3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
3.1 Характеристика проектных решений
Подготовка газа сеноманской залежи осуществляется на 15 УКПГ, имеющих принципиально одинаковые технологические схемы. Сырой пластовый газ собирается в общий коллектор и поступает в цех очистки газа, далее на ДКС 1 ступени для поддержания рабочих параметров и затем на установку абсорбционной осушки, где в качестве абсорбента используется ДЭГ.
На УКПГ смонтированы три типа абсорберов разработки ДОАО «ЦКБН» (ГП 252, ГП 365, ГП 502). В зависимости от типа абсорбера выполнена компоновка технологического оборудования.
На УКПГ 1…4 после ДКС I ступени последовательно установлены сепаратор, абсорбер и фильтр-сепаратор. На УКПГ 5…10 взамен трех последовательно установленных аппаратов используется один многофункциональный аппарат ГП 365. На УКПГ 1АС, 11…15 последовательно установлены сепаратор очистки и МФА ГП 502. Отдельный сепаратор на выходе газа из абсорбера отсутствует.
В начальный период эксплуатации месторождения на УКПГ-1ч4 проектная единичная мощность технологического оборудования составляла 3 млн.м3/сутки. Абсорберы типа ГП-252 были оснащены 14 колпачковыми тарелками.
Начиная с УКПГ-5, на Уренгойском месторождении применяются многофункциональные аппараты ДОАО «ЦКБН» заменившие три аппарата традиционной технологической линии - сепаратор-абсорбер-фильтр.
Аппараты ГП-502 имеют проектную производительность 10 млн.м3/сутки, аппараты ГП-365 - 5 млн.м3/сутки.
Массообменная эффективность абсорберов ГП-252 и ГП-502 может быть принята равной 1,7 теоретических тарелок. Острая необходимость в их модернизации отсутствует.
В изменившихся условиях эксплуатации (повышение температуры контакта в компрессорный период эксплуатации) абсорберы ГП-365, реконструированные с разделением потока и насыпной насадкой работают с низкой массообменной эффективностью. Разделение потока снижает массообменную эффективность до 0,8…1,0 теоретических тарелок (практически вдвое), а насыпная насадка имеет низкую механическую прочность и требует высоких трудозатрат при ее выемке-закладке в процессе ремонта, поэтому, абсорберы ГП 365 требуют первоочередной модернизации.
В соответствии с «Программой повышения качества добываемого, транспортируемого и поставляемого на экспорт российского природного газа» ДОАО ЦКБН была разработана регулярная пластинчатая насадка, позволяющая расширить диапазон эффективной работы аппарата в условиях падающего пластового давления, увеличить производительность и снизить потери гликоля.
ДОАО «ЦКБН» обоснованно рекомендовало провести модернизацию абсорберов ГП-365 путем монтажа регулярной пластинчатой насадки и новых сепарационных устройств, в том числе с применением фильтр-патронов с электроплазменной обработкой материала. Этот способ обработки материала позволяет при одинаковой нагрузке снизить более чем в 2 раза унос жидкости. Разработана техническая документация ЭП-762, ГПР-1990 на реконструкцию аппаратов ГП-365, реализация которой позволяет одновременно повысить массообменную эффективность до 1.8…2.2 т.т. и производительность не менее чем на 10…15 %. модернизации подвергается каждая функциональная секция аппарата.
В массообменной секции устанавливается регулярная пластинчатая насадка, распределитель жидкости и газораспределительная насадка.
Выполненный анализ позволяет заключить, что абсорберы ГП 252 на УКПГ 1…4 в реконструкции не нуждаются.
Все МФА ГП 365 на УКПГ 5…10 необходимо реконструировать в связи с их крайне низкой массообменной эффективностью. В настоящее время реконструировано более 40 аппаратов ГП 365.
Из вышесказанного можно сделать вывод, что регулярные насадки конструкции ДОАО «ЦКБН» обеспечивают расширение диапазона эффективной работы и увеличение производительности массообменного оборудования до 1,5 раз, позволяют снизить потери дорогостоящего абсорбента (гликоля), уносимого с газом, более чем в 5 раз (с 28 до 1-3 г/1000 м газа) и увеличить межремонтный период эксплуатации фильтрующей секции в 5-6 раз (а в дальнейшем отказаться от фильтр-патронов), на порядок снижают гидравлические потери в аппарате -- с 0,1 до 0,01 МПа, а также обеспечивают качество подготовки природного газа в соответствии с ОСТ 51.40-93. Созданное отечественное абсорбционное оборудование с регулярной насадкой соответствует мировому уровню и не уступает ведущим зарубежным аналогам, в частности, новейшим разработкам мирового лидера в области создания колонного оборудования фирмы Sulzer Chemtech (Швейцария), стоит для заказчика на 15% дешевле импортного образца при увеличении срока службы в 2,5 раза по сравнению с зарубежными аналогами.
3.2 Методика экономического обоснования проектных решений
Суть предложенной модернизации заключается в замене существующих внутренних устройств абсорбера на регулярную пластинчатую насадку конструкции ДАО ЦКБН.
Экономический эффект от данного мероприятия наблюдается за счет сокращения потерь гликоля с осушенным газом.
Расчёт годовых потоков денежной наличности осуществляется за расчётный период, который складывается из длительности предпроиз-водственных затрат и длительности технологического эффекта.
В данном случае под технологическим эффектом служит сокращение безвозвратных потерь.
Так, как технологический эффект наступает в первый год модернизации оборудования, то расчетный период будет равен длительности технологического эффекта.
Длительность расчетного периода возьмем равным 5 годам начиная с 2009 года, так как наше мероприятие основывается на модернизации.
Поток денежной наличности (ПДН) от проведения данного мероприятия рассчитывается по формуле:
ПДН = Эк - И - К - Н (3.1)
где Эк - экономия затрат на ДЭГ, тыс.р.;
И - текущие затраты (ремонт и обслуживание), тыс.р.;
К - капитальные затраты на проведение данного мероприятия, тыс.р.;
Н - налоги на имущество и на прибыль
Произведем расчет экономии ДЭГ за сутки работы модернизированного абсорбера:
Рсут = РДЭГ QТ.Н. (3.2)
где РДЭГ - сокращение уноса ДЭГа
QТ.Н - пропускная способность 1-го абсорбера
Рассчитаем экономию ДЭГа за первый год:
РГОД = Рсут 365 (3.3)
Далее мы производим стоимостную оценку экономии ДЭГа вследствие проведенной модернизации 1-го МФА за год:
ЭК = РГОД ЦДЭГ (3.4)
где ЦДЭГ - цена на ДЭГ
Так же необходимо рассчитать амортизационные отчисления, в данном случае они составят 10% от суммы единовременных капитальных затрат в проект:
Ам = К 0,1 (3.5)
где К - капитальные затраты на модернизацию абсорбера, определяется по формуле:
К= Кмодерн+ Кмонтаж +КНИОКР (3.6)
Кмодерн - капитальные затраты на модернизацию абсорбера
Кмонтаж - капитальные затраты на монтаж одного абсорбера
КНИОКР
Ставка на имущество в соответствии с налоговым кодексом составляет 2.2%, необходимо рассчитать налог на имущество:
НИМ = Сост ·0,022 (3.7)
где Сост - остаточная стоимость, тыс. руб,
Вычисляем остаточную стоимость по формуле:
Сост = К - Ам, (3.8)
Определяем прирост прибыли от экономии ДЭГа:
П = ЭК - (И + Ам) (3.9)
где Эк - экономия затрат на ДЭГ, тыс.р.;
И - текущие затраты без амортизации, тыс.р.;
Ам - амортизационные отчисления, тыс.р.;
Находим прибыль, облагаемую налогом:
ПОБ.НАЛ. = П - НИМ (3.10)
где П - прирост прибыли, тыс.р.;
НИМ - налог на имущество, тыс.р.
Определяем налог на прибыль, который в 2009 г. составляет 20 % от прибыли, облагаемой налогом:
НПР = ПОБ.НАЛ. · 0,2 (3.11)
где ПОБ.НАЛ. - прибыль, облагаемая налогом, тыс.руб.
Определяем накопленный поток денежной наличности:
НПДН t = ПДН t (3.12)
где НПДН t - накопленный поток денежной наличности в t-м году, тыс.р.;
ПДН t - сумма потоков денежной наличности за предыдущие годы, тыс.р.
В первый год НПДН= ПДН
Для определения реального экономического эффекта с учетом коэффициента приведения к расчетному году, т.е. коэффициента дисконтирования, находим значения этого коэффициента:
(3.13)
где Стд - ставка дисконта (для условий стабильной экономики принимаем равной 10%);
Ки - коэффициент инфляции (принимаем равной 12%).
Тогда поток денежной наличности с учетом коэффициента дисконтирования (дисконтированный поток денежной наличности) равен:
ДПДН = ПДН · kд (3.14)
где ДПДН - дисконтированный поток денежной наличности за год, тыс.р.;
ПДН - поток денежной наличности на данный год, тыс.р.;
kд - коэффициент дисконтирования на этот год.
В первый год внедрения инновации ДПДН будет равна ПДН, так как технологический эффект наступает в первый год модернизации абсорбера.
Определяем чистую текущую стоимость проекта:
ЧТС = ДПДН (3.15)
где ЧТС - чистая текущая стоимость проекта на данный год, тыс.р.,
ДПДН - сумма потоков денежной наличности, тыс.р.
По результатам расчётов составим таблицу, за расчётный период по проектному мероприятию, а также график профилей приростов НПДН и ЧТС. Из графика определяем срок окупаемости затрат по рассматриваемому мероприятию, а коэффициент отдачи капитала (КОК) рассчитывается по формуле:
КОК = ЧТС ПР / ЧТС ИНВ + 1 (3.16)
где ЧТС ПР - чистая текущая стоимость проекта, тыс.р.;
ЧТС ИНВ - чистая текущая стоимость инвестиций, тыс.р.
ЧТС ИНВ = (К t k д ) (3.17)
где К t - капитальные вложения в t - ом году, тыс.р.
На последнем этапе экономического обоснования проектного мероприятия проведем анализ чувствительности проекта к риску.
3.3 Расчет экономической эффективности от проведения проектных решений
Таблица 3.1 - Исходные данные для расчета на 2009 год
Показатель
Условное обозначение
Единицы измерения
Количество
1
2
3
4
Унос ДЭГа в абсорбере до модернизации
Унос ДЭГа в абсорбере после модернизации
Сокращение уноса ДЭГа по технологической нитке
РДЭГ
г/(тыс.м3)
22,8
2,2
20,6
Пропускная способность 1-го абсорбера
QТ.Н.
млн.м3/сут
5,0
Цена ДЭГа
ЦДЭГ
тыс.р./т
15,0
Капитальные затраты:
на НИОКР
на модернизацию 1-го абсорбера
на монтаж 1-го абсорбера
ВСЕГО
КНИОКР
Кмодерн.
Кмонтаж
К
тыс.р.
14,8
62
18,8
95,6
Текущие затраты без амортизации
И
тыс.р.
38
Количество модернизированных абсорберов
N
шт.
1
Поток денежной наличности (ПДН) от проведения данного мероприятия рассчитаем по формуле (3.1):
Экономия ДЭГа за сутки работы абсорбера составит:
Рсут =20,6 5000 =103000 (г/сут)=103 (кг/сут) (3.2)
Тогда за 1-й год работы модернизированного абсорбера экономия ДЭГа будет равна:
РГОД = 103 365 = 37,6 (т/год) (3.3)
Стоимостная оценка результатов экономии ДЭГа вследствие проведенной модернизации 1-го МФА за год составит:
ЭК = 37,6 15,0 = 564 (тыс.р.) (3.4)
Текущие затраты в данном мероприятии составят затраты на ремонт и обслуживание аппаратов, для 2009 года:
И = 38 (тыс.р.)
Амортизационные отчисления в данном случае составят 10 % от суммы единовременных капитальных затрат в проект, т.е.
К=62+14,8+18,8 = 95,6 (тыс.руб) (3.6)
Ам =95,6 0,1 = 9,56 (тыс.р.) (3.5)
Определяем налог на имущество, его ставка равна 2,2 % от остаточной стоимости суммы капитальных затрат, которая в свою очередь равна разности стоимости суммы капитальных затрат и амортизации с последующим вычитанием за каждый год.
Сост =95,6 - 9,56 = 86,04 (тыс.руб) (3.8)
НИМ = 86,04 · 0,022 = 1,89 (тыс.руб) (3.7)
Определяем прирост прибыли от экономии ДЭГа:
П = 564- (38+9,56)=516,44 (тыс.руб) (3.9)
Находим прибыль, облагаемую налогом:
ПОБ.НАЛ. =516,44 -1,89= 514,55 (тыс.руб) (3.10)
Определяем налог на прибыль, который в 2009 г. составляет 20 % от прибыли, облагаемой налогом:
НПР = 514,55·0,2 = 102,91 (тыс.руб) (3.11)
Теперь можно найти ПДН для каждого года расчетного периода по формуле (6.1):
ПДН =564 - 38 - 95,6 - 1,89 - 102,91 = 325,52 (тыс. руб),
Определяем накопленный поток денежной наличности:
В первый год
НПДН= ПДН=325,52 (тыс. руб) (3.12)
Для определения реального экономического эффекта с учетом коэффициента приведения к расчетному году, т.е. коэффициента дисконтирования, находим значения этого коэффициента по формуле (3.13)
Тогда поток денежной наличности с учетом коэффициента дисконтирования (дисконтированный поток денежной наличности) рассчитаем по формуле (3.14).
В первый год внедрения инновации ДПДН будет равна ПДН.
Определяем чистую текущую стоимость проекта:
ЧТС t=1 = ДПДН t=1 = НПДН t=1 = ПДН t=1=325,52 (тыс.р.) (3.15)
ЧТС за расчетный период составила 1120,41.руб.