Технико-экономические показатели компрессорного цеха Фроловского ЛПУМГ OOO 'Газпром трансгаз Волгоград'

Технико-экономические показатели компрессорного цеха Фроловского ЛПУМГ OOO 'Газпром трансгаз Волгоград'

Введение

Россия, обладая уникальным энергетическим потенциалом, постоянно укрепляет свои позиции на мировом энергетическом рынке. Одновременно с этим РФ остается одним из крупнейших потребителей углеводородного сырья.

Успешная реализация энергетического потенциала страны неразрывно связана с деятельностью предприятий нефтяной и газовой промышленности и, в первую очередь, с их экономическим состоянием.

Важнейшим результатом функционирования нефтегазовой промышленной отрасли России за последние десять лет явилось создание мощных вертикально интегрированных компаний, контролирующих всю цепочку нефтегазового производства от разведки, бурения и добычи углеводородов до переработки, производства нефтепродуктов и их реализации.

Одним из основных направлений деятельности указанных компаний является финансово-экономическая политика, а это и установление цен на продукцию, и налоговая политика, и определение рентабельности предприятия, и использование заемного капитала и т.п.

Актуальность исследуемой темы состоит в том, что организационно российский рынок состоит из оптового и розничного рынков, на которые газ подается по системе магистральных и распределительных газопроводов. Цена на газ для конечного потребителя формируется из оптовой цены на газ тарифов на услуги по его транспортировке по газораспределительным сетям и платы за снабженческо-сбытовые услуги.[1]

Цель данной курсовой работы - рассмотреть технико-экономические показатели компрессорного цеха Фроловского ЛПУМГ OOO «Газпром трансгаз Волгоград».

Задачи курсовой работы:

провести анализ результатов финансово-хозяйственной деятельности газовой отрасли за 2010- 2011 гг.;

рассмотреть теоретические основы издержек предприятия, их сущность и структуру;

охарактеризовать деятельность Касимовского ПХГ Увязовской промплощадки ОАО «Газпром ПХГ»

провести расчет производственной программы компрессорной станции;

провести расчет показателей по труду;

провести расчёт себестоимости компримирования 1000 м³;

по результатам производственных расчетов сформулировать выводы и рекомендации по вопросу снижения себестоимости 1000 м³ газа.

Раздел 1. Теоретическая часть

.1   Проблемы и перспективы развития газовой промышленности

экономический показатель издержки компрессорный

2010 г. был периодом интенсивного восстановления мировой экономики после глобального кризиса. Этот процесс сопровождался ростом потребления природного газа. Поэтому в минувшем году компания вела активную работу, направленную на обеспечение новых потребностей рынков. Газпром развивал ресурсную и добычную базу, газотранспортную инфраструктуру, диверсифицировал регионы добычи и виды продукции. В основу успеха этой деятельности положено активное использование инноваций.

В добыче газа в 2010 г. приоритетным объектом внедрения передовых технологий и решений оставался полуостров Ямал. Строительство эксплуатационных скважин на Бованенковском месторождении велось с применением теплоизолированных труб, что позволило исключить таяние вечной мерзлоты при освоении недр и добыче газа. В рамках проекта Газпром использовал новейшие буровые установки отечественного производства.

В минувшем году на Бованенково было пробурено 67 эксплуатационных газовых скважин. Внимание Газпрома было сконцентрировано и на развитии добычных проектов на шельфе. Велось обустройство Киринского месторождения в рамках проекта «Сахалин-3», был размещен заказ на изготовление подводного добывающего комплекса. Таким образом, впервые в стране добыча газа будет производиться с использованием подводных технологий.

Для России это качественный прорыв в области освоения шельфа. В сегменте транспортировки газа значимым результатом в 2010 г. стал ввод в эксплуатацию магистрального газопровода Соболево - Петропавловск-Камчатский. Бесперебойные поставки газа в столицу Камчатского края гарантированы во многом благодаря передовым разработкам, внедренным при строительстве газопровода, в частности - по обеспечению его сейсмоустойчивости.

В рамках работы по диверсификации газотранспортных маршрутов в 2010 г. Газпром начал строительство уникальной, не имеющей мировых аналогов по основным техническим характеристикам компрессорной станции Портовая, которая обеспечит транспортировку газа по «Северному потоку». Уже проложена первая нитка этого газопровода - самой протяженной подводной магистрали в мире. Активное развитие всех направлений бизнеса Газпрома в тесной увязке с передовыми техническими решениями обеспечивает компании конкурентоспособность на долгосрочную перспективу, успех в реализации стратегии мирового энергетического лидера, увеличение стоимости Газпрома и рост доходов его акционеров. ОАО «Газпром» как одна из ключевых составляющих российского ТЭК рассматривает развитие инновационной активности и повышение технологического уровня компании в качестве приоритетных направлений своей деятельности, так как только на этой основе может быть обеспечено эффективное и устойчивое развитие нефтегазового сектора, а также других секторов российского ТЭК.

Перспективные проекты в области добычи, транспортировки и переработки газа являются стратегически значимыми для экономики страны, отличаются уникальной технической сложностью и не имеют мировых аналогов. Газпром вкладывает значительные средства в научные исследования и разработки. По этому показателю Газпром является лидером среди российских энергетических компаний и входит в десятку ведущих энергетических компаний мира.

Таблица 1 - Производственные и финансовые показатели

Таблица 2 - Финансовые коэффициенты и рыночные индикаторы

Газпром осуществляет разведку месторождений и добычу газа и нефти практически во всех нефтегазоносных регионах России. По состоянию на 31 декабря 2010 г. Группой разрабатывалось 120 месторождений углеводородов. Более половины (59 %) разведанных запасов газа Газпрома на территории России и около 85 % его добычи приходится на основные газодобывающие дочерние общества Группы - ООО «Газпром добыча Ямбург», ООО «Газпром добыча Уренгой», ООО «Газпром добыча Надым» и ООО «Газпром добыча Ноябрьск», работающие в ЯНАО. Деятельность по освоению нефтяных запасов Группы консолидируется в Газпром нефти и сосредоточена в основном на территории ЯНАО и Ханты-Мансийского автономного округа - Югры (ХМАО), а также Томской, Омской и Иркутской областей.

В 2010 г. для выявления и детализации структур, а также для подготовки к заложению поисково-разведочных скважин на перспективных объектах выполнено 18,5 тыс. км сейсморазведочных работ 2D и 10,8 тыс. км2 - 3D. Благодаря высокому качеству сейсморазведки успешность разведочного бурения в отчетном году превысила 75 %.

Работы на континентальном шельфе в 2010 г. внесли существенный вклад в обеспечение расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы Газпрома: суммарный прирост запасов углеводородов оценивается в 182,5 млн т у. т.

В результате ГРР в 2010 г. открыты три новых месторождения: крупное газоконденсатное Южно-Киринское на шельфе Охотского моря в пределах Киринского лицензионного участка, Абаканское газовое в Красноярском крае, Северо-Вакунайское нефтяное в Иркутской области, а также 26 новых залежей.

Капитальные вложения Группы Газпром в разведку и добычу газа составили 202,4 млрд руб., что соответствует уровню 2009 г.

Основные газотранспортные активы ОАО «Газпром» являются частью Единой системы газоснабжения (ЕСГ) - единой централизованной системы, включающей объекты добычи, переработки, транспорта, подземного хранения и, частично, распределения газа. В состав ЕСГ входит крупнейшая в мире ГТС, состоящая из магистральных газопроводов высокого давления.

В 2010 г. ЕСГ работала без перебоев, стабильно обеспечивая газом российских потребителей, а также транспортировала природный газ за рубеж. Средняя дальность транспортировки газа в 2010 г. составила 2 592 км при поставках для внутреннего потребления и 3 262 км - при поставках на экспорт.

В газопроводы ЕСГ Газпрома на территории России в 2010 г. поступило 661,2 млрд м3 газа. Объем транспортировки газа обществ, не входящих в Группу, составил 72,6 млрд м3, в том числе российский газ - 64,5 млрд м3.

ПХГ расположены в основных районах потребления газа. Использование ПХГ позволяет регулировать сезонную неравномерность потребления газа, снижать пиковые нагрузки в ГТС, обеспечивать гибкость и надежность поставок газа.

Газпром в 2010 г. эксплуатировал на территории России 21 ПХГ, включающее 25 объектов хранения суммарной активной емкостью по обустройству 65,4 млрд м3 (по состоянию на 31 декабря 2010 г.). На территории Республики Армения Газпром эксплуатирует Абовянскую станцию подземного хранения газа с активной емкостью около 130 млн м3.

В 2010 г. из российских ПХГ Группы Газпром было отобрано 40,8 млрд м3 газа, при этом востребованная максимальная суточная производительность составила 579,5 млн м3, закачано в ПХГ - 47,7 млрд м3.

Расширение мощностей ПХГ - одна из стратегических задач Газпрома. В 2010 г. работы проводились на Степновском (подключено 17 скважин), Елшано-Курдюмском (введен газосборный пункт тульского горизонта), Калужском (введены два ГПА суммарной мощностью 8 МВт), Совхозном, Касимовском, Песчано-Уметском, Невском ПХГ. Продолжался размыв каверн в отложениях каменной соли на Калининградском и Волгоградском ПХГ, велись работы по обустройству наземного технологического комплекса. В соответствии с постановлениями Правления ОАО «Газпром» на 2011-2015 гг. намечены мероприятия по дальнейшему развитию системы подземного хранения газа, включающие техническое перевооружение, реконструкцию и расширение действующих объектов хранения, а также обустройство новых ПХГ.

Газпром осуществляет работу по газификации регионов Российской Федерации, реализуя таким образом один из своих важнейших социально значимых проектов.

Общий объем инвестиций ОАО «Газпром» в рамках программ газификации регионов России с 2005 по 2010 г. составил 117,0 млрд руб. В 2010 г. в программе участвовало 67 субъектов Российской Федерации, сумма финансирования составила 25,6 млрд руб.Начиная с 2010 г. особенностью газификации регионов является ее оптимизация путем использования автономной и комплексной газификации. В 2010 г. утвержден план по газоснабжению и газификации Республики Бурятия, который является пилотным проектом автономной газификации целого субъекта Российской Федерации.

Уровень газификации природным газом регионов Российской Федерации по состоянию на 31 декабря 2010 г. по сравнению c 2005 г. увеличился на 7,3 %. Для продолжения работ по газификации регионов Российской Федерации на 2011 г. определены инвестиции в объеме 25,0 млрд руб.

Природный газ, нефть и газовый конденсат представляют собой комплексное минеральное сырье, переработка которого позволяет получать ценные нефтехимические продукты. Заводы по переработке газа, нефти и газового конденсата являются высокотехнологичными комплексами, сочетающими в себе химические производства с производствами нефтепереработки.

Переработка углеводородного сырья осуществляется на мощностях газоперерабатывающих и газодобывающих дочерних обществ ОАО «Газпром» и компаний Газпром нефти.Капитальные вложения Группы Газпром в переработку достигли в 2010 г. 70,7 млрд руб., превысив на 60 % уровень 2009г. Газпром является одним из крупнейших природопользователей России. Вопросы обеспечения экологической безопасности относится к числу приоритетных.

По сравнению с базовыми уровнями 2008 г. достигнуто:

сокращение выбросов метана в атмосферу на 5,4 %;

снижение платы за сверхнормативное воздействие на 83 %;

сокращение доли отходов, направляемых на захоронение, с40,2 до31,9 %;

снижение удельного потребления газа на собственные технологические нужды на 6,3 %;

стабилизация удельных выбросов оксидов азота при транспортировке газа.[2]

.2 Издержки предприятия, их сущность и структура

Предприятие в процессе своей деятельности совершает материальные денежные затраты на простое и расширенное воспроизводство основных фондов и оборотных средств, производство и реализацию продукции, социальное развитие своих коллективов и т.п.

В издержки производства и реализации продукции включаются затраты, связанные:

а)   с производством продукции, обусловленные технологией и организацией производства;

б)      с использованием природных ресурсов;

в)      с обслуживанием производственного процесса;

г)       с изобретательством и рационализацией, проведением опытно экспериментальных работ;

д)      с обеспечением нормальных условий труда и техники безопасности;

е)       со сбытом продукции;

ж)      с управлением производства;

з)       с прочими расходами.

Наибольший удельный вес во всех расходах предприятия занимают затраты на производство продукции. Совокупность производственных затрат показывает, во что обходится предприятию изготовление выпускаемой продукции, т.е. составляет производственную себестоимость продукции. Предприятия производят, также, затраты по реализации (сбыту), т.е. осуществляет внепроизводственные (коммерческие) расходы (транспортировку, хранение, упаковку, рекламу и т.д.). Производственная себестоимость и коммерческие расходы составляют полную коммерческую себестоимость продукции.

Затраты, образующие себестоимость продукции (работ, услуг), группируются в соответствии с их экономическим содержанием последующим параметрам: материальные затраты, затраты на оплату труда, отчисления на социальные нужды, амортизационные отчисления, прочие расходы.

Для правильного учета, планирования и анализа все перечисленные выше затраты классифицируются по следующим признакам:

а) по экономической роли в процессе производства:

)   на основные

2)      на накладные

б) по способу включения в себестоимость отдельных видов продукции:

)   на прямые

2)      на косвенные

в) по характеру связи с объемом производства:

)   на переменные

2)      на постоянные

г) по степени однородности:

)   на элементные

2)      на комплексные

д) по месту формирования:

) затраты производственного участка

) отдела

3) цеха

) предприятия

Основные расходы включают затраты сырья, материалов, топлива и энергии, потребленных в процессе производства, амортизацию основных фондов, а также зарплату производственных рабочих. Эти расходы образуют вещественную основу производимой продукции.

В состав накладных расходов входят: общецеховые, общезаводские (общеуправленческие) расходы по реализации продукции, потери, т.е. расходы, которые связаны с организацией труда его участников, с подготовкой квалифицированных кадров, со снабжением средствами производства и т.п.

Деление затрат на основные и накладные необходимо для того, чтобы отличать расходы, связанные с основным производственным процессом, от расходов по обслуживанию и управлению им.

Деление затрат на прямые и косвенные определяется способом отнесения затрат на себестоимость продукции и не является единым для всей промышленности, а зависит от отраслевого профиля предприятия, его специализации, организационной структуры.

Деление затрат на переменные и постоянные вызвано различным изменением затрат в зависимости от объема производимой продукции (или работ).

Переменными (пропорциональными) затратами называются такие, которые находятся в прямой (пропорциональной) зависимости от объема вырабатываемой продукции. Постоянными называются затраты, не зависящие от изменения объема производства. К условно-переменным относят затраты на сырье, материалы, заработную плату производственных рабочих, топливо, электроэнергию, пар, воду для энергетических и технологических целей и др. К условно- постоянным - затраты на амортизацию основных производственных фондов, энергию для отопления и освещения, административно-управленческие расходы и др.

По степени однородности затраты, включаемые в себестоимость продукции, делятся на элементные и комплексные. Затраты на амортизацию, заработную плату, топливо, энергию состоят только из одного элемента и поэтому их называют элементными. Такие статьи расходов, как содержание и эксплуатация оборудования, текущий ремонт, внепроизводственные расходы, административно-управленческие расходы, состоят из нескольких элементов затрат и поэтому их называют комплексными.

По месту формирования затрат различают себестоимость цеховую, производственную (заводскую) и полную. Цеховая себестоимость представляет собой затраты цеха, связанные с производством продукции или осуществлением работы. Производственная себестоимость включает, помимо затрат цехов, общепроизводственные затраты. Полная себестоимость слагается из производственной себестоимости и внепроизводственных расходов, связанных в основном с реализацией продукции.

Обычно структуру себестоимости продукции рассматривают в двух разрезах: по элементам затрат и по статьям расходов, или калькуляционным статьям расходов.

Группировка затрат по элементам показывает, что и сколько израсходовано: сколько израсходовано материалов основных и вспомогательных, сырья, топлива и т.д. По элементам затрат составляют смету затрат на производство.

Группировка затрат по калькуляционным статьям расходов объединяет затраты по признаку места их возникновения и назначения. Ее применяют при составлении калькуляции себестоимости. Калькуляция (постатейный расчет себестоимости) должна в сжатой и наглядной форме показать расход материальных; трудовых ресурсов и денежных средств на весь объем продукции (или выполненных работ) или на единицу каждого вида продукции.

Снижение издержек производства - одна из основных качественных характеристик работы предприятия. Важнейший резерв их снижения - экономия всех видов ресурсов: материальных, топливно-энергетических, трудовых.

Основными путями снижения себестоимости являются:

а)   в трудоемких отраслях - механизация и автоматизация производственных процессов;

б)      в капиталоемких отраслях - лучшее использование основных производственных фондов, максимальное извлечение из недр нефти и газа, максимально возможная загрузка трубопроводов;

в)      в материалоемких отраслях - экономия материальных ресурсов, внедрение материалосберегающих и безотходных технологий, глубокая переработка нефти и газа;

г)       в энергоемких отраслях - внедрение энергосберегающих технологий, минимизация потерь электроэнергии при транспортировке.

Одним из методов анализа снижения издержек производства является индексный метод, позволяющий определить роль каждого фактора в величине снижения затрат на базе определения индекса каждого вида ресурсов, как отношение фактических расходов к плановому их значению.

Себестоимость добычи газа представляет собой стоимостную оценку используемых в процессе добычи газа природных ресурсов, реагентов, материалов, топлива, энергии, амортизации основных фондов, трудовых ресурсов и других затрат.

Состав, классификация и группировка затрат предприятий нефтегазодобывающей промышленности определяются следующими основными особенностями:

а)   технологическим процессом добычи одновременно двух- нефти и газа, а также необходимостью распределения общих расходов между ними;

б)      выпуском только готовой продукции и отсутствием незавершенного производства и полуфабрикатов;

в)      последовательным осуществлением основных производственных процессов - поддержание пластового давления, извлечение продукции из скважин, сбор и транспортировка нефти и газа, комплексная подготовка нефти (сепарация газа, обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти), подготовка и утилизация промысловых сточных вод, внешняя перекачка нефти и газа;

г)       осуществлением основных технологических процессов в автоматизированном режиме;

д)      ухудшением горногеологических условий по мере эксплуатации месторождения и связанным с этим снижением дебита скважин, выводом в бездействие или консервацию большого количества скважин в связи с их нерентабельностью, ростом себестоимости добычи нефти и газа;

е)       необходимостью проведения большего объема геолого-технических мероприятий (ГТМ) и капитального ремонта скважин (КРС) с целью вывода скважин из бездействия и увеличения объема добычи нефти.

В себестоимость добычи газа включаются:

) затраты, непосредственно связанные с добычей и промысловой подготовкой нефти (газа), обусловленные технологией и организацией производства;

) платежи за добычу полезных ископаемых, затраты на рекультивацию земель, плата за древесину, отпускаемую на корню, а также плата за воду, забираемую промышленными предприятиями из водохозяйственных систем в пределах установленных лимитов;

) затраты на подготовку и освоение производства: затраты на подготовительные работы, связанные с организацией новых нефтегазодобывающих.управлений на вновь вводимых в разработку площадях;

4) затраты некапитального характера, связанные с совершенствованием технологии и организации производства;

) затраты на обслуживание производственного процесса: по обеспечению производства материалами, топливом, энергией, инструментом, приспособлениями и другими средствами и предметами труда;

) по поддержанию основных производственных фондов в рабочем состоянии;

) модернизация оборудования;

) затраты на обеспечение нормальных условий труда и техники безопасности;

) текущие затраты, связанные с содержанием и эксплуатацией фондов природоохранного назначения: очистных сооружений, золоуловителей, фильтров и других природоохранных объектов, расходы по захоронению экологически опасных отходов.

) затраты, связанные с управлением производством;

) затраты, связанные с подготовкой и переподготовкой кадров;

) затраты, связанные с осуществлением работ вахтовым методом;

) платежи по кредитам банков в пределах ставки, установленной законодательством, и затраты на оплату процентов по кредитам поставщиков (производителей работ, услуг) за приобретение товарно-материальных ценностей (проведение работ, оказание услуг сторонними предприятиями);

) оплата услуг банков по осуществлению в соответствии с заключенными договорами торгово-комиссионных (факторинговых) операций;

) отчисления в специальные централизованные фонды компании, производимые в соответствии с порядком, установленным законодательством;

) затраты на воспроизводство основных производственных фондов, включаемые в себестоимость продукции в форме амортизационных отчислений на полное восстановление от стоимости основных фондов;

) износ по нематериальным активам;

) налоги, сборы, платежи и другие обязательные отчисления, производимые в порядке, установленном законодательством.

Смета затрат на производство рассчитывается по экономическим элементам с целью определения общих затрат по предприятию.

Экономические элементы характеризуют направления расходования денежных средств, следующие:

а)   материальные затраты;

б)      фонд оплаты труда;

в)      отчисления в социальные фонды;

г)       амортизация основных фондов;

д)      прочие затраты.

Стоимость материальных ресурсов формируется исходя из цен их приобретения (без НДС), наценок, комиссионных вознаграждений. Из затрат на материальные ресурсы, включаемые в себестоимость, исключается стоимость возвратных материалов.

Продукцией трубопроводного транспорта является внепроизводственное перемещение газа, нефти и нефтепродуктов. Затраты, связанные с этим перемещением - себестоимость указанной продукции - составляют преобладающую долю затрат предприятий газо- и нефтепродуктового транспорта. Себестоимость транспортировки газа в значительной степени зависит от свойств газа, дальности транспортировки и диаметра магистрального газопровода.

В магистральном транспорте газа, нефти и нефтепродуктов затраты формируются:

а)   по месту возникновения;

б)      по видам транспортируемой продукции, вспомогательных работ и услуг;

в)      по направлениям расходов;

г)       по видам расходов.

На магистральном трубопроводном транспорте расходы группируются по следующим направлениям: по газопроводам - очистка, осушка, одоризация газа; содержание линейной части газопроводов, газораспределительных станций (ГРС), средств связи; компримирование газа; подземное хранение газа; общехозяйственные; административно-управленческие.

Структура себестоимости по экономическим элементам не остается постоянной, она изменяется под влиянием различных факторов (технический прогресс, совершенствование технологии и перекачки нефти, нефтепродуктов и газа по магистральным трубопроводам, ценовые факторы).

Полное использование пропускной способности системы транспорта нефти, нефтепродуктов и газа, увеличение их производительности - основной резерв снижения себестоимости.

Крупнейшим резервом снижения себестоимости является автоматизация и телемеханизация производственных процессов, которые приводят к значительному сокращению численности обслуживающего персонала и снижению средств на оплату труда.

Снижение энергозатрат достигается выбором оптимальных режимов работы магистральных нефтегазопроводов, обеспечивающих перекачку максимального количества нефти и газа при минимальном количестве работающих машин.

Большое значение в снижении энергозатрат играет выбор типа привода компрессоров.

Себестоимость может быть снижена также за счет экономного расходования материалов и сокращения потерь нефти и газа и нефтепродуктов при их транспорте, что достигается улучшением обслуживания магистральных нефтегазопроводов, своевременным устранением утечек нефти, газа и нефтепродуктов.[3]

Раздел 2. Практическая часть

.1 Характеристика деятельности Фроловского линейно-производственного управления магистральных газопроводов

Филиал «Фроловское линейное производственное управление магистральных газопроводов» (далее по тесту- Филиал) Общества с ограниченной ответственностью «Газпром Трансгаз-Волгограда» (далее по тексту- Общество) создан на основании Устава Общества и Приказа ООО «Волгоградтрансгаз» от 30.06.99 г. №216 «а».

Филиал в своей деятельности руководствуется Гражданским Кодексом Российской Федерации. Федеральным законом Российской Федерации «Об обществах с ограниченной ответственностью», другими законами, правилами и нормами охраны труда. Промышленной и газовой безопасности и иными нормативными правовыми актами Российской Федерации, Уставом Общества и нормативными правовыми актами Российской Федерации, Уставом Общества и Положением.

Полное наименование Филиала на русском языке: «Фроловское линейное производственное управление магистральных газопроводов».

Сокращенное наименование Филиала: «Фроловское ЛПУМГ». Место нахождения Филиала: Волгоградская область, г. Фролово.

Основными целями деятельности Филиала являются организации бесперебойной транспортировки газа по магистральным газопроводам и подача газа в распределительные сети в соответствии с заданным режимом, нормативными документами, правилами эксплуатации магистральных газопроводов и газораспределительных станций в зоне деятельности управления, а также обеспечение получения прибыли для Общества.

В соответствии с основными целями Филиал осуществляет следующие виды деятельности:

обеспечение надежности работы линейной части и объектов магистральных газопроводов, включая газоперекачивающие агрегаты, средства связи, КИП, автоматики и телемеханики, электрохимзащита, объекты энерго-, водо- и теплоснабжения; автотранспортных средств, дорожностроительных машин и механизмов, вспомогательных объектов и сооружений, расположенных в зоне деятельности ЛПУМГ;

текущий и капитальный ремонт, реконструкцию действующих объектов;

содержание объектов социально- бытового назначения;

производство, переработку и хранение сельскохозяйственной продукции;

изготовление запасных частей для газоперекачивающих агрегатов и линейной части магистральных газопроводов;

осуществление иных видов деятельности, не запрещенных законодательством Российской Федерации.

Организационная структура определяет состав и взаимосвязи подразделений ЛПУМГ в целях эффективного управления производством и базируются на рациональной организации труда работающих.

Фроловское ЛПУМГ имеет линейно- функциональную структуру управления предприятием.

ЛПУМГ возглавляет начальник, который подчиняется руководителю организации, в состав которой входит данный ЛПУМГ.

В структуру ЛПУМГ входят:

руководство ЛПУМГ и аппарат при нем;

диспетчерская служба;

газокомпрессорная служба;

линейно- эксплуатационная служба;

служба энерговодоснабжения;

служба контрольно- измерительных приборов и средств автоматики;

службы защиты от коррозии;

служба связи.

В состав служб ЛПУМГ могут выделяться участки по профилю работ или характеру обслуживаемого оборудования, средств или приборов (по эксплуатации средств защиты от коррозии, по обслуживанию постоянно работающей электростанции и т.п.). При производственной необходимости некоторые участки могут передаваться в непосредственное подчинение руководства ЛПУМГ начальника или его заместителя.

Кроме того, в структуру ЛПУМГ также входят:

а)   Автотранспортное хозяйство;

б)      Ремонтно-строительная группа;

в)      Военизированная охрана, обеспечивающая безопасность объектов ЛПУМГ;

г)       Жилищно-коммунальное хозяйство;

д)      Другие объекты производственной и непроизводственной сферы.

Численность работников Общества составляет - 430 человека, в том числе мужчин - 375 человек, из которых 70% с высшим образованием, остальные 30% имеют среднее специальное образование. Женщин - 55 человек из них с высшим образованием насчитывается 60%, оставшиеся 40% имеют средне- специальное образование. Средний возраст мужчин 35- 45 лет, а женщин 30- 40 лет. Руководителей и специалистов - 95 человек, из них 30 женщины и 65 мужчин. В Обществе работает 5 пенсионеров, 6 специалистов обучаются в высшем учебном заведении без отрыва от производства.

В 2010 год предприятие решило следующие проблемы:

усовершенствовало производственную и технологическую базу;

развило профессиональные знания сотрудников;

повысило уровень социальной защищенности работников предприятия;

усовершенствовало комплекс мер по обращению с отходами производства и потребления, а также условий, при которых отходы не оказывают вредного воздействия на состояние окружающей среды и здоровья людей при необходимости временного накопления производственных отходов на территории предприятия.

На предприятии применяется повременно- премиальная система оплаты труда, т.е. к сумме заработка по тарифу прибавляют премию в определенном проценте к тарифной ставке.

2.2 Расчет технико-экономических показателей компрессорного цеха

.2.1 Расчет производственной программы компрессорного цеха

Цель расчета: определение объёма товарного газа.

Таблица 2.1 - Исходные данные

Поступление газа в КЦ, Q_пост,м³

где Q_ср - среднесуточное поступление газа, м³;т

К_н - коэффициент неравномерности поступления газа.

Среднесуточное поступление газа, Q_ср, м³

Q_ср=Q_сут∙n_р, (2.2)

где Q_сут- суточная производительность 1 газоперекачивающего агрегата,м³;

n_р- количество работающих в цеху ГПА, шт.

Q_ср=16500000∙5=82500000 м³

Коэффициент неравномерности поступления газа, К_н

К_н=К_р.п∙К_э.т∙К_н.д,     (2.3)

где К_р.п- коэффициент расчетной потребности -0,95;

К_э.т- коэффициент экстремальных температур - 0,98;

К_н.д- коэффициент надежности;

К_н=0,95∙0,98∙0,96=0,89376 ,

Q_пост=82500000∙365∙0,89376=26913348000 м³

Газ, используемый на собственные нужды КЦ, Q _с.н.,м³

Q_с.н=Q_н+Q_х.х.+Q_n+ Q_о,   (2.4)

где Q_н - расход газа при работе турбин под нагрузкой, м³;

Q_х.х- расход газа при работе на холостом ходу, м³;

Q_n- расход газа на пуски, м³;_о- расход газа на обкатку, м³;

Расход газа при работе турбин под нагрузкой, Q_н, м³

Q_н=N∙n_p∙T∙q_н,        (2.5)

где n_p- количество работающих вцеху агрегатов, шт;

Т - время работы в течение года, час;

q_н - удельная норма расхода газа при работе под нагрузкой, м³.

Q_н =10000∙5∙7000∙0,416=145600000м³

Расход газа при работе на холостом ходу, Q_х.х., м³

Q_х.х.=, (2.6)

Расход газа на пуски, Q_п, м³

Q_п=n_пус∙q_пус,         (2.7)

где n_пус- количество пусков, шт;

q_{пус -} удельная норма расхода газа на 1 пуск, м³.Q_п=5∙10∙3000=150000 м³

Расход газа на обкатку, Q_о, м³

Q_о=0, т.к. данный тип агрегата не обкатывается.               (2.8)

Газ, используемый на собственные нужды составил:

Q_с.н=145600000+1456000+150000=147431000 м³

Товарный газ, Q_тов, м³

Q_тов=Q_пост- Q_с.н.,   (2.9)

Q_тов=26913348000-147431000=26765917000 м³

Вывод: В результате произведённых расчётов объём товарного газа составил-26765917000 м³ что соответствует техническим параметрам цеха.

2.2.2 Расчет показателей по труду

Цель расчета: определение планового фонда оплаты труда, среднемесячной заработной платы, выработки.

Таблица 2.2 - Исходные данные

Плановый фонд оплаты труда, ФОТ_пл., руб.

ФОТ_пл=З_осн+З_доп+З_сп,    (2.10)

гдеЗ_осн- основная заработная плата, руб;

З_доп- дополнительная заработная плата, руб;

З_сп- заработная плата специалистов, служащих, и руководителей, руб.

Основная заработная плата рабочих, З_осн, руб.

З_осн=З_тар+Д_прем+Д_нв+Д_пр+ Д_э , (2.11)

где З_тар- заработная плата по тарифу, руб;

Д_прем- премиальная доплата рабочих, руб;

Д_нв- доплата за работу в ночное время, руб;

Д _пр- доплата за работу в праздничные дни, руб;

Д_э - доплата за экспортные поставки газа, руб.

Заработная плата по тарифу, З_тар, руб.

З_тар=[Σ(Т_р∙n)]∙11, (2.12)

где Т_р - тарифная ставка рабочего, руб;

n - численность работающих по данной тарифной ставке, руб;

- число рабочих месяцев в году.

Тарифная ставка рабочего, Т_р, руб.

Т_р=Т_min+[(T_max-T_min)/18]∙K_p, (2.13)

где Т_min - максимальная тарифная ставка рабочего , соответствующая разряду рабочего по группе минимальных тарифных ставок ЕТС;_min - максимальная тарифная ставка рабочего , соответствующая разряду рабочего по группе минимальных тарифных ставок ЕТС;

K_p - индивидуальный коэффициент рабочего, определенный в соответствии с оценочными критериями;

- максимальный размер индивидуального коэффициента.            

Индивидуальный коэффициент рабочего, К_р

К_р= К_ст.пр+К_смеж+К_отв,    (2.14)

где К_ст.пр- коэффициент, учитывающий общий стаж работы по профессии; максимальное значение К_ст.пр=10;

К_смеж- коэффициент, учитывающий овладение смежными специальностями; максимальное значение К_смеж=2;

К_отв- коэффициент, учитывающий ответственность рабочего за выполненную работу; максимальное значение К_отв=6.

К_р6=10+2+6=18;

К_р5=9+2+5=16;

К_р4=8+2+4=14;

К_р3=7+2+3=12;

Т_р6=12575,25+[(15346,75-12575,25)/18] ∙18=15346,75 руб;

Т_р5=10900,4+[(13734,45-10900,4)/18] ∙16=13419,5 руб;

Т_р4=9351,8+[(12575,25-9351,8)/18] ∙14=11858,9 руб;

Т_р3=8252,4+[(10903,4-8252,4)/18] ∙12=10019,7 руб;

Т_р2=7414,05+[(8252,4-7414,05)/18] ∙1=7460,62 руб.

З_тар =[(15346,75∙6)+(13419,5∙5)+(11858,9∙5)+(10019,7∙2)+(7460,62∙2)]∙11=

=2787764,54 руб.

Премиальная доплата рабочим Д_прем., руб.

Д_прем=,    (2.15)

где Н_р- норматив премии рабочим, %.

Д_прем==836329,369 руб.

Доплата за работу в ночное время, Д_н.в., руб. Д_н.в=d∙n∙365,  (2.16)

где d - сумма доплаты за одну отработанную ночь, руб;

n - численность работающих в ночное время, чел.

Сумма доплаты за одну отработанную ночь, d, руб.

d= ,    (2.17)

Средняя заработная плата рабочего З_ср.дн, руб.

З_ср.дн=, (2.18)

где n_р- общая численность рабочих, чел;

,4 - число календарных дней в месяце.

З_ср.дн==431 руб.,

d= =172,4 руб.,

Д_н.в =172,4∙4∙365=251704 руб.

Доплата за работу в праздничные дни Д_пр, руб.

Д_пр=З_ср.дн∙2∙n∙K,   (2.19)

где К - количество праздничных дней в году

Д_пр=431∙2∙4∙12=41376 руб.,

З_осн=2787764,54+836329,36+251704+41376=3917173,9 руб.

Дополнительная заработная плата З_доп, руб.

З_доп=,    (2.20)

З_доп==391717,39 руб.

Заработная плата специалистов, З_сп, руб.

З_сп=З_тар.сп+Д_прем,   (2.21)

где З_тар.сп - заработная плата руководителей, специалистов и служащих по тарифным ставкам, руб.;

Д_прем- премиальная доплата руководителям. Специалистам и служащим, руб.   

Заработная плата по тарифным ставкам, З_тар.сп, руб.

З_тар.сп=[Σ(Т_сп∙n)]∙12,       (2.22)

где Т_сл- тарифная ставка специалистам, руб;

n- численность работающих по данной тарифной ставке, чел.

Тарифная ставка специалиста, Т_сп, руб.

Т_сл=Т_min+[(T_max-T_min)/18]∙K_сп,  (2.23)

где К_сл - индивидуальный коэффициент специалиста.

Индивидуальный коэффициент специалиста, К_сп

К_сп=К_п+К_д,          (2.24)

где К_п- коэффициент профессионально-квалификационного уровня;

Максимальное значение К_п=10;

К_д - коэффициент деловых качеств специалиста;

Максимальное значение К_д=8.

К_сп13=10+8=18;

К_сп10=9+7=16;

К_сп9=8+6=14;

К_сп8=7+5=12.

Т_сп13=23991,3+[(30115,05-23991,3)/18]∙18=30115,05 руб;

Т_сп10=17928,35+[(21408,4-17928,35)/18]∙16=21021,72 руб;

Т_сп9=16379,45+[(19476,4-16379,45)/18]∙14=18788,18 руб;

Т_сп8=15346,75+[(17858,35-15346,75)/18] ∙12=170211,15 руб.

З_тар.сп=[(30115,05∙1)+(21021,72∙1)+(18788,18∙3)+(17021,15∙3)] 12=1902777,20 руб.

Премиальная доплата специалистам Д_прем, руб.

Д_прем=,         (2.25)

где Н_сп- норматив премии специалистам, %

Д_прем==761110,88 руб.,

З_сп=1902777,2+761110,88=2663888,04 руб.

Плановый фонд оплаты труда составил:

ФОТ_пл=3917173,9+391717,39+2663888,04=6972779,33 руб.

Среднемесячная заработная плата З_ср.мес, руб

З_ср.мес=,   (2.26)

где n_общ- общая численность работников цеха, чел.

З_ср.мес==20752,31 руб.

Выработка одного работника, В, м³

В=,    (2.27)

где Q_тов - товарный газ КЦ, м³.

В==955925607,14 м³.

.2.3 Расчёт себестоимости компримирования 1000 м³

Цель расчета: определение суммы эксплуатационных расходов и затрат, связанных с компримированием 1000м³ газа.

Таблица 2.3 - Исходные данные

1. Материальные затраты:

Затраты на турбинное масло, S_т.м. руб.

S_т.м=,   (2.28)

где n_p- количество работающих в цеху ГПА, шт.;

Т - время работы в течение года, час;

Н - средняя норма расхода турбинного масла, кг/ч.;

Ц - цена 1 тонны турбинного масла, руб.

S_т.м== 1760760 руб.

Затраты на газ, используемый на собственные нужды, S_гсн, руб.

S_гсн=,    (2.29)

где Q_сн- объём газа, используемого на собственные нужды, м²;

Ц_гсн- цена 1000м³ газа, используемого на собственные нужды, руб.

S_гсн==383468031 руб.

Затраты на электроэнергию, S_э, руб.

S_э=S_у+S_пр+S_осв,    (2.30)

где S_у- плата за установленную мощность, руб;

S_пр- плата за электроэнергию, потребляемую на производственные нужды, руб;_осв- плата за электроэнергию, потребленную на освещение, руб.

Плата за установленную мощность, S_у, руб.

S_у=ΣN_у∙Ц₁,          (2.31)

где ΣN_у - суммарная мощность установленных электродвигателей, кВт;

Ц₁- плата за 1 кВт установленной мощности, руб.

S_у=2000∙220=440000 руб.

Плата за электроэнергию, потребленную на производственные нужды, S_пр, руб.

S_пр=,          (2.32)

где ΣN_Р - суммарная мощность работающих электродвигателей, кВт;

Т - время работы электродвигателей в течение года, час;

К_о- коэффициент одновременной работы электродвигателей;

К_з- коэффициент загрузки электродвигателей во времени;

Ц₂- цена 1 кВт часа потребленной электроэнергии, руб;

К_пд- коэффициент потерь электроэнергии в двигателях;

К_пс- коэффициент потерь электроэнергии в сети.

Суммарная мощность работающих электродвигателей, ΣN_Р, кВт

ΣN_Р=,    (2.33)

где n_уст - количество установленных в цеху ГПА, шт.

ΣN_Р==1428,57 кВт ,

S_пр==35382617,67 руб.

Плата за электроэнергию, потребленную на освещение, S_осв, руб.

S_осв=,     (2.34)

где ΣN_о - суммарная мощность осветительных приборов, Вт;

t - время горения в течение суток, час.(10час.).

S_осв==138700 руб.,

S_э=440000+35382617,67+138700=35961317,67 руб.

Всего материальных затрат, S₁, руб.

S₁=S_тм+S_гсн+S_э,      (2.35)₁=5072760+29043907+88042200=421190108,67руб.

. Средства на оплату труда:

Плановый фонд оплаты труда, S_фотпл, руб.

S_{фот пл}=З_осн+З_доп+З_спец,                                (2.36)

где З_осн- основная заработная плата, руб;

З_доп- дополнительная заработная плата рабочих, руб;

З_спец- заработная специалистов, руб.

S_фотпл=3917173,9+391717,39+2663888,04= 6972779,33 руб.

Всего средств на оплату труда, S₂, руб.

S₂=S_{фот пл},   (2.37)

S₂=6972779,33руб.

. Арендная плата за пользование основными фондами ОАО

«Газпром», S_ар, руб.

S_ар= S_а∙К_ар, (2.38)

где S_a- сумма амортизации, руб;

К_ар - арендный коэффициент.

Амортизация основных фондов, S_а, руб.

S_а=,         (2.39)

где БС - балансовая стоимость основных фондов, руб;

Н_а- норма амортизации, %.

Таблица 2.4 - Амортизация основных фондов

S_а=114833140руб.,

S_ар=114833140∙1,18=135503105 руб.

Всего арендной платы, S₃, руб.

S₃=S_ар,        (2.40)

S₃=135503105 руб.

. Прочие затраты:

ЕСН (Единый социальный налог) включает: расчет отчислений в фонд социального страхования, в фонд обязательного медицинского страхования и в пенсионный фонд.

Отчисления в фонд социального страхования, S_сс, руб.

S_cc=      (2.41)

где Н - норматив отчислений в фонд социального страхования, %; Н=3,1%.

S_cc==216156,16 руб.

Отчисления в фонд обязательного медицинского страхования, S_м.с, руб.

S_м.с=     (2.42)

где Н-норматив отчислений в фонд обязательного медецинского страхования,%;

Н=2,9%.

S_м.с==202210,6 руб.

Отчисления в пенсионный фонд, S_пенс, руб.

_пенс=      (2.43)

где Н- норматив отчислений в пенсионный фонд, %; Н=20%.

_пенс==1394555,86 руб.

Отчисления в ремонтный фонд, S_рем, руб.

S_рем=    (2.44)

где S_а- сумма начисленной амортизации, руб;

Н_рем- норматив отчислений в ремонтный фонд, %.

S_рем==109091483 руб.

Командировочные, почтово-телеграфные, канцелярские и другие расходы, S_ком, руб.

S_ком=                   (2.45)

где 30% - процент отчислений на перечисленные виды расходов, %.

S_ком==2091833,8 руб.

Затраты на охрану труда, технику безопасности, страхование от несчастных случаев, S_от, руб.

S_от=  (2.46)

где 12% - процент отчислений на перечисленные виды расходов, %.

S_от==836733,52 руб.

Плата за землю, S_з, руб.

S_з=К∙Ц,      (2.47)

где К - площадь КЦ, м²;

Ц- плата за 1 м², руб. _з=190000∙78=14820000 руб.

Затраты на подготовку кадров, S_кад, руб.

S_кад= n∙Ц,   (2.48)

где n- численность обучающихся, чел.;

Ц - средние затраты на обучение 1 человека в год, руб.

S_кад=11∙21000=231000 руб.

Всего прочих затрат, S₄, руб.

S₄=S_сс+S_мс+S_пенс+S_рем+S_ком+S_от+S_з+S_кад,   (2.49)

S₄=216156,16+202210,6+1394555,86+109091483+2091833,8+836733,52+

+14820000+231000=130703972,94 руб.

Всего эксплуатационных затрат, ΣS, руб.

ΣS=S₁+S₂+S₃+S₄,          (2.50)

ΣS=4221190108,67+6972779,33+13550315+130703972,94=694369965,94 руб.

Себестоимость компримирования 1000м³ газа С/С₁₀₀₀, руб.

С/С_1000м³=    (2.51)

где ΣS- сумма эксплуатационных затрат, руб.;_тов- товарный газ, м³.

С/С_1000м³==25,94 руб.

В соответствии с произведенными расчетами себестоимости компримирования1000 м³ газа произведена группировка затрат по элементам себестоимости и представлена в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Структура себестоимости компримирования1000 м³ газа

Расчет таблицы 5: Графа 4i=(графа3i/Q_тов)∙1000;

Графа 5i=(графа3i/ΣS)∙100%.

Заключение

Система технико-экономических показателей предназначена для количественной оценки уровня эффективности и качества работы предприятия с учетом специфики его производственно-хозяйственной деятельности.

Анализ полученных в результате выполненных расчетов значений технико-экономических показателей соответствует использованным в расчетах исходным данным средним показателям по отрасли.

Полученное значение количества товарного газа 26 765 917 000 м³ соответствует реальной производительности цеха Фроловского ЛПУМГ с ГТК- 10И.

Показатели планового ФОТ, среднемесячной зарплаты, выработки приближены к реальным значениям и составляют: ФОТ - 6 972 779,33 руб., среднемесячная зарплата - 20 752,31 руб., выработка - 955 925 607,14 м³.

Анализируя структуру себестоимости можно сделать следующий вывод: наибольший удельный вес занимают материальные затраты- 60,65% из них газ на собственные нужды - 55 %, что объясняется тем, что в цехе ГТК- 10И работают на газотурбинном приводе; на арендную плату 19,5 %; прочие расходы составляют 18,82%, из них наибольший вес занимают отчисления в ремонтный фонд 15,71 %.

Чтобы сократить эти расходы, следует предпринять следующие меры:

установить энергосберегающее оборудование нового поколения (модернизировать газотурбинные ГПА);

укрепить единичные мощности ГПА, что позволит не только сократить капитальные затраты на реконструкцию, но и повысить эксплуатационные показатели газотурбинного привода и центробежных нагнетателей;

сократить резервные мощности за счет повышения надежности оборудования, использовать межцеховые перемычки и усовершенствовать ремонтно-технического обслуживание;

Технико-экономические показатели, полученные в результате расчетов, соответствуют технико-экономическим показателям компрессорного цеха Фроловского ЛПУМГ.

Список использованных источников

1    Волков, О.И. Экономика предприятия: Учебник / О.И. Волков. - М: ИНФРА-М, 2006.-421с.

2    Волков, М.М. Справочник работника газовой промышленности: Справочник / М.М. Волков, А.Л. Михеев, К.А. Конев. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 2005. - 286 с. - ISB5-247-00735-2

3       Выварец, А.Д. Экономика предприятия/А.Д. Выварец.-М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2007.-297с.

4    Годовой отчет ОАО «Газпром» за 2010 год.

5       Грибов, В.Д. Экономика предприятия: учебник. Практикум. - 3-е изд., перераб. и доп. / В.Д. Грибов, В.П. Грузинов. - М: Финансы и статистика, 2007. - 336с.

         Дунаев, В.Ф. Экономика нефтегазовой промышленности: Учебное пособие / В.Ф. Дунаев.- М.: НЕФТЬ и ГАЗ, 2006.- 350с.

         Дунаев, В.Ф. Экономика предприятия нефтяной и газовой промышленности: Учебник для вузов.- 3-е изд., испр. и доп. / В.Ф. Дунаев, В.А, Шпаков, Н.П. Епифанова и др.; под ред. В.Ф. Дунаева. - М.: Центр ЛитНефтеГаз, 2008.-305с.

8    Ермошкин, А.Г. Зарубежные газоперекачивающие агрегаты:Учебное пособие / А.Г. Ермошкин, И.И. Радчик., В.В. Федосеев В и др. - М.: Недра, 2008.-247 с.

9       Журнал “Газовая промышленность”, 2010г.

10  Мастепанов, А.М. Топливно-энергетический комплекс России на рубеже веков: состояние, проблемы, перспективы развития/А.М. Мастепанов.-М.: Энергия,2008.-189с.

11  Методические указания по оформлению курсовых и дипломных проектов (работ) для студентов специальности 13050202 «Сооружение, эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ».

12  Раицкий, К.А. Экономика организации (предприятия): Учебник / К.А.Раицкий. - М.: Дашков и К, 2007. -504с.

13     Самсонов, B.C. Экономика предприятия энергетического комплекса, Учебник для вузов / B.C. Самсщрв, М.А. Вяткин - М.: Высшая школа, 2005- 416с.

14  Сергеев, И.В. Экономика предприятия/И.В. Сергеев.-М.: Финансы и статистика,2005.-368с.

15  Швандар, В.А. Экономика предприятия. Тесты, задачи, ситуации. / В.А. Швандар, В.П. Просолова. - М.: Юнити, 2006. - 291с.