Размещено на http://www.allbest.ru/

Департамент профессионального образования Томской области

Областное государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение

Томский промышленно-гуманитарный колледж

Специальность 131016 "Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ"

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

ПОТЕРИ НЕФТИ ПРИ ЕЕ ХРАНЕНИИ В РЕЗЕРВУАРАХ ТИПА РВС И МЕТОДЫ ИХ СОКРАЩЕНИЯ

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

ТПГК.ВКР.131016.631.01.00 ПЗ

Выполнил: студент Блохина С.П.

Руководитель: к.х.н. доцент Чухарева Н.В.

Консультант: преподаватель Лысова Т.Н.

Томск 2016



Оглавление

• Термины и сокращения
• Введение
• 1. Оборудование стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов
• 1.1 Назначение и типы резервуаров используемых для хранения нефти и нефтепродуктов
• 1.2 Оборудование РВС
• 1.2.1 Дыхательная арматура
• 1.2.2 Диски-отражатели
• 1.2.3 Огневые предохранители
• 1.2.4 Приемо-раздаточное устройство
• 1.2.5 Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров
• 1.2.6 Сифонный кран
• 1.2.7 Устройство размыва донных отложений "Диоген"
• 1.2.8 Приборы контроля и сигнализации
• 2. Потери нефти. Методы их сокращения
• 2.1 Виды и источники потерь нефти
• 2.2 Потери нефти от естественной убыли
• 2.3 Определение технологических потерь расчетно-экспериментальными методами
• 2.4 Определение технологических потерь от испарения расчетным методом
• 2.4.1 Потери от "больших дыханий"
• 2.4.2 Потери от "малых дыханий"
• 2.4.3 Потери от "обратного выдоха"
• 2.4.4 Потери от вентиляции газового пространства резервуаров
• 2.5 Методы сокращения потерь
• 3. Расчет потерь нефти
• 3.1 Расчет потерь нефти от "больших дыханий"
• 3.2 Расчет потерь нефти от "малых дыханий"
• 4. Правила безопасной эксплуатации резервуаров
• Заключение
• Список используемой литературы


Термины и сокращения

ГНПС - головная нефтеперекачивающая станция

ГП - газовое пространство

ЖБР - железобетонный резервуар

КДС - клапан дыхательный совмещенный

КИПиА - контрольно-измерительные приборы и автоматика

КП - конечный пункт

НДКМ - не примерзающий дыхательный клапан мембранный

ПВС - паровоздушная смесь

ПНПС - промежуточная нефтеперекачивающая станция

ППР - приемо-раздаточный патрубок

ПРУ - приемо-раздаточное устройство

РВС - резервуар вертикальный стальной

РГС - резервуар горизонтальный стальной

РП - резервуарный парк



Введение

Актуальность выпускной квалификационной работы. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов - один из важных путей экономии топливно-энергетических ресурсов, играющих ведущую роль в развитии экономики и интенсификации общественного производства.

За последнее время на нефтетранспортных и перерабатывающих предприятиях, а так же объектах системы нефтеобеспечения успешно осуществляются различные мероприятия технического и организационного характера, в результате которых потери нефтепродуктов значительно снижены. Однако, несмотря на принимаемые меры, при транспортировании, хранении и сливноналивных операциях теряется еще большое количество нефтепродуктов - около 2% объема всей добываемой в стране нефти. Ущерб, наносимый этими потерями народному хозяйству, состоит не только в уменьшении топливных ресурсов и в стоимости теряемых продуктов, но и в отрицательных экологических последствиях, которые являются результатом загрязнения окружающей среды нефтепродуктами. Поэтому борьба с потерями нефтепродуктов дает не только экономический эффект, но и жизненно важна для обеспечения охраны природы.

Объект исследования. Резервуар вертикальный стальной.

Предмет исследования. Потери нефти при ее хранении в резервуарах типа РВС и методы их сокращения.

Методы и методология исследования. Теоретические расчеты проведены на основе "Типовых расчетов при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов" [Тугунов].

Цель выпускной квалификационной работы. Оценка потерь нефти в резервуарах при "большом и малом дыханиях".

Для достижения поставленной цели необходимо выполнить следующие задачи:

- проведение литературного обзора по конструктивным особенностям резервуара вертикального стального типа РВС;

- виды и источники потерь нефти при ее хранении в резервуарах;

- расчет потерь нефти в разное время суток при "больших дыханиях" и разной плотности при "малых дыханиях";

- правила безопасной эксплуатации резервуаров.



1. Оборудование стальных вертикальных резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов

1.1 Назначение и типы резервуаров используемых для хранения нефти и нефтепродуктов

В настоящее время для транспортирования нефти и нефтепродуктов используют железнодорожный, водный, автомобильный и трубопроводный транспорт. Эффективнее всего используется именно последний вид транспортирования. Для обеспечения непрерывности работы трубопровода на ГНПС, на некоторых ПНПС и на КП предусматриваются резервуарные парки.

РП представляет собой группу резервуаров, размещенных на территории, ограниченной по периметру обвалованием или ограждающей стеной при наземных резервуарах и дорогами или противопожарными проездами при подземных резервуарах.

Основное назначение РП - выполнение буфера между нефтепромысловыми объектами (предшествующими объектами магистрального нефтепровода) и объектами магистрального транспорта нефти (последующими объектами магистрального нефтепровода). РП компенсирует разбаланс производительности промыслов и магистрали.

Вторая роль, отводимая резервуарному парку, - роль аварийной емкости, в которую принимается нефть при аварии на объектах нефтепровода.

Третье назначение парка - подготовка нефти для транспорта по нефтепроводу (отстаивание от воды и механических примесей, смешивание и др.).

Суммарный полезный объем резервуарных парков нефтепровода ориентировочно распределяется следующим образом:

· ГНПС магистрального нефтепровода, в случае перекачки одного сорта нефти должна располагать емкостью в размере от двухсуточной до трехсуточной производительности нефтепровода;

· На НПС с емкостью, расположенных на границах эксплуатационных участков, в пределах которых требуется обеспечение независимости работы насосного оборудования, должна быть предусмотрена емкость в размере 0,3-0,5 суточной производительности нефтепровода. Эта емкость должна быть увеличена до 1,0-1,5 суточного запаса в случае обеспечения необходимости выполнения приемо-сдаточных операций;

· На НПС с емкостью, расположенных на разветвлении магистральных нефтепроводов, а также в местах их соединения, должна предусматриваться емкость в размере в размере 1,0-1,5 суточной производительности трубопровода большей производительности. Допускается увеличение размеров емкости на этих станциях до пределов, требуемых по расчету при последовательной перекачке нефтей.

Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов могут быть подразделены по следующим признакам:

· По материалу, из которого они изготовлены: металлические; железобетонные; каменные; земляные; синтетические; ледогрунтовые; горные.

· По отношению к уровню земли: подземные; наземные.

· По величине избыточного давления: резервуары низкого давления

· (Ризб ? 0,002 МПа); резервуары высокого давления (Ризб ? 0,002 МПа).

· По конструкции:

§ стальной резервуар: РВС со стационарной крышей, с плавающей крышей и с понтоном; РГС, шаровый, каплевидный, сферический;

§ ЖБР может быть выполнен из монолитного или сборного железобетона, по виду он бывает цилиндрический и прямоугольный в плане.

Несмотря на многообразие конструкций резервуаров наибольшее распространение в нашей стране получили наземные вертикальные цилиндрические резервуары, которые в зависимости от их назначения или условий эксплуатации можно разделить на следующие типы:

· типовые сварные вертикальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей;

· с понтоном и плавающей крышей;

· резервуары, предназначенные для эксплуатации в северных районах [3].

1.2 Оборудование РВС

Большое значение для обеспечения надежной эксплуатации резервуаров, снижения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения имеет использование исправного оборудования, правильного его монтажа и эксплуатации.

Выбор конкретного оснащения резервуаров, расположения оборудования и конструктивных элементов определяется проектной документацией. Марка, тип оборудования и аппаратуры, размеры, комплектность должны соответствовать требованиям и указаниям проекта в зависимости от хранимого продукта и скорости наполнения и опорожнения резервуара.

На резервуарах устанавливается:

· Оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и снижение потерь нефти;

· Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров;

· Противопожарное оборудование;

· Приборы контроля и сигнализации [4].

1.2.1 Дыхательная арматура

Дыхательные клапаны предназначены для герметизации газового пространства, регулирования давления в нем в заданных пределах путем периодического сообщения газового пространства резервуара с атмосферой. В качестве дыхательных на резервуарах в последнее время используют в основном клапаны типа НДКМ или КДС. Клапаны НДКМ (рис. 1) рассчитаны на повышенную пропускную способность и исключают возможность примерзания тарелок к седлам в осенне-зимний период эксплуатации.

Рис. 1 - Не примерзающий дыхательный клапан мембранный [11]: 1 - соединительный патрубок; 2 - седло клапана; 3 - тарелка клапана;4 - нижняя мембрана; 5 - нижний корпус; 6 - верхний корпус; 7 - боковой люк; 8 - верхняя мембрана; 9 - диски; 10 - регулировочные грузы; 11 - крышка клапана; 12 - трубка для сообщения камеры под крышкой с атмосферой; 13 - амортизирующая пружина; 14 - соединительные цепочки; 15 - импульсная трубка; 16 - огневой предохранитель

Клапан состоит из верхней мембраны с дисками и регулировочными грузами, закрепленной в крышке клапана, в которой имеется отверстие для сообщения камеры под крышкой с атмосферой, и нижней мембраны с клапанной тарелкой, расположенной между фланцами верхнего и нижнего корпуса. Диски верхней мембраны соединены цепочками с клапанной тарелкой нижней мембраны. Межмембранная камера сообщается через импульсную трубку с газовым пространством резервуара. Для удобства обслуживания клапан имеет боковой люк. Мембраны изготовлены из бензостойкой прорезиненной ткани. Непримерзаемость клапанной тарелки к седлу обеспечивается покрытием соприкасающихся поверхностей фторопластовой пленкой.

Клапан работает следующим образом. При возникновении вакуума в резервуаре по кольцевой площади нижней мембраны действует атмосферное давление, направленное вверх. В результате этого при некотором расчетном значении вакуума клапан открывается и сообщает с атмосферой ГП резервуара. Когда в резервуаре образуется давление, оно действует на нижнюю мембрану и клапанную тарелку по кольцевой площади и это давление направлено сверху вниз. На верхнюю мембрану с дисками давление действует в направлении снизу вверх и по большей, чем у мембраны с клапанной тарелкой, площади. В результате этого при некотором заданном значении давления верхняя мембрана перемещается вверх и через цепочки увлекает за собой клапанную тарелку. Таким образом, клапан открывается и сообщает резервуар с атмосферой. При уменьшении вакуума и давления ниже заданных значений клапан садится на седло.

В нижней части корпуса размещен кольцевой огневой предохранитель, который предназначен для предотвращения проникновения пламени или искры в газовое пространство резервуара.

Клапан рассчитан на избыточное давление P_и = 200 мм. вод. ст. и вакуум P_в = 25 мм. вод. ст. [3].

Предохранительные клапаны предназначены на случай выхода из строя дыхательного клапана или нарушения технологического режима, во избежание разрушения резервуара от повышения давления или вакуума.

Вентиляционные патрубки устанавливаются на резервуарах с малоиспаряющимися нефтепродуктами или на резервуарах, оборудованных понтонами или плавающими крышами. Патрубки предназначены для постоянного сообщения газового пространства резервуаров с атмосферой, обеспечивая, таким образом, отсутствие внутреннего давления и вакуума. Кроме этого, патрубки исключают попадание посторонних предметов внутрь резервуаров.

В стационарной крыше или стенке вертикального резервуара с понтоном вентиляционные патрубки располагают равномерно по периметру на расстоянии от 2 до 10 м друг от друга, и один патрубок в центре. Общая открытая площадь этих патрубков должна быть больше или равна 0,06 мІ на 1 м диаметра резервуара. При эксплуатации вертикального резервуара отверстия вентиляционных патрубков должны быть закрыты сеткой из нержавеющей стали с ячейками 10Ч10 мм и предохранительными кожухами для защиты от атмосферных осадков (рис. 2) [4].

Рис. 2 - Общий вид вентиляционного патрубка [12]: 1 - корпус; 2 - кожух; 3 - сетка; 4 - хомут



1.2.2 Диски-отражатели

Эффективным средством сокращения потерь нефтепродуктов от "больших" дыханий являются диски-отражатели, устанавливаемые под дыхательными клапанами резервуаров (рис. 3).

Рис. 3 - Установка дисков-отражателей на резервуаре [19]: 1 - дыхательный клапан; 2 - огневой предохранитель; 3 - монтажный патрубок; 4 - диск-отражатель

Направление движения поступающего через дыхательный клапан воздуха изменяется диском-отражателем с вертикального на почти горизонтальное, поэтому в первую очередь из резервуара вытесняется паро-воздушная смесь с меньшей концентрацией нефтепродуктов. Таким образом, сокращение потерь достигает 20_25%.

Диск-отражатель состоит из круглого составного листа, изготовленного из листового металла толщиной 1-2 мм. Части листа соединены между собой на шарнирах, что позволяет складывать лист при вводе его в резервуар через монтажный патрубок дыхательного клапана. Для нормальной работы диска-отражателя необходимо обеспечить, чтобы диск при монтаже был расположен концентрично с горизонтальным сечением монтажного патрубка [4].



1.2.3 Огневые предохранители

В тех случаях, когда огневые предохранители не встроены в корпус клапанов, они устанавливаются между клапаном и монтажным патрубком резервуара. Принцип действия огневых предохранителей основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстие малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода.

Конструктивно огневой предохранитель (рис. 4) представляет собой стальной корпус с фланцами, внутри которого в кожухе помещена круглая кассета, состоящая из свитых в спираль гофрированной и плоской лент из алюминиевой фольги, образующих множество параллельных каналов малого сечения.

Рис. 4 - Огневой предохранитель [13]: 1 - корпус; 2 - кассета; 3 - присоединительные фланцы; 4 - крышки

Огневые предохранители являются комплектующими изделиями дыхательных и предохранительных клапанов и вентиляционных патрубков. Кроме этого, устанавливаются на конструкции понтона в резервуаре и других объектах. В период отрицательных температур огневые предохранители снимаются [4].



1.2.4 Приемо-раздаточное устройство

ПРУ предназначены для предотвращения потерь нефти или нефтепродуктов из резервуара в случае разрыва технологических трубопроводов или выхода из строя размещенных на них запорных устройств, а также для закачки (откачки) нефти и нефтепродуктов в резервуар (из резервуара).

ПРУ монтируются на стенке резервуара при помощи сварки, имеют свой независимый ручной или электропривод (рис.5).

Рис. 5 - Приемо-раздаточное устройство [14]

Применение ПРУ позволяет эффективнее использовать объем резервуара, так как управление заслонкой расположено внутри ППР.

ППР (рис. 6) служат для приема и откачки нефти из резервуаров и соединения технологических трубопроводов с резервуарами для хранения и раздачи нефти и нефтепродуктов.



Рис. 6 - Патрубок приемо-раздаточный [15]

Их количество зависит от производительности закачки-выкачки, а диаметр - от производительности сливо-наливных операций. К обоим концам патрубков приваривают фланцы: с наружной стороны резервуара - для присоединения внутрибазовой коммуникации, а с внутренней - для присоединения хлопушки (светлые нефтепродукты) или шарнира подъемной трубы (темные нефтепродукты). Для придания жесткости с наружной стороны резервуара вокруг патрубка приваривают усиливающее кольцо. ППР в обязательном порядке оснащаются системой управления, чтобы производить откачку. Хлопушки на приемных патрубках, как правило, открываются потоком закачиваемой нефти [4].

1.2.5 Оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров

Для указанных целей используется следующее оборудование:

· Люк-лаз;

· Люк замерный;

· Люк световой;

· Лестница.

Люк-лаз (рис. 7) размещается на первом поясе и служит для проникновения обслуживающего персонала внутрь резервуара. Через него в резервуар также доставляется оборудование, требующее монтажа (протекторы, детали понтонов и т.п.) и извлекаются донные отложения при ручной зачистке.

Рис. 7 - Люк-лаз [10]

Люк замерный (рис. 8) служит для ручного замера уровней нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником. Люк монтируется на крыше резервуара.

Рис. 8 - Люк замерный [8]: 1 - корпус; 2 - крышка; 3 - педаль; 4 - резиновая прокладка; 5 - откидной болт с гайкой; 6 - латунная вставка; 7 - винт заземления

Люк световой (рис. 9) предназначен для обеспечения доступа солнечного света внутрь резервуара и его проветривания при дефектоскопии, а также при ремонте и зачистке. Монтируется на крыше резервуара.

Рис. 9 - Люк световой [9]: 1 - крышка; 2 - прокладка; 3 - корпус; 4 - гайка; 5 - болт; 6 - усиливающая накладка

Лестница служит для подъема персонала на крышу резервуара. Различают лестницы следующих типов: прислонные, спиральные (кольцевые), идущие вверх по стенке резервуара, и шахтные (рис. 10). Лестницы имеют ширину не менее 0,7 м и наклонены к горизонту не более 60є, снабжены перилами не менее 1 м. у места присоединения лестницы к крыше резервуара располагается замерная площадка, рядом с которой размещается замерный люк [4].



Рис. 10 - Схема кольцевой и шахтной лестниц [18]

1.2.6 Сифонный кран

Сифонный кран (рис. 11) предназначен для спуска подтоварной воды из резервуара. Он представляет собой изогнутую трубу, пропущенную через сальниковое устройство внутрь резервуара. При помощи специальной рукоятки сифонный кран можно устанавливать в рабочее положение - изогнутый конец трубы находится у днища резервуара и давлением столба нефти вода, выпавшая из нее и скопившаяся на дне, будет вытесняться из резервуара. Для приведение в нерабочее положение трубу поворачивают горизонтально или вертикально вверх. Вода из трубы вытесняется выпуском части нефти. От повреждений и атмосферных осадков сифонный кран защищается специальным кожухом [3].



Рис. 11 - Сифонный кран [16]: 1 - защитный чехол; 2 - сальниковое уплотнение; 3 - патрубок; 4 - защитная диафрагма; 5 - поворотная рукоятка; 6 - пробковый кран

1.2.7 Устройство размыва донных отложений "Диоген"

В настоящее время традиционные системы размыва донных отложений заменяется на взрывозащищенные устройства размыва "Диоген" (рис. 12). Устройство "Диоген" устанавливается на крышке люка-лаза и состоит из следующий основных частей. Принцип работы устройства заключается в образовании процесса перемешивания нефти направленной, затопленной струей нефти, создаваемой вращающимся пропеллером. При этом тяжелые парафиновые осадки и механические примеси взвешиваются в общей массе нефти. Этот процесс достигается за счет создания кругового вращения всей массы нефти в резервуаре при работе пропеллера в крайних угловых положениях [3].



Рис. 12 - Устройство размыва донных отложений "Диоген" [20]: 1 - опорный корпус, 2 - элемент присоединения устройства к стенке резервуара, 3 - вал, 4 - передача, 5 - двигатель, 6 - гребной винт, 7 - элементы опоры и уплотнения вала относительно опорного корпуса, 8 - герметизирующая часть между опорным корпусом и полостью резервуара, 9 - редуктор

1.2.8 Приборы контроля и сигнализации

Помимо специального оборудования, для обеспечения надежности, долговечности и безопасности, резервуар оборудуют вспомогательными системами и системами КИПиА:

· Система пожаротушения и орошения резервуара;

· Газоуравнительная система;

· Система молниезащиты;

· Система защиты резервуара от статического электричества;

· Местные и дистанционные измерители уровня нефти;

· Сигнализации максимального и минимального оперативного и аварийного уровня др. [3].



2. Потери нефти. Методы их сокращения

2.1 Виды и источники потерь нефти

Основная доля потерь нефти при транспортных и складских операциях (от 60 до 80%) приходится на период хранения в резервуарах.

Все потери нефти и нефтепродуктов классифицируются на следующие виды:

Количественные потери происходят в результате утечек, переливов, неполного слива транспортных емкостей и резервуаров. Эти потери становятся возможными при негерметичности стенок и днищ резервуаров, неисправности запорной арматуры, несоблюдении технологии проведения операций и неисправности контрольно-измерительного оборудования. К потерям следует отнести и неполный слив нефтепродуктов, особенно вязких, происходящих из-за конструктивных дефектов транспортных емкостей (недостаточный уклон днища емкости к сливному патрубку), налипания нефтепродуктов и образования пленки на стенках емкости, для стекания которой необходимо дополнительное время.

Качественные потери возникают в результате смешения, загрязнения, обводнения, окисления нефтепродуктов.

Ухудшение качества нефтепродукта в результате смешения происходит при последовательной перекачке по одному трубопроводу различных по свойствам нефтепродуктов, а также при заполнении емкостей, содержащих остатки нефтепродукта другого сорта. При этом возможен перевод части нефтепродукта в более низкий сорт, т. е. уменьшение его количества.

Загрязнение нефтепродуктов механическими примесями происходит вследствие попадания примесей из атмосферы, образования нерастворимых продуктов коррозии и разрушения неметаллических материалов, образования нерастворимых веществ в результате химических и биологических процессов в нефтепродуктах, перекачек по незачищенным трубопроводам. Продукты коррозии, являясь катализаторами, значительно ускоряют процесс окисления и образования кислот, смолистых веществ и осадков.

Одним из основных факторов, влияющих на качество нефтепродуктов, наряду с физико-химическими свойствами, являются время и условия хранения.

Для нефтепродуктов, быстро изменяющих качество, рекомендованы минимальные сроки хранения. Увеличены рекомендуемые сроки хранения нефтепродуктов в средней и северной зонах, в полуподземных и подземных резервуарах, что обусловлено более низкими температурами хранения.

Качественно-количественные потери происходят при испарении нефти и нефтепродуктов. В результате испарения из нефти теряются легкие углеводороды, являющиеся ценным сырьем для нефтеперерабатывающей промышленности. Потери легких фракций снижают качество нефтепродуктов.

Кроме того, следует выделить еще две группы потерь углеводородного сырья, характеризующие естественную убыль и безвозвратные потери при авариях [5].

Естественная убыль нефтепродуктов - это потери (уменьшение массы при сохранении качества в пределах требований нормативных документов), являющиеся следствием физико-химических свойств нефтепродуктов, воздействия метеорологических факторов и несовершенства существующих в данное время средств защиты нефтепродуктов от испарения и налипания при транспортировании, приеме, хранении и отпуске. К естественной убыли не относятся потери нефтепродуктов, вызванные нарушениями требований стандартов, технических условий, правил технической эксплуатации и хранения, последствиями стихийных бедствий [1].

К аварийным потерям, возникающим вследствие повреждения или разрушения резервуаров, трубопроводов, другого нефтескладского оборудования при стихийных бедствиях и в других случаях, относятся потери от проливов, пожаров и взрывов. Предотвращение этого вида потерь достигается осуществлением профилактических мероприятий, направленных на повышение живучести сооружений нефтебаз и нефтеперекачивающих станций, на предупреждение возгораемости нефти и нефтепродуктов, а также на сокращение потерь путем быстрой ликвидации последствий аварий с помощью устройств для сбора пролитого нефтепродукта, наличием эффективных средств пожаротушения, оперативным применением ремонтно-восстановительных средств [5].

2.2 Потери нефти от естественной убыли

Норма естественной убыли - это предельно допустимая величина безвозвратных потерь нефтепродуктов, возникающих непосредственно при товарно-транспортных операциях вследствие сопровождающих их физико-химических процессов, а также потерь, неизбежных на данном уровне состояния применяемого технологического оборудования (потерь от испарения через неплотности насосов, задвижек, технологического оборудования), а также потерь от налипания на внутренние стенки и оборудование резервуаров, транспортных средств и трубопроводов.

В нормы естественной убыли не включены потери нефтепродуктов, связанные с ремонтом и зачисткой резервуаров и трубопроводов, при врезке лупингов и вставок, аварийные потери и потери от хищений, потери, вызванные последствиями стихийных бедствий, а также потери при внутрискладских перекачках[1].

Списание нефти (нефтепродуктов) в пределах норм естественной убыли до установления факта недостачи запрещаетcя.

В зависимости от физико-химических свойств все нефтепродукты делятся на группы. Нефть относят к 8-ой группе.

Для применения норм естественной убыли нефти и нефтепродуктов территория Российской Федерации разделена на климатические зоны и пояса. Нормы естественной убыли нефти и нефтепродуктов установлены для двух периодов года: осенне-зимнего (с 1 октября по 31 марта) и весенне-летнего (с 1 апреля по 30 сентября), а также в зависимости от типа и вместимости резервуаров и их оснащенности средствами защиты от потерь (понтон, газовая обвязка).

Списание нефти производится в соответствии с "Нормами естественной убыли нефти при приеме, хранении, отпуске и транспортировании". Согласно им, общие потери при транспортировке нефти складываются из следующих составляющих:

- потерь из резервуаров;

- потерь на линейной части;

- потерь при хранении нефти в земляных амбарах и их зачистке.

Потери нефти из резервуаров вычисляются по формуле:

, (1)

где: p₁ - норматив естественной убыли нефти при ее приеме в резервуары, отпуске и хранении до 1 суток, кг/т (табл. 1 или 2);

G_ПР - количество принятой нефти, т;

p₂ - норматив естественной убыли нефти при ее хранении свыше одних суток до одного месяца, кг/т (табл. 3);

p₃ - норматив естественной убыли нефти при ее хранении свыше одного месяца до одного года включительно, кг/т (табл.4);

M - число месяцев в рассматриваемом периоде;

n - коэффициент оборачиваемости резервуаров за рассматриваемый период;

G_ХР - количество хранимой нефти, т.

Величины нормативов p₁…p₃ зависят от типа резервуара, применяемых средств сокращения выбросов, периода года, а также от места расположения резервуара.

Выделяют три климатические зоны: южную, среднюю и северную. Сведения о распределении территории Российской Федерации по климатическим зонам для применения "Норм естественной убыли нефти…" приведены в табл. 5 [6].

Таблица 1 - Нормы естественной убыли нефти при приеме, отпуске и хранении до одних суток в резервуарных парках магистральных трубопроводов (в килограммах на 1 тонну принятого количества) [6]

Тип резервуаров	Южная зона	Средняя зона	Северная зона
	Осенне-зимний период	Весенне-летний период	Осенне-зимний период	Весенне-летний период	Осенне-зимний период	Весенне-летний период
1	2	3	4	5	6	7
Резервуары наземные металлические	0,24	0,39	0,25	0,35	0,20	0,35
Резервуары наземные металлические с понтоном	0,09	0,19	0,05	0,15	0,05	0,10
Резервуары наземные металлические с плавающей крышей	0,07	0,12	0,04	0,10	0,04	0,09
Резервуары, имеющие газовую обвязку	0,19	0,24	0,15	0,20	0,10	0,15

Таблица 2 - Нормы естественной убыли нефти при приеме, отпуске и хранении до одних суток в резервуарах наливных пунктов, нефтебаз и сырьевых парков нефтеперерабатывающих заводов (в килограммах на 1 тонну принятого количества) [6]

Тип резервуаров	Южная зона	Средняя зона	Северная зона
	Осенне-зимний период	Весенне-летний период	Осенне-зимний период	Весенне-летний период	Осенне-зимний период	Весенне-летний период
Резервуары наземные металлические	0,27	0,41	0,26	0,37	0,22	0,37
Резервуары наземные металлические с понтоном	0,10	0,22	0,06	0,17	0,05	0,12
Резервуары наземные металлические с плавающей крышей	0,08	0,14	0,05	0,12	0,05	0,11
Резервуары, имеющие газовую обвязку	0,20	0,25	0,15	0,20	0,10	0,15



Таблица 3 - Нормы естественной убыли нефти при хранении в резервуарах свыше одних суток и до одного месяца (в килограммах на 1 тонну хранимого количества в сутки) [6]

Тип резервуаров	Южная зона	Средняя зона	Северная зона
	Осенне-зимний период	Весенне-летний период	Осенне-зимний период	Весенне-летний период	Осенне-зимний период	Весенне-летний период
Резервуары наземные металлические объемом 2000 куб.м и менее	0,020	0,054	0,014	0,043	0,009	0,033
Резервуары наземные металлические объемом 3000 куб.м и более	0,017	0,050	0,013	0,040	0,008	0,030
Резервуары наземные металлические с понтоном	0,010	0,026	0,008	0,021	0,005	0,016
Резервуары наземные металлические с плавающей крышей	0,005	0,011	0,003	0,009	0,002	0,007
Резервуары, имеющие газовую обвязку	0,007	0,015	0,005	0,013	0,003	0,012

Таблица 4 - Нормы естественной убыли нефти при хранении в резервуарах свыше одного месяца и до одного года включительно (в килограммах на 1 тонну хранимого продукта в месяц) [6]

Тип резервуаров	Южная зона	Средняя зона	Северная зона
	Осенне-зимний период	Весенне-летний период	Осенне-зимний период	Весенне-летний период	Осенне-зимний период	Весенне-летний период
1	2	3	4	5	6	7
Резервуары наземные металлические объемом 2000 куб.м и менее	0,18	0,45	0,10	0,40	0,10	0,37
Резервуары наземные металлические объемом 3000 куб.м и более	0,10	0,35	0,09	0,28	0,08	0,23
Резервуары наземные металлические с понтоном	-	0,09	-	0,09	-	0,09

При оборачиваемости резервуаров 6 и более раз за полугодие величину p₃ в формуле (1) следует принимать равной нулю. В этом случае нормативная естественная убыль нефти уже не зависит от оборачиваемости резервуара. Нормы естественной убыли являются предельными и применяются только в случае фактической недостачи нефти [6].

Таблица 5 - Распределение территории РФ по климатическим зонам для применения "Норм естественной убыли нефти…" [6]

Зона	Республики, края, области, входящие в состав зоны
Южная	Республики: Кабардино-Балкария, Калмыкия, Ингушетия, Северная Осетия, Чечня Края: Краснодарский, Ставропольский Области: Астраханская, Вологодская, Ростовская
Северная	Республики: Бурятия, Карелия, Коми, Тува, Якутия Края: Красноярский, Хабаровский Области: Амурская, Архангельская, Иркутская, Камчатская, Кемеровская, Кировская, Магаданская, Мурманская, Новосибирская, Омская, Пермская, Свердловская, Томская, Тюменская, Читинская
Средняя	Республики, края и области, не входящие 6 в южную и северную зоны

2.3 Определение технологических потерь расчетно-экспериментальными методами

Известные методы определения потерь нефти от испарения подразделяются на прямые и косвенные.

К прямым методам относятся методы непосредственного измерения или расчета объема (массы) паров углеводородов, вытесняемых из емкости в процессе сливоналивных операций или хранения нефти. Достоинством прямых методов является достаточно хорошая точность измерений, а недостатком - трудоемкость проведения измерений в промышленных условиях на действующих установках, резервуарах.

К косвенным относятся методы определения величины потерь по изменению физико-химических свойств нефти:

а) концентрации остатка, т.е. того, что остается в пробе нефти после испарения из нее углеводородов до С ₆, включительно;

б) давления насыщенных паров;

в) углеводородного состава (метод расчета потерь по константам равновесия) в пробах, отобранных до и после резервуара.

Преимущество косвенных методов заключается в том, что определение потерь производится на основе анализов проб, проводимых в лабораторных условиях; возможна оценка потерь по нескольким последовательным источникам или целому технологическому процессу одновременно. Недостатком косвенных методов является сравнительно меньшая точность.

В зависимости от вида потерь выбираются методы определения величины потерь нефти из источников. Для определения потерь нефти от испарения применяется несколько методов, краткая характеристика которых приводится в табл. 6 [2].

Таблица 6 - Краткая характеристика методов определения потерь нефти от испарения [2]

№ п/п	Наименование метода	Относительная среднеквадратичная погрешность	Трудоемкость	Область применения
1	2	2	4	5
1	Измерение объема паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара	6-15	Требуется проведение экспериментальных работ на действующих резервуарах	При заполнении герметизированных резервуаров емкостью не более 2000 м3, если применяются счетчики
2	Измерение концентрации углеводородных паров, вытесняемых из резервуаров	9-15	Требуется проведение экспериментальных работ на действующих резервуарах	При заполнении- опорожнении герметизированных резервуаров при хранении нефти в них
3	По изменению углеводородного состава нефти в пробах, отобранных до и после резервуаров	20-30	Лабораторные работы, анализ химического состава нефти и газа	При ожидании больших величин потерь из единичного источника (например, при вентиляции газового пространства резервуаров через неплотности или прокорродированные участки кровли) или из нескольких источников одновременно
4	По изменению давления насыщенных паров нефти в пробах, отобранных до и после резервуаров	10-20	Лабораторные работы, анализы химического состава нефтяного газа, построение эталонных зависимостей ДНП	Для герметичных и негерметичных резервуаров при заполнении, опорожнении, отстое, из нескольких источников одновременно
5	Расчетно-экспериментальный метод с использованием констант равновесия	10-15	Аналитические расчеты, минимум аналитических лабораторных работ - анализы химического состава проб нефти, отобранных до резервуаров, определение ДМП нефти после резервуаров по ГОСТ 1756, метод Б	При заполнении-опорожнении герметичных и негерметичных резервуаров, отстое нефти в них, из нескольких источников одновременно

2.4 Определение технологических потерь от испарения расчетным методом

Нередки случаи, когда потери нефти от испарения превышают рассчитанные по "Нормам естественной убыли". Прежде всего, это связано с отличием реальных условий эксплуатации резервуаров от принятых при составлении "Норм естественной убыли". Чтобы доказать, что сверхнормативные потери не связаны с хищениями, например, надо владеть современными методами расчета потерь от испарения.

Кроме того, расчетными методами можно исследовать влияние различных факторов на величину потерь от испарения и на основании этого планировать мероприятия по их сокращению.

Различают следующие виды потерь от испарения:

1) при заполнении резервуаров ("большие дыхания");

2) при неподвижном хранении ("малые дыхания");

3) после выкачки нефтепродукта вследствие донасыщения газового пространства ("обратный выдох");

4) из-за негерметичности газового пространства ("вентиляция");

5) при заполнении транспортных емкостей [6].

2.4.1 Потери от "больших дыханий"

При выкачке нефтепродукта из емкости освобождающийся объем газового пространства заполняется атмосферным воздухом. При этом парциальное давление паров нефтепродукта в газовом пространстве уменьшается, и начинается испарение нефтепродукта до насыщения газового пространства.

При последующем заполнении резервуара находящаяся в газовом пространстве паровоздушная смесь вытесняется из емкости.

Потери от "больших дыханий" зависят от частоты закачки-выкачки и пропорциональны объему закаченного в резервуар нефтепродукта.

Если закачка нефтепродукта в резервуар начинается непосредственно после выкачки или в момент, когда давление в резервуаре меньше Р_{Г 2}, то поступающий нефтепродукт будет сжимать паровоздушную смесь в газовом пространстве резервуара. При этом "выдох" начинается тогда, когда давление в газовом пространстве возрастает до Р_{Г 2}, и сработает дыхательный клапан. Таким образом можно закачать в резервуар часть нефтепродукта без потерь [5].

Расчет потерь нефтепродукта от "большого дыхания" вычисляются по формуле В.И. Черникина:

(2)

где: G_б.д. - потери нефтепродукта от "большого дыхания", кг;

V_н - объем закачиваемого в резервуар нефтепродукта, м³:

, (3)

Q_зак - производительность при закачке, м³/ч;

ф_зак - продолжительность закачки, ч;

V_г - объем ГП резервуара перед закачкой нефтепродукта, м³;

P₂ - абсолютное давление в ГП в конце закачки, Па;

P₂ = P_a + P_кд;

P₁ - абсолютное давление в ГП в начале закачки, Па;

P₁ = P_a - P_кв



- если закачка начинается ночью и P₁ = P_a - если днем;

Р_а - атмосферное давление, Па;

Р_кв, Р_кд - уставки клапанов соответственно вакуума и давления, Па;

P_у.зак - среднее расчетное парциальное давление паров нефтепродукта в процессе заполнения резервуара, Па;

с_у - плотность паров нефтепродукта, кг/м³:

, (4)

P_г - абсолютное давление в ГП, Па;

Т_г - абсолютная температура в ГП, К;

- универсальная газовая постоянная, = 8314 Дж/(кмоль·К);

М_у - молярная масса паров нефтепродукта, кг/моль; для нефтей:

, (5)

Т_нк - температура начала кипения нефтепродукта, К.

Объем жидкой и паровой фаз в резервуаре на момент начала закачки можно рассчитать по следующим формулам:

, (6)

где: V_ж - объем жидкой фазы, м³;

F_н - площадь "зеркала" нефти, м³:

, (7)

D_р - диаметр резервуара, м;

H_ж - уровень заполнения, м.

, (8)

где: V_п - объем паровой фазы, м³;

V_р - объем резервуара, м³.

Для приближенной оценки потерь от "больших дыханий" можно воспользоваться методикой НИИТранснефть. Она недостаточно точна, но позволяет обойтись без итераций.

В этом случае среднее расчетное парциальное давление паров нефтепродукта в процессе заполнения резервуара находится по формуле:

, (9)

где: P_sз - давление насыщенных паров нефтепродукта при условиях заполнения, Па;

ДС/С_s - средняя относительная концентрация углеводородов в газовом пространстве резервуара при его заполнении.

Для нахождения Р_sз можно воспользоваться формулой:

, (10)

где: P_R - давление насыщенных паров нефтепродукта по Рейду (T_R=311; соотношение объемов паровой и жидкой фаз = 4), Па;

b_s - эмпирический коэффициент (табл. 7);

F(V_п/V_ж) - поправка, учитывающая влияние соотношения фаз на давление насыщения (табл. 7).



Таблица 7 - Рекомендуемые величины b_s и F(V_п/V_ж) [6]

Углеводородная жидкость	bs, 1/К	Выражение для расчета F(Vп/Vж)
		при (Vп/Vж) ? 4	при (Vп/Vж) > 4
Авиационный бензин	0,0325	1,38-0,25 (Vп/Vж)0,3	0,81+0,486 (Vп/Vж)-0,68
Автомобильный бензин	0,0340	1,41-0,25 (Vп/Vж)0,37	1,15-0,063 (Vп/Vж)0,629
Нефть	0,0250	1,70-0,35 (Vп/Vж)0,5	1,70-0,35 (Vп/Vж)0,5

При отсутствии данных о величине P_R рекомендуется принимать величину 1,22 P_R равной: для автобензинов - 57000 Па, для авиабензинов - 65000 Па, для нефтей 25000…45000 Па (обратно пропорционально их плотности).

Средняя относительная концентрация углеводородов в газовом пространстве резервуара при его заполнении определяется по формуле:

, (11)

где: H_г1, H_г2 - высота газового пространства в резервуаре соответственно до и после выкачки нефтепродукта, м;

ДС₁/С_s - прирост средней относительной концентрации в газовом пространстве резервуара за время выкачки ф_от нефтепродукта;

ДС₂/С_s - то же за время простоя ф_пр.

Высота газового пространства резервуара с высотами стенки H_р и конуса крыши H_к при уровне заполнения H_ж составляет:

, (12)

Величина ДС ₁/С_s зависит от типа резервуара, количества дыхательных клапанов N_к, скорости подсасываемого воздуха в них U₀, продолжительности откачки ф_от и может быть найдена по формуле:



, (13)

где: ш_{с 1} - коэффициент пропорциональности, представленный в табл. 8;

U₀ - скорость подсасываемого воздуха в дыхательном клапане, м/с:

, (14)

Q_от - производительность при откачке нефтепродукта, м³/ч;

r - радиус монтажного патрубка, м;

N_к - число дыхательных клапанов, установленных на резервуаре.

Таблица 8 - Величина для резервуара типа РВС 20000 [6]

Тип резервуара	Дыхательные клапаны	, с/(мч)
	тип	количество
РВС 20000	НДКМ-150	1	0,0059
	НДКМ -150	2	0,0120
	НДКМ -200	2	0,0048
	НДКМ -250	2	0,0060
	НДКМ -350	1	0,0040
	НДКМ -350	2	0,0071

Прирост средней относительной концентрации в ГП за время простоя ф_пр отписывается выражением:

, (15)

где: ш_{с 2}, вш - постоянные коэффициенты, величина которых зависит от состояния облачности; при пасмурной погоде ш_{с 2}=5,4·10^-4; вш=1,305; при переменной - ш_{с 2}=9,08·10^-4; вш=1,429; при солнечной - ш_{с 2}=2,61·10^-3; вш=1,462.

Продолжительность откачки и закачки определяется по формулам:

, (16)

где: ДH_от - разница высот жидкой фазы при откачке, м;

Q_от - производительность при откачке, м³/ч.

, (17)

где: ДH_зак - разница высот жидкой фазы при закачке, м;

Q_зак - производительность при закачке, м³/ч [6].

2.4.2 Потери от "малых дыханий"

В процессе "малых дыханий" часть жидкого нефтепродукта, испаряясь, превращается в газообразное состояние, тем самым уменьшается объем, занимаемый нефтепродуктом, и увеличивается объем газового пространства резервуара. При практических расчетах можно пренебречь этим изменением объема газового пространства (который составляет менее 0,3%) [5].

Потери нефтепродуктов от "малого дыхания" вычисляются по формуле Н.Н. Константинова:

(18)

где: G_м.д. - потери нефтепродукта от "малого дыхания", кг;

у - среднее массовое содержание паров нефтепродукта в ПВС, вытесняемой из резервуара, кг/м³:

(19)

V_г - объем ГП резервуара, м³;

P_min, P_max - соответственно минимальное и максимальное парциальные давления паров нефтепродукта в ГП резервуара в течение суток, Па;

T_{r min}, T_{r max} - минимальная и максимальная температуры в ГП резервуара в течение суток, К.

Расчет величин T_{r min} и T_{r max} выполняется по формулам:

(20)

(21)

где: T_п.ср - средняя температура нефтепродукта в резервуаре, которую с достаточной точностью можно принимать равной средней температуре воздуха, К;

и_{r min}, и_{r max} - избыточные температуры ГП, отсчитываемые от средней температуры нефтепродукта, К:

(22)

(23)

где: и_{ст min}, и_{ст max} - минимальная и максимальная температуры стенки резервуара, отчитываемые от средней температуры нефтепродукта, К;

F - площадь поверхности, ограничивающей ГП резервуара (часть боковой стенки и крыша), м²;

- коэффициенты теплоотдачи в ночное время соответственно от стенки резервуара к ПВС и от ПВС к поверхности нефтепродукта, Вт/(м²·К);

- то же для дневного времени, Вт/(м²·К);

m₀ - расчетный параметр, 1/м:



(24)

а - коэффициент температуропроводности нефтепродукта, м²/ч:

(25)

л_н - коэффициент теплопроводности, Вт/(м·К):

(26)

с₂₉₃ - плотность нефтепродукта при 293 К, кг/м³;

с_p - теплоемкость нефтепродукта, Дж/(кг·К):

(27)

с - плотность нефтепродукта при температуре Т_в.ср., кг/м³:

(28)

с_T, с₂₉₃ - плотность нефтепродукта соответственно при температурах

T и 293К, кг/м³;

в_р - коэффициент объемного расширения, справочная величина, 1/К [Тугунов];

ф_дн - продолжительность дня, ч.

Максимальную и минимальную избыточные температуры стенки резервуара определяют по формулам:



(29)

(30)

где: , - коэффициенты теплоотдачи от стенки емкости в атмосферу соответственно в ночное и дневное время; их вычисляют как сумму коэффициентов теплоотдачи конвекцией () и излучением (), Вт/(м²·К);

q - количество тепла, получаемого в полдень за счет солнечной радиации и отнесенного к 1м² стенки, ограничивающей ГП резервуара, Вт/м²;

, - приведенные коэффициенты теплоотдачи от стенки резервуара к нефтепродукту соответственно в ночное и дневное время, Вт/(м²·К):

(31)

(32)

, - коэффициенты теплоотдачи радиацией от стенки резервуара к нефтепродукту соответственно в ночное и дневное время, Вт/(м²·К).

Количество тепла, получаемого 1м² стенки, ограничивающей ГП резервуара, за счет солнечной радиации:

(33)

где: е_с - степень черноты внешней поверхности резервуара: для окрашенного белой краской е_с =0,16; новой алюминиевой краской е_с =0,33; алюминиевой краской, подвергшейся воздействию атмосферы, е_с =0,65; для неокрашенного стального резервуара е_с =0,9;

F₀ - площадь проекции стенок резервуара на плоскост, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень, м²; для резервуаров типа РВС:

(34)

F_b, F_н - площади проекций поверхности стенок и кровли, ограничиваю-щих ГП резервуара, соответственно на вертикальную и горизонтальную плоскости, м²;

Ш - географическая широта места установки плоскости;

ц - расчетное склонение Солнца в рассматриваемый период, град;

i₀ - интенсивность солнечной радиации на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень, Вт/м²:

(35)

K₀ - коэффициент, учитывающий состояние облачности: при безоблачном небе K₀ = 1; при облачности 50% K₀ = 0,7…0,8; при сплошной облачности K₀ = 0,5…0,6;

г - коэффициент прозрачности атмосферы, г = 0,7…0,8.

При усредненных расчетах за длительные периоды времени следует руководствоваться данными о числе дней с разной облачностью.

Расчетное склонение Солнца ц (в градусах) находится по одной из формул:

, (36)



где: N_д - количество суток до рассматриваемого дня, включая его, с начала года, сут.

При выборе коэффициентов теплоотдачи , , , можно воспользоваться рекомендациями Н.Н. Константинова:

= = 5,3 Вт/(м²·К),

= 2,33 Вт/(м²·К),

= 2,44 Вт/(м²·К),

а остальные коэффициенты могут быть рассчитаны по формулам вида:

(37)

(38)

где: а_б0…а_б2, b_б0, b_б1 - эмпирические коэффициенты, принимаемые по табл. 9.

Таблица 9 - Величины эмпирических коэффициентов в формулах (37), (38) [6]

Коэффициент теплоотдачи, Вт/(м2·К)	Коэффициенты
	аб0	103·аб1	106·аб2	bб0	102·bб1
бp	3,05	9,01	-7,65	-	-
	-	-	-	-9,19	4,59
бbл	2,70	8,07	-6,09	-	-
	-	-	-	-3,90	3,78
бbк	2,60	15,28	-16,54	-	-
бг	1,68	3,59	-2,96	-	-

Минимальное парциальное ...