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 |   ...   | 4 | 5 ||

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

-- [ Страница 6 ] --

Проблема энергосбережения в ОАО «Газпром» поднималась задолго до вступления в силу Федерального закона 2008 года. Первая «Концепция энергосбережения в ОАО «Газпром» была принята ещё в 2001 году. В ней был определён потенциал энергосбережения ОАО «Газпром», сформированы общие принципы управления и основные направления деятельности в области энергосбережения. Для реализации потенциала энергосбережения в ОАО «Газпром» были приняты:

«Программа энергосбережения ОАО «Газпром» на 2002-2003 гг.»;

«Программа энергосбережения ОАО «Газпром» на 2004-2006 гг.»;

«Программа энергосбережения ОАО «Газпром» на период 2007-2010 гг.»;

«Программа энергосбережения ОАО «Газпром» на период 2011-2013 гг.» [67].

На реализацию Программ энергосбережения в ОАО «Газпром» за период 2002-2010 гг. израсходовано 15,6 млрд рублей, при этом экономия энергоресурсов в денежном выражении составила 24,4 млрд рублей [15]. Рентабельность инвестиций в программу энергоинвестиций ОАО «Газпром» составила 156%.

Основными направлениями снижения энергозатрат в магистральном транспорте газа являются:

- применение высокоэкономичных газоперекачивающих агрегатов (ГПА) нового поколения;

- модернизация эксплуатируемых ГПА;

- повышение степени использования всех видов вторичных энергетических ресурсов;

- выбор рациональных режимов перекачки газа;

- оптимизация потоков и режимов транспортировки газа по системам магистральных газопроводов, включая сооружение межсистемных и внутрисистемных перемычек;

- улучшение состояния системы учёта и контроля расхода топлива и энергии;

- сокращение технологических затрат природного газа при эксплуатации и ремонте;

- повышение гидравлической эффективности газопроводов при проведении внутритрубной диагностики и обследовании линейной части магистральных газопроводов, очистки газопровода с помощью поршней;

- снижение нерациональных потерь газа:

а) на собственные технологические нужды компрессорных станций (КС);

б) при авариях за счёт повышения надёжности эксплуатации трубопроводов.

Распределение экономии природного газа и электроэнергии за 2012-2013 гг. в процентах от суммарной величины экономии для наиболее эффективных на правлений энергосбережения представлено в таблицах 9.2 и 9.3 [2].

Таблица 9.2 – Направления экономии газа в транспорте газа на период 2012-2013 гг. (%) Направления экономии газа 2012 г. 2013 г.

Реконструкция и модернизация технологических объектов КС 22,4 28, Оптимизация режимов работы технологических объектов ГТС 37,8 35, Сокращение затрат газа на технологические нужды ЛЧ, ГРС 19,3 17, Улучшение техсостояния ГПА за счёт ремонта 12,5 11, Сокращение потерь газа на технологических объектах КС, ЛЧ, 3,0 2, ГРС Сокращение затрат газа на технологические нужды КЦ, КС 2,5 2, Внедрение систем АСУ, телемеханики 0,1 0, Сокращение затрат на технологические нужды 1,2 1, вспомогательного производства Повышение гидравлической эффективности газопроводов 1,2 1, Всего, % 100 Всего, млн м3 1602,4 1723, Таблица 9.3 – Направления экономии электроэнергии в транспорте газа на период 2012-2013гг. (%) Направления экономии электроэнергии 2012 г. 2013 г.

Улучшение техсостояния оборудования за счёт ремонта 38,6 37, Оптимизация режимов работы оборудования 30,2 28, Внедрение частотно-регулируемого привода и мягкого пуска 19,7 23, электродвигателей Внедрение рациональных схем освещения, отопления 4,1 4, и вентиляции Реконструкция и строительство ЭСН 4,0 3, Внедрение АСКУЭ и усовершенствованных приборов учёта 0,03 0, электроэнергии Реконструкция и модернизация оборудования на КС, ЛЧ, ГРС, 0,1 0, ГИС Организационно-технические мероприятия 3,2 3, Всего, % 100 Всего, млн кВтч 96,2 100, Основным энергоносителем, используемым в ОАО «Газпром», является природный газ, доля которого составляет 87% от общего потребления ТЭР.

Рисунок 9.2 – Распределение расхода природного газа на собственные технологические нужды по видам деятельности в ОАО «Газпром»

Анализ распределения расхода газа на собственные технологические ну жды показывает, что наибольший расход приходится на магистральный транс порт газа. Структура использования газа на собственные технологические нужды в транспорте газа представлена в таблице 9.4.

Таблица 9.4 – Структура использования газа на собственные технологические нужды в транспорте газа в ОАО «Газпром» (%) Направления использования газа на собственные технологические нужды Значение в транспорте газа 1. Топливный газ ГПА 98, 2. Расход газа на прочие технологические нужды – всего, в т. ч. 0, 2.1 Расход природного газа на пуски, остановки и изменение режимов ГПА 0, (на работу турбодетандера, на продувку контура нагнетателя, на стравливание газа из контура нагнетателя) 2.2 Импульсный газ на управление и силовой привод запорной арматуры и 0, устройств КИП и А 2.3 Газ, стравливаемый через свечи газоотделителей системы уплотнения ЦБН 0, 2.4 Газ, расходуемый на продувку пылеуловителей, сепараторов, фильтров 0, 2.5 Газ, стравливаемый из коммуникаций при плановой остановке 0, 2.6 Расход газа при ремонте оборудования 0, 2.7 Подогрев топливного и пускового газа 0, 3. Газ на котельные 0, 4. Газ на электростанции собственных нужд 0, Итого расход газа на СТН 99, 5. Технологические потери 0, Всего На расход газа на собственные технологические нужды в транспорте газа оказывает влияние множество факторов: объём транспортируемого газа, техни ческое состояние линейной части, режим эксплуатации газопроводов, техниче ские характеристики и состояние оборудования компрессорных станций (тип ГПА, относительная загрузка ГПА, схема работы ГПА, фактические коэффици енты полезного действия (КПД) газотурбинных установок (ГТУ) и нагнетате лей, атмосферные условия (средняя температура и давление атмосферного воздуха), состав природного газа, который определяет фактическую низшую теплоту сгорания природного газа, плотность, теплоёмкость.

Эффективность транспортировки газа в ОАО «Газпром» характеризуется удельным расходом топливно-энергетических ресурсов (газа и электроэнергии) на собственные технологические нужды (на единицу товаротранспортной рабо ты) и удельным расходом газа на собственные технологические нужды (на еди ницу товаротранспортной работы).

Динамика показателей энергоёмкости в магистральном транспорте газа за период 2005-2011 гг. представлена в таблице 9.5 [15].

Таблица 9.5 – Показатели энергоэффективности транспорта газа в ОАО «Газпром»

Показатели 2005 г. 2006 г. 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г.

энергоёмкости Удельный расход ТЭР 38,78 37,51 37,29 36,12 35,99 30,71 37, на собственные техно логические нужды, кг у.т./млн м3*км В % от предыдущего 97,8 96,7 90,4 96,9 99,6 85,3 121, года Удельный расход газа 31,73 30,89 30,47 29,62 29,40 25,40 30, на собственные техно логические нужды, 3 м /млн м *км Снижение показателя в 98,0 97,4 98,6 97,2 99,2 86,4 120, % от предыдущего года Анализ изменения показателей энергоэффективности показывает, что за период 2005-2010 гг. происходило постоянное ежегодное снижение удельного расхода ТЭР и удельного расхода газа на собственные технологические нужды в пределах 0,4-3,3%.

Снижение показателей энергоёмкости обусловлено, в основном, вынуж денным уменьшением загрузки ГПА на газопроводах и уменьшением товаро транспортной работы (ТТР). Уменьшение потерь газа при транспортировке по магистральным газопроводам и снижение показателей энергоёмкости достига ется внедрением инновационных энергоэффективных технологий.

Являясь одним из крупнейших газотранспортных предприятий, входящим в состав ОАО «Газпром», ООО «Газпром трансгаз Ухта» также преследует це ли снижения энергопотребления.

На сегодняшний день в ООО «Газпром трансгаз Ухта» внедряются сле дующие инновационные технологии:

– реконструкция и техническое перевооружение газокомпрессорных цехов;

– технологии, снижающие потери тепло-, электроэнергии;

– применение новых материалов более лучшего качества;

– технологии, повышающие качество электроэнергии;

– энергосберегающие технологии.

В ООО «Газпром трансгаз Ухта» в настоящее время предлагаются к вне дрению следующие мероприятия по снижению расхода электроэнергии:

- внедрение частотно-регулируемого электропривода (ЧРП) на насосных станциях в системах тепловодоснабжения;

- внедрение частотно-регулируемого электропривода (ЧРП) на АВО – газа;

- сокращение потерь электроэнергии в силовых трансформаторах КТП ре зервных котельных компрессорных станций (КС) (КС – 10, КС – 11, КС – 12, КС – 13, КС – 14, КС – 15, КС – 16, КС – 17);

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

- снижение потерь холостого хода трансформаторов КТП котельных.

Основными потребителями природного газа при его транспортировке яв ляются газоперекачивающие агрегаты (ГПА). Следовательно, решение задачи снижения затрат энергоресурсов в отрасли в первую очередь должно прово диться за счёт повышения эффективности работы ГПА.

В настоящее время в ООО «Газпром трансгаз Ухта» одним из приоритет ных направлений экономии энергоресурсов является внедрение частотно регулируемого электропривода (ЧРП).

Существование потенциала энергосбережения в электроприводах ком прессоров обусловлено в первую очередь тем, что большинство из них имеют завышенное электропотребление в связи с отсутствием регулирования частоты вращения. В ряде случаев превышение потребляемой мощности составляет 40 50%. Только при переходе к регулированию их производительности изменени ем частоты вращения можно осуществить эффективную экономию электро энергии и заметно снизить превышение потребляемой мощности.

Технико-экономическое обоснование целесообразности применения час тотно-регулируемого электропривода должно учитывать экономию электриче ской энергии и дополнительные затраты или экономию, связанную с ремонтно эксплуатационной деятельностью, а также затраты по обслуживанию оборудо вания электротехнического комплекса установок охлаждения.

Расчёт экономической эффективности внедрения ЧРП в Приводинском, Вуктыльском и Микуньском ЛПУМГ был выполнен в соответствии с «Методи кой оценкой экономической эффективности инвестиционных проектов в форме капитальных вложений» [42].

При оценке экономической эффективности энергосбережения рассчитаны следующие показатели:

- капитальные затраты, тыс. руб.;

- количество сэкономленного природного газа (тыс. м3), электроэнергии (тыс. кВт*ч), тепловой энергии (Гкал);

- стоимостный эффект энергосбережения, тыс. руб.;

- экономическую эффективность мероприятия.

В качестве затрат по проекту учитывались:

- затраты на проведение научно-исследовательских испытаний и проек тирование;

- капитальные затраты на приобретение оборудования, включая дополни тельное оборудование, требуемое при внедрении ЧРП;

- затраты на монтаж и пусконаладочные работы;

- эксплуатационные затраты на ремонтно-техническое обслуживание;

- амортизация оборудования.

Выгодой проекта является снижение текущих издержек на транспорт газа за счёт экономии электроэнергии.

Срок реализации проекта принимался равным 10 годам. Для оценки ком мерческой эффективности проекта рассчитаны показатели чистого дохода, чис того дисконтированного дохода, индекса доходности, внутренней нормы доходности и срока окупаемости инвестиций.

С целью экономии электроэнергии предлагается внедрение станций управления частотным электроприводом ЧЭ-260 с номинальной мощностью 250 кВт и ЧЭ-320 с номинальной мощностью 315 кВт на КС-3 на двух насос ных агрегатах. В стадии эксплуатации основным фактором прямой экономии является экономия электрической энергии. Для сравнения принимается мощ ность электроприводов насосов в базовом варианте 565 кВт.

В таблице 9.6 представлены исходные данные для расчёта коммерческой эффективности частотно-регулируемого электропривода.

Таблица 9.6 – Исходные данные для расчёта Показатели Значение 1. Цена ЧЭ-260 мощностью 250 кВт (КС – 3), тыс. руб. 2. Цена ЧЭ-320 мощностью 315 кВт (КС – 12), тыс. руб. 3. Цена ЧЭ-350 мощностью 315 кВт (КС – 14), тыс. руб. 4. Экономия потребляемой электроэнергии, % 5. Норма дисконта, % 6. Ставка налога на прибыль, % 7. Норма амортизационных отчислений, % 12, В предполагаемом варианте снижается скорость вращения, задвижка от крывается и происходит уменьшение расхода электроэнергии на 20%, что по зволяет уменьшить потребляемую мощность на 198 кВт. Количество часов работы принимается в год 6480 ч (9 мес. х 30 дн. х 24 ч).

Расчёт чистой прибыли от внедрения ЧРП в Приводинском ЛПУМГ (КС – 14) представлен в таблице 9.7.

Таблица 9.7 – Расчёт чистой прибыли от внедрения ЧРП Показатели 1 2 3 4 5 6 7 8 1. Капитальные вложения, тыс. руб.

2. Амортизационные 225 225 225 225 225 225 225 225 отчисления, тыс. руб.

3. Затраты на текущий ремонт частотно-регулируемых 54 54 54 54 54 72 72 90 электроприводов, тыс. руб.

4. Экономия затрат на энергию за счёт внедрения частотно 1169,82 1169,82 1169,82 1169,82 1169,82 1169,82 1169,82 1169,82 1169, регулируемых электро приводов, тыс. руб.

5. Снижение затрат в результате внедрения частотно-регулируемого электропривода на годовой 890,36 890,36 890,36 890,36 890,36 872,36 872,36 872,36 872, объём использования по КС – 14, тыс. руб.

6. Ставка налога на прибыль, % 20 20 20 20 20 20 20 20 7. Налог на прибыль, тыс. руб. 178,16 178,16 178,16 178,16 178,16 174,56 174,56 170,96 170, 8. Чистая прибыль, тыс. руб. 712,65 712,65 712,65 712,65 712,65 698,28 698,28 638,88 638, Расчёт показателей чистого дисконтированного дохода, индекса доходно сти, срока окупаемости и внутренней нормы доходности [42] представлены в таблице 9.8.

Таблица 9.8 – Показатели эффективности внедрения ЧРП Наименование показателей Ед. измерения Значение 1. Чистый дисконтированный доход тыс. руб. 3558, 2. Индекс доходности руб./руб. 2, 3. Срок окупаемости годы 3, 4. Внутренняя норма доходности % Согласно расчётам интегральный эффект составит 3 558,58 тыс. руб., ин декс доходности – 2,98 руб. на 1 рубль капитальных вложений, срок окупаемо сти капитальных вложений – 3,4 года. Результаты расчёта свидетельствуют об эффективности внедрения ЧРП, т. к. величина интегрального эффекта (чистого дисконтированного дохода) положительна, а индекс доходности превышает 1, что также свидетельствует об эффективности разработки и внедрения техниче ских решений для поддержания качества электрической энергии в системах электроснабжения компрессорных станций.

Аналогичный расчёт был проведён для Вуктыльского и Микуньского ЛПУМГ. Результаты сводного расчёта представлены в таблице 9.9.

Таблица 9.9 – Результаты оценки коммерческой эффективности внедрения ЧРП на объектах транспорта газа Приводинское Вуктыльское Микуньское Показатели ЛПУМГ ЛПУМГ ЛПУМГ 1. Чистый дисконтированный доход, тыс. руб. 3558,58 3151,99 2745, 2. Индекс доходности, руб./ руб. 2,98 2,43 2, 3. Срок окупаемости, годы 3,4 3,7 4, 4. Внутренняя норма доходности, % 51 40 Также был проведён анализ чувствительности внедрения ЧРП. Результа ты расчёта представлены в таблице 9.10.

Из приведённого анализа чувствительности инвестиционного проекта по экономии затрат по электроэнергии видно, что капитальные вложения в инве стиционный проект являются эффективными.

Таким образом, полученные результаты свидетельствуют об инвестиционной привлекательности этого проекта. Внедрение частотно регулируемого электропривода вызвано не только производственной необходимостью, но и экономической целесообразностью.

В программе энергосбережения планируется применение токопроводя щих смазок «Суперконт» и «Экстраконт».

Эффективность применения токопроводящих смазок выражается в сни жении активных потерь в контактных соединениях электрических линий.

Таблица 9.10 – Анализ чувствительности внедрения ЧРП Приводинское Вуктыльское ЛПУМГ Микуньское ЛПУМГ ЛПУМГ Экономия Экономия Экономия Экономия Экономия Экономия Показатели электро- электро- электро- электро- электро- электро энергии энергии на энергии на энергии на энергии на энергии на на 5% 10% 5% 10% 5% 10% 1. Чистый дис- 3019,87 3289,35 2613,02 2882,51 2206,18 2475, контированный доход, тыс. руб.

2. Индекс 2,68 2,83 2,19 2,31 1,85 1, доходности, руб./ руб.

3. Срок окупае- 3,7 3,6 3,9 3,8 4,5 4, мости, годы 4. Внутренняя 45 48 36 38 29 норма доход ности, % В таблице 9.11 приведены исходные данные и расчёт экономии энергии от внедрения токопроводящих смазок «Суперконт» и «Экстраконт».

Таблица 9.11 – Исходные данные и расчёт энергосберегающего эффекта от внедрения токопроводящих смазок «Суперконт»

и «Экстраконт»

Экономия Планируемый расход Коэффициент электроэнергии, Место внедрения электроэнергии, снижения тыс. кВт·ч потерь тыс. кВтч 1 2 3 Печорское ЛПУМГ 1000 0,002 Вуктыльское ЛПУМГ 15000 0,002 Сосногорское ЛПУМГ 17500 0,002 Синдорское ЛПУМГ 12500 0,002 Микуньское ЛПУМГ 14500 0,002 Урдомское ЛПУМГ 13000 0,002 Приводинское ЛПУМГ 11000 0,002 Нюксенское ЛПУМГ 12000 0,002 Юбилейное ЛПУМГ 13500 0,002 Грязовецкое ЛПУМГ 320000 0,0002 Мышкинское ЛПУМГ 220000 0,0003 Шекснинское ЛПУМГ 4500 0,002 Переславское ЛПУМГ 3000 0,002 Итого: Величина активных потерь зависит от уровня напряжения и значения то ка (мощности) в линии. По результатам проведённых замеров после опытного применения токопроводящих 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) сокраще ние потерь достигает 0,02% и 0,03% соответственно от общего потребления энергии электроприводным парком ГПА.

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

Стоимость сэкономленной электроэнергии в 2012 году составит 836 тыс. руб.

Величина затрат на энергосберегающее мероприятие составит 148 тыс. руб.

Также в ООО «Газпром трансгаз Ухта» проводится снижение потерь хо лостого хода трансформаторов КТП котельных.

Потери в трансформаторе делятся на постоянные, не зависящие от нагруз ки, и переменные, зависящие от нагрузки.

В летний период, когда котельные выведены из работы и их нагрузка ми нимальна, с целью снижения постоянных потерь осуществляется отключение одного из двух трансформаторов КТП котельных. Отключение одного из транс форматоров котельной сводится к сокращению потерь холостого хода на выше указанный период. Для силового трансформатора ТМГ – 400/10ХЛ в соответствии со справочными и паспортными данными мощность потерь холо стого хода (Рхх) составляет 800 Вт.

Исходные данные для расчёта энергосберегающего эффекта представлены в таблице 9.12.

Таблица 9.12 – Исходные данные для расчёта энергосберегающего эффекта от снижения потерь холостого хода трансформаторов КТП котельных Стоимость Количество выве- Мощность по Время отключения электроэнергии, Год денных из работы терь холостого трансформатора, ч трансформаторов хода (Pхх), Вт руб./тыс. кВтч 2011 8 трансформаторов 800 2184 2012 8 трансформаторов 800 2184 2013 8 трансформаторов 800 2184 С учётом исходных данных, представленных в таблице 9.12, величина экономии электроэнергии по годам составит 14 тыс. кВтч.

Стоимость сэкономленной электроэнергии составит 32 тыс. руб.

В ООО «Газпром трансгаз Ухта» осуществляется снижение потребления электроэнергии на катодную защиту газопроводов после капремонта изоляции.

Качественное защитное покрытие, получаемое в результате переизоляции при ремонте газопроводов, существенно повышает переходное сопротивление участков газопроводов, вследствие чего для поддержания защитных потенциа лов требуется меньшее значение тока катодной защиты. В результате снижения потребления электроэнергии станциями катодной защиты после проведения ка питального ремонта изоляции участков магистральных газопроводов экономия электроэнергии составляет в среднем 1,55 тыс. кВт·ч на 1 км переизолирован ного участка газопровода в год.

Экономия электроэнергии за отчётный период при выполненном объёме ремонтных работ 219 км составила 339 тыс. кВт·ч.

Стоимость сэкономленной электроэнергии – 796,3 тыс. руб.

В результате приведённого расчёта экономия электроэнергии в 2012 году составит 1 726 тыс. кВт·ч. Суммарный эффект от экономии электроэнергии со ставит 3 918 тыс. руб.

Внедрение проведённых мероприятий позволит увеличить энергоотдачу на 4%, энергоёмкость снизить на 5% и увеличить энергоэффективность на 3,5%.

Проведённый анализ реализации программы энергосбережения показал, что ООО «Газпром трансгаз Ухта» эффективно внедряет энергосберегающие мероприятия.

Также следует отметить, что с учётом увеличения затрат и изношенности основных фондов инновационные технологии энергосбережения, которые раньше были более дорогие, чем затраты на транспортировку, являются на дан ный момент несомненно актуальными.

9.2 Эффективность реконструкции и технического перевооружения газотранспортной системы Газовая промышленность России, благодаря своим экономическим, эко логическим и социальным преимуществам, значительно опережает все другие отрасли энергетики. В российском энергетическом балансе природный газ за нимает 52%. Газовая отрасль составляет 10% в структуре ВВП, обеспечивая значительную часть доходов бюджета, а также более 19% валютной выручки государства за счёт экспортных поставок газа. В России ежегодно потребляется 510 млрд м3 газа, т. е. более 70% от всего объёма, добываемого в стране. В 2010 году добыча газа в России увеличилась на 11,6% и достигла 650 млрд куб. м в год. На протяжении последних лет ежегодное увеличение за пасов газа опережает добычу, что создаёт «горизонт энергетического спокойст вия» примерно в 84 года [8]. Запасы природного газа в России оцениваются в 48 трлн куб. м, т. е. составляют четверть мировых. Перспективными газовыми месторождениями мирового значения является полуостров Ямал, а также Штокмановское газокондесатное месторождение в Баренцевом море.

В современных условиях, а также и в будущем, от газовой промышленно сти во многом зависит жизнеобеспечение и безопасность России, что требует ре ализации новой концепции развития газовой промышленности, в которой главным становится надёжность подачи газа на всём пути его движения от пласта до потребителя, поскольку стоимость транспортировки газа в его себестоимости составляет 85%. Экспорт российского газа к 2030 году превысит 455 млрд куб. м [8]. Россия будет поставлять газ на все региональные мировые рынки. Посколь ку центры потребления российского газа удалены от центров его добычи, пер востепенное значение придаётся развитию газотранспортной структуры.

ОАО «Газпром» является крупнейшим собственником в мире газотранс портной системы (ГТС). Основные газотранспортные активы ОАО «Газпром»

являются частью единой системы газоснабжения (ЕСГ), единой централизован ной системы, включающей объекты добычи, переработки, транспорта, подзем ного хранения и, частично, распределения газа [15].

Как уже отмечалось, в настоящее время ЕСГ включает в себя линейную часть протяжённостью более 160 тыс. км, 277 компрессорных станций, состоя щих из 695 компрессорных цехов с числом газоперекачивающих агрегатов (ГПА) 3659 общей установленной мощностью 42,1 млн кВт, 25 подземных хра нилищ газа объёмом 100 млрд м3. [15]. Газотранспортная система ОАО «Газ пром» эксплуатируется свыше 50 лет. За этот период в результате физического износа оборудования её производственная мощность снизилась ориентировоч но на 8-9%.

Износ основных фондов ГТС компрессорных станций составляет по рядка 56% [15].

В этой ситуации значительная часть ГПА и вспомогательного оборудова ния морально устарела и физически изношена, а линейная часть характеризует ся наличием участков с ограниченной работоспособностью. Таким образом, повышение надёжности трубопроводного транспорта и его дальнейшее разви тие является одной из наиболее острых проблем газового комплекса.

Показателем надёжности ГТС является количество технических отказов газопроводов. В 2009 г. число технических отказов ГТС Газпрома составило 14, а в 2010 г. – 7 отказов, т. е. сократилось в 2 раза.

Анализ аварийности на объектах магистрального газопроводного транс порта ОАО «Газпром» за период 2005-2010 гг. показывает следующее распре деление причин их возникновения:

- коррозионные процессы – 40%;

- случаи перепада давления и вибрации – 20%;

- брак строительно-монтажных работ, отступления от проектных ре шений – 25%;

- природные явления и форс-мажорные обстоятельства – 12%;

- ошибочные действия персонала и другие причины – 3% [15].

Одним из существенных факторов повышения надёжности и безопасно сти ГТС является реконструкция газотранспортной системы. Реконструкция объектов транспорта газа является одним из важнейших видов деятельности ОАО «Газпром» в период до 2015 г. Она во многом определяет эффективность функционирования газотранспортной системы России.

Реконструкция, техническое перевооружение, модернизация газотранс портной системы обеспечивает выполнение следующих задач:

- снижение аварийности;

- увеличение уровня технической безопасности;

- обеспечение контрактных поставок газа по газопроводу;

- обеспечение промышленной и экологической безопасности, энергосбе режения, повышения технического уровня основного оборудования и вспомо гательных систем.

Кроме того, выполняется основная задача – восстановление проектных параметров газотранспортной системы, обеспечение бесперебойного транспор та газа, что повлечёт увеличение капитальных вложений в новое строительство.

Большая часть экономии энергоресурсов достигается за счёт реконструкции компрессорных станций (КС). Основные технологические и технические принципы реконструкции КС предусматривают замену существующих морально и физически устаревших агрегатов агрегатами нового поколения с улучшенными технико экономическими показателями, укрупнение единичных мощностей и агрегатов, приоритет требованиям экологии и безопасности, сокращение установленных мощностей газоперекачивающих агрегатов (ГПА) за счёт повышения их надёжно сти и общего резерва агрегатов по реконструируемым цехам.

В настоящее время в ОАО «Газпром» входят 18 дочерних обществ, осу ществляющих транспорт газа, который является основным видом деятельности.

Газотранспортная система ООО «Газпром трансгаз Ухта» постепенно становит ся ведущей в развитии ЕСГ ОАО «Газпром» [15]. Из пяти приоритетных инве стиционных проектов ОАО «Газпром» четыре реализуются в зоне деятельности ООО «Газпром трансгаз Ухта», работающего на стратегическом направлении развития Единой системы газоснабжения (ЕСГ) России. «Северный» коридор магистральных газопроводов является самым коротким от действующих и пер спективных месторождений Западной Сибири к центральным регионам страны и в Европу.

Сегодня ООО «Газпром трансгаз Ухта» – крупнейшее на северо-западе России, динамично развивающееся газотранспортное предприятие, обеспечи вающее бесперебойную транспортировку более 123 млрд куб. метров природ ного газа в год.

Протяжённость трубопроводов газотранспортной системы в однониточ ном исполнении составляет почти 12 тыс. км. В 14-ти линейно-производствен ных управлениях магистральных газопроводов эксплуатируется 58 компрес сорных цехов, на которых установлено 318 газоперекачивающих агрегатов общей мощностью более 3,2 млн кВт.

Эксплуатация газотранспортной системы ООО «Газпром трансгаз Ухта»

осуществляется в условиях, когда большая часть трубопроводов и оборудова ния компрессорных станций введены в действие около 30 и более лет назад.

ООО «Газпром трансгаз Ухта» уже более 15 лет проводит реконструкцию и техническое перевооружение объектов существующей газотранспортной системы, осуществляя при этом и строительство новых магистральных газопроводов.

С целью наиболее эффективной реализации процессов нового строитель ства, реконструкции, технического перевооружения и эксплуатации действую щих объектов магистральных газопроводов Обществом были разработаны несколько редакций комплексных программ реконструкции существующей ГТС, которые вошли составной частью в комплексные программы реконструк ции объектов транспорта газа ОАО «Газпром».

В ООО «Газпром трансгаз Ухта» в 2002 году была разработана «Комплекс ная программа реконструкции, технического перевооружения, модернизации объ ектов транспорта газа ООО «Газпром трансгаз Ухта» на 2002-2006 годы и концепция реконструкции ГТС до 2015 года».

Реконструкция и техническое перевооружение объектов транспорта газа ООО «Газпром трансгаз Ухта» в период до 2015 года должны обеспечить дос тижение следующих целей и задач:

- достижение и поддержание проектной производительности существую щей газотранспортной системы, обеспечение надёжного и бесперебойного транспорта газа в запланированных объёмах;

- обеспечение промышленной безопасности ГТС;

- достижение технической и экономической эффективности газотранс портной системы, и прежде всего за счёт оснащения компрессорных станций ГПА нового поколения с КПД 34-36%;

- завершение реконструкции компрессорных цехов № 3 и № 4 всех ли нейно-производственных управлений магистральных газопроводов (ЛПУМГ) на рабочее давление 7,4 МПа к 2011 году – началу подачи в район Ухты газа из месторождений полуострова Ямал;

- снижение техногенной нагрузки на окружающую среду за счёт приме нения при реконструкции ГПА с концентрацией оксидов азота (NО) в продук тах сгорания до 50-65 мг/нм3 и модернизации камер сгорания ГПА компрессорных цехов, не подлежащих реконструкции;

- создание единой системы управления транспортом газа.

Основной причиной отставания выполнения Комплексных программ ре конструкции в период 2002-2006 годы и 2007-2010 годы явилось недостаточное и нестабильное финансирование Комплексных программ, которое привело к увеличению сроков проектирования объектов реконструкции, поставки обору дования, выполнения строительно-монтажных работ;

- неоднократная смена заказчика привела к задержке процесса реконст рукции на период приёма-передачи проектно-сметной документации и постав ленного оборудования;

- низкое качество проектно-сметной документации;

зачастую документа ция, разработанная проектными организациями, требует доработки и повторно го прохождения экспертизы.

В настоящее время реконструкция частично уже произведена в Сосногор ском, Нюксенском, Урдомском и Мышкинском ЛПУМГ.

Предстоит реконструкция в Синдорском, Вуктыльском, и Приводинском ЛПУМГ.

В настоящее время ООО «Газпром трансгаз Ухта» реализует концепцию реконструкции ГТС до 2015 года.

В ООО «Газпром трансгаз Ухта» более 70% КС эксплуатируется свыше 30 лет, в связи с этим имеется острая необходимость реконструкции газокомпрессорный цехов № 3 и № 4 во всех компрессорных станциях ООО «Газпром трансгаз Ухта».

Распределение парка ГПА по единичным мощностям и по типам ГПА представлено на рисунке 9.3. Распределение парка ГПА по компрессорным станциям приведено на рисунке 9.4 [15].

6-8 МВт 16 МВт 18% 14%.

.

.

.

..

..

25 МВт.

14%.

.

4 МВт 10 МВт 3%. 51%.

.

Рисунок 9.3 – Распределение парка ГПА по единичной мощности и типам агрегатов ГПА с электроприводом ГПА с судовым 8,8% приводом 17% ГПА стационарные ГПА с авиационным 56,3% приводом 17,9% Рисунок 9.4 – Распределение парка ГПА по типам приводов Современная КС представляет собой достаточно сложный комплекс сооружений, от слаженности и надёжности работы которого во многом зависят показатели эксплуатации системы магистрального газопровода.

Современная концепция реконструкции компрессорных станций базиру ется на следующих основных положениях:

• применение типовых технических решений, обладающих достаточной гибкостью для конкретных условий использования;

• укрупнение единичных мощностей ГПА по технологическим соображе ниям за счёт повышения надёжности оборудования, использования межцеховых возможностей и совершенствования ремонтно-технического обслуживания;

• перевод цехов с неполнонапорным сжатием на полнонапорную схему [63].

Объектом исследования является газокомпрессорный цех № 4 КС ООО «Газпром трансгаз Ухта», эксплуатируемый Синдорским линейно производственным управлением магистральных газопроводов.

Компрессорная станция КС-11 Синдор расположена на 135 км системы газо проводов Ухта-Торжок I, II и III очереди и газопровода Пунга-Ухта-Грязовец.

Компрессорный цех № 4 обеспечивает компримирование природного газа, транспортируемого по газопроводу Пунга-Ухта-Грязовец диаметром 1400 мм и ра бочим давлением 7,4 МПа.

Этот цех эксплуатируется свыше 20 лет. Износ основного оборудования цеха составляет порядка 48%.

Компрессорный цех № 4 первоначально был оснащён газоперекачивающи ми агрегатами ГТК-10-4, которые уже выработали установленный общий ресурс 100 тыс. часов и находятся в неудовлетворительном техническом состоянии. Тех ническими решениями по реконструкции цеха компрессорной станции преду сматривается модернизация и замена устаревших и выработавших ресурс ГПА на агрегаты с улучшенными технико-экономическими показателями.

В проекте предусматривается:

- замена 2-х агрегатов ГТК 10-4 в двухтурбинной части цеха на 2 агрегата ГТНР-16;

- реконструкция существующей системы продувки пылеуловителей и сбора продуктов очистки газа;

- установка подготовки топливного, пускового и импульсного газа.

Структура капитальных вложений представлена в таблице 9.13.

Таблица 9.13 – Технологическая структура капитальных вложений Наименование показателя Сметная стоимость, млн руб. Уд. вес, % Капитальные вложения, всего: 1650,04 в том числе - строительно-монтажные работы 755,71 45, - оборудование 770,57 46, - прочие расходы 124,2 7, Экономия энергоресурсов достигается за счет реконструкции цеха КС.

Основные технологические и технические принципы реконструкции предусматривают:

- замену существующих морально и физически устаревших агрегатов на агрегаты нового поколения с улучшенными технико-экономическими показателями;

- укрупнение единичных мощностей агрегатов;

- сокращение установленных мощностей ГПА за счёт повышения их надёжности и общего резерва агрегатов по реконструированным цехам.

Результатом внедрения этих мероприятий является снижение расходов:

- топливного газа;

- турбинного масла;

- расходов на ремонтно-техническое обслуживание;

- сокращение численности промышленно-производственного персонала.

Результаты расчёта экономии топливного газа представлены в таблице 9.14.

Таблица 9.14 – Результаты расчёта годовой экономии топливного газа (млн м3) Млн м Наименование Экономия топливного газа 37, в т. ч. за счёт:

- использования ГПА с более высоким КПД 35, - сокращения пусков и остановок ГПА 0, - сокращения потерь газа на продувки контуров нагнетателей 0, - сокращения перепада давления на пылеуловителях в результате 1, расширения существующей установки очистки на один пылеуловитель При цене газа, используемого на собственные нужды, 2016 руб./тыс. м суммарная экономия топливного газа составит 75,05 млн руб.

Результаты расчёта годовой экономии эксплуатационных затрат пред ставлены в таблице 9.15.

Таблица 9.15 – Результаты расчёта годовой экономии эксплуатационных затрат за счёт технического перевооружения и реконструкции цеха Наименование статей Экономия, млн руб.

Материальные затраты, 76, в том числе:

топливный газ 75, турбинное масло 0, Заработная плата обслуживающего персонала 1, Отчисления на социальные нужды 0, Ремонтно-техническое обслуживание 0, Всего экономия эксплуатационных затрат 78, Годовая экономия эксплуатационных затрат составила по расчёту 78,29 млн руб. Дополнительные расходы представлены в таблице 9.16.

Таблица 9.16 – Дополнительные расходы, возникающие при эксплуатации проектируемых объектов после реконструкции Наименование Дополнительные расходы, млн руб.

Расход электроэнергии 4, Амортизационные отчисления 156, Расходы на транспортировку дополнительного объёма газа 36, Расчёт годовых эксплуатационных затрат представлен в таблице 9.17.

Годовые эксплуатационные расходы составят 119,25 млн руб., а за весь расчётный период – 1 251,98 млн руб.

Таблица 9.17 – Результаты расчёта эксплуатационных затрат Годы Статьи затрат Итого 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Дополнительные эксплуатационные 119,25 119,25 119,25 119,25 119,25 119,25 119,25 119,25 119,25 119,25 50,98 1251, расходы – всего, в том числе:

1. Материальные -71,66 -71,66 -71,66 -71,66 -71,66 -71,66 -71,66 -71,66 -71,66 -71,66 -71,66 -788, расходы в т. ч.:

-0,96 -0,96 -0,96 -0,96 -0,96 -0,96 -0,96 -0,96 -0,96 -0,96 -0,96 -10, - масло ТП-22с - газ на техноло гические и собст- -75,05 -75,05 -75,05 -75,05 -75,05 -75,05 -75,05 -75,05 -75,05 -75,05 -75,05 -825, венные нужды - электроэнергия 4,35 4,35 4,35 4,35 4,35 4,35 4,35 4,35 4,35 4,35 4,35 47, 2. Расходы на -1,98 -1,98 -1,98 -1,98 -1,98 -1,98 -1,98 -1,98 -1,98 -1,98 -1,98 -21, оплату труда в т. ч. отчисления -0,50 -0,50 -0,50 -0,50 -0,50 -0,50 -0,50 -0,50 -0,50 -0,50 -0,50 -5, на соц. нужды 3. Амортизацион 156,21 156,21 156,21 156,21 156,21 156,21 156,21 156,21 156,21 156,21 87,94 1650, ные отчисления 4. Расходы на ремонтно -0,30 -0,30 -0,30 -0,30 -0,30 -0,30 -0,30 -0,30 -0,30 -0,30 -0,30 -3, техническое обслуживание 5. Расходы на 36,98 36,98 36,98 36,98 36,98 36,98 36,98 36,98 36,98 36,98 36,98 406, транспортировку доп. объёма газа Доходную часть проекта составляют чистая прибыль от реализации сэкономленного газа на собственные нужды и чистая прибыль от транспортировки дополнительного объёма газа.

Годовая чистая прибыль от реализации сэкономленного газа на собственные нужды составит 19,29 млн руб., годовая чистая прибыль от транспортировки дополнительного объёма газа – 163,47 млн руб.

Таким образом, прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, со ставит 182,76 млн руб.

Аналогичные расчёты экономии эксплуатационных затрат и прироста чистой прибыли в результате реконструкции и технического перевооружения газокомпрессорных цехов № 4 были проведены для Вуктыльского (КС-3) и Приво динского ЛПУМГ (КС-14). В таблице 9.18 представлены результаты расчёта коммерческой эффективности реконструкции и технического перевооружения газокомпрессорных цехов в Вуктыльском, Приводинском и Синдорском ЛПУМГ.

Таблица 9.18 – Результаты расчёта коммерческой эффективности реконструкции и технического перевооружения газокомпрессорных цехов № 4 в КС-3, КС- и КС-14 ООО «Газпром трансгаз Ухта»

Показатели КС-3 КС-11 КС- 1. Капитальные вложения, млн руб. 1796,76 1650,04 590, 2. Чистый дисконтированный доход, млн руб. 1867,25 546,72 820, 3. Индекс доходности, руб./руб. 2,04 1,33 2, 4. Внутренняя норма доходности, % 29 17 5. Срок окупаемости, годы 5,3 7,4 5, Результаты расчёта коммерческой эффективности реконструкции и тех нического перевооружения газокомпрессорных цехов № 4 позволяют сделать следующие выводы:

- в Вуктыльском ЛПУМГ чистый дисконтированный доход (NPV) соста вит 1867,25тыс. руб., индекс доходности – 2,04 руб. на 1 рубль капитальных вложений, внутренняя норма доходности – 29%, срок окупаемости – 5,3 года;

- в Синдорском ЛПУМГ чистый дисконтированный доход (NPV) составит 546,72 тыс. руб., индекс доходности – 1,33 руб. на 1 рубль капитальных вложе ний, внутренняя норма доходности – 17%, срок окупаемости – 7,4 года [63];

- в Приводинском ЛПУМГ чистый дисконтированный доход (NPV) со ставит 820,28 тыс. руб., индекс доходности – 2,39 руб. на 1 рубль капитальных вложений, внутренняя норма доходности – 31%, срок окупаемости – 5,0 лет.

Полученные результаты свидетельствуют об инвестиционной привлекательности этого проекта в ООО «Газпром трансгаз Ухта». Проведение реконструкции вызвано не только производственной необходимостью, но и экономической целесообразностью.

Комплексная реконструкция, техническое перевооружение и модерниза ция КС ГТС ООО «Газпром трансгаз Ухта» позволят обеспечить эффективную и безопасную эксплуатацию газотранспортной системы.

Библиографический список 1. Абрамичева, Т. В. Основы производственного менеджмента и экономики отрасли : учеб. пособие / Т. В. Абрамичева, А. В. Павловская, А. А. Болкина. – Ухта : УГТУ, 2008. – 220 с.

2. Ананенкова, А. «Ветеран» добычи и переработки / А. Ананенкова // Нефть России. – 2010. – №11. – С. 52.

3. Ансофф, И. Стратегическое управление / И. Ансофф ;

пер. с англ. – М. :

Экономика, 1989.

4. Беренс, В. Руководство по оценке эффективности инвестиций / В. Бе ренс, П. М. Хавранек. – М. : Интерэксперт, ИНФРА-М, 1995.

5. Бойко И. Инновационная экономика: мировой опыт и Россия / И. Бойко // Информационный сайт. -2005. URL: http://www.hr portal.ru/article/innovatsionnaya-economika-mirovoi-opyt-i-rossiya (дата об ращения 13.03.2010).

6. Бочатин, Ю. В. Оценка эффективности бизнеса и новаций : учеб. пособие для вузов / Ю. В. Бочатин, В. А. Швандар. – М. : ЮНИТИ – ДАНА, 2001. – 254 с.

7. Бузова, И. А. Коммерческая оценка инвестиций : учеб. для вузов / И. А. Бузова, Г. А. Маховикова, В. В. Терехова;


под ред. В. Е. Есипова. – СПб. : Питер, 2004. – 432 с.

8. Валерий Язев. Состояние и перспективы развития российской газовой промышленности. Отдел информационной работы НП «РГО». Пресс релиз, 26.01.2011.

9. Вахрин, П. И. Инвестиции : учеб. для студентов высш. учеб. заведений, обучающихся по экон. спец. / И. П. Вахрин. – М. : Издательско-торг. кор порация «Дашков и К», 2003. – 384 с.

10. Виленский, П. Л. Оценка эффективности инвестиционных проектов: Тео рия и практика : учеб. пособие / П. Л. Виленский, В. Н. Лившиц, С. А. Смоляк. – 2-е изд., перераб. и доп. – М. : Дело, 2002. – 808 с.

11. Виханский, Н. С. Основы инвестиционного менеджмента. Т. I, II / Н. С. Виханский. – СПб. : Эльга – «Нико-центр», 2001.

12. Временная методика определения экономической эффективности исполь зования при строительстве нефтяных и газовых скважин новой техники изобретений и рационализаторских предложений. РД 39-0148052-547-87.

Том I. – М., 1988. – 198 с.

13. Временная методика определения экономической эффективности исполь зования при строительстве нефтяных и газовых скважин новой техники изобретений и рационализаторских предложений. РД 39-0148052-547-87.

Том II. – М., 1988. – 185 с.

14. Гиматудинов, Ш. К. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых ме сторождений / Ш. К. Гиматудинов, И. И. Дунюшкин, В. М. Зайцев. – М. :

Недра, 2007. – 301 с.

15. Годовой отчёт ОАО «Газпром» за 2010 год: http://www.gazprom.ru.

16. Демидов, Е. Е. Оценка экономической эффективности инноваций в строи тельстве нефтяных и газовых скважин. Постановка задачи / Е. Е. Демидов, В. П. Кемкин, Д. А. Лубяный, Л. Т. Терехов // Бурение и нефть. – 2010. – № 1. – С. 53-55.

17. Ефимова, О. Ю. Оценка экономической эффективности инноваций в неф тегазодобыче / О. Ю. Ефимова // Электронный научный журнал «Нефте газовое дело». – 2011. – №3. – С. 336-346.

18. Задорожный, В. Н. Республика Коми: социально-экономическое развитие / В. Н. Задорожный, В. А. Залевский, В. В. Фаузер ;

отв. ред. док. экон.

наук, проф. В. В. Фаузер. – М. : Экон-информ, 2011. – 150 с. (Б-ка менед жера;

вып.20).

19. Закон РФ № 261-ФЗ от 23 ноября 2009 «Об энергосбережении и о повы шении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдель ные законодательные акты Российской Федерации».

20. Игонина, Л. Л. Инвестиции : учеб. пособие / Л. Л. Игонина. – М. : Эконо мистъ, 2003. – 478 с.

21. Инвестиции : учеб. для студ. экон. спец. / под ред. В. В. Ковалева [и др.]. – М. : Проспект, 2003. – 440 с 22. Инвестиции : учеб. для вузов. – 2-е изд., перераб. и доп. / А. Ю. Анд рианов [и др.]. – М. : ТК Велби, Изд-во Проспект, 2007. – 584 с.

23. Инвестиции в Республике Коми : статистический сборник / Федер. служ ба гос. статистики, Террит. орган Федер. Службы гос. статистики по РК;

редкол. : В. Я. Сквозников [и др.]. – Сыктывкар, 2007. – 98 с.

24. Инвестиционный менеджмент : учеб. пособие / под. ред. Л. П. Гончаренко [и др.]. – М. : КНОРУС, 2005. – 296 с.

25. Инновационный менеджмент : учеб. пособие для студентов высш. учеб.

заведений / П. Н. Городничев [и др.]. – М. : КНОРУС, 2005. – 544 с.

26. Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство скважин на нефть и газ. – М. : ВНИИОЭНГ, 1987.

27. Исмаилов Т. А. Инновационная экономика – стратегическое направление развития России в XXI веке / Т. А. Исмаилов // Инновации. – 2003. – №1.

28. Ковалёв, В. В. Методы оценки инвестиционных проектов : учеб. для ву зов / В. В. Ковалёв. – М. : Финансы и статистика, 1998.

29. Комплексная оценка эффективности мероприятий, направленных на ус корение научно-технического прогресса : метод. рекомендации и коммен тарии по их применению. – М., 1988.

30. Коржубаев, А. Г. Долгосрочные тенденции и итоги 2009 года в нефтяной промышленности России / А. Г. Коржубаев, Л. В. Эдер // Проблемы эко номики и управления нефтегазовым комплексом. – 2010. – №5. – С. 4.

31. Коржубаев, А. Г. Вслед за подъёмом экономики / А. Г. Коржубаев, Л. В. Эдер // Нефть России. – 2011. – №5. – С. 32. Косолапов, Л. А. Анализ действующих методических рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов / Л. А. Косолапов // Ин вестиционно-строительная деятельность в условиях становления рыноч ных отношений : cборник научных трудов. – СПб., 2001. – С. 78-87.

33. Крестовских, Т. С. Социально-экономическое обоснование развития жи лищного строительства в северных регионах страны (на примере Респуб лики Коми) : дисс. на соиск. учёной степени кандидата экономических наук / Т. С. Крестовских. – М., 2002.

34. Крылов, Э. И. Анализ эффективности инновационной деятельности пред приятий : учеб. пособие / Э. И. Крылов, И. В. Журавлева. – М. : Финансы и статистика, 2001. – 384 с.

35. Малый инновационный бизнес // ИА BISHELP: сайт. – 2009. URL:

http://www.bishelp.ru/ekonomika/spb/mb_innovate.php (дата обращения 27.03.2010).

36. Мелкумов, Я. С. Организация и финансирование инвестиций : учеб. по собие / Я. С. Мелкумов. – М. : ИНФРА-М, 2000.

37. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности меро приятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса : По становление ГКНТ Президиума АН СССР от 3 марта 1988 г., № 60/52. – 62 с.

38. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности ме роприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности. РД 39-01/06-0001-89. – М., 1989. – 212 с.

39. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. – М.: Информэлектро, 1994.

40. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов: (Вторая редакция) / М-во экон. РФ, М-во фин. РФ, ГК по стр ву, арх. и жил. gолитики / рук. кол.: В. В. Коссов, В. Н. Лившиц, А. Г. Шахназаров. – М. : ОАО «НПО «Изд-во «Экономика», 2000. – 421 с.

41. Методические указания по оценке экономической эффективности техно логических вариантов разработки нефтяных месторождений. – М., 1995.

42. Методика оценки экономической эффективности инвестиционных проек тов в форме капитальных вложений. – М. : ОАО «Газпром», 2009. – 96 с.

43. Мишин, Ю. В. Инвестиции в конкурентоспособное производство : учеб.

пособие для студентов высш. учеб. заведений / Ю. В. Мишин. – М. :

КНОРКС, 2005. – 288 с.

44. Налоговый кодекс Российской Федерации [Электронный ресурс] / – Ре жим доступа. – http://www.consultant.ru/online/base/?req=doc;

base=LAW;

n=127847.

45. Нефтегазовое строительство: учеб. пособие / под общ. ред. проф.

И. И. Мазура и проф. В. Д. Шапиро. – М., 2005. – 774 с.

46. Нефть России. – М., 2011. – №5. – С. 12-19.

47. Нефть России. – М., 2011. – №8. – С. 50-55.

48. Нефть России. – М., 2011. – №10. – С. 17-23.

49. Нуртдинова, Г. А. Состояние развития нефтегазового комплекса как ис точника налоговых доходов бюджета страны / Г. А. Нуртдинова // Финан сы и кредит. – 2010. – №2. – С. 59-63.

50. О внесении изменений в часть вторую Налогового кодекса Российской Федерации в части формирования благоприятных налоговых условий для финансирования инновационной деятельности. Федеральный закон РФ от 19.07.2007 №195-ФЗ // Правовая система Грант.

51. Об утверждении концепции областной инновационной политики на 2010-2015 гг. Постановление правительства Воронежской области от 11 февраля 2010 г. № 70 // Официальный блог губернатора Воронежской области Алексея Гордеева. URL: http://blog.govvrn.ru/documents/436/.

52. Основы политики Российской Федерации в области развития националь ной инновационной системы на период до 2010 г. и дальнейшую перспек тиву. Письмо Президента РФ № ПР-576 от 30.03.2002 // Сетевое издание о стратегии Стратег.ру. URL: http://stra.teg.ru/lenta/innovation/381.

53. Основные показатели работы нефтяной и газовой промышленности топ ливно-энергетического комплекса России за январь-декабрь 2009 года (Авторские права ГП «ЦДУ ТЭК»). Нефтяное хозяйство. – 2010. – №2. – С. 124-128.


54. Основные направления политики Российской Федерации в области разви тия инновационной системы на период до 2010 г. Постановление Прави тельства РФ от 05.08.2005 N 2473п-П // Правовая система Консультант Плюс.

55. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности / А. Ф. Андреев [и др.]. – М., 1997. – 341 с.

56. Павловская, А. В. Оценка эффективности мероприятий по повышению качества вскрытия продуктивных пластов : учеб. пособие / А. В. Павловская, А. А. Мордвинов. – Ухта : УИИ, 1992. – 73 с.

57. Павловская, А. В. Планирование на предприятиях топливно энергетического комплекса : учеб. пособие / А. В. Павловская. – Ухта :

УИИ, 1998. – 135 с.

58. Павловская, А. В. Планирование на предприятиях нефтяной и газовой промышленности : учеб. пособие / А. В. Павловская. – Ухта : УГТУ, 2010. – 208 с.

59. Павловская, А. В. Планирование на предприятии : учеб. пособие / А. В. Павловская. – Ухта : УГТУ, 2009. – 139 с.

60. Павловская, А. В. Оценка эффективности научно-технических мероприя тий в строительстве нефтяных и газовых скважин : учеб. пособие / А. В. Павловская. – Ухта : УГТУ, 2009. – 112 с.

61. Павловская, А. В. Эффективность инвестиционных проектов разработки нефтяных месторождений для предприятий-участников / А. В. Павловская, Д. Н. Цхадая // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2010. – №10. – С. 28-32.

62. Павловская, А. В. Оценка и резервы повышения эффективности буровых работ в Республике Коми / А. В. Павловская // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2011. – №7. – С. 15-22.

63. Павловская, А. В. Эффективность реконструкции и технического перевоору жения газотранспортной системы ОАО «Газпром» / А. В. Павловская, И. А. Мачула // Проблемы экономики и управления нефтегазовым ком плексом. – 2012. – №4. – С. 16-20.

64. Павловская, А. В. Эффективность инновационного развития магистраль ного транспорта нефти на европейском Севере / А. В. Павловская, А. Е. Богатырёв // Проблемы экономики и управления нефтегазовым ком плексом. – 2012. – №6. – С. 15-20.

65. Павловская, А. В. Оценка и резервы повышения эффективности добычи нефти в Республике Коми / А. В. Павловская, О. В. Андрухова // Пробле мы экономики и управления нефтегазовым комплексом. – 2012. – №11. – С. 7-15.

66. Пранович, А. А. Стратегия управления инновационно-инвестиционной деятельностью в современных условиях / А. А. Пранович. – М. : Изд-во Рос. экон. акад., 2001.

67. Программа энергосбережения ОАО «Газпром» на период 2011-2013 гг.

Утвердил заместитель Председателя Правления ОАО «Газпром»

А. Г. Ананенков 8 декабря 2010 г.

68. Растворцева, С. Н. Социально-экономические основы инновационного развития региона / С. Н. Растворцева, В. В. Фаузер, А. А. Каракчиев, В. А. Залевский;

отв. ред. С. Н. Растворцева, В. В. Фаузер. – М. : Экон Информ, 2011. – 126 с.

69. Растворцева, С. Н.Социально-экономическая эффективность региональ ного развития / С. Н. Растворцева, В. В. Фаузер, В. Н. Задорожный, В. А. Залевский;

отв. ред. д.э.н., доцент С. Н. Растворцева. – М. : Экон Информ, 2011. – 131 с.

70. Российская Федерация. Законы. Об инвестиционной деятельности в Рос сийской Федерации, осуществляемой в форме капитальных вложений :

федер. закон № 39-ФЗ [принят 25 февраля 1999 г. № 39-Ф3]. – М., 1999.

71. Рынок буровых услуг: итоги 2009 года. Автоматизация. – 2010. – №2. – С. 10-11.

72. Сегаль, А. З. Перспективы развития нефтедобычи на территории Респуб лики Коми / А. P. Сегаль // Регион. – 2008. – №12. – С. 22-24.

73. Состояние и использование минерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации [Электронный ресурс] / – Режим доступа. – http://www.mineral.ru /Facts/russia/147/412/01_oil.pdf.

74. Староверова, Г. С. Экономическая оценка инвестиций : учеб. пособие / Г. С. Староверова. – М. : КНОРУС, 2006. – 312 с.

75. Сводный план мероприятий по реализации основных положений послания президента Российской Федерации Федеральному Собранию Российской Федерации 2006 г. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 7 июня 2006 г. № 838 // Референт. Правовая система нового поколения.

URL: http://www.referent.ru/1/95411#h510.

76. Технико-экономическое обоснование дипломных проектов : учеб. посо бие для втузов / Л. А. Астреина [и др.];

под ред. В. К. Беклешева. – М. :

Высш. шк., 1991. – 176 с.

77. Турманидзе, Т. У. Экономическая оценка инвестиций : учеб. / Т. У. Турманидзе. – М. : ЗАО «Издательство «Экономика», 2008. – 342 с.

78. Управление проектом. Основы проектного управления : учеб. / кол. авт.;

под ред. проф. М. Л. Разу. – М. : КНОРУС, 2006. – 768 с.

79. Финансовый менеджмент: теория и практика : учеб. / под ред.

Е. С. Стояновой. – 5-е изд., перераб. и доп. – М. : Изд-во «Перспектива», 2002.

80. Финансовый менеджмент: учеб. для вузов / под ред. акад. Г. Б. Поля ка. – 2-е изд., перераб. и доп. – М. : ЮНИТИ-ДАНА, 2006. – 527 с.

81. Фатхутдинов, Р. А. Производственный менеджмент : учеб. для вузов / Р. А. Фатхутдинов. – 5-е изд.– СПб. : Питер, 2007. – 448 с.

82. Фатхутдинов, Р. А. Инновационный менеджмент : учеб. / Р. А. Фатхутди нов. – СПб. : Питер, 2006.

83. Финансы в управлении предприятием / под ред. д.э.н., профессора А. М. Ковалевой. – М. : Финансы и статистика, 1995.

84. Царёв, В. В. Оценка экономической эффективности инвестиций / В. В. Царёв. – СПб. : Питер, 2004. – 464 с.

85. Черняк, В. З. Бизнес-планирование : учеб. для вузов / В. З. Черняк. – М. :

КНОРУС, 2005. – с.

86. Шарп, У. Инвестиции / У. Шарп, Г. Александер, Дж. Бейли ;

пер. с англ. – М. : ИНФРА – М, 1997.

87. Шеремет, А. Д. Методика финансового анализа / А. Д. Шеремет, Р. С. Сайфулин. – М. : Инфра-М, 1995.

88. Экономическая оценка технологических вариантов разработки нефтяных месторождений. – М. : ВНИИнефть, 1995.

89. Экономическая оценка инвестиционных проектов : учеб. для студентов вузов, обучающихся по специальности «Экономика и управление на предприятиях (по отраслям)» / С. А. Сироткин, Н. Р. Кельчевская. – М. :

ЮНИТИ-ДАНА, 2009. – 287 с.

90. Экономическая оценка инвестиций / под ред. М. И. Риммера. – СПб. : Пи тер, 2005. – 480 с.

91. Экспорт Российской Федерации нефтепродуктов за 2000-2011 годы [Электронный ресурс] / – Режим доступа. – http://www.cbr.ru/ statistics/print.aspx?file=credit_statistics/oil_products.htm&pid=svs&sid=vt2.

92. Экспорт Российской Федерации природного газа за 2000-2011 годы [Электронный ресурс] / – Режим доступа. – http://www.cbr.ru/ statistics/print.aspx?file=credit_statistics/gas.htm&pid=svs&sid=vt3.

93. Экспорт Российской Федерации сырой нефти за 2000-2011 годы [Элек тронный ресурс] / – Режим доступа. – http://www.cbr.ru/statistics/ print.aspx?file=credit_statistics/crude_oil.htm&pid=svs&sid=vt1.

94. Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. Утверждена Рас поряжением Правительства от 13 ноября 2009 г. № 1715-Р.

95. http://econom.rkomi.ru 96. http://economyar.narod.ru/makov_v_m.pdf 97. http://minenegro.gov.ru 98. http://mon.gov.ru/files/materials/7766/ruk/oslo.pdf 99. http://www.rosneft.ru 100. http://www.lukoil.ru 101. http://rkomi.ru/page/420/ 102. http://sykt24.ru/news/ 103. http://www.severnyemn.ru/emitent 104. http://www.trasneft.ru 105. http://uecs.ru Приложение Коэффициент приведения разновременных затрат и результатов к расчётному году Коэффициент приведения к расчётному году:

t = (1 + En ) t p t, где En – норматив приведения разновременных затрат и результатов к рас четному году;

t p – порядковый номер расчетного года;

t – порядковый номер года, затраты и результаты которого приводятся к расчетному году.

Число лет, Число лет, Число лет, следующих следующих t t t предшествующих за расчётным за расчётным расчётному году годом годом 10 2,5937 1 0,9091 11 0, 9 2,3679 2 0,8264 12 0, 8 2,1436 3 0,7513 13 0, 7 1, 6 1,7716 4 0,6830 14 0, 5 1,6105 5 0,6209 15 0, 4 1,4641 6 0,5645 20 0, 3 1,3310 7 0,5132 25 0, 2 1,2100 8 0,4665 30 0, 1 1,1000 9 0,4241 40 0, 0 1,0000 10 0,3855 50 0, Коэффициент реновации:

En kp =, (1 + En ) Тсл где Т сл – срок службы средств труда долговременного применения kp kp kp kp Т сл Т сл Т сл Т сл 1 2 3 4 5 6 7 1 1,0000 6 0,1296 11 0,0540 16 0, 2 0,4762 7 0,1054 12 0,0468 17 0, 3 0,3021 8 0,0874 13 0,0408 18 0, 4 0,2155 9 0,0736 14 0,0357 19 0, 5 0,1638 10 0,0627 15 0,0315 20 0, Оглавление Введение................................................................................................................. 1 СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ ИННОВАЦИОННОГО РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА..................................................................... 1.1 Тенденции и закономерности развития нефтегазового комплекса в Российской Федерации.............................................................................. 1.2 Состояние инновационного развития нефтегазового комплекса в Республике Коми.............................................................................................. 1.3 Инновационная экономика в нефтегазовом комплексе и государственная политика в сфере инноваций.............................................. 2 МЕТОДОЛОГИЯ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИЙ.......... 2.1 Историческое развитие методологии оценки эффективности инвестиций............................................................................................................ 2.2 Методология оценки эффективности инвестиций в рыночных условиях........................................................................................................... 2.3 Виды эффективности инвестиций........................................................... 3 МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ В НЕФТЕГАЗОВОМ КОМПЛЕКСЕ....................................................................................................... 3.1 Методы оценки экономической эффективности научно-технических мероприятий..................................................................... 3.2 Оценка экономической эффективности научно-технических мероприятий в нефтегазовом комплексе........................................................... 4 МЕТОДИКА ОЦЕНКИ КОММЕРЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ В НЕФТЕГАЗОВОМ КОМПЛЕКСЕ....................................................................................................... 5 ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗЛИЧНЫХ ВИДОВ НОВОЙ ТЕХНИКИ В БУРЕНИИ, КРЕПЛЕНИИ И ОСВОЕНИИ СКВАЖИН................................................................................ 5.1 Особенности расчёта экономической эффективности научно-технических мероприятий в бурении скважин................................... 5.2 Особенности расчёта экономической эффективности научно-технических мероприятий при ликвидации осложнений и аварий.. 5.3 Особенности расчёта экономической эффективности научно-технических мероприятий при заканчивании скважин...................... 5.4 Особенности расчёта экономической эффективности научно-технических мероприятий при креплении скважин........................... 6 ОЦЕНКА ЭФЕКТИВНОСТИ ИННОВАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ В СТРОИТЕЛЬСТВЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН..................... 6.1 Оценка и резервы повышения эффективности буровых работ в Республике Коми.............................................................................................. 6.2 Оценка коммерческой эффективности бурения горизонтальных скважин............................................................................................................... 6.2.1 Расчёт капитальных вложений...................................................... 6.2.2 Расчёт эксплуатационных затрат на добычу нефти……………. 6.2.3 Расчёт коммерческой эффективности бурения горизонтальных скважин.................................................................................. 6.3 Оценка коммерческой эффективности использования хлоркалиевых буровых растворов................................................................... 6.3.1 Аннотация мероприятия................................................................ 6.3.2 Обоснование базы сравнения........................................................ 6.3.3 Расчёт экономии эксплуатационных затрат от использования хлоркалиевого бурового раствора.................................................................... 6.3.4 Оценка коммерческой эффективности использования хлоркалиевого бурового раствора.................................................................... 6.4 Оценка коммерческой эффективности внедрения новой технологии бурения наклонно-направленных скважин с использованием усовершенствованного турбобура................................................................... 6.4.1 Аннотация мероприятия................................................................ 6.4.2 Выбор и обоснование базы сравнения......................................... 6.4.3 Расчёт коммерческой эффективности внедрения новой технологии бурения наклонно-направленных скважин с использованием усовершенствованного турбобура.................................... 7 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИННОВАЦИЙ В ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА................................................................... …… 7.1 Оценка эффективности добычи нефти в Республике Коми............... 7.2 Оценка эффективности внедрения насосно-компрессорных труб (НКТ) с силикатно-эмалевым покрытием.............................................. 7.3 Эффективность инвестиционных проектов разработки нефтяных месторождений для предприятий-участников.............................. 8 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИННОВАЦИОННОГО РАЗВИТИЯ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ НА ЕВРОПЕЙСКОМ СЕВЕРЕ........................................................................ 8.1 Оценка эффективности магистрального транспорта нефти в Республике Коми............................................................................................ 8.2 Анализ затрат на электроэнергию в магистральном транспорте нефти............................................................................................... 8.3 Оценка эффективности инновационных электротехнологий в магистральном транспорте нефти................................................................. 8.3.1 Оценка эффективности энергосберегающих мероприятий, не требующих капитальных вложений............................................................ 8.3.2 Оценка коммерческой эффективности внедрения систем АСТУЭ................................................................................................... 8.3.3 Оценка коммерческой эффективности внедрения станции частотно-регулируемого электропривода (ЧРП) на объектах транспорта нефти............................................................................................... 8.4 Оценка коммерческой эффективности внедрения противотурбулентной присадки «Arctic Grade» в магистральном транспорте нефти............................................................................................... 9 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИННОВАЦИОННОГО РАЗВИТИЯ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА НА ЕВРОПЕЙСКОМ СЕВЕРЕ....................................................................... 9.1 Оценка и резервы повышения энергоэффективности магистрального транспорта газа...................................................................... 9.2 Эффективность реконструкции и технического перевооружения газотранспортной системы............................................................................... БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК..................................................... ……. ПРИЛОЖЕНИЯ................................................................................................. Научное издание Павловская Алла Васильевна Эффективность инновационного развития нефтегазового комплекса на европейском Севере Монография Редактор К. В. Коптяева Технический редактор Л. П. Коровкина План 2012 г., позиция 8(н). Подписано в печать 30.08.2013.

Компьютерный набор. Гарнитура Times New Roman.

Формат 60х84 1/16. Бумага офсетная. Печать трафаретная.

Усл. печ. л. 13,1. Уч.-изд. л. 11,9. Тираж 100 экз. Заказ №277.

Ухтинский государственный технический университет 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13.

Типография УГТУ.

169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, д. 13.



Pages:     | 1 |   ...   | 4 | 5 ||
 





 
© 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.