Проект реконструкции склада нефтепродуктов в городе Котлас

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Производство и технологии


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

РЕФЕРАТ

Шахматов И. А. Проект реконструкции склада нефтепродуктов в городе Котлас. Руководитель проекта — доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа Калашников А. В.

Ключевые слова: нефтепродукт, эстакада, насосная станция, трубопровод, насос, устройство нижнего слива, нефтесклад.

Потребность в увеличении объемов отгружаемых нефтепродуктов на свои АЗС и другим клиентам ведет к необходимости увеличения резервуарного парка нефтесклада.

Цель работы — разработка технологических решений, обеспечивающих увеличение хранящегося топлива, безопасную отгрузку нефтепродукта из железнодорожных цистерн в резервуарный парк или из резервуаров в автоцистерны.

На основании выполненного обзора технической литературы предложена технологическая схема установки резервуаров. Выполнен расчет расхода нефтепродукта, сливного и напорного трубопровода. Сделан анализ экономической эффективности проекта. Дана оценка экологической безопасности проекта, разработаны мероприятия по безопасным методам работы.

ОГЛАВЛЕНИЕ

НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

ВВЕДЕНИЕ

1 Общая характеристика предприятия

1.1 Экономические и географические особенности месторасположения предприятия

1.2 Вооружённость ООО «Мостсервис-транс»

1.3 Энергоснабжение, теплоснабжение и водоснабжение предприятия

1.4 Перспективы развития предприятия и заключение по общей характеристике предприятия

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

2.1 Односторонняя железнодорожная эстакада слива нефтепродуктов

2.1.1 Установка нижнего слива нефтепродуктов УСН 175

2.1.2 Установка аварийного слива УСВМ-15

2.2 Расчет расхода нефтепродукта

2.2.1 Гидравлический расчет сливного трубопровода

2.2.2 Гидравлический расчет напорного трубопровода

2.3 Расчет фундамента под емкости РГС-75

2.3.1 Расчет необходимого щебня

2.3.2 Расчет необходимого металлопроката

2.3.3 Расчет необходимого количества бетона

2.4 Канализационная насосная станция

2.4.1 Ливневой сток

2.4.2 Фильтры жидкостные

2.5 Насосная слива и налива нефтепродуктов

3 РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

3.1 Расчет капитальных вложений

3.2 Расчет стоимости основных средств

3.3 Расчет амортизационных отчислений

3.4 Расчет налога на имущество

3.5 Расчет заработной платы промышленно производственного персонала

3.6 Расчет отчислений на социальные нужды

3.7 Расчет потребляемой электроэнергии

3.8 Расчет естественной убыли

3.9 Расчет технико-экономических показателей

3. 10 Оценка эффективности проекта

4 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Характеристика потенциальных источников и их воздействие на основные компоненты окружающей среды

4.2 Мероприятия по охране окружающей среды

4.2.1 Определение необходимого количества покрытия

4.3 План ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов

4.4 Организация экологического мониторинга

5 ОХРАНА ТРУДА И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

5.1 Охрана труда работников

5.1.1 Организационные мероприятия

5.2 Вредные и опасные производственные факторы

5.2.1 Физические вредные и опасные производственные факторы

5.2.1.1 Микроклимат

5.2.1.2 Производственный шум

5.2.1.3 Производственная вибрация

5.2.1.4 Естественное и искусственное освещение

5.2.2 Химические опасные и вредные производственные факторы

5.2.3 Биологические вредные и опасные производственные факторы

5.3 Обеспечение специальной одеждой, обувью и средствами индивидуальной защиты

5.4 Требования к персоналу и ответственность за нарушение требований безопасности

5.5 Промышленная безопасность

2.6 Компоновочные решения

5.7 Требования к оборудованию

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящей пояснительной записке использованы ссылки на следующие нормативные документы:

ГН 2.1.6. 1338−03 Предельно допустимые концентрации загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест.

ГН 2.1.6. 1339−03 ОБУВ загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест.

ГН 2.1.6. 1983−05 Предельно допустимые концентрации загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест (дополнения и изменения № 2 к ГН 2.1.6. 1338−03).

ГН 2.1.6. 1984−05 ОБУВ загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест (дополнения и изменения № 2 к ГН 2.1.6. 1339−03).

Дополнение № 1 к списку ПДК ГН 2.1.6. 1338−03.

ГОСТ 12.0. 002−80 Термины и определения.

ГОСТ 12.0. 003−74 Опасные и вредные производственные факторы.

ГОСТ 12.1. 003−83 Шум, общие требования безопасности.

ГОСТ 12.1. 005−88 Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.

ГОСТ 12.1. 007−76 Вредные вещества.

ГОСТ 12.4. 002−74 Средства индивидуальной защиты рук от вибрации. Общие требования.

ГОСТ 12.4. 011−2001 ССБТ Средства защиты работающих. Общие требования и классификация.

ГОСТ 12.4. 024−76 Обувь специальная, виброзащитная.

СанПиН 30. 41−84 Санитарные нормы и правила при работе с машинами и оборудованием, создающими локальную вибрацию, передающуюся на руки работающих.

СанПиН 30. 44−84 Санитарные нормы вибрации рабочих мест.

СанПиН 2.2.4. 548−96 Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений.

СНиП 2. 05. 06−85 Магистральные трубопроводы.

СНиП 23−05−95 Естественное и искусственное освещение.

СН 40. 88−86 Санитарными нормами микроклимата производственных помещений.

СН 3.2. 23−85 Санитарные нормы допустимых уровней шума на рабочих местах, с изменениями и дополнениями от 29. 03. 1988 № 122−6/245−1.

СП 11−102−97 Инженерно-экологические изыскания в строительстве.

СП 34−116−97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов.

ПБ 03−576−03 Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, постановление Госгортехнадзора России от 11. 06. 03 № 91.

ПБ 08−624−03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, постановление Госгортехнадзора России от 05. 06. 03 № 56.

ПБ 09−540−03 Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств, постановление Госгортехнадзора России от 05. 05. 03 № 29

ПБ 09−560−03 Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов.

ПИВЭ Правила изготовления взрывозащищенного электрооборудования.

ПТБЭ Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

ПУЭ-98 Правил устройства электроустановок.

ПЭЭП Правил эксплуатации электроустановок потребителей.

РД 52. 04. 186−89 Руководство по контролю загрязнения атмосферы. Загрязнение атмосферы в городах и других населенных пунктах.

РДС 82−202−96 Правила разработки и применения нормативов трудноустранимых потерь и отходов материалов в строительстве.

Сборника типовых норм потерь материальных ресурсов в строительстве (дополнение к РДС 82−202−96).

Рекомендаций МЭК (Международной электротехнической комиссии) МЭК 79−0-МЭК 79−15.

Федеральный закон № 58 О лицензировании отдельных видов деятельности от 25. 10. 98.

Федеральный закон № 96 Об охране атмосферного воздуха.

Федеральный закон № 116 О промышленной безопасности опасных производственных объектов от 21. 07. 97.

ВВЕДЕНИЕ

В новых экономических условиях исключительно важная роль отведена увеличению грузооборота нефти и нефтепродуктов. В связи с этим возникает проблема хранения нефти и нефтепродуктов. Создание новой и развитие существующей инфраструктуры на Севере России вызвано изменением его геополитического и экономического положения.

Одним из путей перевалки нефтепродуктов является перевалка железнодорожными цистернами, через нефтебазу ООО «Мостсервис-транс"на автоцистерны, а далее на АЗС до потребителей. В сложившейся ситуации решением проблемы хранения нефтепродуктов является реконструкция нефтебазы ООО «Мостсервис-транс», что приведёт к увеличению резервуарного парка и экологически безопасного ведения производства, а также созданию предприятия, отвечающего современным требованиям действующих норм и правил Российской Федерации для комплексов приема, хранения и отгрузки нефтепродуктов.

Целью дипломного проекта является разработка предложений по увеличению резервуарного парка и экологически безопасного хранения нефтепродуктов на нефтескладе ООО «Мостсервис-транс».

В рамках поставленной цели решаются следующие задачи:

1) Разработать технологические решения по увеличению резервуарного парка:

2) Определить экономическую эффективность проекта;

3) Разработать комплекс организационных, организационно-технических и технических мероприятий, направленных на обеспечение охраны труда и промышленной безопасности;

4) Разработать систему природоохранных мероприятий.

1 Общая характеристика предприятия

1.1 Экономические и географические особенности месторасположения предприятия

склад нефтепродукт реконструкция трубопровод

ООО «Мостсервис-транс», зарегистрировано по адресу: 165 300, Архангельская область, г. Котлас, ул. Маяковского 7. Предприятие является самостоятельным, зарегистрированное как юридическое лицо. Основной вид деятельности оптовая и розничная продажа ГСМ, зксплуатация АЗС, а также оказание транспортных услуг нефтепродуктов.

Предприятие зарегистрировано 13 Сентября 1998 года.

В связи с увеличением автомобильного транспорта, как самым используемым источником передвижения, жалобами клиентов на качество ГСМ сомнительных компаний, а также на фоне постепенного роста благосостояния городского населения целесообразно увеличивать количество хранящегося топлива на нефтебазе предприятия. На фоне общего экономического подъема должна возрасти потребность в ГСМ. Территория, занимаемая нефтебазой, экономически выгодна, так как она находится на въезде в город, при этом рядом с ней находятся железнодорожные пути, а также на территории самой нефтебазы имеется железнодорожный тупик для слива нефтепродуктов с железнодорожных цистерн.

ООО «Мостсервис-транс» имеет топливный склад занимающий территорию общей площадью 6 000 м2, из которой около 2 362 м2 составляет площадь с твёрдым покрытием, площадь застройки около 3 000 м2. На территории организации расположены: здание насосной, здание гаража на 6 боксов, здание диспетчерской, 8 резервуаров для хранения нефтепродуктов, очистные сооружения, эстакада железнодорожная, 2 эстакады автомобильных, пожарный резервуар. А также у предприятия имеется своя сеть заправочных станций:

АЗС № 1 ул. Новодвинская, 25

АЗС № 2 ул. Конституции, 28

АЗС № 3 пос. Вычегодский, ул. Энгельса, 10

АЗС № 4 г. Коряжма

АЗС № 5 пос. Вычегодский, ул. Энгельса, 83

АЗС № 6 пос. Шипицино

На рисунке 1 представлена организационная структура ООО «Мостсервис-транс».

Рисунок 1. 1- Организационная структура ООО «Мостсервис-транс»

Город Котлас расположен на юге Архангельской области, на берегу двух рек малая Северная Двина и Вычегда. Климат умеренно-континентальный с продолжительной холодной зимой и коротким, но относительно теплым летом. Формируется климат в условии малого количества солнечной радиации под действием северных морей и переносов воздушных масс с Атлантики. Зимой развита циклоническая деятельность, что обусловливает холодную, ветреную и пасмурную, с частыми снегопадами погоду. Летом температурный режим из года в год меняется, осадки определяются активной циклонической деятельностью. За год выпадает 530 мм осадков, территория избыточно увлажняется. Снежный покров устойчив, держится около 6 месяцев, толщина снежного покрова в защищенном месте достигает до 70 см.

Нормативная глубина промерзания грунта для песков — 1,9 м, суглинка — 1,6 м. Грунтовые воды залегают на глубине 1,4…2,4 м.

Воздух влажный, особенно осенью и зимой. Грунтовые условия неблагоприятные, но на протяжении ряда лет велась посадка древесины. Гидрометеорологические условия приведены в таблице 1.1.

Таблица 1. 1- Гидрометрические условия

Показатели

Единицы

измерения

Значение

Среднегодовое количество осадков

мм

530

Среднегодовая скорость ветра:

Зимой

м/с

5,4

Летом

м/с

4,4

Нормативный скоростной напор ветра

кг/м3

35

Средняя температура зимой (январь)

єС

-22,5

Абсолютный минимум

єС

-45,2

Средняя температура летом (июль)

єС

+15,6

Абсолютный минимум

єС

+3,4

Относительная влажность воздуха:

Зимой-осенью

%

88−90

Летом-весной

%

70−73

Средняя толщина льда

м

0,8−0,9

1.2 Вооружённость ООО «Мостсервис-транс»

Основными задачами ООО «Мостсервис-транс» являются:

— обеспечение нефтепродуктами своих АЗС, АЗС «Лукойл-Севернефтепродукт», и др. клиентов;

— хранение нефтепродуктов;

— оказание транспортных услуг нефтепродуктов;

— материально-техническое снабжение предприятия;

— содержание и ремонт зданий, сооружений и оборудования;

— организация труда, планирование и учет производственно-финансовой деятельности.

Топливный склад представляет собой совокупность зданий, сооружений, оборудования, оснастки, инструмента, предназначенных для приема, отпуска и хранения нефтепродуктов, а также для создания необходимых условий для работы персонала.

Состав резервуарного парка ООО «Мостсервис-транс» состоит из восьми резервуаров. В таблице 1.2 приведен список всех резервуаров предприятия

Таблица 1.2 — Количество резервуаров расположенных на топливном складе ООО «Мостсервис-транс»

Марка-модель

Хранящийся нефтепродукт

Количество

РВС-400

Аи-80

1

РВС-200

ДТ

1

РВС-200

Аи-92

1

РГС-75

Аи-95

2

РГС-75

Аи-92

1

РГС-75

ДТ

2

Анализируя таблицу 1. 2, мы видим, что большее количество резервуаров топливного склада ООО «Мостсервис-транс» составляют резервуары марки РГС-75, а также количество хранящегося топлива на складе. На основе данных приведенных в таблице 1.2 можно построить диаграмму, наглядно показывающую вид и количество нефтепродукта хранящегося на складе.

Рисунок 1.2 — Количество нефтепродукта хранящегося на складе ООО «Мостсервис-транс»

Можно сказать, большее количество хранящегося топлива на складе это бензин Аи-80, это связано с большим количеством автомобилей выпускавшихся ранее, работающих на этой марке топлива.

1.3 Энергоснабжение, теплоснабжение и водоснабжение предприятия

Источником электрической энергии является Сольвычегодская дистанция электроснабжения и параллельно ЗАО «Ресурс» (аварийный). На топливном складе силовая сеть имеет напряжение 380 В, осветительная сеть напряжение 220 В. Электроэнергия используется для питания насосов, оборудования, сварочных работ, освещения территории и помещений.

Снабжение ГСМ осуществляется ООО «Лукойл-Севернефтепродукт» через собственный железнодорожный тупик. Топливо на АЗС доставляется своим автотранспортом.

Водоснабжение ООО «Мостсервис-транс» осуществляется собственным транспортом — привозная.

Теплоснабжение ООО «Мостсервис-транс»: здание гаражей водяное от ЗАО «Ресурс», здание диспетчерской электрическое.

1.4 Перспективы развития предприятия и заключение по общей характеристике предприятия

Основными направлениями дальнейшего развития предприятия являются:

— увеличение количества резервуарного парка,

— увеличение количества договоров о приобретении нефтепродуктов сторонними организациями;

— увеличение количества продаваемых нефтепродуктов на своих АЗС;

— уделение большему вниманию вопросам промышленной безопасности и экологии.

В настоящее время, в связи с уменьшением автомобилей работающих на бензине Аи 80 и увеличении легкового транспорта работающего на бензине Аи92, разумно увеличить количество емкостей для Аи92 еще на 2, т.о. увеличив объемы хранящегося на складе бензина Аи92.

Обвалованная территория в которой находятся резервуары требует специального покрытия, т.к. при аварийном разливе топливо, проникнув в грунт, может попасть с грунтовыми водами в реки, тем самым навредить экологии, которая в свою очередь итак очень плохая. Но все же видны перспективы дальнейшего выполнения поставленных задач. В перспективах развития организации стоит первоочередная задача — увеличение количества емкостей.

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ

Складское предприятие, представляющее собой комплекс зданий, сооружений и коммуникаций, предназначенных для организации приема, хранения, отпуска и учета нефтепродуктов (далее — нефтебаза), эксплуатируется на основании требований Правил и нормативных документов, регламентирующих требования к средствам измерения, противопожарным мероприятиям, предупреждению аварийных разливов нефтепродуктов, экологической и санитарной безопасности, охраны труда и иных документов, принятых в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации, и включает в себя:

— одностороннюю железнодорожную эстакаду на 3 цистерно-места;

— всасывающие и напорные трубопроводы;

— устройство нижнего слива;

— обвязку технологических трубопроводов;

— узел фильтров;

— насосную станцию по перекачке нефтепродуктов.

Максимальный грузооборот нефтесклада составляет 13,2тыс. т/год.

Слив нефтепродукта из железнодорожных цистерн осуществляется на эстакаде слива нефтепродукта.

По физико-химической характеристике нефтепродукты проходящие через нефтебазу не являются легкозастывающим продуктом, требующим перед сливом предварительного разогрева.

Слив нефтепродукта из цистерн осуществляется с помощью устройств нижнего слива, оборудованных гидромонитором (УСН).

— РВС;

— РГС;

— задвижка

Рисунок 2. 1- Технологическая схема нефтесклада ООО «Мостсервис-транс»

При сливе железнодорожных цистерн или наливе автоцистерн в зависимости от сливаемого или отпускаемого вида топлива открывают определенные задвижки:

1) Слив дизтоплива из железнодорожных цистерн — открыты задвижки № 29 (30), 26, 23, 12, 9, 2, 7, 8. Дизельное топливо из железнодорожной цистерны через нижний слив поступает во всасывающий трубопровод, затем через насос № 1 в РВС-200 или РГС-75 через систему напорных трубопроводов и задвижек в зависимости от количества находящегося в резервуарах топлива.

2) Отпуск дизтоплива в автоцистерны — открыты задвижки № 2, 7, 8, 9, 24, 25, 44 (28). Дизельное топливо из резервуаров РВС-200 или РГС-75 через систему всасывающих трубопроводов и задвижек поступает к насосу № 1, затем через систему напорных трубопроводов и задвижек поступает к эстакаде налива автоцистерн.

3) Слив бензинов из железнодорожных цистерн — открыты задвижки № 31(32), 22, 19, 14, 15, 16, 1, 3, 4, 5, 6, 17, 18. Бензины из железнодорожной цистерны через нижний слив поступает во всасывающий трубопровод, затем через насос № 2 в резервуары РВС-400, РВС-200, РГС-75 через систему напорных трубопроводов и задвижек в зависимости от вида и количества находящегося в резервуарах топлива.

4) Отпуск бензина Аи-80 в автоцистерны — открыты задвижки № 1, 14, 21, 20,43 (27). Бензин из резервуара РВС-400 через систему всасывающих трубопроводов и задвижек поступает к насосу № 2, затем через систему напорных трубопроводов и задвижек поступает к эстакаде налива автоцистерн.

5) Отпуск бензина Аи-92 и Аи-95 в автоцистерны — открыты задвижки № 3, 4, 5, 6, 18,17, 16, 15, 36, 38, 39, 40, 45, 46. Бензин из резервуаров РВС-200 или РГС-75 в зависимости от вида отпускаемого топлива через систему всасывающих трубопроводов и задвижек поступает к насосу № 3, затем через систему напорных трубопроводов и задвижек поступает к эстакаде налива автоцистерн.

Откачка в резервуары хранения нефтепродуктов осуществляется насосом Н-1, Н-2 насосной станции, закачка нефтепродуктов в автомобильные цистерны производится насосами: ДТ-Н-1; Аи80-Н2; Аи95 и Аи92-Н-3.

На рисунке 2.1 пунктиром представлена также проектируемая установка двух резервуаров РГС-75 с дальнейшей врезкой их в систему трубопроводов.

Для слива ж/д цистерн с неисправным нижним прибором используется установка верхнего слива, которая включает в себя:

— стояк верхнего слива;

— запорно-регулирующую арматуру, КИП и автоматику.

2.1 Односторонняя железнодорожная эстакада слива нефтепродуктов

Эстакада размещается в начале тупика нефтесклада ООО «Мостсервис-транс». Конструкция эстакады — односторонняя, рассчитана на одновременную разгрузку одной железнодорожной цистерны вместимостью.

Максимальное время при использовании эстакады расходуется на слив нефтепродукта, т.о. время слива одной цистерной равно 90 минут.

Специфика расположения сливного оборудования на эстакаде позволяет принимать к разгрузке вагоно-цистерны без расцепки ж/д состава.

Габариты эстакады определяются технологией слива, габаритами строительных конструкций и габаритами приближения строений в соответствии с ГОСТ 9238–83:

— длина 23 м;

— площадь застройки 100 м².

Оборудование железнодорожной эстакады для слива нефтепродуктов включает:

— Устройства нижнего слива УСН-175, оборудованные гидромониторами… … … 1шт.

— Установку верхнего слива (УВСН-15)… 1шт.

— Насос для слива нефтепродуктов… … 2шт.

— Сливной коллектор для нефтепродуктов… 2шт.

— Арматура.

Территория, занятая сливной эстакадой, имеет твердое водонепроницаемое покрытие, усиленное в зоне железнодорожных путей. Твердое покрытие выполнено из бетона и имеет бортик высотой 200 мм.

На сливной эстакаде в торцах предусмотрены лестницы из несгораемого материала шириной 1 м с углом наклона 45°. Ступени лестницы выполнены из просечно-вытяжного настила.

Слив нефтепродукта выполняется через сливной прибор типа УСН-175, предназначенные слива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн.

Нефтепродукт через УСН-175 поступает в коллектор слива, затем по всасывающим трубопроводам к насосу, далее через систему напорных трубопроводов и систему задвижек в резервуар с нужным видом топлива.

Уборка проливов нефтепродуктов на железнодорожной эстакаде осуществляется сухим песком, с дальнейшей утилизацией в специализированные предприятия.

При обнаружении течи из железнодорожной цистерны слив должен быть немедленно приостановлен до полного устранения неисправности. В случае выхода из строя клапана сливного устройства железнодорожной цистерны проектом предусмотрена откачка нефтепродукта через верхний люк при помощи переносной установки верхнего слива УВСМ-15.

2.1.1 Установка нижнего слива нефтепродуктов УСН-175

Устройства УСН-175 предназначены для герметизированного слива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн.

Установка соответствует требованиям, предъявляемым к средствам герметизированного нижнего слива нефтепродуктов.

Рисунок 2.2 — Установка герметизированного слива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн в трубопровод

Устройство механизирует наиболее тяжелые операции по сливу нефтепродуктов, сокращает время обработки цистерн при сливе, повышает культуру труда, максимально снижает обводнение сливаемых нефтепродуктов, снижает вероятность загрязнения наружной поверхности цистерн, эстакады и окружающей территории, снижает пожарную опасность на месте проведения работ.

2.1.2 Установка аварийного слива УВСМ-15

При аварийном верхнем сливе устройство УСН-175 при работе не используется.

При сливе нефтепродукта используется погружная колонна, погружаемая в цистерну через верхний люк:

Погружная колонна включает в себя:

— всасывающую трубу Ду100;

Погружение колонны в цистерну производится лебедкой. Лебедка закреплена на траверсе кран-балки, предназначенной для перемещения и центрирования погружной колонны относительно люка цистерны вдоль оси эстакады и для погружения и подъема колонны из цистерны.

Кран-балка крепится на вертикальную опору эстакады и имеет поворотные шарниры, обеспечивающие, совместно с передвигаемой тележкой, на которой закреплена погружная колонна, для центрирования погружной колонны над люком цистерны при неточности ее установки.

Слив цистерны производится таким же образом, но только устройством верхнего слива через верхний люк.

2.2 Расчет расхода нефтепродукта

Как было выше сказано резервуары, которые мы хотим установить предназначены для хранения Аи 92, это означает, что весь расчет будем вести для этого вида топлива.

Рисунок 2.3 — Расчетная схема для трубопроводов

Расход нефтепродукта рассчитывается, исходя из условия слива одной цистерны в течение времени, не превышающего 90 минут.

Расход нефтепродукта из одной цистерны:

,

где m — масса нефтепродукта в одной цистерне, т, m=60;

— плотность нефтепродукта, кг/м3,=745;

t — время, требующееся для слива цистерны, ч, t=1,5.

м3.

Скорость движения продуктов по трубопроводам составляет, м/с:

— При сливе из цистерн… 1,5

— При откачке в резервуары…2,0

2.2.1 Гидравлический расчет сливного трубопровода

Расчет произведем на участке слива от цистерны до насоса.

Расчет участка слива

1) Необходимый диаметр:

где Q — расход нефтепродукта, м3/ч;

— скорость нефтепродукта в трубопроводе, м/с, = 1,5.

м.

Принимаем наружный диаметр 112 мм (по таблице 9 1).

3) Внутренний диаметр всасывающего трубопровода:

мм.

4) Уточняем скорость движения нефтепродукта во всасывающем трубопроводе:

м/с.

5) Число Рейнольдса:

.

где ср — кинематическая вязкость, м2/с, ср=2 сСт =2 *10−6.

Режим течения турбулентный, т.к. 94 500 > 2320

6) Коэффициент гидравлического сопротивления для турбулентного режима течения определяется по формуле:

.

7) Полные потери в трубопроводе от низа цистерны до всасывающего насоса:

Па.

где z — разность геодезических отметок начала и конца коллектора, рассчитывается как разность отметок низа цистерны и центра всасывающего патрубка насоса, z = 0,880 м;

— коэффициент местного сопротивления, величину которого принимаем по таблице 10−74 и 10−75 2

2.2.2 Гидравлический расчет напорного трубопровода

1) Необходимый диаметр трубопровода рассчитывается по формуле (2. 2),

где Q — расход нефтепродукта, м3/ч, Q = 53,6;

— скорость нефтепродукта в трубопроводе, м/с, V=2,0.

м.

Принимаем наружный диаметр 102 мм (по таблице 9 1).

2) Внутренний диаметр трубопровода рассчитывается по формуле (2. 3)

мм.

3) Уточняем скорость движения нефтепродукта в трубопроводе по формуле (2. 4)

м/с.

4) Число Рейнольдса рассчитывается по формуле (2. 5),

где ср — кинематическая вязкость, ср=2 сСт=210−6 м2/с.

.

Режим течения турбулентный, т.к. 104 130 > 2320.

5) Коэффициент гидравлического сопротивления для турбулентного режима течения определяется по формуле (2. 6)

.

6) Полные потери в коллекторе рассчитываются по формуле (2. 7).

Потери напора напорного трубопровода рассчитываются с учетом длины трубопровода 30 м и местных сопротивлений в восьми поворотах на 90 и трех задвижках, а также входа и выхода. Разность геодезических отметок принимаем равной нулю.

;

Па.

Дальнейший расчет трубопроводов на отпуск нефтепродукта в автоцистерны будет происходить по тем же формулам, что и слив железнодорожных цистерн, данные по расчетам сведены в таблицу 2.5.

Таблица 2.1 — Расчет трубопроводов

Участок

Расход, м3/ч

Внутренний диаметр, мм

Наружный диаметр, мм

Толщина стенки, мм

Скорость, м/с

Число Рейнольдса

Коэффициент гидравлического сопротивления

Разность отметок начала и конца участка, м

Коэффициент местного сопротивления

Длина участка, м

Полные потери на участке, Па

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

От ж/д цистерны до насоса

53,6

100

112

6

1,89

94 500

0,018

0,88

5,4

24

13 274

От насоса до резервуара 1

53,6

90

102

6

2,34

104 130

0,0176

0

8,3

30

12 400

От насоса до резервуара 2

53,6

90

102

6

2,34

104 130

0,0176

0

8,3

25,5

11 600

От резервуара 1 до насоса

48,3

90

102

6

2,15

95 675

0,0179

0

7,7

30

10 900

От резервуара 2 до насоса

48,3

90

102

6

2,15

95 675

0,0179

0

7,7

25,5

10 200

От насоса до налива автоцистерны

48,3

90

102

6

2,15

95 675

0,0179

4,5

7,1

76

39 784

Насосы, находящиеся в насосной, обеспечивают напор и производительность необходимую для прокачки перекачиваемых нефтепродуктов на нефтескладе

2.3 Расчет фундаментов под емкости РГС 75

Город Котлас, как было уже указано, находится на юге Архангельской области. Территория нефтесклада ООО «Мостсервис-транс» находится на твердых грунтах таким образом для фундаментов под резервуары РГС 75, которые необходимо установить на нефтескладе, не нужна забивка свайного поля. Будет произведена выемка грунта на 300 мм., затем сделана подушка из щебня толщиной 100 мм., после этого на подушку будут установлены 2 фундамента на расстоянии в метре от каждого края резервуара по середине крайних усиленных ребер жесткости, т.о. необходимо сделать 4 фундамента. В фундаменте предусмотрены 2 сетки из металлопроката, а фундамент будет залит бетоном М 200. Такой фундамент будет обеспечивать надежность и равномерное распределение нагрузки на всю площадь соприкосновения днища резервуара с фундаментом.

2.3.1 Расчет необходимого количества щебня

Сделаем отсыпку щебнем на 200 мм. больше площади занимаемой фундаментом по формуле

,

где a-длина засыпки, м;

b-ширина засыпки, м;

h-высота засыпки, м.

2.3.2 Расчет необходимого количества металлопроката

Для увеличения прочности фундамента необходимо уложить в него 2 сетки шагом 200 200, первую будем укладывать на расстоянии 100 мм. от низа фундамента, а вторую на 400 мм. выше первой, между собой их скрепим арматурой длиной 400 мм, с шагом 800 800. Сетки сделаем из металлопроката диаметром 10 мм. марки, А III. На рисунке 2.3 представлена сетка для укладки в фундамент.

Рисунок 2.4 — Сетка для укладки в фундамент

Сетку в поперечном и продольном направлении сделаем короче фундамента на 200 мм, тогда:

,

м

м

примем длину поперечных прутков 4 метра

примем длину продольных прутков 1,8 метра

Тогда найдем количество прутков:

,

Найдем общую длину прутков:

,

2.3.3 Расчет необходимого количества бетона

Количество бетона необходимого для заливки фундамента мы сосчитаем мысленно разделив фундамент на 3 геометрические фигуры:

1-нижняя часть (прямоугольник); 2-верхняя часть (прямоугольник); 3-ложе под резервуар (сегмент)

Рисунок 2.5 — Фундамент под резервуар

,

Расчет нижней части произведем по формуле,

где a-длина фигуры, м;

b-ширина фигуры, м;

h-высота фигуры, м.

Расчет верхней части произведем по формуле 2. 17

Расчет ложе резервуара рассчитаем как сегмент. Рассмотрим

Рисунок 2.6 — Расчетная схема сегмента

,

,

,

,

где R-радиус резервуара, м, R = 1,625;

— высота сегмента, м.

м

м

Площадь треугольника ADC найдем из формулы:

,

По теореме Косинусов найдем угол:

,

82

Переводим угол в радианы:

,

рад

Тогда вычислим площадь сектора по формуле:

,

Находим площадь сегмента под ложе резервуара:

,

После того как нашли площадь сегмента, зная длину резервуара, она равна 9 м., мы можем найти объем этого сегмента по формуле:

,

Зная объем сегмента мы можем вычислить объем бетона необходимого для заливки одного фундамента по формуле 2. 16:

Таким образом количество бетона для одного фундамента равно 5,82

2.4 Канализационная насосная станция

Канализационная насосная станция ливневых стоков предусмотрена для перекачки дождевых вод на территории склада нефтепродуктов. Она представляет собой монолитный железобетонный резервуар, заглубленный в грунт, прямоугольный в плане с размерами 2,35×1,2 и высотой 2,1 м. Верх насосной станции выполнен в одном уровне с конструкцией покрытия территории и перекрыт сборными железобетонными плитами.

Очистные сооружения представлены двумя объектами разными по своему назначению: аккумулирующая емкость; здание доочистки. Аккумулирующая емкость представляет собой монолитный секционный железобетонный резервуар прямоугольной формы с размерами 4,5×3,0 м в плане и высотой 2,0 м. Резервуар частично заглублен, перекрыт сборными железобетонными пустотными плитами. Стены, перегородки и днища емкости с внутренней стороны торкретируются.

Здание доочистки имеет прямоугольную форму с размерами в плане 4,5×3,0 м и высотой от пола до выступающих конструкций покрытия 3,0 м. Оборудовано ручной передвижной кран-балкой грузоподъемностью 1,0 тс. Стены кирпичные. Фундаментом здания являются железобетонные конструкции аккумулирующей емкости, опирающиеся в свою очередь на свайное основание.

1-й ступенью технологической схемы очистки стоков является аккумулирующая или накопительная емкость для сбора и выдерживания стока в течении 1−2-ое суток для осаждения взвеси и выделения нефтепродуктов.

2-й степенью является ступенчатое фильтрование через насыпные и сорбционные материалы с развитой поверхностью без применения реагентов.

Отвод нефтепродуктов производится по нефтесборному лотку в емкость для сбора нефтепродуктов.

Степень очистки:

· Взвешенные вещества до 3 мг/л.

· Нефтепродукты до 0,05 мг/л.

· Биологическая потребность в кислороде (БПКпол.) 3 мг/л.

Производительность очистных сооружений — 24м3/сут.

2.4.1 Ливневой сток.

Площадь участка на котором будут выполняться строительные работы составляет 5 000 м2.

С учетом данных таблицы 2.3. за время производства работ с территории строительной площадки происходит миграции сточных вод, в реки Малая Северная Двина и река Лименда попадет 2 650 м3 дождевых вод. Вместе с дождевыми водами в реки попадут загрязняющие вещества, вымываемые дождевыми стоками. Ориентировочно их количество можно оценить воспользовавшись рекомендациями «Методических указаний по расчету платы за неорганизованный сброс загрязняющих веществ в водные объекты» (утв. Госкомэкологии Р Ф 29 декабря 1998 г), расчеты сведены в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 — Расчет массы загрязняющих веществ, попадающих в реки с дождевыми стоками

Вещество

Концентрация, мг/л

Масса, кг

1

2

3

Нефтепродукты

10

88,4

БПК

30

265,2

ХПК

100

884

Сульфаты

100

884

Хлориды

200

1964

Азот аммонийный

2

19,64

Азот общий

4,9

43,316

Нитраты

0,08

0,707

Нитриты

0,08

0,707

Кальций

43

38,012

Магний

8

70,72

Железо

0,3

2,652

Медь

0,02

0,177

Никель

0,01

0,088

Цинк

0,3

2,652

Фосфор общий

1,08

9,55

В процессе эксплуатации ливневые стоки будут поступать по системе ливневой канализации на очистные сооружения. Производительность очистных сооружений 24м3/сут. Степень очистки:

· Взвешенные вещества до 3 мг/л.

· Нефтепродукты до 0,05мг/л.

· Биологическая потребность в кислороде (БПКпол.) 3мг/л.

Среднегодовой объем ливневых стоков оценим согласно рекомендациям методических указаний указанных выше.

Среднегодовые объемы дождевых вод, поступающих на очистные сооружения Wд, м3 с 1 га, определяем по формуле:

Wд = 2,5 НжК3,

где Нж среднегодовое количество дождевых осадков, мм, определяемое по данным ближайшей метеостанции (таблица 1.1.);

К3 коэффициент, учитывающий объем дождевых вод, направляемых на очистные сооружения (= 0,89).

Среднегодовое количество талых вод, поступающих на очистное сооружение, Wт, м3 с 1 га, определяем определять по формуле:

Wт = 8Нв. сК4,

где Нв. с средний слой весеннего стока, мм, определяемый по данным ближайшей метеостанции (таблица 1.1.);

К4 коэффициент, учитывающий объем талых вод, направляемых на очистное сооружение (= 0,8).

Расчет по указанным формулам с учетом площади водосборного бассейна (0,6 га) дает:

Wд = 2,5×0,6×313×0,89 = 417,855 м³

Wт = 8×0,6×217×0,8 = 833,28 м³

Используя ориентировочные значения загрязняющих веществ в ливневых стоках (Приложение 3 Методических указаний по расчету платы за неорганизованный сброс загрязняющих веществ в водные объекты" (утв. Госкомэкологии Р Ф 29 декабря 1998 г) рассчитаем количество загрязнений, поступающих на очистные сооружения, значения сведены в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 — Количество загрязняющих веществ, поступающих на очистные сооружения

Вещество

Концентрация вещества (мг/л)

Масса вещества, поступившего на очистные

сооружения, кг

Масса вещества, поступающего в окружающую среду, кг

Дождевые воды

Талые

воды

1

2

3

4

5

Взвешенные в-ва

250

3500

14 416,75

16,85

Нефтепродукты

10

30

136,23

0,28

БПК

30

90

408,69

16,85

ХПК

100

250

1162,1

1162,1

Сульфаты

100

500

2163,1

2163,1

Хлориды

200

1500

6328,2

6328,2

Азот аммон-й

2

4,3

20,44

20,44

Азот общий

4,9

10,5

49,94

49,94

Нитраты

0,08

0,17

0,81

0,81

Нитриты

0,08

0,17

0,81

0,81

Кальций

43

113

521,73

521,73

Магний

8

14

68,94

68,94

Железо

0,3

1,7

7,29

7,29

Медь

0,02

0,076

0,337

0,337

Никель

0,01

0,02

0,1

0,1

Цинк

0,3

0,55

2,69

2,69

Фосфор общий

1,08

1,08

6,06

6,06

Необходимо отметить, что приведенные расчеты носят предварительный характер. Вещества, содержащиеся в ливневых водах, и их концентрации будут определены в результате производственного мониторинга. Учитывая, что в зимний период реализация нефтепродуктов меньше, значит их перевалка через нефтесклад будет меньше, т.о. количество загрязняющих веществ будет много меньше рассчитанных, что также будет уточнено в результате мониторинговых работ.

2.4.2 Фильтры жидкостные

Фильтры предназначены для защиты насосного и другого оборудования в технологических установках нефтеперерабатывающей, нефтехимической, нефтяной и газовой отраслей промышленности при работе которого размер твердых частиц механических примесей в жидкости должен быть более 200 мкм, то есть для грубой очистки нефтепродуктов от механических примесей.

Фильтры установлены на линии всасывания насосов Н-1 и Н-2 в узле фильтров по одному на каждой линии.

Фильтры представляют собой сосуд вертикального типа, работающий под давлением. Фильтр состоит из вертикального цилиндрического корпуса, состоящего из обечайки, выполненной из трубы, с днищем и эллиптической крышкой. В корпус аппарата вварены штуцера для входа и выхода среды, а также штуцер для дренажа.

Корпус фильтра оборудован фланцевым разъемом для возможности очистки и ремонта внутренней части корпуса и замены перфорированного стакана.

Фильтрующий элемент представляет собой каркас с натянутой на него сеткой, концы которой сшиты между собой и скреплены при помощи зажимных планок.

Для фильтров грубой очистки применяется сетка, имеющая около 5 отверстий на 1 см². Фильтрующий элемент устанавливается на опорное кольцо.

Нефтепродукт подается через верхний входной штуцер. Проходя через сетку, он очищается от твердых компонентов и выходит через нижний штуцер корпуса.

Эксплуатация фильтров должна производится в соответствии с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» ПБ 03−576−03, норм и правил, действующих в соответствующих отраслях промышленности, технологического регламента и должностных инструкций по безопасному ведению технологических процессов.

Эксплуатация фильтров должна производится только на параметрах, указанных в паспортах фильтров.

При работе фильтров необходимо контролировать перепад давления на фильтрующем элементе, который не должен превышать 0,1 МПа, для этого до и после фильтров установлены манометры.

При эксплуатации изделия не допускается:

— Превышение давления выше указанного в паспорте;

— Превышение температуры выше указанной в паспорте;

— Заполнение аппарата более разрешенного уровня.

Подготовка фильтров к эксплуатации должна состоять из следующих работ:

— Проверка правильности установки прокладок, наличие полного комплекта шпилек или болтов в отверстиях фланцевых соединений и вхождения выступа ответных фланцев во впадину фланцев штуцеров;

— Присоединение фланцев трубопроводов к фланцам фильтра;

— Затяжка крепежных изделий фланцевых соединений;

— Присоединение изделий к проекту.

Техническая характеристика фильтра представлена в таблице 2.9.

Таблица 2.5 — Техническая характеристика жидкостного фильтра

Наименование

Величина

Рабочее давление, МПа

0,07

Расчетное давление, МПа

0,07

Рабочая температура среды, градусы Цельсия

-34…+80

Расчетная температура стенки, градусы Цельсия

+90

Вместимость, м3

0,26

Срок службы, лет

10

2.5 Насосная слива и налива нефтепродуктов

Насосная станция по сливу и наливу нефтепродуктов предназначена для:

— Приема топлива с железной дороги;

— Внутрибазовой перекачки;

— Отгрузки топлива в автоцистерны

Насосная представляет собой одноэтажное, закрытое, прямоугольное в плане сооружение общей площадью 245,6 м².

В здании насосной полы бетонные без электрообогрева.

Для проведения монтажных и ремонтных работ предусмотрена электрическая кран-балка грузоподъемностью1,2 т.

Краткая характеристика насосного оборудования для слива нефтепродуктов из ж/д цистерн и отгрузки топлива в автоцистерны представлена в табл.2. 10. Схема расположения оборудования насосной приведена на рисунке 2.7.

Насосы предназначаются для слива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн и последующей перекачки в резервуарный парк, а также для отгрузки определенного вида топлива и опорожнения трубопровода. Для хранения нефтепродуктов предназначены РВС 400, РВС 200 и РГС 75 № 1−8.

Для контроля работы насосов предусматривается замер давления на всасывающем и нагнетательном трубопроводах, а также — сигнализация предельных значений температуры масла в подшипниках с последующей блокировкой на отключение насоса, измерение давления и сигнализация утечки уплотняющей жидкости.

Таблица 2.6 — Характеристика оборудования насосной

Позиция

Наименование

Количество

Характеристика

Н-1

Насос слива ДТ из железнодорожных цистерн, в резервуары и отгрузка в автоцистерны

1

СЦЛ 20−24-Г (самовсасывающий левого вращения центробежный)

Производительность 40м3/ч

Мощность

Электродвигателя 11кВт

Частота вращения. 1450−1700 об/мин

Н-2

Насос слива

всех бензинов из железнодорожных цистерн, в резервуары и отгрузка Аи80 в автоцистерны

1

СЦЛ 20−24-Г (самовсасывающий левого вращения центробежный)

Производительность 40м3/ч

Мощность

Электродвигателя 11кВт

Частота вращения. 1450−1700 об/мин

Н-3

Насос отгрузкиАи92 и Аи95 в автоцистерны

1

СЦЛ 20−24-Г (самовсасывающий левого вращения центробежный)

Производительность 40м3/ч

Мощность

Электродвигателя 11кВт

Частота вращения. 1450−1700 об/мин

Рисунок 2.7 — Схема расположения оборудования насосной

Все сигналы от приборов выводятся в операторную.

3 РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

В этой части проекта рассматривается экономическое обоснование вклада инвестиций в данный проект, срок окупаемости и целесообразности реконструкции нефтесклада ООО «Мостсервис-транс» в городе Котлас.

Исходные данные представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 — Исходные данные

Показатель

Единица измерения

Величина

Объем перевалки

Тыс. т

13,2

Тариф на перевалку

Руб. /т

250

Примечание — данные в таблице представлены предприятием ООО «Мостсервис-транс».

3.1 Расчет капитальных вложений

Капитальные вложения — это сумма стоимости устанавливаемого оборудования и затрат на строительные работы и монтаж оборудования. Расчет капитальных вложений представлен в таблице 3.2.

Таблица 3.2 — Капитальные вложения

Наименование работ и затрат

Стоимость, тыс. руб.

1

2

Строительные работы

154,67

Монтажные работы

108,3

Стоимость оборудования

1161,905

Итого:

1424,875

3.2 Расчет стоимости основных средств

Расчет выполнен на основании расчетов выполненных ранее и расценок фирм поставщиков и представлен в таблице 3.3.

Таблица 3.3 — Стоимость основных средств

Наименование

Единицы измерения

Количество

Стоимость, тыс. руб.

Технониколь

шт.

130

195,0

Трубопровод

м.

130

35,1

Фундамент под резервуар

шт.

4

151,965

Емкости

шт.

2

420,0

Очистные сооружения

шт.

1

350,0

Итого:

1152,065

3.3 Расчет амортизационных отчислений

Нормы амортизации приняты по данным предприятия (по сроку службы оборудования, указанному в паспортах), а также по приложению Г 4.

Все расчеты сведены в таблице 3.4.

Амортизационные отчисления получены умножением стоимости оборудования на норму амортизации.

Таблица 3.4 — Амортизационные отчисления

Наименование

Стоимость,

тыс. руб.

Норма амортизации, %

Сумма амортизационных

отчислений за год, тыс. руб.

Технониколь

195,0

10,0

19,5

Трубопровод

35,1

14,0

4,914

Фундамент под резервуар

151,965

14,0

21,275

Емкости

420,0

11. 0

46,2

Очистные сооружения

350,0

11,0

38,5

Всего:

130,389

3.4 Расчет налога на имущество

Ставка налога принята по данным предприятия и составляет 2,2%. Расчет представлен в таблице 3.5.

Таблица 3.5 — Налог на имущество

Наименование

Стоимость,

тыс. руб.

Ставка налога, %

Налог на имущество,

тыс. руб.

Технониколь

195,0

2,2

4,29

Трубопровод

35,1

2,2

13,32

Фундамент под резервуар

151,965

2,2

0,772

Емкости

420,0

2,2

9,24

Очистные сооружения

350,0

2,2

7,7

Всего:

35,322

3.5 Расчет заработной платы промышленно-производственного персонала

Количество рабочих и их разряд приняты на основании установленного оборудования. Требуемое количество человеко-дней получено путем умножения числа рабочих соответствующего разряда на фонд рабочего времени одного рабочего.

Режим работы: пятидневная рабочая неделя, продолжительность смены — 8 часов.

Расчет фонда рабочего времени одного рабочего представлен в таблице 3.6.

Таблица 3.6 — Фонд рабочего времени одного рабочего

Показатель

Значение

Календарный фонд времени, дней

365

Количество нерабочих дней — всего, дней

114

в том числе: праздничные дни

11

выходные дни

103

Количество рабочих дней в году

251

Расчет годового фонда оплаты труда представлен в таблице 3.7.

Таблица 3.7 — Годовой фонд оплаты труда

Должность

Разряд

Количество

человек

Режимный фонд

Времени, дней

Количество

человеко-дней

Ставка

в день, руб.

Годовой фонд заработной платы, тыс. руб.

Начальник нефтесклада

1

251

251

478

122,237

Старший оператор товарный

4

1

251

251

382

95,882

Оператор товарный

4

1

251

251

334

83,834

Слесарь-ремонтник

4

2

251

502

382

191,764

Сторож

3

251

753

215

161,895

Всего:

655,612

При расчете годового фонда заработной платы необходимо также учесть премию (20%) и северную (50%) и районную (20%) надбавки:

ГФЗП = ГФОП? П?Н

ГФЗП = 665,6121,21,70 = 1357,848 тыс. руб.

3.6 Расчет отчислений на социальные нужды

Отчисления на социальные нужды состоят из единого социального налога (26%) и в фонд обязательного социального страхования от несчастных случаев и профзаболеваний (0,4%) и начисляются процентом от годового фонда заработной платы:

ОСН = ГФЗП (0,26+0,004)

ОСН = 1357,848 (0,26+0,004) = 358,471 тыс. руб.

3.7 Расчет потребляемой электроэнергии

Перекачку нефтепродуктов обеспечивают насосы с электродвигателями общей мощностью 33 кВт. Налив автоцистерны или слив ж/д цистерны мы можем по одной, из-за конструкции эстакад, т.о. расчет будем вести на 2 электродвигателя.

Загрузка насосов в год составляет 50%. Тариф на электроэнергию по городу Котлас составляет 2,99 руб. /кВт ч.

Расчет затрат на электроэнергию приведен в таблице 3.9.

Таблица 3.9 — Затраты на электроэнергию

Марка эл. двигателя

Количество эл. двигателя, шт.

Время работы эл. двигателя, ч

Мощность эл. двигателя, кВт

Тариф на электроэнергию, руб. /кВт ч

Стоимость электроэнергии, тыс. руб.

249. 178. 075

2

1255

22

2,99

82,553

3.8 Расчет естественной убыли

Естественная убыль составляет 0,03% от объема перевалки.

Величина естественной убыли:

ЕУ = 13,2*0,0003*3000 = 11,88 тыс. р

3.9 Расчет технико-экономических показателей

Капиталовложения рассчитаны в таблице 3. 2, годовой фонд оплаты труда — в таблице 3. 7, эксплуатационные затраты приведены в таблице 3. 10.

Таблица 3. 10 — Эксплуатационные затраты

Показатель

Единица измерения

Величина показателя

Годовой фонд заработной платы

тыс. руб.

1357,848

Отчисления на социальные нужды

тыс. руб.

358,471

Затраты на электроэнергию

тыс. руб.

82,553

Естественная убыль

тыс. руб.

11,88

Амортизация основных средств

тыс. руб.

130,389

Прочие расходы

тыс. руб.

372,059

Всего:

тыс. руб.

2313,2

Тарифная выручка:

ТВ = ОП*ТХР

ТВ = 13,2*250= 3300 тыс. руб.

Прибыль от реализации:

П = ТВ — ЭЗ — НИ

П = 3300 — 2313,2- 35,322= 951,478 тыс. руб.

Чистая прибыль (прибыль от реализации за вычетом налога на прибыль — 24%):

ЧП = П — П*НП

ЧП = 951,478*(1,00 — 0,24) = 723,123 тыс. руб.

Технико-экономические показатели приведены в таблице 3. 11.

Таблица 3. 11 — Технико-экономические показатели

Показатель

Величина показателя

Капиталовложения, тыс. руб.

1424,875

Объем перевалки, тыс. т

13,2

Годовой фонд заработной платы, тыс. руб.

1357,848

Эксплуатационные затраты, тыс. руб.

2313,2

Тарифная выручка, тыс. руб.

3300

Прибыль от реализации, тыс. руб.

951,478

Чистая прибыль, тыс. руб.

723,123

Рентабельность, %

62

3. 10 Оценка эффективности проекта

Размер требуемых инвестиций составляет 1 424,875 тыс. руб. (таблица 3. 2). В качестве источника финансирования проекта используется сумма чистой прибыли и амортизационных отчислений, которая составит 853,512 тыс. руб. в год.

В качестве временного шага принят один месяц.

ИФ = ИФГ/12,

ИФ = 853,512 / 12 = 71,126 тыс. руб.

где ИФ — источник финансирования проекта в расчете на один месяц, тыс. руб.

Показатели экономической эффективности:

— Денежный поток CF — движение (поток) денежных средств в определенный момент времени;

— Кумулятивный денежный поток CCF — денежный поток нарастающим итогом. Рассчитывается как сумма денежного потока данного периода времени и денежного потока предыдущего периода времени;

— Дисконтированный денежный поток DCF — определяется по формуле:

где t — коэффициент дисконтирования по фактору времени;

Е — норма дисконта, установлена на уровне среднего ссудного процента Центрального банка России, Е = 13% в год (1,08% в месяц);

t — номер временного шага;

— Чистый приведенный доход NVP — определяется нарастающим итогом по каждому шагу расчета как сумма дисконтированных денежных потоков.

— Внутренняя норма доходности IRR — это такая величина нормы дисконта, при которой чистый дисконтированный доход проекта обращается в нуль, т. е. максимальный процент, на который может рассчитывать инвестор, чтобы проект окупился за определенный срок.

Величину внутренней нормы доходности определяем графически (рисунок 3. 2).

При IRR Е проект является эффективным.

Расчет показателей экономической эффективности представлен в таблице 3. 12.

На основе полученных значений чистого приведенного дохода построен финансовый профиль проекта (рисунок 3. 1), который позволяет наглядно определить срок окупаемости и максимальные денежные затраты. Срок окупаемости составляет 23,6 месяцев, максимальные денежные затраты 1424,875 тыс. руб.

Таблица 3. 12 — Расчет показателей экономической эффективности проекта

Период, мес.

Инвестиции, тыс. руб.

Прибыль, тыс. руб.

Денежный поток CF, тыс. руб.

Кумулятивный денежный поток CCF, тыс. руб.

Коэффициент дисконтирования

Дисконтированный денежный поток DCF, тыс. руб.

Чистый приведенный доход NVP, тыс. руб.

1

2

3

4

5

6

7

8

1

-1424,875

-

-1424,875

-1424,875

0,989

-1424,875

-1424,875

2

-

71,126

71,126

-196 379,4

0,979

69,6

-1340,0

3

-

71,126

71,126

-186 891,9

0,968

68,9

-1271,1

4

-

71,126

71,126

-177 404,4

0,958

68,1

-1203,0

5

-

71,126

71,126

-167 916,9

0,948

67,4

-1135,6

6

-

71,126

71,126

-158 429,4

0,937

66,7

-1068,9

7

-

71,126

71,126

-148 941,9

0,927

66,0

-1003,0

8

-

71,126

71,126

-139 454,4

0,917

65,3

-937,7

9

-

71,126

71,126

-129 966,9

0,908

64,6

-873,2

10

-

71,126

71,126

-120 479,4

0,898

63,9

-809,3

11

-

71,126

71,126

-110 991,9

0,888

63,2

-746,1

12

-

71,126

71,126

-101 504,4

0,879

62,5

-683,6

13

-

71,126

71,126

-92 016,9

0,869

61,8

-621,8

14

-

71,126

71,126

-82 529,4

0,886

61,2

-560,6

15

-

71,126

71,126

-73 041,9

0,851

60,5

-500,1

16

-

71,126

71,126

-63 554,4

0,842

59,5

-440,3

17

-

71,126

71,126

-54 066,9

0,833

59,2

-381,0

18

-

71,126

71,126

-44 579,4

0,824

58,6

-322,5

19

-

71,126

71,126

-35 091,9

0,815

58,0

-264,5

20

-

71,126

71,126

-25 604,4

0,806

57,3

-207,2

21

-

71,126

71,126

-16 116,9

0,797

56,7

-150,4

22

-

71,126

71,126

-6629,4

0,789

56,1

-94,3

23

-

71,126

71,126

2858,1

0,780

55,5

-38,8

24

-

71,126

71,126

12 345,6

0,772

54,9

16,1

25

-

71,126

71,126

21 833,1

0,764

54,3

70,4

26

-

71,126

71,126

31 320,6

0,756

53,7

124,2

27

-

71,126

71,126

40 808,1

0,748

53,2

177,4

28

-

71,126

71,126

50 295,6

0,740

52,6

230,0

29

-

71,126

71,126

59 783,1

0,732

52,0

282,0

30

-

71,126

71,126

69 270,6

0,724

51,5

333,5

Рисунок 3.1 — Финансовый профиль проекта

Рисунок 3.2 — Внутренняя норма доходности

IRR = Eв + (NPVв / (NPVв — NPVн)) Ч (Eн — Eв),

IRR = 0,13 + (333,5(333,5 +3,97) * (0,3 — 0,13) = 0,29

Срок окупаемости

Его можно определить как сумму количества периодов с отрицательным финансовым результатом в дисконтированном денежном потоке с нарастающим итогом и отношение последнего отрицательного результата по модулю и прибыли следующего периода. [22]

Т = 23 + (38,8/54,9) = 23,7 мес или 23 мес и 21 день

Показатели экономической эффективности представлены в таблице 3. 13.

Таблица 3. 13 — Показатели экономической эффективности

Показатель

Величина

Чистый приведенный доход в точке окупаемости, NPV, тыс. руб.

333,5

Внутренняя норма доходности, IRR, %

29

Максимальные денежные затраты, тыс. руб.

1424,875

Срок окупаемости, мес.

23,7

Вывод. На основе выполненных экономических расчетов затраты на увеличение резервуарного парка, укладка покрытия технониколь в зоне обваловки и замене очистных сооружений в размере 1424,875 тыс. руб. окупятся через 23,7 месяца.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой