Розробка виробничої програми підприємства

Виробнича програма підприємства – це розгорнутий або комплексний план виробництва і продажу продукції, який характеризує річний обсяг, номенклатуру, якість та терміни випуску товарів і послуг, яких вимагає ринок. У ринкових умовах основу плану виробництва на різних підприємствах складають укладені договори із споживачами, портфель замовлень та потреба в товарах, а також діючі закони попиту і пропозиції на продукцію, роботи і послуги. У процесі розробки виробничої програми керівникам-менеджерам і плановикам-економістам необхідно орієнтуватися на вибір таких товарів, робіт і послуг, які принесуть виробникам і підприємцям найкращі кінцеві результати.

В умовах ринкової невизначеності можуть застосовуватися різні методи складання виробничої програми на вітчизняних підприємствах:

1) рівневе прогнозування;

2) послідовне прийняття планових рішень;

3) створення ситуаційних планів;

4) лінійне програмування;

5) диверсифікація продуктів і ринків;

6) підвищення конкурентоздатності продукції.

Рівневе планування – це процес передбачення очікуваного обсягу продажу і прибутку за трьома точками: максимальною, ймовірною, мінімальною. Воно має багато переваг:

1) допомагає збільшити кількість планових альтернатив і підготуватися до можливих негативних наслідків;

2) дає плановикам-економістам реальне значення показників, що дозволяє уникнути недостатньо обґрунтованих проектів;

3) сприяє розробці системи раннього попередження або ситуаційних планів, щоб попередити зниження планових і фактичних показників діяльності підприємства.

Ситуаційне планування є новим методом в плануванні, який широко розповсюджений на американських і японських фірмах і компаніях. Процес ситуаційного планування виконується звичайно в наступному порядку [11, C. 322]:

1) встановлюються основні фактори середовища, які впливають на заплановані результати діяльності підприємства. Критеріями для вибору показників використовуються як масштаби можливої дії на виробництво, так і ймовірність виникнення самого процесу;

2) складається нормативний план, який виходить з найбільш ймовірної комплексної дії системи виробничих факторів на запланований результат;

3) для кожного виробу вибирається декілька основних припущень, які відрізняються від найбільш ймовірної ситуації і складається автономний план, який не входить в комплексний. Припущеннями можуть бути не тільки найгірші варіанти, але й передбачені різні випадковості. Ситуаційний план не розробляється в деталях, він показує, що повинен робити кожен виконавець у тій або іншій ситуації і яких наслідків можна чекати;

4) визначається ситуація переходу до даного плану в процесі поточної виробничої діяльності, уточнюється момент переходу з нормального плану дій на ситуаційний, передбачений при виникненні непередбачених обставин.

Ситуаційне планування має деякі переваги як в процесі розробки виробничої програми підприємства, так і особливо при здійсненні її в не стабільних ринкових умовах . Керівники та виконавці планів мають можливість швидко діяти в несприятливій ситуації, яка була запланована раніше, наприклад, при зміні попиту на товар вступає в дію ситуаційний план скорочення його випуску.

Розробка виробничої програми здійснюється на більшості промислових підприємств за три етапи:

1) складання річного виробничого плану для всього підприємства;

2) визначення або уточнення на основі виробничої програми пріоритетних цілей на плановий період;

3) розподіл річного плану виробництва між окремими структурними підрозділами підприємства або виконавцями.

У залежності від таких факторів, як форма власності та рівень управління, розміри і структура підприємства, місце виникнення і виконання планової стратегії та інших, можуть застосовуватися три основні схеми планування виробничої програми: “знизу-вверх”, або децентралізовано, “зверху-вниз”, або централізовано, і у взаємодії, або інтерактивно.

Планування знизу вверх означає, що виробничий план складається на нижньому рівні управління, в підрозділах і цехах підприємства. При плануванні зверху вниз плани розробляються на рівні корпорації в цілому і служать для господарських підрозділів основою оперативного планування. Інтерактивне планування передбачає тісний взаємозв’язок між вищим керівництвом фірми, плановим відділом і усіма оперативними підрозділами та функціональними службами.

При розробці виробничої програми машинобудівних підприємств необхідно обгрунтувати обсяги і терміни випуску за стадіями і циклами виробництва. З цією метою виробничі плани окремим підрозділам складаються так званим ланцюговим методом в порядку, оберненому ходу технологічних процесів. Вихідними плановими даними для складальних цехів є прийняті плани продажу продукції підприємства, для механообробних – плани складальних, для заготівельних цехів – плани обробних і т.д. Крім цього річна виробнича програма основних цехів використовується для розробки планових завдань допоміжним і обслуговуючим господарським підрозділам і службам (інструментальним, ремонтним, енергетичним, транспортним, складським цехам), а також маркетинговому, конструкторському, технологічному, виробничому, плановому, фінансовому та іншим відділам.

4.4 Особливості планування обсягів виробництва в нафтовій і газовій промисловості

4.4.1 Планування геологорозвідувальних робіт

На нафту і газ

При розробці виробничої програми геологорозвідувальних підприємств використовуються перспективні плани розвитку геологорозвідувальних робіт в даному регіоні, державне замовлення, яке видається вищестоящою організацією (відомством), і результати аналізу геологорозвідувальних робіт за попередній період.

Державне замовлення включає завдання з приросту запасів нафти, газу, ресурси нафти категорії С₃, обсяг глибокого розвідувального буріння.

При визначенні планового обсягу геологорозвідувальних робіт основним завданням є забезпечення оптимального співвідношення між виявленими об’єктами, підготовлюваними до пошуково - розвідувального буріння, і об’єктами, які вводяться в буріння. Кількість об’єктів N_п, які підготовлені до буріння, та кількість виявлених об’єктів N_в визначається за формулами:

N_п = A Б - N_пр, (4.4)

N_в =А В – N_вр, (4.5)

де А - кількість підготовлених об’єктів, які припадають на один об’єкт, що розпочинається бурінням; Б – кількість об’єктів, що розпочинається бурінням в планованому році (визначається виходячи із плану підготовки запасів нафти і газу та запланованої економічної ефективності геологорозвідувальних робіт); В – кількість виявлених об’єктів, які припадають на один підготовлений об’єкт; N_пр, N_вр – кількість резервних об’єктів, підготовлених до буріння і виявлених в періоді, який передує плановому, відповідно.

Кількість структур (пасток), які необхідно розпочати пошуковим бурінням в і-му календарному році визначається за формулою:

N_ві = ΔR_j / (К_уr) (4.6)

де ΔR_j – приріст запасів, запланований на j-й календарний рік; j=i+t_пр, причому t_пр – час, необхідний для пошукової оцінки та розвідки основних продуктивних пластів родовища із середніми запасами r; К_у – успішність відкриття родовищ в районі, частка одиниці.

Фізичний обсяг буріння (метраж), який необхідно затратити на пошуки родовища за рік, рекомендується визначати за формулою:

(4.7)

де Nв – кількість площ, розпочатих бурінням за рік;

n_н і n_м – відповідно кількість свердловин, необхідних для пошукової оцінки непродуктивної площі та родовища (звичайно від 2 до 5);

Н_п – середня глибина пошукових свердловин в даному регіоні на планований період.

При плануванні геологорозвідувальних робіт з метою забезпечення ритмічності геолого-пошукових досліджень враховуються обсяги незавершеного виробництва з виявлення та підготовки об’єктів до буріння (заділ геолого-пошукових робіт). Обсяг робіт в заділі (за кошторисною вартістю виявлених і підготовлених об’єктів):

n(m)

З_в(п) = å( С_в(п) З’_в(п) ) : 100, (4.8)

де С_в(п) – кошторисна вартість геолого-пошукових робіт, яка припадає на виявлений (підготовлений об’єкт, тис. грн; З’_в(п) – необхідний заділ для кожного об’єкту, % до кошторисної вартості робіт з виявлення (підготовки) об’єкту; n(m) - кількість планових виявлених (підготовлених) об’єктів, для яких передбачається заділ.

Загальний річний обсяг планових геологорозвідувальних робіт за кошторисною вартістю:

Q_пл. = Q_вп + Q_пп+ Q_в + Q­_п + З_в + З_п + Q_пр (4.9)

де Q_вп,Q_пп – вартість обсягу робіт з виявлення і підготовки об’єктів відповідно, який переходить з попереднього року, тис. грн; Q_в, Q­_п – відповідно вартість обсягу робіт з виявлення і підготовки об’єктів, роботи на яких починаються і закінчуються в планованому році, тис. грн; З_в, З_п – відповідно плановий заділ на кінець року для об’єктів, які переходять виявленням і підготовкою на наступний рік, тис. грн; Q_пр – вартість іншого обсягу робіт, не зв’язаного з виявленням і підготовкою об’єктів, тис. грн.

У свою чергу:

Q_вп = С_в + З_вн , (4.10)

Q_пп = С_п + З_пн , (4.11)

де С_в,С_п – вартість обсягу робіт перехідних, виявлених і підготовлених об’єктів відповідно, тис. грн; З_вн,З_пн – заділ виконаних на початок планованого року робіт цих об’єктів, тис. грн.

Обсяг підготовлених запасів нафти і газу визначається на основі запланованих результатів з виявлення і підготовки до буріння. При цьому використовується показники, які характеризують геологічні умови регіону: питомі запаси, які припадають на один об’єкт, на одиницю перспективної площі або об’єму нафтогазових відкладів [22. С.13-15].

4.4.2 Планування бурових робіт на нафту і газ

План виробництва та реалізації продукції бурового підприємства включає кількісні та якісні показники. Кількісні показники характеризують обсяг продукції в бурінні й обсяг бурових робіт. До показників обсягу продукції відноситься кількість свердловин, закінчених будівництвом і переданих замовнику, проходка за цілями буріння і за призначенням, кошторисна вартість бурових робіт, кількість свердловин, що розпочинаються і закінчуються бурінням. Обсяг бурових робіт характеризують також такі показники, як станко-місяці буріння, кількість підготовчих, бурових, вежомонтажних бригад і бригад з дослідження (випробування) свердловин, кількість бурових установок, що забезпечує виконання виробничої програми і безперебійну роботу бурових бригад.

У групу якісних входять показники, що відбивають темпи буріння (будівництва) свердловин, показники використання бурового устаткування і показники, що характеризують ефект у замовника (час перебування нових свердловин в експлуатації, обсяг видобуткуз нових свердловин і т.д.).

Кількість видобувних свердловин, які необхідно передати замовнику і ввести в експлуатацію в планованому році:

n_пл.св. = (Q_пл- Q_с)/ (q_н t_н ), (4.12)

де Q_пл - плановий річний обсяг видобутку нафти, тис. т; Q_с - видобуток нафти зі старих свердловин, тис. т; q_н — середньодобовий дебіт нової свердловини, т/добу; t_н — середній час експлуатації нової свердловини протягом планованого року, діб.

Річний обсяг бурових робіт (за кошторисною вартістю) по свердловинах, закінченим будівництвом:

С_б.к. = С×Н_с. × n_пл.св. (4.13)

де С — кошторисна вартість 1 м проходки, грн./м; Н_с — середня глибина свердловин, м.

Річний обсяг проходки:

Н_пл.=12,17 n_км × Б_б ×К_з (4.14)

де n_км ^— планова комерційна швидкість, м / ст-міс; 12,17 — кількість станко-місяців у календарному році; Б_б — середня кількість бурових бригад; К_з — коефіцієнт зайнятості бурових бригад, частки одиниці.

Тривалість розбурювання родовища, років:

Т_р = Н_р / Н_пл. (4.15)

де Н_р — проходка по свердловинах, які заплановано пробурити згідно проекту розробки родовища, м.

Середньорічна кількість бурових бригад:

Б_б = Н_пл./ 12,17 n_км + (n_пб × t_п + n_зб × t_в) / 365, (4.16)

де n_пб,n_зб — відповідно кількість свердловин, що розпочинаються бурінням і закінчуються випробуванням у планованому році; t_п, t_в — відповідно час підготовчих робіт до буріння свердловини та дослідження (випробування), діб.

При спеціалізації підготовчих робіт і робіт з випробування свердловин кількість підготовчих бригад (Б_п) і бригад з випробування (Б_в) визначається за формулами:

Б_п = n_пб × t_п /365 (4.17)

Б_в = n_зб × t_в /365 (4.18)

Планова кількість вежомонтажних бригад, необхідних для виконання будівельних і монтажно-демонтажних робіт:

Б_вм = Б_б (t_мд + t_з) / (t_п + t_б + t_в ), (4.19)

де t_мд — час монтажно-демонтажних робіт на одному об'єкті, діб;

t_з — витрати часу на створення запасу (плановий простій змонтованої бурової в очікуванні приходу бурової бригади), діб; t_б - тривалість буріння та кріплення свердловини.

Потреба в бурових установках, необхідних буровому підприємству для виконання планового завдання:

n_б = Б_б × К_об (4.20)

де К_об - коефіцієнт оборотності бурових установок, дорівнює відношенню часу обертання бурової установки (Т_ц) до корисного часу роботи установки з будівництва свердловини (Т_к), отже,

К_об= Т_ц / Т_к = (t_мд + t_п + t_б + t_в + t_рм + t_рез.) /(t_п + t_б + t_в ) , (4.21)

де t_рм — час профілактичного огляду, і ремонтних робіт, діб; t_рез — час перебування установки в резерві, діб.

До показників, що характеризують темпи буріння і будівництва свердловин, відносяться наступні.

Механічна швидкість, м/год.:

V_м = H/t_м , (4.22)

де t_м - час механічного буріння, год.

Рейсова швидкість , м/год.:

V_м = H/(t_м + t_сп) , (4.23)

де t_сп — тривалість спуско - підйомних операцій, год.

Технічна швидкість буріння, м/ст-міс:

V_м = H/(t_м + t_сп + t_д + t_кр + t_ур) , (4.24)

де t_д — загальний час ПДР,г; t_кр - час кріплення стовбура свердловини, год.; t_ур — час робіт з ліквідації ускладнень і ремонтних робіт (у межах нормативу), год.

Комерційна швидкість буріння, м/ст-міс:

V_к = 720H / Т_к (4.25)

де Т_к — календарний час буріння, що включає технічно необхідний і непродуктивний час (організаційні простої, ліквідація аварій і т.д.), год.

Циклова швидкість, м/ст-міс:

V_к = 720H / Т_ц , (4.26)

де Т_ц — тривалість вежомонтажних робіт, буріння, кріплення й випробування свердловини з урахуванням часу перерв, простоїв і т.д.

Ступінь використання бурового устаткування оцінюється наступними показниками:

1) проходка (обсяг робіт) на одну, що числиться (чи діє), бурову установку

Н_у = Н_пл / n_б (4.27)

2) коефіцієнт обертання бурових установок;

3)коефіцієнт екстенсивного використання бурових установок

К_е =(t_п + t_б + t_в ) / Т_ц (4.28)

4) коефіцієнт інтенсивного використання бурових установок

К_і = V_к / V_mах (4.29)

де V_к,, V_mах ^— відповідно комерційна швидкість буріння і максимальна комерційна швидкість (технічна чи нормативна), м/ст-міс;

5) інтегральний коефіцієнт використання бурового устаткування [22]

К_інт = К_е × К_і . (4.30)

План-графік спорудження свердловин складається у наступній послідовності:

1) у план-графік включають перехідні свердловини і за технологічним графіком визначають терміни закінчення бурінням цих свердловин;

2) на підставі діючих норм часу вказують терміни проведення робіт з дослідження і демонтажу на свердловинах, закінчених бурінням;

3) бурову бригаду, яка звільнилась, переводять на іншу точку;

4) тривалість буріння свердловини в цілому визначають у відповідності з нормативами, а витрати часу і проходку по місяцях розподіляють за технологічним графіком, який є графічним зображенням залежності нормативних і планових витрат часу буріння свердловини від її глибини;

5) обсяг проходки за квартал та рік визначають сумою місячних планів;

6) визначають обсяги робіт по закінчених свердловинах і тих, які переходять на наступний рік;

7) визначають підсумок для усіх показників[ 22. C. 16-19].

Планування видобутку нафти і газу

План виробництва і реалізації продукції нафтогазовидобувного підприємства містить показники обсягу продукції в натуральному і вартісному виразі, обсягу робіт в експлуатації, показники використання свердловин та їх продуктивності, баланси нафти і газу і т.д.

До показників обсягу продукції в натуральному виразі відносяться видобуток нафти (Q_н, т), видобуток газового конденсату (Q_гк, м³), видобуток газу (Q_г, м³), валовий (Q_в, т) і товарний (Q_т, т) видобуток нафти, газу і газового конденсату. При визначенні видобутку газу не враховується газ, загублений і спалений у факелах. Для перерахунку кількості газу з об'ємного в масове застосовується перевідний коефіцієнт:

(4.31)

де r­_Г — відносна густина газу (при густині повітря, що дорівнює 1); r_в – густина повітря, кг/м³ (r_в = 1,293); R - теплота згорання добутого газу, Дж/кг; R'— теплота згорання умовного газу, Дж/кг (R=41800).

Помноживши обсяг видобутку газу Q'_г на коефіцієнт К_Г, одержують кількість газу Q'_Г, яка виражена в тоннах. Тоді валовий видобуток:

(4.32)

Товарний видобуток нафти, газового конденсату і газу, т:

(4.33)

де Q_нт — нетоварне витрачання продукції (на власні потреби підприємства) , т; Q_он, Q_ок - відповідно залишки нафти в ємностях на початок і кінець року, т.

Показниками обсягу продукції у вартісному виразі є валова, товарна і реалізована продукція.

Товарна продукція — це сума товарного видобутку нафти, газового конденсату і газу у вартісному виразі і вартості виконаних робіт і послуг.

Валова продукція — це сума валового видобутку нафти, газового конденсату і газу в незмінних цінах і вартості виконаних робіт і послуг

Обсяг реалізованої продукції є сумою оплачених споживачами нафти, газового конденсату, газу, робіт і послуг. Річний обсяг реалізованої продукції:

(4.34)

де Сз - вартість запасу продукції підприємства на початок планованого року (в оптових цінах даного року) ; С_пу - вартість продукції і послуг, зданих і наданих споживачам на початок планового року, але не оплачених через ненастання термінів платежу (в оптових цінах минулого року) ; С_н.ну — вартість продукції і послуг, не оплачених споживачем у встановлений термін (в оптових цінах минулого року); С_т.пл — вартість планового обсягу товарної продукції (в оптових цінах планового року); С_зк — вартість проектованого запасу продукції на кінець планового року, виторг від реалізації якої надійде в наступному році (в оптових цінах планового року) ; С'_пу - вартість продукції і послуг, зданих і наданих споживачам на кінець планового року, але які підлягають оплаті в наступному році (в оптових цінах планового року).

До показників обсягу робіт за плановий період часу відносяться:

свердловино-місяці, які числяться за діючим фондом;

свердловино-місяці, які числяться за усім видобувним фондом:

свердловино-місяці експлуатації.

Свердловино-місяці, які числяться за усім видобувним фондом:

(4.35)

де t_чд — час, протягом якого свердловини діючого фонду числилися в дії або бездії.

Свердловино-місяці, які числяться за діючим фондом:

(4.36)

де t'_чд — час, протягом якого свердловини діючого фонду числилися в експлуатації.

Свердловино-місяці експлуатації:

(4.37)

де t_з — час, протягом якого свердловини експлуатувалися.

Використання фонду свердловини оцінюється за допомогою коефіцієнта використання фонду свердловин і коефіцієнта їх експлуатації.

(4.38)

(4.39)

Продуктивність свердловин виміряється видобутком продукції за одиницю часу. Для цієї мети застосовуються два основних показники: середньодобовий і середньомісячний дебіт нафти (рідини). Їх визначають на основі проекту розробки родовища з урахуванням поточного стану експлуатації.

При відсутності проекту розробки дебіт планується для окремих свердловин або групи свердловин, для чого застосовується коефіцієнт зміни дебіту , що дорівнює відношенню середньодобового дебіту за наступний місяць (q₁) до середньодобового дебіту за попередній місяць (q₂). Як вихідний дебіт (q₀) звичайно приймається дебіт за грудень попереднього планованого року. Середньодобовий дебіт за n-й місяць планованого року:

(4.40)

Планування видобутку нафти здійснюється на основі інженерних розрахунків, які виконуються у технологічних проектах розробки родовищ.

Видобуток нафти на всіх рівнях планування розраховується як сума видобутку нафти зі старих (Q_cт) і нових (Q_нов) свердловин:

Q_пп = Q_cт + Q_нов (4.41)

Видобуток нафти зі старих свердловин:

Q_ст = Q_р.ст К_зд (4.42)

де Q_р.ст — розрахунковий видобуток нафти, який отримано в планованому році зі старих свердловин; К_зд, — коефіцієнт зміни видобутку по старих свердловинах.

Розрахунковий видобуток нафти зі старих свердловин:

(4.43)

де Q_ст видобуток нафти зі старих свердловин у попередньому році; Q_р.нов - розрахунковий річний видобуток нафти з нових свердловин, введених у попередньому році.

Розрахунковий річний видобуток з нових свердловин, введених в експлуатацію в попередньому році:

(4.44)

де n_нв.скв - число нових видобувних свердловин у році, що передує планованому; q_онов - середньодобовий дебіт нових свердловин в році, що передує планованому ,т/діб; К_нэк - коефіцієнт експлуатації в плановому році нових свердловин, введених в експлуатацію в попередньому році, частки одиниці.

Коефіцієнт зміни видобутку нафти по родовищу визначається в проекті розробки

(4.45)

де К’_із - коефіцієнт зміни нафтового вмісту продукції старих свердловин у плановому році, частки одиниці; К_жіз - коефіцієнт зміни середнього дебіту старих свердловин по рідині в плановому році, частки одиниці; К_сіз — коефіцієнт зміни числа старих діючих свердловин у плановому році, частки одиниці .

(4.46)

де У_нс — розрахований в проекті розробки нафтовий вміст старих свердловин у даному році експлуатації; У_нп — розрахунковий нафтовий вміст, який було би отримано при роботі всіх старих свердловин у плановому році з нафтовим вмістом, що був у попередньому році.

(4.47)

де q_c — дебіт старих свердловин у даному році відповідно до проекту розробки; q_р — розрахунковий дебіт, що був би отриманий при роботі всіх старих свердловин у плановому році ,з дебітами , що мали місце в попередньому році.

(4.48)

де Т_спл — розрахована в проекті розробки тривалість роботи старих свердловин у плановому році; Т_ср — розрахункова тривалість роботи старих свердловин у тому ж році.

Проектована тривалість експлуатації старих свердловин

(4.49)

де n_дпл — діючий фонд видобувних свердловин на початок планового року; Dn_впл — проектоване число старих свердловин, що вибувають з видобувного фонду в плановому році; К_экд ^— коефіцієнт експлуатації діючого фонду видобувних свердловин на плановий рік, частки одиниці.

Видобуток нафти з нових свердловин у планованому році:

(4.50)

де n_нд.скв — кількість нових видобувних свердловин, що вводяться в експлуатаціюз видобувного і розвідувального буріння й освоєння з минулих років; q_н — проектований середньодобовий дебіт нових свердловин по нафті в плановому році, т/діб; Т_эк – середня кількість днів експлуатації однієї нової свердловини в плановому році, діб.

При відсутності проекту розробки родовищ основою планування обсягів видобутку нафти служать фонд свердловин, вихідний середній дебіт, коефіцієнт зміни місячного дебіту і коефіцієнт експлуатації. Розрахунок обсягів видобутку нафти ведеться за категоріями свердловин, за способами експлуатації, шарами і т.д. Видобуток нафти з перехідних свердловин по місяцях планового року:

(4.51)

де q₀ — вихідний середньодобовий дебіт однієї свердловини, т/діб; n_пс — кількість перехідних свердловин; kⁿ - коефіцієнт зміни дебіту, частки одиниці; Т_к— календарна кількість днів у місяці; Кэк — коефіцієнт експлуатації; n — порядковий номер місяця.

Видобуток нафти в цілому за рік:

(4.52)

де К_кр — коефіцієнт кратності, частки одиниці; Т’_к - середня кількість днів у місяці [22. С.20-25].

Планування виробництва в нафтопереробній промисловості

Виробнича програма — основний розділ перспективного і річного плану нафтопереробного підприємства. У ній визначається обсяг виготовлення і випуску продукції в номенклатурі, асортименті та якості в натуральному і вартісному виразі.

Основними показниками, встановленими у виробничій програмі, є валова, товарна, реалізована і чиста продукція.

Валова продукція характеризує весь обсяг випущеної продукції та робіт, виконаних на сторону і для неперервності виробництва.

Товарна продукція включає вартість усієї виробленої готової продукції, призначеної до відпуску на сторону. Від валової продукції вона відрізняється на величину зміни виробництва напівфабрикатів (продукції) для власного споживання.

Реалізована продукція включає вартість призначених до постачання і оплачених в плановому періоді готової продукції та напівфабрикатів на сторону, а також вартість робіт промислового характеру.

Валову, товарну і реалізовану продукцію розраховують в оптових цінах підприємства на нафтопродукти і нафтохімічну продукцію.

Чиста продукція визначається як різниця між вартістю товарної продукції в діючих цінах підприємств, прийнятих у плані, і сумою матеріальних витрат (включаючи амортизаційні відрахування) на її виготовлення.

Чиста продукція використовується для визначення динаміки (темпів росту) фізичного обсягу виробництва, продуктивності праці й інших показників, для планування фонду заробітної плати і контролю за його розмірами[22. С.25].

Планування транспорту нафти та газу

План транспорту газу розробляється на основі: а) потреби в газі народного господарства і населення; б) обсягів видобутку газу; в) виробничої потужності газопроводів; г) умов споживання газу, можливості збереження його в газосховищах.

З огляду на фізико-хімічні властивості газу, транспорт газу по газопроводах планується і враховується в стандартних кубометрах, тобто при температурі 20 ° С і абсолютному тиску 760 мм рт. ст.

План транспорту газу включає розрахунок наступних показників: надходження газу в газопроводи; відбір газу з газосховищ; витрати газу на власні потреби; технічно неминучі втрати газу при транспортуванні; закачування газу в газосховища; товарний газ.

Товарний газ — це газ, відпущений споживачам і витрачений на власні потреби газопроводів (технічні, капітального ремонту, будівництва й ін.).

Обсяг газу, що транспортується, (Q_тр) визначається як різниця між надходженням (Q_пост) і витратою його на власні потреби (Q_с.н) з урахуванням технологічних втрат (Q_в)

(4.53)

Річний обсяг перекачування газу — надходження його в газопровід — визначається пропускною здатністю газопроводів у добу, коефіцієнтом нерівномірності споживання газу і календарним часом роботи газопроводів.

Розрахунок споживання газу на власні потреби проводиться за наступними формулами.

А. Використання газу як палива для газомотокомпресорів:

(4.54)

де N — ефективна потужність газомотокомпресора, кВт; п — кількість працюючих компресорів; t — час роботи компресора в планованому році, г; u_н — питома норма витрачання паливного газу, м³ /(кВт.-год.).

Б. Використання газу як палива для роботи газових турбін під навантаженням:

(4.55)

де N_І , N_ІІ ,N_ІІІ - ефективна потужність послідовно з'єднаних нагнітачів І, II і III ступіней стиску, кВт; n_г - кількість груп нагнітачів.

Крім цього газ споживається на запуск турбін (Q_п)і їхнє обкатування (Q₀):

(4.56)

де u_п - питома витрата газу на один пуск, м³ ; m - кількість пусків у планованому періоді; u₀ - питома витрата газу на обкатування одного агрегату, м³; n₀ — кількість агрегатів, що обкатуються.

В. Використання газу на паливо для газомоторних електростанцій (Q_э):

(4.57)

де W_э - вироблення електроенергії в планованому періоді, кВт.-год.;

u_э - норма витрати газу на вироблення 1 кВт.-год. електроенергії, м³.

Г. Використання газу в опалювальних котельнях (Q_к):

(4.58)

де u_к - норма витрати газу для роботи одного котла, м³/год; t - час роботи котлів у планованому періоді, г; u_к - кількість працюючих котлів.

Обсяг роботи газопроводів визначається за виконаним газообігом (Г), тобто обсягом перекачування газу на визначену відстань:

(4.59)

де q_і — кількість газу, поданого і-му споживачу, м³; z_і — загальна відстань транспортування до і-го споживача, км.

(4.60)

де l_ті — відстань від початкового пункту траси газопроводу до відводу до і-го споживача, км; l­_оі — довжина відводу від магістралі газопроводу до і-го споживача, км.

План реалізації газу визначається в натуральному і вартісному виразі. План реалізації газу у вартісному виразі визначається множенням обсягу реалізації на оптову ціну. Оптові ціни встановлені по поясах за розрахунковою калорійністю газу.

Фактична оптова ціна розраховується за формулою:

(4.61)

де Ц_оп – ціна, грн./1000м³ ; a_ф - фактична калорійність, кДж; 34300 - розрахункова калорійність, кДж.