Купить систему ГАРАНТ Получить демо-доступ Узнать стоимость Информационный банк Подобрать комплект Семинары
  • ДОКУМЕНТ

Приложение 3. Пример расчета относительной величины технологических потерь нефти (нефтепродуктов) в резервуаре

Приложение 3
к методическим рекомендациям
по определению технологических
потерь нефти (нефтепродуктов),
при транспортировке магистральным
трубопроводным транспортом

 

Пример расчета относительной величины технологических потерь нефти (нефтепродуктов) в резервуаре

 

Исходные данные:

 

1. Масса нетто нефти, проходящая через резервуарный парк (РП) тыс.т/год.

2. РП располагается во II климатической группе.

3. Резервуары вертикальные стальные (РВС) без понтона:

- вместимость номинальная - 10 000 ;

- количество резервуаров, находящихся в работе - 8 шт.;

- режим эксплуатации "с подключенным резервуаром";

- номинальная вместимость резервуаров типа РВС ;

- полезная вместимость резервуаров типа РВС .

4. Резервуары вертикальные стальные с понтоном (РВСП):

- вместимость номинальная - 10 000 ;

- количество резервуаров, находящихся в работе - 4 шт.;

- режим эксплуатации "с подключенным резервуаром";

- номинальная вместимость резервуаров типа РВСП ;

- полезная вместимость резервуаров типа РВСП .

5. Общая номинальная вместимость резервуарного парка .

Общая полезная вместимость резервуарного парка .

6. Плотность нефти при 20°С определяется по результатам лабораторного анализа или принимается по данным Паспорта качества нефти  .

7. Давление насыщенных паров (ДНП) нефти при температуре 37,8°С в соответствии с положениями ГОСТ Р 51858-2020 "Нефть. Общие технические условия" не должно превышать  кПа (500 мм рт. ст.).

8. Температура начала кипения нефти определяется по результатам лабораторного анализа или принимается по данным Паспорта качества нефти °С.

9. Давление срабатывания дыхательных клапанов марок НДКМ-100, НДКМ-150, НДКМ-200 по данным технического паспорта находится в диапазоне 1372 - 1569 Па (140- 160 мм вод. ст.). Среднее значение давления срабатывания дыхательного клапана резервуара принято равным 1471 Па (150 мм вод. ст.).

10. Средняя температура нефти рассчитывается по результатам измерений температуры нефти в резерву арном парке НПС за соответствующий период:

- в осенне-зимний период °С;

- в весенне-летний период °С.

11. Средняя температура воздуха определяется на основе результатов измерений температуры окружающей среды в месте расположения НПС за соответствующий период:

- в осенне-зимний период °С;

- в весенне-летний период °С.

 

Таблица 1

 

Относительная величина потерь в резервуаре вертикальном стальном с понтоном РВСП 10000

 

N п/п

Наименование параметров

Обозн.

Ед. изм.

Величины для периодов

осенне-зимн.

весенне-летн.

1

Плотность нефти при средней температуре

0,873

0,866

2

опытные коэффициенты

 

0,353

0,377

 

опытные коэффициенты

 

0,465

0,495

3

ДНП нефти

мм рт.ст.

130

240

4

Молярная масса нефти

кг/кмоль

43,1

43,1

5

Масса нетто нефти, поступающая в резервуары типа РВСП

тыс. т

2 400

2 400

6

Общая полезная вместимость резервуаров типа РВСП

32 000

32 000

7

Оборачиваемость

n

1/год

85,9

86,6

8

Коэффициент

-

1,4

1,4

9

Коэффициент

-

0,05

0,05

10

Коэффициент

-

0,1

0,1

11

Потери нефти из резервуаров типа РВСП

т

2,6

5,1

Итого за год - 7,7

12

Относительная величина технологических потерь нефти из резервуаров типа РВСП

%

0,0001

0,0002