Основная составляющая нефти - это сложные соединения углеводородов, имеющих разную массу молекул. Как и у других углеводородных соединений, плотность, соответственно и объем нефти, сильно зависит от температуры. Данное свойство жидкости влияет на ее количественное измерение. Понимание проблемы пришло еще 20 лет назад, когда в России было принято решение перейти на измерение массы продукта в килограммах, а не в объемных единицах м?, дм? и литрах, количественные значения которых зависят от температуры. Измерение объема требует использование сложных расчетов с учетом коэффициентов. Такой способ приводит к огромным потерям, которые также связаны с человеческим фактором и недобросовестностью людей ведущих учет.
Решение, что учет в килограммах оптимальный вариант, привело к другому вопросу: как в реальности выполнить этот процесс? Производители России в свое время не смогли предоставить рынку измерительные приборы такого формата, массомеры.
В сложившейся ситуации возникла необходимость закупать оборудование из Америки и Европы. Иностранные производители активно удовлетворяли потребность российских нефтяных компаний. Переоборудование такого формата стало далеко не дешевым. Массомер с параметрами: диаметр 80 мм и пропускной скоростью 180 м?/ч стоит в пределах 1 200 000 рублей.
Сегодня предприятие AО “ ПРОМПРИБОР” и другие отечественные производители предлагают аналогичное оборудование в ценовом интервале от 600 000 до 900 000 рублей.
Приборы, ведущие измерение нефти в объемных единицах, находятся в ценовом промежутке от 200 000 до 250 000. Количество нефти рассчитывается путем приведения полученного объема к стандартно установленной температуре.
Если говорить о перевалке нефтепродуктов в Америке и странах Европы, то там ведется учет в объемных единицах измерения, используются галлоны, литры, баррели и кубические метры.
Разберем почему переход на измерение массы нефтепродуктов важен. Как измерительный процесс такого формата сказался на нефтебазах? Что нужно для полного переоборудования, ведь процесс не дешевый.
Крупные нефтяные компании такие, как ПАО "ЛУКОЙЛ", АО "Транснефтепродукт", ООО "ИК "Сибинтек", ПО "Белоруснефть", ПАО "ННК", АО "Сибур", ПАО "Башнефть", АО "Газпромнефть-Терминал", ПАО «Казаньоргсинтез», ПАО «Роснефть» после перехода на массовый учет будут экономить крупные суммы, переоборудование окупит себя в короткие сроки. Для этого необходимо закупить на нефтебазы компании и автозаправочные станции массомеры, подготовить оборудование для поверки, разработать новые инструкции по эксплуатации и предоставить методические материалы.
Сотни тысяч массомеров иностранного производства уже закуплено российскими компаниями. Результат переоборудования можно посмотреть на примере конкретной нефтебазы, которая получает нефтепродукты Ж/Д цистернами. Сделаем сравнительный анализ и оценим преимущества измерения продукта при помощи массомера.
Как проходит прием нефтепродуктов в железнодорожных цистернах
Определить общую массу или объем продукта сразу в поступившей цистерне невозможно, так как не существует измерительных приборов способных выполнить задачу.
Поэтому прием нефтепродуктов происходит по сопровождающим документам данными, которые регистрируют в журнал учета в соответствии с формой №13-НП, эти же данные идут в учет бухгалтерии. При получении цистерны вскрывают пломбы и выполняют замеры фактического уровня взлива в конкретный момент условий окружающей среды, получает не метрологические данные. Для определения примерного значения температуры и объема используют значение высоты взлива и таблицы вместимости цистерны. Для точности измерения производят анализ в лабораторных условиях. Для этого берется проба поступившей партии или с каждой цистерны, в лаборатории при стандартном значении температуры определяется плотность жидкости, которую рассчитывают на фактическую температуру и применяют значение ко всему объему поступившей партии.
Если в наличии есть прибор ПЛОТ 3Б - РУ, реально измерить переносным плотномером плотность и уровень взлива в текущих температурных условиях, после чего по имеющимся данным можно получить массу поступившего в цистерне продукта. Бывает, что делается пересчет плотности в фактической температуре по таблице, чтобы получить плотность продукта при стандартной температуре.
Количество продукта, полученное путем проведенных замеров и расчетов, может быть близко по значению к данным сопровождающей документации, а может и сильно отличаться. Причина большой разницы в цифрах заключаться в особенности способа учета при загрузке Ж/Д цистерн на нефтеперерабатывающем заводе. Наливной терминал завода может иметь массовый учет, или использовать расчетную систему по неутвержденным метрологическим величинам, вместимости цистерны и средней плотности продукта. Второй способ подразумевает примерное определение массы путем умножения объема продукта на его плотность при фактической температуре во время загрузки. Фактический объем цистерны не является метрологической величиной, в документах заносится как расчетное значение с допустимой погрешностью ±0,5%.
Не забываем, что погрешность есть и у плотномера, которая составляет ±0,3 кг/м? при значении t 20°С. В результате если взять в пример расчет со значениями V=60±0,3 м? и ?=725±0,3 кг/м?, то разлет показаний с учетом погрешности может быть со значения 43264,6 кг до 43735,6 кг. В итоге мы видим, что погрешность в расчете массы составляет более 1%.
Что же происходит на нефтебазе которая получила цистерну с продуктом и перекачала ее в свои резервуары. Во время слива уровень взлива в цистерне снижается, пустота замещается воздухом, в результате чего происходит испарение нефтепродукта, который частично оседает на стенках цистерны, увеличивая цифру потерь.
До загрузки в резервуаре делаются замеры остаточного топлива, уровень взлива и плотность, по калибровочной таблице резервуара определяется объем топлива. Масса рассчитывается по той же формуле путем умножения объема на плотность, получится значение при фактической температуре.
После перелива продукта из цистерны в резервуар делаются снова замеры, таким же способом определяется объем и средняя плотность, так как плотность поступившего продукта из цистерны отличается от той, что определена в резервуаре на остатке. В итоге все три значения плотности будут отличаться друг от друга.
Почти все процессы измерения и возможно расчетов проводятся оператором вручную, поэтому есть место ошибке и объективности. Результат измерений может быть искажен по ряду многих причин.
Существуют более современные приборы измерения и учета, которые автоматизированы и частично исключают влияние на результат человеческого фактора. Данный прибор измеряет давление придонное и над продуктовом, путем расчета можно определить массу продукта находящегося в резервуаре хранения.
При этом приборы определяющие давление находятся под постоянным воздействием внешних факторов, это гидростатическое давление, сезонные и суточные температурные изменения, сюда добавляется неравномерное действие солнечных лучей в течение дня. Такой учет не имеет метрологического подтверждения, плотность продукта постоянно изменяется под воздействием перечисленных выше внешних факторов. В данном случае погрешность учета также высока.
Так как нет возможности прямого измерения массы, учет в килограммах не может быть близок к точному из-за погрешностей в измерении объема и плотности, которые сильно зависят от температурных изменений. Точность можно получить только при прямом измерении массы, на которую не влияет температура.
Ручной и полуавтоматический способ приема продукции в килограммах, который имеется, дает возможность управлять объемом и плотностью с учетом разных температур, что в итоге не дает точнее результата, чем прием продукта по объему.
Также нельзя использовать резервуар как часть измерительного процесса, но это делалось, так как не было альтернативы, несмотря на то, что резервуар должен быть исключительно местом хранения.
Хоть и по нормативным документам подавляющего большинства компаний установлена погрешность ±0,3 кг/м? на любую температуру, это далеко от реальности. Такая точность измерения плотности возможна только в условиях лаборатории, где средняя плотность измеряется через точное взвешивание конкретного объема, на весах соответствующей точности.
Отгрузка нефтепродукта на АЗС с нефтебаз
На нефтебазах в основном отгрузка происходит через Измерительные установки типа АСН, оснащенную массомерами. Измерение происходит системой в кг и м?, также есть дополнительная возможность определить среднюю плотность при средней фактической температуре каждой партии. Полученные результаты измерения: масса, плотность, объем, температура заносятся в документацию ТТН. Такого рода установки учета подходят для верхнего, нижнего и комбинированного наполнения цистерн.
Проверку измерительных установок выполняют при помощи вторичных эталонов, это поверочные измерительные приборы УПМ-М 2000, в число которых входят мерники, имеющие погрешность ±0,05%, термометры определяющие температуру с точностью ±0,1°С, весовые измерители - ±0,04%. Все приборы включены в Государственную схему поверок. Погрешность при определении плотности при помощи массы и объема должна быть в пределах ±0,3 кг/м?. Нормы рассчитаны на температурные значения от -30°С до +40°С.
Установки АСН всех типов налива поверяют мерниками УПМ-М 2000.
Какие действия стоит предпринять для более совершенного учета
На сегодняшний день при отгрузке точность измерений и учета нефтепродукта установкой АСН любого типа не превышает пределы ±0,25%. Но прием этой же цистерны с учетом баланса движения за конкретный период может не соответствовать требуемой погрешности ±0,25%.
АО “Промприбор” внес в Госреестры установку АСН - 15П, разработанную специалистами предприятия. Приборы выполнены для учета топлива, его массы и объема при повагонном сливе, имеет автоматический учет объема и массы продукта. АСН - 15П оснащен массомером, электронасосом. Система позволяет принимать разные виды топлива, оператор управляет приемом дистанционно благодаря автоматической схеме управления. АСН подключается к цистерне при помощи шарнирно-сочлененного трубопровода, на выходе установлены сборные коллекторы, из которых продукт поступает в резервуар. Измерительная установка такого типа дает возможность принять и вести учет продукта без непосредственного участия человека.
При сливе топлива УПМ-М 2000 выполняет метрологический контроль работы установки налива АСН и других такого же типа. Через измерительное устройство АСН - 15П наполняют мерник до номинальной отметки, взвешивают и сравнивают данные.
АСН - 15 подходит для калибровки резервуаров, для более точного определения количество топлива в нем путем взаимодействия придонного давления и массы.
Установки повагонного учета во время приема и АСН, ведущие учет налива в цистерны, имеющие одинаковый метрологический контроль, обеспечат высокую точность учета движения топлива за отчетный период, которая фактически не будет превышать ±0,25%, при любом значении t. Имея точное значение остатков, расчет баланса дает возможность получить значение придонного давления при помощи калибровочной характеристики конкретного резервуара по координатам масса - придонное давление. Все процессы учета в данном предложении имеют метрологическое обеспечение и исключают ручное измерение и увеличение погрешности по вине исполнителя.
При наличии такого метода учета резервуар можно смело исключить из последовательности измерительного процесса. Теперь емкость для хранения топлива может быть любой формы и высоты. Количество топлива в резервуаре рассчитывается на основе данных измерителя массы поверенного с фиксированными значениями придонных давлений для любого значения интервала массы. При движении продукции по нефтебазе, имея такую систему учета, нет необходимости делать замеры плотности и температуры, а также вычислять среднее значение этих величин.
Массомеры всех марок показали стабильность измерения массы с точностью в допустимых пределах ±0,25% при любых изменениях температуры в диапазоне -30°С - +40°С. Импортные массомеры показали точность определения плотности, при таком же температурном промежутке, выходящую за допустимые значения ±1 кг/м?. Также исследования показали, что импортные массомеры для достижения таких параметров точности нуждаются в калибровке под конкретные температурные интервалы.
Движение нефтепродукта и учет на АЗС, продажа
На АЗС таких компаний, как АО «Калуганефтепродукт», АО «Орелнефтепродукт», АО «Самаранефтепродукт», АО «Брянскнефтепродукт», АО «Тамбовнефтепродукт» и не только, топливо приходит в автоцистернах. В сопровождающих документах указаны 4 величины - это масса, объем, средняя плотность и температура, при которой рассчитываются средняя плотность и объем. Значения параметров продукта при перемещении, особенно, когда не стабильна температура окружающей среды, что часто бывает в межсезонье, изменяются. Среднюю плотность и объем необходимо измерять в каждой цистерне отдельно, или использовать в расчете данные плотности для стандартного значения t - 20°С.
На АЗС в резервуаре есть остаток топлива, которое имеет свою среднюю температуру, плотность и объем, к существующему остатку добавляется поступившая партия топлива со своими параметрами. В результате в резервуаре АЗС образуется продукт с новыми третьими значениями величин, который через раздаточные колонки поступает к потребителю, измеряется объем, учет ведется в литрах. На АЗС мы имеем все данные, чтобы пересчитать количество продукта в кг и вести учет движения по АЗС в единице массы, но это не имеет смысла, поэтому на практике такие расчеты не ведутся, и по АЗС учет топлива ведется в объемных единицах.
Так как нефтепродукты меняют объем в зависимости от температурных изменений, то одинаковый объем летом и зимой имеет разные значения плотности и массы. В итоге можно сделать вывод, что учет продукта на предыдущих этапах при помощи непосредственного измерения массы массомерами бесполезен. Вся проделанная работа сводится к нулю.
Чтобы учет продукта в кг на предыдущих этапах имел смысл, необходимо, чтобы движение топлива по АЗС также учитывалось в единицах массы. Для этого нужно оборудование, которое оснащено приборами непосредственного измерения массы.
топливораздаточные колонки разработана для такого метода учета, измерительным прибором колонки является массомер, который ведет учет топлива в килограммах. На данный момент топливораздаточная колонка “ЛИВЕНКА - М” проходит тестирование и испытание в эксплуатации.
На данный момент времени есть некоторые сложности с установкой колонок такого типа на АЗС Российской федерации.
Нет закона, который бы разрешал розничную продажу топлива в килограммах и нет установленной цены за килограмм. Так как учет колонкой “ЛИВЕНКА - М” ведется в килограммах, продажа через нее окажется проблематичной.
Если реализовывать топливо в литрах, но с отображением массы, то теряется весь смысл вести учет в единицах массы. Так как масса единицы объема в разное время года меняется, собственнику будет не выгодно, переоборудование себя не оправдает.
Мы верим, что нефтяные компании смогут решить данный вопрос и наконец завершится 20-тилетний период перехода на новый, более выгодный метод учета топлива и на всех этапах передвижения продукт будет учитываться в килограммах, а не в единицах объема.
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: kr@prompribor.ru
