ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 19.10.2024
Просмотров: 110
Скачиваний: 0
Как и раньше, прогноз в т + 1 году примем равным среднему арифметическому k прогнозов, т. е.
2 |
(m+l—ft+v) |
«Си |
|
ѵ=1 |
|
Ут+ 1 — |
(4-42) |
После определения прогноза ут + 1 в т + 1 году будем рас сматривать его как известную величину при определении прогноза на последующие годы.
Для построения прогноза рассматриваемого явления в т + 2 году определим k значений его в этом году по урав нениям
Ут+2~к+Ѵ) “ < - * +3)+ af-* + % lm+2 + ••• +
+а ^ - к+ 3)Хпт + 2\
Ут( +2~к+2> ~ а£”_А+4) + ß(^_ *+4>^lm+2 + • • • -f* + a^m- k+^x„m+2;
Ут+2~к+к) = аТ +2) + a[m+2)Xlm+2 + 1' • + a^l+2h nm+2, (4-43)
коэффициенты которых определяются на основании зависи мостей (4-31). Параметры bt и ct определяются по формулам (4-32), в которых суммирование по т осуществляется от 2 до т — k + 2. Заметим, что здесь при определении коэффи циентов используется скользящий базис.
Итак, при вычислении коэффициентов уравнений регрес сии для определения прогноза добычи во 2-м году планового периода.мы отбросили коэффициенты аД уравнений регрес
сии, полученных на основании информации за 1-е k лет ба зисного периода, и добавили коэффициенты а(т_А+2) урав
нений регрессии, построенных на основании информации за k лет, включающих интервал (т — k + 1, т + 1).
Аналогичным образом определим прогнозы добычи на последующие годы планового периода. Для определения прогноза, например, в т + р году планового периода по строим уравнения регрессии:
у (т + Р —А+1) = д (я*+Р — * + Н _)_ ß (fn + p — А+1)д;j |
, , , -J- |
-+ ß^+p-A+D^;
109
y { m + p — A +2) — й ( т + р — A -f2) g i j n + p — k + 2 ) ^ |
. _ ф g ( in + p — ,М - 2 ) д у |
^(m+p-ft+A) _ a(m+p) _]_ a[m+P>x, + • • • + а^+р)л;„. (4-44)
Коэффициенты в них определены из соотношений
а ( т + р —А+Ѵ ) = 1){т+р—А) _ф с ( т + р —А) (/^ -ф Р — k + Ѵ);
ѵ = |
1, 2, . .. А. |
(4-45) |
Параметры £,<m+p-ft) и |
сКт^гр—ft) можно |
найти из систе |
мы уравнений, которая получена методом наименьших ква дратов:
т + р —А |
' |
т + р —А |
|
т + р —А |
|
|
|||
£ (т + р -А ) |
2 |
|
1 _ф £ (т + р -А ) |
^ |
t = |
^ |
й ( т + р - А ) . |
|
|
|
Х— р |
|
|
X=*Р |
|
х = р |
|
|
|
т + р —ft |
|
|
т + р —ft |
|
т + р —£ |
|
(4-46) |
||
£(т+р—ft) 2 |
Т "I- С^т "ЬР— |
2 |
Т2 = |
2 |
ö(m~bp— |
||||
т—р |
|
|
|
т = р |
|
т = р |
|
|
|
Прогноз в т + р году планируемого периода |
|
||||||||
|
|
|
|
А |
|
|
|
|
|
|
|
|
Ут+р — |
|
|
|
|
(4-47) |
|
где y(™fpp~k+v) |
получили из уравнений (4-44) при значениях |
||||||||
факторов в т |
+ |
р году. Положив р = |
I, определим прогноз |
||||||
в последнем году планового периода.
Таким образом, полученный прогноз учитывает измене ние степени интенсивности влияния отдельных факторов во времени на уровень добычи природного газа.
Изложенный выше метод можно распространить на слу чай, когда уравнения регрессии носят нелинейный харак тер.
Этим методом можно получить долгосрочный прогноз добычи природного газа.
Для определения среднесрочного прогноза добычи при родного газа применяют статические уравнения множествен ной регрессии, поскольку существенных изменений в интен сивности влияния отдельных факторов на добычу природно го газа в этом периоде не наблюдается.
Моделирование прогноза добычи природного газа вклю чает ряд этапов, основными из которых являются отбор факторов, разработка многофакторной модели процесса, статистическая оценка модели.
по
Процесс отбора факторов — один из основных этапов построения модели. Сложность такого показателя, как добы ча природного газа, не позволяет на основе теоретического анализа однозначно решить вопрос о влиянии того или ино го фактора на добычу. Поэтому необходим двухэтапный от бор факторов. На первом этапе отбирают все факторы, имею щие количественное выражение и связанные с исследуемым показателем экономически. На втором этапе на основе ко личественного анализа из них отбирают факторы, оказываю щие существенное влияние на добычу природного газа.
На первом этапе рассматривают следующие факторы: действующий фонд скважин, численность промышленно производственного персонала (ППП), удельную числен ность ППП на 1 скважину действующего фонда, произво дительность труда, себестоимость добычи, капитальные вло жения в добычу и обустройство промыслов, удельные капи тальные вложения, проходку в эксплуатационном бурении, коммерческую скорость, время на проходку 1 м эксплуата ционного бурения, стоимость 1 м эксплуатационного буре ния, обеспеченность добычи разведанными запасами, про мышленные запасы природного газа, фондоотдачу, фондоем кость, коэффициент эксплуатации действующего фонда сква жин и др.
В результате количественного анализа путем расчета парных коэффициентов корреляции между добычей природ ного газа и указанными факторами выделили из них всего три, наиболее существенно влияющих на добычу природно го газа: удельные капитальные вложения в добычу, фондоем кость и обеспеченность добычи природного газа запасами. Эти факторы были включены в экономико-математическую модель прогноза добычи природного газа, представленную
в виде следующего |
уравнения |
множественной регрессии: |
у = 30,453 + |
18,350*! + |
4,356*2 — 1,072х3, (4-48) |
где у — добыча природного газа в УССР; хх — удельные ка питальные вложения в добычу; х2— фондоемкость; х3 — обеспеченность добычи разведанными запасами газа.
Оценку адекватности модели (4-48) проводили по крите рию, вычисляемому по формуле (3-7). Для рассматриваемой модели F = 99,2, что свидетельствует о хорошем согласо вании фактических и расчетных данных. Оценку существен ности коэффициентов регрессии, необходимую для выясне ния существенности факторов, проводили с помощью /-крите-
111
рия, определяемого по формулам (3-17). Рассчитанные зна чения ta, = 8,69; 4, = 4,395; ta, = 3,91 и ta, = — 13,53
значительно превосходят табличные и показывают, что в модели приведены факторы, оказывающие существенное влияние на величину добычи природного газа.
Значения факторов, введенных в экономико-математиче скую модель, в перспективном периоде определим с помощью временных моделей. Поскольку из рассматриваемых времен ных моделей хорошее согласование фактических данных с расчетными получено для капитальных вложений по двум моделям, то приведем два варианта прогноза капитальных вложений. Удельные капитальные вложения ххописываются в базисном периоде зависимостями
29,042 |
(4-49) |
|
1 + 40,8022е—0,0232і ’ |
||
|
||
Хх = 0,35 + 0,0475/. |
(4-50) |
|
Для фондоемкости х2 было получено следующее уравне |
||
ние регрессии: |
|
|
х2= 2 + 0,2636/. |
(4-51) |
|
В результате расчетов было получено два варианта про гноза добычи природного газа в УССР на 1975 г.— 62 и 64 млрд. м3. Полученные результаты хорошо согласуются с предварительными разработками ряда отраслевых научноисследовательских учреждений и с пятилетним планом раз вития газовой промышленности УССР.
Г л а в а V
РАЗВИТИЕ ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ УССР
Перспективы развития газовой промышленности УССР и все возрастающее увеличение удельного веса природного газа в топливно-энергетическом балансе ставят вопрос об определении основных путей развития транспорта природ ного газа и рационального распределения потоков (с учетом поступления в центр европейской части СССР тюменского и среднеазиатского газа) по существующей схеме газопро водов республики.
Экономика газопроводного транспорта во многом опре деляется объемами передаваемого газа. Уровень издержек
112
на транспорт газа зависит еще от целого ряда факторов, ос новными из которых являются удаленность потребителя от места добычи и диаметр газопровода. При прочих равных условиях увеличение объемов транспортирования природно го газа оказывает значительное влияние на использование трубопровода. Несоответствие между проектной мощностью газопровода и его загрузкой вызывает ухудшение экономи ческих показателей, что приводит к увеличению издержек на единицу транспортируемого газа.
Экономика транспорта газа находит свое отражение в та ких показателях, как удельные капитальные вложения, се бестоимость и трудоемкость.
В развитии газовой промышленности СССР трубопровод ный транспорт природного газа занимает одно из ведущих мест. По стоимости основных фондов, эксплуатационным из держкам и численности обслуживающего персонала транс порт газа значительно превышает добычу: по капитальным вложениям — в 3,5—5,6, по эксплуатационным издерж кам — в 2,8—3,6, по численности персонала — в 2—3 раза
1841.
Магистральный транспорт природного газа в СССР стал особенно интенсивно развиваться в последние годы с откры тием крупнейших месторождений на востоке Украины, в Оренбургской области, на Северном Кавказе, в Средней Азии и Тюменской области.
В данном разделе рассматриваются также основные тен денции развития трубопроводного транспорта природного газа за рубежом, в частности, в США — стране с широко разветвленной системой газопроводов.
§ 1. ТЕХНИЧЕСКИЙ ПРОГРЕСС В ГАЗОПРОВОДНОМ ТРАНСПОРТЕ
Освоение новых крупнейших месторождений в Западной Сибири, Якутской АССР, Средней Азии и Казахстане вы звало необходимость направления мощных потоков природ ного газа из этих районов в Европейскую часть СССР по магистралям протяженностью свыше 3 тыс. км. Резко повы сились темпы строительства трубопроводов. Если газо провод Дашава—Киев протяженностью 500 км строился 2 года, то первая очередь газопровода Средняя Азия—Центр протяженностью 2741 км сооружался всего 1,5 года.
8 4-1021 |
ИЗ |
В текущей пятилетке намечено построить около 30 тыс. км газопроводов. Количество компрессорных станций (КС) возрастет к концу пятилетки до 223, а средняя протяжен ность магистралей — до 1360 км.
Технический прогресс, целью которого является повы шение производительности общественного труда, в газопро водном транспорте направлен не столько на сокращение за трат живого труда, сколько на увеличение пропускной спо собности газопроводов. Это приведет к увеличению отдачи основных фондов и, следовательно, к экономии трудовых затрат с точки зрения всего общественного производства.
Увеличение пропускной способности газопроводов мо жет быть достигнуто либо за счет увеличения диаметра труб, либо за счет повышения рабочего давления, либо за счет этих двух факторов одновременно. Изменение диаметра га зопроводов связано с техническим совершенствованием средств перекачки газа, производства труб и сооружения газопроводов.
Возможные изменения уровня экономических показате лей газотранспортной системы УССР должны основываться на учете намечающихся тенденций развития транспорта га за на перспективу.
Основными факторами, влияющими на изменение тех нико-экономических показателей магистрального транспор та, являются: а) технический прогресс как в самом трубо проводном транспорте, так и в отраслях, непосредственно связанных со строительством и эксплуатацией магистраль ных и распределительных сетей; б) устранение влияния се зонной неравномерности газопотребления; в) рациональное размещение потоков газа.
На основании расчетов, поданных представителем Га зового совета Великобритании г-ном X. С. Джоунзом в Ко митет по транспорту газа, при увеличении диаметра труб капиталовложения в газопровод увеличиваются в степени 1,713, в то время как пропускная способность увеличивает ся в степени 2,618, что свидетельствует об экономичности сооружения трубопроводов большого диаметра [60]. Для выяснения факторов, влияющих на переход к трубам боль ших диаметров и определяющих допустимые пределы увели чения диаметра, был применен метод экспертных оценок. Полученные данные позволили сделать заключение, что с увеличением диаметра газопровода расходы на него увеличиваются медленнее, чем пропускная способность.
114