На основании экспериментальных данных, в частности динамики изменения температуры, а также согласно нормативно-технической документации, был проведен расчет количества потерь нефтепродуктов.
Методика расчета представлена ниже [1], а результаты расчета представлены в таблице 3.1.
Расчет ведем по формуле, принимая 
:
(3.1)
(3.2)
(3.3)
Определяем среднюю объемную концентрацию паров бензина:
С=0,5(C1+C2) (3.4)
Молекулярный вес бензиновых паров:
М б =60+0,3tнк+0,0011t2н.к. (3.5)
Объем газового пространства:
V=Vp∙k, (3.6)
где k – коэффициент заполнения резервуара
Абсолютные температуры газового пространства:
Т1=273+t1 (3.7)
Т2=273+t2 (3.8)
Подставляя значения в формулу 3.1, определим потери бензина за одно малое дыхание.
Таблица 3.1 – Сравнение потерь нефтепродуктов по экспериментальным данным и по расчетным.
| Вид покрытия | Масса потерь нефтепродуктов согласно экспериментальных данных, г | Масса потерь нефтепродуктов согласно вычислениям, г |
| Дизельное топливо, заполнение резервуара 90% | ||
| Белая краска | 0,2000 | 0,1036 |
| Светоотражающее покрытие | 0,1000 | 0,0542 |
| Дизельное топливо, заполнение резервуара 50% | ||
| Белая краска | 0,0836 | 0,1265 |
| Светоотражающее покрытие | 0,0239 | 0,0714 |
| Дизельное топливо, заполнение резервуара 25% | ||
| Белая краска | 0,0296 | 0,1529 |
| Светоотражающее покрытие | 0,0272 | 0,0947 |
| Бензин Аи-95, заполнение резервуара 90% | ||
| Алюминиевая краска | 0,1200 | 0,1024 |
| Белая краска | 0,0600 | 0,0378 |
| Светоотражающее покрытие 1 слой | 0,0200 | 0,0174 |
| Светоотражающее покрытие 2 слоя | 0,0200 | 0,0168 |
| Бензин Аи-95, заполнение резервуара 50% | ||
| Алюминиевая краска | 0,1300 | 0,1451 |
| Белая краска | 0,0700 | 0,0521 |
| Светоотражающее покрытие 1 слой | 0,0400 | 0,0241 |
| Светоотражающее покрытие 2 слоя | 0,0300 | 0,0236 |
| Бензин Аи-95, заполнение резервуара 25% | ||
| Алюминиевая краска | 0,1300 | 0,1644 |
| Белая краска | 0,0700 | 0,0659 |
| Светоотражающее покрытие 1 слой | 0,0400 | 0,0378 |
| Светоотражающее покрытие 2 слоя | 0,0400 | 0,0367 |
Результаты проведенных расчетов подтвердили снижение количества потерь нефтепродуктов за счет применения светоотражающего покрытия.
Далее рассматривается вопрос снижения потерь бензина для резервуара РВС-2000.
Потери нефтепродуктов или нефти от «малых дыханий» вычисляются по формуле Н. Н. Константинова [2]:
(3.9)
где σ - среднее массовое содержание паров нефтепродуктов в ПВС;
Vг- объем ГП резервуара;
и 
- соответственно минимальное и максимальное парциальные давления паров нефти в ГП резервуара в течение суток;
и 
- минимальная и максимальная температуры ГП резервуара в течение суток.
Эту формулу можно представить в виде:
(3.10)
Где 
- объем вытесненной ПВС:
(3.11)
Расчеты будем проводить по методике, изложенной в [6].
Найдем площадь зеркала нефтепродуктов:
(3.12)
Определяем среднюю высоту ГП:
(3.13)
Найдем объем ГП резервуара: 
(3.14)
Определяем молярную массу паров нефтепродуктов:
(3.15)
Принимаем, что средняя температура нефтепродуктов равна среднесуточной температуре воздуха, т.е.
Тп.ср = Тв.ср (3.16)
Вычислим удельную теплоемкость нефтепродуктов при его средней температуре:
(3.17)
Вычислим коэффициент теплопроводности нефти при ее средней температуре:
(3.18)
Определяем коэффициент температуропроводности нефти:
(3.19)
где 
- плотность нефти при температуре Тп.ср.
(3.20)
ξ– коэффициент объемного расширения для (приняли согласно таблице 1.1 [2]).
Количество суток до рассматриваемого дня включительно с начала года для июля [2]:
Nд = 31+28+31+30+31+30+15 = 196 сут.
Расчетное склонение солнца 15 июля:
(3.21)
Найдем продолжительность дня[2]:
(3.22)
где 
- географическая широта.
Расчетный параметр:
(3.23)
Интенсивность солнечной радиации:
(3.24)
где Ко – коэффициент, учитывающий состояние облачности, Ко = 0,8 - при облачности 50%;
γ – коэффициент прозрачности атмосферы, γ = 0,7-0,8.
Площадь проекции поверхности стенок, ограничивающих ГПР, на вертикальную плоскость:
Fв = Dp∙Hг (3.25)
Площадь проекции стенок резервуара на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень:
(3.26)
Площадь поверхности стенок, ограничивающих ГПР:
F =FH + π∙Fв (3.27)
Найдем количество тепла, получаемого 1 м2 стенки, ограничивающей ГПР, за счет солнечной радиации:
(3.28)
где 
- тепень черноты внешней поверхности резервуара = 0,1- для резервуаров, окрашенных белой краской = 0,04- для резервуаров, покрытых светоотражающей пленкой.
Находим величины коэффициентов теплоотдачи по графикам [2]:
коэффициенты теплоотдачи от стенки резервуара к ПВС, находящейся в ГПР, соответственно для ночного и дневного времени:
коэффициенты теплоотдачи от стенки емкости к внешнему воздуху с учетом излучения для ночного и дневного времени:
коэффициенты теплоотдачи от стенки емкости к внешнему воздуху с учетом конвекции для ночного и дневного времени:
коэффициенты теплоотдачи радиацией от стенки резервуара к нефтепродукту через ГПР в ночное и дневное время:
коэффициенты теплоотдачи от ПВС, находящейся в ГПР, к поверхности жидкости для ночного и дневного времени:
Определяем коэффициенты теплоотдачи от стенки емкости к внешнему воздуху соответственно в ночное и дневное время:
(3.29)
(3.30)
20) Находим приведенные коэффициенты теплоотдачи от стенки к нефти для ночного и дневного времени соответственно:
(3.31)
(3.32)
Определяем избыточные максимальную и минимальную температуру стенки резервуара, отсчитываемые от средней температуры нефти:
(3.33)
где Тmax =306K- максимальная температура за июль месяц (для резервуара окрашенного в белый цвет) и Тmax =303K- максимальная температура за июль месяц (для резервуара покрытого светоотражающей пленкой);
(3.34)
где Тmin = 281K - минимальная температура за июль месяц.
Находим избыточные температуры ГПР, отсчитываемые от средней температуры нефти:
(3.35)
(3.36)
Находим минимальную и максимальную температуры ГПР:
(3.37)
(3.38)
Находим объем жидкой и паровой фаз в резервуаре:
Vж = Vр – Vг (3.39)
Определяем минимальное парциальное давление в ГПР:
так как
(3.40)
где 
- средняя относительная концентрация паров в ГПР
(3.41)
Находим температурный напор по графику на [6]:
Ө=7,5 К.
пределяем газовую постоянную паров нефти:
(3.42)
где R0=8314 универсальная газовая постоянная.
Находим давление в ГПР в конце выдоха:
Pг = Ра + Рк.д. (3.43)
Рассчитаем почасовой рост концентрации в ГПР:
(3.44)
Определяем продолжительность выдоха:
(3.45)
Находим минимальную концентрацию:
(3.46)
Определяем максимальную концентрацию:
(3.47)
Рассчитываем максимальное парциальное давление в ГПР:
(3.48)
Среднее массовое содержание паров нефти в ПВС:
(3.49)
Определяем вытесняемый объем ПВС по формуле 3.11. Находим потери нефтепродукта от «малых дыханий» по формуле 3.10 за 1 день и за месяц.
Расчетные величины для РВС-20000 заполненного на 80 % бензином Аи-95, окрашенного белой краской и покрытого специальным покрытием приведены в таблице 3.2.
Таблица 3.2 – Потери нефтепродуктов в резервуаре РВС-20000 в зависимости от покрытия
| № п/п | Обозначение | Величина | Величина для резервуара окрашенного белой краской | Величина для резервуара покрытого светоотражающем покрытием |
| Fн | Площадь зеркала нефти, м2 | 1632,30 | 1632,30 | |
| π | Число пи | 3,14 | 3,14 | |
| Dр | Диаметр резервуара, м | 45,60 | 45,60 | |
| Hг | Средняя высота ГП | 2,61 | 2,61 | |
| Н | высота резервуара, м | 11,93 | 11,93 | |
| Нвзл2 | максимальная высота взлива, м | 7,50 | 7,50 | |
| Нвзл1 | минимальная высота взлива, м | 9,60 | 9,60 | |
| Нк | высота конуса крыши, м | 0,85 | 0,85 | |
| Vг | Объем ГП резервуара, м3 | 4265,74 | 4265,74 | |
| Мн | Молярная масса паров нефтепродукта и, кг/моль | 183,38 | 183,38 |
Продолжение таблицы 3.2
| Тн.к. | Температура начала кипения нефти, К | 317,00 | 317,00 | |
| Тп.ср=Тв.ср | Средняя температура нефти равна средней температуре воздуха, К | 290,70 | 290,70 | |
| Ср | Удельная теплоемкость нефти при его средней температуре, Дж/кг*К | 1885,00 | 1883,90 | |
| ρ Тп.ср | Плотность нефти при Тп.ср К | 856,00 | 857,00 | |
| λн | коэффициент теплопроводности нефти при ее средней температуре, ВТ/м*К | 0,16 | 0,16 | |
| α | Коэффициент температуропроводности нефти, м2/ч | 0,00 | 0,00 | |
| ρ | плотность нефти при температуре Тп.ср., кг/м3 | 750,00 | 750,00 | |
| βр | коэффициент объемного расширения для ρ290,7=850-859 (приняли согласно таблицы 1.1), 1/К | 0,00 | 1,00 | |
| Nд | количество суток до рассматриваемого дня включительно с начала года, сут | 196,00 | 196,00 | |
| ϕ | Расчетное склонение солнца 15 июля, град | 25,22 | 25,22 | |
| τдн. | Продолжительность дня, ч | 0,13 | 0,14 | |
| ψ | географическая широта | 55 град 44 минуты | 56 град 44 минуты | |
| тангенс | широты г Уфа | 1,47 | 2,47 | |
| m | Расчетный параметр, 1/м | 15,97 | 20,16 | |
| iо | Интенсивность солнечного излучения, ВТ/м2 | 794,78 | 794,78 | |
| Ко | Коэффициент учитывающий состояние облачности, Ко=0,8 при облачности 50% | 0,80 | 0,80 |
Продолжение таблицы 3.2
| ϒ | коэффициент прозрачности атмосферы =0,7-0,8 | 0,75 | 0,75 | |
| Fв | Площадь проекции поверхности стенок, ограничивающих ГПР, на вертикальную плоскость, м2 | 119,17 | 119,17 | |
| Fо | Площадь проекции стенок резервуара на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень, м2 | 1475,93 | 1595,10 | |
| Синус 54 град44 мин - 25 град | 0,50 | 1,50 | ||
| F | Площадь поверхности стенок, ограничивающих ГПР, м2 | 2006,49 | 2006,49 | |
| q | Количество тепла, получаемого 1 м2 стенки, ограничивающий ГПР, за счет солнечной радиации, Вт/ м2 | 58,46 | 25,27 | |
| εc | степень черноты внешней поверхности резервуара, εc=0,5 для резервуаров, окрашенных алюминиевой краской годичной давности | 0,10 | 0,04 | |
| α'г | Коэффициент теплоотдачи от стенки резервуара к ПВС, находящейся в ГПР, соответственно ночного времени, Вт/м2*К | 2,30 | 2,30 | |
| αг | Коэффициент теплоотдачи от стенки резервуара к ПВС, находящейся в ГПР, соответственно дневного времени, Вт/м2*К | 2,30 | 2,30 |
Продолжение таблицы 3.2
| α'в.л | коэффициент теплоотдачи от стенки емкости к внешнему воздуху с учетом излучения для ночного времени, Вт/м2*К | 3,50 | 3,50 | |
| αв.л | коэффициент теплоотдачи от стенки емкости к внешнему воздуху с учетом излучения для дневного времени, Вт/м2*К | 4,20 | 4,20 | |
| α'в.к | коэффициент теплоотдачи радиацией от стенки резервуара к нефтепродукту через ГПР в ночное время, Вт/м2*К | 4,70 | 4,70 | |
| αв.к | коэффициент теплоотдачи радиацией от стенки резервуара к нефтепродукту через ГПР в дневное время, Вт/м2*К | 2,40 | 2,40 | |
| α'р | коэффициент теплоотдачи радиацией от стенки резервуара к нефтепродукту через ГПР в ночное время, Вт/м2*К | 4,10 | 4,10 | |
| αр | коэффициент теплоотдачи радиацией от стенки резервуара к нефтепродукту через ГПР в дневное время, Вт/м2*К | 3,85 | 3,85 | |
| α'п | коэффициент теплоотдачи ПВС, находящейся в ГПР, к поверхности жидкости для ночного времени, Вт/м2*К | 5,30 | 5,30 | |
| αп | коэффициент теплоотдачи ПВС, находящейся в ГПР, к поверхности жидкости для дневного времени, Вт/м2*К | 5,30 | 5,30 |
Продолжение таблицы 3.2
| α'в | Коэффициент теплоотдачи от стенки емкости к внешнему воздуху соответственно в ночное время, Вт/м2*К | 8,20 | 8,20 | |
| αв | Коэффициент теплоотдачи от стенки емкости к внешнему воздуху соответственно в дневное время, Вт/м2*К | 6,60 | 6,60 | |
| α'ст.п | Приведенные коэффициенты теплоотдачи от стенки к нефти для ночного времени, Вт/м2*К | 1,50 | 1,50 | |
| αст.п | Приведенные коэффициенты теплоотдачи от стенки к нефти для дневного времени, Вт/м2*К | 0,87 | 0,95 | |
| θст.max | Избыточная максимальная температура стенки резервуара, отсчитываемой от средней температуры нефти, К | 15,04 | 9,97 | |
| θст.min | Избыточная минимальная температура стенки резервуара, отсчитываемой от средней температуры нефти, К | -6,10 | -6,10 | |
| Тmax | максимальная температура за июль месяц, К | 306,00 | 303,00 | |
| Tmin | минимальная температура за июль месяц, К | 281,00 | 281,00 | |
| θг.max | Избыточная максимальная температура ГПР, отсчитываемой от средней температуры нефти, К | 9,38 | 5,85 |
Продолжение таблицы 3.2
| θг.min | Избыточная минимальная температура ГПР, отсчитываемой от средней температуры нефти, К | -2,12 | -2,12 | |
| Тгmin | минимальная температура ГПР, К | 288,58 | 288,58 | |
| Tгmax | максимальная температура ГПР, К | 300,08 | 296,55 | |
| Vж | Объем жидкой фазы в резервуаре, м3 | 15184,26 | 15185,26 | |
| Vр | Объем резервуара, м3 | 19450,00 | 19451,00 | |
| Определим минимальное парциальное давление в ГПР: | ||||
| Vг/Vж | так как Vг/Vж≥0,6 тогда | 0,28 | 0,28 | |
| ΔС/Сs=1 - средняя относительная концентрация паров в ГПР (из пункта 1,13) | 1,00 | 2,00 | ||
| P*min | Давление, Па | 35997,75 | 35997,78 | |
| Pmin | Па | 35997,75 | 35997,78 | |
| Ps | Па | 33000,00 | 33000,00 | |
| θ | Температурный напор определим по графику на, К | 7,50 | 7,50 | |
| Rп | Газовая постоянная паров нефти, Дж/кг*К | 45,34 | 45,35 | |
| R | Универсальная газовая постоянная, Дж/моль*К | 8314,30 | 8315,30 | |
| Рг | Давление в ГПР в конце выдоха, Па | 102800,00 | 102800,00 | |
| Ра | Атмосферное двление, Па | 101200,00 | 101200,00 | |
| Рк.д. | Настройка клапана давления, Па | 1600,00 | 1600,00 | |
| Сτ | Почасовой рост концентрации в ГПР, % в час | 0,04 | 0,04 | |
| τ | Продолжительность выдоха, ч | 11,75 | 8,50 | |
| Сmin | Находим минимальную концентрацию,% | 35,62 | 35,62 |
Продолжение таблицы 3.2
| Pк.в | Настройка клапана вакуума, Па | 150,00 | 151,00 | |
| Сmax | Максимальная концентрация, % | 36,09 | 35,96 | |
| Рmax | Максимальное парциальное давление, Па | 37097,88 | 36966,46 | |
| σ | Среднее масовое содержание пароф нефти в ПВС, кг/м3 | 2,74 | 2,75 | |
| ΔV | вытесняемый объем ПВС, м3 | 124,27 | 65,28 | |
| Gмд | Потери нефтепродукта от малых дыханий за 1 день, кг | 340,34 | 179,53 | |
| Gмд | Потери нефтепродукта от малых дыханий за июль, кг | 10210,32 | 5385,84 |
Выводы по главе 3. Расчеты потер нефтепродуктов проведенные на основе экспериментальных данных главы 2, подтверждают эффективность сокращения потерь за счет применения светоотражающей пленки. Сравнительные расчеты потерь бензина Аи-95 приведенные для РВС-20000 окрашенного белой краской или покрытого светоотражающей пленкой, также подтверждают эффективность применения светоотражающего покрытия.