№ 4
ИЗВЕСТИЯ АКАДЕМИИ НАУК ЭНЕРГЕТИКА
2012
УДК 622
© 2012 г. СЕЛЕЗНЕВ В.Е.
НЕСТАЦИОНАРНЫЙ АНАЛИЗ РАЗБАЛАНСОВ В ПОСТАВКАХ ПРИРОДНОГО ГАЗА ПО ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫМ СЕТЯМ
Описан численный метод нестационарного мониторинга разбалансов в оценках поставок природного газа потребителям. Метод позволяет повысить обоснованность коммерческого учета газа в условиях дефицита натурных измерений объемов поставляемого природного газа в газораспределительных системах крупных городов. В основе численного мониторинга разбалансов лежат постановка для заданного временного интервала и численное решение серии сопряженных вариантов задач идентификации физически обоснованного газодинамического режима неустановившегося транспортирования природного газа по заданной сети протяженных газораспределительных трубопроводов в заданный интервал времени. Для повышения достоверности учета газа в предлагаемом методе используются измерительная информация об абсолютных значениях параметров транспортирования газа и численный анализ тенденций их изменений во времени.
1. Постановка задачи. Численный метод нестационарного анализа разбалансов в поставках природного газа по газораспределительным сетям является логическим развитием подходов к численному мониторингу поставок природного газа потребителям, описанных в работах [1—3]. Для сохранения преемственности в изложении материала целесообразно напомнить основные особенности объекта моделирования и кратко изложить суть проблемы.
В [1—3] отмечалось, что доставка природного газа от выходов контрольно-распределительных пунктов (КРП) на магистральных трубопроводах (МТ) к общим коллекторам осуществляется через сеть подводящих газопроводов среднего или низкого давления, которая находится в зоне ответственности организации, сбывающей газ. Потребители получают газ из общих коллекторов через газораспределительные станции (ГРС) или напрямую, минуя их. Для этой цели используются отводящие газопроводы, проложенные (от ГРС или непосредственно от общих коллекторов) до входов в собственные газораспределительные системы потребителей. Под термином "отводы" понимаются подводящие и отводящие однониточные или многониточные разветвленные газопроводы, соединенные с кольцевым или линейным коллектором. В работах [1—3] условно считалось, что каждый потребитель является независимым и снабжается от общих коллекторов только через один отвод, полностью ассоциированный с ним (ассоциированный отвод).
Компания, транспортирующая газ по МТ до выходов КРП, в рамках решаемой здесь задачи определяется как поставщик газа, а организация, распределяющая и сбывающая этот газ с помощью сети общих коллекторов и соответствующих отводов, — как продавец газа. Система протяженных газопроводов, находящаяся в зоне ответственности продавца газа, далее называется исследуемой сетью трубопроводов. Входными границами исследуемой сети трубопроводов являются выходы КРП, выходны-
ми границами — граничные поперечные сечения ассоциированных отводов со стороны потребителей.
При нормальном функционировании системы газоснабжения продавец стремится к сбыту потребителям всего объема газа, поступившего к нему от поставщика. Исключение составляет природный газ, вынужденно аккумулируемый в исследуемой сети трубопроводов. Для коммерческих расчетов с продавцом потребители предоставляют ему сводки, в которых заявляют оценки объемов полученного ими газа. Эти сводки, как правило, формируются либо в результате обработки натурных измерений расходо-мерных узлов, размещенных потребителями на входах в собственные газораспределительные сети, либо в результате упрощенных расчетов по нормам, официально установленным для данной категории потребителей. Проверка предоставленных потребителями сводок, по сути, состоит в сравнении заявляемых оценок с данными, сформированными в процессе обработки показаний измерительных приборов продавца с учетом действующей нормативной документации.
Основная трудность проверки заключается в том, что по сложившейся практике объем натурных измерений параметров поставляемого газа, на которые продавец может опираться как на достоверную информацию, существенно ограничен. Такая ситуация стала причиной частого возникновения разбалансов в оценках при анализе поставок природного газа потребителям. При этом величина общего разбаланса за конкретный временной период определяется как арифметическая разность между двумя оценками объемов газа. Первая оценка распространяется на суммарный объем газа, который по заявлению всех потребителей был ими фактически получен в рассматриваемый временной период, вторая оценка — на общий объем природного газа, переданный за это время поставщиком продавцу за вычетом части газа, аккумулированной в трубопроводах исследуемой сети.
В работах [1—3] обосновано и продемонстрировано, что наиболее перспективным способом решения описанной выше проблемы возникновения разбалансов является применение высокоточного компьютерного газодинамического симулятора режимов транспортирования природного газа через исследуемую сеть трубопроводов (ГДС), ориентированного на использование ограниченного объема измерительной информации. Следует отметить, что натурные измерения параметров газа могут проводиться не только на входах и выходах газораспределительной сети, но и внутри самой сети. Подробное описание теоретических основ и опыта практического применения указанных ГДС дано в работах [4—7].
Детальная постановка задачи численного мониторинга разбалансов в оценках поставок природного газа потребителям изложена в [1, 8]. При этом ее ключевым элементом была проблема построения газодинамического идентифицированного режима (ГИР) функционирования исследуемой сети трубопровода для заданного продолжительного интервала времени (как правило, 24 часа). В этих работах задача поиска ГИР решалась в предположении стационарности режимов поставок газа в заданный интервал времени.
После построения ГИР поиск источников возникновения разбалансов осуществлялся с помощью сравнительного анализа заявленных (или измеренных) потребителями и поставщиком объемов газа, прошедших через входные и выходные границы газораспределительной системы, и их высокоточными расчетными оценками [1, 8, 9].
При нестационарном численном мониторинге разбалансов в оценках поставок природного газа крупным и средним потребителям постановка задачи [1, 8] претерпевает определенную модификацию формулировки ее основной составляющей.
Найденный режим будем условно называть базовым газодинамическим идентифицированным режимом нестационарных поставок газа (БГИР).
Специальные точки на схеме моделируемой трубопроводной сети называются точками идентификации (ТИ) [1], они выбираются до начала проведения численного мониторинга на базе изучения заданной схемы размещения датчиков параметров транспортируемого газа в исследуемой сети трубопроводов и анализа информации о кор-
Показатель отклонения рассчитанных давлений от измеренных в точках идентификации
Рис. 1. Схема размещения точек идентификации на МКГ
ректности их работы. Предпочтительное местоположение каждой ТИ должно отвечать требованию: существенное изменение во времени газодинамических режимов номинального функционирования исследуемой сети трубопроводов в окрестности данной ТИ должно сопровождаться значительными изменениями во времени параметров транспортирования газа, фактически измеряемых в этой точке. При этом необходимо стремиться к равномерности размещения точек идентификации на схеме исследуемой сети трубопроводов. Точка идентификации может находиться внутри исследуемой сети трубопроводов (внутренние точки идентификации) и на ее границах (граничные точки идентификации). Пример размещения точек идентификации на схеме Московского кольцевого газопровода (МКГ), составляющего ядро газораспределительной системы Москвы и прилегающих к Москве районов области, приведен на рис. 1 (на схеме ТИ изображены в виде шаров).
В каждой точке идентификации могут измеряться различные сочетания основных параметров транспортирования газа, которые могут варьироваться для каждой точки
идентификации, но, как правило, при нестационарном численном мониторинге используется давление газа. Этот параметр будет применяться при последующих математических выкладках.
2. Расчетная оценка достигнутого уровня идентификации в исследуемой сети трубопроводов. В качестве критерия построения БГИР для заданного интервала времени в методе нестационарного анализа разбалансов в поставках газа принимается достижение показателем уровня идентификации параметров транспортирования газа во всей исследуемой сети трубопроводов Р_Ыеп1 своего максимально возможного значения. Необходимо, чтобы этот показатель возрастал с ростом близости соответствующих расчетных и измеренных временных зависимостей физических параметров транспортирования газа по исследуемой трубопроводной системе.
Для нахождения значений параметра Р_Ыеп1 в каждой ТИ описываемый метод требует проведения численной оценки близости соответствующих расчетных и измеренных временных зависимостей по алгоритмам математической теории идентификации [10, 11]. В связи с этим близость здесь оценивается в трех смыслах: близость качества двух функциональных зависимостей; близость двух функциональных зависимостей в средневзвешенной по времени метрике, определяемой с использованием октаэдриче-ской (Ц) или евклидовой (Ц2) нормы; близость двух функциональных зависимостей в рамках их равномерного уклонения (т.е. близость по метрике, оцениваемой с применением кубической нормы (Ц)).
Близость в первом смысле двух (измеренной и рассчитанной) функциональных зависимостей параметров течения газа от времени оценивается по величине доли совпадений на исследуемом временном интервале знаков их частных производных по времени. Например, знак частной производной функции измеренного давления газа в конкретный момент времени определяется с помощью специально введенного признака совпадения знаков частной производной по времени:
(г) =
1, если
Фр™ (г) дрТИм (г)
ТИ
дг
дг
> 0
или
др™ (г)
дг
< £ и
дРиТзИм (г)
дг
< £1
(1)
0, в противном случае,
где р™ (г)
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.