База книг в электронке для ЭНН УТЭК / База курсачей чертежей и дипломов УТЭК / kursovaya_-_ekonomika

2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

Исходные данные для расчета технико-экономических показателей трубопровода:

Годовая производительность трубопровода Q=40, т./год;

Длина трубопровода l=830, км;

Диаметр трубопровода d=1220, мм.

2.1 Расчет капитальных вложений на строительство трубопровода

2.1.1 Затраты на разбивку и отвод трассы

На 1км- 1 тыс.руб

На 830км-830 тыс.руб

2.1.2 Затраты на подготовку трассы

На 1км-250 руб

На 830км-207,5 тыс.руб

2.1.3 Затраты на развозку труб

На 1км-5,5 тыс.руб

На 830 км - 4565 тыс.руб

2.1.4 Затраты на рытье и засыпку траншеи

На 1км-13 тыс.руб

На 830 км -10790 тыс.руб

2.1.5 Стоимость труб

а) Необходимый запас труб на потери, отходы и другое составляют 1% от длины трубопровода

б) Аварийный запас труб составляет 0,5% от длины трубопровода

в) Общая длина труб, требуемая для трубопровода

г) Общий вес труб

1 м трубы весит 189 км

д) Общая стоимость труб

1 т стоит – 192 руб.

159223,05 т– 48266000 руб.

2.1.6 Затраты на сборку и монтаж газопровода

На 1 км- 3 тыс.руб

На 830 км – 2490 тыс.руб

2.1.7 Затраты на изоляционно-укладочные работы

На 1 км- 5000

На 830 км – 4150 тыс.руб

2.1.8 Затраты на установку линейной арматуры

На 1 км-4200

На 830 км-3486 тыс.руб

2.1.9 Затраты на продувку и испытания газопровода

На 1 км-400 руб

На 830 км – 332 тыс.руб

2.1.10 Затраты на устройство электрозащиты

На 1 км-650 руб

На 830 км -539,5 тыс.руб

2.1.11 Затраты на прокладку линии связи

На 1 км-12500

На 830 км -10375 тыс.руб

2.1.12 Затраты на проезд вдоль трассы

На 1 км-500 руб

На 830 км – 415 тыс.руб

2.1.13 Затраты на временные здания

На 1 км-2650 руб

На 830 км- 2199,5 тыс.руб

Таблицы 1- Смета сооружения линейной части газопровода

№	Наименование затрат	Затраты на 1 км, руб.	Сумма, тыс.руб.
1	Разбивка и отвод трассы	1000	830
2	Подготовка трассы	250	207,5
3	Развозка труб	5500	4565
4	Рытье и засыпка траншеи	13000	10790
5	Стоимость труб	58151	48266
6	Сборка и монтаж труб	3000	2490
7	Изоляционно-укладочные работы	5000	4150
8	Установка линейной арматуры	4200	3486
9	Продувка и испытание труб	400	332
10	Устройство электрозащиты	650	539,5
11	Прокладка линии связи	12500	10375
12	Проезд вдоль трассы	500	415	.
13	Временные здания	2650	2199,5
Прямые затраты,			78984
Накладные расходы,			12795,4
Плановые расходы,			7342,4
Непредвиденные расходы,			9912,2
Итого,			109034

2.1.14 Общий объем капиталовложений в линейную часть газопровода определяют по формуле:

Где капитальные вложения на линейную часть газопровода, см.табл.1;

— прямые затраты;

— накладные расходы планируемые в размере 16,2% от капитальных вложений на линейную часть

— плановые накопления планируются в размере 8% от суммы и

—непредвиденные расходы планируются в размере 10% от суммы , и

2.1.15 Накладные расходы тыс.руб., определяются на формуле:

2.1.16 Плановые накопления тыс.руб., определяют по формуле:

2.1.17 Непредвиденные расходы , тыс.руб., определяют по формуле:

Таблица 2—Затраты на наземно-площадную часть

№	Наименование	Количество станций	Стоимость, тыс.руб.	∑стоимость, тыс.руб
1	Головная	1	14200	14200
2	Промежуточная	7	8000	56000
Всего					70200

Капитальные вложения в строительство трубопровода состоят из и

2.2 Расчет эксплуатационных расходов и себестоимости перекачки

2.2.1 Численность работников

На ГПС=60 чел.;

На ППС=40 чел.

2.2.2 Эксплуатационные расходы на линейную часть газопровода , тыс.руб., определяют по формуле:

Где —заработная плата;

А—амортизационные отчисления;

— затраты на текущий ремонт.

2.2.3 Зарплата , определяется по формуле:

Где =120 руб/км. — зарплата линейных работников;

=1200 руб/км. — зарплата ремонтников бригазы;

I, км — длина газопровода.

2.2.4 Амортизационные отчисления А, тыс.руб., определяют по формуле:

Где , тыс.руб. —капитальные вложения на линейную часть газопровода, см. таблицу 1;

=3,5% —норма амортизации.

2.2.5 Затраты на текущий ремонт , тыс.руб., определяют по формуле:

Где —капитальные вложения на линейную часть газопровода;

— норма затрат на текущий ремонт.

2.2.6 Эксплуатационные расходы на НПС , определяем по формуле:

Где —заработная плата;

А—амортизационные отчисления;

— затраты на текущий ремонт;

Е—затраты на электроэнергию

Т—затраты на топливо;

П—убытки от потерь;

Н—прочие расходы.

Таблица 3 — Зарплата на ГПС и ППС

Зарплата	Зарплата на ГПС, тыс.руб.	Зарплата					Всего, тыс.руб
		Зарплата на 1-ц станции		Количество станций	Сумма
Основная	60	40	7		280	340
Дополнительная 20%	12	8	7		56	68
Итого	72	48	7		336	408
Начисления на соц.мед. страховку 30%	27.7	18,5	7		130,1	157
Всего	99,7	66,5	7		466,1	565

2.2.7 Амортизационные отчисления А, определяют по формуле:

Где —капитальные вложения на НПС, см. таблицу 2;

=8,5% —норма амортизации.

2.2.8 Затраты на текущий ремонт, определяют по формуле:

Где ——капитальные вложения на НПС, см. таблицу 2;

—норма затрат на текущий ремонт.

2.2.9 Затраты на электроэнергию Е, определяют по формуле:

Где Q, млн. т/год.—годовая производительность трубопровода;

L, км —длина трубопровода;

Н=17,2% —норма затрат на электроэнергию;

Ц=0,02 руб./кВт. — оптовая цена за электроэнергию.

2.2.10 Затраты на топливо Т определяют по формуле:

Где —норма годового расхода на ГПС (1000т);

—норма годового расхода на ППС (400т);

N—число ППС;

Ц=0,02 руб./кВт. —оптовая цена за электроэнергию.

2.2.11 Убытки от потерь П определяют по формуле:

Где , млн. т/год — годовая производительность трубопровода;

L, км —длина трубопровода;

Н=0,006% — норма потерь на 100 км.,

Ц=20 руб./т —отпускная цена.

2.2.12 Прочие расходы Н, определяют по формуле:

Где ,— заработная плата на НПС, см.таблицу 3

Таблица 4— Структура эксплуатационных расходов

№	Виды затрат	Сумма, тыс.руб.	Структура, %
1	Годовой фонд зарплаты	565	3,5%
2	Амортизационные отчисления	5967	19,7%
3	Текущий ремонт	913	3
4	Электроэнергия	11420	65,8
5	Топливо	760	5
6	Потери	398	2,3
7	Прочие расходы	141	0,7
8	Итого	20164	100%

2.2.13 Себестоимость перекачки , коп./1000 ∙км., определяют по формуле

Где ,—эксплуатационные расходы на линейную часть газопровода, см. пункт 2.2.2;

— эксплуатационные расходы на НПС, см. пункт 2.2.6;

Q, млн.т/год —годовая производительность трубопровода;

L, км —длина трубопровода.

2.3 Расчет технико—экономических показателей газопровода

2.3.1 Прибыль П, определяют по формуле:

Где М— размер оплаты по тарифу; коп/1000 ∙км

— себестоимость перекачки, см. пункт 2.2.13;

Q— годовая производительность трубопровода;

L, км. — длина трубопровода.

2.3.2 Рентабельность Р, определяют по формуле:

Где П—прибыль, см. пункт 2.3.1;

, тыс. руб.—общий объем капиталовложений в линейную часть газопровода, см. пункт 2.1.14.

2.3.3 Производительность труда ПТ, определяют по формуле:

Где Q, т.год—годовая производительность трубопровода;

Ч—число рабочих на ГПС и ППС.

На ГПС=60 чел.;

На ППС=40 чел.;

N—число НПС;

2.3.4 Срок окупаемости T, лет, определяется по формуле:

Где — общий объем капиталовложений в динейную часть

нефтепровода, см. пункт 2.1.14;

П, тыс. руб. — прибыль, см. пункт 2.3.1

2.3.5 Фондоотдачу , руб./руб., определяются по формуле:

Где Q, т/год — годовая производительность трубопровода;

L, км — длина трубопровода;

М — размер оплаты по тарифу;

, тыс.руб. — общий объем капиталовложений в линейную часть

трубопровода, см. пункт 2.1.14

Таблица 5 Технико–экономических показателей строительства нефтепровода

№	Показатели	Значение на 1984 год	Значение на 2017 год
1	Число НПС	7	7
2	Капитальное вложение, тыс. руб.		6 081 409,62
3	Эксплуатационные расходы, тыс. руб.		684 164,52
4	Себестоимость, коп/т. км.	0,065	2,2
5	Число рабочих, чел.	340	340
6	Производительность труда, т./чел.		117 647
7	Прибыль, тыс. руб.		1 734 773
8	Рентабельность, %	28,5%	28,5
9	Фондоотдача, руб./руб.	0,41	13,9
10	Срок окупаемости, лет	3,5	3,5

Цены 1984 года пересчитываем на 1991 год, умножая на коэффициент k=1.17. Полученный результат пересчитываем на 2017 год умножая на коэффициент k=29.

Вывод: Строительство трубопровода экономически выгодно, так как рассчитанный срок окупаемости равен 3,5 года, что меньше нормативного 6,7 лет.