Характеристика и анализ деятельности филиала ОАО "Ростовэнерго"

Содержание

Введение

1. Характеристика и анализ деятельности филиала ОАО «РОСТОВЭНЕРГО» ВЭС ВРЭС

1.1 Общие положения

1.2 Анализ хозяйственной деятельности

1.2.1 Анализ активов и пассивов организации

1.2.2 Анализ взаимосвязи актива и пассива

1.2.3 Диагностика финансовой устойчивости, платежеспособности, ликвидности, кредитоспособности и деловой активности организации

1.3 Анализ потерь электроэнергии в электрических сетях

1.4 Мероприятия по снижению потерь электроэнергии

2. Разработка системы мер по снижению потерь электроэнергии в сетях

2.1 Замена провода на перегруженных ВЛ - 0,38 -10 кВ

2.2 Отключение трансформаторов на ТП 6-10/0,38 кВ с сезонной нагрузкой

2.3 Выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях 0,38 кВ

3. Безопасность жизнедеятельности

3.1 Защита населения и территории предприятия при чрезвычайных ситуациях

3.2 Обеспечение безопасности персонала при выполнении ремонта электрооборудования

3.3 Обеспечение безопасности при работах без снятия напряжения

3.4 Обеспечение безопасности при монтаже и замене проводов

4. Финансовое планирование

4.1 Расчет коммерческой эффективности проекта

4.2 Расчет технико – экономических показателей после внедрения мероприятий

Заключение

Список используемой литературы

Ведомость дипломного проекта

Электроэнергетика – одна из комплексных базовых отраслей промышленности. Она обеспечивает потребность народного хозяйства в электрической и тепловой энергии. Огромная роль энергетики в развитии народного хозяйства определяется тем, что любой производственный процесс во всех отраслях промышленности, в сельском хозяйстве, транспорте, все виды обслуживания населения страны связаны с использованием электроэнергии.

Основной задачей энергопредприятия является снабжение потребителей с определенной надежностью электроэнергией нормированного качества при минимальных приведенных затратах на выработку, передачу и распределение электроэнергии.

По данным научно–исследовательского института цен Российской Федерации доля электроэнергии в себестоимости продукции различных отраслей в среднем составляет 10 %. Снижение себестоимости электрической энергии обеспечивает уменьшение энергетической составляющей в издержках производства во всех отраслях промышленности, ведет к стабилизации цен, экономическому процветанию предприятий, повышению социально – экономического уровня общества, повышению благосостояния трудящихся.

Энергосистема «Ростовэнерго» осуществляет централизованное энергоснабжение Ростовской области – одного из Южнороссийских регионов с площадью территории 100,8 тысяч квадратных километров и населением почти пяти миллионов человек. Она состоит из восьми технологических звеньев – предприятий электрических сетей: Центральные электрические сети, Северные электрические сети, Восточные электрические сети, Северо-Восточные электрические сети, Юго-Восточные электрические сети, Западные электрические сети, Юго-Западные электрические сети, Южные электрические сети. Все восемь электрических сетей играют важную роль в обеспечении электроэнергией народного хозяйства и населения Ростовской области. Их надёжная и экономичная работа является необходимым условием надёжной и экономичной работы всей энергосистемы, оказывает существенное влияние на формирование фондообразующих показателей работы энергосистемы и на количество выработанной и отпущенной электроэнергии

В нынешних условиях занижения цен на электроэнергию, покупаемую с оптового рынка, и при неплатежах, совершенствование деятельности предприятий энергетики приобретает важное значение.

Объектом исследования дипломного проекта является филиал ОАО «Ростовэнерго» ВЭС ВРЭС. Предметом – снижение затрат на распределение электроэнергии по потребителям.

Целью данного дипломного проекта является изучение и анализ существующей системы деятельности предприятия в условиях энергоснабжающей организации филиала ОАО «Ростовэнерго» ВЭС ВРЭС, а так же поиск путей для совершенствования системы мер по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. Для реализации данной цели нужно рассмотреть и проанализировать такие задачи как: характеристика предприятия ВЭС, анализ технико-экономических показателей ВЭС, мероприятия по снижению потерь электроэнергии, оценка эффективности предлагаемого комплекса мероприятий.

1. Характеристика и анализ деятельности филиала ОАО «РОСТОВЭНЕРГО» ВЭС ВРЭС

1.1 Общие положения

С целью объединения работы электростанций 20 апреля 1921 года было организовано Управление объединенными государственными электрическими станциями города Ростова – на – Дону. Так было положено начало образованию энергетической системы Ростовской области.

Цимлянский электросетевой район (в настоящее время Восточные электрические сети) Ростовэнерго был образован в июне 1953 года на базе 8-гоэнергорайона строительства Цимлянского гидроузла. По состоянию на 01.06.1953г. Цимлянский электросетевой район состоял из шести подстанций и линии электропередачи напряжением 35-220 кВ общей протяженностью 471,9 км. и численностью 118 человек.

В 1973 году Цимлянский электросетевой район решением Ростовэнерго был переименован в филиал Восточные электрические сети (в дальнейшем именуемое – ВЭС). Волгодонские районные электросети (в дальнейшем именуемое ВРЭС) самостоятельного бухгалтерского баланса не имеют и не являются финансово независимой организацией, поэтому все операции осуществляются через ВЭС.

В апреле 1993 года образовано АО «Ростовэнерго» филиал ВЭС, решение областного совета по управлению имуществом Ростовской области № 815 от 01.04.1993 г.

В октябре 1996 года переименовано в открытое акционерное общество «Ростовэнерго» филиал ВЭС, решением собрания акционеров АО «Ростовэнерго» протокол № 5 от 30.03.1996 г., зарегистрировано Регистрационной Палатой г. Ростова-на-Дону, решение № 799 и РП от 30.10.1996г.

ВЭС ВРЭС являются филиалом ОАО «Ростовэнерго» (учреждено Государственным комитетом по управлению государственным имуществом Ростовской области и указами Президента Р.Ф.от 01.06.1992 г. № 721 «Об организационных мерах по преобразованию государственных предприятий в акционерные общества»), т.е. акционерным обществом.

ОАО «Ростовэнерго» является дочерним акционерным обществом РАО «ЕЭС России ». РАО «ЕЭС России» обладает пакетом обыкновенных акций ОАО «Ростовэнерго», что составляет 63,7% от голосующих акций. Акционерное общество открытого типа, что отражено в уставе предприятия.

РАО «ЕЭС России» - гигантский комплекс: 900 тысяч инженеров, техников, рабочих; 56 крупных электростанций; 2,5 млн.км. линий электропередачи; 890 млрд.кВт.часов производимой в год электроэнергии.

Особенностью открытого общества является то, что общество вправе проводить открытую подписку на выпускаемые им акции и осуществлять свободную продажу. Число акционеров открытого общество не ограничено, уставный капитал общества составляется из номинальной стоимости акций общества (все акции общества именные).

Основной целью деятельности ВЭС ВРЭС является:

- транспортировка и распределение электроэнергии потребителям и обеспечение реализации и сбыта электроэнергии в соответствии с установленными заданиями и договорами;

- снижение издержек производства, повышение производительности труда.

Основными видами деятельности ВЭС ВРЭС являются:

- выполнение условий параллельной работы в соответствии с режимом работы энергосистемы;

- эксплуатация и ремонтное обслуживание электрооборудования;

- перевозки автомобильным транспортом, техническое обслуживание и ремонт автомобильного транспорта и спецмеханизмов;

- техническое перевооружение, реконструкция и развитие электрических сетей;

- согласование вновь подсоединяемой мощности и выдача технических условий на энергоснабжение потребителей.

ВЭС ВРЭС транспортируют и распределяют электроэнергию по воздушным линиям электропередачи – 220 / 110 /35 /10 /0,4кВ. Общая протяженность воздушных линий электропередачи на 01.01.2005 г. – 13820 километров.

В 2006 году филиалу исполняется пятьдесят три года со дня образования. В течение этих лет предприятие развивалось мощными темпами. Проводилось строительство воздушных и кабельных линий электропередачи, оборудование подстанций, комплектных трансформаторных подстанций.

В связи с сокращением производственной деятельности и ликвидацией сельскохозяйственных и промышленных предприятий наблюдается тенденция сокращения распределительных электрических сетей 0,4 – 10кВ. Так за 1993-2006 годы включительно протяженность сократилась

- по ВЛ-0,4-10кВ на 2804,7км.;

- количество КТП (комплектных трансформаторных подстанций) на 189 шт;

- по ВЛ -35-110-220кВ на 745 км.

ВЭС ВРЭС обязаны выполнять следующие требования;

- безусловно исполнять диспетчерские распоряжения;

- отраслевые нормы и правила по устройству и условиям безопасной эксплуатации энергоустановок, предписания действующие в России инспекций по контролю за обеспечением надлежащего состояния электрических установок;

- по охране окружающей среды и использованию природных ресурсов;

- по безопасности труда на производстве и способов предупреждения производственного травматизма;

- принимать исчерпывающие меры к взысканию дебиторской и снижению кредиторской задолженности.

Общее руководство осуществляют – директор, главный инженер, заместители директора, заместитель главного инженера. Директор назначается на должность на контрактной основе генеральным директором ОАО “Ростовэнерго” на основании доверенности, выдаваемой обществом. Главный инженер, заместители директора и главный бухгалтер назначаются на должность в порядке установленном номенклатурой должностей ОАО “Ростовэнерго”.

Организационная структура управления предприятия производственных единиц электрических сетей, устанавливаются в зависимости от нормативной численности персонала. Численность персонала по службам и отделам за 2005 год составила 749 человек.

Организационная структура состоит из служб, отделов и РЭСов.

В состав ВЭС входят цеха, 8 районов электрических сетей (РЭС) – Волгодонский, Цимлянский, Дубовский, Заветинский, Зимовниковский, Константиновский, Ремонтненский, Мартыновский. Они непосредственно подчиняются заместителю главного инженера, главному инженеру и директору предприятия.

Планирование, организацию и контроль проведения всех видов ремонта и технического обслуживания, ввод новых электроустановок, присоединение потребителей, ведение технического учета, руководство работ по составлению и пересмотру инструкций, положений, схем и т.д. осуществляет ПТС – производственно – техническая служба. Численность персонала - 6 человек.

Организацию ремонта, технического обслуживания оборудования электрических сетей, обеспечение бесперебойного электроснабжения потребителей, внедрение передовых методов организации труда, ведение учета, анализ технического состояния распределительных сетей, осуществление технического руководства районами электрических сетей, разработка графиков ремонта оборудования, осуществляют РЭС – районные электрические сети и служба распределительные сети. Численность персонала – 338 человек.

Организацию и контроль за выполнением правил технической эксплуатации осуществляет СНЭиТБ – служба надзора эксплуатации и техники безопасности. Численность персонала – 3 человека.

Осуществление оперативно – диспетчерского управления согласованной работы электрических сетей предприятия, разработка и наблюдение за режимом работы сетей, разработка мероприятий по снижению технических потерь электроэнергии в сетях осуществляет – ОДС – отдел диспетчерской связи. Численность персонала – 14 человек.

Обеспечение ремонта и технического обслуживания всех систем связи (радио), каналов электроавтоматики, ведение учета осуществляет СДТУ – служба диспетчерского и технологического управления. Численность персонала – 37 человек.

Все выше перечисленные службы непосредственно подчиняются заместителю главного инженера, а также главному инженеру и директору предприятия.

Метрологический контроль средств электроизмерений предприятия осуществляет МС – метрологическая служба. Численность персонала – 9 человек.

Техническое обслуживание и ремонт средств релейной защиты, электроавтоматики предприятия осуществляет СРЗАИ – служба релейной защиты и автоматики. Численность персонала – 26 человек.

Обеспечение централизованного ремонта оборудования электрических сетей, ведение трансформаторного масляного хозяйства осуществляется ЦРО – цехом по ремонту оборудования. Численность персонала – 14 человек.

Техническое обслуживание, проведение ремонтов воздушных линий электропередачи 35кВ и выше, разработка графиков проведения всех видов _ебот, ведение учета и анализа технического состояния линий предприятия осуществляет СВЛ – служба воздушных линий электропередачи. Численность персонала – 71 человек.

Испытание изоляции и защиты от перенапряжения электрических сетей, проведение испытаний изоляции электроустановок предприятия, химический контроль осуществляет СИЗПИ – служба изоляции защиты от перенапряжения. Численность персонала – 21 человек.

Проведение капитальных и текущих ремонтов, техническое обслуживание подстанций напряжением 35кВ и выше, ведение учета и анализа технического состояния оборудования подстанций осуществляет СПС – служба подстанции. Численность персонала – 73 человека.

Все выше перечисленные службы также подчиняются заместителю главного инженера, главному инженеру и директору предприятия.

Хозяйственное обслуживание осуществляет – ГХО – группа хозяйственного обслуживания. Численность персонала – 6 человек.

Своевременно комплектное обеспечение снабжения предприятия необходимыми материалами, запасными частями и оборудованием, отправкой _ехзов осуществляет ОМТС – отдел материально – технического снабжения. Численность персонала – 6.

Техническое обслуживание, обеспечение предприятия механизмами и транспортом, своевременный ремонт осуществляет СмиТ – служба механизации и транспорта. Численность персонала – 142 человека.

Ремонт строительной части подстанций, производственных зданий, надзор за техническим состоянием зданий и сооружений осуществляет РСУ – ремонтно-строительный участок. Численность персонала – 14человек.

Выше перечисленные – служба, отдел, группа, участок непосредственно подчиняются заместителю директора по общим вопросам, директору предприятия.

Технико – экономическое планирование, организацию труда и заработную плату осуществляет ПЭО – планово – экономический отдел. Численность персонала – 5 человек.

Постановку и достоверность бухгалтерского учета, правильное расходование денежных средств и материальных ценностей, финансовую деятельность осуществляет бухгалтерия и финансовый отдел. Численность персонала – 20 человек, в том числе 2 человека в финансовом отделе.

Комплектование, организацию и подготовку кадров осуществляет ОК – отдел кадров. Численность персонала – 4 человека.

Организацию работы по гражданской обороне и ликвидации последствий по чрезвычайным ситуациям осуществляет – штаб ГО и ЧС. Численность персонала – 2 человека.

Обеспечение планирования и финансирования капитального строительства, осуществление контроля за выполнением строительно-монтажных работ, обеспечение подрядными организациями осуществляет – ОКС – отдел капитального строительства. Численность персонала – 4 человека.

Выше перечисленные службы, отделы, штаб непосредственно подчиняются заместителю директора по экономике и директору предприятия.

Все выше перечисленные отделы и службы занимаются организацией и обслуживанием производственного процесса транспортировки электроэнергии и доставки ее потребителям.

Основную часть в группе потребителей составляют оптовые перепродавцы покупающие электроэнергию по специальным тарифам установленные РЭК (районной энергетической комиссией).

Основные технико – экономические показатели представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Технико – экономические показатели

Как свидетельствуют данные, приведенные в таблице 1, технико-экономические показатели в 2005 году, по сравнению с 2004 годом, в основном увеличились.

Выручка от передачи электроэнергии увеличилась, вследствие увеличения выполнения договорных обязательств по поставке электроэнергии потребителям и увеличение тарифа за электроэнергию за указанный период.

Увеличение себестоимости объясняется:

- ростом стоимости услуг производственного характера;

- увеличением амортизации, в связи с переоценкой основных фондов;

- рост затрат на оплату труда, в связи с вводом новых единых тарифных ставок по оплате труда в ОАО «Ростовэнерго»;

- рост прочих расходов в связи с ростом ставок налогов на землю и транспорт,

- рост услуг по охране и связи, командировочных расходов, по подготовке кадров, страховых платежей.

Увеличение численности связано с вводом новых должностей.

Производительность труда снизилась, что свидетельствует о неэффективном использовании трудового потенциала.

Снижение стоимости основных фондов объясняется их износом.

Темпы роста себестоимости (120,1 %) не превышают темпы роста выручки от передачи электроэнергии (154,2%). Это является положительным фактором деятельности предприятия.

Снижение показателя передачи электроэнергии потребителям ФОРЭМ связано с выходом из баланса предприятия ОАО «ЭМК - Атоммаш».

1.2 Анализ хозяйственной деятельности

1.2.1 Анализ активов и пассивов организации

Активами предприятия называется все, что имеет стоимость, принадлежит организации и отражается в активе баланса. Актив баланса содержит сведения о размещении капитала, имеющегося в распоряжении организации. В активе баланса отражаются сведения о составе и размещении имущества предприятия [1].

В таблице 2 представлены состав и структура имущества.

Таблица 2 - Структура активов баланса

Анализ таблицы 2 показывает, что общая сумма имущества организации увеличилась на 21 660,79 тыс. руб. или на 3,3 %

Внеоборотные активы увеличились на 26 342, 66 тыс. руб. или на 4,5 %. Оборотные активы снизились на 4 681, 87 тыс. руб.

В составе оборотных активов сохранилось распределение средств между сферами производства и обращения: большая часть оборотных активов относилась и на начало, и на конец года к сфере обращения.

Структура активов организации представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 – Структура активов организации

Рисунок 2 показывает изменения структуры активов. Доля внеоборотных активов увеличилась с 89,23 % до 90,27 %. Соответственно уменьшилась доля оборотных активов с 10,77 % до 9,73 %.

В пассиве баланса показываются источники средств предприятия. Все источники средств, или капитал предприятия, по степени принадлежности подразделяются на собственные и заемные, а по продолжительности использования – на долгосрочные и краткосрочные (рисунок 3) [1]. Анализ пассивов предприятия проводится с помощью таблицы 3.

Таблица 3 - Структура пассивов баланса

На основании таблицы 3 строится столбиковая диаграмма, показывающая соотношение собственного и заемного капитала на начало и конец года.

Рисунок 3 – Анализ пассивов организации

Из рисунка 3 видны изменения структуры средств: доля собственных средств уменьшилась с 90,65 % до 87,19 %. Соответственно увеличилась доля заемных средств с 9,35 % до 12,81 %.

Анализ таблицы 3 показывает, что общая сумма источников средств предприятия увеличилась на 21 660,79 тыс. руб. или на 3,3 %.

1.2.2 Анализ взаимосвязи актива и пассива

Между активом и пассивом бухгалтерского баланса имеется тесная зависимость. Схематически взаимосвязь статей бухгалтерского баланса представлена на рисунках 4 и 5.

Анализируя рисунок 4 и рисунок 5, можно сделать выводы: внеоборотные активы имеют один источник формирования - собственный капитал. Его доля составила 100%. На конец года структура внеоборотных активов не изменилась.

Оборотные активы имеют два источника: собственный капитал и краткосрочные заемные средства. Их доли на начало года составляли 13,2 % и 86,8% соответственно. На конец года структура оборотных активов изменилась: доля собственного капитала составила минус 31,6%, а краткосрочных заемных средств – 131,6% [2].

Структура источников формирования оборотных активов представлена на рисунке 6.

Рисунок 6 - Структура источников формирования оборотных активов

Рисунок 4 - Схема формирования имущества предприятия на начало года

Рисунок 5 - Схема формирования имущества предприятия на конец года

Важное значение для анализа имеет показатель собственного оборотного капитала (СОК). Он показывает, какая сумма текущих активов сформирована за счет собственного капитала или что остается в обороте предприятия, если погасить одновременно всю краткосрочную задолженность кредиторам [1].

Расчет СОК приводится с помощью таблицы 4.

Таблица 4 - Расчет собственного оборотного капитала

Пути увеличения собственного оборотного капитала:

Во-первых, наиболее простой путь - увеличить нераспределенную прибыль.

Во-вторых, уменьшить внеоборотные активы путем продажи излишних неиспользуемых основных фондов, либо списание устаревших основных фондов.

Можно также привлечь долгосрочные займы, но это нежелательный путь [2].

1.2.3 Диагностика финансовой устойчивости, платежеспособности, ликвидности, кредитоспособности и деловой активности организации

В условиях рынка, когда предприятие ведет свою деятельность, привлекая как собственные, так и заемные средства, большое значение имеет финансовая независимость предприятия от внешних заемных источников.

Для анализа динамики основных показателей финансовой устойчивости предприятия составляется таблица 5.

Таблица 5 - Динамика показателей финансовой устойчивости

На начало года показатель капитализации U1 составлял 0,10, на конец года - 0,15 - увеличилось привлечение заемных средств. Показатель U1 не выше 1,5, то есть на 1 руб. собственных средств приходится 10 коп. заемных. Это свидетельствует о финансовой устойчивости предприятия.

Показатель обеспеченности собственными источниками финансирования U2<0,5 (на начало года составлял 0,13, на конец года – минус 0,32), то есть предприятие зависит от заемных источников средств при формировании своих оборотных активов.

Показатель финансовой независимости U3 характеризует долю собственных источников в общем объеме источников. Данный коэффициент снизился к концу года (изменение составило 0,03), что является не самым благоприятным моментом в развитии предприятия. Однако, для финансовой устойчивости собственного капитала у предприятия пока достаточно.

Показатель финансирования U4 показывает, какая часть деятельности предприятия финансируется за счет собственных средств. К концу года происходит значительное снижение собственных средств. Значение коэффициента больше 1 (на начало года – 9,70 на конец – 6,81), что говорит об отсутствии опасности неплатежеспособности.

Показатель финансовой устойчивости U5 показывает удельный вес тех источников, которые могут быть использованы длительное время. На начало года предприятие было более финансово устойчиво, но к концу года ситуация меняется в худшую сторону, так как значение коэффициента снижается.

В целом предприятие является финансово устойчивым и независимым. Однако большинство коэффициентов к концу года снижается, что является не самым благоприятным моментом для развития предприятия.

Анализ ликвидности баланса заключается в сравнении средств по активу, сгруппированных по степени их ликвидности и расположенных в порядке убывания ликвидности, с обязательствами по пассиву, сгруппированными по срокам их погашения и расположенными в порядке возрастания сроков.

Для анализа ликвидности баланса группируются активы и пассивы баланса в таблице 6.

Сравнение итогов первой группы по активу и пассиву показывает, что баланс является неликвидным, так как срочные обязательства превышают ликвидные активы.

Сравнение итогов второй группы по активу и пассиву показывает тенденцию увеличения текущей ликвидности в недалеком будущем (от 3 до 6 мес.).

Сопоставление итогов третьей группы показывает, что в отдаленном будущем (от 6 мес. до года) ожидается платежеспособность предприятия.

Сопоставляя итоги четвертой группы видно, что условия ликвидности баланса на конец года не выполняются, поскольку трудно реализуемые активы превышают постоянные пассивы.

Более детальным является анализ платежеспособности при помощи коэффициентов, приведенных в таблице 7.

Таблица 7 - Показатели платежеспособности и ликвидности

Для комплексной оценки платежеспособности предприятия в целом используется общий показатель платежеспособности. Его значение должно превышать 1. В данном случае показатель на начало года составлял 0,55, на конец года - 0,34, что является не самым благоприятным моментом в развитии предприятия (низкой платежеспособности).

Показатель абсолютной ликвидности на начало года составлял 0,00, на конец года - 0,002, то есть условие не выполняется - предприятие является недостаточно ликвидным.

Показатель "критической оценки" на начало года составил 0,96, однако на конец года он снизился до 0,52, то есть на предприятии недостаточно ликвидных активов.

Главным показателем платежеспособности является коэффициент текущей ликвидности. Он показывает, что в начале года (1,21) предприятие не способно покрыть краткосрочные обязательства, мобилизовав все текущие активы. К концу года показатель снижается до 0,79, то есть ситуация ухудшается.

На начало года показатель маневренности функционирующего капитала составил 1,21, на конец года – минус 1,21 – снижается - это положительный признак, так как увеличивается капитал, обездвиженный в запасах дебиторской задолженности.

Завершая анализ платежеспособности и ликвидности, можно провести бальную оценку финансового состояния предприятия. Сущность данной методики заключается в классификации предприятий по уровню финансового риска, то есть любое анализируемое предприятие может быть отнесено к определенному классу в зависимости от «набранного» количества баллов, исходя из фактических значений ее финансовых коэффициентов [1].

Результаты оформляются в виде таблицы 8.

Таблица 8 - Классификация финансового состояния предприятия

Из таблицы 8 можно сделать вывод, что данная организация относится к четвертому классу. Она имеет неустойчивое финансовое состояние. При взаимоотношениях с ней имеется определенный финансовый риск. У нее неудовлетворительная структура капитала, а платежеспособность находится на нижней границе допустимых значений. Прибыль у таких организаций, как правило, отсутствует вовсе или очень незначительная, достаточная только для обязательных платежей в бюджет.

Анализ показателей оборачиваемости проводится в таблице 9.

Из таблицы 9 видно, что показатель оборачиваемости материальных оборотных средств, характеризующий скорость реализации материальных оборотных активов, уменьшился на 0,02 и уменьшился коэффициент оборачиваемости переменного капитала на 0,03. Остальные коэффициенты остались практически без изменений.

1.3 Анализ потерь электроэнергии в электрических сетях

Основной задачей энергопредприятий является снабжение потребителей с определенной надежностью электроэнергией нормированного качества при минимальных приведенных затратах на выработку, передачу и распределение электроэнергии. Одним из способов снижения себестоимости электроэнергии является снижение потерь электроэнергии в электрических сетях.

Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: характеру потерь, (постоянные, переменные), ласам напряжения, группам элементов, производственными подразделениями и т.д. Для целей нормирования потерь целесообразно использовать укрупненную структуру потерь электроэнергии, в которой потери разделены на составляющие, исходя из их физической природы и специфики методов определения их количественных значений. Исходя из этого критерия, фактические потери могут быть разделены на четыре составляющие:

1) технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям и выражающимися в преобразовании части электроэнергии в тепло в элементах сетей. Технические потери не могут быть измерены. Их значения получают расчетным путем на основе известных законов электротехники;

2) расход электроэнергии на собственные нужды подстанций (ПС), необходимый для обеспечения работы технологического оборудования ПС и жизнедеятельности обслуживающего персонала. Расход электроэнергии на собственные нужды ПС регистрируется счетчиками, установленными на трансформаторах собственных нужд;

3) потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями ее измерения (инструментальные потери). Эти потери получают расчетным путем на основе данных о метрологических характеристиках и режимах работы используемых приборов;

4) коммерческие потери, обусловленные хищениями электроэнергии. Коммерческие потери не имеют самостоятельного математического описания и, как следствие, не могут быть рассчитаны автономно. Их значение определяют как разницу между фактическими (отчетными) потерями и суммой первых трех составляющих [3].

Укрупненная структура потерь представлена на рисунке 7.

Для анализа потерь электроэнергии необходимо рассмотреть данные, представленные в таблице 10.

Таблица 10 – Потери электроэнергии за 2004 и 2005 год

На основании таблицы 10 строятся столбиковые диаграммы, показывающие соотношение плана и факта технических и коммерческих потерь в 2004 и 2005 годах (рисунок 8 и 9).

Рисунок 8 – Структура коммерческих потерь

Рисунок 9 – Структура технических потерь

Из таблицы 10 и рисунков 8 и 9 видно, что в 2004 году имеются значительные коммерческие потери (факт превысил план на 13331 тыс. кВт*ч или 1,68 %). В 2005 году ситуация изменилась – фактические показатели не превышают плановые – это положительный момент в деятельности предприятия.

Восточные электрические сети план технологического расхода электроэнергии на ее транспорт по территории за 2005 год выполнили с экономией 0,15 % или 1,505 млн.кВт*ч.

Прием электроэнергии по собственным потребителям уменьшился в сравнении с 2004 годом. Причиной явилось снижение потребления электроэнергии по следующим группам потребителей:

- МП №Водоканал» - 3 млн.кВт*ч;

- ушло из баланса ВЭС предприятие ОАО «ЭМК-Атоммаш» - 32,7 млн.кВт*ч.

В части передачи и распределения электроэнергии предприятие в 2005 году осуществляло транспорт электроэнергии:

- от генерирующей компании «ТГК-8»: Цимлянской ГЭС, Волгодонской ТЭЦ-2, Волгодонской ТЭЦ-1;

- от сетей ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Юга (ПС Городская-220/10 кВ, ПС Зимовники-220/110/10 кВ);

- по собственным сетям 110, 35 кВ соседним ПЭС и энергосистемам;

- по сетям 110, 35, 10, 6, 0,38 кВ собственным потребителям.

В летнее время 2005 г. максимум нагрузки по территории предприятия составлял 112 МВт, что на 1,0 МВт (0,88 %) меньше, чем в соответствующий период прошлого года.

В зимнее время 2005 г. максимум нагрузки по территории предприятия составлял 154 МВт, что на 8 МВт (5,48 %) больше нагрузки соответствующего периода 2004 года.

1.4 Мероприятия по снижению потерь электроэнергии

Снижение передачи и реализации электроэнергии - сложный и трудный процесс, требующий ежедневной, ежечасной борьбы коллектива предприятия за экономию каждого грамма топлива, металла, киловатт – часа электроэнергии, кубического метра древесины, за эффективное использование оборудования. Важно чётко выделить решающие факторы снижения и сосредоточить на них внимание трудового коллектива [4].

Первостепенная роль в снижении потерь электроэнергии отводится повышению технического уровня производства, которого можно достичь при реализации следующих мероприятий:

а) замена проводов на перегруженных линиях;

б) замена недогруженных трансформаторов на ТП 6 – 10 кВ.

Одним из важнейших факторов снижения потерь электроэнергии является улучшение организации производства и труда, которая заключается в результате применения следующих организационных мероприятий:

а) проведение плановых ремонтных работ под напряжением;

б) отключения в режимах малых нагрузок;

в) отключение трансформаторов на ТП 6 – 10 кВ с сезонной нагрузкой;

г) выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях 0,38 кВ;

д) снижение расходов электрической энергии на собственные нужды подстанций.

Мобилизации резервов снижения себестоимости передачи и реализации электроэнергии способствуют внедрение мероприятий по совершенствованию систем расчётного и технического учёта электрической энергии:

a) проведение рейдов по неучтённой электрической энергии в коммунально-бытовом и производственном секторах;

б) организация равномерного снятия показаний электросчётчиков в строго установленные сроки в быту и производстве;

в) проведение проверки трёхфазных электросчётчиков с просроченными сроками расчётного и технического учёта;

г) пломбирование крышек электросчётчиков;

д) устранение перегрузки цепей напряжения;

е) установка электросчётчиков повышенных классов точности;

ж) установка дополнительных электросчётчиков;

з) проведение проверок и обеспечение своевременности и правильности снятия показаний электросчётчиков на электростанциях и подстанциях энергосистемы;

и) проведение проверок и обеспечение правильности работы электросчётчиков на межсистемных линиях электропередачи;

к) установка отдельных электросчётчиков учёта электроэнергии, расходуемой на собственные нужды подстанциями;

л) составление и анализ небалансов электроэнергии по подстанциям и электростанциям;

м) инвентаризация электросчётчиков расчётного учёта [5].

2. Разработка системы мер по снижению потерь электроэнергии в сетях

2.1 Замена провода на перегруженных ВЛ-0,38-10 кВ

Замена проводов в процессе эксплуатации наиболее часто вызывается необходимостью увеличения пропускной способности существующих линий при реконструкции сетей. Иногда замена проводов производится для использования участков старых линий при сооружении новых линий. В этих случаях, как правило, замена производится проводами большего сечения. Реже встречаются случаи замены проводов из-за старения и коррозии или из-за потери ими прочности вследствие вибрации или дополнительных нагрузок от гололеда [6].

На момент прокладки ВЛ расход электроэнергии был гораздо меньше, чем в последние годы, поскольку произошло увеличение количества абонентов, потребляемых в быту и производстве больше электроэнергии. Провода воздушных линий при прохождении по ним электрического тока нагреваются. Если сила тока в проводе превышает допустимую нагрузку – провод считается перегруженным и требует замены на провод большего сечения.

Анализ загруженности ВЛ-0,38-10 кВ представлен в таблицах 11 и 12 [7].

Таблица 11 - Анализ загруженности ВЛ-0,38 кВ

Таблица 12 - Анализ загруженности ВЛ - 6-10 кВ

Анализ таблиц показывает, что данные ВЛ требуют замены на провод большего сечения.

Работы по замене провода на ВЛ-0,38 кВ будут проводиться вручную, а на ВЛ-6-10 кВ – с применением механизмов.

Работы по замене провода на ВЛ-0,38 кВ вручную выполняются по следующей схеме, представленной на рисунке 10.

Технология работ по замене провода на ВЛ-0,38 кВ вручную:

Проверить исправность указателя напряжения. Проверить отсутствие напряжения на линии, установить переносные заземления.

Допустить звено к работе.

Получить инструктаж в отношении техники безопасности.

Установить разъемный барабан в начале участка. Подготовить инструменты, приспособления.

Раскрепить анкерные опоры растяжками.

Перед подъемом опору раскрепить растяжками. Демонтировать вязки проводов на промежуточных опорах, сбросить провода. Разрезать перемычку, демонтировать плашечные зажимы, сбросить провода с анкерных опор.

Произвести сматывание демонтированного провода. Снять бухту с демонтированным проводом.

Установить барабан с новым проводом в начале участка, произвести раскатку проводов, закрепить их за анкерные опоры. Произвести наброс проводов на промежуточные опоры.

Поднять и закрепить провода на анкерной опоре в конце участка, соединить провода перемычкой, смонтировать вязки.

Поднять и установить полиспаст и монтажный зажим на анкерной опоре в начале участка.

Произвести предварительную натяжку верхнего провода вручную. Натянуть верхний провод, определить стрелу провеса, закрепить в зажиме, соединить провода перемычкой, смонтировать вязку перемычки к изолятору. Переставить полиспаст на траверсу с помощью монтажного зажима, аналогично закрепить два других провода с регулировкой стрелы провеса проводов.

Подготовить провода для вязки.

Смонтировать вязки проводов на промежуточных опорах.

Снять переносные заземления.

Снять барабан, собрать инструмент, приспособления, инвентарь, снять растяжки с опор [8].

Потребность в персонале для данных работ представлена в таблице 13.

Таблица 13 – Потребность в персонале для замены провода на ВЛ-0,38 кВ вручную

Для расчета затрат на оплату труда, а также на материалы и оборудование составляются таблицы 14, 15 (расчет производится на один километр провода).

Таблица 14 – Расчет затрат на оплату труда

Затраты на оплату труда провода АС-35, длинною 11,7 км. составит:

11,7 *2143,96=25084,18 руб.

Провода А-35, длинною 2,9 км. составит:

2,9*2538,49=7361,02 руб.

Итого: 25084,33+7361,62=32147,20 руб.

Таблица 15 – Расчет затрат на материалы и оборудование

Затраты на материалы и оборудование провода АС-35, длинною 11,7 км. составит:

11,7*5274,20=61708,14 руб.

Затраты на материалы и оборудование провода А-35, длинною 2,9 км. составит:

2,9*4220,90=12240,61 руб.

Итого: 61708,14+12240,61=73948,75 руб.

Для расчета годовых сумм амортизации ВЛ-0,38 кВ используется таблица 16.

Таблица 16 - Расчет годовых сумм амортизации ВЛ-0,38 кВ

При линейном способе расчета под нормой амортизации понимается установленная норма амортизации в процентах к первоначальной стоимости оборудования [9].

Годовая сумма амортизационных отчислений при линейном способе расчета определяется по формуле (1):

, (1)

где - годовая норма амортизационных отчислений, %

Для провода АС-35, длинною 11,7 км., годовая сумма амортизационных отчислений составит:

466,74*11,7=5460,85 руб.

Для провода А-35, длинною 2,9 км., годовая сумма амортизационных отчислений составит:

373,53*2,9=1083,24 руб.

Итого: 5460,85+1083,24=6544,08 руб.

Общие затраты на один километр провода АС-35 составит 7884,90 руб., а для провода марки А-35-7132,92 руб.

Общая стоимость работ по замене провода на ВЛ-0,38 кВ, длинною 14,6 км., вручную составляет 112638,93 руб.

Работы по замене проводов на ВЛ-6-10 кВ с применением механизмов выполняются по следующей схеме, представленной на рисунке 11.

Технология работ по замене провода на ВЛ-6-10 кВ с применением механизмов:

Проверить исправность указателя напряжения. Проверить отсутствие напряжения на линии, установить переносные заземления.

Допустить звено к работе.

Получить инструктаж в отношении техники безопасности.

Установить барабан с новым проводом на раскаточные козлы в начале участка. Наладить радиосвязь. Раскрепить анкерные опоры растяжками.

Установить на заднее колесо трактора разъемный барабан, надежно затормозить трактор в конце участка, заземлить трактор. Приподнять колесо с барабаном с помощью домкрата.

Соединить в начале участка новый провод с верхним демонтируемым проводом с помощью монтажного зажима. Установить монтажный раскаточный ролик на анкерной опоре. Переложить провод на ролик. Разрезать шлейфы, освободить провод от натяжного зажима.

Установить монтажный зажим с канатом на проводе в конце участка. Закрепить канат на разъемном барабане трактора. Закрепить монтажный ролик на анкерной опоре, переложить провод на ролик, разрезать шлейфы, освободить провод натяжного зажима.

Закрепить монтажные ролики на промежуточных опорах, демонтировать вязки, переложить провод на ролики. Произвести демонтаж старого и раскатку нового провода трактора на нижних передачах. Новый провод закрепить в натяжном зажиме на анкерной опоре в начале участка, обрезать с учетом запаса на шлейф. Произвести предварительную вытяжку провода, временно закрепить провод затяжными зажимами, отсоединить старый провод. Снять бухту смотанного старого провода.

Установить монтажный зажим в новом проводе в конце участка. Произвести натяжку трактором с регулировкой стрелы провеса провода, закрепить провод в натяжном зажиме.

Подготовить проволоку для вязки проводов.

Смонтировать вязку проводов на анкерных опорах. Смонтировать вязку проводов на промежуточных опорах. Переставить ролики раскаточные на траверсы. Демонтировать вязки второго провода, переложить провод на ролики.

Аналогично провести демонтаж и монтаж второго и третьего провода.

Соединить провода в шлейфах. Убрать растяжки. Собрать инструменты, инвентарь.

Привести механизмы в транспортное положение.

Снять переносные заземления [8].

Потребность в персонале для данного вида работ представлена в таблице 17.

Таблица 17 – Потребность в персонале для замены провода на ВЛ-6-10 кВ с применением механизмов

Для расчета затрат на оплату труда, а также на материалы и оборудование составляются таблицы 18, 19 (расчет производится на один километр провода).

Таблица 18 – Расчет затрат на оплату труда

Затраты на оплату труда провода АС-35, длинною 7,5 км., составит:

7,5 *1958,96=14878,09 руб.

Провода АС-50, длинною 2 км., составит:

2*1414,03=2828,07 руб.

Итого: 14878,09+2828,07 =17706,16 руб.

Таблица 19 – Расчет затрат на материалы и оборудование

Затраты на материалы и оборудование провода АС-35, длинною 7,5 км. составит:

7,5*5274,20=39555,88 руб.

Затраты на материалы и оборудование провода АС-50, длинною 2 км. составит: