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.
№
п/п |
Показатели |
Ед.изм. |
2004 г. |
2005 г. |
Абс.
изм. |
Темп прироста, % |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
1 |
Товаро-транспортная работа |
млрд. м3 ´км |
124311,8 |
131647,7 |
7335,9 |
5,9 |
2 |
Выручка от оказания услуг по
транспортировке газа по газопроводам |
тыс.руб. |
26423012 |
32434212 |
6011200 |
22,75 |
3 |
Выручка от продажи товаров,
продукции, работ и услуг (без НДС и акциза) |
тыс.руб. |
28902134 |
41217431 |
12315297 |
42,61 |
4 |
Среднегодовая стоимость основных
средств |
тыс.руб. |
6128341 |
8977342 |
2849001 |
46,49 |
5 |
Фондоотдача |
руб./руб. |
4,9 |
4,24 |
-0,66 |
-13,47 |
6 |
Среднесписочная численность |
чел. |
15416 |
15242 |
-174 |
-1,19 |
7 |
Производительность труда |
тыс. руб./чел. |
2124,54 |
2704,24 |
579,7 |
27,28 |
8 |
Фонд заработной платы |
тыс.руб. |
4057431,6 |
4682003,2 |
624571,6 |
15,39 |
9 |
Среднемесячная заработная
плата одного работника |
руб. |
23496 |
27848 |
4352 |
18,52 |
10 |
Затраты на производство и реализацию
продукции |
тыс.руб. |
24007752 |
42058694 |
18050942 |
75,19 |
11 |
Себестоимость 1000 м3 газа на 100 км |
руб. |
16,02 |
20,70 |
4,68 |
29,21 |
12 |
Затраты на 1 руб. выручки |
коп./руб. |
81,94 |
89,35 |
7,41 |
9,04 |
13 |
Прибыль от продаж |
тыс.руб. |
5370407 |
4478072 |
-892335 |
-16,61 |
14 |
Чистая прибыль |
тыс.руб. |
1900261 |
1786674 |
-113587 |
-5,97 |
15 |
Рентабельность продаж |
% |
22,72 |
16,03 |
-6,69 |
-29,44 |
16 |
Рентабельность продукции |
% |
28,96 |
15,42 |
-13,54 |
-46,75 |
17 |
Чистая рентабельность капитала |
% |
5,14 |
3,72 |
-1,42 |
-27,63 |