Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ существующих подходов и методов снижения инвестиций, связанных с авариями при трубопроводной транспортировке газа 9
1.1. Анализ взаимосвязи возникающих аварий с инвестициями при трубопроводной транспортировке газа 9
1.2. Классификация аварийных ситуаций 10
1.3. Анализ существующих подходов и методов минимизации инвестиций при транспортировке газа 16
1.4. Проблема оптимизации инвестиций при внутритрубной диагностике в аварийных ситуациях и постановка задач исследования 24
Выводы по первой главе 38
Глава 2. Метод оптимизации инвестиций, обеспечивающих внутритрубную диагностику при транспортировке газа 39
2.1. Критерии оптимизации инвестиций 39
2.2. Оптимизационная модель вложения инвестиций при внутритрубной диагностике 40
2.3. Оптимизация инвестиций при проводимых ремонтах .....61
2.4. Статическая задача планирования капитального ремонта трубопроводов 66
2.5. Динамическая задача планирования капитального ремонта трубопроводов 69
Выводы по второй главе 74
Глава 3. Инвестиционное проектирование внутритрубной диагностики и практическая реализация разработанного метода 75
3.1. Система показателей оценки эффективности инвестиционных проектов в газовой промышленности 75
3.2. Оценка устойчивости инвестиционного проекта «Внутритрубная диагностика» 86
3.2.1. Имитационное моделирование инвестиционного проекта «Внутритрубная диагностика» 89
3.2.2. Анализ чувствительности проекта «Внутритрубная диагностика» 98
3.3. Практическая реализация проекта в среде «ТЭО- ИНВЕСТ 2000Plus»: 108
Выводы по третьей главе 113
Заключение 114
Список литературы ..116
Приложение 125
- Анализ взаимосвязи возникающих аварий с инвестициями при трубопроводной транспортировке газа
- Классификация аварийных ситуаций
- Критерии оптимизации инвестиций
- Система показателей оценки эффективности инвестиционных проектов в газовой промышленности
Введение к работе
Актуальность исследования. В настоящее время на территории Российской Федерации эксплуатируются более 150 тыс. км магистральных газопроводов, в которых трубы большого диаметра составляют более 60%. Значительная часть эксплуатируемых трубопроводов физически и морально устарела: 14% трубопроводов отработали более 30 лет, 56% - от 10 до 30 лет, 30% - до 10 лет. Магистральные газопроводы, как наиболее протяженная конструкция, подвержена старению во времени за счет снижения параметров свойств стали труб и воздействия внешних природных условий. В результате на трубах газопроводов образуются дефекты различного типа, из которых первое место занимает коррозия. Образование дефектов общей коррозии относится к предсказуемому фактору во времени. Методология их выявления и диагностирование в настоящее время отработаны достаточно хорошо. В отличие от общей коррозии, образование стресс-коррозионных дефектов (дефекты типа продольных трещин) трудно прогнозируемо. Большие сложности связаны также с их выявлением с помощью различных методов и средств диагностики и дефектоскопии. Поэтому инвестиции, связанные с авариями газопроводов, происходящие по причине стресс-коррозии, выводят эту проблему на первое место.
В настоящее время для решения этой проблемы рядом производственных предприятий и фирм, как в России, так и за рубежом ведутся разработки специальных средств внутритрубной диагностики стресс-коррозионных повреждений, позволяющие на ранней стадии выявлять опасные участки и заблаговременно предотвращать аварийные ситуации. Однако, в силу острой нехватки инвестиций, с одной стороны, и достаточно высокой стоимости диагностических средств, с другой стороны, на первый план выходят проблемы, связанные с оптимизацией инвестиций.
Как показывает анализ существующих научных подходов и методов оптимизации инвестиций, связанных с внутритрубной диагностикой,
имеющиеся теоретические и практические разработки в этой области практически отсутствуют. В связи с этим, актуальность проводимых в настоящей диссертационной работе исследований и разработка метода оптимизации инвестиций при внутритрубной диагностике определяется отсутствием научно-методической базы решаемой задачи.
Цель исследования. Целью исследования является разработка метода оптимизации инвестиций, связанных с внутритрубной диагностикой при транспортировке газа.
Задачи исследования. Для достижения поставленной в работе цели решаются следующие задачи:
провести анализ взаимосвязи возникающих аварий с инвестшгиями при трубопроводной транспортировке газа;
разработать классификацию аварийных ситуаций;
выбрать критерии оптимизации инвестиций;
разработать метод оптимизации инвестиций, обеспечивающих внутритрубную диагностику;
разработать модель оптимизации инвестиций при проводимых ремонтах;
разработать инвестиционный проект для внутритрубной диагностики;
разработать подход оценки устойчивости инвестиционного проекта «Внутритрубная диагностика».
Объект исследования. Объектом исследования являются инвестиции, связанные с внутритрубной диагностикой.
Предмет исследования. Предметом исследования являются теоретические и методические подходы и методы оценки эффективности инвестиций и их оптимизации в газовой промышленности и других отраслях. Теоретические и методические вопросы оценки эффективности инвестиций нашли свое отражение в трудах как отечественных, так и зарубежных ученых:
А.А. Апостолова, Б.В. Будзуляка, Б.Л. Кучина, А.Д. Седых, СА. Тимашева, И.А. Бланка, В.Г. Золотогорова, Г.Б. Клейнера, И.В. Липсица, В.В. Ковалева, В.В. Шеремета, В.В. Бочарова, Г. Бирмана, М. Бромвича, У. Шарпа, Л.Дж. Гитмана.
Методы исследования. Для решения поставленных в диссертационной работе задач использовались теоретические и методические основы оценки эффективности инвестиционных проектов, методы оптимизационного моделирования, системного и ситуационного анализа, экспертных оценок, математической статистики и теории вероятностей.
Научная новизна. Научная новизна диссертации состоит в разработке метода оптимизации инвестиций внутритрубной диагностики при трубопроводной транспортировке газа. Наиболее значимыми научными результатами исследования являются:
проведен анализ взаимосвязи возникающих аварий с инвестициями при трубопроводной транспортировке газа;
разработана классификация аварийных ситуаций при транспортировке газа;
выбраны критерии оптимизации инвестиций;
разработан метод оптимизации инвестиций, обеспечивающих внутритрубную диагностику;
разработана оптимизационная модель вложения инвестиций при ремонтах трубопроводов;
разработан инвестиционный проект для внутритрубной диагностики;
разработан подход оценки устойчивости инвестиционного проекта «Внутритрубная диагностика».
Практическая значимость. Практическая значимость диссертационного исследования заключается в применении разработанного метода оптимизации инвестиций в магистральном транспорте ОАО «Газпром».
Результаты проведенного исследования использовались при обосновании величины инвестиций внутритрубного комплекса и технологии диагностики стресс-коррозионных повреждений магистральных газопроводов диаметром 1420 мм, удостоенных премии ОАО «Газпром» 2002 г. с участием автора диссертации.
Материалы диссертации могут быть использованы в учебных целях в качестве учебного пособия для студентов, изучающих инновационный и инвестиционный менеджмент.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы были реализованы на предприятиях ОАО «Газпром»: ООО «Тюменьгазпром», 000 «Севергазпром», ООО «Лентрансгаз», ООО «Мострансгаз». Материалы диссертации были использованы в качестве инвестиционного обоснования применения дефектоскопов ДМТП1-1400. Применение этих дефектоскопов позволило предотвратить 198 потенциальных аварий, а также установить местонахождение очагов стресс-коррозионных дефектов для последующего планово-восстановительного выборочного ремонта.
Публикация работы. По материалам выполненных исследований опубликовано четыре научных работы, общим объемом 1,1 п. л.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы, приложений.
Во введении обосновывается тема диссертационного исследования и ее актуальность. Ставится цель и задачи исследования. Даются определения объекта и предмета исследования, научная новизна, практическая значимость и апробация работы.
В первой главе - «Анализ существующих подходов и методов снижения инвестиций, связанных с авариями при трубопроводной транспортировке газа» проведен анализ взаимосвязи возникающих аварий с инвестициями при транспортировке газа. Приводится классификация аварийных ситуаций.
Рассматриваются проблемы оптимизации инвестиций при внутритрубной диагностике в аварийных ситуациях и дается постановка задач исследования.
Во второй главе - «Метод оптимизации инвестиций, обеспечивающих внутритрубную диагностику» рассматриваются вопросы, связанные с выбором критериев оптимизации инвестиций, оптимизационная модель вложения инвестиций при внутритрубной диагностике, оптимизация инвестиций при проводимых ремонтах, статическая и динамическая задачи планирования капитального ремонта трубопроводов.
В третьей главе — «Инвестиционное проектирование внутритрубной диагностики и практическая реализация разработанного метода» отражены вопросы, связанные с системой показателей оценки эффективности инвестиционных проектов в газовой промышленности, оценка устойчивости инвестиционного проекта «Внутритрубная диагностика», практическая реализация инвестиционного проекта в среде «ТЭО-ИНВЕСТ 2000Plus».
Основные результаты исследования изложены на 130 стр., 35 рис., 6 табл., 1 приложении. Список использованной литературы содержит 95 наименований.
Анализ взаимосвязи возникающих аварий с инвестициями при трубопроводной транспортировке газа
На основании анализа статистической информации ОАО «Газпром» и данных, предоставляемых службами Госгортехнадзора, можно прийти к выводу о значительном стаірении трубопроводов, обеспечивающих транспорт газа в единой системе газоснабжения России (рис. 1.1).
При нормативном сроке службы газопровода, принятом в России равным 23 годам, свыше 38% трубопроводов имеют срок службы 25 лет и более. Причём, согласно прогнозным данным до 2007 года, протяжённость газопроводов, возраст которых превысит 25 лет, составит 84446 км при общей протяжённости трассы магистральных газопроводов 150000 км. Это однозначно сказывается на аварийности (рис. 1.2). Среднее число аварий на 1000 км трассы неуклонно росло, несмотря на проведение регулярных планово-предупредительных ремонтов, осуществление реконструкции и замены трубопроводов, до появления внутритрубной диагностики. Хотя существует план капитальных ремонтов магистральных газопроводов, в силу хронической нехватки финансовых средств, фактические показатели капитальных ремонтов существенно отличаются от плановых. Всё вышесказанное выдвинуло проблему снижения аварийности линейной части магистральных газопроводов и связанных с нею финансовых инвестшшй в ряд важнейших проблем эксплуатации магистральных газопроводов. Аварий/1000км
Хотя интенсивность отказов, вызванных коррозией, стоит по частоте на третьем месте после внешних воздействий и конструкционных дефектов, значимость этих отказов по финансовым ущербам, возникающим при авариях, по причине коррозии весьма велика. Причём, можно выделить два вида коррозии: - общая коррозия, - стресс-коррозия.
Дефекты, относящиеся к общей коррозии, достаточно хорошо предсказуемы во времени и не представляют серьёзной проблемы при диагностировании. Стресс-коррозия же вызывает большое многообразие дефектов, трудно предсказуемых во времени и приводящих к значительным потерям. Поэтому, главное внимание в работе будет уделено диагностике стресс-коррозионных отказов и связанных с ними финансовых затрат.
Изменение аварийности газопроводов по причине стресс-коррозии за период 1991-2001 г. приведено на рис. 1.4. Хотя в динамике стресс-коррозионные отказы носят волнообразный характер, тем не менее, наметилась чёткая тенденция к возрастанию их максимумов, при наличии общей тенденции к снижению количества аварий. Объясняется это прежде всего тем, что начиная с 1997 г. начиналось повсеместное внедрение внутритрубной диагностики в магистральный транспорт газа, что в значительной степени позволило своевременно определять опасные участки и устранять причины возможных аварий. Что же касается стресс-коррозии, то выявление подобных дефектов с помощью современных диагностических систем носит пока ещё вероятностный характер при наличии общей тенденции роста этого рода дефектов за счёт старения газопроводов. Это ещё раз подчёркивает необходимость повышения эффективности внутритрубной диагностики.
Для аппроксимации ущерба обычно используется линейная функция вида: У = а]Х1 + а2Х2 + а3Х3 (1.2) где a i, а2, а$- соответствующие единичные финансовые коэффициенты.
В работе исследованы различные составляющие финансового ущерба (аварийных затрат), возникающего при авариях в линейной части магистральных газопроводов.
Как показывают расчеты, наибольшее влияние на ущерб оказывают два параметра: D — диаметр трубопровода, мм, L - длина заменяемого участка трубопровода, м; остальные параметры в значительной мере зависят от диаметра.
Коэффициенты стоимости а2, а3 зависят от конкретного газопровода и в каждом объединении устанавливаются индивидуально. Коэффициент стоимости а] является сложной функцией 3-х переменных: диаметра газопровода Д, мм, толщины стенки трубопровода 5, мм и стоимости 1 тонны трубопровода, которая сильно зависит от диаметра.
На основании статистических расчетов определены средние значения стоимостей 1 м газопровода в зависимости от диаметров (последняя графа таблицы 1.2).
Далее проведены исследования зависимостей ущерба и частоты аварий от диаметра трубопровода. Результаты исследований, использующих статистические данные за период 1994 г. по 1998 г., отражены на рис. 1.5. Кривая 1 соответствует среднестатистическим авариям за 5 лет, а кривая 2 -среднестатистическим ущербам за 5 лет. Характерно, что среднестатистическая кривая имеет минимум на 1020 м, что объясняется низким уровнем автоматизации и телемеханизации газопроводов — 720 мм. Эта картина существенно изменилась с 1997 г., и с 1997 г., и далее минимум исчезает и кривая ущерба становится монотонно убывающей.
Классификация аварийных ситуаций
На практике на основе этих понятий оценивают принятый показатель -уровень надежности, например, значение частоты отказов на 1000 км трубопроводов в год дает оценку уровня надежности трубопровода в эксплуатации. Так, значения частоты отказов 0,2-0,25 характеризуют степень надежности газопроводов России, США, Европы. В техническом плане этот уровень удовлетворяет в основном требованиям эксплуатации, окружающей среды и надежности системы в целом. Для поддержания этого уровня в случае индивидуального газопровода с ростом эксплуатации требуется осуществление технических мероприятий.
Магистральные газопроводы относятся к ответственным сооружениям, рассчитанным на сравнительно долгий срок службы. Поэтому необходимо проводить оценку их долговечности, принимая во внимание прежде всего комплекс внешних нагрузок и воздействий, эксплуатационные режимы, природные условия. Выход таких конструкций из строя из-за разрушения в буквальном смысле этого слова является редким событием. Обычно потеря работоспособности конструкций - результат постепенного накопления повреждений, которые, достигнув определенного значения, начинают препятствовать нормальной эксплуатации конструкции. В течение срока службы конструкция подвергается нагрузкам, представляющим собой случайные процессы или случайные поля. Поэтому накопление повреждений в конструкции также случайный процесс. Зная вероятностные характеристики процесса нагружения, можно определить степень повреждений, накопленных к концу заданного срока службы, расчетным способом или измерениями с помощью специальных датчиков. У правильно спроектированной конструкции вероятность достижения повреждений некоторого предельного значения за истечением срока службы не должна быть чрезмерно большой. Таким образом, проблема накопления повреждений при случайном воздействии связана с расчетом на надежность. Применительно к линейным сооружениям - газопроводам в первую очередь, нужно уметь рассчитывать долговечность участков газопроводов, прокладываемых в сложных условиях.
Оценка долговечности должна выполняться исходя из того, что конструкция находится в переменных условиях нагружения, свойства материалов конструкции имеют статистический разброс, поведение конструкции носит вероятностный характер и т.п. Это приводит к рассмотрению механической надежности с применением вероятностных методов. Схематично подход может быть показан в виде следующей схемы (рис. 1.8).
Изучаются независимо свойства материалов, определяются их статистические характеристики, анализируются во времени и по координатам нагрузки на трубопровод, затем к конструкции применяется аппарат прочностных расчетов и в зависимости от вида задачи рассматривается статическая или динамическая прочность, усталость или несущая способность участка газопровода. На следующем этапе, исходя из соответствующих критериев, проводят оценку долговечности или остаточного ресурса конструкции.
Большое значение в решении проблемы имеет прочностной расчет. В основном в задачах прочности трубопроводов может быть использован стержневой подход, поскольку напряженное состояние, как правило, изменяется сравнительно медленно и отношение диаметра трубопровода к характерной длине является малой величиной. Исключение составляют отдельные задачи, возникающие иногда при эксплуатации, например, образование гофр. В этом случае местная потеря устойчивости должна рассматриваться с позиции теории оболочек. Также с использованием теорий упругости и пластичности исследуют тройниковые соединений трубопроводов, места врезки крановых узлов, задвижек, нагнетателей и т.п., что представляет собой предмет специального рассмотрения.
Целесообразно разработать методы решения применительно к типовым задачам линейной части северных магистральных газопроводов, например, для участков газопроводов, эксплуатируемых в пучинистых грунтах, в оттаивающих слабых грунтах, надземных участков и т.п. К указанным задачам применяют аналогичную схему (рис. 1.8).
Условно можно представить, что механическая надежность складывается из прочности материала трубы, сварных соединений, эффективности конструктивных решений и характера нагрузок. К этим элементам применяется аппарат прочностных расчетов, на основе которого формулируются расчетные критерии и выполняются оценки надежности и ресурса исследовательского плана, что в результате дает возможность создать нормативные материалы, методические рекомендации и средства повышения механической надежности. Если посмотреть на проблему механической надежности с других позиций, например, производственных, то составляющие надежности - это, очевидно, три взаимосвязанных и взаимообусловленных процесса: проектирование - когда закладываются теоретические основы возможностей конструкций и материала; строительство - качество строительно-монтажных операций, сварки, земляных работ и т.п.; эксплуатация - соблюдение технологических режимов, контроль за работоспособностью конструкции (рис. 1.9).
Критерии оптимизации инвестиций
Для оптимизации инвестиций при организации ремонтов (имеется в виду капитальных) необходима система оценки состояния трубопровода. Вначале остановимся на комплексе планово-предупредительных ремонтов (ПОР).
Для поддержания газонефтепроводов в технически исправном состоянии периодически в плановом порядке выполняют комплекс ремонтных работ, называемый планово-предупредительным ремонтом (ППР). ППР определяется как комплекс организационных и технических мероприятий по техническому уходу и надзору, обслуживанию и ремонту оборудования, проводимых периодически по заранее составленному плану и графику с учетом условий эксплуатации.
В классическом понимании система ППР оборудования включает следующие определения и понятия: ремонтный цикл, межремонтный период, структура ремонтного цикла и плановые периодические работы.
Ремонтным циклом называют время работы оборудования между двумя капитальными ремонтами (для оборудования, бывшего в эксплуатации) или время работы от начала эксплуатации до первого планового капитального ремонта (для нового оборудования). Длительность ремонтного цикла для каждого вида оборудования различна и зависит от его конструкции, условий работы.
Межремонтный период - это время работы оборудования между двумя любыми очередными плановыми ремонтами.
Структурой ремонтного цикла называют порядок чередования всех ремонтных и профилактических работ в ремонтном цикле.
Плановыми периодическими профилактическими работами называют межремонтное обслуживание оборудования.
В существующей практике эксплуатации магистральных трубопроводов отсутствуют конкретные рекомендации по продолжительности межремонтных циклов, а также длительности каждого ремонта. На линейной части магистральных трубопроводов проводят только капитальный ремонт. При этом участки, требующие капитального ремонта, определяют по результатам анализа статистических данных о коррозийном повреждении трубопровода и данных ежегодно проводимых электрометрических измерений вдоль трассы трубопровода и натурного осмотра изоляции и самого трубопровода путем выборочного вскрытия и закладки контрольных шурфов.
Цель технического диагностирования трубопроводных систем — оценка технического состояния системы, которая включает в себя проверку правильности функционирования, исправности и поиск неисправностей с точностью до установленной структурной единицы трубопроводной системы. Различают два основных вида технического диагностирования: функциональное и тестовое (рис. 2.1).
При функциональном диагностировании (ФД) диагноз технического состояния трубопровода формируется в процессе выполнения им алгоритма функционирования. В соответствии с этим никаких воздействий на трубопровод со стороны средств диагностирования не оказывается. ФД дает возможность немедленно реагировать на нарушения правильности функционирования трубопровода и тем самым обеспечивает своевременное принятие решений о мерах по сохранению его работоспособности. Средства ФД могу решать задачи как проверки правильности функционирования трубопровода, так и определения мест неисправностей и частично причин нарушений.
При тестовом диагностировании (ТД) диагноз технического состояния трубопровода формируется в момент, когда объект не применяют по прямому назначению, или таким образом, чтобы воспрепятствовать выполнению им алгоритма функционирования. Это связано с тем, что при ТД на трубопровод от средств диагностирования подают специальные воздействия (тест).
ТД трубопровода должно обеспечивать решение задач проверки исправности трубопровода и поиска неисправностей в нем. Средства диагностирования могут быть программными и аппаратными, встроенными и внешними. Необходимость непрерывного наблюдения функционирующего объекта делает целесообразной реализацию ФД встроенными средствами. ТД осуществляется как встроенными, так и внешними средствами в зависимости от частоты проведения и целей диагностирования. Основной принцип получения диагноза технического состояния заключается в сопоставлении значений контролируемых признаков и (или) параметров трубопровода и его модели при одинаковых воздействиях, поэтому на эффективность диагностирования существенно влияет адекватность математической модели трубопровода как объекта диагностирования.
Анализ показывает, что существующие модели диагностирования остаются вне практического применения, так как они основаны на предположении о том, что параметры, подлежащие контролю, определены в полном объеме.
Поэтому необходимо переходить к новым диагностическим системам, использующим внутритрубные интеллектуальные снаряды. В этом случае ППР заменяются на выборочные капитальные ремонты, о которых речь идет ниже.
Предположим, что на основе проведенной ранее внутритрубной дефектоскопии установлены все дефекты, подлежащие немедленному ремонту, и определено их точное расположение по трассе трубопровода.
Будем считать, что главной характеристикой времени безаварийной работы линейной части МГ служит нормированный поток отказов Л (отказ / км год) - количество аварий, приходящихся на единицу времени и единицу длины трубопровода. Очевидно, что увеличение потока отказов ведет к значительному ущербу, наносимому МГ. Поэтому естественным стремлением является проведение технических и технологических операций, направленных на уменьшение параметра потока отказов.
Система показателей оценки эффективности инвестиционных проектов в газовой промышленности
Критерием эффективности любого инвестиционного проекта является уровень прибыли, полученной на вложенный капитал. Прирост капитала должен, во-первых, полностью компенсировать инфляционное изменение стоимости денег в течение рассматриваемого периода, во-вторых, обеспечить минимальный уровень прибыли и, в-третьих, покрыть риск инвестора, связанный с реализацией проекта.
Оценку эффективности инвестиций рекомендуется проводить в соответствии с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования», утвержденными Госстроем России, Минэкономики РФ, Минфином РФ и Госкомпромом России №7-12/47 от 31.03.1994 и методами оценки эффективности инвестиционных проектов, применяемых в современной международной практике, и согласующимися с методиками, используемыми Организацией ООН по промьппленному развитию (ЮНИДО).
В качестве горизонта расчета для оценки экономической эффективности диагностических мероприятий рекомендуется принимать срок в пределах не выше нормативного срока службы изделия - прибора.
Основные показатели и методика их расчета Оценка эффективности проектов проводится с использованием следующих показателей: - выручка от реализации, - инвестиции, - издержки производства и платежи, - амортизационные отчисления, - балансовая прибыль, - реинвестированная прибыль, - налогооблагаемая прибыль, - налоги на прибыль, - чистая прибыль, - денежный поток, - дисконтированный денежный поток (чистая текущая стоимость), - внутренняя норма прибыли, - срок окупаемости, - соотношение капитала.
Ниже приведены способы расчета этих показателей. Выручка от реализации
Выручка от реализации продукции рассчитывается как произведение объемов реализации на цену. Объемы и цены дифференцируются по потребителям в соответствии с действующими, заключаемыми и прогнозируемыми контрактами на поставку.
Для предприятий, занимающихся технической диагностикой, выручка от реализации рассчитывается как произведение объема выполненных работ (в обследованных километрах) на стоимость обследования 1 км трассы согласно действующим расценкам.
Проведение диагностических мероприятий не влияет непосредственно на увеличение выручки от реализации газа газотранспортными предприятиями.
Источником эффекта у предприятия в результате внедрения средств технической диагностики служит снижение издержек производства на ремонт и техническое обслуживание.
Инвестиции
Для предприятий, занимающихся технической диагностикой, в состав инвестиций включаются: - затраты на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы (НИОКР), если имеет место разработка новых средств технической диагностики; - стоимость приборов для диагностики, закупка сопутствующего оборудования и принадлежностей, имеющих срок службы более одного года, а также покупка технологий, фирменного знака, ноу-хау, получение лицензий Госгортехнадзора и оплата работ по сертификации; - затраты на строительно-монтажные работы (CMP) по. установке (внедрению) средств технической диагностики.
Издержки производства и платежи
Оценку издержек производства при диагностике следует проводить в соответствии с «Положением о составе затрат по производству и реализации продукции (работ, услуг), включаемых в себестоимость продукции (работ, услуг) и порядке формирования финансовых результатов, учитываемых при налогообложении прибыли», утвержденным Постановлением Правительства РФ №552 от 05.08.1992 с учетом последующих изменений и дополнений.
Похожие диссертации на Разработка метода оптимизации инвестиций при внутритрубной диагностике транспортировки газа
