Дипломная работа: Автоматизация резервуарного парка нефтеперекачивающей станции

Зсоц.н= (140000*3-140000*3*0,1)*0,21=79380 тг

З/п разр = 420000 + 79380 = 499380 тг

Приборы и измерительные преобразователи, средства автоматизации подобраны в соответствии с перечнем контролируемых и регулируемых величин, решаемых задач, категориями класса приборов и условиями их эксплуатации. Стоимость приборов и средств автоматизации определяется по каталогам заводов-изготовителей и фирм-поставщиков.

Список и стоимость всех необходимых приборов и средств автоматизации приведен в таблице 3.2

Таблица 3.2- Капитальные затраты на приобретение приборов и средств вычислительной техники.

Затраты на приобретение приборов и средств автоматизации:

Пр= 1559200 тг.

Расходы на транспортировку средств автоматизации составляют 4% от стоимости приборов:

Тр = Пр*О,04 = 1559200 *0,04 = 62368 тг.

Затраты на монтаж и установку оборудования (заработная плата монтажником, дополнительные запчасти) составляет 5% от стоимости оборудования:

Монт = Пр* 0,05 = 1559200* 0,05 = 77960 тг.

Общая сумма капитальных вложений, необходимых для разработки и внедрения системы автоматического регулирования составит, тг:

К = 3/ПЛразр + Пр + Тр + МОНТ.

К =499380 + 1559200 +62368 + 77960 = 2 198 908 тг.

После полной установки системы автоматизации и включения ее в производственный цикл, начинается эксплуатация системы. В связи с этим возникают дополнительные расходы, называемые эксплуатационными затратами.

Эксплуатационные затраты, связанные с обслуживанием системы, включают в себя амортизационные отчисления, текущий ремонт оборудования, заработную плату инженерных работников, оплату электроэнергии, которую потребляет система.

Амортизационные отчисления связаны с износом техники и рассчитываются исходя из срока службы приборов и средств автоматизации.

Ниже приведен расчет амортизационных отчислений в соответствии с нормами амортизации приборов.

Преобразователи термоэлектрические имеют норму амортизации 31% от стоимости приборов:

0,31* 10000 = 3100 тг.

Измерительные преобразователи давления, преобразователи разности давлений, датчики-расходомеры, диафрагмы камерные имеют норму амортизации 15,5% от стоимости приборов:

0,155 * (52000 + 90000 + 48000 + 20000) = 32550 тг.

Переключатели, пускатели магнитные, блоки управления, посты кнопочные имеют норму амортизации 12% от их стоимости:

0,12* (26900 + 6000 + 76000 + 100000) = 25068 тг.

Микроконтроллеры, модули, кабель, персональный компьютер имеют норму амортизации 20% от их стоимости:

0,2* (600000 + 300000 + 50000 + 180000) = 226000 тг.

Общая сумма амортизационных отчислений составит:

АО =3100 + 32550 + 25068 + 226000 = 286718 тг.

Затраты на текущий ремонт оборудования составят 2,5% от стоимости оборудования, на запчасти -- 2%:

Рем = (0,025 + 0,02) *1559200 = 70164 тг.

Следующий вид эксплуатационных затрат -- заработная плата инженерно-технических работников (ИТР), обслуживающих систему. Список ИТР приведен в таблице 3.2.3.

Таблица 3. 3 - Заработная плата ИТР, обслуживающих систему

Годовой фонд заработной платы ИТР с отчислениями на социальные нужды составит:

3/пл = (2220000 - 2220000 *0,1) *0,21 + 2220000 = 2961480 тг.

Затраты на потребляемую приборами электроэнергию определяется как:

Эл = N*Фвр*Цэл*Ки

N -- мощность, потребляемм системой, кВт;

Фвр -- годовой фонд времени работы системы, ч;

Цэл -- стоимость 1 кВт ч электроэнергии, тг;

Ки -- коэффициент использования оборудования по мощности.

Эл = 5*24*365*4,83*0,93 = 196745 тг.

Итого эксплуатационные затраты в год составят:

= АО + Рем + 3/пл + Эл.

= 286718 + 70164 + 2961480 + 196745 = 3515107 тг.

3.3 Расчет экономической эффективности внедрения системы

Разработанная система автоматизации предназначена для управления процессом перекачки нефти через резервуарный парк. Конечным продуктом данной системы являются предоставляемые парком услуги -- хранение и очистка нефти от воды, поддержание давления в трубопроводе. Снижение затрат на эти услуги снижает в конечном итоге себестоимость поставленной заказчику нефти.

При внедрении новой системы автоматизации увеличится пропускная способность парка нефтеперекачивающей станции, т. е. через парк перекачивается в сутки больший объем нефти, чем при старой системе.

До внедрения новой системы автоматизации через парк перегонялось в сутки в среднем 24000 т нефти. Новая же система позволила перекачивать до 25000 т нефти.

Сравним себестоимость перекачки 1 т нефти при работе старой и новой системы (стоимость перекачки 1 т нефти при работе старой системы считается на момент начала внедрения новой системы).

Ст-ть^ст=

АО^СТ -- амортизационные отчисления при работе старой системы, тг;

Рем^ст -- затраты на ремонт старой системы, тг;

3/пл^ст -- заработная плата ИТР, обслуживающих старую систему, тг;

Элст -- затраты на электроэнергию, потребляемую старой системой, тг.

Амортизационные отчисления до внедрения САР составляла 20% от стоимости системы, которая была равна 1196000 тт:

АО^СТ = 0,2 *1196000 = 239200 тг.

Затраты на ремонт старой системы составляли 8% от стоимости основных средств:

Рем^ст = 0,08 *1196000 = 95680 тг.

Заработная плата ИТР, обслуживающих старую систему, рассчитывалась, исходя из состава штата инженерных работников, который приведен в таблице 3.4

Таблица 3.4 - Заработная плата ИТР, обслуживающих старую систему

Годовой фонд заработной платы ИТР с отчислениями составит: Фстз/пл = (3391200 - 0,1 3391200)*0,21 + 3391200 = 4361083 тг. Расходы на потребляемую электроэнергию были выше за счет того, что система потребляла больше мощности -- 15 кВт (остальные показатели остались прежними):

Эл^ст = N*Фвр*Цэл*Ки

N-- мощность, потребляемая старой системой, кВт;

Фвр -- годовой фонд времени работы системы, ч;

Цэл -- стоимостъ 1 кВтч электроэнергии, тг;

Ки -- коэффициент использования оборудования по мощности.

Фвр = 24 365 ч;

Цэл = 4,83 тг/кВт ч;

Ки = 0,93.

Элст = 15* (24 * 365) *4,83* 0,93 = 610010 тг.

Те же показатели для новой системы (амортизационные отчисления, затраты на ремонт системы, заработная плата ИТР и расходы на электроэнергию) были рассчитаны в пункте 3.2 выше и равны:

АО^НОВ = 286718 тг.

Рем^нов = (0,025 + 0, 02)*1559200 = 70164 тг.

Фз/пл^нов = (2220000 - 2220000 * 0,1) * 0,21 + 2220000 = 2961480 тг.

Эл^нов= 15* (24* 365)*4,83* 0,93 = 196745 тг.

Подсчитаем экономию от внедрения новой системы автоматизации.

Экономия на ремонте оборудования, тг:

Эрем = Рем^ст-Рем^нов.

Эрем= 95680 - 70164 = 25516 тг.

Экономия на фонде заработной платы ИТР, тг:

Эз/пл= 3/пл^ст -- З/пл^нов

Эз/пл= 4361083 - 2961480 = 1399603 тг.

Экономия на амортизационных отчислениях, тг:

Э_АО = АО^ст-АО^нов.

Э^АО = 286718 - 239200 = 47518 тг.

Экономия на электроэнергии, тг:

Ээл = 610010 - 196745 = 413265 тг.

Общая экономия от внедрения САР составит, тг:

Эобщ =Э_АО +Эрем +Эз/пл+Ээл

Эобщ = 25516 +1399603 + 47518 + 413265 = 1885902 тг.

Годовой экономический эффект:

Эф^г=Э_общ-Е_Н*К

Е_Н -- нормативный коэффициент эффективности;

К -- капитальные вложения, тг

Эф^г = 1885902 - 0,32* 2 198 908 = 118225 тг

Срок окупаемости системы:

Ток = К/Эобщ = 2 198 908 /1885902= 1,17 года.

Новая система окупается за 1,17 года. Экономический эффект составляет 118225 тенге в год. Себестоимость услуг снижается на 12%. Из этого можно сделать вывод, что внедрение данной системы эффективно и рационально.

4. ОХРАНА ТРУДА

4.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

Работа в резервуарном парке нефтеперекачивающей станции постоянно связана с нефтью. Все операции по перекачке нефти через резервуарный парк, обслуживанию резервуаров, очистке нефти от воды связаны с постоянной опасностью возникновения пожаров, а также загрязнения окружающего воздуха нефтяными испарениями, которые вредны для здоровья человека. Для того чтобы снизить вероятность возникновения несчастных случаев, а также повреждение и гибель людей, необходимо провести анализ опасных и вредных производственных факторов.

В резервуарном парке хранения нефти вредными и опасными факторами являются:

1) возгорание нефти, возникающее в следующих случаях:

- при накоплении статического электрического заряда на поверхности нефти или резервуаров и попадании искры на такую поверхность;

- при контакте резервуаров с нагретыми поверхностями приборов или вспомогательных приспособлений и техники;

- при попадании молнии в резервуар во время грозы;

2) взрыв паровоздушной смеси, находящейся:

- в газовом пространстве резервуара;

- в окружающем воздухе вблизи резервуара;

3) загрязнение окружающего воздуха парами нефти.

Для обеспечения наиболее безопасных условий труда на данном объекте необходимо использовать современную высокопроизводительную технику, контролировать исправность приборов и вспомогательных приспособлений, проводить постоянный осмотр резервуаров.

4.2 Организационные мероприятия

Обеспечение и организация охраны труда в резервуарном парке осуществляется в соответствии с правилами техники безопасности и Законом об охране труда РК.

Ответственность за обеспечение охраны труда осуществляет главный инженер.

За своевременный инструктаж рабочих, выполнение предупредительных работ, за строгое выполнение норм и инструкций по технике безопасности и производственной санитарии и требование их выполнения от своих подчиненных, за исправность ограждений и предохранительных устройств, сохранность и безопасность сооружений несут ответственность инженерно-технические работники (ИТР).

Все лица, принимаемые на работу по обслуживанию резервуарного парка, должны иметь соответствующее профессионально-техническое образование. В противном случае проектом предусматривается профессионально-техническая подготовка на производстве.

В соответствии с данным проектом все лица, поступающие на работу, проходят медицинское освидетельствование и, если нет медицинских противопоказаний, допускаются к работе. Перед допуском к работе вновь принимаемые на обслуживание резервуаров и резервуарного оборудования проходят вводный инструктаж по технике безопасности, который проводит инженер по технике безопасности (ТБ).

Инструктаж на рабочем месте проводится непосредственным руководителем работ на соответствующем участке для каждого вновь поступающего.

Текущий инструктаж, который необходим для наблюдения за применением работающих безопасных приемов в работе, проводится также непосредственным руководителем на данном участке.