Разработка бизнес-плана предприятий трубопроводного транспорта нефти

Матричная структура управления.

Достоинства:

1. быстрая адаптация к изменениям внутренней и внешней среды организации;
2. повышение творческой активности административно-управленческого персонала за счет формирования программных подразделений, взаимодействующих с функциональными структурами;
3. рациональное использование за счет их специализации;
4. увеличение мотивации за счет децентрализации управления и усиления демократических принципов руководства;
5. усиление контроля за решением отдельных задач проекта;
6. сокращение нагрузки на руководителей высокого уровня за счет делегирования определенной части полномочий;
7. повышение личной ответственности.

Недостатки:

1. сложная структура соподчинения, в результате возникают проблемы, связанные с установлением приоритетов заданий и распределением времени по их выполнению;
2. нездоровое соперничество между руководителями программ;
3. постоянный контроль за «соотношением» сил между задачами управления по целям;
4. трудность в приобретении навыков, необходимых для работы по новой программе.

Дивизиональная  структура управления (крупное предприятие).

     Создание дивизиональной структуры  управления было вызвано резким  увеличением размеров предприятия,  сложностями технологического процесса  в условиях меняющейся внешней  среды.

Первыми перестройку структуры  начали корпорации, которые начали создавать производственные подразделения  с определенной самостоятельностью, но в то же время администрация  оставляла за собой право общего контроля стратегии и развития организации, научно-исследовательских разработок, а также инвестиций и т.д. Этот тип структуры характеризуется  как централизованная корпорация и  децентрализованное управление, или  же децентрализация при сохранении координации и контроля. Ключевыми  фигурами в дивизиональной структуре  становятся не руководители функциональных подразделений, а менеджеры, возглавляющие  производственные отделения.

Структуризация по отделениям производилась по одному из трех факторов:

1. по выпускаемой продукции;
2. по ориентации на потребителя;
3. по обслуживаемым территориям.

      Такой подход обеспечивал тесную  взаимосвязь производителя с  потребителями, существенно ускоряя  реакцию на изменения во внешней  среде. В результате расширения  границ производственно-хозяйственной  деятельности эти отделения стали  рассматриваться как «центры  прибыли» активно используя предоставленную  им свободу для повышения эффективности  работы. В то же время дивизиональная  структура управления привела  к росту вертикали управления  на разных уровнях и, в конечном  счете, к росту затрат на  аппаратоуправление. В самих производственных  отделениях управление строилось  по линейно-функциональному типу.      

 

2. Разработка бизнес-плана предприятия  по транспорту нефти

Исходные  данные для варианта 5.

Таблица 1

Dн	δcт	Отпуск нефти в ж/д цистерны Gпотр, млн.т/год		Приём нефти на НПЗ Gнпз, млн. т/год		Район трассы нефтепровода	Вместимость резервуарных парков Vр.п., тыс.м3
		в базовом периоде	в плановом периоде	в базовом периоде	в плановом периоде		на НПС-1	на НПЗ
720	10	4,5	1,4	15,5	12,6	Ц	100	200

Таблица 2

Марки подпорных насосов (на НПС-1) и  основных насосов на НПС, всего (раб.+рез.), шт.	НМП-3600-78 2 (1+1)
	НМ-3600-230 4 (3+1)

Принимаем плотность  нефти *=845 кг/м³ и коэффициент кинематической вязкости нефти υ₂₀=35∙10^-6 м²/с.

 

Технологическая схема магистрального нефтепровода.

Технологический режим работы магистрального нефтепровода в базовом периоде.

 

Технологический режим работы магистрального нефтепровода в плановом периоде.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.1. Производственная программа

Теоретические основы к расчету производственной программы

 

Производственная программа или  план транспортировки и поставок нефти - основной раздел бизнес-плана  предприятий, характеризующий его  производственно-хозяйственную деятельность.

Программа транспорта состоит из следующих  основных разделов:

- план транспортировки и поставок  нефти;

- расчет производственных мощностей;

- баланс нефти.

Количество поступающей в систему  магистральных нефтепроводов нефти  зависит от объемов ее добычи и  поставок потребителям в соответствии с заключенными договорами, а также  определяется перспективами добычи нефти и спросом на нефтяное сырье.

Материальный  баланс магистрального нефтепровода может  быть представлен в виде соотношения:

G_пост = G_потр + G _с.н.+ G _пот                                         

где G_пост - количество поступающей в магистральный трубопровод нефти, млн.т/год;

         G_потр - объем поставки нефти потребителям, млн.т/год;

   G _с.н - расход нефти на собственные нужды НПС, млн.т/год;

         G _пот - потери нефти при транспортировке и хранении, млн.т/год.

Основными показателями плана транспорта и  поставки нефти являются количество транспортируемой нефти и величина транспортной работы (грузооборот).

Количество  транспортируемой нефти определяется как разность между объемом поступления  нефти в магистральный нефтепровод  и расходом нефти на собственные  нужды и ее потерями при транспортировке  и хранении:

G_тр= G_пост – G _с.н.– G _пот                                        

где G_тр - количество транспортируемой по магистральному трубопроводу нефти, млн .т/год.

Коэффициент загрузки магистрального нефтепровода (k_загр) определяется отношением фактического количества перекачиваемой нефти к проектной производительности магистрального нефтепровода:

 

k_загр =G_факт/G_проект                                                         

 

 

Транспортируемая  по магистральному нефтепроводу нефть  используется на собственные нужды  нефтеперекачивающих станций (НПС) для осуществления технологического процесса, отопления производственных зданий и др. В среднем по типовому проекту для промежуточной НПС  G_с.н=500 - 1000 тонн/год, а для головной НПС этот показатель больше в 1, 5 - 2, 0 раза.

Предприятия трубопроводного транспорта нефти  могут оказывать услуги по отпуску  нефти сторонним потребителям на основании договоров поставки, осуществляемому  на специально оборудованных пунктах  налива нефти в железнодорожные  цистерны. При этом расход на собственные  нужды пункта налива нефти составляет G_с.н=2000 - 2200 тонн/год.

При приеме, транспортировке, хранении и отпуске  нефти возможны следующие виды потерь:

- эксплуатационные (технологические)  потери;

- потери, связанные с проведением  ремонтных работ;

- аварийные потери.

Величина  эксплуатационных (технологических) потерь зависит от физико-химических свойств перекачиваемой нефти и воздействия климатических факторов, а также определяется режимами работы, техническим состоянием и конструктивными особенностями резервуарных парков, трубопроводов, насосного оборудования, средств измерения и учета нефти в системе магистральных нефтепроводов. Нормативы эксплуатационных потерь по маршрутам транспортировки утверждаются Министерством топлива и энергетики Российской Федерации.

В данной лабораторной работе задается среднегодовая  величина потерь нефти от естественной убыли в процентах от количества нефти, поступающего на технологический  объект магистрального нефтепровода.

Производственная  деятельность предприятий по транспортировке  и поставкам нефти характеризуется  показателем транспортной работы. Объем  транспортной работы (грузооборот) на перегоне между двумя нефтеперекачивающими станциями определяется произведением  количества транспортируемой нефти  на расстояние между станциями.   Транспортная   работа (A_{тр i}), осуществляемая _i-ой НПС на прилегающем к ней перегоне протяженностью l_i за определенный период времени, определяется по формуле:

A_{тр i} = G_{тр i} ∙ l_i = (G_{пост i} – G_{с.н. i} – G_{пот i} + G_{рез. i} )∙l_i

где   G_{пост i} - количество нефти, поступающей на i-ую НПС, млн.тонн;

G_{с.н. i} - отбор нефти на собственные нужды i -ой НПС, млн.тонн;

G_{пот i} - потери нефти при перекачке на i-ой НПС, млн. тонн;

G_{рез. i} - закачка (–) или отбор (+) из резервуарного парка i-ой НПС, млн. тонн;

G_{рез. i} - количество нефти, транспортируемой на прилегающем к i-ой НПС перегоне, млн. тонн;

l_i - длина прилегающего к i-ой НПС перегона, км.

Суммарный грузооборот по магистральному нефтепроводу определяется как сумма грузооборотов  по всем его участкам

, _i =1,…,n ,                                                   

где n - количество линейных участков магистрального нефтепровода.

 

 Все рассмотренные показатели учитываются при анализе транспорта нефти за отчетный период и планировании транспорта нефти. В связи с этим в лабораторной работе расчет основных показателей производится для двух периодов: базового и планового.

 

Содержание  и порядок выполнения работы

В данной работе рассматривается магистральный  нефтепровод, состоящий из пяти НПС  и примыкающих к ним перегонам. В начале участка располагается  НПС-1 с резервуарным парком, подпорными и основными магистральными насосами. Конечной точкой перекачки нефти  является резервуарный парк нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). На промежуточной НПС-3 производится отпуск нефти потребителю  в железнодорожные цистерны.

В базовом  периоде перекачка нефти по магистральному нефтепроводу осуществляется на 5 НПС. При этом на каждой НПС находятся  в работе по три последовательно  соединенных основных насоса марки  НМ, а также подпорные насосы марки  НМП на НПС-1.

В последнее  время наблюдается снижение добычи нефти нефтяными компаниями, в  результате чего сокращается прием  нефти в систему магистральных  нефтепроводов. В связи с этим необходимо приводить в соответствие производственные мощности системы  магистральных нефтепроводов с  объемами добычи нефти и спроса на нефтяное сырье.

Снижение  количества нефти, поступающей в  систему магистральных нефтепроводов  в плановом периоде, позволяет осуществить  ее транспортировку по схеме через станцию, то есть с отключением НПС-2 и НПС-4.

Исходные  данные:

Стоимость основных производственных фондов (ОПФ) объектов магистрального нефтепровода:

Линейная  часть

                                                                                                                          Таблица 3

Dн´δст, мм	Рабочее давление в трубопроводе, кгс/см2 (МПа)	Удельная стоимость ОПФ на 1 км трассы нефтепровода, тыс. руб.
720´10, 0	55 (5,40)	19,426 млн.руб.

Нефтеперекачивающие станции

                                                                                                                   Таблица 4

Условный диаметр нефтепровода	Номер НПС	Состав сооружений НПС	Стоимость одной НПС,млн. руб.
Dy = 700 мм	№1	а) резервуарный парк вместимостью 100 тыс. м3; б) 2 (1 раб+ 1 рез) подпор- ных насоса НМП-3600-78; в) 4 (3 раб+ 1 рез) насоса марки НМ-3600-230.	955,42
Dy = 700 мм	№ 2, 3, 4, 5	4 (3 раб+ 1 рез) насоса марки НМ-3600-230.	668,4