Автоматизация нефтеперекачивающей станции "Муханово" ОАО "Самаранефтегаз"

- производственные травмы, причиной которых может быть недостаточное освещение рабочего места. Освещение, несоответствующее условиям работы, вызывает повышенную утомленность, замедленную реакцию, приводит к ухудшению зрения и может явиться существенной причиной травматизма;

- во время монтажа, ремонта на дренажных ёмкостях датчиков может возникнуть опасность падения с высоты, а также возможность получения механических травм у персонала обслуживающего средства автоматизации;

- метрологические параметры должны соответствовать допустимым нормам производственного микроклимата в операторной.

Таблица 5.1 - Взрывоопасные и токсические свойства нефти на НПС «Муханово»

Наименование вещества на рассматриваемом объекте	Агрегатное состояние	Класс опасного вещества	Темпера-тура, ?С	Концетрационный предел взрываемости, % объем	Предельно допустимая концентрация веществ в воздухе рабочей зоны производственных помещений, мг/м3
			вспышки	самовоспламенения	нижний предел	верхний предел
Нефть	Ж(п)	4	18,0	33	1,1	7,4	10,0
Попутный нефтяной газ	Г	4	-	56	6	13,5	300,0

Нефть, являясь легковоспламеняющейся жидкостью, при выходе на поверхность в случае аварии на трубопроводе создает предпосылки для возникновения пожароопасных событий.

В связи с тем, что продуктом перекачки является нефть, насосный зал НПС относится к категории А.

Испарение легких компонентов из разлившейся нефти может привести к образованию газовоздушной смеси и взрывоопасной концентрации.

Помещение операторной, где установлены вторичные приборы, согласно НПБ 105-03 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности», относится к помещениям без повышенной опасности к категории Д.

Таблица 5.2 - Классификация помещений по взрывоопасности

Наименование производственных зданий, помещений, наружных установок	Категория взрывопожароопасной и пожарной опасности зданий и помещений (НПБ 105-03)	Классификация зон внутри и вне помещений
		класс взрывопожароопасной или пожарной зон (ПУЭ и ПБ 08-624-03)	категория и группа взрывопожароопасных смесей (ГОСТ 12.1.011-078) Р51330.5-99, Р51330.11-99
Зал насосной станции НПС	А	В-1а	II-АТЗ
Операторная	Д	-	-

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

В данном разделе приведены правила и требования, которые необходимо соблюдать, чтобы избежать воздействия вредных и опасных производственных факторов, рассмотренных ранее в разделе 5.1.

5.2.1 Мероприятия по технике безопасности при эксплуатации объектов нефтеперекачивающей станции «Муханово»

Во избежание несчастных случаев при обслуживании объектов НПС, направляемый на работу, персонал должен иметь соответствующую подготовку, пройти производственный инструктаж, ознакомиться с правилами внутреннего распорядка, общими правилами техники безопасности и с безопасными методами работы при обслуживании объектов НПС, а также с методами оказания первой помощи. По окончании инструктажа направляемые на работу сдают экзамен по технике пожарной безопасности в соответствии с ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», ПУЭ, ПТБ, ПТЭ и получают удостоверение с присвоенной квалификационной группы. Инструктажи допуска персонала к самостоятельной работе соответствуют требованиям ГОСТ 12.0.004-90 (1999) «ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения».

Безопасные и безвредные условия труда, при проведении работ, связанных с облуживанием АСУ ТП, достигаются следующим:

- заземление оборудования: емкостей, коммуникаций, в которых возникают заряды статического электричества (Rз ? 100 Ом). Необходимая защита от поражения электрическим током обеспечивается защитным заземлением корпусов всех приборов и оборудования. Электрическая изоляция между отдельными электрическими цепями и корпусом должна выдерживать в течение минуты действии испытательного повышенного напряжения 1000 В промышленной частоты. Электрическая изоляция между отдельными электрическими цепями и корпусом должна быть не менее 0,5 МОм.

- по способу защиты человека от поражения электрическим током изделия АСУ ТП соответствуют классам 1 и 2 (для изделий, предназначенных для соединения с источником напряжения U=220 В) и классу 3 (для изделий, предназначенных для соединения с источником напряжения 24 В) по ГОСТ 12.2.007.0-75 (2001) «ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности»;

- электрическое сопротивление между элементами защитного заземления и корпусом коммутационного панельного каркаса не более 0,1 Ом. Корпуса устройств заземляются в соответствии с 12.2.007.0-75 (2001), сопротивление контура заземление не более 4 Ом. Измерение сопротивления заземляющего устройства производится не реже одного раза в год;

- все токоведущие части, находящиеся под напряжением, превышающим U = 2 В по отношению к корпусу, имеют защиту от случайных прикосновений во время работы;

- подключение внешних цепей, разъемов, проведение ремонтных работ должны осуществляться только при отключенных напряжениях питания;

- подключение источников сетевого питания должно осуществляться через автоматические выключатели;

- защита технологических трубопроводов от атмосферного электричества и вторичных проявлений молний в соответствии с «Инструкцией по устройству молниезащиты зданий и сооружений и промышленных коммуникаций» (СО 1.53-34.21.122-03);

- автоматическая аварийная защита технологического оборудования, позволяющая отключить возможность работы его в аварийных условиях;

- оснащенность наглядными плакатами, четкими надписями, табличками, запорная арматура пронумерована;

- насосы снабжены предохранительными клапанами, которые не допускают повышения давления выше регламентируемого;

- конструкцией приборов: все части устройств, находящихся под напряжением размещены в корпусах, обеспечивающих защиту обслуживающего персонала от прикосновения к деталям, находящихся под напряжением;

- надежным креплением оборудования при монтаже на объекте автоматизации;

- подключение разъемов, замена плавких вставок, предохранителей производится только при отключенных напряжениях питания устройств. Подключение напряжения питания осуществляется через автоматы защиты [11].

Таким образом, в НПС осуществляется комплекс организационных и технических мероприятий, обеспечивающих надежность, эффективность, безопасность работы объектов с необходимой степенью защиты персонала и окружающей среды.

5.2.2 Мероприятия по промышленной санитарии

К ним относятся требования по спецодежде, требования к освещению, микроклимату, требования к организации и оборудованию рабочего места, которые нормируются ГОСТ 12.4.103-83 (2002) «ССБТ. Одежда специальная защитная, средства индивидуальной защиты ног и рук. Классификация»

Требования к спецодежде:

- спецодежда и спецобувь выдаются операторам, технологам, слесарям КИП и А, слесарям-ремонтникам, слесарям-монтажникам в пределах установленных норм;

- во время работы рабочие обязаны пользоваться выданной им спецодеждой и спецобувью.

Так же стоит заметить, что персонал объекта должен быть оснащен противогазами.

Противогазы применяют при объемной доле свободного кислорода в воздухе не менее 18% и суммарной объемной доле паро- и газообразных вредных примесей не более 0,5%. Средством индивидуальной защиты служит противогаз с коробкой марки ДОТ 600 А2В3Е3Р3. Индивидуальные фильтрующие противогазы должны храниться в специальных шкафах каждый в отдельной ячейке с надписью фамилии рабочего.

Передача противогаза другому лицу запрещается. Ремонтные рабочие (при выполнении работ по ремонту и очистке различных емкостей, а также при ремонтных работах в колодцах, подвальных помещениях и пр.) обязаны иметь шланговые противогазы типа ПШ-1М по ТУ 2568-194-05808014-99.

Шланговые противогазы предназначены для защиты органов дыхания и глаз человека при работе в атмосфере с объемной долей вредных веществ более 0,5% об. и объемной долей кислорода в воздухе менее 18% об.

Противогазы ПШ-1М хранятся вместе с инструментом, предназначенным для устранения аварии в опломбированном ящике в операторной.

На рабочих местах НПС предусмотрено рабочее и аварийное освещение. Напряжение сети рабочего и аварийного освещения составляет 220 В. Для аварийного и рабочего освещения предусмотрены светильники ВЗГ-200 (взрывозащитное исполнение) ГОСТ 12.2.007.13-2000 (2001) «ССБТ. Лампы электрические. Требования безопасности» с освещенностью равной 50 лк, в соответствии со СНИП 23-05-95 (2003) «Естественное и искусственное освещение».

Температуре воздуха в помещении насосной станции должна быть от 5 до 35?С, относительная влажность воздуха - не более 80% при 25 ?С.

5.3 Мероприятия по пожарной безопасности

Мероприятия по пожарной безопасности при автоматизации НПС разработаны в соответствии с нормативным документом ППБ-01-03 «Правила пожарной безопасности в РФ» и в соответствии с ГОСТ 12.1.004-91 (1999 года) «ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования».

Датчики, входящие в систему измерения параметров, имеют взрывозащищенное исполнение. Соответствуют требованиям ГОСТ Р 51330.1-99 и ГОСТ Р 51330.10-99.

Перед началом работы ёмкостей, насосов система автоматизации должна быть в исправном состоянии, а в случае необходимости отремонтирована. При неисправности системы автоматизации эксплуатация объектов запрещается.

Основные мероприятия по пожарной безопасности:

- территория нефтеперекачивающей станции должна содержаться в чистоте и порядке. Не допускается замазученность территории: загрязнение горючим мусором и хламом. Загромождение дорог, проездов к зданиям, сооружениям и средствам пожаротушения, а также противопожарных разрывов;

- при производстве работ в газовой среде воспрещается применение ударных инструментов, изготовленных из стали: ударные инструменты должны быть изготовлены из цветного металла (меди, латуни, бронзы). Режущие инструменты должны обильно смазываться маслом, тавотом или мыльным раствором;

- на объектах должен быть организован контроль воздушной среды газоанализаторами, предназначенными для контроля многокомпонентных смесей;

- отогрев замерзших нефтепроводов допускается только паром или горячей водой или горячим песком при закрытой запорной арматуре;

- категорически запрещается применение для освещения насосных, резервуаров и других производственных сооружений факелов, спичек. Свечей, керосиновых фонарей и других источников открытого огня;

- необходимо постоянно следить за исправностью силовой и осветительной электропроводки. Различные неисправности электросетей, которые могут вызвать пожар, должны быть устранены;

- обслуживающий персонал обязан знать устройство и инструкции по применению первичных средств пожаротушения;

- для тушения электропроводки и электрооборудования разрешается использовать только углекислотные огнетушители ОПУ-5;

- предусматривается молниезащита взрывоопасных зданий и сооружений согласно «Инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений» СО 153-34.21.122-03. Молниезащита нефтеперекачивающей станции предназначена для безопасности людей, сохранности зданий, сооружений от удара молнии. В комплекс грозозащитных устройств входят молниеприемники, токоотводы и заземление.

Пожарную защиту объектов НПС обеспечивает автоматическая система пенотушения, которая включает в себя средства обнаружения пожара, системы сигнализации, управления, пожаротушения. Срабатывание системы пенотушения происходит: автоматически, дистанционно или вручную.

При возникновении пожара сигнал от пожарных датчиков, приводит в действие систему пожаротушения согласно ГОСТ 12.3.046-91 (2001) «ССБТ. Установки пожаротушения автоматические. Общие технические требования».

Охлаждение технологических установок осуществляется из стационарных комбинированных лафетных стволов и от пожарных гидрантов, установленных на сети противопожарного водопровода с использованием передвижной пожарной техники.

5.4 Расчет вентиляции в насосном зале НПС

Исходные данные для расчета вентиляции являются:

1- рабочее давление, Р = 4 МПа;

2- температура перекачиваемого нефтепродукта, Т = 283 К;

3- объём помещения, Vп = 750 м³;

4- суммарный объем аппаратуры, Vа = 15 м³;

5- свободный объём помещения, V=Vп - Vа = 750 - 15 = 735 м³.

Количество газа, выделяющееся через не плотности оборудования и трубопроводов, определяется по формуле:

, кг/час, (5.1)

где К - коэффициент, учитывающий износ оборудования и равен 1,2;

I - коэффициент, зависящий от рабочего давления и степени негерметичности равен 0,25;

М - молекулярная масса газа.

Подставляя в формулу (5.1), находим:

кг/час.

Требуемый воздухообмен в производственном помещении, исходя из расчёта разбавления выделяющихся вредных газов до предельно допустимой концентрации, находиться по формуле:

, (5.2)

м³/час.

где n = 1 - коэффициент, учитывающий долю производственных вредностей, которые поступают в рабочую зону, и определяются опытным путём;

g = 300 - предельно допустимая концентрация, мг/м³;

k = 0,002 - степень не герметичности технологического оборудования.

Определяем кратность воздухообмена, то есть сменяемость воздуха (число полных смен) в объёме помещения за час:

(5.3)

По необходимому воздухообмену и кратности воздухообмена подбираем вентилятор, который удовлетворяет рассчитанным данным: L = 3570,5 м³/час и К = 4,86.

К производственной вентиляции, рассчитанной выше, предъявляются следующие требования:

- производственная вентиляции не должна быть источником дополнительной опасности и вредности;

- производственная вентиляция должна быть взрывопожаробезопасной;

- производственная вентиляция должна быть экономичной.

6. Оценка экономической эффективности модернизации НПС «Муханово»

6.1 Критерии оценки экономической эффективности

Оценка эффективности инвестиционных проектов предусматривает расчет следующих показателей:

- чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- индекс доходности инвестиций (ИД);

- внутренняя норма доходности (ВНД);

- срок окупаемости инвестиций (СО).

Важнейшим показателем эффективности инвестиционного проекта является чистый денежный доход (другие названия ЧДД - интегральный экономический эффект, чистая текущая приведенная стоимость, чистая текущая стоимость, Net Present Value, NPV) - накопленный дисконтированный эффект за расчетный период. ЧДД рассчитывается по следующей формуле:

ЧДД=, (6.1)

где - чистая прибыль, полученная в t-ом году от реализации инвестиционного проекта;

- амортизационные отчисления в t-ом году;

- инвестиции, необходимые для реализации проекта в t-ом году;

Е - норма дисконта (является экзогенно задаваемым основным экономическим нормативом) - это коэффициент доходности инвестиций;

- коэффициент дисконтирования в t-ом году, позволяет привести величины затрат и прибыли на момент сравнения (t).

Если ЧДД > 0, проект следует принимать;

ЧДД = 0, проект ни прибыльный, ни убыточный;

ЧДД < 0, проект убыточный и его следует отвергнуть.

Метод чистого дисконтированного дохода не дает ответа на все вопросы, связанные с экономической эффективностью капиталовложений. Этот метод дает ответ лишь на вопрос, способствует ли анализируемый вариант инвестирования росту ценности фирмы или богатства инвестора вообще, но никак не говорит об относительной мере такого роста.

Эта мера всегда имеет большое значение для любого инвестора. Для восполнения такого пробела используется иной показатель - метод расчета рентабельности инвестиций.

Индекс доходности дисконтированных инвестиций (другие названия - ИД, рентабельность инвестиций, Profitability Index, PI) - отношение суммы дисконтированных элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине дисконтированной суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности. ИД равен увеличенному на единицу отношению ЧДД (NPV) к накопленному дисконтированному объему инвестиций.

Формула для определения ИД 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.

Внутренняя норма доходности (другие названия - ВНД, внутренняя норма дисконта, внутренняя норма прибыли, внутренний коэффициент эффективности, Internal Rate of Return, IRR).

Внутренней нормой доходности называется такое положительное число Ев, что при норме дисконта Е=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 - проект эффективен. Смысл расчета этого коэффициента при анализе эффективности планируемых инвестиций заключается в следующем: ВНД показывает максимально допустимый относительный уровень расходов при реализации проекта. Например, если проект полностью финансируется за счет ссуды коммерческого банка, то значение ВНД показывает верхнюю границу допустимого уровня банковской процентной ставки, превышение которой делает проект убыточным [12].

На практике любое предприятие финансирует свою деятельность, в том числе и инвестиционную, из различных источников.

За пользование авансированными финансовыми ресурсами предприятия уплачивают проценты, дивиденды, вознаграждения и т. п., то есть несут определенные обоснованные расходы на поддержание своего экономического потенциала. Показатель, характеризующий относительный уровень этих расходов, называют «ценой» авансированного капитала (СС). Этот показатель характеризует минимум возврата на вложенный в деятельность предприятия капитал, его рентабельность.

Для инвестиций справедливо утверждение о том, что чем выше норма дисконта (Е), тем меньше величина интегрального эффекта (NPV), что как раз и иллюстрирует рисунок 6.1.

Рисунок 6.1 - Зависимость величины ЧДД (NPV) от уровня нормы дисконта (Е)

Как видно из рисунка 6.1, ВНД - это та величина нормы дисконта (Е), при которой кривая изменения ЧДД пересекает горизонтальную ось, т.е. ЧДД оказывается равным нулю.

Экономический смысл этого показателя заключается в следующем:

если ВНД > СС, то проект следует принять;

ВНД < СС, то проект следует отклонить;

ВНД = СС, то проект ни прибыльный, ни убыточный.

Точный расчет ВНД возможен только на компьютере или калькуляторе с встроенной функцией для расчета.

Если функция ВНД имеет несколько корней, то данный критерий неприменим.

4) Сроком окупаемости инвестиций с учетом дисконтирования называется продолжительность периода от начального момента до момента окупаемости с учетом дисконтирования.

Начальный момент указывается в задании на проектирование (обычно это начало операционной деятельности). Момент окупаемости - это тот наиболее ранний момент, когда поступления от производственной деятельности предприятия начинают покрывать затраты на инвестиции.

Алгоритм расчета срока окупаемости зависит от равномерности распределения прогнозируемых доходов от инвестиций. Если доход распределен по годам равномерно, то срок окупаемости рассчитывается делением единовременных затрат на величину годового дохода, обусловленного ими.

Если доход по годам распределен неравномерно, то срок окупаемости рассчитывается прямым подсчетом числа лет, в течение которых инвестиции будут погашены кумулятивным доходом.

Используя показатель срока окупаемости (Т_ок) при анализе, следует обратить внимание на ряд его недостатков:

- не учитывает влияния доходов последних периодов;

- не обладает свойством аддитивности;

- не делает различия между проектами с одинаковой суммой кумулятивных доходов, но различным распределением их по годам, если при расчете срока окупаемости использовать не дисконтированные величины.

Помимо рассмотренных выше показателей эффективности инвестиционных проектов в Методических рекомендациях предусмотрено применение нижеследующих показателей:

- чистый доход;

- потребность в дополнительном финансировании;

- индексы доходности затрат и инвестиций.

Чистым доходом называется накопленный эффект за расчетный период (сальдо денежного потока).

Потребность в дополнительном финансировании (ПФ) - максимальное значение абсолютной величины отрицательного накопительного сальдо от инвестиционной и операционной деятельности. Величина ПФ показывает минимальный объем внешнего финансирования проекта, необходимый для обеспечения его финансовой реализуемости. Поэтому ПФ называют еще капиталом риска.

Индекс доходности затрат - отношение суммы денежных притоков (накопительных поступлений) к сумме денежных оттоков (накопленным платежам).

Индекс доходности инвестиций - отношение суммы элементов денежного потока от операционной деятельности к абсолютной величине суммы элементов денежного потока от инвестиционной деятельности.

6.2 Обоснование коммерческой эффективности проекта

Так как темой дипломного проекта является автоматизация НПС и рассматривается модернизация системы сглаживания волн давления, в частности замена существующего датчика потока на более современный, то в данной главе целесообразно оценить экономическую эффективность его применения.

Необходимость замены старого оборудования вызвана:

- недостаточной надежностью;

- неудобством технического обслуживания;

- ее моральным износом.

Для устранения описанных недостатков предлагается модернизировать автоматику сброса ударной волны путем замены датчиков-реле ДУЖЕ-200М на ультразвуковой расходомер с накладными акустическими датчиками фирмы ЕЕSiFlo серии 7800.

Внедрение более совершенных средств измерения позволит повысить уровень автоматизации, надежность функционирования системы сглаживания волн давления.

6.3 Расчет эффективности проекта

Общие затраты (3t) проекта складываются из капитальных вложений (KB) и эксплуатационных затрат (Зэк):

Зt= КВ + Зэк (6.4)

К капитальным вложениям относятся затраты на приобретение оборудования, монтаж и наладку приборов. Стоимостные показатели предоставлены плановым отделом приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Капитальные вложения на средства автоматизации

Виды затрат	Сумма, тыс. рублей
Стоимость оборудования	308
Строительно-монтажные работы	20
Пуско-наладочные работы	25
ИТОГО:	353

Объём капиталовложений рассчитывается по формуле:

КВ = З_об +З_пнр +З_смр , (6.5)

где К - объём капиталовложений, тыс. руб;

З_об - затраты на оборудование, тыс. руб;

З_пнр - затраты на пуско-наладочные работы (ПНР), тыс. руб;

З_смр - затраты на строительно-монтажные работы (СМР), тыс. руб.

Капитальные вложения должны учитывать транспортные и монтажные расходы, которые определяются в процентах от стоимости приборов и средств автоматизации.

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

, (6.6)

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;

- заработная плата персонала обслуживающего оборудование, тыс.руб.;

- отчисления на социальные нужды, тыс. руб.;

З_пр - прочие затраты.

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

, (6.7)

З вспом= 0,2*353 =70,6 тыс. руб.

Затраты на ремонт оборудования составляют 25 % от капитальных вложений:

, (6.8)

З рем = 0,25*353=88,25 тыс. руб.

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

, (6.9)

Зам=0.1*353=35,3 тыс. руб.

где Н_а - норма амортизации.

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

(6.10)

З_обор= 0,4*353=141,2 тыс. руб.

Затраты системы на потребление электроэнергии составляют:

(6.11)

З_пот=365*24*5*2,4=105,12 тыс.руб.

где W_y - установленная электромощность, 5 кВт;

T_p - число рабочих часов, (24·365 = 8760);

S_э - тариф на электроэнергию, руб./кВт·ч (2,4).

Заработная плата персонала обслуживающего оборудование:

(6.12)

где ЗП_с, ЗП_о - ЗП соответственно слесаря КИП и А и оператора, (15; 21 тыс. руб.);

N_с, N_о - количество соответственно слесарей КИП и операторов:

- 6;8 чел. - до замены датчика;

- 2;5 чел. - после замены датчика.

-12 - количество месяцев в году.

ЗП_об=(15*6+21*8)*12=3096 тыс. руб - до замены датчика;

ЗП_об=(15*2+21*5)*12=1620 тыс. руб - после замены датчика.

- отчисления на социальные нужды, тыс. руб.;

С_о=ЗП_об*0,3

С_о=3096*0,3= 928,8 тыс. руб. - до замены датчика;

С_о=1620*0,3= 486 тыс. руб. - после замены датчика.

Величина прочих затрат принимается равной 25% от суммы других затрат:

(6.13)

Зпр = 0,25*(70,6+88,25 +141,2 +35,3 +105,12)=110,1175

Результаты расчета эксплуатационных затрат представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Текущие затраты при использовании ультразвуковых расходомеров с накладными акустическими датчиками фирмы ЕЕSiFlo серии 7800

Наименование затрат	Результат, тыс.руб.
Вспомогательные материалы	70,6
Ремонт	88,25
Затраты от потерь энергии	105,12
Амортизация	35,3
Прочие	110,1175
Содержание и эксплуатация	141,2
Фонд оплаты труда	до замены	после замены
	3096	1620
Отчисления на социальные нужды	928,8	486
Эксплуатационные затраты	1558,8175

Замена датчика позволит уменьшить расходы за счет:

сокращения количества обслуживающего персонала:

Э_п1 =(N_дв- N_пв)*ЗП_с*12=(6-2)*15*12=721 тыс. руб.;

Э_п2 =(N_дв- N_пв)*ЗП_о*12=(8-5)*21*12=1125 тыс. руб;

сокращения отчислений на социальные нужды за счет сокращения фонда оплаты труда:

Э_сн=(Э_п1 +Э_п1)*0,3=810,8 тыс. руб.

Результаты формирования выгод от внедрения нового оборудования сведены в таблицу 6.3.

Таблица 6.3 - Выгоды от внедрения

Показатели	Значение, тыс. руб.
Сокращение количества обслуживающего персонала	1846,0
Сокращение отчислений на социальные нужды	810,8
Итого	2656,8

Таким образом экономические выгоды составляют 1450,8 тыс. руб. в год. При расчете экономической эффективности инвестиционного проекта расчетный период Т складывается из времени внедрения объекта в производство, которое принимается равным одному году, и времени эксплуатации объекта, которое составляет 10 лет. Результаты расчета налога на имущества заносим в таблицу 6.4.

Таблица 6.4 - Расчет налога на имущество, тыс. руб.

Показатель	Год
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Стоимость основных фондов на начало года	353	317,7	282,4	247,1	211,8	176,5	141,2	105,9	70,6	35,3
Амортизационные отчисления	35,3	35,3	35,3	35,3	35,3	35,3	35,3	35,3	35,3	35,3
Стоимость основных фондов на конец года	317,7	282,4	247,1	211,8	176,5	141,2	105,9	70,6	35,3	0,00
Среднегодовая стоимость основных фондов	335,35	299,75	264,75	229,45	194,15	158,85	123,55	88,25	52,95	17,65
Налог на имущество	6,707	5,995	5,295	4,589	3,883	3,177	2,471	1,765	1,059	0,353

Таблица 6.5 - Расчет эффективности проекта

Показатель год	Год
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Капитальные вложения, тыс. руб	353
Выгоды, тыс. руб		2656,8	2656,8	2656,8	2656,8	2656,8	2656,8	2656,8	2656,8	2656,8	2656,8
Эксплуатационные затраты, тыс. руб		1558,81	1558,81	1558,81	1558,81	1558,81	1558,81	1558,81	1558,81	1558,81	1558,81
в т.ч амортизация, тыс. руб		35,3	35,3	35,3	35,3	35,3	35,3	35,3	35,3	35,3	35,3
Налог на имущество, тыс. руб		6,707	5,995	5,295	4,589	3,883	3,177	2,471	1,765	1,059	0,353
Валовая прибыль, тыс. руб		1091,27	1091,98	1092,68	1093,39	1094,1	1094,80	1095,51	1096,12	1096,92	1097,63
Налог на прибыль, тыс. руб		218,255	218,397	218,537	218,678	218,82	218,961	219,102	219,225	219,384	219,526
Чистый операционный доход, тыс. руб		1126,57	908,890	909,450	910,015	910,58	911,144	911,709	912,274	912,839	913,404
Сальдо денежного потока от операционной деятельности, тыс. руб		1161,87	944,190	944,750	945,315	945,88	946,444	947,009	947,574	948,139	913,404
Сальдо денежного потока от инвестиционной деятельности, тыс. руб	-353
Сальдо двух потоков (чистые денежные поступления проекта), тыс. руб	-353	1161,87	944,190	944,750	945,315	945,88	946,444	947,009	947,574	948,139	913,404
Коэффициент дисконтирования	1	0,88	0,78	0,69	0,61	0,54	0,48	0,43	0,38	0,33	0,29
Чистые дисконтированные денежные поступления проекта, тыс. руб	-353	1022,45	736,468	651,877	576,642	510,775	454,293	407,214	360,078	312,885	264,887
Чистые дисконтированные денежные поступления проекта нарастающим итогом, тыс. руб	-353	669,450	1405,91	2057,79	2634,43	3145,21	3599,50	4006,72	4366,80	4679,68	4944,57

Проводим расчеты экономической эффективности проекта для всех расчетных годов по приведённым формулам, а результаты вычислений заносим в таблицу 6.5.

По результатам расчета экономической эффективности построим финансовый профиль инвестиционного проекта для определения срока окупаемости (рисунок 6.2).

Как видно (рисунок 6.2), срок окупаемости проекта составляет около 1 года.

Изменение денежных потоков наличности изображено на рисунке 6.3.

На рисунке 6.4 показан график определения внутренней нормы доходности (ВНД).

Рисунок 6.2 - Определение срока окупаемости

Рисунок 6.3 - Изменение денежных потоков наличности

В таблицу 6.6 внесены показатели эффективности проекта.



Рисунок 6.4 - Определение внутренней нормы доходности

Таблица 6.6 - Эффективность проекта

Показатель	Значение
1. Инвестиции, тыс.руб.	353
2. Расчетный период, лет	10
3. Годовые выгоды, тыс.руб.	2656,8
4. Ставка дисконтирования, %	13
5. Чистый дисконтированный доход, тыс.руб.	4944,574
6. Индекс доходности, дол.ед.	6,53
7. Внутренняя норма доходности, %	63%
8. Срок окупаемости, лет	1

Как видно из расчетов, приобретение нового датчика для предприятия целесообразно, т.к. дисконтированный денежный поток по проекту положительный, внутренняя норма доходности выше цены капитала, а индекс рентабельности больше 1.

Заключение

В данном дипломном проекте рассмотрены технологическое описание НПС «Муханово», система автоматизации НПС, система сглаживания волн давления ССВД. Неэффективность работы системы сглаживания волн давления вызывает дополнительные потери нефти, поэтому, решаемая в дипломном проекте задача замены датчика потока на ультразвуковой расходомер и усовершенствование алгоритма откачки из емкости ССВД, является важной и актуальной.

В процессе анализа существующей системы автоматизации было принято решение о ее модернизации.

В результате проделанной мной работы, была модернизирована автоматика сброса ударной волны ССВД на НПС «Муханово». Это стало возможно благодаря замене датчиков-реле ДУЖЕ-200М на ультразвуковые расходомеры фирмы ЕЕSiFlo серии 4000 с накладными акустическими датчиками, изучению и усовершенствованию алгоритмов откачки из емкости ССВД и разработке программы на специализированном языке ST. Это позволило переложить большую часть ответственности за происходящие процессы с человека на систему автоматизации, повысить безопасность, исключить человеческий фактор и сократить расходы на обслуживание системы автоматизации.

В ходе анализа экономической эффективности от замены расходомера было доказано, что инвестиции будут возвращены в течение 1 года, что свидетельствует об экономической эффективности проекта.

Предложенные мной доработки системы сглаживания волн давления позволяют повысить надежность рассматриваемых систем автоматики ССВД.

Список использованных источников

1. Шаммазов А.М. Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций - М., ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 404 с.

2. Антропов А.Т. Программно-технический комплекс для автоматизации нефтеперекачивающих станций - Нефтяное хозяйство, 2001. - № 10.

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

4. Мастобаев Б. Н. Эксплуатация насосных станций: Учеб. пособие. - Уфа: Издательство УГНТУ, 2000. - 135 с.

5. Фатхутдинов А.Ш., Слепян М.А., Ханов Н.И. и др. Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче, транспорте и переработке - М.: Недра, 2002. - 417 с.

6. Фарзане Н.Г. Технологические измерения и приборы. - М.: ВШ, 1989. - 456 с.

7. Палагушкин В.А. Автоматизация технологических процессов в НГП. - Уфа: УНИ, 1985. - 89 с.

8. Митин Д.К., Озерицкий И.М., ЗАО «Мир Диагностики» Расходомеры и влагомеры EESIFLО - передовые технологии для нефтяной промышленности - «Территория Нефтегаз», 2006. - № 9.

9. Ганнель Л.В Реализация алгоритмов управления на базе контроллеров. Контроллеры, программирование программ [Электронный ресурс], 2010. - URL www.ingener.info

10. Кушелев В.П., Орлов Г.Г., Сорокин Ю.Г. Охрана труда в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. - М.: Химия, 2004. - 427 с.

11. Митюшев В.С. Эксплуатация взрывозащищённых приборов и датчиков системы автоматики в нефтеснабжении. - М.: ВНИИОЭНГ, 1978. -220 с.

12. Об инвестиционной деятельности в Российской Федерации, осуществляемой в форме капитальных вложений: федерал. закон: принят Гос. Думой 25 фев. 1999 г. - М., 1999.

Приложение А

Перечень демонстрационных листов

1 Титульный слайд

2 Цели и задачи дипломного проекта

3 Технологическая схема НПС «Муханово»

4 Функциональная схема автоматизации НПС «Муханово»

5 Структурная схема НПС «Муханово»

6 Технологическая схема ССВД

7 Сравнение технических характеристик вихревого расходомера LXW и ультразвукового расходомера EESiFlo серии 4000

8 Выбор расходомера

9 Граф алгоритма откачки из емкости ССВД

10 Визуализация работы программы откачки из емкости ССВД

11 Оценка экономической эффективности проекта

12 Выводы

Размещено на Allbest.ru