Автоматизация НПС-21 "Сковородино"

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

В данном разделе рассмотрены правила и требования, которые необходимо соблюдать, чтобы избежать воздействия вредных и опасных производственных факторов, возникающих при монтаже, эксплуатации и ремонте системы автоматизации НПС-21 «Сковородино» нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан».

Мероприятия по технике безопасности при эксплуатации объектов НПС-21 «Сковородино».

Согласно регламентам и правилам ПТЭ, ПТБ, ПУЭ и РД 153-39.4-056-00, во избежание несчастных случаев при обслуживании оборудования, направляемый на работу персонал должен иметь соответствующую подготовку, пройти производственный инструктаж, ознакомиться с правилами внутреннего распорядка, общими правилами техники безопасности и должностной инструкцией на поручаемом ему для обслуживания участке или агрегате, а также с методами оказания первой помощи. По окончании инструктажа направляемые на работу сдают экзамен по технике безопасности в соответствии с ПБ 08-624-03 и другими руководящими нормативными документами и получают удостоверение с присвоением квалификационной группы. Инструктажи допуска персонала к самостоятельной работе соответствуют требованиям ГОСТ 12.0.004-90 (1999) «ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения». Перед ремонтом оборудования должны быть назначены ответственные лица за организацию и проведение ремонта, подготовку к нему аппаратуры, оборудования и коммуникаций, выполнение мероприятий по пожарной безопасности и охране труда, предусматриваемых планом организации и проведения работ.

Для защиты от поражения электрическим током при монтаже, эксплуатации и ремонте средств автоматизации, согласно ГОСТ 12.1.030-81 (2001) «ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление» предусматриваются следующие мероприятия:

- защитное заземление металлических нетоковедущих частей в сетях до 1000 В. Сопротивление, оказываемое заземляющим устройством R?4 Ом;

- зануление в сетях до 1000 В;

- защитное отключение при появлении напряжения на корпусе оборудования;

- предупредительная сигнализация, блокировка, знаки безопасности;

ограждение неизолированных токоведущих частей.

Для предотвращения возникновения зарядов статического электричества согласно ГОСТ 12.1.018-93 (2001) «ССБТ. Пожаровзрывобезопасность статического электричества». Общие требования» все металлические и электропроводные неметаллические части технологического оборудования должны быть заземлены. Сопротивление защитного устройства от статического электричества не должно превышать 100 Ом.

Во избежание утечек в насосной НПС-21 «Сковородино» важнейшим фактором при перекачке нефтепродуктов является герметизация основного насосного оборудования и системы трубопроводов. Герметизация обеспечена за счет сварного соединения стыковочных мест. Гибкие связи, в системе технологических трубопроводов, герметизируются при помощи хомутов с использованием герметика марки МГ-5.

Основными мероприятиями для предотвращения превышения давления больше допустимого являются:

- постоянный контроль за режимом работы насосов, автоматизация процесса при превышении разрешенного давления автоматически останавливается насос;

- своевременное и качественное проведение технического обслуживания оборудования и контроль за состоянием торцевых уплотнений насосов, фланцевых соединений трубопроводов;

- периодическое прохождение обслуживающим персоналом инструктажа и обучение безопасным методам работы.

Мероприятия по промышленной санитарии.

К ним относятся требования к спецодежде, освещению, микроклимату, требования к организации и оборудованию рабочего места.

Требования к спецодежде. Обеспечение работников специальной одеждой и обувью выполняется согласно ГОСТ 12.4.011-89 (2001) ССБТ «Средства защиты работающих. Общие требования и классификация» (таблица 5.3), а также в соответствии с «Правилами обеспечения работников спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты» М., 1999 г.

Таблица 5.3 - Средства индивидуальной защиты

Виды происшествий, приводящие к несчастным случаям	Средства индивидуальной защиты
Воздействие вредных веществ (отравление, воздействие на кожу)	Фильтрующие противогазы марки АБКФ, шланговые противогазы ПШ-1 и ПШ-2
Поражение электрическим током	Диэлектрические перчатки, калоши, коврики, указатели низкого напряжения, инструменты с изолированными рукоятками
Падение с высоты	Спец. одежда, спец. обувь, защитные каски

Выдаваемые работникам средства индивидуальной защиты, должны соответствовать характеру, условиям работы и обеспечивать безопасность труда.

ребования к освещению. В дневное время суток освещение естественное. В ночное предусмотрено местное и общее освещение. В насосном цехе применяются светильники взрывозащищенного исполнения ВЗГ-200, кроме того, предусмотрено аварийное освещение, независимое от основного.

В качестве источников света при искусственном освещении операторной следует применять преимущественно люминесцентные лампы типа ЛД и компактные люминесцентные лампы. Для обеспечения нормируемых значений освещенности в помещении операторной и насосном цехе следует проводить чистку стекол и светильников не реже двух раз в год и проводить своевременную замену перегоревших ламп.

Освещенность местного и основного освещения в насосном цехе согласно СНИП-23-05-95* должна быть равна 75 Лк. Освещенность рабочих поверхностей мест производства работ, расположенных в операторной равна 200 Лк.

Требования к микроклимату. Показателями, характеризующими микроклимат, являются:

- температура воздуха;

- относительная влажность воздуха;

- скорость движения воздуха.

В помещении операторной должны соблюдаться оптимальные величины параметров воздуха согласно ГОСТ 12.1.005-88:

- температура 21-23°С в холодный период года, 22-24°С - в теплый;

- относительной влажности 40-60%;

- скорости движения 0,1 м/с в холодный период года, 0,2 м/с - в теплый.

Микроклимат в помещении операторной согласно СНиП 41-01 2008 от 01.01.2008 г. «Отопление, вентиляция и кондиционирование» поддерживается отоплением, приточно-вытяжной вентиляцией и кондиционированием. Для повышения влажности воздуха в помещениях с ПЭВМ следует применять увлажнители воздуха, заправляемые ежедневно дистиллированной или прокипяченной питьевой водой.

Содержание вредных химических веществ в производственных помещениях, работа на ПК в которых является основной (диспетчерские, операторские и др.), не должно превышать «Предельно допустимых концентраций загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных пунктов».

Методы борьбы с шумом и вибрацией сводятся к уменьшению их возникновения. Для снижения или исключения вибрации СНиП 23-03-2003 предусматривает следующие меры:

- правильное проектирование оснований под оборудование, с учетом динамических нагрузок и изоляция их от несущих конструкций и инженерных коммуникаций;

- центровка и балансировка вращающихся частей агрегатов.

В качестве индивидуальных средств защиты от шума используются наушники или антифоны.

Рабочие, подвергающиеся воздействию вибрации должны регулярно проходить медосмотр.

Мероприятия по пожарной безопасности.

Пожарная безопасность на электроустановках, находящихся в помещении НПС соблюдается в соответствии с ППБ 01-03 «Правила пожарной безопасности в Российской федерации» и ГОСТ 12.1.004-91 (1999) «ССБТ. Безопасность. Общие требования»:

- вспомогательное оборудование, электродвигатели, аппараты управления должны иметь степень защиты, соответствующее классу зоны, а также должны иметь аппараты защиты от коротких замыканий и перегрузок;

- запрещается использовать электрические аппараты и приборы в условиях, не соответствующих рекомендациям предприятий изготовителей или неисправных, создающие угрозу возникновения пожара, а также электропровода и кабели с поврежденной или потерявшей защитные свойства изоляцией;

- запрещается пользоваться розетками, рубильниками и другими средствами с открытыми контактами;

- запрещается пользоваться электронагревательными приборами;

- во взрывоопасных зонах работать только инструментом в искробезопасном исполнении;

- смазочные материалы хранятся в специальных металлических лотках бочках с плотно закрывающимися крышками, промасленная ветошь собирается в специально отведенные места;

- запрещается курить и разводить открытый огонь в необорудованных для этого местах, для предупреждения вывешиваются предупредительные плакаты «НЕ КУРИТЬ».

Все первичные приборы контроля и регулирования, установленные по месту, в зонах возможного возникновения загазованности предусматривается выполнять в искробезопасном исполнении 2 Ехi II АТ2 и 1 Ехd II АТЗ, что позволяет производить измерение во взрывоопасной среде.

Насосная станция оснащена системой автоматического пенного пожаротушения, позволяющей тушить возможные очаги пожара автоматически.

Вентиляция в насосном зале установлена приточно-вытяжная кратностью воздухообмена 4:1 для удаления взрывоопасной смеси воздуха с парами нефти.

В дополнение к этому предусматривается установка обратных клапанов на трубопроводе, срабатывающие термоэлементы для включения системы автоматического пожаротушения, установка дверей и окон, открывающихся наружу, заземление металлического оборудования от статического и атмосферного электричества. Соединение насосов и электродвигателей осуществляется через специальные отверстия в герметизирующей камере фрамуги разделительной стенки, к которому подается чистый воздух для создания пневмозащиты. При аварийном нарушении герметичности трубопроводов и оборудования, автоматически отключается вышедший из строя агрегат.

Система автоматического пенного пожаротушения оборудована резервным питанием, а на станции пенотушения установлен дизель-генератор на случай отсутствия электроэнергии.

Система автоматического пенного пожаротушения управляется контроллером сигнальным автоматического пожаротушения, осуществляющим контроль за состоянием насосной станции. В насосной станции установлены инфракрасные датчики контроля «Ясень». При возникновении пожара, на объектах охраны контроллер КСАП автоматически запускает пенный насос и открывает соответствующие задвижки на насосную, сигнал с контроллера КСАП поступает в пожарное депо где находятся две дежурные пожарные машины и пожарный расчет. На каждом из входов (два) в насосную устанавливаются ручные пожарные извещатели.

Для ликвидации небольших очагов возгорания, на территории предусмотрена установка щитов с пожарным инвентарем, песок, кошма, багор, лом, ведра, огнетушители серии ОХП-10 и ОУ - 8. Пожарный инвентарь окрашивается в красный цвет [8].

5.3 Расчет минимально необходимого числа вертикальных электродов

Расчет защитного заземления имеет целью определить необходимое число вертикальных электродов при принятых их размерах и размещении на плане электроустановки, длину соединительной полосы, исходя из условия, что общее сопротивление растеканию тока заземляющего устройства не превысит допустимых ПУЭ значений R₃. Исходные данные для расчета приведены в таблице 5.4.

Таблица 5.4 - Исходные данные

Параметр	Значение
Напряжение электроустановки, В	380
Мощность питающих трансформаторов, кВт	80
Расчетный ток замыкания на землю, А	-
Форма вертикальных электродов	труба
Длина электродов, м	2
Диаметр электродов, м	0,05
Глубина заложения, м	-
Расстояние между вертикальными электродами, м	4
Форма соединительной полосы	Полоса
Размер полосы, м	0,04
Род грунта	глина
Климатическая зона	2
Конфигурация заземлителя	Стержневое круглое сечение

Допустимое нормативное сопротивление заземляющего устройства.

Допустимое нормативное сопротивление заземляющего устройства R₃ должно быть не более 10 Ом, так как мощность питающих трансформаторов меньше 100 кВт.

Расчет удельного сопротивления грунта.

Удельное сопротивление грунта для вертикальных электродов, определим по формуле:

(5.1)

Удельное сопротивление грунта для горизонтальной соединительной полосы определим по формуле:

, (5.2)

,

где - коэффициент сезонности для горизонтальной соединительной полосы.

Сопротивление одиночного заземлителя.

Сопротивление одиночного заземлителя R₀ вычислим по формуле:

 , (5.3)

R₀=(80/(2•3,14•2))•ln (4•2/0,05) =32,3,

где - длина вертикального заземлителя, м;

- диаметр вертикального заземлителя, м.

Необходимое количество вертикальных электродов.

Необходимое количество вертикальных электродов можно определить по формуле:

(5.4)

n₁=32,3/10=3,23,

где R₃ - допустимое нормативное сопротивление заземляющего устройства.

Округлим в большую сторону необходимое количество вертикальных электродов:

n₁=4. (5.5)

Коэффициент использования вертикальных электродов.

Коэффициент использования вертикальных электродов _в для найденного количества вертикальных электродов с учетом их расположения и отношения расстояния между электродами к их длине при n₁ = 4 и при отношениях 4/2=2 получим:

_в = 0,83. (5.6)

Сопротивление группы вертикальных электродов.

Сопротивление группы вертикальных электродов R_гр^в определим по формуле:

, (5.7)

R_гр^в =32,3/(4•0,83)=9,73.

Длина горизонтальной соединительной полосы.

Длину горизонтальной соединительной полосы L_n для электродов расположенных в ряд определим по формуле:

L_n=1,05•a•(n1-1), (5.8)

L_n=1,05•4•3=12,6,

где - расстояние между вертикальными электродами равное 4 м.

Сопротивление растекания тока соединительной полосы.

Сопротивление растекания тока соединительной полосы R_n? определим по формуле:

(5.9)

R_n?=280/(2•3,14•12,6)Чln (4•12,6/0,04)=25,26.

Коэффициент использования соединительной полосы.

Коэффициент использования горизонтальной соединительной полосы _г для найденного числа n₁ электродов:

_г = 0,8. (5.10)

Сопротивление соединительной полосы Rn с учетом коэффициента использования определим по формуле:

 (5.11)

R_n=25,26/0,8=31,575.

Результирующее сопротивление растекания тока.

Результирующее сопротивление растекания тока всего заземлявшего устройства R_зу определяется по формуле:

, (5.12)

R_зу=31,575*9,73/(31,575+9,73)=7,43.

Сравним вычисленное значение сопротивление растекания тока всего заземлявшего устройства с допустимой величиной R_з.

R_зу < R_з, (5.13)

7,43<10.

Следовательно, необходимое число вертикальных электродов равно 4.

5.4 Экологичность проекта

В связи с тем, что НПС является опасным производственным объектом, который во время эксплуатации может выделять в окружающую среду вредные производственные факторы, в данном разделе мы рассмотрим экологичность проекта.

Основная часть загрязнителей при нормальном режиме работы поступает в атмосферу в виде пара, газа из технологических аппаратов и при ремонтных работах на трубопроводе и запорной арматуре.

Значительно испарение нефти при хранении в резервуарах. В качестве загрязнителя в данном случае выступают сложные смеси большого количества индивидуальных углеводородных компонентов. При хранении легковоспламеняющихся жидкостей в резервуарах различают два вида потерь: от так называемых малых и больших «дыханий». Эти выбросы дополняются потерями от «обратного выдоха» и от вентиляции газового пространства резервуаров.

Сокращение потерь нефти и нефтепродуктов, предотвращение загрязнения атмосферы достигают с помощью организационно технических мероприятий и специальных технических средств. Первые рационализируют эксплуатацию всего комплекса резервуарного хозяйства, установок и трубопроводных коммуникаций, обеспечивают строго соблюдение всех правил по уход за технологическим оборудованием.

Основополагающим условием экологической безопасности в данном случае является высокое качество герметизации всей системы транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов.

К специальным технологическим средствам снижения потерь при хранении нефти и нефтепродуктов относят:

- применение резервуаров с уменьшенным объемом газового
пространства, применение понтонных и плавающих крыш;

- хранение нефтепродуктов под повышенным давлением;

- применения газоуравнительных систем и установок по улавливанию паров нефтепродуктов и нефти;

- использование отражательно тепловой защиты резервуаров от солнечной радиации для уменьшения диапазона изменения температуры газового пространства.

Отрицательное тепловое воздействие солнечной радиации резко ограничивают посредством соответствующей окраски наружной и внутренних поверхностей резервуаров, устройством экранов - отражателей, орошением, крыши резервуаров.

Одним из перспективных направлений в снижении потерь легко испаряющихся нефтепродуктов является использование заглубленных и подземных резервуаров.

Система автоматизации насосной станции состоит из комплекса программно-технических средств, таких как, датчики, контроллеры мониторы и т.д. Система автоматизации при работе не имеет вредных отходов и выбросов, все приборы монтированы в металлических шкафах исключающих воздействие магнитных и электрических полей.

При ремонте и эксплуатации средств автоматизации, а так же в процессе монтажа, могут произойти различные аварийные ситуации и несчастные случаи, связанные с выбросом вредных производственных веществ.

Одним и основных источников загрязнения окружающей среды в нормальных условиях являются сточные воды. Сточные воды с высокими концентрациями токсичных веществ способны нанести непоправимый ущерб поверхностным и подземным водам, другим объектам окружающей среды.

Сточные воды, как наиболее существенный загрязнитель на перекачивающих станциях и наливных пунктах, подразделяются на:

- пластовые;

- подтоварные;

- промывочные воды резервуаров, и линейной части, используемые для промывки и опресовки технологического оборудования резервуаров и линейной части трубопровода;

- атмосферные;

- производственные сточные.

В период дождей и таяния снега, атмосферные воды скапливаются в пределах обвалованной территории резервуаров котельной и на территории технологического оборудования.

Все технологические площадки НПС имеют бетонное или асфальтное покрытие с уклоном к канализационным трапам и ограждаются по периметру бордюром, для исключения растекания воды за пределы технологических площадок.

Для защиты земель и водных ресурсов на открытых технологических площадках и резервуаров нефти для котельной предусмотрена производственно-дождевая канализация для приема дождевых стоков.

С поверхности технологических площадок дождевые стоки собираются при помощи планировки поверхности и дождеприемных колодцев, затем Самотечной канализационной сетью через существующую канализационную сеть подаются на песколовку и нефтеловушки, а затем в пруды-накопители.

Для удаления разлившихся нефтепродуктов используются природные и Искусственные сорбенты: торф, полимерные материалы, песок. На пути движения потока нефтепродукта оборудуются ямы, накопители, дренажные канавы.

В процессе эксплуатации очистных сооружений применяются меры к уменьшению количества сточных вод путем введения внутристанционного оборота производственной воды.

Основными компонентами загрязнений воздушной среды выбросами нефтебаз являются углероды, окись углерода, окислы серы, азота, взвешенные вещества. Поэтому в процессе эксплуатации резервуарного парка особое внимание обращают на техническое состояние оборудования, которое может явиться источником загрязнения атмосферы:

- резервуары для светлых нефтепродуктов;

- дыхательные клапаны на резервуарах для светлых нефтепродуктов.

Техническое обслуживание резервуаров включает периодический осмотр резервуаров, оборудования и арматуры, а также периодическую приборную дефектоскопию сварных соединений, состояния стенок и днища резервуаров, контроль формы, размеров резервуара.

6. Оценка экономической эффективности модернизации системы автоматизации

6.1 Основные финансово-экономические показатели ОАО «АК «Транснефть»

Основным видом деятельности ОАО «АК «Транснефть» является оказание услуг в области транспортировки нефти, газа и продуктов их переработки по системе магистральных трубопроводов в Российской Федерации и за ее пределами, диспетчеризация поставок нефти.

Помимо основной деятельности по транспортировке нефти по территории Российской Федерации ОАО «АК «Транснефть» обеспечивает планирование и управление транспортировкой нефти на территории зарубежных стран, контроль за размещением нефти и её сдачей на зарубежных приемо-сдаточных пунктах, организовывает сбор и обобщение информации. Выручка компании от основных видов деятельности приведена в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Выручка от продажи товаров (работ, услуг)

Вид выручки	2009 год, тыс. руб.	2008 год, тыс. руб.	Изменение, тыс. руб.	Изменение, %
Услуги по транспортировке российской нефти	292 319 421	235 228 999	57 090 422	24,3
Услуги по транспортировке транзитной нефти	11 904 538	7 835 803	4 068 735	51,9
Компаундирование	3 972 244	3 061 659	910 585	29,8
Сдача имущества в аренду	3 099 252	2 505 721	593 531	23,7
Строительство	6 126 599	-	6 126 599	-
Прочее	1 096 747	638 116	458 631	71,9
Итого	318 518 801	249 270 298	69 248 503	27,8

Изменение выручки от продажи товаров (работ, услуг) Компании в 2009 году по сравнению с 2008 годом произошло в результате:

- роста выручки за услуги по транспортировке нефти, что обусловлено индексацией тарифов;

- роста выручки за услуги по компаундированию нефти в связи с увеличением объемов оказанных услуг;

- увеличения выручки от сдачи имущества в аренду, что связано в основном с увеличением стоимости услуг по договору в связи с дооценкой сдаваемых в аренду объектов;

- получением выручки по строительству в связи с выполнением контрактных обязательств ОАО «АК «Транснефть» по государственному контракту на строительство и разработку проектной и рабочей документации, а также строительство и реконструкцию объектов инфраструктуры (нефтепровода и продуктопровода) в рамках реализации инвестиционного проекта «Комплекс нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов в г. Нижнекамске» в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 30.11.2006 №1708-р.

Себестоимость товаров, работ и услуг приведена в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Себестоимость товаров (работ, услуг)

Себестоимость услуг по видам выручки	2009 год, тыс. руб.	2008 год, тыс. руб.	Изменение, тыс. руб.	Изменение, %
Услуги по транспортировке российской нефти	286 112 996	220 360 790	65 752 206	29,8
Услуги по транспортировке транзитной нефти	9 934 107	10 724 415	790 308	7,4
Компаундирование	2 383 668	1 831 362	552 306	30,2
Сдача имущества в аренду	2 614 026	2 249 029	364 997	16,2
Строительство	6 136 519	-	6 136 519	-
Прочее	166 756	88 555	78 201	88,3
Итого	307 348 072	235 254 151	72 093 921	30,6

Изменение себестоимости проданных товаров (работ, услуг) в 2009 году по сравнению с 2008 годом произошло в результате:

- увеличения расходов по договорам подряда на транспортировку нефти с дочерними обществами в связи с ростом расходов по эксплуатации магистральных нефтепроводов, затратами, связанными с реконструкцией и модернизацией действующих нефтепроводов;

- роста расходов по компаундированию нефти в связи с увеличением объемов оказанных услуг;

- увеличения расходов по сдаче имущества в аренду, что связано с увеличением амортизационных отчислений по объектам основных средств, сданным в аренду, в результате проведенной на 01.01.2009 до оценки;

- возникновению в 2009 году расходов, связанных с выполнением строительных работ по государственному контракту;

- увеличения себестоимости прочих выполненных работ, оказанных услуг.

Прибыль и активы ОАО «АК «Транснефть» приведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 - Прибыль и активы Компании

Наименование показателя	2009 год	2008 год	Изменение
Валовая прибыль, тыс. руб.	11 170 729	14 016 147	2 845 418
Чистая прибыль, тыс. руб.	3 893 243	3 681 621	211 622
Стоимость чистых активов, тыс. руб.	113 028 984	116 554 035	3 525 051

Снижение валовой прибыли в 2009 году по сравнению с 2008 годом обусловлено в основном снижением валовой прибыли, полученной от реализации услуг по транспортировке нефти.

Увеличение чистой прибыли в 2009 году по сравнению с 2008 годом произошло в основном в результате снижения в 2009 году отрицательного эффекта от курсовых разниц по операциям в иностранной валюте.

Увеличение стоимости чистых активов связано с получением ОАО «АК «Транснефть» чистой прибыли по результатам 2009 года в сумме 3 893 243 тыс. руб., выплатой в 2009 году дивидендов по итогам работы за 2008 год в сумме 368 163 тыс. руб., а также снижением доходов будущих периодов на конец 2009 года по сравнению с началом года.

6.2 Методика расчета экономической эффективности проекта

Для оценки эффективности инвестиционных проектов применяются методы дисконтированной оценки, которые базируются на учете временного фактора. Они учитывают временной фактор с позиции стоимости денег в будущем.

Чистый дисконтированный доход (ЧДД) находится путем оценки чистого дохода за определенный промежуток времени. Он определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период.

На практике часто пользуются следующей формулой для определения ЧДД:

, (6.1)

где Rt - результаты, достигаемые на t-ом шаге расхода;

Зt - затраты, осуществляемые на том же шаге;

Т - горизонт расчета (равный номеру шага расчета, на котором амортизация полностью проведена);

Е - норма дисконта.

В качестве начального года расчетного периода принимается год начала финансирования работ по разработке проекта.

Если ЧДД инвестиционного проекта положителен, проект является эффективным (при данной норме дисконта).

Если: ЧДД > 0, проект следует принимать;

ЧДД = 0, проект ни прибыльный, ни убыточный;

ЧДД < 0, проект убыточный и его следует отвергнуть.

Индекс доходности дисконтированных инвестиций - отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине дисконтированной суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности. Индекс доходности равен увеличенному на единицу отношению ЧДД к накопленному дисконтированному объему инвестиций.

Формула для определения индекса доходности имеет следующий вид:

. (6.2)

Если: ИД > 1 - проект эффективен; ИД < 1 - проект неэффективен.

В отличие от ЧДД индекс доходности является относительным

показателем, что позволяет осуществлять выбор одного проекта из ряда альтернативных, имеющих приблизительно одинаковое значение ЧДД.

Внутренней нормой доходности (ВНД) называется такое положительное число Ев, что при норме дисконта Е равной Ев ЧДД проекта обращается в 0, при всех больших значениях Е - отрицательна, при всех меньших значениях Е - положительна. Если не выполнено хотя бы одно из этих условий, считается, что ВНД не существует.

ВНД определяется из равенства:

. (6.3)

Величина ВНД, найденная из этого равенства, сравнивается с заданной инвестором величиной дохода на капитал. Если рассчитанная внутренняя норма доходности больше заданной инвестором, то проект эффективен. Смысл расчета этого коэффициента при анализе эффективности планируемых инвестиций заключается в следующем: ВНД показывает максимально допустимый относительный уровень расходов при реализации проекта.

6.3 Расчет экономической эффективности проекта

Капитальные вложения на внедрение расходомера UFM 3030 фирмы «KROHNE» включают в себя единовременные денежные затраты, которые приведены в таблице 6.4. Строительно-монтажные работы ведутся персоналом НПС за время плановой остановки трубопровода (8 часов) численностью рабочих согласно нормативным документам (5 человек). Пусконаладочные работы могут проводиться на работающем оборудовании персоналом численностью 2 человека.

Таблица 6.4 - Расчет капитальных вложений

Вид затрат	Сумма, тыс. руб.
Стоимость прибора	448,9
Материалы и оборудование	75
Строительно-монтажные работы	6,815
Пусконаладочные работы	2,726
Прочие затраты	5
Капитальные вложения	538,441

Годовые эксплуатационные затраты, связанные с обслуживанием и эксплуатацией приборов, средств или систем автоматизации, рассчитываются по следующей формуле:

З _эк = З _вспом + З _рем + З _обор + З _ам + З _пот + З _пр, (6.4)

где З _вспом - затраты на вспомогательные материалы;

З_рем - затраты на ремонт;

З_обор - затраты на обслуживание оборудования, т.е. на заработную плату работника (работников), занимающегося обслуживанием;

З_ам - амортизационные отчисления по приборам, средствам автоматизации, внедряемому оборудованию;

З_пот - затраты, связанные с потреблением электроэнергии;

З_пр - прочие затраты.

Затраты на вспомогательные материалы составляют 20% от стоимости капитальных вложений:

З_вспом = 0,2*К, (6.5)

где К - капитальные вложения.

Затраты на ремонт оборудования составляют 25% от капитальных вложений:

З_рем = 0,25* К. (6.6)

Затраты на содержание и эксплуатацию оборудования составляют 40% от капитальных вложений:

З_обор = 0,4* К. (6.7)

Затраты на амортизацию составляют 10 процентов от капитальных вложений, т.к. эксплуатационный срок оборудования 10 лет:

З_ам = N_а *K, (6.8)

где N_а - норма амортизации.

Затраты на электроэнергию рассчитываются по формуле:

З_пот =365*24* С_э*Р, (6.9)

где Р - потребляемая мощность (0,01 кВт);

С_э - стоимость электроэнергии (2,4 руб./кВт*ч).

Величина прочих затрат принимается равной 25% от суммы численных выше затрат:

З_пр =0,25 *(З _вспом + З _рем + З _обор + З _ам + З _пот) (6.10)

Результаты расчета эксплуатационных затрат приведены в таблице 6.5.

Таблица 6.5 - Эксплуатационные затраты

Наименование затрат	Сумма, тыс. руб.
Вспомогательные материалы	107,688
Ремонт	134,610
Содержание и эксплуатация	215,376
Затраты на электроэнергию	0,210
Амортизация	53,844
Прочие	125,684
Эксплуатационные затраты	637,41

Устанавливаемый прибор показывает количество нефти перекачиваемой НПС, а так же позволяет своевременно обнаружить наличие утечки из магистрального нефтепровода, что влечет за собой сокращение затрат на устранение последствий аварии. Рассматриваемый прибор используется как дублирующий для расходомера установленного на входе НПС, вероятность безотказной работы которого равна 0,99.

Расходы на восстановление и упущенную прибыль Ру из-за несвоевременного обнаружения утечки при отказе основного расходомера найдем по формуле:

Р_у=Р_ч*К_вос*Р_ут((1-Р_раб)*365*24), (6.11)

Р_у=97,5*2,75*0,05 ((1-0,99)*365*24)=1174,4,

где Р_ч - прибыль от часа работы НПС, тыс. руб.;

Р_раб - вероятность безотказной работы основного оборудования;

К_вос - коэффициент затрат на восстановление;

Р_ут - вероятность возникновения утечки при отказе основного расходомера.

Результаты расчетов сведены в таблицы 6.6 и 6.7.

Таблица 6.6 - Расчет налога на имущество, тыс. руб.

Показатель	Год
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Стоимость основных фондов на начало года	538,44	484,60	430,75	376,91	323,07	269,22	215,38	161,53	107,69	53,85
Амортизационные отчисления	53,84	53,84	53,84	53,84	53,84	53,84	53,84	53,84	53,84	53,84
Стоимость основных фондов на конец года	484,60	430,75	376,91	323,07	269,22	215,38	161,53	107,69	53,85	0,00
Среднегодовая стоимость основных фондов	511,52	457,68	403,83	349,99	296,14	242,30	188,46	134,61	80,77	26,92
Налог на имущество	10,23	9,15	8,08	7,00	5,92	4,85	3,77	2,69	1,62	0,54

Таблица 6.7 - Расчет эффективности проекта

Показатель	Год
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Капитальные вложения, тыс. руб.	538,44	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Выгоды, тыс. руб.	-	1174,40	1174,40	1174,40	1174,40	1174,40	1174,40	1174,40	1174,40	1174,40	1174,40
Эксплуатационные затраты, тыс. руб.	-	637,41	637,41	637,41	637,41	637,41	637,41	637,41	637,41	637,41	637,41
в т.ч амортизация, тыс. руб.	-	53,84	53,84	53,84	53,84	53,84	53,84	53,84	53,84	53,84	53,84
Налог на имущество, тыс. руб.	-	10,23	9,15	8,08	7,00	5,92	4,85	3,77	2,69	1,62	0,54
Валовая прибыль, тыс. руб.	-	526,76	527,84	528,91	529,99	531,07	532,14	533,22	534,30	535,37	536,45
Налог на прибыль, тыс. руб.	-	105,35	105,57	105,78	106,00	106,21	106,43	106,64	106,86	107,07	107,29
Чистый операционный доход, тыс. руб.	-	475,25	476,11	476,97	477,84	478,70	479,56	480,42	481,28	482,14	483,01
Сальдо денежного потока от операционной деятельности, тыс. руб.	-	529,10	529,96	530,82	531,68	532,54	533,40	534,26	535,13	535,99	536,85
Сальдо денежного потока от инвестиционной деятельности, тыс. руб.	-538,44	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
чистые денежные поступления проекта, тыс. руб.	-538,44	529,10	529,96	530,82	531,68	532,54	533,40	534,26	535,13	535,99	536,85
Коэффициент дисконтирования	1	0,87	0,76	0,66	0,57	0,50	0,43	0,38	0,33	0,28	0,25
Чистые дисконтированные денежные поступления проекта, тыс. руб.	-538,44	460,31	402,77	350,34	303,06	266,27	229,36	203,02	176,59	150,08	134,21
Чистые дисконтированные денежные поступления проекта нарастающим итогом, тыс. руб.	-538,44	-78,13	324,64	674,98	978,04	1244,31	1473,67	1676,69	1853,29	2003,36	2137,57

Найдем показатели эффективности проекта и результаты представим в таблице 6.8.

Таблица 6.8 - Эффективность проекта

Показатель	Значение
Инвестиции, тыс. руб.	538,441
Расчетный период, лет	10
Годовые выгоды, тыс. руб.	1174,40
Ставка дисконтирования, %	15
Чистый дисконтированный доход, тыс. руб.	2137,57
Индекс доходности, дол. ед.	4,97
Внутренняя норма доходности, %	100
Срок окупаемости, лет	1,6

Как видно из расчетов, установка оборудования для предприятия выгодна, т.к. дисконтированный денежный поток по проекту положительный, внутренняя норма доходности выше цены капитала, а индекс рентабельности больше 1.

Заключение

В ходе дипломного проектирования рассмотрена технология перекачки нефти на НПС-21 «Сковородино», определены основные показатели, влияющие на транспорт нефти, приведены нормы технологического процесса, произведен выбор и обоснование технологического оборудования. Выбраны средства автоматизации, приведено обоснование выбора параметров контроля и регулирования. Рассмотрен и проанализирован существующий уровень автоматизации на нефтеперекачивающей станции и предложена модернизация системы автоматизации за счет усовершенствования системы измерения расхода. По результатам патентного поиска и анализу выявленных аналогов уже существующих патентов сделан вывод о рентабельности в применении предложенной системы измерения расхода. Произведен анализ результатов поверки рассматриваемого расходомера. В рамках проекта рассмотрены производственные вредности и потенциальные опасности. Представлены обоснования и требования к мероприятиям по устранению вредных воздействий на окружающую среду. Определена экономическая эффективность от модернизации системы автоматизации на нефтеперекачивающей станции.

Внедрение рассмотренных улучшений системы автоматизации позволит:

- повысить показатели надежности технологического оборудования и средств автоматизации;

- сократить затраты связанные с обслуживанием системы автоматизации;

- минимизировать последствия аварий линейной части магистрального нефтепровода.

Список использованных источников

1 Колпаков, Л.Г. Насосы нефтеперекачивающих станций // Кавитация, режимы работы, регулирование. - 1982. - С. 20-25.

2 Мастобаев, Б.Н. Эксплуатация насосных станций / Б.Н. Мастобаев, И.М. Руфанова. - М.: Нефтяная промышленность. - 2000. - 135 с.

3 Певзнер, В.Б. Основы автоматизации нефтегазопроводов и нефтебаз. - М.: Недра, 1995. - 240 с.

4 Фарзане, Н.Г. Технологические измерения и приборы / Н.Г. Фарзане, Л.В. Ильясов, А.Ю. Азим-заде // Высшая школа. - 1989. - 456 с.

5 Исакович, Р.Я. Технологические измерения и приборы // Измерение расхода. - М.: Недра, 1986. - 344 с.

6 Интеллектуальный преобразователь ST 3000. Руководство по эксплуатации. - М., 2003. - 158 с.

7 Семенов, М.Р. Измерение расхода // Трехлучевое измерение [Электронный ресурс]. - 2010. - http: // www.krohne.ru

8 Лисин, Ю.В. Система организации работ по охране труда и промышленной безопасности на нефтепроводном транспорте. - М.: Недра, 1999. - 172 с.

Размещено на Allbest.ru