дипломный проект. пояснительная записка мой диплом. Проект реконструкции нефтебазы ао орал Мунай Онимдери

• Название: Проект реконструкции нефтебазы ао орал Мунай Онимдери
• Анкор: дипломный проект
• Дата: 04.09.2022
• Размер: 0.68 Mb.
• Имя файла: пояснительная записка мой диплом.doc
• Тип: Реферат; #661495
• страница: 3 из 3

Гидравлический расчет всасывающей линии

Исходные данные:

Кинематическая вязкость: ₂₀ = 0,4·10^-4 м²/с

Плотность: ₂₀ = 860 кг/м³

Длина всасывающей линии: L_вс = 38 м

Местные сопротивления на всасывающей линии.

Тип местного сопротивления	Количество	вс
Фильтр	1	1,7
Задвижка	4	0,15
Поворот под 90о	1	0,23

Наружный диаметр всасывающего трубопровода: d_вс.н = 156 мм

Толщина стенки трубопровода: δ = 3 мм

Геодезическая отметка железнодорожной эстакады: z₁ = 75,5 м

Геодезическая отметка насосной станции: z₂ = 75 м

Эквивалентная шероховатость труб: k_э = 0,05 мм
1. Внутренний диаметр трубопровода:

(2.1)

м

2. Скорость движения потока:

(2.2)

м/с

3. Число Рейнольдса для потока нефтепродукта в трубопроводе:

(2.3)



4. Критические значения числа Рейнольдса:

(2.4)



5. Коэффициент гидравлического сопротивления

Из расчета видно, что Reкр1, т.е. поток нефтепродукта находится в области гидравлических гладких труб, для которой коэффициент гидравлического сопротивления  вычисляется по формуле Блазиуса:

(2.5)



6. Приведённая длина трубопровода:

(2.6) м

7. Потери напора по длине трубопровода:

; (2.7)

м

8. Потеря напора на преодоление сил тяжести:

(2.8)

м

9. Полная потеря напора на всасывающей линии:

(2.9)

м
Гидравлический расчет нагнетательной линии

Исходные данные:

Кинематическая вязкость: ₂₀ = 0,4·10^-4 м²/с

Плотность: ₂₀ = 860 кг/м³

Длина всасывающей линии: L_вс = 175 м

Местные сопротивления на нагнетательной линии.

Тип местного сопротивления	Количество	нг
Вход в резервуар	1	1
Задвижка	3	0,15
Поворот под 90о	2	0,23

Наружный диаметр нагнетательного трубопровода: d_нг.н = 156 мм

Толщина стенки трубопровода: δ = 3 мм

Геодезическая отметка резервуара: z₃ = 75 м

Геодезическая отметка насосной станции: z₂ = 75 м

Эквивалентная шероховатость труб: k_э = 0,05 мм
1. Внутренний диаметр трубопровода:

(2.1)

м

2. Скорость движения потока:

(2.2)

м/с

3. Число Рейнольдса для потока нефтепродукта в трубопроводе :

(2.3)



4. Критические значения числа Рейнольдса:

(2.4)



5. Коэффициент гидравлического сопротивления

Из расчета видно, что Reкр1, т.е. поток нефтепродукта находится в области гидравлических гладких труб, для которой коэффициент гидравлического сопротивления  вычисляется по формуле Блазиуса:

(2.5)



6. Приведённая длина трубопровода:

(2.6)

м

7. Потери напора по длине трубопровода:

; (2.7)

м

8. Потеря напора на преодоление сил тяжести:

(2.8)

м

9. Полная потеря напора на нагнетательной линии:

(2.9)

м

Выбор насоса

Насос должен обеспечить напор, равный сумме потерь на всасывающей и нагнетательной линиях.

(2.10)

м

Выбираю центробежный насос 8НВвН
2.1.2 Гидравлический расчет трубопровода,

соединяющего железнодорожную эстакаду для светлых нефтепродуктов

с резервуаром для хранения бензина
Гидравлический расчет всасывающей линии

Исходные данные:

Кинематическая вязкость: ₂₀ = 0,0063·10^-4 м²/с

Плотность: ₂₀ = 740 кг/м³

Длина всасывающей линии: L_вс = 38 м

Местные сопротивления на всасывающей линии.

Тип местного сопротивления	Количество	вс
Фильтр	1	1,7
Задвижка	4	0,15
Поворот под 90о	1	0,23

Наружный диаметр нагнетательного трубопровода: d_нг.н = 156 мм

Толщина стенки трубопровода: δ = 3 мм

Геодезическая отметка железнодорожной эстакады: z₁ = 75,5м

Геодезическая отметка насосной станции: z₂ = 75 м

Эквивалентная шероховатость для труб: k_э = 0,05 мм
1. Внутренний диаметр трубопровода:

(2.1)

м

2. Скорость движения потока:

(2.2)

м/с

3. Число Рейнольдса для потока нефтепродукта в трубопроводе:

(2.3)



4. Критические значения числа Рейнольдса:

(2.4)



(2.5)



5. Коэффициент гидравлического сопротивления

Из расчета видно, что Re_кр1кр2, т.е. поток нефтепродукта находится в области смешанного трения, для которой коэффициент гидравлического сопротивления  вычисляется по формуле Альтшуля :

(2.6)



6. Приведённая длина трубопровода:

(2.7)

м

7. Потери напора по длине трубопровода:

; (2.8)

м

8. Потеря напора на преодоление сил тяжести:

(2.9)

м

9. Полная потеря напора на всасывающей линии:

(2.10)

м
Гидравлический расчет нагнетательной линии

Исходные данные:

Кинематическая вязкость: ₂₀ = 0,0063·10^-4 м²/с

Плотность: ₂₀ = 740 кг/м³

Длина нагнетательной линии: L_нг = 167 м

Местные сопротивления на нагнетательной линии.

Тип местного сопротивления	Количество	нг
Вход в резервуар	1	1
Задвижка	3	0,15
Поворот под 90о	2	0,23

Внутренний диаметр нагнетательного трубопровода: d_нг = 150 мм

Толщина стенки трубопровода: δ = 3 мм

Геодезическая отметка резервуара: z₁ = 75,5 м

Геодезическая отметка насосной станции: z₂ = 75 м

Эквивалентная шероховатость для труб: k_э = 0,05 мм
1. Внутренний диаметр трубопровода:

(2.1)

м

2. Скорость движения потока:

(2.2) м

3. Число Рейнольдса для потока нефтепродукта в трубопроводе:

(2.3)



4. Критические значения числа Рейнольдса:

(2.4)



(2.5)



5. Коэффициент гидравлического сопротивления

Из расчета видно, что Re_кр1кр2, т.е. поток нефтепродукта находится в области смешанного трения, для которой коэффициент гидравлического сопротивления  вычисляется по формуле Альтшуля :

(2.6)



6. Приведённая длина трубопровода:

(2.7)

м

7. Потери напора по длине трубопровода:

; (2.8)

м

8. Потеря напора на преодоление сил тяжести:

(2.9)

м

9. Полная потеря напора на всасывающей линии:

(2.10)

м
Выбор насоса

Насос должен обеспечить напор, равный сумме потерь на всасывающей и нагнетательной линиях.

(2.11)

м

Выбираю центробежный насос 8НВвН

4.БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

4.1 Опасные и вредные производственные факторы
Нефтебазы - сложные многофункциональ­ные системы с объектами различного производственного назначения, обеспечивающие хранение, приём и отпуск нефте­продуктов, многие из которых токсичны, имеют низкую теплоту испарения, способны электризоваться, пожаровзрывоопас­ны. В связи с этим работающие на нефтебазах могут быть подвержены воздействию различных физических и хими­ческих опасных и вредных производственных факторов .

Основные физические опасные и вредные произ­водственные факторы:

движущиеся машины и механизмы, подвижные части производственного оборудования;

- повышенная или пониженная температура поверхностей оборудования, нефтепродуктов;

- повышенная или пониженная температура воздуха рабо­чей зоны;

- повышенный уровень шума на рабочем месте;

- повышенный уровень вибрации;

- повышенная или пониженная влажность воздуха;

- повышенная (пониженная) подвижность воздуха;

- повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека;

- повышенный уровень статического электричества;

- недостаточная освещённость рабочей зоны;

- расположение рабочего места на значительной высоте
4.2. Требования безопасности, предъявляемые к организации производственных процессов
Требования безопасности производственных процес­сов - по ГОСТ 12.3.002 .

Безопасность производственных процессов на нефтебазах достигается предупреждением опасной ава­рийной ситуации и должна быть обеспечена:

– применением технологических процессов приёма, хране­ния, отпуска и учета нефтепродуктов, в соответствии с дей­ствующими правилами и инструкциями;

– применением производственного оборудования, удов­летворяющего требованиям нормативной документации и не яв­ляющегося источником травматизма и профессиональных за­болеваний;

– обустройством территории нефтебаз;

– применением надежно действующих и регулярно прове­ряемых контрольно-измерительных приборов, устройств противоаварийной защиты, средств получения, переработки и пе­редачи информации;

– применением быстродействующей герметичной запорной и регулирующей арматуры и средств локализации опасных и вредных производственных факторов;

– рациональным размещением производственного оборудо­вания и организацией рабочих мест;

– профессиональным отбором, обучением работников, про­веркой их знаний и навыков безопасности труда;

– применением средств защиты работников;

– осуществлением технических и организационных мер по предотвращению взрыва и противопожарной защите;

– соблюдением установленного порядка и организованнос­ти на каждом рабочем месте, высокой технологической и тру­довой дисциплины.

Производство работ в местах, где имеется или мо­жет возникнуть повышенная производственная опасность, дол­жно осуществляться по наряду-допуску. Перечень таких ра­бот, а также перечни должностей специалистов, имеющих право выдавать наряд-допуск и руководить этими работами, утверж­даются главным инженером нефтебазы.

Производство работ повышенной опасности долж­но осуществляться в соответствии с инструкцией, устанавли­вающей требования к организации и безопасному проведению таких работ, а также утверждённым порядком оформления нарядов-допусков.

Для взрывоопасных технологических процессов дол­жны предусматриваться автоматические системы противоаварийной защиты, предупреждающие образование взрывоопас­ной среды и другие аварийные ситуации при отклонении от предусмотренных регламентом предельно допустимых пара­метров во всех режимах работы и обеспечивающие безопас­ную остановку или перевод процесса в безопасное состояние.
4.3 Требования к эксплуатации железнодорожной эстакады
- Общие требования безопасности, устанавливаемые при строительстве железнодорожных сливоналивных эстакад, должны соответствовать СНиП 2.11.03-93.[21]

- Расстояние от оси железнодорожного пути, по которому предусматривается движение локомотивов, до оси ближайшего пути со сливоналивной эстакадой должно быть не менее 20 м, если температура вспышки сливаемых или наливаемых нефтепродуктов 120 °С и ниже и не менее 10 м, если температура вспышки выше 120 °С.

На железнодорожных путях сливоналивных эстакад, расположенных на электрифицированных железных дорогах, необходимо устанавливать два изолирующих стыка:

первый – за пределами фронта слива, второй – у стрел­е тупика.

Не допускается предусматривать железнодорожный путь со сливоналивной эстакадой для сквозного проезда локомо­тивов.

Подача маршрута с нефтепродуктами на эстакаду должно производиться только вагонами-цистернами вперед или при помощи обгонного пути, или с вытяжного пути. Заход ло­комотива на тупиковые пути эстакады не допускается.

- По обе стороны от сливоналивных устройств или отдельно стоящих на железнодорожных путях стояков (на расстояние двух двуосных или одного четырёхосного вагонов) должны быть установлены сигнальные знаки – контрольные столбики, за которые запрещается заходить локомотивам.

- К сливоналивным эстакадам должны быть пре­дусмотрены пешеходные дорожки с твёрдым покрытием ши­риной не менее 0,75 м. Пешеходные дорожки следует преду­сматривать к тopцaам каждой эстакады, а в местах пересечения с железнодорожными путями – сплошные настилы в уровень с головками рельсов.

- Площади (открытая или под навесом), занятая сли­воналивной эстакадой или одиночными сливоналивными устройствами, должна иметь твердо водонепроницаемое покрытие, ограждённое по периметру бортиком высотой 200 м, и иметь уклон не менее 2% в сторону лотков, которые в свою очередь должны предусматриваться с уклоном 0,5% к сбор­ным колодцам (приямкам), располагаемым на расстоянии не более 50 м. Эти лотки, как правило, должны располагаться с внешней стороны железнодорожных путей, выполняться из несгораемых материалов и перекрываться съёмными ме­таллическими решётками.

- Сливоналивные эстакады должны иметь лестницы из несгораемых материалов, размещённые в торцах, а также по длине эстакад на расстоянии не более 100 м. Лестницы должны иметь ширину не менее 0,7 м и предусматриваться с уклоном не более 45°. На эстакадах следует предусматривать площадки с перилами для обслуживании сливоналивных уст­ройств.

Лестницы, площадки обслуживания на эстакадах и эста­кады должны иметь перила высотой 1 м со сплошной обшив­кой.

- Железнодорожные вагоны-цистерны под налив дол­жны подаваться и выводиться плавно, без толчков и рывков.

- Торможение железнодорожных вагонов-цистерн металлическими башмаками на территории железнодорож­ной сливоналивной эстакады не допускается. Для этой цели должны применяться только деревянные подкладки.

- Откидные мостики сливоналивной эстакады дол­жны иметь деревянные подушки с потайными болтами или – резиновые подкладки.

- Расстояние от площадки обслуживания эстака­ды до маховиков задвижек, рукояток кранов и подъёмных механизмов наливных шлангов должно быть удобным для работы и составлять не более 1,5 м.

- Освещение эстакад – прожекторное. Местное освещение допускается при условии применения взрывобезопасных аккумуляторных фонарей.

- Стояки, рукава, сальники, фланцевые соедине­ния трубопровода должны быть полностью герметичными, стояки должны быть пронумерованы.

- Управление установкой УВСН-100 должно осуществляться персоналом прошедшим и сдавшим техминимум пользования УВСН-100;перед подачей на установку питающего напряжения необходимо убедиться, что все узлы установки заземлены; категорически запрещается вскрывать, ремонтировать и оставлять узлы и комплектующие установки предварительно не обесточив и не отключив установку от систем подачи наливаемого продукта и напорного коллектора эстакады.

- Не допускаются удары при открывании и закрыва­нии крышек люков цистерн. Не разрешается производить сливоналивные операции с цистернами, облитыми нефтепродукта­ми и горючими жидкостями.

- Крышки люков после сливоналивных операций и замера уровня нефтепродукта в вагоне-цистерне должны быть герметически закрыты.

- При работах на эстакаде должен применяться инструмент, исключающий искрообразование.

- Во время наливных операций нельзя допускать переполнения цистерн.

- Налив легковоспламеняющихся жидкостей в ци­стерны должен производиться равномерной струёй под уро­вень жидкости.

- На территории эстакады нельзя допускать раз­лива нефтепродуктов.

- При открывании крышки люка цистерны с не­фтепродуктом работник должен располагаться относитель­но люка с наветренной стороны.

- Слив и налив железнодорожных цистерн, а так­же замер в них уровня нефтепродуктов на электрифициро­ванных железнодорожных тупиках без отключения контактной сети запрещается. Отключение и включение контактной сети производится соответствующей службой железной дороги по заявке предприятия.

- Ремонт цистерн на территории сливоналивной эстакады запрещается.

- Эстакада и ее территория должны содержаться в чистоте. Загромождение эстакады посторонними предметами запрещается.

- Отогревать трубопроводы, задвижки и спусковые устройства открытым огнем запрещается; для этого должны применяться пар или горячая вода.

- Во время налива вокруг эстакады в радиусе 100 м должны быть прекращены все ремонтные работы.

- На территории эстакады запрещается :

производить профилактический ремонт и зачистку ваго­нов-цистерн;

применять фонари, переносные лампы общепромыш­ленного изготовления; производить слив-налив легковоспламеняющихся не­фтепродуктов во время грозы; осуществлять налив нефтепродуктов в неисправные цистерны; сбрасывать с эстакады и цистерны инструменты, детали и другие предметы .

- Любое перемещение железнодорожных цистерн на эстакадах должно

согласовываться с оператором участка (цеха) слива-налива нефтепродуктов с целью тщательного осмотра готовности цистерн к перемещению.

- При гололедице площадки и лестницы необходи­мо очищать от снега и льда.

- Для налива этилированных бензинов должны быть выделены отдельные коллекторы и стояки; площадки, на которых расположены наливные устройства этилированных бензинов (отдельные стояки, эстакады), и железнодорожные пути должны быть бетонированными с цементной затиркой и иметь стоки в канализацию.

- Отбирать пробу из железнодорожной цистерны допускается не раньше чем через 10 минут после окончания ee заполнения.

- Отбирать пробы этилированного бензина пробоотборщик должен в рукавицах из материала с пропиткой из маслобензостойкого состава по ГОСТ 12.4.010 и в защитной одежде по ГОСТ 12.4.111 и ГОСТ 12.4.112. Пробу нефтепродукта пробоотборщик должен отбирать Присутствии наблюдающего (дублёра).
4.4 Требования пожаро- и взрывобезопасности
Нефтепродукты пожаро- и взрывоопасны. При непра­вильной организации технологического процесса или несоблю­дении определённых требований возникают пожары со взры­вами, которые приводят к авариям, термическим ожогам и травмированию работающих.

Пожаро- и взрывоопасные свойства нефтепродуктов характеризуются температурами вспышки, самовоспламенения паров в воздухе, температурными и концентрационными преде­лами воспламенения (взрываемости) паров в воздухе.

Взрывобезопасность производственных процессов на нефтебазах должна обеспечиваться предупреждени­ем возникновения взрывоопасной ситуации, взрывозащитой, организационно-техническими мероприятиями.

Все производственные процессы должны удовлет­ворять требованиям ГОСТ 12.1.010, правил технической эксплу­атации и действующим нормам технологического проектирования, утвержденным в установленном порядке, а также нормам и правилам безопасности, утверждённым соответствующими органами государственного надзора.

Исполнение электрооборудования и средств авто­матизации, размещённых во взрывоопасных зонах, должно соответствовать классификации помещений и наружных уста­новок по взрывопожарной и пожарной опасности в соответствии с ПУЭ и Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий нефтепродуктообеспечения.

Электрические контрольно-измерительные и автоматичес­кие приборы, устанавливаемые во взрывоопасных помещени­ях и наружных установках, должны соответствовать требова­ниям ПУЭ, ГОСТ 12.2.020 и ГОСТ 12.2
4.5 Расчёт системы пожаротушения открытых

технологических установок


Тушение пожара сливо-наливной эстакады с помощью гидромониторов осуществляется компактными струями низкократной плёнкообразующей пены, охлаждение металлических конструкций - компактными водяными струями.

Количество гидромониторов, необходимых для тушения эстакады (N', шт.), рассчитывается как и для тушения резервуара. При этом полученный результат округляется до целого числа N в большую сторону.
Однако при тушении пожара эстакады необходимо учитывать отличие эффективной площади тушения от геометрической. Для этого используют величину коэффициента поверхности, который рассчитывается по соотношению суммарной площади тушения с учётом имеющегося на эстакаде технологического оборудования к геометрической площади эстакады. Количественная оценка этого коэффициента с погрешностью 20 % составляет 1,2.

Поэтому для эстакад эффективная площадь тушения (S, м²) расчитывается по формуле:

S = S₀ × К, (5.1)

где S₀ - геометрическая площадь эстакады, м²; К - коэффициент по-верхности (К = 1,2).

Общий расход воды на охлаждение гидромониторами железнодорожных цистерн и сливо-наливных устройств на эстакадах следует принимать из расчета одновременной работы двух гидромониторов, но не менее 40 дм³/с.

Число и расположение гидромониторов следует определять из условия орошения каждой точки эстакады двумя гидромониторами.
Для защиты двухсторонней эстакады гидромониторы должны располагаться по обе её стороны.

Гидромониторы должны устанавливаться стационарно на специальных вышках. При этом могут использоваться гидромониторы, как с ручным, так и с дистанционным управлением. Расстояние от вышек до эстакады должно быть не менее 15 м. Оптимальную высоту вышек следует определять графически, исходя из высоты защищаемого оборудования и расстояния до эстакады, но не менее 1,2 м.

Гидромониторы стационарно подключаются к противопожарному водопроводу высокого давления и в случае необходимости должны быть оборудованы врезками для подключения передвижной пожарной техники.
На ответвлениях от сети противопожарного водопровода к гидромонитору должны устанавливаться две задвижки: одна в начале ответвления, вторая - у гидромонитора. Участок трубопровода между гидромонитором и задвижкой в начале ответвления при отрицательных температурах должен быть освобожден от рабочего раствора пенообразователя.

Диаметр отвлетвления от водопровода к гидромонитору определяется по расходу воды через гидромонитор, но не менее 100 мм.
4.6 Расчёт системы тушения пожара двухсторонней железнодорожной сливо-наливной эстакады с помощью гидромониторов
В цистернах бензин с температурой вспышки ниже 28 °С (рисунок 4.1).
Исходные данные:
Площадь сливо-наливной эстакады - S₀ = 1743 м².
Нормативная интенсивность подачи рабочего раствора пенообразователя - I_н = 0,07 дм³/м²с.
Коэффициент поверхности - К = 1,2.
Производительность (расход) гидромонитора по рабочему раствору пенообразователя (гидромонитор FJM-80) - Q = 50 дм³/с.
Концентрация синтетического фторуглеродного пенообразователя (пенообразователь Подслойный) - С = 3 % (об.).
Нормативное время тушения как при использовании передвижной техники - Т = 900 с.
Расчёт системы пожаротушения:
Количество гидромониторов, необходимых для тушения сливо-наливной эстакады:

N' = I_н × S₀ × 1,2 / Q = (0,07 × 1743 × 1,2) / 50 = 2,93. (4.1)

Полученный результат округляется до целого числа в большую сторону, т.е. N = 3 шт.
Фактическая интенсивность подачи пены:

I_ф = Q × N / S = 50 × 3 / 1743 = 0,086 дм³/м²с. (4.2)

Объём рабочего раствора пенообразователя на одно тушение:

V = I_ф × S × T = 0,086 × 1743 × 900 = 134908 дм³. (4.3)

Объём (нормативный запас) концентрата пенообразователя на одно тушение:

v = V × С / 100 = 134908 × 3 / 100 = 4047 дм³.

Объём (нормативный запас) концентрата пенообразователя на три тушения:

v₁ = 3 × v = 3 × 4047 = 12141 дм³.

Для охлаждения сливо-наливной эстакады необходимо предусмотреть один гидромонитор. Общее количество гидромониторов для тушения и охлаждения сливо-наливной эстакады составляет 4 шт.
Рисунок 5.1 - Схема расположения гидромониторов при тушении эстакады


5. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

5.1 Расчет капитальных вложений
При определении стоимости строительства принято: территориальный район - VII, зона I.

Стоимость работ определена в нормах и ценах введенных в действие с 1 января 1984 г. по ЕРЕР-84.

Пересчет стоимости работ в цены 2005 г. выполнен с использованием следующих коэффициентов :

-для строительно-монтажных работ k = 14,81;

-для оборудования k = 11,62;

-прочие k = 8,8.

Сметная стоимость строительства в ценах 2005 г.- 8663,7 тыс.тенге.,

в т. ч. строительно- монтажных работ – 123,1 тыс. тенге

оборудования - 8348 тыс.тенге

прочие – 34,9 тыс. тенге

Капитальные вложения по статьям расходов, работ представлены

в таблице 5.1.
Таблица 5.1.- Сводный сметный расчет стоимости строительства.

Наименование объектов, работ, затрат	Стоимость, тыс. тенге.				Общая стоимость тыс. тенге
	строитель- ных работ	монтажных работ	оборудо-вания	про- чих
Автомобильная эстакада (5 - постов)	104,2	170,5	8040	-	8314,7
Непредвиденные работы и затраты	18,9	12,1	308	34,9	349
Всего по сводному сметному расчету	123,1	192,6	8348	34,9	8663,7

5.2 Эксплуатационные расходы
Эксплуатационные расходы складываются из следующих статей:

-энергетические затраты;

-амортизация основных средств;

-заработная плата обслуживающего персонала;

-затраты на текущий ремонт;

-отчисления на социальное страхование;

-прочие расходы.
Заработная плата.

оператор для автоналивной эстакады - 2 человека;

руководит работой склада ГСМ один начальник склада.

Таким образом задействованы 4 человек, которые работают в одну смену.

Средняя заработная плата работников составляет

185 тыс. тенге в год.

З_з.п= 185  4 = 740 тыс. тенге
Затраты на электроэнергию.

З_э/э = G_эл  Ц ; (5.1)

где G_эл = 15000 кВт - общая потребляемая мощность в год;

Ц = 4,4 тенге.- стоимость 1 кВт;

З_э.з = 15000  4,4 = 64,950 тыс. тенге. в год.

Амортизация.

Амортизационные отчисления на планируемый период рассчитываются как произведение стоимости основных фондов ( К ) и нормы амортизационных отчислений ( Н ), равной 10 .

А = К Н ; (5.2)

А = 8663,7  0,1 = 866,3 тыс. тенге в год.
Затраты на текущий ремонт.

Отчисления на текущий ремонт составляют 5,5% от капитальных вложений.

З_т.р. = К  0,055 ; (5.3)

З_т.р. = 8663,7  0,055 = 476,5 тыс. тенге
Отчисления на социальные нужды.

Эти отчисления составляют 30% от заработной платы:

З_{соц. н.} = З_з.п  0,3 ; (5.4)

З_{соц. н.} = 740  0,3 = 190 тыс. тенге

Прочие расходы.

Прочие денежные расходы принимаются в размере 20% от суммы расходов на эксплуатацию:

З_пр = ( З_э.э + З_з.п + А + З_т.р +З_{соц. н} )  0,2 ; (5.5)

З_пр = (64,950 + 740 + 866,3 + 476,5 + 190 )  0,2 =467,5 тыс. тенге
Суммарные эксплуатационные расходы :

Э = З_э.э + З_з.п + А + З_т.р + З_{соц. н.} + З_пр ; (5.6)

З_пр = 64,950 + 740 + 866,3 + 476,5 + 190  0,2 =259,46 тыс. тенге

5.3 Расчет основных технико-экономических показателей
Экономическая эффективность определяется:

; (5.7)

где Р_г,З_т – неизменяемая по годам оценка результатов и затрат на реализацию мероприятия.

К_р – норма реновации основных фондов при использовании продукции, определяемое с учетом фактора времени.

Е_н – норматив приведения разновременных затрат и результатов; Е_н = 0,1

З_т = Э_р + (К_р + Е_н)  К ; (5.8)

где К – величина капиталовложений

Э_р – годовые текущие издержки при использовании продукции (без учета амортизации)

Норма реновации

; (5.9)

где tca – срок службы средств и орудий труда долговременного применения; t = 20 лет

По формуле (5.9)



Используя формулу (5.8) получаем

З_т = 2805,3 + (0,0175 + 0,1)  8663,7 = 3823,2 тыс.тенге

Определяем по формуле (5.7) находим экономическую эффективность:

тыс.тенге

Срок окупаемости

; (5.10)

года

Полученные результаты сведём в таблицу 5.2
Таблица 5.2 - Основные технико-экономические показатели

Наименование показателей	До реконструкции	После реконструкции
Количество постов налива	5	5
Объем резервуарного парка, м3	13475	13475
Объем капиталовложений на реконструкцию, тыс. тенге	––	8663,7
Эксплуатационные затраты, тыс. тенге/год	897	2805,3
Себестоимость хранения, тенге/т	0,46	0,65
Приведенные годовые расходы, тыс. тенге	––	3823,2
Годовой экономический эффект, тыс. тенге	––	3249,3
Срок окупаемости, лет	––	2,0

Заключение
Решение о реконструкции нефтебазы ОАО «Орал Мунай Онимдери» было принято исходя из следующих соображений:

- Истечение срока эксплуатации железнодорожной эстакады нефтебазы.

- Замена устаревших технологических линий слива налива светлых нефтепродуктов из железнодорожных цистерн, которые не отвечают современным требованиям связанные как с ремонтом, так и с увеличением грузооборота.

- Развитие торговых отношений.

- Увеличение потребности нефтепродуктов, в связи с развитием сельского

хозяйства в республике.

- Увеличение числа автотранспорта на территории города и области.

2. Проведенные технологические расчеты позволили определить количество проектируемых сливо-наливных устройств и произвести замену оборудования, а также были проведены проверочные гидравлические расчеты нагнетательных и всасывающих трубопроводов.

3. В спецчасти была решена задача о замене устаревшего оборудования для слива светлых нефтепродуктов из железнодорожных цистерн на более совершенные установки типа УВСН – 100 с помощью которой обеспечивается верхний слив и УСН -175 предназначенной для нижнего слива и учета светлых нефтепродуктов.

4. В разделе «Безопасность и экологичность проекта» был выполнен расчёт системы тушения пожара наливной автомобильной эстакады с помощью гидромониторов.

5. В экономической части были получены сравнительные показатели затрат до реконструкции и после. И выявлено, что при новой установке типа УСН 175 слив происходит быстрее и сокращается простой вагонов. Что приводит к меньшим затратам данного предприятия.

Список используемой литературы
1. Едигаров С.Г., «Проектирование и эксплуатация нефтебаз» / С.Г.Едигаров, В.М.Михайлов, А.Д.Прохоров, В.А.Юфин – М; Недра, 1982 г. - стр.

2. Едигаров, С.Г., «Проектирование и эксплуатация нефтебаз и газохранилищ» / С.Г.Едигаров, С.А.Бобровский- М; Недра, 1973 г. стр.

3. А.С. 1004213 СССР Установка для хранения нефти и нефтепродуктов /М.М. Губайдуллин, М.М. Зингер и др. // Открытия. Изобретения. – 1984. –№42. С.82

4. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы. СНиП 2.11.03 – 93 – М; 1993 г.

5. Скугорова Л.П., «Материалы для сооружения газонефтепроводов и хранилищ» / Л.П.Сугурова.- М; Недра, 1989 г. - стр.

6. Генеральные планы промышленных предприятий. СНиП II-89-80* М;

7. Шишкин Г.В., «Справочник по проектированию нефтебаз» / Г.В.Шишкин. – Л; Недра, 1978 г. - стр.

8. «Правила технической эксплуатации нефтебаз». М; Недра,1986 г. - стр.

9. Бондарь В.А. «Операции с нефтепродуктами» / В.А.Бондарь.- М; Недра, 2000 г.- стр.

10. Губин В.Е., «Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепродуктопроводов» / В.Е.Губин, В.Ф.Ноосёлов, П.И.Тугунов- М; Недра, 1973 г. - стр.

11. Тугунов, П.И., «Типовые расчеты при эксплуатации нефтебаз и неф­тепроводов» / П.И.Тугунов, В.Ф.Новосёлов- М; Недра, 1981 г. - стр.

12. Бунчук В.А., «Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа» / В.А.Бунчук. – М; Недра, 1977 г.- стр.

13. Абузов.Ф.Ф. «Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении» / Ф.Ф.Абузов, И.С.Бронштейн, В.Ф.Новосёлов и др – М:Недра,1981 г. - стр.

14. «Правила и инструкции по технической эксплуатации металлических

резервуаров и очистных сооружений». М; Недра, 1973 г.- стр.

15. Губин В.Е., «Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепродуктопроводов» / В.Е.Губин, В.Ф.Новосёлов, П.И.Тугунов. - М; Недра, 1981 г. - стр.

16. Губин В.Г. «Слив и налив нефтей и нефтепродуктов» / В.Г.Губин - М; Недра, 1972 г.- стр.

17. Грознов Г.А., «Строительство нефтебаз и заправочных

Станций» / Г.А Грознов, Ю.Б.Вашуркин – М; Недра, 1980 г.- стр.

18. Тугунов П.И., «Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов» / П.И.Тугунов, В.Ф.Новосёлов, А.А.Коршак, А.М.Шаммазов. - У; ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002 г.- стр.

19. Методическое пособие по выявлению и оценке обстановки при разрушении (аварии объектов, содержащих сильно действующие ядовитые вещества). А; 1990 г. – стр.

20. Инженерные изыскания для строительства. СНиП 1.02.07 – 87 – М; Госстрой СССР, 1987 г. стр.

21. Аварии и катастрофы. М; Недра, 1998 г.- стр.

22. Кузнецов М.В., «Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров» / М.В.Кузнецов, В.Ф.Новосёлов – М; Недра, 1992 г. - стр.

23. Посаднев Е.К., «Использование и хранение нефтепродуктов» / Е.К.Посаднев. – М; Россельхозиздат, 1987 г.- стр.

24. Дубинский И.В., «Экономика нефтепроводного транспорта. Экономика топлива и электроэнергии» / И.В.Дубинский, В.Г.Дубинская – М; Недра,1989 г. - стр.

25. Коршак А.А., «Ресурсосберегающие методы эксплуатации нефтепроводов» / А.А.Коршак - У; Башкнигоиздат, 1991 г. - стр.

- -6


9488062.10.012.00.000. ПЗ