Технические средства автоматизации узлов коммерческого учета нефтей, нефтепродуктов и природного газа

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации  
Федеральное государственное бюджетное  
образовательное учреждение высшего образования 
«Казанский национальный исследовательский 
технологический университет» 
 
 
 
 
 
В. В. Кузьмин, А. В. Чупаев, А. Н. Ахмерова 
 
 
 
ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА  
АВТОМАТИЗАЦИИ УЗЛОВ  
КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА 
НЕФТЕЙ, НЕФТЕПРОДУКТОВ 
И ПРИРОДНОГО ГАЗА 
 
 
Учебное пособие 
 
 
 
 
 
 
 
 
Казань 
Издательство КНИТУ 
2020 

УДК 658.011.56:665.6(075)
ББК 32.965:35.514я7

K89

Печатается по решению редакционно-издательского совета 

Казанского национального исследовательского технологического университета

Рецензенты:

д-р техн. наук, проф. К. Х. Гильфанов

канд. техн. наук Н. А. Николаев

К89

Кузьмин В. В.
Технические средства автоматизации узлов коммерческого учета 
нефтей, нефтепродуктов и природного газа : учебное пособие / 
В. В. Кузьмин, А. В. Чупаев, А. Н. Ахмерова; Минобрнауки России, 
Казан. нац. исслед. технол. ун-т. – Казань : Изд-во КНИТУ, 2020. – 252 с.

ISBN 978-5-7882-2834-1

Рассматриваются нормативные требования к современным узлам ком
мерческого учета нефти, нефтепродуктов и природного газа, варианты схем их 
исполнения и аппаратный состав для реализации динамических и статических 
режимов функционирования. Описаны физические принципы работы, устройство и условия применения рекомендуемых для их комплектации технических 
средств.

Предназначено инженерно-техническим работникам, обучающимся по 

программам дополнительного образования, а также магистрантам направлений подготовки 27.04.04 «Управление в технических системах» и 15.04.04 
«Автоматизация технологических процессов и производств».

Подготовлено на кафедре систем автоматизации и управления техноло
гическими процессами.

ISBN 978-5-7882-2834-1
© Кузьмин В. В., Чупаев А. В., 

Ахмерова А. Н., 2020

© Казанский национальный исследовательский 

технологический университет, 2020

УДК 658.011.56:665.6(075)
ББК 32.965:35.514я7

ВВЕДЕНИЕ 
 
В настоящее время в связи с гигантским ростом энергопотребления практически во всех сферах человеческой жизнедеятельности существенно увеличиваются добыча, производство и потребление жидких и газообразных углеводородных энергоносителей. Одновременно 
увеличиваются и цены на них. В данной ситуации проблема осуществления и совершенствования способов учета расхода нефти, нефтепродуктов и природного газа становится особенно актуальной. Решению 
этой проблемы в значительной степени способствуют имеющиеся уже 
достижения в области развития цифровых технологий измерительной и 
вычислительной техники. 
Под учетом жидкой или газообразной продукции при добыче, 
транспортировке, переработке, хранении или потреблении понимается 
определение ее количества и качественных показателей на основе измерений и других регламентируемых процедур. В зависимости от целей и типа решаемых задач учет может быть технологическим, хозрасчетным и коммерческим. Первые две из указанных разновидностей 
учета проводятся в целях контроля и поддержания материального баланса при ведении конкретного технологического процесса либо для 
оценки текущей экономической деятельности внутри отдельного производства, а коммерческий учет осуществляется при проведении взаимных расчетов между сторонними субъектами, т. е. между поставщиками продукции и ее покупателями. По этой причине к коммерческому учету, к методам и средствам его реализации, предъявляются 
особенно жесткие требования, которые регламентируются государственными стандартами или иными официальными нормативными документами. 
По установившейся традиции при учетных и расчетных операциях количество нефти и нефтепродуктов принято представлять в единицах массы, а количество газа – в единицах объема, приведенных к 
нормальным условиям. Последнее обстоятельство объясняется тем, что 
именно этот показатель позволяет более точно вычислять важнейшие 
энергетические характеристики газообразного топлива. 
Помимо количества при коммерческом учете требуется также учитывать и некоторые показатели качества отпускаемых продуктов. Для 
сырой товарной нефти такими показателями являются содержание влаги, 
хлористых солей, серы и ряда механических примесей, составляющих 

так называемый балласт, для нефтепродуктов – состав и некоторые физико-химические свойства, а для природного газа – компонентный состав, плотность, вязкость, коэффициент сжимаемости, объемная теплота 
сгорания, число Воббе, относительная влажность. 
Для определения массы нефти и нефтепродуктов при учетно-расчетных операциях разработано несколько методов. Два из них по способу реализации относятся к категории динамических, а три – к категории статических. Динамические методы бывают прямыми и косвенными. Применяются они для измерений в процессе транспортировки 
продукта по трубопроводам. 
Прямой динамический метод основывается на использовании в 
качестве основного средства измерения расхода массовых расходомеров. Конечный результат, т. е. суммарную массу, при этом получают 
интегрированием показаний «массомера» за определенный промежуток времени.  
При реализации косвенного метода динамического измерения 
расход продукта измеряется в единицах объема соответствующими 
счетчиками или расходомерами, а его суммарная масса определяется в 
результате умножения показаний этих приборов на плотность контролируемой среды с последующим интегрированием результата во времени. Значение плотности продукта при этом может определяться либо 
непосредственно по показаниям поточного плотномера, либо расчетным путем по измеренным температуре и давлению в трубопроводе. 
Статические методы применяются для определения массы жидких продуктов в различных мерах вместимости: в резервуарах, в железнодорожных и транспортных цистернах, танкерах и т. п. Они также бывают прямыми и косвенными.  
Прямой метод статического измерения применяется для определения массы продукции, транспортируемой автомобильным или железнодорожным транспортом. Он реализуется при помощи специальных 
автомобильных и железнодорожных весов. 
Косвенные методы статического измерения применяются в основном для определения массы продуктов, хранящихся в стационарных 
резервуарах, и основными инструментами при их реализации являются 
средства измерения уровня, плотности и гидростатического давления. 
Для определения количества газа на пунктах коммерческого 
учета применяются только динамические методы измерения, которые 
также бывают прямыми или косвенными. 

В зависимости от пропускной способности узлы учета расхода и 
количества природного газа разделены на 4 категории: 
- первую с производительностью свыше 105 м3/ч; 
- вторую с производительностью (2∙104–105) м3/ч; 
- третью с производительностью (103–2∙104) м3/ч; 
- четвертую с производительностью не более 103 м3/ч. 
По назначению и по уровню требований к точностным характеристикам они поделены на 5 классов (от А до Д): 
1) к классу А отнесены узлы, предназначаемые для обслуживания экспортно-импортных операций;  
2) классу Б – узлы для измерения объемов природного газа, поставляемого отечественным потребителем; 
3) классу В – узлы, обеспечивающие контроль поставок между 
газотранспортными дочерними предприятиями и дочерними предприятиями по подземному хранению газа; 
4) классу Г – узлы контроля на межсистемных перемычках газопроводов; 
5) классу Д – узлы контроля потребления газа предприятиями–
поставщиками на собственные нужды или на его утилизацию (например, на факел).  
 
 

5

1. ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ ОБ УСТРОЙСТВЕ УЗЛОВ  
КОММЕРЧЕСКОГО УЧЕТА НЕФТИ, НЕФТЕПРОДУКТОВ  
И ПРИРОДНОГО ГАЗА 
 
Современный узел коммерческого учета продукции, транспортируемой по трубопроводам, представляет собой комплекс изделий заводской готовности, который, помимо технологической части и необходимых средств измерения, включает в себя автоматизированную систему обработки измерительной информации и управления работой 
всего оборудования. 
Функциональную структуру типового современного автоматизированного узла коммерческого учета такого типа, построенного по 
блочно-модульному принципу, можно представить схемой, приведенной на рис. 1.1. 
 

 
 
Рис. 1.1. Функциональная схема типового современного узла  
коммерческого учета (1 – пробозаборное устройство) 
 
В соответствии с блочно-модульным принципом построения каждый 
блок, входящий в технологическую структуру такого узла, представляет собой автономную подсистему, обеспечивающую выполнение 
определенной заданной функции. Все блоки конструктивно и 

информационно совместимы, взаимозаменяемы и монтируются на отдельных рамах. Указанное обстоятельство позволяет при необходимости изменять или наращивать их состав. 
Технологическая часть узла включает в себя: блок измерительных линий (БИЛ), блок контроля параметров качества (БКК) и пробозаборное устройство 1. Помимо указанных основных компонентов в 
нее обычно включаются: блок фильтров (БФ), блок рабочих эталонов 
расхода (БРЭР), узел регулирования давления в измерительных линиях, 
узел регулирования расхода через БРЭР, узел подключения передвижной поверочной установки (ПУ), а также технологические и дренажные 
трубопроводы. 
Конкретный аппаратный состав узлов учета нефти, нефтепродуктов и природного газа в документах не оговаривается. Указывается 
только, что при их проектировании основное и вспомогательное оборудование (включая средства вычислительной техники) следует подбирать в зависимости от выбранных средств измерения с учетом оптимальных затрат на реализацию и дальнейшее обслуживание всей системы, но при обязательном соблюдении установленных показателей 
точности по конечным результатам. В частности, согласно ГОСТ Р 
8.903-2015 допускается относительная погрешность измерения массы 
брутто нефти от 100 т и выше устанавливается в пределах ±0,25 %, а по 
массе нетто при таких же условиях в пределах ±0,35 %. 
Пределы допускаемой относительной погрешности или расширенной неопределенности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, для узлов учета различных категорий и классов указаны в табл. 1.1 (из СТО Газпром 5.37-2011), а требования к объемам 
выполняемых ими функций приведены в приложении. 
Таблица 1.1  
Метрологические требования к узлам учета газа  
различных категорий 

Категория 

Предел допускаемой относительной погрешности или 
расширенной неопределенности измерений объема газа, 

(%) в зависимости от класса узла измерений

А
Б
В
Г
Д

I
0,8
0,8
1,0
2,5
5,0

II
0,8
1,0
1,5
2,5
5,0

III
0,8
1,5
2,0
2,5
5,0

IV
0,8
2,0
2,0
2,5
5,0

 

Допускаемая относительная погрешность в определении объемной теплоты сгорания природного газа при использовании штатной 
аналитической аппаратуры должна быть в пределах ±3 %. 
 
 
1.1. Блок измерительных линий 
 
Блоки измерительных линий предназначаются для обеспечения 
наиболее благоприятных условий измерения расхода контролируемых 
сред выбранными для этих целей техническими средствами. Как правило, они представляют собой линейки параллельных прямолинейных 
труб одинаковой геометрии, объединенных входным и выходным коллекторами. Каждая такая труба, называемая измерительной линией 
(ИЛ) оборудована средством измерения расхода ИР (счетчиком или 
расходомером) с соответствующими предвключенными и поствключенными прямолинейными участками, при необходимости струевыпрямителями (СВ), устройствами для отбора импульсов давления, показывающими манометрами и датчиками абсолютного давления, карманами для установки термометров или датчиков температуры, а также 
запорной арматурой с ручным и дистанционным управлением.  
Типичная схема блока измерительных линий современного узла 
коммерческого учета показана на рис. 1.2. 
Перед входом и на выходе каждой измерительной линии устанав
ливается запорная арматура. Диаметры входного и выходного коллекторов рассчитываются на максимальный расход продукта через узел с 
учетом допускаемой скорости потока (для магистральных нефтепроводов эта скорость не должна превышать 7 м/с, а для промысловых нефтепроводов – 4 м/с). 
В состав БИЛ кроме рабочих измерительных обычно включают 
дополнительные контрольную и резервную линии. Общее число измерительных линий в блоке может быть от 2 до 10. По крайней мере одна 
из них, должна быть резервной или контрольной, а остальные – рабочими. Контрольная линия предназначается для осуществления оперативного контроля состояния метрологических характеристик (МХ) 
счетчиков или расходомеров, действующих в рабочих измерительных 
линиях. В случае необходимости она может быть использована также 
для подмены рабочей линии, вышедшей из строя.  

Рис. 1.2. Типовой блок измерительных линий: ПР – преобразователь расхода;  
СВ – струевыпрямительное устройство; РР – регулирование расхода;  

ПЗУ – пробозаборное устройство; БКК – блок контроля параметров качества

Количество (n) и размеры рабочих измерительных линий определяется, исходя из следующих соображений. Вначале с учетом возможного нижнего предельного значения расхода продукта через узел учета 
𝑞"".$%&  выбирают подходящий типоразмер преобразователя расхода. 
При этом расход через преобразователь qп.р. принимают равным приблизительно 60 % от верхнего предела его рабочего диапазона измерений 𝑞пр.$(). Затем делением верхнего предельно возможного значения 
расхода через узел учета 𝑞"".$() на принятое значение расхода через 
выбранный расходомер определяют ближайшее большее целое число:  

. 

При выборе типоразмера измерителя расхода рекомендуется учитывать то обстоятельство, что чем меньше их диаметр, тем больше срок 
службы, меньше затраты на обслуживание, ремонт и поверку; БРЭР 
узла учета при этом также будет иметь меньшие размеры, меньшую 
стоимость и большую мобильность. Число резервных измерительных 
линий выбирается, исходя из условий обеспечения максимальной 
надежности функционирования БИЛ и непрерывности работы узла 
учета. Оно должно составлять не менее 30 % от числа рабочих линий. 
Диаметры условного прохода расходомеров или счетчиков, устанавливаемых в блоках измерительных линий, не должны превышать 400 мм. 
Из курса физики известно, что при падении статического давления хотя бы на одном участке транспортного трубопровода ниже давления насыщенных паров транспортируемой капельной жидкости (или 
сжиженного газа) возникает явление кавитации, которое сопровождается интенсивным выделением паровой фазы (кипением). Транспортируемая среда при этом становятся двухфазной, и ее физические свойства (в частности, плотность и вязкость) заметно изменяются. Указанное обстоятельство изменяет характер распределения скоростей в потоке и таким образом оказывает негативное воздействие на работу расходоизмерительных устройств практически всех разновидностей. По 
указанной причине для обеспечения безкавитационных режимов течения нефти, нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов давление в наиболее узких местах измерительных линий должно поддерживаться не ниже следующего уровня значений: 
,  

где Pp – минимальное значение избыточного давления после ПР, МПа; 
Pн – давление насыщенных паров перекачиваемого жидкого продукта 

.

.
0.6

yy max

пр max

q
n
q
=
×

2,06
2
р
н
P
P
P
=
+ D