Глава 5.

Экономическая часть.

В настоящем дипломном проекте рассмотрены вопросы по технологии и организации строительства магистрального газопровода Грязовец-Выборг диаметром 1220 мм с рабочим давлением Рраб.=5,6 МПа и протяженностью 583 км.

5. Расчет технико-экономических показателей

5.1. Расчет производственной программы транспортировки и поставок газа

1. Объем годового поступления газа в проектируемую систему магистральных газопроводов Q_пост = 27,3 [млрд. м³·год^-1].

2. Расход газа на собственные нужды (Q_сн) определяется по каж­дой компрессорной станции по формуле (2.1.1) и согласно данным таблицы 2.1.1:

Q_сн = N ∙Y _t ∙ n_агр ∙ t, (2.1.1)

где N - мощность газоперекачивающего агрегата, [кВт];

Y _t - удельный расход топлива, [м³ · (кВт∙ч)^-1];

n_агр - число работающих на КС агрегатов, [шт.];

t - число часов работы КС в год, [ч].

Таблица 12. Характеристика технологических объектов магистрального газопровода.

Тип энерго­привода	Марка нагнетателя	Число ГПА, [шт.], всего (раб.+ рез.)	Номи­нальная мощность ГПА, [кВт]	Удель­ный расход топлива, [м3·(кВт ∙ ч)-1]	Qсн [млн.м3]
ГТК-10	520-12-1	5(4+1)	10000	0,206	72,2
ГТК-10	520-12-1	5(4+1)	10000	0,206	72,2
Продолжение таблицы 12
ГТК-10	520-12-1	5(4+1)	10000	0,206	72,2
ГТК-10	520-12-1	5(4+1)	10000	0,206	72,2
ГТ-6-750	300-23-1	5(2+3)	6000	0,206	21,7
ГТ-6-750	370-750-6	5(2+3)	6000	0,206	21,7
ГТ-6-750	370-750-6	5(2+3)	6000	0,206	21,7
ГТ-6-750	370-750-6	5(2+3)	6000	0,206	21,7
ГПА-12М	295-24-1	3(2+1)	12000	0,406	85
ГПА-12М	295-24-1	3(2+1)	12000	0,406	85

Всего по компрессорным станциям: Q_сн = 92, 10 · 6 = 545,6 [млн.м³].

3. Норма технически неизбежных потерь газа (Q_пот) устанавлива­ется в процентах к общему объему поступления (Q_пост) газа в газотранспортную систему. Согласно опыту эксплуатации аналогичных газотранспортных систем норму технически неизбежных потерь газа принимаем равной 0,5 , тогда:

= 0,5 % ∙ Q_пост = 0,005 ∙ 27300 = 136, 5 [млн. м³].

4. При планировании и анализе работы магистральных газопро­водов используется показатель объема транспортируемого газа (Q_тр), который определяется по формуле (2.1.2):

Q_тр = Q_пост - Q_сн - Q_пот , (2.1.2)

где Q_пост - объем поступления газа в газотранспортную систему, [млн. м³·год^-1];

Q_сн - расход газа на собственные производственно-технические нужды, [млн. м³·год^-1];

Q_пот - потери газа при его транспортировке и хранении, [млн. м³·год^-1].

= 27300 – 545,6 – 136,5 = 26618 [млн. м³].

5. Одним из основных показателей плана транспорта и поставки газа является объем товарного газа (Q_тов), который в данном случае равен объему транспортируемого газа.

Q_тов = 27300 – 545,6 – 136,5 = 26618 [млн. м³].

6. Производственная деятельность предприятий по транспорти­ровке и поставкам газа характеризуется показателем транспорт­ной работы (А_тр). Объем транспортной работы определяется сум­мой произведений количества поданного газа каждому потребите­лю на расстояние от наиболее удаленного поставщика, включая длину газопровода-отвода, с учетом разницы расстояний между поставщиками в месте присоединения последнего подвода газа к газопроводу, то есть:

,

где П_k - объем поступления газа k-му потребителю, [млн. м³] (k = 1,…, m);

- расстояние от максимально удаленного источника поступ­ления газа до места отбора газа к k-му потребителю, [км];

А_тр = 26618·583·2 = 31037 [млрд. м³ · км].

7. Объем тарифной выручки (ТВ) в стоимостном выражении определяется путем умножения величины транспортной работы (А_тр) на установленный тариф (Т): ТВ = А_тр ∙ Т , Т = 80 [руб. ·(1000м³ · 100км)^-1],

12742 [млн. руб.].

Тариф принят по данным ЮжНииГипрогаз.

8. Стоимость основных производственных фондов (С _ОПФ) определяется по формуле (2.1.4):

С _ОПФ = С _лин. + С _КС. (2.1.4)

При определении стоимости основных производственных фондов из капитальных вложений исключены капитальные затраты на сооружение вдольтрассовых проездов, обслуживающих существующие параллельно проходящие нитки газопроводов.

С _ОПФ = 48274,91 + 7132,66 = 55407,57 [млн. руб.].

9. Определяю фондоотдачу основных производственных фондов по объему транспортируемого газа, [м³ · (10 руб.)^-1] и по объему транспортной работы, [100м³ ∙км ·руб.^-1] согласно формулам (2.1.5):

, , (2.1.5)

.

5.2. Показатели по труду и заработной плате

1. Проектирование нового участка магистрального газопровода приводит к увеличению численности промышленно-производственного персонала (ППП) на объектах линейной части, которая определяется по формуле (2.2.1):

, (2.2.1)

где Т - трудоемкость обслуживания 100 км вновь вводимого линейного участка газопровода, Т = 31 [чел. ·(100 км)^-1];

L - длина вновь вводимого линейного участка газо­провода, [км];

n_нит - количество ниток газопровода.

[чел.].

2. Ввод компрессорных станций приводит к увеличению численности рабочих и ИТР, которая определяется согласно формуле (2.2.2):

, (2.2.2)

где Н_ч - норма численности рабочих и ИТР на одну вахту на 1000 [кВт] установленной мощности КС, Н_ч = 0,28 [чел. ·(1000 кВт)^-1];

N_KC - суммарная установленная мощность КС, [кВт];

N_KC = 25520 ∙2 ·6 = 306240 [кВт];

n_см - сменность выполнения работ, определяемая из расчета 3-сменного 4-бригадного графика работы;

k_пep - переходный коэффициент от явочной численности к спи­сочной, равный отношению календарного фонда (365 дней) к эффек­тивному фонду (214 дней) времени рабочего, определяемому на осно­ве баланса рабочего времени, то есть:

.

Подставив необходимые данные в формулу (2.2.2), получим:

[чел.].

3. Общая численность промышленно-производственного персонала (ППП) газотранспор­тного предприятия определяется по формуле (2.2.3):

, (2.2.3)

964 [чел.] и составляет 88 %. Следовательно, оставшиеся 12 % приходятся на непромышленный персонал, то есть 131 [чел.] - непромышленный персонал;

Тогда общая численность работников газотранспортного предприятия равна:

1095 [чел.].

4. Расчет фонда заработной платы работников ведется исходя из планируемой численности и средней заработной платы по формуле (2.2.4):

, (2.2.4)

где З_i - среднемесячная заработная плата работника i-ой категории, [руб.];

Ч_i - численность i-ой категории работника, [чел.].

5. Общий фонд заработной платы определяется как сумма по всем категориям работников согласно формуле (2.2.5):

. (2.2.5)

Для определения фонда заработной платы, необходимо принять следующие размеры окладов:

- руководители - 20000 [руб.];

- специалисты - 15000 [руб.];

- рабочие - 12000 [руб.];

- непромышленный персонал - 4000 [руб.].

Принимаем размер премии из фонда заработной платы 50 [%].

6. Расчет фонда заработной платы для рабочих.

Эффективный фонд рабочего времени в часах определяется по формуле (2.2.6):

, (2.2.6)

где t_эф = 214 дней, эффективный фонд рабочего времени.

Т_эф. = 214∙8 = 1712 [час.].

Оплата по тарифу за 11 рабочих месяцев определяется по формуле (2.2.7):

, (2.2.7)

где Т_опл - средний заработок рабочих по тарифу, [руб.].

77,1 [руб. · час^-1].

Расчет праздничных часов осуществляется по формуле (2.2.8):

, (2.2.8)

k_см - коэффициент сменности, равный отношению номинального фонда рабочего времени (250 дней) к эффективному (214 дней):

;

N_бр - число бригад, N_бр = 4;

41,02 [час.].

Расчет ночных часов осуществляется по формуле (2.2.9):

, (2.2.9)

624 [часа].

Для определения оплаты отпуска, необходимо определить дневной заработок рабочего по формуле (2.2.10):

, (2.2.10)

где З_т, З_п, З_н, З_пр - оплата соответственно по тарифу, премиальных, ночных и праздничных часов.

Доплата за работу в ночное время составляет 20 [%] тарифной ставки:

З_н = 624 ∙ 77,1 ∙ 0,2 = 9622,1 [руб.].

Доплата за праздничные дни 100 [%]:

З_пр = 41,02 ∙ 77,1 = 3162,6 [руб.].

985 [руб.].

Оплата отпуска и гособязанностей:

= 29550 [руб.];

= 3940 [руб.].

Таблица 13. Фонд заработной платы

Наименование категорий работников	Кол-во, [чел.]	Основной ФЗП					Дневной заработок работни-ков	Дополнительный ФЗП			Общий ФЗП (п.11·п.2), [млн. руб.]
		Тарифная ставка или оклад, [руб.]	Размер оплаты по тарифу или окладу (п.3 · 11)	Премия из ФЗП 50 [%]	Доплата за работу в праздники	Итого (п.4 +п.5+ п.6)		Оплата отпуска	Оплата дней выполн. гособяз.	Итого
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1. Руководители	88	20000	220000	-	-	220000	-	30000	-	250000	22,00
2. Специалисты	175	15000	165000	-	-	165000	-	22500	-	187500	32,81
3. Рабочие	734	12000	132000	66000	3162,6	201163	985	29550	3940	235638	173,96
4. Непромышлен-ный персонал	98	4000	44000	-	-	44000	-	6000	-	50000	4,90
Итого	1095										233,67

7. Показатели производительности труда:

• объем товарного газа в расчете на одного работника, занятого в транспорте газа определяется по формуле (2.2.11):

, (2.2.11)

37,67 [млн. ∙ м³ ·чел.^-1];

- объем транспортной работы, в расчете на одного работника, занятого в транспорте газа, определяется по формуле (2.2.12):

, (2.2.12)

33,16 [млрд. ∙ м³∙км ·чел.^-1].

5.3. Расчет материально-технического обеспечения.

1. Потребность в конкретном виде материально-технического ресурса проектируемого газотранспортного предприятия определяется по формуле (2.3.1):

(2.3.1)

где - норма расхода i^го материала на единицу j^ой продукции (работ) на период t;

- объём производства j^ой продукции на период t.

Результаты расчетов потребности в конкретном виде материально-технического ресурса проектируемого газотранспортного предприятия представлены в таблице 14.

Таблица 14 Нормы расхода топлива для автотракторной техники

Показатели	Объём работ		Норма расхода на единицу работ		Потреб- ность, [т]
	Ед. изм.	Величина	Ед. изм.	Величина
А. Бензин.
Грузовые автомашины	[млн т·км]	40	[г·(т·км)-1]	130,0	5200
Легковой автомашины	[шт.]	26	[т]	8,0	208
Специальные автомашины	[шт.]	330	[т]	8,0	2640
Автобусы	[шт.]	45	[т]	10,0	450
Б. Дизельное топливо
Грузовые автомашины	[млн т·км]	30	[г·(т·км)-1]	92,0	2760
Специальные автомашины	[шт.]	40	[т]	4,0	160
Тракторы и трубоукладчики	[шт.]	180	[т]	4,0	720
Бульдозеры и автогрейдеры	[шт.]	120	[т]	4,0	480
Экскаваторы	[шт.]	140	[т]	4,0	560
Прочие механизмы	[шт.]	200	[т]	5,0	1000
Итого:					14178

2. Расчет потребности в турбинном масле для газоперекачивающих агрегатов осуществляется по формуле (2.3.2):

, (2.3.2)

где Q - объём работы ГПА в машино-часах;

Н - норма расхода масла, [кг·(маш·ч)^-1].

Результаты расчета потребности в турбинном масле представлены в таблице 15.

Таблица 2.3.2

Таблица 15. Потребность в турбинном масле ГПА.

Тип ГПА	Объём работы ГПА, [тыс.·ч]	Норма расхода масла, [кг·(маш·ч)-1]	Потребность на эксплуатацию, [тонн]
ГТК-10, ГТ-6-750 ГПА-12М”Урал”	245	1,1	269,5

Потребность в основных материалах определяется по формуле (2.3.2) и представлена в таблице 16.

.

Таблица 16. Потребность в основных материалах.

Удельные нормы расхода материалов на 1 [млн. м3] транспортируемого газа
№	Показатели	Норма расхода		Потребность на эксплуатацию	Размерность
		Ед. изм.	Величина
1	Прокат	[кг·(млн. м3)-1]	15,0	503,5	[т]
2	Трубы	[кг·(млн. м3)-1]	10,0	335,7	[т]
3	Деловая древесина	[м3·(млн. м3)-1]	0,06	2014	[м3]
4	Цемент	[кг·(млн. м3)-1]	12,0	402,8	[т]
5	Стекло	[м2·(млн. м3)-1]	0,15	5035	[м2]
6	Масла прочие	[кг·(млн. м3)-1]	2,6	87,3	[т]
7	Метанол	[кг·(млн. м3)-1]	48,0	1611,1	[т]
8	Одорант	[кг·(млн. м3)-1]	4,0	134,3	[т]
9	Нефтебитумы	[кг·(млн. м3)-1]	3,0	100,7	[т]

3. На основе выявленной потребности в материально-технических ресурсах составляем баланс материально-технического обеспечения, который приведен в таблице 17.

Таблица 17 Баланс материально-технического обеспечения.

№ п/п	Наименование материалов	Цена	Расход	Затраты, [млн. руб.]
1	Бензин	14000 [руб./т]	8498	118,972
2	Дизельное топливо	10000 [руб./т]	5680	56,800
3	Масло турбинное	9400 [руб./т]	178,7	1,68
4	Прочие масла	10000 [руб./т]	87,3	0,873
5	Прокат	6000 [руб./т]	503,5	3,021
6	Трубы	10000 [руб./т]	335,7	3,357
7	Деловая древесина	1500 [руб./м3]	2014	3,021
8	Цемент	2000 [руб./т]	402,8	0,806
9	Стекло	300 [руб./м2]	5035	1,511
10	Метанол	3940 [руб./т]	1611,1	6,348
11	Одорант	6880 [руб./т]	134,3	0,924
12	Нефтебитумы	2200 [руб./т]	100,7	0,222
	ИТОГО			197,256
13	Прочие материалы			35,506
	ВСЕГО			232,762

Затраты на прочие материалы принимаются от затрат расчетного периода 18 [%].

5.4. Расчет себестоимости, прибыли и рентабельности

1. Расчет электроэнергии покупной определяю по формуле (2.4.1):

, (2.4.1)

где N_э - рабочая мощность электроприемников ГПА, [кВт/ГПА];

n_агр - число работающих на КС агрегатов, [шт.];

t - число часов работы агрегатов в год;

К_заг. = 0,9 - коэффициент загрузки.

Э_гтк-10 = 100 ∙ 4 ∙ 0,9 ∙ 8760 = 3153600 [кВт∙ ч в год];

Э _ГТ-6-750 = 90 ∙ 2 ∙ 0,9 ∙ 8760 = 1419120 [кВт∙ ч в год];

Э _ГПА-12М = 120 ∙ 2 ∙ 0,9 ∙ 8760 = 1892160 [кВт∙ ч в год];

2. Зная потребность в электроэнергии по КС и тариф, определяю стоимость потребленной электроэнергии.

С= 6464880 ∙ 1,53 = 9891266 [руб.];

3. Стоимость газа на собственные нужды определяют, исходя из цены газа и объема расхода газа.

Стоимость потерь газа при транспортировке и хранении газа определяется произведением цены покупки газа на объем потерь по формуле:

Величины затрат газа на собственные нужды, потери газа при транспортировке и хранение газа заносятся в таблицу 18.

Таблица 18. Расчет стоимости газа на собственные нужды КС

Расчет стоимости потерь газа

	Объем, [млн. м3]	Цена, [руб.·(1000 м3)-1]	Затраты, [тыс. руб.]
1. Стоимость газа на собственные нужды	552,6	650	299325
2. Стоимость потерь газа	274,4	650	178360

4. Основные производственные фонды для данного проекта составляют 55407,57 [млн.руб.].

5. Определяю структуру себестоимости согласно таблице 19.

Таблица 19. Структура себестоимости

№ п/п	Затраты по экономическим элементам	[млн. руб.]	[руб.·(1000 м3)-1]	[%]
1	Материальные затраты, в том числе:	732,16	21,81	20,74
	Материалы: в том числе:	232,762	6,93	6,59
	- одорант	0,924	0,03	0,03
	- метанол	6,348	0,19	0,18
	Электроэнергия покупная	26,487	0,66	0,63
	Газ на собственные нужды	299,325	8,92	8,48
	Потери газа при транспортировке и хранении	178,360	5,31	5,05
2	Заработная плата основная и дополнительная	233,67	6,41	6,09
3	Отчисления на социальное страхование, 35,6 [%]	76,60	2,28	2,17
4	Амортизация основных фондов	1691,64	50,39	47,93
5	Прочие денежные затраты	814,67	24,27	23,07
	Всего затрат на транспорт газа	3152,82	105,18	100

5.5. Расчет экономической эффективности проекта

Оценка экономической эффективности инвестиций, направленных на реализацию данного проекта рассчитана с помощью метода, основанного на анализе потока денежной наличности.

Оценка эффективности произведена для инвестиционного проекта нарастающим итогом по годам строительства и эксплуатации.

Принятый в расчетах экономической эффективности проекта коэффициент дисконтирования (норма дисконта) равна 10% и совпадает с фактическими ставками по долгосрочным кредитам.

Расчет чистой текущей стоимости (ЧТС) при разовой инвестиции осуществляется по формуле:

,

где В(t)- полные выгоды в году t;

З(t)- полные затраты в году t;

t- год проекта;

i- норма дисконта.

Если рассчитанная чистая текущая стоимость равна нулю, то прибыльность будет равна норме дисконта. Если же чистая текущая стоимость меньше нуля, то прибыльность ниже нормы дисконта и от проекта следует отказаться.

Целью расчета так же является определение внутренней нормы рентабельности (ВНР). Внутренняя норма рентабельности – ставка дисконта, которая уравновешивает приведенные выгоды с приведенными затратами, поэтому при ставке дисконта равной ВНР, ЧТС равна нулю.

Проект считается эффективным, если ставка дисконта ниже ВНР.

,

Для последующих расчетов принимаем:

1. налог на прибыль – 24%;

2. нормативный коэффициент дисконтирования – 10%;

3. тариф на перекачку 0,075 [руб/м³∙км ].

Результаты расчетов экономической эффективности проектируемого объекта, представлены в таблицах

Таблица 20. Показатели экономической эффективности инвестиционного проекта

N п/п	Показатели	Размерность	Значение
1	Пропускная способность	[млрд. м3 ·год-1]	27,3
2	Протяженность	[км]	583*2
3	Диаметр	[мм]	1220
4	Число КС	[шт]	10
5	Капитальные вложения	[млн. руб.]	55676
6	Эксплуатационные затраты	[млн. руб/год]	3152,82
7	Чистая текущая стоимость	[млн. руб.]	31603,2
8	Внутренняя норма рентабельности	[%]	23,85
9	Срок окупаемости	[лет]	5

Список используемой литературы:

1. Алиев Р.А.,Белоусов В.Д., Немудров А.Г.,”Трубопроводный транспорт нефти и газа”. Москва, “Недра“ 1988г.

2. Белоусов В,Д., Алиев Р.А., Прохоров А.Д., “Технологический расчет газопроводов”. Москва, МИНГ, 1983г.

3. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А.,“Справочник работника газовой промышленности”. Москва, “Недра” 1989г.

4. Агалкин В.М., Борисов С.Н., Кривошеин Б.Л., “Справочное руководство по расчетам трубопроводов”. Москва, “Недра” 1987г.

5. Громов А.В., Глазунов Н.Е., Хачикян Л.А.”Эксплуатационнику магистральных газопроводов”. Москва, “Недра” 1987г.

6. Деточенко А.В., Михеев А.Л,, Волков М.М.,“Спутник газовика”. Москва, “Недра” 1978 г.

7. Дерцекян А.К.,“Справочник по проектированию магистральных трубопроводов”. Ленинград , “Недра” 1977 г.

8. Новоселов В.Ф.,Гольянов А.И., Муфтаков Е.М.,”Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов“. Москва, “Недра” 1982 г.

9. ОНТП 51-1-85 “Магистральные трубопроводы” Стройиздат.

10. Юфин В.А. ”Трубопроводный транспорт нефти и газа”.Москва,“Недра“ 1978г.

11. Отчет ВНИИГаз “Реконструкция газотранспортных систем”.

12. СНиП 2.05.06-85^*. “Магистральные трубопроводы”, Стройиздат.

13. СНиП 2.01ю-82.“Строительная климатология и геофизика”.

14. Бабин Л.А., Григоренко П.А., Ерыгин Е.Н. “Типовые расчеты при сооружении газопроводов”. Москва, “Недра” 1989 г.

15. “Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов”. РД 51- 4.2.- 003 – 97 Москва, Ротапринт ИРЦ Газпром, 1997 г.

16.“Инструкции по примене­нию стальных труб в газовой и нефтяной промышленности”.Москва, 1996 г.

17.Отраслевые стандарты (ОСТ) 51.40-93 “Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия” (взамен ОСТ 51.40-83).

18.Козаченко А.Н., “Эксплуатация компрессорных станций магистрального трубопровода”. Москва: Нефть и газ, 1999г.

19. Альбом характеристик центробежных нагнетателей природного газа. Москва.,1985г.

20. Алиев Р.А., Михайлов В.М.,”Компрессорные станции магистральных газопроводов”.

21. Шавкин Н.К., “Очистка природного газа на магистральных газопроводах”. Ленинград, “Недра” 1973г.

22. Шпотаковский М.М.,“Охлаждение транспортируемого природного газа на КС магистральных газопроводов”. Москва 1991г.

23. Бикчентай Р.Н., Шпотаковский М.М., Панкратов В.С., “Оптимизационные расчеты установок воздушного охлаждения газа в АРМ диспетчера КС”. Москва 1993г.

24. Глазов Н.П., Котик В.Г.,“ Инструкция по проектированию и расчету электрохимической защиты магистральных трубопроводов и промысловых объектов”. Москва ВНИИГаз 1980г.

25.Государственные стандарты (ГОСТ) 51164-98 “Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии”.

26. Алиев Р.А., Березин И.В., Шишкин И.Г.,”Переходы трубопроводов”. Москва, МИНГ 1983г.

27. Борисенков И.А., Гехман А.С., Должиков Л.С., Клюк Б.А., “Методы сооружения и реконструкции подземных переходов трубопроводов различного назначения под железными и автомобильными дорогами“.Москва 1993г.

28. Юдин Е.Я., Белов С.В.,“Охрана труда в машиностроении”.

“Машиностроение“1983г.

29. Кукин П.П., Лапин В.Л., Подгорных Е.А., Пономарев Н.Л., Сердюк Н.И. “Безопасность технологических процессов и производств. Охрана труда.” Москва, “Высшая школа”, 1999 г.

30. Колядов Л.В., Комарова Л.А., Грызова И.И., Тимофеев В.В., Яковлев А.Л., “Разработка бизнес-плана предприятий по транспорту и хранению газа”. Москва, “Нефть и газ”, 1999 г.

31. “Временные методические указания по оценке экономической эффективности вариантов реконструкции газотранспортных систем“. Москва, ВНИИГаз 1997г.

32. “Расчетно-технологический паспорт системы газопроводов Северный коридор”. ДОАО ГИПРОГАЗЦЕНТР 2001г.

33. www.gazprom.ru

34. Пылеуловитель. Расчеты. ГП 144.00.000 РР

31