Определение капитальных, эксплуатационных и приведенных затрат

Параметрами нефтепровода, характеризующими его как с экономической, так и с технической стороны, являются:

- производительность нефтепровода Q (задана в исходных данных);

- диаметр трубопровода D;

- давление, развиваемое насосными станциями p;

- число нефтеперекачивающих станций n;

- толщина стенки трубопровода δ.

Все четыре параметра связаны между собой: изменение одного из них влечет за собой изменение всех остальных. Чем больше диаметр трубопровода или чем больше давление, тем меньше потребуется нефтеперекачивающих станций и наоборот. Толщина стенки трубопровода при выбранном сорте стали определяется величинами p и D.

Для перекачки заданного количества нефти может быть предложен, таким образом, ряд вариантов проекта, различающихся величинами D, р, n и δ. Задача состоит в отыскании экономически наивыгоднейшего варианта.

Капитальные затраты на сооружение магистрального нефтепровода k можно разбить на две части: стоимость нефтеперекачивающих станций К_ст и стоимость трубопровода (труб, сварки, изоляции, рытья траншей и т.д.) К_т. С увеличениемD или p капитальные затраты на трубопровод возрастают, а на нефтеперекачивающие станции - уменьшаются. Поскольку К_т и К_ст в зависимости от D или p изменяются в противоположных направлениях, функции К = К(D) и К = К (p) имеют минимум.

Эксплуатационное расходы Э изменяются аналогично. Следовательно, и для приведенных расходов П = kЕ + Э, где Е - нормативный коэффициент эффективности, существует минимум.

Значения параметров нефтепровода D, р, n и δ, при которых приведенные расходы оказываются наименьшими, называются оптимальными.

Нахождение параметров нефтепровода по минимуму приведенных затрат не учитывает такие факторы, как дефицитность тех или иных материалов или оборудования, простота, удобство и безопасность обслуживания, требования специального характера и т.д.

Однако очевидно, что по этим показателям различные варианты проекта одного и того же нефтепровода не могут значительно отличаться друг от друга.

Чтобы выразить П в зависимости от параметров нефтепровода, капитальные затраты и эксплуатационные расходы представляют в виде суммы, в которой каждое слагаемое связано с теми или иными параметрами.

Для капитальных затрат на перекачивающие станции – это затраты, пропорциональные мощности и не зависящие от мощности (мощность пропорциональна pQ). Для капитальных затрат на линейную часть нефтепровода – это затраты, пропорциональные диаметру трубопровода и массе труб (масса труб линейно зависит от pD²).

Эксплуатационные расходы, относящиеся к перекачивающим станциям, складываются из расходов, пропорциональных мощности, не зависящих от мощности и из отчислений на амортизацию и текущий ремонт. Отчислениями на амортизацию и текущий ремонт могут быть представлены эксплуатационные расходы линейной части нефтепровода.

Затраты, не зависящие от параметров нефтепровода, можно не учитывать.

Капитальные затраты k, вычисляемые по формуле (18), следует умножить на поправочный коэффициент K_т, учитывающий надбавку на топографические условия трассы (табл. 11), а затем к ним добавить дополнительные капитальные вложения, учитывающие территориальный район прохождения трассы; следовательно K определяется по формуле:

(18)

где k_тр – капитальные затраты на строительство трубопровода;

L_расч – протяженность участков трубопровода, проходящих по районам, к которым применяется территориальный коэффициент К_тер. (таблица 9); знак Σ означает суммирование по всем участкам трубопровода.

Поправочный коэффициент К_т на топографические условия трассы.

Таблица 8

Территориальный коэффициент К_тер

Таблица 9

Капитальные затраты k_тр, вычисляются по формуле:

(19)

где С_Л – удельные капитальные вложения на 1 км. трубопровода (по таб.10)

С_ГНС, С_ПС – капитальные вложения, соответственно в одну головную и промежуточную станцию (по таб.11)

С_ПСР – капиталовложения в одну промежуточную насосную станцию с резервуарным парком;

n_ст – число насосных станций на трассе трубопровода.

Капитальные затраты на строительство линейной части трубопровода (у.е.)

Таблица 10

Капитальные затраты на строительство насосной станции.

Таблица 11

Эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле:

(20)

где K_л – капитальные вложения в линейную часть с учетом всех поправочных коэффициентов;

(21)

K_ст – капитальные вложения в насосные станции с учетом всех поправочных коэффициентов:

(22)

З_э – затраты на электроэнергию:

(23)

G – годовой объем перекачки по трубопроводу, т/год;

H_ст – дифференциальный напор, развиваемый одной станцией, м;

К_с – коэффициент, учитывающий снижение расхода электроэнергии при сезонном регулировании перекачки (принимаем К_с = 1);

η _н и η _э – КПД насоса и электродвигателя;

N_с – расход электроэнергии на собственные нужды насосной станции N_с = 1, 5-2 10 кВт.ч./год;

С_э – стоимость 1 кВт.ч электроэнергии (таблица 12). С_э =0, 0128 у.е./кВт.ч.

Тарифы на электричество по районным энергоуправлениям.

Таблица 12

α ₁ – годовые отчисления в долях единицы на амортизацию станций (α ₁ =8, 5% от капитальных затрат на станции);

α ₂ – годовые отчисления на амортизацию линейной части трубопровода (α ₂ =3, 5% от капитальных затрат на трубопровод);

α ₃ – годовые расходы на текущий ремонт станций(α ₃ =1, 3%);

α ₄ – годовые расходы на текущий ремонт трубопровода (α ₄ = 0, 3%);

З_т – затраты на воду, смазку, топливо (5 тыс.у.е./год);

З_з – заработная плата (80 тыс.у.е./год на одну станцию);

П – прочие расходы (принимаем равными 25% от зарплаты).

Приведенные затраты определяем по формуле:

(24)

где Е_н – нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений, Е_н = 0, 15;

k_i – капитальные затраты для рассматриваемого вида транспорта;

Э_i – эксплуатационные затраты для рассматриваемого вида транспорта.

Значит,

- для D₁ = 720 мм:

- для D₂ = 820 мм:

- для D₃ = 1020 мм:

Следовательно, вариант со значением диаметра 820 мм из трех рассматриваемых является оптимальным, так как у него наименьшие приведенные затраты.