автореферат диссертации по приборостроению, метрологии и информационно-измерительным приборам и системам, 05.11.13, диссертация на тему:Конденсационный метод определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов

ООЗ1742БЬ

На правах рукописи

^"-О ¿.

и'

ГОЛОВКОВ АЛЕКСАНДР ВЛАДИМИРОВИЧ

КОНДЕНСАЦИОННЫЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ПАРОГАЗОВОЙ СМЕСИ НЕФТЕПРОДУКТОВ

05 11 13 - Приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий

ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор

Подвезенный^ к 2007

Красноярск - 2007

003174265

Работа выполнена в Федеральном государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Сибирский федеральный университет»

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Подвезенный Валерий Никифорович

Официальные оппоненты доктор технических наук, профессор

Кашкин Валентин Борисович

кандидат технических наук, доцент Сельский Андрей Анатольевич

Ведущая организация

Федеральное государственное унитарное предприятие «Красмаш завод»

Защита состоится «Я» ноября 2007 г. в 14 часов на заседании диссертационного совета Д 212 099 05 при ФГОУ ВПО «Сибирский федеральный университет» по адресу 660074, г Красноярск, ул Киренского, 26, ауд Г 4-17,

тел (факс) 8 (3912) 43-06-92

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке Политехнического института ФГО ВПО «Сибирский федеральный университет»

Автореферат разослан « 5 » октября 2007 г и выставлен на сайте СФУ http //www sfü-kras ru

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат технических наук, профессор

Е А Вейсов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

Актуальность темы. Актуальность темы обусловлена необходимостью мониторинга загрязнения воздушной среды парами углеводородов С этой целью необходимо разрабатывать методы, устройства и технологии, позволяющие определять количество выделяющихся паров углеводородов, поступающих в атмосферу при технологических операциях с нефтепродуктами, снизить уровень выделяющихся загрязнений, а также уровень пожаровзрывоопасности объектов нефтепродуктообеспечения

Объектом исследований являются элементы системы мониторинга загрязнений воздушной среды, предметом исследований — методы определения количества загрязнений воздушной среды и методы их сокращения

Цель работы. Разработка метода определения количества парогазовой смеси при приеме и хранении нефтепродуктов и технологии его реализации, отличающийся высокой оперативностью

Основные задачи.

1 Произвести анализ известных методов определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов при их приеме и хранении

2 Разработать метод определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов при их приеме и хранении

3 Разработать методику и техническое оснащение для использования метода

4 Провести исследования интенсивности испарения топлива с поверхности раздела фаз в зависимости от давления и температуры в реальном времени

5 Провести исследование интенсивности конденсации парогазовой смеси, содержащей пары нефтепродуктов, пары атмосферной влаги и воздух, на оребренной поверхности

6 Произвести натурные испытания разработанного метода и методики

Научная новизна.

1 Предложен конденсационный метод измерения количества парогазовой смеси, образующейся при приеме и хранении нефтепродуктов в резервуаре, позволяющий осуществлять мониторинг загрязнений воздушной среды парами углеводородов, а также позволяющий снизить уровень выделяющихся загрязнений и уровень пожаровзрывоопасности объектов нефтепродуктообеспечения

2 Впервые получены результаты интенсивности испарения топлива с поверхности раздела фаз в зависимости от давления и температуры в реальном времени

3 Впервые получены результаты интенсивности конденсации парогазовой смеси, содержащей пары нефтепродуктов, пары атмосферной влаги и воздух, в реальном времени

Положения, выносимые на защиту.

1 Конденсационный метод определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов при их приеме и хранении

2 Методика проведения натурных испытаний испарения топлива с поверхности раздела фаз в зависимости от давления и температуры в реальном времени

3 Методика проведения натурных испытаний конденсации парогазовой смеси, содержащей пары нефтепродуктов, пары атмосферной влаги и воздух, в реальном времени

Методология, методы и фактический материал. При исследованиях использовались теория тепломассообмена при испарении и конденсации, физико-химические методы исследования топлив, метод наименьших квадратов в регрессионной обработке результатов эксперимента

Для решения задач разработки метода определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов использовался следующий материал

• данные исследования интенсивности испарения нефтепродуктов,

• статистические данные колебаний температуры, давления и влажности окружающей среды

Эти данные были получены с помощью приборов и устройств экспериментальным путем, что позволило в диссертационной работе спрогнозировать состав парогазовой смеси, направляемой на конденсацию

Практическая значимость и востребованность результатов.

Прикладным результатом исследований является решение задач уменьшения выбросов в атмосферу паров углеводородов, снижение пожаровзрывоопасности автозаправочных станций, сохранение качественного состава нефтепродуктов при приеме и хранении за счет применения устройства, работа которого основана на предложенном методе Эти задачи являются актуальными, поскольку защита окружающей среды от воздействия техногенных факторов, является одним из важнейших направлений инновационного развития страны

Работа выполнялась в рамках инновационного проекта Красноярского государственного технического университета «Создание установки для рекуперации паров нефтепродуктов на автозаправочных станциях селитебных зон»

Достоверность полученных результатов исследования подтверждается воспроизводимостью экспериментальных данных, применением сертифицированных поверенных приборов и оборудования, а также представленной апробацией в реферируемом издании

Апробация. Результаты проведенных исследований докладывались и обсуждались на международных и межрегиональных конференциях

• Международная специализированная выставка-конференция «Весь нефтегазовый комплекс» (Москва, РГУ нефти и газа им Губкина, 2005),

• Межрегиональная научно-практическая конференция «Инновационное развитие регионов Сибири» (Красноярск, КГТУ, 2006),

• IV Международная научно-практическая конференция «Новые топпива с присадками» (Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский Научный Центр РАН, 2006),

• Международная научно-техническая конференция «Проблемы эксплуатации и обслуживания транспортно-технологических машин» (Тюмень, ТГНУ, 2006, 2007)

Публикации и личный вклад По теме диссертации опубликовано 7 работ в сборниках статей и трудах международных научно-практических конференций, в том числе 3 статьи в сборниках, рекомендованных ВАК доклады Международной научно-техническая конференции «Проблемы эксплуатации и обслуживания транспортно-технологических машин» и доклады международной научно-практической конференции «Новые топлива с присадками»

Личный вклад автора состоит в проведении теоретических и практических исследований, которые определяют основу диссертации и новизну полученных результатов

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, 3 глав, заключения, списка литературы и приложений Работа изложена на 100 страницах машинописного текста, содержит 8 таблиц и иллюстрирована 32 рисунками

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулирована цель работы и задачи исследований Определена научная новизна полученных результатов исследований, их практическая значимость В первой главе приведена классификация потерь нефтепродуктов от испарения при различных технологических операциях, рассмотрен процесс тепломассообмена нефтепродуктов при испарении, дан анализ существующих расчетных методик определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов при приеме и хранении, проведен анализ методой определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов, дан анализ теплообменных поверхностей

Рассматривая объекты нефтепродуктообеспечения как источники загрязнения окружающей среды парами углеводородов, потери нефтепродуктов от испарения при различных технологических операциях на данных объектах обуславливают количество паров углеводородов, загрязняющих воздушный бассейн

Удельные доли потерь по видам в % от общего количества потерь от испарения нефтепродуктов из резервуаров составляют (см табпицу 1)

Операции приема и отпуска нефтепродукта сопровождаются большими дыханиями, операция хранения - малыми

Количество паров углеводородов, загрязняющих окружающую среду, вследствие потерь нефтепродуктов от испарения из резервуаров при больших дыханиях приведено в таблице 2

Таблица 1 - Потери парогазовой смеси нефтепродуктов от испарения из резервуаров____ ___

Большие дыхания Малые дыхания Потери от насыщения Потери от дополнительного выдоха Потери от вентиляции

70% 15-20% 5% 5% 0 - 5 %

Таблица 2 - Зависимость годовых потерь бензина (т) от количества сливо-наливных операций__

Вместимость резервуара, м3 Количество сливо-наливных операций в год, шт

12 48 96

400 2,9/4,8 9,4/12,4 15,9/22,6

1000 6,7/11,5 19,4/29,4 36,4/58,4

2000 12,6/22,2 35,5/55,6 66,0/100,3

3000 20,5/34,8 57,9/88,3 107,0/159,7

5000 28,4/50,4 80,8/126,2 150,6/227,2

Примечание числитель - средняя климатическая зона, знаменатель — южная климатическая зона

Количество паров углеводородов, загрязняющих окружающую среду, вследствие потерь нефтепродуктов от испарения из резервуара вместимостью 5000 м3 при малых дыханиях приведено в таблице 3

Таблица 3 - Потери бензина в резервуаре емкостью 5000 м3 от малых дыханий _ ___

Время года Потери бензина, кг

за одно дыхание за весь период

Зима 3,0 271,8

Весна - осень 24,6 4500,0

Лето 87,3 8020,0

В среднем за год 35,0 12792,0

Изложена теория тепломассообмена при испарении Скорость изотермического испарения [кг/(с м2)] при однонаправленной диффузии пара в расположенный над поверхностью жидкости неподвижный слой бинарной парогазовой смеси толщиной д (в м) может быть найдена по формуле Стефана

]п = ф/Кп Т) фЯМф-рп^/ф-рп)]-', (1)

где О - коэффициент взаимной диффузии, м2/с,

Яп - газовая постоянная пара, Дж/кг (кг К) или м2/(с2 К), Т— температура смеси, К,

р — давление парогазовой смеси, Па,

Рп ,-р и р„ ~ парциальное давление пара у поверхности раздела и на

наружной границе слоя смеси, Па

Нами произведен анализ известных расчетных методик определения количества парогазовой смеси при приеме и хранении нефтепродуктов, а также при заправке автотранспортной техники, в которых нами выявлен ряд недостатков Данные методики являются несовершенными, требующими при расчетах некоторых допущений, а также использования экспериментальных данных, что увеличивает трудоемкость методик

В работе дана оценка методов определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов и устройств для их реализации На основании проведенного анализа существующих методов нами предложен менее трудоемкий конденсационный метод определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов, образующейся при их приеме и хранении, отличающийся тем, что, проводят постадийное переохлаждение и конденсацию парогазовой смеси, содержащей пары нефтепродуктов атмосферную влагу и воздух, в многосекционном теплообменнике Парогазовую смесь, содержащую пары воды и нефтепродуктов, направляют в многосекционный теплообменник 1, согласно рисунку 1, перпендикулярно плоскости движения хладагента в конденсаторах 2 Парогазовая смесь переохлаждается и конденсируется посредством контакта с поверхностями многоканальных лепестковых конденсаторов 2, причем переохлаждение в первой секции ведут до температуры ниже температуры плавления воды, но не более, чем на 3 градуса, а в последующих секциях — ниже температуры плавления фракций нефтепродуктов, но не более, чем на 9 градусов Данный температурный режим выбран с целью предотвращения обледенения поверхностей конденсаторов 2 теплообменника 1 Температуру переохлаждения подаваемой парогазовой смеси контролируют при помощи средовых датчиков термосопротивления, установленных в каждой секции теплообменника В результате из первой секции выводят конденсат, содержащий воду и фракции нефтепродуктов, который направляют на дальнейшее расслоение в разделитель 3, откуда очищенные от воды фракции нефтепродуктов попадают в сборник 4 товарных нефтепродуктов В сборнике 4 происходит смешение упомянутых фракций с фракциями сконденсировавшихся нефтепродуктов, отбираемых из последующих секций теплообменника На выходе из многосекционного теплообменника получают воздух, очищенный от паров воды и нефтепродуктов Определение количества сконденсированного нефтепродукта в сборнике 4 осуществляется с помощью расходомера с относительной погрешностью измерения массы ± 0,5 %

Высокая эффективность метода (до 98 %) достигается за счет применения в качестве конденсаторов теплообменников с высокой удельной поверхностью (рисунок 2).

е^&гь

1 — и но го с скцио 1шый теплообменник; 2 - многоканальные леяесжоъис конденсаторы; 3 - разделитель; 4 - сборник

Рисунок 1— Схема устройства для реализации метода конденсаций смеси

ларов

1 — теппообмеыная секция; 2 - канал ,3 — лепестки Рисунок 2 - Теплообменник

Основными достоинствами выбранного теплообменника по сравнению с аналогами являются

• однородность материала плоской трубы и материала оребрения, что обуславливает отсутствие термосопротивления на стыке труба - ребро,

• высокая степень разветвленности поверхности и наличие каналов внутри плоской трубы, интенсифицирующих теплообмен.

Во второй главе нами предложено техническое оформление метода, с этой целью произведен тепловой расчет оребренных поверхностей Задачей теплового расчета оребренных поверхностей является определение связи передаваемого теплового потока с температурами теплоносителей и стенки, коэффициентами теплоотдачи, геометрическими размерами оребрения и теплопроводности Данные зависимости описаны такими авторами как С С Кутателадзе, В П Исаченко, А А Жукаускас, В В Бурков, И И Дьяков, Л И Розейн, И Н Дулькин, А М Кутепов и др

Наибольшее распространение получил метод теплового расчета оребренных поверхностей по одномерной модели, который исходит из системы уравнений баланса тепловых потоков, передаваемых через сребренную стенку

Основные допущения температуры теплоносителей 1Ж и 1„г, температура плоской стен.си ^ - однородны, температуры со стороны оребрения, под ребрами и между ними одинаковы и равны 10 (рисунок 3)

.У д

а.,1

Рисунок 3 - Теплообмен через оребренную стенку

При заданных температурах на внешних поверхностях и внутри стенки, геометрических параметров оребренной стенки и соответствующих коэффициентах теплопроводности теплопередача от парогазовой смеси через оребренную стенку холодной жидкости описывается системой уравнений

0=«, Ь {/.-О, (2)

02 ^^с ('.-О. (3)

&=«»„ К ('о-',), (4)

где аI - коэффициент теплоотдачи с неоребренной стороны, Гс - площадь поверхности с неоребренной стороны, /ж — температура теплоносителя, 1С — температура стенки, Л — коэффициент теплопередачи стенки, 6С — толщина стенки,

апр — приведенный коэффициент теплоотдачи,

площадь поверхности с оребренной стороны, /„г - температура парогазовой смеси, /я - температура в основании ребра

Уравнения (2 — 4) описывают теплоотдачу на гладкой поверхности, теплопроводность внутри стенки до оребрения и теплоотдачу со стороны оребрения соответственно

Площадь поверхности со стороны оребрения рассчитывается по формуле

? = (5)

где .Рр - площадь ребер,

- площадь неоребренной части со стороны оребрения,

Приведенный коэффициент теплоотдачи в зависимости от площади оребренной поверхности, эффективности ребра определяется по формуле

(6)

где ар — коэффициент теплоотдачи ребра, ц - эффективность ребра,

ас - коэффициент теплоотдачи неоребренной части стенки со стороны оребрения

Под эффективностью ребра т] понимают отношение отводимого им теплового потока к тому тепловому потоку, который отвело бы такое же ребро с бесконечно большой теплопроводностью и постоянной температурой всей поверхности, равной температуре основания ¿>0

\аШ

где 1 — расстояние вдоль контура профиля ребра

Теплоотдача потока при движении теплоносителя в канале плоского алюминиевого теплообменника с гладкими прямолинейными стенками для

ламинарного и турбулентного режимов определяется по следующим уравнениям

Ыи =1,86Яе°

г !

Я/

(при Яе < 2100 ),

(8)

где

- отношение геометрических параметров, характеризующее

геометрию канала,

Яе - параметр Рейнольдса

№ = 0,02 Ше0 8 Рг0,43 еь (при Яе > 104),

(9)

где Рг - параметр Прандтля,

е/. - коэффициент, учитывающий влияние на теплоотдачу длины канала

Определение коэффициента теплопередачи по скорости теплоносителя и геометрическим параметрам поверхностей с лепестковыми ребрами, имеющими различный наклон, осуществляется по формулам

• для переходного режима течения (Кекр1 < 11е < Кекр2)

к =

0,043йГ3 7Я

1,07| —1 -I

й)

1 07

а

Я" Ъ

(уМ

для турбулентного режима течения

(10)

0,262Л±

0,6151

Г 1 л-0,4

Из/

{ум

,„-2 6 0,6151

,0,15

Щ По

0,6151 — ¿у0 4

. (П)

где со - объемный расход теплоносителя, м3/ч,

X - коэффициент теплопроводности теплоносителя, Вт/(м К), й?э - эквивалентный диаметр канала, м, ¡1 - длина лепестка, м, у - плотность теплоносителя, кг/м3,

Ы - средняя скорость газов перед фронтом сердцевины, м/с,

о»?- скорость жидкости в каналах, м/с, г/0 - КПД поверхности охлаждения, Р — коэффициент живого сечения

Келр1 =1,05 103 (/,/^э)0 28 , (12)

Яе^Ю3 (/./¿з)135 (13)

Площадь теплообмена необходимая для конденсации нефтепродуктов на оребренной поверхности рассчитывается по уравнениям (2, 4) Тепловые потоки 0,, СЬ можно найти из уравнений

С, (/,-/,), (14)

вг=™„ С, (/„-О, (15)

где тт - массы фреона, и парогазовой смеси нефтепродукта соответственно,

Сж, Сю — теплоемкость фреона и парогазовой смеси нефтепродукта соответственно

Приравняв правые части уравнений (2, 24) и (14, 15) получим уравнения для расчета площади теплообмена оребренной и неоребренной частей теплообменника

(16)

(17)

Тогда общая площадь теплообмена будет определяться по следующему уравнению

К =/\ +Рг+р.»> (18)

где Р0 - общая площадь теплообмена,

Рс - площадь не оребренной части теплообменника, Fp - площадь оребренной части теплообменника, Рт - площадь торцевой части теплообменника

Техническое оформление конденсационного метода определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов, образующейся при приеме и хранении приведено на рисунке 4.

Вий А

1 - корпус; 2 — конденсатор; 3,4- трубопроводы для отвода конденса та; 5 -кран шаровый; 6-тарелка; 7 — прокладка; К - крышка; 9— разделитель; 10 -

сборник; 11 - пробка

Рисунок 4 — Установка для определения количества парогазовой смеси

нефтепродуктов

Установка представляет собой корпус 1 с размещенными внутри конденсатором 2 и тарелками для сбора конденсата б, соединенными с разделителем 9 и сборником 10 трубопроводами для отвода конденсата 3, 4. Разделитель 9 и сборник 10 оборудованы шаровыми кранами 5 для слива конденсата и воды. Верхняя часть трубопроводов 3, 4 для отвода конденсата заглушена пробками 11. Корпус 1 герметично закрывается крышкой 8 с прокладкой 7 из маслобенз о стойкой резины или паропмта с помощью болтового соединения. Конденсатор 2 состоит из четырех алюминиевых змее виковых плоских многоканальных лепестковых элементов охлаждения, соединенных между собой трубками. Фрсоп в конденсатор 2 подается в

вертикальной плоскости противотоком поступающей в установку парогазовой смеси с цель интенсификации теплообмена Установка условно разделена на секции Под секцией понимается часть пространства установки, с расположенным в ней элементом охлаждения, на поверхности которого происходит конденсация части парогазовой смеси, и тарелкой для сбора конденсата

Определение количества конденсата парогазовой смеси, находящейся в сборнике 10, осуществляется путем взвешивания или пропусканием конденсата через датчик расхода с относительной погрешностью измерения массы ± 0,5 %

В третьей главе приведены результаты исследований интенсивности испарения нефтепродуктов с поверхности раздела сред в зависимости от давления и температуры с целью уточнения интенсивности испарения нефтепродуктов, а также качественного состава нефтепродуктов обедненных низкокипящими компонентами, вследствие их испарения

Для этих целей нами создана лабораторная установка и проведены исследования Предметом исследований нами выбран бензин марки А-92 как массово используемый вид моторного топлива

Результаты проведенных нами исследований интенсивности испарения бензина в зависимости от давления и температуры приведены в виде графиков на рисунке 5

Анализируя график 5 видно, что изменение интенсивности испарения топлива во времени имеет экстремальный характер Это объясняется тем, что в первоначальный отрезок времени из топлива испаряются компоненты низкокипящей фракции, содержание которых в последующие отрезки времени в жидком топливе резко сокращается

Пересечение кривых на графике (рисунок 5) обусловлено суточными колебаниями атмосферного давления, влияющего на интенсивность испарения бензина

Изменение состава топлива А-92 дополнительно подтверждается испытаниями, проведенными на установке по определению теплоты испарения топлив (рисунок 6)

Повышение температуры кипения топлив свидетельствует об изменении их качества, поскольку увеличивается энергетика испарения топлив в двигателе

Экспериментальные зависимости интенсивности испарения топлива А-92, полученные при различных температурах характеризуются высокой сходимостью результатов, те И2 > 0,9025 Коэффициенты корреляции зависимостей теплоты испарения составляют 0,99 Стандартные отклонения б для зависимостей, приведенных на рисунке 5, составляют ± (0,73-0,98), стандартные отклонения среднего арифметического Эщ составляют ± (0,3-0,4) и ^значения распределения Стьюдента ± (0,8—1,0) Стандартные отклонения б для зависимостей, приведенных на рисунке 6, составляют ±(0,25-0,4), стандартные отклонения среднего арифметического Бт составляют ± (0,1-0,16) и Означения распределения Стьюдента ± (0,25-0,4)

] --]-—'......■ г- ■

и- г- -: 1-- -■

1

;--♦-- ЫС

_;-»---А 5С

! : —*—- дос

1-•-Э5С

-—М-:ис

-•-55С

-1—3.5С

------1С

— — — Попирю^иальныЙ (50С)

— ■ - ■ --Поличомиэльный (45С)

— - — - полихоииЗЛЬР+ый (ЛОС) _ — - - — ГСолино^иэльр-ый (35С)

-—- — Пл г^на^нд л ь ны*

=___: - - - погшноыи.эльный (22С)

— !, ^-- - Псм^момидльлый (Э.ЬО1

______...—г -- - Полиномиальный (1С)

2,5 3 3,5 4 4.5 5 5,6 6 6.5 7 7.5 В (, Ч

Рисунок 5 ■■-! 'рафик зависимостей изменения массы испарившегося топлива Шрки А-92 оч' времени при различных, температурах

2,7 и4~!--------I—I—!---- .......-1-—I--------------------: - |

2.05 2.75 2.65 2.95 3.05 3,15 3.25 3.35 ^Г10"3

Рисунок 6 - График зависимостей 1пР от ~ ■ !0-1 для бензина Л-92

С целью у станов л ей ия состава парогазовой смеси, образующейся вследствие испарения бензина А-92 при его сливе из автоцистерны в резервуар на автозаправочной станции, нами было проведено хромато графическое исследование проб бензина А-92. Хром а то граммы бензина до И после слива из автоцистерны в резервуар приведены на рисунке 7 и 8 соответственно.

I

15оо

1500

1009

1? 20 за 40

Ерем*,

»

Рисунок 7 - Хромато грамм а бензина Л-92 до испарения легкой фракции

2500

2000

¡ооо

то

.¿А!___

Ю 20 30 40

Ършл, мин

м

Рисунок 8 - Хромато грамм а бензина А-92 после испарения легкой фракции

Согласно хроматограмме, приведенной на рисунке 7, процентное содержание компонентов бензина с температурой кипения от минус 0,5 °С до плюс 36 °С от 2-ой до 6-ой хроматограф и ческой группы (от n-бутана до п пентана) составляет 37,3 % от общего состава и содержание 6-9 хроматографической группы (между й-пентаном и n-гек саном) с температурой кипения от плюс 36 °С до плюс 68 °С составляет 14 % от общего состава.

Вследствие частичного испарения легкой фракции бензина А-92 при его сливе из автоцистерны в резервуар содержание компонентов бензина 2 -9 хроматографической группы согласно хроматограмме, приведенной на рисунке 8, изменяется на 0,3 %.

Снижение количества компонентов бензина с содержанием углерода С4 - С6 сопровождается снижением октанового числа бензина, т, к, октановый коэффициент 2-9 Хроматографичееких групп значительно выше, по сравнению с другими компонентами топлива

С целью уточнения эффективности метода, рабочих параметров установки и исследования интенсивности процесса конденсации нами проведены натурные испытания. Результаты испытаний при выходе установки на режим приведены на рисунках 9, 10. Результаты испытаний установки в рабочем режиме на рисунках 11, 12.

Для исследования интенсивности процесса конденсации парогазовой смеси нефтепродукта нами выбрано топливо марки А-92, содержащее значительное количество низкокипящей фракции по сравнению с А-80 и ДТ, и выделяющейся в процессе слива топлива в резервуар.

¡ -10 ■г! -тг; 1 ! : 1 ' : ''Т" ^^¿¿Ц .1« '

_15ük;: :.;: i::. f.'[±i:iÜR"h;i

I t, мин

Рисунок 9 - Скорость охлаждения газового пространства устан

Рисунок 10 - Скорость выхода установки на режим

Рисунок 11 - Изменение температуры парогазовой смеси топлива А-92

времени

Рисунок 12 - Изменение температуры паров фреона на выходе из каждой

секции во времени

Примечание: на рисунка 10 приведены показания 1 - 4 датчиков, характеризующие скорость выхода каждой секции установки и а режим.

Топливо А-95 для проведений эксперимента нами не рассматривалось в виду его низкого грузооборота и как следствие, редкой поставки на автозаправочную станцию (около 1 раза в месяц).

Эксперимент являлся Много факторным и не планируемым в виду многосуточности и погодных условий, а также разницы температур и плотностей топлива между первой и последующими поставками на автозаправочную станцию. Также необходимо отметить, Что уровень остатка топлива в резервуаре к моменту начала приема топлива из автоцистерны различен, следовательно, и площадь испарения была различна.

На основании проведишых нами исследований выход установки па режим составляет 1 часа 18 минут. Об этом можно судить по выравниванию кривых графиков на рисунке 10. Температура среды внутри газового Пространства установки достигается равная минус 11,0 °С, а температура паров фреона па выходе из первой и последующих секций минус 15,0 С, минус 14,5 °С, минус 12,7 "С и минус 12,0 С соответственно (нумерация секций установки осуществляется сверху вниз). Самая низкая температура устанавливается в первой секции, поскольку, здесь происходит закипание фреона, сопровождаемое наибольшим поглощением тепла.

Наличие пиков на графике скорости охлаждения газового пространства установки (рисунок 9) и графике скорости выхода секций на режим (рисунок 10) и интервале от 90 до 137 минут обусловлено малым дыханием резервуара, которое наблюдается 1 - 3 раза в сутки и может быть вызвано колебанием температуры и/или давлением окружающей среды.

На момент проведения эксперимента атмосферное давление оставалось неизменным Однако, температура окружающей среды с момента пуска установки за 90 минут повышалась на 2 - 3 градуса, что и стало причиной возникновения малых дыханий резервуара

Проведение эксперимента в рабочем режиме установки составляло 60 минут, что соответствовало сливу автоцистерны вместимостью 12 м3

В начале слива топлива из автоцистерны в резервуар температура внутри газового пространства установки возрастает и достигает 8 °С, а температура паров <|реона на выходе из первой и последующей секции достигает 1,3 °С, 1,8 С 4,0 °С и 5,1 °С соответственно (см рисунки 11 и 12) При данном температурном режиме в интервале от 8 до 30 минут наблюдается устойчивый процесс конденсации

Кривые значений температуры газового пространства (рисунок 11) и температуры фреона в секциях (рисунок 12) в интервале времени от 0 до 8 минут стремительно возрастают Это обусловлено интенсивным замещением парогазовой смеси нефтепродукта, находящейся в газовом пространстве резервуара, на сливаемый нефтепродукт, а также увеличением скорости образования паров нефтепродукта за счет разницы температур хранимого и наливаемого нефтепродукта

Падение температуры газового пространства (рисунок 11) и температуры паров фреона на выходе из каждой секции (рисунок 12) в интервале времени от 30 до 60 минут обусловлено снижением количества низкокипящей фракции в образующейся парогазовой смеси нефтепродукта, возникающей при сливе из автоцистерны в резервуар Наибольшее количество испаряющейся низкокипящей фракции приходится на интервал слива автоцистерны от 8 до 30 минут

В ходе эксперимента установлена интенсивность конденсации компонентов топлива и составила в первой секции составила 0,26 г/с, второй — 0,14 г/с, третьей — 0,04 г/с и четвертой — 0,02 г/с Интенсивность конденсации устанавливалась по скорости набегания конденсата в мерные емкости с последующим взвешиванием

Количество сконденсировавшихся компонентов топлива за время эксперимента в каждой из четырех секций установки представлено в таблице 4

Таблица 4 - Количество сконденсировавшихся компонентов топлива

Номер секции Масса, г

1 929,5

2 508,2

3 132,7

4 87,6

ИТОГО 1658,0

Из таблицы 4 видно, что наиболее эффективными секциями являются первая и вторая с рабочими температурами по фреону 1,3 °С и 1,8 С соответственно

Невысокое количество уловленной парогазовой смеси нефтепродукта обуславливается частичной конденсацией парогазовой смеси на стенках резервуара Конденсация происходит за счет низкой температуры стенок резервуара и остатка нефтепродукта (5 °С) по сравнению с температурой сливаемого в резервуар нефтепродукта (20 °С) Поскольку уровень нефтепродукта составляет 260 мм (едва перекрывает заборную трубу), объем газового пространства позволяет замещение подогреваемого нефтепродукта значительным количеством парогазовой смеси

С целью установления наличия воды и фракционного состава конденсата, нами проведен анализ конденсата, отбираемого по секциям Содержание воды в бензине обычно определяют визуально Метод количественного определения содержания воды в нефтепродуктах основан на принципе отгонки воды и растворителя от нефтепродукта с последующим их разделением в градуированном приемнике на два слоя в соответствии с ГОСТ 2177-99 Перегонка с н-гептаном методом Дина-Старка показала отсутствие растворенной воды во всех 4 пробах

Отсутствие воды в составе парогазовой смеси обусловлено низкой относительной влажностью 53,5 % в дни проведения эксперимента и в ночи предшествующие проведению эксперимента - 65,0 % Подтоварная вода, которая могла бы содержаться в парогазовой смеси, при проведении замеров уровня топлива в резервуаре не обнаружена Отсутствие воды также объясняется тем, что конденсат легких фракций бензина содержит низкокипящие углеводороды, которые воду практически не растворяют

Фракционный состав конденсатов парогазовой смеси топлива А-92 приведен на рисунке 13

Фракционный состав четвертой пробы получить не удалось, так как по ГОСТу для проведения анализа требуется 200 мл исследуемого вещества, а нам удалось получить лишь 87 г, что при известной плотности исходного продукта (бензина А-92), примерно составляет 115 мл Однако, анализируя графики отгонки проб конденсата, отобранного из 1 - 3 секций, пробы имеют схожий состав на 30 %, далее присутствие легких (низкокипящих) компонентов увеличивается Об этом свидетельствуют температуры конца кипения фракций

Фракционный состав конденсатов показывает, что большинство их компонентов относятся к пятой хроматографической группе, т е пентан и его производные, с температурами начала кипения от 28 до 36 °С, наличие которых в топливе влияет на его октановое число и пусковые характеристики двигателя в зимний период Следовательно, предлагаемый нами конденсационный метод определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов при их приеме и хранении, позволяет не только уменьшить уровень загрязнения окружающей среды парами углеводородов и снизить

уровень оожарааарыво on асн о ст и объектов нефтепродукте- и то Ш1 и в о об есп еч ения, но и сохранить качество самого продукта.

№1 №2 м=з

Tne(Ci%) 34 34 35

10 41 41 41

Ж 44 44 44

30 48 48 48

-4$ 52 52 51

SC 56 56 55

т <¡2 52 60

73 70 68

'So 63 62 ¡52

80 122 110 101

Ткк(Э1%> 123

Ткк®3%) 120

Тнк(Э4%1 116

Фракционный состав конденсатов

140 ..........- -.......... ■■ ■■■■■

Тнк(0%) 20 40 60 80 % Выкипания

Рисунок 13 — Фракционный состав конденсатов парогазовой смеси топлива А-92

В приложении 1 представлен акт внедрения научной продукции на Ачинском специализированном управлении «Монтаж-сер вис» в процесс производства установки для рекуперации паров нефтепродуктов.

В приложении 2 представлен акт внедрения научной продукции па ЗАО Красноярское топливное агентство в технологические процессы приема и хранения нефтепродуктов на автозаправочной станции.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Разработан конденсационный метод определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов, позволяющий количественно определять потери парогазовой смеси, образующейся при наливе подземных резервуаров автозаправочных станций.

2. Разработана опытно-экспериментальная установка для реализации конденсационного метода, обеспечивающая сохранение качества нефтепродуктов при их приеме и хранении на автозаправочных станциях.

3. Метод позволяет снизить уровень экологической и пожарной опасности автозаправочных станций.

4. Впервые получены результаты интенсивности испарения (на примере топлива А-92) с поверхности раздела фаз в зависимости от давления И температуры в реальном времени, позволяющие прогнозировать

количество, образующейся парогазовой смеси, вследствие испарения нефтепродуктов в резервуаре при их длительном хранении.

5 Впервые получены результаты интенсивности конденсации парогазовой смеси (на примере бензина А-92), содержащей пары нефтепродукта, атмосферной влаги и воздуха, в реальном времени, позволяющие, дающие количественную оценку эффективности предложенного метода

6 Ориентировочный годовой экономический эффект от внедрения одной установки на автозаправочной станции составляет 15 ООО рублей При стоимости установки 58 ООО рублей период ее окупаемости составляет около 4 лет

Список использованных публикаций

1 Головков А В Исследование интенсивности испарения топлив в зависимости от давления и температуры/ А В Головков, С Г Преснов, В H Подвезенный // Межвуз сб науч тр Краснояр гос техн ун-та Вып 9 Транспортные средства Сибири - Красноярск, 2003 -С 365-370

2 Пат 2283160 РФ, M Кл2 В 01 D 5/00 Способ конденсации смеси паров / А В Головков, В H Подвезенный От 10 сентября 2006 г

3 Головков А В Способ утилизации паров нефтепродуктов на АЗС / А В Головков, В H Подвезенный // Материалы межрегиональной научно-практической конференции Инновационное развитие регионов Сибири -Красноярск, 2006 г - С 239-242

4 Головков А В Теплообменник-конденсатор для рекуперации паров углеводородов / А В Головков, В H Подвезенный, И И Дьяков // Доклады международной научно-технической конференции Проблемы обслуживания транспортно-технологических машин - Тюмень, 2006. - С 38-44

5 Головков А В Снижение уровня загрязнения атмосферы мегаполисов парами углеводородных топлив / А В Головков, В H Подвезенный // Доклады международной научно-практической конференции Новые топлива с присадками -СПб, 2006-С 257-260

6 Головков А В Установка для улавливания паров углеводородных топлив при заправке автотранспортной техники / А В Головков, В H Подвезенный // Доклады международной научно-технической конференции Проблемы обслуживания транспортно-технологических машин - Тюмень, 2007 - С 72-75

7 Головков А В Установка для рекуперации паров углеводородных топлив на автозаправочных станциях // Материалы всероссийской научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых -Красноярск, 2007 -С 261-264

Подписано в печать 28 06 07 Тираж 100 экз Заказ № Отпечатано в типографии КГТУ. 660074, Красноярск, ул Киренского, 26

Введение

1 Оценка методов определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов

1.1 Потери нефтепродуктов от испарения

1.1.1 Потери от больших дыханий

1.1.2 Потери от малых дыханий

1.1.3 Потери от вентиляции газового пространства

1.1.4 Потери от насыщения газового пространства

1.1.5 Потери от дополнительного выдоха

1.2 Тепломассообмен при испарении

1.3 Анализ расчетных методик определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов

1.4 Оценка методов определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов

1.5 Анализ теплообменных поверхностей для конденсации парогазовой смеси нефтепродуктов

Выводы по главе

2 Устройство для реализации конденсационного метода определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов

2.1 Теплопередача оребренных поверхностей

2.2 Расчет площади теплообменной поверхности

2.3 Конструкция установки для реализации метода определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов

Выводы по главе

3 Экспериментальные исследования

3.1 Исследование интенсивности испарения нефтепродуктов в зависимости от давления и температуры

3.2 Определение интенсивности конденсации парогазовой нефтепродуктов

3.2.1 Выход установки на режим

3.2.2 Проведение эксперимента

3.3 Анализ состава конденсата

3.4 Возможные пути внедрения Выводы по главе 3 Заключение

Ежегодно по различным оценкам в атмосферу планеты выбрасывается 50-90 млн. т. углеводорода. Значительная часть этих выбросов приходится на предприятия нефтегазодобывающих отраслей промышленности, нефтеперерабатывающих предприятий, предприятий транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов [1]. Удельные потери углеводорода за счет их испарения на нефтеперерабатывающих заводах различных стран мира составляют 1,1-15 кг на 1 т продукта [2].

Значительное загрязнение атмосферного воздуха парами нефтепродуктов происходит при заполнении и опорожнении резервуаров нефтехранилищ при так называемых "дыханиях" резервуаров. С момента добычи до непосредственного использования нефтепродукты подвергаются более 20 операций налива и опорожнения из транспортных емкостей и резервуаров хранения, при этом 75 % потерь происходит от испарений и только 25 % — от аварий и утечек [3]. Основная масса "дышащих" резервуаров сосредоточена на нефтепромыслах, нефтеперекачивающих станциях, в резервуарных парках нефтеперерабатывающих заводов и нефтебазах. На долю резервуарных парков приходится примерно 70 % всех потерь нефтепродуктов на промыслах, нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах [4]. В 1998 г. потери нефтепродуктов за счет "больших дыханий" составили по нефтеперерабатывающей отрасли России примерно 270 тыс. т [1].

Загрязнение атмосферы парами нефти и нефтепродуктов происходит также при наливе танкеров на наливных терминалах [5], эстакадах слива-налива железнодорожных цистерн, при заправке автомашин на автозаправочных станциях. Удельные потери нефтепродуктов при наливе железнодорожных цистерн в несколько раз превышает потери из резервуаров. Суммарная резервуарная емкость автозаправочных станций по данным на 1998 г. [1] составляет около 240 млн. м3. За год через эти мощности реализуется около 130 млн. т различных нефтепродуктов. По расчетным данным [6] автозаправочные станции России выбрасывают в атмосферу в течение года более 140 тыс. т паров углеводородов, автозаправочные станции Германии — 145 тыс. т, Англии — 120 тыс. т.

В общем объеме выбросов вредных веществ на автозаправочных станциях «большие дыхания» составляют около 40 %, что иногда создает в рабочей зоне максимальные разовые концентрации, превышающие предельно-допустимые концентрации [7].

На каждый литр углеводородного топлива, поставляемого на автозаправочные станции, происходит вытеснение 5 и более литров паров углеводородных топлив в процессе выдачи через топливораздаточные колонки [8].

Помимо материальных потерь происходит ухудшение качества углеводородных топлив, вследствие улетучивания легких фракций [9], что сказывается на пусковых характеристиках двигателя в зимний период.

Борьба с загрязнениями окружающей среды парами углеводородов, возникающими, вследствие, нарушения герметичности технологического оборудования и коммуникаций, заключается в соблюдении технологической и технической дисциплины (эксплуатация оборудования технических устройств, сооружений и коммуникации в соответствии с требованиями эксплуатационной и нормативной документации, а также инструкций завода изготовителя, проведение планово-предупредительных ремонтов, ежедневных и технических осмотров).

Снизить уровень выбросов паров нефтепродуктов, возникающих при операциях транспортирования, хранения, слива/налива и отпуска потребителю можно лишь за счет применения высокоэффективных методов, устройств и технологий рекуперации паров нефтепродуктов.

Еще одной актуальной задачей является осуществление мониторинга за выбросом паров углеводородов в окружающую среду и оценка количества произведенных выбросов.

Целью настоящей работы является разработка метода определения количества парогазовой смеси при приеме и хранении нефтепродуктов.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

• произвести анализ известных методов определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов при их приеме и хранении;

• разработать оперативный метод определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов;

• провести исследования интенсивности испарения топлива с поверхности раздела фаз в зависимости от давления и температуры в реальном времени;

• провести исследование интенсивности конденсации парогазовой смеси, содержащей пары нефтепродуктов, пары атмосферной влаги и воздух, на оребренной поверхности;

• разработать методику и техническое оснащение для использования метода;

• произвести натурные испытания разработанного метода и методики.

Научная новизна работы заключается в следующем:

• предложен конденсационный метод измерения количества парогазовой смеси, образующейся при приеме и хранении нефтепродуктов в резервуаре, позволяющий осуществлять мониторинг загрязнений воздушной среды парами углеводородов, а также позволяющий снизить уровень выделяющихся загрязнений и уровень пожаровзрывоопасности объектов нефтепродуктообеспечения.

• впервые получены результаты интенсивности испарения топлива с поверхности раздела фаз в зависимости от давления и температуры в реальном времени.

• впервые получены результаты интенсивности конденсации парогазовой смеси, содержащей пары нефтепродуктов, пары атмосферной влаги и воздух, в реальном времени.

На защиту выносится:

• конденсационный метод определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов при их приеме и хранении.

• методика проведения натурных испытаний испарения топлива с поверхности раздела фаз в зависимости от давления и температуры в реальном времени.

• методика проведения натурных испытаний конденсации парогазовой смеси, содержащей пары нефтепродуктов, пары атмосферной влаги и воздух, в реальном времени.

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения, списка использованных источников и приложений.

Выводы по главе 3

В главе 3 нами представлены результаты исследования интенсивности испарения топлива в зависимости от давления и температуры, предложена методика определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов при их приеме и хранении на автозаправочной станции, приведены результаты натурных испытаний разработанного метода, а также результаты исследования состава конденсата, дана экономическая оценка эффективности внедрения разработанного конденсационного метода, предложены возможные пути внедрения.

Таким образом, разработанный нами конденсационный метод определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов позволяет оперативно определять величину потерь нефтепродуктов от испарения при их приеме и хранении на нефтебазах и автозаправочных станциях, снизить уровень загрязнения атмосферы парами углеводородных топлив, а также уровень пожаровзрывоопасности данных предприятий и сохранить качественный состав нефтепродуктов, влияющий на их эксплуатационные свойства.

Заключение

1. Разработан конденсационный метод определения количества парогазовой смеси нефтепродуктов, позволяющий количественно определять потери парогазовой смеси, образующейся при наливе подземных резервуаров автозаправочных станций.

2. Разработана опытно-экспериментальная установка для реализации конденсационного метода, обеспечивающая сохранение качества нефтепродуктов при их приеме и хранении на автозаправочных станциях.

3. Метод позволяет снизить уровень экологической и пожарной опасности автозаправочных станций.

4. Впервые получены результаты интенсивности испарения (на примере топлива А-92) с поверхности раздела фаз в зависимости от давления и температуры в реальном времени, позволяющие прогнозировать количество, образующейся парогазовой смеси, вследствие испарения нефтепродуктов в резервуаре при их длительном хранении.

5. Впервые получены результаты интенсивности конденсации парогазовой смеси (на примере бензина А-92), содержащей пары нефтепродукта, атмосферной влаги и воздуха, в реальном времени, позволяющие дать количественную оценку эффективности предложенного метода.

6. Ориентировочный годовой экономический эффект от внедрения одной установки на автозаправочной станции составляет 15 ООО рублей. При стоимости установки 58 ООО рублей период ее окупаемости составляет около 4 лет.

1. Федеральный справочник. Топливно-энергетический комплекс России. М.: Родина про, 1999. -386 с.

2. Абузова Ф.Ф. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении / Ф. Ф. Абузова, И. С. Бронштейн, В. Ф. Новоселов и др. М.: Недра, 1981. - 248 с.

3. Аренбристер В.В. Технико-экономичемский анализ потерь нефти и нефтепродуктов. -М.: Химия, 1975. 168 с.

4. Коршунов Е.С. Потери нефти, нефтиепродуктов и газа и меры их сокращения / Е.С. Коршунов, С.Г. Едигаров. М.: Недра, 1966. - 267 с.

5. Подвезенный В.Н. Борьба с потерями при наливе танкеров / В.Н. Подвезенный, Е.А. Корунец // Межвуз. сб. науч. тр. Краснояр. гос. техн. унта. Вып.8: Транспортные средства Сибири. Красноярск, 2002. - С. 409-414.

6. Транспорт и хранение нефтепродуктов // Научно-технический инфор мационный сборник. М.: 1997. № 1. 60 с.

7. Кавнев Г.М. Охрана воздушного бассейна на предприятиях нефтепереработки и нефтехимии в связи с переходом на новые экономические методы управления / М.Г. Кавнев, Н.С. Моряков, В.К. Загвоздкин, В.А. Ходякова. -М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1989. (Тем. обзор)-21 с.

8. Хизгилов И.Х. Сохранение качества нефтепродуктов при их транспорте и хранении. М., 1965 г. - 238 с.

9. Ю.Серегин Е. П. Экономия горючего / Е. П. Серегин и др. М.: Воениздат, 1986. - 190 с.

10. Едигаров, Б. Г. Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ / Б. Г. Едигаров, С. А. Бобровский. М.: Недра, 1973. - 367 с.

11. Земенков Ю.Д. Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов: / Ю.Д. Земенков, H.A. Малюнин, JI.M. Маркова и др.- Тюмень: ТюмГНГУ, 1998.-275 с.

12. Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации РД 15339-019-97. / Госгортехнадзор России СПб.: ДЕАН, 2002. - 80 с.

13. Нормы естественной убыли нефтепродуктов при приеме, хранении, отпуске и транспортировании. Утв. 26.03.86.

14. Кушниренко К.Ф. Краткий справочник по горючему. М.: Воениздат, 1979.-236.

15. Попова З.А. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов / З.А. Попова, E.JI. Ржавский, Л.П. Романова. М.: Недра, 1972 208 с.

16. Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров для нефти и нефтепродуктов (ПБ 03-605-03) Утв. 09.06.2003.

17. Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов (ПБ 03-560-03) Утв. 20.05.2003.

18. Иванов, Н. Д. Эксплуатационные и аварийные потери нефтепродуктов и борьба с ними / Н. Д. Иванов. Л.: Недра, 1973. - 160 с.

19. Константинов И.Н. Борьба с потерями от испарения нефти и нефтепродуктов. -М.: Гостоптехиздат, 1961.-205 с.

20. ГОСТ 17.2.3.02-78. Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями. Введ. 17.12.78.

21. ГОСТ 12.1.005-88. ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны. Введ. 05.09.88.

22. Константинов H.H. Борьба с потерями от испарения нефти и нефтепродуктов. -М.: Гостоптехиздат, 1961.-101 с.

23. Химическая энциклопедия: в 3-ех т. Т. 2 / Под гл. ред. И. П. Кнунянц. -М.,- 1990.-681 с.

24. Кутепов A.M. Гидродинамика и теплообмен при парообразовании / A.M. Кутепов и др. М.: Высш. Школа, 1977. - 352 с.

25. Франк-Каменецкий Д.А. Диффузия и теплопередача в химической технике. М.: Наука, 1967. - 398 с.

26. Кафаров В.В, Основы массопередачи. М.: Высшая школа, 1979. -439 с.

27. Кошкин В.К. Нестационарный теплообмен / В.К. Кошкин и др. М.: Машиностроение, 1973. - 456 с.

28. Патанкар С. Тепло- и массообмен в пограничных слоях / Пер. с англ. Под ред. A.B. Лыкова. М.: Энергия, 1971. - 252 с.

29. Коршак С.А. Совершенствование методов расчета потерь бензинов от испарения из резервуаров типов РВС и РВСП: Автореф. дис. канд. техн. наук: 25.12.03. Уфа: УГНТУ, 2003 г. - 26 с.

30. Кулагин A.B. Разработка методики расчета и сокращения потерь бензина из резервуаров автозаправочных станций: Автореф. дис. канд. техн. наук: 27.06.03. Уфа: УГНТУ, 2003 г. - 26 с.

31. Коршак A.A. Системы улавливания легких фракций нефти и нефтепродуктов из резервуаров / A.A. Коршак, И.Г. Блинов, В.Ф. Новоселов. Уфа.: Изд. Уфим. нефт. Институт, 1991. - 428 с.

32. Абузова Ф.Ф. Потери нефтепродуктов и нефтей при испарении из подземных резервуаров / Ф.Ф. Абузова, В.И. Черникин. М.: Недра 1966. -286 с.

33. Ривкин П.Р. Расчет величины потерь бензинов от испарения при наливе транспортных емкостей / П.Р. Ривкин, В.Ф. Вохмин // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. № 9. М.: ВНИИОЭНГ, 1968.

34. Бронштейн И.С. Выбор технических средств для сокращения потерь нефтепродуктов от испарения из резервуаров и транспортных емкостей / И.С. Бронштейн, В.Ф. Вохмин, В.Е. Губин, П.Р. Ривкин. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1969 г.-105 с.

35. Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии / А.Г. Касаткин. М.: Химия, 1971. - 784 с.

36. Тематический каталог. Газоанализаторы углеводородных газов. Вып.1. -М.: Фартекс, 1998.- 156 с.

37. Тематический каталог. Датчики концентрации паров бензинов. Вып.

38. М.: Фартекс, 1998. - 54 с.

39. Тематический каталог. Газоанализаторы углеводородов нефти. Вып.3. -М.: Фартекс, 1998. 71 с.

40. Айвазов Б.В. Основы газовой хроматографии / Б.В. Айвазов. М.: «Высш. школа», 1997. - 183 с.

41. ГОСТ 2517-85. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб. Введ. 11.04.85.

42. Прохоренко Ф.Ф. Герметизированная система хранения испаряющихся нефтепродуктов в резервуарах и защита окружающей среды / Ф.Ф Прохоренко, Г.А. Андреева. М.: ЦНИИТЭнсфтехим. 1991. (Тем. обзор). -21 с.

43. А. с. 1004213 Установка для улавливания нефти и нефтепродуктов / М. М. Губайдулин, В.И. Новиков.

44. А. с. 785121 Установка для хранения нефтепродуктов / H.H. Тазалова, М.Б. Левицкая.

45. ПМ 41002 Установка для хранения нефти и нефтепродуктов; Корунец Е.А., Подвезенный В.Н.

46. Вайнштейн В.Д. Низкотемпературные холодильные установки / В.Д. Вайнштейн, В.И. Кантарович. М.: Пищпром, 1972. 320 с.

47. Соколов Е.Я. Струйные аппараты / Е.Я. Соколов, Н.М. Зингер. М.: Госэнергоиздат, 1960.-321 с.

48. Лисичкин В.Е. Компрессорные машины / В.Е. Лисичкин, A.M. Горшков. М.: Госэнергоиздат, 1988. - 301 с.

49. Лебедев В.Ф. Холодильная техника / В.Ф. Лебедев и др. Л.: Химия, 1986.-219 с.

50. Романков П.Г. Непрерывная адсорбция паров и газов / П.Г. Романков, В.Н. Лепилин. М: Химия, 1968. 378 с.

51. Серпионова E.H. Промышленная адсорбция газов и паров. М.: Высшая школа, 1969. - 423 с.

52. Александров И.А. Ректификационные и абсорбционные аппараты. -М.: Химия, 1965.-378 с.

53. Смирнов A.C. Транспорт и хранение газа / A.C. Смирнов и др. М.: Недра, 1973.-128 с.

54. А. с. 1581339 СССР, В 01 D 5/00. Способ конденсации смеси паров / И.Э. Гудцов, Э.Ш. Теляков, С.А. Лапкин, Б.М. Устинов, М.М. Губайдуллин.

55. А. с. 874139 СССР, М. Кл2. В 01 D 53/14. Способ конденсации смеси паров / O.K. Одинцов, С.Н. Хаджиев, Б.А. Мельников, А.И. Левин, Г.Н. Кульбашный, В.А. Литвинов.

56. A.c. 1815555 СССР, М. Кл2. F 25 J 3/08. Способ очистки парогазовой смеси от паров растворителей / A.A. Егоров, В.Н. Подвезенный.

57. А. с. 575107 СССР, М. Кл2. В 01 D 5/00. Способ конденсации смеси паров / С.Н. Хаджиев, Б.А. Мельников, O.K. Одинцов.

58. Пат. 2283160 РФ, М Кл2. В 01 D 5/00. Способ конденсации смеси паров / A.B. Головков, В.Н. Подвезенный.

59. А. с. 201436 СССР, М Кл2. F 25. Теплообменная поверхность /Б.Л. Цырлин.

60. А. с. 883640 СССР, М Кл2. F 28 F 1/10. Теплообменная труба / К.Н Семенов, В.Д. Шкилев, Ю.Г. Капацына.

61. А. с. 823779 СССР, М Кл2. F 28 В 39/04. Конденсатор компрессионного холодильного агрегата / ММ. Мейлихов, П.М. Косиченко, Л.В. Маслехин, С.В. Аверин, С.Р. Гопин, В.А. Тихомиров, В.М. Шавра, Б.К. Явнель.

62. А. с. 177912 СССР, М Кл2. F 28 F 1/14. Теплообменная поверхность / O.A. Кремнев, Н.В. Зозуля.

63. А. с. 1414078 СССР, М Кл2. F 28 F 1/12. Теплообменная поверхность / Н.С. Кирпач.

64. А. с. 1763854 СССР, М Кл2. F 28 F 1/12. Теплообменник / И.И. Дьяков, Б.Е. Пышкин, JI.H. Дьякова, А.И. Бачанцев, A.A. Сушко.

65. Жукаускас A.A. Конвективный перенос в теплообменниках / A.A. Жукаускас. -М.: Наука, 1982. 472 с.

66. Михеев М.А. Основы теплопередачи / М.А. Михеев, И.М. Михеева. -М.: Энергия, 1973.-319 с.

67. Исаченко В.П. Теплопередача / В.П. Исаченко, В.А. Осипова, A.C. Сукомел. М.: Энергоиздат, 1981. - 417 с.

68. Безродный М.К. Приближенное решение двухмерной задачи теплопроводности для плоской стенки с прямоугольными ребрами // Теплофизика и теплотехника. Вып. 27. М., 1974 г. С. 95-99.

69. Розейн Л.И. Тепловой расчет оребренных поверхностей / Л.И. Розейн, И.Н. Дулькин. М.: Энергия, 1977. - 256 с.

70. Исаченко В.П. Теплообмен при конденсации / В.П. Исаченко. М.: «Энергия», 1977.-240 с.

71. Войнов H.A. Основы научных исследований: Гидродинамика, тепло-и массоперенос. Красноярск: СибГТУ, 2002. - 60 с.

72. Кутателадзе С.С. Основы теории теплообмена / С.С. Кутателадзе. -М.: Атомиздат, 1979. 415 с.

73. Бурков В.В. Алюминиевые теплообменники для сельскохозяйственных и транспортных машин / В.В. Бурков. Л.: Машиностроение, 1985.- 239 с.

74. Кутателадзе С.С. Теплообмен и гидродинамическое сопротивление. -М.: Энергоатомиздат, 1990. 367 с.

75. Бондарев В.А. Теплотехника / В.А. Бондарев, А.Е. Процкий, Р.Н. Гринкевич. Минск, Вышейшая школа, 1976. - 384 с.

76. Тематический каталог. Расходомеры. Счетчики. Вып. 1. М.: Фартекс, 1998. - 183 с.

77. Бараненко A.B. Холодильные машины A.B. Бараненко и др. / СПб.: Политехника, 1997 г. 992 с.

78. Справочник по теплообменникам : В.2 Т.1 / пер. с англ., Под ред. Б.С. Петухова, В.К. Шикова. М.: Энергоиздат, 1987. - 576 с.

79. Богданов С.Н. Холодильная техника. Свойства веществ / С.Н. Богданов, О.П. Иванов, A.B. Куприянова. JL: Машиностроение, 1976. - 168 с.

80. Холодильная автоматика / Пер. с англ., Под ред. B.C. Щербакова. -М: МАШГИЗ, 1963. 200 с.

81. Теплофизические свойства материалов при низких температурах: Справочник. М.: Машиностроение, 1982. - 328 с.

82. Негорючие теплоносители и гидравлические жидкости / Под ред. Сухотина. JL: Химия, - 1979. - 360 с.

83. Архаров A.M. Теплотехника / A.M. Архаров и др. М.: Машиностроение, 1986. - 432 с.

84. Томановская В.Ф. Фреоны. Свойства и применение / В.Ф. Томановская, Б.Е. Колотова. JI. Химия, 1970 г. - 182 с.

85. Ужанский B.C. Холодильная автоматика / B.C. Ужанский, Л.Г. Каплан, JI.C. Вольская. М.: Пищевая промышленность, 1971. - 464 с.

86. Ужанский B.C. Автоматизация холодильных установок распределительных и производственных холодильников. М.: Пищпром, 1966.-272 с.

87. Справочник холодильщика. М.: Машиностроение, 1962, - 419 с.

88. ГОСТ 400-80 Е. Термометры стеклянные для испытания нефтепродуктов. Технические условия.

89. ТУ 25-04-1838-73. Барометр-анероид типа БАММ-1.

90. ГОСТ Р 5110597. Топлива для двигателей внутреннего сгорания. Неэтилированный бензин. Требования и методы испытаний.

91. Венецкий И.Г. Основные математеко-статистические понятия и формулы в экономическом анализе / И.Г. Венецкий, В.И. Венецкая. М.: Статистика, 1974 г. - 280 с.

92. Дружинин Н.К. Выборочное наблюдение и эксперимент. М.: Статистика, 1977 г. - 176 с.

93. Сафонов A.C. Автомобильные топлива: Химмотология. Эксплуатационные свойства. Ассортимент / A.C. Сафонов, А.И. Ушаков, И.В. Чечкенев. СПб.: НПИКЦ, 2002. - 264 с.

94. Чулков, П. В. Краткий словарь-справочник по нефтепродуктам / П. В. Чулков, И. JL Чулков. М. : Политехника, 1997 - 544 с.

95. Черепица C.B. Методика газохроматографического анализа автомобильных бензинов /C.B. Черепица // Химия и технология топлив и масел. 2001. - № 4. - С. 44-48.

96. Потехин A.A. Свойства органических соединений / A.A. Потехин и др. Л.: Химия, 1984 г. - 520 с.

97. ГОСТ Р 50913. Автомобильные транспортные средства для транспортирования и заправки автомобилей.

98. ГОСТ 5496-78. Трубки резиновые технические. Технические условия.

99. ГОСТ 2177-99. Нефтепродукты. Методика количественного определения содержания воды.

100. Коваленко В.Г. Автозаправочные станции: Оборудование. Эксплуатация. Безопасность / В.Г. Коваленко, A.C. Сафонов, А.И. Ушаков, В. Шергалис. СПб.: НПИКЦ, 2003. - 280 с.

101. Настоящим актом подтверждается, что результат работы КОНДЕНСАЦИОННЫЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ПАРОГАЗОВОЙнаименование темы)

102. СМЕСИ НЕФТЕПРОДУКТОВ выполненной ГОЛОВКОВЫМ АЛЕКСАНДРОМ ВЛАДИМИРОВИЧЕМф.и.о. исполнителя, наименование кафедры)кафедра ТОПЛИВООБЕСПЕЧЕНИЯ И ГОРЮЧЕСМАЗОЧНЫХ МАТЕРИАЛОВ2004-2007сроки выполнения)внедрены АСУ «Монтаж-сервис». A.B. Семенов

103. Вид внедренных результатов ПРОИЗВОДСТВО УСТАНОВКИ ДЛЯэксплуатация (изделия, работы, технологии), производство (изделия, работы, технологии),

104. РЕКУПЕРАЦИИ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВфункционирование (систем) и др.

105. Характеристика масштаба внедрения ПАРТИЯуникальное, единичное, партия, массовое, серийное)3. Форма внедренияМЕТОДметодика (метод)

106. Новизна результатов научно-исследовательских работ КАЧЕСТВЕННО НОВЫЕпионерские, принципиально новые, качественно новые, модификация, модернизация старых разработок)

107. Опытно-промышленная проверка Протоколы испытаний № АС-001/12-06 от0412.2006 г. АСУ «Монтаж-сервис» с 04.12.2006г. по 07.12.2006 г.указать номер и дату актов испытаний, наименование предприятия, период)

108. Внедрены: в промышленное производствоЗАПУЩЕН УЧАСТОК ПО

109. ПРОИЗВОДСТВУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТАНОВОКучасток, цех, процесс)в проектные работыучасток, цех, процесс)

110. Годовой экономический эффект1. Ожидаемый1. Фактический;

111. Удельная экономическая эффективность внедренных результатов9. Объем внедрения;что составляет;от объема внедрения, положенного в основу расчетагарантированного экономического эффекта, рассчитанного по окончании НИР

112. Ответственный исполнитель НИР1. УТВЕРЖДАЮ1. Красноярского1. АКТ ВНЕДРЕ1результатов научно-исследовательских, Опщщ^тструкторских и технологических работ, выполненных в высших учебных заведенияхгентства»1. О.Ю. Яшин 2007 г.

113. Настоящим актом подтверждается, что результат работы КОНДЕНСАЦИОННЫЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ПАРОГАЗОВОЙнаименование темы)

114. СМЕСИ НЕФТЕПРОДУКТОВ выполненной ГОЛОВКОВЫМ АЛЕКСАНДРОМ ВЛАДИМИРОВИЧЕМф.и.о. исполнителя, наименование кафедры)кафедра ТОПЛИВООБЕСПЕЧЕНИЯ И ГОРЮЧЕСМАЗОЧНЫХ МАТЕРИАЛОВ2004-2007сроки выполнения)внедрены ООО «Красноярское топливное агентство», О.Ю. Яшин

115. Вид внедренных результатов ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТАНОВКИ ДЛЯэксплуатация (изделия, работы, технологии), производство (изделия, работы, технологии),

116. РЕКУПЕРАЦИИ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ, РАБОТА КОТОРОЙ ОСНОВАНА НА ПРЕДЛОЖЕННОМ КОНДЕНСАЦИОННОМ МЕТОДЕфункционирование (систем) и др.

117. Характеристика масштаба внедрения ЕДИНИЧНОЕуникальное, единичное, партия, массовое, серийное)3. Форма внедренияМЕТОДметодика(метод)

118. Новизна результатов научно-исследовательских работ КАЧЕСТВЕННО НОВЫЕпионерские, принципиально новые, качественно новые, модификация, модернизация старых разработок)

119. Опытно-промышленная проверка Протоколы испытаний № АС-001/07-07 от0907.2007 г. ООО «Красноярское топливное агентство» с 28.05.2007г. по 09.07.2007 г.указать номер и дату актов испытаний, наименование предприятия, период)

120. Внедрены: в промышленное производствоПРОЦЕСС РЕКУПЕРАЦИИ1. ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВучасток, цех, процесс)в проектные работыучасток, цех, процесс)

121. Годовой экономический эффект1. Ожидаемый1. Фактический:

122. Удельная экономическая эффективность внедренных результатов:9. Объем внедрения:что составляет;от объема внедрения, положенного в основу расчетагарантированного экономического эффекта, рассчитанного по окончании НИР

123. Ответственный исполнитель НИР