2. Доставка строительных материалов  к месту производства работ  осуществляется автотранспортом:

      - все строительные материалы доставляются  с железнодорожной станции г.  Томск – расстояние 413 км;

      - дополнительный грунт для устройства  монтажных  площадок и устройства  валика на пойме – из карьера  (дальность возки принята проектом  – 2км). 

      3. Доставка строительных материалов  требуемых на ремонт нефтепровода, на левый берег реки (по 1 и 2 варианту) производится по существующей мостовой переправе и складируются на места временного хранения материалов.

      5.  ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

Вариант 1

 

      Продолжительность капитального ремонта подводного перехода нефтепровода определена по СНиП 1.04.03-85* часть II, по пункту 7 "Магистральный трубопроводный транспорт", п.п.2* "Подводный переход" и составляет 7,2 месяца. Основные технико-экономические показатели приведены в таблице 8. 

      Таблица 8 - Основные технико-экономические показатели 

 

      Распределение затрат по видам работ по Варианту 1 приведено в таблице 9. 

      Таблица 9 - Распределение затрат по видам работ

Вариант 2

 

      Продолжительность строительства определена по Единым и Ведомственным нормам и расценкам  на строительные, монтажные и ремонтные  работы и составляет 6,5 месяцев.

      Основные  технико-экономические показатели приведены в таблице 10.

      Таблица 10 - Основные технико-экономические показатели 

 

      Распределение затрат по видам работ по капитальному ремонту подводного перехода по Варианту 2 приведено в таблице 11. 

      Таблица 11 - Распределение затрат по видам работ 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

6. ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ НАДЕЖНОСТЬ. 

      В соответствии с принятыми проектными решениями эксплуатационная надежность двух вариантов переукладки неравнозначна.

      Наряду  с общими для обоих вариантов  техническими решениями, влияющими  на эксплуатационную надежность, вариант 2 отличается от варианта 1 двумя существенными  конструктивными параметрами перехода:

      - метод ННБ обеспечивает увеличенное  до 8.0-10.0 метров, в результате специфики  технологии процесса образования  скважины, заглубление трубопровода  под дном водной преграды, которое  дает 100% гарантию от размыва трубы  на весь срок эксплуатации  трубопровода.

      В связи с отсутствием в отечественной  практике опыта большого срока эксплуатации подводных переходов трубопроводов, построенных методом наклонно-направленного  бурения, который не превышает 8-9 лет, судить о надежности подобных сооружений можно лишь по мировому опыту.

      Мировая практика строительства подводных  переходов трубопроводов и зарубежные информационные издания оценивают  метод наклонно-направленного бурения  с точки зрения эксплуатационной надежности как исключительно надежный и определяют средний срок службы подводных переходов трубопроводов 50 лет.

      Отечественная практика эксплуатации подводных переходов  трубопроводов, построенных традиционным траншейным способом (статистика таких  данных отсутствует) показывает, что  существует реальная необходимость  проведения капитального ремонта трубопроводов  в течение всего срока службы его эксплуатации, причем на некоторых  переходах капитальные ремонты  проводятся неоднократно.

      Исходя  из выше указанного, принимается, что  эксплуатационная надежность подводных  переходов магистральных нефтепроводов  по варианту 2 на порядок выше по сравнению  с вариантом 1. Такое заключение косвенно подтверждает «Регламент технической  эксплуатации переходов магистральных  нефтепроводов через водные преграды»  разработанный ОАО «АК» Транснефть», который предписывает проведение полных обследований 1 раз в 4 года на подводных  переходах через несудоходные реки и частичных – 1 раз в 2 года, построенные  траншейным методом и проведение полных обследований один раз в десять лет на переходах построенных  методом наклонно-направленного  бурения. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

7. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИНВЕСТИЦИЙ

7.1  Исходные данные

 

 Объектом обоснования инвестиций является сравнительный анализ методов производства работ по капитальному ремонту подводного перехода нефтепровода (ППМН) через         р. Вяловка магистрального нефтепровода «Александровское – Анжеро-Судженск».

Основные  технико-экономические показатели вариантов устройства перехода показаны в таблице 12. 

Таблица 12 - Исходные технико-экономические показатели расчета эффективности

инвестиций 

 

Величина  капитальных вложений определена на основе сводного сметного расчета стоимости  строительства и индекса-дефлятора. Применение прогнозного индекса  дефлятора позволяет корректно  оценить величину капитальных вложений, учитывая уровень инфляции и прочие факторы влияющих на уровень цен  в краткосрочном периоде.

Показатели  пропускной способности нефтепровода предоставлены заказчиком и соответствуют  отраслевым нормативам производительности нефтепроводов.

Удельные  капиталовложения на единицу мощности посчитаны путем деления общей  величины капитальных вложений на мощность ППМН (показатель пропускной способности).

Как видно  на гистограмме (рис.12) величина инвестиционных издержек по двум вариантам капитального ремонта ППМН существенно различается. Вариант 2 (метод ННБ) в пять раз  дороже варианта 1 (традиционный метод). 

 

Рис.12 Величина инвестиционных издержек по двум вариантам

При выполнении обоснования инвестиций использованы следующие нормативные документы  и материалы:

      - Свод правил СП 11-101-95  «порядок  разработки, согласования, утверждения  и состав обоснований инвестиций  в строительство предприятий,  зданий и сооружений»;

      - «Методические рекомендации по  оценке эффективности инвестиционных  проектов» (утвержденные Минэкономики  РФ, Минфином РФ, Госстроем РФ  от 21.06.1999 за № ВК 477).

Эффективность инвестиционных проектов, в соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов» оценивается по таким  интегральным показателям как чистый дисконтированный доход (ЧДД), индекс доходности (ИД), срок окупаемости. Данный проект является проектом капитального ремонта, (проектные мощности нефтепровода не изменяются), а не реконструкции. Следовательно, при сравнении вариантов по капитальному ремонту ППМН наиболее целесообразным будет использование показателя приведенных строительно-эксплутационных затрат сравнительной эффективности. Исходя из этого структура раздела «эффективность инвестиций» будет отличаться и не будет содержать расчетов рекомендуемых СП 11-101-95 «Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений» п.4.9., приложение Б.

Обоснование инвестиций содержит следующие разделы:

1.Сравнительный  анализ инвестиционных издержек.

2.Сравнительный  анализ эксплутационных издержек.

3.Сравнительный  анализ приведенных строительно-эксплутационных  издержек.

7.2 Сравнительный анализ инвестиционных издержек

 

На основании  сводных сметных расчетов стоимости  строительства по двум вариантам  капитального ремонта ППМН проведена  сравнительная характеристика структуры  инвестиционных затрат. Структура инвестиционных издержек представлена в таблице 13.