автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Разработка методологических основ оптимизации реконструкции сложных систем транспорта газа с учетом режимов газоснабжения

! I

27

о С Л ОПТ

На правах рукописи УДК 622.691.4.01

ХАЧАТРЯН РАЗМИК ГУРГЕНОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОЛОГИЧЕСКИХ ОСНОВ ОПТИМИЗАЦИИ РЕКОНСТРУКЦИИ СЛОЖНЫХ СИСТЕМ ТРАНСПОРТА ГАЗА С УЧЕТОМ РЕЖИМОВ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

Специальность 05.15.13 -Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов,

баз и хранилищ

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва - 1998

Работа выполнена в Институте экономики и организации управления в газовой промышленности

Официальные оппоненты:

- доктор технических наук, профессор Одишария Г.Э.

- доктор технических наук, профессор Поршаков Б.П.

- доктор технических наук, Саркисян В.А.

Ведущее предприятие: СЕВЕРГАЗПРОМ

^ во

Защита состоится - Лг / 1998 года в ЛЭ часов на заседании

диссертационного совета Д 070.01.02 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук при Всероссийском научно-исследовательском институте природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ) по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, п. Развилка, ВНИИГАЗ. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИИГАЗа.

Атореферат разослан ОЛ^ГЗ^ _ 1998 г

Ученый секретарь диссертационного г И.Н. Курганова

совета

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В современной мировой экономике большую роль играет природный газ. Газовая промышленность - ведущая отрасль топливно-энергетического комплекса - выполняет важнейшие стабилизирующие и интегрирующие функции в экономике России и поддерживает энергетическую безопасность страны.

При особом значении газа для функционирования многих отраслей народного хозяйства его дефицит имел бы тяжелейшие последствия для всего общества. Безусловно, дальнейшее развитие газовой отрасли будет требовать увеличения финансовых расходов по многим причинам (более надежные и экологически чистые технологии добычи, переработки и транспорта газа, рост затрат на природные ресурсы и т.д.)

В этой ситуации, естественно, возникает фундаментальная проблема, характерная для всех стран мира: либо добывать требуемое количество газа, либо сокращать потребность в ней, либо решать одновременно обе задачи. Стратегическое направление в решении этой проблемы состоит в резком повышении эффективности добычи, транспорта и потребления газа. Только это направление способно избавить общество от гигантских экономических потерь и вредного влияния на окружающую среду. Потенциал этого направления огромен.

До настоящего времени вопросам влияния сезонных колебаний потребления и добычи газа на технологический режим работы и экономику газодобывающих и транспортных предприятий не уделялось достаточного внимания, прежде всего из-за отсутствия научных и методических разработок.

Как показали наши исследования в этой области, результаты решения задач оптимизации потоков неравномерности могут быть использованы при выборе стратегии развития газовой промышленности. Принимая во внимание, что дальнейшее развитие газовой промышленности России, связано с разработкой новых месторождений с высокими затратами на добычу и транспорт газа, особую актуальность приобретают научные и методические разработки связанные с решением этих проблем.

Анализ влияния возросшей неравномерности газопотребления и сезонных колебаний добычи газа на экономику и стратегию развития газовой промышленности ставит перед отраслью необходимость решения задач расчета потоков с оптимальным включением в систему регулирования сезонной неравномерности различных объектов ЕСГ:ПХГ, газопроводов, месторождений газа, буферных потребителей, экспорт (импорт) неравномерности и т.д.

К приоритетам научно-исследовательских работ перспективного развития газовой промышленности в области транспорта газа относятся: .

• осуществление оптимальной научно-технической политики по реконструкции и развитию Единой системы газоснабжения (ЕСГ) на основе реализации системных решений по функционированию и развитию газовой промышленности;

• улучшение энергетической и экономической эффективности, повышение надежности и маневренности (ЕСГ);

• модернизации ЕСГ;

• высоконадежное газоснабжение, сбалансированное со спросом на газ и финансовыми возможностями потребителей.

На основе анализа динамики возможной добычи газа и его рационального потребления дальнейшее развитие как в методическом, так и в прикладном плане должно получить такое важное направление прогноза развития отрасли, как оптимизация схем потоков газа, позволяющая обеспечить наиболее эффективную структуру ЕСГ с целью снижения затрат в магистральный транспорт газа, как самую капиталоемкую отрасль газовой промышленности. Эта задача приобретает особую важность в условиях перемещения центров добычи газа, а также расширения существующих и строительства новых подземных хранилищ газа.

Данная диссертационная работа посвящена разработке новых методов и алгоритмов решения задач повышения эффективности транспорта и хранения газа. Результаты решения этих задач могут стать основой выбора стратегии развития газовой промышленности России.

Цель работы

Целью диссертационной работы является разработка методологических основ оптимизации реконструкции сложных систем транспорта газа с учетом режимов газоснабжения на базе обобщения своих теоретических, аналитических и методических разработок.

Основные задачи исследований

1. Разработка дифференциальной вероятностной модели процесса старения газопроводов.

2. Разработка модели оптимизации объемов реконструкции сложных систем магистрального транспорта газа.

3. Разработка математической модели расчета потоков неравномерности

газа.

4. Разработка модели оптимизаци потоков неравномерности.

5. Разработка модели прогнозирования сезонной стоимости газа в различных узлах больших газотранспортных систем.

6. Разработка методики выбора количества и мест расстановки запорной арматуры магистральных и распределительных газопроводов.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач основывается на использовании фундаментальных положений газовой динамики, экономико-математического моделирования и математической статистики, теории вероятности, методов вычислительной математики, ЭВМ.

Научная новизна представленной работы состоит в следующем:

• В предложенных математических моделях расчета потоков газа газотранспортная система рассматривается как объединение двух систем -собственно транспортной системы и системы регулирования сезонной неравномерности газопотребления. Это позволило решать ряд актуальных задач, которые не могли быть решены в применяемых на сегодня в практике методах.

• Предложен экономико-математический метод прогнозирования сезонной стоимости газа в различных узлах больших закольцованных газотранспортных систем.

• Разработана модель оптимизации системы газоснабжения, позволяющая создание экономической модели подземного хранения газа (ПХГ).

• Осуществлена возможность учета срока службы трубы в различных регионах с различными климатическими условиями.

• В Отраслевые нормы технологического проектирования внедрена разработанная автором методика выбора оптимального количества и расстановки запорной арматуры магистральных и распределительных газопроводов.

Личный вклад.

• Во всех рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, разработка алгоритмов, анализ результатов, технологические выводы и рекомендации.

• Решение задач и проведение расчетов.

• Разработка модели оптимизации объемов реконструкции сложных систем магистрального транспорта газа с учётом сезонной неравномерности газопотребления.

• Разработка методики прогнозирования стоимости неравномерного потока газа в узлах больших систем, на основе оптимизации режима работы объектов регулирования.

• Разработка методики выбора оптимального количества и места расстановки запорной арматуры линейной части магистральных и распределительных газопроводов.

Достоверность результатов и выводов основана на следующем:

Результаты расчета потоков газа с учетом реконструкции использованы в разработке вариантов Генеральных схем развития и размещения газовой промышленности СССР на 1991-1995 и до 2005 года.

• Методика выбора оптимального количества и расстановки линейных кранов и перемычек магистральных и распределительных газопроводов внедрена в Отраслевые нормы технологического проектирования и используется проектными институтами ОАО Газпром.

Во всех примерах расчетов проводилась адаптация математических моделей к натурным условиям.

Основные защищаемые положения

Разработка методологических основ оптимизации реконструкции сложных систем транспорта газа с учетом режимов газоснабжения, а именно:

• модели идентификации параметров старения труб;

• модели оптимизации объемов реконструкции сложных систем МГ;

• модели расчета сезонных надбавок к ценам на газ в различных узлах газотранспортных систем;

• новая версия комплекса расчета потоков газа, включающая развитые системы иммитации ПХГ;

• модели расчета выбора оптимального количества и места расстановки запорной арматуры линейной части магистральных и распределительных газопроводов;

• применение предложенных моделей и алгоритмов.

Теоретическая и практическая значимость н внедрение результатов

работы

• Теоретическая ценность работы состоит в дальнейшем развитии теории повышения эффективности транспорта и хранения газа, прогнозирования стоимости неравномерного потока газа в различных узлах газотранспортных систем на основе оптимизации режимов работы объектов регулирования (месторождений, ПХГ, газопроводов, буферных регуляторов).

• Практическая ценность работы состоит в прогнозировании стратегии развития отрасли, повышении качества планирования и проектирования газотранспортных систем, а именно появляется возможность создания экономической модели ПХГ, иммитации создания новых или расширения существующих ПХГ, определения при каких затратах и при каких мощностях это выгодно, определения предельных цен при создании вторичных топливных хозяйств для буферных потребителей, определения оптимальных резервов в добыче газа для целей регулирования сезонной неравномерности, оценивания экономической эффективности покупки или продажи сезонной неравномерности, оценивания изменений транзитных ставок при изменении сезонного режима подачи газа, определения оптимальных объемов труб для реконструкции газотранспортных систем, определения оптимального количества и места расстановки запорной арматуры магистральных и распределительных газопроводов.

Различные научные разработки и результаты использовались:

• При разработке "Генеральных схем развития и размещения газовой промышленности СССР на 1985-1990, 1991-1995 и до 2005гг."

• При утверждении Методики выбора оптимального количества и расстановки линейных кранов и перемычек магистральных и распределительных газопроводов.

Апробация работы

Различные результаты диссертации докладывались:

На Международных и Всесоюзных конференциях по транспорту триродного газа, научно-методических семинарах ВНИИЭГазпрома, Гипроспецгаза, Южниигипрогаза, МИНХ и ГП, ВНИИГаза.

На 2-ой Всесоюзной конференции в г.Уфе., 1982г.

На семинаре СО АН СССР в г.Грозном., 1979г. На семинарах Трансгаза Чехословакии и Е.Б.Р.

На международных конференциях "Транспорт газа. Тарифные соглашения" г.Прага 1996г. И "Транспорт природного газа в условиях либерализации Европейского газового рынка". Г.Братислава 1998г.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 55 работ, в том числе в 2-х научно-технических обзорах.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения. Общий объем работы составляет 220 страниц, в том числе 140 страниц машинописного текста и включает 62 таблицы, 18 рисунков.

Автор приносит благодарность к.т.н. Тихонову Ю.И. к.т.н. Казаку

A.C., к.т.н. Ходжа-Багировой А.Э. за помощь и сотрудничество в работе.

Автор благодарен и выражает глубокую признательность директору и всем сотрудникам отдела Экономико-математических методов развития и размещения газовой промышленности ВНИИЭгазпрома.

Автор признателен профессору Гриценко А.И. за предоставленную возможность защиты диссертации во ВНИИГАЗе.

Содержание работы

Во введении охарактеризованы актуальность темы диссертации, цели работы, основные задачи исследований, научная новизна, личный вклад автора,, защищаемые положения, теоретическая и практическая ценность и результаты аппробации работы.

В первой главе приводится краткий анализ имеющихся методических подходов решения задач определения потоков газа сложных газотранспортных систем. В развитии методических подходов в планировании развития больших газоснабжакмцихся систем можно выделить следующие модели.

1 .Стационарная годовая модель. В данной модели используется итерационный подход, включающий расчет оптимальных годовых потоков газа, технологические расчеты под эти потоки, оценки предполагаемой потребности в материальных и финансовых ресурсах, учет всех ограничений. Расчеты выполняются для серии вариантов, в каждом из которых фиксированы объемы добычи, потребления и остальных статей баланса по каждому объекту. 8

Критерием оптимальности является минимум интегральных приведенных (дисконтированных) затрат в транспорт газа. Основная сложность такого подхода заключается в трудоемкости технологических расчетов и экономических оценок, что ограничивает количество реализуемых итераций.

2.Квартальная модель. В отличие от первой модели потоки газа расчитываются по кварталам, что позволяет учитывать сезонную неравномерность газопотребления. При этом объем оптимизационных расчетов увеличивается в 4 раза, однако снижается количество необходимых итераций ввиду того, что ограниченна на пропускную способность газопроводов учитываются в процессе расчета квартальных потоков газа.

Расчетами годовых и квартальных потоков газа ЕСГ успешно занимаются в институте НИИГАЗэкономики д.т.н. Жученко И.А., к.т.н Штилькинд Т.И., Фейгин В.И.,а также Управление перспективного развития ОАО ГАЗПРОМ к.т.н. Брянских В.Б.

3. Квартальная модель с реконструкцией. Старение газотранспортной системы приводит к необходимости решать совместную задачу ее развития и реконструкции. С этой целью нами была разработана дифференциальная вероятностная модель процесса старения трубопроводов, которая позволила прогнозировать снижение со временем их реальной пропускной способности. Для реализации этой модели был разработан программный комплекс DVIN (первая версия). Предполагаемое снижение пропускной способности учитывается при расчете ограничений.

Основное отличие последней версии комплекса DVIN состоит в принципиально новом подходе к расчету потоков газа. В новой модели газотранспортная система рассматривается как объединение двух систем -собственно транспортной системы и системы регулирования сезонной неравномерности газопотребления. Это позволило решать ряд задач, которые невозможно было себе представить в предыдущей постановке. Например, расчет стоимости сезонной неравномерности в узлах системы, оптимизация размещения и параметров подземных хранилищ газа (ПХГ), оптимальное включение в систему регулирования сезонной неравномерности различных объектов ЕСГ: ПХГ, газопроводов, месторождений газа, буферных потребителей, экспорт (импорт) неравномерности.

Новый подход потребовал создания соответствующих математических моделей, алгоритмов и программных средств. В результате была создана новая версия комплекса, включающая развитые средства иммитации ПХГ.

Вопросами технологических расчетов и экономических оценок больших энергетических систем занимались: Меленьтев Л.А., Смирнов A.B., Макаров A.A., Сшвевер Н., Болотов В.В., Руденко Ю.Н., Сухарев М.Г., Ставровский Е.,

Бобровский С.А., Яковлев Е.И., Галлиулин З.Т., Бузинов С.Н., И.Клима, Кононов Ю.Д., Одишария Г.Э. и многие другие.

Вторая глава диссертации посвящена оптимизации объемов реконструкции сложных систем магистрального транспорта газа.

В первом параграфе приведены основные принципы выбора объектов и оценка объемов реконструкции и капитального ремонта.

Второй параграф посвящен прогнозированию выбытия линейной части газопровода.

В режиме поставленной задачи выделены два этапа:

На первом этапе строится элементная математическая модель -непрерывность и стохастичность. Процесс воспроизводства рассматривается прежде всего в возрастных характеристиках объекта (линейной части).

На втором этапе полученные результаты применяются для конкретных практических задач. В частности, для прогнозирования воспроизводства развивающихся систем газопроводов, для идентификации параметров вероятностной модели, учитывающих реальные характеристики объектов: диаметр, рабочее давление, тип изоляции, геологические и климатические условия и пр.

При построении элементарной модели сделаны допущения, касающиеся в основном замены дискретных характеристик на непрерывные. Так возрастная структура линейной части принимается непрерывной функцией двух параметров: текущего времени и возраста. Принимается также, что замена линейной части газопровода непрерывна по времени, хотя на практике она выполняется отдельными кусками газопроводов в дискретные моменты времени. При этом допускается возможность (теоретическая) повторной замены отдельных труб. Принятие этих допущений позволило использовать для решения задачи хорошо разработанный математический аппарат дифференциальных и интегральных уравнений. В работе приведен вывод уравнения капитального ремонта.

Состояние линейной части газопровода характеризуется функцией удельной возрастной плотности у т) .Событие, заключаещееся в том, что трубопровод возраста т находится в состоянии, требующем капитального ремонта, рассматривается как случайная величина с плотностью вероятности р(т);

р(т)Ат - вероятность того, что трубы возраста от т до т+ Ат подлежат замене.

Для вывода уравнения капитального ремонта принято следующее рассуждение: в момент (1+Дг) возрастная плотность V)/ (Ч+Д^т) равна плотности у (1,т-А1), в момент I возраста т-М (временной дрейф) за вычетом труб, заменяемых в течение интервала (Ц+Дг)

у О+Д^ т) ДХ=Ц1 (I, Т-/ЛО Дт - VI/ (I, т-ДОр( т-ДОД{Дт

Сокращая на А т и вычитая из обеих частей равенства функцию (Чд) а также переходя в этом равенстве к пределу Д1 ->0, получаем дифференциальное уравнеие капитального ремонта:

8 \\) + + р\у = О, где

д1 Зт

- функция удельной возрастной плотности, характеризующая состояние линейной части газопровода.

Третий параграф второй главы посвящен идентификации модели старения линейной части газопроводов.

В первой части этого раздела рассмотрена общая методология идентификации моделей познавательных процессов.

Во второй - то, что касается модели воспроизводства линейной части газотранспортной системы. При этом рассмотрены структура конкретной модели, методы идентификации ее парметров, результаты расчетов.

В качестве определяющего фактора при оценке объема реконструкции выделяется возрастная структура системы газопроводов, а также такие характеристики, как: диаметр, рабочее давление в трубе, климатические условия.

Важнейшим, определяющим структуру модели является предположение:

вероятность того, что газопровод требует капитального ремонта - есть случайная функция его возраста. Из общих физических соображений, подтвержденных фактическими данными о сроках и объемах замены труб газопроводов, следует,что эта вероятность подчиняется нормальному закону р(0=(1/5л'2л) ехр(-(1-гс)2/(2ст2) с математческим ожиданием среднего срока службы г и стандартным отклонением с.

Задача обобщается с учетом того, что капитальный ремонт включает в себя не только замену труб но и изоляции. Вероятность замены линейной части газопровода зависит от возраста как трубы, так и изоляции.

В работе приведены уравнения и формулы для расчета объемов ремонта труб и изоляции.

Оценка качества прогноза на близкую перспективу проведена:

• по внутренней сходимости, т.е. из сравнения ретропрогноза данных на 1943-1990 гг. с фактическим объемом капитального ремонта по регионам;

• сравнением прогноза на 1985-1990 гг.с фактом;

• сравнение прогноза на 1991-1995 гг. с предложениями проектных институтов, основанными на обследовании состояний газопроводов.

Приводятся данные о сравнении реторопрогнозных объемов по регионам, с!=(прогнозфакт) и по выборкам газопроводов одного диаметра.

Удовлетворительность внутренней сходимости говорит об удачном выборе структуры модели и надежности идентификации параметров.

Четвертый параграф главы посвящен определению оптимальных сроков эксплуатации отдельных газопроводов.

Одним из главных вопросов реконструкции является определение срока эксплуатации газопровода.

При поиске оптимальных вариантов реконструкции сравниваются полные затраты на развитие и эксплуатацию газопровода в течение ожидаемого периода Т его эксплуатации. Поэтому от правильного определения этого периода зависит выбор рациональной стратегии реконструкции.

В рамках модели реконструкции линейной части газопроводов, описанной выше, определяются условия, при которых конечное решение задачи существует, а также зависимость оптимального периода Т от параметров модели.

Пятый параграф главы посвящен проблеме перераспределения объемов реконструкции газопроводов с учетом выбытия мощностей на участки единой системы газоснабжения.

Выбытие мощностей газопроводов приводит к необходимости восстановления работоспособности газотранспортной системы для заданных на перспективу объемов добычи и потребления газа. Однако при планировании объемов реконструкции системы целесообразно перераспределить средства так, чтобы минимизировать сумарную товаротранспортную работу. Для решения этой задачи разработаны алгоритмы, основанные на оптимизации указанного критерия с помощью симплекс-метода.

Приведем основные этапы этой задачи.

Вся газотранспортная система представляется в виде потокоориентиро-ванного графа, состоящего из узлов и дуг.

За элемент газотранспортной системы принимается эквивалентные дуги между двумя узлами. Это означает, что при наличии между двумя узлами нескольких параллельных дуг целесообразно их эквивалентировать одной, используя известное уравнение движения газа. Тогда поток по элементу равен алгебраической сумме потоков по соответствующим дугам.

Обозначим И.1- долю выбытия мощности по г - ой дуге между двумя узлами по отношению потока по этой дуге. Тогда объем выбытия на г-ой дуге расчитывается по формуле:

Авг' = (2,5,1)

где Qr*' - планируемый поток по дуге С другой стороны:

Mi

AQ,' = IAQ,\ (2,5,2)

r-l

где AQ,' объем выбытия мощности на i-ом элементе ( здесь i -номер элемента в транспортной системе).

Mi

Кроме того, Q,' = IQ,*', (2,5,3)

i-i

где Q, - сумарный планируемый поток по элементу

Используя соотношения (1), (2),(3), а также

AQÍ'-RÍ'Q; (2,5,4)

с учетом уравнения движения газа, получаем формулу для расчета доли выбытия мощности на i-ом элементе Rj.'

Mi

2Rl'i(Dri)5-/(Lri),/2 (2,5,5) Ri'= ci__

Mi i-i

где Lr', D'r. длина и диаметр г - ой дуги для i-ro элемента.

Таким образом, зная планируемые потоки по элементам Q¡ и рассчитав прогнозируемые доли объемов выбытия по дугам, можно посчитать значение R¡ и величинуД(3[\

Задача определения оптимального перераспределения объемов выбытия мощностей заключается в отыскании значений восстанавливаемых мощностей AQi так, чтобы новая товаротранспоргная работа была минимальной для имеющихся объмов выбытия.

Новый поток по элементам газотранспортной системы расчитывается по формуле

.....Qi = Q¡* + AQi - AQ¡ * ~ (2,5.6)

Критерии оптимизации записывается в виде

N N

SQ,L¡ = Й Qí'+AQí -AQ¡* }L¡ -> min,

м ы

где N - число элементов; L¡ - длина i-ro элемента.

Учитывая, что Q, и AQ, известны критерии оптимизации принимает вил:

L4Q.L, -> min

В работе приведен пример расчета газотранспортной системы, где показано в пределах прогнозируемого выбытия мощностей товаротранспортная работа уменьшается (для данного примера) на 0,8 млрд. м\,км

Третья глава посвящена разработке математической модели расчета потоков газа.

В первом параграфе приведена общая схема расчета потоков газа.

Прежде чем приступить к изложению модели и алгоритма расчета потоков неравномерности.газа, уточним понятие потока неравномерности, учитывая, что оно является одним из основных в данной модели и в отличие от обычных потоков газа не является общеупотребительным.

ОСНОВНЫЕ ПОНЯТЛЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Пусть на некотором участке схемы транспорта газа квартальные потоки

Суммарный Квартальные

поток потоки

Q Q1 Q2 Q3 Q4

1400 500 300 200 400

Среднеквартальный поток Оо равен С)/4=350(млн.м3). Отклонение реальных квартальных потоков от среднеквартального значения приведены в таблице ниже:

Суммарное Квартальные

Отклонение Отклонения

dQ dQl dQ2 dQ3 DQ4

0 150 -50 -150 50

Реальные потоки на участке можно представить в виде суммы среднеквартального значения и квартальных отклонений:

д/= д0 + с!<21.

Условимся называть величину Од стационарным потоком, а величины ё^Н, ¡=1,2,3,4, потоком сезонной неравномерности в ¡-ом квартале. Данное название оправдано, поскольку величины сК^ подчиняются в узлах уравнению Кирхгофа (если в качестве квартального потребления или добычи в узле брать их отклонения от среднеквартальных значений).

Очевидно, в отличии от реальных квартальных потоков газа, потоки сезонной неравномерности всегда будут иметь различные по кварталам направления(поскольку их сумма по определению равна нулю). В приведенном примере направления потоков неравномерности в 1 и 4 кварталах совпадают с направлением реальных потоков, а во 2 и 3 кварталах имеют обратное направление.

Далее, по аналогии с потреблением и добычей газа можно говорить о потреблении и производстве неравномерности: если некоторый объект потребляет в 1 и 4 кварталах газа больше, чем во 2 и 3 кварталах, то будем называть его потребителем сезонной неравномерности, а собственно неравномерность расчитывать как разниц}' между квартальным потреблением и среднеквартальным значением. Соответственно, если сезонное потребление объекта имеет обратную фазу( в 1 и 4 кварталах потребляется меньше газа, чем во 2 и 3), то такой объект будем называть производителем сезонной неравномерности( или регулятором сезонной неравномерности). Поскольку подземное хранилище газа (ПХГ) является производителем сезонной неравномерности в чистом виде, то будем также употреблять термины "объект типа ПХГ" или просто ПХГ. Очевидно, производителем сезонной неравномерности может быть любой объект. Например, если добыча газа в некотором узле в зимний сезон превышает добычу в летнем сезоне, то такой объект также производит сезонную неравномерность. Или, другой пример, если экспорт газа в зимний период превышает экспорт в летний сезон, то данный узел также следует рассматривать как потребитель сезонной неравномерности.

Последний пример позволяет сделать следующее заключение: если экспорт газа имеет указанный выше характер, то имеет смысл в данном случае говорить об экспорте сезонной неравномерности, а при обратном соотношении- об импорте сезонной неравномерности. Далее, если рассматривается некоторая транзитная система, то имеет смысл говорить о транзите сезонной неравномерности (направление транзита при этом может совпадать с направлением потока газа, но может быть и обратным). В случае, если динамика сезонных колебаний (или поток сезонной неравномерности) на выходе из транзитной системы в точности повторяет динамику сезонных колебаний на

входе системы, то мы имеем дело с чистым транзитом неравномерности. В общем случае следует рассматривать систему с попутными потребителями и попутными подкачками неравномерности (по аналогии с попутными отборами и притоками газа).

По аналогии со стоимостью газа можно также ввести понятие стоимости неравномерности. Очевидно, стоимость сезонной неравномерности в некотором узле системы будет складываться из затрат в создание регулятора сезонной неравномерности ( затраты на создание ПХГ, затраты на обеспечение вторичной топливной системы для буферного потребителя, затраты в дополнительные скважины на месторождениях, стоимость импорта неравномерности и т.д.) и затрат на использование транспортных мощностей для пропуска потока неравномерности от производителя в данный узел. Здесь также имеем полную аналогию с расчетом стоимости газа, которая складывается из цены газа на месторождении плюс транспортные затраты с учетом соответствующих поправок, отражающих принятые условия финансирования (проценты за кредит, фактор риска и т.д.). В случае, если в регулирование сезонной неравномерности в узле участвует несколько источников, то в качестве стоимости неравномерности можно использовать средневзвешанную по потокам неравномерности стоимость. Введение понятия стоимости сезонной неравномерности делает вполне содержательными понятие экспорта и импорта неравномерности, поскольку последняя выступает как некоторый вполне определенный товар, имеющий стоимость. Более того, введение понятия стоимости сезонной неравномерности позволяет рассматривать задачу расчета оптимальных потоков газа как двухпродуктовую, где в качестве продуктов выступают собственно газ и сезонная неравномерность. Причем распределение второго продукта можно рассматривать совершенно независимо от первого, тем более, что экономические критерии указанных задач существенно различны.

Одним из важных результатов такого подхода к оптимизации системы газоснабжения, при котором потоки газа и потоки неравномерности рассматриваются раздельно, является возможность создания экономической модели ПХГ. В классической модели ПХГ является всего лишь особого рода объектом, который может служить как потребителем, так и источником газа.

В функционал задачи ПХГ как производственный объект не входит, что не позволяет его рассматривать как предприятие, производящее некоторую продукцию. При таком подходе ПХГ является чисто убыточным предприятием. Кроме того, появляется возможность сопоставлять варианты с различными источниками регулирования, например, имитировать создание новых или расширение существующих ПХГ, определять, при каких затратах и при каких мощностях это экономически выгодно, определять предельные цены при создании вторичных топливных хозяйств для буферных потребителей, определять оптимальные резервы в добыче газа для целей регулирования

сезонной неравномерности оценивать экономическую эффективность покупки или продажи сезонной неравномерности, и т .д.

Основная особенность расчета потоков газа в предполагаемой модели определяется критерием оптимизации, который наряду с традиционной составляющей затрат в транспорт газа включает также затраты в регулирование сезонной неравномерности газопотребления. Отсюда вытекает необходимость расщепления реального потока на две составляющие: на стационарный поток, не зависящий от затрат в регулирование сезонной неравномерности, и на поток сезонной неравномерности, зависящий от затрат в средства регулирования, включая транспортные затраты и затраты на создание ПХГ.

Такая постановка задачи позволяет, с одной стороны, оптимальным способом использовать все доступные средства регулирования сезонной неравномерности - ПХГ, транспортные мощности, регулирование добычей газа, использование буферных потребителей, импорт неравномерности и т.д. С другой стороны, такой подход позволяет объективно определять стоимость реализации газа потребителям в зависимости от сезонного режима поставки, определять предельные цены при экспорте-импорте сезонной неравномерности.

Общая схема расчета потоков выглядит следующим образом. Вначале расчитываются потоки неравномерности без учета ограничений на пропускную способность существующей газотранспортной системы ( предполагается, что она способна пропустить по крайней мере сезонные колебания газопотребления). Затем расчитываются т.н. стационарные потоки, для которых уже учитываются ограничения пропускной способности в виде разности (алгебраической) между реальной пропускной способностью участков системы и потоков неравномерности по ним.

В отличие от первой задачи, стационарные потоки определяются на ориентированном графе. Таким образом потоки неравномерности могут как снижать величину ограничений, так и увеличивать ее в зависимости от взаимной ориентации стационарных потоков и потоков неравномерности. Реальные потоки находятся суммированием указанных двух типов потоков.

Несмотря на то, что стационарные потоки по своему смыслу не должны зависеть от сезонной неравномерности и должны определяться среднегодовыми значениями потенциалов в узлах системы, наличие дифференцированных по кварталам ограничений пропускной способности существующих участков приводит к необходимости расчета стационарных потоков для каждого квартала в отдельности. Поэтому их правильней бы было называть квазистационарными потоками и рассматривать их просто как дополнение к потокам неравномерности.

Во втором параграфе приводится модель оптимизации потоков неравномерности.

В зависимости от знака потенциала газа в узле (разности приходной и расходной частей баланса) все узлы разделяются на источники и потребители газа. Аналогично после вычета из всех квартальных потенциалов их среднегодовых значений, узлы, в зависимости от знака "снятого" потенциала, можно разделить на источники сезонной неравномерности и гасители (регуляторы) сезонной неравномерности. В дальнейшем узлы первого типа будем называть потребителями (по аналогии с потреблением газа), а узлы второго типа -ПХГ. Задача состоит в том, чтобы найти такие потоки неравномерности, которые минимизируют интегральные дисконтированные затраты в транспорт и в создание средств хранения газа.

Ъ (И) = Т(Р) + и(Б) —» тт, (1)

где Т и и соответственно, транспортная и хранилищная составляющие затрат; Б - потоки неравномерности.

Первая составляющая отражает использование мощностей газотранспортной системы для пропуска сезонных колебаний, вторая же включает в себя затраты на создание ПХГ, резервов в добыче газа, оборудование для смены видов топлива у буферных потребителей, покупку неравномерности и т.д. Очевидно, если система сбалансирована, то затраты на регулирование остаются неизменными и оптимальные потоки неравномерности определяются только транспортными затратами. Однако, в тех задачах, где возникает вопрос об использовании новых средств регулирования сезонной неравномерности (например, новые ПХГ), вторая составляющая становится переменной, поскольку общий баланс достигается с учетом новых объектов, и ее необходимо учитывать.

Для расчета потоков неравномерности реальная топология системы приводится к эквивалентной, в которой каждый из потребителей связан напрямую с каждым из ПХГ. Очевидно, такую схему можно построить единственным способом, приписывая каждой прямой связи расстояние, соответствующее минимальным интегрированным затратам в транспорт единичного объема газа от ПХГ к соответствующему потребителю. При этом минимум ищется по всем путям, реализуемым на реальной транспортной схеме без учета направления реальных потоков газа. Пусть Б - поток неравномерности от ьго ПХГ к .¡-му потребителю, а Ь. соответствующее расстояние между ними в метрике эквивалентной схемы. Тогда задача оптимизации потоков неравномерности может быть сформулирована как задача линейного программирования:

2.(Б)= X Р*Ь -> тт (2)

О7 == 8,11,

Б - объемы отбора (закачки) газа из ьго ПХГ,

где I и I - множество всех ПХГ и потребителей соответственно.

Одно из преимуществ решения задачи на схеме прямых связей ПХГ с потребителями состоит в том, что в результате расчета для каждого потребителя определяется одно (как правило) или несколько ПХГ, покрывающие его сезонную неравномерность. Это позволило ввести понятие стоимости неравномерности, определяемое в каждом узле системы. В частности, стало возможным содержательно оперировать такими понятиями, как экспорт и импорт неравномерности. Кроме того, в результате решения задачи автоматически определяется зона регулирования для каждого ПХГ, что дает качественную картину взаимодействия ПХГ и облегчает рассмотрение проблемы на экспертном уровне.

Задача легко модифицируется в задачу иммитации новых ПХГ. Достаточно к системе балансовых уравнений для ПХГ добавить общее уравнение баланса для существующих и новых ПХГ:

1Р1 + 1Н=1Р1, (3)

¡1 кК П где Рг исходные потенциалы в узлах типа ПХГ; Р; - искомые значения потенциалов; К - множество имитируемых ПХГ.

Если для новых ПХГ можно указать ограничения по мощности то

систему уравнений (2) + (3) следует дополнить ограничениями вида

I га < ш. ¡к и

Учет второго слагаемого в функционале (1) позволяет определять оптимальную мощность имитируемых ПХГ, поскольку оно содержит затраты в создание новых ПХГ.

Содержательная постановка задачи выглядит более ясно, если отвлечься от таких вопросов как возможность создания новых ПХГ, расчет затрат на их создание и т.д. Представим себе, что мы имеем возможность купить неравномерность за определенную цену в пределах некоторого объема. Тогда решение описанной выше задачи дает для данного конкретного случая ответ на вопрос, стоит ли ее покупать за такую цену, а если да, то в каком объеме и как при этом изменяется режим работы газопроводов и ПХГ.

Основная сложность решения задачи и ее модификаций заключается в большой размерности получаемой системы уравнений, поскольку предполагается, в общем случае, что каждый узел типа ПХГ связан со всеми потребителями. Совершенно ясно, что такая схема является слишком усложненной, поскольку, например, ПХГ малой мощности вряд-ли будут регулировать удаленных потребителей, а ограничатся ближайшими. Проблема

сокращения размерности задачи решается алгоритмически путем введения понятия зоны перекрытия: в зону регулирования каждого ПХГ входят только ближайшие (в метрике эквивалентной схемы) объекты, суммарная неравномерность которых не превышает в Б раз мощности хранилища. При этом параметр Б (коэффициент перекрытия) неявным образом определяет исходную область оптимизации задачи. В результате такого приема становится технически возможным' расчитывать достаточно большие системы при ограниченной оперативной памяти компьютера.

Следует отметить, что для решения задачи в сущности не имеет значения количество узлов и участков в газотранспортной системе, значение имеет только количество циклов (колец). Поэтому для расчетов больших систем (более 300 узлов) имеет смысл агрегировать их, оставляя в них только кольцевые структуры.

В диссертации приведены расчеты определения неравномерных потоков ЕСГ России и СНГ в более, чем 300 узлах единой системы газоснабжения.

В третьем параграфе приведен метод расчета стационарных потоков газа.

В отличие от потоков неравномерности стационарные потоки расчитываются на реальной топологии газотранспортной системы. Критерием оптимизации является минимум дисконтированных (приведенных) интегральных затрат в транспорт газа выражаемых линейным функционалом:

2(Р) = ХС№,

где С1 - удельные интегрированные приведенные (дисконтированные) затраты в транспорт газа по 1-му участку системы. Суммирование ведется по всем участкам системы. Коэффициенты С1 расчитываются, исходя из структуры существующей системы и нормативов капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

На участках, где предполагается возможное строительство новых газопроводов, вводятся параллельные дуги. Для существующих мощностей учитываются только эксплуатационные затраты, а для нового строительства дополнительно дисконтированные капитальные затраты. Таким образом, при распределении потоков в первую очередь будут загружаться существующие мощности. Введение параллельных дуг для развивающихся участков, позволяет фактически решать нелинейную относительно потоков задачу, а расчет затрат с учетом предполагаемых технических решений и территориальных коэффициентов делает расчет функционала близким к действительности ( не вносит погрешностей линеаризации).

Выбор направлений участков осуществляется в соответствии с известными направлениями потоков в предшествующем периоде. На участках, где возможна реверсия (в частности, вблизи крупных ПХГ), вводятся параллельные участки с обратным направлением. Для существующих участков вводятся ограничения на пропускную способность с учетом предварительно расчитанных потоков неравномерности, которые могут частично использовать существующие 20

мощности. Для дуг, соответствующих новому строительству, пропускная способность считается бесконечной.

Четвертая глава дисссертации посвящена разработке методики расчета сезонной надбавки к стоимости газа в различных узлах газотранспортных систем.

Сезонные надбавки к стоимости газа в некотором узле системы определяются как отношение суммарных интегральных дисконтированных затрат на регулирование сезонной неравномерности в данном узле (в течение всего года) к объему дополнительных поставок газа в зимний период (первый и четвертый кварталы). Таким образом, во втором и третьем квартале стоимость газа в узле соответствует базовой стоимости, а все затраты на регулирование относятся к зимнему периоду.

В общем случае каждый узел может регулироваться несколькими источниками, каждому из которых соответствуют собственные затраты. Пусть, например, некоторый узел потребляет в зимнем квартале дополнительный (по отношению к среднегодовому) объем газа <2 из N различных источников покрытия неравномерности:

<3=41-^2+......+ Чт

где - соответствующие потоки неравномерности от разных источников. Каждому из этих потоков неравномерности соответствуют определенные удельные потоки стоимости (удельные дисконтированные затраты), зависящие как от удаленности источника, дифференцированных затрат в строительство газопроводов по пути прохождения потока в системе, так и от затрат в создание самого источника регулирования неравномерности. В этом случае удельные приведенные затраты Р в данном узле в рассматриваемый квартал расчитываются как средневзвешенные по элементарным потокам:

Р = (8,- Б2 42 +......8пхчп)/<3. 3.1.

Аналогично расчитываются и удельные дисконтированные затраты в регулирование сезонной неравномерности для летних кварталов. Только в этом случае потребитель отдает излишки газа одному или нескольким регуляторам неравномерности, причем перечень этих регуляторов может быть иным, чем в зимних кварталах. С точки зрения расчета затрат зимние и летние кварталы полностью эквивалентны, поскольку и в том и в другом случае используются транспортные мощности для пропуска сезонных колебаний и мощности самих регуляторов неравномерности. Не имеет также значения и то, в каком из сезонов соответствующие газопроводы будут работать с большей загрузкой, в зимнем или в летнем.

Далее, пусть Р^ Р2, Рз и Р4 - удельные дисконтированные затраты а О], СЬ, СЬ и С>4 - суммарные потоки неравномерности в некоторый узел (или из

некоторого узла) в соответствующем квартале. Тогда сезонная надбавка к стоимости газа сЗС в зимние кварталы расчитывается по формуле:

ас = (Р, <2, + Р2(32 + РзОз + Р40>4)/(}1 + <34.

Следует отметить, что в процессе расчета оптимальных потоков неравномерности мы получаем не удельные , а суммарные 51 затраты по отдельным • путям прохождения сезонных колебаний, поскольку они складываются из дифференцированных затрат по каждому из элементарных участков цепи. Поэтому формулу (3.1) удобнее записать в другом виде:

Р = (Б, + + ЭД/д.

В работе приведен пример расчета надбавки к стоимости газа в узле, сезонная неравномерность которого регулируется тремя ПХГ. Из расчета следует, что надбавка к стоимости газа в зимние периоды составляет более 22% к летней. Непосредственный расчет показывает, что годовая стоимость поставки газа при этом несколько увеличивается. Для сохранения в точности среднегодовой цены предлагается формула из условия баланса

2 0 С = ((3 + с10) .Суу + ((2 - <10) Сб,

где 0 - половина годового потребления газа;

сКЗ - потребление в первом и четвертом квартале 0;

С - интегральная стоимость газа в узле;

Cw - зимняя цена газа;

Сб - летняя цена газа.

В работе представлена схема газотранспортной системы, на примере которой проведены расчеты потоков газа и стоимости газа в узлах с учетом неравномерности газопотребления. В результате расчетов получены поправочные коэффициенты стоимости сезонной неравномерности газопотребления, а также определены зоны влияния ПХГ. Анализ значений поправочных коэффициентов показывает, что цена газа в узлах газотранспортных систем должна быть скорректирована на величину, равную расчетной стоимости неравномерности в каждом из узлов.

Пятая глава диссертации посвящена разработке методики расчета выбора оптимального количества и расстановки запорной арматуры при проектировании и строительстве газопроводов.

Применение стальной запорной арматуры (кранов, задвижек, вентилей) на трубопроводах является важным средством повышения надежности газоснабжения и сокращения безвозвратных потерь газа при авариях. В то же время сама запорная арматура относится к дорогостоящему и дефицитному оборудованию.

Действующие отраслевые нормы технологического проектирования содержат указания о том, что количество и расстановка запорной арматуры должны определяться из конкретной технологической схемы и условий строительства в соответствии с разработанной автором и утвержденной "Методикой выбора оптимального количества и расстановки кранов магистральных и распределительных газопроводов". Эта методика, в частности, учитывает такие факторы, как тип - однониточная или многониточная, цены на газ в пунктах поступления и потребления, капитальные и эксплуатационные затраты на строительство газопроводов, статистическую вероятность аварий линейной части, вероятное время ликвидации аварии и др. При этом учитываются следующие факторы, влияющие на выбор оптимального варианта:

1. С одной стороны, уменьшение числа кранов на линейном участке приводит к сокращению затратной части функционала, в т.ч.

а) к сокращению дисконтированных капитальных затрат при строительстве газопроводов, включающих стоимость собственно крановых узлов, кранов продувочных свечей, а также стоимость строительно-монтажных работ при установке указанного оборудования;

б) к сокращению эксплуатационных издержек, основную часть которых составляют затраты на аммортизацию и текущий ремонт оборудования кранов.

2. С другой стороны, уменьшение числа кранов приводит к увеличению потерь, связанных с технологическими функциями линейных кранов, в т. ч.

а) к увеличению безвзвратных потерь газа, стравливаемых при авариях и некоторых эксплуатационных остановках, что обусловлено увеличением расстояний между соседними кранами;

б) к снижению производительности (для многониточной системы газопроводов) при авариях и других ситуациях, связанных с отключением секций между соседними кранами.

Указанные факторы определяют структуру функционала оптимизационной задачи.

В работе приведена постановка и математическая модель задачи, а также результаты расчета оптимизации на примере реальных газопроводов.

Все результаты расчета сверены с проектными решениями. Расчеты одобрены проектными организациями ОАО "Газпром".

Разработанные автором методические положения и алгоритмы составляют единый програмный комплекс.

Основные результаты и выводы

В диссертационной работе на основе обобщения собственных аналитических исследований, а также предшествующих работ и исследований,

23

проведенных под руководством и непосредственным участием соискателя, предлагается решение крупной научно-технической и экономико-математической проблемы в области планирования и проектирования комплекса задач транспорта газа больших закольцованных газотранспортных систем.

Основные результаты сводятся к следующему:

1. Разработана методологическая основа оптимизации потоков сезонной неравномерности сложных систем магистрального транспорта газа.

Применение предложенного автором метода позволяет:

• решать задачи расчета стоимости сезонной неравномерности в различных узлах больших систем;

• определять как оптимальные способы использования средств регулирования сезонной неравномерности газопотребления, так и сезонные надбавки к базовой стоимости на газ в каждом узле системы газоснабжения;

• создать экономическую модель ПХГ. В классической модели ПХГ является всего лишь особого рода объектом, который может служить как потребителем, так и источником газа. В функционал задачи ПХГ как производственный объект не входит, что не позволяет его рассматривать как предприятие, производящее некоторую продукцию. При таком подходе ПХГ является чисто убыточным предприятием.

В результате решения задачи автоматически определяется зона регулирования для каждого ПХГ, что дает качественную картину взаимодействия ПХГ с газотранспортными системами и облегчает рассмотрение проблемы на экспертном уровне. Задача легко модефицируется в задачу иммитации новыхПХГ.

Применение предлагаемой модели позволяет:

• оценивать экономическую эффективность покупки или продажи сезонной неравномерности;

• оценивать изменение транзитных ставок при изменении сезонных режимов подачи газа;

• оценивать, при соответствующем критерии оптимизации, необходимое наличие генераторов и потребителей пиковых объемов газа, потоки и цены пиковости.

2. Разработана квартальная модель и программа расчета потоков газа с учетом реконструкции газопроводов больших систем.

Применение этой модели позволило:

• проводить расчеты прогнозных объемов старения труб и изоляции;

• расчеты делаются на основе параметров старения, определяемых в предположении нормального закона распределения его вероятностей. Эти параметры - средний срок службы и стандартное отклонение - определяются по регионам, включающим одно или несколько объединений, управлений. Приводятся возможные выборки и по другим признакам (диаметрам, геологическим и климатическим условиям и т.д.). При расчете объема старения материальной части учитывается повторное старение труб или изоляции за период с момента строительства до расчетного года.

Прогнозные объемы старения труб по ОАО Газпром, оцененные разработанной методикой сопоставлены с фактическими объемами замены на 9-11 пятилетки. Результаты свидетельствуют об удачной идентификации модели и ее параметров.

Решена задача определения стратегии совместного развития и реконструкция на основе оптимального перераспределения средств по элементам закольцованных газопроводов.

Изложены основные особенности и практические примеры расчета объемов реконструкции газотранспортных систем.

3. Разработана научно-обоснованная методика выбора оптимального количества и расстановки запорной арматуры магистральных и распределительных газопроводов.

Применение этой методики дает значительный экономический эффект, который в зависимости от конкретных условий выражается либо в увеличении годового объема перекачиваемого газа и уменьшение безвозвратных потерь газа, либо в уменьшении капитальных и текущих затрат на установку и содержание кранов.

4. Результаты исследований, предложенные постановки задач и алгоритмы из решения нашли применение при подготовке различных проектных документов и обосновании технико-экономического доклада Развития и размещения газовой отрасли на 1985-1990, 1991-1995 и 2005 гт.

Основное содержание диссертации отражено в следующих работах:

1.Хачатрян Р.Г., Жученко И. А. Анализ эффективности работы действующих систем газопроводов на базе ретроспективных данных //Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 16 - Грозный, 1979 (СО АН СССР).

2. Хачатрян Р.Г. Об улучшении надежности работы магистрального газопровода в период его эксплуатации //Проектирование и строительство трубопроводов газонефтепромысловых сооружений., 1979. №11.

3. Хачатрян Р.Г., Жученко И.А. Порядок планирования, учета и контроля за использованием труб, применяемых в строительстве, ремонте и эксплуатации газопроводов. - М.: ВНИИЭГазпром, 1981.

4. Хачатрян Р.Г. Автоматизированная система комплексной диагностики гидравлического состояния газопроводов//Газовая промышленность. 1982. №11.

5. Хачатрян Р.Г., Соколовская Н.В. Планирование труб сварных большого диаметра (53 0-1420мм), применяемых в строительстве газопроводов // Реф. Сб. ВНИИЭГазпрома. Сер. Транспорт и хранение газа. 1982. №8.

6. Хачатрян Р.Г. Проблемы проектирования многониточных газопроводных систем //Сб. тр. ВНИИЭГазпрома - М., 1982.

7. Хачатрян Р.Г., Тер-Саркисова A.M. Выбор числа кранов и расстояний между ними для газопроводов различных диаметров //Газовая промышленность. 1981. №2.

8. Хачатрян Р.Г. Efektivni analyticky algoritmus vypoctu nestacionamich rezimu slozitych dalkovych a distribucnich plynovodu //PLYN,ЧССР. 1984. №1.

9. Хачатрян Р.Г. Automatizovany sistem dispecerske kontroly hydraulickeho stavu liniovych casti dalkovych plynovodu //PLYN,ЧССР. 1984. №1.

10. Хачатрян Р.Г., Тихонов Ю.И. К расчету режимов работы сложных газопроводов //Из. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1983. №5.

11. Хачатрян Р.Г., Казак A.C. Оптимизация объемов развития сложных систем газоснабжения с учетом сезонной неравномерности газопотребления //Инф. Сб.Сер. Передовой производственный и научно-технический опыт, рекомендуемый для внедрения в газовой промышленности. 1989. №10.

12. Хачатрян Р.Г. Разработка комплексной системы диагностирования процессов транспорта нефти и газа сложных трубопроводных систем //Тез. Докл. на 2-ой Всесоюзной научно-технической конференции по трубопроводному транспорту нефти и газа - Уфа,1982.

13. Хачатрян Р.Г., Хлупова O.K. Метод расчета экономического эффекта для определения оптимального варианта реконструкции газотранспортных систем //Инф.сб. Перспективы развития отрасли на основе научно-технического прогресса - М.:ВНИИЭГазпром,1990.

14. Хачатрян Р.Г., Тихонов Ю.И., М., Казак A.C., Кежутин Н.Г., Хлупова O.K. Оптимизация объемов реконструкции сложных систем магистрального транспорта газа //Обзорная информация. Сер.: Информационное обеспечение общесоюзных научно-технических программ. 1989. №5.

15. Хачатрян Р.Г., Казак A.C. Оптимальное распределение объемов реконструкции по элементам сложной газотранспортной системы

//Экономические проблемы эффективности капитальных вложений,основных фондов и новой техники в газовой промышленности - М.: ВНИИЭГазпром, 1989.

16. Фурман И.Я., Хачатрян Р.Г. Средства обеспечения живучести Единой системы газоснабжения //Методы и модели исследования живучести систем энергетики - Новосибирск; Наука, 1990.

17. Хачатрян Р.Г., Тихонов Ю.И. Методика выбора оптимального числа и местоположения линейных кранов //Газовая промышленность",1982. №3.

18. Хачатрян Р.Г., Тихонов Ю.И., Малых Т.Ф. Уточненный расчет коэффициентов, применяемых в задачах транспорта газа /Деп. во ВНИИЭгазпроме, №28, ВИНИТИ, №8. М.: 1978.

19. Хачатрян Р.Г. Расчет сезонных надбавок к ценам на газ в различных узлах системы газоснабжения //Тез.докл. на 2-ой Международной конференции "Транспорт природного газа в условиях либерализации Европейского газового рынка" - Братислава,май 1998.

20. Хачатрян Р.Г., Тихонов Ю.И.Уточненный метод расчета параметров нестационарного движения газа в сложных газопроводах, //Деп. во ВНИИЭГазпроме, ?28, ВИНИТИ. 1978. ?8.

21. Хачатрян Р.Г., Володин Н.В.,Чернов Ю.Г. Моделирование на ПЭВМ плана ввода мощностей сырьевых многониточных газопроводов //Э.И.Сер.: Транспорт и подземное хранение газа. 1988. №3.

22. Хачатрян Р.Г. Novy metodicky pristup k planovani rozvoje a vyuziti slozitych plynovodnich systemu //ENERGIE. 1997. 74, Praha ,Ceska republika.

23. Хачатрян Р.Г. Novy metodicky pristup k planovani rozvoje a vyuziti slozitych plynovodnich systemu //ENERGIE. 1997.75-6. Praha ,Ceska republika.

24. Хачатрян Р.Г. Model optimalizace toku nepravidelnosti //ENERGIE. 1998. 71. Praha, Ceska republika.

25. Хачатрян Р.Г. Vypocet sezonnich priplatku k cenam plynu v ruznych uzlech systemu dodavky plynu//ENERGIE. 1998. ?4 . Praha ,Ceska republika.

Соискатель

Р.Г.Хачатрян

7.7

/ ' . / / \ .У

, . - . , - ,

ИНСТИТУТ ЭКОНОМИКИ И ОРГАНИЗАЦИИ УПРАВЛЕНИЯ В ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

(ООО «НИИгазэкономика)

На правах рукописи

УДК 622.691.4.01

Хачатрян Размик Гургенович

РАЗРАБОТКА МЕТОДОЛОГИЧЕСКИХ ОСНОВ ОПТИМИЗАЦИИ РЕКОНСТРУКЦИИ СЛОЖНЫХ СИСТЕМ ТРАНСПОРТА ГАЗА С УЧЕТОМ РЕЖИМОВ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени доктора технических наук

по специальности 05.15.13 -Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

СОДЕРЖАНИЕ

Глава 1. Введение 5

1.1. Актуальность проблемы и цель работы 5

1.2. Основные задачи исследования ^

Глава 2. Оптимизация объемов реконструкции сложных систем ^ магистрального транспорта газа

2.1. Основные принципы выбора объектов и оценка объемов 21 реконструкции и капитального ремонта

2.2 Прогнозирование выбытия линейной части газопроводов 25

2.3. Идентификация модели старения линейной части газопроводов 40

2.4. Определение оптимальных сроков эксплуатации отдельных газопроводов I 60

2.5. Перераспределение объемов реконструкции газопроводов с учетом выбытия мощностей 68

2.6. Развитие газотранспортных систем 78

Глава 3. Разработка математической модели расчета потоков

неравномерности газа 90

3.1. Постановка задачи 90

3.2. Модель оптимизации потоков неравномерности 100

3.3. Построение эквивалентной сети 104

3.4. Расчет стационарных потоков газа 108

Глава 4. Расчет сезонных надбавок к стоимости газа в различных узлах

газотранспортных систем 110

4.1. Постановка задачи

110

4.2. Расчет потоков газа гипотетической схемы

117

4.3. Пример расчета стоимости неравномерного потока газа 130

Глава 5. Разработка методики выбора оптимального количества и расстановки запорной арматуры при проектировании и строительстве

магистральных и распределительных газопроводов 136

5.1. Постановка задачи 136

5.2. Математическая модель задачи 137 Основные результаты и выводы 145 Список использованной литературы 148 Приложения 154

Глава 1

ВВЕДЕНИЕ

1.1 Актуальность проблемы и цель работы.

В современной мировой экономике большую роль играет природный газ. Добыча и потребление газа в мире составляет величину, исчисляемую триллионами кубических метров, магистральные газопроводы протянулись через и между континентами, проходят и по тундре, и по пустыням, пролегли по дну рек и морей.

Поэтому многие проблемы, связанные с транспортировкой и распределением газа в различных регионах и странах (такие как строительство новых и реконструкция существующих газопроводов, ПХГ, КС, средств автоматики, определения срока службы трубы в различных климатических и геологических условиях, тарификация транспортировки газа, надежность газоснабжения, структурные различия между различными системами транспортировки газа и др.) имеют как существенные различия, так и сходные проблемы.

Учитывая современную тенденцию интеграции отдельных газовых компаний в транснациональные, рассмотрим основные различия между российскими и западными системами транспортировки газа /11/.

Газ из группы западных месторождений собирается в несколько конкурирующих между собой систем газопроводов. На Западе инвестиции в добычу и транспортировку газа должны предоставляться в таком объеме, чтобы постепенно можно было удовлетворить ожидаемый спрос, когда газ можно будет продавать с экономической выгодой.

В России решающим фактором является наличие единой системы магистральных газопроводов, протяженность которых составляет около 160 тысяч километров, большинство которых было построено в последние 20 лет. Эта система является одним из основных инженерных достижений текущего столетия. Она по своим масштабам сильно отличается от любой другой системы газоснабжения в мире. Потребность в газоснабжении определялась централизованно, таким образом, рынок предоставлялся государством, государство находило требуемые финансовые средства, и оно устанавливало ответственность за планирование, строительство и эксплуатацию системы.

Тарификация, основанная на расчетных затратах плюс фиксированная норма прибыли, не применялась. Хотя ОАО "Газпром" был и является основной организацией, добывающей и транспортирующей российский газ, планирование, строительство и эксплуатация системы транспортировки рассматривались на более фрагментарной основе, чем это принято на Западе. Причиной было то, что в основном технические и экономические решения оценивались независимо.

Процедура была такова. Газпром представлял в Госплан СССР технико-экономическое обоснование развития и реконструкции газотранспортных систем на заранее заданные объемы добычи газа, а Госплан СССР выделял определенные средства, которые, как правило, часто расходились с потребностью Газпрома. При этом рекомендовались направления развития, не всегда совпадающие с оптимальными, рассчитанными специалистами Газпрома.

Тем не менее построенная Единая система газоснабжения ( ЕСГ) СССР была и по существу остается исключительно стабильной, вследствии заложенной в ней возможности дублирования, газопроводов - перемычек и т.д.

На Западе совершенно иная структура отрасли. В Северной Америке добыча и транспортировка газа требуют отдельного обоснования капиталовложений. На практике в каждом отдельном случае установлены различные формы собственности и это различие часто является вопросом споров и переговоров между компаниями.

Поэтому различные западные системы газопроводов часто могут рассматриваться как конкурирующие друг с другом, за право получения мест добычи газа, объемов транспортируемого газа к доступным для них рынкам, что, как правило, не дает возможности оптимизировать капвложения и эксплуатационные расходы, возникающих кольцевых систем, из-за принадлежности частей системы различным хозяевам.

Это обстоятельство также не позволяет западным компаниям в полной мере использовать системные свойства газопроводов, в связи с чем многие конкретные оптимальные решения, находящиеся за пределами компетенции собственности компании не могут быть реализованы на практике.

В Западной и центральной Европе функциональные подразделения отрасли также отличаются от российских.

Западные газораспределительные компании обычно связаны с распределением газа в розницу, а в России распределением газа занимается организованный на региональной основе подсектор газораспределения,

7

осуществляющий контроль за газом, поступающим из системы магистральных газопроводов Газпрома.

В настоящее время газовая отрасль России в целом, несет ответственность за поиск собственных финансовых средств. Экономические соображения становятся более важными по сравнению с техническими. В последнее время в следствии проблемы массовых неплатежей за доставленный газ как со стороны промышленных потребителей, так и со стороны других стран СНГ, сократились поступления денежных средств в Газпром, в то время как Газпром должен делать все более крупные капиталовложения в освоение новых газовых месторождений, для сохранения в долгосрочном плане объемов поставки газа в следующем столетии. В настоящее время важное значение имеет ежегодная амортизация капитальных вложений. Такие же трудности и различия выявляются и в области тарификации в газовой отрасли.

При более конкретном изучении тарификации транспортировки газа по маршруту экспорта газа необходимо отдельно рассматривать саму Россию, остальные страны СНГ, страны, обеспечивающие транзит газа и рынки экспорта газа. В России существовал и, в целом, все еще сохраняется порядок назначения единых цен, охватывающий основные категории потребителей и не учитывающий прогрессивное увеличение затрат на транспортировку газа на рынки (Решение Федеральной Энергетической Комиссии Российской федерации от 22 января 1997г. о "Ценах на природный газ").

Колебания цен становятся все более обычным явлением, и различия между

региональными и потребительскими ценами с течением времени приведут к

8

отказу от единых цен. Как принято в настоящее время в мировой практике, цена газа у потребителя определяется рынком нефтепродуктов. В будущем цены будут колебаться от затрат, каким бы способом они не определялись. Введение региональной дифференциации цен только в зависимости от расстояния транспортировки газа из продуктивных месторождений было бы выгодно потребителям, находящимся вблизи добывающих районов страны, но породило бы финансовые проблемы для ОАО «Газпром». Необходимо найти способы компенсации снижения поступлений в более удаленных регионах за счет установления более высоких цен в основных узлах потребления, которые должны платить по ценам, близким к мировым.

В последние годы существенно увеличились колебания годовых объемов добычи газа в результате его резкого снижения в летний период.

Особенно наглядно проявилась эта тенденция в 1997 году, когда максимальная среднесуточная за месяц добыча газа превысила минимальную более чем в 1,5 раза.

Значительное снижение добычи газа в летнее время крайне неблагоприятно отразилось на экономике и технологическом режиме эксплуатации мощностей газодобывающих и газотранспортных предприятий.

Для иллюстрации в таблице N1 приведен график сезонных колебаний экспорта газа в дальнее зарубежье в 1997 году.

млн.куб.м/еутки

450

391,3

мес.

Январь март май июль сентябрь ноябрь Февраль апрель июнь август октябрь декабрь

Таблица 1. Сезонные колебания экспорта газа в дальнее зарубежье за 1997 год Как видно из графика, максимальный и минимальный объемы газа отличаются более чем на 25%.

Одним из сложнейших является также вопрос, связанный с транзитом российского газа через страны Центральной и Западной Европы. Существует

реальный риск опасной путаницы, которая может подорвать финансовую

ю

стабильность экспорта российского газа, если не будет достигнуто приемлемое единообразие структуры платежей за транзит. Вполне обоснованно можно ожидать, что вопрос оплаты за транзит и вопрос продажи газа в будущем должны рассматриваться как самостоятельные вопросы, взаимно дополняющие друг друга.

Данная работа позволяет в какой-то степени ответить на вопросы, приведенные выше.

Разработан принципиально новый метод расчета потоков газа, позволивший решать ряд актуальных задач, которые не могли быть решены в применяемых на сегодня в практике методах. В предлагаемой модели газотранспортная система рассматривается как объединение двух систем -собственно транспортной системы и системы регулирования сезонной неравномерности газопотребления. Это позволило решить следующие задачи:

1. Расчет стоимости сезонной неравномерности в узлах системы;

2. Оптимизировать размещение и основные параметры подземных хранилищ газа (ПХГ);

3. Оптимизировать включение в систему регулирования сезонной неравномерности различных объектов ЕСГ: ПХГ, газопроводов, месторождений газа, буферных потребителей, экспорт/импорт неравномерности.

В данной работе предложена экономико-математическая модель расчета сезонной стоимости газа и решение задачи оптимального распределения потоков газа с учетом затрат в создание и эксплуатацию средств регулирования сезонной неравномерности.

В результате решения задачи одновременно определяются как оптимальные способы использования средств регулирования сезонной неравномерности газопотребления, так и собственно расчетные сезонные надбавки к базовым ценам на газ в каждом узле системы газоснабжения.

Введение понятия стоимости сезонной неравномерности делает вполне содержательными понятия экспорта и импорта неравномерности, поскольку последняя выступает как некоторый вполне определенный товар, имеющий цену.

Одним из важнейших результатов такого подхода к оптимизации системы газоснабжения, при котором потоки газа и потоки неравномерности рассматриваются раздельно, является возможность создания экономической модели ПХГ. (Действительно, в классической модели ПХГ является всего лишь особого рода объектом, который может служить как потребителем, так и источником газа. В функционал задачи ПХГ как производственный объект не входит, что не позволяет его рассматривать как предприятие, производящее некоторую продукцию. При таком подходе ПХГ является чисто убыточным предприятием).

Кроме того, появляется возможность сопоставлять варианты с различными источниками регулирования, определять оптимальные резервы в добыче газа для целей регулирования сезонной неравномерности, оценивать экономическую эффективность покупки или продажи потока сезонной неравномерности, оценивать изменение тарифных ставок за транзит при изменении сезонного режима подачи газа и т.д.

Необходимо также отметить, что в предлагаемой экономико-математической модели решены несколько частных задач, имеющих актуальное практическое применение, такие как идентификация параметров старения газопроводных труб, а также методика выбора оптимального количества и расстановки линейных кранов и перемычек магистральных и распределительных газопроводов. Подтвержденный годовой экономический эффект только внедренной в технические нормативы и применяемой в расчетах проектных институтов методики выбора и расстановки запорной арматуры составил более 3 млн. рублей в ценах 1982 года.

Цель работы.

Целью диссертационной работы является разработка методологических основ оптимизации реконструкции сложных систем газотранспортных систем с учетом режимов газоснабжения, а именно:

1. Разработка дифференциальной вероятностной модели процесса старения газопроводов.

2. Разработка модели оптимизации объемов реконструкции сложных систем магистрального транспорта газа.

3. Разработка математической модели расчета потоков неравномерности

газа.

4. Разработка модели оптимизации потоков неравномерности.

5. Разработка модели прогнозирования сезонной стоимости газа в различных узлах больших газотранспортных систем.

6. Разработка методики выбора количества и мест расстановки запорной арматуры магистральных и распределительных газопроводов.

Основные результаты работы внедрены в Генеральной схеме развития и размещения Газовой промышленности СССР на 1991-1995 и до 2005 года. Весомый вклад в планировании пятилетних планов развития ЕСГ внесли Гриценко А.И., Жученко И.А. Брянских В.И., Фейгин В.И Штилькинд Т.И., главные специалисты проектных институтов.

Особую признательность хочу выразить моим коллегам и сотрудникам отдела ВНИИЭГазпрома Казаку А,С„ Ходжа-Багировой А.Э., [Тихонову Ю.И.[ , Тер-Саркисовой А. М. за помощь в сборе информации и программировании.

Вопросами технологических расчетов и экономических оценок решений больших энергетических систем занимались известные ученые: Мелентьев Л.А., Смирнов В.А., Макаров A.A., Гриценко А.И., Сшвевер Н., Болотов В.В., Руденко Ю.Н., Сухарев М.Г., Бобровский С.А., Яковлев Е.И., Галлиулин З.Т., Бузинов С.Н., Кононов Ю.Д., Адишария Г.Э., Комягин А.Ф., Поршаков Б.П., Клима И. и ДР-[1-Ю].

1.2. Основные задачи исследования

В развитии методических подходов в планировании развития больших газоснабжающих систем можно выделить следующие модели:

1. Стационарная годовая модель. В данной модели используется итерационный подход, включающий расчет оптимальных годовых потоков газа, технологические расчеты под эти потоки, оценки предполагаемой потребности в материальных и финансовых ресурсах, учет всех ограничений. Расчеты выполняются для серии вариантов, в каждом из которых фиксированы объемы добычи, потребления и остальных статей баланса по каждому объекту. Критерием оптимальности является минимум интегральных дисконтированных затрат в транспорт газа. Основная сложность такого подхода заключается в трудоемкости технологических расчетов и экономических оценок, что ограничивает количество реализуемых итераций.

Тихонову Ю.И.

2. Квартальная модель. В отличие от первой модели потоки газа рассчитываются по кварталам, что позволяет учитывать сезонную неравномерность газопотребления. При этом объем оптимизационных расчетов увеличивается в 4 раза, однако снижается количество необходимых итераций ввиду того, что ограничения на пропускную способность газопроводов учитываются в процессе расчета квартальных потоков газа.

3. Квартальная модель с реконструкцией. Старение газотранспортной системы приводит к необходимости решать совместную задачу ее развития и реконструкции. С этой целью нами была разработана дифференциальная вероятностная модель процесса старения трубопроводов, которая позволила прогнозировать снижение со временем их реальной пропускной способности. Предполагаемое снижение пропускной способности учитывается при расчете ограничений.

Предложенный метод предназначен для расчета потребности в трубах для целей реконструкции линейной части газопроводо