- •1 Общая характеристика объекта
- •1.1 Краткая характеристика предприятия
- •1.2 Состав производств цпс
- •1.3 Описание технологического процесса
- •1.3.1 Основные технологические решения
- •1.3.2 Первая ступень сепарации
- •1.3.3 Установка подготовки нефти
- •1.3.4 Резервуарный парк цпс
- •1.3.5 Факельная система цпс
- •1.3.6 Установка подготовки пластовых вод (уппв)
- •1.3.7 Компрессорная станция
- •1.4 Недостатки в работе цпс
- •2 Постановка задачи
- •2.1 Назначение системы
- •2.2 Цели создания асу тп цпс
- •2.3 Перечень объектов
- •2.4 Входные/выходные данные
- •3 Проектирование системы
- •3.1 Требования к системе
- •3.2 Средства автоматизации нулевого уровня системы
- •3.2.1 Датчик уровня ультразвуковой дуу2м
- •3.2.2 Сигнализатор уровня ультразвуковой сур-5
- •3.2.3 Метран-100 ди 1152
- •3.2.4 Расходомер кориолисовый Метран-360
- •3.2.5 Преобразователь расхода вихреакустический Метран-300пр
- •3.2.6 Сигнализатор загазованности стм-10
- •3.2.7 Пускатель бесконтактный реверсивный пбр-2м
- •3.2.8 Блок ручного управления – бру-42
- •3.3 Первый уровень системы
- •3.3.1 Выбор контроллера
- •3.3.2 Выбор модулей ввода/вывода
- •3.4 Проектирование верхнего уровня
- •3.4.1 Описание rsView32
- •3.4.2 Описание операторского интерфейса
- •3.4.3 Описание экрана «Входные сепараторы»
- •3.4.4 Расчет точности отображения на экранах
- •4 Расчет надежности проектируемой системы цпс
- •4.1 Общие положения
- •4.2 Методика расчета показателей надежности
- •4.3 Расчет надежности по функции автоматического управления
- •5. Безопасность и экологичность проекта
- •5.1 Условия труда операторов
- •5.1.1 Производственный микроклимат
- •5.1.2 Виброакустические колебания
- •5.1.3 Производственная освещенность
- •5.1.3.1 Естественное освещение
- •5.1.3.2 Искусственное освещение
- •5.1.4 Ионизирующее излучение
- •5.1.5 Молниезащита зданий и сооружений промышленных объектов
- •5.1.6 Обеспечение электробезопасности
- •5.1.7 Пожаробезопасность
- •5.1.8 Расчет освещенности операторной
- •5.2 Экологичность проекта
- •5.2.1 Сбор нефтепродуктов c водной поверхности
- •5.2.2 Ликвидация нефтезагрязнений на твёрдой поверхности
- •5.2.3 Биотехнологии
- •5.3 Чрезвычайные ситуации
- •5.4 Выводы по разделу
- •6 Расчет экономической эффективности
- •6.1 Методика расчета показателей экономической эффективности
- •6.2 Расчет единовременных затрат
- •6.2.1 Расчет затрат на разработку системы
- •6.2.2 Расчет затрат на разработку программного обеспечения
- •6.2.3 Расчет затрат на изготовление системы
- •6.3 Расчет текущих затрат на функционирование системы
- •6.5 Расчёт обобщающих показателей
- •6.6 Выводы по разделу
6.3 Расчет текущих затрат на функционирование системы
Годовые эксплуатационные затраты в условия функционирования
системы могут быть определены как сумма формула (6.23):
С = С эл+ С ЗП+ С рем+ С а(6.23)
Таблица 6.8- Исходные данные для расчета затрат на эксплуатацию
Показатель |
Обозначение |
Значение |
Месячная ЗП персонала, обслуживающего систему, тг. |
Зр |
12000 |
Районный коэффициент |
Кр |
0,15 |
Норма амортизации системы |
На |
0,2 |
Норма затрат на ремонт |
Кпр |
0,043 |
Мощность, потребляемая системой, кВт |
N |
0,45 |
Годовой фонд работы системы, час |
Тзад |
2080 |
Коэффициент доплат к ЗП |
Кд |
0,2 |
Коэффициент ЕСН |
Кесн |
0,26 |
Коэффициент интенсивности оборудования |
Кинт |
0,65 |
Стоимость кВт/часа, тг. |
Ц |
0,9 |
Количество работающих |
Р |
5 |
Стоимость оборудования |
Кобор |
852632,28 |
6.3.1 Расчет затрат на электроэнергию
Расчет экономии годовых затрат на электроэнергию производим по
формуле (6.24)
Сэл = N × Цэл × Тзад × Кинт (6.24)
Подставив данные из таблицы 6.8 в формулу (6.24), получим годовые
затраты на электроэнергию действующего варианта системы:
Сэл =0,45 × 0,9 × 2080 × 0,65= 547,56тг.
6.3.2 Расчет затрат на заработную плату
Заработная плата (с учетом единого социального налога) персонала,
обслуживающего спроектированное устройство определяется по формуле (6.25)
Сзп = 12 × З × (1+Кпр) × (1+Кр) × (1+Кесн) (6.25)
Подставив данные из таблицы 6.8, в формулу (6.25) получим затраты на
ЗП персонала:
Сзп = 12 × 12000 × (1+0,043) × (1+0,15) × (1+0,26)= 217629тг.
6.3.3 Расчет затрат на ремонт
Текущие затраты на ремонт системы находим по формуле (6.26)
Спр = (Кобор × Кпр)/100, (6.26)
где Кобор - балансовая стоимость устройства, тг.;
Кпр - норма отчислений на ремонт, %.
Поставив данные из таблицы 6.9 в формулу (6.26), получаем годовые
затраты на ремонт:
Спр = 852632,28 × 0,043 = 36664 тг.
6.3.4 Расчет затрат на амортизацию оборудования
Затраты на амортизацию оборудования находим по формуле (6.27):
Са = (Кобор × На)/100 (6.27)
где Кобор - балансовая стоимость оборудования, тг.;
На - норма амортизационных отчислений %.
Поставив данные из таблицы 6.9 в формулу (6.27), получаем годовые
эксплуатационные затраты на амортизацию оборудования, действующего и
спроектированного: Сап и Саб.
Са = 852632,28 × 0,2 = 170527 тг.
6.4 Расчет ежегодной экономии
Таблица 6.9 –Исходные данные для расчета экономии эксплуатационных затрат
Показатель |
Усл.обозначение |
Значение |
Налог на прибыль |
Нпр |
0,24 |
Налог на имущество |
Ним |
0,022 |
Среднегодовой расход нефтепродуктов до внедрения системы |
Он/п |
26800 |
Расход электроэнергии на м3 нефтепродуктов |
Оэл.эн. |
8 |
Изменение расхода эл.энергии |
эл.эн. |
45 |
Стоимость эл.энергии |
Ц |
0,9 |
Определим экономию эксплуатационных затрат, за счет сокращения
штата рабочих, экономия определяется по формуле определяется по формуле
(6.28):
Эзп = ЗП × Ч × (1+Кесн), (6.28)
пгде, ЗП – годовая заработная плата 1 рабочего,тг;
Ч – численность высвобождаемого персонала, чел
Эзп = 12000 × 12 × 2 × (1+0,26) = 362880 тг.
Годовая экономия расхода электроэнергии определяется по формуле
(6.29):
Ээл.эн = (Q × Qэл. эн × Dэл. эн × Цэл. эн ) / 100 %, (6.29)
где Qэл. эн- расход электроэнергии на 1м3 нефти (кВт/ч);
Dэл. эн – изменение расхода электроэнергии (%);
Цэл. эн - стоимость электроэнергии (руб. за 1 кВт/ч).
Подставив данные из таблицы 6.9 в формулу (6.29), получаем годовую
экономию расхода электроэнергии:
Ээл.эн = 26800 × 8 × 45 × 0,9 /100 = 86832 тг.
Определим экономию эксплуатационных затрат за счет уменьшения
потерь нефтепродуктов при производстве приведенных в таблице 6.10:
Таблица 6.10 – Расчетная стоимость нефтепродуктов за 1 год.
Вид продукта |
Единица измерения |
Количество |
Стоимость 1 тонны продукта, тг. |
Сумма, тг |
Нефть |
т/год |
26150 |
9900,74 |
1512,29 |
Газ |
тыс.м3/год |
650 |
1512,29 |
982988 |
Итого: |
259887339 |
Энефть = 258904351 × 0,5/100 = 1294521 тг
Эгаз = 982988 × 0,35/100 = 3440 тг
Снефти = 26800 × 2080 × 0,45 / 100 = 250848 тг
Эпр-ва = 1297962 – 250848 = 1047114 тг
Определим общую экономию годовых эксплуатационных затрат в
результате автоматизации по формуле (6.30):
Э = Эзп + Ээл.эн + Эпр-ва%, (6.30)
Э = 362880 + 86832 + 1047114 = 1496826 тг
Исходные данные для расчета экономии эксплуатационных затрат
представлены в таблице 6.9.