Сущность и оценка основных производственных фондов

1 СУЩНОСТЬ И ОЦЕНКА ОСНОВНЫХ  ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ФОНДОВ

1.1 Понятие и классификация основных фондов

Основные фонды (средства) предприятий и хозяйственных организаций представляют собой совокупность средств труда, действующих в неизменной натуральной форме в течении длительного периода как в сфере материального производства, так и в непроизводственной сфере.

Основные средства - это часть имущества, используемая организацией в течении в длительного времени (более 12 месяцев) при производстве продукции, а также в управленческих целях.

Основные производственные фонды предприятия (ОПФ) — это средства труда участвующие во многих производственных циклах, сохраняющие свою натуральную форму и переносящие стоимость на изготовленный продукт частями по мере износа.

Одним из важнейших факторов увеличения объёма производства продукции является обеспеченность их основными средствами в необходимом количестве и эффективное их использование.

Таким образом, оценка эффективности использования основных производственных фондов предполагает: анализ объёма, структуры и динамики основных средств; анализ состояния и движения основных производственных фондов; анализ использования основных производственных фондов.

Таблица 1.1  - Классификация основных средств

1.2 Методы  оценки основных фондов

Основные фонды в процессе производства вступают в натуральной и денежной форме.

Учет средств в натуральной форме необходим для определения технического состава фондов, производственной мощности предприятия, степени использования оборудования и других целей.

Натуральные показатели содержаться в паспортах предприятия, включающих характеристику и количество отдельных объектов.

Денежная или стоимостная оценка основных фондов необходима для определения их общего объема, динамики, структуры, величины стоимости, переносимой на стоимость готовой продукции, а также для расчетов экономической эффективности инвестиций.

Таблица 1.2 - Основные фонды планируются и учитываются в следующих формах:

В зависимости от конкретных целей и задач планирования, учета и анализа используют несколько видов оценки основных фондов в стоимостном выражении.

Таблица 1.3 – Виды оценки основных средств

1.3 Формы воспроизводства  и совершенствования основных  фондов 

Существуют различные формы простого и расширенного воспроизводства основных фондов. Формы простого воспроизводства – замена устаревшего средства труда и капитальный ремонт. Предприятия имеют право создавать ремонтный фонд. Годовая сумма отчислений в ремонтный фонд определяется предприятием по самостоятельно утвержденным им нормативам. Этот фонд используется для финансирования всех видов ремонта основных фондов.

Ремонтный фонд может и не создаваться. Тогда затраты на ремонт включаются непосредственно в себестоимость продукции, а по непроизводственным фондам погашаются за счет прибыли. Ремонтный фонд позволяет более равномерно списывать затраты на ремонт.

К формам расширенного воспроизводства основных фондов относятся новое строительство, расширение действующих предприятий, их реконструкция и техническое перевооружение, модернизация оборудования.

Каждая из этих форм решает определенные задачи, имеет преимущества и недостатки. 
           Новое строительство – новые предприятия с элементами основных фондов, которые соответствуют требованиям технического прогресса. Однако в период перехода к рыночной экономике, когда происходит спад производства и многие предприятия прекращают свою деятельность из-за недостатка средств, предпочтение отдается реконструкции и техническому перевооружению действующих предприятий. При реконструкции основная часть капитальных вложений направляется на совершенствование активной части фондов при использовании старых производственных зданий, сооружений. Увеличение доли затрат на оборудование дает возможность при том же объеме капитальных вложений получить больший прирост производства и на этой основе увеличить производительность труда, снизить себестоимость продукции.

Также имеет место модернизация оборудования – его обновление в целях полного или частичного устранения морального износа второй формы и повышения технико-экономических характеристик до уровня аналогичного оборудования более совершенных конструкций.

Модернизация оборудования экономически очень эффективна, если в результате ее проведения возрастает годовой объем производства, увеличивается производительность труда и снижается себестоимость продукции. При этом необходимо, чтобы рентабельность производства повышалась. Последнее может быть достигнуто, если относительный прирост прибыли будет больше, чем увеличение стоимости производственных фондов в результате затрат на модернизацию.

1.4 Направления улучшения  использования основных производственных  фондов 

Предприятия нефтегазодобычи и системы транспорта и хранения нефти и газа относятся к числу фондоемких производств, поэтому эффективность использования основных фондов в значительной степени влияет на эффективность работы предприятия в целом.

С улучшением использования основных производственных фондов обеспечивается:

- увеличение объема производства (выполнения работ) без дополнительных капитальных вложений;

-  ускоренное обновление средств труда, что сокращает возможность морального износа оборудования и способствует техническому прогрессу;

-  снижение себестоимости продукции (работ) за счет амортизационных отчислений в расчете на единицу продукции (работ).

Главные направления улучшения использования основных фондов на предприятиях нефтегазовой промышленности представлены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 – Улучшение основных фондов

2 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНИКИ, ТЕХНОЛОГИИ И

ОРГАНИЗАЦИИ ПРОИЗВОДСТВА НА ПРЕДПРИЯТИИ

2.1 Предмет и цели деятельности 

Центральный офис ООО «Газпром трансгаз Ухта» находится в промышленном и научном центре Республики Коми — городе Ухте. Ухта расположена на севере Европейской части России, имеет население более 125 000 человек и связана с Москвой, Санкт-Петербургом и другими городами России авиационным, железнодорожным и автомобильным сообщением.

ООО «Газпром трансгаз Ухта» является дочерним Обществом ОАО «Газпром» и относится к группе компаний, входящих в ОАО «Газпром». Более сорока пяти лет Общество транспортирует природный газ по магистральным системам газопроводов.

В состав ООО «Газпром трансгаз Ухта» входит 23 филиала без прав юридического лица.

По состоянию на 31 декабря 2012 года протяженность магистральных газопроводов и газопроводов-отводов, эксплуатируемых ООО «Газпром трансгаз Ухта» в однониточном исчислении составляла более 14 500 км, в том числе газопроводов-отводов – более 2280 км. Подача газа потребителям осуществляется через 166 газораспределительных станций.

На 17 линейных компрессорных станциях (кс) находятся в эксплуатации 70 компрессорных цехов, в которых установлены 374 газоперекачивающих агрегатов общей установленной мощностью 4382,0 мВт.

По магистральным газопроводам Обществом в 2012 году транспортировано 136,689 млрд. м3 природного газа.

Списочная численность персонала на конец 2012 года в целом по ООО «Газпром трансгаз Ухта» составила 11974 человека.

Введение в эксплуатацию трёх компрессорных станций МГ «СРТО - Торжок» позволило довести производительность существующего коридора до 115 млрд. м3, но развитие производственных мощностей Общества не закончено.

Перспективные планы ОАО «Газпром» предусматривают увеличение транспорта газа по «Северному коридору». Для этого в границах обслуживания ООО «Газпром трансгаз Ухта» продолжается реализация проектов: СМГ «Бованенково - Ухта» и СМГ «Ухта - Торжок» (Мега Ямал). С вводом системы магистральных газопроводов «Бованенково - Ухта» на полное развитие в действующую систему в 2020 году планируется поступление 124 млрд.м3природного газа с Ямальских месторождений.

ООО «Газпром трансгаз Ухта» оказывает прямое влияние на социально-экономическое развитие всего Северо-Западного региона России. Эксплуатируемая ООО «Газпром трансгаз Ухта» газотранспортная система проходит через территорию Северо-Запада Российской Федерации от Бованенковского месторождения и самой северной в мире компрессорной станции «Байдарацкая» до западных границ России.

2.2 Организация структура  предприятия 

В организационную структуру ООО «Газпром трансгаз Ухта» в настоящее время входит двадцать три филиала и подразделения:

• транспортировку и поставку газа осуществляют четырнадцать линейно-производственных управлений магистральных газопроводов, производственные мощности которых расположены на территории Ярославской, Вологодской, Архангельской, Костромской, Тверской, Владимирской областей, Республики Коми и Ямало-Ненецкого автономного округа;

• диспетчерскую и технологическую связь подразделений Общества обеспечивает Управление связи ООО «Газпром трансгаз Ухта» (ранее ПТУС «Севергазсвязь»);

• функции заказчика при сооружении промышленных и гражданских объектов ООО «Газпром трансгаз Ухта» выполняет Управление организации ремонта, реконструкции и строительства (УОРР и С);

• сложные ремонтные работы, предотвращение аварийных ситуаций на магистральных газопроводах и производственных объектах Общества осуществляет Управление аварийно-восстановительных работ (УАВР);

• инженерное сопровождение, техническое обслуживание, диагностику объектов газотранспортной системы и пусконаладочные работы на технологическом оборудовании — эти задачи решает Инженерно-технический центр;

• услуги предоставления технологического транспорта, перевозку грузов, персонала и вахтовых бригад для подразделений ООО «Газпром трансгаз Ухта» и его подрядных организаций выполняет Управление технологического транспорта и спецтехники (УТТ и СТ);

• функции централизованных закупок, обработки, хранения и доставки потребителям материально-технических ресурсов осуществляет Управление материально-технического снабжения и комплектации (УМТС и К);

• специальную подготовку, переподготовку и повышение квалификации рабочего и инженерного персонала с использованием современных автоматизированных обучающих компьютерных систем, тренажёров-имитаторов и полномасштабных тренажёров выполняет Образовательное подразделение «Учебно-производственный центр» (ОП УПЦ), ранее Центр обучения кадров (ЦОК). На базе ОП УПЦ проводятся конкурсы профессионального мастерства по ведущим рабочим специальностям.

2.3 Краткая характеристика  техники и технологии производства

В 17 линейно-производственных управлениях магистральных газопроводов (ЛПУ МГ) эксплуатируется 70 компрессорных цеха, на которых установлено 374 газоперекачивающих агрегатов (ГПА) с общей установленной мощностью более 4382,0 мВт.

После головных сооружений газ поступает в магистральный газопровод, к которым относятся трубопроводы, предназначенные для транспорта газа из района добычи или производства в район его потребления (до ГРС городов, населенных пунктов и отдельных предприятий) или соединяющие отдельные газовые месторождения.

Магистральный газопровод представляет собой комплекс инженерных сооружений, предназначенных для осуществления процесса транспортировки газа, прошедшего подготовку, из района добычи или производства в район его потребления.

Объекты магистрального газопровода подразделяют на следующие группы:

• головные сооружения;
• линейная часть;
• газопровод;
• компрессорные станции (КС);
• газораспределительные станции (ГРС);
• подземные хранилища газа (ПХГ) - резервные естественные емкости газа;
• объекты ремонтно-эксплуатационной службы (РЭП);

• устройства линейной и станционной связи, а также системы автоматизации и телемеханизации;

• система электрозащиты сооружений от почвенной коррозии;

• вспомогательные сооружения, обеспечивающие бесперебойную работу системы газопровода (ЛЭП для электроснабжения объектов и электрификации отключающих устройств, водозаборы, коммуникации водоснабжения и канализации, и др.);

• управленческий и жилищно-бытовой комплекс для эксплуатационного персонала.

Головными сооружениями магистрального газопровода называют производственный комплекс, размещающийся на стыке газового промысла и газопровода и осуществляющий всестороннюю подготовку газа к дальней транспортировке. Как правило, в этот комплекс входят установки по очистке газа от пыли и механических примесей, осушке и одоризации. В необходимых случаях включаются также установки по отделению от газа серы и высокоценных компонентов (гелия, и др.).

К головным сооружениям относят и КС, подключаемую на начальном участке газопровода (головная КС). На территории этой станции, как правило, и размещается весь комплекс установок по подготовке газа к дальней перегонке — установки по очистке, осушке и одоризации газа.

Для очистки газа от механических примесей (песок, пыль, металлическую окалину, и др.) используют горизонтальные и вертикальные сепараторы, цилиндрические масляные и циклонные пылеуловители. В сепараторах производится отделение примесей от газа.

Осушку газа на головных сооружениях осуществляют двумя способами: абсорбционным (с жидкими поглотителями), адсорбционным (с твердыми поглотителями).

Газ после пылеуловителей попадает в абсорберы, где очищается от взвешенных капель жидкости и водяных паров путем активного контакта с абсорбентом, чаще всего с этиленгликолем.

При адсорбционном способе в качестве адсорбентов применяют активированную окись алюминия, флюорит, боксит, силикагель или другие реагенты. Установка такой осушки состоит из группы адсорберов (не менее двух), подогревателя газа и теплообменников. Влажный газ после очистки от пыли поступает в адсорбер, где проходит через один или несколько слоев адсорбента.

Для улавливания жидкости и твёрдых примесей, остающихся в газе после очистных устройств, на головном участке магистрального газопровода врезают конденсатосборники и предусматривают дренажные устройства.

Чтобы обнаруживать и предотвращать возможные утечки газа, перед подачей в магистральный газопровод ему придают специфический запах с помощью одорантов - веществ, обладающих резким запахом (этилмеркаптан, сульфан, и др.). Примерная среднегодовая норма расхода одоранта -16 грамм на 1000 м3 газа. Одорирований газ сохраняет приобретенные качества и доходит к потребителям почти с начальной степенью одоризации.

Линейная часть это основная составляющая магистрального газопровода, собственно трубопровод, она представляет собой непрерывную нить, сваренную из отдельных труб и уложенную тем или иным способом в зависимости от особенностей её эксплуатации и природно-климатических условий местности.

К линейной части относятся лупинги и линейные краны-ответвления (отводы) от основной магистрали, отключающая и запорная арматура, переходы через естественные и искусственные препятствия, узлы запуска и приёма очистных устройств, компенсаторы и конденсатосборники. Как правило, в состав линейных сооружений включают систему электрохимической защиты газопровода от коррозии (катодная, протекторная, электродренажная защита) и вдольтрассовые дороги, а также дома линейных монтеров.

При значительной протяженности газопровода для восполнения потерь давления газа в газопроводе возникает необходимость в создании промежуточных компрессорных станций. Расстояние между компрессорными станциями зависят от пропускной способности газопровода, максимального давления, характеристик перекачивающих агрегатов и местных условий - рельефа, инженерно-геологической характеристики трассы, наличия источников энерго- и водоснабжения, близости населенных пунктов и др. Практически расстояния между станциями принимают 80-150 км. При повышении мощности газоперекачивающих агрегатов и давления в системе можно увеличить эти расстояния. КС предназначены для повышения давления в головной части и в промежуточных пунктах МГ для увеличения его пропускной способности. В последние годы сооружают МГ больших размеров, т.е. большой пропускной способности. Для транспортировки больших объемов газа применяют турбинные компрессоры (центробежные нагнетатели) с приводом от электродвигателей или от газовых турбин. Привод выбирают по техникоэкономическим соображениям и учитывают наличие мощных энергосистем. В зависимости от производительности газопровода определяют количество параллельно устанавливаемых центробежных нагнетателей. Степень сжатия, создаваемая одноступенчатым центробежным нагнетателем, примерно 1,2. Для увеличения степени сжатия и сокращения количества КС центробежные нагнетатели подключают последовательно по два нагнетателя. Турбокомпрессоры имеют существенные преимущества по сравнению с поршневыми, в частности:

• сокращаются капитальные затраты путем резкого уменьшения габаритов зданий компрессорных цехов и вспомогательных сооружений;

-    сокращаются эксплуатационные расходы на содержание обслуживающего персонала и на материалы;

• значительно упрощаются вопросы внедрения автоматизации и дистанционного управления КС.

Помимо основной задачи - компримирования газа - на КС выполняются такие важные операции как попутная очистка газа от пыли и вредных примесей, осушка и его охлаждение.

Главное сооружение станций - это компрессорный цех. В зависимости от общей мощности КС на ней может быть несколько компрессорных цехов.

Для охлаждения газа используют аппараты воздушного охлаждения (ABO).

Применение ABO позволяет по мере возрастания номера КС понизить среднюю температуру транспортируемого газа в процессе движения, уменьшает расход энергии на транспорт газа, в некоторых случаях восстанавливает устойчивость труб, предотвращает их разрыв, и увеличивает надежность линейной части.

Газораспределительные станции (ГРС) являются конечными объектами магистралей или отводов от них и головными для разводящих газовых сетей потребителей. Основные функции ГРС - снижать и поддерживать высокое давление газа на уровне, отвечающем требованиям (технологическим и бытовым) потребителей, учитывать и регулировать объем поступаемого газа.

В зависимости от положения трубопровода относительно уровня поверхности грунта могут использоваться следующие принципиально различные конструктивные схемы прокладки магистральных трубопроводов: подземная, полуподземная, наземная, и надземная.

Согласно СНиП 2.05.06-85 магистральные трубопроводы должны прокладываться, как правило, подземно, остальные схемы допускаются только как исключение при соответствующем обосновании.

ООО «Газпром трансгаз Ухта» постоянно разрабатывает и реализует перспективные проекты своего развития, также активно внедряет новые технологии на основе анализа тенденций развития мирового энергетического рынка.

2.4 Динамика основных технико – экономических показателей предприятия

Процесс развития, движения основных технико-экономических показателей ООО «Газпром трансгаз Ухта» целесообразно представить в табличной форме (таблица 1.5). Во-первых, для удобства и наглядности, во-вторых, для сопоставления данных с целью определения характеристики интенсивности развития, выявления основных факторов, обусловливающих изменение изучаемого объекта во времени, прогноза развития явления на будущее.

Таблица 1.5 – Динамика основных технико-экономических показателей ООО «Газпром трансгаз Ухта» за 2004 – 2005 гг.