57. Технико-экономические показатели проектирования нефтяных магистральных трубопроводов, их характеристика и использование при оценке варианта.

При разработке проекта газопроводов исходят из объема добычи газа и его транспортировки на перерабатывающие заводы, хранилища или на экспорт. Поэтому вся работа по технико-экономическому проектированию должна быть увязана с работой по выявлению потребности в топливе и газопродуктах других отраслей на эти же расчетные периоды.

Сбор и транспорт газа

S_сбТi = S_сбТ · Q_жi

где S_сбТi - текущие затраты на сбор и транспорт нефти в году i;

S_сбТ - норматив текущих затрат на сбор и транспорт, руб.тыс.т.ж.

Q_жi - добыча жидкости в году i

Сбор и транспорт газа

К_Cеi=К_СТ·N_добi

где К_Cei - капитальные вложения в сбор и транспорт газа в году i;

К_СТ - удельные капитальные вложения в сбор и транспорт газа, тыс. руб./доб.скв.

Исходным материалом для определения проектной производительности является гидравлический расчет газопровода.

При укрупненных расчетах суточная пропускная способность (или участка) определяется по формуле

rrkQq365= (5.9)

где Q_r - годовая плановая пропускная способность газопровода (участка);

k_r - коэффициент годовой неравномерности транспорта газа.

Для однониточных газопроводов, характер неравномерности потребителей которых неизвестен, принимают k_r=0,85. Для газопроводов-отводов протяженностью более 50 км можно принимать кг = 0,75. При наличии подземных хранилищ или буферных потребителей по трассе k_r =0,9 + 0,95.

На основе схемы потоков газа устанавливается распределение газа, транспортируемого по магистральному газопроводу. Схема потоков газа может предусматривать дальнейшее развитие газопровода.

Удельные капитальные вложения (на 1км трубопровода) в строительство линейкой части 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 учетом территориальных коэффициентов определяются:

0К_j = К_смрk_Т1 + K_обk_Т2+K_прk_Т3 (5.10)

где К_смр, K_об, K_пр, - нормативные удельные затраты соответственно на строительно-монтажные работы, оборудование, прочие виды работ, тыс.руб./ш;

k_Т1, k_Т2, k_Т3 - территориальные коэффициенты соответственно на стоимость СМР, оборудование и прочие затраты.

Капитальные вложения в линейную часть газопровода составляют:

ΣΣ===mjjТПijIJjikkLККл

где k_j - удельные капитальные вложения на строительство 1 км газопровода на j-том участке с учетом территориальных коэффициентов, тыс.руб/км;

L_ij - протяженность j-ro участка газопровода при i-ых топографических условиях местности (принято равным 5);

k_ТПij - коэффициент, учитывающий особенности i-ых топографических условий местности на j-ом участке газопровода:

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

Капитальные вложения в строительство компрессорных станций, проектируемых газопроводов К„ определяются по формуле:

ПСТiвлiaboiniкцiКСKKKKК+++=Σ=1 (5.12)

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

К_aboi - капитальные вложения в строительство установки охлаждения газа i-ой КС;

K_влi - капитальные вложения в строительство воздушных линий электропередачи i-ой КС;

К_ПСТi - капитальные вложения в строительство подстанции i-ой КС.

Годовую себестоимость перекачки газа С_пг можно рассчитать по формуле:

С_пг=Э_лч+Э_кс (5.13)

где Э_лч - эксплуатационные расходы (годовые) по линейной части газопровода;

Э_кс - эксплуатационные расходы (годовые) по компрессорным станциям.

Эксплуатационные расходы рассчитываются в соответствии с действующей «методикой по планированию, учету и калькулированию себестоимости транспорта газа» (РАО «Газпром» 1994г).

Заработная плата производственного персонала проектируемого магистрального газопровода определяется исходя из его численности.

Численность персонала оп обслуживанию объектов определяется с учетом рекомендуемой схемы управления и характера выполняемых работ.

Отчисления на социальное страхование производится по нормам, установленным законодательством РФ.

Заработная плата 3_ксi производственного персонала i-ой КС рассчитывается по формуле:

3_ксi = З_удn₃N_1ГПА (5.14)

где З_уд - заработная плата производственного персонала с отчислениями на социальное страхование и затратами на охрану труда, приходящаяся на 1кВт мощности ГПА.

N_1ГПА - единичная мощность агрегатов;

n3 - количество рабочих ГПА на i-ой КС,

К заработной шаге производственного персонала КС добавляется заработная плата Зив цехового персонала с отчислениями на социальные нужды с затратами на охрану труда.

Затраты на электроэнергию рассчитываются по двухставочному тарифу по каждой компрессорной станции.

Стоимость газа на собственные нужды КС определяется путем умножения соответствующих расходов газа на его цену.

60. ТЭО проектов строительства и эксплуатации трубопроводов, его содержание.

Состав и содержание ТЭО зависит от особенностей проектируемого объекта. Так, например, в одних случаях основной задачей при сооружении газопровода является определение его оптимальной мощности, поскольку направление определено в генеральной схеме, в других установление генерального направления магистрали составляет главную задачу ТЭО.

Одной из важнейших задач ТЭО является определение основных технико-экономических показателей, к числу которых относятся объемы капитальных вложений с учетом сопряженных затрат в смежные отрасли промышленности, численность работников, производительность труда, ориентировочный размер себестоимости транспорта газа, удельные расходы топлива, электроэнергии и других ресурсов, а также показатели, характеризующие экономическую эффективность капитальных вложений.

Технико-экономическое обоснование проходит экспертизу и после этого заказчик, основываясь на ТЭО выдает одному из специализированных проектных институтов задание на проектирование магистрального трубопровода. Институт в этом случае становится генеральным проектировщиком.

В задании находит отражение следующая информация:

• наименование начального и конечного пунктов трубопровода;

• пропускная способность трубопровода с учетом перспективы роста нагрузки (на 15 лет и более);

• состав газа и его характеристики, которые предполагается последовательно перекачивать по трубопроводу;

• перечень населенных пунктов, количество газа, предназначенного для попутного сброса;

• материалы выбора площадок основных сооружений по трассе;

• основные требования по автоматизации и телемеханизации процессов перекачки;

• сроки начала строительства трубопровода и этапы его развития;

• генеральная подрядная строительная организация;

• стадии и сроки проектирования;

• особые требования заказчика.