Выполнил: ст. гр. ЭП-06-2
Научный руководитель:
Тюмень, 2010
СОДЕРЖАНИЕ
| Введение | |
| 1. Оценка внутрипроизводственных резервов | |
| 1.1. 1.1. Характеристика производственно-хозяиственной деятельности | |
| 1.2. Анализ причинно-следственных связей выполнения производственной программы и затрат на ее реализацию | |
| 1.3. Выявление возможностей улучшения производственно-экономических результатов | |
| 2. Формирование производственной программы | |
| 2.1. Целевые задачи и порядок формирования производственной программы | |
| 2.2. Обоснование плановых показателей объема продукции | |
| 3. Планирование затрат для решения производственных задач | |
| 3.1. Предложение по реализации резервов повышения эффективности затрат | |
| 3.2. Расчет затрат на планируемый период | |
| Заключение | |
| Список использованных источников | |
ВВЕДЕНИЕ
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
1.1 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.);
3) 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);
4) 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:
1. прием нефти от производителей и смежных УМН, РНУ;
2. транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам;
3. сдача нефти смежным УМН, РНУ для дальнейшей транспортировки;
4. поставка нефти потребителям;
5. хранение нефти;
6. реконструкция и техническое перевооружение основных производственных фондов;
7. 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
Таблица 1.1
План капитального ремонта за 2008 – 2009гг
| № | Финансируемые объекты по кап.ремонту | Ед.изм. | 2008 год | 2009 год | % выполнения | |
| факт | план | факт | ||||
| Линейная часть, всего | 15911,4 | |||||
| 1.1 | Устранение дефектов | тыс.руб. | ||||
| шт. | ||||||
| 1.2 | Предремонтное обследование, всего | тыс.руб. | ||||
| км. | ||||||
| 1.3 | Подводные переходы (приборное обследование) | тыс.руб. | - | - | ||
| км. | - | - | ||||
| 1.4 | Обустройство трассы | тыс.руб. | ||||
| 1.5 | Кап.ремонт автотракторной техники | тыс.руб. | ||||
| ед. | ||||||
| 1.6 | Электроснабжение | тыс.руб. | ||||
| км. | ||||||
| 1.7 | ЭХЗ | тыс.руб. | - | |||
| км. | - | |||||
| 1.8 | Линейная телемеханика | тыс.руб. | ||||
| 1.9 | Прочие затраты | тыс.руб. | 497,4 | |||
| Резервуарные парки | тыс.руб. | |||||
| шт./м3 | 1/5 | 1/10 | 1/10 | |||
| Телемеханика, автоматика и ВТ | тыс.руб. | |||||
| Система измерения количества и качества нефти | тыс.руб. | - | - | - | ||
| Механо-технологическое оборудование | тыс.руб. | 99,7 | ||||
| Энергетическое оборудование | тыс.руб. | |||||
| Промсооружение | тыс.руб. | |||||
| Объекты СКБ | тыс.руб. | 99,2 | ||||
| итого | тыс.руб. | 98,7 |
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;
- шлифовка – 32;
- заварка – 18;
- 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.
Таблица 1.2
Техническое оснащение
аварийно-восстановительных служб
| Подразделение | Наименование машины, механизма | Количество, ед. |
| ЛЭС НПС Вагай | Автотракторная техника, всего в т.ч. Экскаватор одноковшовый Бульдозер (с рыхлителем) Автомобиль бортовой Трубосварочная база Тракторы, всего в т.ч. колесный гусеничный трелевочный Тягач Комплект машин для очистки и изоляции Битумовоз Передвижная электростанция | |
| ЛЭС НПС Абатская | Автотракторная техника, всего в т.ч. Экскаватор одноковшовый Бульдозер (с рыхлителем) Автомобиль бортовой Тракторы, всего в т.ч. колесный гусеничный трелевочный Тягач Трайлер | |
| ЛЭС НПС Бекишево | Автотракторная техника, всего в т.ч. Экскаватор одноковшовый Бульдозер (с рыхлителем) Трубоукладчик Автомобиль бортовой Тракторы, всего в т.ч. колесный гусеничный трелевочный Тягач Комплект машин для очистки и изоляции Битумовоз Передвижная электростанция | |
| УУД Тюменского УМН | Автотракторная техника, всего в т.ч. Экскаватор одноковшовый Бульдозер (с рыхлителем) Трубоукладчик Автомобиль бортовой Трубосварочная база Тракторы, всего в т.ч. колесный гусеничный трелевочный Тягач | |
| итого |
Также осуществляется аэровизуальное обследование нефтепроводов на самолете АН – 2-3 раза в неделю согласно графика:
1. 2 раза в неделю по маршруту НПС Аббатская (763 км) – ППМН через р. Иртыш (489 км);
2. 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.
Таблица 1.3
Показатели Тюменского УМН за 2008-2009 гг.
| Показатель | Ед. изм. | ||||||
| факт | план | факт | отклон. | % вып. | % к 2006г | ||
| Объем перекачки нефти | тыс.тонн | 16721,8 | 17697,2 | 17348,6 | -348,6 | 98,0 | 103,7 |
| Грузооборот | млн.тн.км. | 8038,3 | 8507,1 | 8339,5 | -167,6 | 98,0 | 103,7 |
| Капитальный ремонт объектов | тыс.руб. | -122 | 99,7 | 52,4 | |||
| Общая протяженность трассы н/проводов | км | 480,6 | - | 480,6 | - | - | - |
| Затраты на перекачку нефти | тыс.руб. | -7691 | 97,6 | 95,2 | |||
| Себестоимость перекачки 1 тн нефти | руб. | 19,32 | 17,82 | 17,73 | -0,09 | 99,5 | 91,8 |
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.
Таблица 1.4
Состав и численность персонала Тюменского УМН
| Показатель | Ед. изм | 01.01.2010 | % к общей численности всего персонала |
| Численность работающих всего | чел. | ||
| В т.ч. руководителей | чел. | 6,3 | |
| специалистов | чел. | 24,5 | |
| рабочие | чел. | 69,2 |
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.
Рис 1.1 Качественный состав персонала Тюменского УМН
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:
Таблица 1.5
Данные по Тюменскому УМН для факторного анализа
| Показатель | Условные обозначения | 2008 год | 2009 год | ∆ |
| Объем перекачки нефти, т.тонн | Q | 16721,8 | 17348,6 | 626,8 |
| Численность персонала ОАО, чел. в т.ч. численность ремонтного персонала, чел. | Ч | |||
| Время простоев трубопровода, сут | Тпр | 0,55 | 0,23 | -0,3 |
| Протяженность нефтепровода требующая ремонта, км | L | -219 | ||
| Категория сложности ремонта | R | 0,971 | 0,973 | 0,002 |
| Норма времени простоя, сут | Нпр | 0,0017 | 0,0015 | - 0,0002 |
Время простоев нефтепровода в ремонте оказывает существенное влияние на объем транспортируемой нефти. Это видно из формулы 1.1
Q = (365-Tпр)*q, (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:
DQ(Тпр)=DQ*lgI(Тпр)/lgI(Q), (1.2)
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.
Таблица 1.6
Расчеты влияния времени простоев трубопровода
на объем нефтеперекачки
| Показатель | Значение |
| I(Тпр) I(Q) DQ(Тпр). | 0,42 1,04 626,8 |
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.
Тпр=R*L*Нпр, (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:
∆Тпр = Тпр1 – Тпр0 = ∆Тпр(R) + ∆Тпр(L) + ∆Тпр(Нпр), (1.4)
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(L) = ∆L*R0*Н0, (1.5)
∆Тпр(Нпр) = L1*∆H*R0, (1.6)
∆Тпр(R) = L1*Н1*∆R, (1.7)
Результаты факторного анализа добычи нефти приведены в таблице 1.7
Таблица 1.7
Расчеты влияния факторов на годовое время простоя
нефтепровода
| Показатель | Условные обозначения | Значение |
| Время простоя трубопровода Категория сложности ремонта Протяженность трубопровода Норма простоя трубопровода | ∆Тпр ∆Тпр(R) ∆Тпр(L) ∆Тпр(Нпр) | -0,32 0,0004 -0,32 -0,02 |
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.
Таблица 1.8
Затраты связанные с ремонтом трубопровода
за 2008-2009гг тыс.руб.
| Элементы затрат | 2008 год | 2009 год | Абсолютное изменение | Темп роста |
| Материалы | 118,4 | |||
| Энергия, всего в т.ч. электроэнергия теплоэнергия | 144,6 146,0 126,8 | |||
| Расходы на оплату труда | 865,76 | 976,45 | 110,69 | 112,8 |
| Налоги | 225,097 | 253,877 | 28,780 | 112,8 |
| Прочие, всего в т.ч. услуги авиатранспорта услуги связи расходы на диагностику, всего в т.ч. диагностика РВС диагностика мех.-технологич. оборуд. диагностика электрооборудования Затраты на ремонт | - | -36846 -682 -1214 -37588 | 52,8 141,8 66,6 131,4 2,25 48,3 | |
| итого | 71182,327 | -29691,673 | 70,6 |
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
на 682 тыс.руб.
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.
Основными источниками резервов снижения себестоимости ремонта трубопровода Тюменского УМН (Р ↓ С) является:
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.
Таблица 1.9
Направления улучшения результатов деятельности
Тюменского УМН
| Резервы | Реализация резерва |
| 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
1.2 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.
Кспец.=(Qсс/(Qсс+Qпс))*100%, (2.1.)
где Кспец.- коэффициент специализации,%;
Qсс-количество ремонтов, выполненных собственными силами;
Qпс - количество ремонтов, выполненных подрядным способом.
Ккооп.=(Qпс/(Qсс+Qпс))*100%, (2.2.)
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:
Qтр=Тц/tр-1, (2.3)
где Qтр - количество текущих ремонтов;
Тц - продолжительность ремонтного цикла, г;
tр - продолжительность межремонтного периода, г.
Qто=(tр/tо-1)*Тц, (2.4.)
где Qто - количество технических осмотров;
tо - продолжительность межосмотрового периода, сутки.
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:
Те=L*R*Нв, (2.5)
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:
Чр=(Те/Др*Пд)*Квплр, (2.6)
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.
Тпр=R*L*Нпр, (2.7.)
где Тп