Модернизация существующей системы автоматики резервуарного парка станции

5. Безопасность жизнедеятельности

В данном дипломном проекте, как отмечалось ранее, рассматриваются средства автоматизации резервуарного парка ЛПДС «Черкассы» Резервуарный парк относится к опасным производственным объектам.

С целью обеспечения безопасности производства при монтаже и эксплуатации средств автоматизации, описанных в технической части дипломного проекта, в данном разделе необходимо дать характеристику производственной среды, в которой производится автоматизация, сделать анализ производственных опасностей и вредностей.

Опасность резервуарного парка резко возрастает при аварийных утечках без признаков разрушения и повреждения, при частичном повреждении резервуара. Безопасность производства и экологическая безопасность на данном объекте должны соблюдаться при всех видах работ, связанных с монтажом, обслуживанием и наладкой средств автоматизации. Несоблюдение требований безопасности производства на данном объекте может привести к производственным травмам, отравлениям, а экологической безопасности - к загрязнению окружающей среды. При соблюдении техники безопасности во время всех видов работ исключается возможность возникновения аварийных ситуаций, взрывов, пожаров и получения производственных травм.

5.1 Характеристика производственной среды и анализ потенциальных опасностей на производстве

При автоматизации резервуарного парка наибольшую опасность представляют возможность взрыва, пожара и отравления, так как резервуары нефти и нефтепродуктов - это концентрация в одном месте больших количеств горючих и взрывоопасных веществ.

Пожароопасность и взрывоопасность на резервуарных парках в значительной степени определяется физико-химическими свойствами перекачиваемых нефтепродуктов. Некоторые из этих показателей приведены в таблицах 5.1, классификация помещений по взрывоопасности приведена в таблице 5.2.

Таблица 5.1 - Пожароопасные свойства бензинов и дизельных топлив

Марка нефтепродукта	Температура, єС	Температурные пределы распространения пламени, єС	Концентрационные пределы распространения пламени, % об.	ПДК, мг/м3	Класс опасности
	вспышки	самовоспламенения	нижний	верхний	нижний	верхний
Бензин	-27	200	-27	-7	0,76	5,16	100	4
Дизельное топливо	48	225	43	92	1,16		300	4

Таблица 5.2 - Классификация помещений по взрывоопасности

Наименование производственных зданий, помещений, наружных установок	Категория взрывопожароопасной и пожарной опасности зданий и помещений (НПБ 105-03)	Классификация зон внутри и вне помещений
		Класс взрывопожароопасной или пожарной зон (ПУЭ)	Категория и группа взрывопожароопасных смесей (ГОСТ 12.1.011-078) РД1330.5-99, РД1330.11-99
Зал насосной ЛПДС	А	В-1а	II-АТЗ
Операторная	Д	--	--

При монтаже, наладке эксплуатации и ремонте систем автоматизации, установленных на резервуарах, дренажных ёмкостях, а также вторичных приборов в операторной, лаборатории и на территории резервуарного парка производственные опасности и вредности могут быть обусловлены следующими факторами:

- наличие в воздухе вредных для организма человека паров
нефтепродуктов, газов, а также опасность образования взрывоопасных
концентраций (см. таблицу 5.1);

поражение электрическим током, в связи с тем, что питание вторичных приборов осуществляется напряжением 220 вольт;

воздействие атмосферного электричества (удар молнии) и проявление статического электричества на резервуарный парк в летний период;

- опасности, связанные с наличием давления в резервуарах возникают при нарушении «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» ПБ 03-576-03);

- производственные травмы, причиной которых может быть
недостаточное освещение рабочего места. Освещение, несоответствующее
условиям работы, вызывает повышенную утомленность, замедленную
реакцию, приводит к ухудшению зрения и может явиться существенной
причиной травматизма;

- во время монтажа, ремонта средств автоматизации на резервуарах и дренажных емкостях датчиков может возникнуть опасность падения с высоты (более 12 м), а также возможность получения механических травм у персонала обслуживающего средства автоматики;

- отравление персонала парами нефти из-за неисправности
дыхательного клапана резервуара, при монтаже или осмотре средств
автоматизации, установленных на резервуаре или близ него;

- переохлаждение организма в зимнее время года и тепловой удар летом в связи с проведением ремонтных работ на открытом воздухе;

- пожар в результате применения открытого огня.

Помещение операторной, где установлены вторичные приборы согласно НПБ 105-2003, относится к категории Д, а зал насосной - к категории А (см. таблицу 5.2).

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

5.2.1 Мероприятия по технике безопасности при эксплуатации объектов ЛПДС «Черкассы».

Во избежание несчастных случаев при обслуживании объектов ЛПДС, направляемый на работу, персонал должен иметь соответствующую подготовку, пройти производственный инструктаж, ознакомиться с правилами внутреннего распорядка, общими правилами техники безопасности и с безопасными методами работы при обслуживании объектов ЛПДС, а также с методами оказания первой помощи. По окончании инструктажа направляемые на работу сдают экзамен по технике безопасности в соответствии со СО 02-04-АКТНП-007-2006 и получают удостоверение с присвоенной квалификационной группы. Инструктажи допуска персонала к самостоятельной работе соответствуют требованиям ГОСТ 12.0.004-90 (1999) «ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения».

Безопасные и безвредные условия труда, при проведении работ, связанных с обслуживанием АСУ ТП, достигаются следующим:

- заземление оборудования, емкостей, коммуникаций, в которых возникают заряды статического электричества (R3 <100 Ом). Необходимая защита от поражения электрическим током обеспечивается защитным заземлением корпусов всех приборов и оборудования. Электрическая изоляция между отдельными электрическими цепями и корпусом должна выдерживать в течение минуты действие испытательного повышенного напряжения 1000 В промышленной частоты. Электрическая изоляция между отдельными электрическими цепями, и между этими цепями и корпусом должна быть не менее 0,5 МОм.

- по способу защиты человека от поражения электрическим током
изделия АСУ ТП соответствуют классам 1 и 2 (для изделий, предназначенных для соединения с источником напряжения 220 В) и классу 3 (для изделий, предназначенных для соединения с источником напряжения 24 В) по ГОСТ 12.2.007.0-75* (2001) «ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности»;

электрическое сопротивление между элементами защитного заземления и корпусом коммутационного панельного каркаса не более 0,1 Ом. Корпуса устройств заземляются в соответствии с 12.2.007.0-75 (2001), сопротивление контура заземления не более 4 Ом. Измерение сопротивления заземляющего устройства производится не реже одного раза в год;

все токоведущие части, находящиеся под напряжением, превышающим 42В по отношению к корпусу, имеют защиту от случайных прикосновений во время работы;

- подключение внешних цепей, разъемов, проведение ремонтных работ должны осуществляться только при отключенных напряжениях питания;

- подключение источников сетевого питания должно осуществляться через автоматические выключатели;

- защита технологических трубопроводов от атмосферного электричества и вторичных проявлений молний в соответствии с «Инструкцией по устройству молниезащиты зданий и сооружений и промышленных коммуникаций» (СО 153-34.21.122-03);

- автоматическая аварийная защита технологического оборудования,
позволяющая исключить возможность работы его в аварийных условиях;

- оснащенность наглядными плакатами, четкими надписями, табличками, запорная арматура пронумерована;

- насосы снабжены предохранительными клапанами, которые не допускают повышения давления выше регламентируемого;

конструкцией приборов: все части устройств, находящихся под напряжением размещены в корпусах, обеспечивающих защиту обслуживающего персонала от прикосновения к деталям, находящимся под напряжением;

надежным креплением оборудования при монтаже на объекте автоматизации;

подключение разъемов, замена плавких вставок, предохранителей производится только при отключенных напряжениях питания устройств. Подключение напряжения питания осуществляется через автоматы защиты.

Таким образом, на ЛПДС осуществляется комплекс организационных и технических мероприятий, обеспечивающих надёжность, эффективность, безопасность работы объектов с необходимой степенью защиты персонала и окружающей среды.

5.2.2 Мероприятия по промышленной санитарии

К ним относятся требования к спецодежде, требования к освещению, микроклимату, требования к организации и оборудованию рабочего места, которые нормируются ГОСТ 12.4.103-83(2002) «ССБТ. Одежда специальная защитная, средства индивидуальной защиты ног и рук. Классификация»

Требования к спецодежде:

- спецодежда и спецобувь выдаются операторам, технологам, слесарям КИП и А, слесарям-ремонтникам, слесарям-монтажникам в пределах установленных норм;

- во время работы рабочие обязаны пользоваться выданной им
спецодеждой и спецобувью.

Так же стоит заметить, что персонал объекта должен быть оснащен противогазами.

Противогазы применяют при объемной доле свободного кислорода в воздухе не менее 18 процентов и суммарной объемной доле паро- и газообразных вредных примесей не более 0,5 процентов. Средством индивидуальной защиты служит противогаз с коробкой марки ДОТ 600 А2В3Е3Р3. Индивидуальные фильтрующие противогазы должны храниться в специальных шкафах каждый в отдельной ячейке с надписью фамилии рабочего. Передача противогаза другому лицу запрещается. Ремонтные рабочие (при выполнении работ по ремонту и очистке различных емкостей, а также при ремонтных работах в колодцах, подвальных помещениях и пр.) обязаны иметь шланговые противогазы типа ПШ-1М по ТУ 2568-194-05808014-99.

Шланговые противогазы предназначены для защиты органов дыхания и глаз человека при работе в атмосфере с объемной долей вредных веществ более 0,5 процентов объема и объемной долей кислорода в воздухе менее 18 процентов объема.

Противогазы ПШ-1М хранятся вместе с инструментом, предназначенным для устранения аварии в опломбированном ящике в операторной.

На рабочих местах ЛПДС предусмотрено рабочее и аварийное освещение. Напряжение сети рабочего и аварийного освещения составляет 220 В. Для аварийного и рабочего освещения предусмотрены светильники ВЗГ-200 (взрывозащищенное исполнение) ГОСТ 12.2.007.13-2000(2001) «ССБТ. Лампы электрические. Требования безопасности» с освещенностью равной 50 лк, в соответствии со СНИП 23-05-95*(2003) «Естественное и искусственное освещение».

Температуре воздуха в помещении насосной станции должна быть от 5 до 35 °С, относительная влажность воздуха - не более 80% при 25 °С.

5.3 Мероприятия по пожарной безопасности

Мероприятия по пожарной безопасности при автоматизации ЛПДС разработаны в соответствии с нормативным документом ППБ-01-03 «Правила пожарной безопасности в РФ» и в соответствии с ГОСТ 12.1.004-91 (1999 года) «ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования».

Датчики, входящие в систему измерения параметров, имеют взрывозащищенное исполнение, соответствуют требованиям ГОСТ Р 51330.1-99 и ГОСТ Р 51330.10-99.

Перед началом работы ёмкостей, насосов система автоматизации должна быть в исправном состоянии, а в случае необходимости отремонтирована. При неисправности системы автоматизации эксплуатация объектов запрещается. Основные мероприятия по пожарной безопасности:

территория нефтеперекачивающей станции должна содержаться в чистоте и порядке. Не допускается замазученность территории: загрязнение горючим мусором и хламом, загромождение дорог, проездов к зданиям, сооружениям и средствам пожаротушения, а также противопожарных разрывов;

при производстве работ в газовой среде воспрещается применение ударных инструментов, изготовленных из стали: ударные инструменты должны быть изготовлены из цветного металла (меди, латуни, бронзы). Режущие инструменты должны обильно смазываться маслом, тавотом или мыльным раствором;

на объектах должен быть организован контроль воздушной среды газоанализаторами, предназначенными для контроля многокомпонентных смесей;

отогрев замерших нефтепроводов допускается только паром или горячей водой или горячим песком при закрытой запорной арматуре;

категорически запрещается применение для освещения насосных, резервуаров и других производственных сооружений факелов, спичек, свечей, керосиновых фонарей и других источников открытого огня;

необходимо постоянно следить за исправностью силовой и осветительной электропроводки. Различные неисправности электросетей, которые могут вызвать пожар, должны быть устранены;

- обслуживающий персонал обязан знать устройство и инструкции по
применению первичных средств пожаротушения;

- для тушения электропроводки и электрооборудования разрешается использовать только углекислотные огнетушители ОПУ-5;

- предусматривается молниезащита взрывоопасных зданий и сооружений согласно «Инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений» СО 153-34.21.122-03. Молниезащита нефтеперекачивающей станции предназначена для безопасности людей, сохранности зданий, сооружений от удара молнии. В комплекс грозозащитных устройств входят молниеприемники, токоотводы и заземление.

Пожарную защиту объектов ЛПДС обеспечивает автоматическая система пенотушения, которая включает в себя средства обнаружения пожара, системы сигнализации, управления, пожаротушения. Срабатывание системы пенотушения происходит: автоматически, дистанционно или вручную.

При возникновении пожара сигнал от пожарных датчиков, приводит в действие систему пожаротушения согласно ГОСТ 12.3.046-91(2001) «ССБТ. Установки пожаротушения автоматические. Общие технические требования».

Охлаждение технологических установок осуществляется из стационарных комбинированных лафетных стволов и от пожарных гидрантов, установленных на сети противопожарного водопровода с использованием передвижной пожарной техники [9].

5.4 Расчет вентиляции в насосном зале ЛПДС

Исходные данные для расчета вентиляции являются:

- рабочее давление, Р равное 0,6 МПа;

- температура перекачиваемой нефти, Т равная 296 К;

- объем помещения, Vп (15-10-5 м) равный 750 м3;

- суммарный объем аппаратуры, Va равный 15 м3;

- объем воздухообмена, V равный разнице объема помещения и суммарного объема аппаратуры - 735 м3 .

Количество газа, выделяющееся через не плотности оборудования и трубопроводов, определяется по формуле:

(5.1)

где К - коэффициент, учитывающий износ оборудования, равен 1,2;

I - коэффициент зависящий от рабочего давления и степени негерметичности, равен 0,25;

М - молекулярная масса газа равная 16.

Подставляя в формулу (5.1) находим:

=1,05 кг/час.

Требуемый воздухообмен в производственном помещении, исходя из расчета разбавления выделяющихся вредных газов до предельно допустимой концентрации, находится по формуле:

(5.2)

где n - коэффициент, учитывающий долю производственных вредностей, которые поступают в рабочую зону и определяются опытным путем, равен 1;

g - предельно-допустимая концентрация, равна 300 мг/м3 ;

k - степень негерметичности технологического оборудования, равна 0,002.

Подставляя в формулу (5.2), находим расход воздуха:

Определяем кратность воздухообмена, то есть сменяемость воздуха (число полных смен) в объеме помещения за час:

(5.3)

По необходимому воздухообмену и кратности воздухообмена подбираем вентилятор, который удовлетворяет рассчитанным данным:

L = 3507 м3 /час,

k=4,77.

Схема вытяжной вентиляции представлена на рисунке 5.1.

1 -- утепленный клапан; 2 -- вентилятор; 3 -- лопасти вентилятора; 4 -- вытяжная шахта; 5 -- шибер; 6 -- электродвигатель; 7 -- вытяжная сеть

Рисунок 5.1 - Схема вытяжной вентиляции

6. Оценка экономической эффективности проекта

6.1 Обоснование экономической эффективности проекта

В связи с тем, что предметом дипломного проекта является автоматизация резервуарного парка ЛПДС «Черкассы» и рассматривается внедрение радарного уровнемера «Micropilot M FMR 230», то в данной главе целесообразно оценить экономическую эффективность внедрения данной системы.

Выгоды от внедрения системы измерения уровня оцениваются исходя из того, что обеспечивается бесперебойная работа технологических объектов подготовки нефти, а следовательно и всего процесса подготовки нефти.

Применение данной системы автоматизации позволяет избежать ущерба, вызванного остановками технологических объектов, потерями нефтяной эмульсии, перерасходами электроэнергии.

Целью расчета является определение экономического эффекта от улучшения процессов подготовки нефти и обеспечения бесперебойности данного процесса.

Актуальность замены существующей системы АСУ ТП на базе современных технических и программных средств значительно возросла в связи с повышением стоимости энергоресурсов, содержания обслуживающего персонала, дорогостоящего оборудования, повышения требований к надежности работы оборудования и электроснабжения.

Замена существующей системы АСУ ТП линейно-производственной диспетчерской станции «Черкассы» позволит:

- приблизить вычислительные ресурсы непосредственно к технологическим объектам управления;

- обеспечить решение новых задач (оперативное управление в реальном масштабе времени, диагностика и прогнозирование состояния оборудования);

- повысить оперативность принятия решения на основе повышения информированности персонала и достоверности данных;

- проводить расширение и совершенствование функции системы в процессе создания.

6.2 Методика расчета экономической эффективности проекта

Инвестиции - средства (денежные средства, ценные бумаги, иное имущество, в том числе имущественные права, имеющие денежную оценку), вкладываемые в объекты предпринимательской и (или) иной деятельности с целью получения прибыли и (или) достижения иного полезного эффекта [11].

Различают:

- капиталообразующие (реальные) инвестиции, обеспечивающие создание и воспроизводство фондов; состоят из капитальных вложений, оборотного капитала, а также иных средств, необходимых для проекта;

- портфельные инвестиции - помещение средств в финансовые активы.

Капитальные вложения - инвестиции в основной капитал (основные средства), в том числе затраты на новое строительство, расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих предприятий, приобретение машин, оборудования, инструмента, инвентаря, проектно-изыскательские работы и другие затраты.

Проект - комплекс действий (работ, услуг, приобретений, управленческих операций и решений), направленных на достижение сформулированной цели.

Инвестиционный проект (ИП) - обоснование экономической целесообразности, объема и сроков осуществления капитальных вложений, в том числе необходимая проектно-сметная документация, разработанная в соответствии с законодательством РФ и утвержденными в установленном порядке стандартами (нормами и правилами), а также описанием практических действий по осуществлению инвестиций (бизнес-план).

Эффективность инвестиционного проекта характеризуется системой показателей, отражающих соотношение затрат и результатов применительно к интересам его участников.

Необходимо различать понятия: экономическая эффективность и экономический эффект.

Под экономическим эффектом в общем случае понимается величина экономии затрат в рублях в результате осуществления какого-либо мероприятия или их совокупности. В традиционных технико-экономических расчетах чаще всего используется величина годового экономического эффекта, т.е. экономии средств за год. Под экономической эффективностью понимается относительная величина, получаемая в результате сопоставления экономического эффекта с затратами, вызвавшими этот эффект. Причем это может быть простое отношение эффекта к соответствующим затратам и более сложные отношения.

Анализ эффективности ИП основывается на моделировании денежных потоков, складывающихся в течение всего срока жизни проекта. Денежный поток (поток реальных денег) складывается из всех притоков и оттоков денежных средств в некоторый момент времени (или на некотором шаге расчета).

Приток денежных средств равен величине денежных поступлений (результатов в стоимостном выражении) на соответствующем шаге.

Отток равен платежам (затратам) на этом шаге.

Срок жизни проекта (расчетный период) должен охватывать весь жизненный цикл разработки и реализации проекта вплоть до его прекращения. Срок жизни проекта включает в себя следующие основные стадии (этапы):

- инвестиционную;

- эксплуатационную;

- ликвидационную.

Для оценки экономической эффективности инвестиционных проектов используются следующие критерии:

- чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- индекс доходности (ИД);

- внутренняя норма доходности (ВНД);

- срок окупаемости с учетом фактора времени (дисконтирования).

Перечисленные показатели являются результатами сопоставлений распределенных во времени доходов к инвестициям и затратам на производство.

В качестве базового момента приведения разновременных доходов и расходов принимаем дату начала реализации проекта.

Экономический эффект от модернизации средств КИП и А рассчитывается по разнице стоимостных результатов Вi и затрат на их достижение Зi.

Расчет экономического эффекта произведем с приведением разновременных затрат и результатов к единому расчетному году.

В качестве начального года расчетного периода принимается год начала финансирования работ по осуществлению замены старого оборудования на новое.

Для оценки эффективности инвестиционных проектов применяются методы дисконтированной оценки, которые базируются на учете временного фактора. Они учитывают временной фактор с позиции стоимости денег в будущем.

Для оценки используются следующие показатели экономической эффективности.

Чистый дисконтированный доход (ЧДД) - заключается в оценке чистого дохода за определенный промежуток времени. Он определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период.

На практике часто пользуются следующей формулой для определения ЧДД:

ЧДД = , (6.1)

где ЧДД - чистый дисконтированный доход;

r - ставка дисконтирования;

t - годы реализации проекта.

В качестве начального года расчетного периода принимается год начала финансирования работ по созданию (разработке) проекта АСУ ТП.

Конечный год расчетного периода определяется моментом завершения жизненного цикла АСУ ТП, прекращением его использования.

Если ЧДД больше нуля, то проект может приниматься к реализации. Если же ЧДД меньше нуля, то проект не принимается к реализации.

При сравнении альтернативных проектов предпочтение должно отдаваться проекту с большим значением ЧДД.

Чистый доход определяется по формуле:

ЧД = ЧП + А, (6.2)

где ЧП - чистая прибыль от реализации АСУ ТП;

А - амортизация основных фондов и нематериальных активов, приобретенных для реализации АСУ ТП.

Величина чистого дисконтированного дохода зависит от нормы дисконтирования, при некотором ее значении ЧДД обращается в нуль. Это значение нормы дисконтирования называется внутренней нормой доходности и определяется по формуле:

ЧДД = = 0, (6.3)

где r - ставка дисконтирования, при которой ЧДД равен нулю.

Экономический смысл этого показателя заключается в том, что при ставке ссудного процента (процента по депозитному вкладу) равной внутренней норме доходности вложение финансовых ресурсов в данный проект дает в итоге тот же суммарный доход, что и помещение их в банк на депозитный счет.

Для анализа эффективности единовременных затрат на разработку и внедрение системы используется показатель - внутренняя норма доходности (коэффициент эффективности единовременных затрат ВНД), определяемый из соотношения:

. (6.4)

Назначением показателя ВНД является оценка возможности привлечения заемных средств на разработку и внедрение АСУ ТП. Расчетное значение ВНД соответствует максимально допустимому проценту за кредит, который может быть использован для полного финансирования капитальных вложений по данной АСУ ТП. Если величина ВНД равна проценту за кредит, то чистая текущая стоимость оказывается равной нулю.

Ток - период возврата капитальных вложений (срок окупаемости), определяется графически. Этот показатель обычно применяется при предварительной оценке экономической эффективности капитальных вложений. Он означает период времени в течении которого инвестиции будут возвращены за счет доходов, полученных от реализации проекта. Период возврата единовременных затрат (Ток) определяется последовательным сложением величин:

(6.5)

Пока полученная сумма не сравняется с величиной единовременных затрат, приведенных к расчетному году. Количество произведенных сложений равняется периоду возмещения капитальных вложений.

При анализе эффективности инвестиций индекс доходности капитальных вложений рассчитывается по формуле:

. (6.6)

Считается, что если ИД равен 1, то приведенные доходы равны приведенным инвестициям; если ИД больше 1, то инвестиционный проект имеет доходность. Если ИД меньше 1, то это означает неэффективность проекта.

Все рассмотренные показатели эффективности проекта связаны между собой. Если проект эффективен по одному показателю, то он будет эффективен и по другим. Вычисляемые показатели эффективности по данному проекту позволяют судить об общем и минимальном уровне эффективности капитальных вложений, осуществляемых на предприятии.

Валовая прибыль от реализации АСУ ТП без вычета налога на прибыль определяется по формуле:

ВП = Ээз - Ним, (6.7)

где Ним - налог на имущество, который вычисляется по формуле:

, (6.8)

где Нст.им. - ставка налога на имущество, %;

Сср.г - среднегодовая стоимость имущества.

Чистая прибыль рассчитывается по формуле:

ЧП = ВП - Нпр, (6.9)

где Нпр - налог на прибыль, выражается формулой:

(6.10)

где Нст.пр. - ставка налога на прибыль, равная 2 процента;

Пр - прибыль без учета налога на имущество, определяемая по формуле:

Пр = Ээз - Ним, (6.11)

где Ээз - экономия эксплуатационных затрат, определяемая по формуле:

Ээз = Э - С/С, (6.12)

где A - амортизация основных фондов и нематериальных активов, приобретенных для реализации АСУ ТП.

Э - годовая экономия текущих затрат при внедрении АСУ ТП может быть выражена формулой:

Э =Э1 + Э2, (6.13)

где Э1 - стоимость сэкономленной за год заработной платы рабочим;

Э2 - изменение амортизационных отчислений в базовом и расчетном варианте.

Годовая экономия заработной платы определяется по формуле:

Э1 = Lэ · Sраб, (6.14)

где Sраб - среднегодовая зарплата одного работника;

L э - количество сокращенных работников.

Изменение амортизационных отчислений рассчитываются по формуле:

Э2 = АрА, (6.15)

где А - отчисления на амортизацию в модернизированном варианте;

Ар - отчисления на амортизацию в базовом варианте, рассчитываемые по формуле:

Ар = Sб · На /100%, (6.16)

где Sб - стоимость базовой системы автоматизации;

На - норма амортизации, %.

А = К · На /100%. (6.17)

Дополнительные капитальные вложения на внедрение АСУ ТП определяются по формуле:

К=Зсм + Зм + Зн + Зтр, (6.18)

где Зсм сметная стоимость вводимой системы;

Зтр транспортные расходы;

Зм стоимость монтажных работ;

Зн стоимость наладочных работ.

Три вышестоящих величины определяются по формулам:

Зтр = т · Зсм /100%, (6.19)

Зм = м · Зсм /100%, (6.20)

Зн = н · Зсм /100%, (6.21)

где т коэффициент, учитывающий транспортные расходы в процентах;

м коэффициент, учитывающий стоимость монтажных работ в процентах;

н коэффициент, учитывающий стоимость наладочных работ в процентах.

Расчет себестоимости годового объема продукции после внедрения АСУ ТП без учета амортизации производится по формуле:

С/С = С1 + С2 + Зр, (6.22)

где С1 дополнительные годовые затраты на электроэнергию после

внедрения АСУ ТП находятся по формуле:

С1 = Рн · FЭ · сэ · SЭ /100%, (6.23)

где сэ изменение расхода электроэнергии после внедрения АСУ ТП;

С2 дополнительные затраты на зарплату связанные с реализацией АСУ ТП вычисляются по формуле:

С2 = L · Sраб, (6.24)

где L - количество работников принятых на работу [10].

6.3 Расчет капиталовложений

К капитальным вложениям относятся затраты на приобретение оборудования, монтаж и наладку приборов. Стоимостные показатели предоставлены плановым отделом приведены в таблице 6.1.

Объём капиталовложений рассчитывается по формуле:

КВ = Зоб +Зпнр+Зсмр, (6.25)

где КВ - объём капиталовложений, тыс. руб.;

Зоб - затраты на оборудование, тыс. руб.;

Зпнр - затраты на пуско-наладочные работы (ПНР), тыс. руб.;

Зсмр - затраты на строительно-монтажные работы (СМР), тыс. руб.

Капитальные вложения должны учитывать транспортные и монтажные расходы, которые определяются в процентах от стоимости приборов и средств автоматизации.

Капитальные вложения также приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Капитальные вложения на средства автоматизации

Виды затрат	Сумма, тыс. руб.
Стоимость радарного уровнемера	70,00
Строительно-монтажные работы	25,00
ИТОГО	95

КВ = 95 тыс. руб. Данный укрупненный показатель стоимости включает в себя приобретение, установку, подключение уровнемера.

6.4 Формирование эксплуатационных затрат

Годовые эксплуатационные затраты, связанные с обслуживанием и эксплуатацией приборов, средств или систем автоматизации, рассчитываются по следующей формуле:

, (6.26)

где Звспом - затраты на вспомогательные материалы;

Зрем - затраты на ремонт;

Зобор - затраты на обслуживание оборудования, т.е. на заработную плату работника, занимающегося обслуживанием;

Зам - амортизационные отчисления по приборам, средствам автоматизации, внедряемому оборудованию;

Зпр - прочие затраты.

Затраты на вспомогательные материалы составляют 20% от стоимости капитальных вложений:

(6.27)

тыс. руб.

Затраты на ремонт оборудования составляют 25 % от капитальных вложений:

(6.28)

тыс. руб.

Затраты на амортизацию составляют 10% от капитальных вложений, т.к. эксплуатационный срок оборудования 10 лет:

, (6.29)

тыс. руб.

Затраты на содержание и эксплуатацию оборудования составляют 40% от капитальных вложений:

(6.30)

тыс. руб.

Затраты системы на потребление электроэнергии составляют:

, (6.31)

где Wy- установленная электромощность, 5 кВт;

Tp - число рабочих часов, (24·365 = 8760);

Sэ - тариф на электроэнергию, руб./кВт·ч (2,4).

Из формулы (6.10) имеем:

тыс. руб.

Величина прочих затрат принимается равной 25% от суммы других затрат:

(6.32)

тыс. руб.

Результаты расчета эксплуатационных затрат представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Текущие затраты при использовании радарного уровнемера

Наименование затрат	Результат, тыс. руб.
Вспомогательные материалы (0,2* КВ)	19
Ремонт (0,25*КВ)	23,75
Затраты от потерь энергии (Wу·Тр·Sэ)	105,12
Амортизация (На*КВ)	9,5
Прочие (0,25*(стр.1+2+3+4+5))	48,84
Эксплуатационные издержки	244,21

6.5 Формирование выгод от проекта

После внедрения радарного уровнемера экономическая эффективность определяется по формуле:

, (6.33)

где Ц - оптовая цена предприятия на продукцию;

С - себестоимость дополнительно полученной продукции;

Qн - объем дополнительно добытой продукции.

тыс. руб.

Экономия затрат на ремонт оборудования при своевременном обнаружении аварийной ситуации:

, (6.34)

где Зр- затраты на ремонт, Зр=23,75 тыс. руб.;

Ка- коэффициент аварийного ремонта, Ка=0,35;

Коб- коэффициент обнаружения места аварии, Коб=0,95.

Тогда по формуле (6.13) получим:

тыс. руб.

Исходные данные для расчета экономического эффекта приведены ниже в таблице 6.3.

Таблица 6.3 - Исходные данные для расчета экономического эффекта

Наименование параметра	Величина
Капитальные вложения, тыс. руб.	85
Эксплуатационные издержки, тыс. руб.	244,21
Амортизация, тыс. руб.	8,5
Экономия затрат, тыс. руб.	390,25
Ставка дисконта, %	20
Величина расчетного периода, лет	10

При расчете экономической эффективности инвестиционного проекта расчетный период Т складывается из времени внедрения объекта в производство, которое принимается равным одному году, и времени эксплуатации объекта, которое составляет 10 лет. Результаты расчета налога на имущества заносим в таблицу 6.4.

Проводим расчеты экономической эффективности проекта для всех расчетных годов по приведённым формулам, а результаты вычислений заносим в таблицу 6.4. Коэффициенты дисконтирования рассчитываем исходя из стоимости капитала для предприятия равной 20%.

Таблица 6.4 - Расчет налога на имущество

Показатель	Год
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Стоимость основных фондов на начало года, тыс. руб.	95	85,5	76	66,5	57	47,5	38	28,5	19	9,5
Амортизационные отчисления, тыс. руб.	9,5	9,5	9,5	9,5	9,5	9,5	9,5	9,5	9,5	9,5
Стоимость основных фондов на конец года, тыс. руб.	85,5	76	66,5	57	47,5	38	28,5	19	9,5	0
Среднегодовая стоимость основных фондов, тыс. руб.	90,25	80,75	71,25	61,75	52,25	42,75	33,25	23,75	14,25	4,75
Налог на имущество, тыс. руб.	1,805	1,615	1,425	1,235	1,045	0,855	0,665	0,475	0,285	0,095

Таблица 6.5 - Расчет эффективности проекта

Показатель	Год
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Капитальные вложения, тыс. руб.	95	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Выгоды, тыс. руб.	-	390,25	390,25	390,25	390,25	390,25	390,25	390,25	390,25	390,25	390,25
Эксплуатационные затраты, тыс. руб.	-	244,21	244,21	244,21	244,21	244,21	244,21	244,21	244,21	244,21	244,21
Амортизация, тыс. руб.	-	9,50	9,50	9,50	9,50	9,50	9,50	9,50	9,50	9,50	9,50
Налог на имущество, тыс. руб.	-	1,81	1,62	1,43	1,24	1,05	0,86	0,67	0,48	0,29	0,10
Валовая прибыль, тыс. руб.	-	144,24	144,43	144,62	144,81	145,00	145,19	145,38	145,57	145,76	145,95
Налог на прибыль, тыс. руб.	-	28,85	28,89	28,92	28,96	29,00	29,04	29,08	29,11	29,15	29,19
Чистый операционный доход, тыс. руб.	-	124,89	125,04	125,19	125,34	125,50	125,65	125,80	125,95	126,10	126,26
Сальдо денежного потока, тыс. руб.	-	134,39	134,54	134,69	134,84	135,00	135,15	135,30	135,45	135,60	135,76
Сальдо денежного потока от инвестиционной деятельности, тыс. руб.	-95	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Сальдо двух потоков (чистые денежные поступления проекта) , тыс. руб.	-95	134,39	134,54	134,69	134,84	135,00	135,15	135,30	135,45	135,60	135,76
Коэффициент дисконтирования	1,00	0,87	0,76	0,66	0,57	0,50	0,43	0,38	0,33	0,28	0,25
Чистые дисконтированные денежные поступления проекта, тыс. руб.	-95	116,8591	101,7316	88,56218	77,09749	67,11687	58,42821	50,86428	44,2795	38,54712	33,55681

По результатам расчета экономической эффективности построим финансовый профиль инвестиционного проекта для определения срока окупаемости (рисунок 6.1). Изменение денежных потоков наличности изображено на рисунке 6.2.

Рисунок 6.1 - Финансовый профиль проекта

Рисунок 6.2 - Изменение денежных потоков наличности

Как видно из рисунка 6.2, срок окупаемости проекта составляет около 1 года.

Внутреннюю норму доходности определим по графику на рисунке 6.3.



Рисунок 6.3 - Определение внутренней нормы доходности

Как видно из рисунка 6.3 внутренняя норма доходности данного проекта равно примерно 140%.

Обобщающие экономические показатели эффективности проекта приведем в таблице 6.6.

Таблица 6.6 - Эффективность проекта

Показатель	Значение
Инвестиции, тыс. руб.	95
Расчетный период, лет	10
Годовые выгоды, тыс. руб.	390,25
Ставка дисконтирования, %	15
Чистый дисконтированный доход, тыс. руб.	582,04
Индекс доходности, доли едениц	7,13
Внутренняя норма доходности, %	140
Срок окупаемости, лет	1

В данном разделе дипломного проекта была проделана работа по оценке экономической эффективности внедрения радарного уровнемера.

Экономическая эффективность проекта была определена по расчётам проделанным в процессе выполнения работы, а именно чистый дисконтированный доход имеет положительное значение, индекс доходности больше 1, внутренняя норма доходности равна 140 процентов и срок окупаемости составил 1 год.

Из всего вышесказанного следует, что внедрение радарного уровнемера «Micropilot M FMR 230» является эффективным, поэтому модернизацию системы можно считать необходимой и экономически целесообразной. Из этого следует, что цели и задачи поставленные перед дипломным проектом были выполнены.

Заключение

резервуарный парк станция автоматизация

В дипломном проекте рассмотрен и произведен анализ существующего уровня автоматизации резервуарного парка линейно производственно-диспетчерской службы «Черкассы», где наиболее важным для стабильной и бесперебойной работы, является стабильность заданных характеристик технологического процесса, контролируемых соответствующими средствами измерений, в частности, радарным уровнемером и предложена замена устаревшей системы автоматики на микропроцессорную систему на базе контроллеров Modicon TSX Quantum.

В результате анализа у радарного уровнемера Micropilot M FMR 230 выявлен ряд преимуществ, что доказывается высоким уровнем работы, которая обеспечивается непрерывным бесконтактным измерением уровня нефтепродуктов. Кроме того уровнемер позволяет исключить эхо-помехи для эхо-сигнала, например, вызванные нахождением в зоне действия микроволнового луча неподвижных объектов: технологических элементов ёмкости, что является большим преимуществом. На основе результатов анализа и выявленных преимуществ предложено внедрение данного уровнемера на новую систему автоматики.

Анализ экономической эффективности, в ходе которого была произведена оценка экономической эффективности от внедрения уровнемера Micropilot M FMR 230, показал, что инвестиции будут возвращены за счет доходов за 1 год, что свидетельствует об экономической эффективности проекта.

Также составлена программа для логической части алгоритма работы САУ задвижками резервуарного парка на языке программирования высокого уровня (ST), которая позволяет автоматически управлять заполнением резервуаров и контролировать одновременно параметры, такие как уровень жидкости, в данный момент времени, скорость заполнения продукта и т.д.

Предлагаемый проект обеспечит материальный баланс предприятия, контроль уровня продукта, расширение функциональных возможностей, что облегчить работу обслуживающего персонала и повысит технико-экономический эффект.

Список использованных источников

1 Мустафин, Ф.М. Резервуары для нефти и нефтепродуктов: том 1. Конструкции и оборудование: учебник для вузов / Ф. М. Мустафин, Р.А. Жданов, М.Г. Каравайченко и др.- СПб-Недара, 2010. - 480 с.

2 Коновалов, Н.И. Оборудование резервуаров / Н. И. Коновалов, Ф. М. Мустафин, Г. Е. Коробков - Уфа: Дизайн Полиграф Сервис, 2005. - 214 с.

3 Кутлуяров, Г.Х. Проектирование систем управления в SCADA-пакете Genesis32/ Г.Х. Кутлуяров, Е.А. Князева - Уфа: ООО «Монография», 2008. - 218с.

4 Семейство программируемых контроллеров Modicon TSX Quantum. - Уфа: Авитрон Ойл, 1999. - 108 с.

5 Сигнализатор уровня жидкости поплавковый СУЖ-П-И: [Электронный ресурс]. - URL http://www.tpkom.com

6 Извещатель пожарный тепловой взрывозащищенный ИП103-1В: [Электронный ресурс]. - URL http://www.forus.spb.ru

7 Микроволновой уровнемер Micropilot FMR 230: [Электронный ресурс]. - URL http://www.radarmaster.ru

8 Учебное пособие ISaGRAF. - Уфа: УГНТУ, 2005. - 49 с.

9 Гилязов, А.А., Абдрахманов, Ю.Р. Учебно-методическое пособие к выполнению раздела «Безопасность и экологичность» в выпускных квалификационных работах по направлению подготовки 220300 «Автоматизированные технологии и производства» специальности 220301 «Автоматизация технологических процессов и производств» (по отраслям) - Уфа: УГНТУ, 2009. - 19 с.

10 Методические рекомендации по экономическому обоснованию дипломных проектов (для студентов специальности 14.06.04 «Автоматизация технологических процессов и производств»)/ Под редакцией Бирюковой В.В. - Уфа: УГНТУ, 2008. - 30 с.

Размещено на Allbest.ru

...