Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Изм.
Лист
№докум.
Подпись
Дата
Лист
ДП 140604.65.13.2.38 ПЗ
3.1 Анализ ранее внедренных мероприятий
Система магистрального транспорта светлых нефтепродуктов является одной из важнейших бюджетообразующих отраслей промышленности России.
После общего спада промышленного производства середины 90- х годов, когда загруженность магистральных нефтепродуктопроводов ( МНПП) составляла около 15-18% от проектной, к 2009 году загрузка возросла до 53,2% и наблюдается постоянный рост этого показателя . Запланированные на 2012 год объемы магистрального транспорта нефтепродуктов составляют 26,8 млн.тонн, из них 16,6 млн . тонн экспортные поставки .
В перспективе до 2014 года предполагается увеличить объем транспортных услуг до 40,7 млн. тонн, в том числе до 15,8 млн. тонн для внутренних региональных рынков России и до 24,9 млн. тонн для внешних рынков.
Доля МНПП в транспорте нефтепродуктов будет постоянно возрастать .
Так, если в 2009 году по нефтепродуктопроводам (НПП) было перекачано около 23% топлива (71% - железнодорожный транспорт), то в дальнейшем планируется довести этот показатель до 35-40%, при общей загрузке магистралей до 62-65%.
С учетом изложенного становится очевидным, что важнейшим условием запланированного развития магистрального транспорта нефтепродуктов и его успешной конкуренции с железнодорожным транспортом является снижение себестоимости перекачки, одной из важнейших составляющих которой являются затраты на энергоресурсы.
Имеются различные пути, проводимые для снижения энергозатрат (в основном это электроэнергия для привода магистральных насосов), главные из которых следующие:
1) снижение гидравлического сопротивления трубопровода путем проведения периодических очисток и / или введение противотурбулентных присадок;
2) оптимизация режимов перекачки с применением современных способов регулирования производительности насосов;
3) снижение потерь электроэнергии в распределительных сетях и эксплуатируемом оборудовании;
4) перевод энергоснабжения на современные энергосберегающие технологии
Энергоэффективность отрасли определяется следующими основными факторами:
1) затратами энергии на собственные нужды предприятия, которые в свою очередь подразделяются на технологические и вспомогательные;
2) количеством потерь энергоресурсов :
- электрической энергии в трансформаторах и кабельных линиях;
- тепловой энергии в системе теплоснабжения и в котельных;
- потерь нефтепродуктов при транспортировке, перевалке и хранении.
К технологическим энергозатратам относится, прежде всего, электрическая энергия, расходуемая на привод основных и подпорных насосов, которая составляет не менее 70% от общего электропотребления. Этот вид затрат зависит от множества факторов – от объема перекачки, гидравлических характеристик трубопроводов, их технического состояния, давления на входе и выходе магистрали, схемы включения насосных агрегатов и т.д .
К вспомогательным нуждам относятся затраты на привод вспомогательных насосов ( масляных, водяных, внутристанционных и пр.), станки ремонтных служб, ЭХЗ, освещение, теплоснабжение, затраты моторного топлива для автотранспорта и спецтехники и пр. Эти затраты напрямую не зависят от объема перекачки и составляют примерно постоянную величину.
Причины сверхнормативных потерь могут быть как чисто техническими (авария, дефект), так и организационными (ошибки персонала, нерациональный режим работы оборудования, несоответствующее оборудование и пр.).
Исследование динамики изменения состояния внутренней поверхности НПП позволяет прогнозировать рост энергозатрат на перекачку, что в свою очередь дает возможность принимать обоснованные решения о сроках назначения технологических мероприятий по очистке НПП от внутритрубных отложений.
Увеличение скорости перекачки является самым простым и дешевым
способом борьбы со скоплениями и отложениями различного рода. Это связано с двумя основными факторами
– высокой степенью существующего износа трубопроводов и, как следствие, снижения допустимого давления в них, и ограниченностью запасов нефтепродуктов в промежуточных резервуарных емкостях насосных станций. Многолетние отложения механических примесей и продуктов коррозии стенок труб представляют собой прочный конгломерат, адгезионно связанный с внутренней поверхностью НПП. В большинстве случаев снять их, увеличивая скорость потока, невозможно. Единственным средством борьбы с подобными отложениями остаются специальные средства очистки внутренней полости нефтепродуктопроводов.
Вторым, не менее важным направлением снижения энергоемкости работы магистральных нефтепродуктопроводов является оптимизация режимов работы насосного оборудования, которое потребляет до 85% электрической энергии, затрачиваемой на насосных станциях.
Экономичность работы насосного оборудования определяется динамикой изменения их КПД в процессе эксплуатации. В связи с этим при эксплуатации необходимо осуществлять мониторинг фактических напорных и энергетических характеристик насосов и разрабатывать мероприятия по их улучшению.
Основными причинами снижения КПД магистральных насосов по сравнению с паспортными являются:
- причины, связанные с отклонениями в размерах машины при ее изготовлении;
- увеличение объемных потерь в щелевых уплотнениях из-за увеличения;
- зазоров в уплотнительных кольцах сверхнормативных;
- увеличение уровня вибрации насосов в результате их некачественной сборки и монтажа, развивающихся дефектов и кавитации в насосе;
- изменение диаметра рабочего колеса путем обточки, отклонение его фактических размеров от проектных, погрешности при его монтаже;
- влияние флуктуации вязкости перекачиваемой среды;
- содержание свободного газа в перекачиваемой жидкости;
- недостаточный подпор для первого по потоку насосного агрегата;
- работа насосов на нестационарных режимах, зависимость работы насоса от его положения по потоку, влияние схемы подвода жидкости к насосу и другие причины.
В сумме снижение КПД насосных агрегатов по этим причинам достигает 3,0...4,0 %.
Значительно больший резерв энергосбережения заложен в оптимизации режимов работы динамической системы « насос трубопровод ».
Существующая система магистрального транспорта нефтепродуктов
создавалась в 70- х годах ХХ века и проектировалась под имеющиеся в то время потребности страны. Начало перестройки хозяйственных механизмов в России в 90- х годах привело к многократному снижению объемов перекачки. В этот период практически не проводились работы по строительству новых и реконструкции старых трубопроводов и их профилактике. В настоящее время износ трубопроводов ОАО АК « Транснефтепродукт» составляет около 70%, что вынуждает снижать рабочее давление и производительность НПП. Поэтому, не смотря на тенденцию к увеличению объемов транспорта нефтепродуктов, режимы перекачки в настоящее время не соответствуют проектным. Это находит выражение в том, что используются энергетически невыгодные методы снижения давления – дросселирование, обточка рабочих колес, уменьшение количества рабочих колес и пр.
По выводам многих авторов, подобные методы регулирования приводят к перерасходу до 21% электрической энергии.
Регулирование должно обеспечить улучшение экономических показателей эксплуатации МНПП.
В последние годы созданы электронные устройства для регулировки производительности насосов путем изменения частоты вращения вала приводного двигателя. Частотно - регулируемый электропривод обеспечивает:
- плавный пуск;
- длительную работу в заданном диапазоне изменения скорости и нагрузки;
- реверсирование, торможение и остановку;
- защиту электрического и механического оборудования от аварийных режимов.
ЧРП является не только устройством экономичного преобразования
электрической энергии в механическую, но и эффективным средством управления технологическим процессом, в том числе в замкнутых системах автоматического управления в составе различных АСУ ТП.
Эффективность применения частотно - регулируемых электроприводов обусловлена:
- высокими энергетическими показателями;
- возможностью регулирования частоты вращения нескольких насосных агрегатов избирательно, методом коммутации от одного комплекта ЧРП;
- гибкой настройкой программными средствами параметров и режимов работы электропривода;
- развитым интерфейсом и совместимостью с различными системами управления и автоматизации, в том числе высокого уровня;
- простотой и удобством управления и обслуживания в эксплуатации;
- высоким качеством статических и динамических характеристик, обеспечивающих высокую производительность управляемых машин.
Потери энергоресурсов при перекачке нефтепродуктов могут быть значительно уменьшены путем проведения оптимизационных мероприятий по размещению энергообъектов (котельных, тепловых пунктов, трансформаторных подстанций и пр.) и трассировки коммуникационных линий (теплопроводы, кабельные и воздушные линии). В этом же направлении проводятся работы по исследованию рациональности перехода предприятий на частичное или полное автономное энергообеспечение, что особенно актуально в связи с резким повышением тарифов на энергоресурсы.
3.2 Методика расчета экономической эффективности от внедрения новой техники и технологии
Постоянное совершенствование техники и технологии сопровождается значительными дополнительными капитальными вложениями.
Внедрение в производство новой техники и технологии оправдано только тогда, когда оно обеспечивает экономический эффект:
- снижение затрат на производство единицы продукции;
- повышение качества изделий (экономия у потребителей);
- рост производительности труда.
Дополнительные капитальные вложения, направленные на повышение совершенствования техники и технологии, должны быть возмещены экономией затрат на производство.
На основании данных методических указаний разработаны «Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение НТПК в нефтяной промышленности» - РД-39-01/06-0001-89.
Применяющаяся в настоящее время единая система показателей для определения экономической эффективности внедрения новой техники и технологии включает:
1. Капитальные вложения, необходимые для внедрения новой техники.
2. Себестоимость продукции (затраты на её производство и реализацию).
3. Срок окупаемости дополнительных капитальных вложений и коэффициент их эффективности.
4. Приведённые затраты.
5. Производительность труда.
Помимо основных показателей при выборе экономически наиболее эффективных вариантов внедрения новой техники и технологии используются вспомогательные натуральные показатели – удельный расход топлива, энергии, сырья, материалов, количество высвобождаемых рабочих, коэффициент использования оборудования и т.д.
Кроме того, рассматриваются социально-экономические результаты внедрения новой техники (улучшение условий труда и т.д.).
Экономический эффект от мероприятия за условный год определяется по формуле:
где Эt – экономический эффект за расчётный период;
Рt – выручка от реализации продукции (производственно-технического, научно-технического назначения) в году по ценам, установленным в централизованном или договорном порядке;
Зt – стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия за условный год.
Понятие «капитальные вложения» подразумевают все единовременные затраты, связанные с приобретением, созданием и ростом производственных фондов предприятия. Величину капитальных вложений можно определить среднегодовой стоимостью производственных фондов, которыми располагает предприятие.
Основной показатель эффективности внедрения новой техники – годовой экономический эффект, определение которого основывается на сопоставлении приведённых затрат по заменяемой (базовой) и внедряемой технике.
Приведённые затраты на единицу продукции (работ) представляют собой сумму себестоимости и нормативной прибыли.
где Сi – себестоимость единицы продукции (работ), руб., Кi – удельные капитальные вложения в производственные фонды, руб., ЕН – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, равный 0,15.
Годовой экономический эффект представляет собой суммарную экономию производственных ресурсов (живой труд, материалы, капитальные вложения), которую получает народное хозяйство. В результате производства и использования новой, более качественной техники и, которая, в конечном счёте, выражается в увеличении национального дохода. Таким образом, в этом показателе отражается народнохозяйственная эффективность.
Расчёт годового экономического эффекта производится по различным формулам в зависимости от видов внедряемой новой техники и продукции. Годовой экономический эффект от внедрения новых технологических процессов, механизации и автоматизации производства, способов организации производства и труда, обеспечивающий экономию производственных ресурсов при выпуске одной и той же продукции, определяется по формуле:
где Э – годовой экономический эффект, руб., и – приведённые затраты на единицу продукции (работы), производимой с помощью заменяемой (базовой) и новой техники, руб., А2 – годовой объём производства продукции (работы) с помощью новой техники, натуральные единицы.
Формулу можно записать следующим образом:
где С1 и С2 – себестоимость единицы продукции (работ) по вариантам, руб.;
К1 и К2 – удельные капитальные вложения по вариантам, руб.;
ЕН – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;
А2 – годовой объём производства продукции (работ) с помощью новой техники, натуральные единицы.
В расчётах приведённых затрат используется показатель удельных капитальных вложений в производственные фонды К.
При расчёте годового экономического эффекта на действующих предприятиях определяют по разнице себестоимости и дополнительных капитальных затрат
где К – дополнительные капитальные вложения во внедрение новой техники, руб.
Для учёта экономии общественных затрат при внедрении новых методов повышения нефтеотдачи и увеличения текущей добычи нефти действующими Методическими указаниями по определению эффективности новой техники РД-39-30370-79 предусматривается использование специального норматива.
Годовой экономический эффект от применения новой технологии, обеспечивающей увеличение добычи нефти и повышение нефтеотдачи, определяется по формуле:
где и – приведённые затраты на единицы продукции (работ) соответственно без применения и с использованием новой технологии, руб./т;
А1 и А2 – годовая добыча нефти соответственно без применения и с использованием новой технологии;
ΔА – дополнительная годовая добыча нефти за счёт применения новой технологии, т (ΔА = А2 – А1);
Н – специальный норматив удельных приведённых затрат на единицы продукции (работ), руб.
При определении годового экономического эффекта от применения новой технологии, обеспечивающей увеличение добычи нефти на действующих промыслах, можно использовать формулу:
где К – дополнительные капитальные вложения, руб.
В этом нормативе отражается удельная экономия затрат на разведку, бурение и обустройство, поскольку при одних и тех же затратах добыча нефти возрастает за счёт мероприятий по увеличению конечной нефтеотдачи.
При сравнении текущих хозрасчётных показателей деятельности предприятий до и после реализации мероприятия НТП может использоваться метод выделения прибыли по данному мероприятию из общей величины прибыли, остающейся в распоряжении предприятия:
где ΔП – прирост прибыли от реализации мероприятия;
Пt и П0 –общая величина прибыли, остающаяся в распоряжении предприятия до и после реализации мероприятия НТП.
При определённом осуществлении нескольких мероприятий на одном предприятии выделение доли по каждому мероприятию осуществляется по принципу, принятому во внутрипроизводственном хозрасчёте.
В том случае, когда при осуществлении мероприятия НТП не изменяется во времени цена и объём выпускаемой продукции (работы), эффективность осуществления мероприятия характеризуется изменением (снижением) себестоимости продукции и определяется по формуле:
где и – изменяющаяся часть себестоимости продукции (работы) без и с реализацией мероприятия НТП;
Qt – годовой объём продукции (работы);
ΔНt – изменение суммы налогов и выплат из балансовой и расчётной прибыли (дохода) в результате осуществления мероприятия НТП.
При оценке экономической эффективности применения технологических процессов, обеспечивающих приросты добычи нефти и газа, экономический эффект (прирост прибыли, остающейся в распоряжении нефтедобывающего предприятия) определяется в соответствии с формулой:
где Цt – оптовая цена предприятия на единицу продукции (нефти, газа);
С0 и Сt – себестоимость добычи продукции (нефти, газа) без и с реализацией мероприятия НТП;
Q0 и Qt – годовой объём продукции (нефти, газа) без и с реализацией мероприятия НТП.
Указанные в формулах принципы определения экономической эффективности новой техники и технологии добычи нефти отражают особенности технического прогресса в нефтедобывающей промышленности.
где Ток – окупаемость;
ΔС – экономия эксплуатационных затрат, тыс. руб.:
ΔК – дополнительные капитальные вложения, тыс. руб.
3.3 Расчет экономического эффекта от внедрения регулируемого электропривода насосных агрегатов
Для расчёта экономической эффективности воспользуемся исходными данными таблицы 3.1, где 1 вариант - это действующий нерегулируемый электропривод насосных агрегатов, а вариант 2 внедряемый регулируемый электропривод насосных агрегатов.
Таблица 3.1 - Исходные данные
|
Наименование |
Ед.изм. |
Ус.ед. |
Базовый вариант |
Внедряемый вариант |
|
|
Двигатель |
Двигатель |
ЧРЭП |
|||
|
Стоимость оборудование |
тыс.руб. |
с |
589 |
205 |
455 |
|
Срок эксплуатации |
год. |
t |
10 |
20 |
25 |
|
Количество |
шт. |
n |
1 |
1 |
1 |
|
Плановое обслуживание и ремонт |
раз. |
k |
3 |
2 |
2 |
|
Средняя стоимость работ обслуживания |
тыс.руб. |
Ф |
2,95 |
1,04 |
2,3 |
|
Стоимость монтажа/демонтажа и пусконаладочных работ |
тыс.руб. |
П |
100,13 |
34,85 |
77,35 |
|
Налог на прибыль |
доли ед. |
kн |
0,2 |
Расчет для двигателя:
Амортизация рассчитывается по следующей формуле:
Определим коэффициент амортизации для двух вариантов:
Определим амортизацию рассматриваемых вариантов:
Затраты на обслуживание вычисляются таким образом:
Капиталовложения по новому варианту составит:
Расходы на потребляемую электроэнергию определяются для каждого элемента по каждому варианту по формуле:
,
где Р - номинальная мощность объекта, кВт;
- коэффициент полезного действия агрегата, доли;
Т - время работы , для обоих вариантов равно 24 часа;
Сэл.эн - стоимость одного кВт·часа электроэнергии, руб./(кВт·час).
Номинальная мощность для базового варианта составляет 200 кВт, для нового варианта – 200 кВт. Стоимость электроэнергии равна 2.0 руб/(кВт·час).
Используя формулу (1), определим затраты на электроэнергию в сутках по первому варианту:
и второму варианту:
Определим экономию электроэнергии в сутках:
Тогда экономия электроэнергии в году составит:
б
Экономический эффект от внедрения нового оборудования за год:
б
Налог на прибыль:
Вычислим чистую прибыль:
Срок окупаемости:
Расчет для ЧРЭП:
Определим коэффициент амортизации для двух вариантов:
Определим амортизацию рассматриваемых вариантов:
Затраты на обслуживание вычисляются таким образом:
Капиталовложения по новому варианту составит:
Определим затраты на электроэнергию в сутках для ЧРП:
- при регулировании дросселированием:
Wд=P1·14·365=250·14·365=1277500 кВт·ч/год
тогда потребление электроэнергии в сутки составит 3500 кВт·ч
стоимость которого составляет Сэ1=3500·2,0=7000руб
- при регулировании изменением частоты:
Wчрэп=P2·24·365=125·24·365=1095000 кВт·ч/год
тогда потребление электроэнергии в сутки составит 3000 кВт·ч
стоимость которого составляет Сэ2=3000·2,0=6000руб
Определим экономию электроэнергии в сутках:
Тогда экономия электроэнергии в году составит:
б
Экономический эффект от внедрения нового оборудования за год:
б
Налог на прибыль:
Вычислим чистую прибыль:
Срок окупаемости:
Общая сумма технико-экономических показателей представлена в таблице 3.2:
Таблица 3.2 - Технико-экономические показатели
|
Показатели |
Обозначения |
Ед.изм |
До внедрения |
После внедрения |
|
Количество |
q |
шт. |
1 |
1 |
|
Капитальные вложения |
К |
тыс.руб. |
||
|
Затраты на обслуживание |
З |
тыс.руб. |
||
|
Затраты на электроэнергию |
тыс.руб/сут. |
|||
|
Годовой ожидаемый экономический эффект |
тыс.руб. |
|||
|
Чистая прибыль |
П |
тыс.руб. |
||
|
Налог на прибыль |
тыс.руб. |
|||
|
Срок окупаемости |
год. |
1,8 |
Выводы. В этом разделе произведены экономическое обоснование и, непосредственно, сам расчет, согласно стандартизированной методике, разработанной для условий современного российского рынка. Наиболее точно просчитанной частью расчета должна являться часть, связанная с непосредственным технологическим процессом. В результате была достигнута поставленная цель, а именно обоснование и расчет экономической эффективности внедрения автоматизированного электропривода.