Федеральный закон № 261 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации», предусматривает повсеместное измерение потребляемого газа и коммунальных ресурсов у потребителя . Установка приборов учета повышает прозрачность расчетов за потребленные энергоресурсы и обеспечивает возможности для их реальной экономии, прежде всего - за счет количественной оценки эффекта от проводимых мероприятий по энергосбережению, позволяет определить потери энергоресурсов на пути от источника до потребителя.

Основными целями учета расхода газа являются:

• Получение оснований для расчетов между поставщиком, газотранспортной организацией (ГТО), газораспределительной организацией (ГРО) и покупателем (потребителем) газа, в соответствии с договорами поставки и оказания услуг по транспортировке газа.
• Контроль за расходными и гидравлическими режимами систем газоснабжения.
• Анализ и оптимальное управление режимами поставки и транспортировки газа.
• Составление баланса газа в газотранспортной и газораспределительной системах.
• Контроль за рациональным и эффективным использованием газа.

Центральными вопросами при учете природного газа являются достоверность учета и обеспечение совпадения результатов измерения на узлах учета поставщика и потребителей: приведенный к стандартным условиям объем газа, отпущенный поставщиком, должен быть равен сумме приведенных к стандартным условиям объемов газа, полученных всеми потребителями. Последняя задача называется сведением балансов в пределах устойчивой структуры газораспределения.

Следует отметить различие, существующее между измерением расхода и количества газа, и их учетом. В отличие от результатов измерений, всегда содержащих погрешность (неопределенность), учет осуществляется между поставщиком и потребителем по взаимосогласованным правилам, обеспечивающим формирование значения объема природного газа в условиях, не содержащих никакой неопределенности.

При перемещениях газа от УУГ поставщика (на ГРС) до УУГ (см. рис. 1, ) потребителя его температура изменяется в результате взаимодействия с трубопроводной сетью ГРО. Значения температуры на входе в УУГ потребителя носят случайный характер, связанный с изменениями температуры среды, окружающей трубопроводы ГРО и потребителя (воздух, подземный грунт, подводные дюкеры, отапливаемые и не отапливаемые помещения и т.д.).

Рисунок 1. Логистика природного газа в Единой системе газоснабжения

Используемые при учёте газа значения объёмов, приведенных к стандартным условиям, предусматривают равенство отпущенного и потреблённого объёма газа, независимо от его температуры или, связанного с нею, давления. Однако наличие между поставщиком и потребителем газа трубопроводной сети, являющейся источником или потребителем тепла, может в отчётный период нарушить указанный баланс газа по причинам, не зависящим как от поставщика и потребителя, так и от транспортировщика газа (ГРО).

В случае, когда погодные, климатические или другие случайные условия приводят к тому, что температура газа, измеренная у всех или большей части потребителей выше, чем измеренная поставщиком на ГРС, появляется положительный небаланс газа, который юридически невозможно отнести на убытки любой из сторон - участников договора поставки и транспортировки газа.

Основными принципами организации учета газа, позволяющими минимизировать потери в Единой системе газоснабжения, являются :

• поуровневый узловой учет, включая ГДО и конечных потребителей;
• иерархическое изменение требований к погрешности измерений на каждом уровне;
• повсеместный учет у конечных потребителей;
• централизация и автоматизация сбора данных о потреблении со всех уровней.

Приборы учета самой высокой точности должны устанавливаться на ГИС и на выходах из магистральных газопроводов (МГ), т.е на ГРС.

Оснащение узлов учета также должно выполняться с учетом их уровня.

На нижнем уровне существенно возрастают требования к увеличению диапазона измерений приборов.

При измерении расхода газа менее 10 м³/ч применяют счетчики с механической (электронной) температурной компенсацией. Если максимальное значение расхода газа на узле учета превышает 10 м³/ч, то счетчик должен быть снабжен электронным корректором, который обеспечивает регистрацию импульсов, поступающих от счетчика, измеряет температуру газа и вычисляет объем газа, приведенный к стандартным условиям. При этом применяют условно-постоянные значения давления и коэффициента сжимаемости газа.

Диафрагменные счетчики газа, простые и надежные в эксплуатации, целесообразно устанавливать в газовых сетях с максимальным избыточным давлением, не превышающим 0,05 МПа (включая сети низкого давления - 0,005 МПа).

Если объемы транспортировки газа превышают 200 млн. м³ в год (приведенных к стандартным условиям), для повышения надежности и достоверности измерений объема газа, рекомендуется применять дублирующие СИ, работающие, как правило, на разных принципах измерения.

На узлах измерения с максимальным объемным расходом газа более 100 м³/ч, при любом избыточном давлении и в диапазоне изменения объемного расхода от 10 м³/ч до 100 м³/ч, при избыточным давлении более 0,005 МПа измерение объема газа проводят только с использованием вычислителей или корректоров объема газа.

Преобразователи расхода с автоматической коррекцией объема газа только по его температуре применяют при избыточном давлении не более 0,05 МПа и объемном расходе не более 100 м³/ч.

При отсутствии у счетчика температурного компенсатора, приведение объема газа к стандартным условиям выполняют согласно специальным методикам, утвержденным в установленном порядке.

Приведение объемного расхода или объема газа при рабочих условиях к стандартным условиям в зависимости от применяемых СИ параметров потока и среды и метода определения плотности газа при рабочих и/или стандартных условиях следует выполнять с учетом рекомендаций, указанных в таблице 1 [ , , ].

Для объемных преобразователей расхода (турбинные, ротационные, вихревые, диафрагменные, ультразвуковые) объем газа, приведенный к стандартным условиям, рассчитывают по формулам:

где Vраб, Vст; Pраб, Pст; Tраб, TСТ; ρраб, ρСТ - рабочие и стандартные значения объема, давления, температуры и плотности газа соответственно; kподст (k); Pподст - подстановочные (рабочие) значения коэффициента сжимаемости и давления газа соответственно.

Погрешности счетчиков и выбор того или иного метода пересчета напрямую влияют на небаланс газа. Применение приборов повышенного класса точности и электронных корректоров, реализующих метод P,T,Z - пересчета, позволяет значительно уменьшить небаланс газа. Чем больше расход, тем выше должна быть точность применяемого прибора учета (см. табл. 1).

Анализ метрологических и эксплуатационных характеристик различных типов преобразователей расхода показывает, что наиболее приемлемыми для коммерческих измерений объема газа в сетях ГРО и у конечных потребителей являются турбинные, диафрагменные и ротационные счетчики. Неслучайно турбинные и ротационные счетчики газа ведущих фирм-изготовителей применяются в качестве мастер-счетчиков в поверочных установках, поскольку имеют малую погрешность, укладывающуюся в пределах 0,3% (при уменьшении диапазона измерения).

Преобразуем (3) следующим образом

(5)

2.1 Учет влияния давления на погрешность приведения объема газа к стандартным условиям (Тст = Траб, k = 1)

2.1.1 Анализ влияния давления на погрешность приведения объема газа к стандартным условиям в сетях низкого давления

δ, %	−5,59	−4,27	−3,0	−1,64	−0,33	0,99	+2,3	+3,61	+4,93	+6,24	+7,6
ΔPатм, мм.рт.ст.	−60	−50	−40	−30	−20	−10	0	+10	+20	+30	+40
ΔPатм/Pст, %	−7,89	−6,57	−5,3	−3,94	−2,63	−1,31	0	+1,31	+2,63	+3,94	+5,3
ΔPизб/Pст, %	2,3
Pатм, мм.рт.ст.	700	710	720	730	740	750	760,127	770	780	790	800

2.1.2 Выводы.

При пересчете рабочего объема газа к стандартному объему наличие Pизб в газовой сети приводит к положительной поправке. Если принять, что избыточное давление в газовых сетях низкого давления (до 0,005 МПа) в среднем составляет 2,3 кПа (23 мбар), то поправка δPизб = 2,3% - см. рис. 2.

Уменьшение атмосферного давления относительно Pст = 760,127 мм.рт.ст. приводит к отрицательной поправке: на каждые 10 мм.рт.ст - поправка δPатм = −1,3% (см. рис.3).

Среднее атмосферное давление в течение года изменяется и, как правило, оказывается ниже стандартного значения Pст = 760,127 мм.рт.ст. (для примера см. табл. 2 и 3: Рср = 751,1 мм.рт.ст. - Арзамас, ПФО; Рср = 724,2 мм.рт.ст - пос. Хасанья, КБР).

Уменьшение атмосферного давления по сравнению с Рст = 760,127 мм.рт.ст на 17,7 мм.рт.ст. полностью скомпенсирует поправку по давлению обусловленную Ризб = 2,3 кПа.

При атмосферном давлении:

• ниже значения Ратм = 742,4 мм.рт.ст
  Vст< Vсч, δр < 0
• выше значения Ратм = 742,4 мм.рт.ст
  Vсч< Vст, 0 < δр

Для счетчиков без коррекции по давлению (отсутствует датчик абсолютного давления) относительная погрешность приведения измеренного рабочего объема газа (Vраб) к стандартным условиям (Vст) определяется (13).

Приведение рабочего объема газа к стандартным условиям необходимо проводить с учетом колебаний давления газа в сети и изменения атмосферного давления.

В газовых сетях с избыточным давлением не более 0,05 МПа (население и коммунально-бытовой сектор) применяют метод T - пересчета. Учет давления при приведении рабочего объема газа к стандартным условиям проводят путем введения единого коэффициента к показаниям счетчика, который будет перекрывать потери поставщиков газа. Единый коэффициент к показаниям счетчика может вычисляться ежемесячно для каждого региона с учетом статистических данных по изменению атмосферного давления и колебаний избыточного давления (13).

2.2 Учет влияния температуры на погрешность приведения объема газа к стандартным условиям (Pст = Pраб, k = 1)

С учетом (5) относительную погрешность приведения рабочего объема газа (Vраб) к стандартным условиям (Vст), обусловленную погрешностью измерения (либо отсутствием измерения) Tраб = Tст± ΔT можно представить следующим образом (без учета изменения избыточного и атмосферного давления).

(14)

На каждый? погрешность приведения (поправка) составит ~0,35 % к измеренному рабочему объему Vраб (см. рис. 5).

Рисунок 5. Относительная погрешность (поправка) приведения объема газа к стандартным условиям, обусловленная изменением температуры - δt (давление принимается Р = 760,127 мм.рт.ст.)

Отсутствие измерения температуры газа и соответственно учета поправки объема газа от температуры приводит к большим погрешностям при приведении объема газа к стандартным условиям, поскольку температура газа в различное время года в зависимости от положения трубопровода меняется в широких пределах (от −20? до +40?) (см. рис. 5, табл. 2, 3).

С увеличением отклонения рабочей температуры газа Tраб от стандартного значения Tст величина небаланса возрастает. С целью уменьшения небаланса газа выбор метода пересчета рабочего объема газа к стандартным условиям следует проводить с учетом рекомендаций, приведенных в табл. 1.

Выводы

Для УУГ высокого и среднего давления от 0,05 до 1,2 МПа включительно измерение температуры является обязательным с применением корректоров объема газа, реализующих P,T - или P,T,Z - пересчет (см. табл. 1). В этом случае относительная погрешность приведения измеренного рабочего объема газа (Vраб) к стандартным условиям (Vст), обуславливается погрешностями применяемых преобразователей температуры и давления.
Для сетей с избыточным давлением менее 0,05 МПа коррекция по температуре проводится:
для расходов выше 10 м³/ч с применением электронных корректоров (метод T - пересчета);

• для расходов ниже 10 м³/ч рекомендуется применение счетчиков газа с механической (электронной) температурной компенсацией;
• температурную компенсацию (поправку) измеренного объема газа целесообразно проводить при отклонении температуры от стандартного значения более чем на ±5 ?;
• для бытовых счетчиков газа, устанавливаемых внутри помещения, не предъявляется требований к применению температурной коррекции. При необходимости, приведение объема газа к стандартным условиям выполняют согласно специальным методикам, утвержденным в установленном порядке .

Для многоквартирных домов, а также для жилых, дачных или садовых домов, объединенных общими сетями инженерно-технического обеспечения, подключенными к системе централизованного газоснабжения уменьшение небаланса, при учете потребления газа населением, может быть решено путем установки коллективных приборов учета с электронными корректорами, реализующими метод T - пересчета. Индивидуальные приборы учета без коррекции по температуре устанавливаются в одинаковых условиях (внутри помещений) и по ним определяются относительные погрешности потребления газа каждой квартирой или домом от объема, измеренного по коллективному прибору учета. В виде коэффициента это должно закладываться в тариф оплаты за газ по показаниям индивидуальных приборов учета.

Счетчики газа с механической термокомпенсацией типа ВК GT приводят рабочий объем газа к объему газа при Тст = +20 °С

Что такое небаланс газа, и какое место он занимает среди проблем Российского газового рынка?

Структура российского рынка газа обуславливает его проблемы, основной из которых является неадекватный рост внутреннего потребления при одновременном дефиците денежных средств в условиях экономического кризиса. При этом сумма денежных средств, предъявляемых потребителям к оплате за газ в результате расчетно-кассового сопровождения, не соответствует объему газа, приобретенного региональными газовыми компаниями для последующей реализации потребителям. Возникает небаланс, как отклонение объемов закупленного от фактически реализованного газа. Небаланс - разница между общим объемом газа, поступившим от поставщика (по данным узлов учета газа) и объемом газа, реализованным потребителям, в том числе населению и газораспределительной организации (по данным приборов учета газа у потребителей или в случае их отсутствия или несоответствия требованиям стандартов - по установленным нормативам потребления и/или проектной мощности газоиспользующего оборудования).

Небаланс, как и другие проблемы газового рынка, обусловлен операционной деятельностью, но природа его уникальна. Сущность небаланса состоит в том, что он являет собой потери, убытки газового комплекса. В то же время, небаланс может быть идентифицирован как вмененные издержки газового комплекса. Подобное утверждение имеет обоснование в силу ряда причин: во - первых, вертикально - интегрированному комплексу и предприятию по реализации газа обществом, государством вменена обязанность по снабжению природным газом населения. Это прямое значение данного термина. Во - вторых, в бухгалтерском учете данные расходы не просматриваются. Мы видим их отражение в финансовых результатах деятельности предприятий по реализации газа. Анализируя данные управленческого учета, мы получаем данные по величине потерь, носящих скрытый характер, альтернативный, иными словами - вмененный. Это дает нам право рассматривать их как вмененные издержки газового комплекса. Мы рассматриваем небаланс как феномен, индуцирующий вмененные издержки. В конечном счете, они принимают форму потерь, но их экономическая сущность состоит в том, что это, прежде всего, расходы. Это позволяет нам анализировать их структуру с позиции обеспечения качества газоснабжения потребителей. Если рассматривать вмененные издержки с точки зрения структуры, можно выделить элементы расходов на обеспечение качества. Это найдет отражение в следующих параграфах. Понятие небаланса мы будем рассматривать в разных параграфах и будем к нему неоднократно возвращаться в связи с тем, что оно является ключевым в понимании порядка ценообразования.

Решение проблемы устранения небаланса газа рассматривается независимыми техническими специалистами научно-исследовательских институтов при установлении нормативов потребления газа населением в отсутствие приборов учета, в рамках действующей системы законодательства при выявлении фактов незаконного проживания граждан в квартирах, сдаваемых в наем с нарушением процедуры заключения договора, установлении фактов хищения и фальсификации показаний приборов учета потребителями. Все перечисленные факторы небаланса и меры экономического и внеэкономического воздействия, предпринятые в направлении устранения каждого из факторов, не приносят желаемого результата - эффективного сокращения небаланса газа.

Наиболее явные и, вместе с тем, наименее поддающиеся регулированию и устранению факторы, влияющие на формирование небаланса - это проживание без регистрации в квартирах, сдаваемых в наем на незаконных основаниях, а также хищение газа путем самовольного подключения к газораспределительным сетям. Распространенность данных явлений может быть проиллюстрирована с помощью сети Internet: контент -анализ запроса по признаку - единице анализа текста «Проживание без регистрации» регистрирует частоту (регулярность) проявления признака на 13 млн. страниц , «хищение газа, самовольное подключение к газопроводу» - 7 032 страницы .

Фактором, усугубляющим потери, обусловленные небалансом, является перекрестное субсидирование в области цен на газ для потребителей внутреннего рынка РФ. Цены на газ для населения существенно ниже цен на газ для прочих потребителей.

С 2005 г. наблюдается консервация процесса выравнивания цен для населения до уровня цен для промышленных потребителей .

Отклонение цен реализации газа населению от цен реализации газа промышленным потребителям, %

Субъекты Российской Федерации	по состоянию на 31.12.2009 года
Брянская область
Республика Адыгея
Республика Дагестан
Республика Ингушетия
Кабардино-Балкарская Республика
Карачаево-Черкесская Республика
Республика Северная Осетия-Алания
Чеченская Республика
Краснодарский край
Ставропольский край
Ростовская область
Белгородская область
Калужская область
Орловская область
Курская область
Московская область
г. Москва
Воронежская область
Тульская область
Липецкая область
Псковская область
Рязанская область
Республика Карелия
Волгоградская область
Новгородская область

Смоленская область
Калининградская область
Ленинградская область
г. Санкт-Петербург
Тамбовская область
Владимирская область
Ивановская область
Костромская область
Саратовская область
Тверская область
Пензенская область
Кемеровская область
Нижегородская область
Ярославская область
Алтайский край
Республика Мордовия
Ульяновская область
Республика Марий-Эл
Чувашская Республика
Республика Калмыкия
Вологодская область
Самарская область
Республика Татарстан
Кировская область
Республика Башкортостан
Новосибирская область
Оренбургская область
Томская область
Челябинская область

Омская область
Удмуртская Республика
Свердловская область
Астраханская область
Архангельская область
Пермский край
Республика Коми
Курганская область
Тюменская область
Архангельская область (газопровод "Нюксе- ница-Архангельск" участок 147 км. - Мирный)
Ханты-Мансийский автономный округ
Архангельская область (газопровод "Нюксе- ница-Архангельск" участок Мирный- Архангельск)
Алтайский край (газопровод "Барнаул-Бийск- Горно-Алтайск" участок 87 км - граница Алтайского края)
Ямало-Ненецкий автономный округ
Республика Алтай (газопровод "Барнаул- Бийск-Горно-Алтайск" граница Алтайского края - г. Горно-Алтайск)

В 2009 г. отклонение цен реализации газа населению от цен реализации газа промышленным потребителям составило в 11 регионах 26%, в прочих 11 регионах РФ - 29%. Подавляющее большинство регионов РФ получают газ для дальнейшей реализации промышленным потребителям по ценам, превышающем цены для населения на 22-28%. Величина перекрестного субсидирования в остальных достигает 11-27%.

Учитывая курс Правительства на сглаживание перекрестного субсидирования и полный отказ от него, возможен значительный рост небаланса в связи с удорожанием газа, используемого для коммунально-бытовых нужд населения . Данное обстоятельство повлечет существенное отклонение фактических показателей РКРГ от их плановых значений, следствием чего будет являться усугубившийся дефицит собственных средств для финансирования основной деятельности РКРГ.

Достоин особого внимания значимый аспект небаланса: в связи с тем, что нормы расхода газа, разрабатываемые независимой научно- исследовательской организацией и утверждаемые исполнительными органами власти субъектов РФ в установленном порядке не предна значены для отражения динамично изменяющихся условий каждого хозяйствующего субъекта (домовладения), объективно возникает небаланс между нормой и условиями фактического расхода газа. Факторы, формирующие небаланс и усугубляющие его, требуют критического анализа и отдельного исследования. Это направление получит развитие в параграфе

Г.В. Асатиани, директор МУП «Одинцовские теплосети»,

к.т.н. Б.М. Беляев, к.т.н. А.И. Вересков, д.т.н. В.Г. Патрикеев, проф. ВНИИМ,

В.Н. Царьков, гл. инж. ГУП «Мособлгаз», В.А. Шиляев, гл. инж. ЗАО «Аскон»

Количество природного газа -величина, которая оплачивается юридическим лицом, поэтому она является центральной в операциях учета энергоносителей. Остановимся только на двух сторонах учета: на проблеме определения количества природного газа и его погрешности и на сведении баланса между поставщиком и потребителями, имеющими приборный учет и не оснащенными приборным контролем.

Госстандартом РФ выполнена большая работа по обеспечению единства измерений количества природного газа с использованием первичных преобразователей, основанных на различных методах измерения (с использованием

сужающих устройств, различных тел вращения в потоке и др.).

Независимо от метода измерения, первая проблема в измерении количества состоит в определении теплофизических характеристик природного газа. С этой целью используется ГОСТ 30319-96. Как правило, плотность (в стандартных и рабочих условиях), коэффициент динамической вязкости, показатель адиабаты, нижнее и верхнее значение теплотворной способности газа измеряются не прямым, а косвенным методом, т.е. по установленным в ГОСТ 30319-96 уравнениям и по измеренным значениям абсолютного давления, температуре и компонентному составу природного газа рассчитываются теплофизические характеристики (вручную или автоматически). При этом вносится ряд погрешностей, основными из которых являются следующие:

1. Погрешности информационных каналов по измерению абсолютного давления и температуры, которые в основном определяются классом точности преобразователей давления и температуры, погрешностью регистрирующих приборов и точностью планиметрирования диаграмм записей(включая формирование условно-постоянных величин), по которым определяется величина абсолютного давления и температуры. Нестабильность режимов эксплуатации узлов учета вынуждает проектировщиков закладывать завышенные верхние пределы измерения первичных преобразователей давления, что приводит к увеличению погрешности измерения абсолютного давления. Экономия в датчиках температуры является источником больших погрешностей, так как температура на узле поставщика может отличаться от температуры на узле потребителя как в сторону уменьшения, так и увеличения в зависимости от сезона, условий размещения узла учета и других факторов.

2. В связи с необходимостью обработки диаграмм записей и косвенным методом определения расхода и количества были введены(ГОСТ 8.563.1,2-97) условно-постоянные величины, что связано с недостаточной точностью учета по среднему значению радиуса записи на диаграммных дисках, которые определяются путем планиметрирования диаграмм за 24 часа, как это рекомендовалось отмененным РД 50-213-80. Условно-постоянная величина (на заданном интервале времени) - это величина параметра, отклонение которой от среднего значения на заданном интервале времени вызывает дополнительную систематическую погрешность при измерении количества, которую можно оценить по известной формуле (5.2.6. ГОСТ 8.563.2-97). Если значение этой погрешности не удовлетворяет требуемой точности, то интервал времени уменьшают, пока не будет достигнута требуемая точность. По существу, проблема состоит в разбиении периода времени на интервалы при вычислении интеграла сложной функции с заданной точностью на основе графической информации. Поскольку расчет количества газа является трудоемким, выбор интервалов стараются проводить экономно, что приводит к разбиению на интервалы разной продолжительности. По-прежнему не решена проблема выбора интервала времени, в пределах которого давление и температура одновременно остаются условно-постоянными.

3. В зависимости от метода измерения расхода, режимов эксплуатации трубопроводов, на которых они установлены, от состояния внутренней поверхности трубопровода зависит надежность измерения. Опыт эксплуатации узлов учета показывает, что наиболее надежным методом измерения количества остается метод переменного перепада давления с сужающими устройствами, так как он устойчиво работает в условиях гидравлических ударов и загрязнения природного газа продуктами коррозии и посторонними предметами, которые остаются после реконструкции трубопроводных сетей, вибраций измерительных трубопроводов, изменения температуры окружающей среды и других факторов.

Метод переменного перепада давления основан на возникновении разности давления на сужающем устройстве, пропорциональной величине расхода. Поэтому все вышесказанное относится к каналу измерения разности давления, возникающей на сужающем устройстве.

4. Одним из основных источников погрешности определения теплофизических характеристик природного газа является суточное изменение его состава, определить который можно только на дорогостоящих промышленных хромографах. Для обеспечения единства измерений количества достаточно пользоваться одинаковыми данными на узлах поставщика и потребителей. При этом будет возникать некоторая погрешность, но баланс от этого не зависит, так как учет ведется по расходу в стандартных условиях, что эквивалентно учету по массовому расходу в масштабе плотности в стандартных условиях. Если масштаб у всех участников коммерческого учета будет одним и тем же, независимо от его достоверности, то это не приведет к возникновению погрешности в количестве природного газа одного участника учета по отношению к другому. Необходимо только следить, чтобы в вычислители в процессе учета вносилась оперативная информация о составе газа, что не всегда имеет место на практике.

Подводя итоги проведенному анализу, можно утверждать, что проблема точности измерения количества является многосторонней, требующей внимания при проверке конкретного узла учета и формировании условно-постоянных величин. Процедура государственного метрологического контроля и надзора за узлами учета должна быть обязательной, независимо от ведомственной принадлежности юридического лица, и выполняться в порядке и в сроки, установленные ПР 50.2.022-99.

Наиболее законченным в метрологическом отношении является метод переменного перепада давления с сужающими устройствами. В последнее время разработан ряд нормативных документов, устанавливающий порядок и методику выполнения измерения расхода и количества природного газа и других энергоносителей. К этим документам относятся: ГОСТ 8.563.1/.3-97, ГОСТ 30319.0/.3-96, ПР 50.2.022.-99, МИ 2578-2000, МИ 2585-2000. В последнее время утверждены рекомендации МИ 2588-2000, которые расширяют область применения измерительных комплексов до уровня, имеющего место в РД 50-213-80, и разрабатывается документ, регламентирующий первичную проверку измерительных трубопроводов на базе ПР 50.2.022-99.

В процессе разработки комплекса технической документации вырабатываются средние нормы погрешности конкретного узла учета по расходу и количеству природного газа. Без выполнения этой работы с 1 октября 2000 года эксплуатация узла учета является некоммерческой.

Для расчета количества газа и абсолютной погрешности измерения количества на каждом интервале времени используют программы, рекомендованные к применению Госстандартом России, в частности программный комплекс Флоуметрика, разработанный ВНИЦ СМВ и ВНИИМС, а также паспортные данные узла учета, на котором проводились измерения. Путем суммирования получают количество газа V и абсолютные погрешности его измерения aV за сутки и за отчетный период.

Возникает разница в количестве газа по результатам измерений, равная разности между количеством поставщика и суммарным количеством потребителей из-за того, что результаты измерений количества по показаниям узлов учета поставщика и потребителей содержат погрешности, имеется ряд структур городского хозяйства, не охваченных приборным контролем, а также часть газа относят к утечкам. Эту разность называют исходным небалансом. ВНИИМС совместно с ГУП «Мособлгаз» проанализировали задачу сведения баланса между поставщиком и потребителями и связанную с ней проблему определения учетных количеств, подлежащих оплате.

Вопросы определения учетных количеств природного газа при расчетах между поставщиком и потребителями являются весьма актуальными ввиду значительных величин небаланса, возникающего при сопоставлении результатов измерений, полученных на узлах учета. Величина небаланса нередко достигает 20-30% от общего количества, измеренного поставщиком. Возникающая неопределенность при взаимных расчетах приводит к существенным экономическим потерям, поскольку при больших значениях небаланса потребители не в состоянии оплатить разницу в измерениях, составляющую небаланс, а государство в лице поставщиков несет соответствующие убытки. В связи с этим разработка подхода, позволяющего научно обоснованно распределять небаланс при учете количества природного газа, является важной задачей.

Положение осложняется существованием двух законодательных документов: «Правил поставки газа», утвержденных Госдумой РФ, и «Правил учета газа», утвержденных Минтопэнерго и газовой инспекцией. Первый документ отдает предпочтение поставщику, т.е. данным газораспределительных станций (ГРС) без указания на существование абсолютной погрешности узла учета. Второй документ регламентирует взаимоотношения между поставщиком и потребителями, где рекомендуется учитывать абсолютные погрешности узлов учета участников коммерческих операций с газом.

Результатом анализа сложившегося положения в Московской области является создание МИ 2578-2000, в которой предлагается решение задачи сведения баланса с помощью статистической обработки совокупности результатов измерения на всех узлах учета поставщика и потребителей при соблюдении условия сохранения общего количества: отпущенное поставщиком количество должно быть равно сумме количеств, полученных потребителями. Это и есть условие баланса. Принятый подход является теоретически обоснованным и использует оптимальную статистическую процедуру обработки данных, и полученные таким способом значения количества являются более точными по сравнению с исходными результатами измерений количества газа по данным узлов учета.

В заключение отметим, что, поскольку меньшую долю потерь при распределении небаланса несут поставщики и потребители, узлы учета которых более точные, предлагаемый подход стимулирует участников учетных операций к проведению мероприятий, направленных на модернизацию устаревших узлов учета, и строгому соблюдению условий проведения измерений, регламентируемых соответствующими нормативными документами. Это, в конечном итоге, должно привести к уменьшению существующих в настоящее время величин небаланса измеренных количеств природного газа и, тем самым, уменьшить экономические потери.

В настоящее время ГУП «Мособлгаз» приступил к опытной эксплуатации МИ 2578-2000, по результатам которой будут внесены коррективы.

| скачать бесплатно Методика выполнения измерений количества природного газа и ее использование для сведения баланса между поставщиком и потребителями в Московской области , Асатиани Г.В., Беляев Б.М., Вересков А.И., Патрикеев В.Г., Царьков В.Н.,Шиляев В.А.,

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

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

Документы