=

Так как вместимость автоцистерны равна 8,5, то после завершения слива объем дт евро в приемном резервуаре станет равным 18,74. Следовательно, на момент окончания слива

Соответствующую безразмерную высоту заполнения резервуара найдем из уравнения



Рисунок 13 - График для определения величин

Методом последовательных приближений находим, что в данном случае =0,785. Следовательно, изменение высоты взлива в резервуаре

Средняя скорость нефтепродукта в начале и конце слива

м/с;

где P_s - давление газового пространства, Па;

P_а - атмосферное давление, Р_а= 101325 Па;

Р_кдА- давление срабатывания дыхательного клапана, Па.

Средняя скорость нефтепродукта в приемном трубороводе

Число Рейнольдса и коэффициент гидравлического сопротивления для приемного трубопровода

Так как в данном случае

где k_э - эквивалентная шероховатость, для пластиковых труб k_э =0,0003;

d-диаметр рукава автоцистерны.

,

то в среднем слив происходит зоне квадратичного трения турбулентного режима и поэтому

Уточненная величина функции по формуле

Уточненная величина коэффициента расхода

Так вновь найденное значение отличается от первоначального

Что меньше допустимой погрешности инженерных расчетов (5%), а значит уточнять величину средней скорости нет необходимости.

Площадь сечения сливного трубопровода

м²

Время полного слива автоцистерны

2.2 Гидравлический расчет всасывающей линии трубопровода

Гидравлический расчет будем вести при среднеминимальной температуре нефтепродукта Аи-92

Кинематическая вязкость ;

Длина всасывающей линии L = 70,7 м;

Наружный диаметр всасывающего трубопровода D_вс =0,063 м;

Толщина стенки трубопровода м;

Геодезическая отметка резервуара z рез = 324,7 м;

Геодезическая отметка ТРК м;

Эквивалентная шероховатость труб ;

Производительность насоса Q=0,0033

Таблица 3 - Местные сопротивления на всасывающей линии

Тип местного сопротивления	Количество
Фильтр	0	1,7
Задвижка	3	0,15
Поворотов	5	0,3

1. Находим внутренний диаметр трубопровода

(21)

2. Скорость движения потока

(22)

3. Число Рейнольдса для потока нефтепродуктов в трубопроводе

(23)

4. Критические значения числа Рейнольдса

(24)

Так как , режим турбулентный, т.е. поток нефтепродукта находится в области гидравлически гладких труб, для которой коэффициент гидравлического сопротивления вычисляется по формуле

(25)

5. Потери напора по длине трубопровода

(26)

6. Потери напора на местные сопротивления

(27)

7. Потеря напора на преодоление сил тяжести

(28)

8. Полная потеря напора на всасывающей линии

(29)

9. Проверка всасывающего трубопроводов на холодное кипение паров бензина. Условие, которое должно выполнятся, чтобы не произошло срыва потока

(30)

Па - давление насыщенных паров бензина при 26,9 С

Па - атмосферное давление.

Условие выполняется.

2.3 Расчет на прочность полиэтиленовых труб

2.3.1 Расчетные характеристики полиэтиленовых труб

Расчетное сопротивление материала труб R следует определять по формуле

, (31)

где R^H - нормативное длительное сопротивление разрушению материала труб из условия работы на внутреннее давление, R^H =1,3МПа;

K_Y - коэффициент условий работы трубопровода, K_Y =0,5;

К_с - коэффициент прочности соединения труб, К_с =0,95[13] . 

Модуль ползучести материала труб Е, принимается с учетом его изменения при длительном действии нагрузки и температуры на трубопровод по формуле

(32)

где Е₀ -- модуль-ползучести материала трубы при растяжении, Е₀ =32 МПа,в зависимости от проектируемого срока службы трубопровода и величины действующих в стенке трубы напряжений;

К_е -- коэффициент, учитывающий влияние температуры на деформационные свойства материала труб, К_е =0,40.

2.3.2 Расчет нагрузок и воздействия на трубопровод

При расчете трубопроводов следует учитывать нагрузки и воздействия, возникающие при их сооружении, испытании и эксплуатации.

Рассчитаем нормативную нагрузку от массы 1 м трубопровода

(33)

где _T - плотность материала трубопровода, кг/м³;

D - наружный диаметр трубы, м;

- толщина стенки трубы, м.

В тех случаях, когда для трубопровода требуется устройство наружной изоляции, в нормативную нагрузку q^H_T следует включать нагрузку от массы изолирующего слоя.

Нормативная вертикальная нагрузка от давления грунта на трубопровод

(34)

где _ГР - плотность грунта, кг/м³;

h - расстояние от верха трубопровода до поверхности земли, м, назначаемое из условия исключения возможности воздействия на трубопровод динамических нагрузок.

Нормативную нагрузку от гидростатического давления грунтовых вод, вызывающую всплытие трубопровода

(35)

где _В -- плотность воды с учетом растворенных в ней солей, Н/м³ (кгс/м³),

D -- наружный диаметр трубопровода с учетом изоляционного покрытия, м.

автозаправочный инвестиция нефтеперерабатывающий трубопровод

2.3.3 Проверка прочности и устойчивости подземных трубопровод

Подземные трубопроводы следует проверять по прочности и деформациям поперечного сечения.

Расчетные сопротивления материала труб для подземного трубопровода следует определять по формуле

(36)

где R-расчетное сопротивление материала труб;

К₁ - коэффициент условий прокладки подземного трубопровода, принимаемый равным 0,8 - для трубопроводов, прокладываемых в местах, труднодоступных для рытья траншей в случае его повреждения; 0,9 - для трубопроводов, прокладываемых под усовершенствованными покрытиями; 1,0 - для остальных трубопроводов.

Несущая способность подземных трубопроводов должна проверяться путем сопоставления предельно допустимых расчетных характеристик материала трубопровода с расчетными нагрузками на трубопровод, при этом внешние, нагрузки приводятся к двум эквивалентным противоположно направленным вдоль вертикального диаметра линейным нагрузкам.

Полная расчетная приведенная (эквивалентная) линейная нагрузка Р_пр

где Q -- равнодействующие расчетных вертикальных нагрузок;

-- коэффициент приведения нагрузок;

-- коэффициент, учитывающий боковое давление грунта на трубопровод.

(37)

- расчетная нагрузка на трубопровод от транспорта;

- расчетная нагрузка на трубопровод от равномерно распределенной нагрузки на поверхности засыпки.

Расчетная нагрузка на трубопровод от транспорта

(38)

где n_тр - коэффициент перегрузки от транспортных нагрузок, _тр =1,4;

q^Н_ТР - нормативное равномерно распределенное давление от транспорта, q^Н_ТР =10Н/м²;

D - наружный диаметр трубопровода, м.

Расчетная нагрузка на трубопровод от равномерно распределенной нагрузки на поверхности засыпки

(39)

(40)

где Р_ГР - параметр, характеризующий жесткость засыпки, МПа (кгс/см²), рассчитываемый по соотношению

. (41)

Р_Л--параметр, характеризующий жесткость трубопровода

(42)

где Е_ГР - модуль деформации грунта засыпки, принимаемый в зависимости от степени уплотнения грунта: для песчаных грунтов - от 8,0 до 16,0 МПа), для супесей и суглинков--от 2,0 до 6,0 МПа), для глин - от 1,2 до 2,5 МПа;

Е - модуль ползучести материала труб;

n_P -- коэффициент перегрузки от нагрузок на поверхности грунта.

(43)

Значение коэффициента приведения нагрузок следует принимать зависимости от способа опирания трубопровода на грунт:

а) для нагрузок от давления грунта: при укладке на плоское основание--0,75; при укладке на спрофилированное основание с углом охвата трубы 2а= 70°--0,55, 2а =90°-- 0,50, 2а = 120° -- 0,45;

б) для нагрузок от массы трубопровода и транспортируемого вещества: при укладке на плоское основание -- 0,75, при укладке на спрофилированное основание с углом охвата трубы 2а = 75°-- 0,35, 2а =90°-- 0,30, 2а= 120°--0,25.

Величину коэффициента , учитывающего боковое давление грунта на трубопровод, следует принимать в зависимости от степени уплотнения засыпки в пределах от 0,85 до 0,95.

Несущую способность подземных трубопроводов по условию прочности следует проверять на действие только внутреннего давления транспортируемого вещества, при этом полное расчетное приведенное (эквивалентное) напряжение _пр, МПа (кгс/см²), вычисленное в соответствии с требованиями п. 5,18 должно удовлетворять неравенству

(44)

(45)

условие выполняется.

2.4 Расчет оболочки резервуара

В горизонтальной оболочке, покоящейся на сплошном основании, под действием веса нефтепродукта и собственного веса возникают изгибающие моменты М_1, М_2, стремящиеся сплющить оболочку - увеличить горизонтальный диаметр. При наличии избыточного давления в стенках корпуса, возникают равномерно распределенные растягивающие напряжения, способствующий сохранению формы корпуса. Поэтому корпус резервуара, рассчитанный на действие изгибающих моментов, обязательно должен быть проверен на растягивающие напряжения от внутреннего избыточного давления.

Изгибающий момент, возникающий в оболочке под действием гидростатического давления нефтепродукта рамен

(46)

где R-радиус резервуара;

ц- коэффициент, зависящий от условия закрепления днища резервуара по контуру (ц=0,5-0,75).

Изгибающий момент возникающий от собственного веса оболочки ( на единицу длины оболочки)

(47)

где д- толщина стенки резервуара, плотность стали, кг/м³.

Максимальные значения моментов М_1, М₂ будут при т.е. по концам горизонтального диаметра

 (48)

Момент сопротивления определяется по формуле

(49)

Расчетное напряжение на изгиб

(50)

Подземные резервуары подвержены не только внутреннему давлению от нефтепродукта, но и наружному давлению грунта и действию вакуума.

Грунт сдавливает оболочку резервуара неравномерно. Вертикальное давление грунта

(51)

а горизонтальное

(52)

где плотность грунта;

h- расстояние от поверхности земли до рассматриваемой точки;

б -угол внутреннего трения грунта.

Для практических расчетов эллиптическую эпюру давления грунта заменяют круговой с постоянной интенсивностью давления (рисунок 13).

Рисунок 13 - Эпюра давлений грунта на горизонтальный резервуар

(53)

Величина изгибающего момента (на единицу длину оболочки) от давления грунта определяется по формуле

(54)

где -глубина заложения оси резервуара в грунт;

R- радиус оболочки резервуара.

Как указывалось выше, оболочка под влиянием внешнего давления может потерять свою форму. Это может произойти еще задолго до того, как напряжения в ней достигнуть расчетных значений. Поэтому оболочку подземного резервуара необходимо всегда проверять на устойчивость цилиндрической формы в радиальном направлении по формуле

(55)

где Е-модуль упругости;

l- расстояние между ребрами жесткости резервуара, l=1,5D.

Для устойчивости формы резервуара внешнее давление грунта должно быть меньше на величину коэффициента запаса устойчивости n, ревную

(56)

Условие выполняется.

2.5 Расчет днища резервуара на прочность

Вместимость резервуара V=50м³;

Диаметр резервуара D=2,75м;

Избыточное давление

Давление вакуума

Толщина днища

Резервуар выполнен из стали с кН/см².

При расчете на прочность будем учитывать избыточное и гидростатическое давления жидкости (бензин) =740 кг/м³. Примем угол между образующей и его осью (рисунок 14) в=60С°.

Рисунок 14 -Воздействие на коническое днище.

Суммарное гидростатическое и избыточное давление на уровне центра днища

(57)

Проверим на прочность днище

(58)

(59)

, (60)

т.о. ,

значит прочность днища достаточна.

Проверка днища на устойчивость по формуле

 (61)

(62)

=(63)

,

устойчивость днища обеспечена.

2.6 Физические свойства СУГ

Пересчет весового состава паровой фазы в молярный производится по формуле

в процентах, (64)

в долях единицы, где (65)

- массовая доля i-го компонента;

- молярная масса i-го компонента, г/моль;

;

;

или 0,664;

или 0,336;

Таким образом, состав паровой фазы в объемах (молярных) процентах и объемных долях будет равен:

С₃Н₈=66,4 (0,664);

С₄Н₁₀=33,6 (0,336);

(66)

Средняя молекулярная масса газовой смеси

(67)

- массовая доля i-го компонента;

- молярная масса i-го компонента, г/моль;

Средняя плотность газовой смеси при нормальных условиях:

а) по закону Авогадро:

(68)

б) по правилу смешения:

(69)

где с₁, с₂,……..с_n - плотность насыщенных паров компонентов широких фракций углеводородов при температуре 0 ⁰С.

Псевдокритическая (среднекритическая) температура смеси

(70)

где , ,……..- критическая температура компонентов широких фракций углеводородов при температуре 0 ⁰С.

Среднекритическое (псевдокритическое) давление

(71)

где , ,…….. - критическое давление компонентов широких фракций углеводородов при температуре 0 ⁰С.

Удельная газовая постоянная газовой смеси заданного выше состава может быть определена по правилу смещения

, (72)

где R₁, R₂, ………R_n - удельные газовые постоянные компонентов, входящих в газовую смесь.

R_см=0,664•188,68+0,336•143,08=124,53+48,65=173,2 Дж/кг•К.

Состав жидкой фазы сжиженного газа определяется в следующей последовательности.

а) Определяем общее давление равновесной системы пар-жидкость. Согласно объединенному уравнению законов Рауля и Дальтона

y_iP=x_iи_i, (73)

концентрация компонента в жидкой фазе будет

. (74)

Так как состав жидкой фазы равен

х₁+х₂+…+х_n=1,

то из предыдущих двух уравнений можно записать

, (75)

откуда общее давление системы пар-жидкость равно

, (76)

МПа,

где и₁,и₂, ………и_n - упругость компонентов газовой смеси в чистом виде берутся из справочных таблиц.

б) По уравнению

определяем состав жидкой фазы в долях единицы и процентах:

Таким образом, состав жидкой фазы в процентах и долях единицы равен:

С₃Н₈=39 (0,39);

С₄Н₁₀=61 (0,61);

.

3. Экономическая часть

Долгосрочные инвестиции в промышленное производство и транспорт составляют основу развития экономики любой отрасли. Особенно важен этот фактор для развития нефтегазодобывающей промышленности и трубопроводного транспорта, требующих значительных сумм капиталовложений.

Методика оценки экономической эффективности инвестиций - один из важнейших вопросов. Основное внимание в данной работе уделяется оценке эффективности инвестиций на предприятиях нефтеперерабатывающей промышленности.

3.1 Методика оценки экономической эффективности инвестиционных проектов

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.

Различаются:

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

- портфельные инвестиции (portfolio investment) - 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 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 (efficiency) и экономический эффект (effect).

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 (efficiency ratio) и более сложные отношения.

Анализ эффективности ИП основывается на моделировании денежных потоков (cash flow), 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.

3.1.1 Показатели эффективности инвестиционных проектов

Для оценки экономической эффективности инвестиционных проектов могут использоваться следующие критерии:

- чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- индекс доходности (ИД);

- внутренняя норма доходности (ВНД);

- срок окупаемости с учетом фактора времени (дисконтирования).

Чистый дисконтированный доход определяется как сумма следующего вида:

(1)

Или

,

где - шаги расчета;

- стоимостная оценка результата реализации проекта (приток денежных средств);

- стоимостная оценка затрат, включая капитальные вложения (отток денежных средств);

- срок жизни проекта (расчетный период);

- ставка (норма) дисконта;

- поток реальных денег для проекта в целом или отдельного его участника;

- коэффициент дисконтирования в момент времени .

Расчетный период разбивается на шаги, в пределах которых производится агрегирование данных, используемых для оценки финансовых показателей. Шаги расчета определяются их номерами (0,1…). Время в расчетном периоде измеряется в годах или долях года и отсчитывается от фиксированного момента, принимаемого за базовый (обычно в качестве базового принимается момент начала или конца нулевого шага).

Норма дисконта (привидения) отражает возможную стоимость капитала, соответствующую возможной прибыли инвестора, которую он мог получить на туже сумму капитала, вкладывая его в другом месте, при допущении, финансовые риски одинаковы для обоих вариантов инвестирования. Другими словами, норма дисконта должна являться минимальной нормой прибыли, ниже которой предприниматель счел бы инвестиции невыгодными для себя.

Для инвестиционного проекта в качестве нормы дисконта иногда используется ставка процента, которая уплачивается получателем ссуды.

Если из состава затрат исключить капитальные вложения (инвестиции) , то формула (1) примет следующий вид:

,

где - затраты на t-м шаге без учета капитальных вложений;

- дисконтированные капитальные вложения, определяемые по формуле:

(2)

Если разница между стоимостными оценками результатов и затрат постоянна в течение всего срока жизни проекта , то формула (2) может быть преобразована в следующий вид:

В данном случае величина

получена как сумма членов геометрической прогрессии.

Значения коэффициентов

и

можно получить из специальных таблиц дисконтированных величин.

Величину можно представить в виде

,

где - выручка от реализации продукции (услуг) на t-м шаге;

- амортизационные отчисления выплаты из прибыли на t-м шаге.

В свою очередь:

,

где - прибыль до налогообложения на t-м шаге.

Следовательно:

,

где - чистая прибыль на t-м шаге.

Если рассчитанный ЧДД положителен, то прибыль инвестиций выше нормы дисконта и проект следует принять. Если ЧДД равен нулю, то прибыльность равна норме дисконта. Если ЧДД меньше нуля, то прибыльность инвестиций ниже нормы дисконта и от проекта следует отказаться.

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

Индекс доходности (ИД) определяется как отношение суммы дисконтированных эффектов к сумме дисконтированных капитальных вложений:

Или

.

Индекс доходности тесно связан с ЧДД. Если ЧДД положителен, то ИД >1. Если ЧДД отрицателен, то ИД <1. Если ИД>1, то проект эффективен; если ИД <1 - неэффективен.

Внутренней нормой доходности (ВНД) называется такое положительное число , что при норме дисконта чистый дисконтированный доход проекта обращается в 0, при всех больших значениях Е - отрицателен, при всех меньших значениях Е - положителен. Если не выполнено хотя бы одно из этих условий, считается, что ВНД не существует.

Экономический смысл показателя ВНД состоит в том, что он показывает максимальную ставку платы за инвестиции, при которой они остаются безубыточными. Таким образом, ВНД может трактоваться как нижний гарантированный уровень прибыльности инвестиционных затрат.

ВНД определяется из уравнения, которое можно записать в виде:

.

Для оценки эффективности ИП значение ВНД необходимо сопоставлять с нормой дисконта Е. Инвестиционные проекты у которых ВНД >Е, имеют отрицательный ЧДД и поэтому неэффективны.

Сроком окупаемости с учетом дисконтирования называется продолжительность периода от начального момента до момента окупаемости. Моментом окупаемости с учетом дисконтирования называется тот наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого текущий ЧДД становится и в дальнейшем остается неотрицательным (иными словами, результаты реализации проекта превышают первоначальные капитальные вложения и другие затраты).

При определении срока окупаемости с учетом дисконтирования используется следующая формула:

Расчет срока окупаемости можно проводить графически.

Применение программного продукта Microsoft Excel 5.0a (русифицированная версия) позволяет автоматизировать расчет показателей ЧДД, ВНД, срок окупаемости. С этой целью используются встроенные в Ms Excel стандартные финансовые функции. При этом в качестве аргументов при проведении расчетов вводятся значения денежных потоков .

Любой инвестиционный проект должен оцениваться не изолированно, а рассматриваться с учетом его связей с другими проектами и текущей деятельностью предприятия. В простейшем случае, когда предприятие пытается реализовать только один новый инвестиционный проект, необходимо рассмотреть, по меньшей мере, две альтернативные возможности:

1) реализация проекта (ситуация «с проектом»)

2) отказ от реализации проекта (ситуация «без проекта»).

Приближенным методом оценки ИП на действующем предприятии является так называемый приростный метод. В этом случае в качестве выручки от реализации продукции, себестоимости и других показателей проекта принимается изменение соответствующих показателей по предприятию в целом, обусловленное реализацией проекта.

Для расчета денежных потоков проекта могут использоваться различные виды цен: базисные, прогнозные, мировые.

Расчет стоимости и объем строительно-монтажных работ определяем с учетом коэффициентов на проектные и изыскательные работы для строительства каждого объекта АЗС.

3.1.2 Сметная стоимость строительства и система сметных нормативов в строительстве

Сметная стоимость (сметная цена строительной продукции) является стоимостной оценкой проектных решений, определенной на основе смет, которые в свою очередь определяются на основе сметных нормативов.

Сметные нормативы - это обобщенное название комплекса сметных норм, расценок и цен, объединяемые в отдельные сборники. Вместе с правилами и положениями, содержащими в себе необходимые требования, они служат для определения сметной стоимости строительства.

Сметная стоимость является основой для определения размера капитальных вложений, финансирования строительства, формирования договорных цен на строительную продукцию, расчетов на выполненные подрядные (строительно-монтажные, ремонтно-строительные и др.) работы, оплаты расходов по приобретению оборудования и доставки его на стройки, а также возмещения других затрат за счет средств, предусмотренных сводным сметным расчетом.

Смета, и сметные нормативы, на основе которых она составляется, являются инструментом измерения технической и экономической обоснованности издержек. На необходимость сметы прямо указывают статьи №743 и №746 Гражданского Кодекса, согласно которым подрядчик обязан осуществлять строительство в соответствии с технической документацией, определяющей объем работ и со сметой, определяющей цену работ.

Таким образом, смета является совершенно необходимым инструментом для всех субъектов инвестиционной деятельности, как для подрядчика - для определения издержек и нормативной прибыли, так и для инвестора (заказчика) - для определения требуемого лимита капитальных вложений.

Через смету определяется стоимостная оценка фиксированных проектных решений на основе сметных нормативов, которые устанавливаются Госстроем России и включается в «Перечень нормативных документов по строительству, действующих на территории Российской Федерации».

Основополагающим документом, определяющим систему сметных нормативов и методику сметной стоимости строительства, являются в данное время «Методика определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации» - МДС 81-35.2004 введенное постановлением Госстроя России от 5.03.2004 №15/1.

В п.2.3. указанных в МДС 81-35.2004 приведена структура сметно-нормативной базы системы ценообразования и сметного нормирования в строительстве, которая имеет следующие виды сметных нормативов:

- Государственные сметные нормативы - ГСН;

- Отраслевые сметные нормативы - ОСН;

- Территориальные сметные нормативы - ТСН;

- Фирменные сметные нормативы - ФСН;

- Индивидуальные сметные нормативы - ИСН;

Действующая система сметных нормативов может быть классифицирована следующим образом:

Нормативы прямых затрат, которые включают в себя элементные сметные нормы и расценки, ГЭСН-2001,ГЭСНм-2001.

Элементные сметные нормы- ЭСН -84, СниР-91, включающие в себя элементные сметные нормы и расценки, ГЭСН-2001,ГЭСНм-2001.Сборники сметных цен на строительные и монтажные работы ЕРЕР-84,СНиР-91.ФЕР-2001,ТЕР-2001,ФЕРм-2001.

Сборники сметных цен на материалы и конструкции в 4 частях.

-Общие положения (указания) по применению норм и расценок СНиП 4.02-91,СНиП 4.06.-91, МДС 81-28.2001,МДС 81-29.2004.

-Нормативы накладных расходов и сметной прибыли - МДС 81-25.2001.

-Нормативы затрат на строительство временных зданий и сооружений - СНиР 4.09.91, ГСН - 81-05.2001.

-Нормативы дополнительных затрат, учитывающие отличие усредненных условий строительства, учитываемые в главах 9-12 сводного сметного расчета в процентном отношении от основных затрат или по расчету согласно решениям, принятых органами.

Например, дополнительные затраты при производстве работ в зимнее время (НДЗ-84,НДЗ-91,ГСН-81-01-02.2001), затраты на перевозку рабочих к месту строительства, резерв средств на непредвиденные работы и затраты и т.п.

Нормативы, указанные в п.1. могут быть определены как элементные, в то время как указанные в п.3-5 являются укрупненными и определяются в процентах от прямых затрат.

К укрупненным сметным нормативам относятся также: укрупненные показатели базисной стоимости по видам работ (УПБС ВР), сборники показателей стоимости на виды работ (сборники ПВР), укрупненные ресурсные нормативы (УРН) и укрупненные показатели ресурсов (УПР) по отдельным видам строительства, сметные нормы затрат на оборудование и инвентарь общественных и административных зданий (НИАЗ), сметные нормы затрат на инструмент и инвентарь производственных зданий (НИПЗ) и др.

Вместе со «Сводом правил по определению стоимости строительства в составе предпроектной и проектной сметной документации» (СП 81-01-94) все сметные нормативы образуют сметно-нормативную базу системы ценообразования и сметного нормирования в строительстве.

Объективно сложилось так, что на данные момент на территории РФ действуют 3 сметно-нормативные базы (СНБ), которые принято обозначать по году введения в действие. Это:

-Сметно-нормативная база 1984г. (СНБ-84);

-Сметно-нормативная база 1991г. (СНБ-91);

-Сметно-нормативная база 2001г. (СНБ-2001).

Сметно-нормативная база 2001г. является обязательной для объектов строящихся за счет бюджетного финансирования.

Однако для объектов трубопроводного строительства, строящихся за счет средств инвестора, ввиду отсутствия на данный момент федерального и территориального сборника ФЕР (ТЕР) № 25 «Магистральные и промысловые трубопроводы», инвестором ОАО «Татнефть» принято решение определять сметную стоимость по СНБ-84 (ЕРЕР №25), базисно-индексным способом, с пересчетом в текущий уровень цен по индексам, установленным Росстроем России.

В этом случае сметные нормативы 1984г. рассматриваются как фирменные, на их основе и выполнены прилагаемые сметы.

Сметная стоимость строительства может определяться в следующих уровнях цен: базисном и текущем.

Базисный уровень цен, определяется на основе сметных норм и цен, установленных на фиксированную дату введения их в действие (на1.01.1984, 1.01.1991,1.01.2000г.);

Текущий (прогнозный) уровень цен, определяется на основе цен, сложившихся ко времени составления цен или прогнозируемых к периоду осуществления строительства.

Базисно-индексный метод основан на использовании системы текущих и прогнозных индексов по отношению к стоимости, определенной в базисном уровне. Для объектов, строительство которых финансируется за счет бюджета, применяются индексы, устанавливаемые Госстроем России или Региональными центрами по ценообразованию в строительстве (РЦЦС).

Сводный сметный расчет стоимости строительства

ООО «АЗС-Строй»

Сметная стоимость 103532,8 тыс. руб.

Составлен в ценах по состоянию на 2015г.

ООО « АЗС-Строй»

(наименование организации)

СВОДНЫЙ СМЕТНЫЙ РАСЧЕТ СТОИМОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА

«МАЗС на а/д Урал М-5 1265км,н.п.Александровка»

Таблица 7

№ пп	Номера сметных расчетов и смет	Наименование глав, объектов, работ и затрат	Общая сметная стоимость тыс. руб.
			строительных работ
1	2	3	4
1	ЛС №2-1/1 ЛС №2-6/8	Основные объекты строительства МАЗС	27544,5
		Итого по Главе 2	27544,5
		Итого по Главам 1-2	27544,5
	СМР=8,56; ОБ=3,12
2	ЛС №4-1/1 - ЛС №41/10	Объекты энергетического хозяйства	8121,4
		Итого по Главе 4	8121,4
		Итого по Главам 1-4	35665,9
3	ЛС №6-1/1 - ЛС №6- 2/1	Наружные сети и сооружения водоснабжения	3921,1
		Итого по Главе 6	3921,1
		Итого по Главам 1-6	39586,1
4	ЛС №7 - 1/1 - ЛС №7 - 1/6	Благоустройство и озеленение территории	23121,7
		Итого по Главе 7	23121,7
		Итого по Главам 1-7	62707,8
5	ГСН 81-05-01 2001 п.5.9	Временные здания и сооружения	895,8
		Итого по Главе 8	895,8
		Итого по Главе 1-8	63603,6
6	ГСН 81-05-02-2001 п.6.2 ГС РФ НДС -81-1-91	Прочие работы и затраты	4261,8
		Итого по Главе 9	4261,8
		Итого по Главам 1-9	67865,4
7	смета	Проектные работы и изыскательние работы	2395,0
		Итого по Главе 12	2395,0
		Итого по Главам 1-12	70260,4
8	МДС 81-35.2004,п.3.5.9.1	Непредвиденные затраты 3%	1145,9
		Итого с непредвиденными затратами	71406,3
9	(аналог)	Дополнительные затраты в текущих ценах	16327,1
		Итого с дополнительными затратами	87733,3
10	Зак.РФ №63-ФЗ от 25.04.95г.	Налог на добавленную стоимость НДС 18%	15792,0
		Итого по сводному сметному расчету:	103525,3
		Всего по сводному сметному расчету :	103532,8

4. Безопасность и экологичность проекта

4.1 Общие сведения о проектируемом объекте

Автозаправочная станция предназначена для заправки легкового и грузового автотранспорта шестью видами жидкого моторного топлива: Аи-95, Аи-92, Аи-80 и ДТ, ДТ-Евро, ДТ (зимнее), а также сжиженным углеводородным газом. Завоз топлива осуществляется автомобильным транспортом (бензовозами и газовозами) объемом секций до 9 м³.

В целях экологической безопасности все объекты МАЗС расположены на отдельных площадках.

Для исключения выбросов паровоздушной смеси топлива в атмосферу при сливных операциях применена линия рециркуляции паров по схеме «резервуар - автоцистерна» и линия возврата паров «бензобак - резервуар».

Для сбора возможных проливов при топлива из автоцистерны предусмотрена аварийная емкость V=10м³ с соответствующим оборудованием.

Проектом предусмотрен замкнутый трубопровод рециркуляции паров жидкого моторного топлива по схемам «Резервуар - АЦ», «ТРК - Резервуар», максимально исключающий загазованность АЗС, а также система деаэрации паров топлива и аварийного резервуаров сведенная в вентиляционную группу, расположенную на отдельной площадке. Трубопроводы деаэрации выведены на 4,5м над уровнем площадки, оборудованы дыхательными клапанами с огневым предохранителем и запорной арматурой, которая закрыта в режиме заправки автомобилей и открыта на соответствующей линии во время слива топлива из автоцистерны. Данная система является системой закольцовки паров бензина.

Также предусмотрена система закольцовки паров сжиженного углеводородного газа.

Рельеф местности спокойный ровный. Абсолютные отметки колеблются от 324,11 до 325,17м. Организация рельефа площадки решена методом проектных горизонталей с учетом стока поверхностных вод, расположения внутриплощадочных проездов и типа покрытия.

Технологические трубопроводы прокладываются подземно.

Наружное пожаротушение автозаправочного комплекса в количестве 14,2л/сек предусматривается: передвижной пожарной техникой от четырех пожарных резервуаров общей емкостью 200м³, а также при помощи первичных средств пожаротушения, расположенных у мест заправок. Также проектом предусмотрено устройство системы водяного орошения площадки автоцистерны СУГ.

Хозяйственно-бытовые стоки самотеком отводятся в проектируемый выгреб V=5м³, расположенный на территории АЗС, с последующим вывозом на действующие очистные сооружения района.

Атмосферные осадки с территории АЗС отводятся по подземной сети в резервуар - сборник V=25м³ с последующей очисткой в локальной очистной установке сточных вод «БЛИК -2К». После очистки поверхностные воды поступают в резервуар - сборник V=10м³, для использования поливов территории.

4.2 Промышленная безопасность

4.2.1Санитарно-защитные мероприятия

Безопасная эксплуатация объектов, сооружений и оборудования АЗС обеспечивается выполнением требований межотраслевых правил по охране труда при эксплуатации нефтебаз, складов ГСМ, стационарных и передвижных автозаправочных станций, в строгом соответствии с «Правилами технической эксплуатации автозаправочных станций (АЗС)» и законодательств по охране труда при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения.

Общее руководство работой по охране труда возлагается на руководителя организации. При организации работ по охране труда на АЗС следует учитывать опасные свойства нефтепродуктов: испаряемость, токсичность, способность электризоваться, высокая взрывопожароопасность.

4.2.2 Опасные свойства бензина

Бензин относится к легковоспламеняющимся жидкостям (ЛВЖ) и представляет собой прозрачный летучий нефтепродукт с характерным запахом. Скорость распространения пламени по поверхности зеркала бензина при обычных условиях составляет от 10 до 15 м/с. ПДК - 100мг/м3.

Человек с нормальным обонянием ощущает запах паров бензина при концентрациях их в воздухе около 400 мг/м3. Легкое отравление парами бензина может наступить после 5-10 мин. пребывания человека в атмосфере с концентрацией паров бензина в пределах от 900 до 3612 мг/м3. При отравлении парами бензина появляются головная боль, головокружение, сердцебиение, психическое возбуждение, беспричинная вялость, мышечные судороги, кашель, раздражение слизистых оболочек носа, глаз. Кроме того, первыми признаками острого отравления парами бензина являются понижение температуры тела, замедление пульса и другие симптомы.

При концентрации паров бензина в воздухе свыше 2,2% (30г/м3) после 10-12 вдохов человек теряет сознание; свыше 3% (40г/м3) происходит молниеносное отравление (2-3 вдоха) - быстрая потеря сознания и смерть.

С повышением температуры бензина или окружающей среды сила токсического воздействия бензина резко повышается. При воздействии на кожу бензин может вызвать кожные заболевания - дерматиты и экземы. Бензин не накапливается в организме, но ядовитые вещества, растворенные в нем (тетраэтилсвинец), остаются в организме.

4.2.3 Оказание первой помощи при отравлении парами бензина

При отравлении парами бензинов пострадавшего необходимо вынести на свежий воздух, освободить от стесняющей одежды, растереть конечности для улучшения циркуляции крови, напоить крепким кофе или чаем. В холодное время года важно согреть пострадавшего. При попадании бензина через рот следует промыть желудок 1,5-2л воды с 1-ой ст. ложкой питьевой соды, вызвать рвоту. В тяжелых случаях необходимо вызвать врача, до его прибытия обеспечить вдыхание кислорода, паров нашатырного спирта, при необходимости провести искусственное дыхание.

4.2.4 Меры безопасности при работе с дизельным топливом

Меры предосторожности при работе с дизельным топливом такие же, как и при работе с бензином. При загорании топлива следует применять распыленную воду, пену углекислый газ, перегретый пар. При попадании на кожу дизтопливо следует смывать теплой водой с мылом.

4.2.5 Охрана труда и техника безопасности

Все работники и специалисты, поступающие на АЗС, допускаются к самостоятельной работе после прохождения вводного инструктажа по охране труда, обучения, стажировки на рабочем месте и последующей проверки полученных знаний специальной квалификационной комиссией.

Работники, допущенные к самостоятельной работе, проходят повторный периодический инструктаж по правилам охраны труда и техники безопасности. Повторный инструктаж и обучение для работников АЗС проводится ежеквартально, а для специалистов - не реже одного раза в полугодие. По окончании обучения работники должны сдать экзамены на знание правил техники безопасности, инструкций по эксплуатации оборудования, пожарной безопасности и электробезопасности в рамках выполнения своих служебных обязанностей. Лица, не достигшие 18 лет, и беременные женщины к обслуживанию АЗС по основному производству не допускаются.

В помещении операторной на видном месте должны быть вывешены технологическая схема всех инженерных коммуникаций АЗС и плакаты по безопасному ведению работ. Все работники обеспечиваются инструкциями по охране труда, утвержденными в установленном порядке, а также средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, спецобувью согласно установленным перечням и нормам. Весь персонал обучается способам оказания первой помощи пострадавшим при несчастных случаях.

Для выполнения положений, предусмотренных действующими нормативными документами, проектом предлагаются следующие мероприятия по охране труда и технике безопасности:

- размещение оборудования выполнено в строгом соответствии с действующими нормами технологического проектирования, с соблюдением нормативных расстояний между оборудованием, зданиями и сооружениями;

- слив топлива в подземные резервуары герметизирован, с исключением падающей струи, осуществляется через сливные муфты с быстросъемными заглушками в присутствии заправщика и оператора АЗС при наличии заземления АЦ и с выключенным двигателем АЦ;

- управление колонками осуществляется дистанционно из помещения операторной АЗС;

- ТРК оборудованы устройствами автоматического отключения при полном баке автомобиля клиента и предохранительными расцепителями;

- для исключения движения огня по трубопроводам все технологические узлы и модули обеспечены огнепреградителями, быстродействующими на закрытие предохранительными клапанами и запорной арматурой;

- электрооборудование, кабельная продукция, пусковая аппаратура приняты во взрывобезопасном исполнении;

- предусматривается защитное заземление нетоковедущих частей электрооборудования;

- оптимальные планировочные решения, размещение оборудования, конструктивные особенности зданий и сооружений предполагают рациональную организацию рабочих мест;

- предусмотрена установка на территории АЗС необходимых дорожных, информационных и предупредительных знаков;

- скорость движения автотранспорта по территории АЗС ограничена до 5 км/час;

- в проекте предусмотрены системы пожарной и охранной сигнализации;

- освещение рабочих мест принято расчетное в соответствии с нормативными документами;

- крышки люков резервуаров и колодцев, сливные муфты, наконечники шлангов выполняются из искробезопасных материалов.

- предусмотрен непрерывный автоматический контроль за концентрацией паров бензина с подачей светового и звукового сигнала и отключением электрического питания насосов линии выдачи;

- все показатели работы технологического оборудования выведены в операторную АЗС;

- покрытие всех проездов предусмотрено бензомаслостойким из асфальтобетона, по всему периметру АЗС ограждается бордюрным камнем высотой 150мм;

- проектом предусмотрены первичные средства пожаротушения в соответствии с ППБ 01-03.

При проведении любых ремонтных работ или мероприятий по техническому обслуживанию оборудования АЗС должна временно прекратить свою работу по заправке автомобилей.

Работы по зачистке емкостей от грязи должны выполняться звеном не менее двух человек с применением противогаза и омедненного инструмента. На все виды работ должны быть разработаны инструкции, а персонал - обучен и проинструктирован с записью в специальном журнале, иметь соответствующий допуск с указанием в нем ответственного за проведение работ лица.

На территории АЗС не допускается:

- курить и пользоваться открытым огнем;

- производить какие-либо работы, не связанные с приемом, хранением, и отпуском топлива;

- хранить в помещении легковоспламеняющиеся жидкости (ЛВЖ);

- мыть руки, стирать одежду и протирать полы помещений ЛВЖ;

- заправлять транспорт, водители которого находятся в нетрезвом состоянии;

- отпускать топливо в полиэтиленовые канистры и стеклянную тару;

- производить слив топлива двух и более АЦ одновременно.

4.2.6 Требования охраны труда в аварийных ситуациях

Аварийной ситуацией на АЗС следует считать:

- загорание АЗС;

- неисправность в электрооборудовании;

- утечки нефтепродукта из топливораздаточной колонки, резервуара;

- загазованность в здании и в рабочей зоне вне помещения (свыше ПДК=100 мг/м3);

- пролив и перелив при приеме нефтепродуктов.

Во всех аварийных ситуациях следует немедленно отключить общий рубильник, прекратить заправку автомашин, освободить территорию АЗС от автомобильной техники, оповестить руководство организации, вызвать аварийную бригаду, сделать соответствующие записи в журнале. При возникновении пожара необходимо вызвать пожарную команду, оповестить поставщиков нефтепродуктов, приступить к тушению пожара имеющимися средствами.

При проливе (переливе) нефтепродуктов прекратить все технологические операции, локализовать и удалить пролитый нефтепродукт, место пролива засыпать песком.

4.2.7 Организация и условия труда работников АЗС

Технологический процесс АЗС состоит из следующих основных видов работ:

1. Прием и слив ЖМТ через сливную ванну в заглубленные резервуары и прием и слив СУГ из автоцистерны в резервуары для хранения сжиженного углеводородного газа.

2. Хранение нефтепродуктов по маркам в заглубленных резервуарах.

3. Выдача нефтепродуктов через раздаточные колонки потребителю.

4. Мойка легковых автомобилей в проектируемом помещении автомойки с соответствующим оборудованием, системой вентиляции, водоснабжения и канализации.

Все работники обеспечены санитарно-бытовыми помещениями, состав и площади которых определены из требований санитарных норм, технологии производства и с учетом пожеланий заказчика. В проектируемом здании операторной предусмотрены отдельные бытовые помещения для персонала АЗС и персонала автомойки, душевая, санузлы с умывальниками, кладовая для хранения инвентаря и помещение для посетителей.

Отопление, вентиляция, освещение рабочих мест и помещений выполнено в соответствии с нормативными документами.

Водоснабжение - централизованное от проектируемого водовода. Подогрев воды - при помощи электроводоподогревателей, отопление помещений - автономное при помощи электрического котла.

Для выполнения своих функций работники АЗС и автомойки обеспечиваются спецодеждой, спецобувью и средствами индивидуальной защиты в соответствии с действующими нормами и, при необходимости, специальными приспособлении.

На АЗС предусмотрена громкоговорящая связь. Предусмотрена также телефонная связь с основным диспетчерским пунктом, с поставщиками топлива, ближайшей пожарной частью и правоохранительными органами. Номера телефонов экстренного вызова должны быть указаны на планах локализации и ликвидации аварий и пожаров, вывешены на видном месте в помещении операторной АЗС.

В бытовых помещениях необходимо предусмотреть аптечки с набором необходимых медикаментов для оказания первой помощи пострадавшим.

4.3 Мероприятия по предотвращению пожаров

Все сооружения АЗС запроектированы в соответствии с требованиями СНиП II-89-80*, НПБ 111-98* и ППБ 01-03 с соблюдением противопожарных и санитарных норм проектирования. Площадка расположена на расстоянии 5м от автодороги с твердым покрытием на которой предполагается строительство трубопровода водоснабжения Ду-300мм. Ближайший проектируемый колодец с пожарным гидрантом будет расположен на расстоянии 20 м. от въезда на проектируемую МАЗС. Проектом предлагается строительство четырех подземных емкостей V=50 м³ каждая для обеспечения АЗС запасом воды на случай пожара на период строительства централизованного водоснабжения. Проектом предусмотрено два заезда на территорию МАЗС.

4.3.1 Общие требования пожарной безопасности

К работе на АЗС должны допускаться работники только после прохождения противопожарного инструктажа по предупреждению и тушению возможных пожаров на объекте.

На АЗС приказом по подразделению должно быть назначено лицо, ответственное за пожарную безопасность объекта. На видных местах как в помещениях, так и на территории АЗС должны быть вывешены таблички с номерами телефонов пожарной охраны.

Для персонала АЗС в установленном порядке должны быть разработаны инструкции о мерах пожарной безопасности ведения любых работ для каждого участка АЗС в соответствии с приложением 1, ППБ 01-03.

На АЗС распорядительным документом должен быть установлен противопожарный режим:

- определены и оборудованы места для курения;

- установлен порядок уборки горючих продуктов, хранения промасленной спецодежды;

- определен порядок обесточивания электрического оборудования по окончании рабочего дня и при пожаре;

- разработан план локализации и ликвидации пожароопасных ситуаций и пожаров на АЗС.

- определен перечень и назначение журналов регистрации, учета и сменных журналов.

Регламентированы:

- порядок проведения временных огневых и других пожароопасных работ;

- порядок осмотра и закрытия помещений после окончания работы;

- действия работников при обнаружении пожара;

- определен порядок и сроки прохождения противопожарного инструктажа и занятий по пожарно-техническому минимуму, а также назначены ответственные лица за их проведение;

4.3.2 Здание операторной и мойки автомобилей

Категория здания операторной и мойки легковых автомобилей в соответствии с НПБ 105-03 принята «Д», класс по ПУЭ - невзрыво- и непожароопасный. Степень огнестойкости здания - IV. Строительный объем составляет 1123 м3 < 5000м3, что позволяет не предусматривать внутренний противопожарный водовод согласно нормам и правилам[11] .

Для охраны материальных ценностей и раннего обнаружения возгорания в помещениях операторной и мойки предусмотрена система пожарной сигнализации с выводом сигналов на центральный пульт операторной, установлены звуковые и световые извещатели.

С целью локализации местных очагов пожара в соответствии с НПБ 01-03, приложение 3, таблицы 1, 2 для помещений категории «В» и «Д» и пожара класса А предусмотрены следующие типы огнетушителей:

- порошковые ОП-5, вместимостью 5л, заряд класса АВС(Е) - 2шт;

- воздушно-пенные ОВП-10, вместимостью 10л, заряд класса АВС(Е) - 2шт;

- углекислотные ОУ-5, вместимостью 5л - 2шт.

4.3.3 Технологическая площадка АЗС

Автозаправочная станция отнесена ко второй группе по пожарной опасности. Взрывоопасные установки проектируемой МАЗС и характеристика топлива представлены в таблице 4 и таблице 5 соответственно.

Таблица 4 - Взрывоопасные установки МАЗС

Наименование установки	Категория по НПБ-105-03	Класс по ПУЭ-2002
Топливораздаточные колонки (бензин и дизельное топливо)	Ан	В-1г
Резервуары для приема и хранения ЛВЖ подземные (шахты)	Ан	В-1г
Площадка для автоцистерн при сливе топлива, сливная ванна	Ан	В-1г
Дыхательные устройства	Ан	В-1г

Таблица 5 - Характеристика топлива по взрывоопасности

№	Показатели пожаровзрыво опасности бензина	Аи-80	Аи-92	Аи-95	СУГ
1	Группа горючести	ЛВЖ	ЛВЖ	ЛВЖ	ЛВЖ
2	Концентрационные пределы распространения пламени, % объемные	Нижний - 0,76 Верхний - 5,16	Нижний - 0,76 Верхний- 5,16	Нижний - 0,76 Верхний- 5,16	Нижний - 0,76 Верхний- 5,16

Так же проектом предусмотрены следующие противопожарные мероприятия на АЗС:

- устройство дорог с твердым покрытием, радиусы их поворота обеспечивают возможность свободной эвакуации людей, транспортных средств, а также заезд пожарной техники;

- герметичный слив топлива из АЦ в резервуары обеспечивается быстроразъемными муфтами в герметичной ванне, которая обеспечена приямком для сбора и удаления возможных проливов по проектируемому трубопроводу в подземную аварийную емкость V=10м3;

- применено технологическое оборудование заводского изготовления, исключающее проливы горючих материалов при работе в пределах параметров рабочего режима эксплуатации;

...