Наши решения

  • +7 (495) 221-18-12

    с 9:00 до 18:00 по будням
Главная Статьи Современные проблемы и перспективные направления обеспечения достоверного учета нефтепродуктов

Современные проблемы и перспективные направления обеспечения достоверного учета нефтепродуктов

Вопросы учёта и экономии энергетических ресурсов - нефти, нефтепродуктов, газа, тепловой и электрической энергии - являются во многом определяющими для нашей страны, особенно с учётом того, что энергоёмкость российской промышленности существенно превосходит аналогичный показатель развитых зарубежных стран. Процесс энергосбережения будет эффективен только при фактическом учёте энергоресурсов, обеспечить который могут только достоверные измерения при условии их единообразия.

В этих условиях учёт - это необходимое средство для защиты интересов Государства, интересов Потребителя, и защиты права собственников - права на цивилизованную форму разрешения споров о количестве нефтепродуктов при товарных операциях, т.е. на арбитраж.

С точки зрения интересов нефтяной Компании, по нашему мнению, учёт должен удовлетворять двум главным требованиям. Учёт должен обеспечить:
  • «прозрачность» потока нефтепродуктов для себя, с целью оптимизации управления;
  • защиту от законных претензий партнёров по рынку, потребителей и контрольных органов всех уровней.
Учёт и арбитраж базируются на наличии:
  • средств измерений, имеющих нормативную погрешность не только при выпуске с производства, но и в процессе эксплуатации;
  • нормативных документов, которые регламентируют нормы погрешности средств измерений, методики поверки средств измерений, нормы погрешности самих измерений и процедуры измерений (МИ), понятные правила принятия решений о недостачах и излишках;
  • достоверных нормативов технологических потерь нефтепродуктов и потерь от естественной убыли и правил их применения при учётных операциях.

Критерием оценки достоверности учётных операций с нефтепродуктами на НПЗ, нефтебазах и АЗС служит величина небаланса по результатам инвентаризации за месяц.   

Достаточным условием сведения баланса, как правило, является выражение:

     (1)

где: ∆М – фактическая величина небаланса по результатам инвентаризации;
∆mдоп – допустимое расхождение между массой книжных остатков нефтепродуктов (остатков по бухгалтерскому учету) МКН и измеренной массой остатков в резервуаре МР на момент сведения материального баланса, кг, определяемое по формуле:

    (2)

где - относительная погрешность измерения массы остатка нефтепродукта в резервуаре, %, определяемая по ГОСТР 8.595-2004г.

Масса книжного остатка нефтепродуктов МКН на момент сведения баланса по нефтепродуктам рассчитывается по формуле:

     (3)

где:   
MОНП - масса остатка нефтепродукта на начало периода сведения баланса, кг;
М ПР - масса нефтепродукта, поступившего за период сведения баланса, кг;
М о - масса нефтепродукта, реализованного за период сведения баланса, кг;

М ПР ТП - масса технологических потерь и естественной убыли нефтепродукта, начисленная в течение периода, за который сводится материальный баланс, кг.

Практика показывает, что фактическая величина небаланса может превышать 10%. Основными факторами, влияющими на величину небаланса, как показывает анализ выражений 1-3 и подтверждает практика, являются величина погрешности измерений массы при приёме, отпуске и снятии остатков в резервуарах, расчет суммарной погрешности по формуле ГОСТ ГОСТР 8.595-2004г. и достоверность нормативов технологических потерь нефтепродуктов, а так же правильность их применения.

Подходы к оценке погрешности при сведении материального баланса будут представлены на нашем сайте в следующих статьях.

На вопросах нормирования и применения технологических потерь необходимо остановиться более глубоко, поскольку данный аспект является новым для нефтебаз и АЗС после выхода приказов Минэнерго от 13 августа 2009 года №364 и от 1 ноября 2010 года №527/236  об утверждении норм естественной убыли нефтепродуктов при хранении и перевозке.

Следует отметить, что в соответствии с Налоговым кодексом РФ, существует два вида потерь нефтепродуктов - потери от естественной убыли при транспортировке и хранении и технологические потери при производстве и транспортировке. Установление норм естественной убыли нефтепродуктов относится к компетенции Правительства Российской Федерации. Установление норм технологических потерь относится к компетенции юридических лиц, осуществляющих деятельность с нефтепродуктами. В 2009 году вышли новые нормы естественной убыли при хранении нефтепродуктов, а в 2010 нормы естественной убыли при перевозке нефтепродуктов. Объявленные приказами Минэнерго РФ данные нормы частично отменили действие постановление Госснаба СССР от 26.03.1986 г. №40 «Об утверждении норм естественной убыли нефтепродуктов при приёме, хранении, отпуске и транспортировании», чем внесли больше противоречий в действующее законодательство. Указанные документы допускают лишь убыль при хранении и перевозке нефтепродуктов различными видами транспорта. Что же касается операций приёма и отпуска нефтепродуктов, как составной части процесса транспортировки, то для них нормы естественной убыли остались в постановлении Госснаба СССР от 26.03.1986 г. №40, в то время как в разъяснениях Минэнерго они относятся к технологическим потерям и должны нормироваться юридическими лицами, осуществляющими деятельность с нефтепродуктами. Но нигде не определено, как нормировать эти технологические потери и по каким методикам их рассчитывать.

В методических рекомендациях по применению главы 25 «Налог на прибыль организаций» части второй Налогового кодекса Российской Федерации, утвержденных приказом МНС России от 20.12.02 г. № БГ-3-02/729 (в ред. от 27.10.03 г.), разъясняется, что технологические потери возникают в процессе производства и (или) при транспортировке и обусловлены эксплуатационными (техническими) характеристиками оборудования, используемого при производстве и транспортировке товаров. Таким образом, технологические потери возникают в силу особенностей применяемых технологий.

В процессе транспортировки продуктов переработки нефти могут возникать как технологические потери, так и естественная убыль. Чтобы установить вид потерь, необходимо определить причину их возникновения. Так, если потери вызваны изменением физико-химических свойств, например испарением, данные потери следует учитывать как естественную убыль. Если же в результате потерь физико-химические свойства не изменяются, такие потери следует классифицировать как технологические. Например, при перевозке дизельного топлива  автомобильным транспортом часть его остается на стенках цистерны. Его физико-химические свойства не изменяются, на стенках цистерны остаётся то же самое топливо, поэтому данные потери следует учитывать как технологические.
С учётом анализа нормативных документов и источников информации, приведённых в настоящем отчёте, классификацию потерь нефтепродуктов для нефтебаз и АЗК (АЗС) целесообразно проводить по следующим критериям:
  1. По видам потерь
  2. По источникам возникновения
  3. По видам технологических процессов
По видам и источникам возникновения классификация потерь представлена на рисунке 1.

                                                                  Рис.1 Классификация потерь нефтепродуктов

При классификации безвозвратных технологических потерь по видам технологических процессов и связанных с ними продуктов (таблицы 1,2) за основу приняты типовые для НПЗ, нефтебаз (НБ) и АЗК (АЗС) технологические (бизнес) процессы.  

Представленная в таблицах 1,2 классификация наиболее полно отражает виды безвозвратных технологических потерь на НПЗ, НБ и АЗС, которые могут быть использованы при сведении материального баланса. Потери от погрешности измерений не относятся к категории технологических.

Потери от погрешности (неопределенности) измерений не могут быть нормированы для НПЗ, НБ и АЗС аналогично другим видам потерь, поскольку погрешность является случайной величиной и может зависеть от большого числа переменных во времени факторов.

Наряду с этим данный вид потерь целесообразно классифицировать и определять в течении межинвентаризационного периода, что позволит:
  • уменьшить недостоверность оценки массы при сведении материального баланса и определении фактических потерь на НБ и АЗС, особенно при наличии систематической составляющей погрешности;
  • предъявлять обоснованные претензии к поставщикам нефтепродуктов;
  • сократить риски хищений нефти и нефтепродуктов.

В настоящее время  классификации потерь от погрешности (неопределенности) измерений применительно к целям НПЗ, НБ и АЗС и методик их определения не существует.

В тоже время, при наличии систематической составляющей погрешности измерений массы нефтепродуктов при приёме на нефтебазах и АЗС и отпуске в автотранспорт на НБ и АЗС, потери могут быть фактическими и безвозвратными. Данный вид потерь может быть учтён при составлении договоров поставок и отражен в МИ, аттестованной в соответствии с ГОСТ Р8.563-2009г.

Таблица 1- Классификация безвозвратных технологических потерь нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС по видам технологических процессов.

 
 
 
 
 
 
 
 
-
 
Таблица 2 - Классификация безвозвратных потерь по видам технологических процессов для НПЗ
+ потери существуют и могут  нормироваться;
– потери не существуют и не нормируются;

± потери могут существовать.

С учётом представленной классификации основными методиками для нормирования технологических потерь нефтепродуктов для НБ и АЗС являются:
  1. Методики определения потерь при приёме в резервуары;
  2. Методики определения потерь при  отпуске в транспортные средства;
  3. Методики определения потерь при дренировании резервуаров с нефтью и нефтепродуктам на нефтебазах;
  4. Методики определения технологических потерь от не плотности оборудования;
  5. Методики определения технологических потерь при зачистке резервуаров;
  6. Методики определения технологических потерь при  приёме из транспортных средств от неполного слива;
  7. Методики определения технологических потерь от погрешности измерений.

В настоящее время методик определения потерь при дренировании резервуаров с нефтью и нефтепродуктам на нефтебазах и от погрешности (неопределенности) измерений не существует.

Существующие методики определения технологических потерь от не плотности оборудования, технологических потерь при зачистке резервуаров не в полной мере учитывают все процессы, происходящие во время технологических операций (например, потери при вентиляции газового пространства и др.) и из практики дают завышенные на 20-30% результаты.

В общей сумме потерь более 70% составляют испарения нефтепродуктов с высоким давлением насыщенных паров при их транспортировании, хранении и различных операциях, связанных с опорожнением и наполнением ёмкостей.

В связи с указанным выше, необходимо рассматривать методические подходы к методикам 1,2,4, существующие в сфере экологического нормирования за выбросами продуктов переработки нефти, нефтепродуктов и существующие методики определения норм естественной убыли нефтепродуктов в сфере их учёта.

С целью определения размера платы за пользование природными ресурсами, государственным комитетом Российской Федерации по охране окружающей среды введена методика расчёта выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, утверждённая приказом № 199 Государственного комитета Российской Федерации по охране окружающей среды от 1998 г. Данная методика устанавливает порядок определения выбросов загрязняющих веществ из резервуаров для хранения нефтепродуктов расчётным методом. Полученные результаты используются при учёте и нормировании выбросов загрязняющих веществ. Для целей учёта нефтепродуктов применяются в настоящее время, как было описано выше, нормы естественной убыли нефтепродуктов введенные в действие постановлением Госснаба СССР №40-86г. и РД 153-394-033-98.

Нормы, полученные по указанному постановлению, являются предельными, то есть в случае удовлетворительной работы дыхательной арматуры, герметичности резервуара и при отсутствии случаев несанкционированного забора нефтепродукта из резервуара данные нормы не могут превышаться. При сопоставлении значений выбросов нефтепродуктов из резервуара, полученных по упомянутым методикам, обнаруживается их значительное расхождение, показанное на рисунке 2. Данные получены для второй климатической зоны в осенне-зимний период. Анализ приведённых графиков, показывает, что расхождение рассчитанных значений значительно возрастает при увеличении оборачиваемости резервуара. Это характерно и для автозаправочных станций, не оборудованных системами улавливания паров из топливных баков автомобилей.

Рисунок 2 – Нормативы потерь нефтепродуктов из стационарных резервуаров, рассчитанные по разным методикам

     Известные методы определения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения подразделяются на прямые и косвенные.

     К прямым методам относятся методы непосредственного измерения или расчёта объёма (массы) паров углеводородов, вытесняемых из ёмкости в процессе сливо-наливных операций или хранения нефти и нефтепродуктов. Достоинством прямых методов является достаточно хорошая точность измерений, а недостатком - трудоёмкость проведения измерений в промышленных условиях на действующих установках, резервуарах.

В первом случае фактические потери нефтепродуктов определяют по количеству паров нефтепродуктов, выходящих из резервуара при дыханиях, или сравнивают результаты измерений показателей количества и качества нефтепродуктов до и после хранения.

Например, было установлено, что суточные выбросы паров бензина в летнее время в типовом резервуаре ёмкостью 5000 м.куб. в среднем составляют: от «малого дыхания» – 105 кг, от «большого дыхания» – 0,56 кг/м.куб.при наливе и 0,1 кг/м.куб. при сливе. К недостаткам следует отнести конструктивные недостатки отдельных типов счётчиков, а именно – для камерных, низкая чувствительность; для тахометрических, сложность эксплуатации при низких температурах и другие. Кроме того, как недостаток следует отметить, использование в измерительной зависимости постоянного значения объёмной концентрации паров для всего периода измерения, а также сложность считывания показаний приборов.

Сравнение результатов измерения количества нефтепродуктов в резервуарах до и после хранения также позволяет выявить величину выбросов паров нефтепродуктов. Этот метод распространён, так как измерение количества хранящихся нефтепродуктов на нефтебазах и складах проводится после каждой опера­ции и при снятии фактических остатков. Однако погрешность средств измерения применяемых при реализации данного метода, не позволяет фиксировать малые расходы, так при возрастании уровня продукта на10(минус 3-ей степени)м. для РВС-1000 (диаметр 14,66 м) объём паров нефтепродукта вышедших из газового пространства может составить около 0,167 м.куб. (167 л), в пересчёте на массу – 0,187 кг.

Кроме того, погрешность определения выбросов паров нефтепродуктов зависит от точ­ности применяемых приборов и промежутка времени между исход­ными и последующими измерениями. С увеличением срока хранения нефтепродукта точность определения величины выбросов повышается. Однако в этом случае не удается определить причины выбросов и тем самым затрудняется их нормирование.

При использовании расчётных методов резервуар с нефтепродуктами рассматривается как замкнутая система, в которой за счёт измерения одних показателей, прогнозируется изменение других. Так величина выбросов паров из резервуаров, сообщающихся с атмосферой через дыхательные клапаны, может определяться по различным методикам, которые применимы для определённых ситуаций (расчёт потерь от «малых», «больших дыханий»), либо использующие средние значения некоторых параметров входящих в результирующие зависимости.

Полученные по указанным методикам результаты, используются при учёте и нормировании выбросов загрязняющих веществ от источников предприятий, технологические процессы которых связаны с хранением нефтепродуктов в резервуарах различных типов, а также в экспертных оценках для определения экологических характеристик подобного оборудования.

Использование расчётных методов при определении потерь от «малых дыханий» приводит к весьма приблизительным результатам (погрешность до 50-100%), так как малые дыхания длительны и в этот период происходят значительные изменения температуры, как нефтепродукта, так и окружающей среды, также наблюдаются перепады атмосферного давления. Поэтому для получения более точных результатов измерительная аппаратура должна обобщать большое количество исходных данных о состоянии нефтепродукта, окружающей среды и других параметров, полученных с малой дискретностью в течение длительного времени, что характерно для методов, основанных на непосредственных измерениях параметров.

     Таким образом, учитывая совокупность изложенного выше, необходимо разработать новые методики  определения технологических потерь, учитывающие все основные факторы, и основанные на расчётно-экспериментальных методах с применением современных средств измерений.

Для решения подобных задач компания «КИПЭНЕРГО» предлагает измерительные установки «АТ» предназначенные для коммерческого учета нефтепродуктов в единицах массы / объема.

Также в комплекс мер по обеспечению достоверного учета нефтепродуктов входят услуги в сфере учетных операций с нефтью и нефтепродуктами, которые уже показали свои результаты в наших проектах.

Яндекс.Метрика