авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 |

«МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Ухтинский государственный технический ...»

-- [ Страница 5 ] --

Таким образом, произведена оценка эффективности внедрения инноваций в нефтегазодобыче:

- внедрение колтюбинговых установок в подземном текущем и капиталь ном ремонте скважин;

- внедрение методов повышения нефтеотдачи пласта;

- внедрение насосно-компрессорных труб с силикатно-эмалевым покрытием;

- внедрение инновационных программ геолого-технических мероприятий по интенсификации притока нефти и газа к забою.

8 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИННОВАЦИОННОГО РАЗВИТИЯ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ НА ЕВРОПЕЙСКОМ СЕВЕРЕ 8.1 Оценка эффективности магистрального транспорта нефти в Республике Коми Важнейшим направлением развития хозяйственной системы европейско го Севера России является освоение нефтегазовых ресурсов. В последние деся тилетия разведаны существенные запасы нефти в северной части Тимано Печорской нефтегазоносной провинции (на территории Ненецкого АО), а также нефти и газа на шельфе арктических морей – Баренцева и Карского. Тимано Печорская провинция – единственная из новых провинций в России, которая сегодня практически готова к эксплуатации. Её потенциал по нефти составляет почти 2 млрд тонн, включая запасы Республики Коми.

В соответствии с Энергетической стратегией России на период до 2020 г.

планируется увеличение объёмов добываемой нефти (до 3-6%) за счёт введения новых месторождений на территории континентального шельфа и Западной Сибири. Это, в свою очередь, приведёт к необходимости наращивания транс портных мощностей и развития систем магистральных трубопроводов.

В настоящее время около 95% нефти, добываемой в России, прокачивает ся по системе магистральных нефтепроводов АК «Транснефть». Мощность сис темы транспортировки ОАО «Транснефть» оценивается в 545 000 тонн нефти в день;

это около 60% всего экспортного потока нефти и газа в стране. Остальная часть транспортируется по железной дороге или в танкерах.

Развитие трубопроводного транспорта играет важную роль в укреплении топливно-энергетического комплекса страны, причём значение его по мере ос воения новых месторождений нефти и газа, отдалённых от основных потреби телей, постоянно возрастает.

Удельный вес трубопроводного транспорта в общем грузообороте страны составляет более 49%. Протяжённость магистральных трубопроводов по со стоянию на конец 2008 года составляет 228 тыс. км, в том числе газопроводы – 165 тыс. км, нефтепроводы – 47 тыс. км, нефтепродуктопроводы – 16 тыс. км.

Удельный вес работающих в трубопроводном транспорте в общей численности работников транспортной сферы составляет 6,5%. Численность занятых на объектах трубопроводного транспорта, по данным Росстат в ди намике за 2005-2009 гг. увеличилась на 7,6% и составила в 2009 году 189,4 тыс. человек.

Отмечен рост инвестиций в основной капитал (в фактически действовав ших ценах) трубопроводного транспорта с 220 449 млн руб. в 2005 году до 510 238 млн руб. в 2009 году, т. е. в 2,3 раза.

Стратегическими целями развития трубопроводного транспорта в России являются:

- стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворе ние внутреннего и внешнего спроса на нефть и продукты её переработки;

- обеспечение стабильно высоких поступлений в доход консолидирован ного бюджета РФ;

- формирование устойчивого платежеспособного спроса на продукцию сопряженных отраслей экономики (нефтяной комплекс, нефтеперерабатываю щая промышленность).

Для достижения этих целей предусматривается решение следующих ос новных задач развития трубопроводного транспорта:

- ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь на всех стадиях тех нологического процесса при транспорте нефти и нефтепродуктов;

- развитие транспортной инфраструктуры комплекса для повышения эф фективности экспорта нефти и нефтепродуктов, её диверсификация по направ лениям, способам и маршрутам поставок на внутренние и внешние рынки;

- своевременное формирование транспортных систем;

- расширение присутствия российских нефтяных компаний на зарубеж ных рынках, их участие в транспортных активах за рубежом.

Магистральные нефтепроводы из Западной Сибири и Тимано-Печорской провинции («Ухта–Ярославль–Кириши» и «Сургут–Ярославль–Полоцк») дос тавляют нефть в Ярославль, который является одним из основных пунктов в транспортной схеме поставок нефти на севере, далее по железной дороге нефть и нефтепродукты доставляются в Архангельск, Мурманск и порт Витино.

Также по существующей системе магистральных нефтепроводов «Ухта– Ярославль-Кириши» нефть поставляется в Приморск, откуда танкерами транс портируется по Балтийскому морю в страны Западной Европы. По системе ма гистральных нефтепроводов «Сургут–Ярославль–Полоцк» нефть поставляется в страны Восточной Европы.

Нефть, добываемая на месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, поставляется по трубопроводной ветке системы «Уса–Ухта» до нефте наливного железнодорожного терминала на станции Приводино в Котласском районе Архангельской области. Там сырьё перегружается в цистерны и по же лезной дороге отправляется на морской терминал «Роснефти» в Архангельске.

В последние годы на европейском Севере России наметились новые на правления формирования глобальных транспортных коридоров и связанных с ними минерально-сырьевых потоков.

Большое значение для развития транспортной инфраструктуры, повыше ния эффективности освоения месторождений твёрдых полезных ископаемых на севере европейской части России имеет реализация проектов прокладки маги стральных трубопроводов – системы магистральных трубопроводов Ямал– Центр–Западная Европа, Западная Сибирь–порт Индига, система наземных трубопроводов морских отгрузочных терминалов и морского танкерного пути Варандей–Мурманск–Западная Европа.

Реализация ОАО «АК «Транснефть» инвестиционных проектов развития системы магистрального транспорта нефти в перспективе позволит создать единую нефтепроводную систему, позволяющую осуществлять оперативное перераспределение потоков нефти в северо-западном направлении.

Компанией проводится интенсивная работа, направленная на диверсифи кацию направлений поставок нефти, создание высокоэффективных экспортных маршрутов. Создаваемые трубопроводные мощности обеспечивают прогнози руемый рост нефтедобычи в перспективных российских регионах, а также по зволяют снять зависимость экспорта российской нефти от транзита по территории сопредельных государств, повышая роль России в обеспечении ме ждународной энергетической безопасности.

Реализация проекта ВСТО-1 трубопроводной системы «Восточная Си бирь–Тихий океан» (ВСТО) осуществляется на основании распоряжения Пра вительства Российской Федерации от 31.12.2004 № 1737-р. Учитывая объём строительства, а также освоение и обустройство новых восточносибирских ме сторождений нефти, реализация проекта осуществляется поэтапно.

Реализация 1-го этапа ВСТО осуществлена в соответствии с «Сетевым графиком завершения проектирования и строительства объектов 1 этапа трубо проводной системы «Восточная Сибирь–Тихий океана», утверждённым 12.03.2008 Минпромэнерго России.

В рамках этапа построены магистральный нефтепровод на участке г. Тайшет (Иркутская область) – г. Усть-Кут (Иркутская область) – г. Ленск (Якутия) – г. Олекминск – г. Алдан (Якутия) – г. Сковородино (Амурская об ласть) мощностью 30 млн тонн нефти в год общей протяженностью 2694 км, семь нефтеперекачивающих станций (№ 1 «Тайшет», № 4 «Речушка», НПС № «Киренск», НПС № 10 «Талакан», № 14 «Олекминск», № 17 «Алдан», НПС № 21 «Сковородино»), пункт налива нефти на станции Сковородино, специали зированный морской нефтеналивной порт «Козьмино» в районе г. Находка.

Состав объектов СМНП «Козьмино» включает в себя: две двусторонние железнодорожные сливные эстакады на 74 вагоно-цистерны каждая с комплек сом сопутствующих сооружений, коридор коммуникаций от площадки сливных ж/д эстакад до нефтебазы, нефтебазу с резервуарным парком (750 000 м3), технологический причал для танкеров дедвейтом 80-150 тыс. тонн, 4 морских стендера для налива нефти.

Транспортировка нефти от г. Сковородино в направлении СМНП «Козь мино» осуществляется железнодорожным транспортом.

В декабре 2009 года осуществлён ввод объекта в эксплуатацию нефте проводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО) и отгружен первый танкер с нефтью сорта «ВСТО».

В 2006 году Президент России Дмитрий Медведев на заседании комиссии по модернизации российской экономики определил 5 инновационных направ лений работы: энергоэффективность и энергосбережение, ядерные технологии, космические технологии, медицинские технологии, стратегические информа ционные технологии.

На сегодняшний день одной из наиболее приоритетных является именно за дача энергосбережения. Распоряжением Правительства Российской Федерации ут верждён план мероприятий, а также Государственная программа «Энерго сбережение и повышение энергетической эффективности на период до 2020 года».

Активное развитие трубопроводного транспорта, а также высокая энерго емкость технологических процессов заставляет активно искать пути оптималь ного энергопотребления, а также внедрять механизмы энергосбережения, поскольку доля затрат на электроэнергию в себестоимости транспортировки нефти и газа очень велика и с каждым годом постоянно возрастает. Это связано с увеличением объёмов перекачки нефти и газа, повышением тарифов на по требляемую электроэнергию, а также с реализацией новых, крупномасштабных проектов, важных как для РФ, так и для мировой экономики в целом.

ОАО «АК «Транснефть» является глобальной компанией в области тру бопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. Устойчивое развитие ком пании является одним из факторов энергетической безопасности России.

В «АК «Транснефть» ведётся постоянная работа по энергосбережению. Компа нией разработана программа энергосбережения и повышения энергоэффектив ности на период 2010-2011 и 2012-2015 гг.

АК «Транснефть» имеет 14 дочерних предприятий, одним из которых яв ляется ОАО «Северные магистральные нефтепроводы», являющееся стратеги ческим для Республики Коми. В связи с этим одной из актуальных проблем инновационного развития общества является поиск резервов повышения энер гоэффективности магистрального транспорта нефти.

Стоит отметить активную работу ОАО «Газпром» на пути более активно го участия в электроэнергетике. Стратегия корпоративной энергосберегающей политики Общества в соответствии с ЭС-2030 предусматривает два этапа реа лизации потенциала энергосбережения:

- первый этап: с 2011 по 2015 гг. характеризуется преодолением послед ствий мирового экономического кризиса в экономике России и формированием новой энергосберегающей политики;

- второй этап: с 2015 по 2020 гг. характеризуется переходом к инноваци онному развитию экономики России. На этом этапе предполагается реализация 60-70% экономически обоснованного потенциала энергосбережения ОАО «Газпром».

Целью Программы энергосбережения в магистральном транспорте газа на период 2011-2013 гг. является повышение энергетической эффективности тех нологических и вспомогательных производств на основе реализации экономи чески обоснованных энергосберегающих мероприятий.

Основные задачи Программы энергосбережения – оптимизация (сокра щение) эксплуатационных издержек за счёт сокращения энергетической со ставляющей в себестоимости транспорта нефти и природного газа.

Для компаний, связанных с нефтяной отраслью, проблема энерго- и ре сурсосбережения также является одной из приоритетных.

В настоящее время протяжённость нефтепроводов ОАО «Северные МН»

составляет 1 559,4 км, которые проходят через 4 региона России: Республику Коми, Архангельскую, Вологодскую и Ярославскую области. В составе «Се верных МН» три линейные производственно-диспетчерские службы, в том чис ле 12 нефтеперекачивающих станций. Общий объём резервуарных парков составляет 345 тыс. м3, из них 265 тыс. м3 – на территории Республики Коми.

Основными видами деятельности Общества являются:

• эксплуатация магистрального трубопровода;

• транспортировка по магистральным трубопроводам нефти и нефтепро дуктов;

• хранение нефти и нефтепродуктов;

• реализация нефти и нефтепродуктов;

• отгрузка нефти с пунктов налива, поставка на экспорт и др.

Динамика показателей объёма производства и реализации продукции приведена в таблице 8.1.

Таблица 8.1 – Динамика показателей объёма производства и реализации продукции в ОАО «Северные МН» за 2005-2009 гг.

№ Темп Темп Темп Темп Показатели 2005 год 2006 год 2007 год 2008 год 2009 год п/п роста, % роста, % роста, % роста, % 1 Объём перекачки нефти, тыс. тонн 19854,30 21955,00 110,6 24330,00 110,8 24606,00 101,1 23638,00 96, 2 Объём грузооборота, млн тонн*км 23721,00 28015,00 118,1 30821,00 110,0 32029,00 103,9 30884,00 96, 3 Тарифная выручка от транспорта 7212662,00 8412132,00 116,6 5582761,00 66,4 6252443,00 112,0 8202500,00 131, нефти, тыс. руб., в т. ч.:

- перекачка нефти, тыс. руб. 7164615,00 8376563,00 116,9 5539958,00 66,1 6212602,00 112,1 8162727,00 131, - сдача нефти (ООО «ЛУКОЙЛ- 29536,00 30555,00 103,5 37676,00 123,3 36216,00 96,1 37769,00 104, Ухтанефтепереработка), тыс. руб.

- сдача нефти (Приводино), тыс. руб. 5486,00 5014,00 91,4 5127,00 102,3 3625,00 70,7 2004,00 55, 4 Объем хранения нефти, тыс. тонн/сут 23,60 11,98 50,8 11,00 91,8 36,00 327,3 41,00 113, 5 Доходы от реализации услуг 11377,00 6474,00 56,9 6419,00 99,2 23178,00 361,1 30347,00 130, по хранению нефти, тыс. руб.

6 Объём компаундирования нефти, 0 0 0 0 0 8184,00 0 9955,00 121, тыс. тонн 7 Доходы от реализации услуг по 0 0 0 0 0 306793,00 0 477786,00 155, компаундированию нефти, тыс. руб.

8 Доходы от реализации нефти, 0 398606,00 0 772891,00 193,9 0 0 170314,00 тыс. руб.

9 Доходы от других обычных видов 120982,00 181990,00 150,4 158099,00 86,9 107549,00 68,0 1776785,00 1652, деятельности, тыс. руб.

10 Итого: 7345021,00 8999202,00 122,5 6520170,00 72,5 6689963,00 102,6 10657732,00 159, Данные таблицы 8.1 свидетельствуют, что наблюдается стабильный прирост объёмов перекачки нефти на нефтепроводах «Уса–Ухта» и «Ухта–Ярославль».

Объём перекачки нефти увеличился с 19 854,3 тыс. т в 2005 г. до 23 638 тыс. т в 2009 г., т. е. на 19,1%, а объём грузооборота за этот период увеличился с 23 721 млн т*км до 30 884 млн т*км, т. е. на 30,2%. Это объясняется увеличением объёмов добычи нефти и увеличением приёма нефти от производителей.

В 2007 г. по нефтепроводу «Уса–Ухта» наблюдается прирост объёмов пе рекачки по сравнению с 2004 г. на 30%. Это объясняется реализацией в 2005 2006 гг. проекта Р-24 по увеличению пропускной способности данного участка нефтепровода с 18,2 до 24 млн тонн в год. По нефтепроводу «Уса–Ярославль»

прирост объёмов перекачки в 2006 г. составил 10,6%, в 2007 г. по сравнению с прошлым годом составил 23,5%, в 2008 г. – 1,1%, а в 2009 г. объём перекачки нефти уменьшился на 3,9% по сравнению с 2008 г.

На протяжении четырёх лет в период с 2005 по 2008 годы наблюдается по стоянный рост грузооборота: в 2006 г. темп прироста составил 18,1%, в 2007 г. – 10,0%, в 2008 г. – 3,9%, а в 2009 г. грузооборот снизился на 3,6%. Это говорит о по стоянной и растущей потребности в данном виде транспортировки нефти.

Устойчивый рост реализованной продукции позитивно влияет на финан совые результаты предприятия. В 2009 году получена тарифная выручка от пе рекачки нефти в размере 8 162 727 тыс. руб., что на 1 950 125 тыс. руб. или на 31,4% выше, чем в 2008 г. Это вызвано:

уменьшением грузооборота на 1 145 млн т*км или на 3,6%, что снизи ло выручку от перекачки нефти в сумме 222 095,65 тыс. руб.;

увеличением среднего тарифа на транспорт нефти в 2009 году по сравне нию с 2008 годом на 7,02 руб./100т*км, что увеличило тарифную выручку по пере качке нефти на сумму 2 172 220,65 тыс. руб.

Динамика основных показателей эффективности магистрального транспорта нефти представлена в таблице 8.2.

По данным таблицы 8.2 видно, что выручка от продаж увеличилась с 7 345 021 тыс. руб. в 2005 г. до 10 657 732 тыс. руб. в 2009 г., т. е. на 45,1%. В 2006 г. обществом получена выручка в сумме 8 999 млн руб., что на 22,5% вы ше, чем в предыдущем периоде, однако в 2007 г. происходит ее резкий спад на 27,5% по сравнению с предыдущим годом несмотря на рост грузооборота по маршрутным поручениям на 10,0%. Это объясняется, прежде всего, применени ем в 2006 г. и отменой в 2007 г. специального тарифа на транспортировку неф ти на участке нефтепровода «Уса–Ухта» для реализации мероприятий по увеличению его пропускной способности.

Таблица 8.2 – Динамика основных технико-экономических показателей производственно-хозяйственной ОАО «СМН» за 2005-2009 гг.

№ Показатели 2005 год 2006 год 2007 год 2008 год 2009 год п/п 1 2 3 4 5 6 1 Выручка от реализации всех 7345021 8999202 6520170 6689963 видов услуг, тыс. руб.

Темп роста, % 100 122,5 88,8 91,10 145, 2 Тарифная выручка 7212662 8412132 5582761 6252443 от транспорта нефти, тыс. руб.

Темп роста, % 100 116,6 77,4 86,7 113, 3 Грузооборот, млн. тонн*км 23721 28015 30821 32029 Темп роста, % 100 118,1 129,9 135,0 130, 4 Объём перекачки нефти, 19854,3 21955 24330 24606 тыс. тонн Темп роста, % 100 110,6 122,5 123,9 119, 5 Объём хранения нефти, 23,6 11,98 11 36 тыс. тонн/сут.

6 Себестоимость проданных то- 3846153 4948569 6318016 6360364 варов, работ, услуг, тыс. руб.

Темп роста, % 100 128,7 164,3 165,4 249, 7 Себестоимость транспорта 3723141 4383894 5293299 6090395 нефти, тыс. руб.

Темп роста, % 100 117,7 142,2 163,6 201, 8 Затраты на 1 рубль выручки 0,516 0,521 0,948 0,974 0, от транспорта нефти, коп./руб.

Темп роста, % 100 100,9 183,7 188,8 177, 9 Прибыль от продаж, тыс. руб. 3498869 4096463 202154 329599 Темп роста, % 100 117,1 5,8 9,4 30, 10 Чистая прибыль, тыс. руб. 2554932 2862233 304152 115267 Темп роста, % 100 112,0 11,9 4,5 30, 11 Рентабельность продаж, % 47,6 45,5 3,1 4,9 9, Темп роста, % 100 95,6 6,5 10,3 20, 12 Рентабельность услуг, % 90,97 82,78 3,20 5,18 10, Темп роста, % 100 91,0 3,5 5,7 12, 13 Среднегодовая стоимость 8587338 13700226 18515611 38362599,5 ОПФ, тыс. руб.

Темп роста, % 100 159,5 215,6 446,7 462, 14 Фондоотдача, руб./руб. 0,855 0,657 0,352 0,174 0, Темп роста, % 100 76,8 41,2 20,4 31, 15 Фондоёмкость, руб./руб. 1,170 1,522 2,841 5,747 3, Темп роста, % 100 130,1 242,8 491,2 317, 16 Фондовооруженность, тыс. 3207,821 5047,983 6755,057 14047,089 14267, руб./чел.

Темп роста, % 100 157,4 210,6 437,9 444, 17 Среднесписочная численность 2677 2714 2741 2731 работников, чел Темп роста, % 100 101,4 102,4 102,0 103, 18 Производительность труда, 2743,750 3315,840 2378,760 2449,639 3830, тыс. руб./чел Темп роста, % 100 120,9 86,7 89,3 139, Окончание табл. 8. 1 2 3 4 5 6 19 Производительность труда, 8860,4 10322,4 11244,4 11727,9 11101, тыс. т*км/чел.

Темп роста, % 100 116,5 126,9 132,4 125, 20 Тариф на перекачку 30,204 29,900 17,975 19,397 26, 100 тонн*км, руб.

Темп роста, % 100 98,99 59,5 64,2 87, 21 Себестоимость перекачки 15,448 15,549 17,081 18,950 24, 100 тонн*км нефти, руб.

Темп роста, % 100 100,7 110,6 122,7 156, Наряду с этим в динамике за 5 лет наблюдается постоянный рост затрат на транспорт нефти. Себестоимость проданных услуг увеличилась с 3 846 млн руб. в 2005 г. до 9 604 млн руб. в 2009 г., т. е. в 2,5 раза, а себестоимость транспорта нефти за этот период увеличилась в 2 раза. Расходы по транспортировке нефти возросли, в основном, в связи с увеличением объёмов потребления нефти, роста тарифов, роста эксплуатационных затрат в связи с расширением и вводом в действие новых объек тов магистральных нефтепроводов.

Резкий рост тарифной выручки в 2006 г. и спад в 2007 г. привели к рез кому колебанию показателей прибыли и рентабельности в эти годы. В 2006 го ду наблюдается снижение всех показателей рентабельности: рентабельность продаж снизилась на 2,1% и составила 45,5%, рентабельность услуг снизились на 9,0%. Это объясняется тем, что темп роста себестоимости опережает темп роста тарифной выручки.

В 2007 г. по сравнению с 2006 г. прибыль от продаж и чистая прибыль уменьшились соответственно на 95% и 89,4%. Рентабельность продаж сократи лась в 15 раз, рентабельность услуг – в 25,6 раза, чистая рентабельность капи тала – в 11,2 раза. Причиной является снижение тарифа на перекачку нефти в 2007 г. по сравнению с 2006 г. в 1,7 раза. В 2009 г. тариф на перекачку 100 т*км нефти составил 26,43 руб., т. е. увеличился по сравнению с 2007 г. в 1,5 раза, что привело к росту всех показателей рентабельности в 2009 г.

Производительность труда в стоимостном выражении увеличилась с 2 743,75 тыс. руб. в 2005 г. до 3 830,96 тыс. руб. в 2009 г., т. е. на 39,6%, а в нату ральном выражении за этот период – с 8 860,4 тыс. т*км до 11 101,4 тыс. т*·км на одного человека, т. е. на 25,3%, в связи с тем, что темпы роста тарифной выручки и грузооборота превышают темп роста численности работников ППП. Причём следует отметить стабильный темп роста производительности труда в натураль ном выражении в динамике за все пять лет. Это свидетельствует о повышении эффективности использования трудовых ресурсов.

Тем не менее, нельзя утверждать, что финансово-хозяйственная деятель ность предприятия ухудшилась, поскольку ОАО «Северные МН» является субъектом естественной монополии и тарифную выручку предприятий трубо проводного транспорта формирует тариф на перекачку, устанавливаемый Фе деральной службой по тарифам.

В динамике за 2005-2009 гг. наблюдается снижение фондоотдачи основ ных производственных фондов с 0,855 до 0,269 руб./руб., т. е. на 31,5%. Фондо отдача основных производственных фондов в натуральном выражении уменьшилась с 2762 т*км на 1000 руб. основных фондов в 2005 г. до 778 т*км на 1000 руб. в 2009 г., что свидетельствует об ухудшении эффективности ис пользования основных производственных фондов. Это объясняется, прежде всего, опережением темпов роста среднегодовой стоимости основных фондов над темпами роста тарифной выручки. В 2006 г. резкое увеличение среднегодо вой стоимости объектов основных средств в 1,6 раза связано, прежде всего, с реализаций программы Р-24 по увеличению пропускной способности нефте провода «Уса–Ухта» посредством реконструкции ГНПС «Уса», строительства НПС «Печора» и НПС «Таежная», а также пункта подогрева нефти (ППН) «Чикшино».

Фондовооруженность труда в динамике за пять лет увеличилась с 3 207,82 тыс. руб. в 2005 г. до 14 267,703 тыс. руб. в 2009 г., т. е. в 4,4 раза, а производительность труда за этот период в стоимостном выражении увеличи лась на 39,6%, что привело к снижению фондоотдачи в 3,2 раза.

В таблице 8.3 представлен отчёт о прибылях и убытках ОАО «СМН» за 2008-2011 гг.

Прибыль от продаж в 2011 г. увеличилась по сравнению с 2008 г. с 329, до 685,2 млн руб., т. е. в 2,1 раза, а чистая прибыль – со 115,3 до 367,2 млн руб., т. е. в 3,2 раза.

Показатели эффективности транспорта нефти за рассматриваемый период представлены в таблице 8.4.

Все показатели рентабельности в 2011 г. увеличились по сравнению с 2008 г., что свидетельствует о повышении эффективности магистрального транспорта нефти в Республике Коми.

Таким образом, анализ показал, что, несмотря на снижение тарифной вы ручки из-за снижения тарифов, предприятие, являющееся субъектом естествен ной монополии, развивается стабильно и является финансово устойчивым.

Таблица 8.3 – Отчёт о прибылях и убытках в ОАО «СМН» за 2008-2011 годы Сумма, тыс. руб.

Показатели 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г.

Доходы и расходы по обычным видам деятельности. 6689963 10657732 9776253 Выручка – всего: в т. ч.

Услуги по транспортировке нефти 513688 914388 8435436 Услуги по компаундированию нефти 33576 45401 511763 Себестоимость проданных товаров, 5377492 8418613 7739417 продукции, работ, услуг – всего: в т. ч.

Валовая прибыль 1312471 2239119 2410980 Управленческие расходы 982872 1182329 1354190 Прибыль (убыток от продаж) 329599 1053412 510012 Прочие доходы – всего 404053 228103 467084 Прочие расходы – всего 645348 960459 369794 Чистая прибыль (убыток) отчётного 115267 788787 398285 периода СПРАВОЧНО: постоянные налоговые 182193 170623 213456 обязательства Таблица 8.4 – Показатели эффективности магистрального транспорта нефти за 2008-2011 гг.

Отклонение Темп роста Показатели 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г. 2011 г. 2011 г.

к 2008 г. к 2008 г., % 1. Рентабельность 4,9 9,9 5,4 6,8 1,9 138, продаж, % 2. Рентабельность 5,2 11,1 5,7 7,3 2,1 140, продукции, % 3. Рентабельность реализованной 1,7 7,4 4,2 3,6 1,9 211, продукции, % 4. Рентабельность производственной 1,8 8,2 4,4 3,9 2,1 216, деятельности, % 8.2 Анализ затрат на электроэнергию в магистральном транспорте нефти Динамика и структура затрат на транспорт нефти в ОАО «Северные МН»

представлены в таблице 8.5.

В 2009 г. по сравнению с 2008 г. наблюдается увеличение затрат в целом по предприятию на 3 240 244 тыс. руб.

В структуре затрат на транспорт нефти наибольшую долю занимают прочие затраты (30,1% и 30,3%), материальные затраты (24,9% и 24,8%) и затраты на оплату труда (24,9% и 25,8%). Прирост по данным элементам за трат в динамике за два года составляет незначительную величину. Рост прочих затрат, в основном, обусловлен увеличением расходов на услуги связи и страхование. Расходы на оплату труда возросли в связи с увеличе нием среднесписочной численности работающих на 51 человек и ростом среднемесячной заработной платы работников в целом по предприятию в связи с её индексацией.

Таблица 8.5 – Динамика и структура затрат на транспорт нефти в ОАО «Северные МН» за 2008-2009 гг.

Абсолютное 2008 год 2009 год Наименование изменение Темп показателей роста, % удельный удельный тыс. руб. тыс. руб. тыс. руб. % вес, % вес, % Материальные расходы 1514507 24,9 1859608 24,8 -345101 -0,1 122, Заработная плата 1516983 24,91 1936535 25,81 419552 -0,9 127, Отчисления на социальные нужды 269 338 4,42 264 818 3,53 -4 520 -0,89 98, Амортизационные отчисления 837664 13,75 1075950 14,34 238286 0,59 128, Прочие расходы 1873436 30,76 2274584 30,31 401148 -0,45 121, Налоги в составе себестоимости 78 467 1,29 92 428 1,23 13 961 -0,06 117, ИТОГО: 6090395 100 7503923 100 1413528 0 123, Однако происходит значительный рост затрат на электроэнергию. Затра ты на электроэнергию увеличились с 1 116 597 тыс. руб. в 2008 г. до 1 406 774 тыс. руб. в 2009 г., т. е. на 290 277 тыс. руб. или на 26%.

Анализ структуры затрат в ОАО «Северные МН» по видам деятельности показал, что 88% приходится на перекачку нефти. Затраты на перекачку нефти увеличились с 6 069 436 тыс. руб. в 2008 г. до 7 462 760 тыс. руб. в 2009 г., т. е.

на 1 393 324 тыс. руб. или на 23%. В связи с этим важнейшим направлением повышения эффективности транспорта нефти является анализ данной группы затрат.

Важным обобщающим показателем себестоимости продукции являются затраты на 1 рубль тарифной выручки, который наглядно показывает прямую связь между себестоимостью и прибылью и может рассчитываться в любой от расли промышленности.

Факторный анализ затрат на 1 рубль тарифной выручки на транспорт нефти производится по формуле:

С МЗ + ЗОТ + А + Пр З1 р = = = me + ЗП е + Ае + Е пр, (8.1) В В С – себестоимость транспорта нефти;

где В – тарифная выручка;

МЗ – материальные затраты;

А – амортизационные отчисления;

Пр – прочие затраты.

Затраты на 1 рубль тарифной выручки на транспорт нефти в ОАО «Се верные МН» за 2008-2009 гг. представлены в таблице 8.6.

Таблица 8.6 – Факторный анализ затрат на 1 рубль тарифной выручки на транспорт нефти 2008 год 2009 год Влияние Относительная Экономические факторов экономия З1р, З1р, сумма, сумма, элементы З1Р, (перерасход), тыс. руб. коп./руб. тыс. руб. коп./руб.

коп./руб. тыс. руб.

Материальные затраты 1514507 24,22 1859608 22,67 -1,55 -127254, Затраты на оплату труда 1516983 24,26 1936535 23,61 -0,65 -53575, Отчисления на социальные нужды 269338 4,31 264818 3,23 -1,08 -88523, Амортизация 837664 13,40 1075950 13,12 -0,28 -22970, Прочие затраты 1951903 31,22 2367012 28,86 -2,36 -193664, Итого затрат 6090395 97,41 7503923 91,49 -5,92 -485988, Выручка от транс порта нефти 6252443 - 8202500 - - Данные таблицы 8.6 свидетельствуют о том, что в целом по предприятию в 2009 г. наблюдается относительная экономия затрат в сумме 485 988,301 тыс. руб.

Экономия наблюдается по всем элементам затрат. Наибольшее влияние оказало уменьшение прочих затрат на 2,36 коп. и материальных затрат на 1,55 коп. на 1 рубль выручки, что привело к относительной экономии затрат на 193 664,580 тыс.

руб. и 127 254,362 тыс. руб. соответственно.

На изменение уровня затрат на рубль тарифной выручки от перекачки нефти влияют следующие факторы:

• себестоимость перекачки нефти;

• тариф на услуги по перекачке нефти;

• объём грузооборота.

Анализ затрат на рубль тарифной выручки от перекачки нефти произво дится по следующей факторной модели:

З1 р = Q C / Q T, (8.2) Q – объём грузооборота, млн тонн * км;

где C – удельная себестоимость перекачки нефти, руб./ тонн * км;

T – тариф на перекачку нефти, руб./100 тонн * км.

Исходные данные для факторного анализа представлены в таблице 8.7.

Таблица 8.7 – Исходные данные для оценки влияния факторов на затраты на 1 рубль тарифной выручки ОАО «Северные МН»

за 2008-2009 гг.

Абсолютное Темп Показатели 2008 г. 2009 г.

изменение прироста,% Себестоимость перекачки нефти, тыс. руб. 6069436 7462760 1393324 22, Удельная себестоимость перекачки нефти, руб./100 тонн *км 18,950 24,164 5,214 27, Грузооборот, млн тонн *км 32029 30884 -1145 -3, Тариф на перекачку нефти, руб./100 тонн *км 19,397 26,430 7,033 36, Тарифная выручка от перекачки нефти, тыс. руб. 6212602 8162727 1950125 31, Затраты на рубль тарифной выручки от перекачки нефти, руб./руб. 0,977 0,914 -0,063 -6, Результаты факторного анализа представлены в таблице 8.8.

Факторный анализ показал, что в отчётном году затраты на рубль тариф ной выручки от перекачки нефти сократились на 6,3 копеек на каждый рубль выручки, или на 6,4%, по сравнению с предыдущим годом. Это произошло в результате превышения темпов роста тарифа на перекачку нефти над ростом затрат. Так повышение тарифа перекачку 100 т*км нефти на 36,26% привело к снижению результирующего показателя на 33 копейки. В тоже время рост удельной себестоимости перекачки нефти на 27,52% привел к увеличению ре зультирующего показателя на 23 копейки. Снижение в текущем периоде объёма грузооборота из-за сокращения объёмов принимаемой нефти на 1 145 млн т*км увеличило затраты на 1 рубль тарифной выручки на 3,6 копейки.

Таблица 8.8 – Факторный анализ затрат на рубль тарифной выручки ОАО «Северные МН» за 2008-2009 гг.

Факторы Алгоритм расчёта Влияние, руб./руб.

Влияние объёма грузооборота 0, V 2 * С1' V1 * С1' V З1 р = V 2 * Ц 1 V1 * Ц Влияние себестоимости перекачки нефти 0, V 2 * С 2 V 2 * С1' ' З1Ср = V2 * Ц 1 V2 * Ц Влияние тарифа перекачку нефти -0, ' ' V2 * С 2 V2 * С З1Ц = р V2 * Ц 2 V2 * Ц Итого: -0, Сущность системы «директ-костинг» в управлении затратами заключает ся в разделении затрат на постоянные и переменные, а переменных затрат – на пропорциональные, прогрессивные, дегрессивные. Для определения вида из держек производства рассчитывается коэффициент реагирования затрат как от ношение темпов прироста затрат к темпу прироста объёма производства:

(8.3) K = Z / N, где К – коэффициент реагирования затрат на изменение объёма производства;

Z – темп прироста затрат за период, %;

N – темп прироста объёма производства за период, %.

Для постоянных расходов коэффициент реагирования равен нулю. В за висимости от значения коэффициента реагирования выделяют типовые хозяй ственные ситуации, которые перечислены в таблице 8.9.

Таблица 8.9 – Виды затрат Значение коэффициента реагирования затрат Виды затрат К=0 Постоянные затраты К1 Дегрессивные затраты К=1 Пропорциональные затраты К1 Прогрессивные затраты Характер поведения переменных затрат на предприятии ОАО «Северные МН» за 2007-2009 гг. представлен в таблице 8.10.

Анализ показал, что в 2009 г. практически все затраты предприятия яв ляются прогрессивными, что говорит о необходимости разработки комплекс ной политики их снижения.

Коэффициент реагирования затрат на электроэнергию в динамике за 2007-2009 гг. увеличился с 5,4 до 7,27, затрат на материалы – с -1,83 до 8,08, прочих затрат – с 1,18 до 5,99. Это означает, что затраты по данным направле ниям должны находиться под постоянным контролем и вниманием предпри ятия, и мероприятия, направленные на снижение себестоимости, должны быть, в первую очередь, связаны со снижением именно этих статей расходов.

Таблица 8.10 – Расчёт коэффициентов реагирования затрат в ОАО «Северные МН»

Коэффициент реагирования затрат 2007 г. 2008 г. 2009г.

Электроэнергия 5,400 3,968 7, Топливо -0,320 9,845 -0, Материалы -1,830 1,546 8, Затраты на оплату труда 1,185 12,681 6, Прочие 1,117 0,042 5, Расходы предприятия на оплату потребленной электроэнергии за год оцени ваются либо по двухставочному тарифу, либо по одноставочному тарифу, в зави симости от принадлежности предприятия к определённой тарифной группе.

ОАО «Северные МН» относится к первой группе потребителей электро энергии, так как ввиду большой протяжённости нефтепровода объекты пред приятия рассредоточены.

Данные для анализа затрат на электроэнергию представлены в таблице 8.11.

Таблица 8.11 – Исходные данные для анализа затрат на электроэнергию Абсолютное Темп Показатели 2008 год 2009 год изменение роста, % 1. Грузооборот нефти, тыс. т·км 32029000 30884000 -1145000 96, 2. Норма расхода э/энергии на перекачку 1 т·км нефти, кВт·ч /т·км 0,011 0,010 -0,001 89, 3. Расход электроэнергии на перекачку нефти, тыс. кВт·ч 354814 304852 -49962 85, 4. Тариф за 1 кВт·ч электроэнергии, руб. 0,803 0,988 0,185 123, 5. Сумма (3·4), тыс. руб. 284915,642 301193,776 16278,134 105, 6. Заявленная мощность, кВт 1123,303 1187,248 63,945 105, 7. Тариф за 1 кВт мощности, руб. 740,107 930,276 190,169 125, 8. Сумма(6·7), тыс. руб. 831364,358 1104468,224 273103,866 132, 9. Затраты на электроэнергию по перекачке нефти, тыс. руб. 1116280,000 1405662,000 289382,000 125, Величина затрат на электроэнергию зависит от расхода электроэнергии и цены за 1кВт·ч, установленного максимума нагрузки (заявленного максимума) и платы за 1 кВт мощности.

Влияние этих факторов на величину затрат по электроэнергии определя ется способом цепных подстановок по следующей факторной модели:

ЗЭ = Н Э Q Ц кВт*ч + Рmax Ц кВт, (8.4) где Нэ – норма расхода электроэнергии на перекачку 1 т·км нефти, кВт·ч/т·км;

Q – грузооборот, т·км;

Ц кВт*ч –тариф за 1 кВт·ч электроэнергии, руб.;

Рmax – заявленный максимум нагрузки, кВт;

Ц кВт –тариф за 1 кВт мощности, руб.

Результаты факторного анализа затрат на электроэнергию представлены в таблице 8.12.

Таблица 8.12 – Факторный анализ затрат на электроэнергию Влияние Фактор Алгоритм расчёта Сумма факторов, тыс. руб.

2011 год 1116280, Норма расхода э/энергии 1085236,139 -31043, на перекачку 1 т·км нефти Грузооборот 1076160,514 -9075, Тариф за 1 кВт*ч. 1132558,134 56397, электроэнергии Заявленная мощность 1179884,255 47326, Тариф за 1 кВт мощности 1405662,000 225777, Итого: 289382, По результатам расчётов видно, что затраты на электроэнергию в 2009 г.

по сравнению с 2008 г. увеличились на 289 382 тыс. руб. или на 25,92%. Наи большее влияние оказало увеличение тарифа за 1 кВт*ч электроэнергии на 23,014%, что привело к росту затрат на 56 397,62 тыс. руб. Снижение грузообо рота в текущем периоде, а также нормы расхода электроэнергии на перекачку 1 тонны нефти напротив, привело к уменьшению результирующего показателя на 40 119,486 тыс. руб. Увеличение заявленной мощности на 64 кВт и повыше ние тарифа за 1 кВт мощности на 190,169 руб. привело к росту затрат на 47 326,121 тыс. руб. и 225 777,745 тыс. руб. соответственно.

Т. о представленные данные говорят о том, что внедрение энергосбере гающих технологий является одним из приоритетных направлений инноваци онной политики компании ОАО «АК «Транснефть».

8.3 Оценка эффективности инновационных электротехнологий в магистральном транспорте нефти 8.3.1 Оценка эффективности энергосберегающих мероприятий, не требующих капитальных вложений OАО «Севepные МН» делает конкретные шаги на пути более активного участия в электроэнергетике. Инвестиции в электроэнергетику приведут к по вышению конкуpентоспособноcти, большей операционной гибкости общества.

Анализ структуры инвестиций ОАО «Северные МН» свидетельствует о том, что 98% капитальных вложений осуществляется на техническое перевоо ружение, реконструкцию и капитальный ремонт. Однако наряду с этим наблю дается небольшой удельный вес капитальных вложений – 1,5%, направляемых на приобретение нового оборудования и внедрение новых технологий, позво ляющих снизить затраты предприятия.

Высокая энергоёмкость технологических процессов на магистральных нефтепроводах заставляет активно искать пути оптимального энергопотребле ния, а также внедрять механизмы энергосбережения с целью повышения энер гоэффективности магистрального транспорта нефти.

В ОАО «АК «Транснефть» ведётся постоянная работа по повышению энергоэффективности и энергосбережению. Свидетельством тому служит раз работка и внедрение программ энергосбережения и повышения энергоэффек тивности ОАО «АК «Транснефть» на 2010-2011 и 2012-2015 гг.

Дочерние общества компании ежегодно разрабатывают собственную комплексную программу по энергосбережению, которая позволяет максималь но снизить потери топливно-энергетических ресурсов при транспортировке нефти. В ОАО «Северные МН» с целью экономии электроэнергии ежегодно внедряются энергосберегающие мероприятия:

1) очистка поверхности нефтепровода от парафинистых отложений;

2) оптимизация режимов работы насосных агрегатов магистрального неф тепровода;

3) оптимизация режимов электроснабжения работы нефтепроводов.

Оценка эффективности очистки поверхности нефтепровода от пара финистых отложений.

В процессе эксплуатации на внутренних стенках нефтепровода накапли ваются отложения, уменьшающие эффективный диаметр нефтепровода, при этом увеличивается количество затрачиваемой электроэнергии на перекачку нефти. Для поддержания проектной пропускной способности используются очистные устройства типа СКР-1, которые пропускаются через нефтепровод и являются эффективным способом удаления скоплений воды, газа и парафино смолистых отложений из полости нефтепроводов. В результате применения очистных устройств увеличивается эффективный диаметр трубопровода, растёт напор нефти, вследствие чего уменьшается расход электроэнергии.

Исходные данные для расчёта эффективности проведения очистки неф тепровода от парафинистых отложений приведены в таблице 8.13.

Таблица 8.13 – Исходные данные для расчета эффективности проведения очистки нефтепровода от парафинистых отложений Условные Показатели Значение Обозначения 1. Грузооборот, тыс. тонн*км А 2. Длина нефтепровода, км L 3. Коэффициент полезного действия 0, К 4. Разность потерь напора до очистки и после, м 9, Н 5. Стоимость скребка, тыс. руб. З 6. Стоимость дисков с манжетой, тыс. руб. З1 6, 7. Тариф на электроэнергию «Комиэнерго», 3, Т руб./кВт*ч Экономия электроэнергии рассчитывается по формуле А Н (8.4) Э= Т, 0,3672 L К А – грузооборот, тыс. т *км;

где Н – разность потери напора до очистки и после, м;

L – длина нефтепровода, км;

К – КПД нефтепровода;

Т – тариф на электроэнергию, руб./кВт *ч.

30821250 9, Э= 3,37 = 2841,471 тыс. руб.

0,3672 1543 0, Расчёт затрат на мероприятие:

Для очистки нефтепровода в течение года необходимо приобрести 4 скребка и 82 манжеты с дисками:

З = 158 4 + 6,18 82 = 1138,76 тыс. руб.

С учётом стоимости расходных материалов на годовую очистку нефте провода экономия составляет:

Э = 2841,471 1138,76 = 1702,711 тыс. руб.

Из расчётов видно, что экономия затрат на электроэнергию за счёт очист ки нефтепровода от парафинистых отложений составит 1 702,711 тыс. руб.

Оценка эффективности вывода из работы малонагруженных сило вых трансформаторов в период снижения нагрузок.

Данное мероприятие заключается в том, что здания перечисленных ниже НПС отапливаются посредством электронагревателей, необходимость исполь зования которых в летнее время отсутствует, они несут нагрузку, связанную только с перекачкой нефти и освещением. В результате полезное использование трансформаторов на этих станциях уменьшается, поэтому предлагается часть трансформаторов отключить, а потребление электроэнергии на перекачку неф ти распределить между оставшимися трансформаторами для более эффектив ного их использования.

Ежегодно по программе энергосбережения в ОАО «СМН» выводятся из работы 10 трансформаторов 630 кВт в период снижения нагрузок с мая по сен тябрь на НПС «Сыня», НПС «Зеленоборск» по 1 шт., на НПС «Синдор», НПС «Урдома», НПС «Нюксеница», НПС «Грязовец» по 2 шт. Во II квартале – на время 1464 ч., в третьем квартале на время 2208 ч.

Данные для расчёта эффективности в результате вывода из работы мало нагруженных силовых трансформаторов в период снижения нагрузок представ лены в таблице 8.14.

Таблица 8.14 – Исходные данные для расчёта эффективности в результате вывода из работы малонагруженных силовых трансформаторов в период снижения нагрузок Показатели Условное обозначение Значение 1. Количество трансформаторов, шт. К 2. Время вывода из работы, ч 3 В 3. Потери холостого хода, кВт 1, Н 4. Тариф на электроэнергию, руб./кВт·ч 3, Т Расчёт годовой экономии затрат на электроэнергию:

Э = К В Н Т, (8.5) где К – количество трансформаторов, шт.;

В – время вывода из работы, ч;

Н – потери холостого хода, кВт;

Т – средний тариф на электроэнергию, руб./кВт*ч.

При выводе 28 трансформаторов из работы экономия затрат на электро энергию составила:

Э = 28 3672 1,45 3,37 = 502,410 тыс. руб.

Из расчётов видно, что экономия затрат на электроэнергию в результате вывода из работы малонагруженных силовых трансформаторов в период сни жения нагрузок составит 502,410 тыс. руб.

Результаты расчётов показывают, что данные мероприятия являются эф фективными и приводят к относительной экономии эксплуатационных затрат и приросту прибыли от продаж в сумме 2 205,121 тыс. руб.

В дополнение к уже разработанным и внедряемым на предприятии мето дам, направленным на повышение энергоэффективности и снижение затрат, в ОАО «СМН» предлагается внедрение новых технологий энергосбережения, та ких как применение токопроводящих смазок «Суперконт» и «Экстраконт», ко торые уже применяются в системе ОАО «Газпром». Проведена оценка эффективности внедрения на объектах ОАО «СМН» автоматизированных ин формационно-измерительных систем коммерческого и технического учёта электроэнергии (АИИС КУЭ и АСТУЭ), модернизация и опытная эксплуатация которых на предприятии проводится с 2008 года.

Применение токопроводящих смазок «Суперконт» и «Экстраконт».

Смазка «Суперконт» разработана для непосредственного соединения медных контакт-деталей с алюминиевыми шинами и выводами кабелей, в каче стве замены переходных медно-алюминиевых пластин, прокладок, плакировки и напыления. При этом исключаются химические реакции, ведущие к наруше нию контакта.

Электропроводящая смазка «Суперконт» позволяет увеличить срок рабо ты разборных и разъёмных электрических контактов до 6-7 лет без изменения их характеристик, причём не требует для своего применения ни специальных приспособлений, ни изменений в конструкции контактов и силовой ошиновки.

1 кг электропроводящей смазки «Суперконт» экономит до 100 тысяч кВт · ч электроэнергии в год и снижает потребление электроэнергии на 3-10%. Расход смазки на 1 м2 поверхности составляет 0,2 кг и менее, что соответствует в сред нем 1 кг на 1000 контактов. Цена этой смазки 3 330 руб./кг [15].

Смазка «Экстраконт» предназначена для защиты взаимно подвижных со единительных и коммутирующих электрических контактов от их перегрева и окисления. Смазка эффективно проявляет себя при температурах от минус до плюс 150 градусов по Цельсию в подвижных скользящих, врубных и ру бильниковых контактах, воздушных и разъединительных выключателях, сило вой ошиновке.

Расход смазки составляет 1 кг на 1000 стандартных контактов исполне ния 021 по ГОСТ 21242-75 (630x1600 мм) на 1000 А.

Практические данные главных энергетиков химических и металлургических производств показывают, что применение 1 кг смазки обеспечивает экономию электроэнергии до 100 000 кВт ч в год. Цена этой смазки 3 186 руб./кг [15].

Эффективность применения токопроводящих смазок «Суперконт» и «Экстраконт» выражается в снижении активных потерь в контактных соедине ниях электрических линий. Величина активных потерь зависит от уровня на пряжения и значения тока (мощности) в линии. По результатам проведения замеров после опытного применения теплопроводящих смазок на объектах ООО «Газпром трансгаз Ухта» сокращение потерь по сетям 0,4 кВ составляет до 0,2% от общего потребления электроэнергии. По сетям 6 кВ и 10 кВ (для электроприводных цехов) сокращение потерь достигает 0,02% и 0,03% соответ ственно от общего потребления энергии электроприводным парком ГПА.

Согласно рекомендациям производителя, нанесение токопроводящих смазок «Суперконт» и «Экстраконт» необходимо проводить каждые три года.

Энергосберегающий эффект при применении токопроводящих смазок на объектах ОАО «Северные МН» рассчитывается с учётом экономии электро энергии и затрат на мероприятие.

Данные по энергопотреблению за 2010 г. представлены в таблице 8.15.

Таблица 8.15 – Потребление электроэнергии в ОАО «Северные МН»

Показатели 2010 г.

Потребление электроэнергии, тыс. кВт *ч Затраты на электроэнергию, тыс. руб. 1527193, Экономия затрат на электроэнергию за счёт мероприятия, тыс. руб. 379, Величина экономии потребления электроэнергии Э рассчитывается по формуле:

п ЭЭЭ = Эi k сн, (8.6) i = Эээ = 453173 · 0,0003 = 135,952 тыс. кВт · ч.

Стоимость сэкономленной электроэнергии СЭЭ (тыс. руб.) вычисляется по формуле:

С ЭЭ = ЭЭЭ Ц ЭЭ (8.7) где ЭЭЭ – величина экономии электроэнергии, тыс. кВт · ч;

ЦЭЭ – цена 1 кВт · ч. электроэнергии, руб.

Стоимость сэкономленной электроэнергии составит:

СЭЭ = 135,952 · 3,37 = 458,158 тыс. руб.

Затраты на энергосберегающее мероприятие рассчитываются по формуле:

ЗЭЭ = N S P, (8.8) N – норма расхода смазки, кг/м2;

где S – площадь поверхности, предназначенная для обработки, м2;

P – цена смазки, руб./кг.

Затраты на смазку «Суперконт» составят:

ЗЭЭ = 0,2 кг/м2 · 222000 м2 · 3330 руб. = 148 тыс. руб.

Затраты на смазку «Экстраконт» составят:

ЗЭЭ = 0,2 кг/м2 · 222000 м2 · 3186 руб. = 141 тыс. руб.

С учётом затрат на приобретение смазки экономия составит:

Э = 458,138 148 = 310,158 тыс. руб.

8.3.2 Оценка коммерческой эффективности внедрения систем АСТУЭ В соответствии с Федеральным Законом № 261-ФЗ «Об энергосбереже нии и о повышении энергетической эффективности и внесении изменений в от дельные законодательные акты Российской Федерации» компанией «АК «Транснефть» разработана Программа энергосбережения и повышения энергоэффективности на 2010-2015 гг.

В Программе анализируются потенциальные возможности энергосбере жения, выделены приоритетные направления повышения эффективности про изводства, разработаны организационные и технические энергосберегающие мероприятия.

Одним из технических мероприятий по энергосбережению является вне дрение автоматизированной системы технического учёта электроэнергии с эле ментами управления энергохозяйством (АСТУЭ) [103].

Теоретически внедрение автоматизированной системы учёта и контроля должно обеспечить повышение эффективности использования энергоресурсов и приводит к экономии до 10% от общего расхода энергии на предприятии.

Основные функции автоматизированной системы учёта электроэнергии:

учёт, контроль и директивное регулирование расхода энергоносителей;

выравнивание графиков нагрузки и соблюдение заданных лимитов по требления;

анализ и оптимизация использования энергоресурсов [103].

Технический учёт электроэнергии на предприятиях системы ОАО «АК «Транснефть» – это учёт электроэнергии по различным направлени ям (потребление насосными агрегатами, собственные нужды НПС, администра тивные здания РНУ, потребление на линейной части, выработка тепловой энергии, прочее производственное потребление, коммунально-бытовое потреб ление БКНС, ЛПДС, НПС) в целях осуществления качественного планирования потребления электроэнергии по направлениям.

С вводом в эксплуатацию автоматизированной информационно измерительной системы коммерческого учёта на предприятиях ОАО «АК «Транснефть» (в частности в ОАО «Приволжскнефтепровод») про изошло снижение нагрузки по почасовому учёту энергопотребления. Однако детальный контроль потребления электроэнергии внутри объектов системы ОАО «АК «Транснефть» возможен лишь при полном охвате разветвлённой структуры электроснабжения приборами учёта.

На сегодняшний день из-за постоянного роста стоимости энергоресурсов их доля в себестоимости услуг по перекачке нефти постоянно растёт и состав ляет более 40%. Фактор постоянного повышения стоимости электроэнергии обусловливает кардинальное изменение отношения к системе учёта электриче ской энергии. Эффективным методом снижения потребления электроэнергии является внедрение на предприятии автоматизированной системы технического учёта электроэнергии (АСТУЭ).


Автоматизированная система технического учёта электроэнергии с эле ментами управления энергохозяйством предприятий ОАО «АК «Транснефть»

позволяет:

• централизованно контролировать потребление энергоресурсов;

• определить энергозатраты на выполнение конкретной производственной задачи;

• повысить точность и оперативность сбора данных для нормирования расхода электрической энергии;

• дистанционно считывать объёмы потребления энергоресурсов со счётчиков;

• организовать базы данных учётных значений контролируемых параметров;

• оперативно контролировать и анализировать энергопотребление теку щего режима работы нефтепровода, а также дополнительные параметры: ток, напряжение, частота, активная и реактивная мощность и др.;

• сделать ведение журналов событий автоматическим;

• непрерывно диагностировать работоспособность энергетического оборудования;

• контролировать время наработки энергетического оборудования с це лью своевременного проведения работ по его обслуживанию;

• обеспечивать контроль соблюдения норм потребления;

• выявлять случаи нерационального использования электроэнергии;

• предоставлять информацию по каждому производственному подразде лению о потреблении энергоресурсов в требуемом временном срезе (часы, сме ны, сутки, месяцы и т. п.).

В результате реализации технических мероприятий, предусмотренных программой энергосбережения и повышения энергоэффективности ОАО «АК «Транснефть», в том числе внедрения автоматизированных систем учёта электроэнергии на объектах ОАО «Приволжскнефтепровод», удалось снизить величину удельного расхода электроэнергии на перекачку нефти на 4,79% по сравнению с 2009 г. Эффективность внедрения АСТУЭ обусловлена повышением качества планирования электропотребления, в том числе и по на правлениям использования.

Использование функций подсистем телемеханики АСТУЭ, а также контроля качества электроэнергии позволило ОАО «Приволжскнефтепровод» в 2010 г. со кратить количество отказов, связанных с внешним энергоснабжением. Внедрение АСТУЭ даёт возможность осуществлять постоянный контроль за режимом работы электрооборудования и оперативно реагировать на внештатные ситуации.

Внедрение АСТУЭ на объектах ОАО «Приволжскнефтепровод» позволи ло обеспечить достижение следующих целей:

1) снижения прямых денежных потерь на перекачку нефти за счет прове дения качественного планирования потребления электроэнергии;

2) сокращения количества отказов энергетического оборудования за счёт оперативного контроля и мониторинга состояния электрооборудования;

3) повышения эффективности функционирования электрохозяйства пред приятия в целом [64].

В 2008 г. в ОАО «СМН» проводилась модернизация и опытная эксплуа тация автоматизированной информационно-измерительной системы коммерче ского учёта электроэнергии (АИИС КУЭ). Основная часть затрат, понесённых в отчётном году на выполнение программы по созданию автоматизированной системы технического учёта электроэнергии, составила 336 516 тыс. руб.

В 2009 году на 14 НПС, БПТОиК и АБК установлено 35 приборов ком мерческого учёта электроэнергии. Для эффективного коммерческого и техниче ского учёта потребления электроэнергии и мощности в Обществе введена в промышленную эксплуатацию централизованная система АСКУЭ на базе кон троллеров УИС ЛК. Расчёты за потреблённую электроэнергию в 2009 году осуществлялись по АСКУЭ ОАО «СМН» в энергозоне «Комиэнерго» и по сис темам АИИСКУЭ сетевых организаций в энергозонах «Вологдаэнерго» и «Архэнерго» с проверкой объёмов электропотребления по АСКУЭ ОАО «СМН». В 2009 году была завершена строительством и введена в эксплуатацию система автоматизированного технического учёта электроэнергии. Капиталь ные вложения на выполнение программы по созданию автоматизированной системы технического учёта электроэнергии в 2009 году составили 85 331 тыс.

руб. [64]. Суммарные капитальные вложения в эту систему в ОАО «СМН» со ставили 421 846 тыс. руб. [64].

За 2010 год потреблено электроэнергии 458 497 млн кВт · ч [103]. В 2010 году расчёт осуществлялся по 35 приборам коммерческого учёта электроэнергии, уста новленным на 14 НПС, БПТОиК и АБК. Для эффективного коммерческого и тех нического учёта потребления электроэнергии и мощности в Обществе введены в промышленную эксплуатацию централизованные системы АИИС КУЭ, АСТУЭ.

Расчеты за потребленную электроэнергию в 2010 году осуществлялись по АСКУЭ ОАО «СМН» в энергозоне «Комиэнерго» и по системам АИИС КУЭ сетевых орга низаций в энергозонах «Вологдаэнерго» и «Архэнерго» с проверкой объёмов элек тропотребления по АСКУЭ ОАО «СМН».

Исходные данные для оценки коммерческой эффективности внедрения систем АСТУЭ представлены в таблице 8.16.

Таблица 8.16 – Исходные данные для расчёта коммерческой эффективности внедрения систем АСТУЭ Наименование показателей Значение показателя 1. Цена АСТУЭ (капитальные вложения), тыс. руб. 2. Снижение затрат на электроэнергию, % 3. Норма дисконта, % 4. Ставка налога на прибыль, % 5. Цена 1 кВт · ч электроэнергии, руб. 3, 6. Норма амортизационных отчислений, % Годовая экономия затрат на электроэнергию рассчитывается по формуле:

Э = W К Т, (8.10) где W – годовое потребление электроэнергии, тыс. кВт · ч;

К – процент снижения потребления электроэнергии, доли ед.;

Т – средний тариф на электроэнергию, руб./кВт · ч.

При внедрении системы АСТУЭ, годовая экономия затрат на электро энергию составит:

Э = 458497 * 0,1* 3,37 = 154513,489 тыс. руб.

Амортизационные отчисления составят:

At = 421847 * 0,1 = 42184,7 тыс. руб.

С учётом амортизационных отчислений и затрат на проведение ремонт ных работ (в размере 1% от стоимости системы) экономия составит:

Э = 154513,489 42184,7 0,01 421847 = 108110,319 тыс. руб.

Расчёт чистой прибыли представлен в таблице 8.17.

В качестве основных показателей, характеризующих эффективность про екта, приняты чистый доход, чистый дисконтированный доход, внутренняя норма доходности, срок окупаемости капитальных затрат и дисконтированный срок окупаемости капитальных затрат, индекс доходности инвестиций.

Чистый доход в t-ом году (Фt):

Фt = 80988,910 + 42184,7 = 123173,61 тыс. руб.

Дисконтированный чистый доход по годам расчётного периода опре деляется умножением чистого дохода, полученного в t-ом году, на соответ ствующий коэффициент дисконтирования (t). Результаты расчета приведены в таблице 8.15.

Дисконтированный чистый доход (интегральный эффект) представляет собой сумму дисконтированных потоков чистого дохода по годам.

Чистый дисконтированный доход (ЧДД) при оценке коммерческой эф фективности рассчитывается по формуле:

T T T ЧДД = Фt t = ( ПЧ t + At Kt ) t = ( Пt Ot ) t, (8.11) t =1 t =1 t = ЧДД по расчёту составил 280 765,863 тыс.руб.

Индекс доходности (прибыльности) (Iд) представляет отношение чистого дисконтированного дохода к приведённым капитальным вложениям, КО, уве личенное на единицу, и рассчитывается по формуле:

T T (П ( Пt Ot ) t t + At Kt ) t Ч ЧДД +1, (8.12) IД = +1 = +1= t =1 t = T T KO Kt t Kt t t =1 t = Индекс доходности составит:

280765, + 1 = 1, 67 руб.

IД = Индекс доходности больше единицы (Jд 1), значит, проект эффективен.

Внутренняя норма доходности (прибыли) представляет ту норму дискон та (Евн), при которой величина чистого дисконтированного дохода равна нулю.

Внутренняя норма доходности определяется на основе решения уравнения ПЧ t + At Kt T T (1 + Евн)tp t = (1 + Евн)tp t. (8.13) t =1 t = Внутренняя норма доходности в результате проведения вычислений со ставит 20,5%.

Срок окупаемости (Ток) определяется на основе решения уравнения:

Ток Ток (П t + Аt ) t = Kt t, (8.14) Ч t =1 t = Для оценки экономической эффективности использовалась норма дис конта 10%.

Расчёт коммерческой эффективности инвестиционного проекта представ лен в таблице 8.18.

В результате ввода в эксплуатацию системы АСТУЭ предприятие полу чит среднегодовую экономию электроэнергии в размере 36 679,79 кВт · ч. При тарифе на электроэнергию, равном 3,37 руб./ кВт · ч., годовая экономия соста вит 108 110,319 тыс. руб. с учетом сопутствующих затрат. ЧДД составит 280 765,863 тыс. руб., ИД – 1,67 руб. на 1 рубль капитальных вложений, ВНД – 20,5% при сроке окупаемости 6,2 года. Таким образом, полученные результаты свидетельствуют об эффективности капитальных вложений во внедрение сис темы АСТУЭ на объектах транспортировки нефти в ОАО «Северные МН».

8.3.3 Оценка коммерческой эффективности внедрения станции частотно-регулируемого электропривода (ЧРП) на объектах транспорта нефти В настоящее время ООО «Газпром трансгаз Ухта» также проводит актив ную политику по внедрению станции частотно-регулируемого электропривода (ЧРП) на объектах транспорта газа.

В связи с этим целесообразно внедрение ЧРП на объектах транспорта нефти, для которых эффект будет ещё значительнее. Это связано с тем, что пе рекачка нефти по магистральным нефтепроводам осуществляется полностью за счт покупной электроэнергии, в то время как в транспорте газа перекачка осу ществляется частично за счёт его сжигания.

С целью экономии электроэнергии предлагается внедрение станций управления частотным электроприводом на основные насосы с номинальной мощностью 2500 кВт и на насосы к вспомогательному оборудованию с номи нальной мощностью 400 и 800 кВт на 5 нефтеперекачивающих станциях, отно сящихся к Ухтинскому РНУ (таблица 8.19).

Таблица 8.17 – Расчёт чистой прибыли Годы Показатели 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1. Экономия 108110,319 108110,319 108110,319 108110,319 108110,319 108110,319 108110,319 108110,319 108110,319 108110, от снижения затрат 2. Среднегодовая остаточная стоимость 400753,7 358569,1 316384,5 274199,9 232015,3 189830,7 147646,1 105461,5 63276,9 21092, системы АСТУЭ, тыс. руб.


3. Налог на имущество (2,2%), 8816,5814 7888,5202 6960,459 6032,3978 5104,3366 4176,2754 3248,2142 2320,153 1392,0918 464, тыс. руб.

4. Балансовая 99293,7376 100221,7988 101149,86 102077,921 103005,982 103934,044 104862,1048 105790,166 106718,2272 107646, прибыль, тыс. руб.

5. Налог на прибыль (20%), 19858,7475 20044,35976 20229,972 20415,5842 20601,1965 20786,8087 20972,42096 21158,0332 21343,64544 21529, тыс. руб.

6. Чистая 79434,9901 80177,43904 80919,888 81662,337 82404,7859 83147,2349 83889,68384 84632,1328 85374,58176 86117, прибыль, тыс. руб.

Таблица 8.18 – Расчёт коммерческой эффективности внедрения автоматизированной системы технического учёта электроэнергии нарастающим итогом, Амортизационные от вложения, тыс. руб.

Дисконтированный Дисконтированный Дисконтированные дисконтированный Срок окупаемости, Внутренняя норма дисконтирования Чистая прибыль, доход, тыс. руб.

доходности, % Чистый доход, чистый доход, Коэффициент чистый доход Капитальные капитальные доходности, вложения, числения, тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

руб./руб.

тыс.руб.

Чистый Индекс Годы годы 2008 336516 -336516 1 -336516,000 -336516, 2009 85331 -85331 0,91 -77651,210 -414167, 2010 42184,700 79434,990 121619,590 0,830 100944,260 -313222, 2011 42184,700 80177,439 122362,039 0,750 91771,529 -221451, 2012 42184,700 80919,888 123104,488 0,683 84080,365 -137371, 2013 42184,700 81662,337 123846,937 0,621 76908,948 -60462, 2014 42184,700 82404,786 124589,386 0,564 70268,414 9806, 2015 42184,700 83147,235 125331,835 0,513 64295,231 74101, 2016 42184,700 83889,684 126074,284 0,466 58750,616 132852, 2017 42184,700 84632,133 126816,733 0,424 53770,295 186622, 2018 42184,700 85374,582 127559,182 0,386 49237,844 235860, 2019 42184,700 86117,031 128301,631 0,350 44905,571 280765, Итого 337477,600 827760,104 827759,104 280765,863 414167,210 1,67 6,2 20,50% Таблица 8.19 – Сведения о количестве насосов на объектах транспорта нефти в ОАО «Северные МН»

Ухтинское РНУ 400 кВт 800 кВ 2500 кВт Таёжная 0 0 Ухта-1 1 3 Синдор 0 0 Микунь 0 0 Урдома 0 0 Итого по Ухтинскому РНУ 1 3 В предлагаемом варианте снижается скорость вращения валов и происхо дит уменьшение расхода электроэнергии на 10%, что позволяет уменьшить по требляемую мощность.

Исходные данные для расчёта экономии эксплуатационных затрат пред ставлены в таблице 8.20.

Таблица 8.20 – Исходные данные для расчёта экономии эксплуатационных затрат Наименование показателей Значение показателя 1. Цена ЧЭ мощностью 2500 кВт, тыс. руб. 2. Цена ЧЭ мощностью 800 кВт, тыс. руб. 3. Цена ЧЭ мощностью 400 кВт, тыс. руб. 4. Экономия потребляемой электроэнергии, % 5. Норма дисконта, % 6. Ставка налога на прибыль, % 7. Цена 1 кВт · ч электроэнергии, руб. 3, 8. Норма амортизационных отчислений, % 12, В результате внедрения ЧРП на 20 магистральных насосах мощностью 2500 кВт предприятие получит среднегодовую экономию в размере 124 млн руб., чистый дисконтированный доход составит 391 млн руб., индекс доходности – 4,5 руб. на 1 рубль капитальных вложений, внутренняя норма до ходности – 98,95% при сроке окупаемости 2,9 года.

В результате внедрения ЧРП на трёх вспомогательных насосах мощно стью 800 кВт предприятие получит среднегодовую экономию в размере 5,8 млн руб., чистый дисконтированный доход составит 17,5 млн руб., индекс доходности – 3,65 руб. на 1 рубль капитальных вложений, внутренняя норма доходности – 80,33% при сроке окупаемости 2,6 года.

В результате внедрения ЧРП на одном вспомогательном насосе мощно стью 400 кВт предприятие получит среднегодовую экономию в размере 0,99 млн руб. Чистый дисконтированный доход составит 3 млн руб., индекс до ходности – 4,48 на 1 рубль капитальных вложений, внутренняя норма доходно сти – 98,91% при сроке окупаемости 2,9 года.

Полученные результаты оценки коммерческой эффективности внедрения частотно-регулируемого электропривода на объектах транспорта нефти в ОАО «Северные МН» свидетельствуют об инвестиционной привлекательности проекта.

В результате проведённого исследования можно сделать вывод, что ОАО «СМН» принимает активное участие в Программе по энергосбережению и повышению энергоэффективности, заявленной руководством нашей страны.

В таблице 8.21 представлены итоговые показатели экономии затрат на электроэнергию в ОАО «СМН» в результате внедрения комплекса энергосбере гающих мероприятий. Наиболее эффективным мероприятием является внедре ние станции частотно-регулируемого электропривода к основным и вспомогательным насосам на объектах транспорта нефти.

Таблица 8.21 – Результаты расчёта экономии затрат на электроэнергию Экономия Наименование мероприятий эксплуатационных затрат, тыс. руб.

1. Оптимизация технологических режимов перекачки нефти 13439, Очистка поверхности нефтепровода от парафинистых 1702, отложений 2. Вывод из работы малонагруженных силовых 502, трансформаторов в период снижения нагрузок 3. Применение автоматической системы управления 156, освещением (датчики движения, датчики освещенности и др.) 4. Использование токопроводящих смазок «Суперконт»

310, и «Экстраконт»

5. Ввод в действие системы АСТУЭ 108110, 6. Внедрение станции частотно-регулируемого 130943, электропривода Итого: 255164, В результате внедрения комплекса энергосберегающих мероприятий, за ложенных в программе по энергосбережению ОАО «СМН» на 2010-2015 годы, а также с учётом предлагаемых мероприятий рентабельность услуг по транс портировке нефти увеличится на 3,6%, энергоэффективность транспорта нефти увеличится на 78,2% (таблица 8.22).

Таблица 8.22 – Результаты внедрения энергосберегающих мероприятий в ОАО «Северные МН»

До применения После применения Абсолютное Показатели энергосберегаю- энергосберегающих изменение щих мероприятий мероприятий Затраты на электроэнергию, 1545134,89 1289970, тыс. руб. -255164, Прибыль от продаж 524048,000 779212,835 255164, Рентабельность продаж, % 5,360 7,97 2, Рентабельность услуг, % 6,776 10,419 3, Энергоёмкость, руб./руб. 0,158 0,132 -0, Энергоотдача, руб./руб. 6,326 7,579 1, Энергоэффективность, руб./руб. 0,339 0,604 0, Полученные данные позволяют утверждать, что активное принятие мер, направленных на снижение затрат на электроэнергию, благоприятно скажется на финансовом положении всего предприятия и будет способствовать его даль нейшему эффективному развитию.

8.4 Оценка коммерческой эффективности внедрения противо турбулентной присадки «Arctic Grade» в магистральном транспорте нефти Важнейшим инновационным мероприятием в магистральном транспорте нефти в ОАО «СМН» является внедрение противотурбулентной присадки «Arctic Grade».

Применение противотурбулентной присадки «Ликвид пауэр в арктиче ском исполнении» (LPTM Arctic Grade), которая является одной из серии нова торских высокоэффективных присадок фирмы «Коноко-Филлипс спешиалти продактс инк» (КСПИ), в ОАО «СМН» позволяет увеличить доходы Общества.

Данная присадка предназначена для использования на нефтепроводах в услови ях севера. Она представляет собой суспензию на безводной основе с защитой от замерзания, что позволяет использовать её при температурах ниже -40°C. Так же противотурбулентная присадка позволяет существенно сократить расходы на эксплуатацию трубопроводных систем, увеличить их пропускную способ ность, снизить рабочее давление, а также отключить промежуточные насосные станции [64].

Расчёт эффективности проведён на основании результатов проведения опытных испытаний технологии транспортировки нефти по магистральному нефтепроводу «Уса-Ухта» в ОАО «Северные магистральные нефтепроводы» с вводом противотурбулентной присадки (ПТП) на участке НПС «Зеленоборск» НПС «Ухта-1».

В результате испытаний получена информация о гидравлической и эко номической эффективности применения ПТП на нефтепроводе «Уса–Ухта». Ре зультаты испытаний представлены в таблице 8.23.

Таблица 8.23 – Результаты проведённых испытаний Потребление Мощность Прием нефти Грузооборот электроэнергии НПС «Ухта-1», насосных по МН «Уса на перекачку, Режим Примечание агрегатов, кВт, тонн/сутки, Ухта», тыс. кВт · ч, (Q) ( Wмгнов ) млн т·км (W ) 2-2-2-2 11792 283,0 50,7 20,782 С присад кой 5 (г/тн) 2-2-2-2 11540 277,3 48,5 19,834 Без присадки Так, 26.07.04 магистральный нефтепровод «Уса–Ухта» работал на режиме 2-2-2-2. Производительность режима за сутки составила 50,7 тыс. т/сут., мощ ность насосных агрегатов – 11 792 кВт, потребление электроэнергии для пере качки нефти составляет 283,0 тыс. кВт·ч [64].

В то же время аналогичные показатели этого режима ранее, 30.06.04, на этом же участке без применения присадки составили: производительность ре жима за сутки – 48,5 тыс. т/сут., мощность насосных агрегатов – 11 540 кВт, по требление электроэнергии для перекачки этого объёма нефти составляет 277,3 тыс. кВт·ч.

При применении присадки грузооборот и объём перекачки нефти возрас тает на 4,7% [64].

На основе данных, полученных при проведении испытаний, с учётом до полнительных эксплуатационных затрат была произведена оценка коммерче ской эффективности применения противотурбулентной присадки.

Результаты оценки коммерческой эффективности внедрения противотур булетной присадки приведены в таблице 8.24.

Проведенный расчёт показал, что применение данной присадки увеличи вает тарифную выручку на 4,7%, а прибыль от продаж – на 2,6%. По результа там расчёта чистый дисконтированный доход составит 92 373,54 тыс. руб., индекс доходности – 15,20 руб. на 1 рубль капитальных вложений при норме дисконта 19%. Срок окупаемости капитальных вложений составит 1,3 года, внутренняя норма доходности равна 444%, что свидетельствует о высокой эф фективности мероприятия для ОАО «Северные МН».

Таблица 8.24 – Оценка коммерческой эффективности внедрения противотурбулетной присадки Показатели 1 год 2 год 3 год 4 год 5 год 6 год 7 год Результаты 1 Чистая прибыль, - 27929,49 27929,49 27929,49 27929,49 27929,49 27929,49 167576, тыс. руб.

2 Амортизационные - 1084,17 1084,17 1084,17 1084,17 1084,17 1084,17 отчисления, тыс. руб.

3 Капитальные 6505 - - - - - - вложения, тыс. руб.

4 Чистый доход, -6505 29013,66 29013,66 29013,66 29013,66 29013,66 29013,66 167576, тыс. руб.

5 Коэффициент 1 0,840 0,706 0,593 0,498 0,419 0,352 дисконтирования 6 Дисконтированный -6505 24371,47 20483,64 17205,10 14448,80 12156,72 10212, чистый доход, тыс. руб.

7 Чистый дисконтиро- 92373, ванный доход, тыс. руб.

8 Накопительный -6505 17866,47 38350,11 55555,214 70004,01 82160,73 92373,54 чистый дисконтиро ванный доход, тыс. руб.

9 Дисконтированные 6505 - - - - - капитальные вложения, тыс. руб.

10 Приведенные - - - - - - - капитальные вложения, тыс. руб.

11 Индекс доходности, - - - - - - - 15, руб./руб.

12 Срок окупаемости, - - - - - - - 1, годы 13 Внутренняя норма - - - - - - - доходности, % Таким образом, важнейшими инновациями в магистральном транспорте нефти в Республике Коми являются:

1) внедрение инновационных электротехнологий на объектах транспор тировки нефти:

- внедрение системы автоматизированного учета электроэнергии;

- внедрение токопроводящих смазок «Суперконт» и «Экстраконт»;

- внедрение станций частотно-регулируемого электропривода на магист ральных и вспомогательных насосах во всех РНУ ОАО «СМН»;

2) внедрение противотурбулетной присадки «Arctic Grade»;

3) внедрение систем «Галактика» и «Глонасс».

9 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИННОВАЦИОННОГО РАЗВИТИЯ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА НА ЕВРОПЕЙСКОМ СЕВЕРЕ 9.1 Оценка и резервы повышения энергоэффективности магистрального транспорта газа Необходимость роста энергоэффективности является ключевым в Указе Президента Российской Федерации «О некоторых мерах по повышению энер гетической и экологической эффективности российской экономики» от 4.06.2008 № 889, предусматривающим снижение к 2020 году энергоёмкости ва лового внутреннего продукта Российской Федерации не менее чем на 40% по сравнению с 2007 годом [8].

Энергетическая эффективность – характеристика, отражающая отношение полезного эффекта от использования энергетических ресурсов к затратам энер гетических ресурсов, произведённым в целях получения такого эффекта, при менительно к продукции, технологическому процессу, юридическому лицу, индивидуальному предпринимателю [15].

Анализ развития экономики России показывает, что газовая промышлен ность является в настоящее время важнейшей составной частью топливно энергетического комплекса страны, а природный газ в обозримой перспективе останется одним из важнейших видов уникального топлива и ценного химиче ского сырья. Этому в значительной степени способствует то, что на территории России сосредоточена треть мировых запасов природного газа и созданный за многие годы уникальный производственный потенциал.

Технологические процессы добычи, транспорта и переработки газа требуют больших энергетических затрат: до 10% добываемого природного газа расходуется в отрасли. В связи с этим ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь и сни жение затрат на всех стадиях технологических процессов добычи, транспорта и пе реработки газа является основной задачей газовой отрасли.

В последние годы в газовой промышленности сложилась ситуация, вы двигающая проблему энергосбережения в число наиболее актуальных. К ос новным причинам возросшей актуальности энергосбережения, как стратегического направления развития газовой отрасли, можно отнести сле дующие обстоятельства [8]:

- значительный объём потребления энергоресурсов;

- износ основных фондов, что приводит к потерям энергоресурсов при добыче, транспортировке, переработке и хранении природного газа;

- увеличение удельного веса энергозатрат в себестоимости добычи газа из-за продолжающегося падения пластового давления в добыче газа на основ ных базовых месторождениях Западной Сибири – Уренгойское, Медвежье, Ямбургское;

- использование инновационных энергосберегающих технологий в энерге тических проектах по добыче и транспортировке газа с месторождений полуост рова Ямал, Обской и Тазовской губ, Штокмановского газоконденсатного месторождения (ГКМ), а также регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока;

- реализация процессов энергосбережения и повышения энергетической эффективности в ОАО «Газпром» обусловливает снижение техногенной на грузки на окружающую среду;

- возрастание вклада ОАО «Газпром» в снижение энергоемкости ВВП России за счёт реализации имеющегося потенциала энергосбережения и уча стия компании в повышении эффективности использования газа потребителями в Российской Федерации;

- энергосбережение в определенной степени позволяет решить и экологи ческие задачи.

Наибольший потенциал энергосбережения имеется в магистральном транспорте газа.

Основная часть потенциала энергосбережения за 2010 г. была реализована в транспорте газа и составила 85,5%, в добыче газа, конденсата и нефти – 12,2%, в переработке газа, конденсата и нефти – 1,4%.

Возможное снижение энергозатрат в подотраслях газовой промыш ленности изображено на рисунке 9.1.

Рисунок 9.1 – Возможное снижение энергозатрат в подотраслях газовой промышленности Удельный вес энергозатрат в транспорте газа достиг в настоящее время 20%. Снижение энергозатрат приведёт к заметному снижению себестоимости и к дальнейшему повышению конкурентоспособности газа на внутреннем и внешнем рынках.

За счёт снижения энергозатрат при транспорте газа может быть получено около 70% энергосбережения в отрасли (таблица 9.1).

Таблица 9.1 – Общеотраслевой потенциал энергосбережения Снижение энергозатрат № Подотрасли тыс. т.у.т./год % 1 Транспорт газа 6000 69, 2 Распределение газа 650 7, 3 Электротеплоснабжение 645 7, 4 Добыча газа, конденсата и нефти 600 7, 5 Переработка газа, конденсата и нефти 400 4, 6 Подземное хранение газа 300 3, 7 Бурение и капитальный ремонт скважин 15 0, Всего 8610 Основополагающими принципами правового регулирования в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности в соответствии с Федеральным Законом № 261 от 23.11.2009 «Об энергосбережении и о повы шении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные за конодательные акты Российской Федерации» являются:

- эффективное и рациональное использование энергетических ресурсов;

- поддержка и стимулирование энергосбережения и повышения энергети ческой эффективности;

- системность и комплексность проведения мероприятий по энергосбере жению и повышению энергетической эффективности;

- планирование энергосбережения и повышение энергетической эффек тивности;

- использование энергетических ресурсов с учётом ресурсных, производ ственно-технологических, экологических и социальных условий [63].

Собственником единой системы газоснабжения (ЕСГ) является ОАО «Газпром».

ОАО «Газпром» является глобальной энергетической компанией и представляет уникальный единый технико-экономический комплекс, объединяющий процессы добычи, транспортировки, хранения и переработки газа, газового конденсата, нефти и нефтепродуктов, а также производства электроэнергии. Устойчивое развитие ОАО «Газпром» является одним из факторов энергетической безопасности России.

Вклад ОАО «Газпром» в ВВП России составляет 10%, экспортные поставки природного газа обеспечивают до 20% объёма валютных поступлений в бюджет государства, объём электрогенерации от общей установленной мощности всей российской электрогенерации – 16%, уровень газификации России – 63,2%.

Действующая ЕСГ России обеспечивает непрерывный цикл поставки газа от скважины до конечного потребителя. ЕСГ России представляет собой имущественный производственный комплекс, который состоит из технологически, организационно и экономически взаимосвязанных и централизованно управляемых производственных и иных объектов, предназначенных для добычи, транспортировки, хранения и поставок газа.

В состав ЕСГ России входят 160,4 тыс. км магистральных газопроводов, в т. ч. 46 тыс. км газопроводов-отводов;

5,1 тыс. км конденсатопроводов;

277 компрессорных станций мощностью 47,1 млн кВт;

6 заводов по переработке газа и газового конденсата;

25 подземных хранилищ газа;

3867 газораспределительных станций;

399 газоизмерительных станций;

611,8 тыс. км распределительных газопроводов [15].

В настоящее время газотранспортная система (ГТС) испытывает такие проблемы, как старение металла труб газопроводов и изоляционного покрытия, накопление коррозионных повреждений. Средний срок службы магистральных газопроводов (МГ) ОАО «Газпром» составляет около 26 лет. По опыту эксплуатации фактический срок службы газопроводов составляет более 40-50 лет, а сроки службы изоляционных покрытий не более 15 лет, что, в свою очередь, приводит к увеличению числа отказов и незапланированным остановкам и потерям транспортируемого газа. Поэтому здесь основными направлениями являются мероприятия по продлению срока службы за счёт поддержания и повышения эксплуатационной надёжности МГ, реконструкция объектов с целью корректировки характеристик и структуры газопроводов ЕСГ для повышения потоков, повышение эффективности, маневренности и надёжности ГТС.

Стратегия корпоративной энергосберегающей политики ОАО «Газпром»

в соответствии с ЭС-2030 предусматривает два этапа реализации потенциала энергосбережения:

первый этап: с 2011 по 2015 гг. характеризуется преодолением последствий мирового экономического кризиса в экономике России и формированием новой энергосберегающей политики;

второй этап: с 2015 по 2020 гг. характеризуется переходом к инновационному развитию экономики России. На этом этапе предполагается реализация 60-70% экономически обоснованного потенциала энергосбережения ОАО «Газпром» [15].



Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.