резервуары и потерь нефте­продукта практически не будет. В системе предусматривают газгольдер 3, который регулирует подачу и прием газовоз­душной смеси при неравномерной откачке и закачке нефте­продукта в резервуары. Изменение неравномерности закачки и откачки регулируют регулятором давления 4. При перетекании газовоздушной смеси и изменении температуры в трубопроводе может появляться конденсат. Для сбора кон­денсата предусмотрен конденсатосборник 7, оборудованный насосом 6. В газоуравнительную систему можно подключать резервуары, залитые только нефтепродуктом одного химического состава или разрешаемыми для смешивания. Для уменьшения потерь рекомендуется ускорять время закачки резервуаров.

В качестве газосборников можно применять дополнитель­ные резервуары и резервуары, предназначенные для хранения

нефтепродуктов. В необходимых случаях газосборник может быть использован для хранения нефтепродуктов. Наиболее экономичны газосборники типа "дышащий" баллон (рис. 4.3). Объем в нем изменяется вследствие прогиба и подъема ме­таллических днищ. В зависимости от наполнения баллона противовесы, соединенные тросами со стенкой, меняют свое положение. Такие газосборники имеют 1000 и 10 ООО м3 (диаметр последнего 49 м, наибольшая высота 8,4 м, макси­мальное рабочее давление 0,008 МПа, общая масса 185 т, изго­товлен из листовой стали толщиной 4 мм). Объем газосбор­ника зависит от среднесуточного движения нефтепродукта через группу резервуаров, объединенных газоуравнительной обвязкой.

Затраты на сооружение и эксплуатацию с увеличением объема газосборника возрастают, а потери нефтепродуктов уменьшаются (рис. 4.4).

Поэтому при выборе вместимости газосборника нужно учитывать затраты на сооружение и экс­плуатацию газосборника и стоимость потерь. Газовую обвязку выполняют из труб, диаметр которых позволяет проходить газовоздушной смеси с минимальными гидравлическими со­противлениями при максимальном расходе нефтепродукта при опорожнении или закачке (рис. 4.5), Газопроводы укла­дывают с уклоном для обеспечения свободного стекания кон­денсата в конденсатосборники.

В настоящее время разработаны пневматические газосбор­ники из электрического материала вместимостью 220 и 1000м. Внутри гасэсборник разделен подвижной мембраной на два отсека: верхний — для воздуха и нижний — для газовоздушной смеси. Нижний отсек соединен трубопроводом с газовоздуш­ным пространством резервуара, а верхний — с вентилятором. Включение и отключение вентилятора автоматическое. Приме­нение такого газосборника сокращает потери на 90—93 %. Дав­ление в газоуравнительной сети контролируют манометром, ус­тановленным на крыше резервуара или на трубопроводе газовой обвязки.

Конструктивные средства в виде дисков-отражателей поз­воляют сократить потери от "больших дыханий" на 30—40 %.

Специальные резервуары, работающие при избыточном давлении, применяют для сокращения потерь от "малых ды­ханий". Эти резервуары воспринимают полностью изменения давления и разрежения при колебании температуры. Но они сложнее по конструкции и дороже обычных резервуаров. Спе­циальные резервуары могут работать при следующих значениях избыточного давления: сферические 0,25—1,8 МПа, цилинд­рические каплевидные—0,07, сфероидальные (каплевидные) — 0,07, цилиндрические со сферической крышей — 0,025 МПа.

Организационно-технические мероприятия позволяют рез­ко сократить потери нефтепродуктов. Максимальное заполне­ние резервуаров, уменьшение внутрискладских перекачек из резервуара в резервуар, поддержание резервуаров в хоро­шем техническом состоянии, регулярная проверка дыхатель­ных клапанов, правильная организация учета, применение сов­ременных средств замера количества нефтепродукта в резер­вуаре, герметизация сливоналивных устройств для предотвра­щения потерь от утечки, устранения возможной течи в местах фланцевых соединений и в самих резервуарах — все это дает значительный эффект в борьбе за экономию нефтепродуктов.