А.Ф. Максименко, С.С. Лоповок

У статті проведено порівняльний аналіз методик обліку втрат нафти і нафтопродуктів в резервуарах від випаровування. Зокрема, розглянуто методику міністерства енергетики РФ і методика, запропонована Уфімським державним нафтовим технічним університетом. Розраховані сумарні річні втрати від випаровування в резервуарі РВС-10 000 за різними методиками і зроблено висновок про їх точності. Показано, що методика Міненерго РФ призводить до значних похибок в розрахунках в результаті вжитих припущень. Запропоновано способи вдосконалення методики, враховуючи які можна позбутися від неточності в розрахунках.

Відомо, що не всі початкове кількість вироблених нафтопродуктів доходить до споживача. Це обумовлюється втратами нафтопродуктів при перекачуванні, зберіганні, спорожнення або заповненні резервуарів, зливо-наливної операціях в цистернах і т.д. Втрати завдають величезної шкоди не тільки екології, а й економіці країни. Тому дуже важливо вести їх правильний облік. На даний момент не існує загального підходу до вирішення даного завдання. Для розрахунку втрат існує методика міністерства енергетики РФ. Але деякі компанії залишаються незадоволеними цією методикою. Зокрема, в газеті «Ведомости» 19.02.2014 р була опублікована стаття, в якій компанія «Роснефть» в особі Сечіна І.І. висловлювала своє невдоволення з приводу обліку втрат: «Він (Сечин) також незадоволений урахуванням« Транснефтью »втрат нафти при транспортуванні по методиці Міненерго, а не з урахуванням фактичних величин. В результаті у монополії вони становлять 0,3%, тоді як втрати «Роснефти» в I кварталі 2013 р при транспортуванні по міжпромислові нафтопроводами склали 0,185%. У рік в системі «Транснефти» втрати можуть досягати 2 млн т, з яких 0,7 млн ​​припадає на «Роснефть», продовжує Сечин ». У даній роботі проведений порівняльний аналіз методики міністерства енергетики РФ і методики, розробленої в Уфимском державному нафтовому технічному університеті, і зроблено висновок про точність розрахунків втрат нафти і нафтопродуктів в резервуарах вертикальних сталевих (РВС) від випаровування.

Методика міністерства енергетики РФ не позбавлена ​​недоліків. Розрахунок проводиться за такою формулою:

, Де:

V ??? - обсяг пароповітряної суміші, що витісняється з резервуара при його заповненні (звільнення), м3;

P ??? - тиск насичених парів в пароповітряному просторі при середній температурі паровоздушного простору, мм. рт. ст .;

K ?? - щільність парів нафти в пароповітряному просторі при середній температурі паровоздушного простору, кг / м3;

K ?? - коефіцієнт, що залежить від оборотності резервуара;

K1 - коефіцієнт, що враховує наявність технічних засобів скорочення втрат;

K ??? - коефіцієнт, що враховує вплив кліматичних умов;

K ??? - коефіцієнт режиму перекачування;

У даній методиці приймаються такі припущення:

• - обсяг витісняється пароповітряної суміші дорівнює обсягу закачується продукту;
• - основний обсяг технологічних втрат нафтопродуктів в резервуарах відбувається внаслідок випаровування нафтопродуктів за рахунок витіснення пароповітряної суміші з резервуара в процесі його закачування (відкачування), тобто беруться до уваги тільки втрати від «великих подихів».

Насправді ж при закачуванні нафтопродукту в резервуар паровоздушная суміш спочатку стискається, і тільки потім, при досягненні тиску спрацьовування дихальної арматури, витісняється в атмосферу.

Також існують втрати від «малих подихів» резервуара, які відбуваються при нерухомому зберіганні через коливання температури. Не враховуючи дані втрати похибка розрахунків зростає.

Проаналізувавши формулу, можна виявити такі недоліки:

• - при розрахунку приймається, що парціальний тиск дорівнює тиску насичених парів нафтопродукту в пароповітряному просторі;
• - введені коефіцієнти призводять до великої похибки в розрахунках.

Насправді не завжди парціальний тиск парів досягає тиску насичених парів нафтопродукту в пароповітряної суміші. І в кожному конкретному випадку його слід розрахувати.

Таким чином, через деяких прийнятих припущень, можливо відхилення між фактичними значеннями втрат і значеннями, отриманими за допомогою цієї методики.

Розглянемо методику, запропоновану Уфімським державним нафтовим технічним університетом. Тут втрати вважаються як сума втрат від «великих подихів» і «малих подихів».

Втрати від «великих подихів» розраховуються за формулою В.І. Черникин:

, Де:

V ??? - обсяг закачаного в резервуар нафтопродукту;

P2 - обсяг газового простору резервуару перед закачуванням нафтопродукту;

P2, P1 - абсолютний тиск в газовому просторі в кінці закачування і на початку закачування відповідно;

?? - середнє парціальний тиск парів в процесі закачування (відкачування);

?? - щільність парів нафтопродукту.

У цій формулі враховано те, що паровоздушная суміш спочатку стискається і тільки потім витісняється в атмосферу. Також парціальний тиск не приймається рівним тиску насичених парів нафтопродукту в пароповітряної суміші. Таким чином, ми можемо більш точно розрахувати втрати від «великих подихів».

Втрати від малих подихів розраховуються за формулою М.М. Константинова:

, Де:

P ??? - середнє масовий вміст парів нафтопродукту в пароповітряної суміші, що витісняється з резервуара;

P ?? - обсяг газового простору резервуару;

P ??? - атмосферний тиск;

P ??, Pmin - установки клапанів вакууму і тиску відповідно;

Pmin, Pmax - відповідно мінімальне і максимальне парціальний тиск парів нафтопродукту в газовому просторі резервуара;

Tmin, Tmax - відповідно мінімальна та максимальна температури газового простору резервуару.

На відміну від методики міністерства енергетики тут враховуються втрати від «малих подихів». Таким чином, розрахунки повинні вийти більш точними.

Щоб застосувати обидві формули необхідно знати концентрації парів нафтопродукту на початку і в кінці процесу. У методиці, запропонованій Уфімським державним нафтовим технічним університетом, концентрації в кінці процесу розраховуються за допомогою критеріальних рівнянь массоотдачи:

, Де всі величини - безрозмірні критерії подібності.

Таким чином, використовуючи дану методику, ми позбавляємося від недоліків, які були притаманні методикою Міненерго РФ. Зокрема:

• - враховуємо «малі дихання» резервуара;
• - враховуємо, що паровоздушная суміш, перед її витісненням з резервуара, стискається;
• - враховуємо, що парціальний тиск парів нафтопродукту не завжди дорівнює тиску насичених парів;
• - розглядаємо кожен конкретний випадок, і таким чином позбавляємося від коефіцієнтів.

Визначальним параметром при обчисленні втрат нафтопродуктів є концентрація парів в пароповітряної суміші. Використовуючи експериментальні дані про насичення газового простору резервуара РВС-1 000 при закачуванні бензину А-76, взяті з дисертації С.А. Коршака, було проведено порівняння цих значень зі значеннями, отриманими за допомогою критеріальних рівнянь массоотдачи. При заданій початковій концентрації були розраховані концентрації в процесі наливу бензину.

В результаті були отримані значення, представлені в табл. 1.

Таблиця 1. Розраховані та фактичні концентрації при наливанні бензину

Максимальна похибка дорівнює 5,63%, а середня - 1,82%, що доводить точність даної методики. Таким чином, можна порівняти результати розрахунків за даною методикою з результатами розрахунків за методикою Міненерго.

Порівняння будемо проводити на прикладі резервуара РВС-10 000, розташованого в місті Москва. Будемо розглядати резервуар без засобів скорочення втрат, так як в Росії ще залишилися резервуари, де зберігаються бензини та інші легкоиспаряющиеся нафтопродукти таким методом. В резервуарі зберігається бензин з тиском насичених парів за Рейдом 44000 Па. Температури для кожного місяця взяті з СНиП 23-01-99 * «Будівельна кліматологія». Резервуар забарвлений в нову алюмінієву фарбу. Висоти взлива при розрахунку втрат від «великого дихання»: 3 м; 11,2 м. Висота взлива при розрахунку втрат від «малого дихання» - 11,2 м. Резервуар обладнаний двома дихальними клапанами НДКМ-250.

Розрахунки були проведені для різних коефіцієнтів оборотності резервуара (від 1 до 70), так як величина втрат безпосередньо залежить від цього значення. Результати розрахунків втрат нафтопродукту за рік представлені на рис. 1.

Мал. 1. Сумарні річні втрати нафтопродукту

Такий вид залежності сумарних річних втрат від коефіцієнта оборотності, розрахованих за методикою Міненерго, можна пояснити чутливістю методики до значень даного коефіцієнта. При коефіцієнті оборотності n

Також були пораховані похибки розрахунків за методикою Міненерго щодо запропонованої УГНТУ. Графік представлений на рис. 2.

Мал. 2. Похибка розрахунків за методикою Міненерго щодо методики, запропонованої УГНТУ

Як вже було зазначено раніше, такий вид залежності пояснюється чутливістю методики до значень коефіцієнта оборотності. Максимальна похибка досягає 61,63% при коефіцієнті оборотності рівному 1. Середня похибка дорівнює 27,15%. Необхідно відзначити, що значення досить велике. Але найбільший інтерес представляє значення в грошовому еквіваленті.

Зробивши припущення про те, що вартість 1 тонни бензину дорівнює 30 тис. Руб., Була порахована похибка в грошовому еквіваленті. Максимальне значення становить 2,12 млн. Руб. при коефіцієнті оборотності рівному 39. Середнє значення становить 1,21 млн руб.

Якщо ж припустити, що в резервуарному парку споруджено 10 резервуарів РВС-10 000, то ці значення зростають в 10 разів. Тобто середні можливі економічні втрати з одного резервуарного парку, що складається з десяти РВС-10 000, становлять 12,1 млн руб. / Рік.

Таким чином, можна запропонувати наступні кроки для вдосконалення методики:

• - враховувати окремо втрати від «великих подихів» і від «малих подихів»;
• - втрати від «великих подихів» розраховувати за формулою В.І. Черникин (враховуючи, що паровоздушная суміш стискається перед витісненням);
• - концентрацію парів нафтопродукту розраховувати за допомогою моделі, запропонованої УГНТУ;
• - розраховувати сумарні втрати як суму втрат в кожному конкретному випадку.

З огляду на дані пропозиції, можна позбутися від неточності в розрахунках, які в грошовому вираженні є значною сумою.