Повышение достоверности оценки целевого показателя энергосбережения предприятий транспорта нефти Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

УДК 621.311

ПОВЫШЕНИЕ ДОСТОВЕРНОСТИ ОЦЕНКИ ЦЕЛЕВОГО ПОКАЗАТЕЛЯ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЙ ТРАНСПОРТА НЕФТИ

Н. В. ТОКОЧАКОВА

Учреждение образования «Гомельский государственный технический университет имени П. О. Сухого»,

Республика Беларусь

Введение

В соответствии с «Законом об энергосбережении» [1] показателями энергетической эффективности (ЭЭФ) является научно обоснованная абсолютная или удельная величина потребления топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) на производство единицы продукции, установленная нормативными документами. Начиная с 1998 года, в республике введен показатель ЭЭФ, позволяющий оценивать ЭЭФ использования ТЭР, -целевой показатель по энергосбережению. Целевой показатель по энергосбережению (ЦП) ежегодно устанавливается Советом Министров Республики Беларусь в качестве одного из основных показателей социально-экономического развития республики и доводится республиканским органам государственного управления и иным государственным организациям, подчиненным Правительству Республики Беларусь, областям и городу Минску [2]. Расчёт ЦП для предприятий, оказывающих услуги, в том числе и для предприятий, транспорта нефти, выполняется по формуле [3]:

ЦП =

(ОЭЗо ^

-----б---1

ОЭЗб.у

100, %, (1)

где ОЭЗ0 - обобщённые энергозатраты за отчётный период, т у. т.; ОЭЗсу - приведенные

к сопоставимым условиям обобщённые энергозатраты в предыдущем (базисном) периоде, т у. т.

Приведенные к сопоставимым условиям обобщённые энергозатраты в предыдущем (базисном) периоде определяются как:

ОЭЗб.у = ОЭЗб + £ ДОЭЗб, т у. т., (2)

где £ ДОЭЗб - величина, на которую должны быть изменены обобщенные энергозатраты в базисном периоде при приведении к сопоставимым условиям, т у. т.

Расчет значения £ ДОЭЗб осуществляется с учетом структуры потребления ТЭР,

которая складывается из следующих составляющих:

- электрической энергии (ЭЭ), расходуемой на транспортировку нефти;

- тепловой энергии, расходуемой на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения;

- топлива, расходуемого в котельных для производства тепловой энергии.

Величина £ ДОЭЗб определяется сопоставимыми условиями, корректирующими

потребление электрической, тепловой энергии и топлива в базисном периоде:

£ ДОЭЗб = ДООЭ б + ДООЭ т, т у. т.,

(3)

где ДООЭб - величина, на которую следует скорректировать затраты ЭЭ за счет

сопоставимых условий, т у. т.; ДООЭт - величина, на которую следует скорректировать затраты тепловой энергии и топлива за счет сопоставимых условий, т у. т.

Сопоставимые условия для корректировки затрат тепловой энергии и топлива определяются средней температурой наружного воздуха и продолжительностью отопительного периода. Сопоставимые условия для корректировки затрат ЭЭ определяются как изменением грузооборота нефти, так и состоянием технологической системы транспортировки нефти. Следует отметить, что для предприятий транспорта нефти на величину £АОЭЗб в наибольшей степени влияет изменение грузооборота нефти, поскольку 98 % потребленных ТЭР составляет ЭЭ технологических нужд.

тч'шш>дптЕ.тгъно<;ть'

III<фм мгшн мл

Рис. 1. Увеличение производительности за счет включения дополнительного

насосного агрегата

Для предприятий транспорта нефти, работающих в условиях высокой загрузки нефтепровода, темп роста электропотребления опережает темп роста грузооборота нефти. Прирост производительности (рис. 1) достигается за счет включения дополнительного насосного агрегата (при неизменной характеристике сети режим работы нефтепровода переходит из точки А в точку Б). При этом увеличение потерь давления больше увеличения производительности в 1,75 раза, что влечет за собой увеличение удельного расхода электроэнергии в 1,75 раза (или увеличение расхода ЭЭ в 2,75 раза). Поэтому в условиях роста грузооборота будет возрастать УРЭ, что формально указывает на снижение ЭЭФ. ЦП при учете сопоставимых условий более объективно отражает работу предприятия в области энергосбережения и достигнутую ЭЭФ.

Вот почему задача объективной оценки величины АОЭЗб, на которую следует

скорректировать энергозатраты в базисном периоде за счет сопоставимых условий грузооборота нефти, является актуальной.

Исследовательская часть. Технологический расход ЭЭ на транспортировку нефти по участку магистрального нефтепровода может быть определен аналитически по формуле

[4]:

ТТГ а-(АИ + Аz)■ с • 2-10_3 „ ,.Л

W = —---------------------Т, кВт-ч, (4)

з

где q - производительность участка нефтепровода, м/с; Лh - потери напора на преодоление гидравлического сопротивления участка нефтепровода, м; Лг - статический напор участка нефтепровода, м; р - плотность нефти, кг/м ; g - ускорение свободного

падения, м/с2; Т - время, за которое определяется электропотребление, ч; ^ - КПД участка нефтепровода, о. е.

В целях унификации процедуры расчетов потерь напора участка нефтепровода Л. С. Лейбензоном предложена следующая зависимость [5]:

а, 2-т _ т _ т

ЛИ = р-а------, м, (5)

1 1 5-т 5 5 V /

dэ

э

где Р и т - коэффициенты, характеризующие режим течения нефти (ламинарный, турбулентный: зона Блазиуса, зона смешанного трения, зона квадратичного трения) (табл. 1); а - производительность участка нефтепровода, м3/с; V - кинематическая вязкость

нефти, м/с; Ь - протяженность участка нефтепровода, м; dэ - эквивалентный диаметр нефтепровода, м.

Эквивалентный диаметр нефтепровода - условный диаметр сложного (по количеству ниток, наличию лупингов и последовательно соединенных участков нефтепровода различного диаметра) нефтепровода, представленного в виде однониточного нефтепровода неизменного диаметра, обеспечивающий равенство гидравлических потерь при заданном расходе нефти по длине однониточного и сложного нефтепроводов.

Суточный грузооборот нефти связан с производительностью участка нефтепровода следующей зависимостью:

Р = 0,0864• а-р-1, тыс. т-км, (6)

где I - протяженность участка нефтепровода на территории Республики Беларусь, км.

Таблица 1

Характеристики режимов течения нефти

Режим течения М Р, с2/м Р, с2/м

Ламинарный 1 Г 4^2“т 32 g 4,15

Турбулентный - - -

Зона Блазиуса 0,25 (4^2“т 0,1582 g 0,0246

Окончание табл. 1

Режим течения М Р, с2/м Р, с2/м

Зона смешанного 0,123 Г 4 ^ 2 т 10 0,1271§(є)~0,б27 0,0802 • 100,1271§(е) ~°,627

трения

Зона квадратичного 0 Г 4 ^2-т X 0,0827 • X

трения 2

Примечание: 8 - относительная шероховатость труб; X - коэффициент Дарси.

Таким образом, суточное потребление ЭЭ на перекачку нефти по участку нефтепровода можно представить как [6]:

Ж =

5 - g

18 -Л

/ \ 2-т

{ 625 ^

54 -р

— I V'

Р

L Р

—5-------+ 2 —

d5-m I

кВт^ч/сут.

(7)

Из выражения (7) видно, что потребление ЭЭ имеет нелинейную зависимость от грузооборота нефти, поэтому использование соотношения (8), используемого в [2] для приведения энергозатрат к сопоставимым условиям при изменении грузооборота, не представляется возможным:

ЛОЭЗб = ОЭЗ

\

, т у. т.,

(8)

где ОЭЗэ - энергозатраты ЭЭ на транспортировку нефти базисного периода, т у. т.; Ро, Рб - грузооборот нефти соответственно базисного и отчетного периодов, соответственно, тыс. т-км.

Аналитическое приведение энергозатрат на транспортировку нефти к сопоставимым условиям может быть представлено следующим образом:

ЛОЭЗб = Ж

1

Лс

54 -р

о У

I

V У

\

1_

Лб

V

625

54 -р

2-т Г Р \3-т

б

I

V У

V,

L

Рб

d¡

5 + 2-------------------------

,5-т I

- 1

т у. т.

(9)

Однако использование выражения (9) для приведения энергозатрат к сопоставимым условиям весьма затруднительно по следующим причинам:

- расчет по данному выражению является трудоемким из-за большого количества исходных данных и степенных зависимостей;

- данное выражение требовательно к точности определения эквивалентного диаметра нефтепровода, поскольку ошибка в определении dэ в 1 % дает до 10 % ошибки в приведении энергозатрат базисного периода в сопоставимые условия:

1 + (5 - т)/100 1 -(5 - т)/100

-1

При этом следует учесть, что точное определение эквивалентного диаметра невозможно, поскольку dэ постоянно меняется (уменьшается с накоплением нефтешлама и увеличивается в результате очистки нефтепровода). Таким образом, ошибка определения dэ на 3 % может дать погрешность до 30 % в приведении энергозатрат

базисного периода в сопоставимые условия отчетного периода;

- весьма трудоемкой является задача в достаточно точном определении КПД нефтепровода, поскольку при расчете используются КПД насосов. При этом данная характеристика, как правило, постоянно меняется (обточка рабочих колес, физический износ насосов) и отличается от паспортной.

Следует отметить, что применение показателя степени, определенного из формулы (7), для связи темпов роста грузооборота нефти и электропотребления так же

Р

3-т

Р

б

т

Р

неприемлемо, поскольку при этом не будет учтено существенное влияние остальных факторов:

Приведение к сопоставимым условиям обобщённых энергозатрат в предыдущем (базисном) периоде предложено производить на основе фактической взаимосвязи между электропотреблением и грузооборотом нефти через показатель степени а, что позволит учесть индивидуальные особенности конкретного предприятия транспорта нефти:

где ОЭЗб - энергозатраты ЭЭ на транспортировку нефти базисного периода, т у. т.; Тго -

темп роста приведенного грузооборота, о. е.; а - показатель степени, характеризующий нелинейность взаимосвязи между энергозатратами и приведенным грузооборотом нефти.

Показатель степени а определяется с использованием однофакторной степенной математической модели по суточным данным электропотребления и приведенного грузооборота нефти при взаимном влиянии множества факторов, формирующих режимы электропотребления:

где Ж - суточное электропотребление по участкам нефтепровода, кВт-ч/сут; Рпр -

приведенный суточный грузооборот нефти по участкам нефтепровода, тыс. т-км; а -показатель степени, характеризующий нелинейность взаимосвязи между энергозатратами и приведенным грузооборотом нефти; Р - коэффициент пропорциональности между энергозатратами и приведенным грузооборотом нефти; 5 - относительная погрешность модели, %.

Включение (выключение) в работу участка нефтепровода или изменение времени работы участка нефтепровода в отчетном периоде относительно базисного периода вызывает изменение энергозатрат на транспортировку нефти, что учитывается изменением обобщенного грузооборота нефти. Однако для технологически незавершенных участков нефтепровода, грузооборот нефти, идущий в зачет предприятию, рассчитывается не по фактической протяженности участка, а по протяженности участка, проложенного по территории Республики Беларусь. Как следствие, УРЭ на транспортировку нефти будет завышен или занижен в зависимости от соотношения фактической протяженности участка к условной, что неадекватно сказывается на приведении обобщенных энергозатрат базисного периода к отчетному. Поэтому при обобщении грузооборота нефти технологически незавершенных участков нефтепровода, необходимо выполнить его приведение к фактической протяженности участков. Технологически незавершенными участками нефтепровода следует считать участки, разделенные территориально на части в границах государств, когда одна часть технологического участка находится на территории одного государства и управляется им, другая часть находится на территории другого государства и управляется им, соответственно. Таким образом, темп роста грузооборота нефти за рассматриваемый период рассчитывается по выражению:

ЛОЭЗб * ОЭЗб ((Р0/Рб )3-т -1), т у. т.

(10)

ЛОЭЗб = ОЭЗб - (Тг.оа-1), т у. т.,

(11)

где г, j - формальный признак участка нефтепровода, работающего в отчетном и базисном периодах, соответственно; п, т - количество технологических участков нефтепровода, работающих в отчетном и базисном периоде соответственно, шт; —с,, —б]- - грузооборот

нефти в отчетном и базисном периодах, соответственно, млн т-км; Кй, К -

коэффициенты приведения грузооборота нефти к фактической протяженности участка, о. е.

Коэффициент приведения грузооборота нефти к фактической протяженности участка находится по следующему выражению:

К, = Ь ф/Ь „ , (14)

где Ьф - фактическая протяженность участка нефтепровода, км; Ьст - протяженность

участка на территории Республики Беларусь, км.

Построение однофакторной модели режимов электропотребления с целью определения показателя степени а можно представить в виде следующего алгоритма [7]:

1) формируются временные ряды по суточному приведенному грузообороту и суточному электропотреблению на основе суточных данных отчетного и соответствующего базисного периодов:

э'

^=1,2..,2и К', )г=1,2..,п С' , )г=1,2..,п’

М,=1,2. ,2п = Ж,б),=1,2 .п и Ж,"¡, =

к, =К: ¡,=и и (р.: )Ы1,п. (15)

прг Л=1,2..,п ^ ".' Л=1,2..,п

где Ж,6 - значение электропотребления за ^е сутки базисного периода, кВт-ч/сут; Ж° -значение электропотребления за ^е сутки отчетного периода, кВт-ч/сут; п -продолжительность отчетного (базисного) периода, сут; —пр б - обобщенный приведенный

грузооборот нефти за ,-е сутки базисного периода, тыс. т-км; —пр° - обобщенный

приведенный грузооборот нефти за ,-е сутки отчетного периода, тыс. т-км;

2) сформированные временные ряды сглаживаются методом скользящего среднего:

1 г+п-1 1 г+п-1

Ж = - £Ж', —п., = - 2—,;, ■ где , = 1,2,—, п +1; (16)

п “7 п

,=г

3) зависимость (12) линеаризуется, и формируются векторы зависимых и независимых переменных:

Г = [1п(Ж1),1п(Жг), —,1п(Ж„1)]Г ; X = [1п(—п.,М—„}—,1п(—„,„.„)]Г; (17)

4) с использованием метода наименьших квадратов, находятся коэффициенты регрессии (В = [а,1п(Р)]т):

В = (ХТХ)-1 ХтГ; (18)

5) определяется среднеквадратическая относительная погрешность модели:

а =

т - к -

---------У 5,2 , %,

к -1 £ г ’ ’

(19)

где т - число наблюдений; к - количество учитываемых факторов в модели; 5 относительная погрешность модели, %.

На рис. 2 представлена модель Ж = /(Р) для РУП «Гомельтранснефть «Дружба».

Динамика показателя степени а для РУП «Гомельтранснефть «Дружба» и НРУПТН «Дружба» представлена в табл. 2. Для РУП «Гомельтранснефть «Дружба» а варьировался в пределах от 1,81 до 3,98; для НРУПТН «Дружба» - от 0,196 до 0,553. Среднеквадратическая относительная погрешность построенных моделей не превышает 1 %.

$

Рис. 2. Зависимость расхода ЭЭ от приведенного грузооборота, построенная по данным 10 месяцев 2003 и 2004 гг. РУП «Гомельтранснефть «Дружба»

Таблица 2

Динамика показателя степени а РУП «Гомельтранснефть «Дружба» и НРУПТН «Дружба» за 2004 год

Месяц 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12

РУП «Гомельтранснефть «Дружба»

Показате ль степени а 3,05 2,79 2,83 2,82 3,06 3,32 3,31 3,49 3,65 3,74 3,98 3,98

НРУПТН «Дружба»

Показате ль степени а 0,251 0,553 0,781 0,231 0,232 0,249 0,185 0,291 0,322 0,291 0,324 0,312

Из табл. 2 видно, что показатель степени а не является постоянной величиной, а изменяется во времени при изменении состояния системы нефтепровода, поэтому при расчете целевого показателя, показатель степени а необходимо уточнять.

Произведем расчет целевого показателя энергосбережения НРУПТН «Дружба» за один из кварталов года с использованием разработанной методики [7].

Исходные данные для расчета:

- обобщённые энергозатраты за отчётный период: ОЭЗ о = 3013 т у. т.;

1480300

144 0 3 00 - к= _ п 9 8

1400]00 13«] 00 -

в:и.|ии -

1Ж1УЮ -12101100 -12ОО00О -

£5500 50000 40510 РОООО Р0500 Р1СОО 9150 С Р2000 ?2500 Р30С0 03500

Р. I ЫС. 1К11

- обобщённые энергозатраты за базисный период: ОЭЗб = 2729 т у. т.;

- затраты ЭЭ в базисном периоде на транспорт нефти: ОЭЗЭ = 1933 т у. т.

Таблица 3

Грузооборот нефти за январь-март отчетного и базисного периодов

Участок нефтепровода Грузооборот нефти, тыс. т^км К

отчетный период базисный период

Участок 1 1792544 0 0,582

Участок 2 344500 445100 1,076

Участок 3 0 0 1,076

Участок 4 11500 9503 1

Показатель степени а, характеризующий нелинейность взаимосвязи между энергозатратами и приведенным грузооборотом нефти за расчетный период, составил 0,16 (рис. 3).

^ £ Я

н £ ¡к ^

3333 5303 7300 5300 1 1ЁС0 13300

Г пр . МЛН 1'Ш

Рис. 3. Зависимость расхода ЭЭ от приведенного грузооборота, построенная по суточным данным 1 -го квартала отчетного и базисного годов

Расчет целевого показателя энергосбережения Темп роста грузооборота нефти:

Тг.0 =( £ Р0дЛ / £ Р&]ку] =

\ 1<г<п у у 1< ]<т J

= 1792544-0,582 + 344500-1,076 + 0-1,076 +11500-1,000 = 292 = 0-0,582 + 445100-1,076 + 0-1,076 + 9503-1,000 = , .

Величина, на которую следует скорректировать затраты ЭЭ за счет сопоставимых условий:

ЛОЭЗб = ОЭЗб • (Тгоб -1) = 1933-(2,92)Дб-1) = 359 т у. т.

Приведенные к сопоставимым условиям обобщённые энергозатраты в базисном периоде:

ОЭЗ б.у = ОЭЗ б + £ ЛОЭЗ б = 2729 + 359 = 3088 т у. т.

Целевой показатель энергосбережения за период:

ЦП = (ОЭЗо/ООЭбу - !)• 100 = (3013 /3088 -1)-100 = - 2,43 %.

Целевой показатель энергосбережения без уточнения сопоставимых условий за рассматриваемый период в соответствии с методикой [3].

Темп роста грузооборота нефти без приведения грузооборота нефти к фактической протяженности участка за 1-й квартал отчетного года:

Тго = (2149/454,6) • 100 = 472,7%.

Величина, на которую следует скорректировать затраты ЭЭ при учете сопоставимых условий:

ЛОЭЗб = 0,01 • ОЭЗэ • (Тго-100) = 0,01-1933-(472,71-100) = 7204,3 т у. т.

Приведенные к сопоставимым условиям обобщённые энергозатраты в базисном периоде:

ОЭЗ б.у = ОЭЗ б + £ ЛОЭЗ б = 2729 + 7204,3 = 9933,3 т у. т.

Целевой показатель энергосбережения:

ЦП = (ОЭЗо/ООЭб.у -1)-100 = (3013 / 9933 -1)-100 = - 69,7 %.

Как видно из расчета, ЦП без уточнения сопоставимых условий составил -69,7 %, что превышает значение ЦП, рассчитанного в соответствии с разработанной методикой [7] в 28 крат. Завышенное значение ЦП не может быть подтверждено внедренными мероприятиями по энергосбережению. Доведенное Концерном «Белнефтехим» задание ЦП энергосбережения составило -1,5 %.

Таким образом, разработанная методика позволяет объективно рассчитывать ЦП в сопоставимых условиях за счет:

- приведения обобщенного грузооборота нефти к фактической протяженности участков нефтепровода;

- приведения к сопоставимым условиям обобщённых энергозатрат в базисном периоде при учете фактической взаимосвязи между электропотреблением и приведенным грузооборотом через показатель степени а , определяющийся на основе однофакторной математической модели зависимости электропотребления от грузооборота нефти Ж = /(Рпр).

Разработанная «Методика расчета целевого показателя энергосбережения для предприятий транспорта нефти в сопоставимых условиях» согласована в Комитете по энергетической эффективности при Совете Министров Республики Беларусь и утверждена Концерном «Белнефтехим» в качестве отраслевой для предприятий трубопроводного транспорта нефти Республики Беларусь.

Для автоматизации расчета ЦП разработана программа «Целевой показатель», которая производит расчет показателя степени «альфа» за отчетный период и генерирует отчет с расчетом целевого показателя энергосбережения в сопоставимых условиях. Данное программное обеспечение в настоящее время используются в РУП «Гомельтранснефть «Дружба» и НРУПТН «Дружба».

Выводы

1. Для объективной оценки целевого показателя энергосбережения необходимо приводить потребление ТЭР к сопоставимым условиям с учетом особенностей технологического процесса, что особенно важно для предприятий транспорта нефти, у которых существует нелинейная зависимость между электропотреблением и объемами грузооборота нефти, а в условиях высокой загрузки нефтепровода темп роста электропотребления значительно опережает темп роста грузооборота.

2. Использование классических закономерностей течения нефти по трубопроводам для приведения энергозатрат к сопоставимым условиям весьма затруднительно по причинам: трудоемкость расчета из-за большого количества исходных данных и степенных зависимостей; требование к высокой точности определения эквивалентного диаметра и КПД нефтепровода.

3. Приведение к сопоставимым условиям обобщённых энергозатрат в предыдущем (базисном) периоде предложено производить с использованием фактической взаимосвязи между электропотреблением и грузооборотом нефти, выраженной через показатель степени однофакторной математической модели зависимости электропотребления от грузооборота нефти при приведении грузооборота нефти к фактической протяженности участков нефтепровода.

4. Разработана методика расчета целевого показателя по энергосбережению для предприятий трубопроводного транспорта нефти в сопоставимых условиях, предложена программная реализация методики для НРУПТН «Дружба» и РУП «Гомельтранснефть «Дружба».

Литература

1. Об энергосбережении : Закон Республики Беларусь //Энергоэффективность. - 1998. -№7.-С. 2-5.

2. Инструкция по расчету целевых показателей по энергосбережению. Утв. постановлением Комитета по энергоэффективности при Совете Министров Республики Беларусь от 28.07.2003 г., № 7. - Минск : [б. и.]. - 14 с.

3. Методика расчета целевых показателей энергосбережения в сопоставимых условиях для

концерна «Белнефтехим». - Минск: Концерн «Белнефтехим», 2002. -

18 с.

4. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов / под ред. А. Х. Дерцакяна. - Ленинград : Недра, 1977. - 519 с.

5. Харламенко, В. И. Эксплуатация насосов магистральных нефтепродуктов /В. И. Харламенко, М. В. Голуб. - Москва : Недра, 1978. -231 с.

6. К вопросу расчета и использования целевого показателя энергосбережения для предприятий транспорта нефти /Н. В. Токочакова [и др.] //Энергоэффективность. -2003. - № 7.- С. 7-8; № 8. - С. 6-7.

7. Методика расчета целевого показателя энергосбережения для предприятий транспорта нефти в сопоставимых условиях. - Минск : Концерн «Белнефтехим», 2005. - 31 с.

Получено 23.06.2006 г.