Способ автоматизированного учета и сведения товарного баланса нефтепродуктов на нефтебазах и азс. Товарный баланс нефти


Способ автоматизированного учета и сведения товарного баланса нефтепродуктов на нефтебазах и азс

Перед поступлением новой дозы нефтепродуктов в емкость хранения совместно с плотностью остатка нефтепродукта в резервуаре замеряют уровень и на основе градуировочной характеристики резервуара вычисляют объем нефтепродукта и его массу. Заносят эту массу в память ЭВМ, сравнивают с документальной массой нефтепродукта, находящегося на этот момент в резервуаре по бухгалтерским книжным остаткам, и вычисляют величину дебаланса между ними с определением знака дебаланса. Осуществляют прием новой дозы нефтепродуктов в резервуар. Если прием осуществляется с помощью массового расходомера, то в зависимости от величины и знака дебаланса проводится корректировка принимаемой массы нефтепродуктов за счет увеличения или уменьшения значения фактических измерений объема и плотности так, чтобы величина дебаланса находилась в допустимых пределах. В случае приема новой дозы по массе только в соответствии с товарно-транспортной накладной, определяют суммарную массу нефтепродукта, находящегося на этот момент в резервуаре с учетом накладной. Заносят эту массу в память ЭВМ и сравнивают с документальной массой нефтепродукта, находящегося в резервуаре по бухгалтерским книжным остаткам. Затем вычисляют величину дебаланса между ними с определением знака дебаланса и проводят корректировку отпускаемых доз нефтепродуктов так, чтобы величина дебаланса стремилась к совпадению. Изобретение повышает точность учета товарной массы нефтепродуктов за счет устранения накапливающихся погрешностей, что позволяет выявить несанкционированный отбор.

 

Изобретение относится к автоматизированному учету поступающей товарной массы и сведению товарного баланса между отпуском нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС непрерывно в режиме реально текущего времени.

Известен способ автоматизированного учета и сведения товарного баланса нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС, при котором заливают новую порцию нефтепродукта в резервуар с остатками нефтепродукта для его хранения, замеряют исходные значения плотности и температуры нефтепродукта в резервуаре на момент его заливки и фиксируют их в электронном вычислителе как постоянные, а также вводят в него значение плотности нефтепродукта при стандартной температуре, вычисляют массовый расход нефтепродукта, а в процессе отпуска нефтепродукта измеряют текущие значения температуры отпускаемого нефтепродукта и электрические импульсы объемного счетчика, соответствующие постоянным объемным дозам текущего расхода нефтепродукта, корректируют путем приведения к стандартной температуре, а затем суммируют эти импульсы и после этого выводят всю информацию на индикацию, архивируют эти данные, привязывают их к дате и времени и выводят по необходимости, на устройство считывания (См. описание к патенту RU №2199091, приор. 06.12.2000 г., опубл. 20.02.2003., бюл. №5.) Недостаток этого способа состоит в невозможности учета расхода заданного объема нефтепродукта при стандартной температуре по соответствующей ему массе, независимой от изменяющейся температуры и плотности нефтепродукта при его отпуске.

Известен, принятый за прототип, способ автоматизированного учета и сведения товарного баланса нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС, при котором заливают новую порцию нефтепродукта в резервуар для его хранения, замеряют исходные значения плотности и температуры нефтепродукта в резервуаре на момент его заливки и фиксируют их в ЭВМ как постоянные, а также вводят в него значение плотности нефтепродукта при стандартной температуре, вычисляют массовый расход нефтепродукта, а в процессе отпуска нефтепродукта измеряют текущие значения температуры отпускаемого нефтепродукта и электрические импульсы объемного счетчика, соответствующие постоянным объемным дозам текущего расхода нефтепродукта, корректируют путем приведения к стандартной температуре, а затем суммируют эти импульсы и после этого выводят всю информацию на индикацию, архивируют эти данные, привязывают их к дате и времени и выводят по необходимости, на устройство считывания, при этом массовый расход нефтепродукта вычисляют умножением величины заданного объема отпускаемого нефтепродукта на величину введенной средней стандартной плотности этого нефтепродукта, принимая его за расчетный массовый расход нефтепродукта с потребителем при стандартной температуре, и вводят его значение как постоянное в блок памяти ЭВМ, а затем вычисляют и вносят в ЭВМ значение полного объемного расхода нефтепродукта, отпускаемого из резервуара, путем деления величины массового расхода нефтепродукта на величину значения плотности нефтепродукта в резервуаре после его слива, после чего рассчитывают и вносят в ЭВМ значение полного объемного расхода отпускаемого из резервуара расхода нефтепродукта, приведенного к стандартной температуре, путем произведения величины полного объемного расхода нефтепродукта, отпускаемого из резервуара при исходной температуре, на бином объемного расширения нефтепродукта с учетом перепада температур, переводят его в электрические импульсы, каждый из которых соответствует одной мгновенной дозе объема нефтепродукта, отпускаемого через импульсный объемный счетчик, а при отпуске нефтепродукта каждую мгновенную дозу постоянного объема расхода нефтепродукта, проходящего через объемный счетчик и выраженную в импульсах, приводят к выраженной в импульсах дозе объема текущего расхода топлива при стандартной температуре путем умножения количества текущих импульсов на обратную величину бинома объемного расширения нефтепродукта, после чего импульсы суммируют, а затем эту сумму сравнивают с суммой импульсов при стандартной температуре, и при их совпадении отключают подачу нефтепродукта потребителю, при этом вводимое в ЭВМ значение плотности нефтепродукта при стандартной температуре выбирают соответствующим среднему стандартному значению плотности из диапазона его плотностей при стандартной температуре 15°С, принятому за условно-постоянную плотность, и сравнимому с массой нефтепродукта, содержащейся в единице его объема, условно принятого за «литр постоянного веса» и являющегося расчетной единицей с потребителем за единицу объема отпущенного нефтепродукта. (См. описание к патенту RU №2241210, опубликованное 27.11.2004, бюл. №33.)

Данный способ обеспечивает точный учет расхода заданного объема нефтепродукта при стандартной температуре по соответствующей ему массе, независимой от изменяющейся температуры и плотности нефтепродукта при его отпуске. Но этот способ автоматизированного учета и сведения баланса нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС не учитывает в своем расчете данные бухгалтерии фактического учета и документального учета по накладным при поступлении, хранении и отпуске нефтепродуктов.

Информация с автоматизированных средств измерений резервуаров после проведения технологических операций приема и отпуска нефтепродуктов поступает в бухгалтерию либо в конце смены, либо в конце месяца. Поэтому в бухгалтерии на основе фактических и документальных остатков появляется величина дебаланса, которая вычисляется как разность между фактической массой нефтепродуктов Мф и документальной массой Мд, находящейся в данный момент в резервуарах. При этом пределы относительной погрешности измерений δ должны быть не более 0,5%, т.е. |Мф-Мд|<0,5%, по формуле Мф-Мд=δ (3). Если Мф-Мд>-0,5%, то ответственность за недостачу ложится на материально ответственное лицо, если Мф-Мд>+0,5%, то излишки приходуются в пользу предприятия.

Кроме этого недостатком данного способа является низкая эффективность, вызванная тем, что решения о величине дебаланса, связанного с накоплением систематической составляющей погрешности, принимаются не в динамике, а через достаточно большой промежуток времени, т.е. происходит накопление систематической составляющей погрешности, которая приводит к выходу величины дебаланса за пределы допуска δ>±0,5%. Иными словами, данный способ не исключает полностью ни случайную составляющую, ни, что самое главное, систематическую составляющую погрешности отпуска нефтепродуктов, что в конечном результате приведет, на конкретном временном интервале, к плюсовому или минусовому недопустимому по величине дебалансу δ между фактической массой нефтепродуктов в резервуаре Мф на данный момент и книжными остатками массы нефтепродуктов в резервуаре на этот же данный момент по бухгалтерскому учету Мд по формуле Мф-Мд=δ (3).

Способ не позволяет в реальной ситуации, при одновременном поступлении в резервуар и отпуске из резервуара с учетом хранения, снять расхождение между остатками нефтепродукта по документам и фактическими остатками нефтепродукта бухгалтерского учета с последующим расчетом расхождения между остатками по документам и фактическими остатками для их автоматической корректировки-выравнивания, в соответствии с разрешенным допуском, непрерывно в режиме реально текущего времени, которые непрерывно попадают в бухгалтерские документы и становятся «истинными» величинами. Кроме этого не позволяет подать сигнал об утечке жидкого вещества в результате технической неисправности и т.п. и заблокировать операции системы и тем самым избежать, таким образом, нежелательных потерь учитываемого вещества.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение точности измерения нефтепродуктов по массе, исключение субъективных ошибок, появляющихся от влияния человеческого фактора и автоматизированное сведение баланса между бухгалтерскими (книжными) и фактическими данными остатка товарной массы вещества в емкостях хранения.

Ожидаемый технический результат заключается в непрерывной текущей автоматической минимизации дебаланса товарной массы нефтепродуктов между бухгалтерскими (книжными) и фактическими данными остатка товарной массы вещества в емкостях хранения и возможности с высокой точностью выравнять данные средств измерения и бухгалтерского учета, т.е. свести баланс между реальными и зафиксированными данными по бухгалтерским документам. В случае необходимости заблокировать операции системы при хищениях и утечке учитываемого вещества. Обеспечить автоматическую корректировку выравнивания, в соответствии с разрешенным допуском, непрерывно в режиме реально текущего времени.

Это достигается тем, что способе автоматизированного учета и сведения товарного баланса нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС, при котором заливают новую порцию нефтепродукта в резервуар для его хранения, замеряют исходные значения плотности нефтепродукта в резервуаре на момент его заливки и фиксируют их в ЭВМ, а также вводят текущие значения плотности нефтепродукта, а в процессе отпуска нефтепродукта измеряют текущие значения расхода нефтепродукта, корректируя его, а затем вносят в ЭВМ расход отпускаемого из резервуара нефтепродукта, дополнительно перед поступлением новой дозы нефтепродуктов в резервуар совместно с плотностью находящегося на этот момент нефтепродукта в резервуаре замеряют уровень и затем на основе градуировочной характеристики резервуара вычисляют объем нефтепродукта, а затем и его массу, которую заносят в память ЭВМ и сравнивают ее при помощи ЭВМ с документальной массой нефтепродукта, находящегося на этот момент в резервуаре по бухгалтерским книжным остаткам и в ЭВМ, вычисляют величину дебаланса между ними с определением знака дебаланса, а затем осуществляют прием новой дозы нефтепродуктов в резервуар, и если прием новой дозы нефтепродуктов в резервуар осуществляется с помощью физических средств измерений, то в зависимости от величины и знака дебаланса проводится корректировка принимаемой массы нефтепродуктов за счет увеличения или уменьшения значений фактических измерений объема и плотности таким образом, чтобы величина дебаланса находилась в допустимых пределах, а если прием новой дозы нефтепродуктов в резервуар осуществляется только в соответствии с массой нефтепродуктов, указанной в товарно-транспортной накладной, то определяется суммарный объем массы нефтепродукта, находящегося на этот момент в резервуаре с учетом товарно-транспортной накладной. Эти данные заносят в память ЭВМ и сравнивают их с документальной массой нефтепродукта, находящегося на этот момент в резервуаре по бухгалтерским книжным остаткам, затем вычисляют величину дебаланса между ними с определением знака дебаланса и проводят корректировку отпускаемых доз нефтепродуктов через автоматизированный стояк налива (АСН) на нефтебазах или через топливораздаточные колонки (ТРК) на автозаправочных станциях (АЗС) таким образом, чтобы величина дебаланса фактической товарной массы нефтепродуктов в резервуаре и отпущенной товарной массы нефтепродуктов, отраженной в бухгалтерских документах, стремилась к совпадению.

Заявляемый способ автоматизированного учета и сведения товарного баланса нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС осуществляется следующим образом. Перед поступлением новой дозы нефтепродуктов в резервуар для его хранения и отпуска, предварительно замеряют уровень h и плотность ρ находящегося на этот момент нефтепродукта в резервуаре и затем на основе градуировочной характеристики резервуара вычисляют объем нефтепродукта по формуле V=f(h) (1), а затем и его массу по формуле Мнпр=ρV (2). Масса остатка нефтепродуктов, находящихся в резервуаре Мнпр.ост, будет равна ρост Vост. Вычисленную массу Мнпр.ост заносят в память ЭВМ и сравнивают ее с документальной массой Мд.ост, т.е. с массой нефтепродукта, находящегося на этот момент в резервуаре, по бухгалтерским книжным остаткам и в ЭВМ. Вычисляют величину дебаланса между Мнпр.ост и Мд.ост, который не должен по ГОСТ превышать фиксированной в определенных пределах величины δ=±0,5%, а также определяют знак дебаланса плюс или минус. Для остатка нефтепродуктов, находящихся на этот момент в резервуаре, величину и знак дебаланса определяют по формуле Мнпр.ост - Мд.ост=δост. При этом значение δост должно быть равным ±0,5%. Этим простым вычислением определяется разница между остатками нефтепродуктов в резервуаре по данным измерения, т.е. фактической массой, находящейся на данной момент в резервуаре Мф перед поступлением новой дозы нефтепродуктов, и массой Мд нефтепродуктов в резервуаре на данный момент по документальным данным, отраженной в бухгалтерских документах. И затем по формуле Мф-Мд=δ (3) определяют величину и знак дебаланса, где:

Мф - фактическая масса нефтепродуктов, находящихся на данной момент измерения в резервуаре, полученная средствами измерения в кг;

Мд - масса нефтепродуктов, находящихся на данный момент измерения в резервуаре по документам, отраженная в бухгалтерских документах в кг;

δ - разница между фактической массой нефтепродуктов, находящихся на данной момент измерения в резервуаре, полученной средствами измерения, и массой нефтепродуктов, находящихся на данный момент измерения в резервуаре по документам, отраженной в бухгалтерских документах, т.е. величина дебаланса в кг. Величина дебаланса может быть как положительной со знаком плюс, так и отрицательной со знаком минус.

Затем осуществляют прием новой дозы нефтепродуктов в резервуар. Если прием новой дозы нефтепродуктов в резервуар осуществляется с помощью физических средств измерения, например с помощью динамического узла учета, установленного на входной трубе резервуара, то в зависимости от величины и знака дебаланса проводится корректировка принимаемой массы нефтепродуктов Мфп при увеличении или уменьшении значений фактических измерений объема Vп и плотности ρп таким образом, чтобы величина дебаланса находилась в пределах величины δп ± 0,5%. Если же прием новой дозы нефтепродуктов в резервуар осуществляется только в соответствии с массой нефтепродуктов Мп, указанной в товарно-транспортной накладной, то корректировка принимаемой массы нефтепродуктов Мп не проводится и в память ЭВМ и в бухгалтерию заносятся данные в соответствии с массой нефтепродуктов Мп, указанной в товарно-транспортной накладной, т.е. Мфп=Мдп=Мп. При этом при после поступления в резервуар новой дозы нефтепродуктов в ЭВМ записывается фактическое суммарное значение массы Мфс нефтепродуктов, полученной на основе результатов измерений в резервуаре hфс и ρфс по формуле (1), а также значение массы, зафиксированной в бухгалтерских документах Мдс. При этом Мфс рассчитывается по формуле (2) и равно = ρcVc, а значение массы, зафиксированной в бухгалтерских документах Мдс, рассчитывается как сумма Мд.ост+Мдп. Снова вычисляется величина и знак дебаланса для суммарного количества находящихся в резервуаре нефтепродуктов - то, что было плюс новая доза по формуле (3) Мфс-Мдс=δс. В зависимости от величины и знака дебаланса δс проводится корректировка по массе, в пределах ±0,5%, результатов измерения отпускаемых доз нефтепродуктов через автоматизированный стояк налива (АСН) на нефтебазах или через топливораздаточные колонки (ТРК) на автозаправочных станциях (АЗС). Т.е. результаты фактических измерений каждой отпущенной массы нефтепродуктов поступающие с АСН или ТРК в ЭВМ корректируются в пределах δотп=±0,5%. И эти откорректированные измерения Мф.отп заносятся в товарно-транспортную накладную отпущенной массы нефтепродуктов. Т.е. ЭВМ постоянно корректирует в разрешенных ГОСТом пределах показания средств измерений таким образом, чтобы величина дебаланса фактической товарной массы нефтепродуктов в резервуаре и отпущенной товарной массы нефтепродуктов, отраженной в бухгалтерских документах стремилась к совпадению и в идеальном случае к нулю. Мф-Мд=δ→0.

Данный способ на конкретном примере осуществляется следующим образом. В резервуаре на момент приема новой порции нефтепродуктов находилось по документам бухгалтерии 100000 кг, т.е. Мд=Мд.ост=100000 кг, которые занесены в ЭВМ. В конкретном случае в качестве ЭВМ использовался персональный компьютер. Замеряем уровень h и плотность ρ находящегося на этот момент нефтепродукта в резервуаре и затем на основе градуировочной характеристики резервуара вычисляем объем нефтепродукта по формуле V=f(h) (1), а затем и его массу по формуле Мф=Мнпр=ρV (2). Результаты замеров и вычислений определили, что фактическая масса остатка нефтепродуктов, находящихся в резервуаре, составляет Мф=Мнпр.ост=ρостVост.=100200 кг. Тогда ЭВМ проводит вычисление дебаланса по формуле Мф-Мд=δ, т.е. 100200 кг - 100000 кг = 200 кг. Таким образом, величина дебаланса по остатку составляет 200 кг со знаком плюс. Т.е. δо=200 кг.

Затем осуществляем прием новой дозы нефтепродуктов в резервуар, который, как правило, в зависимости от технологии приемки, завершается оформлением приема поступившей массы нефтепродуктов Мд=Мдп с оформлением бухгалтерских документов двумя вариантами. Первый вариант - поступление и прием осуществляется по товарно-транспортной накладной и тогда Мд=Мдп. Второй вариант - новая доза поступает в резервуар через динамический узел учета, например, массовый расходомер, т.е. с применением фактических измерений массы Мф=Мфп и последующим оформлением бухгалтерских документов поступившей массы нефтепродуктов Мд=Мдп, которая, затем используется в бухгалтерских операциях.

Рассмотрим первый вариант, когда поступление и прием осуществляется по товарно-транспортной накладной, когда Мд=Мдп, а измерение фактических масс Мф=Мфп не осуществлялось. В этом случае Мдп=Мфп, а δп=0. Идеальный вариант по документам. А какое состояние может быть на самом деле, рассмотрим ниже.

Как мы установили на момент приема новой порции в резервуаре находилось по документам бухгалтерии Мд=Мд.ост=100000 кг, а фактическая масса остатка нефтепродуктов, находящихся в резервуаре, составляла Мф=Мнпр.ост=ρостVост.=100200 кг.

Допустим, что в резервуар по товарно-транспортной накладной поступило Мдп=500000 кг. Таким образом суммарное значение массы нефтепродуктов в резервуаре по документам бухгалтерии стало Мдр=Мд.ост+Мдп=(100000+500000)=600000 кг.

Однако фактические измерения в резервуаре показали, что фактическое суммарное значение массы нефтепродуктов в резервуаре Мфс=599 700 кг.

По формуле (3) вычисляется величина и знак дебаланса для суммарного количества находящихся в резервуаре нефтепродуктов Мфс-Мдс=δс, т.е. Мфс-Мдр(599700-600000) кг = -300 кг = δс. Таким образом возникла отрицательная величина дебаланса.

По ГОСТ Р8.595.2004 абсолютная величина дебаланса не должна превышать значение ±0,5% от документальной бухгалтерской массы Мдр, что соответствует ± 3000 кг от 600000 кг. Полученная величина дебаланса δс=-300 кг заносится в ЭВМ, и она будет уменьшаться при отпуске товарной массы нефтепродуктов из резервуара таким образом, чтобы величина дебаланса фактической товарной массы нефтепродуктов в резервуаре и товарной массы нефтепродуктов, отраженной в бухгалтерских документах, при отпуске продукции стремилась к совпадению и в идеальном случае к нулю, т.е.

Мф-Мд=δ→0.

Положим, производится отпуск нефтепродуктов потребителю дозами массой Мд.отп по 20000 кг в бензовоз. Эта информация вводится в ЭВМ, которая уменьшает фактически отпускаемую массу Мф.отп в разрешенных пределах δотп=100 кг за счет средств измерений объема Vост и плотности ρотп таким образом, чтобы величина дебаланса находилась в пределах величины δотп±0,5%. Т.е. после заправки трех таких бензовозов величина дебаланса δс=-300 кг становится равной нулю.

Важно отметить следующее, что любые результаты фактической товарной массы нефтепродуктов, как находящихся в резервуаре, так и поступающих или отпускаемых с учетом погрешности в интервале неопределенности ±0,5%, являются правильными, т.е. допустимыми. И если во всех этих трех случаях в бухгалтерских документах масса нефтепродуктов значится, например 1000000 кг, то на самом деле эта масса нефтепродуктов может быть как 995000 кг, так и 1005000 кг. Поэтому автоматическое регулирование в пределах разрешенного ГОСТом допуска ±0,5% по массе позволяет избежать накопления за большой интервал времени либо излишков нефтепродуктов, либо их недостачу.

При втором варианте, когда поступление и прием новой дозы нефтепродуктов осуществляется за счет ее поступления в резервуар через динамический узел учета, установленный на входной трубе резервуара, то ЭВМ, контролирующая величину дебаланса, корректирует показания плотности и объема поступившей дозы нефтепродуктов в сторону их уменьшения по массе таким образом, чтобы свести величину дебаланса к нулю.

В резервуаре, как мы помним, на момент приема новой порции нефтепродуктов находилось по документам бухгалтерии 100000 кг, т.е. Мд=Мд.ост=100000 кг, которые занесены в ЭВМ. Замеряем уровень h и плотность ρ, находящегося на этот момент нефтепродукта в резервуаре и затем на основе градуировочной характеристики резервуара вычисляем объем нефтепродукта по формуле V=f(h) (1), а затем и его массу по формуле Мф=Мнпр=ρV (2).

Результаты замеров и вычислений определили, что фактическая масса остатка нефтепродуктов, находящихся в резервуаре, составляет, как и по первому варианту, Мф=Мнпр.ост=ρостVост.=100200 кг. Тогда ЭВМ производит вычисление дебаланса по формуле Мф-Мд=δ, т.е. 100200 кг - 100000 кг = 200 кг. Таким образом, величина дебаланса по остатку составляет 200 кг со знаком плюс. Т.е. δо=200 кг.

Допустим, что в резервуар, как и в первом случае, через динамический узел учета, установленный на входной трубе резервуара поступило, как и по первому варианту, Мдп=500000 кг. Таким образом суммарное значение массы нефтепродуктов в резервуаре по документам бухгалтерии стало Мдр=Мд.ост+Мдп=(100000+500000)=600000 кг.

Однако фактические измерения остатка нефтепродуктов в резервуаре показали, что Мф=100200 кг. Тогда фактическое суммарное значение массы нефтепродуктов в резервуаре Мфс=(100200+500000)=600200 кг.

По формуле (3) вычисляется величина и знак дебаланса для суммарного количества находящихся в резервуаре нефтепродуктов Мфс-Мдс=δс, т.е. Мфс-Мдр (600200-600000) кг = +200 кг = δс. Таким образом возникла положительная величина дебаланса. Тогда ЭВМ осуществляет расчет величины дебаланса для поступившей массы нефтепродуктов.

По ГОСТ Р8.595.2004 абсолютная величина дебаланса не должна превышать значение δп±0,5% от принятой документальной бухгалтерской массы Мдр, что соответствует δп±3000 кг от 600000 кг. Тогда полученная величина дебаланса δс=+200 кг, занесенная в ЭВМ, уменьшится при получении товарной массы нефтепродуктов резервуара Мдп таким образом, чтобы величина дебаланса фактической товарной массы нефтепродуктов в резервуаре и товарной массы нефтепродуктов, отраженной в бухгалтерских документах, стремилась к совпадению и в идеальном случае к нулю. Мф-Мд=δ→0.

Для этого Мдп должно быть 499800 кг и должно ровняться Мфп, где Мфп - фактически поступившая товарная масса нефтепродуктов. И тогда ЭВМ проводит расчет Мфп по формуле = ρпVп (2) с таким выбором значений ρп и Vп, чтобы Мфп=Мдп=499800 кг. Тогда по бухгалтерским документам будет отражена Мдп=499800 кг и значение дебаланса будет сведено к нулю, т.к. Мфс=(100200+499800)=600000 кг. Т.е.. Мфс-Мдр (600000-600000) кг = 0=δс, где ρп - плотность поступившей товарной массы нефтепродуктов, а Vп - объем поступившей товарной массы нефтепродуктов.

Таким образом, при хранение, отпуске или поступлении нефтепродуктов в реальном времени осуществляется сверка фактической товарной массы нефтепродуктов с бухгалтерскими книжными остатками массы нефтепродуктов в процессе движения этих книжных остатков массы нефтепродуктов от приема, хранения и отпуска. Благодаря этому значительно повысилась точность учета нефтепродуктов за счет устранения возникающих систематических накапливающихся составляющих погрешностей, а также случайных погрешностей разного знака в разрешенных пределах.

Таким образом, меняя значение объема и плотности, в разрешенных пределах допуска устраняется накопленная погрешность, которая выражается в излишках или недостачи. А в случае выхода за пределы допуска δ>0,5%, возникает нештатная ситуация при которой происходит либо утечка продукта, либо его несанкционированный отбор. Данный способ был опробован на Тульской нефтебазе и дал положительные результаты. Так, там были определены и устранены несанкционированные отборы, которые отражались в реальном времени. Устранены понятия излишков и недостачи при штатной работе.

Способ автоматизированного учета и сведения товарного баланса нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС, при котором заливают новую дозу нефтепродукта в резервуар для его хранения, замеряют исходные значения плотности нефтепродукта в резервуаре на момент его заливки и фиксируют их в ЭВМ, а также вводят текущие значения плотности нефтепродукта, а в процессе отпуска нефтепродукта измеряют текущие значения расхода нефтепродукта, корректируя его, а затем вносят в ЭВМ расход отпускаемого из резервуара нефтепродукта, отличающийся тем, что перед поступлением новой дозы нефтепродуктов в резервуар совместно с плотностью находящегося на этот момент нефтепродукта в резервуаре замеряют уровень и затем на основе градуировочной характеристики резервуара вычисляют объем нефтепродукта, а затем и его массу, которую заносят в память ЭВМ и сравнивают ее при помощи ЭВМ с документальной массой нефтепродукта, находящегося на этот момент в резервуаре по бухгалтерским книжным остаткам и в ЭВМ, вычисляют величину дебаланса между ними с определением знака дебаланса, а затем осуществляют прием новой дозы нефтепродуктов в резервуар и если прием новой дозы нефтепродуктов в резервуар осуществляется с помощью физических средств измерений, то в зависимости от величины и знака дебаланса производится корректировка принимаемой массы нефтепродуктов, увеличивая или уменьшая значение фактических измерений объема и плотности таким образом, чтобы величина дебаланса находилась в допустимых пределах, а если прием новой дозы нефтепродуктов в резервуар осуществляется только в соответствии с массой нефтепродуктов, указанной в товарно-транспортной накладной, то определяется суммарный объем массы нефтепродукта, находящегося на этот момент в резервуаре с учетом товарно-транспортной накладной, которые заносят в память ЭВМ и сравнивают их с документальной массой нефтепродукта, находящегося на этот момент в резервуаре по бухгалтерским книжным остаткам, затем вычисляют величину дебаланса между ними с определением знака дебаланса и производится корректировка отпускаемых доз нефтепродуктов через автоматизированный стояк налива (АСН) на нефтебазах или через топливораздаточные колонки (ТРК) на АЗС таким образом, чтобы величина дебаланса фактической товарной массы нефтепродуктов в резервуаре и отпущенной товарной массы нефтепродуктов, отраженной в бухгалтерских документах, стремилась к совпадению.

www.findpatent.ru

Товарный баланс - Справочник химика 21

    В связи с этим в функции подсистемы вменяется выполнение следующих проектных работ (рис. 10.3) выбор аналогов для проектирования (на примере двух-трех производств) с оценкой проектных решений расчет технологических схем и отдельных фрагментов с различной степенью детализации расчет товарного баланса, приближенного материального баланса, материального и теплового балансов, балансов с выбором оборудования, режимных и конструкционных параметров оценка (технико-экономическая) проектных решений самостоятельные расчеты (проверочный и проектный) процессов и аппаратов синтез схем однородной структуры (теплообмена с изменением и без изменения фазового состояния, ректификации углеводородных смесей, сложных нефтяных смесей, азеотропных смесей) выпуск проектной документации (таблиц, экспликаций, заданий другим частям проекта, технологической схемы установки) технико-экономическая оценка и сравнение с аналогом. Выполнение указанных проектных и проверочных работ осуществляется с помощью ряда ППП. [c.564]     В табл. 1.7 приведены товарные балансы нефтеперерабатывающих заводов с различными схемами переработки нефти. [c.20]

    ТОВАРНЫЙ БАЛАНС ЗАВОДА [c.62]

    Задание на составление технико-экономической части. В это задание включаются сводный товарный баланс завода или уста- [c.85]

    Товарные балансы типовых нефтеперерабатывающих заводов с различными схемами переработки нефти приведены в табл. 1.11. [c.38]

    Товарный баланс типовых НПЗ по вариантам переработки нефти [c.39]

    Вследствие высокого расхода топлива на собственные нужды нефтеперерабатывающих заводов и безвозвратных потерь выпуск товарной продукции значительно уменьшается. В табл. 28 приводятся данные о безвозвратных потерях и расходе прямого топлива на собственные нужды на рассматриваемых заводах за 1966—1974 гг. Из табл. 28 видно, что примерно 6% нефтепродуктов, получаемых при переработке нефти, не входят в товарный баланс, а представляют собой издержки производства. Следовательно, уменьшение из- [c.119]

    Рапорты отражают отклонения в разрезе причин и виновников их образования по каждой смене, в целом по цеху и нарастающим итогом за месяц. В них приведены также прямые одноэлементные технологические затраты на единицу продукции, справочные Данные о ее товарном балансе и нормативном выходе по принятым на месяц материальным и тепловым балансам технологических процессов. Кроме того, в строке себестоимость показаны фактические затраты на единицу готовой продукции. Рапорты позволяют по состоянию на любую дату установить расход материальных ресурсов на технологические цели, зависящий от деятельности трудовых коллективов цехов (производств ). [c.80]

    Изменение выпуска товарной продукции определяется прямым счетом по изменению товарного баланса или укрупненно с использованием методики, рассмотренной в главе 12. [c.187]

    Содержание серы в котельном топливе равняется 4,1—4,3 /о. В табл. 3 приводится товарный баланс завода по обоим вариантам схемы неглубокой переработки. [c.126]

    На обогатительных фабриках, перерабатывающих руды, попутно содержащие благородные металлы, помимо контроля отгружаемых партий золотосодержащих концентратов, систематически осуществляются опробование и контроль содержания благородных металлов в исходной руде и продуктах обогащения с целью учета количества металлов в форме товарного баланса и оценки извлечения металлов в концентраты. При этом анализируют средневзвешенные суточные, пятидневные или декадные пробы, составленные из дубликатов сменных проб с учетом [c.341]

    Товарный баланс полезных компонентов составляется по всей фабрике за декадный и месячный периоды работы. [c.373]

    Декадные и месячные товарные балансы составляются по данным о массе переработанной руды, массе товарных концентратов, остатках незавершенного производства и механических потерях. [c.373]

    Товарные балансы НГТЗ и НХЗ составляются-на основе сводных материальных балансов. Расходная часть товарного баланса представляет собой перечень продуктов, которые являются товарной продукцией завода и реализуются через систему Госкомнефте-продукта или по прямым связям. [c.62]

    При составлении товарного баланса из учтенной в материальном балансе продукции, исключаются те продукты, которые используются на самом предприятии в качестве реагентов или топлива. Из числа продуктов, традиционно производимых на НПЗ и НХЗ, на собственные нужды чаще всего расходуются этан, этилен и пропан (как хладагенты), бензол, толуол, металэтилке-тон и фенол (как реагенты в производстве масел), серная кислота, сухой газ (как топливо), технический водород. Товарную выработку мазута определяют после того, как будет рассчитан расход топлива на собственные нужды предприятия. При составлении товарного баланса необходимо учитывать возврат ловушечного продукта. [c.62]

    Проектировщики-экономисты должны приступать к работе над проектом уже на первых этапах проектирования. Особенно это важно при разработке проектов расширения и реконструкции действующих предприятий. После разработки технологами схщы ма-териальных потоков завода и составления товарного баланса проектировщики-экономисты рассчитывают стоимость товарной продукции и определяют по средневзвешенным нормативам техникоэкономические показатели. Затем экономисты устанавливают, какой должна быть сметная стоимость строительства, чтобы не произошло ухудшения технико-экономических показателей по сравнению с ранее утвержденными, и сообщают свои выводы и рекомендации, которые следует учитывать при дальнейшем проектировании. [c.231]

    Процесс гидрогенизационпого обессеривания, обеспечивающий снижение содержания серы от 3,0 до 0,2% вес. и ниже, позволяет кардинально решить проблему увеличения производства качественных дизельных топлив из сернистых нефтей с вовлечеипем в товарный баланс не только пря-могонпых, но и вторичных дистиллятов или смесей их с продуктами прямой перегонки. [c.6]

    Опробование на обогатительных фабриках в зависимости от последующего использования результатов анализа контролируемых характеристик подразделяют на технологическое оперативное (для контроля л управления процессами обогащения), технологическое балансовое (для составления технологических балансов металлов) и товарное (для учета металлов в товарной продукции при составлении товарного баланса и взаиморасчетах между поставщиком и потребителем). [c.315]

chem21.info

6 Сводный товарный баланс нефтеперерабатывающего завода. Варианты переработки нефти

Похожие главы из других работ:

Варианты переработки нефти

4 Поточная схема нефтеперерабатывающего завода

Поточная схема нефтеперерабатывающего завода состоит из следующих блоков: 1. Блок ЭЛОУ-АВТ. 2. Блок ГФУ предельных углеводородов 3. Блок изомеризации. 4. Блок каталитического риформинга CCR получения базового компонента бензина Премиум Евро-95. 5...

Воткинский завод в 19 веке

1. Зарождение завода

Воткинский завод, один из старейших на Урале, был основан во времена царствования императрицы Елизаветы Петровны генерал-фельдцейгмейстером графом Петром Ивановичем Шуваловым в 1759 году...

Зарубежный опыт планирования производства

6. Сводный график запуска-выпуска

декабрь январь...

История Нижнетагильского металлургического комбината в XVIII в.

1.2.1 Строительство завода

В 1720 году, когда Никита и Акинфий Демидовы показали себя как промышленники, им разрешили, вернее, даже повелели построить ещё два завода. Нижнетагильский завод строился как самый мощный чугуноплавильный на Урале...

Методы анализа технических решений и создания изобретений

3. ОТКРЫТИЕ И ИЗОБРЕТЕНИЕ, ПОЛЕЗНАЯ МОДЕЛЬ И ПРОМЫШЛЕННЫЙ ОБРАЗЕЦ, ФИРМЕННОЕ НАИМЕНОВАНИЕ И ТОВАРНЫЙ ЗНАК

Результаты умственного труда условно делят на открытия, изобретения, полезные модели, промышленные образцы, товарные знаки, фирменные наименования. Фирменные наименования - наименование изделия по каталогу фирмы-изготовителя...

Организация производственного процесса в инструментальном и ремонтном цехах Оренбургского станкостроительного завода

2. Структура завода

Основные цеха завода делятся на заготовительные (специализирующиеся на производстве заготовок), обрабатывающие (механообрабатывающие, деревообрабатывающие, термические и др...

Организация технологического процесса на Машиностроительном заводе им. С.М. Кирова

2. Услуги завода

...

Прошлое, настоящее и будущее Государственной холдинговой компании "Лугансктепловоз"

1.1 У истоков завода

"Горнозаводской листок" № 8 за 1895 год оповестил своих читателей о покупке германским промышленником Густавом Гартманом участка земли в Луганске для постройки на нем паровозостроительного завода...

Прошлое, настоящее и будущее Государственной холдинговой компании "Лугансктепловоз"

1.3 Реконструкция завода

В 1926 году было принято решение о расширении и переустройстве паровозостроительного завода. В 1928 году разработка проекта нового завода шла ускоренными темпами и уже в конце года начались подготовительные работы...

Разработка способа формовки трубной заготовки на линии 1420 в условиях АО "ВМЗ"

1.1 Характеристика завода АО «ВМЗ»

Выксунский металлургический завод - один из старейших центров металлургической промышленности России, основан в 1757 году. Расположение завода в средней полосе России обусловлено благоприятными климатическими условиями...

Разработка технологического процесса для разделения углеводородной смеси заданного состава

6.3 Сводный баланс установки

Материальный баланс установки рассчитывается на основе уравнения: Gсырья = GМФ + GЭЭФ + GППФ + GБутФ + GПФ+ GБенФ Таблица 14. Материальный баланс установки разделения смеси УВ. МВФ,кг/ч Этилен,кг/ч Этан,кг /ч Пропилен,кг/ч Пропан,кг/ч Бутан...

Расчет технико-экономических показателей работы кафе на 50 мест

4. Сводный расчет потребности сырья для выпуска продукции

1. Потребность для блюд рассчитывается по формуле: П = Сн * Вбп /1000 П = 40 * 11852 / 1000 = 474 П - потребность; Сн - средняя норма; Вбп - первые блюда на месяц. 2. Общая потребность рассчитывается путем сложения потребности всех блюд. 3...

Теплоэнергетический расчет известково-обжигательной печи

3. Материальный баланс теплотехнологического процесса и тепловой баланс рабочей камеры

...

Технологический расчет основного производства. Организация ремонтных работ на льнозаводе

1.3 Баланс рабочего времени и режим работы завода

Таблица 2 - Бюджет времени использования оборудования на 2014 год Таблица 3 - Режим работы основного производства Таблица 4 - Режим работы вспомогательного...

Технология переработки нефти

5. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ПРОИЗВОДСТВА НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА, НАЗНАЧЕНИЕ, СУЩНОСТЬ ПРОТЕКАЮЩИХ ПРОЦЕССОВ

К вспомогательным производствам нефтеперерабатывающего завода относятся те, которые обеспечивают улучшение работы и повышению производительности основных производств. К ним относятся снабжение топливом (происходит циркуляция мазута...

prod.bobrodobro.ru

Учебники по экономике, финансам, менеджменту

 

Товарный баланс составлен на основании принятых пределов выкипания главных целевых фракций по кривой ИТК нефти:

бензиновая фракция                                                НК - 160 ОС;

фракция дизельного топлива                                 160 - 300-350 ОС.

В случае отбора керосиновой фракции для реактивного топлива интервал выкипания - 180 - 240 ОС. Для получения уайт-спирита  -  165 - 200 ОС.

Остаток атмосферной перегонки нефти представляет собой фракцию, кипящую выше  -  300-350 ОС.

Производительность по сырью принята с расчетом, что количество поступающих в ректификационный аппарат паров светлых нефтепродуктов составляет в каждом случае - 701 кг/ч.

 

 

 

Товарный баланс

 

Таблица 3.1.

Статья

баланса

Газовый конденсат

Нефтегазоконденсатная             смесь

Нефть

 

% мас.

т/год

т/сут

% мас.

т/год

т/сут

% мас.

т/год

т/сут

 Поступает :

100

5813

17,6

100

6597

20

100

10280

31,2

 Получено:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 Бензин прямогонный

52

3023

9,2

38

2507

7,6

15

1542

4,7

Топливо ТС-1

21

1221

3,7

12

792

2,4

10

1028

3,1

 Дизтопливо марки “Л” или “З”

20

1163

3,5

32

2111

6,4

28

2878

8,7

 Котельное топливо

4,5

262

0,8

16

1056

3,2

-

-

-

 Топочный мазут

-

-

-

-

-

-

46

4729

14,3

Потери

2,5

145

0,4

2

132

0,4

1

102

0,3

 

Количество рабочих дней в году - 330. Режим работы – 3-х сменный.

 

 

 

Технологическая схема

 

Нефть, соответствующая по показателям качества п.2 настоящей записки, после входного контроля из сырьевого резервуара насосом Н-1 подается в теплообменники Т-1, Т-2, Т-3 и далее в трубчатую печь П-1. В печи нефть нагревается до температуры 300-350 ОС и большая ее часть испаряется.

 

 

Парожидкостная смесь поступает в эвапоратор Е-1, где происходит сепарация парообразных и жидких углеводородов, а также отпаривание котельного топлива от более легких фракций.

В установке Н30 применена "одноколонная" схема ректификации с боковыми отборами дополнительных продуктов. Ректификационный аппарат Б-1 представляет собой укрепляющую часть колонны, размещенную в горизонтальном положении.

Паровой поток в ректификационном аппарате создается подачей в нее паров углеводородов, испарившихся в трубчатой печи и эвапораторе. Совместное испарение низкокипящих и высококипящих компонентов приводит к снижению необходимой температуры нагрева нефти в печи и более полному извлечению содержащихся в остатке фракций дизельного топлива.

Горизонтальное расположение секций ректификационного аппарата позволяет значительно увеличить количество "тарелок" без увеличения высоты установки, что дает увеличение четкости ректификации. Поэтому в технологическом процессе не используются стриппинг-секции для отпаривания фракций керосина и дизельного топлива.

Охлаждение "верха" ректификационного аппарата принято по схеме острого испаряющегося орошения. Пары бензиновой фракции конденсируются в конденсаторе-холодильнике КХ-1, после чего попадают в рефлюксную емкость Е-2, где разделяются на прямогонный бензин, несконденсировавшуюся часть паров и воду. Углеводородный газ и вода удаляются из рефлюксной емкости на утилизацию. Холодное орошение подается в ректификационный аппарат насосом Н-2, а товарная часть прямогонного бензина насосом Н-6 подается в холодильник Х-1 для доохлаждения и далее в накопительные емкости комплекса.

Керосиновая фракция откачивается насосом Н-5 и, проходя теплообменник Т-1, охлаждается до необходимой температуры за счет передачи тепла потоку сырья.

Фракция дизельного топлива поступает из ректификационного аппарата в теплообменник Т-2 и откачивается насосом Н-4 в товарную емкость комплекса.

Котельное топливо (мазут) из эвапоратора Е-1 направляется в теплообменник Т-3, после чего насосом Н-3 прокачивается через холодильник Х-2 и далее в товарную емкость комплекса.

Вода, полученная при сепарации бензиновой фракции, направляется в канализацию. Углеводородный газ дожигается в трубчатой печи или на факеле.

В большинстве случаев фракционный состав сырья не требует для получения качественных нефтепродуктов отбора керосиновой фракции, поэтому теплообменник Т-1 и насос Н-5 из технологической схемы зачастую исключаются.

В зависимости от климатической зоны из технологической схемы может исключаться холодильник бензина Х-1.

 

Характеристика основного оборудования

Таблица 4.1.

 

Наименование

Обозначение на схеме

Кол-во

Технологические параметры

макс/мин

 

Материал

 

Примеча-ние

давлен. мПа

темпер

ОС

1. Ректификационный аппарат

Б-1

1

0,15-

0,06

350/

140

Сталь 10

Количество камер-от 24 до 40.

2. Трубчатая печь

П-1

1

0,3/0,15

350

12Х18Н10Т

 

3. Рефлюксная емкость

Е-2

1

Атм.

60

12Х18Н10Т

 

4. Эвапоратор

Е-1

1

0,15

350

Сталь 10

 

5. Теплообменник сырье/керосин

Т-1

1

0,62

180/10

   Сталь 10

Пластинчатый или «труба в трубе»

6. Теплообменник сырье/дизтопиво

Т-2

3

0,59

280/24

Сталь 10

Пластинчатый или «труба в трубе»

7. Теплообменник сырье/мазут

Т-3

4

0,50

350/89

Сталь 10

Пластинчатый или «труба в трубе»

8. Конденсатор-холодильник бензина

КХ-1

4

Атм

140/60

12Х18Н10Т

Теплообменник возд. Охлаждения

9. Холодильник бензина

Х-1

1

Атм

60/30

12Х18Н10Т

Теплообменник возд. Охлаждения

10. Холодильник мазута

Х-2

1

0,05

130/85

Сталь10

Теплообменник возд. Охлаждения

11. Насосы сырьевой, откачки, холодного орошения

Н-1, Н-2,

Н-4-Н-6

5

-

60/10

-

Плунжерные, с регулируемой подачей

12. Насос откачки мазута

Н-3

1

-

130/85

-

    ---""---

Охлажден. проточной части

 

Все оборудование, входящее в состав установки Н30 является нестандартным, кроме насосов, вентиляторов, запорной арматуры и КИПиА.

 

www.uamconsult.com

Способ сведения товарного баланса на нефтебазах и автозаправочных станциях при приеме, хранении и отпуске нефтепродуктов в системах нефтепродуктообеспечения и система для его реализации

Изобретение относится к автоматизированному учету поступающей товарной массы и сведению товарного баланса между отпуском нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС непрерывно в режиме реально текущего времени. В способе сведения товарного баланса на нефтебазах и автозаправочных станциях устанавливают в резервуаре средства измерения, которые условно разбивают фактическую массу нефтепродуктов в резервуаре Мф на n равных долей, с массой ΔМф=Мф/n в каждой доле, для каждой доли ΔМф определяют соответствующее значение массы в бухгалтерских документах, равной ΔМд=Мд/n=ΔМф′, производят отпуск нефтепродукта через узел учета автоматического стояка налива или топливораздаточной колонки, фиксируют результаты его измерений на узле учета и по резервуару, при этом значение плотности отпущенной из резервуара массы нефтепродукта определяют по показаниям плотномера, расположенного у выходного трубопровода резервуара, вычисляют величину и знак расхождения между отпущенной массой, измеренной узлом учета, и массой ΔМф′, после чего значение массы нефтепродуктов в бухгалтерских документах по отношению к измеренной узлом учета ΔМасн уменьшают на заданную величину, если отпущенная через узел учета масса ΔМасн нефтепродукта превышает массу, ушедшую из резервуара, или увеличивают - если отпущенная через узел учета масса ΔМасн занижена по отношению к массе ΔМф′, корректируют значения отпущенных масс нефтепродуктов в пределах заданной величины в бухгалтерских документах таким образом, чтобы разность между ушедшей из резервуара массой нефтепродукта ΔМф′*k и измеренной с помощью узла учета ΔМасН*k асимптоматически стремилась к нулю ΔМф′*k-ΔМасн*k>0, где k - число операций отпуска нефтепродуктов на автоматическом стояке налива или топливораздаточной колонке, и прекращают отпуск нефтепродукта из резервуара, при достижении заданной величины остатка нефтепродуктов в резервуаре. Способ реализуется соответствующей системой. Технический результат - минимизация величины дебаланса в пределах, определяемых действующими нормативными документами, и повышение точности определения величины дебаланса в режиме реального времени. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к автоматизированному учету поступающей товарной массы и сведению товарного баланса между отпуском нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС непрерывно в режиме реально текущего времени.

Известен способ автоматизированного учета и сведения товарного баланса нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС, который позволяет определить величину дебаланса между фактической массой нефтепродукта в резервуаре и массой, которая должна находиться в резервуаре в соответствии с бухгалтерскими документами (патент РФ №2241210, G01F 9/00, опубл. 27.11.2004 г. - аналог).

Недостатком данного способа является низкая эффективность, вызванная тем, что решения о величине дебаланса, связанного с накоплением систематической составляющей погрешности, принимаются не в динамике, а через достаточно большой промежуток времени, т.е. происходит накопление систематической составляющей погрешности, которая приводит к выходу величины дебаланса за пределы допуска > ±0,5%, кроме того, известный способ не позволяет в реальной ситуации, при одновременном поступлении в резервуар и отпуске из резервуара с учетом хранения, снять расхождение между остатками нефтепродукта по документам и фактическими остатками нефтепродукта бухгалтерского учета с последующим расчетом расхождения между остатками по документам и фактическими остатками для их автоматической корректировки-выравнивания, в соответствии с разрешенным допуском, непрерывно в режиме реально текущего времени, которые непрерывно попадают в бухгалтерские документы и становятся «истинными» величинами.

Известен способ сведения товарного баланса на нефтебазах и автозаправочных станциях, включающий в себя измерение фактической массы нефтепродукта в резервуаре Мф, сравнение ее с массой нефтепродукта, зафиксированной в бухгалтерских документах - Мд и вычисление разности между значением массы в бухгалтерских документах и измеренной фактической массой нефтепродукта - дебаланса |ΔMo|=|(Мд−Мф)| - (патент РФ№2344379, МПК: G01F 1/86, опубл. 20.08.2008 г. - прототип).

Недостатком известного способа является невысокая точность определения дебаланса, в частности, когда резервуар наполнен и из него осуществляется отпуск малой дозы, то величина абсолютной погрешности остаточной массы нефтепродукта в резервуаре не позволяет сделать достаточно точный и правильный вывод, а именно: нужно скорректировать отпущенную массу в товарно-транспортной накладной в большую или меньшую сторону.

Так, например, допустим, в резервуаре по бухгалтерским документам находится 1000 тонн нефтепродукта. Фактический результат измерения также подтверждает это значение с относительной погрешностью ± 0,5% или ± 5000 кГ. Отпускаем 20000 кГ. По документам в резервуаре осталось 980000 кГ, а по фактическим результатам измерений получаем результат Мср=(982000±4900) кГ. На основании данного результата измерений достаточно трудно сделать с высокой достоверностью вывод, в какую сторону надо откорректировать полученный при отпуске результат измерений, поскольку возможна либо недостача 2900 кГ, либо излишек 6900 кГ.

Техническим результатом, на достижение которого направлено заявляемое изобретение в части способа, является минимизация величины дебаланса в пределах, определяемых действующими нормативными документами.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе сведения товарного баланса на нефтебазах и автозаправочных станциях, включающем в себя измерение фактической массы нефтепродукта в резервуаре Мф, сравнение ее с массой нефтепродукта, зафиксированной в бухгалтерских документах Мд и вычисление разности между значением массы в бухгалтерских документах и измеренной фактической массой нефтепродукта - дебаланса |ΔMo|=|(Мд−Мф)| , устанавливают в резервуаре средства измерения, которые условно разбивают фактическую массу нефтепродуктов в резервуаре Мф на n равных долей, с массой ΔМф=Мф/n в каждой доле, для каждой доли ΔМф определяют соответствующее значение массы в бухгалтерских документах, равной ΔМд=Мд/n=ΔМф′, производят отпуск нефтепродукта через узел учета автоматического стояка налива или топливораздаточной колонки, фиксируют результаты его измерений на узле учета и по резервуару, при этом значение плотности отпущенной из резервуара массы нефтепродукта определяют по показаниям плотномера, расположенного у выходного трубопровода резервуара, вычисляют величину и знак расхождения между отпущенной массой, измеренной узлом учета, и массой ΔМф′, корректируют значения отпущенных масс нефтепродуктов в бухгалтерских документах таким образом, чтобы разность между ушедшей из резервуара массой нефтепродукта ΔМф′*k и измеренной с помощью узла учета ΔМасн*k асимптоматически стремилась к нулю ΔМф′*k-ΔМасн*k→0, где k - число операций отпуска нефтепродуктов на автоматическом стояке налива или топливораздаточной колонке, и прекращают отпуск нефтепродукта из резервуара, при значении остатка нефтепродукта в резервуаре по бухгалтерским документам Мост=Мф′n*δ%b , где δ%=f(Мф/n) - относительная погрешность измерения отпускаемых доз массы нефтепродуктов из резервуара; b - принятое на текущий момент нормативными документами допустимое предельное значение относительной погрешности величины дебаланса между «книжными остатками», определенными по бухгалтерским документам, и фактическими результатами измерения массы нефтепродуктов в резервуаре, после чего определяют относительную погрешность фактического значения величины дебаланса ΔM0=Мост.фактМост.бух*100% , где Мост. факт - фактический остаток нефтепродукта в резервуаре, Мост. бух - значение остатка нефтепродукта по бухгалтерским документам.

Под минимизацией величины дебаланса понимается последовательное уменьшение величины дебаланса путем корректировки в рамках действующей нормативно-правовой базы результатов измерений массы отпущенного нефтепродукта в бухгалтерской документации, например, в товарно-транспортной накладной.

В настоящее время нормативные документы разрешают корректировку измерений в пределах ±0,5%, при изменении нормативов предел погрешности величины дебаланса может быть изменен в любую сторону. Корректировку значения массы нефтепродуктов в бухгалтерских документах по отношению к измеренной узлом учета производят следующим образом: ΔМасн уменьшают на заданную величину, если отпущенная через узел учета масса ΔМасн нефтепродукта превышает массу, ушедшую из резервуара, или увеличивают - если отпущенная через узел учета масса ΔМасн занижена по отношению к массе ΔМф′.

Выбор данного значения остатка является оптимальным, но он может отличаться от данной величины, например, в большую сторону. В этом случае возможно определение дебаланса, но с большей погрешностью, так как суммарная относительная погрешность измерения отпускаемых доз нефтепродуктов из резервуара составляет величину

δ%Σ=δур2+δгр2+δр2 ,

где δур, δгр, δр - среднеквадратические значения погрешности измерения соответственно уровня, градуировки резервуара и плотности.

В качестве примера примем следующие значения:

- абсолютная погрешность измерения уровня ±1 мм, тогда при измерении уровня на 125 мм относительная погрешность измерения составит величину

δур=2*100%125=1,6%;

- погрешность градуировки РВС-1000 по ГОСТ равняется значению δгр=±0,2%;

- погрешность измерения плотности δр=±0,15%.

Принимаем с запасом δΣ=±2%.

Тогда, чтобы массу «книжного остатка» в резервуаре измерить данными средствами измерений с погрешностью δΣ=±0,5%, необходимо увеличить в четыре раза разность измеряемых уровней или, что то же самое, увеличить в четыре раза объем «книжного остатка» нефтепродукта, т.е.:

δур=2*100%500=0,4%;

δ%Σ=0,42+0,22+0,152≈0,47%.

Способ, характеризующийся тем, что, дополнительно определяют относительную погрешность фактического значения величины дебаланса

ΔM0=Мост.фактМост.бух*100%

При проведении инвентаризации на нефтебазе или АЗС определяют по этой формуле величину дебаланса, которая, в соответствии с действующими в настоящее время нормативными документами, должна лежать в пределах ±0,5%.

Способ, характеризующийся тем, что относительную погрешность фактического значения величины дебаланса ΔM0=Мост.фактМост.бух*100% определяют после каждого опорожнения резервуара.

Способ, характеризующийся тем, что относительную погрешность фактического значения величины дебаланса ΔM0=Мост.фактМост.бух*100% определяют периодически.

Величина дебаланса может вычисляться после каждого отпуска нефтепродуктов либо после некоторой суммы отпусков, что зависит, например, от объема резервуара для нефтепродуктов, степени его наполнения, количества нефтепродуктов, которые отпущены из резервуара после предыдущей операции определения дебаланса, и т.д.

Известно устройство для учета расхода топлива, включающее датчик исходной температуры топлива и плотномер, установленные в резервуаре для хранения топлива. Устройство содержит пропускное устройство с установленными на его нагнетательном трубопроводе насосом, отсекателем подачи топлива, преобразователем температуры текущего расхода топлива, импульсным объемным счетчиком, а также силовой блок, электрически связанный с насосом и отсекателем топлива. В устройстве имеется электронный вычислитель с микроконтроллером и его блоком памяти, формирователем импульсов, корректором доз, связанным с преобразователем температуры текущего расхода топлива и импульсным объемным счетчиком, связанным с микроконтроллером, панель индикации. Дополнительно устройство содержит задатчик объема расхода топлива, блок сравнения, устройство управления, электрически связанное с силовым блоком, который установлен в пропускном устройстве, сумматор импульсов и задатчик условно-постоянной плотности. Технический результат от использования изобретений заключается в создании условий для обеспечения точного учета расхода топлива и его отпуска посредством создания устройства, обеспечивающего учет расхода заданного объема топлива по соответствующей ему массе, рассчитанной независимо от изменяющейся температуры и плотности топлива при его отпуске (патент РФ №2241210, G01F 9/00, опубл. 27.11.2004 г. - аналог).

Недостатком известной системы является низкая точность измерения дебаланса, что связано с отсутствием корреляционных связей между электронным вычислителем топливораздаточной колонки (ТРК), автоматизированными средствами измерений, установленными на резервуаре, и бухгалтерией.

Техническим результатом в части устройства является повышение точности определения величины дебаланса в режиме реального времени.

Указанный технический результат достигается тем, что в системе сведения товарного баланса на нефтебазах и автозаправочных станциях при приеме, хранении и отпуске нефтепродуктов в системах нефтепродуктообеспечения, содержащей систему измерения массы нефтепродуктов на резервуаре, включающую резервуар для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов с выходным трубопроводом и размещенными по высоте резервуара средствами измерения находящейся в нем массы нефтепродуктов, электронно-вычислительное устройство бухгалтерии, устройство отпуска нефтепродуктов и блок сравнения, выход системы измерения массы нефтепродуктов на резервуаре связан с первым входом электронно-вычислительного устройства бухгалтерии и с первым входом блока сравнения, второй и третий входы блока сравнения связаны с первым выходом электронно-вычислительного устройства бухгалтерии и с первым выходом устройства отпуска нефтепродуктов соответственно, вход устройства отпуска нефтепродуктов связан с первым выходом блока сравнения, второй выход которого связан со вторым входом электронно-вычислительного устройства бухгалтерии, третий вход которого выполнен с возможностью регистрации информации о массе нефтепродуктов в товарно-транспортной накладной, а на его втором выходе формируется дебаланс нефтепродуктов.

Система, в которой блок сравнения может быть выполнен в виде контроллера.

Система, характеризующаяся тем, что средства измерения размещены по высоте резервуара равномерно.

Система, характеризующаяся тем, что электронно-вычислительное устройство бухгалтерии выполнено в компьютера.

Заявляемая система, реализующая заявляемый способ, конкретизирована на фиг.1, где представлена ее блок-схема.

Проблема, которую позволяет решить заявляемое изобретение, заключается в следующем.

Во многих областях техники возникает проблема необходимости приведения объекта управления в заданное состояние в некоторый момент времени. Системы управления, которые решают такие задачи, принято называть терминальными системами управления.

Задачи терминального управления возникают, например, в системах управления наземным транспортом, при управлении манипуляторами, процессами конверторной выплавки стали и т.д. Терминальный характер присущ и задаче автоматизированного сведения товарного и бухгалтерского баланса на нефтебазах, АЗС и др.

Задачей автоматизированного коммерческого учета нефтепродуктов при их движении (прием, хранение, отпуск) является организация его таким образом, чтобы в любое время, при любом количестве нефтепродукта в резервуаре его масса не отличалась более чем на ± 0,5% от массы «книжных остатков», зарегистрированных в бухгалтерских документах (в соответствии с ныне действующими нормативами).

Однако поскольку любое средство измерений всегда обладает как случайной составляющей погрешности, так и систематической, то при реализации большого количества через узлы учета практически невозможно организовать их отпуск так, чтобы в резервуаре всегда оставшаяся фактическая масса не отличалась от «книжных остатков» на величину более, чем ±0,5%.

Для конкретизации поставленной задачи можно рассмотреть пример, причем сразу надо отметить, что железнодорожная цистерна не является средством измерения, однако для простоты понимания проблемы считается, что погрешность приема нефтепродукта по каждой цистерне по массе не превышает величины δц=±0,65%. Погрешность измерения суммарного количества нефтепродукта в резервуаре согласно ГОСТ Р8.595-2004 для резервуаров вместимостью более 100 м3 не должна превышать величины δр=±0,5%. Погрешность отпуска нефтепродукта потребителю по массе также не должна превышать δотп.=±0,5%.

В этом случае суммарная погрешность без учета корреляционных связей учета нефтепродукта вычисляется по формуле:

δсум.=±√δц2+δр2+δотп.2

Если подставить в указанную формулу численные значения, то получим, что суммарная погрешность δсум.=±0,96%, т.е. примерно 0,1%.

То есть если, например, в резервуар РВС-2000 поступило 2000 т нефтепродуктов, при этом практические измерения, т.е. фактическое наличие нефтепродуктов в резервуаре, не отличается от количества нефтепродуктов, зарегистрированных в бухгалтерии.

Отпустили потребителю 1900 т с систематической погрешностью узла учета ~±0,1%. Т.е. вместо отпущенных по документам 1900 т из резервуара ушло 1901,9 т. В свою очередь, по бухгалтерским документам в резервуаре должно быть 100 т ± 0,5 т, а на самом деле там осталось 98,1 т. Т.е. образовалась недостача величиной в 1,4 т, возместить которую должно будет материально-ответственное лицо.

В данном примере рассмотрен идеальный случай как при идеальном приеме нефтепродукта, так и при идеальном его отпуске (0,1% вместо разрешенных действующим в настоящее время ГОСТом ±0,5%).

Поэтому для практического осуществления коммерческого учета совершенно необходимо реализовать такой алгоритм работы всей автоматизированной системы при приеме, хранении, отпуске, бухгалтерском учете, который бы в динамике постоянно контролировал и автоматически минимизировал погрешности задействованных средств измерения. Чтобы к терминальному моменту, когда фактическая масса в резервуаре равна нулю и «книжные остатки» также были равны нулю, либо в любой момент времени фактическая масса в резервуаре не отличалась от «книжных остатков» на величину более чем ±0,5%, где величина погрешности регламентируется принятым на текущий момент Госстандартом РФ или метрологическими службами компаний допустимым предельным значением относительной погрешности величины дебаланса между «книжными остатками», определенными по бухгалтерским документам, и фактическими результатами измерения массы нефтепродуктов в резервуаре.

Заявляемый способ и система позволяют решить данную задачу.

Заявляемая система содержит систему 1 измерения массы нефтепродуктов на резервуаре, включающую резервуар 2 для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов с плотномером 3, размещенным у выходного трубопровода резервуара 2 и размещенными по высоте резервуара 2 средствами измерения находящейся в нем массы нефтепродуктов. В резервуар 2 для нефтепродуктов устанавливают средства измерения, например дискретно-непрерывный датчик уровня 4. Каждый метр этого уровнемера разбит на поддиапазоны непрерывного измерения уровня, причем каждый из поддиапазонов оканчивается эталонной концевой мерой с погрешностью срабатывания ± 0,5 мм. Таким образом, например, весь 10-метровый (по высоте резервуара) диапазон измерения резервуара РВС-1000 разделен на 80 поддиапазонов. Данное количество поддиапазонов приведено для резервуара РВС-2000. Количество поддиапазонов и их размеры, т.е. количество (масса) нефтепродукта, соответствующее каждому поддиапазону, определяются для каждого конкретного случая. Для уменьшения погрешности определения дебаланса целесообразно выбирать такое оптимальное значение массы нефтепродукта, приходящейся на каждый поддиапазон, и, следовательно, такое оптимальное для данного размера резервуара количество поддиапазонов и их размер, при которых возможно сделать достаточно точный и правильный вывод: отпущенную массу в товарно-транспортной накладной нужно скорректировать в большую или меньшую сторону.

Заявляемая система содержит электронно-вычислительное устройство бухгалтерии 5, устройство отпуска нефтепродуктов 6 и блок сравнения 7, который может быть выполнен, например, в виде контроллера АСКУ-НБ, выход системы 1 измерения массы нефтепродуктов на резервуаре связан с первым входом электронно-вычислительного устройства бухгалтерии 5 и с первым входом блока сравнения 7, второй и третий входы блока сравнения 7 связаны с первым выходом электронно-вычислительного устройства бухгалтерии 5 и с первым выходом устройства отпуска нефтепродуктов 6 соответственно, вход устройства отпуска нефтепродуктов 6 связан с первым выходом блока сравнения 7, второй выход которого связан со вторым входом электронно-вычислительного устройства бухгалтерии 5, третий вход которого выполнен с возможностью регистрации информации о массе нефтепродуктов в товарно-транспортной накладной, а на его втором выходе формируется дебаланс (баланс) нефтепродуктов. Система 1 может содержать также различные датчики: температуры, давления и т.д. (на чертеже не показаны).

Заявляемая система реализует заявляемый способ следующим образом.

При приеме нефтепродукта на вход 1 системы 1 поступает фактическая масса принимаемых нефтепродуктов. На выходе системы 1 формируется результат измерений Мф, который поступает на вход 1 контроллера 7. На вход 1 блока 5 (ПЭВМ бухгалтерии) поступает информация относительно величины массы нефтепродуктов, зарегистрированной поставщиком в товарно-транспортной накладной Мд. Информация с выхода 1 блока 5 поступает на один из входов контроллера 7. Команда на отпуск нефтепродукта поступает с выхода 1 контроллера 7 на вход 1 блока 6 (автоматический стояк налива или топливораздаточная колонка), результат измерения отпущенной массы нефтепродукта которого поступает на вход 3 контроллера 7. Контроллер 7 сравнивает две массы нефтепродуктов: ушедшей из резервуара 2 и отпущенной блоком 6. На выходе 2 контроллера 7 формируется откорректированный результат измерений отпущенной блоком 6 массы нефтепродуктов. Программа блока 7 (контроллера) фиксирует прохождение уровня через одну концевую меру, потом, по мере отпуска нефтепродукта, - через вторую и т.д., и сравнивает с результатами (объем, плотность, масса), полученными с блока 6, информация с которого в виде товарно-транспортной накладной об отпущенном объеме, плотности, массе поступает через контроллер 7 в бухгалтерию 5. Этот скорректированный результат измерений поступает на вход 2 блока 5, на вход 3 блока 5 поступает результат измерений с выхода 1 системы 1, отображающий фактическую величину остаточной массы нефтепродукта после произведенного отпуска Мост. На выходе 2 блока 5 формируется документальная величина баланса, равная разнице между фактическим результатом измерений остатков нефтепродуктов Мост. и остатком в соответствии с бухгалтерскими документами Мост. бух, равной сумме скорректированных контроллером 7, отпущенных через блок 6 масс нефтепродуктов, т.е. величина дебаланса.

1. Способ сведения товарного баланса на нефтебазах и автозаправочных станциях, включающий в себя измерение фактической массы нефтепродукта в резервуаре Мф, сравнение ее с массой нефтепродукта, зафиксированной в бухгалтерских документах - Мд и вычисление разности между значением массы в бухгалтерских документах и измеренной фактической массой нефтепродукта - дебаланса |ΔМо|=|(Мд-Мф)|, отличающийся тем, что устанавливают в резервуаре средства измерения, которые условно разбивают фактическую массу нефтепродуктов в резервуаре Мф на n равных долей, с массой ΔМф=Мф/n в каждой доле, для каждой доли ΔМф определяют соответствующее значение массы в бухгалтерских документах, равной ΔМд=Мд/n=ΔМф′, производят отпуск нефтепродукта через узел учета автоматического стояка налива или топливораздаточной колонки, фиксируют результаты его измерений на узле учета и по резервуару, при этом значение плотности отпущенной из резервуара массы нефтепродукта определяют по показаниям плотномера, расположенного у выходного трубопровода резервуара, вычисляют величину и знак расхождения между отпущенной массой, измеренной узлом учета, и массой ΔМф′, корректируют значения отпущенных масс нефтепродуктов в бухгалтерских документах таким образом, чтобы разность между ушедшей из резервуара массой нефтепродукта ΔМф′·k и измеренной с помощью узла учета ΔМасн·k асимптоматически стремилась к нулю ΔМф′·k-ΔМасн·k→0, где k - число операций отпуска нефтепродуктов на автоматическом стояке налива или топливораздаточной колонке, и прекращают отпуск нефтепродукта из резервуара, при значении остатка нефтепродукта в резервуаре по бухгалтерским документам Мост=Мф′n⋅δ%b, где δ%=f(Мф/n) - относительная погрешность измерения отпускаемых доз массы нефтепродуктов из резервуара, b - принятое на текущий момент нормативными документами допустимое предельное значение относительной погрешности величины дебаланса между «книжными остатками», определенными по бухгалтерским документам, и фактическими результатами измерения массы нефтепродуктов в резервуаре, после чего определяют относительную погрешность фактического значения величины дебаланса - ΔM0=Мост.фактМост.бух⋅100% где Мост.факт - фактический остаток нефтепродукта в резервуаре, Мост.бух - значение остатка нефтепродукта по бухгалтерским документам.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что относительную погрешность фактического значения величины дебаланса определяют периодически.

3. Система сведения товарного баланса на нефтебазах и автозаправочных станциях при приеме, хранении и отпуске нефтепродуктов в системах нефтепродуктообеспечения, содержащая систему измерения массы нефтепродуктов на резервуаре, включающую резервуар для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов с выходным трубопроводом и размещенными по высоте резервуара средствами измерения находящейся в нем массы нефтепродуктов, электронно-вычислительное устройство бухгалтерии, устройство отпуска нефтепродуктов и блок сравнения, причем выход системы измерения массы нефтепродуктов на резервуаре связан с первым входом электронно-вычислительного устройства бухгалтерии и с первым входом блока сравнения, второй и третий входы блока сравнения связаны с первым выходом электронно-вычислительного устройства бухгалтерии и с первым выходом устройства отпуска нефтепродуктов соответственно, вход устройства отпуска нефтепродуктов связан с первым выходом блока сравнения, второй выход которого связан со вторым входом электронно-вычислительного устройства бухгалтерии, третий вход которого выполнен с возможностью регистрации информации о массе нефтепродуктов в товарно-транспортной накладной, а на его втором выходе формируется дебаланс нефтепродуктов.

4. Устройство по п.3, отличающееся тем, что блоком сравнения является контроллер.

5. Устройство по п.3, отличающееся тем, что средства измерения размещены по высоте резервуара равномерно.

6. Устройство по п.3, отличающееся тем, что электронно-вычислительное устройство бухгалтерии выполнено в виде компьютера.

www.findpatent.ru

Сводный товарный баланс нефтеперерабатывающего завода

Сводный товарный баланс нефтеперерабатывающего завода представлен в табл. 31.

Таблица 31

Сводный баланс завода

 

Поступило тыс. т/г % на нефть
Нефть обессоленная 100,00
Метанол 79,49 0,47
Всего 17079,49 100,47
Получено млн. т/г % на нефть
автомобильный бензин, в том числе: 7269,49 42,76
Супер 98 372,60 2,19
Премиум 95 1808,46 10,64
Регуляр 92 4059,87 23,88
Нормаль 80 937,61 5,52
Легкий алкилат 2,80 0,02
Бензин-рафинат 0,71 0,00
Риформат 0,08 0,00
Бензин КК 0,49 0,00
Изомеризат 1,47 0,01
МТБЭ 58,49 0,34
бензиновый отгон 26,91 0,16
ДТ 6936,84 40,80
ароматика, в том числе:   0,00
Бензол 163,16 0,96
Толуол 345,38 2,03
Ксилол 434,37 2,56
кокс нефтяной 469,34 2,76
котельное топливо 198,05 1,17
Топливный газ 315,04 1,85
Пропилен 164,33 0,97
битумы, в том числе: 0,00
Битумы дорожные 286,22 1,68
Битумы строительные 87,23 0,51
Сера элементарная 125,05 0,74
Оксид углерода 16,83 0,10
Диоксид углерода 11,14 0,07
Метан 3,29 0,02
Потери 251,67 1,48
Всего 17077,43 100,46

1. Получены товарные продукты – автомобильные бензины и дизельное топливо.

2. Бензол толуол и ксилол имеют широкий диапазон применений.

3. Нефтяной кокс используется для изготовления электродов и коррозионноустойчивой аппаратуры, восстановитель при получении ферросплавов и др.

4. Для получения дополнительного количества водорода использовался природный газ со стороны, поскольку количество сухого газа, получаемого на заводе мало и недостаточно для получения требуемого количества водорода.

5. Фракция С5+ и бензиновый отгон могут применяться на заводе в смеси с более тяжелыми продуктами как топливо на установках.

6. Топливный газ, сухой газ, котельное топливо рассматриваются как затраты топлива на переработку.

 

 

 

3. Глубина переработки[12]

Глубина переработки с учетом выхода всех продуктов и суммарной производительности составила 95,61%.

 

ГП = ((Н-ТГ-СГ-КТ-П) /Н)*100% = ((17000-315,04-198,05-251,67)/17000)*100 =

= 95,50

 

.

Дата добавления: 2015-09-03; просмотров: 84 | Нарушение авторских прав

Читайте в этой же книге: Индивидуальная расчетная задача №3 | Выбор схемы переработки нефти | Установка изомеризации | АГФУ непредельных углеводородов |mybiblioteka.su - 2015-2018 год. (0.01 сек.)

mybiblioteka.su

Разработка поточной схемы и расчет товарного баланса нефтеперерабатывающего завода (стр. 1 из 4)

Введение

Нефтеперерабатывающая промышленность – замыкающее звено нефтяной отрасли. От ее состояния зависят показатели всей отрасли, экономика и обороноспособность страны.

Важнейшей проблемой, стоящей в настоящее время перед нефтеперерабатывающей промышленностью, является углубление переработки нефти с целью максимального получения наиболее ценных светлых нефтепродуктов – моторных топлив и нефтехимического сырья.

Актуальность углубления переработки нефти все более возрастает в связи со снижением прироста ее добычи, увеличением затрат на добычу и транспортировку. Ограниченность мировых запасов нефти ведет к необходимости вовлечения в переработку нетрадиционных видов сырья – тяжелых и битуминозных нефтей, запасы которых заметно превосходят запасы обычных нефтей. Современные мировые доказанные запасы тяжелых нефтей и природных битумов составляет до 100 млрд. м3 . Ресурсы тяжелой нефти и нефтяных песков играют весьма существенную роль уже в настоящее время. Кроме того, многие нефтеперерабатывающие заводы стоят перед проблемой утилизации тяжелых остаточных фракций в связи с сокращением потребления котельных топлив, а также в связи с вводом норм ЕЭС, ограничивающих содержание в них серы (0.25 – 0.15%).

В девяностых годах отечественная нефтепереработка пережила глубочайший кризис, приведший к тому, что по объему переработки нефти Россия переместилась со второго места после США на четвертое, пропустив вперед Японию и Китай. Это, прежде всего, связано со следующими обстоятельствами: на большинстве нефтеперерабатывающих заводах износ основных фондов оценивается в 80% и приближается к критической черте; суммарная мощность предприятий используется на 80% /1/.

Эти два обстоятельства не позволяют нефтеперерабатывающим заводам накопить оборотных средств, для того, чтобы произвести модернизацию технологических процессов или внедрить новые экологически безопасные технологические процессы, которые бы позволили повысить глубину переработку нефти и обеспечить потребности страны в высококачественных, экологически чистых моторных топливах, смазочных материалах и другой продукции.

Доля углубляющих процессов в России примерно 20% от объема переработки нефти, а в США более 73%. Существенно отстает и развитие процессов, обеспечивающих качество нефтепродуктов (алкилирование, изомеризация, производство оксигенатов). Сравнительный состав технологических процессов приведен в таблице.

Современный состав технологических процессов нефтепереботки

Период формирования новой российской нефтепереработки совпал с существенным ужесточением мировых требований к качеству нефтепродуктов. Впервые было сформулировано понятие «экологически чистые моторные топлива».

За последние годы на большей части нефтеперерабатывающих заводов достигнуты определенные успехи в увеличении глубины переработки нефти, изменения ассортимента и улучшения качества нефтепродуктов.

Решение проблемы углубления переработки нефти в России (до уровня 75% к 2010 г. и 85% к 2020 г.) будет предопределятся наличием сырья для загрузки мощностей углубляющих процессов и освоения новых технологий для вовлечения в глубокую переработку нефтяных остатков, т.е. процессов каталитического крекинга, висбрекинга, коксования, гидрогенизационных процессов.

Основным процессом углубления, по имеющимся оценкам и прогнозам, будет каталитический крекинг. Для загрузки этого процесса потребуется вовлечение все более тяжелого сырья, вплоть до мазутов и гудронов после соответствующей подготовки их путем деасфальтизации различными растворителями, а также газойлей вторичного происхождения.

Наряду с каталитическим крекингом достаточно широкое использовние в мировой нефтепереработке находит гидрокрекинг, обеспечивающий более высокие выходы моторных топлив, а сочетание каталитического кркинга с гидрокрекингом позволяет создавать оптимальные схемы перебоки с максимальным выходом и требуемым ассортиментом моторных топлив с заданным соотношением автобензина, авиакеросина и дизельного топлива.

Наращивание мощностей по каталитическому крекингу, термическому крекингу и коксованию приведет к увеличению ресурсов низших олефинов, которые будут вовлекаться в химическую переработку с целью получения изопарафиновых углеводородов путем алкилирования и кислородсодержащих соединений, главным образом, путем этерификации.

Без увеличения производства изопарафиновых углеводородов и кислородсодержащих соединений обеспечить потребности общества в высокосортных и экологически чистых бензинах практически невозможно.

Большая часть бензинов, выпускаемых отечественными нефтеперерабатывающими заводами, не соответствуют европейским стандартам. Экспортируемый бензин используется как сырье для дальнейшей переработки, а не как топливо.

Основными базовыми компонентами товарных автобензинов являются катализаты риформинга и каталитического крекинга. Распространение каталитического риформинга может быть ограничено из-за высокого содержания в продуктах ароматических углеводородов, в том числе бензола.

Процессы алкилирования изобутана бутиленами, изомеризации пентан-гексановой фракции, олигомеризации и полимеризации, производства оксигенатов в последнее десятилетия значительно усовершенствованы. Указанные процессы позволяют вырабатывать нетоксичные высокооктановые компоненты, доля которых в товарных бензинах неуклонно растет.

По имеющимся оценкам для выхода России на уровень ведущих стран мира по выпуску высокооктановых бензинов необходимо мощности каталитического крекинга довести до 15% к мощности установок первичной переработки нефти; мощности каталитического риформинга – 15%, изомеризации легких бензиновых фракций – до 3%, алкилирования с получением технического изооктана – до 4%. Одновременно требуется существенно расширить вовлечение в товарные бензины кислородсодержащих добавок (эфиры и спирты) и различных октанповышающих присадок.

1. Характеристика исходного сырья

Исходным сырьём принимается Одоптинская нефть окобыкайской свиты о. Сахалин. Характеристика исходного сырья приведена в таблице 1.1.

Таблица 1.1. – Характеристика исходного сырья

Пригодность нефти для производства битумов (ГОСТ11954–66) определяется по формулам:

А+С – 2,5*П≥8 – наиболее пригодна; /5, с. 245/ (1.1)

0≤А+С – 2,5*П≤8 – пригодна; /5, с. 245/ (1.2)

А+С – 2,5*П≤0 – непригодна; /5, с. 245/ (1.3)

где А – содержание асфальтенов, % масс;

С – содержание смол, % масс;

П – содержание твердых парафинов, % масс;

Поскольку выражение А+С – 2,5*П= -0,50, то Одоптинская нефть не пригодна для производства битумов.

2. Характеристика продукции

Готовой продукцией завода является: автомобильный бензин Аи-95, зимнее и летнее дизельное топливо, сера элементарная, сжиженные газы, жидкий парафин, кокс.

2.1 Характеристика автомобильного бензина

На НПЗ вырабатывается бензин Аи-95. Требования к бензину Аи-95 представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Требования к бензину АИ-95 по ГОСТ 2084–77

2.2 Характеристика дизельного топлива (ДТ)

Требования к дизельному топливу представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 – Характеристика ДТ в соответствии с ГОСТ 32675 – 01

2.3 Характеристика сжиженного газа

mirznanii.com