r- внутренний радиус трубопровода,

r = 0,794 м

L - длина трубопровода,

L = 153 км

- объем резервуарного парка,

- плотность перекачиваемой нефти для зимних условий,

[6]

Стоимость одной тонны нефти для заполнения нефтепровода и резервуарного парка принята по данным ОАО "ТНК&BP" в размере

Затраты на приобретение технологической нефти:

Затраты на материалы и комплектующие составят [

Оборотные средства:

Суммарные инвестиционные издержки, включающие затраты на формирование оборотных средств и капитальные вложения, приведены в таблице 7.

Таблица 7 Суммарные инвестиционные издержки.

Наименование показателя	Величина, тыс.руб.
Капитальные вложения. Оборотные средства.	7880715,61 623928
Всего, тыс.руб.	8504643,61

4. Определение эксплуатационных расходов

Эксплуатационные расходы - это полный круг затрат, связанных с перекачкой нефти по трубопроводу в течение года. Они складываются из следующих элементов:

- заработная плата (основная и дополнительная);

- электроэнергия;

- расход на собственные нужды;

- отчисления на социальное страхование;

- отчисления на медицинское страхование;

- отчисления в пенсионный фонд;

- амортизационные отчисления;

- потери нефти при транспортировке;

- прочие расходы.

4.1 Расчет фонда заработной платы

Расчет фонда заработной платы ставит своей целью определить общую сумму средств для оплаты труда работников производственного объединения.

В фонд заработной платы включается вся сумма начисленной заработной платы без вычета налогов, а также без вычета других удержаний, произведенных в соответствии с действующим законодательством. В состав фонда заработной платы включается следующее:

- заработная плата, начисленная за поработанное время по тарифным ставкам, окладам, основным расценкам;

- денежные премии из фонда заработной платы.

Расчет фонда заработной платы работников ведется исходя из планируемой численности и средней заработной платы:



- среднемесячная заработная плата работника -ой категории,

- численность -ой категории работников,

Общий фонд заработной платы определяется как сумма по всем категориям работников:

4.2 Расчет численности обслуживающего персонала

Численность работников определяется по трудоемкости обслуживания линейной части и насосных станций.

Линейную часть обслуживают аварийные бригады по 25 человек. На каждые 100 км приходится одна бригада [6]. Следовательно, нефтепровод длиной 153 км будут обслуживать 50 человек.

Численность работников нефтеперекачивающих станций определяется с учетом выполняемого объема работ, степени автоматизации и безопасного производства работ по обслуживанию и ремонту.

- численность работников на головной насосной станции, [6]

- численность работников на промежуточной насосной станции, [6]

- число промежуточных насосных станций,



Общая численность работников:

ФЗП=З_ср*Ч_общ.*12=13828,67*200*12/1000=30395,35 тыс.руб.

4.3 Отчисление на страхование

Суммарные отчисления на социальные нужды с учетом регрессивной шкалы выплат составят от общего фонда заработной платы и состоят из:

- отчислений в фонд социального страхования;

- отчислений в пенсионный фонд накоплений;

- отчислений в фонд общего медицинского страхования.

4.4 Затраты на электроэнергию

Затраты на электроэнергию включают в себя оплату за установленную мощность электродвигателей и расход электроэнергии на перекачку нефти и прочие нужды станции.

Годовые затраты за установленную мощность:

 - стоимость затрат за установленную мощность,

- расчетный период времени,

- мощность электродвигателя магистрального насоса,

- число магистральных насосов,

- мощность электродвигателя подпорного насоса [6]

- число подпорных насосов,

Годовые затраты за потребляемую электроэнергию:

- годовой расход электроэнергии по магистральному нефтепроводу,

- расход электроэнергии на перекачку нефти по магистральному нефтепроводу,

- заданная часовая производительность нефтепровода,

- напор, создаваемый насосной станцией,

- коэффициент запаса, учитывающий потери напора на дросселирование потока нефти по нефтепроводу, включая потери при переходных процессах, [6]

- плотность перекачиваемой нефти, [6]

- КПД насосов, [8]

- КПД электродвигателей, [5]

- расход электроэнергии на собственные нужды насосных станций,

- расход электроэнергии на собственные нужды головной насосной станции, [6]

- расход электроэнергии на собственные нужды промежуточной насосной станции, [6]

- число промежуточных насосных станций,

- расход электроэнергии на собственные нужды сооружений линейной части нефтепровода, [6]

- стоимость затрат на потребляемую электроэнергию,

[6]

Общие затраты на электроэнергию:

4.5 Затраты на собственные нужды

,

где Q - пропускная способность трубопровода; с, С_p - плотность и удельная теплоемкость нефтепродукта; у_т - единичная стоимость энергии, затрачиваемой на подогрев нефти или нефтепродукта; з_т - К.П.Д. подогревательных устройств; Т_н, Т_к - температура в начале и в конце перегона между тепловыми станциями;

S=234,66(млн. р. В год)

Так как у_т = 8,46*10^-6 (коп/Дж)

4.6 Амортизационные отчисления

Законом предусмотрено четыре способа начисления амортизации:

- линейный способ;

- способ уменьшающегося остатка;

- способ списания стоимости по сумме чисел срока полезного использования;

- способ списания пропорционально объему реализуемой продукции.

В расчетах принят линейный способ начисления амортизационных отчислений. Балансовая стоимость амортизационного имущества определена на основе сметной стоимости строительства:

- магистральные трубопроводы с сопутствующими сооружениями - ;

- насосные станции - .

Величина амортизационных отчислений:

- капитальные вложения в линейную часть с учетом всех поправочных коэффициентов,

- капитальные вложения в насосные станции с учетом всех поправочных коэффициентов.

4.7 Потери нефти при транспортировке

Стоимость потерь нефти при транспортировке:

- норма потерь нефти, приходящаяся на одну насосную станцию,

[6]

- количество насосных станций,

- стоимость одной тонны нефти,

4.8 Прочие расходы

Прочие расходы включают в себя затраты на материалы, связь, авиатранспорт, охрану, плату за землю, подготовку кадров, отчисления в региональный фонд, диагностику, отчисления на НИОКР и другие затраты.

Стоимость прочих расходов составляет от рассчитанных ранее затрат:

Результаты расчета эксплуатационных расходов представлены в таблице 8.

Таблица 8. Годовые эксплуатационные расходы.

№ п/п	Затраты	Структура %	Величина, тыс.руб.
I	Материальные затраты в том числе:	37,8	379728,2
	1. Материалы	2,2	22000,0
	2. Электроэнергия	11,4	114668,2
	3. Собственные нужды	23,4	234660,0
	4. Потери нефти при транспортировке	0,8	8400,0
II	Оплата труда	3,0	30395,35
III	Отчисления на страхование	1,1	10820,7
IV	Амортизационные отчисления	38,1	381566,5
V	Прочие расходы	20,0	201096,4
	Итого	100,0	1003607,15

5. Определение основных технико-экономических показателей

5.1 Себестоимость

Себестоимость - это выраженные в денежной форме текущие затраты, которые требуются на осуществление процесса производства и на реализацию продукции и услуг. Отношение этих затрат к объему произведенной продукции характеризует себестоимость единицы продукции.

Удельный показатель себестоимости:

- суммарные эксплуатационные расходы,

- годовая производительность,

- протяженность нефтепровода,

5.2 Фондоотдача

Фондоотдача - это показатель, характеризующий степень использования основных фондов проектируемого нефтепровода и определяется отношением объема перекачиваемой нефти к среднегодовой стоимости основных фондов.

 - стоимость основных производственных фондов,

- капитальные вложения с учетом топографического и территориального коэффициента,

5.3 Фондовооружённость

Фондовооруженность - это показатель, демонстрирующий эффективность использования основных фондов с точки зрения обеспеченности фондов.

- численность работников,

5.4 Производительность труда

Производительность труда - показатель, характеризующий эффективность труда в процессе производства продукции данного проектируемого объекта, и определяется отношением объема перекачиваемой нефти к численности работников.

5.5 Выручка

Выручка предприятий за год определяется произведением тарифной ставки на перекачку нефти по нефтепроводу на объем перекачки и на протяженность нефтепровода.

- тарифная ставка на перекачку нефти по нефтепроводу, [6]

5.6 Прибыль

Прибыль предприятий нефтепроводного транспорта является показателем, отражающим достигнутую на данном предприятии эффективность общественного труда, а также источником экономического стимулирования и одним из источников финансирования развития магистрального нефтепровода.

- налог на добавленную стоимость, составляет от выручки,

- налог на дороги, составляет от выручки,

- налог на имущество, составляет от стоимости основных производственных фондов,

- прочие налоги, составляют от выручки.

5.7 Чистая прибыль

Чистая прибыль является разностью прибыли и налога на прибыль:

- налог на прибыль, составляет от прибыли.

Результаты расчета основных технико-экономических показателей приведены в таблице 9.

Таблица 9. Основные технико-экономические показатели.

№ п/п	Показатели	Величина	Ед. изм.
1	Себестоимость	419,75	руб./тыс.т•км
2	Фондоотдача	3,34	т/тыс.руб.
3	Фондовооруженность	39,40	млн.руб./чел.
4	Производительность труда	125,00	тыс.т/чел.
5	Выручка	4207,5	млн.руб.
6	Прибыль	1581,8	млн.руб.
7	Чистая прибыль	1202,2	млн.руб.

6. Оценка эффективности проекта

6.1 Поток наличности

Поток наличности представляет собой сумму чистой прибыли и амортизации:

6.2 Чистый поток наличности

Чистый поток наличности рассчитывается как разность между потоком наличности и суммарными инвестиционными издержками:

6.3 Чистая текущая стоимость

Чистая текущая стоимость определяется по формуле:

- нормативный коэффициент приведения равновременных затрат и результатов, , - соответствующий год проекта.

Проект становится эффективным, т.е. прибыльным, если при . Однако степень прибыльности оценивается внутренней нормой рентабельности.

6.4 Внутренняя норма рентабельности

Внутренняя норма рентабельности оценивает степень прибыльности проекта для инвестора.

- внутренняя норма рентабельности.

6.5 Срок возмещения капитала

Срок возмещения капитала определяется как период времени с момента начала осуществления вложений до года полного возвращения инвестированных средств с учетом дисконтирования.

Результаты оценки эффективности проекта приведены в таблице 6.5.

Оценка эффективности проекта.
Годы	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Показатели
Выгоды (тарифная выручка), млн.руб.	0,0	0,0	0,0	4207,5	4207,5	4207,5	4207,5	4207,5	4207,5	4207,5	4207,5
Инвестиции (капитальные вложения), млн.руб.	2834,9	2834,9	2834,9	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Эксплуатационные вложения, млн.руб.	0,0	0,0	0,0	981,6	981,6	981,6	981,6	981,6	981,6	981,6	981,6
В том числеамортизация, млн.руб.	0,0	0,0	0,0	381,6	381,6	381,6	381,6	381,6	381,6	381,6	381,6
Прибыль, млн.руб.	0,0	0,0	0,0	1581,8	1581,8	1581,8	1581,8	1581,8	1581,8	1581,8	1581,8
Налог на прибыль (24%)	0,0	0,0	0,0	379,6	379,6	379,6	379,6	379,6	379,6	379,6	379,6
Чистая прибыль, млн.руб.	0,0	0,0	0,0	1202,2	1202,2	1202,2	1202,2	1202,2	1202,2	1202,2	1202,2
Поток наличности, млн.руб.	0,0	0,0	0,0	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7
Чистый поток наличности, млн.руб.	-2834,9	-2834,9	-2834,9	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7
Чистая текущая стоимость, млн.руб.	-2577,2	-2342,9	-2129,9	1081,7	983,4	894,0	812,7	738,8	671,7	610,6	555,1
ставка дисконта i=10%
Внутренняя норма рентабельности
0,15432	-2455,9	-2127,6	-1843,1	892,0	772,8	669,5	580,0	502,4	435,3	377,1	326,7
Срок возмещения капитала	-2577,2	-4920,0	-4472,8	-1048,2	2065,1	1877,4	1706,7	1551,5	1410,5	1282,3	1165,7

2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	Всего
12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26
4207,5	4207,5	4207,5	4207,5	4207,5	4207,5	4207,5	4207,5	4207,5	4207,5	4207,5	4207,5	4207,5	4207,5	4207,5	96772,5
0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	8504,6
981,6	981,6	981,6	981,6	981,6	981,6	981,6	981,6	981,6	981,6	981,6	981,6	981,6	981,6	981,6	22576,9
381,6	381,6	381,6	381,6	381,6	381,6	381,6	381,6	381,6	381,6	381,6	381,6	381,6	381,6	381,6	8776,0
1581,8	1581,8	1581,8	1581,8	1581,8	1581,8	1581,8	1581,8	1581,8	1581,8	1581,8	1581,8	1581,8	1581,8	1581,8	36381,7
379,6	379,6	379,6	379,6	379,6	379,6	379,6	379,6	379,6	379,6	379,6	379,6	379,6	379,6	379,6	8731,6
1202,2	1202,2	1202,2	1202,2	1202,2	1202,2	1202,2	1202,2	1202,2	1202,2	1202,2	1202,2	1202,2	1202,2	1202,2	27650,1
1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	36426,1
1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	1583,7	27921,5
504,6	458,8	417,0	379,1	344,7	313,3	284,9	259,0	235,4	214,0	194,6	176,9	160,8	146,2	132,9	3520,1
283,0	245,2	212,4	184,0	159,4	138,1	119,6	103,6	89,8	77,8	67,4	58,4	50,6	43,8	37,9	0,0
1059,7	963,4	875,8	796,2	723,8	658,0	598,2	543,8	494,4	449,4	408,6	371,4	337,7	307,0	279,1	6907,4

Список литературы

1. Дерцакян А.К. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов.

Л., Недра, 1997

2. СНиП 2.01.01-82. Строительная климатология и геофизика.

3. СНиП 2.05.0.6-85* Магистральные трубопроводы.

4. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. М., Нера, 1981.

5. Васильев Г.Г., Коробков Г.Е. Трубопроводный траснпорт нефти. М., Недра, 2002.

6. Белоусов В.Д., Блейхер Э.М., Немудров А.Г., Юфин В.А., Яковлев Е.И. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М., Недра, 1978.

7. Блейхер Э.М., Алиев Р.А., Немудров А.Г., Прохоров А.Д. Технологический расчет нефтепроводов. М., МИНГ, 1981.

8. Материалы Государственного института по проектированию магистральных трубопроводов "Гипротрубопровод", 2004.

9. Алиев Р.А., Душин В.А. Проектирование и сооружение переходов под дорогами. М., МИНГ, 1983.

10. Каталог "Нефтяные магистральные, подпорные насосы и насосы вспомогательных систем нефтеперекачивающих станций". М., Государственный институт по проектированию магистральных трубопроводов "Гипротрубопровод", 1973.

11. Скугорова Л.П. Материалы для сооружения газонефтепроводов и хранилищ. М., Нефть и газ, 1996.

12. Кузнецов М.В., Новоселов В.Ф., Тугунов П.И., Котов В.Ф. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров. М., Недра, 1992.

13. Минаев В.И. Машины для строительства магистральных трубопроводов. М., Недра, 1985.

14. Лавров Г.Е., Саттаров Т.Х. Механизация строительства переходов магистральных трубопроводов под автомобильными и железными дорогами. М., Недра, 1978.

15. Харламенко В.И., Голуб М.В. Эксплуатация насосов магистральных нефтепродуктопроводов. М., Недра, 1978.

16. Голубев Ю.Д., Чемакина Н.М. Сборник задач по охране труда в нефтяной и газовой промышленности. М., МИНГ, 1989.

17. Денисенко Г.Ф. Охрана труда. М., Высшая школа, 1985.

18. Белов С.В. Охрана окружающей среды. М., Высшая школа, 1991.

19. Роев Г.А. Очистные сооружения. Охрана окружающей среды. М., Недра, 1993.

20. Правила техники безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов. М., Недра, 1989.

21. СНиП 2.11.03-93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы.

22. Бренц А.Д., Тищенко В.Е., Комарова Л.А. Организация, планирование и управление на предприятиях транспорта и хранения нефти и газа. М., Недра, 1980.

23. Комарова Л.А., Колядов Л.В. Методические рекомендации к работе над экономическим содержанием дипломных проектов. М., МИНГ, 1987.

Размещено на Allbest.ru