Умумий ва ноорганик кимё институти

 
Рис. 3. Схема системы 
улавливания 
легких 
фракций бензина на АЗС 
с помощью установки 
АР-2 
 
3. Понтонная технология снижения потерь углеводородов от 
испарения. Разработан технологический регламент процесса, оценены потери 
топлив в пилотном резервуаре емкостью 6 м
3
(табл. 6). 
Таблица 6 
Расход материалов в понтонной технологии топливосбережения 
 
№
Матери
ал 
продук
ции 
Номер 
станда
рта 
Показатели качества, обязательные для 
проверки 
Норма по 
стандарту 
предприяти
я, ТУ 
Область 
применени
я 
продукции 
1 
Газок
онден
сат 
ОСТ 
51 58-
78 
Массовая доля воды, %, не более 
0,5-0,8 
Сырье 
для 
перерабо
тки - 
моторное 
топливо 
Массовая 
доля 
механических 
примесей в %, не более 
0,001 
Давление 
насыщенных 
паров, 
мм.рт.ст., до 
798,0 
Плотность при 20°С, кг/м
3
, не более
0,75-0,82 
Массовая доля серы, %, не более
0,05-0,08 
2. 
Техни
ческая 
вода 
Общая жесткость, не более, мг-экв/л
12-14 
Техничес
кая вода 
Сульфаты, не более в мг/л
5-6 
Хлориды, не более в мг/л
6-8 
Общее солесодержание, до, мг/л
12-16 
Модифицированный понтон, из конус-поплавков, предназначен для 
резервуаров хранения нефтепродуктов на объектах Национальной 
Холдинговой Компании «Узбекнефтегаз» и ГП «Узгосрезерв», обеспечивает
в резервуаре хранения РВС, объемом 1000 м
3
, снижение потери легких 
фракций ГК до 120 т в год. Новая понтонная технология обеспечивает: 
- снижение затрат на изготовление понтона – до 2,5-5 раз; 
- меньшую массу понтона из ПЭТ - в 10-15 раз; 

---

42 
- повышение, относительно сферопоплавкового понтона, пожаро-, 
взрывобезопасности резервуаров хранения;
- большую эффективность топливосбережения в понтоне из ПЭТ. 
При загрузке резервуара этим понтоном обеспечиваются условия: 
- покрытие 96-98 % поверхности жидкого ГК в резервуаре; 
- непотопляемость поплавков, т.к. 1/3 части их объема заполнена газом; 
- локализуется пожаро- и взрывоопасность ГК или топлива в резервуаре; 
На основе данных испытания понтонного способа снижения потерь 
топлив от испарения разработаны технологические нормы его эксплуатации: 
- температура газоконденсата TSh 39.0-176:1999: 20–70 
о
С; 
- плотность при 20, 40 и 70 
0
С газоконденсата, кг/м
3
(обязательно); 
- уровень ГК в серийном резервуаре – 85% от максимума заполнения (в 
экспериментальном - 90%), не нормируется, определение 4 раза/сут.; 
- температура водного раствора в поплавке: 20–50 
о
С;
- давление насыщенных паров – 0,1 МПа, 2 раза/сут;