Нефть в настоящее время является одним из главных природных ресурсов, передвижение, учет и измерение такого важного продукта имеет огромное значение. Измерить количество нефти не так просто, потому что она представляет собой углеводороды, с разной массой молекул и сложными соединениями. Такая структура стала результатом сильной зависимости объема и плотности нефтепродуктов от температуры. В результате чего измерение и учет единицы объема несет большие потери, дает возможность недобросовестно вести данный учет исполнителям. Понимание данной проблемы в России было еще 20 лет назад, тогда начали работать над тем, чтобы перевести методы учета нефтепродуктов на непосредственное измерение массы, в килограммах.

Задумка хорошая, но воплотить ее в реальность оказалось проблемой, на тот момент российское производство не выпускало измерительных приборов массомеров, которые могли бы удовлетворить потребность.

Такую возможность не упустили фирмы-производители из Америки и стран Европы, которые активно стали поставлять массомеры российским нефтяным компаниям. Один прибор с номинальным диаметром 80 мм и пропускной способностью 180 м³/ч обходится компании в 1 200 000. Сегодня для нефтяных компаний есть более выгодная альтернатива. Предприятие АО “ПРОМПРИБОР” наряду с другими российскими производителями предлагают массомеры в ценовой категории от 600 до 900 тысяч, что значительно выгоднее, чем у иностранных поставщиков.

Объёмные приборы учёта на сегодняшний день имеют цену 200 000 – 250 000 рублей. Нефтяные компании Америки, занимающиеся перевалкой нефтепродуктов до сих пор измеряют топливо в объемных единицах, это баррели, галлоны, м³ и литры.

Рассмотрим, какие результаты получили нефтебазы, используя массовый учет и какие действия нужно совершить, чтобы довести двадцатилетний процесс перехода до завершения.

Для полного выполнения задумки крупным компаниям таким, как: ПАО “Транснефть”, АО “Транснефть-Терминал”, ПАО “Сургутнефтегаз”, ПАО “Татнефть”, ПАО “Славнефть-ЯНОС”, ПАО “Казаньоргсинтез”, ООО “Газпром комплектация”, ЗАО «Таманьнефтегаз», ПАО «Акрон», АО «Томскнефть» ВНК, ПАО «КуйбышевАзот» и многим другим, необходимо полностью переоснастить нефтебазы и заправочные станции. Это непростой и дорогостоящий процесс, в него входит закупка массомеров для контроля приема, слива и перемещения. Помимо этого необходимо оборудовать приборы поверки, разработать и создать документацию движения продукта и методические материалы.

Сотни тысяч массомеров уже закуплено у иностранных производителей и используются на нефтебазах. На примере одной нефтебазы, получающей продукт в цистернах по железной дороге проанализируем разницу и особенности методов учета.


Прием топлива в цистернах по железной дороге

Сразу же проверить массу топлива в цистернах невозможно, так как не существует приборов выполняющих такие измерения массы. Поэтому прием продукта происходит на основании сопровождающих документов, в которых поставляющая сторона указала количественные и физические величины продукта. Данные из документации по форме №13-НП заносят журнал учета нефтепродуктов и отображают в бухгалтерском учете.

Естественно нужно проверить правдивость цифр, поэтому после снятия пломб производят возможные замеры. Без метрологического обеспечения измеряют высоту взлива топлива в каждой цистерне, и по таблицам вместимости цистерн определяют примерный объем продукта, а также измеряют его температуру. Для лабораторных измерений берут пробу, которую исследуют в условиях стандартной температуры, измеряя ее плотность. Лабораторное значение плотности пересчитывают на плотность, полученную измерениями при фактической температуре и применяют ее на имеющийся объем.

Есть возможность определить плотность при наличии переносного прибора ПЛОТ 3Б-РУ, этим же прибором измеряют и уровень взлива в фактических температурных условиях. По полученным данным можно рассчитать массу продукта в каждой цистерне. Если требует ситуация, то полученную измерениями плотность пересчитывают в соответствии с таблицей на плотность стандартной температуры. Результаты полученные путем измерений и расчетов при приеме продукта могут быть близки к тем, что указал в документации отправитель при загрузке Ж/Д цистерн или сильно отличаться.

Причиной в разлете показаний может быть отличительный способ учета при загрузке топлива на нефтеперерабатывающем заводе. К примеру наливные терминалы имеют приборы массового учета или расчет количества топлива не обеспечен метеорологическими данными величинам вместимости цистерны и средней плотности продукта.

При загрузке на заводе также, как и при получении Ж/Д цистерны на нефтебазе производится расчет массы по формуле m = ρ V в условиях фактической температуры при загрузке. Метрологического подтверждения фактический объем не имеет, в документах обозначен, как расчетная величина для каждой цистерны, и обозначена погрешность ±0,5%.

Точность плотности, измеряемой плотномером, имеет погрешность ±0,3 кг/м³ в условиях стандартной t 20°С.

Пример расчета массы: берем значение V= 60 ±0,3 м³ и ρ =725 ±0,3 кг/м³. В результате подсчета по известной нам формуле возможен разлет значений от 43264,6 кг до 43735,6 кг, что дает нам погрешность массы больше, чем 1%.

Что происходит на нефтебазе, которая приняла продукт и перекачала его из Ж/Д цистерн в свои резервуары хранения?

Во время слива наполненность цистерны уменьшается, свободное пространство заполняется воздухом, продукт испаряется и остается на стенках емкости, дополняя % потерь к уже имеющимся.

До того, как залить полученный продукт в резервуар, совершают замеры остатка в нем, измеряют уровень взлива, плотность, определяют объем топлива по калибровочной таблице резервуара. По формуле m = ρ V рассчитывается масса остатка в резервуаре при фактической t-ре.

После того как залили поставленный продукт, измерения повторяют, определяют уровень взлива и плотность, по калибровочной таблице объем и по формуле общую массу. Так как в резервуаре был остаток со своими параметрами, туда залили топливо с другими параметрами, в итоге мы получили продукт с третьими значениями средней плотности и температуры.

При данном методе учета все операции производят с непосредственным участием человека, объективность и правильность работы которого можно поставить под сомнение, человеческий фактор имеет место быть и оказывать влияние на погрешность значений учета.

Некоторые нефтебазы используют магнитострикционные измерители, оснащенные датчиками температуры и плотности, данные измерительные устройства автоматизированные. Приборы располагают на разной высоте в нескольких местах резервуара, они измеряют плотность, температуру, высоту взлива отправляют данные на электронные устройства, которые делают расчет количественных величин, массы и объема.

Более точным способом измерения считается использование измерительных приборов, которые определяют придонное и надпродуктовое давление, расчетами на основе полученных измерений получают массу топлива в резервуаре.

Но эти приборы также не имеют метрологического обеспечения, которое бы подтверждало точность измерения массы. Так как на приборы оказывают влияние внешние факторы, гидростатическое влияние, изменение внешних температур и других природных параметров в зависимости от смены сезона, суточных перемен, даже неравномерно распределенные солнечные лучи в течение дня имеют сильное влияние на показания приборов. В данном случае возникает погрешность значения объема еще до решения перейти на учет по единицам массы. Так как значение массы мы получаем через цифру объема путем расчета, ее точность не может быть выше.

При использовании ручного или полуручного способа приема продукта в единицах массы, есть возможность влиять на значение объема и плотности, из – за ее зависимости от температур. Такого рода учет в единицах массы не снижает потери по сравнению с учетом в единицах объема.

В измерительную систему не может входить резервуар, он предназначен только для хранения продукта, но так как нет альтернативы, он является участником процесса учета и измерения.

Почти все компании указывают в нормативных актах допустимую погрешность ±0,3 кг/ м³, но такое допущение реально только в лабораторных условиях. Фактически ни один рабочий инструмент не может дать такой точности.

Правильные данные средней плотности можно получить только прямым взвешиванием определенного объема на весах нужной точности.

Перегонка нефтепродуктов с нефтебазы на АЗС

Как правило, нефтебазы отгружают продукцию, прогоняя ее через установку учета АСН, в оборудовании которой имеются массомеры, измеряет объем, массу, дополнительная функция – определение плотности и температуры. Все величины указывают в товарно транспортной накладной. Установки измерения такого формата бывают нижнего, верхнего и комбинированного налива автоцистерн.

Контролируется точность измерения установки поверочным прибором УПМ-М 2000, который является вторичным эталоном, указанным в Государственной проверочной системе. К ним относятся мерники имеющие погрешность ±0,05%, устройства измерения веса – ±0,04%, температуры – ±0,1°С. Точность вычисления объема на основе единиц массы и плотности составляет ±0,3 кг/м³. Допущения рассчитаны на температурный диапазон -30°С до +40°С.

Поверочный прибор УПМ – М 2000 осуществляет поверку путем налива топлива, через все виды измерительных установок АСН, верхнего, нижнего, комбинированного налива.

Рассмотрим, как можно улучшить процесс учета передвижения топлива, и повысить точность измерений.

Можно сделать вывод, что на данный момент погрешность учета при отгрузке продукта с нефтебаз не превышает ±0,25%. Речь идет о единицах массы, измеряемых установками АСН – 15. Но погрешности во время прием и перемещения продукта за определенный период времени будут превышать данный интервал.

Инженеры предприятия АО “Промприбор” создали и внесли в Госреестры установку АСН – 15П, которая ведет измерение массы и объема автоматически при повагонном сливе топлива. Комплектация АСН – 15П имеет электронасос связанный с измерительной схемой и массомером. Через автоматизированную схему управления можно дистанционно контролировать процесс приемки. Установка АСН – 15П имеет на входе шарнирно-сочлененный трубопровод при помощи которого подсоединяется к Ж/Д цистерне. Выход установки подключен к коллекторам сбора, из которых топливо поступает в резервуар хранения.

Установка осуществляет прием и учет поступившей продукции без участия оператора, исключая потери, связанные с человеческим фактором.

Поверочный прибор УПМ-М 2000 осуществляет метрологическое обеспечение данных. Поверка происходит методом налива топлива в мерник через установку АСН-15П, топливо наполняется до номинальной отметки, после чего взвешивается. Данные прибора АСН -15П сравнивают с данными, полученными при поверке.

Установка АСН-15 помогает выполнить калибровку резервуаров по величинам массы и придонного давления.

Повагонный учет приема топлива и его налива при отгрузке установками АСН – 15, повышает точность реальных измерений. При движении по нефтебазе за определенный промежуток времени погрешность не выйдет за пределы ±0,25%, несмотря на температурные изменения в пределах установленных.

Фактическое значение остатков в фиксированный промежуток времени и расчет баланса дают возможность измерить значение придонного давления на основании координат масса – придонное давление, полученных путем калибровки.

Предлагаемый метод учета исключает присутствие человека в измерительном процессе.

Теперь резервуар выходит за пределы измерительно-учетной цепочки. Он может использоваться точно по назначению, хранение продукта, выполнятся любой формы и высоты. На основании калибровочных данных придонного давления и массы можно выполнить количественное измерение находящегося в резервуаре продукта. Нет необходимости производить замеры средней плотности и средней температуры в процессе движения нефтепродукта по базе.

Массомеры разных марок и типов прошли исследования, выявляющие метрологическую стабильность измерений в интервале изменения температур от -30°С до +40°С. В результате чего погрешность измерения массы не более ±0,25%. У всех импортных массомеров в данном температурном диапазоне погрешность измерения плотности превышает ±1 кг/м³. Притом для получения такой точности необходимо производить калибровку прибора в этом температурном интервале.

Учет нефтепродуктов на АЗС

Нефтяные компании АО «Калуганефтепродукт», АО «Орелнефтепродукт», АО «Самаранефтепродукт», АО «Брянскнефтепродукт», АО «Тамбовнефтепродукт» и другие на своих АЗС получают топливо, в сопровождающих документах на которое указано 4 величины: объем, средняя плотность, масса и температура.

Во время перемещения топлива в автоцистернах оно подвергается воздействию внешним факторам окружающей среды, особенно это ощутимо в периоды межсезонья, когда есть существенные и частые изменения атмосферных температур. Следовательно, температура, плотность и объем топлива также меняются, возникает необходимость выполнять замеры в каждой цистерне по факту получения топлива на АЗС или использовать параметры лабораторных условий при стандартной температуре 20°С.

На остатке резервуаров АЗС имеется топливо со своими значения величин, к нему доливают поступающую партию с другими параметрами. На выходе мы получаем продукт с третьми значениями величин объема, плотности и температуры. Количественный учет можно пересчитать на единицу массы, но по факту это ничего не дает и, как правило, учет движения топлива по АЗС производится в единицах объема.

Мы помним свойства нефтяных продуктов, которые являются основной причиной, когда масса продукта единицы объема в зимнее и летнее время совершенно разная. В результате можно сделать вывод, что использование массомеров и определение количества продукта в единицах массы на предыдущих этапах до поступления на АЗС совершенно бессмысленно.

Чтобы учет путем непосредственного измерения массы имел смысл, необходимо движение на АЗС и отпуск продукции покупателю выполнять в килограммах. Это реально сделать, используя на АЗС раздаточные колонки, оснащенные массомерами. К такому оборудованию относится экспериментальная модель колонки “Ливневка-М”, которая проходит тестирование в условиях эксплуатации.

Но существуют сложности связанные с использованием колонок АЗС, учитывающих топливо в единицах массы.
Закон Российской Федерации не предусматривает продажу топлива в килограммах, соответственно нет цены на 1 кг топлива. Следовательно, технически учет в единицах массы нефтепродуктов осуществим на всех этапах движения продукта, но на уровне законодательства продукт при розничной продаже не может измеряться в килограммах.

Если же, учитывая закон, использовать раздаточные колонки в которых будет учет и в литрах и в килограммах, в розницу продукт будет уходить в любом случае в единицах объема, что не дает нам желаемого результата и несет потери собственнику.


Мы надеемся, что нефтяные компании, осуществляющие розничную торговлю решат данный вопрос на уровне законодательства и 20-летний период перехода с учета в единицах объема на учет в единицах массы придет к завершению.

С уважением.

Генеральный директор АО “Промприбор” Николай Иванович КОБЫЛКИН

Моб. тел. 8-910-266-48-60

Контакты для связи:
Заместитель генерального директора Кирилл Викторович Рябов
Моб.: 8-991-410-17-15
E-mail: [email protected]