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 М_ф и документальной массой М_д, находящейся в данный момент в резервуарах. При этом пределы относительной погрешности измерений δ должны быть не более 0,5%, т.е. |М_ф-М_д|<0,5%, по формуле М_ф-М_д=δ (3). Если М_ф-М_д>-0,5%, то ответственность за недостачу ложится на материально ответственное лицо, если М_ф-М_д>+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 М_ф на данный момент и книжными остатками массы нефтепродуктов в резервуаре на этот же данный момент по бухгалтерскому учету М_д по формуле М_ф-М_д=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 М_нпр=ρV (2). Масса остатка нефтепродуктов, находящихся в резервуаре М_{нпр.ост}, будет равна ρ_ост V_ост. Вычисленную массу М_{нпр.ост} заносят в память ЭВМ и сравнивают ее с документальной массой М_д.ост, т.е. с массой нефтепродукта, находящегося на этот момент в резервуаре, по бухгалтерским книжным остаткам и в ЭВМ. Вычисляют величину дебаланса между М_{нпр.ост} и М_д.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 М_{нпр.ост} - М_д.ост=δ_ост. При этом значение δ_ост 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 М_ф перед поступлением новой дозы нефтепродуктов, и массой М_д нефтепродуктов в резервуаре на данный момент по документальным данным, отраженной в бухгалтерских документах. И затем по формуле М_ф-М_д=δ (3) определяют величину и знак дебаланса, где:

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

М_д - 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 М_фп при увеличении или уменьшении значений фактических измерений объема V_п и плотности ρ_п таким образом, чтобы величина дебаланса находилась в пределах величины δ_п ± 0,5%. Если же прием новой дозы нефтепродуктов в резервуар осуществляется только в соответствии с массой нефтепродуктов М_п, указанной в товарно-транспортной накладной, то корректировка принимаемой массы нефтепродуктов М_п не проводится и в память ЭВМ и в бухгалтерию заносятся данные в соответствии с массой нефтепродуктов М_п, указанной в товарно-транспортной накладной, т.е. М_фп=М_дп=М_п. При этом при после поступления в резервуар новой дозы нефтепродуктов в ЭВМ записывается фактическое суммарное значение массы М_фс нефтепродуктов, полученной на основе результатов измерений в резервуаре h_фс и ρ_фс по формуле (1), а также значение массы, зафиксированной в бухгалтерских документах М_дс. При этом М_фс рассчитывается по формуле (2) и равно = ρ_cV_c, а значение массы, зафиксированной в бухгалтерских документах М_дс, рассчитывается как сумма М_д.ост+М_дп. Снова вычисляется величина и знак дебаланса для суммарного количества находящихся в резервуаре нефтепродуктов - то, что было плюс новая доза по формуле (3) М_фс-М_дс=δ_с. В зависимости от величины и знака дебаланса δ_с 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 δ_отп=±0,5%. И эти откорректированные измерения М_ф.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. М_ф-М_д=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. М_д=М_д.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 М_ф=М_нпр=ρV (2). Результаты замеров и вычислений определили, что фактическая масса остатка нефтепродуктов, находящихся в резервуаре, составляет М_ф=М_{нпр.ост}=ρ_остV_ост.=100200 кг. Тогда ЭВМ проводит вычисление дебаланса по формуле М_ф-М_д=δ, т.е. 100200 кг - 100000 кг = 200 кг. Таким образом, величина дебаланса по остатку составляет 200 кг со знаком плюс. Т.е. δ_о=200 кг.

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

Рассмотрим первый вариант, когда поступление и прием осуществляется по товарно-транспортной накладной, когда М_д=М_дп, а измерение фактических масс М_ф=М_фп не осуществлялось. В этом случае М_дп=М_фп, а δ_п=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 М_д=М_д.ост=100000 кг, а фактическая масса остатка нефтепродуктов, находящихся в резервуаре, составляла М_ф=М_{нпр.ост}=ρ_остV_ост.=100200 кг.

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

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

По формуле (3) вычисляется величина и знак дебаланса для суммарного количества находящихся в резервуаре нефтепродуктов М_фс-М_дс=δ_с, т.е. М_фс-М_др(599700-600000) кг = -300 кг = δ_с. Таким образом возникла отрицательная величина дебаланса.

По ГОСТ Р8.595.2004 абсолютная величина дебаланса не должна превышать значение ±0,5% от документальной бухгалтерской массы М_др, что соответствует ± 3000 кг от 600000 кг. Полученная величина дебаланса δ_с=-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.

М_ф-М_д=δ→0.

Положим, производится отпуск нефтепродуктов потребителю дозами массой М_д.отп по 20000 кг в бензовоз. Эта информация вводится в ЭВМ, которая уменьшает фактически отпускаемую массу М_ф.отп в разрешенных пределах δ_отп=100 кг за счет средств измерений объема V_ост и плотности ρ_отп таким образом, чтобы величина дебаланса находилась в пределах величины δ_отп±0,5%. Т.е. после заправки трех таких бензовозов величина дебаланса δ_с=-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. М_д=М_д.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 М_ф=М_нпр=ρV (2).

Результаты замеров и вычислений определили, что фактическая масса остатка нефтепродуктов, находящихся в резервуаре, составляет, как и по первому варианту, М_ф=М_{нпр.ост}=ρ_остV_ост.=100200 кг. Тогда ЭВМ производит вычисление дебаланса по формуле М_ф-М_д=δ, т.е. 100200 кг - 100000 кг = 200 кг. Таким образом, величина дебаланса по остатку составляет 200 кг со знаком плюс. Т.е. δ_о=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, М_дп=500000 кг. Таким образом суммарное значение массы нефтепродуктов в резервуаре по документам бухгалтерии стало М_др=М_д.ост+М_дп=(100000+500000)=600000 кг.

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

По формуле (3) вычисляется величина и знак дебаланса для суммарного количества находящихся в резервуаре нефтепродуктов М_фс-М_дс=δ_с, т.е. М_фс-М_др (600200-600000) кг = +200 кг = δ_с. 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 δ_п±0,5% от принятой документальной бухгалтерской массы М_др, что соответствует δ_п±3000 кг от 600000 кг. Тогда полученная величина дебаланса δ_с=+200 кг, занесенная в ЭВМ, уменьшится при получении товарной массы нефтепродуктов резервуара М_дп 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. М_ф-М_д=δ→0.

Для этого М_дп должно быть 499800 кг и должно ровняться М_фп, где М_фп - фактически поступившая товарная масса нефтепродуктов. И тогда ЭВМ проводит расчет М_фп по формуле = ρ_пV_п (2) с таким выбором значений ρ_п и V_п, чтобы М_фп=М_дп=499800 кг. Тогда по бухгалтерским документам будет отражена М_дп=499800 кг и значение дебаланса будет сведено к нулю, т.к. М_фс=(100200+499800)=600000 кг. Т.е.. М_фс-М_др (600000-600000) кг = 0=δ_с, где ρ_п - плотность поступившей товарной массы нефтепродуктов, а V_п - 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.