Добавил:

COSMOS Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Предмет:

Добыча нефти и газа

Файл:

установки гидроочистки вакуумного газойля

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

17.06.2024

Размер:

3.04 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 2122 / 2322 23 > Следующая >>>

З	пар

= (14508 + 855,8) 267 = 4102

тыс. руб./год.

Расчет затрат на воду
Количество потребляемой воды составляет 193,2 тыс. м3/год.
Стоимость 1 тыс. м3 воды для технологических целей Ц	в.тех	= 310	руб./тыс. м3 .
	в.тех

Затраты по воде для технологических целей:

З	в.тех	=193,2 310 =
	в.тех

Затраты по воды для хозяйственно-бытовых нужд З в.хоз

59,89	тыс. руб./год.
(м3/год) рассчитываем по формуле:
	Зв.хоз = g	(Чсп	i	Тэф	)Цв.хоз	,
	в		i		i

(7.8)

где gв - удельный расход воды на одного работника в смену, gв

= 0,08 м3;

Чсп

- списочная численность работающих, чел. (таблица 7.5);

Тэф

- эффективный фонд времени одного работника этой категории, для сменного персонала принимаем

Тэф

= 240

дней, для дневного – Тэф

= 216 дней;

Цв.хоз - стоимость 1 м3 воды для хозяйственных и бытовых нужд, принимаем

Цв.хоз =15

руб./м3.

Расчет затрат по воде для хозяйственно-бытовых нужд представлен в таблице 7.7.

Таблица 7.7

Затраты по воде для хозяйственно-бытовых нужд

Категория

Расход воды

Цена,

Списочный

Эффективный

Затраты,

работающих

на одного

руб./м3

состав,

фонд рабочего

тыс. руб./год

205

консорциум « Н е д р а».

	работника в		чел.	времени,
	смену, м3			дни
Сменный			60	240	17,28
персонал			60	240	17,28
персонал
Дневной	0,08	15	12	216	3,11
персонал			12	216	3,11
персонал
Итого			72	–	20,39

Суммарные затраты на воду составляют:

З	вода	= 59,89 + 20,39 =80,28
	вода

тыс. руб./год.

Расчет затрат на сырье, реагенты, материалы.

Затраты на топочный газ для печей составляют из расчета проектной нормы 0,036 т на 1т. сырья при стоимости 1т

газа 2 тыс. руб.:

З	газ	= 0,036 1600000 2 = 57600
	газ

Затраты на сырье – негидроочищенный вакуумный газойль – по

8500 руб. за 1т.составляют:

тыс.руб.

проектной мощности 1600 тыс. т/год из расчета

Зсырье =1600000 8,5 =13600000тыс.руб.

Затраты на водородсодержащий газ по материальному балансу из расчета 13000 руб. за 1т.составляют:

Звсг =16300 13 = 211900тыс.руб.

Затраты на катализатор HR-504 из расчета 48500 руб за 1т.составляют:

206

консорциум « Н е д р а».

З	катализатор

=100 48,5 =

4850

тыс.руб.

Затраты по статье «Реагенты» обусловлены расходом реагента-деэмульгатора и ингибитора коррозии, необходимых для ведения технологического процесса. Стоимость химреагентов принята на основе данных производителей на следующем уровне:

–деэмульгатор – 63,09 тыс. руб./т;

–ингибитор коррозии – 127,50 тыс. руб./т .

Расчет затрат на реагенты представлен в таблице 7.8.

Таблица 7.8

		Затраты на реагенты
	Расход реагента,	Стоимость	Затраты,
Наименование реагента	Расход реагента,	реагента,	Затраты,
Наименование реагента	т/год	реагента,	тыс. руб./год
	т/год	тыс. руб./т	тыс. руб./год
		тыс. руб./т
Деэмульгатор	230	63,09	14510,70
Ингибитор коррозии	96	127,50	12240,00
Итого	–	–	26750,70

Итого затраты на сырье, реагенты и материалы:

З=13901100 тыс. руб.

Расчет затрат на содержание, эксплуатацию и ремонт основных фондов.

Расчет затрат на содержание, эксплуатацию и ремонт основных фондов представлен в таблице 7.9.

Таблица 7.9

207

консорциум « Н е д р а».

Расходы по содержанию, эксплуатации и ремонту основных фондов

	Наименование затрат	Величина затрат,
	Наименование затрат	тыс. руб.
		тыс. руб.
	Амортизационные отчисления	58515,2
	Вспомогательные материалы по обслуживанию
	оборудования (3 % от его стоимости)	16187,49
	Вспомогательные материалы по содержанию зданий и
	сооружений (1 % от их стоимости)	1518,96
	Текущий и капитальный ремонт оборудования, зданий и
	сооружений, включая запчасти и материалы (5 % от
	стоимости основных средств)	38031,34
	Итого	114253

7.4 Составление калькуляции себестоимости продукции установки Годовые эксплуатационные затраты на переработку 1,6 млн.т/год вакуумного газойля приведены в таблице 7.10.

Таблица 7.10

Калькуляция себестоимости продукции

Статьи калькуляции	Всего затрат, тыс.руб/год

Сырье и материалы	13901100,0
Заработная плата обслуживающего персонала(ЗП)	35455,2
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	114253,0
Затраты на электроэнергию	48970,1
Затраты на пар	4102,0
Затраты на воду	80,3
Итого – цеховая себестоимость	14103960,5
Общезаводские расходы	53182,8
Итого – полная себестоимость	14157143,3

208

консорциум « Н е д р а».

7.5 Определение технико-экономических параметров работы установки – валовой выручки, общей и средней прибыли, рентабельности

Расчет объема товарной продукции (ТП) представлен в таблице 7.11.

Таблица 7.11

Расчет объема товарной продукции

Номенклатура	Выход, тыс.	Оптовая цена	Общая	стоимость
продукции	т/год	за 1т, руб	тыс.руб
Гидроочищенный
вакуумный газойль	1315,7	11000	14472700
Дизельное топливо	222,2	13890		3086358
Бензин	12,8	15030		192384
Углеводородные газы	11,2	2000		22400
Сероводород	41,6	1590		66144
Итого			17839986

Валовая прибыль:

Валовая прибыль (Пвал) определяется как разница объёма товарной продукции (ТП) и полной себестоимости продукции (Спол).

Пвал = ТП – Спол = 17839986 –14157143,3= 3682842,7 тыс. руб.
В данном расчёте принимаем, что предприятие временно освобождено от уплаты местных налогов, поэтому:
Прасч = Пвал = 3682842,7 тыс. руб.
Налог на прибыль (Нп) рассчитывается по ставке 24% от балансовой прибыли предприятия (Пб)
Нп = 0,24 Пб,	(7.9)

209

консорциум « Н е д р а».

Балансовая прибыль расчитывается по формуле
Пб = Прасч – Ни,	(7.10)
Где Ни - налог на имущество, тыс. руб.

Налог на имущество (Ни) рассчитывается по ставке 2,2% от среднегодовой остаточной стоимости имущества

предприятия
Ни = 0,022 ∙ ОФо,	(7.11)
ОФо = ОФп – И,	(7.12)
И = А ∙ N,	(7.13)

где ОФо - остаточная стоимость основных фондов, руб.;

ОФп - первоначальная стоимость основных фондов, руб.;

А - годовые амортизационные отчисления, руб.;

N - время фактической работы оборудования, лет.

Ни = 0,022 ∙ 702111,6=15446,5,

ОФо = 760626,8 - 58515,2= 702111,6,

Пб =3682842,7 - 15446,5=3667396,2,

Нп = 0,24 ∙3667396,2=880175,1.

Чистая прибыль (Пч) определяется как разница между расчетной прибылью и суммой уплаты налога на прибыль:

Пч = Пб – Нпр,

(7.14)

210

консорциум « Н е д р а».

Пч= 3667396,2– 880175,1 = 2787221,1 тыс.руб.
Рентабельность продукции (Rпр).
Rпр = (Пвал/Спол )∙100,
Rпр = (3682842,7/17839986)∙100 = 20,6 %.
7.6 Оценка экономической эффективности инвестиций в строительство установки
Эффективность инвестиционных проектов характеризуется системой показателей:
– чистым доходом ( ЧД );
–чистым дисконтированным доходом ( ЧДД ) или интегральным эффектом;
– индексом доходности инвестиций ( ИДИ );
–сроком окупаемости капиталовложений с использованием дисконтирования и без него (	Ток ).
Чистый доход рассчитывается по формуле:

	Т
	ЧД = (Пt
	t=1
где	Пt - чистая прибыль на t-м шаге;
А t	- амортизационные отчисления на t-м шаге;
Kt	- капитальные вложения на t-м шаге;
t - шаг расчета.

Операционный денежный поток составляют чистая прибыль и амортизация.

211

А	)− K	t
t		t

(7.15)

(7.16)

консорциум « Н е д р а».

При расчете чистого дисконтированного дохода и индекса доходности и результат,

конец первого шага расчета:

T	П + A				T
ЧДД =	t			t	−
	t			t
t=0 (1 + E				t	t =0 (1
t=0 (1 + E			)		t =0 (1
		д

и затраты пересчитываются на

K	t			,	(7.17)
	t		)
+ Е			)
			t
		д

	T	П + A			t
			t		t
			t		t
ИДИ =	t =0	(1	+ Eд )			.	(7.17)
ИДИ =						.	(7.17)
	T		K t
	T
		(1			t
	t =0	(1	+ E	д )

В этих формулах коэффициент дисконтирования

К	д

	1	,	(7.18)
К	д = (1 + Е д )t

где

Е	д

- норма дисконта.

Расчет

ЧД

ЧДД

по годам реализации проекта представлен в таблице 7.10.

212

консорциум « Н е д р а».

Таблица 7.10

Расчет показателей эффективности проекта

Показатели	Ед.	Всего	2015	2016	2017		2018	2019	2020	2021	2022		2023	2024	2025
Показатели	изм.	Всего	2015	2016	2017		2018	2019	2020	2021	2022		2023	2024	2025
	изм.

Капитальные вложения		760626,8	760626,8	-	-		-	-	-	-	-		-	-	-

Амортизационные		585151,7	-	58515,2	58515,2		58515,2	58515,2	58515,2	58515,2	58515,2		58515,2	58515,2	58515,2
отчисления		585151,7	-	58515,2	58515,2		58515,2	58515,2	58515,2	58515,2	58515,2		58515,2	58515,2	58515,2
отчисления
Валовая прибыль		36828426,7	-	3682843	3682843		3682843	3682843	3682843	3682843	3682843		3682843	3682843	3682843

Остаточная стоимость к.г.		-	760626,8	702112	643596		585081	526566	468051	409536	351021		292505	233990	175475

Прирост прибыли	тыс.	36828426,7	-	3682843	3682843		3682843	3682843	3682843	3682843	3682843		3682843	3682843	3682843
	руб.
Налог на имущество	руб.	96534,5	-	15446	14159		12872	11584	10297	9010	7722		6435	5148	3860
Налог на имущество		96534,5	-	15446	14159		12872	11584	10297	9010	7722		6435	5148	3860

Налогооблагаемая		36731892,1	-	3667396	3668684		3669971	3671258	3672546	3673833	3675120		3676408	3677695	3678982
прибыль		36731892,1	-	3667396	3668684		3669971	3671258	3672546	3673833	3675120		3676408	3677695	3678982
прибыль
Налог на прибыль		8815654,1	-	880175	880484		880793	881102	881411	881720	882029		882338	882647	882956

Чистая прибыль		27916238,0	-	2787221	2788199		2789178	2790156	2791135	2792113	2793091		2794070	2795048	2796026

Чистый доход		27740762,9	-760626,8	2845736	2846715		2847693	2848671	2849650	2850628	2851607		2852585	2853563	2854542

Коэффициенти	доли	-	1,0	0,91	0,83		0,75	0,68	0,62	0,56	0,51		0,47	0,42	0,39
дисконтирования	ед.	-	1,0	0,91	0,83		0,75	0,68	0,62	0,56	0,51		0,47	0,42	0,39
дисконтирования	ед.

Чистый		16746541,1	-760626,8	2586774	2352525		2139472	1945643	1769348	1608895	1463159		1330731	1210196	1100426
дисконтированный доход		16746541,1	-760626,8	2586774	2352525		2139472	1945643	1769348	1608895	1463159		1330731	1210196	1100426
дисконтированный доход
Накопленный чистый	тыс.	-	-760626,8	2085110	4931824		7779517	10628189	13477838	16328467	19180073		22032658	24886221	27740763
доход	тыс.
	руб.

Накопленный чистый		-	-760626,8	1826148	4178673		6318144	8263787	10033134	11642029	13105188		14435919	15646115	16746541
Накопленный чистый
дисконтированный доход
дисконтированный доход

Индекс доходности	доли							37,5

Индекс доходности с
Индекс доходности с	ед.							23,0
учетом дисконтирования	ед.							23,0
учетом дисконтирования

Срок окупаемости		1,27	1,00	0,27	-		-	-	-	-	-		-	-	-
	лет
Срок окупаемости с	лет	1,29	1,00	0,29	-		-	-	-	-	-		-	-	-
учетом дисконтирования		1,29	1,00	0,29	-		-	-	-	-	-		-	-	-
учетом дисконтирования

						213						консорциум « Н е д р а».

Технико-экономические показатели проекта.

Результаты расчетов основных технико-экономических показателей сведены в таблице 7.11. Таблица 7.11

Технико-экономические показатели проекта

№	Наименование показателей	Единицы	Величина
п/п	Наименование показателей	измерения	показателя
п/п		измерения	показателя
1	Объем перерабатываемо вакуумного	млн. т/год	1,6
1	газойля	млн. т/год	1,6
	газойля
2	Капитальные затраты	млн. руб.	760,627
	Текущие затраты		14157,143
	Сырье и материалы		13901,100
	Заработная плата обслуживающего
	персонала(ЗП)		35,455
3	Расходы на содержание и	тыс. руб./год
	эксплуатацию оборудования		114,253
	Затраты на электроэнергию		48,97
	Затраты на пар		4,102
	Затраты на воду		0,080
	Общезаводские расходы		53,183
4	Стоимость товарной продукции	млн. руб./год	17839,986
5	Прирост прибыли с учетом годовых	млн. руб./год	3682,843
5	эксплуатационных затрат	млн. руб./год	3682,843
	эксплуатационных затрат
	Срок окупаемости капиталовложений
6	– простой	лет	1,27
	– с дисконтом		1,29
		214

консорциум « Н е д р а».

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 2122 / 2322 23 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете Добыча нефти и газа

#
21.05.2024341.79 Кб4Турбоэкспандер.pdf
#
28.08.20246.11 Mб1Уваровского месторождения.pdf
#
26.05.2024364.47 Кб1установка алкилирования изобутана бутиленами.pdf
#
21.05.2024342.31 Кб2установка легкого гидрокрекинга.pdf
#
21.05.2024342.31 Кб0установка легкого гидрокрекинга_01.pdf
#
17.06.20243.04 Mб29установки гидроочистки вакуумного газойля.pdf
#
17.06.2024625.75 Кб0Устройство для алкилирования изобутана олефинами.pdf
#
21.05.2024299.8 Кб0Химическая технология природных энергоносителей.pdf
#
09.10.20241.27 Mб1Цифровые модели Гаршинское месторождение нефти.pdf
#
21.05.20243.71 Mб0Южно-Ачикулакского месторождения.pdf
#
21.05.20244.37 Mб1Южно-Султангуловского месторождения.pdf