Расчет полей токсодоз

4.3 Расчет полей токсодоз

Работа газопроводных систем сопровождается технологическими, залповыми и непредвиденными аварийными выбросами газа при полном или частичном разрыве газопроводов.

Под аварией понимается повреждение трубопроводных транспортных систем, приводящее к их частичному или полному разрыву с выбросом под большим давлением вредных веществ в атмосферу в количествах, которые могут вызывать массовое поражение людей и окружающей среды.

Рассмотрим интенсивные, «взрывоподобные» процессы истечения газовой смеси и последующего распространения ее в атмосфере при авариях на газопроводах.

Исходные данные:

L=145000 [м]; d=1,387[м ]; Q=82,235*10⁹ [м³/год]; r=0,73 [кг/м³]

P₁=7,06 [МПа]; P₂=5,24 [МПа]; T=281,1 [к]; t=20 [с]; x=92000 [м];

x_а=77100 [м]; x_b=100300 [м]; g=1,3 ; m=0,95 ; Z=0,792 ;

R=503,88 [м/с² *к]

l₁=14900 [м]; l₂=8300 [м]; k₃=3 ; k₄=4

Где L-длина газопровода; d-внутренний диаметр трубы; Q-приведенный объемный расход газа; r-плотность газа при нормальных условиях;P₁иP₂-давления в начале и конце газопровода; T-температура газа в газопроводе; t-время закрытия кранов-отсекателей; x-координата места разрыва; x_а и x_b-координаты кранов a и b; g- показатель адиабаты газа; m-коэффициент расхода; Z- коэффициент сжимаемости газопровода; R-газовая постоянная; l₁ и l₂ –длины участков трубы между местом разрыва и кранами; k₁ и k₂ –коэффициенты, связанные с законом закрытия кранов.

3.3.1.  Давление в месте разрыва газопровода

Аналогично находим давление в местах установки кранов

3.3.2.  Найдем средние давления на участках между кранами- отсекателями и местом разрыва газопровода

 

3.3.3 Определим плотность газа r₀ при давлении P₀

3.3.4 Найдем средние плотности на участках слева и справа от разрыва

3.3.4 Найдем средние плотности на участках слева и справа от разрыва

3.3.5. Найдем массу полного выброса газа в атмосферу

Общая масса выброшенного углекислого газа:

В таблице 1 приведены результаты расчета поля токсодоз для устойчивого состояния атмосферы (категория Е), полученные умножением величин в таблице 3.6 ([8] стр. 20) на массу выброшенного углекислого газа.

V. Экономическая часть

Расчёт капитальных вложений.

Капитальные вложения в газопровод определяются на основе удельных показателей.

Удельные капитальные вложения на сооружение 1 км линейной части газопровода в нормативной базе даются с разбивкой по видам затрат:

-           стоимость строительно-монтажных работ ( СМР );

-           стоимость оборудования;

-           прочие затраты.

 Удельные капитальные вложения на строительство 1 км газопровода на j- ом участке газопровода с учётом территориальных коэффициентов:

где К_смр, К_об, К_пр – нормативные удельные затраты соответственно на строительно-монтажные работы ( СМР ), оборудование, прочие виды работ, тыс.руб./км ;

 - территориальные коэффициенты соответственно на стоимость СМР, оборудования и прочие затраты.

Капитальные вложения в линейную часть газопровода определяем из выражения:

где К_j – удельные капитальные вложения на строительство 1 км газопровода на j-ом участке с учётом территориальных коэффициентов ;

L_ij - протяжённость j-ого участка газопровода при наличии i-ых топографических условиях местности;

 - коэффициент, учитывающий особенности i-ых топографических условий местности на j-ом участке участка газопровода;

 - коэффициент, учитывающий отклонения от нормативных условий на j-ом участке участка газопровода .

Затраты на строительно-монтажные работы:

Капитальные вложения в строительство компрессорных станций проектируемого газопровода определяется по формуле:

где - капитальные вложения в строительство компрессорного цеха i-ой КС;

 - капитальные вложения в строительство установки охлаждения газа i-й КС;

 - капитальные вложения в строительство воздушных линий электропередачи на i-й КС;

 - капитальные вложения в строительство подстанции i-й КС;

 - капитальные вложения в строительство теплоэлектростанции i-й КС

Аналогично определяем стоимость строительно-монтажных работ:

Расчёт капитальных вложений в строительство компрессорного цеха производится по формуле:

где - стоимость строительно-монтажных работ по компрессорному цеху i-й КС;

 - стоимость оборудования по компрессорному цеху i-й КС;

 - прочие затраты по компрессорному цеху i-й КС;

- территориальные коэффициенты ;

- коэффициент, учитывающий отклонения условий строительства i-й КС от нормативных.

Все расчёты по выше приведённым формулам сведены в табл.4.1 и табл.4.2.

Объёмы капитальных вложений необходимых для реализации проекта представлены в таблице 4.1. Таблица 4.1

Наименование показателя	Объёмы капитальных вложений млн. руб.
Объекты промышленно-производственные – всего, из них 2001	89583.9
- линейная часть	82085.5
- компрессорные станции 2001	7498.44

Расчёт основных технико-экономических показателей.

Объём годового поступления газа ( Q_пост) в проектируемую систему магистральных газопроводов представлен в табл.4.2.

Таблица 4.2.

Год	Объём годового поступления газа в систему магистральных газопроводов, млрд.м3/год
2002	82,235

Расход газа на собственные нужды (Q_с.н.) определяется по каждой компрессорной станции (КС) по формуле:

где N – суммарная мощность работающих на КС газоперекачивающих агрегатов, тыс. кВт;

Y_t – удельный расход топлива, м³/кВт ч

t – число часов работы КС в год, ч.

Расход газа на собственные нужды:

Расчёт расхода газа на собственные нужды представлен в табл.4.3.

Таблица 4.3 Расход газа на собственные нужды

Год	Количество КС, шт	Количестворабочих ГПА на всех КС, шт.	Суммарная мощность работающих ГПА, тыс.кВт.	Удельный расход топлива, м3/кВт ч	Число часов работы КС в год, ч.	Объём газа на собственные нужды, млн.м3/год
2002	8	108	1094	0,402	8760	3853,9

Норма технически неизбежных потерь газа (Q_пот.) устанавливается в процентах к общему объёму поступления (Q_пост.) газа в газотранспортную систему .

Согласно опыту эксплуатации аналогичных газотранспортных систем норма технически неизбежных потерь газа принимается равной 0,16 % .

Расчёт объёма технически неизбежных потерь представлен в табл.4.4

Объём технически неизбежных потерь.

Таблица 4.4

Год	Объём годового поступления газа в систему магистральных газопроводов, млрд.м3/год.	Объём технически неизбежных потерь газа, млн.м3/год.
2002	82,235	131,58

При планировании и анализе работы магистральных газопроводов используется показатель объёма транспортируемого газа, который определяется как разность между объёмом поступления и расходом газа на собственные нужды и потерями его при транспортировке и хранении:

Расчёт расхода объёма транспортируемого газа представлен в табл.4.5

Таблица 4.5 Объём транспортируемого газа

Год	Объём годового поступления газа в систему магистральных газопроводов, млн.м3/год	Объём газа на собственные нужды, млн.м3/год	Объём технически неизбежных потерь газа, млн.м3/год	Объём транспортируемого газа, млн.м3/год
2002	82235	3853,9	131,58	78249,52

Производственная деятельность предприятия характеризуется показателем транспортной работы (А_тр). Объём транспортной работы определяется суммой произведений количества поданного газа каждому потребителю на расстояние от наиболее удалённого поставщика, включая длину газопровода-отвода , с учётом разницы расстояний между поставщиками в месте присоединения последнего отвода к газопроводу, то есть:

где П_к- объём поступления газа k-ому потребителю, млрд.м³ (k=1,…,m);

L_k – расстояние от максимально удалённого источника поступления газа до места отбора газа к k-ому потребителю, км;

Объём транспортной работы представлен в табл.4.6

Таблица 4.6

Год	Объём транспортируемого газа, млн.м3/год	Расстояние от максимально удалённого источника поступления газа до места отбора газа к k-ому потребителю, км	Объём транспортной работы, млрд.м3 км/год
2002	78249,52	1003.8	78546,87

Объём тарифной выручки (ТВ) в стоимостном выражении определяем путём умножения величины транспортной работы (А_тр) на установленный тариф (Т) , объём тарифной выручки представлен в табл.4.5

Таблица 4.5

Год	Объём транспортной работы, млн.м3 км/год	Тариф, руб/тыс.м3 100км	Тарифная выручка, млн.руб.
2002	78546,87	27	2120765,5

Тариф принят равным действующим в настоящее время тарифам за перекачку газа по территории Российской Федерации.

Расчёт численности работников производится по 2001 году. Планирование численности работников связано прежде всего с показателем использования рабочего времени. Среднее число часов и дней работы одного работника в год определяется на основе баланса рабочего времени, который включает три этапа:

1)         расчёт среднего фактического числа рабочих дней;

2)         установление средней продолжительности рабочего дня;

3)         определение среднего ( эффективного ) фонда рабочего времени.

Таблица 4.6 Баланс рабочего времени

Показатели	Единицы измерения	Величина
Календарный фонд времени	Дни	365
Выходные и праздничные дни	Дни	114
Номинальный фонд времени	Дни	251
Неявки на работу* в томчисле -            очередные и все виды отпусков -            выполнение гос. обязанностей -            отпуска по болезни	Дни Дни Дни	16,84 0,62 10,2
Реальный фонд времени	Дни	223,34
Номинальная продолжительность рабочего дня	Дни	7,8
Годовой эффективный фонд рабочего времени (одного рабочего)	Часы	1742

^*Неявки на работу – данные статистического учёта по обществу

Вторым этапом планирования численности является определение норм обслуживания.

Руководствуясь действующими в Обществе «Нормативами численности руководящих работников, специалистов, служащих и рабочих», определяется состав персонала. В соответствии с последним определяется явочная численность, по формуле:

На основании баланса рабочего времени

К=1.12(251/223.34)

Где К – коэффициент среднесписочного состава и является частным от деления номинального фонда рабочего времени на планируемое число рабочих дней.

Явочная численность персонала.

Общая явочная численность персонала 2001 год

,

где Ч_сп – нормативная численность специалистов 2000 год, Ч_сп=518 чел.;

Ч_раб. – нормативная численность рабочих 2001 год, Ч_раб.=1078 чел.;

Ч_я.об.=518+1078=1596 чел.

Среднесписочная численность 2000 год:

в том числе:

специалистов – 579 человек;

рабочих – 1208 человек.

Нормы обслуживания для расчёта плановой численности приняты в зависимости от объектов обслуживания и сменности персонала ( двухсменная работа по 12 часов ).

Расчёт производительности труда.

Объём товарного газа ( Q_тов. ) в расчёте на одного работника , занятого в транспорте газа, определяется по формуле:

Объём товарного газа в расчёте на одного работника.

Объём транспортной работы ( А_тр ) в расчёте на одного работника, занятого в транспорте газа ( Ч_об ) находим по формуле:

.

Таблица 4.8 Объём транспортной работы в расчёте на одного работника

Год	Объём транспортной работы, млрд.м3/год	Общая численность (Чоб) , чел.	Объём транспортной работы в расчёте на одного работника, млрд.м3/чел
2002	78546,87	1596	49,21

Расчёт фонда заработной платы на 2001 год.

Для планирования фонда заработной платы используются типовые положения по оплате труда работников газовой промышленности и действующая тарифная сетка ОАО Газпром.

Средний тарифный оклад рабочих – 2500 рублей , специалистов – 3500 рублей.

Для определения часовой тарифной ставки используется номинальный фонд рабочего времени:

,

где С – часовая тарифная ставка;

Т_н – номинальный фонд времени, Т_н=251.

t_р.д. – номинальная продолжительность рабочего дня, t_р.д.=8 час.

Среднемесячное количество часов работы принимаемое при определении тарифной ставки:

,

,

следовательно часовая тарифная ставка рабочего:

,

где З_окл.р. – средний тарифный оклад рабочего, З_окл.р.=2500 р.

,

Часовая ставка специалиста:

,

где З_окл.сп – средний тарифный оклад специалиста, З_окл.сп.=3500 р.

,

Общий годовой тарифный фонд может быть рассчитан на основе средней тарифной ставки, численности персонала и годового эффективного фонда рабочего времени.

Расчёт тарифного фонда заработной платы.

Таблица 4.9

Наименование категорий персонала	Часовая тарифная ставка	Численность	Эффективный ФРВ (час.)	Тарифный фонд заработной платы
Специалисты	20.9	579	1742	21080116,2
Рабочие	14.9	1208	1742	31354606,4
Всего		1787		52434722.6

Структура годового фонда заработной платы.

Таблицы 4.10

№	Элементы фонда зарплаты.	Затраты на заработную плату в год, руб.
1.	Оплата по тарифным ставкам (тарифной фонд заработной платы)	52434722.6
2.	Доплата за работу в ночное время.	3284065,6
3.	Доплата за работу в праздничные дни	93768
4.	Прочие виды доплат и надбавок	10486,92
5.	Текущая премия	50279889,552
6.	Надбавка по районному коэффициенту	8050231,5
7.	Оплата очередных и дополнительных отпусков.	5803202,6
8.	Оплата за выполнение государственных обязанностей	171332,65
9.	Всего	120127699,4

Расчёт материально-технического обеспечения.

Потребность в конкретном виде материально-технического ресурса проектируемого газотранспортного предприятия находим по формуле:

,

где Н_ij – норма расхода i-того материала на единицу продукции (работ) j на период t;

B_j – объём производства j-е вида работ на период t.

Расчёт потребности в основных горюче-смазочных материалах.

Расчёт потребности в основных горюче-смазочных материалах приведен в табл.4.11

Потребность в основных горюче-смазочных материалах.

Таблица 4.11

Показатели	Объём работ км/год	Наработка маш/час	Норма расхода на единицу работ	Норма расхода на единицу работ	Потребность литров
А) Бензин
Грузовые авто	680520	-	25.9		176254.7
Легковые авто	441600	-	14		61824
Спец. авто	423200	-	71.6		303011.2
Автобусы	800800	-	32.6		261060.8
ИТОГО:					802150.7
Б)Диз. топливо
Грузовые авто	997854		41.8		417102.9
Строительно-дорожные машины		49400		17.2	849680
Спец. авто	407400		102		415548
Прочие механизмы		800		13.5	10800
ИТОГО:					1693130.9

Расчёт потребности в турбинных маслах.

Расчёт потребности в турбинных маслах приведён в табл. 8.2.15.

Таблица 4.12

№ КС	Количество ГПА на КС	Типы ГПА	Объём работы КС, маш.час.	Норма расхода масла, кг/маш. час	Потребность на эксплуатацию, база, тонн.
1	8	ГТК-10	8760	1,1	77
2	8	ГТК-10	8760	1,1	77
3	8	ГТК-10	8760	1,1	77
4	7	ГТК-10	8760	1,1	67.4
5	7	ГТК-10	8760	1.1	67.4
6	6	ГТК-10	8760	1,1	57.8
7	7	ГТК-10	8760	1,1	67.4
8	3	ГТК-10	8760	1,1	28.9
Итого	54	ГТК-10	8760	1,1	520.3

Потребность в основных материалах.

Потребность в основных материалах приведена в табл. 4.13

Потребность в основных материалах.

Таблица 4.13

Наименование материала	Единица измерения	Норма расхода	Потребность на эксплуатацию
Прокат	кг./млн.м^3	1.5	61.5
Трубы	кг./млн.м^3	1.0	41
Деловая древесина	м^3/млн.м.	0.006	0.246
Цемент	кг./млн.м^3	1.2	49.2
Стекло	м^3/млн.м.	0.15	6.15
Масла прочие	кг./млн.м^3	0.25	10.25
Метанол	кг./млн.м^3	4.8	196.8
Одорант	кг./млн.м^3	0.4	16.4
Нефтебитумы	кг./млн.м^3	0.3	12.3

Расчёт себестоимости, прибыли и рентабельности.

Определение затрат по статье электроэнергия покупная базируется на расчёте общей потребности как для производственных, так и для хозяйственных нужд. Стоимость электроэнергии определяется по прейскуранту № 09-01. Прейскурант предусматривает двухставочные тарифы.

По двухставочному тарифу оплачивается электроэнергия, расходуемая на всех промплощадках ЛПУмг с присоединённой мощностью свыше 750 киловольт –ампер. Двухставочный тариф состоит из основной и дополнительной платы. Основная предусматривает годовую оплату за 1 кВт заявленной потребителем мощности. Под заявленной мощностью имеется в виду наибольшая получасовая мощность в кВт ( не ниже 500 кВт), отпускаемая потребителям в часы суточного максимума нагрузки энергосистемы.

Дополнительная плата двухставочного тарифа предусматривает оплату за киловатт-час потребляемой электроэнергии, учтённой счётчиком.

В данном проекте расчёт потребности в электроэнергии проводится укрупнённо по формуле:

где N_э – установленная мощность КС;

t – число часов работы агрегата в год;

n – индивидуальная норма расхода электроэнергии в год.

Расходы электроэнергии по КС на прочие нужды принимаются равными 10% для КС.

Зная потребность в электроэнергии данной КС и тариф, определяем стоимость потреблённой электроэнергии. Вся эта сумма составляет дополнительную плату за электроэнергии, а основная плата складывается из оплаты за заявленную максимальную нагрузку установленной мощности, умноженной на тариф заявленной мощности.

Общая стоимость потребляемой электроэнергии по каждой КС приведена в табл.8.2.21.

Общая стоимость потребляемой электроэнергии по каждой КС.

Таблица 4.14

Название КС	Стоимость потребляемой электроэнергии по основной плате, тыс.руб.	Стоимость потребляемой электроэнергии по дополнительной плате, тыс. руб.	Общая стоимость потребляемой электроэнергии, тыс.руб.
КС 1	1000	1360	2360
КС 2	1000	1360	2360
КС 3	1000	1360	2360
КС 4	1000	1360	2360
КС 5	1000	1360	2360
КС 6	1000	1360	2360
КС 7	1000	1360	2360
КС 8	1000	1360	2360
Всего	8000	10880	18880

Затраты связанные с расходом газа на собственные нужды определяем исходя из объёма газа идущего на собственные нужды и цены покупки газа.

Затраты связанные с расходом газа на собственные нужды приведены в табл. 8.2.22.

Стоимость газа на собственные нужды принята равной 55.75 (средняя цена продажи газа по трассе Ухта-Грязовец).

Затраты связанные с расходом газа на собственные нужды.

Таблица 4.15

Год	Объём газа на собственные нужды, млн.м3/год	Стоимость газа на собственные нужды, руб тыс.м3	Затраты , тыс.руб.
2002	3853,9	55.75	214854,9

Стоимость потерь газа при транспортировке и хранении определяются произведением средневзвешенной цены покупки газа на объём потерь и приведена в табл. 4.16.

Стоимость потерь газа при транспортировке и хранении принята равной 55.75  ( средняя цена продажи газа на участке Ухта-Грязовец).

Стоимость потерь газа при транспортировке и хранении.

Таблица 4.16

Год	Объём технически неизбежных потерь газа, млн.м3/год	Стоимость потерь газа при транспортировке и хранении, руб/тыс.м3	Затраты, тыс.руб.
2002	131,58	55.75	7329

Для определения суммы амортизационных отчислений производится группировка основных фондов в соответствии с их структурой, установленными нормами амортизационных отчислений по группам основных производственных фондов (табл. 4.17).

Структура основных производственных фондов и норм амортизации по группам ОПФ.

Таблица 4.17

Группа ОПФ	Структура ОПФ	Среднегодовая стоимость ОПФ, млн.руб.	Норма амортизации	Амортизационные отчисления, млн.руб.
Линейная часть	91.6	82085.5	3	2462.5
Компрессорная станция	8.4	7498.4	3	224.9
Всего	100	89583.9		2687.5

Затраты по экономическим элементам.

Таблица 4.18

Затраты по экономическим элементам.	Год 2002
	Млн.руб.	%
Заработная плата	120.12	2.9
Отчисления на соц. страхование	46.25	1.14
Электроэнергия покупная	18.88	0.47
Газ на собственные нужды	214.85	5.3
Потери газа	7.33	0.18
Материалы всего	20.96	0.52
Амортизация ОПФ	1791.7	66.34
Итого	2220.07	76.9
Прочие денежные расходы	666.03	23.1
Всего затрат на транспорт газа	2886.1	100

Прочие денежные расходы принимаются равными 30% от суммы затрат всех вышеперечисленных экономических элементов.

Отчисления на социальное страхование производится в размере 38.5% от всего фонда заработной платы.

Себестоимости 1000 куб.м. товарного газа приведена в табл. 4.19

Себестоимость товарного газа.

Таблица 4.19

Год	Объём транспортируемого газа, млн.м3/год.	Общая сумма затрат на транспорт газа, млн.руб.	Себестоимость товарного газа, руб/тыс.м3.
2002	78249.52	2886.5	27.1

В таблице 4.20 приведены основные экономические показатели.

Таблица 4.20

Показатели		2001			2002	2003	2004		2005	2006	2007	2008	2009	2010
Объем перекачки, [млрд.м3/год]		0			82,235	82,235	82,235		82,235	82,235	82,235	82,235	82,235	82,235
Тарифная выручка, [млн. руб.]		0			30098,01	30098,01	30098,01		30098,01	30098,01	30098,01	30098,01	30098,01	30098,01
Кап. вложения, [млн. руб.]		89583,9			0	0	0		0	0	0	0	0	0
Эксплутац. затраты, [млн. руб.]		0			2886,1	2886,1	2886,1		2886,1	2886,1	2886,1	2886,1	2886,1	2886,1
В т.ч. на амортизацию [млн. руб.]		0			1791,7	1791,7	1791,7		1791,7	1791,7	1791,7	1791,7	1791,7	1791,7
Прибыль, [млн. руб.]		0			21192,31	21192,31	21192,31		21192,308	21192,308	21192,308	21192,308	21192,308	21192,308
Сумма налога на прибыль по ставке, [млн. руб]		0			6357,692	6357,692	6357,692		6357,6924	6357,6924	6357,6924	6357,6924	6357,6924	6357,6924
Чистая прибыль, [млн. руб.]		0			14834,62	14834,62	14834,62		14834,6156	14834,6156	14834,6156	14834,6156	14834,6156	14834,6156
Поток наличности (деньги на руках), [млн. руб.]		0			16626,32	16626,32	16626,32		16626,3156	16626,3156	16626,3156	16626,3156	16626,3156	16626,3156
Чистый поток наличности, [млн. руб.]		-89583,9			16626,32	16626,32	16626,32		16626,3156	16626,3156	16626,3156	16626,3156	16626,3156	16626,3156
ЧТС, [млн. руб.]		-78928,5			12906,4	11371,3	10018,7		8827,1	7777,2	6852,1	6037,1	5319,0	4686,4
Внутр. норма рентабельности (ЧТС=0), [млн. руб.]		-77517,9			12449,2	10772,4	9321,5		8066,0	6979,6	6039,5	5226,1	4522,2	3913,1
Результат, [млн. руб.]		-78928,5			-66022,2	-54650,9	-44632,2		-35805,1	-28028,0	-21175,8	-15138,7	-9819,7	-5133,3
НДС		0,2
Тариф на перекачку		45,75			[руб./тыс.м3.]
Налог на прибыль		0,3
Нормативный коэфф.		0,135
ВНР		0,1556538
НДС		0,2
	Показатели	2011		2012		2013	2014		2015	2016	2017	2018	2019	2020
	Объем перекачки, [млрд.м3/год]	82,235		82,235		82,235	82,235		82,235	82,235	82,235	82,235	82,235	82,235
	Тарифная выручка, [млн. руб.]	30098,01		30098,01		7072,21	7072,21		7072,21	7072,21	7072,21	7072,21	7072,21	7072,21
	Кап. вложения, [млн. руб.]	0		0		0	0		0	0	0	0	0	0
	Эксплутац. затраты, [млн. руб.]	2886,1		2886,1		2886,1	2886,1		2886,1	2886,1	2886,1	2886,1	2886,1	2886,1
	В т.ч. на амортизацию [млн. руб.]	1791,7		1791,7		1791,7	1791,7		1791,7	1791,7	1791,7	1791,7	1791,7	1791,7
	Прибыль, [млн. руб.]	21192,308		21192,308		2771,668	2771,668		2771,668	2771,668	2771,668	2771,668	2771,668	2771,668
	Сумма налога на прибыль по ставке, [млн. руб]	6357,6924		6357,6924		831,5004	831,5004		831,5004	831,5004	831,5004	831,5004	831,5004	831,5004
	Чистая прибыль, [млн. руб.]	14834,6156		14834,6156		1940,1676	1940,1676		1940,1676	1940,1676	1940,1676	1940,1676	1940,1676	1940,1676
	Поток наличности (деньги на руках), [млн. руб.]	16626,3156		16626,3156		3731,8676	3731,8676		3731,8676	3731,8676	3731,8676	3731,8676	3731,8676	3731,8676
	Чистый поток наличности, [млн. руб.]	16626,3156		16626,3156		3731,8676	3731,8676		3731,8676	3731,8676	3731,8676	3731,8676	3731,8676	3731,8676
	ЧТС, [млн. руб.]	4129,0		3637,9		719,4	633,8		558,5	492,0	433,5	381,9	336,5	296,5
	Внутр. норма рентабельности (ЧТС=0), [млн. руб.]	3386,0		2930,0		569,1	492,4		426,1	368,7	319,0	276,1	238,9	206,7
	Результат, [млн. руб.]	-1004,3		2633,5		3352,9	3986,8		4545,2	5037,3	5470,8	5852,7	6189,2	6485,7
	НДС	0,2
	Тариф на перекачку	55,75		[руб./тыс.м3.]
	Налог на прибыль	0,3
	Нормативный коэфф.	0,135
	ВНР	0,1556538
	Показатели	2021	2022			2023		2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	Всего
	Объем перекачки, [млрд.м3/год]	82,235	82,235			82,235		82,235	82,235	82,235	82,235	82,235	82,235	82,235	2384,815
	Тарифная выручка, [млн. руб.]	7072,21	7072,21			7072,21		7072,21	7072,2	7072,21	7072,21	7072,21	7072,21	7072,21	458377,89
	Кап. вложения, [млн. руб.]	0	0			0		0	0	0	0	0	0	0	89583,9
	Эксплутац. затраты, [млн. руб.]	2886,1	2886,1			2886,1		2886,1	2886,1	2886,1	2886,1	2886,1	2886,1	2886,1	83696,9
	В т.ч. на амортизацию, [млн. руб.]	1791,7	1791,7			1791,7		1791,7	1791,7	1791,7	1791,7	1791,7	1791,7	1791,7	51959,3
	Прибыль, [млн. руб.]	2771,668	2771,668			2771,668		2771,67	2771,7	2771,668	2771,668	2771,67	2771,668	2771,668	283005,41
	Сумма налога на прибыль по ставке, [млн. руб]	831,5004	831,5004			831,5004		831,5	831,5	831,5004	831,5004	831,5	831,5004	831,5004	84901,624
	Чистая прибыль, [млн. руб.]	1940,168	1940,1676			1940,168		1940,17	1940,2	1940,168	1940,168	1940,17	1940,168	1940,168	198103,79
	Поток наличности (деньги на руках), [млн. руб.]	3731,868	3731,8676			3731,868		3731,87	3731,9	3731,868	3731,868	3731,87	3731,868	3731,868	250063,09
	Чистый поток наличности, [млн. руб.]	3731,868	3731,8676			3731,868		3731,87	3731,9	3731,868	3731,868	3731,87	3731,868	3731,868	160479,19
	ЧТС, [млн. руб.]	261,2	230,2			202,8		178,7	157,4	138,7	122,2	107,7	94,9	83,6	8062,9
	Внутр. норма рентабельности (ЧТС=0), [млн. руб.]	178,9	154,8			133,9		115,9	100,3	86,8	75,1	65,0	56,2	48,7	0,0
	Результат, [млн. руб.]	6746,9	6977,1			7179,9		7358,5	7515,9	7654,6	7776,8	7884,5	7979,3	8062,9
	НДС	0,2
	Тариф на перекачку	55,75	[руб./тыс.м3.]
	Налог на прибыль	0,3
	Нормативный коэфф.	0,135

 

Литература

1. Юфин В.А., Москва, Недра 1978 г., «Трубопроводный транспорт нефти и газа».

2. Деточенко А.В. и др., Москва, Недра 1978 г., «Спутник газовика».

3. СНиП 2.05.06-85, Москва 1985г, «Магистральные газопроводы»

4. Справочное пособие, Москва, Недра 1987г., «Эсплуатационнику магистральных газопроводов»

5. Шпатаковский М.М., Методические указания, Москва ГАНГ 1991г.,

6. Белоусов В.Д. и др., Москва ГАНГ 1983г., «Технологический расчет газопроводов».

7. Комарова Л.А., Москва, Недра 1989г., «Экономика транспорта и хранения нефти и газа».

8. Гриценко А.И., Миляев В.Б., Р.Г.Рыбальский, «Методические рекомендации по расчету параметров выброса газовой смеси и ее рассеивания в атмосфере при аварийных разрывах газопроводов», Москва, ГАНГ, ВНИИГАЗ, 1992г.

9. Бородавкин П.П., Москва, Недра 1979г., «Подводные трубопроводы»

10. Самойлов Б.В., Москва, Недра 1995 г., «Сооружение подводных трубопроводов»

11. Поршаков Б.П., Москва 1992г., «Газотурбинные установки».

12. «Регламент по техническому обслуживанию подводных переходов магистральных газопроводов через водные преграды», РД 51-3-96.