Положение о техническом обслуживании и ремонте линейной части магистральных нефтепроводов
Дата введения 1981-02-10
Зам. министра нефтяной промышленности В.И.Кремневым 31 декабря 1980 г.
«Положение о техническом обслуживании и ремонте линейной части магистральных нефтепроводов» устанавливает сроки, содержание, порядок организации и отчетности плановых мероприятий по обеспечению надежности объектов линейной части магистральных трубопроводов. В Положении приводятся ориентировочные значения трудоемкости мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту (ТОР), формы необходимых документов. Положение разработано сотрудниками ВНИИСПТнефть Столяровым Р.Н., Каримовой Р.З., Левкиной Н.С., Шумайловым А.С., к.э.н. Зариповым Р.Х., под руководством к.т.н. Гумерова А.Г., при участии специалистов Главтранснефти МНП Гнидина В.С., Катуняна С.А., Мушкаева П.И., Сабирова У.Н., Черняева В.Д.
Приказом Министерства нефтяной промышленности от 23 января 1981 г. N 61
Срок введения установлен с 10 февраля 1981 г.
Настоящее Положение о техническом обслуживании и ремонте линейной части магистральных нефтепроводов является документом, определяющим порядок организации, содержание, сроки и трудоемкость работ при проведении мероприятий технического обслуживания и ремонта объектов линейной части магистральных нефтепроводов, выполняемых базами производственного обслуживания (БПО), аварийно-восстановительными пунктами (АВП и ОАВП), ремонтно-строительными управлениями (РСУ) и специализированными управлениями по предупреждению и ликвидации аварий на магистральных нефтепроводах (САВУ или СУПЛАВ).
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Настоящее Положение является обязательным для всех предприятий Главтранснефти Миннефтепрома, осуществляющих эксплуатацию и ремонт линейной части магистральных нефтепроводов.
1.2. Положение устанавливает порядок планирования, организации и проведения мероприятий технического обслуживания и ремонта с целью обеспечения заданного уровня надежности объектов линейной части магистральных нефтепроводов в период эксплуатации.
1.3. В состав линейной части магистральных нефтепроводов входят следующие объекты:
— собственно трубопровод с отводами и лупингами, запорной и регулирующей арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, устройствами пуска и приема очистных устройств;
— установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии;
— линии и сооружения технологической связи, телемеханики и КИП;
— сооружения линейной службы эксплуатации (АВП, дома обходчиков, вертолетные площадки);
— постоянные дороги, расположенные вдоль трассы трубопроводов и подъезды к ним;
— линии электропередачи для снабжения электроэнергией узлов установки запорной и другой арматуры;
— устройства энергоснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установок электрохимической защиты;
— защитные противопожарные и противоэрозионные сооружения.
1.4. В настоящем документе не рассматриваются вопросы технического обслуживания и ремонта:
— средства ЭХЗ, для которых разработаны «Основные положения планово-предупредительного ремонта средств электрохимической защиты магистральных нефтепроводов (РД 39-30-142-79);
— линий вдольтрассовых электропередач;
— линий технологической связи;
— средств автоматики и телемеханики.
Техническое обслуживание и ремонт этих объектов должны проводиться специализированными организациями на основании соответствующих действующих положений и инструкций.
1.5. Настоящее Положение разработано с учетом централизованного технического обслуживания и ремонта объектов линейной части магистральных нефтепроводов, исключая объекты, перечисленные в п.1.4.
2. МЕРОПРИЯТИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ
2.1. В соответствии со спецификой объектов линейной части магистральных нефтепроводов устанавливаются следующие мероприятия технического обслуживания и ремонта (ТОР):
2.2. Согласно ГОСТ 18322-78 техническое обслуживание — комплекс операций по поддержанию работоспособности или исправности объекта (изделия). Для объектов линейной части перечень работ технического обслуживания (ТО) приводится в Приложении 1.
2.3. Текущий ремонт — ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности. Перечень работ по текущему ремонту сооружений линейной части приводится в Приложении 2.
2.4. Капитальный ремонт — ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановления объектов линейной части с заменой или восстановлением любых узлов. Перечень работ по капитальному ремонту объектов линейной части приводится в Приложении 3.
2.5. Периодичность и объемы ТОР
2.5.1. Техническое обслуживание объектов линейной части выполняется персоналом АВП в сроки, указанные в Приложении 1.
2.5.2. Текущий ремонт объектов линейной части выполняется персоналом АВП в сроки, указанные в Приложении 2.
2.5.3. Капитальный ремонт объектов линейной части выполняется специализированными подразделениями ремонтно-строительных управлений (РСУ) и СУПЛАВ в соответствии с утвержденными планами и объемами работ, которые составляются на основании технического состояния объектов.
Капитальный ремонт запорной арматуры выполняется силами БПО, ОАВП и АВП совместно с РСУ и СУПЛАВ.
2.5.4. Контроль технического состояния собственно трубопровода осуществляется специальными целевыми проверками, обследованиями, измерениями с применением средств технического диагностирования.
2.6. В Приложениях 1, 2, 3 содержатся только основные виды работ. Конкретные конструктивные особенности и роль отдельных объектов в производственном процессе (перекачке нефти) выдвигают ряд дополнительных работ, которые должны выполняться в соответствии с паспортами и заводскими инструкциями по эксплуатации данного оборудования (например, задвижек, их приводов и т.п.), а также в соответствии с инструкциями, специально разработанными с учетом местных условий.
2.7. Трудоемкость мероприятий ТОР приведена в Приложении 4.
2.8. Все мероприятия технического обслуживания и ремонта линейной части должны выполняться, как правило, без остановки перекачки за исключением отдельных операций по ремонту запорной арматуры: подтяжки фланцевых соединений, проверки задвижек на работоспособность путем полного открытия и закрытия, настройки конечных выключателей электроприводов, операции, связанные с разработкой задвижек, замены или донабивки сальниковых уплотнений.
2.8.1. Продолжительность остановки нефтепроводов для выполнения текущего и капитального ремонтов запорной арматуры определяется для каждого отдельного случая в зависимости от конкретных условий (рельефа местности, диаметра, протяженности опорожняемого участка нефтепровода и т.д.), для чего разрабатываются планы-графики производства работ (Приложение 5).
2.8.2. Выполнение капитального ремонта собственно трубопровода регламентируются действующими «Правилами по капитальному ремонту магистральных нефтепроводов».
3. ПЛАНИРОВАНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА
3.1. Планирование мероприятий ТОР производятся с целью определения времени простоя трубопровода в ремонте, необходимых объемов финансирования, потребности в затратах труда, механизмах, материалах и оборудовании, а также для координации своевременного решения вопросов с посторонними организациями.
3.2. Объемы и сроки должны быть привязаны к конкретным объектам и участкам трубопровода и отражены в планах-графиках ТОР (Форма графика ТОР см. в Приложение 5).
3.3. План-график ТОР объектов линейной части разрабатывается отделами эксплуатации (производственно-техническими отделами) районных управлений магистральных нефтепроводов (РУМН), утверждается главным инженером РУМН и согласовывается с отделом эксплуатации УМН.
В УМН, имеющих СУПЛАВы, планы-графики ТОР разрабатываются СУПЛАВами и утверждаются главными инженерами УМН.
3.4. Утвержденный план-график доводится до исполнителей к началу планируемого года.
3.5. План-график ТОР объектов линейной части магистральных нефтепроводов составляется на основании:
— периодичности работ, указанных в приложениях 1, 2, 3;
— данных технических осмотров;
— результатов электрометрических измерений;
— статистических данных о повреждениях нефтепроводов.
3.6. На основании плана-графика исполнители (АВП, БПО) составляют для каждого мероприятия (технического обслуживания, текущего ремонта, капитального ремонта) подробный перечень работ, подлежащих выполнению в предстоящий месяц (Приложение 6).
3.7. На работы, связанные с необходимостью остановки трубопровода, составляется подробный план производства работ (ППР) с обоснованием планируемого времени остановки, расчетом потребного количества специальной техники, персонала и т.п. ППР утверждается главным инженером и увязывается по срокам с диспетчерским управлением. На основании ППР специальным распоряжением сообщается исполнителям время остановки трубопровода.
3.8. На основании конкретного плана перекачка и возможности остановки трубопровода в запланированное время и других причин в планах по ремонту возможны корректировки намеченных на год мероприятий как по объему, так и по срокам выполнения.
3.9. При организации технического обслуживания и ремонта линейной части магистральных нефтепроводов следует руководствоваться, кроме настоящего документа,
— Правилами технической эксплуатации магистральных нефтепроводов (РД 39-30-114-78),
— Строительными нормами и правилами Госстроя СССР (СНиП II-45-75; III-1-76; III-А-11-70; III-3-76; III-Д-10-72; СН 452-73),
— Правилами по технике безопасности и промсанитарии при эксплуатации магистральных нефтепроводов,
— Типовой инструкцией о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных объектах нефтяной промышленности,
4. ВЫПОЛНЕНИЕ МЕРОПРИЯТИЙ ТОР
4.1. Выполнение каждого мероприятия ТОР должно быть подготовлено в организационном и техническом отношениях.
4.1.1. Организация выполнения ТОР предусматривает:
— предварительную подготовку персонала (правила, приемы и навыки работы, выполнение требований по технике безопасности и т.п.);
— обеспечение персонала необходимой руководящей технической документацией (инструкции по выполнению работ, чертежи, схемы и т.д.);
— оформление необходимой допускающей (разрешающей), проездной и т.п. документации.
4.1.2. Техническая подготовка заключается:
— в обеспечении необходимой специальной техникой, запасными частями к оборудованию, материалами, инструментом и приспособлениями;
— в укомплектовании средствами по технике безопасности, охране труда.
4.2. Все работы по ТОР должны выполняться строго в соответствии с руководящей и технической документацией. Отступления в исключительных случаях возможны только с разрешения главного инженера РУМН и УМН.
4.3. При проведении текущего ремонта выполняются также все операции технического обслуживания, а при капитальном ремонте — полный объем работ текущего ремонта.
4.4. За качество и соответствие работ ТОР документации отвечает ответственный исполнитель по каждому мероприятию, начальник АВП, ОАВП, БПО.
4.5. Контроль за техническим обслуживанием и ремонтом, состоянием и функционированием объектов линейной части возлагается на руководство ЛПДС, РУМН, СУПЛАВ и УМН.
5. УЧЕТ И ОТЧЕТНОСТЬ
5.1. На каждом аварийно-восстановительном пункте ведется журнал учета ТОР объектов участка закрепленного за АВП нефтепровода (Приложение 8). Журнал ведется мастером АВП, линейным инженером.
5.2. При патрулировании (воздушным, наземным транспортом или обходчиком) на каждом участке ведется журнал патрулирования (Приложение 7).
Источник
Реферат: Планирование объемов работ и затрат на ремонт нефтепровода (на примере Тюменского УМН ОАО «Сибнефтепровод»)
Название: Планирование объемов работ и затрат на ремонт нефтепровода (на примере Тюменского УМН ОАО «Сибнефтепровод») Раздел: Промышленность, производство Тип: реферат Добавлен 07:13:58 08 октября 2013 Похожие работы Просмотров: 439 Комментариев: 6 Оценило: 0 человек Средний балл: 0 Оценка: неизвестно Скачать
Планирование объемов работ и затрат на ремонт нефтепровода (на примере Тюменского УМН ОАО «Сибнефтепровод»)
Курсовой проект по курсу: Внутрифирменное планирование
Тюменский государственный нефтегазовый университет
Роль трубопроводного транспорта в системе нефтегазовой отрасли промышленности чрезвычайно высока. Он является основным и одним из дешевых видов транспорта нефти от мест добычи на нефтеперекачивающие заводы и экспорт. Трубопроводный транспорт нефти имеет ряд преимуществ по сравнению с водным и железнодорожным транспортом: минимальная дальность транспортировки, ритмичность работы поставщиков и потребителей, наименьшие потери нефти, наибольшая автоматизация технологических процессов.
Протяженность трубопроводных магистралей России постоянно увеличивается, осуществляются модернизация и техническое перевооружение ранее построенных трубопроводов, внедряются современные средства связи и управления, совершенствуются технологии транспорта высоковязких и застывающих нефтей, сооружения и ремонта объектов магистральных нефтепроводов.
В настоящее время все магистральные нефтепроводы России эксплуатируются ОАО «АК «Транснефть», которое является транспортной компанией и объединяет 11 российских предприятий трубопроводного транспорта нефти, владеющих нефтяными магистралями, эксплуатирующих и обслуживающих их.
ОАО «Сибнефтепровод» является крупнейшим подразделением ОАО «АК «Транснефть», в его состав входят 8 управлений магистральных нефтепроводов (УМН), транспортирующих нефть на территории Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов. Одним, из которых является Тюменское УМН, главной задачей которого, является обеспечение как надежного и бесперебойного функционирования системы магистральных нефтепроводов, так и качественного и своевременного предоставления транспортных услуг своим клиентам.
Целью курсового проекта является разработка производственной программы ремонтного обслуживания и минимизация затрат на ее реализацию путем внедрения мероприятий по выявленным резервам. Для решения задачи необходимо произвести:
1) Углубленный анализ по всем аспектам хозяйствования, используя при этом научно разработанную систему методов и приемов, посредством которых изучается экономика предприятия, выявляются резервы производства на основе учетных и отчетных данных, разрабатываются пути их наиболее эффективного использования;
2) Выявление резервов улучшения эффективности производства и использования ресурсов.
3) Анализ и расчет затрат по выявленным резервам.
В процессе эксплуатации оборудования возникает потребность в ремонте техники, чтобы обеспечить ее нормальное функционирование на весь период службы.
1. Оценка внутрипроизводственных резервов
Характеристика производственно-хозяйственной деятельности
Тюменское УМН образовано в 1965 году как Тюменское нефтепроводное управление (ТНПУ). 21 декабря 1965 года, первая тонна нефти поступила на Тюменскую нефтеперекачивающую станцию по нефтепроводу Шаим -Тюмень. В 1991 году на основании приказа начальника ПО МН ЗиСЗС № 189 от 22.05.91г ТНПУ переименовано в Тюменское управление магистральных нефтепроводов.
Главной задачей Тюменского УМН является своевременная и без потерь доставка к местам назначения запланированного объема нефти с наименьшими затратами на единицу транспортной работы.
Тюменского УМН является филиалом ОАО «Сибнефтепровод» и ориентировано на обслуживание процесса перекачки нефти по участкам нефтепроводов:
1) Усть-Балык — Курган — Уфа — Альметьевск d=1220 мм участок от 540 до 890 км; (в трассе — 349,7 км, однониточное исполнение — 370,1 км, СБС – 2,2 км);
2) Нижневартовск – Курган – Куйбышев d=1220 мм участок от 779 до 1129 км; (в трассе — 349,5 км, однониточное исполнение — 384,0 км, СБС — 3,3 км.);
Шаим — Тюмень d=530 мм участок от 266 до НПС Тюмень-3 440 км и от 376 до 410 км; (в трассе — 195,3 км, однониточное исполнение — 201,0 км, СБС — 30,7 км);
Тюмень — Юргамыш d=530 мм 0-252 км (в трассе — 245,3 км, однониточное исполнение — 254,3 км).
В хозяйственных отношениях с другими лицами Тюменского УМН действует от имени ОАО «Сибнефтепровод», представляя и защищая его интересы.
Тюменского УМН планирует свою деятельность и определяет перспективы развития, исходя из производственного задания, установленного ОАО «Сибнефтепровод», спроса на производственную продукцию, работы, услуги и необходимости обеспечения производства и социального развития коллектива.
В состав организационной структуры Тюменского УМН входят 6 нефтеперекачивающих станции «Вагай», «Ново-Петрово», «Вознесенка», «Абатская», «Чумановка», «Бекишево»; цех технологического транспорта и спецтехники, Омский приемо-сдаточный пункт, участок погрузо-разгрузочных работ, участок устранения дефектов, 4 производственно-ремонтных участка, метрологическая лаборатория, производственно-ремонтная служба.
Основными видами деятельности УМН являются:
прием нефти от производителей и смежных УМН, РНУ;
транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам;
сдача нефти смежным УМН, РНУ для дальнейшей транспортировки;
поставка нефти потребителям;
реконструкция и техническое перевооружение основных производственных фондов;
техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт МН.
Тюменского УМН осуществляет следующие функции:
— организует и обеспечивает эксплуатацию магистральных трубопроводов и нефтеперекачивающих станций в соответствии с требованиями правил технической эксплуатации, техники безопасности, пожарной безопасности, охраны окружающей среды;
— организует работу по достоверному учету количества и качества принимаемой – сдаваемой нефти, а также находящейся в нефтепроводах и резервуарах и обеспечивает сохранность её качества и количества с учетом потерь, не превышающих нормативные по всему маршруту транспортировки в границах УМН;
— организует работы по оказанию транспортных услуг по перекачке нефти с минимальными затратами по утвержденным, в установленном порядке тарифам;
— заключает договора на оказание услуг по осуществляемым видам деятельности;
— обеспечивает внедрение в производство новой техники и технологии;
— организует работу по предупреждению и ликвидации аварий;
— принимает участие в разработке тарифа на перекачку нефти;
— осуществляет мероприятия по созданию надлежащих социально-бытовых условий для своих работников.
Наиболее распространены на Тюменском УМН механизированные процессы: машино – ручные или чисто машинные.
Согласно штатного расписания административно управленческого персонала, действующего в 2008 году и планируемого на 2009 год, утвержденного начальником Тюменского УМН предусмотрен отдел капитального строительства и капитального ремонта со штатом в количестве 3 человек для реализации планов капитального строительства и капитального ремонта.
Структурного подразделения, занимающегося капитальным ремонтом, Тюменское УМН не имеет. При необходимости отвлекаются сотрудники производственно-ремонтной службы, участка ремонта и наладки механо-технологического оборудования и УУД, занятые на основной деятельности.
На капитальный ремонт автотракторной техники отвлекаются рабочие, занимающиеся основной деятельностью: водители, авто слесари, аккумуляторщик и другие по мере надобности.
На линейной части нефтепровода Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск устранено 134 дефекта, произведен ремонт вдольтрассовых проездов протяженностью 4 км. Капитально отремонтирован участок 850-809 км ВЛ-6кВ протяженностью 41 км. На участке 812 – 853 км ЭХЗ данного нефтепровода заменено 13 анодных зон. Произведен ремонт линейной телемеханики с устройством кабельных эстакад на трех участках нефтепровода, произведена зачистка резервуара №7 V-10000м3 на НПС Вагай от парафиновых отложений перед проведением диагностики РВС
Выполнение плана капитального ремонта за 2008-2009гг представлен в таблице 1.1
План капитального ремонта за 2008 – 2009гг
Финансируемые объекты по кап.ремонту
Линейная часть, всего
Предремонтное обследование, всего
Подводные переходы (приборное обследование)
Кап.ремонт автотракторной техники
Телемеханика, автоматика и ВТ
Система измерения количества и качества нефти
По данным из таблицы видно, что план по капитальному ремонту линейной части в денежном выражении выполнен на 98% или недовыполнение плана в денежном отношении составило – 488 тыс.руб., на это повлияло не выполнение плана по устранению дефектов на 7%. В 2009 году была проведена электрохимическая защита 13 км. трассы, также в 2009 году увеличились прочие затраты на 528,6 тыс.руб. это в два раза больше чем в 2008 году. Увеличиваются затраты на ремонт автотракторной техники. За 2009 год из выполненных объемов работ на сумму 38940 тыс.руб., собственными силами Тюменского УМН освоено 19313 тыс.руб.
Также в 2009 году проводилась внутритрубная диагностика линейной части и подводных переходов нефтепроводов Усть-Балык-Курган-Уфа– Альметьевск-1,2 снарядами.
Снарядом «Ультраскан — WM» обследовано 581,4 км, что составляет 98,7% от общей протяженности трассы в однониточном исполнении. Снарядом «Магнескан — MFL» обследовано 490,4 км, что составляет 83,2% от общей протяженности трассы в однониточном исполнении. Диагностическим снарядом «Ультраскан — CD» обследовано 234 км, что составляет 39,7%от общей протяженности трассы. На 01.01.2010 года наличие всего 1182 дефекта ДПР, в том числе 1 дефект ПОР, из них 424 дефекта ДПР, в том числе 1 дефект ПОР на ППМН. Устранено 134 дефекта ДПР, в том числе 40 дефектов ПОР, дефекты устранены собственными силами – УУД Тюменского УМН. По методам ремонта распределяются:
— установкой муфт – 43 шт.;
— проведение ДДК – 41;
— вырезка дефектного участка – 0.
Проведено ДДК дефектов геометрии глубиной до 1% — 154 шт. На ППМН Тюменского УМН устранено всего 21 дефект ДПР, в том числе 5 дефектов ПОР.
В 2009 году проводилось частичное обследование резервуаров – РВС 5000 м3 №6, РВС 10000м3 №8 АЭМ, без вывода из эксплуатации. Обследование проводил ЦТД «Диаскан». РВС №6 признан годным к эксплуатации без ограничения, РВС №8 требуется капитальный ремонт. Полное, предремонтное обследование резервуаров — РВС 10000 м3 №7, обследование проводил ООО «ДИАСИБ». Полезная емкость резервуаров 51176,944 м3. списание и демонтаж резервуаров, выведенных из эксплуатации – не планировалось и не проводилось.
Нефтепровод Усть-Балык-Курган-Уфа–Альметьевск (линейная часть) обустроен камерами пуска и приема в полном объеме.
В 2009 году вытеснение нефти проводилось на участке МН Усть-Балык-Курган-Уфа–Альметьевск НПС «Вознесенка» (653 км) – НПС «Новопетрово» (583 км).
Для обслуживания нефтепровода на 01.01.2010г имеется 3 ЛЭС, с полным техническим оснащением, представленным в таблице 1.2, они располагаются на НПС «Вагай» (2 ИТР+11 рабочих), «Абатская» (2 ИТР+11 рабочих), «Бекишево» (2 ИТР+11 рабочих), участок устранения дефектов (2 ИТР+18 рабочих) общая численность 59 человек.
Также осуществляется аэровизуальное обследование нефтепроводов на самолете АН – 2-3 раза в неделю согласно графика:
2 раза в неделю по маршруту НПС Аббатская (763 км) – ППМН через р. Иртыш (489 км);
1 раз в неделю по маршруту НПС Аббатская (736 км) – ПСП г.Омск (967 км).
Техническое обслуживание и планово-предупредительные ремонты объектов линейной части нефтепроводов Усть-Балык-Курган-Уфа– Альметьевск -1,2 выполнялись силами ЛЭС НПС Вагай, Абатская, Бекишево в соответствии с «Регламентом по организации и планированию работ по техническому обслуживанию, ремонту оборудования и сооружений линейной части магистральных нефтепроводов ОАО МН» и по плану-графику, утвержденному главным инженером Тюменского УМН.
Всего по Тюменскому УМН в безопасном состоянии 167 км нефтепровода Усть-Балык-Курган-Уфа– Альметьевск.
Показатели Тюменского УМН за 2008-2009 гг.
Объем перекачки нефти
Капитальный ремонт объектов
Общая протяженность трассы н/проводов
Затраты на перекачку нефти
Себестоимость перекачки 1 тн нефти
Из данных таблицы можно сделать вывод, что объем перекачки нефти увеличился по сравнению с 2008 годом на 626,8 тыс.тонн, или 3,7%, грузооборот в 2009 году увеличился на 301,2 млн.тн.км, или на 3,7%. Капитальный ремонт объектов уменьшился в 2009 году на 35421 тыс.руб., также идет уменьшение затрат на перекачку нефти на 15376 тыс.руб., это приводит к уменьшению себестоимости перекачки 1 тн нефти на 1,5 руб
Общая численность персонала предприятия на 01.01.2010 год составила 556 чел (табл. 1.4). В основном, это квалифицированные работники, давно работающие на предприятии.
Состав и численность персонала Тюменского УМН
% к общей численности всего персонала
Численность работающих всего
В т.ч. руководителей
Обеспеченность предприятия кадрами в 2009 году составляла 97,7%. На сегодняшний день текучесть персонала в целом по предприятию небольшая. Должностным требованиям (уровень образования, состояние здоровья, возможность повышения квалификации) отвечает 95,8% сотрудников. В отчетном периоде прошли переквалификацию, повышение квалификации и дополнительные курсы 44 сотрудника.
40,3% сотрудников имеют высшее образование (1), 28,5% среднее профессиональное (2), 31,2% среднее (3) (рис.1.1). Таким образом, Тюменское УМН обладает достаточным количеством квалифицированного персонала.
Для оценки результатов производственной деятельности Тюменского УМН необходимо провести диагностический анализ деятельности предприятия в целом по основному показателю — годовому объёму перекачки нефти.
1.2 Анализ причинно-следственных связей выполнения производственной программы и затрат на ее реализацию.
Тюменское УМН планирует свою деятельность и определяет перспективы развития, исходя из производственного задания, установленного ОАО «Сибнефтепровод», ему необходимо поддерживать часть МН в работоспособном состоянии, для бесперебойной перекачки нефти.
Для успешного решения задач по выполнению поставленной производственной программы целесообразно на первом уровне провести факторный анализ, при помощи которого можно выявить причинно-следственные связи выполнения производственной программы.
Данные для факторного анализа представлены в таблице 1.5:
Данные по Тюменскому УМН для факторного анализа
Объем перекачки нефти, т.тонн
Численность персонала ОАО, чел.
в т.ч. численность ремонтного персонала, чел.
Время простоев трубопровода, сут
Протяженность нефтепровода требующая ремонта, км
Категория сложности ремонта
Норма времени простоя, сут
Время простоев нефтепровода в ремонте оказывает существенное влияние на объем транспортируемой нефти. Это видно из формулы 1.1
где Q – годовой объем транспортируемой нефти,
Тпр – время простоя нефтепровода в ремонте, сут.;
q – суточная пропускная способность нефтепровода.
На основании указанной выше формулы 1.1 и с использованием логарифмического метода факторного анализа, изменение объема перекачки нефти в зависимости от времени простоя нефтепровода в ремонте определяют следующим образом:
где DQ(Тпр)-изменение объема перекачки в зависимости от времени — простоя нефтепровода в ремонте, млн.тн.;
DQ-общее изменение объема перекачки нефти, млн.тн.;
I(Тпр)-индекс времени простоев;
I(Q)-индекс объема перекачки.
Результаты расчетов по указанной выше формуле (см.формулу 1.2) приведены в таблице 1.6.
Расчеты влияния времени простоев трубопровода
на объем нефтеперекачки
По данным таблицы видно, что при уменьшении времени простоя нефтепровода (на 0,42), объем перекачки нефти увеличивается на 626,8 тыс.тонн.
Целесообразно провести факторный анализ времени простоя нефтепровода. Годовая продолжительность простоя магистральных нефтепроводов в ремонте будет определяться по формуле 1.3.
где Тпр-время простоя нефтепровода в ремонте, сут;
Нпр-норма времени простоя, сут.
Для данного анализа целесообразно использовать детерминированный (функциональный) факторный анализ. Данный анализ представляет собой методику исследования влияния факторов, связь которых с результативным показателем носит функциональный характер, т.е. результативный показатель может быть представлен в виде произведения, частного или алгебраической суммы факторов.
Общее изменение времени простоя под влиянием указанных факторов определяется зависимостью:
где Тпр1 и Тпр0 – время простоя нефтепровода в 2008 и 2009 гг. соответственно;
∆Тпр(R), ∆Тпр(L), ∆Тпр(Нпр) – изменение времени простоев нефтепровода за счет: изменения категории сложности ремонта, протяженности трубопровода, нормы простоя.
Для расчета влияния каждого из факторов используются формулы:
∆Тпр(Нпр) = L1*∆H*R0, (1.6)
Результаты факторного анализа добычи нефти приведены в таблице 1.7
Расчеты влияния факторов на годовое время простоя
Время простоя трубопровода
Категория сложности ремонта
Норма простоя трубопровода
По данным таблицы видно, что за счет сокращения протяженности трубопровода требующего ремонта на 0,32 км, время простоя трубопровода сократилось на 0,32 сут.
После проведения анализа причинно-следственных связей выполнения производственной программы, необходимо провести анализ затрат связанных с ремонтом трубопровода, так как они влияют на себестоимость перекачки нефти.
Затраты связанные с ремонтом трубопровода
за 2008-2009гг тыс.руб.
в т.ч. электроэнергия
Расходы на оплату труда
в т.ч. услуги авиатранспорта
расходы на диагностику, всего
в т.ч. диагностика РВС
диагностика мех.-технологич. оборуд.
Затраты на ремонт
Затраты на ремонт трубопровода в 2009 году составили 71182,327 тыс.руб. это меньше на 29691,673 тыс.руб. чем в 2008 году.
Основные отклонения произошли по следующим элементам:
По статье «Материалы» — увеличение затрат на 18,4% или на 1875 тыс.руб. это связано с увеличение цен на материалы.
По статье «Энергия» — перерасход на 5140 тыс.руб. (44,6%), так как произошло увеличение потребления как электроэнергии, так и теплоэнергии. Также увеличились тарифы по потребляемой энергии.
По статье «Заработная плата», также увеличение на 110,69 тыс.руб., на это повлияло увеличение численности ремонтных рабочих на три человека, также увеличение средней заработной платы на 1090 руб.
По статье «Налоги» — увеличение на 28,780, данное увеличение затрат сложилось вследствие перерасхода фонда заработной платы.
По статье «Прочие затраты» произошло снижение затрат на 36846 тыс.руб., снижение произошло в основном за счет снижения затрат на ремонт на 48,3%, также повлияло снижение затрат на диагностику оборудования
Комплексный анализ факторов дает возможность моделировать хозяйственную деятельность, осуществлять комплексный поиск внутрихозяйственных резервов с целью повышения эффективности производства.
1.3 Выявление возможностей улучшения производственно – экономических результатов деятельности организации.
Поиск резервов производства и правильный выбор, которых для целей экономического анализа, дает возможность объективно оценить сложившуюся производственную ситуацию на предприятии.
Под резервами принято понимать неиспользованные возможности снижения текущих и авансируемых затрат материальных, трудовых и финансовых ресурсов при данном уровне развития производительных сил и производственных отношений. Устранение всякого рода потерь и нерациональных затрат является одним из путей использования резервов. Другой путь связан с возможностями ускорения НТП как основного рычага повышения интенсификации и эффективности производства. Таким образом, резервы можно измерить разрывом между достигнутым уровнем использования ресурсов и возможным уровнем исходя из накопленного производственного потенциала предприятия.
На практике зачастую структурные подразделения предприятий недостаточно обоснованно распределяют поступающие средства, не основываясь при этом на экономически оптимальных решениях, что приводит к неоправданному росту финансовых и социально-экономических издержек.
Сокращение затрат на ремонт трубопровода за счет экономного использования электроэнергии, теплоэнергии, сокращения затрат на оплату труда.
Резервы сокращения затрат устанавливаются по каждой статье расходов за счет конкретных инновационных мероприятий (внедрение новой, более прогрессивной техники и технологии для ремонта трубопровода, улучшение организации труда), которые будут способствовать экономии заработной платы, материалов, энергии.
Направления улучшения результатов деятельности
1.Уменьшение затрат на электроэнергию
Внедрение покрытия ALUMANATION 301
1.Оптимизация численности персонала
2.Сокращение расходов на заработную плату
Вывод не профильного персонала из состава предприятия
Для того, чтобы снизить затраты на электроэнергию необходимо использовать кровельное покрытие ALUMANATION. А для того чтобы сократить расходы по заработной плате необходимо применить аутстаффинг.
2. Формирование производственной программы
Целевые задачи и порядок формирования производственной программы
Производственная программа – задание по производству продукции в необходимой номенклатуре и ассортименте. Основная цель заключается не только в создании новых производственных мощностей, но и в поисках возможностей более полного использования внутренних резервов предприятия.
Объемы производственной деятельности подразделений предприятия могут планироваться в натуральных, трудовых, стоимостных и иных измерителях. Основными плановыми показателями обычно являются годовая величина спроса, годовой объем предложения, важнейшая номенклатура и ассортимент выпуска, трудоемкость единицы или объема продукции, издержки производства, рыночные цены на товары, работы и услуги и др.
Кроме того, при разработке годовой производственной программы необходимо обеспечить максимальный совокупный доход, высокую финансовую устойчивость и платежеспособность каждого предприятия.
Целевые задачи формирования производственной программы:
1) научное обоснование планового задания по объему, номенклатуре и ассортименту работ (услуг);
2) обоснование планового задания по качеству работ (услуг);
3) обеспечение наиболее полного и рационального использования производственных мощностей, материальных, трудовых и финансовых ресурсов;
4) обеспечение согласованности производственной программы с другими разделами плана предприятия.
Годовая производственная программа основных цехов используется для разработки плановых заданий вспомогательным и обслуживающим хозяйственным подразделениям и службам (инструментальным, ремонтным, энергетическим, транспортным, складским цехам).
Так как Тюменское УМН является подразделение ОАО «Сибнефтепровод», то оно получает задание по необходимому объему перекачки нефти, а также план по ремонтным работам. Исходя из этого плана Тюменское УМН рассчитывает следующие показатели.
Данные об объемах выполнения ремонтов собственными и подрядными силами позволяют рассчитать степень специализации и кооперации работы службы технического обслуживания и ремонта по следующим формулам 2.1 и 2.2 соответственно.
Qпс — количество ремонтов, выполненных подрядным способом.
где Ккооп. – коэффициент кооперации, % .
При этом необходимо отметить, что для службы технического обслуживания и ремонта свойственна технологическая (стадийная) специализация, так как выполняемые, ею техническое обслуживание и ремонты являются определенной стадией общего процесса функционирования магистрального нефтепровода.
Кооперирование, тесно связанное со специализацией, также имеет технологический характер, поскольку заключается в организации постоянных связей между специализированными предприятиями по выполнению определенных видов ремонтов.
Плановые ремонты магистральных нефтепроводов имеют определенную продолжительность ремонтных циклов, межремонтных и межосмотровых периодов, которые также входят в производственную программу.
Продолжительность ремонтного цикла, межремонтного и межосмотрового периодов устанавливается на стадии составления плана выполнения ремонтных работ, при этом действительный годовой фонд времени эксплуатации нефтепровода принят равным 8760 ч.
На основании длительности ремонтного цикла, межремонтного и межосмотрового периодов, определяют количество технических осмотров и ремонтов по следующим формулам:
Следующим необходимым показателем оценки уровня технического обслуживания является трудоемкость ремонтных работ, зависящая от вида и сложности ремонта.
Согласно нормативам технического обслуживания и ремонта магистральных нефтепроводов, нефтепроводы имеют 80-ю категорию сложности ремонта. На основании этого установлены нормативы времени на выполнение ремонтных работ на одну ремонтную единицу, в качестве которой принимают трудозатраты на ремонт 1км условного нефтепровода, равные 10 человеко-часам.
Используя установленную категорию сложности ремонта и нормативы времени, определяют трудоемкость ремонта по следующей формуле:
где Те — трудоемкость ремонта, чел.-час;
L- протяженного нефтепровода, км;
R — категория сложности ремонта;
Нв — норма времени на одну ремонтную единицу, ч.
Для расчета следующего показателя необходимо отметить, что, согласно установленным нормативам технического обслуживания и ремонта магистральных нефтепроводов, число ремонтных дней в году равно 182 дня, продолжительность рабочего дня-7 часов и коэффициент внеплановых ремонтов равен 2,1. Указанные данные позволяют определить количество ремонтных рабочих для проведения ремонтов различных видов по следующей формуле:
где Чр — количество ремонтных рабочих, чел.;
Др — число ремонтных дней в году, сутки.;
Пд — продолжительность рабочего дня, часы;
Квплр — коэффициент внеплановых ремонтов.
Следующим, не менее важным показателем, необходимым для производственной программы, является продолжительность простоя нефтепровода в ремонте. Для расчета этого показателя необходимо использовать установленные нормативы простоя нефтепровода из-за ремонта на одну ремонтную единицу равную 0,00015
Годовая продолжительность простоя магистральных нефтепроводов в ремонте будет определяться по формуле 2.7.
где Тпр — время простоя нефтепровода в ремонте, сутки;
Нпр — норма времени простоя, сутки.
Таким образом, производственная программа позволяет произвести расчет основных показателей деятельности в натуральном и денежном выражении. Данные о прогнозируемых объемах производства, оказания работ, услуг и необходимой потребности в различных видах ресурсов на предприятии в значительной степени определяют величину калькуляционных статей затрат.
2.2 Обоснование плановых показателей объема продукции
Планом 2010 года предусмотрены следующие виды работ по линейной части (табл.2.1)
План работ по линейной части МН на 2010 год.
Предремонтное обследование изоляции МН
Предремонтное обследование изоляции ВЛ
Ремонт ограждений и площадок обслуживания на нефтепроводе
Ремонт и замена коверов
Капитальный ремонт автотракторной техники
Показатели для реализации плана ремонтных работ Тюменского УМН на плановый период была рассчитана на основе вышеизложенной методики и представлена в таблице 2.2.
Показатели для реализации плана ремонтных работ
Тюменского УМН на плановый период
Абс. Изменение планового периода к отчетному
Относит. Изменение планового периода к отчетному (%)
2. Коэффициент кооперации
3.Трудоемкость ремонта, чел.час
4.Количество рабочих занятых в ремонте, чел.
5.Количество текущих ремонтов
6.Количество технических осмотров
8.Время простоя нефтепровода, сут.
Из таблицы видно, что количество текущих ремонтов увеличилось на три шт., при этом идет снижение трудоемкости ремонта на 2,1 чел.час, это снижение произошло из-за увеличения числа рабочих занятых в ремонте на 7 чел., также идет увеличение коэффициента специализации на 2%, это означает, что увеличилось число ремонтов устраненных собственными силами. Время простоя нефтепровода сократилось незначительно на 0,01 сут.
Из-за увеличения числа ремонтных рабочих возрастут затраты на оплату труда, они будут равными 1128600 руб., это увеличение повлечет за собой увеличение ЕСН
3. Планирование затрат для решения производственных задач
3.1 Предложения по реализации резервов повышения эффективности затрат
На основании проведенных анализов можно предложить ряд мероприятий, направленных на повышение эффективности затрат.
Необходимо рассмотреть комплекс мер, который приведет к снижению влияния отрицательных факторов на результаты деятельности предприятия.
1) Внедрение кровельной технологии Alumanation 301 по снижению расходов электроэнергии.
Технология кровельных работ не менялась в течение столетий, и новых материалов для производства работ не так уж много. Благодаря новой технологии (Alumanation 301) в Тюменском УМН будет значительно снижена температура в зданиях в жаркие дни, и одновременно сохранена температура на действующем уровне в зимние месяцы.
Alumanation 301 – высокостойкое покрытие для защиты от коррозии и для гидроизоляции таких металлических конструкций, как кровли, топливных танков, цистерн, мостов, несущих металлоконструкции, труб, опор линий электропередач, радиопередающих мачт. Однокомпонентное высококачественное покрытие на основе растворителей, битумных производных, невысыхающих масел, комбинации синтетических и натуральных волокон и алюминиевых хлопьев и гранул. Производится с 1947 года бельгийской компанией RPM. Срок службы до первого капремонта не менее 20 лет (табл.3.1).
Антикоррозионное покрытие для наружной защиты поверхности металлоконструкций различных производств, складов, цехов в условиях постоянного действия атмосферных осадков, солнца, влажности. Рекомендуется для защиты старых, в т.ч. оцинкованных кровель.
Технические характеристики ALUMANATION 301
Устойчивость к солевым туманам
Не менее 500 часов
Сопротивление на истирание
18,9 л или 20,8 л
Неограничен (в невскрытой таре)
Высокая, но с эффектом окрашивания
Весовой расход материалов при нанесении в комплексе (кг)
При покрытии стальных конструкций, цистерн и трубопроводов нет необходимости пескоструйной зачистки поверхности. Возможно, нанесение непосредственно на ржавый металл. Покрытие наносится в один слой без грунтовки, толщиной около 350 микрон из расчета 0.8 л/м2. При этом покрытия могут наноситься на битумные, бетонные, асбестовые, металлические и другие поверхности. Подготовка поверхности производится путем очистки ее проволочными щетками или струей воды под давлением 150-180 атмосфер (бар). Перед нанесением покрытия поверхность должна быть чистой, сухой, обезжиренной. После высыхания покрытие образует прочную бесшовную поверхность.
В обычный летний день, когда температура воздуха 33 градусов Цельсия, под обычной крышей она может доходить до 53 градусов. С помощью покрытия с использованием Alumanation 301 температуру под крышей можно снизить до 40 градусов. Соответственно, заметно снижается и температура в зданиях, что позволяет уменьшить нагрузку на кондиционер и снизить затраты на электричество. Зимой обратная ситуация, когда температура воздуха достигает -35 градусов Цельсия, данное покрытие не допускает проникновения через крышу холодного воздуха, следовательно отопление остается на одинаковом уровне, что и круглый год и поэтому происходит снижение затрат на электроэнергию в зимние месяцы.
Исходя из того, что кровельная площадь зданий Тюменского УМН и его подразделений, которую необходимо покрыть Alumanation 301, составила 93875 м2 , при условии, что вместимость 1 упаковки данного средства 20,8 л, следовательно предприятию необходимо закупить 256,6 упаковок, чтоб обработать все необходимые покрытия.
Данные для расчета затрат при внедрении Alumanation 301
Стоимость 1 упаковки, руб
Вместимость 1 упаковки, л
Площадь обрабатываемой кровли зданий, м2
30% обрабатываемой площади принадлежит службе технического обслуживания.
Для проведения данного мероприятия необходимо нанять 5 рабочих с оплатой труда по договору подряда равной 15000 руб. Срок службы до первого капремонта не менее 20 лет. Расчеты эффективности внедрения мероприятия представлены в таблице 3.3:
Результаты использование Alumanation 301
1.Затраты на внедрение, тыс.руб
в т. ч. затраты на оплату труда, тыс.руб
затраты на покупку и транспортировку, тыс.руб.
2. Затраты на энергию, тыс.руб.
3. Эффективность мероприятия с учетом срока службы, тыс.руб.
Согласно данным табл. 3.2 и 3.3 Тюменскому УМН в 2010 году удастся за счет использования кровельной технологии Alumanation 301 снизить расходы электроэнергии до 62438,75 тыс.руб., а затраты на покупку и транспортировку будут равны 856,150 тыс.руб ( с учетом того, что срок службы до первого капремонта не менее 20 лет). Следовательно эффективность мероприятия составит 2364,35 тыс.руб в год. Что касается снижения затрат на электроэнергию службы технического обслуживания, то они сократятся до 15842,2 тыс.руб., т.е затраты снизятся на 833,8 тыс.руб., или на 5%
В службе технического обслуживания Тюменского УМН наблюдается негативная тенденция увеличения затрат по статье “Оплата труда”. В этом случае у руководства есть только два пути, либо просто уволить «лишних» людей и получить «социальный взрыв», либо применить технологию аутстаффинга, как единственный, реальный инструмент решения данного вопроса. Применение аутстаффинга является панацеей решения всех кадровых проблем и, как следствие, достижение существенной экономии от масштаба, а также снижение транзакционных издержек.
Под аутстаффингом подразумевают передачу фирмой части своих работников кадровому (лизинговому) агентству. «Отданные» сотрудники при этом остаются на прежнем месте службы, но функции работодателя (например, начисление зарплаты и социальные гарантии) берет на себя лизинговая компания. В широком понимании аутстаффинг означает сделку фирмы с кадровым агентством, в ходе которой последнее передает заказчику сотрудников на определенное время.
Ведь в настоящее время управление персоналом — это не просто выплата зарплаты и ведение кадрового документооборота. Это еще и отчетность в налоговых и страховых органах, расходы, связанные с организацией и эксплуатацией рабочих мест, вопросы медицинского обслуживания персонала, страхование жизни, организация отдыха, выплаты различных премий и бонусов, оплата услуг сторонних консультантов по персоналу, корпоративное обучение, расходы на HR- департамент. Вот этих издержек и позволяет избежать аутстаффинг.
Кроме того, помимо прямого сокращения расходов, существует ведь еще и опосредованное — каждый руководитель предприятия тратит огромное количество своего дорогого рабочего времени на кадровые вопросы, каков бы ни был штат службы персонала, все равно на руководстве лежит административная нагрузка, и чаще всего немалая. При применении аутстаффинга это время может быть направлено на непосредственное управление бизнесом.
Аутстаффинг позволяет существенно сэкономить фонд оплаты труда, поскольку средства, перечисляемые кадровому агентству, проходят по другой статье. Это достаточно распространенная причина применения аутстаффинга, поскольку ограничения по фонду оплаты труда могут быть наложены по самым разным причинам.
Стоимость услуги зависит от заработной платы и срока привлечения работников. Агентское вознаграждение, предоставляемое клиенту по договору аутстаффинга, составляет в среднем от 12 до 20 процентов от зарплаты сотрудника с учетом налогов. Чем выше заработная плата и длиннее срок договора, тем ниже агентское вознаграждение. Экономия заметна при аутстаффинге только большого числа работников.
Правильным решением будет предложить вывести непроизводственный персонал, а именно водителей машин службы технического обслуживания 10 человек за штат Тюменского УМН. Средняя заработная плата каждого составляет 16,5 тыс. руб. Вывод планируется провести с 1 марта 2010года.