Что такое потери газа в сетях газораспределительных предприятий?Потери газа - это дополнительные затраты предприятий газоснабжения на

покупку, и транспортировку природного газа, который не оплачивается потребителями, а просто теряется.

Дополнительные затраты предприятий газоснабжения - это высокие тарифы на транспортировку, вымывание денежных средств, не возможность предприятий технически переоснащаться, повышать заработную плату работникам. Убыточность предприятий отрасли - прямое следствие потерь природного газа в распределительных сетях.

Рассмотрим, для примера, фактические потери существующей газоснабжающей компании за 2011 год. Их величина в абсолютных единицах составила 106,2 миллиона кубических метров газа, что от общего объема газа, который был протранспортирован сетями этой компании, составил 4,8%. При этом объем нормативных потерь составил 76,7 млн. м. куб. и объем сверхнормативных потерь – 29,5 млн. м. куб. Таковы результаты деятельности данной компании за 2011 год. Для сравнения, объем газа, поставленного промышленным предприятиям этой компанией за 2011 год, составил – 181,5 млн. м. куб. Как видим, уровень потерь газа в сетях компании сопоставим с уровнем поставки газа промышленным потребителям. Это удручающие показатели.

Основные причины потерь газа в сетях компании:- большой парк непригодных приборов учета у потребителей, приборов

учета с просроченными сроками государственной поверки и сроками эксплуатации. Только счетчиков роторного типа, которые являются самыми примитивными и проблемными в компании установлено более 200 тысяч штук. Каждый такой счетчик оценочно не учитывает от 5 до 30% природного газа.

- утечки газа в трубопроводах, на запорной и соединительной арматуре, в газораспределительных пунктах. Более 30% сетей компании являются физически изношенными, еще 40% требуют существенных капитальных ремонтов. Вследствие износа сетей в трубопроводах и соединительных частях оборудования возникают микротрещины и свищи, через которые газ беспрепятственно улетает в атмосферу.

- коммерческая часть потерь, связанная с несоответствием норм потребления населения реальному потреблению газа, прямые хищения газа из трубопроводов. Несоответствие норм потребления – это бич всей отрасли, который преследует ее еще со времен СССР. Ранее практически все многоквартирные дома проектировались и подключались к газовым сетям без наличия поквартирных приборов учета абонентов. Расчет количества газа таким абонентам производился по среднегодовым нормам, определенным методиками по среднестатистическим показателям, так называемым среднегодовым нормам. Таким образом, каждый абонент фактически расходует персональное количество газа, отличное от других абонентов и различное в разные сезоны года, но в расчете для его расхода ежемесячно используется одна и та же среднегодовая норма. Таким образом, в разные периоды года возникают излишки (в весенне - летний период) или недостача газа в сетях (в осенне - зимний период), являясь фактическими потерями газа. В последние годы, в связи с деградацией системы центрального отопления в городах и, связанным с этим хроническим отсутствием тепла в квартирах в осенне – зимний период, жители выходят из положения, обогревая свое жилище газовыми плитами. Таким образом, потери газа, вследствие несоответствия норм потребления, увеличиваются с ухудшением уровня жизни и экономической ситуации в стране в целом.

С точки зрения экономики компании ситуация выглядит следующим образом.

Объем газа, который теряется в сетях, не учитывается или воруется абонентами, компания должна закупить у собственника ресурса газа, заплатив, при этом, живые средства.

Не трудно сосчитать величину излишне оплаченных денежных средств данной компанией за 2011 год. Цена 1 тысячи кубических метров природного газа, по состоянию на 1 января 2012 года составляла 4 210,80 гривен с учетом

налога на добавленную стоимость. Кроме того потери газа еще необходимо протранспортировать магистральными трубопроводами, заплатив за эту услугу ДК «Укртрансгаз». Цена транспортировки газа в магистральных сетях составляла – 35,40 гривен за 1 тысячу кубических метров. Таким образом общая цена потерь (газ + транспортировка) составила – 4246,20 гривен с НДС. Зная объем сверхнормативных потерь газа и его цену можно посчитать стоимость – 4246,80 х 29,5 х 1000 = 125,2 миллиона гривен. Это денежные средства, которые компания потратила в 2011 году в пустую, ухудшив свое и без того плохое экономическое состояние. Посмотрим на величину сверхнормативных потерь немного с другой стороны, измерив ее другими величинами.

Для этого ответим на вопрос – чего не хватает компании для нормального существования без сверхнормативных потерь, каковы их причины?

Ну, в первую очередь – это счетчики роторного типа, как уже указывалось выше. Их в компании насчитывается более 200 тысяч штук. Стоимость одного бытового счетчика на рынке в 2011 году в среднем составляла 400 гривен за штуку, стоимость работ по проектированию и замене счетчика – около 200 гривен на единицу. Общая стоимость замены одного счетчика составляет около 600 гривен. Выполнив простые математические действия с объемом денежных средств, которые компания потеряла за 2011 год и стоимостью замены одного счетчика можно получить ошеломляющий результат. Деньги, которые были потрачены компанией в пустую, могли быть направлены на первоочередные нужды компании, в частности, на замену счетчиков роторного типа, которые в большей степени, эти потери и провоцируют. Так вот, на 125,2 миллиона гривен можно было заменить более 208 тысяч счетчиков. Как видим, этого вполне достаточно, чтобы избавится от этой проблемы.

Протяженность газораспределительных сетей компании по состоянию на 1 января 2012 года составила более 12 тысяч километров. Как мы знаем, 30% из них, физически изношены – 3,6 тысяч км, 40% требуют капитального ремонта – 4,8 тысяч км. Исходя из среднестатистических данных на рынке, стоимость полного комплекса работ и материалов для строительства 1 километра нового газопровода в 2011 году составила – 1,5 млн. гривен, а стоимость капитального ремонта 1 км газопровода – 0,5 млн. гривен. Таким образом вместо покупки потерь в 2011 году компания смогла бы полностью заменить более 80 километров газопроводов или провести реконструкцию на более чем 250 километрах.

Суть ясна. Не вдаваясь далее в финансовые показатели компании можно еще отметить, что величина потерь природного газа соизмерима с размером фонда оплаты труда всех работников компании за год. То есть эти средства возможно и необходимо было направить на повышение уровня заработной платы и стимулирования персонала, обеспечив тем самым, приток квалифицированных специалистов.

Но все эти материально-технические блага можно было бы получить или приобрести, не имея потерь природного газа. То есть, в данном случае, потери первичны и являются первопричиной отсутствия средств. А их наличие и обуславливает отсутствие возможности повысить эффективность труда и материально-техническое оснащение. Напрашивается не утешительный вывод: потери цикличны, они приводят к еще большим потерям.

На рисунке изображен примерный жизненный цикл предприятия газоснабжения, который можно охарактеризовать как бесконечная борьба с «ветряными мельницами» с постоянно ухудшающимся финансово-экономическим состоянием:

Этот бесконечный процесс ухудшения состояния предприятий неуклонно ведет к старению и разрушению газопроводов, повышению их аварийности и опасности для жизни населения, обесцениванию активов собственников и акционеров газоснабжающих предприятий.Перед акционерами предприятий стоит извечный вопрос, как же решить проблему потерь в условиях отсутствия средств на предприятиях?Ответ на этот вопрос есть. Чтобы на него ответить, нужно взглянуть на проблему потерь немного под другим углом.

По данным опытной оценки, потери природного газа в распределительной сети оцениваются в размере 5-10% от суммарной транспортировки газа. Эта величина по многим предприятиям сравнима с величиной транспортировки газа по категории «промышленные потребители»

Структура потерь такова:

Погрешность и не правильная работа приборов учета потребителей

35 %

Несоответствие норм потребления реальному потреблению газа

30 %

Утечки газа на трубопроводах15 %

Несанкционированный отбор газа абонентами (воровство)

10 %

Утечки газа на арматуре10 %

В случае с нашей компанией это (по итогам 2011 года):- погрешность и не правильная работа приборов учета (35%) – 10,3 млн. м.

куб. или в деньгах – 43,8 млн. гривен;- не соответствие норм потребления абонентов (30%) – 8,9 млн. м. куб. или

– 37,6 млн. гривен;

- утечки газа на трубопроводах и арматуре (25%) – 7,3 млн. м. куб. или – 31,3 млн. гривен;

- воровство газа (10%) – 3,0 млн. м. куб. или - 12,5 млн. гривен.Цифры впечатляют!Ликвидация потерь и утечек газа на трубопроводах, ремонт сетей и

применение более совершенной арматуры, установка средств измерений, позволяет, как показывает практика, снизить объемы потерь природного газа до 15-25%.

Перед акционерами предприятий стоит извечный вопрос, как же решить проблему потерь в условиях отсутствия средств на предприятиях газоснабжения?

В случае с нашей компанией таблица одномоментных затрат для полной ликвидации потерь выглядела бы следующим образом:

Название проблемы КоличествоСтоимость

замены/ремонта единицы

Общая стоимость

Счетчики роторного типа

200 тыс. штук 600 грн. 120 млн. грн.

Полностью изношенные газопроводы

3,6 тыс. км 1,5 млн. грн5400 млн.

грн.Газопроводы, требующие ремонта

4,8 тыс. км 0,5 млн. грн.2400 млн.

грн.

ВСЕГО7920 млн.

грн.

Таким образом, для решения проблемы потерь акционеры должны инвестировать в компанию около 1 миллиарда долларов. Занятие скажем сомнительное, да и эффект мизерный – чуть более 1,5 % рентабельности.

Знаний только лишь о структуре потерь газа, как показывает практика, для их ликвидации не достаточно. Ликвидировать потери по элементам их структуры - как правило, очень затратное мероприятие. Для этого, к примеру, необходимо заменить одновременно все приборы учета у потребителей, или заняться поиском несанкционированных подключений одновременно во всей сети предприятия газоснабжения. Для этого не хватит ни финансовых, ни человеческих ресурсов. А тех средств, которые выделяются на борьбу с потерями, хватает лишь на «залатывание дыр» и «пожарные» мероприятия. Как правило, в Украине предприятия газоснабжения подходят к ликвидации потерь именно таким способом, превращая это в бесконечный процесс без особого результата, а дополнительные затраты этих предприятий безусловно ведут к усугублению финансово-экономического их состояния.

Сегодня в газовой отрасли все предприятия знают свою структуру потерь природного газа. Это ни для кого не является секретом. По этому поводу издано множество книг, методических материалов, справочников и других рекомендаций. Структура потерь газа приблизительно однотипна для всех предприятий. Тогда почему только единичные предприятия не имеют сверхнормативных потерь газа в своем балансе?

Что такого делали эти предприятия, чтобы решить эту проблему?Ответ на этот вопрос есть. Чтобы на него ответить, нужно взглянуть на

проблему потерь немного под другим углом. Все нижеописанные действия будут взяты исключительно из примера успешных газовых компаний, которым удалось решить указанную проблему. Назовем их правильными действиями. Для акционеров компаний они будут наиболее приятными, так как практически не влекут за собой капитальных затрат и не эффективных инвестиций.

Одним из таких действий есть Программа Локализации Потерь природного газа.

Как и все гениальное просто – эта программа есть не что иное, как деление газовой сети компании на отдельные участки с последующим анализом потерь на каждом таком участке. Она не содержит в себе затратных мероприятий, а

является системой организационных мероприятий и позволяет без колоссальных финансовых вливаний вывести компанию на качественно-новый уровень.

Программалокализации потерь природного газа

при его транспортировке распределительными сетями

Данная программа предназначена для регламентирования работ и мероприятий по определению мест (очагов) наибольших потерь природного газа (ПГ) в распределительных сетях компаний с целью их дальнейшего устранения. Локализация потерь ПГ необходима и очень важна в условиях недостаточного финансирования с целью определения очагов (зон) наибольших потерь ПГ и перераспределения ресурсов предприятия (финансовых, человеческих, ресурсов времени) для их устранения. После определения таких зон на их устранение точечно направляются максимальные ресурсы предприятия, определяется количество таких ресурсов, а также материалы и работы, необходимые для ликвидации потерь в выявленных очагах. Данные анализа очагов потерь в дальнейшем используются для составления финансовых планов и инвестиционных программ предприятия.

Для определения очагов максимальных потерь на предприятии используется зонирование территории лицензионной деятельности по зонам газопроводов присоединенных к одной ГРС.

Схема сетей газоснабжения предприятия является вертикально интегрированной с имеющейся возможностью дробления на более мелкие участки:

Сеть предприятия состоит из ----- сети филиалов (от 10 до 30), сеть филиалов состоит из участков, которые имеют логически замкнутый контур. Например, это сети от одной ГРС (газо-распределительная станция). При делении сети филиала на участки должно соблюдаться важное условие – через счетчик, установленный на ГРС, должно проходить природный газ всех потребителей, присоединенных к трубопроводам от этой ГРС. Иными словами должны отсутствовать кольцевание трубопроводов между смежными ГРС. Как

быть если в реальной жизни кольцевания сетей все-таки есть? Эта задача решаемая. Главным решением задачи является установка двунаправленных счетчиков в точках предполагаемых потокоразделов газа. Данные этих счетчиков о пропуске газа как в одну, так и в другую сторону трубопровода используются в дальнейших вычислениях. Еще одним решением задачи есть блиндование сетей в точках предполагаемых потокоразделов газа. Это не что иное, как установка запорных кранов и использование их в закрытом положении. Таким образом, кольцевание сетей исчезает.

Вся сеть предприятия должна быть разбита на участки по принципу:Предприятие – филиал – ГРСНа первоначальном этапе ликвидации потерь сеть ГРС есть наименьшим

неделимым участком, на котором выполняется определение искомой величины потерь.

Итак, наше предприятие имеет за 2011 год величину сверхнормативных потерь газа равную 29,5 миллионов кубических метров. Начинаем локализацию этих потерь.

Первое. Определяем филиалы предприятия с наибольшими абсолютными потерями. Это не составляет никакого труда для предприятий – такая управленческая отчетность ведется ежемесячно. В нашем предприятии есть филиал (назовем его №1), объем сверхнормативных потерь которого за 2011 год составил более 10 млн. м. куб. Как видим, это почти половина всего предприятия. Все усилия необходимо направить именно на этот филиал. Нет необходимости направлять средства и человеческие ресурсы на другие филиалы на этом этапе, достаточно поддерживать на них прежний уровень сдерживающих потери мероприятий. По выбранному же филиалу необходимо провести весь комплекс управленческих и кадровых решений. Именно кадровых! Нет смысла начинать борьбу с потерями персоналом, который не желает этого делать, а что еще более опасно, сам же участвует в увеличении объемов потерь. Вначале «кто», а затем «что делаем»! Данная книга не содержит ответов на вопросы работы с персоналом, поэтому в дальнейшем предполагается что люди, которые заняты в данной программе, достаточно квалифицированы и мотивированы для выполнения задачи.

Итак. Филиалы выбраны. Можно приступить к делению сетей этих филиалов на более мелкие участки – сети ГРС. Следует отметить, что все действия, которые выполнены до этого момента не требуют никаких финансовых затрат и почти не требуют затрат времени, поэтому деление сетей предприятия на участки по зонам ГРС можно выполнить сразу вне зависимости проблемности филиалов.

Рассмотрим схему газопроводов филиала №1:

Схема сетей данного филиала состоит из четырех ГРС, две из которых имеют кольцевание сетей, а третья – связь со смежным филиалом.

Сети от ГРС №2 и №4 проектировались и строились в то время, когда потребление газа по ним было значительным, а кольцевание сетей служило дополнительным источником резервирования. В настоящее время в данном кольцевании нет никакой необходимости, поэтому на линейном газопроводе между ГРП№9 и ГРП№10 (расчетная точка потокораздела газа) монтируется запорный вентиль, который устанавливается в закрытом положении.

Таким образом, мы получили сеть филиала, состоящую из 4 ГРС с отсутствием кольцевания сетей. При этом ГРС №1 имеет 3 выходящих трубопровода, ГРС №2, №3 и №4 по одному. Каждый выходящий трубопровод должен быть оборудован приборами учета газа. Эта задача фактически уже решена – на сегодняшний день все такие трубопроводы оснащены учетами, так как являются коммерческими точками поступления газа в сети предприятий. Однако здесь необходимо отметить важность установки дополнительных приборов учета в сетях самих предприятий, которые будут дублирующими к уже существующим. Причем не сотни комплектов по всему предприятию, а всего 6 по одному филиалу. Важность установки дублирующих приборов учета состоит в следующем:

- всегда при решении внутренних задач предприятию важно исключить влияние внешних факторов. В данном случае внешним фактором является предприятие магистральных газопроводов. Его влияние в виде вбрасывания дополнительных объемов газа в сети компании в отдельных случаях очень существенно. Исключив, таким образом, влияние внешних факторов, компания сможет сосредоточиться исключительно на внутренних проблемах. И еще одно. Отсутствие на сегодняшний день дублирующих приборов учета, принадлежащих предприятию, позволяет работникам и руководителям филиалов спекулировать на тему внешнего происхождения потерь.

- при дальнейшем анализе и расчетах нам потребуется оперативная информация с баз данных приборов учета, которую в нынешних условиях получать не удается. Предприятия магистральных сетей неохотно предоставляют информацию по разным причинам, главной из которых является причина описанная выше. Установленные же дублирующие приборы учета позволят использовать данные в любое, нужное для предприятия время и за любые интервалы времени.

- наличие дублирующих приборов учета является сдерживающим фактором для предприятий магистральных сетей и одновременно контролем коммерческого учета газа, поступающего в сети компании.

После деления сети филиала на локальные участки (ГРС), установки дублирующих приборов учета на отходящих то ГРС газопроводах можно приступать к выполнению программы локализации потерь.

При начальных условиях реализации данной программы предполагается, что установлены только приборы учета в точках поступления газа на ГРС, остальные приборы учета на элементах сетей (ГРП, разветвления распределительной сети, общедомовые счетчики в жилых домах) не установлены, а счетчики у потребителей установлены частично (население «по нормам»).

Здесь необходимо указать основные этапы программы:

1. Установка дублирующих приборов учета на ГРС. Критерии очередности установки: проблемный филиал - проблемные ГРС.

2. Выполнение баланса зоны ГРС с помощью дублирующих приборов учета. Для баланса зоны ГРС используются данные за расчетный месяц, как по дублирующим приборам учета, так и суммарные данные приборов учета и норм потребителей подключенных к данной ГРС. Последние данные берутся из биллинговой системы и должны исключать дополнительные начисления потребителям (воровство, неправильная работа приборов учета, разбаланс).

3. После выполнения расчета определяются ГРС с наибольшим абсолютным небалансом.

4. В случае если зона «проблемной» ГРС не значительна, выполняется комплекс работ по снижению уровня потерь в этой зоне: поиск утечек газа на элементах сети, воровство, не правильная работа приборов учета, не соответствие норм реальному потреблению и т.д.

5. Если сеть «проблемной» ГРС имеет разветвлено-удаленную структуру, то выполняется комплекс работ по установке промежуточных приборов учета на ГРП.

6. Далее проводится балансировка зоны «проблемной» ГРС по зонам ГРП и определяются зоны ГРП с наибольшим абсолютным небалансом.

7. В случае если протяженность зоны «проблемной» ГРП не значительна, выполняется комплекс работ по снижению уровня потерь в этой зоне: поиск утечек газа на элементах сети, воровство, не правильная работа приборов учета, не соответствие норм реальному потреблению и т.д.

8. Если сеть «проблемной» ГРП имеет разветвлено-удаленную структуру, то выполняется комплекс работ по установке промежуточных приборов учета на элементах сети (разветвления распределительной сети, общедомовые счетчики в жилых домах)

9. Далее рассчитывается баланс по каждой такой зоне с целью выявления мест с наибольшими абсолютными потерями.

Для наглядности используем фактические данные о расходах газа филиала №1:Период расчетов – ноябрь 2011 года.Данные дублирующих приборов учета на ГРС о расходе газа за период:ГРС №1 – 9 800 тыс. м. куб. (сумма расходов по приборам учета № 4, №5 и №6 на рисунке)ГРС №2 – 2 100 тыс. м. куб. (расход по прибору учета №2)ГРС №3 – 980 тыс. м. куб. (расход по прибору учета №1)ГРС №4 – 1 960 тыс. м. куб. (расход по прибору учета №3)Общее потребление газа по филиалу – 14 840 тыс. м. куб.Суммарный объем газа, потребленного потребителями по зонам каждой ГРС: Зона ГРС №1 – 8 100 тыс. м. куб.Зона ГРС №2 – 2 020 тыс. м. куб.Зона ГРС №3 – 950 тыс. м. куб.Зона ГРС №4 – 1 900 тыс. м. куб.Таким образом, мы можем посчитать потери газа по зоне каждой ГРС:ГРС №1 – 9800 – 8100 = 1700 тыс. м. куб. или 17,3% от общего поступления.ГРС №2 – 80 тыс. м. куб. или 3,8%ГРС №3 – 30 тыс. м. куб. или 3,1%ГРС №4 – 60 тыс. м. куб. или 3,1%

Анализируем полученные результаты.Потери по зоне ГРС №2, 3 и 4 находятся в пределах уровня нормативных потерь. Потери по зоне ГРС №1 имеют огромное значение и подлежат детальному рассмотрению. После этого этапа происходит локализация потерь до зоны одной ГРС – ГРС №1. Все дальнейшие действия и мероприятия производятся только в сети этой ГРС.

Рассмотрим схему сетей ГРС №1.Она состоит из трех газопроводов с установленными «в голове» приборами учета газа № 4, №5 и №6 (на рисунке), один из которых осуществляет учет перетоков газа к смежному филиалу (прибор учета №6) и четырьмя ГРП – ГРП №1, ГРП №2, ГРП №3 и ГРП №6. Поскольку сети по всей зоне ГРС выполнены с отсутствием кольцевания, можно разбить эту зону на еще более мелкие участки.

Прибор учета №6 учитывает объем газа переданный смежному филиалу – первый участок;Прибор учета №4 учитывает объем газа переданный потребителям, подключенным к сетям ГРП №1 и ГРП №2 – второй участок;Прибор учета №5 учитывает объем газа переданный потребителям, подключенным к сетям ГРП №3 и ГРП №6 – третий участок;

Данные о расходах газа по всем участкам за период у нас известны, поэтому можно рассчитать потери газа по каждому из трех участков:

Участок

Общий расход газа по

участку, тыс. м. куб.

Общее потребление

газа потребителями,

тыс. м. куб.

Потери газа, тыс. м. куб.

Потери газа, %

№1 1 100 1 100 0 0,0

№2 1 240 1 190 50 4,0№3 7 460 5 810 1 650 22,1Всего 9 800 8 100 1 700 17,3

Таким образом, из всей сети предприятия нами обнаружен (локализирован) наименьший участок сети, который «генерирует» наибольшие потери. Это участок Филиала №1, отходящий трубопровод от ГРС № 1, учет газа по которому ведется прибором учета №5, включающий ГРП №3 и ГРП №6.Из сети всего филиала «выделен» участок, который «генерирует» 88% всех потерь данного филиала. Необходимо отметить, что потери газа на этом участке сетей составляют 28% всех потерь компании. Отчетливо заметно перераспределение затрат.Газовая сеть предприятия состоит из 90 ГРС и около 6000 ГРП, при этом потери газа за год составили 29,5 млн. м. куб.Нами определен участок сети предприятия (филиала), состоящий из 1 ГРС (1%), 2 ГРП (0,03%), потери на котором составляют около 8 млн. м. куб. в год (28%).На этом этапе можно сказать, что достаточно одной доброй воли и желания персонала компании чтобы в сжатые сроки ликвидировать потери газа на данном участке. Как правило весь комплекс работ, включающий технические и организационные мероприятия в сети одной ГРП можно выполнить за несколько месяцев. И если в данном случае сеть достаточно простая и не протяженная, обеспечивает газоснабжение одного города, то возможен вариант «отработки» всей сети сразу. В случаях с более сложной и протяженной сетью, необходимо деление участка на еще более мелкие. Такое деление может быть выполнено путем установки приборов учета на отходящих трубопроводах в каждом из ГРП (№3 и №6). Здесь не следует пугаться больших затрат для установки приборов учета в ГРП. Такие приборы должны быть переносными (например, ультразвуковые), устанавливаемые только для выявления очага потерь. В дальнейшем эти приборы учета устанавливаются на следующих «проблемных» зонах в ГРП. Таким образом, имея в каждом филиале до 5 переносных приборов учета (в зависимости от количества типоразмеров) можно решить задачу локализации потерь по зонам ГРП.

Что необходимо сделать после того как потери локализированы до наименее возможного участка? Определить участок с потерями – это только половина решения задачи. Необходимо найти источники (причины) потерь и устранить их. На этом этапе общие подходы и шаги заканчиваются, так как причина потерь для каждой компании может быть своя. Она зависит и от сезона года, от состояния газопроводов и от количественного и качественного состава потребителей на данном участке.

Как правило, предприятия знают и умет выполнять такие действия хоть и бессистемно. Но есть ряд общих рекомендаций, который приводится ниже.Указанные действия касаются только мероприятий на проблемных участках сетей.1. Необходимо убедиться, что при выше проведённых расчетах исключена

возможность ошибки, связанной с не правильным, не достоверным или не своевременным снятием показаний приборов учета у бытовых абонентов. Другими словами дата снятия показаний прибора учета бытовых потребителей данного участка, должна совпадать или быть максимально близкой к дате снятия показаний прибора учета, находящегося «в голове» участка. При не соблюдении этого условия, на величину потерь прямо влияет объем газа, который учел прибор учета «в голове» участка, но не зафиксировали приборы учета потребителей. Поэтому при выполнении комплекса работ на «проблемном» участке для снятия показаний счетчиков населения на нем необходимо мобилизовать достаточное количество контролеров. 2.

2. Силами рейдовых бригад, состоящих из квалифицированных работников, сеть указанного участка должна быть буквально «зачищена» на предмет не законных врезок в газопроводы, хищений абонентов, правильной работы приборов учета населения. Эти работы рекомендуется выполнять силами

созданной на предприятии специальной бригады, в состав которой должны войти квалифицированные сотрудники службы сбыта предприятия. Формирование указанной бригады из работников филиала является, как показывает практика, пустой тратой времени, а их работа не эффективной!

3. Все потребители (юридические лица) по зоне «проблемного» участка должны быть обследованы на предмет правильной работы приборов учета, наличия и целостности необходимых пломб предприятия и государственного поверителя.

4. Все газораспределительные пункты и газопроводы в зоне участка должны быть приборно обследованы техническими специалистами на предмет утечек газа. Все, выявленные утечки должны быть немедленно ликвидированы.

5. Потребителям, у которых выявлены нарушения, должны быть проведены соответствующие доначисления объемов использованного природного газа. Необходимо отметить, что величина таких доначислений не должна участвовать при последующем расчете потерь данного участка сети для исключения искажений.

6. После выполнения всех вышеперечисленных мероприятий, устранения выявленных нарушений и проведения соответствующих перерасчетов потребителям необходимо повторить расчет баланса на данном участке сети.

Рассмотрим ближе аналитическую и расчетную часть программы, формулы, которые используются для проведения вычислений.

Локализация потерь на первоначальном этапе предполагает балансировку зоны ГРС по формуле:

Рсгрс = Рсп + Рн + П грс, где

Рсгрс - расход ПГ, зафиксированный счетчиком, установленным на ГРС; Рсп - суммарное потребление ПГ абонентами со счетчиками; Рн - суммарное потребление ПГ абонентами по нормам;П грс - потери ПГ по зоне данного ГРП

Расход газа за период по счетчику, установленному на ГРС должен быть равен сумме расходов газа, зафиксированной счетчиками абонентов плюс сумма расходов газа у абонентов без счетчиков, рассчитанная по нормам расхода плюс допустимые технические потери газа по зоне данного ГРС.

Порядок действий при локализации потерь:

1. Установить дублирующий узел учета на ГРС2. Выполнить одновременную (!) фиксацию показаний счетчика газа,

установленного на ГРС и имеющихся счетчиков у потребителей, подключенных к данному ГРС. Данное действие необходимо выполнить с максимальной одновременностью для исключения возможных погрешностей анализа, связанного с этим. Снятие показаний счетчиков у абонентов производится силами линейных контролеров (учетчиков) компании (филиала) в один день по всем абонентам зоны ГРС. Снятие показаний счетчика ГРС производится персоналом управления предприятия (филиала).

3. Повторить действие по п.2 ровно через календарный месяц. Т.е. если первоначальное снятие показаний счетчика на ГРС и счетчиков потребителей проводилось, например 5 го числа, то и повторное снятие показаний счетчиков производится 5 го числа следующего месяца.

4. Данные по снятым показаниям счетчиков передаются в службу сбыта компании для анализа: Определяется расход ПГ по счетчику ГРС за период, определяется расход ПГ по счетчикам абонентов, определятся расход ПГ для абонентов по нормам за этот же период времени.

5. Производится вычисление баланса расхода и потребления ПГ за календарный месяц по зоне выбранного ГРС по вышеуказанной формуле. Следует отметить, что искомой величиной в данной формуле выступает величина «потерь природного газа»:

П грс = Рсгрс - ( Рсп + Рн)

6. Далее определяются относительные потери природного газа по зоне ГРС за месяц:

П грс П грс (%) = ---------------- х 100%

Рсгрс

7. Относительная величина потерь природного газа по зоне ГРС сравнивается с допустимым значением этого показателя. За допустимый показатель потерь на данном этапе для предприятия принимается величина равная 3,0-5,0 %. В дальнейшем при снижении общего уровня потерь природного

газа по компании в целом этот показатель необходимо поэтапно снижать до величины нормативных потерь.

8. Таким образом, если фактические относительные потери газа по зоне ГРС менее или равно допустимому показателю, то дальнейшие мероприятия по этому ГРС не производятся и выполняется переход для анализа на зону следующего ГРС по пунктам 1 - 7. Если величина потерь более допустимого показателя, то производится следующие мероприятия по локализации потерь:

9. Для локализации потерь природного газа зона ГРС делится на две составляющих, зону магистрали, началом которой является счетчик, установленный в ГРС, а концом - счетчики, установленные на ГРП и зону потребителей с началом в месте установки счетчиков на ГРП и концом в месте установки счетчиков потребителей.

10. Устанавливаются счетчики на всех ГРП в зоне «проблемной» ГРС.11. После установки всех необходимых приборов учета одновременно

производится снятие показаний счетчика на ГРС, ГРП и счетчиков потребителей. Еще раз необходимо уделить большое внимание одновременности снятия показаний всех счетчиков, поэтому необходимо привлечь для данной работы максимально необходимое количество работников компании (филиала).

12. Повторить действие по п.11 ровно через календарный месяц. Т.е. если первоначальное снятие показаний всех счетчиков проводилось, например 5 го числа, то и повторное снятие показаний счетчиков производится 5 го числа следующего месяца.

13. После повторного снятия показаний всех счетчиков производятся расчеты. На первом этапе анализа производится балансировка зоны магистрали, для определения и исключения потерь природного газа в магистральной сети более допустимых:

П магистрали = Рсгрс - Ргрп , гдеП магистрали - потери газа в зоне магистральной сети;Рсгрс - расход газа за месяц по счетчику, установленному в ГРС; Ргрп - суммарный расход газа по счетчикам, установленным на ГРП зоны данной ГРС;

Определяются относительные потери по зоне магистральной сети за месяц:

П магистрали П магистрали (%) = ------------------------------- х 100%

Рсгрс

14. Относительный показатель потерь в магистрали сравнивается с допустимым показателем. Допустимый показатель потерь газа в магистрали не должен превышать 1-2 % в зависимости от протяженности и разветвленности сети. Если данное условие выполняется, то необходимо перейти к балансировке зоны потребителей. Если условие не выполняется - необходимо выполнить работы на данном участке магистрали, направленные на ликвидацию потерь природного газа, а именно:- отыскание утечек газа на стыках, соединительных и запорных элементах сети, в трубопроводах;- обследование ГРП на предмет утечек газа;- устранение выявленных утечек;После устранения утечек газа в магистральной сети, а также в случае, когда фактическая относительная величина потерь в магистрали меньше

или равна допустимому показателю потерь (1 -2 %) выполняется балансировка зоны потребителей.

15. Балансировка зоны потребителей выполняется отдельно по каждому ГРП по формуле:

П грп = Рсгрп - Рпотребителей, где

П грп - потери газа в зоне ГРП;Рсгрп - расход газа за месяц по счетчику, установленному в ГРП; Рпотребителей - суммарное потребление газа потребителями (счетчики +

нормы)

Определяются относительные потери по зоне ГРП за месяц: П грп П грп (%) = ------------------ х 100%

Рсгрп

16. Относительный показатель потерь по зоне ГРП сравнивается с допустимым показателем. Допустимый показатель потерь газа в зоне ГРП не должен превышать 3-4 % в зависимости от протяженности и разветвленности сети. Если данное условие выполняется, то необходимо перейти к балансировке зоны следующего ГРП. Если условие не выполняется, необходимо выполнить работы на участке данного ГРП, направленные на ликвидацию потерь природного газа, а именно:- отыскание утечек газа на стыках, соединительных и запорных элементах сети, в трубопроводах;- обследование ГРП на предмет утечек газа;- устранение выявленных утечек;- отыскание воровства газа потребителями, не правильная работа приборов учета, не соответствие норм потребителей их реальному потреблению газа.После приведение потерь газа по зоне ГРП к допустимому показателю, а также в случае, когда фактическая относительная величина потерь по зоне ГРП меньше или равна допустимому показателю потерь (3-4 %) выполняется балансировка зоны следующего ГРП.

17. В случае, если зона сети ГРП имеет разветвлено-удаленную структуру и не удается привести потери к допустимому показателю зона сети ГРП делится на участки путем установки приборов учета на разветвлениях сети, в жилых многоквартирных домах, на группу домов или группу потребителей.

18. Балансировка и приведение потерь к допустимым показателям на таких участках делается по аналогичной схеме.

19. После балансировки и анализа потерь газа по всем участкам зоны данного ГРП, выбираются участки с наибольшей величиной потерь. На этих участках выполняется комплекс мероприятий по снижению потерь газа.Примерный перечень работ по ликвидации потерь газа на отдельных участках сетей ГРП:- обследование сетей (стыков, соединений, запорной арматуры, регуляторов и пр.) на предмет утечек газа;- ремонт (замена) сетей для устранения утечек;- по возможности установка счетчиков абонентам при их отсутствии;- ликвидация счетчиков роторного типа как класса.- замена счетчиков на счетчики с более высоким классом точности;- проверка абонентов, по которым расчет производится по нормам потребления на предмет соответствия данных, при необходимости проведение перерасчетов;

- по возможности перевод абонентов многоквартирных жилых домов на расчеты по общедомовому счетчику;

20. После приведения в соответствие потерь газа на всех участках зоны ГРП, а так же потерь в магистральной сети необходимо выполнить контрольную балансировку зоны указанного ГРС. Только после доведения уровня потерь по зоне данного ГРС до допустимого уровня можно перейти к выполнению мероприятий на следующем ГРС. В случае, если после проведенных мероприятий допустимый уровень потерь не достигнут необходимо повторить действия п.п 11-19.

Функциональная схема локализации потерь газа по зоне ГРС выглядит следующим образом:

Все работы, которые осуществляются в ходе выполнения данной программы должны быть четко документально регламентированы по каждой зоне ГРС. Должны быть разработаны четкие и реальные временные рамки выполнения каждого вида работ, назначены ответственные за выполнение.

Типовой График работ по зоне одной ГРС приведен ниже.

Наимено-вание

ГРCМероприятие

месяц Ответствен-ный1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

ГРС № ___

Монтаж счетчиков на ГРССнятие показаний счетчиков на ГРС и у потребителейРасчет баланса газа по зонам ГРСАнализ относительных потерь по зонам ГРСВыполнение комплекса мероприятий

Необходимо обратить внимание на тот факт, что работы по пп. 1-8 производятся без установки счетчиков на разветвлениях сетей, общедомовых счетчиков и счетчиков на группы потребителей, как одного из самых затратных мероприятий. На первом этапе балансируется вся сеть целиком и если окажется, что по зоне этого ГРС уровень относительных потерь природного газа оказывается в пределах допустимого, то приобретать и устанавливать общедомовые счетчики для многоквартирных жилых домов, расположенных в зоне этого ГРС на данном этапе будет не нужно. Вышеуказанный график работ по ГРС включает в себя работы по пп. 1-8, до момента приобретения и установки общедомовых счетчиков. По ходу анализа потерь по зонам ГРС, при уровне относительных потерь выше допустимых, должны быть составлены графики работ по зонам таких ГРС, включающие комплекс работ по пп. 10-16. В конечном счете, все ГРС должны быть проанализированы и сбалансированы как по первому (пп. 1-8), так и по второму (пп. 10-16) этапах (при необходимости).

Итогом первого этапа должен стать список ГРС, имеющих относительные потери по своим зонам в пределах допустимого показателя и графики работ по остальным ГРС, включающим пп. 10-16.Итогом второго этапа должно быть достижение уровня относительных потерь по зонам всех ГРС, равно как и по филиалу в целом в пределах допустимого показателя.