- •Введение
- •1. Оценка экономической эффективности мероприятий по проведению ремонтных работ с целью предотвращения аварийности (на примере участка трубопровода)
- •1.1 Прямые потери предприятия
- •1.2 Расходы, связанные с ликвидацией и локализацией аварии - Уликв
- •1.3 Социально-экономические потери – Усоц
- •1.4 Косвенный ущерб – Укосв
- •1.6 Потери предприятия от аварии (Уп)
- •1.7 Срок окупаемости затрат на предотвращение аварий (Ток)
- •2. Оценка экономической эффективности проекта строительства (на примере участка нефтепровода)
- •2.1. Расчет капитальных вложений в строительство нефтепровода
- •2.2. Расчет оборотных средств
- •2.3. Расчет эксплуатационных расходов
- •2.3.1. Расчет фонда заработной платы
- •2.3.2 Отчисления на социальные нужды
- •2.3.3. Расчет затрат на электроэнергию
- •2.3.4. Расчет амортизационных отчислений
- •2.3.5. Расчет стоимости потерь нефти
- •2.3.6. Прочие расходы
- •2.4 Основные технико-экономические показатели работы
- •2.5. Оценка экономической эффективности проекта
- •3. Технико-экономическое обоснование модернизации конструкции насоса при увеличении наработки на отказ
- •3.1 Содержание расчетов по проведению технико-экономического обоснования
- •3.2 Порядок проведения расчетов по технико-экономическому обоснованию модернизации
- •4. Технико-экономическое обоснование внедрения средств автоматизации процессов
- •4.1 Порядок выполнения расчетов
- •5. Технико-экономическое обоснование модернизации прибора с целью повышения его надёжности
- •5.1 Порядок выполнения расчетов
- •6. Технико-экономическое обоснование модернизации оборудования с целью увеличения ресурса работы
- •6.1 Порядок выполнения расчетов
- •7. Технико-экономическое обоснование строительства участка магистрального нефтепровода
- •7.1. Выбор варианта конструкции нефтепровода по методу приведённых затрат
- •7.2. Оценка экономической эффективности проекта магистрального нефтепровода
- •8. Оценка экономической эффективности очистки нефтепровода
- •Заключение
- •Библиографический список
- •Оглавление
- •394026 Воронеж, Московский просп., 14
7. Технико-экономическое обоснование строительства участка магистрального нефтепровода
7.1. Выбор варианта конструкции нефтепровода по методу приведённых затрат
Для выбора основных технологических параметров нефтепровода проводим сравнение трёх вариантов конструкции нефтепровода по приведённым затратам и выбираем наилучший, то есть тот, у которого приведённые затраты будут наименьшими.
Приведенные затраты рассчитываются по формуле:
(66)
где ЕН = 0,15 – нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений;
К – капитальные затраты, млн.р.;
Э – эксплуатационные расходы, млн.р./год.
Капитальные затраты определяются по формуле:
(67)
где , – капитальные затраты на строительство линейной части, нефтеперекачивающих станций и нефтебазы соответственно, млн.р.;
– поправочный коэффициент, учитывающий надбавку на топографические условия трассы;
– коэффициент, учитывающий территориальный район прохождения трассы.
Капитальные вложения в линейную часть определяются по формуле:
, (68)
где – удельные капитальные вложения на 1 км трубопровода (стоимость труб с изоляционным покрытием + СМР), млн.р./км;
км – длина расчетного участка нефтепровода.
Удельные капитальные вложения в линейную часть для трех вариантов трубопроводов равны:
млн.р./ км;
млн.р./ км;
млн.р./ км;
Следовательно, капитальные вложения в линейную часть составят:
млн.р.;
млн.р.;
млн.р.;
Капитальные вложения в НПС определяются по формуле:
(69)
где – соответственно стоимость одной НПС без резервуарного парка и с резервуарным парком, млн.р.;
– соответственно число НПС без резервуарного парка и с резервуарным парком.
На проектируемом участке «НПС– НБ» имеется одна промежуточная НПС с резервуарным парком, состоящим из двух резервуаров РВСп-50000.
млн.р. – стоимость одного резервуара РВСп-50000;
млн.р.;
Следовательно, млн.р..
Следовательно, капитальные вложения в нефтеперекачивающие станции составят:
млн.р.,
млн.р.,
млн.р.
В конечном пункте проектируемого участка «НПС – НБ» имеется нефтебаза, состоящая из 17 резервуаров РВСп-50000.
Капитальные вложения в нефтебазу определяются по формуле:
(70)
где млн.р. – стоимость одного резервуара РВСп-50000;
– общее число резервуаров на нефтебазе.
млн.р.
Подставляя численные значения параметров в формулу (67), определяем общие капиталовложения для приведенных вариантов:
- Вариант 1
млн.р.;
- Вариант 2
млн.р.;
- Вариант 3
млн.р.
Эксплуатационные расходы определяют по следующей формуле:
(71)
где ЗЗ = 40 млн.р. – затраты на заработную плату с отчислениями на социальные нужды на одну станцию;
– затраты на электроэнергию, млн.р.;
– норма амортизационных отчислений от затрат на сооружение линейной части;
– норма амортизационных отчислений от затрат на сооружение НПС;
– норма амортизационных отчислений от затрат на сооружение нефтебазы;
ЗПН = 13,4 млн.р.– стоимость потерь нефти при транспортировке и хранении на одну станцию;
ЗМ = 3 млн.р.– затраты на расходные материалы на одну станцию;
– прочие расходы, млн.р.
Затраты на электроэнергию определяются по формуле:
, (72)
где – годовой массовый расход перекачки по трубопроводу, т/год;
– дифференциальный напор, развиваемый одной станцией, м;
– коэффициент, учитывающий снижение расхода электроэнергии при сезонном регулировании перекачки;
и – КПД насоса и электродвигателя соответственно;
кВт ч/год– расход электроэнергии на собственные нужды нефтеперекачивающей станции;
Сэ =1,66 р./кВт ч – стоимость 1 кВт. ч электроэнергии (величина уточняется во время прохождения преддипломной практики);
- количество нефтеперекачивающих станций.
Подставляя численные значения в формулу (72), определяем затраты на электроэнергию:
млн.р./год;
млн.р./год;
млн.р./год.
Прочие расходы принимаются в размере 20% в составе эксплуатационных расходов:
П720 = 799,53 млн.р.;
П820 = 558,03 млн.р.;
П1020 = 418,52 млн.р.
Подставляя численные значения параметров в формулу (71), определяем общие эксплуатационные расходы для приведенных в таблице вариантов:
- Вариант 1
- Вариант 2
- Вариант 3
Подставляя найденные численные значения параметров в формулу (66), определяем приведенные затраты для приведенных вариантов:
- Вариант 1
млн.р./год;
- Вариант 2
млн.р./год;
- Вариант 3
млн.р./год.
Результаты предыдущих расчетов сведены в таблицу 34.
Таблица 34 - Приведенные затраты по укрупненным показателям
|
Вариант 1 Dн1=720 мм Pраб = 6,1 МПа |
Вариант 2 Dн2=820 мм Рраб=5,9 МПа |
Вариант 3 Dн3=1020 мм Pраб = 5,9 МПа |
Приведенные затраты млн.р./год |
10115,10 |
7978,58 |
6899,98
|
Выбираем вариант с наименьшими приведенными затратами. Из таблицы 34 видно, что наименьшим приведенным затратам соответствует вариант 3 (D=1020мм, Pраб = 5,9МПа).