Совершенствование способов обнаружения и локализации источников небаланса газа в системе магистральных газопроводов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Матюха Даниил Евгеньевич

• Матюха Даниил Евгеньевич
• кандидат наук
• 2024

Оглавление диссертации кандидат наук Матюха Даниил Евгеньевич

Введение

Глава 1. Состояние вопроса обнаружения и локализации источников небаланса газа в ГТС

1.1. Российские и зарубежные методы сведения и оценки материального баланса газа

1.2. Анализ подходов к обнаружению и локализации источников небаланса газа в

газотранспортных системах

Глава 2. Разработка критерия проведения качественной оценки величины небаланса газа в системе МГ

2.1. Разработка методики качественной оценки небаланса приема и передачи природного газа

2.2. Разработка методики расчета значений небаланса приема и передачи

природного газа в ГТС Общества

Глава 3. Разработка способа локализации источников небаланса газа в ГТС с применением критериев достоверности измеренных значений расходов газа на УИРГ

3.1. Факторы, влияющие на небаланс газа

3.2. Локализация источников небаланса газа с применением методов

математической статистики

Глава 4. Разработка способа локализации источников небаланса газа в МГ путем декомпозиции ГТС с применением виртуальных узлов учета газа

4.1. Определение значений объемов газа, проходящих через ВУУГ

4.2. Определение значений неопределенности оценки объемов газа, проходящих через ВУУГ

4.3. Разработка способа идентификации эмпирических параметров гидравлической модели МГ

4.4. Разработка алгоритмов функционирования балансовой модели потоков природного газа в ГТС с учетом точности узлов измерения расхода газа с целью выявления источников небаланса газа

4.5. Апробация комплексных алгоритмов выявления и локализации источников и

возможных причин небаланса газа в ГТС

Глава 5. Разработка рекомендаций по оценке влияния уровня метрологического обеспечения измерений количества и качества природного газа на показатель снижения потерь расчетно-методического характера (5 глава стандарта)

5.1 Оценка уровня метрологического обеспечения измерений количества и качества природного газа

5.2 Требования к метрологическому обеспечению узлов измерений расхода газа и

химико-аналитических лабораторий

5.3. Рекомендации к элементам метрологического обеспечения измерений

количества и показателей качества природного газа

5.4 Оценка показателя снижения потерь расчетно-методического характера

Заключение

Перечень сокращений и обозначений

Термины и определения

Список использованных источников

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

ПРИЛОЖЕНИЕ В

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

157

Введение

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование способов обнаружения и локализации источников небаланса газа в системе магистральных газопроводов»

Актуальность темы исследования

Под небалансом газа в работе понимается разница между общим объемом газа, поступившим в газотранспортную систему от поставщиков, и объемом газа, реализованном потребителям, в том числе газораспределительным организациям и населению. Небаланс газа имеет негативные последствия при осуществлении финансовых расчетов в газоснабжении, контроле за режимами поставки и потребления газа организациями и в технологических процессах.

На причины небаланса газа влияет ряд причин. Он может быть связан с наличием погрешности средств измерений количества газа, используемых при учете, реальными потерями газа (технологическими и аварийными), несовпадением расчетных и фактических значений объемов газа, использованного для технологических нужд, изменением запаса природного газа в системе, а также его несанкционированным отбором.

Вопросы сведения балансов газа к настоящему времени хорошо проработаны как на уровне газотранспортных систем, так и газораспределительных и газоснабжающих организаций. При оперативном учете газа производственно -диспетчерскими службами газотранспортных систем производится построение отчетов о балансе газа, содержащих в себе информацию об объемах поступающего, распределяемого и потребляемого газа. Формирование отчетов производится ежесуточно каждой газотранспортной организацией ПАО «Газпром».

В проведенных научных работах отечественных и зарубежных ученых и специалистов исследованы причины и факторы возникновения небаланса газа в газораспределительных системах, предложены различные способы локализации источников и определения возможных причин небаланса газа в них с применением аппарата математической статистики и теории вероятности, статистических методов контроля качества производственных процессов, методов обработки прямых и косвенных измерений.

В то же время для магистральных газопроводов критерии качественной оценки величины небаланса, позволяющие сформировать объективную позицию о наличии или отсутствии источников небаланса газа, не разработаны. Для систем магистрального транспорта газа также отсутствуют единые унифицированные подходы к локализации источников небаланса. В газотранспортных организациях локализация производится силами Обществ посредством периодических мероприятий по последовательному осмотру средств измерений, находящихся в границах газотранспортной системы (ГТС), что существенно затрудняет оперативное обнаружение и локализацию источника небаланса газа в системе магистральных газопроводов (МГ) и приводит к невозможности идентификации источников небаланса газа до момента проведения плановых обследований оборудования узлов измерения расхода газа (УИРГ) и линейной части МГ.

Изложенные факторы послужили основанием для проведения научных исследований в рамках диссертационной работы.

Степень разработанности темы исследования

Проблемы сведения балансов природного газа в трубопроводных системах, повышения их эффективности за счет ресурсосбережения и снижения потерь рассмотрены в ряде научных трудов отечественных и зарубежных ученых и специалистов. В том числе Горбунова C. C., Дубинина В.А., Костандяна А.В., Костандяна В.А, Киселева В.В., Лодочкина Н.И., Лурье М.В., Николаева В.П., Нефедьева Д.И., Горячева В.Я., Гаврина О.В., Павловского М.А., Сарданашвили С.А., Селезнева В.Е., Сухарева М.Г., Хворова Г.А Коршунова С.А., Ильченко Б.С., Arpino F., Celenza L., D'Alessio R., Dell'Isola M., Ficco G., Vigo P., Viola A, Lubomir Botev, Paul Johnson.

Эти вопросы также отражены в утвержденных и введенных в действие методиках и стандартах, как государственных (например, МИ 3534-2015 Государственная система обеспечения единства измерений. Методика расчета материальных (массовых) балансов в сложных измерительных системах), так и отраслевых (СТО Газпром 5.32-2009 Обеспечение единства измерений. Организация измерений природного газа).

Для газораспределительных систем способы определения небаланса газа и подходы к обнаружению его источников предложены в работах Ф.Г. Тухбатуллина и Д.С. Семейченкова. Количественную оценку величины небаланса газа в системе распределения авторы проводят путем вычисления неопределенности результатов оценки небаланса с использованием обобщенной формулы. Для снижения величины небаланса применяется корреляционный анализ.

В дочерних газоснабжающих и газораспределительных организациях ПАО «Газпром» внедрены управленческий и аналитический алгоритмы, позволяющие оперативно выявлять небаланс газа. С 2018 года в ООО «Газпроммежрегионгаз» действует «Положение об оперативном учете природного газа».

Таким образом, в части выявления и идентификации причин небаланса газа в газотранспортных системах настоящая диссертационная работа является продолжением указанных выше исследований. В части разработки эмпирико-статистических методов локализации источников небаланса газа на магистральных газопроводах степень разработанности является начальной, поскольку подход с использованием виртуальных узлов учета газа (ВУУГ) и критериев достоверности измерений для решения данной задачи применяется впервые.

Цель и задачи работы

Целью настоящей работы является снижение величины небаланса газа в единой системе газоснабжения путем совершенствования способов обнаружения и локализации источников небаланса газа для магистральных газопроводов.

Для достижения поставленной цели сформулированы и решены следующие задачи исследования:

1. Оценка состояния вопроса обнаружения и локализации источников небаланса газа в газотранспортной системе.

2. Разработка методики идентификации эмпирических параметров физико-математической модели системы магистральных газопроводов.

3. Разработка способа обнаружения и локализации источников потерь газа расчетно-методического характера и фактических потерь газа в

газотранспортной системе.

4. Разработка рекомендаций по снижению потерь газа расчетно-методического характера.

Научная новизна

1. Разработан качественный критерий, позволяющий принять обоснованное решение о наличии или отсутствии источников небаланса газа в системе МГ с учетом погрешностей средств измерения расхода и методов, применяемых при расчете объемов газа, не проходящих через расходомеры.

2. Предложен способ декомпозиции газотранспортной системы с целью выделения подсистемы, содержащей источник небаланса газа, с использованием качественного критерия и ВУУГ.

3. Разработан метод локализации источника небаланса газа в границах газотранспортной системы на основании критериев достоверности измеренных значений мгновенного расхода газа, проходящего через все узлы измерения расхода газа ее периметра.

Теоретическая и практическая значимость работы

Разработанные в диссертационной работе подходы и методы обработки результатов измерений параметров технологических процессов позволяют строить модели магистральных трубопроводов, основанные на массивах эксплуатационных данных. Создание модели идет от сбора и накопления данных через их обработку с помощью предложенных эмпирико-статистических методов и средств к прогнозированию функционирования магистрального трубопровода в определенной перспективе.

Практическое значение результатов работы заключается в том, что:

• использование критериев достоверности мгновенных значений расхода позволяет выявлять действующие УИРГ, являющиеся источником небаланса газа в системе МГ, и проводить их обследование на месте установки в первую очередь.

• использование способа локализации источников небаланса газа с применением виртуальных узлов учета газа позволяет выявить участок МГ с фактическими источниками потерь газа (отбор среды из трубопровода, утечки).

Методология и методы исследования

В настоящей работе применены эмпирико-статистические модели, включающие упорядочение и агрегирование информации о потоках газа через газотранспортные системы, идентификацию эмпирических параметров гидравлической модели магистрального газопровода и оценку достоверности измеряемых параметров технологических процессов.

Положения, выносимые на защиту:

1. Критерии достоверности измеренных значений расхода газа дают возможность выделить узлы измерения, являющиеся причиной небаланса газа, связанного с погрешностями средств измерений, превышающими паспортные значения приборов.

2. Критерий качественной оценки величины небаланса газа позволяет принять обоснованное решение о наличии в ГТС источника небаланса, несвязанного с погрешностями средств измерений и расчетного метода оценки количества газа.

3. Источник небаланса газа в границах ГТС может быть локализован путем ее декомпозиции на подсистемы с использованием виртуальных узлов учета газа.

Степень достоверности и апробация результатов работы

Достоверность полученных в настоящей работе аналитических результатов обеспечена применением методов математической статистики и теории вероятности.

Достоверность результатов так же подтверждена практикой. Положения работы использованы при разработке стандарта действующего газотранспортного предприятия.

Основные результаты диссертации были доложены на конференциях: Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность (ООО «Газпром ВНИИГАЗ» 2022 г.), Транспорт и хранение углеводородов (Омск, 2022 г.), Международная конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Проспект свободный - 2022, посвященной Международному году фундаментальных наук в интересах устойчивого развития (Тюмень, 2022 г.), У-я Всероссийская научно-

практическая конференция «Трубопроводный транспорт углеводородов» (Омск, 2022 г.), IX Международная конференция «Газотранспортные системы: настоящее и будущее» (Казань, 2023 г.), 77-я Международная молодежная научная конференция «Нефть и газ» (Москва, 2023 г.), 1-я Всероссийская научно-практическая конференция «Мониторинг и предиктивная аналитика состояния объектов нефтегазового комплекса» (Москва, 2023 г.).

На основании описанных в работе подходов и методов обнаружения и локализации источников небаланса газа автором был разработан и введен в действие стандарт организации ООО «Газпром трансгаз Томск» «Алгоритм функционирования балансовой модели потоков природного газа. Оценка влияния уровня метрологического обеспечения измерения количества и качества природного газа на показатель снижения потерь «расчетно-методического характера» в газотранспортной системе балансового объекта». СТО используется для обнаружения источников небаланса газа в границах ГТС в процессе непрерывного мониторинга технологического режима работы системы.

Рекомендации по использованию результатов работы

Результаты диссертационной работы целесообразно применять для повышения эффективности транспортировки природного газа по магистральным трубопроводам за счет уменьшения величины его небаланса. Разработанные методики могут быть использованы при создании единого стандарта по обнаружению и локализации источников небаланса газа в системе магистральных газопроводов. Изложенные в работе подходы можно применять при обнаружении источников небаланса перекачиваемой среды не только в газотранспортных системах, но и для трубопроводов, по которым перекачиваются жидкости (нефте-и водопроводов).

Публикации

В рамках подготовки диссертационной работы опубликовано 16 печатных работ, в том числе 3 статьи в рецензируемых научных журналах, входящих в перечень ВАК.

Структура и объем работы

Настоящая диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, перечня сокращений и обозначений, терминов и определений, списка использованных источников, содержащего 65 наименований, а также четырех приложений. Работа изложена на 159 страницах, содержит 23 таблицы, 30 рисунков.

Глава 1. Состояние вопроса обнаружения и локализации источников

небаланса газа в ГТС

1.1. Российские и зарубежные методы сведения и оценки материального

В основе материального баланса любого предприятия, осуществляющего транспорт, хранение или переработку жидких или газообразных углеводородных сред, лежит фундаментальный закон сохранения массы. В соответствии с методикой расчета материальных (массовых) балансов в сложных измерительных системах МИ 3534-2015 [4], материальный баланс подразумевает равенство входных и выходных потоков (с учетом изменения запасов) предприятия и может быть описан следующим выражением:

А^зап - изменение запаса среды в системе предприятия (трубопроводах, резервуарах, установках), т.

В зависимости от сферы деятельности предприятия, вида углеводородной среды, особенностей учетной политики, выражение (1.1) в различных нормативных документах, устанавливающих процедуру сведения материального баланса, может иметь различные вариации.

В соответствии с методикой расчета и учета балансов приема-сдачи при транспортировке нестабильных жидких углеводородов по трубопроводным системам СТО 05015124-59-2006 [12], материальный баланс приема-сдачи при транспортировке нестабильных жидких углеводородов по трубопроводным системам ООО «Сургутгазпром» описывается следующим выражением:

баланса газа

(1.1)

И

И

У мвх = У мвых + м + м +(м - м ),

/ , 1 / , 1 н а \ зап осв /'

(1.2)

где М®х - измеренная масса на /-м узле измерений поставщиков, т; М7вых - измеренная масса нау-м узле измерений потребителей, т; Мн - потери нормативные, т; Ма - потери аварийные, т;

Мзап - масса жидких углеводородов, ушедших на заполнение участков трубопроводной системы, т;

Мосв - масса жидких углеводородов, удаленных из трубопроводной системы при освобождении участков, т;

«вх - количество узлов измерений поставщиков; лвых - количество узлов измерений потребителей.

В соответствии с требованиями к структуре, содержанию и порядку составления материальных балансов для производств переработки углеводородов Р Газпром 5.70-2016 [5], материальный баланс производств переработки углеводородов ПАО «Газпром» описывается следующим выражением:

X^х = X^вых + X^ос(кп) "X^ос(нп) > (1.3)

где X ^вх - сумма значений приходных статей материального баланса за период

составления материального баланса, т;

X ^вых - сумма значений расходных статей материального баланса за

период составления материального баланса, т;

X ^ос(кп) - сумма значений остатков всех видов сырья и технологических

компонентов производства на складах и резервуарных парках на конец периода составления материального баланса, т;

X ^ос(нп) - сумма значений остатков всех видов сырья и технологических

компонентов производства на складах и резервуарных парках на начало периода составления материального баланса, т.

Значение УСвх в соответствии с Р Газпром 5.70-2016 [5] вычисляют по формуле

У Свх =У Ссырье + У Сткп, (1.4)

где У Ссырье - сумма значений прихода всех видов сырья за период составления материального баланса, т;

У Сткп - сумма значений прихода всех видов технологических компонентов производства за период составления материального баланса, т. Значение УСвых в соответствии с Р Газпром 5.70-2016 [5] вычисляют по формуле

хс = ус + с + с + с + уС (\ м

Свых ¿^ Свыработка С система Стопливо Сотходы ¿^ Спотери' (1.5)

где У Свыработка - сумма значений выработки всех видов товарной продукции за

период составления материального баланса, которую вычисляют путем сложения всех значений выработки товарной продукции в соответствии с номенклатурой за период составления материальных балансов, т;

С - количество жидкого и (или) газообразного сырья, взятое на заполнение элементов системы (емкостей, резервуаров, трубопроводов и т.д.) после проведения ремонтных работ за период составления материального баланса, т;

С - значение расхода природного газа на топливные нужды за период составления материального баланса, измеренное или рассчитанное, т;

С - количество отходов, полученных при переработке сырья за период

составления материального баланса, т;

У Спотери - сумма технологических потерь за период составления

материального баланса, т.

Значение У Спотери в соответствии с Р Газпром 5.70-2016 [5] вычисляют по

формуле

Ус = с + УС I с I с (\

/ Спотери Сфакт / Снорм(с) С ненорм Сs' (1.6)

где ^факт - значение фактических технологических потерь собственного и

покупного (при наличии) сырья при его переработке за период составления материального баланса, т;

X ^норм(с) - сумма значений нормативных потерь собственников

давальческого сырья, т;

^норм - значение ненормативных (аварийных) потерь сырья,

технологических компонентов производства, товарной продукции, возникших при переработке сырья, хранении, отгрузке товарной продукции за период составления материального баланса, т;

^ - значение нормативных потерь серы товарных видов за период составления материального баланса (при наличии производства серы в технологической схеме переработки сырья), т.

В соответствии с Инструкцией [6], общее выражение материального баланса природного газа и производительности Комплекса производства сжиженного природного газа имеет вид:

у ГПВД = у СТН + у ТП + д^50 + у СПХР

расх ? \ * '

где уГПВД - общий объем, приведенный к стандартным условиям, природного газа, поступившего на Комплекс производства сжиженного природного газа из газопровода высокого давления, м3;

уСТН - объем, приведенный к стандартным условиям, природного газа, использованного на СТН, м3;

ТП

у - объем, приведенный к стандартным условиям, природного газа и газового эквивалента сжиженного природного газа, утраченных в виде ТП, м3;

дуП5° - изменение объема, приведенного к стандартным условиям, газового

эквивалента сжиженного природного газа, находящегося в криогенных

3

резервуарах, м3;

УрПХ - объем, приведенный к стандартным условиям, газового эквивалента

сжиженного природного газа, отгруженного из автоцистерн на станции приема, хранения и регазификации сжиженного природного газа, м3.

В соответствии с стандартом СТО Газпром 5.32-2009 [7], материальный баланс ГТС описывается следующим выражением:

¿/со, = ¿^1, + хк2г + КС3 (1.8)

1=1 1=1 1=1

где Гс0г - количество поступающего газа по результатам измерений на /-м УИРГ,

м3;

Гс1г - количество газа по результатам измерений и/или расчета на /-м объекте потребления газа на собственные и технологические нужды, м3;

- количество газа по результатам измерений на /-м УИРГ, передаваемого другим предприятиям, м3;

V 3 - изменение количества газа в газопроводной системе за отчетный период

3

по результатам расчета, м3;

п - число УИРГ поступающего газа;

5 - число узлов измерений расхода газа, потребляемого организацией на собственные и технологические нужды;

г - число узлов измерений газа, передаваемого другим организациям. В соответствии с Порядком [4], материальный баланс ГТС Общества описывается следующим выражением:

¿е ПИЛ

¿е

КПТГг СТН АГНКСг - Ае ЗГС> (1.9)

где еппп - количество газа, поступившее в ГТС Общества через /-й ППГ, м3/сут; екпТГг - количество газа, поставленное из ГТС Общества через /-й КПТГ,

м3/сут;

^стн - количество газа, израсходованное на СТН ГТС Общества, м3/сут; еАгнка - количество газа, реализованное через /-ю АГНКС Общества, м3/сут; А&с - изменение ЗГС, м3/сут.

В соответствии со статьей «Applications of statistical process control in the management of unaccounted for gas» [62], материальный баланс ГТС Великобритании описывается следующим выражением:

n n+m

Z = Z V,, ) + ( ct+at ), (1.10)

"t ,vt-i ) ' ( ct ' at,

z=l z=n+l

3.

где vit - количество газа, прошедшее через i-й УИРГ в t-е сутки, м3;

n - количество входных УИРГ;

m - количество выходных УИРГ;

Xt - количество газа в ГТС в конце t-х суток, м3; - количество газа в ГТС в начале t-х суток, м3;

С - количество газа, потребленное компрессорами ГТС в t-е сутки, м3;

at - количество газа, утраченное в виде ТП (утечки) в t-е сутки, м3.

В соответствии со статьей «Unaccounted for gas in natural gas transmission networks: Prédiction model and analysis of the solutions» [63], материальный баланс ГТС Италии описывается следующим выражением:

e + s = d + sc + l + ALP, (1.11)

где E - количество газа, прошедшее через входные УИРГ, м3;

S - количество газа, поступившее в ГТС из хранилищ, м3;

d - количество газа, прошедшее через выходные УИРГ, м3;

SC - количество газа, израсходованное на СТН, м3;

L - количество газа, утраченное в виде ТП, м3;

alp - изменение количества газа в ГТС, м3.

В Таблице 1.1 приведено сравнение методик, описанных в настоящем разделе.

Таблица 1.1 - Сопоставление методик по сведению баланса газа, применяемых в России и за рубежом

Наименование источника Сумма входных потоков Сумма выходных потоков Изменение запаса среды Потери нормативные Потери аварийные Собственные технологические нужды Технологические потери

МИ 3534-2015 Да Да Да Нет Нет Нет Нет

СТО 05015124-59-2006 Да Да Нет Да Да Нет Нет

Р Газпром 5.70-2016 Да Да Да Нет Нет Да Да

СТО Газпром 5.32-2009 Да Да Да Нет Нет Да Нет

Lubomir Botev, Paul Johnson Applications of statistical process control in the management of unaccounted for gas Да Да Да Нет Нет Да Нет

Arpino F., Dell'Isola M., Ficco G., Vigo P. Unaccounted for gas in natural gas transmission networks: Prediction model and analysis of the solutions Да Да Да Нет Нет Да Нет

Из изложенного можно сделать следующие выводы:

- подход к составлению материального баланса для различных стран и предприятий отличается незначительно, в силу фундаментальности лежащего в основе материального баланса закона сохранения массы;

- выражение (1.1) на практике преобразуется путем разделения выходного потока на ряд составляющих, включающих в том числе СТН и ТП;

- единицей измерения статей материальных балансов, в случае если средой являются жидкие углеводородные среды служат тонны, если же среда природный газ - метры кубические.

Для сведения баланса приема и передачи газа в газотранспортной системе целесообразным является применение выражения:

п т

у огтс = У огтс + оггттситп+аогт

/ 1 / ' выа] СТНиТП Х--ЗГС /1

;=1 ]=1 , (1.12)

где Овт - объем газа, входящий в ГТС от I поставщика газа за расчетный период (измеренные данные с УИРГ), м3;

Овыс - объем газа, выходящий из ГТС через у объект (ГРС, АГНКС, ГТС) за расчетный период (измеренные данные с УИРГ), м3;

0гыс

стнитп - объем газа, расходуемый на СТН и ТП (суммарно, включая НРМХ) ГТС за расчетный период (данные ПДС), м3;

АОгзыс - изменение ЗГС ГТС за расчетный период (данные ПДС), м3.

1.2. Анализ подходов к обнаружению и локализации источников небаланса

газа в газотранспортных системах

Как отмечено в статье [8], выражение (1.10) выполняется, если его составляющие - действительные (ненаблюдаемые) значения величин. В силу наличия погрешностей СИ и расчетов (неопределенностей результатов измерений и расчетов), измеренные и рассчитанные значения величин отличаются от действительных значений, что ведет к возникновению т.н. небаланса (дисбаланса, разбаланса, ПРМХ, LAUF, UAG и т.д.). В различных нормативных документах применяется различная терминология, но в целом подход к определению величины небаланса одинаков.

В соответствии со статьей [8], небаланс ГТС Великобритании (UAG, Unaccounted-for-Gas) рассчитывают по формуле:

n n+m

и=Ё - Ё. - - v-i)-(ct+at), a13)

г=1 i=n+l

где Ut - небаланс ГТС Великобритании (UAG, Unaccounted-for-Gas) в t-е сутки, м3.

В соответствии со статьей [9], небаланс ГТС Италии (UAG, Unaccounted-for-Gas) рассчитывают по формуле:

uag = e + s - d - sc - l-alp, (1.14)

где uag - небаланс ГТС Италии (UAG, Unaccounted-for-Gas), м3.

В соответствии со статьей [64], допустимый небаланс ГТС Италии (UAG, Unaccounted-for-Gas) рассчитывают по формуле:

Uuag = ve ue+ёи2 +xud +Usc+ul+и^, (1.15)

где U - допустимый небаланс ГТС Италии (UAG, Unaccounted-for-Gas), м3;

U - абсолютная расширенная неопределенность измерений количества газа, прошедшего через УИРГ на входе в ГТС, м3;

U - абсолютная расширенная неопределенность измерений количества газа, поступившего в ГТС из хранилищ, м3;

ив - абсолютная расширенная неопределенность измерений количества газа, прошедшего через УИРГ на выходе из ГТС, м3;

изс - абсолютная расширенная неопределенность измерений количества газа, израсходованного на СТН, м3;

иь - абсолютная расширенная неопределенность измерений количества газа, утраченного в виде ТП, м3;

и^> - абсолютная расширенная неопределенность измерений изменения количества газа в ГТС, м3.

В диссертационной работе «Повышение эффективности процессов оперативного учета природного газа при его транспортировке по газотранспортным системам» [11] Семейченков Д.С. рассматривает вопрос совершенствования оперативного учета природного газа в газораспределительных системах.

При достижении поставленной цели автор затрагивает ряд вопросов включая количественную оценку величины небаланса газа в системе, определение допускаемой величины небаланса природного газа при его реализации, применение корреляционного анализа для снижения величины небаланса газа.

Количественная оценка производится путем вычисления неопределенности результатов оценки небаланса с использованием обобщенной формулы.

Стоит отметить, что в газотранспортной системе существуют как измеренные объемы, так и рассчитанные, неопределенность оценки которых обусловлена точностью средств измерений и неопределенности расчетного метода соответственно. Применяемые в настоящей работе формулы определения небаланса газа и расширенной неопределенности его оценки отличаются в части учета расчетных и измеренных составляющих, учета изменения запаса газа в системе.

В работе Семейченкова Д.С. рассмотрено применение корреляционного анализа для снижения величины небаланса газа, применение которого подразумевает проверку системы после последовательного отключения ГРС. В

случае если после отключения ГРС корреляция значение корреляционного коэффициента стремится к 0, (изменяется с 0,8 до 0 или с -0,3 до 0), то возможно сформулировать заключение о влиянии отключаемой ГРС на небаланс газа в сети.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Матюха Даниил Евгеньевич, 2024 год

Список использованных источников

1. РМГ 29-2013 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрология. Основные термины и определения. - Введ. 01.01.2015. -М.: Стандартинформ, 2014. - 56 с.

2. СТО Газпром 8-002-2013 Диспетчерское управление. Термины и определения. - Введ. 24.03.2014. - М.: Изд-во, 2014. - 23 с.

3. СТО Газпром 3.3-2-044-2016 Система норм и нормативов расхода ресурсов, использования оборудования и формирования производственных запасов ПАО «Газпром». Методика нормирования расхода природного газа на собственные технологические нужды и технологические потери магистрального транспорта газа. - Введ 15.01.2017. - С.: ООО «Газпром экспо», 2018. - 84 с.

4. МИ 3534-2015 Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Методика расчета материальных (массовых) балансов в сложных измерительных системах. ФГУП «ВНИИМС», 2015. - 65 с.

5. Р Газпром 5.70-2016 Обеспечение единства измерений. Требования к структуре, содержанию и порядку составления материальных балансов для производств переработки углеводородов ПАО «Газпром». - Введ 11.09.2017. - С.: ООО «Газпром экспо», 2018. - 43 с.

6. Инструкция. Методика определения суточных балансов природного газа и производительности Комплекса производства СПГ в д. Канюсята Карагайского района Пермского края ООО «ГЭС СПб» (утверждена Заместителем генерального директора по метрологическому обеспечению ООО «Газпром ВНИИГАЗ» В.А. Сулиным, 2017 г.).

7. СТО Газпром 5.32-2009 Обеспечение единства измерений. Организация измерений природного газа. - Введ 23.08.2010. - М.: ОАО «Газпром», 2010. - 90 с.

8. ГОСТ 8.586.5-2005 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений. -Введ. 01.01.2007. - М.: Стандартинформ, 2007. - 88 с.

9. ГОСТ 8.611-2013 Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и количество газа. Методика (метод) измерений с помощью ультразвуковых преобразователей расхода. - Введ. 01.07.2014. - М.: Стандартинформ, 2014. - 55 с.

10. ГОСТ 30319.1 Государственная система обеспечения единства измерений. Расход и количество газа. Методика (метод) измерений с помощью ультразвуковых преобразователей расхода. - Введ. 01.07.2014. - М.: Стандартинформ, 2014. - 55 с.

11. Семейченков Д.С. Повышение эффективности процессов оперативного учета природного газа при его транспортировке по газораспределительным системам: диссертация канд. техн. наук: 25.00.19. -РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, Москва. 2022. - 122 с.

12. СТО 05015124-59-2006 Методика расчета и учета балансов приема-сдачи при транспортировке нестабильных жидких углеводородов по трубопроводным системам ООО «Сургутгазпром». - Введ. 02.10.2006. - С: ООО «Сургутгазпром», 2006. - 15 с.

13. Временный порядок по разработке планов транспорта газа и закрытию оперативного (суточного) и коммерческого (месячного) баланса газа ООО «Газпром трансгаз Томск» (утвержден Заместителем генерального директора по производству ООО «Газпром трансгаз Томск» О.А. Исаевым 01.11.2017).

14. ИП ПДС-20-2014 Инструкция по расчёту суточного материального баланса переработки конденсата газового нестабильного на заводе по подготовке конденсата к транспорту ООО «Газпром переработка».

15. Инструкция по расчету суточного материального баланса переработки нефтегазоконденсатной смеси на Сургутском заводе по стабилизации конденсата (утверждена Главным инженером Сургутского ЗСК С.Ю. Талалаевым 31.01.2014).

16. И СГПЗ-11-2014 Инструкция по расчету материального баланса переработки сырья на Сосногорском газоперерабатывающем заводе ООО «Газпром переработка».

17. СТО Газпром 3.2-3-016-2011 Система норм и нормативов расхода ресурсов, использования оборудования и формирования производственных запасов ОАО «Газпром». Методика определения нормативных технологических потерь природного газа, газового конденсата, нефти на перерабатывающих объектах ОАО «Газпром». - Введ 03.10.2011. - М.: ОАО «Газпром», 2012. - 77 с.

18. СТО Газпром 3.2-2-054-2020 Система норм и нормативов расхода ресурсов, использования оборудования и формирования производственных запасов ПАО «Газпром». Инфраструктура для производства, хранения и отгрузки сжиженного природного газа. Методика определения норм расхода и нормативной потребности природного газа на собственные технологические нужды на объектах производства, хранения и отгрузки сжиженного природного газа. - Введ 03.10.2020. - С.: ООО «Газпром экспо», 2021. - 31 с.

19. МИ 2650-2001 Рекомендация. Методика распределения инструментальных потерь при учете расхода сетевого газа в системе «поставка-потребление» Санкт-Петербурга между поставщиком и потребителями, имеющими соответствующие средства измерений. ГГХ «Ленгаз», 2001. -6 с.

20. Матюха Д.Е. Применение теста Дики-Фуллера при идентификации эмпирических параметров гидравлической модели ГТС / Д.Е. Матюха, А.В. Осташов // Трубопроводный транспорт: теория и практика. - 2022. - № 2 (82). - С. 49-50.

21. СТО ГАЗПРОМ 2-3.5-051-2006 Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. - Введ. 03.07.2006. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2006. - 197 с.

22. ГОСТ 30319.3-2015 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о компонентном составе. -Введ. 01.01.2017. - М.: Стандартинформ, 2016. - 29 с.

23. Радиоэлектронные системы: Основы построения и теория. Справочник. Изд. 2-е, перераб. и доп./ под ред. Я.Д. Ширмана. - М.: Радиотехника, 2007. - 512 с.

24. Тихонов В.И., Харисов В.Н. Статистический анализ и синтез радиотехнических устройств и систем: Учеб. пособие для вузов. - М.: Радио и связь, 2004. - 608 с.

25. Теоретические основы радиолокации: Учебное пособие для вузов/ Под ред. Я. Д. Ширмана - М.: изд-во «Советское радио», 1970. - 560 с.

26. Павловский М.А. Применение методов математической статистики для анализа причин дисбаланса транспорта природного газа в трубопроводной газотранспортной системе // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2012. - №1. - С. 69-75.

27. Нефедьев Д.И., Горячев В.Я., Гаврина О.В. Спектральный метод анализа погрешности информационно-измерительной системы // Интернет-журнал «НАУКОВЕДЕНИЕ». - 2014. - №5 (24). - С. 1-15.

28. ГОСТ 30319.2-2015 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о плотности при стандартных условиях и содержании азота и диоксида углерода. - Введ. 01.01.2017. - М.: Стандартинформ, 2016. - 16 с.

29. ГОСТ Р 8.662-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Газ природный. Термодинамические свойства газовой фазы. Методы расчетного определения для целей транспортирования и распределения газа на основе фундаментального уравнения состояния AGA8. - Введ. 01.01.2011. - М.: Стандартинформ, 2010. - 41 с.

30. ГОСТ 31369-2008 Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава. - Введ. 01.01.2010. - М.: Стандартинформ, 2009. - 58 с.

31. СТО Газпром 5.37-2011 Обеспечение единства измерений. Единые технические требования на оборудование узлов измерения расхода и количества природного газа, применяемых в ОАО «Газпром». - Введ. 19.09.2011. - М.: Газпром экспо, 2011. - 56 с.

32. СТО Газпром 5.71-2016 Обеспечение единства измерений. Правила эксплуатации узлов измерений расхода (объема) энергоносителей. - Введ 01.01.2018. - С.: ООО «Газпром экспо», 2018. - 33 с.

33. СТО Газпром 5.0-2021 Обеспечение единства измерений. Метрологическое обеспечение в ПАО «Газпром». Основные положения. - Введ 01.07.2021. - С.: ООО «Газпром экспо», 2022. - 57 с.

34. СТО Газпром 5.8-2020 Обеспечение единства измерений. Положение о Системе аккредитации химико-аналитических лабораторий дочерних обществ и организаций ПАО «Газпром». - Введ 01.09.2020. - С.: ООО «Газпром экспо», 2021. - 27 с.

35. ГОСТ КОЛЕС 17025-2019 Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий. - Введ 01.09.2019. - М.: Стандартинформ, 2019. - 25 с.

36. СТО Газпром 5.19-2008 Обеспечение единства измерений. Порядок проведения метрологического надзора химико-аналитических лабораторий организаций ОАО «Газпром». Введ 2009. - М.: Изд. Дом «Полиграфия», 2009. - 20 с.

37. СТО Газпром 5.20-2008 Обеспечение единства измерений. Организация и выполнение межлабораторных сравнительных испытаний образцов природного газа в химико-аналитических лабораториях. Введ 2009. - М.: ОАО «Газпром», 2009. - 28 с.

38. СТО Газпром 5.26-2009 Обеспечение единства измерений. Организация и проведение внутрилабораторного контроля измерений показателей качества природного газа в химико-аналитических лабораториях. Введ 29.08.2012. - М.: ОАО «Газпром», 2012. - 5 с.

39. СТО Газпром 5.79-2019 Обеспечение единства измерений. Калибровка средств измерений. Организация и порядок проведения. Основные положения. Введ 01.06.2019. - С.: ООО «Газпром экспо», 2020. - 14 с.

40. СТО Газпром 5.80-2019 Обеспечение единства измерений. Положение о Системе калибровки средств измерений ПАО «Газпром». Введ 01.06.2019. - С.: ООО «Газпром экспо», 2020. - 38 с.

41. ГОСТ КОЛЕС 17043-2013 Оценка соответствия. Основные требования к проведению проверки квалификации. Введ 01.03.2015. - М.: Стандартинформ, 2014. - 33 с.

42. ГОСТ Р 56069-2018 Требования к экспертам и специалистам. Поверитель средств измерений. Общие требования. Введ 01.10.2018. - М.: Стандартинформ, 2018. - 6 с.

43. Комплексная целевая программа развития единого информационного пространства Группы Газпром на 2018 - 2022 годы Утверждена постановлением Правления ПАО «Газпром» от 23 октября 2017 г. - N 39 Консультант-плюс.

44. СТО ГАЗПРОМ 2-1.15-582-2011 Автоматизированные системы управления производственно-технологическими комплексами объектов ОАО «Газпром». Классификация и кодирование систем и элементов. - Введ. 01.07.2011.

- М.: Открытое АО «Газпром», 2012. - 68 с.

45. МИ 3534-2015 Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. Методика расчета материальных (массовых) балансов в сложных измерительных системах. ФГУП «ВНИИМС» - Введ. 28.09.2015. - М.: Изд-во, 2015. - 15 с.

46. ГОСТ Р 8.736 - 2011 Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения прямые многократные. Методы обработки результатов измерений. Основные положения. Введ 01.01.2013. - М.: Стандартинформ, 2013. -19 с.

47. Советов Б. Я., Яковлев С. А. Моделирование систем: Учеб. для вузов — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Высш. школа, 2001. - 343 с.

48. Вентцель Е.С., Овчаров Л.А. Теория вероятностей и её инженерный приложения. Учебное пособие для втузов. - 2-е изд. стер. - М.: Высш. школа, 2000.

- 480 с.

49. Репин В.Г., Тартаковский Г.П. Статистический синтез при априорной неопределённости и адаптация информационных систем. - М.: Советское радио, 1977. - 432 с.

50. Тихонов В.И., Харисов В.Н. Статистический анализ и синтез радиотехнических устройств и систем: Учебное пособие для вузов. - М.: Радио и связь, 1991. - 608 с.

51. Бронштейн И. Н., Семендяев К. А. Справочник по математике для инженеров и учащихся втузов. - 13-е изд., исправленное. - М.: Наука, Гл. ред. физ.-мат. лит., 1986. - 544 с.

52. Анго А. Математика для электро- и радиоинженеров. - М.: «Наука», 1968.

- 780 с.

53.Горбунов C. C., Костандян А.В., Дубинин В.А., Костандян В.А. Построение системы идентификации источников и причин небаланса газа в газотранспортной системе // Газовая промышленность. 2019. - № 2 (786). С. 68-76.|

54. ГОСТ Р 8.740-2011 Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Расход и количество газа. Методика измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков. -Введ. 01.01.2013. - М.: Стандартинформ, 2012. - 56 с.

55. СТО Газпром 3.2-2-049-2018 Система норм и нормативов расхода ресурсов, использования оборудования и формирования производственных запасов ПАО «Газпром». Малотоннажное производство и использование сжиженного природного газа. Нормы технологических потерь. - Введ. 14.01.2019.

- С.: ООО «Газпром экспо», 2019. - 51 с.

56. ГОСТ 34100.1 - 2017/IS0/IEC Guide 98-1:2009 Неопределенность измерения. Часть 1. Введение в руководства по выражению неопределенности измерения (ISO/IEC Guide 98-1:2009, IDT). - Введ. 01.09.2008. - М: Стандартинформ, 2017. - 22 с.

57. ОРС Data Access Custom Interface Specication 2.05а: [Электронный ресурс]. URL: https://opcfoundation.org/developer-tools/specifications-classic/data-access/.

58. СТО ГАЗПРОМ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЕ 12.2.2-1-2013. -Введ. 01.01.2014. - С: ОАО «Газпром газораспределение», 2013. - 83 с.

59. Матюха Д.Е. Разработка методики локализации источников и возможных причин небаланса газа в газотранспортных системах с применением фильтра Калмана и методов математической статистики / Д.Е. Матюха, В.М. Пищухин, Д.М. Ляпичев // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2023.

- № 1 (133). - С. 79-84.

60. Матюха Д.Е. Локализация источников и возможных причин небаланса газа в газотранспортной системе с применением гидравлической модели рассматриваемой системы / А.Е. Владимиров, Д.М. Ляпичев, Д.Е. Матюха, А.В. Осташов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2023. - №2 4 (136). - С. 64-68.

61. Матюха Д.Е. Идентификация режима работы насосного агрегата по данным системы диспетчерского контроля и управления с использованием методов математической статистики / А.В. Осташов, Д.Е. Матюха // Деловой журнал Neftegaz.RU. - 2019. - № 12 (96). - С. 106-107.

62 Lubomir Botev, Paul Johnson Applications of statistical process control in the management of unaccounted for gas//Journal of Natural Gas Science and Engineering 76.

- 2020.

63. Arpino F., Dell'Isola M., Ficco G., Vigo P. Unaccounted for gas in natural gas transmission networks: Prediction model and analysis of the solutions/Journal of Natural Gas Science and Engineering 17. - 2014.

64. Arpino F., Celenza L., D'Alessio R., Dell'Isola M., Ficco G., Vigo P., Viola A. Unaccounted for gas in natural gas transport networks//16th International Flow Measurement Conference, FLOMEKO. - 2013.

65. Srbislav Genie, Ivan D. Arandelovie, Petar Kolendie, Marko S. Jarie, Nikola J. Budimir, Vojislav Genie. A Review of Explicit Approximations of Colebrook's Equation. FME Transactions. - 2011.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(справочное)

Исходные данные для расчета неопределенности оценки расчета газа на собственные технологические нужды и технологические потери ГТС.

Таблица А.1 - Погрешности измерений расхода газа на СТН ГТС

Предельно допустимые

Наименование статей расхода газа на СТН относительные погрешности измерений газа, %

минимальные максимальные

1. Компримирование газа 0,8 1

2. Подогрев топливного и пускового газа КЦ 1,0 1,5

3. Выработка тепла котельными КС 2,0 2,5

4. Выработка электроэнергии ЭСН 2,0 5,0

5. Расход газа бытовыми приборами и на отопление домов операторов МГ 2,0 5,0

6. Подогрев газа перед регуляторами давления ГРС 2,0 2,5

7. Расход газа бытовыми приборами и на отопление домов операторов и производственных зданий ГРС 2,0 5,0

Таблица А.2 - Погрешности оценки расхода газа на СТН и ТП газа ГТС.

Наименование статей расхода газа на СТН и ТП Относит-я погрешность оценки, %

Расход газа на СТН

1. Стравливание при ремонте оборудования КЦ 2,8

2. Стравливание при очистке участков МГ 2,2

3. Стравливание при проведении внутритрубной технической диагностики газопровода 2,2

4. Стравливание при ремонте и реконструкции участков МГ, врезке отводов и перемычек 2,2

5. Стравливание при ремонте и реконструкции коммуникаций и оборудования ГРС 2,2

6. Заправка одоризационных и метанольных установок -

7. Ревизия и замена диафрагм ГРС и ГИС -

Наименование статей расхода газа на СТН и ТП Относит-я погрешность оценки, %

Технологические потери газа

1. Стравливание газа при плановых пусках/остановках ГПА 5,9

2. Стравливание газа при эксплуатации силовых пневмоприводов кранов, кранов-регуляторов в КС, ЛЧ, ГРС, ГИС 5,0

3. Стравливание газа при продувке аппаратов (пылеуловители, фильтры-сепараторы, адсорберы, сепараторы, ресиверы и др.) КЦ, ЛЧ, ГРС 5,7

4. Стравливание газа при настройке предохранительных клапанов в КЦ, ГРС, ГИС 5,7

5. Стравливание газа из системы уплотнения ЦБК 5,0

6. Стравливание газа при работе пневморегуляторов, пневмоустройств на газе 5,0

7. Стравливание газа при продувке дренажей УСБ и продувку импульсных линий отбора газа на датчики давления и перепада давления 5,1

8. Стравливание газа при эксплуатации приборов КИП, автоматики и телемеханики КЦ, ГРС -

9. Эксплуатационные утечки, обусловленные техническим состоянием оборудования -

Таблица А.3 - Значения относительных погрешностей параметров.

Параметр Температура Давление

Относительная погрешность , % 0,7 1,6

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

(справочное)

Частные производные функции #(Х|) по г-му параметру

яС^РН.РК.Д^Ь.гсрДсрД.Х) := 3.32-10 ба25-

¡1 Д-6Ь ^ Д-ЛЬ

КрН2-РК2-е14-642срН

14.64-7ср Тер

Х-Д -2ср Тср-1- ( Д-6Ь > 14.64 гср-Тср 4е ~ 1)

— q(d,PHíPKJД16hJZcpJTcp,l,X) 8.3 х 10 б-с11-5-

г О.ОбЗ-ДлЬ

0.068-6Ь

чРК2-е ТСР 2СР -РН2,

2 2 Тер -2ср -Х-1

0.068-Л6Ь

Тернер Vе _ 1

— Ч(:^l,PH,PK,Д,51l,Zc}^TcJ>,l,X;>-dД

1.66x 10 6-<12-5 0-068-Д (Ь 0 068 д а |' 0.068 Д 8Ь у 4-666жю-3рк26Ь!< Тсргср 4.бббхт~3йьг< Тсргср 1рк2с Тсргср -га2;

/■ о.ш-д-аь Тср3-гср3х-||. Тсргср -1 Г О.ОбЗД-бЬ У

0.068 «к ■( О.Ш-ДвЬ РК2-е Тср^ -РН2

! 0.068 ¡1 ЛЬ тФ2гср2-х-.-и Тср2ср -1)

—({а.рн.рк.д.йЬ.гср.Тср,!»-<1%

0-06! Д_№ > 0.068 Д аЬ / 0.068 Д № > 0.068 Д «Ь

^ -РН2] 4.И6*ИГ'.А.а.-с \РК2-с -РН1]

^Гср.гср _рн2| ^„ю-!.^ Тср^ср I 2_с Тср-Тср _ ^ ^ Тср-2ср

т^У-м-и — -и

( О.ОбЗ-А-АЬ У Г 0Ш Л № 1

Де Тср-гср _т^-гср'хДс -1;

2 2 Тер -2ср -Х-1

( 0.068 Л »Ь Т^ср

dl

-q(d,PH,PK,Д,6h,Zcp,Tcp,l,X)

1.134x 10 7-d25-âh-( 0.068-Д-6h л PK2-e TcpZcp -PH2]

f 0.068Д*Ь > 2 2 2 Tcp-Zcp Tcp Zcp -X-1 -^e - \J- 0.068Sh 0.068-Д-íh lpK2-e TCPZCP -PH2]

Tcp2-Zcp2-X-1- ( 0.068-Д-óh [e TCP"ZCP -ij

dX

■ t PH, PK, Д, fih, Zcp, Тер, 1, X)

1.134x 10 7 d2'5-öh

0.068-Д-6Ь

^PK2e TCPZCP -PH2,

2 2 Tcp Zcp

-x2-i-C

0.068 Д-Sh ^ -b

Tcp Zcp

0.068 Д-óh 0.068-5h.lPK2-e TCP'ZCP -PH2

0.063 Д-ih

TcpW-X l U TCPZCP -1

ПРИЛОЖЕНИЕ В

(справочное)

Таблица В.1 - Значения относительной неопределенности узлов измерения расхода

газа

Наименование УИРГ Относительная неопределенность, % Наименование УИРГ Относительная неопределенность, %

Поступление газа: Потребитель 53 1,20

Поставщик 1 0,48 Потребитель 54 0,63

Поставщик 2 0,55 Потребитель 55 0,66

Поставщик 3 0,52 Потребитель 56 0,99

Поставщик 4 0,64 Потребитель 57 0,64

Поставщик 5 0,90 Потребитель 58 0,63

Поставщик 6 1,04 Потребитель 59 2,00

Распределение газа: 0,00 Потребитель 60 2,00

Потребитель 1 1,36 Потребитель 61 0,63

Потребитель 2 1,04 Потребитель 62 1,60

Потребитель 3 0,63 Потребитель 63 1,14

Потребитель 4 0,67 Потребитель 64 1,15

Потребитель 5 1,04 Потребитель 65 1,19

Потребитель 6 1,68 Потребитель 66 1,16

Потребитель 7 1,04 Потребитель 67 1,04

Потребитель 8 1,60 Потребитель 68 1,46

Потребитель 9 0,79 Потребитель 69 0,96

Потребитель 10 1,68 Потребитель 70 0,96

Потребитель 11 0,57 Потребитель 71 1,59

Потребитель 12 0,62 Потребитель 72 0,65

Потребитель 13 0,78 Потребитель 73 0,88

Потребитель 14 1,36 Потребитель 74 1,12

Потребитель 15 0,67 Потребитель 75 1,12

Потребитель 16 1,28 Потребитель 76 1,18

Потребитель 17 0,80 Потребитель 77 1,10

Потребитель 18 1,04 Потребитель 78 0,78

Потребитель 19 0,77 Потребитель 79 0,79

Потребитель 20 1,04 Потребитель 80 0,65

Потребитель 21 1,20 Потребитель 81 1,18

Потребитель 22 0,96 Потребитель 82 1,12

Потребитель 23 1,68 Потребитель 83 1,54

Потребитель 24 1,68 Потребитель 84 1,13

Потребитель 25 0,96 Потребитель 85 0,63

Потребитель 26 1,52 Потребитель 86 1,20

Потребитель 27 1,20 Потребитель 87 0,96

Потребитель 28 0,96 Потребитель 88 1,68

Потребитель 29 1,04 Потребитель 89 1,68

Потребитель 30 1,28 Потребитель 90 1,68

Потребитель 31 1,20 Потребитель 91 1,92

Потребитель 32 3,00 Потребитель 92 1,04

Потребитель 33 0,74 Потребитель 93 1,68

Потребитель 34 0,76 Потребитель 94 1,68

Потребитель 35 0,64 Потребитель 95 1,68

Наименование УИРГ Относительная неопределенность, % Наименование УИРГ Относительная неопределенность, %

Потребитель 36 1,12 Потребитель 96 1,28

Потребитель 37 1,20 Потребитель 97 1,68

Потребитель 38 0,66 Потребитель 98 0,96

Потребитель 39 0,78 Потребитель 99 1,84

Потребитель 40 0,74 Потребитель 100 1,68

Потребитель 41 1,04 Потребитель 101 1,12

Потребитель 42 0,74 Потребитель 102 1,68

Потребитель 43 0,96 Потребитель 103 1,04

Потребитель 44 1,60 Потребитель 104 1,12

Потребитель 45 0,68 Потребитель 105 1,20

Потребитель 46 1,20 Потребитель 106 1,20

Потребитель 47 0,70 Потребитель 107 1,04

Потребитель 48 1,20 Потребитель 108 1,04

Потребитель 49 1,00 Потребитель 109 1,04

Потребитель 50 1,20 Потребитель 110 1,12

Потребитель 51 1,77 Потребитель 111 0,58

Потребитель 52 0,88 Потребитель 112 1,20

Таблица В.2 - значения объемов газа, прошедших через узлы измерения расхода

3

газа с января по июнь, млн. м3

Период Янв Фев Мар Апр Май Июн

Остаток газа на начало периода 52,09 47,58 48,51 51,86 57,15 50,06

Остаток газа на конец периода 47,58 48,51 51,86 57,15 50,06 51,84

Поступление газа:

Поставщик 1 171,60 154,86 165,44 156,69 159,57 159,04

Поставщик 2 141,98 136,58 147,21 142,49 122,78 121,49

Поставщик 3 127,63 120,75 107,69 128,53 129,42 106,65

Поставщик 4 3,63 3,38 3,23 3,07 2,76 2,45

Поставщик 5 49,48 45,86 45,87 46,42 44,62 15,45

Поставщик 6 197,99 164,30 134,84 5,20 0,00 0,00

Распределение газа:

Потребитель 1 0,08 0,04 0,04 0,00 0,00 0,00

Потребитель 2 0,76 0,64 0,60 0,32 0,12 0,12

Потребитель 3 1,52 1,32 1,24 0,56 0,28 0,32

Потребитель 4 6,20 5,32 4,88 2,84 1,48 1,28

Потребитель 5 0,48 0,40 0,36 0,16 0,04 0,04

Потребитель 6 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Потребитель 7 0,12 0,12 0,08 0,04 0,00 0,00

Потребитель 8 0,24 0,20 0,16 0,08 0,00 0,00

Потребитель 9 0,76 0,64 0,60 0,32 0,16 0,12

Потребитель 10 0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Потребитель 11 7,76 6,84 6,52 3,76 2,72 4,16

Потребитель 12 4,56 4,20 3,52 1,84 1,12 1,08

Потребитель 13 0,40 0,36 0,36 0,20 0,08 0,08

Потребитель 14 5,36 4,60 4,16 1,92 0,72 0,60

Потребитель 15 1,48 1,64 1,48 1,12 0,96 0,84

Потребитель 16 0,32 0,28 0,24 0,12 0,04 0,00

Потребитель 17 6,00 5,28 3,28 1,24 0,64 0,52

Потребитель 18 0,64 0,52 0,48 0,20 0,12 0,04

Период Янв Фев Мар Апр Май Июн

Потребитель 19 1,56 1,32 1,20 0,64 0,20 0,16

Потребитель 20 1,52 1,28 1,20 0,60 0,24 0,16

Потребитель 21 9,60 11,68 13,44 9,32 8,48 11,76

Потребитель 22 1,88 1,52 1,24 0,96 0,80 0,76

Потребитель 23 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Потребитель 24 0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Потребитель 25 60,00 55,84 58,20 53,56 53,12 47,96

Потребитель 26 17,44 15,28 14,00 10,60 5,44 4,48

Потребитель 27 1,96 1,64 1,60 0,92 0,60 0,52

Потребитель 28 31,08 25,68 24,76 23,20 23,52 20,84

Потребитель 29 3,64 2,08 1,80 1,12 0,68 0,56

Потребитель 30 0,64 0,52 0,48 0,28 0,12 0,12

Потребитель 31 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Потребитель 32 10,56 8,52 8,40 5,80 4,12 5,44

Потребитель 33 0,76 0,64 0,56 0,36 0,12 0,04

Потребитель 34 0,24 0,20 0,20 0,08 0,04 0,00

Потребитель 35 3,60 3,04 2,96 1,84 0,92 0,76

Потребитель 36 0,68 0,60 0,52 0,28 0,08 0,04

Потребитель 37 0,80 0,68 0,84 0,48 0,12 0,08

Потребитель 38 1,20 1,00 0,92 0,48 0,20 0,16

Потребитель 39 1,92 1,64 1,56 0,92 0,48 0,44

Потребитель 40 0,88 0,68 0,64 0,44 0,24 0,28

Потребитель 41 0,08 0,08 0,08 0,04 0,04 0,00

Потребитель 42 0,28 0,24 0,20 0,08 0,04 0,00

Потребитель 43 1,00 0,88 0,80 0,48 0,24 0,20

Потребитель 44 1,00 0,88 0,80 0,40 0,16 0,12

Потребитель 45 0,84 0,72 0,68 0,40 0,12 0,08

Потребитель 46 0,04 0,04 0,04 0,00 0,00 0,00

Потребитель 47 4,52 3,64 3,28 1,84 0,92 0,76

Потребитель 48 0,32 0,28 0,24 0,12 0,04 0,04

Потребитель 49 1,72 1,52 1,44 0,84 0,40 0,32

Потребитель 50 0,76 0,68 0,64 0,40 0,16 0,16

Потребитель 51 2,04 1,72 1,60 0,88 0,32 0,16

Потребитель 52 6,52 5,48 5,40 3,72 2,40 2,24

Потребитель 53 1,60 1,40 1,20 0,60 0,24 0,20

Потребитель 54 11,48 9,28 8,88 4,28 1,96 0,00

Потребитель 55 4,68 6,04 3,92 2,16 1,32 1,12

Потребитель 56 20,76 15,36 15,80 8,76 3,76 4,36

Потребитель 57 15,96 13,28 12,28 7,12 2,12 2,16

Потребитель 58 14,00 12,64 12,20 7,68 4,48 5,76

Потребитель 59 0,16 0,12 0,12 0,08 0,04 0,00

Потребитель 60 1,56 1,44 1,16 0,96 1,00 0,60

Потребитель 61 72,92 65,24 66,64 52,56 37,76 30,80

Потребитель 62 1,16 1,00 0,88 0,56 0,16 0,12

Потребитель 63 0,64 0,56 0,48 0,28 0,04 0,04

Потребитель 64 0,04 0,04 0,04 0,04 0,00 0,00

Потребитель 65 1,36 1,16 0,96 0,56 0,16 0,28

Потребитель 66 2,52 2,20 1,84 0,84 0,20 0,16

Потребитель 67 5,88 5,28 4,56 2,20 0,64 0,40

Потребитель 68 0,16 0,12 0,12 0,08 0,00 0,00

Период Янв Фев Мар Апр Май Июн

Потребитель 69 2,72 2,40 2,08 1,12 0,28 0,20

Потребитель 70 2,76 2,48 2,16 1,16 0,36 0,28

Потребитель 71 0,12 0,12 0,08 0,04 0,00 0,00

Потребитель 72 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Потребитель 73 0,32 0,28 0,24 0,12 0,04 0,04

Потребитель 74 2,40 2,16 2,00 1,28 0,68 0,64

Потребитель 75 4,08 3,52 3,08 1,48 0,40 0,36

Потребитель 76 1,52 1,28 1,12 0,56 0,20 0,20

Потребитель 77 3,48 3,04 2,76 1,52 0,64 0,52

Потребитель 78 10,04 9,04 8,24 4,84 2,28 1,84

Потребитель 79 30,76 28,08 26,48 15,40 7,24 7,52

Потребитель 80 22,20 19,28 17,96 10,20 4,48 4,20

Потребитель 81 1,08 0,92 0,84 0,44 0,16 0,12

Потребитель 82 1,28 1,08 0,92 0,52 0,12 0,12

Потребитель 83 0,08 0,08 0,04 0,04 0,00 0,00

Потребитель 84 1,12 0,96 0,84 0,52 0,20 0,16

Потребитель 85 3,40 2,76 2,52 1,24 0,44 0,36

Потребитель 86 34,04 33,84 36,92 35,16 27,32 25,88

Потребитель 87 0,04 0,04 0,04 0,00 0,00 0,00

Потребитель 88 0,08 0,08 0,08 0,04 0,00 0,00

Потребитель 89 0,76 0,64 0,60 0,32 0,12 0,08

Потребитель 90 0,88 0,76 0,68 0,44 0,28 0,28

Потребитель 91 0,76 0,68 0,64 0,56 0,44 0,40

Потребитель 92 1,04 0,84 0,72 0,44 0,44 0,28

Потребитель 93 0,88 0,72 0,72 0,48 0,16 0,08

Потребитель 94 0,88 0,72 0,68 0,36 0,12 0,08

Потребитель 95 0,36 0,32 0,28 0,16 0,04 0,08

Потребитель 96 1,20 1,04 0,96 0,52 0,20 0,16

Потребитель 97 0,44 0,36 0,32 0,20 0,04 0,00

Потребитель 98 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Потребитель 99 0,08 0,04 0,04 0,04 0,00 0,00

Потребитель 100 0,04 0,04 0,04 0,00 0,00 0,00

Потребитель 101 1,84 1,56 1,36 0,84 0,36 0,20

Потребитель 102 0,04 0,04 0,04 0,00 0,00 0,00

Потребитель 103 1,52 1,28 1,16 0,60 0,20 0,00

Потребитель 104 5,68 4,44 3,64 2,88 2,60 1,72

Потребитель 105 13,56 11,04 10,16 6,32 6,08 5,48

Потребитель 106 13,36 13,24 12,92 8,32 2,36 1,60

Потребитель 107 0,56 0,48 0,44 0,20 0,08 0,08

Потребитель 108 26,20 24,92 26,44 21,32 8,68 6,20

Потребитель 109 1,12 1,04 0,92 0,36 0,00 0,00

Потребитель 110 120,68 113,68 101,80 68,12 62,96 60,80

Потребитель 111 20,52 16,88 15,76 11,52 4,84 2,60

Потребитель 112 0,00 0,00 0,00 49,83 161,27 120,58

СТН и ТП 0,70 0,96 0,76 0,93 1,97 3,85

Таблица В.3 - значения объемов газа, прошедших через узлы измерения расхода

газа с июля по декабрь и за год, млн. м3

Период Июл Авг Сен Окт Ноя Дек Год

Остаток газа на начало периода 51,84 55,86 53,59 55,35 51,46 48,91 52,09

Остаток газа на конец периода 55,86 53,59 55,35 51,46 48,91 66,14 66,14

Поступление газа:

Поставщик 1 166,13 110,49 141,19 140,77 141,31 137,05 1804,15

Поставщик 2 142,93 133,63 139,52 143,02 132,69 135,01 1639,31

Поставщик 3 94,97 125,63 122,81 122,80 114,56 115,46 1416,92

Поставщик 4 2,20 2,19 2,11 2,20 2,10 2,16 31,48

Поставщик 5 45,13 44,27 45,85 48,84 47,72 48,48 527,98

Поставщик 6 0,00 10,68 0,00 63,34 143,54 298,32 1018,21

Распределение газа:

Потребитель 1 0,00 0,00 0,00 0,04 0,04 0,08 0,36

Потребитель 2 0,12 0,12 0,16 0,52 0,64 0,92 5,04

Потребитель 3 0,36 0,40 0,56 1,04 1,20 1,68 10,44

Потребитель 4 1,20 1,32 2,08 4,24 5,16 7,28 43,32

Потребитель 5 0,00 0,04 0,12 0,28 0,36 0,52 2,76

Потребитель 6 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04

Потребитель 7 0,00 0,00 0,04 0,08 0,12 0,20 0,84

Потребитель 8 0,00 0,00 0,04 0,12 0,20 0,32 1,36

Потребитель 9 0,12 0,12 0,24 0,48 0,64 0,88 5,12

Потребитель 10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04 0,12

Потребитель 11 2,92 3,36 3,36 5,32 6,68 9,08 62,40

Потребитель 12 1,00 0,96 1,64 3,20 4,00 5,52 32,60

Потребитель 13 0,08 0,08 0,12 0,28 0,36 0,48 2,88

Потребитель 14 0,56 0,56 1,36 3,24 4,32 6,24 33,64

Потребитель 15 0,88 0,84 0,80 1,64 1,64 2,40 15,72

Потребитель 16 0,00 0,04 0,08 0,20 0,28 0,40 2,00

Потребитель 17 0,60 1,60 3,64 4,72 5,40 6,28 39,28

Потребитель 18 0,04 0,04 0,04 0,36 0,48 0,72 3,72

Потребитель 19 0,16 0,16 0,40 1,00 1,24 1,80 9,84

Потребитель 20 0,12 0,16 0,44 0,80 1,16 1,80 9,56

Потребитель 21 12,40 10,88 8,64 11,00 6,60 8,28 122,12

Потребитель 22 0,80 0,88 1,08 1,80 1,76 2,72 16,20

Потребитель 23 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Потребитель 24 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04 0,12

Потребитель 25 53,36 47,64 34,60 62,00 60,72 63,92 650,92

Потребитель 26 4,68 5,44 7,84 11,92 14,92 18,68 130,64

Потребитель 27 0,32 0,36 0,68 1,24 1,64 2,32 13,80

Потребитель 28 25,60 27,20 23,52 26,88 26,08 28,88 307,28

Потребитель 29 0,56 0,68 1,00 1,64 2,00 2,84 18,56

Потребитель 30 0,08 0,12 0,24 0,44 0,52 0,68 4,24

Потребитель 31 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Потребитель 32 6,68 5,60 6,64 9,00 8,96 11,28 91,04

Потребитель 33 0,08 0,16 0,24 0,64 0,72 1,04 5,36

Потребитель 34 0,00 0,04 0,12 0,28 0,32 0,36 1,96

Потребитель 35 0,64 0,60 1,20 2,44 3,08 4,28 25,36