Содержание к диссертации
Введение
РАЗДЕЛ 1. Современное состояние исследования проблемы доставки углеводородов потребителю 8
1.1 Сохранение качества нефтепродуктов 8
1.2 Анализ методик расчета потерь нефти и нефтепродуктов из резервуаров 19
1.3 Стабильность эксплуатационных свойств топлива при долгосрочном хранении 33
1.4 Выводы по разделу 41
Раздел 2. Исследование массопереноса углеводородов при проведении транспортных операций в резервуарах 42
2.1 Физико - математическое моделирование процессов массоотдачи нефтепродуктов 42
2.2 Описание экспериментальной установки и порядок проведения эксперимента 50
2.3 Обработка экспериментальных данных 53
2.4 Выводы по разделу 67
РАЗДЕЛ 3. Разработка on-line методики определения потерь нефтепродуктов 68
3.1 Анализ процессов выброса углеводородов при проведении сливно-наливных операции 68
3.2 Экспериментальное определение давления насыщения топлива 80
3.3. Алгоритм расчета массовых потерь углеводородов от «больших»дыханий из горизонтальных стальных резервуаров 84
3.4 Выводы по разделу 89
РАЗДЕЛ 4. Качественные изменения нефтепродуктов при хранении в резервуарах 90
4.1 Алгоритм определения функции потенциального смолообразования при долговременном хранении нефтепродуктов 90
4.2 Смолообразование при долговременном хранении бензина в горизонтальных стальных резервуарах 96
4.3 Тепловые колебания при хранении нефтепродуктов в вертикальных стальных резервуарах 103
4.4 Выводы по разделу 107
Список использованной литературы
- Анализ методик расчета потерь нефти и нефтепродуктов из резервуаров
- Описание экспериментальной установки и порядок проведения эксперимента
- Экспериментальное определение давления насыщения топлива
- Смолообразование при долговременном хранении бензина в горизонтальных стальных резервуарах
Введение к работе
Актуальность темы
Совершенствование энергопотребляющих технологий, выход
нефтяных компаний на международные рынки, ужесточение экологических
стандартов повышают требования к качеству нефтепродуктов в РФ. В
соответствии с постановлением Правительства РФ N 118 от 27.02.08, с 1
января 2009 года весь производимый отечественными
нефтеперерабатывающими заводами бензин должен удовлетворять требованиям экологического стандарта Евро-3, а к 2013 году Евро-5. (Приостановлено. Постановление Правительства РФ от 25.09.08 г. N 712)
В целях обеспечения заданных характеристик топлива, его свойства во время хранения и транспортировки должны быть подвержены минимальным изменениям. Основными причинами ухудшения первоначального качества нефтепродуктов и несоответствия его стандартам является испарение, загрязнение и окисление. Принципиально эти процессы можно исключить, если полностью устранить газовую фазу в перевалочных емкостях. Однако, в силу несовершенства применяемых технологий, при хранении и транспортировании нефтепродуктов в большинстве случаев образуется паровоздушная среда. Результатом контакта углеводородов с атмосферным кислородом является повышение пожароопасности, интенсивное испарение, образование смол и осадков.
Таким образом, проблема внедрения неатмосферных технологий является актуальной с экономической и социальной точек зрения.
В качестве газовой фазы над нефтепродуктом нашла применение, так называемая «инертная подушка». Сдерживающим фактором внедрения этого прогрессивного метода является отсутствие диффузионной модели паров нефтепродуктов в газ, отличный от воздуха. Вместе с тем, не существует научно обоснованной системы оценки влияния инертного наполнителя на распределение концентраций углеводородов в газовом пространстве
резервуара, что вызывает трудности в количественной оценке потерь топлива от испарения и смолообразования.
В связи с отмеченным, проведение исследований процессов, протекающих в сложных многокомпонентных парогазовых смесях, позволит выявить закономерности возникновения количественно-качественных потерь в хранилищах углеводородов, разработать методы их сокращения, а также снизить степень риска возникновения аварий.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности изотермической технологии хранения нефтепродуктов, основанной на использовании инертных газов.
Основные задачи исследования:
Получить многофакторные зависимости коэффициентов диффузии паров светлых нефтепродуктов в различные инертные газы.
Разработать методику определения концентрации углеводородов в сложных парогазовых смесях.
Разработать систему контроля и прогнозирования потерь топлива из заглубленных резервуаров в режиме реального времени.
Определить соотношения объемов инертных газов и их смесей с воздухом, обеспечивающих снижение смолообразования с минимальными энергозатратами.
Научная новизна работы
Получены многофакторные зависимости коэффициентов массоотдачи бензинов в смеси инертных газов с молекулярной массой (2(Н80) г/моль при времени испарения (3-КЗО) мин.
Разработана математическая модель для количественной оценки и прогнозирования относительной испаряемости нефтепродуктов в смеси инертных газов с воздухом.
Получены физико-математические зависимости для оценки потенциального смолообразования при различных концентрациях инертных газов и их смесей в горизонтальных стальных резервуарах.
4. Создана система мониторинга, позволяющая в режиме реального времени оценить потери углеводородов из заглубленных емкостей в зависимости от настройки дыхательной арматуры, температуры и соотношения газовой и жидкой фаз.
Практическая ценность работы заключается в разработке системы учета, позволяющей корректно анализировать причины изменения первоначальных свойств нефтепродуктов.
Создан банк данных массоотдачи бензинов в инертные среды, позволяющий в динамике, при различных транспортных операциях оценивать концентрации углеводородов в парогазовой смеси резервуара.
Результаты исследования повысят эффективность принятия управленческих решений по технико-профилактическому обслуживанию резервуаров.
Полученные математические модели дают возможность федеральным службам надзора, нефтегазотранспортным предприятиям, независимым экспертным организациям прогнозировать и контролировать количественно-качественные потери углеводородов по блоку диспетчерских данных в режиме реального времени (on-line).
Методологические основы и достоверность исследований. В диссертации использованы классические положения теории: подобия, системного анализа, а таюке, характеристики оборудования и режимов работы систем транспорта и хранения нефтепродуктов; результаты теоретических, и экспериментально-промышленных исследований. Достоверность подтверждена хорошей сходимостью результатов научных исследований автора и отечественных ученых в области транспорта нефтепродуктов. Математические модели апробированы на реальных данных диспетчерских служб со значимой величиной коэффициентов множественной корреляции не ниже 0,98, расчетные значения критериев Фишера не превышают нормативные при доверительной вероятности 95 %, а средняя ошибка аппроксимации не выше 6 %.
Апробация работы. Основные положения и результаты исследований представлялись автором к обсуждению на научно-технических конференциях (НТК) и семинарах различного уровня: международного: НТК «Трубопроводный транспорт» (Уфа 2006); НТК «Геотехнические и эксплуатационные проблемы нефтегазовой отрасли» (Тюмень 2007); НТК «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень 2003, 2007); НТК «Актуальные проблемы трубопроводного транспорта» (Тюмень 2007, 2008); всероссийского; «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2004); НТК ОАО «АК ТРАНСНЕФТЬ» (Тюмень, 2005); регионального: НТК Проблемы эксплуатации систем транспорта (Тюмень 2005, 2006); НТК «Проблемы трубопроводного транспорта нефти» (Тюмень 2005) научных семинарах «Теплофизика, гидрогазодинамика, теплотехника» (ТГУ, г. Тюмень, 2004 г, 2005 г.) и др.
Публикации. По материалам работы опубликовано 16 печатных работ в том числе: 3 в издательствах, рекомендованных ВАК РФ, 2 учебных пособия в соавторстве, с грифом УМО РФ, 8 статей, 3 авторских свидетельства.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов, содержит 138 страниц машинописного текста, 12 таблиц, 33 рисунка, библиографический список использованной литературы из 149 наименований, 5 приложений.
Анализ методик расчета потерь нефти и нефтепродуктов из резервуаров
Разработкой методов определения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения посвящены работы: Абузовой Ф.Ф., Бронштейна И.С., Константинова Н.Н., Коршака А.А., Кулагина А.В., Новоселова В.Ф., Прохорова А.Д., Руфановой И.М., Ржавского Е.Л., П.А. Рыбакова., Сатаровой Д.М., Тихонова Н.И., Фокина М.Н., Гиззатова М.А., и др. Несмотря на обилие исследователей, задача определения потерь нефтепродуктов от испарения до конца не решена. Значительное отличие полученной величины потерь углеводородов по различным методикам объясняется сложностью описания процессов массоотдачи многокомпонентных жидкостей и учета факторов влияющих на неё. С другой стороны, прямое измерение подобных потерь на современном этапе -невозможно, в связи с погрешностью оборудования измеряющего основные параметры нефти и нефтепродуктов. Точность измерения объёма углеводородов, находится в пределах 0,15-1,5%, тогда как потери от испарения за одну технологическую операцию меньшая величина [35, 37, 49, 83,108, 109, 111,115, 119].
В этой связи было принято решение систематизировать полученные исследователями данные о потерях нефтепродуктов, и ввести допущения позволяющие: с одной стороны достаточно точно оценить происходящие в резервуарах процессы, с другой стороны упростить полученные зависимости.
С этой точки зрения наибольший интерес для исследования представляют заглубленные резервуары. Как отмечается в работе Ф.Ф. Абузовой [7] основным фактором отличающим, с точки зрения потерь нефтепродукта, заглубленные от надземных емкостей является практически полное отсутствие потерь углеводородов вследствие суточных колебаний температуры. В связи с этим структура и объёмное соотношение потерь нефтепродуктов из подобных резервуаров существенно отличаются от других типов резервуаров. Потери из заглубленных резервуаров могут происходить от «больших дыханий», насыщения газового пространства, «барометрических дыханий» и годовых «температурных колебаний». Причем сам автор потерями от «барометрических дыханий» и годовых «температурных колебаний» пренебрегает. Отсутствие потерь от «барометрических дыханий» вызвано во-первых, малой удельной величиной этих колебаний, во-вторых компенсацией их дыхательной арматурой.
Наиболее широкое применение горизонтальные стальные резервуары нашли на автозаправочных станциях, приемных резервуарах перевалочных нефтебаз. В большинстве случаев в данных условиях расход нефтепродукта начинается сразу после заполнения, что исключает увеличение градиента давления заглубленный резервуар - атмосфера, после наполнения резервуара. Потери же вызванные годовыми колебаниями температуры могут приниматься в расчет лишь при хранении нефтепродуктов значительное количество времени. Для большинства нефтепродуктов нормативный период хранения составляет величину 6 месяцев. И фактически потери от годовых температурных колебаний можно не учитывать. Этот вид потерь может иметь место лишь при стратегическом хранении. Но даже и в том случае, герметичность резервуара не позволит учесть влияние этого фактора на потери нефтепродуктов [143].
Большинство исследователей останавливались на вычислении эксплуатационных потерь из заглубленных резервуаров двух типов. Это потери от «больших дыханий» и насыщения газового пространства.
В резервуаре, при заполнении его нефтепродуктом, возрастает давление и увеличивается объем жидкой фазы, в результате паровоздушная смесь вытесняется в атмосферу. В работах [7, 46, 87, 88] отмечено, что происходит увеличение паровоздушной смеси. Это увеличение объема паровоздушной смеси называется «обратным выдохом». Происходит оно после окончания цикла откачки - закачки, вследствие увеличения концентрации продукта. Кулагиным А.В. установлено, что количество закаченного продукта и откаченной паровоздушной смеси отличаются на величину коэффициента превышения: Япвс = КПР х Qron (1-2.1) -І где Qron - расход заполнения резервуара, м /ч, кПР - среднее значение коэффициента превышения за операцию закачки, которое определяется следующим выражением dr КПР (1.2.2) Рпвс Х QJ J где тв- время заполнения резервуара; Рпвс- плотность ПВС при данных термодинамических условиях; J3 - плотность потока массы вещества, испаряющегося с поверхности площадью F при заполнении резервуара.
Превышение объёма паровоздушной смеси вызвано испарением, а в некоторых случаях даже кипением нефтепродуктов. А.В. Кулагиным установлены коэффициенты превышения, вызванные турбулизацией насыщенного углеводородами потока.
Однако турбулизация потока, не сказывается на давлении насыщенных паров компонентов содержащихся в данной марке нефтепродукта, а конвективный перенос влияет лишь на состав отдельных макрообъемов. И в условиях горизонтальных стальных резервуаров не оказывает значительного влияния на концентрацию углеводородов в выбросах нефтепродуктов [140, 148].
Описание экспериментальной установки и порядок проведения эксперимента
В ТюмГНГУ на кафедре ПЭНХ были проведены экспериментальные исследования испарения бензинов 2 класса, ГОСТ Р 51105-97 в инертные газы. Например, для бензина Регуляр (А 92) при температуре 20С, были получены следующие данные по удельному испарившемуся объему (табл. 2.3.1).
Так из таблицы видно, что с течением времени наблюдается переход части объёма жидкой фазы в газообразную. И до конца исследуемого интервала времени скорость обратного перехода значительно ниже. Кроме того, с увеличением молекулярной массы инертного газа скорость диффузии увеличивается и для газа имеющего в исследуемом ряду максимальную массу имеет максимальное значение. Напротив, с понижением молекулярной массы скорость испарения падает. Так, в проведенных исследованиях, для газа криптон конечный объём испарившегося нефтепродукта почти в два раза больше, чем для газа неон, и почти в полтора раза больше, чем для атмосферного воздуха. Данная зависимость наблюдается на протяжении всего эксперимента, и ещё раз показывает подобие этих процессов.
Динамика испарения бензина «Регуляр» для различных инертных наполнителей при х Є (0;30) при Р=20 кПа, t=10 С На рис 2.3.1 изображена динамика испарения бензина Регуляр (А 92) при заполнении газового пространства над ним различными газами. Можно заметить, что в начальный момент времени испарение происходит более интенсивно. Указанная тенденция наблюдается для всех исследованных газов.
Учитывая, что скорость диффузии в значительной степени определяет конечный объем испарившегося нефтепродукта, её относительная величина имеет важное прикладное значение. Поэтому из приведенных графиков можно сделать вывод, что наиболее выгодным с точки зрения сокращения объёма испарившегося продукта, является газ, обладающий наименьшей молекулярной массой (в рамках проведенных исследований - неон).
Так как обеспечение высокой чистоты инертных газов в промышленных условиях зачастую нецелесообразно, возникает необходимость определения скорости диффузии для различных их смесей.
Исследуемые газы различаются молекулярной массой. В связи с этим, экспериментальные данные о зависимости высоты столба испарившегося нефтепродукта, молекулярной массы газа над свободной поверхностью и времени испарения были обработаны. Эмпирическую зависимость найдем в виде: H = a2-b (2.3.1) где Н - объем испарившегося нефтепродукта, мл; t - время испарения, мин; a, b - коэффициенты, зависящие от массы инертного газа находящейся над свободной поверхностью.
Для экспериментальных данных построим полиномиальную линию тренда (Рис. 2.3.2).
Как известно, при определении коэффициентов входящих в эмпирическую формулу, наилучшие результаты дает использование метода наименьших квадратов [13]. В связи с этим, экспериментальные данные зависимости объема испарившегося бензина А 92 от молекулярной массы и времени испарения были обработаны методом наименьших квадратов. Погрешности экспериментальных и расчетных данных представлены в табл. 2.3.3.
Как видно из табл. 2.3.3, абсолютная погрешность расчетов по зависимости (2.3.11), полученной методом наименьших квадратов, незначительна. Расчетные и экспериментальные данные мало отличаются. Поэтому, для определения аналитической зависимости значения объема испарившегося нефтепродукта при различных значениях молекулярной массы и времени испарения использовался метод наименьших квадратов. Более простой метод средних и другие не рассматривались, так как обладают заведомо меньшей точностью. Зависимость (2.3.11) дает удовлетворительную для инженерных расчетов сходимость расчетных и опытных данных. Погрешности, превышающие 10 %, наблюдаются лишь для начальных значений времени. Данное явление можно объяснить лишь неточностью отсчета времени при диффузии первых порций. При проектировании и эксплуатации нефтепродуктохранилищ в первую очередь необходимо иметь возможность спрогнозировать потери нефтепродуктов во время перевалочных операции, а также при хранении нефтепродуктов. Процессы наполнения и слива нефтепродуктов занимают интервал времени 5 и более минут, в которых относительная погрешность опытных и расчетных данных составляет величину менее 10 %.
При установлении влияния объема испарившегося бензина А 92 при различных значениях молекулярной массы и времени испарения выбиралось уравнение регрессии, рассчитывались его параметры и статистические характеристики с использованием программы «MathCad».
Теснота парных корреляционных связей между факторами и функциями отклика оценивалась по величине коэффициентов парной корреляции г [33].
Критерием близости корреляционной зависимости между молекулярной массой и временем испарения в функциональной зависимости является коэффициент парной корреляции г, показывающий степень тесноты связи pi и t, и определяемый отношением [62]:
Экспериментальное определение давления насыщения топлива
В результате анализа существующих методик по определению массовых потерь нефтепродуктов от «больших дыханий» было установлено, что на величину потерь оказывает существенное влияние объем закачки и давление насыщенных паров нефтепродукта в этом процессе. В свою очередь давление насыщенных паров зависит от физических свойств нефтепродукта, температуры и соотношения газовой и жидкостной фазы в резервуаре.
В разработанном алгоритме расчета были учтены недостатки вышеописанных методик. В частности было учтено влияние соотношения фаз на изменение ДНП в процессе заполнения резервуара. Так как методики определения ДНП не дают одинаковых результатов, то были проведены опыты по определению этого показателя, в которых учитывались те факторы, влияние которых наиболее существенно.
На практике давление насыщенных паров обычно определяется различными методами: методом Рейда, заключающимся в регистрации по манометру избыточного давления насыщенных паров нефтепродуктов, помещенном в специальную «бомбу» и нагретым до 37,8С («38С), причем соотношение жидкой и паровой фаз в бомбе Рейда составляет 1:4 (ГОСТ 1756-52); методом Валявского-Бударова, основанным на определении изменения объема паров смеси при нагреве нефтепродуктов до 37,8С в стеклянном приборе, при этом соотношение жидкой и паровой фаз принято равным 1:1.
На основе ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99) «Межгосударственный стандарт. Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров» была собрана экспериментальная установка. (Рис 2.2.2)
Установка состоит из двух цилиндров с поршнями, герметично перекрывающими сечение цилиндров. Цилиндры соединены между собой трубопроводом с отсекающим краном. Также к одному из цилиндров —- присоединен U-образный дифференциальный манометр для измерения давления насыщенных паров.
Порядок проведения опыта: Нефтепродукт с определенной температурой помещается в первый цилиндр и при помощи давления поршня по трубопроводу перемещается во второй цилиндр. Заполнение второго цилиндра производится до определенного соотношения газовой и жидкостной фазы. Затем производится встряхивание второго цилиндра для уменьшения времени достижения максимального давления насыщенных паров, которое измеряется манометром. После того как результат зафиксирован, жидкая часть нефтепродукта из второго цилиндра сливается через сливной кран, пары нефтепродукта удаляются при помощи поршня. Последующие опыты проводятся аналогично Зависимость, полученная по результатам замеров, имеет такой же характер, как зависимости Абузовой и Тихонова. Коэффициент корреляции составляет не менее 0,9. Графики имеют ярко выраженный максимум при минимальных соотношениях фаз. С увеличением температуры ДНП возрастает при неизменном соотношении фаз.
Проведем сравнение экспериментальных данных и полученных при расчете по методикам различных исследователей (рис. 3.2.2).
Из представленного графика можно сделать вывод, что наибольшей сходимостью данные, полученные в результате замеров, обладают с зависимостью Тихонова. Также достаточно точно определено ДНП по методике Рыбакова, но недостаток в том, что этот показатель относится только к одному соотношению фаз. с изменением соотношения фаз во втором цилиндре и температурой нефтепродукта. Исходными данными для определения потерь нефтепродукта при «больших дыханиях» являются: Vp - объем резервуара, м3; Уж1 - объем жидкости в резервуаре в момент начала закачки, м3; Уж2- объем жидкости в резервуаре в момент окончания закачки, м ; t — температура нефтепродукта, С; т - молекулярный вес нефтяных паров, кг/моль.
1. Определим отношение газовой фазы к жидкостной фазе в резервуаре в момент начала закачки: где Vzi - объем ГП в резервуаре в момент начала закачки, м ;
2. Определим отношение газовой фазы к жидкостной фазе в резервуаре в момент окончания закачки: V V (3.3.2) У ТІ _ Р V V где VZ2 - объем газового пространства (ГП) в резервуаре в момент начала закачки, м3;
3. Определим давление насыщенных паров нефти в момент начала и окончания закачки при помощи двухфакторной зависимости, учитывающей влияние физических свойств нефтепродукта, температуры и соотношения фаз. Для этого воспользуемся результатами проведенных экспериментов (табл. 3.3.1).
Смолообразование при долговременном хранении бензина в горизонтальных стальных резервуарах
По оценке зарубежных и Российских экспертов, отечественный бензин отличается высокой смольностью. В связи с этим, необходимость разработки способов уменьшения смолообразования в нашей стране приобретает ещё большую актуальность. Как было показано выше, одна из основных причин высокого содержания смол в бензине это продолжительный контакт его с кислородом воздуха. Хранить топливо в резервуарах с заполнением, позволяющим снизить массу кислорода до требуемого уровня, на данном этапе невозможно, в связи с колебаниями температуры и давления. Один из возможных способов снижения содержания кислорода в парогазовой смеси -использование инертных газов. В результате смешения воздуха с инертными газами подает концентрация кислорода в газовом объеме, что делает возможным хранение углеводородов с низким уровнем потенциального смолообразования, при различном соотношении паровой и жидкостной фаз.
На рис. 4.2.1 представлено потенциальное смолообразование в зависимости от соотношения объёмов паровой и жидкой фазы и объёма инертной добавки к газовому пространству резервуара (табл. 4.2.1).
Как видно из графика, при концентрации инертного газа выше 60 % по объёму и любом заполнении резервуара, функция потенциального смолообразования находится ниже допустимого по ГОСТ значения. В связи с этим можно сделать вывод, что количество смол, образовавшееся во время герметичного хранения бензина, будет не выше нормативного.
Для различных инертных газов, изменение массовой концентрации кислорода в газовой смеси резервуара будет различным. Проведенные исследования показали, что наибольшее снижение массовой концентрации кислорода вызывает газ, имеющий максимальную плотность. Разность массовой концентрации кислорода при 40 % заполнения газами криптон и неон составляет величину около 8 %. (Рис. 4.2.2)
С дальнейшим увеличением объёма вводимого инертного газа, скорость изменения концентрации кислорода в парогазовой смеси криптон-воздух уменьшается. В это время для смеси неон-воздух, скорость изменения концентрации кислорода увеличивается. Однако более показательным в этом случае будет падение концентрации кислорода относительно различных газов.
Из рис. 4.2.3 видно, что наибольший эффект использования газов с высокой молекулярной массой наблюдается при максимальных заполнениях резервуаров. Введение газа неон, обладающего наименьшей плотностью в исследуемом ряду (неон, азот, аргон, криптон) минимально изменяет массовую концентрацию кислорода в смеси. С этой точки зрения эффективность его использования в качестве инертной среды газового пространства резервуара в 4 раза меньшая относительно газа криптон.
Тем не менее, опыты показывают, что смолообразование сложный процесс, происходящий с течением времени в результате диффузионного движения молекул, в котором, в основном, принимают участие непредельные углеводороды. В исследуемом топливе только часть его реакционно способно, при долгосрочном хранении и нормальной температуре. Прил. 1.
В связи с этим были получены зависимости потенциального смолообразования от массы, типа инертного газа для резервуара РГС 50 и различных степенях их заполнения топливом. (Рис 4.2.4 - 4.2.5)
Из графика видно, что максимальное смолообразование при длительном хранении в горизонтальном стальном резервуаре объёмом 50 м3 наблюдается при заполнении его топливом около пяти процентов. При увеличении заполнения резервуара топливом, снижение функции смолообразования вызвано снижением содержания кислорода в парогазовой смеси резервуара. И для различных инертных наполнителей экстремум функции одинаков. Однако достижения этого максимума различно. Для газа неон график имеет выпуклую, а для газа криптон вогнутую форму. Это позволяет при меньших расходах инертного газа криптон добиваться большего снижения функции.
Увеличение температуры приводит к возрастанию скоростей молекул и как следствие увеличению объема или давления. Возрастание давление в вертикальном стальном резервуаре сначала удерживается работой дыхательной арматуры, затем часть объёма газовой фазы из резервуара сбрасывается. Уменьшение же температуры приводит к снижению давления, так называемому обратному вдоху. То есть вовлекает новые, не загрязненные парами нефтепродуктов воздушные массы [16].
Фактором, сдерживающим эти процессы, должен быть перепад давления в настройках дыхательной арматуры, что в конечном счете должно приводить к сокращению обмена газовоздушного пространства резервуара и атмосферного воздуха, т.е. объёма малых и больших дыханий.
Температура жидкой фазы, вследствие относительно маленького теплового расширения жидкости, значительного влияния на увеличение баланса объёма не оказывает. И для градиента температуры в 1 градус составляет относительную величину около 0,1 об. %.
Чего нельзя сказать о газовой фазе резервуара, где коэффициент объёмного расширения больше на порядок, и температурные колебания приводят к значительным колебаниям давления. Скорость изменения температуры газовой фазы зависит во - первых, от способности поглощать и излучать падающую на стенку резервуара лучистую энергию. Во - вторых, от конвективного температурного напора наружного воздуха. В - третьих, его скорости. Результирующий вектор этих сил и характеризует количество тепла, отдаваемое и принимаемое резервуаром, и, в конечном счете, изменение давления в резервуаре.
