Методические рекомендации по определению технологических потерь нефти (нефтепродуктов), транспортируемой(ых) магистральным трубопроводным транспортом

Министерство энергетики Российской ФедерацииДействующий акт

Актуально на 11.11.2026.

Как цитировать: "Методические рекомендации по определению технологических потерь нефти (нефтепродуктов), транспортируемой(ых) магистральным трубопроводным транспортом". https://bukva.ai/docs/metodicheskie-rekomendatsii-po-opredeleniyu-minenergo-rossii-ministerstvo-5

(утв. Минэнерго России 26.09.2022)

Утверждаю Первый заместитель Министра энергетики Российской Федерации П. Ю. Сорокин 26 сентября 2022 г.

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ (НЕФТЕПРОДУКТОВ), ТРАНСПОРТИРУЕМОЙ(ЫХ) МАГИСТРАЛЬНЫМ ТРУБОПРОВОДНЫМ ТРАНСПОРТОМ

Методические рекомендации по определению технологических потерь нефти (нефтепродуктов), транспортируемой(ых) магистральным трубопроводом (далее — Методические рекомендации) разработаны взамен Методических рекомендаций по определению технологических потерь нефти (нефтепродуктов) при транспортировке магистральным трубопроводным транспортом, утвержденных Минэнерго России 20 августа 2012 г., в целях определения способов и методов оценки потерь нефти (нефтепродуктов) при транспортировке магистральным трубопроводом, с учетом требований налогового законодательства Российской Федерации, а также с целью создания методологической основы обоснования утверждаемых Минэнерго России нормативов технологических потерь нефти (нефтепродуктов) при транспортировке магистральным трубопроводом.

Методические рекомендации могут использоваться при подготовке обоснований и расчетов нормативов потерь нефти (нефтепродуктов) при транспортировке магистральным трубопроводом организациями, осуществляющими транспортировку нефти или нефтепродуктов магистральным трубопроводным транспортом, и организациями (грузоотправителями), сдающими нефть или нефтепродукты для транспортировки магистральным трубопроводным транспортом.

1. Общие положения

1.1. Количество технологических потерь нефти (нефтепродуктов) при транспортировке магистральным трубопроводом рекомендуется определять в единицах массы.

1.2. Количество технологических потерь нефти (нефтепродуктов) при транспортировке магистральным трубопроводом определяется расчетным методом на основании экспериментальных данных по каждому источнику технологических потерь нефти (нефтепродуктов) с применением средств измерения и (или) технических систем и устройств с измерительными функциями, отвечающих требованиям законодательства об обеспечении единства измерений, и результатов лабораторных испытаний.

1.3. Для целей настоящих Методических рекомендаций под технологическими потерями нефти (нефтепродуктов) при транспортировке магистральным трубопроводным транспортом понимаются безвозвратные потери (уменьшение массы) нефти (нефтепродуктов), принадлежащей(их) грузоотправителю (сдающей стороне (или ее представителю) и переданной(ых) транспортной организации для транспортировки магистральным трубопроводом, обусловленные технологическими особенностями процесса транспортировки (передача на транспортировку, перекачка, передача по итогам транспортировки), определенными утвержденной проектной документацией, а также физико-химическими свойствами нефти (нефтепродуктов), соответствующими требованиям технических регламентов, либо положениям применяемых стандартов.

1.4. К технологическим потерям нефти (нефтепродуктов) при транспортировке магистральным трубопроводным транспортом относятся потери:

при сборе и утилизации утечек через уплотнения валов центробежных насосов, если конструктивные особенности этих насосов допускают эти утечки, что подтверждается паспортом на данный насос;
при приеме (передаче на транспортировку) нефти (нефтепродуктов) в магистральный трубопровод от грузоотправителей для транспортировки;
при сдаче (передаче по итогам транспортировки) нефти (нефтепродуктов) грузополучателям из магистрального трубопровода.

1.5. Для целей настоящих Методических рекомендаций к технологическим потерям при транспортировке магистральным трубопроводным транспортом нефти (нефтепродуктов) не относятся:

потери нефти (нефтепродуктов), вызванные нарушением требований нормативных правовых актов, регламентирующих эксплуатацию оборудования, технологических процессов, сооружений, или положений документов по стандартизации, применяемых транспортной организацией;
потери нефти (нефтепродуктов), произошедшие при производстве регламентных, ремонтных и (или) восстановительных работ на объектах магистрального трубопровода;
потери нефти (нефтепродуктов) при производстве испытаний на объектах на объектах магистрального трубопровода;
потери нефти (нефтепродуктов), принадлежащей(их) транспортной организации и используемой транспортной организацией для обеспечения своей деятельности;
при оказании услуг по погрузке из резервуаров магистрального трубопровода на другие виды транспортировки (железнодорожный, автомобильный или водный) (при перевалке);
потери из резервуаров аварийного сброса;
потери из резервуаров перекачивающих насосных станций, не осуществляющих прием-сдачу нефти (нефтепродуктов) на тарифном участке;
потери от естественной убыли при хранении в резервуарах;
потери нефти (нефтепродуктов), возникшие вследствие аварий, хищений.

Потери при перевалке на железнодорожный, автомобильный или водный виды транспорта определяются совместно транспортной организацией и грузоотправителем в составе договорных отношений на оказание услуги по перевалке.

1.6. Подготовку материалов по обоснованию технологических потерь нефти (нефтепродуктов) при транспортировке магистральным трубопроводным транспортом для утверждения нормативов технологических потерь в плановом периоде транспортной организации осуществляется на основе нормативных правовых актов, документов по стандартизации и утвержденных проектных документов, регламентирующих технологический процесс транспортировки:

нормативная документация, регламентирующая эксплуатацию оборудования и объектов магистрального трубопровода;
документы по стандартизации, применяемые транспортной организацией в соответствии с законодательством о стандартизации;
технологические карты;
технологическая часть утвержденной проектной документации на существующие, реконструированные либо вновь построенные объекты магистрального трубопровода;
регламенты технологических операций транспортировки магистральным трубопроводом;
технологические регламенты на эксплуатацию объектов (насосные станции, резервуарные парки, линейной части), определяющие порядок организации надежного и безопасного ведения технологического процесса, соответствующие утвержденным проектным решениям;
паспорт на технологическое оборудование, технические условия на их эксплуатацию и т.п.;
документы проведенных экспериментальных обследований.

1.7. По объектам нового строительства или реконструкции объектов магистрального трубопровода могут использоваться расчеты, выполненные в составе утвержденного технического проекта.

1.8. Технологические потери нефти (нефтепродуктов) при транспортировке магистральным трубопроводом рассчитываются для двух периодов года: осенне-зимнего (с 1 октября по 31 марта) и весенне-летнего (с 1 апреля по 30 сентября), на основе которых рассчитываются технологические потери в среднем за год.

1.9. С целью учета климатического фактора, влияющего на технологические потери нефти (нефтепродуктов) при транспортировке магистральным трубопроводом, субъекты Российской Федерации распределены по климатическим группам согласно ГОСТ 16350-80 «Климат СССР. Районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей».

Распределение субъектов Российской Федерации по климатическим группам представлено в Приложении 1.

1.10. Средняя температура воздуха в осенне-зимний и весенне-летний периоды определяется по СП 131.13330.2020 «Строительная климатология».

2. Термины и определения

В целях настоящего документа применены следующие термины с соответствующими определениями:

источник образования технологических потерь нефти (нефтепродуктов): оборудование, аппарат либо сооружение магистрального трубопровода, обеспечивающее прием на транспортировку, перекачку и сдачу по итогам транспортировки нефти (нефтепродуктов), на которых вследствие их технологического функционирования возникают потери транспортируемой нефти (нефтепродуктов);

масса брутто нефти: масса нефти, включающая в себя массу содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей в пределах, установленных национальным стандартом;

масса нетто нефти: масса нефти за вычетом масс отделенных воды, попутного нефтяного газа и примесей, а также содержащихся в нефти во взвешенном состоянии воды, хлористых солей и механических примесей, определенных с применением средств измерений и результатов лабораторных испытаний;

нефть (нефтепродукт) технологическая(ий): количество нефти (нефтепродуктов), определенное утвержденной проектной документацией и являющееся собственностью транспортной организации, физико-химические свойства которой соответствуют требованиям технических регламентов и положениям документов по стандартизации, предназначенное для поддержания давления в магистральных трубопроводах и обеспечения режимов перекачки нефти (нефтепродуктов) по магистральным трубопроводам;

насосная перекачивающая станция: объект магистрального трубопровода, предназначенный для создания и поддержания давления в трубопроводе в пределах, установленных в проектной документации значений параметров технологических режимов транспортировки нефти (нефтепродуктов);

приемо-сдаточный пункт (ПСП): объект магистрального трубопровода, предназначенный для измерения и учета количества и оценки показателей передаваемой(ых) нефти (нефтепродуктов) сдающей стороной (или ее представителями) принимающей стороне (или ее представителям);

прием-сдача нефти (нефтепродуктов): совокупность технологических операций по измерению и учету количества и оценке показателей передаваемой(ых) на транспортировку (по итогам транспортировки) нефти (нефтепродуктов), осуществляемых сдающей стороной (или ее представителями) принимающей стороне (или ее представителям);

резервуарный парк: технологический комплекс взаимосвязанных резервуаров и связанного с ним технологического оборудования, предназначенный для выполнения операций приема (передаче на транспортировку), хранения и сдачи (передаче по итогам транспортировки) нефти (нефтепродуктов);

резервуары для нефти (нефтепродуктов): сооружение, предназначенное для приема, хранения и сдачи (передаче по итогам транспортировки) нефти (нефтепродуктов);

тарифный участок магистрального трубопровода: участок магистрального трубопровода в пределах одной транспортной организации без ответвлений и подключений, ограниченный нефтеперекачивающими станциями и (или) пределами территории деятельности этой организации, от приема (передаче на транспортировку) нефти (нефтепродуктов) от грузоотправителя, перекачки по магистральному трубопроводу до сдачи (передаче по итогам транспортировки) грузополучателю, по которому устанавливается тариф при оказании услуг по транспортировке нефти (нефтепродуктов);

транспортировка нефти (нефтепродуктов): совокупность взаимосвязанных технологических операций по приему (передаче на транспортировку) нефти (нефтепродуктов) в пункте отправления, перекачке по магистральному трубопроводу, сдаче (передаче по итогам транспортировки) в пункте назначения;

перекачка нефти (нефтепродуктов): совокупность технологических операций, обеспечивающих перемещение нефти (нефтепродуктов) в магистральном трубопроводе по заданной схеме.

3. Обоснование неизбежности технологических потерь нефти (нефтепродуктов)

3.1. Обоснование неизбежности технологических потерь нефти (нефтепродуктов) — документальное подтверждение потерь нефти (нефтепродуктов) при осуществлении процессов транспортировки магистральным трубопроводом.

3.2. По каждому объекту образования технологических потерь нефти (нефтепродуктов) подготавливается документальное подтверждение их неизбежности и безвозвратности на основании инвентаризации источников потерь.

3.3. Инвентаризация источников потерь осуществляется в соответствии с проектной документацией на объекты магистрального трубопровода и фактическим наличием технологического оборудования (эксплуатируемое, либо законсервированное).

3.4 Документами, обосновывающими неизбежность технологических потерь нефти (нефтепродуктов), являются:

нормативные документы и документы по стандартизации;
технологическая часть проектной документации на объекты магистрального трубопровода;
технологические схемы объектов магистрального трубопровода;
технологические схемы линейной части магистрального трубопровода;
утвержденные технологические регламенты по эксплуатации оборудования и сооружений, являющиеся источниками технологических потерь;
паспорта на технологическое оборудование и сооружения, являющиеся источниками технологических потерь;
документы проведенных экспериментальных обследований;
результаты испытаний показателей нефти (нефтепродуктов), перекачиваемой магистральным трубопроводом.

4. Методы определения потерь нефти (нефтепродуктов) при сборе и утилизации утечек через сальниковые и торцевые уплотнения валов центробежных насосов при перекачке по магистральным трубопроводам

4.1. Утечки нефти (нефтепродуктов) через торцевые и сальниковые уплотнения валов центробежных насосов предусматриваются техническими условиями как неизбежные, связанные с образованием и отводом фрикционного тепла от пар трения.

4.2. Утечки нефти (нефтепродуктов) через уплотнения насосов собираются в дренажные емкости. Пары нефти (нефтепродуктов), вытесняемые в атмосферу жидкостью по мере наполнения емкости, представляют собой технологические потери нефти (нефтепродуктов) при сборе утечек через уплотнения валов центробежных насосов.

4.3. Количество технологических потерь нефти (нефтепродуктов) из емкостей для сбора утечек через уплотнения валов центробежных насосов Пут, т, рассчитывается по формуле:

Пут = Vн * Pнас / Pпвп * pср * Коб * К1 * К2 * 10-3, (4.1)

где:

Vн — объем нефти (нефтепродукта), поступающий в емкость для сбора утечек через уплотнения насосов в осенне-зимнем или весенне-летнем периодах года, м3;

Pнас — давление насыщенных паров нефти (нефтепродукта) в паровоздушном пространстве дренажной емкости при средней температуре паровоздушного пространства, мм рт. ст.;

Pпвп — среднее давление в паровоздушном пространстве дренажной емкости с учетом давления срабатывания дыхательного клапана, мм рт. ст.;

pср — плотность паров нефти (нефтепродукта) в паровоздушном пространстве дренажной емкости при средней температуре паровоздушного пространства, кг/м3;

Коб — коэффициент оборачиваемости дренажных емкостей, определяется по Таблице 1 в зависимости от оборачиваемости;

К₁ - коэффициент, учитывающий наличие технических средств сокращения потерь, принимаемый по данным Таблицы 2;

К2 — коэффициент, учитывающий влияние климатических условий, принимаемый по данным Таблицы 3.

Таблица 1

Значение опытного коэффициента Коб

n	900 и более	800	700	600	500	400	300	200	100	80	60	40	30	20
Коб	0,6	0,62	0,65	0,7	0,75	0,8	0,9	1,1	1,35	1,5	1,75	2	2,25	2,5

Таблица 2

Значения опытных коэффициентов K1 в зависимости от режима эксплуатации резервуара и его оснащенности средствами сокращения потерь

Режимы эксплуатации	Значения коэффициента K1 для типов резервуаров:
	Наземные резервуары			Подземные резервуары
	без понтона или плавающей крыши <*>	с понтоном или плавающей крышей	с газоуравнительной системой	без понтона или плавающей крыши <*>	с газоуравнительной системой
«через резервуар»	0,85	0,1	0,1	0,8	0,1
«с подключенным резервуаром»	0,10	0,05	0,05	0,15	0
«из насоса в насос»	0	0	0	0	0

<*> Требуется обоснование причин отсутствия в проектном решении неоснащения резервуарной емкости средствами сокращения выбросов паров нефти (нефтепродуктов) в атмосферу.

Таблица 3

Значения опытных коэффициентов для климатических групп

Периоды эксплуатации	Значения коэффициента K2 для климатических групп:
Периоды эксплуатации	I	II	III
осенне-зимний	1,0	1,0	1,0
весенне-летний	1,0	1,14	1,47

4.4 Значение коэффициента Kоб принимается в зависимости от годовой оборачиваемости емкости (n)

n = B / (pн * Vp * Np), (4.2)

где:

Vp — объем емкости, м3;

B — масса нефти или масса нефтепродукта, проходящая через емкость за год, т.;

Np — количество емкостей.

4.5. Значения средней температуры паровоздушного пространства дренажной емкости, при которой определяется давление насыщенных паров tср, рассчитываются по формулам:

для осенне-зимнего периода:

tср = (tн + tв) / 2, (4.3)

для весенне-летнего периода:

tср = 0,7 * tн + 0,3 * tв, (4.4)

где:

tср — средняя за соответствующий период температура паровоздушного пространства дренажной емкости, °C;

tн — средняя за соответствующий период температура нефти (нефтепродукта), °C;

tв — средняя за соответствующий период температура воздуха, °C.

4.6. Давление насыщенных паров нефти (нефтепродуктов) в паровоздушном пространстве дренажной емкости определяется при средней температуре паровоздушного пространства.

Средняя температура газового пространства в резервуаре за соответствующий период определяется по формуле: tср = (tн + tв) / 2.

Давление насыщенных паров при средней температуре определяется по графику зависимости давления насыщенных паров нефти и нефтепродуктов от среднеквартальной температуры паровоздушного пространства резервуара (Рисунок 1). Давление насыщенных паров при 38 °C определяется по бомбе Рейда.

рис. 1

Рисунок 1 — Зависимость давления насыщенных паров нефти и нефтепродуктов от среднеквартальной температуры паровоздушного пространства резервуара.

Плотность паров нефти (нефтепродукта) в паровоздушном пространстве дренажной емкости pср, кг/м3, рассчитывается по формуле:

pср = \mu / 22,41 * Pпвп / P0 * T0 /(T0 + tср), (4.5)

где:

\mu — молекулярная масса паров нефти (нефтепродукта), кг/кмоль, вычисляется по формуле:

\mu = 45 + 0,6 * tнк, (4.6)

tнк — температура начала кипения нефти (нефтерподукта), °C;

P0 = 760 мм. рт. ст.;

T0 = 273,15 К.

4.7. Объем нефти (нефтепродукта), вытекающий через уплотнения одного центробежного насоса, м3, может быть рассчитан по формуле:

VНi = ni * Qi * ti * 10-3, (4.7)

где:

Qi — величина утечки через одно уплотнение i-го центробежного насоса (принимается по паспортным данным насоса), л/ч;

ni — количество уплотнений в конструкции насоса (ni = 2);

ti — время работы i-го насоса в течение расчетного периода (определяется и подтверждается данными эксплуатационной документации), ч.

4.8. Величина технологических потерь нефти (нефтепродуктов) при сборе и утилизации утечек через сальниковые и торцевые уплотнения валов центробежных насосов при перекачке по магистральным трубопроводам рассчитывается по формуле:

Nуп = Пут * 100 / M, (4.8)

где:

Nуп — величина технологических потерь нефти (нефтепродуктов) из емкостей для сбора утечек через уплотнения насосных агрегатов, %;

Пут — количество технологических потерь нефти (нефтепродуктов) из емкостей для сбора утечек через уплотнения насосных агрегатов, т;

M — количество нефти (нефтепродуктов), подлежащее перекачке через насосные агрегаты в плановом году, т.

5. Методы определения технологических потерь нефти (нефтепродуктов) в резервуарах магистрального трубопровода.

5.1. Основной объем технологических потерь нефти (нефтепродуктов) в резервуарах происходит вследствие испарения нефти (нефтепродуктов) за счет вытеснения паровоздушной смеси из резервуара в процессе его закачки (откачки).

Количество технологических потерь нефти (нефтепродуктов) зависит от оснащенности резервуаров техническими средствами сокращения потерь от испарения и режима эксплуатации резервуаров.

Потери нефти (нефтепродуктов) из резервуаров (G, т/год) в осенне-зимнем или весенне-летнем периодах года рассчитываются по формуле:

G = P38 * m * (Ktmax * KB + Ktmin) * Kрср * Коб * Kссв * Ккл * B * 0,294 * 10-7 / pж, (5.1)

где:

P₃₈ - давление насыщенных паров нефти (нефтепродуктов), мм рт. ст.;

m — молярная масса нефти (нефтепродуктов), кг/кмоль (принимается по Таблице 4);

Ktmin, Ktmax — опытные коэффициенты для пересчета значений концентраций насыщенных паров в резервуарах и плотности паров к фактической температуре tmin, tmax, принимаются по Таблице 5;

Kрср — опытный коэффициент, характеризующий эксплуатационные особенности резервуара, принимается по Таблице 6;

KB — опытный коэффициент, принимается в зависимости от значения давления насыщенных паров над жидкостью по Таблице 7

Ккл — коэффициент, равный 0,8, применяется при установке диска-отражателя на дыхательном клапане РВС;

Коб — коэффициент оборачиваемости, принимается по Таблице 8;

Kссв — опытный коэффициент эффективности работы средств сокращения потерь (ССВ);

B — количество нефти (нефтепродуктов), прошедшее через объект в осенне-зимнем или весенне-летнем периодах, т/год;

Pн — плотность нефти жидкости при температуре нефти, т/м3.

5.2. Исходные данные для расчета потерь нефти (нефтепродуктов) от испарения.

5.2.1 Данные предприятия.

По данным предприятия принимаются:

количество жидкости, прошедшее через объект в течение года (B, т/год) или иного периода года;
температура начала кипения (tнк, °C) жидкости;
плотность (pж, т/м3) при температуре жидкости;
давление насыщенных паров жидкости (P38, мм рт. ст.) по Рейду.

5.2.2 Определение давления насыщенных паров.

Давление насыщенных паров (P38, мм рт. ст.) нефти (нефтепродуктов) определяется по ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99) «Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров» при температуре 38 °C в соотношении газ-жидкость 4:1.

Давление насыщенных паров определяется лабораторно и входит в состав материалов по обоснованию потерь.

5.2.3 Определение температуры жидкости.

Температуру жидкости измеряют при максимальных (tжmax, °C) и минимальных (tжmin, °C) ее значениях в период закачки в резервуар.

5.2.4 Определение молярной массы паров жидкостей.

Молярная масса паров нефти (нефтепродуктов) принимается в зависимости от температуры начала их кипения (tнк, °C) по Таблице 4.

Таблица 4

Значения молярной массы паров (m) нефти (нефтепродуктов)

tнк, °C	m	tнк, °C	m	tнк, °C	m	tнк, °C	m	tнк, °C	m	tнк, °C	m
Пары нефтей
11	51,6	21	57,6	31	63,6	41	69,6	51	75,6	65	84
12	52,2	22	58,2	32	64,2	42	70,2	52	76,2	70	87
13	53,4	23	58,1	33	64,1	43	70,8	53	76,8	75	90
14	53,4	24	59,4	34	65,4	44	71,4	54	77,4	80	93
15	54,0	25	60,0	35	66,0	45	72,0	55	78,0	85	96
16	54,6	26	60,6	36	66,6	46	72,6	56	78,6	90	99
17	55,2	27	61,2	37	67,2	47	73,2	57	79,2	95	102
18	55,8	28	61,8	38	67,8	48	73,8	58	79,8	100	105
19	56,4	29	62,4	39	68,4	49	74,4	59	80,4	110	111
20	57,0	30	63,0	40	69,0	50	75,0	60	81

Средняя молярная масса углеводородных паров нефти (нефтепродуктов) определялась по формуле:

m = 0,0043 * (212 + tнк)1,7, (5.2)

5.2.5 Определение опытных значений коэффициентов Kt

Kt — опытный коэффициент для пересчета значений концентраций насыщенных паров в резервуарах при температуре 38 °C к фактической температуре.

Значения коэффициента Ktmin и Ktmax принимаются в зависимости от максимальной (max) и минимальной (min) температуры жидкости при закачке ее в резервуар по Таблице 5.

Таблица 5

Значения опытных коэффициентов Kt

tж, °C	Kt	tж, °C	Kt	tж, °C	Kt	tж, °C	Kt	tж, °C	Kt
Нефти
-₃₀	0,090	-14	0,173	+₂	0,310	+18	0,54	+34	0,82
-29	0,093	-13	0,180	+₃	0,330	+₁₉	0,56	+₃₅	0,83
-28	0,096	-12	0,185	+4	0,340	+20	0,57	+36	0,85
-27	0,100	-11	0,193	+5	0,350	+21	0,58	+37	0,87
-26	0,105	-10	0,200	+6	0,360	+22	0,60	+38	0,88
-25	0,110	-9	0,210	+7	0,375	+23	0,62	+39	0,90
-24	0,115	-8	0,215	+8	0,390	+24	0,64	+40	0,91
-23	0,120	-7	0,250	+9	0,400	+25	0,66	+41	0,93
-22	0,125	-6	0,235	+10	0,420	+26	0,68	+42	0,94
-21	0,130	-5	0,240	+11	0,430	+27	0,69	+43	0,96
-20	0,135	-4	0,250	+12	0,445	+28	0,71	+44	0,98
-19	0,140	-3	0,260	+13	0,460	+29	0,73	+45	1,00
-18	0,145	-2	0,270	+14	0,470	+30	0,74	+46	1,02
-17	0,153	-1	0,280	+15	0,490	+31	0,76	+47	1,04
-16	0,160	0	0,290	+16	0,500	+32	0,78	+48	1,06
-15	0,165	+1	0,300	+17	0,520	+33	0,80	+49	1,08
								+50	1,10

5.2.6 Определение опытных значений коэффициентов Kр

Kр — опытный коэффициент, характеризующий эксплуатационные особенности резервуара.

Все эксплуатируемые на предприятии резервуары определяются по следующим признакам:

наименование жидкости;
индивидуальный резервуар или группа одноцелевых резервуаров;
объем;
наземный или заглубленный;
вертикальное или горизонтальное расположение;
режим эксплуатации (мерник или буферная емкость);
оснащенность техническими средствами сокращения выбросов (ССВ): понтон, плавающая крыша (ПК), газовая обвязка резервуаров (ГОР);
количество групп одноцелевых резервуаров.

Значения Kр принимаются по данным Таблицы 6, кроме ГОР. При этом в Таблице 6 Kр подразделяются в зависимости от разности температур закачиваемой жидкости и температуры атмосферного воздуха в наиболее холодный период года, на три группы:

Группа А — нефть при температуре закачиваемой жидкости, близкой к температуре воздуха.
Группа Б — нефть при температуре закачиваемой жидкости, не превышающей 30 °C, по сравнению с температурой воздуха.
Группа В — нефть при температуре, превышающей 30 °C, по сравнению, с температурой воздуха.

Таблица 6

Значения опытного коэффициента Kр

Категория	Конструкция резервуаров	КР	Объем резервуара, м3
Категория	Конструкция резервуаров	КР	100 и менее	200 — 400	700 — 1000	2000 и более
1	2	3	4	5	6	7
Режим эксплуатации «мерник», ССВ — отсутствуют
А	Наземный вертикальный	K_{p}^{ma\text{х}}	0,90	0,87	0,83	0,80
	Наземный вертикальный	K_{p}^{\text{ср}}	0,63	0,61	0,58	0,56
	Заглубленный	K_{p}^{ma\text{х}}	0,80	0,77	0,73	0,70
	Заглубленный	K_{p}^{\text{ср}}	0,56	0,54	0,51	0,50
	Наземный горизонтальный	K_{p}^{ma\text{х}}	1,00	0,97	0,93	0,90
	Наземный горизонтальный	K_{p}^{\text{ср}}	0,70	0,68	0,65	0,63
Б	Наземный вертикальный	K_{p}^{ma\text{х}}	0,95	0,92	0,88	0,85
	Наземный вертикальный	K_{p}^{\text{ср}}	0,67	0,64	0,62	0,60
	Заглубленный	K_{p}^{ma\text{х}}	0,85	0,82	0,78	0,75
	Заглубленный	K_{p}^{\text{ср}}	0,60	0,57	0,35	0,53
	Наземный горизонтальный	K_{p}^{ma\text{х}}	1,00	0,91	0,96	0,95
	Наземный горизонтальный	K_{p}^{\text{ср}}	0,70	0,69	0,67	0,67
В	Наземный вертикальный	K_{p}^{ma\text{х}}	1,00	0,97	0,93	0,90
	Наземный вертикальный	K_{p}^{\text{ср}}	0,70	0,68	0,65	0,63
	Заглубленный	K_{p}^{ma\text{х}}	0,90	0,87	0,83	0,80
	Заглубленный	K_{p}^{\text{ср}}	0,63	0,61	0,58	0,56
	Наземный горизонтальный	K_{p}^{ma\text{х}}	1,00	1,00	1,00	1,00
	Наземный горизонтальный	K_{p}^{\text{ср}}	0,70	0,70	0,70	0,70
Режим эксплуатации — «мерник», ССВ — понтон
А, Б, В,	Наземный вертикальный	K_{p}^{ma\text{х}}	0,20	0,19	0,17	0,16
А, Б, В,	Наземный вертикальный	K_{p}^{\text{ср}}	0,14	0,13	0,12	0,11
Режим эксплуатации — «мерник», ССВ плавающая крыша
А, Б, В,	Наземный вертикальный	K_{p}^{ma\text{х}}	0,130	0,130	0,120	0,110
А, Б, В,	Наземный вертикальный	K_{p}^{\text{ср}}	0,094	0,087	0,080	0,074
Режим эксплуатации «с подключенным резервуаром»
А, Б, В,	Все типы конструкций	K_{p}	0,1	0,1	0,1	0,1

Значения коэффициента Kргор для газовой обвязки группы одноцелевых резервуаров определяются в зависимости от одновременности закачки и откачки жидкости из резервуаров:

Kргор = 1.1 * Kр * (Qзак — Qотк) / Qзак, (5.3)

где:

Qзак — Qотк — абсолютная средняя разность объемов закачиваемой и откачиваемой из резервуаров жидкости.

Для группы одноцелевых резервуаров с имеющимися техническими средствами сокращения выбросов (ССВ) и при их отсутствии (ОТС) определяются средние значения коэффициента Kрср по формуле

Kрср = ((Kр * Vр * Np)ссв + (Kр * Vр * Nр)отс) / ((Vр * Nр)ссв + (Vр * Nр)отс), (5.4)

где:

Vр — объем резервуара, м3;

Nр — количество резервуаров, шт.

5.2.7 Определение значений коэффициентов Kв.

Коэффициент Kв определяется в зависимости от значения давления насыщенных паров над жидкостью.

При P38 \leq 540, Kв = 1, а при больших значениях принимается по данным Таблицы 7.

Таблица 7

Значения коэффициентов Kв

P38, мм. рт. ст.	Kв	P38, мм. рт. ст.	Kв	P38, мм. рт. ст.	Kв
540 и менее	1,00	620	1,33	700	1,81
550	1,03	630	1,38	710	1,89
560	1,07	640	1,44	720	1,97
570	1,11	650	1,49	730	2,05
580	1,15	660	1,55	740	2,14
590	1,19	670	1,61	750	2,23
600	1,24	680	1,68	759	2,32
610	1,28	690	1,74

5.2.8 Определение опытных значений коэффициентов Kоб.

Значение коэффициента Kоб принимается в зависимости от годовой оборачиваемости резервуаров (n):

n = B / (pн * Vр * Nр), (5.5)

где:

Vр — объем резервуара, м3;

B — масса нефти или масса нефтепродукта, проходящая через резервуар за год, т.;

Nр — количество РВС.

Значения опытного коэффициента Kоб принимаются по Таблице 8.

Таблица 8

Значения опытных коэффициентов Kоб

n	900 и более	800	700	600	500	400	300	200	100	80	60	40	30	20
Kоб	0,60	0,62	0,65	0,70	0,75	0,80	0,90	1,10	1,35	1,50	1,75	2,00	2,25	2,50

5.2.9 Определение опытных значений коэффициента Kссв.

Значения опытного коэффициента эффективности работы средств сокращения потерь Kссв выбираются из Таблицы 9.

Таблица 9

Значения опытных коэффициентов Kссв

Режимы эксплуатации	Значения коэффициента Kссв для типов резервуаров:
	Наземные резервуары			Подземные резервуары
	без понтона или плавающей крыши <*>	с понтоном или плавающей крышей	с газоуравнительной системой	без понтона или плавающей крыши <*>	с газоуравнительной системой
«через резервуар»	0,85	0,10	0,15	0,80	0,10
«с подключенным резервуаром»	0,10	0,05	0,05	0,15	0
«из насоса в насос»	0	0	0	0	0

5.2.10. Определение величины технологических потерь нефти (нефтепродуктов) по резервуарному парку.

В случае если резервуарный парк оборудован резервуарами разных типов, то величина технологических потерь нефти (нефтепродуктов) по резервуарному парку в целом является средневзвешенной величиной и рассчитывается по формуле:

Nрп = \sum Gj * 100 / M, (5.6)

где:

Nрп — среднегодовая величина технологических потерь нефти (нефтепродуктов) по резервуарному парку, %;

Gj — величина технологических потерь для резервуаров j-го типа соответственно для осенне-зимнего и весенне-летнего периода, %;

M — масса нетто нефти или масса нефтепродуктов, подлежащая перемещению через резервуарный парк в плановом году, т.;

При изменении условий и технологии резервуаров технологические потери нефти (нефтепродуктов) рассчитывают на основе данных, определенных утвержденной проектной документацией.

6. Рекомендации по организации исследований для определения технологических потерь нефти (нефтепродуктов) при транспортировке

6.1. Систематическое проведение инвентаризации источников потерь нефти (нефтепродуктов) в целях их актуализации.

6.2. Количество источников потерь определяется по проектным технологическим схемам объектов транспортировки. Выясняются причины потерь.

6.3. Если объектом потерь являются резервуары, то определяются типы резервуаров и их количество, а также количество и места расположения дыхательных клапанов и/или вентиляционных патрубков (для резервуаров с понтоном или плавающей крышей), являющихся источниками потерь.

6.4. По итогам проведенных инвентаризаций и анализа составляется реестр выявленных источников потерь нефти (нефтепродуктов).

6.5. Исходные данные для расчета величины технологических потерь нефти (нефтепродуктов) из выявленных источников потерь частично определяются данными эксплуатационных служб, недостающие данные определяются экспериментально.

6.6. Величину технологических потерь нефти (нефтепродуктов) за год рассчитывается для двух периодов года: осенне-зимнего (с 1 октября по 31 марта) и весенне-летнего (с 1 апреля по 30 сентября). Допускается расчет технологических потерь в среднем за год.

6.7. Расчет величины технологических потерь нефти (нефтепродуктов) осуществляется по каждому объекту потерь и источнику потерь посредством указания формулы и применяемых в ней показателей. Применяемые показатели обоснуются (кроме общепринятых) результатами проведенных испытаний.

Приложение 1 к методическим рекомендациям по определению технологических потерь нефти (нефтепродуктов), при транспортировке магистральным трубопроводным транспортом

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СУБЪЕКТОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО КЛИМАТИЧЕСКИМ ГРУППАМ

Климатическая группа	Субъекты Российской Федерации: республики, края, области, города федерального значения, автономная область, автономные округа
I	Республики: Бурятия, Карелия, Коми, Саха (Якутия), Тыва Автономные округа: Ханты-Мансийский автономный округ — Югра, Чукотский, Ямало-Ненецкий Края: Забайкальский, Камчатский, Красноярский (севернее 56 с.ш.), Пермский, Хабаровский (севернее 56 с.ш.) Области: Амурская, Архангельская, Иркутская, Кемеровская, Магаданская, Мурманская, Новосибирская, Омская, Свердловская, Томская, Тюменская
II	Республики: Алтай, Башкортостан, Марий Эл, Мордовия, Татарстан, Удмуртская, Хакасия, Чувашская — Чувашия Автономные округа: Ненецкий Края: Алтайский, Красноярский (южнее 56 с.ш.), Приморский, Хабаровский (южнее 56 с.ш.) Области: Белгородская, Брянская, Владимирская, Волгоградская, Вологодская, Воронежская, Ивановская, Калининградская, Калужская, Кировская, Костромская, Курганская, Курская, Ленинградская, Липецкая, Московская, Нижегородская, Новгородская, Оренбургская, Орловская, Пензенская, Псковская, Рязанская, Самарская, Саратовская, Сахалинская, Смоленская, Тамбовская, Тверская, Тульская, Ульяновская, Челябинская, Ярославская Автономная область: Еврейская Города федерального значения: Москва, Санкт-Петербург
III	Республики: Адыгея, Дагестан, Ингушетия, Кабардино-Балкарская, Калмыкия, Карачаево-Черкесская, Северная Осетия — Алания, Чеченская Области: Астраханская, Ростовская, Края: Краснодарский, Ставропольский Республика Крым

Приложение 2 к методическим рекомендациям по определению технологических потерь нефти (нефтепродуктов), при транспортировке магистральным трубопроводным транспортом

Реестр источников технологических потерь нефти (нефтепродуктов) при транспортировке

Наименование организации __________________

Наименование объекта транспортировки __________________

№ п/п	Наименование объекта	Тип	Объем, м3	Кол-во	Дыхательные клапаны		Наличие средств сокращения потерь	Документы, необходимые для обоснования потерь	Виды потерь
№ п/п	Наименование объекта	Тип	Объем, м3	Кол-во	Тип	Кол-во	Наличие средств сокращения потерь	Документы, необходимые для обоснования потерь	Виды потерь
								1. Технологическая схема. 2. Технологическая карта эксплуатации РП.
	Резервуары	РВС	3 000					1. Паспорта на резервуары (по одному на каждый типоразмер). 2. Справка о фактическом времени работы резервуаров за год. 3. Паспорта на дыхательные клапаны (по одному на каждый типоразмер).	Потери при заполнении или освобождении резервуаров (прием-отпуск),
			5 000
			10 000
			20 000
			30 000
			50 000
		РВСП	3 000
			5 000
			10 000
			20 000
			30 000
			50 000
		РВСПК	5 000
			10 000
			20 000
			30 000
			50 000
		ЖБР	2 000
			10 000
			20 000
			30 000
	Емкость сбора	РГС	10					То же	потери из резервуаров сбора утечек из насосных агрегатов

Примечание: РВС — резервуар вертикальный стальной; РВСП — резервуар вертикальный стальной с понтоном; РВСПК — резервуар вертикальный стальной с плавающей крышей; ЖБР — железобетонный резервуар; РГС — резервуар горизонтальный стальной.

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)

Mнетто = 4 800 тыс.т/год.

2. РП располагается во II климатической группе.

3. Резервуары вертикальные стальные (РВС) без понтона:

вместимость номинальная — 10 000 м3;
количество резервуаров, находящихся в работе — 8 шт.;
режим эксплуатации «с подключенным резервуаром»;
номинальная вместимость резервуаров типа РВС Vном.1 = 80 000 м3;
полезная вместимость резервуаров типа РВС Vпол.1 = 68 000 м3.

4. Резервуары вертикальные стальные с понтоном (РВСП):

вместимость номинальная — 10 000 м3;
количество резервуаров, находящихся в работе — 4 шт.;
режим эксплуатации «с подключенным резервуаром»;
номинальная вместимость резервуаров типа РВСП Vном.2 = 40 000 м3;
полезная вместимость резервуаров типа РВСП Vпол.2 = 32 000 м3.

5. Общая номинальная вместимость резервуарного парка Vнорм.РП = 120 000 м3.

Общая полезная вместимость резервуарного парка Vпол.РП = 100 000 м3.

6. Плотность нефти при 20 °C определяется по результатам лабораторного анализа или принимается по данным Паспорта качества нефти \rho_{20} = 0,867 т/м3.

7. Давление насыщенных паров (ДНП) нефти при температуре 37,8 °C в соответствии с положениями ГОСТ Р 51858-2020 «Нефть. Общие технические условия» не должно превышать P37,8 = 66,7 кПа (500 мм рт. ст.).

8. Температура начала кипения нефти определяется по результатам лабораторного анализа или принимается по данным Паспорта качества нефти tнк = 42 °C.

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 резервуарном парке НПС за соответствующий период:

в осенне-зимний период tн зимн. = 8,8 °C;
в весенне-летний период tн летн. = 18,0 °C.

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

в осенне-зимний период tв зимн. = 2,4 °C;
в весенне-летний период tв летн. = 22,0 °C.

Таблица 1

Относительная величина потерь в резервуаре вертикальном стальном с понтоном РВСП 10000

№ п/п	Наименование параметров	Обозн.	Ед. изм.	Величины для периодов
№ п/п	Наименование параметров	Обозн.	Ед. изм.	осенне-зимн.	весенне-летн.
1	Плотность нефти при средней температуре	\rho_{\text{н}}	т/м3	0,873	0,866
2	опытные коэффициенты K_{t}^{min}	K_{t}^{min}		0,353	0,377
	опытные коэффициенты K_{t}^{m\text{ах}}	K_{t}^{m\text{ах}}		0,465	0,495
3	ДНП нефти	P_{\text{нас}}^{\text{г}.\text{п}.}	мм рт. ст.	130	240
4	Молярная масса нефти	\mu	кг/кмоль	43,1	43,1
5	Масса нетто нефти, поступающая в резервуары типа РВСП	Mнетто2	тыс. т	2 400	2 400
6	Общая полезная вместимость резервуаров типа РВСП	Vпол2	м3	32 000	32 000
7	Оборачиваемость	n	1/год	85,9	86,6
8	Коэффициент	Kоб	-	1,4	1,4
9	Коэффициент	KССВ	-	0,05	0,05
10	Коэффициент	KТСР	-	0,1	0,1
11	Потери нефти из резервуаров типа РВСП	През	т	2,6	5,1
11	Потери нефти из резервуаров типа РВСП	През	т	Итого за год — 7,7
12	Относительная величина технологических потерь нефти из резервуаров типа РВСП	Nр2	%	0,0001	0,0002