Избавится ли газовый комплекс Чечни от непрофессионалов? Решит ли новое руководство ОАО «Чеченгазпром» задачу по снижению потерь газа и улучшению платежной дисциплины? Кем будет тот, кому позволят взойти на «олимп» газового комплекса?

Газовый комплекс – стратегической важности звено экономики Чечни. Оно призвано обеспечивать бесперебойную подачу газа потребителям как самой республики, так и соседних регионов.

ОАО «Чеченгазпром», выполняющее эту задачу, в последние годы все чаще демонстрирует неспособность справиться как с учетом потока газа, так и со сбором платежей за потребленное топливо. Объемы задолженности растут, потери (читай – хищения) не уменьшаются.

Так, если разница баланса в 2012 году составляла 48,1 процента, то по итогам 2014 года она превысила 49,3 процента. Иначе говоря, до половины поставленного в регион газа «испаряется» попросту.

Столь же катастрофична ситуация с оплатой за полученный различными потребителями газ. Скажем, если в 2013 году поступили 81,1 процента от объема начисленных сумм, то в 2014 году – только 71,1. Таким образом, идет не поддающееся объяснению наращивание долгов, а никак не уменьшение.

«Самый "теплый" человек»

Ежегодный объем транспортируемого ОАО «Чеченгазпром» газа колеблется в пределах 10-11 миллиардов кубометров. Газотранспортная система компании включает в себя более 700 км магистральных газопроводов и отводов высокого давления и 36 газораспределительных станций по регулированию потока газа и его учету.

Общая протяженность газораспределительной системы составляет 8305 километров, в нее входят также свыше 1 600 единиц регулирующего оборудования. В зимний период ежесуточно прокачивается 15-20 миллионов кубометров газа.

Уровень газификации республики составляет 95 процентов. Это один из лучших в России показателей, и это одно из крупнейших достижений руководства региона, которым оно по праву гордится.

На сайте Грозненского технического университета гендиректор «Чеченгазпрома» Ломали Баймурадов назван «самым "теплым" человеком». Он возглавляет данное ОАО с 2004 года. С 2008 года руководил и двумя другими газовыми компаниями республики - ОАО «Чеченгаз» и ЗАО «Газпром межрегионгаз Грозный».

Между тем все это время ситуация в газовой отрасли остается в центре внимания первых лиц республики. Так, только в 2004-2005 гг. меры по стабильному обеспечению населенных пунктов четыре раза обсуждались правительством ЧР. Тогда же профильные ведомства инициировали принятие генплана в целях оздоровления газового хозяйства.

В этот же период были выдвинуты предложения по созданию единого «хозяина» или курирующего органа для эффективного решения имеющихся проблем. Однако, вопреки всему, принимается решение о создании «Чеченрегионгаза», и ему передаются функции по реализации и учету газа.

Однако нормативно-правовая база, регламентирующая потребление газа, так и не стала действующей. Несанкционированный отбор газа до сих пор уголовно не наказуем, не налажен стопроцентный учет потребителей всех категорий, не исполняются договорные обязательства.

Эта ситуация ни на йоту не изменилась и после того как в 2008 году Ломали Баймурадов был назначен «единым хозяином» трех юридически самостоятельных газовых компаний. Сохраняется вопиющий разбаланс (разница между поставленным и потребленным объемом газа – авт. ), снижение платежей приняло хроническую форму.

Справедливости ради надо отметить, что потери газа происходят не только и не столько по причине хищений или несанкционированного отбора, сколько и из-за технического состояния газораспределительных сетей, «переживших» все сроки эксплуатации.

По оценкам разных специалистов, потери газа в распределительных системах составляют от 18 до 22 процентов. ГРО обязана принимать эти потери на свой баланс, но берет - в силу негласной установки и договорных обязательств – не более 0,6 процента.

Потери сверх этой цифры – убытки ЗАО «Газпром межрегионгаз Грозный». Они – следствие действий или бездействия как руководства компании, так и служебного несоответствия начальников районных подразделений.

Тепличное хозяйство Аргунского сахарного завода.

Ситуация являет примеры-«картинки», которые говорят о неблагополучии на всех уровнях управления, а также о том, что всё и вся в данной «машине» беспрекословно подчиняется некоему закулисному «дирижеру».

Согласно «Справке по работе абонентских отделов ЗАО "Газпром межрегионгаз Грозный" за январь 2015 года», «количество абонентов по населению» составляет 267 369 человек.

За месяц компанией получено 472,03 миллиона кубометров газа, реализовано – 231,4 миллиона кубов. Разбаланс по республике составил 51 процент. Говоря иными словами, больше половины поступившего в регион газа до потребителя не дошло, значит, и платить за него некому.

При этом из той же справки следует, что за вторую поставленную потребителям половину газа компанией начислено 579,1 миллиона рублей. Газ примерно на такую же сумму, даже чуть большую, не то «заблудился» где-то в распределительных сетях, не то «ушел» на нужды неизвестного потребителя, за месяц причинив компании ущерб более чем в полмиллиарда рублей. Напрашивается вопрос: «Кто эти "сливки" снял?»

По отдельным абонентским отделам картина «маслянистей». Так, разбаланс газа по Гудермесскому району составил 57,7 процента, по городу Аргун - 62,8, по Курчалоевскому району – 71,7. Это как надо постараться, чтобы «недосчитаться», как в случае с Курчалоем, свыше двух третей поступившего объема газа?

По названной выше справке, из начисленных 579,1 миллиона рублей от населения в качестве оплаты за потребленный газ поступило 151,15 миллиона рублей, или 26,1%.

Судя по документу, наихудшая ситуация по Урус-Мартановскому району, из числа жителей которого за газ расплатился лишь каждый шестой. Из начисленных 67 миллионов рублей населением района выплачено только 10,6 миллиона. «В эти цифры невозможно поверить», - в один голос утверждают как специалисты отрасли, так и рядовые потребители газа.

Ломали Баймурадов - самый "теплый" человек. Фото: bezformata.ru

Во-первых, тот же Урус-Мартановский район по уровню платежной дисциплины еще два-три года назад считался одним из примерных в республике. Проблемы начались с момента реорганизации в отрасли и последовавшей за ней кадровой чехарды. За неполных два года районный абонентский отдел сменил трех руководителей, массовые увольнения идут теперь на уровне контролеров, других специалистов.

Во-вторых, зарплата, пенсия, другие социальные пособия в республике уже года три не выплачиваются до тех пор, пока не представлена справка об отсутствии задолженности за коммунальные услуги, в первую очередь за газ, и не произведена оплата за текущий месяц.

В районе и республике вряд ли есть семья, в которой нет хотя бы одного работающего ее члена, пенсионера или инвалида, и сложно представить, что кому-то из них делается «поблажка» в виде отсрочки очередного платежа за газ или свет.

В-третьих, население уже не первый год буквально стонет от «выкрутасов» поставщиков того же газа. Обоснованность жалоб регулярно подтверждается разными инстанциями.

Так, 7 июля прошлого года мэр Урус-Мартана Аслан Юсупов в письме на имя начальника районного абонентского отдела ЗАО «Газпром межрегионгаз Грозный» А.Бахаева пишет: «Повторно направляем вам перечень неправомерно открытых лицевых счетов с приложением дополнительного списка, состоящего из 34 адресов». Месяцем ранее в таком же письме мэр привел список из 32 других адресов.

По словам работников отдела, имеется также список двойных счетов на 97 абонентов, сумма задолженности по которым составляет 12 миллионов рублей.

А ведь лучшей «дойной кровы» и не придумать: по одному лицевому счету за абонентом долга нет, по другому – у него задолженность тысяч на сто, а то и больше. Абоненту можно показать первый и успокоить, проверяющему – второй, вот, мол, не платит человек, и ничего с ним не сделать. И даже не вспомнить, на что потратил полученные от добросовестного потребителя сто тысяч.

В этом же ряду – примеры иного рода. Так, 7 февраля с.г. инженер Урус-Мартановского абонентского отдела письменно сообщает своему начальнику о семи «коммерческих объектах, которые не имеют договора на поставку газа».

В свою очередь, 16 февраля с.г. начальник отдела просит письмом начальника районного филиала ОАО «Чеченгаз» «принять соответствующие меры» в отношении шести иных коммерческих объектов, не имеющих договора на поставку газа.

Можете представить уровень «находчивости» газовиков – на «некоммерсантов» они заводят по два лицевых счета, а с «коммерсантами» умудряются даже договора на поставку газа не заключить? Прибыльно, значит, и так, и этак поступать! Вдвойне, втройне выгодно!

«Чем глубже в лес…» - пословица, однозначно, про «хозяйство», доверенное Ломали Баймурадову и Асланбеку Халидову – гендиректору ЗАО «Газпром межрегионгаз Грозный». С той лишь разницей, что «дрова» в данном случае имеют конкретное денежное выражение, далеко не каждому известное.

Нет, скажем, секрета в том, насколько ревностно власти республики стараются возвратить к родным очагам людей, покинувших Чечню в период войны. И они, власти, видно, не подозревают даже, сколь успешно два названных выше должностных лица «опустошают» регион.

По правилу, на человека, потребляющего газ, заводится лицевой счет. Закрывают его большей частью в том случае, если абонент переехал, а в доме или квартире, в которой он проживал, никто не живет, соответственно и газ никем не используется. Так вот, сколько может быть в Чечне такого жилья и закрытых лицевых счетов?

Цифру не угадать, да и поверить в нее нельзя, т.к., по данным на начало года, таких счетов по республике – 18004! При этом с оговорками, но все же можно согласиться с тем, что, например, из Шелковского района уехали или поменяли адрес всего четыре человека, а Веденский район покинули 30 человек. Здесь все понятно: горы, безработица и т.д.

А как себе или кому-то еще вдолбить в голову, заставить поверить, что, к примеру, в Шалинском районе стало на 8790 абонентов меньше? Куда эти люди подевались? Какая такая эпидемия сорвала тысячи семей с насиженных мест?

Или что за мор обрушился на небольшой город Аргун, где закрыто 2200 лицевых счетов? Как так случилось, что при общем количестве потребителей в 70 тысяч в столице Чечни их число за короткий период сократилось на 4200 человек?

«Нет человека – нет проблемы»? Ну, не обязательно же, чтобы умер или уехал. Достаточно поставить крест на лицевом счете, вывести из базы данных – и живи себе спокойно, не забывая время от времени «благодарить» работников «Межрегионгаза».

Конечно, это всего-навсего предположение, но оно «жизненнее» мысли о массовом бегстве населения или эпидемии. Официальных расчетов не найти. Если же исходить из начисленных в январе сумм, то за потребленный в первый месяц года газ каждый чеченский абонент должен заплатить в среднем 2200 рублей.

Выходит, «мор» в Шалинском районе, в результате которого закрыты тысячи лицевых счетов, обошелся поставщику газа в сумму порядка 17 миллионов рублей.

Впрочем, известны оценки и специалистов «Чеченгазпрома» по объемам хищений газа. В соответствии с этими данными, несанкционированный отбор газа, к примеру, тепличными хозяйствами составляет порядка 12-15 миллионов кубометров в месяц, или 60-75 миллионов кубометров в течение зимнего периода. И крупные потребители в базе данных региональных газовых компаний, как правило, не значатся.

В этом плане крайне «интересна» ситуация, сложившаяся в городе Аргун. Местный сахарный завод имеет свое подсобное хозяйство, включающее в себя девять теплиц общей площадью 3000 квадратных метров. Объект не маленький, однако, как ни странно, до недавних пор по базам данных ЗАО «Газпром межрегионгаз Грозный» он не проходил.

Договор на поставку газа заключен лишь в начале марта этого года, когда зашатались кресла под группой руководителей отрасли. По единодушному мнению специалистов компании, «льготу» в виде невключения в базу данных, а, значит, и освобождения от оплаты за газ тепличное хозяйство получило в связи с тем, что его арендует некий Шахид Оздамиров – сын сотрудника республиканского ОБЭП, курирующего газовый комплекс.

Кстати, в Аргуне произошло и другое «значимое событие»: освободили от занимаемой должности начальника местного абонентского отдела ЗАО «Газпром межрегионгаз Грозный».

До перехода на работу в ЗАО он работал поваром в кафе, принадлежащем близкой родственнице Асланбека Халидова, и до сих пор не ясно, за какие заслуги его оторвали от привычных занятий и поставили руководить отделом, где необходимы особые знания и опыт.

Природный газ в Чечню поступает через газоизмерительную станцию (ГИС) «Кумли» в Ногайском районе Дагестана. Далее он проходит через компрессорную станцию (КС) «Червленная» и по газопроводу Моздок - Кази - Магомед направляется на КС «Моздок» и ГИС «Аксай». Перед последней станцией отводом Аксай - Гудермес - Грозный газ подается чеченским потребителям.

Количество потребленного республикой голубого топлива вычисляется в виде разницы объемов на ГИС «Кумли» с одной стороны, и на КС «Моздок» и ГИС «Аксай» - с другой. При этом ГИС «Аксай» закрыт в связи с тем, что в свое время Дагестан для обеспечения своих потребителей построил газопровод в обход Чечни.

Однако же сохранена возможность подачи газа через ГИС «Аксай» без учета. В таком случае весь объем отобранного газа будет ложиться на Чеченскую Республику как потери. Это, как полагает ряд специалистов, и происходит на протяжении нескольких лет.

Считается, что большая группа «нелегальных» кирпичных заводов Дагестана работает на этом газе, оплачивая его наличными ежемесячно. О чемоданах денег, регулярно получаемых «Чеченгазпромом» из Дагестана, ходят легенды.

Незакрывающийся кран

Резюмируя, можно сказать: одного крана, перекрыв который можно свести на нет колоссальные потери газа в Чечне, нет. Если он и есть, то неисправный, незакрывающийся.

Оно, возможно, было вполне пригодно для реализации задач по газификации региона, а вот вопросы «настройки» механизма снижения потерь, увеличения сборов ему оказались явно не по зубам.

Поэтому надо верить случившейся недавно «утечке» информации о том, что глава «Чеченгазпрома» то ли освобожден от занимаемой должности, то ли отправлен в отпуск с последующим увольнением.

Газовый комплекс – не просто стратегическая сфера. Это – финансовый «олимп». Кто будет возведен на него – вопрос не праздный.

0

Настораживающие перспективы…

Еще в ноябре 2005 г. в Газпроме был утвержден баланс газа по единой системе газоснабжения (ЕСГ) на 2006-2008 гг. По мнению специалистов российского газового холдинга, именно среднесрочное прогнозирование поставок газа по ЕСГ представляется оптимальным, так как в долгосрочной перспективе растет неопределенность с экспортными контрактами, объемами внутреннего потребления, темпами ввода в строй новых месторождений. Однако среднесрочное планирование «скрадывает» долговременные тренды как добычи, так и потребления российского природного газа, которые не могут не настораживать (рис. 1).

Рис. 1. Дисбаланс добычи, экспорта и внутреннего потребления газа

Источники: данные ЦДУ ТЭК, ОАО «Газпром», расчеты экспертов ИПЕМ

* - прогноз добычи газа в РФ на 2010-2020 г. приведен на базе оптимистического варианта Энергетической стратегии России на период до 2020 г.

** - прогнозы экспорта и внутреннего потребления газа в России на период после 2010 г. учитывают экспорт российского природного газа в страны АТР (Китай) и США, прогнозную динамику увеличения поставок российского газа в Европу (+3,5% в год), а также прогнозные темпы увеличения внутреннего потребления (+2,6% в год).

В первом квартале этого года в газовой отрасли страны произошли, по крайней мере, два значимых события, полярных по своей сути.

С одной стороны, это введение графика №1 (График подачи газа ОАО «Газпром» потребителям в условиях чрезвычайных ситуаций, предусматривающий ограничение поставок газа промышленным потребителям) в дни наиболее суровых морозов этой зимы, когда страна впервые за много лет столкнулась с реальной угрозой нехватки газа для внутреннего потребления. С другой - подписание экспортного контракта с Китаем, предусматривающего поставки 80 млрд. куб. м российского газа в «Поднебесную» уже с 2011 г., причем 40 млрд. куб. м газа будут поставляться из месторождений Западной Сибири - основного донора европейских газовых поставок и внутрироссийского газового потребления...

На фоне бурно обсуждавшихся в прессе успехов Газпрома на переговорах с китайскими партнерами на второй план отошло сообщение о конфиденциальном письме президента Международного энергетического агентства Клода Мандиля, адресованном министрам энергетики стран Большой восьмерки к мартовской встрече в Москве. В письме недвусмысленно ставились под сомнение возможности России как гаранта энергетической безопасности Европы в газовой сфере.

В этой связи напрашивается крамольный вопрос, а хватит ли российского газа на всех?При существующих темпах роста внутреннего потребления и экспорта, безусловно, нет. Собственная добыча газа в России уже сейчас не обеспечивает всех потребностей внутреннего и внешних рынков в российском газе. Неслучайно, Газпром всеми силами укрепляет свои позиции в Туркмении, Узбекистане и Казахстане, газ которых в постоянно растущих объемах поставляется по экспортным контрактам Газпрома в страны ближнего зарубежья, а также для удовлетворения части внутреннего спроса. Анализ среднесрочного баланса газа по ЕСГ, разработанного ОАО «Газпром», показывает, что в 2006-2008 гг. разница между добычей газа, экспортом и внутренним потреблением еще будет покрываться за счет импорта дополнительных объемов среднеазиатского газа (возможные объемы импорта среднеазиатского газа ОАО «Газпром» определяются не столько долгосрочными российско-туркменскими соглашениями в газовой сфере, сколько возможностями газотранспортных систем САЦ (44-45 млрд. куб. м) и Бухара-Урал (14 млрд. куб. м). В 2007 г. пропускная мощность этих систем будет увеличена с 60 млрд. куб. м до 70 млрд. куб. м, а после 2010 г. - до 100 млрд. куб. м.). Однако уже в 2010 г., по расчетам экспертов Института проблем естественных монополий (ИПЕМ), объем дефицита может достичь 120 млрд. куб. м газа, а к 2020 г. - 343 млрд. куб. м (рис.1). Такой дефицит только импортом среднеазиатского газа покрыть не удастся. Таким образом, российский газовый баланс уже к 2010 г. рискует превратиться в газовый дисбаланс.

Причины дисбаланса

Главными составляющими проблемы дисбаланса являются ограниченные возможности увеличения добычи газа в стране, опережающий рост экспорта российского голубого топлива и растущее внутреннее потребление газа.

Ограниченные возможности по наращиванию добычи газа в стране обусловлены переходом большинства (70%) крупнейших месторождений, разрабатываемых ОАО «Газпром», в стадию падающей добычи, а также продолжительными сроками ввода в эксплуатацию новых месторождений Ямала и Восточной Сибири (после 2010 г.).

Компенсировать падение добычи на газодобывающих предприятиях ОАО «Газпром» могли бы независимые производители газа, располагающие достаточными запасами голубого топлива и месторождениями, готовыми к разработке. Однако увеличение добычи независимых производителей газа сдерживается технологическими ограничениями по доступу независимых к «трубе». Позиция «Газпрома», как собственника газотранспортной системы, основана на утверждении об ограниченной пропускной способности газотранспортной инфраструктуры, фактическая мощность которой не позволяет пропускать дополнительные объемы газа по основным транспортным коридорам, соединяющим ЯНАО с основными центрами газопотребления, расположенными в европейской части страны. «Газпром» пытается решить проблему путем «расшивки» узких мест принадлежащей ему «трубы», но темпы работ отстают от быстрорастущих потребностей страны и зарубежных потребителей в российском голубом топливе.

Тем не менее, даже решение проблемы доступа независимых производителей газа к «трубе» не позволит значительно увеличить объемы добычи газа в стране, а лишь приведет их в соответствие с заложенными в оптимистический вариант Энергетической стратегии показателями на период 2010-2020 гг., чего будет явно недостаточно для покрытия растущего спроса на газ (рис.1).

Опережающее развитие российского экспорта природного газа связано с быстрорастущим спросом на российский природный газ в Европе, перспективами российских экспортных поставок газа в страны АТР и США, а также увеличением поставок газа в страны ближнего зарубежья (рис. 2).

Рис 2. Структура российского газового экспорта

Источники: данные ОАО «Газпром», ЦДУ ТЭК, расчеты экспертов ИПЕМ

Согласно прогнозным оценкам экспертов ИПЕМ, спрос на российский газ в странах Европы будет расти на уровне 3,3-3,5% в год (в 2005 г. доля российского газа в структуре европейского газового импорта превысила 40%). Наращивание экспорта в страны Европы стимулирует благоприятная конъюнктура внешних рынков, где средние цены на российский газ более чем в 5 раз превышают внутрироссийские (по данным ООО «Газэкспорт», в 2005 г. выручка российской газовой монополии от продажи газа в страны Европы составила 26,1 млрд. долл., а в 2006 г. она вырастет, как минимум, до 33 млрд. долл.) (рис.3).

Подписанные в марте этого года соглашения в газовой сфере с Китаем сняли неопределенность с поставками газа в страны АТР в долгосрочной перспективе (2011-2020 гг.), способствуя, таким образом, дополнительному увеличению объемов российского экспорта.

Рис. 3. Соотношение внутренних и экспортных цен на газ

Источники: данные ЦДУ ТЭК, расчеты экспертов ИПЕМ

Более запутанной выглядит ситуация с российским экспортом газа в страны ближнего зарубежья, который, согласно утвержденному балансу газа на 2006-2008 гг., будет значительно сокращен за счет передачи части российских экспортных контрактов на поставку среднеазиатского газа странам ближнего зарубежья (Украина, Азербайджан, Молдова) швейцарской компании RosUkrEnergo (RUE).

Тем не менее, поставки газа для RUE, де-факто, также являются частью российского экспорта, поскольку Газпром продает RUE принадлежащий ему среднеазиатский газ по условиям международного таможенного транзита. Из этого следует, что физически объемы поставок газа в страны ближнего зарубежья уменьшаться не будут. Меняется механизм поставок, но не их объемы, которые все равно будут выбираться из среднеазиатского газа, принадлежащего ОАО «Газпром».

Таким образом, физические объемы экспорта газа, принадлежащего ОАО «Газпром», в страны ближнего зарубежья будут расти и к 2015-2020 гг. оцениваются экспертами ИПЕМ на уровне 95-100 млрд. куб. м в год.

Если растущий экспорт увеличивает доходы газовиков, то растущее внутреннее потребление газа лишь добавляет им головной боли. В 2004 г. внутреннее потребление газа в стране вышло на показатели, заложенные в оптимистическом варианте Энергетической стратегии России на 2020 г. При сохранении существующих ежегодных темпов роста внутреннего потребления газа (+2,6%) к 2020 г. оно вырастет до 630 млрд. куб. м. Увеличение внутреннего потребления газа уже к 2010 г. создаст трудности для России в сфере выполнения долгосрочных экспортных контрактов на поставку газа. Замедление темпов наращивания экспорта газа в связи с увеличением внутреннего потребления отмечено и в «Сценарных условиях социально-экономического развития Российской Федерации на 2007 г. и на период до 2009 г.», подготовленных Минэкономразвития России в марте этого года.

Пути решения проблемы

В этой связи напрашивается вывод, что для решения проблемы нарастающего дефицита природного газа в стране необходимо либо увеличить объемы добычи сверх показателей, заложенных в Энергетической стратегии на период до 2020 г., либо сократить экспорт природного газа, либо ограничить внутреннее потребление газа.

Однако значительное увеличение объемов добычи сегодня не представляется реально выполнимым как в среднесрочной, так и в долгосрочной перспективе.

Ограничивать поставки газа в Европу невыгодно ни «Газпрому», ни государству, которое получает более 40% от экспортной выручки за проданный газ в виде налогов и таможенных платежей. Более того, стабильность поставок российского газа в Европу является не только гарантией высокого уровня доходов государственной казны, но и мощным инструментом российской геополитики, значение которого будет только возрастать.

Простое же ограничение внутреннего потребления газа в стране путем регулярного введения графика №1 каждую холодную зиму неизбежно негативно отразится на темпах экономического роста.

В этой связи возможным выходом из сложившейся патовой ситуации может стать не простое директивное ограничение подачи газа потребителям, а оптимизация внутреннего потребления газа в стране.

Наиболее крупными потребителями природного газа в России являются электроэнергетика (170 млрд. куб. м. или 39% от общего внутрироссийского потребления), а также население и ЖКХ (135 млрд. куб. м. или 31%; В данном случае под населением и ЖКХ понимается коммунально-бытовой сектор (13%) и котельнопечное хозяйство (18%), суммарная доля поставок газа для нужд которых и составляет указанную величину потребления газа в ЖКХ). Соответственно, в этих секторах экономики и заложен наибольший потенциал для оптимизации внутреннего газопотребления (рис.4).

Рис. 4. Структура потребления природного газа в России

Источник: данные ИНЭИ РАН

Перспективы оптимизации газопотребления в электроэнергетике

Производство электроэнергии в России, в основном, сосредоточено на тепловых электростанциях. Их доля в структуре производства электроэнергии в стране превышает 65%. Основным топливом ТЭС является природный газ, доля которого в топливном балансе РАО ЕЭС России превышает 70%. Более того, в европейской части России доля газовых ТЭС в структуре электроэнергии, вырабатываемой тепловыми ТЭС, превышает 80%.

Рост экономики и развитие промышленности влечет за собой рост потребления электроэнергии. Учитывая, что основной прирост энергопотребления приходится на европейскую часть страны, это означает дальнейшее увеличение потребления газа в электроэнергетике.

Альтернативой газовой энергетике в европейской части страны может стать развитие атомной энергетики, призванной покрыть растущий дефицит генерирующих мощностей в обозримом будущем до 2020 г., а также возрождение на новой технологической основе угольной генерации.

По оценкам экспертов ИПЕМ, в европейской части страны до 2020 г. реально построить 13 атомных энергоблоков мощностью 1 ГВт каждый, тем более что в стране уже есть, как минимум, 20 подготовленных площадок под их строительство. Ввод в эксплуатацию новых энергоблоков может начаться уже с 2008 г. Расчеты показывают, что ежегодный объем инвестиций в реализацию столь масштабного проекта составит 1,4-1,5 млрд. долл.

При условии финансирования проекта государством возврат средств может осуществляться за счет налоговых и таможенных поступлений от экспортной реализации газа, замещенного в электроэнергетике благодаря развитию атомной генерации.

Ввод в эксплуатацию одного энергоблока АЭС мощностью 1 ГВт позволит высвободить из ежегодного газопотребления в электроэнергетике до 2,3 млрд. куб. м газа. Экспорт этого объема газа в Европу обеспечит ежегодное поступление в государственную казну 250 млн. долл. при текущей средней экспортной цене на газ в 230 долл. за 1000 куб. м и отчислений в пользу государства в размере 110 долл. с каждых 1000 куб. м. Именно эти средства и обеспечат возврат государственных капитальных вложений.

По расчетам ИПЕМ, возврат средств государству может начаться через три года после начала проекта, а через 7 лет ежегодные доходы государства от реализации соответствующих объемов природного газа покроют ежегодные затраты на его финансирование. Срок окупаемости проекта составляет 13 лет (рис. 5.).

Рис. 5. Обоснование экономической эффективности проекта строительства 13 блоков АЭС до 2020 г., млрд. долл.

Источник: расчеты экспертов ИПЕМ

В перспективе, реализация данного проекта позволит заместить около 30 млрд. куб.м из ежегодного потребления газа электроэнергетикой. Вместе с тем, надо понимать, что развитие атомной энергетики покроет будущие потребности электроэнергетики в дополнительной генерации и позволит сэкономить газ, который, в противном случае, направлялся бы на удовлетворение потребностей энергетики в обозримом будущем.

В этой связи сокращение доли газа в текущем топливном балансе российской электроэнергетики возможно через ускоренное развитие угольной генерации, в том числе и в европейской части России.

Современные технологии обогащения и сжигания угля, широко применяемые в Западной Европе, США и Китае, обеспечивают не только высокую экологичность, но и высокую энергоэффективность угольной энергетики. КПД современных угольных станций в Европе сегодня уже сопоставим с КПД газовых ТЭС. В этой связи увеличение угля в топливном балансе российской электроэнергетики является экономически обоснованным шагом для государства, обладающего 17% мировых запасов угля (для сравнения, доля угля в топливном балансе электроэнергетики Китая - более 80%, в странах Западной Европы - 55-60%, в США - более 60%, а в России - только 27%).

По предварительным оценкам РАО ЕЭС России, в европейской части РФ есть 27 газовых электростанций установленной мощностью порядка 12 ГВт, изначально спроектированных под уголь. Обратный перевод этих станций на уголь позволит высвободить к 2020 г. порядка 27 млрд. куб. м газа. Минимальная стоимость реализации проекта составит 1,6-1,7 млрд. долл. из расчета 60-63 млн. долл. на перевод одной станции, однако ежегодные доходы государства от экспорта высвободившихся объемов газа (2,9-3,0 млрд. долл.) в перспективе с лихвой покроют затраты на проект.

Задача оптимизации внутреннего потребления газа в электроэнергетике касается не только перспектив газозамещения, но и повышения энергоэффективности работы самих газовых ТЭС. Сегодня 31% электроэнергии РАО ЕЭС России производится на низкоэффективных тепловых станциях, работающих, преимущественно, на газе. При этом общий объем природного газа, расходуемого в неэффективной генерации тепловых станций составляет, по оценкам самих энергетиков, 30-35 млрд. куб. м.

По самым скромным подсчетам, повышение эффективности генерации газовых станций РАО ЕЭС России путем замены устаревших паросиловых турбин и расширенного внедрения парогазовых установок, позволит к 2010 г. высвободить порядка 9-10 млрд. куб. м газа из текущего потребления. К 2020 г. величина экономии газа за счет модернизации газовых ТЭС может удвоиться.

Таким образом, только оптимизация внутреннего потребления газа в электроэнергетике поможет высвободить около 26 млрд. куб. м газа к 2010 г. и еще порядка 52 млрд. куб. м - к 2020 г.

Возможности газосбережения в ЖКХ

Наиболее энергорасточительным сегментом ЖКХ служат системы централизованного теплоснабжения (СЦТ): котельные, ТЭЦ и контуры теплотрасс. Ежегодно в СЦТ теряется до 30% от произведенного тепла или 88-89 млн. т.у.т первичных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР). Учитывая, что доля газа в структуре топлива, использующегося для производства тепла, составляет примерно 60%, нетрудно рассчитать, что ежегодно в виде прямых потерь теплоснабжения теряется порядка 66 млрд. куб. м газа.

Главными причинами такой огромной энергорасточительности служит высокий износ основных фондов теплоснабжения, теплорасточительные технологии укладки теплотрасс, а также низкий КПД теплогенерирующих мощностей.

По данным Центра по эффективному использованию энергии, средний износ основных фондов в сфере муниципального теплоснабжения составляет 68%. Около 50% котельных, работающих на газе, имеют фактический КПД ниже 80%, из них 32% - ниже 60%. При этом КПД большинства газовых котельных в Западной Европе превышает 95%.

Ситуация усугубляется практически полным отсутствием обязательного учета расхода тепла, а также низкими тепловыми характеристиками жилого фонда, на обогрев которого расходуется в 4-5 раз больше тепла, чем в северных странах Европы.

По расчетам экспертов теплоэнергетики, только внедрение новых технологий теплоизоляции труб может сократить прямые потери тепла в сетях на 30-40%. Установка теплосчетчиков в тепловых пунктах также приведет к сокращению теплопотребления, поскольку расчетные лимиты подачи тепла населению, бюджетной сфере и промышленным предприятиям существенно превышают реальное теплопотребление. Не надо также забывать и о повышении энергоэффективности теплогенерации за счет переоборудования части газовых котельных и ТЭЦ.

В целом, по расчетам экспертов ИПЕМ, реализация только этих мероприятий к 2010 г. может обеспечить экономию внутреннего потребления газа в теплоснабжении на уровне 25-30 млрд. куб. м в год, а к 2020 г. - 50-60 млрд. куб. м.

Как видно из проведенного анализа, оптимизация внутреннего потребления газа в стране действительно может решить проблему нарастающего газового дефицита. Как уже говорилось выше, в 2010 г. ожидается дефицит газа в объеме 120 млрд. куб. м газа, оптимизация внутреннего потребления может сократить дефицит на 51-56 млрд. куб. м, а оставшуюся разницу уже реально восполнить импортом среднеазиатского газа. В дальнейшем, оптимизация внутреннего газопотребления в стране даст не только прямой, но и опосредованный эффект за счет замедления темпов роста газопотребления в стране, что позволит скорректировать неблагоприятный прогноз газового дефицита на 2020 г. в сторону уменьшения.

Механизмы оптимизации газопотребления

Очевидно, что задачу газосбережения в таких капиталоемких отраслях, как энергетика и ЖКХ, бизнесу решить не под силу, и без помощи государства здесь не обойтись. Более того, государство само получит реальную выгоду от решения этой задачи, благодаря экономии газа, который можно будет пустить на экспорт и получить дополнительный приток средств в государственную казну.

В этой связи представляется целесообразной разработка и скорейшая реализация комплексной государственной программы оптимизации внутреннего потребления газа в российской электроэнергетике и ЖКХ. Ключевым механизмом реализации программы должно стать выделение государственных средств на финансирование развития атомной энергетики, стимулирование развития угольной энергетики, внедрение парогазовых установок в газовой генерации, а также повышение энергоэффективности ЖКХ в части теплоснабжения. Компенсация расходов государства на повышение энергоэффективности электроэнергетики и ЖКХ будет обеспечиваться доходами государства от экспорта газа, высвободившегося в результате реализации мероприятий газосбережения.

Таким образом, чтобы газовый баланс не стал газовым дисбалансом, необходима согласованная программа действий в различных отраслях экономики, направленная на оптимизацию внутреннего потребления газа и повышение энергоэффективности народного хозяйства. Только в этом случае самая богатая в мире по запасам газа страна не столкнется с проблемой газового дефицита уже в обозримом будущем.

Булат Нигматулин, д.т.н., профессор, первый заместитель генерального директора ИПЕМ

Алексей Громов, к.г.н., руководитель отдела исследований газовой отрасли ИПЕМ

Журнал "Нефть и капитал"

Май 2006 года

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ

«ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИЧЕСКОЙ СЛУЖБЫ»

(ФГУП «ВНИИМС»)

ГОССТАНДАРТА РОССИИ

ТИПОВАЯ МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ
(ОПРЕДЕЛЕНИЯ) КОЛИЧЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА ДЛЯ

Зарегистрирована в Федеральном реестре методик выполнения измерений под №
ФР.1.29.2002.00690

МОСКВА
2002

РАЗРАБОТАНА ФГУП «ВНИИМС»

ИСПОЛНИТЕЛИ: Б.М. Беляев

А.И. Вересков (рук. темы)

УТВЕРЖДЕНА ФГУП «ВНИИМС» 09.12.2002 г.

ЗАРЕГИСТРИРОВАНА ФГУП «ВНИИМС» 09.12. 2002 г.

ВВЕДЕНА ВПЕРВЫЕ

ТИПОВАЯ МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ
(ОПРЕДЕЛЕНИЯ) КОЛИЧЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА ДЛЯ
РАСПРЕДЕЛЕНИЯ НЕБАЛАНСА МЕЖДУ ПОСТАВЩИКАМИ И
ПОТРЕБИТЕЛЯМИ НА ТЕРРИТОРИИ РФ

Методика разработана с учетом требований ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений, МИ 2525-99 «ГСИ. Рекомендации по метрологии, утверждаемые Государственными научными метрологическими центрами Госстандарта России», «Правил поставки газа в РФ», утвержденных Правительством РФ 5 февраля 1998 г. под № , «Правил учета газа », зарегистрированных в Минюсте России 15 ноября 1996 г. под № 1198.

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Настоящая методика устанавливает порядок выполнения измерений (определения) количества природного газа для распределения небаланса между поставщиками и потребителями на территории РФ с помощью программы «Баланс природного газа».

2. МЕТОД ИЗМЕРЕНИЙ

Для выполнения измерений (определения) количества природного газа при распределении небаланса проводят статистическую обработку исходных данных:

2.1.1. Определяют структуру связей в системе «поставщики-потребители».

2.1.1.1. Определяют общее число n поставщиков и потребителей (далее - участников учетной операции или участников). Каждому участнику присваивают его индивидуальный номер, который может принимать значение от 1 до n.

2.1.1.2. Определяют общее число m пунктов передачи газа (далее - пунктов) и присваивают им номера от 1 до m.

2.2. Порядок измерений (определения) значений количества газа при учетных операциях (далее - учетных значений).

Определение учетных значений проводят в соответствии с методом статистического анализа данных, изложенном в приложении . Решение задачи определения учетных значений носит алгоритмический характер и реализуется с помощью программы «Баланс природного газа», разработанной ФГУП «ВНИИМС». Алгоритм расчета учетных значений приведен в приложении . Все расчеты по методике проводят с помощью программы в автоматическом режиме.

2.2.1. Данные, перечисленные в п. , обрабатывают с помощью программы «Баланс природного газа» по одному из вариантов п. . В результате получают:

2.4.1. Выбор одного из вариантов решения по п. (оба варианта реализованы в программе) предоставлен пользователю методики. При этом руководствуются следующими соображениями.

Учетные значения u j , определенные по п. . отличаются от исходных результатов измерений v j не более чем на величину предела допускаемой абсолютной погрешности ∆ j . Такое условие введено потому, что его нарушение может вызвать несогласие участников учетной операции. В этом варианте распределение небаланса может оказаться либо полным, либо неполным - в зависимости от конкретных числовых значений исходных данных.

В связи с этим предусмотрен второй вариант решения задачи - по п. . Небаланс распределен полностью, при этом условие ограниченной коррекции может оказаться выполненным либо нарушенным.

2.4.2. Наилучшим вариантом решения задачи является равенство нулю остаточного небаланса при ограниченной коррекции исходных результатов измерений. Для исследования такой возможности программой проводится анализ исходных данных. Получают

3.2. Математическое обеспечение учитывает специальный вид и структуру данных конкретных задач. Структура связей в системе «поставщики-потребители» должна быть задана заказчиком программного обеспечения в виде схемы (рисунка) и таблицы и согласована с разработчиком. Пример задания структуры связей см. в приложениях , .

3.3. Предусмотрена возможность выбора значения управляющего параметра р (см. приложение , п. ), который влияет на решение задачи следующим образом: его значение определяет, будет ли небаланс распределен в большей степени между участниками учетной операции, на долю которых приходятся большие количества, либо его распределение будет более равномерным между всеми участниками. Исходя из этого, выбирают наиболее подходящее значение параметра в диапазоне, указанном в п. . Возможны следующие варианты.

3.3.1. При разработке программы выбирают и фиксируют определенное значение параметра.

3.3.2. Используют результаты анализа данных и рекомендацию по выбору значения р, полученные программой. Проводят проверку статистической гипотезы о соответствии погрешностей результатов измерений нормальному распределению (проверка выполняется программой в автоматическом режиме). В случае принятия гипотезы рекомендовано значение р = 2.

3.3.4. Последовательность действий, сформулированная в п. , реализуется программой в автоматическом режиме.

3.4. Предусмотрена возможность фиксирования исходных измеренных (или определенных по нормам потребления) значений количества газа для некоторых из участников. Эти значения включают в состав исходных данных, но не корректируют (это означает, что учетные значения равны значениям в исходных данных, которые используются для расчета величины небаланса и остаются неизменными в процессе решения задачи). При расчетах по программе указанная возможность может быть реализована по отношению к любому из участников, в частности, при отпуске газа бытовым потребителям.

4.4. При измерениях счетчиками газа без температурной компенсации по ГОСТ Р 50818-95 «Счетчики газа объемные диафрагменные» применяют поправочные коэффициенты для приведения к стандартным условиям измеренного объема газа в соответствии с МИ 2721 -2002 «Типовая методика выполнения измерений мембранными счетчиками газа без температурной компенсации».

4.5. Условия измерений. При выполнении измерений соблюдают следующие условия.

4.5.1. Рабочий газ - природный газ - по ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения».

4.5.2. Условия эксплуатации: паспортные данные средства измерений соответствуют реальным условиям эксплуатации для данного региона.

4.6. Обработка результатов измерений.

4.6.1. Для получения учетных значений, корректирующих значений (равных разности учетного и измеренного значений), коэффициентов коррекции к результатам измерений (равных отношению учетного значения к измеренному), данные, перечисленные в п. , обрабатывают по методу, описанному в разделе .

4.6.2. Расчет проводят по программе «Баланс природного газа».

4.6.3. Учетные значения количества газа, коэффициенты коррекции к результатам измерений рассчитывают и применяют эксплуатационные организации газораспределительной системы.

4.6.4. Пример расчета учетных значений, корректирующих значений, коэффициентов коррекции к результатам измерений показан в приложении .

4.7. Оформление результатов измерений и расчета учетных значений.

Пример расчета основан на программе «Баланс природного газа», разработанной ФГУП «ВНИИМС».

Требуется определить учетные значения и распределить небаланс количества газа по результатам измерений за отчетный период в системе «поставщики-потребители» со структурой связей, показанной на рисунке в приложении . На схеме изображены 10 участников учетной операции и 3 пункта передачи газа. В распределении небаланса задействованы все участники. В примере принята нумерация участников, показанная на рисунке .

Исходные числовые данные измерений v j (м 3) и пределов погрешностей ∆ j следующие:

	Измеренное значение	Предел погрешности

В соответствии с данной схемой и правилом п. формируют таблицу . Первая строка соответствует первому пункту. В первую и вторую позиции первой строки помещают 1, т.к. этим позициям соответствуют поставщики, в третью, четвертую и пятую помещают -1, т.к. этим позициям соответствуют потребители, в остальные позиции первой строки помещают 0, поскольку участники с номерами 6 - 10 не имеют отношения к первому пункту. Строки, соответствующие второму и третьему пунктам, заполняют аналогично. Получают таблицу .:

Рис. Б.1. Обозначения: (1), (2) - поставщики; (3), (4) - промежуточные участники учетной операции, являющиеся одновременно поставщиками и потребителями; (5) - (10) - потребители; две горизонтальные черты - пункты передачи газа.

ПРИЛОЖЕНИЕ В

В.1. Алгоритм основан на методе статистического анализа данных при наличии ограничений на переменные. Определенные по данному методу учетные значения, полученные в результате коррекции исходных измеренных значений, являются оценками истинных значений количества газа. Метод решения задачи соответствует статистическому методу оценки параметров, который позволяет получать как традиционные, так и робастные оценки (т.е. устойчивые по отношению к грубым промахам в данных и отклонениям от нормального закона). Целесообразность использования робастных методов анализа данных для определения учетных значений обусловлена нередко встречающимися на практике грубыми промахами в данных, вследствие которых возникают большие значения небаланса. Возможные причины этого явления перечислены в примечании к п. 2.4.2.5 v n ) - вектор исходных результатов измерений,

∆ = (∆ 1 , ..., ∆ n ) - вектор значений пределов допускаемых абсолютных погрешностей измерений,

А - матрица (таблица, m строк, n столбцов), задающая структуру связей в системе, сформированная по правилу п. ) следует выбирать в зависимости от вида распределения погрешностей измерений. В частности, при нормальном законе распределения, оценки с оптимальными статистическими свойствами получают при р = 2 по методу наименьших квадратов. При отклонениях от нормального закона рекомендованы значения 1 ≤ р < 2. определяют так, чтобы значение левой части (, и при необходимости корректируют значения

B.8. Вектор (размерности m) остаточного небаланса (небаланса учетных значений) рассчитывают по формуле

d° = Аu (В.8)

(i-я компонента вектора равна разности между суммой учетных значений поставщиков и суммой учетных значений потребителей в i-м пункте). Условие полного распределения небаланса: Аu = 0.

B.9. Вектор (размерности m) - предел допускаемого исходного небаланса рассчитывают по формуле

d n = | А|∆, (В.9)

где |А| - матрица, элементы которой равны абсолютным значениям соответствующих элементов матрицы А (i-я компонента вектора d n равна сумме пределов допускаемых абсолютных погрешностей измерений участников в i-м пункте).

Разбаланс подается на усилитель ЭУ-5016А, который управляет двухфазным асинхронным реверсивным двигателем типа Д-32. Вал двигателя кинематически связан с движком отрабатывающего реохорда RK и вызывает его перемещение в сторону, необходимую для балансирования схемы.  

Разбаланс между этими силами обычно невелик, поэтому для перемещения плунжера требуются исполнительные механизмы небольшой мощности.  

Разбаланс углов т и а2 тиристорного регулятора можно уменьшить практически до 0, если ввести замкнутую систему регулирования сигналом ошибки, пропорциональным разбалансу. Однако это усложняет систему управления и делает ее менее надежной.  

Разбаланс компенсируется либо противовесами, либо удалением материала.  

Разбаланс (менее одного процента) объясняется ошибкой округления при ручном счете.  

Разбаланс, или небаланс, - разница между количеством вещества, поступившим в трубопроводную сеть устойчивой структуры газораспределения и отобранным из нее участниками коммерческого учета за сутки или за отчетный период.  

Разбаланс в цепи индукционно-трансформаторной системы может быть вызван также изменением рН обработанной воды. При отклонении величины рН за пределы заданного диапазона замыкаются контакты позиционного регулятора рН - метра, что вызывает вращение электродвигателя преобразователя рН - мет-ра в ту или иную сторону. Вал двигателя кинематически связан с плунжером его индукционной катушки. Перемещение последнего и создает разбаланс на входе усилителя. Двигатель и индукционная катушка конструктивно оформлены в едином блоке - индукционном преобразователе рН - метра.  

Разбаланс приводит к появлению несимметричного выходного сигнала, который вызывает пульсации на выходе демодулятора. При невозможности ослабить эту пульсацию с помощью демодулятора повторяемость в системе ухудшается.  

Разбаланс модуляторов в кодирующем устройстве приводит к появлению неподавленного остатка поднесущеи на белом (сером) и на обратном ходу. Это недопустимо, так как на передающей стороне, в профессиональной аппаратуре, искажения должны быть сведены к возможному минимуму. Современные схемы кольцевых модуляторов удовлетворяют таким допускам, но требуют весьма тщательной настройки и специальных мер по стабилизации в широком интервале температур.  

Разбаланс реверсивного моста, снижая минимальное значение тока нереверсивного ПМК, включенного в диагональ моста, позволяет брать нереверсивные ПМК с очень низкими кратностями регулирования тока нагрузки. Кратность регулирования тока нагрузки нереверсивного ПМК (отношение максимального и минимального тока нагрузки) в значительной мере определяет мощность управления и габариты ПМК.  

Разбаланс вращающихся частей - вращающая радиально направленная сила, меняющаяся с частотой вращения вала.  

Разбаланс частотных характеристик стереоканалов по тракту низкой частоты оценивают отношением напряжения на выходе одного канала к напряжению на выходе другого канала в децибелах на различных частотах при нескольких положениях регуляторов громкости.  

Разбаланс температурных коэффициентов сопротивления (алгебраическая разность между ТКС двух любых резисторов) Является важной-характеристикой, определяющей степень стабильности точцо-стных параметров при изменении температуры делителя в результате подачи. Зависимость составляющей приведенного отклонения выходного напряжения от разбаланса ТКС резисторов делителя, имеет вид ДЕ / етнЯд (1 - КЯ) ДГКС ДГ, где К - коэффициент деления; ДТКС - разбаланс ТКС; ДГ - разность температур.  

Разбаланс частотных характеристик стереоканалов по тракту УНЧ определяется путем подачи на входы обоих каналов (рис. 130) сигнала от звукового генератора с частотой 1000 Гц и уровнем, обеспечивающим на выходе напряжение 1 В. Положения регуляторов громкости должны соответствовать максимальному усилению, а регуляторов тембра - широкой полосе. Регуляторами стереобаланса устанавливается равенство напряжений на выходе каждого стереоканала, затем при неизменном напряжении на входе изменяется частота сигнала и измеряются напряжения на выходах стереоканалов.  

Проводится анализ причин возникновения разбаланса природного газа при его реализации конечным потребителям. Анализ проведен c использованием методов математической статистики. Доказывается, что именно метрологический фактор вносит определяющий вклад в общую величину разбаланса газа, которую необходимо постоянно контролировать и поддерживать на допустимом уровне. Обосновывается необходимость создания специальных программно-вычислительных комплексов (ПВК), позволяющих прогнозировать величину разбаланса, а также вносить статистически накопленную информацию в систему в режиме on-line для повышения эффективности принятия управленческих решений при диспетчерском управлении Единой системой газоснабжения (ЕСГ).

Ключевые слова: разбаланс газа, метрологический фактор, коммерческий учет газа, диспетчерское управление, прогнозирование, регрессионный анализ.

УДК 519.222:519.237.4-5
Ф.Г. Тухбатуллин, e-mail: [email protected]; ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Д.С. Семейченков, e-mail: [email protected], ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).

Литература:

Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика: Учеб. пособие для вузов. М.: Высшая школа, 2003. 479 с.

Исикава К. Японские методы управления качеством / Сокр. пер. с англ.; под ред. А. В. Гличева. М.: Экономика, 1988. 214 с.

Сухарев М.Г. Методы прогнозирования: Учеб. пособие. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2009. 208 с.

СТО Газпром 5.37-2011. Единые технические требования на оборудование узлов измерения расхода и количества природного газа, применяемых в ОАО «Газпром».

СТО Газпром 5.32-2009. Организация измерений природного газа.

СТО Газпром 2-3.5-454-2010. Правила эксплуатации магистральных газопроводов.

РД 153-39.4-079-01. Методика определения расхода газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа.

Хворов Г.А., Козлов С.И., Акопова Г.С., Евстифеев А.А. Сокращение потерь природного газа при транспортировке по магистральным газопроводам ОАО «Газпром» // Газовая промышленность. 2013. № 12. С. 66–69.

Павловский М.А. Применение методов математической статистики для анализа причин дисбаланса транспорта природного газа в трубопроводной газотранспортной системе // Нефтегазовое дело. 2012. № 1. С. 69–74.

Андриишин М.П., Игуменцев Е.А., Прокопенко Е.А. Линейные тренды в диагностике баланса газа // Авиационно-космическая техника и технология. 2008. № 10 (57). С. 213–217.

Игнатьев А.А. Оценка причина разбаланса объемов газа в системе «поставщик – потребитель» // Газовая промышленность. 2010. № 6. С. 20–22.

Андриишин М.П., Игуменцев Е.А. Динамика показателей статистической отчетности дисбаланса газа // Метрологiя. 2014. С. 427–430 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://metrology.kharkov.ua/fileadmin/user_upload/data_gc/conference/M2014/pages/08/4.pdf (дата обращения: 15.06.2017).

Белов Д.Б., Игнатьев А.А., Соловьев С.И. Проблема погрешности измерений при коммерческом учете ресурса (на примере поставки природного газа) // Методы оценки соответствия. 2012. № 9. С. 20–24.

Саликов А.Р. Разбаланс в сетях газораспределения // Газ России. 2015. № 4. С. 36–41.

Информационное письмо Федеральной службы по тарифам (ФСТ) от 28.06.2005 г. Исх. № СН-3923/9 «Об учете потерь газа».

Ссылка для цитирования: Тухбатуллин Ф.Г., Семейченков Д.С. О причинах разбаланса природного газа в системе газораспределения и методах прогнозирования его величины // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 6. С. 14–20.

Открыть PDF

При распределении энергетических ресурсов, в том числе природного газа, всегда возникает ситуация, когда объемы поставленного V пост и потребленного газа V потр не равны друг другу. Расхождение в величинах V пост и V потр называется разбалансом:

V р = V потр – V пост. (1)

Величина разбаланса природного газа оказывает прямое влияние на качество системы газоснабжения в целом, поскольку при отрицательных значениях разбаланса поставщик будет нести значительные материальные потери, а потребитель получит незаслуженную прибыль; в случае положительного значения разбаланса незаслуженную прибыль получит поставщик, а конечный потребитель будет терпеть убытки.

В процессе поставок природного газа достоверность коммерческого учета газа определяется его товарным балансом. Баланс газа определяется суммарным объемом газа, поставленного в газотранспортную (ГТС) или газораспределительную систему (ГРС), и объемом потребления конечными потребителями, а также объемом газа, расходуемого на собственные, технологические нужды и технологические потери. Разбаланс газа является основным критерием достоверного коммерческого учета: чем меньше разбаланс, тем более достоверен учет.

Для анализа причинно-следственной связи возникновения разбаланса применяется диаграмма Каору Исикавы, позволяющая выявить причины разбаланса и сосредоточиться на их устранении . Диаграмма дает возможность определить главные факторы, оказывающие влияние на рассматриваемую проблему. Проблема обозначается главной стрелкой, факторы, усугубляющие проблему, – стрелками, расположенными «внутри» скелета, нейтрализующие проблему – «снаружи».

На диаграмме, представленной на рис. 1, демонстрируются основные причины разбаланса:

1) погрешность измерений (случайного и неслучайного характера);

2) технологические потери;

3) несанкционированный отбор;

4) аварийные ситуации;

5) изменение режимов перекачки газа;

6) учет газа у населения;

7) закрытие объемов при снятых счетчиках и корректорах (ремонт, поверка);

8) сложность учета газа вследствие перетоков в сетях газораспределения.

Из опыта эксплуатации Единой системы газоснабжения (ЕСГ) можно с уверенностью сказать, что метрологический фактор оказывает наибольшее влияние на величину разбаланса природного газа. Так, погрешность учета газа в 1 % при реализации 40 млрд m 3 /год приведет к разбалансу в 400 млн м 3 /год. .

Именно поэтому данную величину нужно постоянно контролировать и при необходимости регулировать определенные параметры.

Следует учесть, что погрешность узлов учета газа (УУГ) имеется не только у поставщика, но и у потребителя. Следовательно, необходимо провести анализ предельной относительной погрешности, полученной в результате учета газа на УУГ потребителей. Для этого вводится функция y = F(x 1 , x 2 , … x i):

y = x 1 + x 2 + … + x i , (2)

где y – сумма коммерческого расхода газа потребителей; x 1 , x 2 , x i – коммерческий расход газа i-го потребителя.

Согласно законам математической статистики абсолютная погрешность рассчитывается следующим образом:

где ∆y – суммарная абсолютная погрешность измерения расхода газа; ∆x i – абсолютная погрешность измерения расхода газа i-го потребителя.

Относительная погрешность рассчитывается по формуле:

Подставив выражение (2) и (3) в (4), получаем:

Учитывая, что у = F(х i), частная производная будет вычисляться следующим образом:

.

Тогда выражение (5) примет вид:

. (6)

Для количественной оценки величин абсолютной и относительных погрешностей УУГ потребителей проведем анализ ГРС № 1, к которой привязаны девять потребителей газа, считая, что они получают газ только с этой ГРС.

По данным таблицы рассчитывается ∂y:

Получившаяся величина ∂y = 0,5 % значительно меньше каждой из величин относительных погрешностей i-го потребителя, что вызывает сомнения относительно применения формул (3) и, соответственно, (6). Полученное значение свидетельствует о недопустимости применения данных расчетных зависимостей к исследуемой модели.

Поскольку уровень разбаланса природного газа является случайной величиной, одним из способов его оценки может оказаться вычисление среднего значения квадрата отклонения – дисперсия. На первый взгляд может показаться, что проще вычислить все возможные отклонения случайной величины, а затем определить среднее значение, однако стоит помнить о том, что разбаланс может быть как положительным, так и отрицательным.

Дисперсия рассчитывается как разность между математическим ожиданием квадрата случайной величины x i и квадратом ее математического ожидания:

D(x i) = M(x i 2) – 2 , (7)

где D i – дисперсия i-го потребителя; M(x i) – математическое ожидание случайной величины;

M(x i) = x i .p i , (8)

где x i – значение случайной величины; p i – вероятность выпадения случайной величины.

Все УУГ имеют калибровочные кривые, представляющие собой зависимость предельной относительной погрешности от расхода газа. Типичная калибровочная кривая представлена на рис. 2.

На основании данных метрологических характеристик УУГ строится таблица относительных погрешностей девяти УУГ потребителей, для которых единственным поставщиком газа является ГРС № 1, и относительные погрешности УУГ поставщика.

Считая, что объем потребления x i , представленный в табл. 1, максимальный, строится таблица абсолютных погрешностей для каждого из девяти УУГ потребителей и одного УУГ поставщика в виде, представленном в табл. 3.

Учитывая, что УУГ потребителей и поставщика работают в области допустимых режимов, можно предположить, что величина расхода будет находиться в пределах 0,1Q max – 0,8Q max с одинаковой вероятностью. То есть
p = 1/5 = 20 %.

Рассчитывается математическое ожидание M(x i), M(x i 2) и дисперсия D(x i) абсолютных погрешностей всех потребителей газа:

M(x 1) = 0,2*135 + 0,2*266 + 0,2*513 + 0,2*728 + 0,2*1017 = 532,

M(x i 2) = 0,2*135 2 + 0,2*266 2 + 0,2*513 2 + 0,2*728 2 + 0,2*1017 2 = 383285,

D(x 1) = 383285 – 282811 = 100474.

Результаты расчетов представлены в табл. 4.

Аналогичным образом рассчитывается математическое ожидание M(y), M(y 2) и дисперсия D(y) абсолютной погрешности поставщика газа:

M(y) = 0,2*429 + 0,2*754 + 0,2*1389 + 0,2*1907 + 0,2*2660 = 1428,

M(y 2) = 0,2*429 2 + 0,2*754 2 + 0,2*1389 2 + 0,2*1907 2 + 0,2*2660 2 = 2678993,

D(y) = 2678993 – 1428 2 = 640540.

Учитывая, что дисперсия суммы независимых величин равна сумме дисперсий этих величин, получаем:

D(x) = 100473 + 52995 + … + 3487 = 739605.

Дисперсия абсолютных погрешностей потребителей D(x) значительно превышает дисперсию поставщика D(y): 739605 > 640540, что говорит о разных величинах разброса абсолютных погрешностей УУГ. Именно данные разбросы и приводят к постоянному наличию разбаланса в системе газораспределения.

Проведя анализ, можно сделать следующие выводы:

Разбаланс газа неизбежен, и величина его может быть значительной;

Увеличение числа потребителей ведет к увеличению разбаланса газа в системе;

Наибольший вклад в суммарную величину разбаланса вносят как потребители, так и поставщики газа, приборы учета которых имеют наибольшую погрешность измерений;

Имеется необходимость постоянного мониторинга величины разбаланса и поддержания его на допустимом уровне;

Требуется разработать методику, позволяющую улаживать разногласия между поставщиком и потребителем газа при постоянном наличии разбаланса газа.

Величина разбаланса природного газа оказывает существенное влияние на диспетчерское управление ЕСГ.

Диспетчерское управление – функциональный бизнес-процесс управления (регулирования) запасами и потоками природного газа в системах газоснабжения, а также поставками газа потребителям в целях выполнения договорных (контрактных) обязательств с максимально возможной надежностью и эффективностью.

Диспетчерское управление системами газоснабжения должно формироваться как процесс управления запасами газа путем распределения имеющихся в каждый момент времени ресурсов газа (добыча, хранение, импорт, запас в трубах) в виде потоков газа по системам газоснабжения путем создания оптимальных режимов работы объектов системы в целях обеспечения потребителей газом в соответствии с заключенными договорами (контрактами) при соблюдении условий безопасного функционирования системы газоснабжения.

С учетом огромного потока информации, получаемой диспетчерской службой, а также ограниченности во времени для принятия управленческих решений имеется острая необходимость внедрения специальных программных комплексов системы поддержки принятия диспетчерских решений (СППДР). В дочерних обществах ПАО «Газпром» уже внедрены такие программные комплексы, как «Астра», «ГазЭксперт», «ИУС-транспорт», «ИУС-ГАЗ», «Веста», и др. Данные программные комплексы позволяют решить широкий спектр задач, таких как прогнозирование поставок и потребления природного газа, расчет оптимальных режимов работы магистральных и распределительных газопроводов, расчет режимов работы газоперекачивающих агрегатов, сведение баланса газа по субъектам РФ и т. д. Однако ни один из данных программных комплексов не позволяет провести анализ величины разбаланса природного газа, имеющей довольно существенное значение для диспетчерского управления, особенно в зимнее время, в наиболее холодные сутки, когда некоторые потребители могут быть переведены на резервное топливо в связи с вводом ограничения на поставку газа. Поскольку главной задачей ПАО «Газпром» является бесперебойная подача газа потребителям и выполнение контрактных обязательств, вводимые ограничения должны быть минимальными.

Диспетчерская служба осуществляет постоянный мониторинг ЕСГ, а также постоянно прогнозирует поставку и потребление природного газа по всей территории РФ.

Прогнозированию поставки и потребления природного газа посвящено множество научных трудов, написан целый ряд различных пособий. Данные вопросы в настоящей работе рассматриваться не будут, однако особое внимание будет уделено прогнозированию величины разбаланса природного газа для наиболее эффективного принятия управленческих решений.

Существует множество методик прогнозирования, каждая из которых применяется в той или иной сфере деятельности. Классификация методов прогнозирования представлена на рис. 3.

Применение понятия «классификация» к методам прогнозирования требует разъяснения. Рисунок выделяет три группы методов: эвристические, аналитические и фактографические. Однако резкой границы между ними провести нельзя. Предложенную классификацию следует считать нечеткой, размытой, т. е. методы 4 и 5, например, следует считать не только эвристическими, но и аналитическими. При прогнозировании реальных процессов трудно оставаться только на формальной основе, эвристические оценки так или иначе будут приняты во внимание. Аналитическими методами названы те, для которых предложены четко определенные процедуры, алгоритмы действий. Под фактографическими понимаются методы, основанные на числовом материале (ретроспективной статистике).

Аппарат регрессионного анализа и временных рядов во многом основан на одних и тех же идеях. Принципиальное различие состоит в том, что временной ряд является случайным процессом, и в роли аргумента Х выступает время
t = 1, 2, …, а обрабатываемая выборка оказывается упорядоченной. В регрессионном же анализе порядок следования членов выборки (х i , y i) не имеет значения.

Метод регрессивного анализа позволяет провести интерполяцию и экстраполяцию статистически накопленной информации и, опираясь на законы математической статистки и теорию случайных процессов (разбаланс газа – случайная величина), построить математическую модель, наиболее адекватно описывающую возможные (прогнозируемые) значения величины разбаланса природного газа.

Для построения математической модели берутся статистически накопленная информация по ежемесячному сведению баланса газа на ГРС № 2 за 2015–2016 гг., а также среднемесячные значения температуры окружающей среды за указанные периоды.

За основу модели берется зависимость величины разбаланса природного газа только от температуры окружающей среды. Другими факторами, такими как влажность, скорость и направление ветра, ориентация потребителя на определенную отрасль и др., пренебрегаем.

По данным таблицы строится точечный график зависимости величины разбаланса от температуры, проводится аппроксимация данных с учетом того, что полученная модель должна быть адекватной.

По результатам аппроксимации получено следующее выражение:

y = 0,0317x 5 – 0,6136x 4 – 8,6842x 3 + 128,01x 2 + 2523,2x – 11469, (9)

где y – величина разбаланса, m 3 , x – среднемесячная температура окружающей среды, °С.

Достоверность модели характеризуется коэффициентом детерминации R2. Если все точки исследуемого массива (x i , yi) лежат на прямой y(x), то R2 = 1.
В нашем случае R2 = 0,8562, что говорит о достаточно высокой степени точности.

На основе аналогичного анализа данных по всем ГРС региона можно прогнозировать величину разбаланса газа в зависимости от погодных условий. Очевидно, что появляются два пути анализа:

1) проводить анализ каждой ГРС в отдельности и потом суммировать полученные значения;

2) проводить анализ баланса газа региона в целом, учитывая при этом перетоки и транзит газа в другие субъекты РФ.

Для реализации предложенных методов анализа требуется разработать специальные программно-вычислительные комплексы (ПВК), базирующиеся на накопленной статистической информации и позволяющие вносить актуальные данные в систему в режиме on-line для повышения эффективности принятия управленческих решений при диспетчерском управлении ЕСГ.

1. Разбаланс газа неизбежен, и его величину необходимо постоянно контролировать.

2. Определены возможные причины разбаланса природного газа статистическими методами.

3. Доказана необходимость прогнозирования величины разбаланса природного газа, в том числе за счет внедрения программно-вычислительных комплексов (ПВК), позволяющих вести расчеты в режиме on-line.

Таблица 1. Данные газопотребления с ГРС № 1, m 3

Table 1. The data of gas consumption with GDS №. 1, m 3

	Объем потребления x i , m 3 The amount of consumption x i , m3	Относительная погрешность ∂x i , % The relative error ∂x i , %	Абсолютная погрешность ∆x i , m 3 The absolute error ∆x i , m3

Таблица 2. Относительные погрешности УУГ потребителей и УУГ поставщика, %

Table 2. Relative errors of the gas metering unit of consumers and the supplier, %

Таблица 3. Абсолютные погрешности УУГ потребителей и УУГ поставщика, m 3

Table 3. Absolute errors of the gas metering unit of consumers and the supplier, m3

Таблица 4. Математическое ожидание M(x i), M(x i 2) и дисперсия D(x i) i-х потребителей газа

Table 4. The expected value M(x i), M(x i 2) and the variance D(x i) of i-consumer of gas

Таблица 5. Баланс газа на ГРС № 2

Table 5. The balance of gas at gas distribution station № 2