Реферат: Характеристика и анализ деятельности филиала ОАО "Ростовэнерго"

Содержание

Введение

1. Характеристика ианализ деятельности филиала ОАО «РОСТОВЭНЕРГО» ВЭС ВРЭС

1.1 Общие положения

1.2 Анализ хозяйственнойдеятельности

1.2.1 Анализ активов ипассивов организации

1.2.2 Анализ взаимосвязиактива и пассива

1.2.3 Диагностикафинансовой устойчивости, платежеспособности, ликвидности, кредитоспособности иделовой активности организации

1.3 Анализ потерьэлектроэнергии в электрических сетях

1.4 Мероприятия поснижению потерь электроэнергии

2. Разработка системы мерпо снижению потерь электроэнергии в сетях

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

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

2.3 Выравнивание нагрузокфаз в электрических сетях 0,38 кВ

3. Безопасностьжизнедеятельности

3.1 Защита населения итерритории предприятия при чрезвычайных ситуациях

3.2 Обеспечениебезопасности персонала при выполнении ремонта электрооборудования

3.3 Обеспечениебезопасности при работах без снятия напряжения

3.4 Обеспечениебезопасности при монтаже и замене проводов

4. Финансовое планирование

4.1 Расчет коммерческойэффективности проекта

4.2 Расчет технико –экономических показателей после внедрения мероприятий

Заключение

Список используемойлитературы

Ведомостьдипломного проекта

/> Фор-мат Обозначение Наименование /> 1 /> /> /> /> 2 /> /> Текстовые документы /> 3 /> /> /> /> 4 А4 0805.Д06.167.00.ПЗ Пояснительная записка /> 5 /> /> /> /> 6 /> /> Графические документы /> 7 /> /> /> /> 8 А1 0805.Д06.167.01.00.ТБ Основные технико- /> 9 /> /> экономические /> 10 /> /> показатели работы /> 11 /> /> предприятия /> 12 /> /> /> /> 13 А1 0805.Д06.167.02.00.ТБ Анализ загруженности /> 14 /> /> линий /> 15 /> /> /> /> 16 А1 0805.Д06.167.03.00.Д Графики выполнения /> 17 /> /> работ по замене провода /> 18 /> /> /> /> 19 А1 0805.Д06.167.04.00.Д Трансформаторы с /> 20 /> /> сезонной нагрузкой /> 21 /> /> /> /> 22 А1 0805.Д06.167.05.00.Д Графики выполнения /> 23 /> /> работ по выравниванию /> 24 /> /> нагрузок фаз /> 25 /> /> /> /> 26 А1 0805.Д06.167.06.00.Д Основные показатели /> 27 /> /> коммерческой /> 28 /> /> эффективности проекта /> 29 /> /> /> /> 30 А1 0805.Д06.167.07.00.ТБ Затраты и экономия /> 31 /> /> в результате системы /> 32 /> /> мер по снижению /> 33 /> /> потерь электроэнергии /> 34 /> /> в сетях /> 35 /> /> /> /> 36 /> /> /> /> /> /> /> 0805.Д06.167.00.ВД /> /> /> /> /> Изм. Лист № документа Подпись Дата Студент Белецкая М.Н. /> /> Ведомость дипломного проекта Лит. Лист Листов Консульт. /> /> /> /> /> /> 1 2 Рук. Плотникова Е, Н. /> />

ЮРГТУ (НПИ), кафедра ЭиУП,

гр. ЭУ-01-Д3

Н. контр. Драка О.Е. /> /> /> /> /> /> /> Фор-мат Обозначение Наименование Дополнительные сведения 37 /> /> /> /> 38 А1 0805.Д06.167.08.00.ТБ Основные технико- /> 39 /> /> экономические /> 40 /> /> показатели работы /> 41 /> /> предприятия /> /> /> /> /> 0805.Д06.167.00.00.ВД /> /> /> /> /> /> 2 Изм. Лист № документа Подпись Дата /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
Введение

Электроэнергетика– одна из комплексных базовых отраслей промышленности. Она обеспечиваетпотребность народного хозяйства в электрической и тепловой энергии. Огромнаяроль энергетики в развитии народного хозяйства определяется тем, что любойпроизводственный процесс во всех отраслях промышленности, в сельском хозяйстве,транспорте, все виды обслуживания населения страны связаны с использованиемэлектроэнергии.

Основнойзадачей энергопредприятия является снабжение потребителей с определеннойнадежностью электроэнергией нормированного качества при минимальных приведенныхзатратах на выработку, передачу и распределение электроэнергии.

По даннымнаучно–исследовательского института цен Российской Федерации доляэлектроэнергии в себестоимости продукции различных отраслей в среднемсоставляет 10 %. Снижение себестоимости электрической энергии обеспечиваетуменьшение энергетической составляющей в издержках производства во всехотраслях промышленности, ведет к стабилизации цен, экономическому процветаниюпредприятий, повышению социально – экономического уровня общества, повышениюблагосостояния трудящихся.

Энергосистема«Ростовэнерго» осуществляет централизованное энергоснабжение Ростовской области– одного из Южнороссийских регионов с площадью территории 100,8 тысячквадратных километров и населением почти пяти миллионов человек. Она состоит извосьми технологических звеньев – предприятий электрических сетей: Центральныеэлектрические сети, Северные электрические сети, Восточные электрические сети,Северо-Восточные электрические сети, Юго-Восточные электрические сети, Западныеэлектрические сети, Юго-Западные электрические сети, Южные электрические сети.Все восемь электрических сетей играют важную роль в обеспечении электроэнергиейнародного хозяйства и населения Ростовской области. Их надёжная и экономичнаяработа является необходимым условием надёжной и экономичной работы всейэнергосистемы, оказывает существенное влияние на формирование фондообразующихпоказателей работы энергосистемы и на количество выработанной и отпущеннойэлектроэнергии

В нынешнихусловиях занижения цен на электроэнергию, покупаемую с оптового рынка, и принеплатежах, совершенствование деятельности предприятий энергетики приобретаетважное значение.

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

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

1. Характеристикаи анализ деятельности филиала ОАО «РОСТОВЭНЕРГО» ВЭС ВРЭС

1.1 Общиеположения

С целью объединения работыэлектростанций 20 апреля 1921 года было организовано Управление объединенными государственнымиэлектрическими станциями города Ростова – на – Дону. Так было положено началообразованию энергетической системы Ростовской области.

Цимлянский электросетевойрайон (в настоящее время Восточные электрические сети) Ростовэнерго былобразован в июне 1953 года на базе 8-гоэнергорайона строительства Цимлянскогогидроузла. По состоянию на 01.06.1953г. Цимлянский электросетевой район состоялиз шести подстанций и линии электропередачи напряжением 35-220 кВ общейпротяженностью 471,9 км. и численностью 118 человек.

В 1973 году Цимлянскийэлектросетевой район решением Ростовэнерго был переименован в филиал Восточныеэлектрические сети (в дальнейшем именуемое – ВЭС). Волгодонские районныеэлектросети (в дальнейшем именуемое ВРЭС) самостоятельного бухгалтерскогобаланса не имеют и не являются финансово независимой организацией, поэтому всеоперации осуществляются через ВЭС.

В апреле 1993 годаобразовано АО «Ростовэнерго» филиал ВЭС, решение областного совета поуправлению имуществом Ростовской области № 815 от 01.04.1993 г.

В октябре 1996 годапереименовано 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 РПот 30.10.1996г.

ВЭС ВРЭС являютсяфилиалом ОАО «Ростовэнерго» (учреждено Государственным комитетом по управлениюгосударственным имуществом Ростовской области и указами Президента Р.Ф.от01.06.1992 г. № 721 «Об организационных мерах по преобразованию государственныхпредприятий в акционерные общества»), т.е. акционерным обществом.

ОАО «Ростовэнерго» являетсядочерним акционерным обществом РАО «ЕЭС России ». РАО «ЕЭС России» обладает пакетомобыкновенных акций ОАО «Ростовэнерго», что составляет 63,7% от голосующихакций. Акционерное общество открытого типа, что отражено в уставе предприятия.

РАО «ЕЭС России» — гигантский комплекс: 900 тысяч инженеров, техников, рабочих; 56 крупныхэлектростанций; 2,5 млн.км. линий электропередачи; 890 млрд.кВт.часовпроизводимой в год электроэнергии.

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

Основной цельюдеятельности ВЭС ВРЭС является:

- транспортировкаи распределение электроэнергии потребителям и обеспечение реализации и сбытаэлектроэнергии в соответствии с установленными заданиями и договорами;

- снижениеиздержек производства, повышение производительности труда.

Основными видамидеятельности ВЭС ВРЭС являются:

— выполнение условийпараллельной работы в соответствии с режимом работы энергосистемы;

— эксплуатация иремонтное обслуживание электрооборудования;

— перевозки автомобильнымтранспортом, техническое обслуживание и ремонт автомобильного транспорта испецмеханизмов;

— техническоеперевооружение, реконструкция и развитие электрических сетей;

— согласование вновь подсоединяемоймощности и выдача технических условий на энергоснабжение потребителей.

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

В 2006 году филиалу исполняетсяпятьдесят три года со дня образования. В течение этих лет предприятиеразвивалось мощными темпами. Проводилось строительство воздушных и кабельныхлиний электропередачи, оборудование подстанций, комплектных трансформаторныхподстанций.

В связи с сокращением производственнойдеятельности и ликвидацией сельскохозяйственных и промышленных предприятийнаблюдается 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 на745 км.

ВЭС ВРЭС обязаны выполнятьследующие требования;

- безусловноисполнять диспетчерские распоряжения;

- отраслевыенормы и правила по устройству и условиям безопасной эксплуатацииэнергоустановок, предписания действующие в России инспекций по контролю заобеспечением надлежащего состояния электрических установок;

- поохране окружающей среды и использованию природных ресурсов;

- побезопасности труда на производстве и способов предупреждения производственноготравматизма;

- приниматьисчерпывающие меры к взысканию дебиторской и снижению кредиторской задолженности.

Общее руководствоосуществляют – директор, главный инженер, заместители директора, заместительглавного инженера. Директор назначается на должность на контрактной основегенеральным директором ОАО “Ростовэнерго” на основании доверенности, выдаваемойобществом. Главный инженер, заместители директора и главный бухгалтер назначаютсяна должность в порядке установленном номенклатурой должностей ОАО “Ростовэнерго”.

Организационная структурауправления предприятия производственных единиц электрических сетей, устанавливаютсяв зависимости от нормативной численности персонала. Численность персонала послужбам и отделам за 2005 год составила 749 человек.

Организационная структурасостоит из служб, отделов и РЭСов.

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

Планирование, организациюи контроль проведения всех видов ремонта и технического обслуживания, вводновых электроустановок, присоединение потребителей, ведение технического учета,руководство работ по составлению и пересмотру инструкций, положений, схем ит.д. осуществляет ПТС – производственно – техническая служба. Численностьперсонала — 6 человек.

Организацию ремонта,технического обслуживания оборудования электрических сетей, обеспечениебесперебойного электроснабжения потребителей, внедрение передовых методоворганизации труда, ведение учета, анализ технического состоянияраспределительных сетей, осуществление технического руководства районамиэлектрических сетей, разработка графиков ремонта оборудования, осуществляют РЭС– районные электрические сети и служба распределительные сети. Численностьперсонала – 338 человек.

Организацию и контроль завыполнением правил технической эксплуатации осуществляет СНЭиТБ – службанадзора эксплуатации и техники безопасности. Численность персонала – 3человека.

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

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

Все выше перечисленныеслужбы непосредственно подчиняются заместителю главного инженера, а такжеглавному инженеру и директору предприятия.

Метрологический контрольсредств электроизмерений предприятия осуществляет МС – метрологическая служба. Численностьперсонала – 9 человек.

Техническое обслуживаниеи ремонт средств релейной защиты, электроавтоматики предприятия осуществляетСРЗАИ – служба релейной защиты и автоматики. Численность персонала – 26человек.

Обеспечение централизованногоремонта оборудования электрических сетей, ведение трансформаторного масляногохозяйства осуществляется ЦРО – цехом по ремонту оборудования. Численностьперсонала – 14 человек.

Техническое обслуживание,проведение ремонтов воздушных линий электропередачи 35кВ и выше, разработкаграфиков проведения всех видов _ебот, ведение учета и анализа технического состояниялиний предприятия осуществляет СВЛ – служба воздушных линий электропередачи. Численностьперсонала – 71 человек.

Испытание изоляции изащиты от перенапряжения электрических сетей, проведение испытаний изоляцииэлектроустановок предприятия, химический контроль осуществляет СИЗПИ – службаизоляции защиты от перенапряжения. Численность персонала – 21 человек.

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

Все выше перечисленныеслужбы также подчиняются заместителю главного инженера, главному инженеру идиректору предприятия.

Хозяйственноеобслуживание осуществляет – ГХО – группа хозяйственного обслуживания. Численностьперсонала – 6 человек.

Своевременно комплектноеобеспечение снабжения предприятия необходимыми материалами, запасными частями иоборудованием, отправкой _ехзов осуществляет ОМТС – отдел материально –технического снабжения. Численность персонала – 6.

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

Ремонт строительной частиподстанций, производственных зданий, надзор за техническим состоянием зданий исооружений осуществляет РСУ – ремонтно-строительный участок. Численностьперсонала – 14человек.

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

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

Постановку идостоверность бухгалтерского учета, правильное расходование денежных средств иматериальных ценностей, финансовую деятельность осуществляет бухгалтерия ифинансовый отдел. Численность персонала – 20 человек, в том числе 2 человека вфинансовом отделе.

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

Организацию работы погражданской обороне и ликвидации последствий по чрезвычайным ситуациямосуществляет – штаб ГО и ЧС. Численность персонала – 2 человека.

Обеспечение планированияи финансирования капитального строительства, осуществление контроля завыполнением строительно-монтажных работ, обеспечение подрядными организациямиосуществляет – ОКС – отдел капитального строительства. Численность персонала –4 человека.

Выше перечисленныеслужбы, отделы, штаб непосредственно подчиняются заместителю директора поэкономике и директору предприятия.

Все выше перечисленныеотделы и службы занимаются организацией и обслуживанием производственногопроцесса транспортировки электроэнергии и доставки ее потребителям.

Основную часть в группепотребителей составляют оптовые перепродавцы покупающие электроэнергию поспециальным тарифам установленные РЭК (районной энергетической комиссией).

Основные технико– экономические показатели представлены в таблице 1.

Таблица 1 –Технико – экономические показатели

Показатели 2004 год 2005 год Абсолютное отклонение

Темп роста,

1 2 3 4 5 1.Полезный отпуск электроэнергии собственным потребителям, тыс.кВт.час 711377 703338 -8039 98,9 2.Себестоимость передачи электроэнергии собственным потребителям, тыс.руб. 168778 196559 27781 116,5 3. Минимально необходимая прибыль, тыс.руб. 5279 5891 612 111,6 4. Затраты на один кВт.час передачи электроэнергии, кВт.час /руб. 0,24 0,28 0,04 116,7 5. Передача электроэнергии потребителям ОРЭМ, тыс.кВт.ч 77008 31035 -45973 40,3 6. Выручка от передачи электроэнергии потребителям ОРЭМ, тыс.руб. 12312 18983 6671 154,2 7. Себестоимость (трансфертная цена) передачи 1 кВт.часа электроэнергии, тыс.руб. 0,24 0,29 0,05 120,8

8. Среднесписочная

численность персонала, чел.

745 749 4 100,5 9. Годовые затраты на оплату труда, тыс.руб. 62582 75166 12584 120,1 10. Среднемесячная зарплата, тыс.руб. 7,00 8,36 1,36 119,4 11. Производительность труда, тыс.руб./чел. 8697,30 8563,26 -134,04 98,5 12. Среднегодовая стоимость основных фондов, тыс.руб. 1658311,53 1645844,52 -12467,01 99,2 13. Фондоотдача, руб/руб. 3,9 3,9 100 /> /> /> /> /> /> /> /> />

Каксвидетельствуют данные, приведенные в таблице 1, технико-экономическиепоказатели в 2005 году, по сравнению с 2004 годом, в основном увеличились.

Выручка от передачиэлектроэнергии увеличилась, вследствие увеличения выполнения договорныхобязательств по поставке электроэнергии потребителям и увеличение тарифа заэлектроэнергию за указанный период.

Увеличение себестоимостиобъясняется:

- ростомстоимости услуг производственного характера;

- увеличениемамортизации, в связи с переоценкой основных фондов;

- ростзатрат на оплату труда, в связи с вводом новых единых тарифных ставок по оплатетруда в ОАО «Ростовэнерго»;

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

— рост услуг по охране исвязи, командировочных расходов, по подготовке кадров, страховых платежей.

Увеличение численностисвязано с вводом новых должностей.

Производительность трудаснизилась, что свидетельствует о неэффективном использовании трудовогопотенциала.

Снижение стоимости основныхфондов объясняется их износом.

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

Снижениепоказателя передачи электроэнергии потребителям ФОРЭМ связано с выходом избаланса предприятия ОАО «ЭМК — Атоммаш».

1.2 Анализхозяйственной деятельности

1.2.1 Анализактивов и пассивов организации

Активамипредприятия называется все, что имеет стоимость, принадлежит организации иотражается в активе баланса. Актив баланса содержит сведения о размещениикапитала, имеющегося в распоряжении организации. В активе баланса отражаютсясведения о составе и размещении имущества предприятия [1].

В таблице 2представлены состав и структура имущества.

Таблица 2 — Структура активов баланса

Средства организации На начало года На конец года Изменение тыс. руб. доля,% тыс. руб. доля,% тыс. руб. доля,% 1 2 3 4 5 6 7 Внеоборотные активы 585 556,45 89,23 611 899,11 90,27 26 342,66 1,0 Оборотные активы 70 642,64 10,77 65 960,77 9,73 -4 681,87 -1,0 В том числе в сфере: производства 11 089,56 1,69 11 678,40 1,72 588,84 0,0 обращения 59 553,08 9,08 54 282,37 8,01 -5 270,71 -1,1 ИТОГО 656 199,09 100,0 677 859,88 100,0 21 660,79 -

Анализтаблицы 2 показывает, что общая сумма имущества организации увеличилась на 21660,79 тыс. руб. или на 3,3 %

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

В составеоборотных активов сохранилось распределение средств между сферами производстваи обращения: большая часть оборотных активов относилась и на начало, и на конецгода к сфере обращения.

Структураактивов организации представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 –Структура активов организации

Рисунок 2показывает изменения структуры активов. Доля внеоборотных активов увеличилась с89,23 % до 90,27 %. Соответственно уменьшилась доля оборотных активов с 10,77 %до 9,73 %.

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

Таблица 3 — Структура пассивов баланса

Источники средств организации На начало года На конец года Прирост тыс.руб. доля,% тыс.руб. доля,% тыс.руб. доля,% 1 2 3 4 5 6 7 Собственные средства 594 847,15 90,65 591 032,70 87,19 -3 814,45 -3,46 Заемные средства 61 351,94 9,35 86 827,18 12,81 25 475,24 3,46 в том числе: долгосрочные 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 краткосрочные 61 351,94 9,35 86 827,18 12,81 25 475,24 3,46 Итого 656 199,09 100,00 677 859,88 100,00 21 660,79

На основаниитаблицы 3 строится столбиковая диаграмма, показывающая соотношение собственногои заемного капитала на начало и конец года.

Рисунок 3 –Анализ пассивов организации

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

Анализтаблицы 3 показывает, что общая сумма источников средств предприятияувеличилась на21 660,79 тыс. руб. или на 3,3 %.

1.2.2 Анализвзаимосвязи актива и пассива

Между активоми пассивом бухгалтерского баланса имеется тесная зависимость. Схематическивзаимосвязь статей бухгалтерского баланса представлена на рисунках 4 и 5.

Анализируярисунок 4 и рисунок 5, можно сделать выводы: внеоборотные активы имеют одинисточник формирования — собственный капитал. Его доля составила 100%. На конецгода структура внеоборотных активов не изменилась.

Оборотныеактивы имеют два источника: собственный капитал и краткосрочные заемныесредства. Их доли на начало года составляли 13,2 % и 86,8% соответственно. Наконец года структура оборотных активов изменилась: доля собственного капиталасоставила минус 31,6%, а краткосрочных заемных средств – 131,6% [2].

Структураисточников формирования оборотных активов представлена на рисунке 6.

Рисунок 6 — Структура источников формирования оборотных активов

594 847,15 долгоср. заемн. 0,00 внеоборотные собственный постоянный капитал собств. капитал 100 585556,45 активы капитал 585556,45 190 490 594847,15 собственный долгосрочные оборотный заемные капитал средства собственный капитал 13,2 9290,70 590 0,00 краткоср. заемн. средства 86,8 61351,94 оборотный краткоср. заемн. переменный капитал 61351,94 капитал средства 70642,64 290 690 баланс 300 баланс 700

Рисунок 4 — Схема формирования имущества предприятия на начало года

591032,70 долгоср. заемн. 0,00 внеоборотные собственный постоянный капитал собств. капитал 100 611899,11 активы капитал 611899,11 190 490 591032,70 собственный долгосрочные оборотный заемные капитал средства собственный капитал -31,6 -20866,41 590 0,00 краткоср. заемн. средства 131,6 86827,18 оборотный краткоср. заемн. переменный капитал 86827,18 капитал средства 65960,77 290 690 баланс 300 баланс 700

Рисунок 5 — Схема формирования имущества предприятия на конец года

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

Расчет СОКприводится с помощью таблицы 4.

Таблица 4 — Расчет собственного оборотного капитала

Статьи баланса На начало года На конец года Изменение Темп прироста,% 1 2 3 4 5 1. ВАРИАНТ 1 /> /> /> /> 1.1. Собственный капитал 594 847,15 591 032,70 -3 814,45 -0,64 1.2. Долгосрочные обязательства 0,00 0,00 0,00 0,00 1.3. Внеоборотные активы 585 556,45 611 899,11 26 342,66 4,50 1.4. Итого собственный оборотный капитал (1.1.+1.2.-1.3.) 9 290,70 -20 866,41 -30 157,11 -5,14 2. ВАРИАНТ 2 2.1. Оборотные активы 70 642,64 65 960,77 -4 681,87 -6,63 2.2. Краткосрочные обязательства 61 351,94 86 827,18 25 475,24 41,52 2.3. Итого собственный оборотный капитал (2.1.-2.2.) 9 290,70 -20 866,41 -30 157,11 -48,15

Путиувеличения собственного оборотного капитала:

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

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

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

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

В условияхрынка, когда предприятие ведет свою деятельность, привлекая как собственные,так и заемные средства, большое значение имеет финансовая независимостьпредприятия от внешних заемных источников.

Для анализадинамики основных показателей финансовой устойчивости предприятия составляетсятаблица 5.

Таблица 5 — Динамика показателей финансовой устойчивости

Показатели На начало года На конец года Изменение за год,+/- 1 2 3 4 1. Коэффициент капитализации U1 0,10 0,15 0,04 2. Коэффициент обеспеченности собственными источниками финансирования U2 0,13 -0,32 -0,45 3. Коэффициент финансовой независимости U3 0,91 0,87 -0,03 4. Коэффициент финансирования U4 9,70 6,81 -2,89 5. Коэффициент финансовой устойчивости U5 0,91 0,87 -0,03

На началогода показатель капитализации U1 составлял 0,10, на конец года — 0,15 — увеличилось привлечение заемных средств. Показатель U1 не выше 1,5, то есть на1 руб. собственных средств приходится 10 коп. заемных. Это свидетельствует офинансовой устойчивости предприятия.

Показательобеспеченности собственными источниками финансирования U2<0,5 (на началогода составлял 0,13, на конец года – минус 0,32), то есть предприятие зависитот заемных источников средств при формировании своих оборотных активов.

Показательфинансовой независимости U3 характеризует долю собственных источников в общемобъеме источников. Данный коэффициент снизился к концу года (изменениесоставило 0,03), что является не самым благоприятным моментом в развитиипредприятия. Однако, для финансовой устойчивости собственного капитала упредприятия пока достаточно.

Показательфинансирования U4 показывает, какая часть деятельности предприятияфинансируется за счет собственных средств. К концу года происходит значительноеснижение собственных средств. Значение коэффициента больше 1 (на начало года –9,70 на конец – 6,81), что говорит об отсутствии опасностинеплатежеспособности.

Показательфинансовой устойчивости U5 показывает удельный вес тех источников, которыемогут быть использованы длительное время. На начало года предприятие было болеефинансово устойчиво, но к концу года ситуация меняется в худшую сторону, таккак значение коэффициента снижается.

В целомпредприятие является финансово устойчивым и независимым. Однако большинствокоэффициентов к концу года снижается, что является не самым благоприятныммоментом для развития предприятия.

Анализликвидности баланса заключается в сравнении средств по активу, сгруппированныхпо степени их ликвидности и расположенных в порядке убывания ликвидности, собязательствами по пассиву, сгруппированными по срокам их погашения ирасположенными в порядке возрастания сроков.

Для анализаликвидности баланса группируются активы и пассивы баланса в таблице 6.

Таблица 6 — Анализ ликвидности баланса

АКТИВ На начало года, тыс. руб. На конец года тыс. руб. ПАССИВ На начало года тыс. руб. На конец года тыс. руб.

Платежный излишек (+) или недостаток

(-)

1 2 3 4 5 6 7 8 Наиболее ликвидные активы 25,89 138,68 Наиболее срочные обязательства 58235,63 83879,94 -58209,74 -83741,26 Быстро реализуемые активы 55625,03 43643,97 Краткосрочные пассивы 0,00 0,00 55625,03 43643,97 Медленно реализуемые активы 14991,73 22178,12 Долгосрочные пассивы 3116,31 2947,24 11875,42 19230,88 Трудно реализуемые активы 585556,45 611899,11 Постоянные пассивы 594847,15 591032,70 -9290,70 20866,41 БАЛАНС 656199,09 677859,88 БАЛАНС 656199,09 677859,88 0,00 0,00 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />

Сравнениеитогов первой группы по активу и пассиву показывает, что баланс являетсянеликвидным, так как срочные обязательства превышают ликвидные активы.

Сравнениеитогов второй группы по активу и пассиву показывает тенденцию увеличениятекущей ликвидности в недалеком будущем (от 3 до 6 мес.).

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

Сопоставляяитоги четвертой группы видно, что условия ликвидности баланса на конец года невыполняются, поскольку трудно реализуемые активы превышают постоянные пассивы.

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

Таблица 7 — Показатели платежеспособности и ликвидности

Показатели На начало года На конец года Изменение за год, +/- 1 2 3 4 1. Общий показатель платежеспособности 0,55 0,34 -0,21 2. Коэффициент абсолютной ликвидности 0,00 0,00 0,00 3. Коэффициент «критической оценки» 0,96 0,52 -0,43 4. Коэффициент текущей ликвидности 1,21 0,79 -0,43 5. Коэффициент маневренности функционирующего капитала 1,21 -1,24 -2,45

Длякомплексной оценки платежеспособности предприятия в целом используется общийпоказатель платежеспособности. Его значение должно превышать 1. В данном случаепоказатель на начало года составлял 0,55, на конец года — 0,34, что является несамым благоприятным моментом в развитии предприятия (низкойплатежеспособности).

Показательабсолютной ликвидности на начало года составлял 0,00, на конец года — 0,002, тоесть условие не выполняется — предприятие является недостаточно ликвидным.

Показатель«критической оценки» на начало года составил 0,96, однако на конецгода он снизился до 0,52, то есть на предприятии недостаточно ликвидныхактивов.

Главнымпоказателем платежеспособности является коэффициент текущей ликвидности. Онпоказывает, что в начале года (1,21) предприятие не способно покрытькраткосрочные обязательства, мобилизовав все текущие активы. К концу годапоказатель снижается до 0,79, то есть ситуация ухудшается.

На началогода показатель маневренности функционирующего капитала составил 1,21, на конецгода – минус 1,21 – снижается — это положительный признак, так какувеличивается капитал, обездвиженный в запасах дебиторской задолженности.

Завершаяанализ платежеспособности и ликвидности, можно провести бальную оценкуфинансового состояния предприятия. Сущность данной методики заключается вклассификации предприятий по уровню финансового риска, то есть любое анализируемоепредприятие может быть отнесено к определенному классу в зависимости от«набранного» количества баллов, исходя из фактических значений ее финансовыхкоэффициентов [1].

Результатыоформляются в виде таблицы 8.

Таблица 8 — Классификация финансового состояния предприятия

Показатели На начало года На конец года фактическое значение коэффициента количество баллов фактическое значение коэффициента количество баллов 1 2 3 4 5 Коэффициент абсолютной ликвидности 0,00 0,00 0,00 0,00 Коэффициент «критической оценки» 0,96 9,90 0,52 2,47 Коэффициент текущей ликвидности 1,21 4,30 0,79 0,56 Доля оборотных средств в активах 0,11 0,28 0,10 0,25 Коэффициент обеспеченности собственными средствами 0,13 1,40 -0,32 0,00 Коэффициент капитализации 0,10 0,00 0,15 1,00 Коэффициент финансовой независимости 0,91 10,00 0,87 10,00 Коэффициент финансовой устойчивости 0,91 5,00 0,87 5,00 ИТОГО - 30,88 - 19,28

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

Анализпоказателей оборачиваемости проводится в таблице 9.

Таблица 9 — Показатели оборачиваемости Показатели За предыду-щий год За отчетный год Изменение за год, +/-

1 2 3 4

Коэффициент общей оборачиваемости 0,01 0,01

Коэффициент оборачиваемости основных средств 0,01 0,01

Коэффициент оборачиваемости материальных оборотных средств 0,57 0,55 -0,02

Коэффициент оборачиваемости оборотных средств 0,09 0,1 0,01

Коэффициент оборачиваемости собственного капитала 0,01 0,01

Коэффициент оборачиваемости постоянного капитала 0,01 0,01

Коэффициент оборачиваемости переменного капитала 0,1 0,07 -0,03

Из таблицы 9видно, что показатель оборачиваемости материальных оборотных средств,характеризующий скорость реализации материальных оборотных активов, уменьшилсяна 0,02 иуменьшился коэффициент оборачиваемости переменного капитала на 0,03. Остальныекоэффициенты остались практически без изменений.

1.3 Анализпотерь электроэнергии в электрических сетях

Основнойзадачей энергопредприятий является снабжение потребителей с определеннойнадежностью электроэнергией нормированного качества при минимальных приведенныхзатратах на выработку, передачу и распределение электроэнергии. Одним изспособов снижения себестоимости электроэнергии является снижение потерьэлектроэнергии в электрических сетях.

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

1) техническиепотери электроэнергии, обусловленные физическими процессами, происходящими припередаче электроэнергии по электрическим сетям и выражающимися в преобразованиичасти электроэнергии в тепло в элементах сетей. Технические потери не могутбыть измерены. Их значения получают расчетным путем на основе известных законовэлектротехники;

2) расходэлектроэнергии на собственные нужды подстанций (ПС), необходимый дляобеспечения работы технологического оборудования ПС и жизнедеятельностиобслуживающего персонала. Расход электроэнергии на собственные нужды ПСрегистрируется счетчиками, установленными на трансформаторах собственных нужд;

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

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

Укрупненнаяструктура потерь представлена на рисунке 7.

Для анализа потерьэлектроэнергии необходимо рассмотреть данные, представленные в таблице 10.

Таблица 10 – Потериэлектроэнергии за 2004 и 2005 год

Наименование 2004 год 2005 год план факт план факт 1 2 3 4 5 Прием эл/энергии, тыс.кВт*ч 939209 897245 948875 888529 Потери, тыс.кВт*ч 149400 138746 166099 154156 -технические тыс.кВт*ч 112161 88176 117676 110114 -коммерческие тыс.кВт*ч 37239 50570 48423 44042 Потери, % 15,90 15,47 17,5 17,35 -технические, % 11,94 9,83 12,4 12,39 -коммерческие, % 3,96 5,64 5,1 4,96

На основаниитаблицы 10 строятся столбиковые диаграммы, показывающие соотношение плана ифактатехнических и коммерческих потерь в 2004 и 2005 годах (рисунок 8 и 9).

Рисунок 8 – Структуракоммерческих потерь

Рисунок 9 – Структуратехнических потерь

Из таблицы 10 и рисунков8 и 9 видно, что в 2004 году имеются значительные коммерческие потери (фактпревысил план на 13331 тыс. кВт*ч или 1,68 %). В 2005 году ситуация изменилась– фактические показатели не превышают плановые – это положительный момент вдеятельности предприятия.

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

Прием электроэнергии пособственным потребителям уменьшился в сравнении с 2004 годом. Причиной явилосьснижение потребления электроэнергии по следующим группам потребителей:

— МП №Водоканал» — 3млн.кВт*ч;

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

В части передачи ираспределения электроэнергии предприятие в 2005 году осуществляло транспортэлектроэнергии:

— от генерирующейкомпании «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 сетям110, 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 поснижению потерь электроэнергии

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

Первостепенная роль вснижении потерь электроэнергии отводится повышению технического уровняпроизводства, которого можно достичь при реализации следующих мероприятий:

а) замена проводов наперегруженных линиях;

б) замена недогруженныхтрансформаторов на ТП 6 – 10 кВ.

Одним из важнейшихфакторов снижения потерь электроэнергии является улучшение организациипроизводства и труда, которая заключается в результате применения следующихорганизационных мероприятий:

а) проведение плановыхремонтных работ под напряжением;

б) отключения в режимахмалых нагрузок;

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

г) выравнивание нагрузокфаз в электрических сетях 0,38 кВ;

д) снижение расходовэлектрической энергии на собственные нужды подстанций.

Мобилизации резервовснижения себестоимости передачи и реализации электроэнергии способствуютвнедрение мероприятий по совершенствованию систем расчётного и техническогоучёта электрической энергии:

a) проведениерейдов по неучтённой электрической энергии в коммунально-бытовом ипроизводственном секторах;

б) организацияравномерного снятия показаний электросчётчиков в строго установленные сроки вбыту и производстве;

в) проведение проверкитрёхфазных электросчётчиков с просроченными сроками расчётного и техническогоучёта;

г) пломбирование крышекэлектросчётчиков;

д) устранение перегрузкицепей напряжения;

е) установкаэлектросчётчиков повышенных классов точности;

ж) установкадополнительных электросчётчиков;

з) проведение проверок иобеспечение своевременности и правильности снятия показаний электросчётчиков наэлектростанциях и подстанциях энергосистемы;

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

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

л) составление и анализнебалансов электроэнергии по подстанциям и электростанциям;

м) инвентаризацияэлектросчётчиков расчётного учёта [5].

2. Разработка системы мерпо снижению потерь электроэнергии в сетях

2.1 Замена провода наперегруженных ВЛ-0,38-10 кВ

Замена проводов впроцессе эксплуатации наиболее часто вызывается необходимостью увеличенияпропускной способности существующих линий при реконструкции сетей. Иногдазамена проводов производится для использования участков старых линий присооружении новых линий. В этих случаях, как правило, замена производитсяпроводами большего сечения. Реже встречаются случаи замены проводов из-застарения и коррозии или из-за потери ими прочности вследствие вибрации илидополнительных нагрузок от гололеда [6].

На момент прокладки ВЛрасход электроэнергии был гораздо меньше, чем в последние годы, посколькупроизошло увеличение количества абонентов, потребляемых в быту и производствебольше электроэнергии. Провода воздушных линий при прохождении по нимэлектрического тока нагреваются. Если сила тока в проводе превышает допустимуюнагрузку – провод считается перегруженным и требует замены на провод большегосечения.

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

Таблица 11 — Анализзагруженности ВЛ-0,38 кВ

№ п/п

Наименование

РЭС

Наименование

ПС

Марка провода Допустимая нагрузка, А Фактическая нагрузка, А 1 2 3 4 5 6 1 Зимовниковский ПС Харьковская А-16 105 115 ПС Гашунская А-16 105 113 2 Заветинский ПС Фоминская А-25 135 140 3 Мартыновский ПС НС-1 А-16 105 115 4 Дубовский ПС Присальская А-16 105 120 5 Волгодонской ПС Дубенцовская А-16 105 121 6 Цимлянский ПС ЖБИ А-25 135 142

Таблица 12 — Анализзагруженности ВЛ — 6-10 кВ

№ п/п

Наименование

РЭС

Наименование

ПС

Марка провода Допустимая нагрузка, А Фактическая нагрузка, А 1 2 3 4 5 6 1 Зимовниковский ПС Конзаводская ПС-35 75 90 2 Ремонтненский ПС Богородское ПС-35 75 80 3 Дубовский ПС Присальская ПС-35 75 80

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

Работы по замене проводана ВЛ-0,38 кВ будут проводиться вручную, а на ВЛ-6-10 кВ – с применениеммеханизмов.

Работы по замене проводана ВЛ-0,38 кВ вручную выполняются по следующей схеме, представленной на рисунке10.

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

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

Допуститьзвено к работе.

Получитьинструктаж в отношении техники безопасности.

Установитьразъемный барабан в начале участка. Подготовить инструменты, приспособления.

Раскрепитьанкерные опоры растяжками.

Передподъемом опору раскрепить растяжками. Демонтировать вязки проводов напромежуточных опорах, сбросить провода. Разрезать перемычку, демонтироватьплашечные зажимы, сбросить провода с анкерных опор.

Произвестисматывание демонтированного провода. Снять бухту с демонтированным проводом.

Установитьбарабан с новым проводом в начале участка, произвести раскатку проводов,закрепить их за анкерные опоры. Произвести наброс проводов на промежуточныеопоры.

Поднять изакрепить провода на анкерной опоре в конце участка, соединить проводаперемычкой, смонтировать вязки.

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

Произвестипредварительную 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 спомощью монтажного зажима, аналогично закрепить два других провода срегулировкой стрелы провеса проводов.

Подготовитьпровода для вязки.

Смонтироватьвязки проводов на промежуточных опорах.

Снятьпереносные заземления.

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

Потребность в персоналедля данных работ представлена в таблице 13.

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

Состав звена Разряд Количество человек Электромонтер — звеньевой 4 1 Электромонтер 3 2 Электромонтер 2 2 ИТОГО: 5

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

Таблица 14 – Расчетзатрат на оплату труда

Марка провода Трудозатраты, чел-час Зарплата производственного рабочего, руб.

ЕСН

26 %

Некоммерческий пенсионный фонд 0,4 % Стоимость эксплуатации машин и механизмов, руб Итого, руб. 1 чел-час на выполнение работы с учетом премии и выплаты вознаграждений 100 % АС-35 20,2 24,75 499,95 999,90 259,97 3,99 880,10 2143,96 А-35 32,5 24,75 804,38 1608,75 418,28 6,44 505,02 2538,49

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

11,7 *2143,96=25084,18руб.

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

2,9*2538,49=7361,02 руб.

Итого:25084,33+7361,62=32147,20 руб.

Таблица 15 – Расчет затратна материалы и оборудование

Марка провода Единица измерения Количество Цена единицы, руб. Всего, руб. Транспортно-заготовительные расходы 13%, руб. Итого, руб. АС-35 т 0,149 31324,56 4667,40 606,80 5274,20 А-35 т 0,094 39737,10 3735,30 485,60 4220,90

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

11,7*5274,20=61708,14руб.

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

2,9*4220,90=12240,61 руб.

Итого: 61708,14+12240,61=73948,75руб.

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

Таблица 16 — Расчетгодовых сумм амортизации ВЛ-0,38 кВ

Марка провода Амортизационная группа Срок полезного использования, лет Норма амортизации, % Первоначальная стоимость, руб. Количество, т. Итого балансовая стоимость, руб. Износ, руб./год АС-35 5 10 10 31324,56 0,149 4667,40 466,74 А-35 5 10 10 39737,10 0,094 3735,30 373,53

При линейном способерасчета под нормой амортизации понимается установленная норма амортизации впроцентах к первоначальной стоимости оборудования [9].

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

/>, (1)

где /> - годовая нормаамортизационных 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, длинною2,9 км., годовая сумма амортизационных отчислений составит:

373,53*2,9=1083,24 руб.

Итого:5460,85+1083,24=6544,08 руб.

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

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

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

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

Допуститьзвено к работе.

Получитьинструктаж в отношении техники безопасности.

Установитьбарабан с новым проводом на раскаточные козлы в начале участка. Наладитьрадиосвязь. Раскрепить анкерные опоры растяжками.

Установить назаднее колесо трактора разъемный барабан, надежно затормозить трактор в концеучастка, заземлить трактор. Приподнять колесо с барабаном с помощью домкрата.

Соединить вначале участка новый провод с верхним демонтируемым проводом с помощьюмонтажного зажима. Установить монтажный раскаточный ролик на анкерной опоре.Переложить провод на ролик. Разрезать шлейфы, освободить провод от натяжногозажима.

Установитьмонтажный зажим с канатом на проводе в конце участка. Закрепить канат наразъемном барабане трактора. Закрепить монтажный ролик на анкерной опоре,переложить провод на ролик, разрезать шлейфы, освободить провод натяжногозажима.

Закрепитьмонтажные ролики на промежуточных опорах, демонтировать вязки, переложитьпровод на ролики. Произвести демонтаж старого и раскатку нового проводатрактора на нижних передачах. Новый провод закрепить в натяжном зажиме наанкерной опоре в начале участка, обрезать с учетом запаса на шлейф. Произвестипредварительную вытяжку провода, временно закрепить провод затяжными зажимами,отсоединить старый провод. Снять бухту смотанного старого провода.

Установитьмонтажный зажим в новом проводе в конце участка. Произвести натяжку трактором срегулировкой стрелы провеса провода, закрепить провод в натяжном зажиме.

Подготовитьпроволоку для вязки проводов.

Смонтироватьвязку проводов на анкерных опорах. Смонтировать вязку проводов на промежуточныхопорах. Переставить ролики раскаточные на траверсы. Демонтировать вязки второгопровода, переложить провод на ролики.

Аналогичнопровести демонтаж и монтаж второго и третьего провода.

Соединить провода вшлейфах. Убрать растяжки. Собрать инструменты, инвентарь.

Привестимеханизмы в транспортное положение.

Снятьпереносные заземления [8].

Потребность в персоналедля данного вида работ представлена в таблице 17.

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

Состав звена Разряд Количество человек Электромонтер — звеньевой 4 1 Электромонтер – рабочий люльки 3 2 Электромонтер 2 1 Водитель телевышки — электромонтер 1 Тракторист 1 ИТОГО: 6

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

Таблица 18 – Расчетзатрат на оплату труда

Марка провода Трудозатраты, чел-час Зарплата производственного рабочего, руб.

ЕСН

26 %

Некоммерческий пенсионный фонд 0,4 % Стоимость эксплуатации машин и механизмов, руб. Итого, руб. 1 чел-час на выполнение работы с учетом премии и выплаты вознаграждений 100 % АС-35 20,2 24,75 499,95 999,90 259,97 3,99 595,09 1958,96 АС-50 22,6 24,75 559,35 1118,70 290,86 4,47 285,01 1414,03

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

7,5 *1958,96=14878,09руб.

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

2*1414,03=2828,07 руб.

Итого: 14878,09+2828,07=17706,16 руб.

Таблица 19 – Расчетзатрат на материалы и оборудование

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

7,5*5274,20=39555,88 руб.

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

2*7837,60=15675,21 руб.

Итого: 39555,88 +15675,21=55231,09 руб.

Расчет амортизациииспользуемых механизмов представлен в таблице 20.

Таблица 20 – Расчетгодовых сумм амортизации используемых механизмов

Наименование и марка оборудования Амортизационная группа Срок полезного использования, лет Норма амортизации, % Первоначальная стоимость единицы оборудования, руб. Количество используемого оборудования, ед. Итого балансовая стоимость, руб. Износ, руб./год Телевышка 4 7 14,3 837000 1 837000 119691 Трактор с навесными приспособлениями 5 10 10,0 517000 1 517000 51700

В расчете на четыре дняизнос телевышки составит:

4/245=0,02*119691=2394руб.,

Для трактора с навеснымиприспособлениями:

4/245=0,02*51700=1034руб.,

Общий износ используемыхмеханизмов: 2394+1034=3428 рублей.

Для расчета годовых суммамортизации ВЛ-6-10 кВ составляется таблица 21 [21].

Таблица 21 — Расчетгодовых сумм амортизации ВЛ-6-10 кВ

Для провода АС-35,длинною 7,5 км., годовая сумма амортизационных отчислений составит:

466,74*7,5=3500,55 руб.

Для провода АС-50,длинною 2 км., годовая сумма амортизационных отчислений составит:

693,59*2=1387,18 руб.

Итого: 3500,55+1387,18=4887,73 руб.

Общие затраты на одинкилометр провода АС-35 составит 7698,94 руб., а для провода марки АС-50 — 9945,22руб.

Таким образом, общаястоимость работ по замене провода на ВЛ-6-10 кВ с применением механизмов составляет81252,50 руб.

Перечень перегруженныхВЛ-0,38-10 кВ представлен в таблицах 22 и 23.

Таблица 22 — Переченьперегруженных ВЛ-0,38 кВ

№

п/п

Наименование

РЭС

Наименование

ПС

Срок

выпол.

кварт.

№

ВЛ

Марка

устан.

пров.

Длина

провода

1 пр/км

Марка

нового

провода

1 2 3 4 5 6 7 8 1 Зимовниковский ПС Харьковская июнь 15 А-16 3 АС-35 ПС Гашунская июнь 2 А-16 0,5 АС-35 2 Заветинский ПС Фоминская июнь 12 А-25 7,2 АС-35 3 Мартыновский ПС НС-1 август 6 А-16 1,0 АС-35 4 Дубовский ПС Присальская июнь 2 А-16 0,7 А-25 5 Волгодонской ПС Дубенцовская июнь 4 А-16 1,6 А-35 6 Цимлянский ПС ЖБИ август 2 А-25 0,6 А-35 Итого: 14,6

Таблица 23 — Переченьперегруженных ВЛ-6-10 кВ

№

п/п

Наименование

РЭС

Наименование

ПС

Срок

выпол.

Кварт.

№

ВЛ

Марка

устан.

пров.

Длина

провода

1 пр/км

Марка

нового

провода

1 2 3 4 5 6 7 8 1 Зимовниковский ПС Конзаводская июль 10 ПС-35 2 АС-50 2 Ремонтненский ПС Богородское август 4 ПС-25 3 АС-35 3 Дубовский ПС Присальская июнь 7 ПС-25 4,5 АС-35 Итого: 9,5

Графики выполнения работпо замене провода в июне, июле и августе показаны на рисунках 12 и 13.

Планируемоеснижение расхода электрической энергии на ее транспорт в линиях 10 — 0,4 кВопределяется по усредненным нормам Приложение №1 «Инструкции по снижениютехнологического расхода электрической энергии на передачу по сетямэнергосистем и энергообъединениям» 1988 год, составляющими:

для ВЛ 6-10кВ — 9,2 тыс.кВт*ч/км.год;

для ВЛ 0,38кВ — 4,4 тыс.кВт*ч/км.год.

Рассчитанноес момента внедрения снижение потерь электроэнергии от данного мероприятия длялюбого месяца года вычисляется по формуле (2).

/> (2)

где /> — суммарнаядлина участков ВЛ-0,38 кВ в однопроводном исчислении, на которых былаосуществлена замена проводов в прошлых месяцах, не считая расчетный, км;

/> — суммарнаядлина участков ВЛ-0,38 кВ в однопроводном исчислении, на которых планируетсяосуществить замену проводов в расчетном месяце, км;

n – числодней в каком – либо месяце;

M – числодней в предстоящем году.

Величиныснижения потерь электроэнергии для ВЛ-0,38 кВ в каждом месяце равны:

/>= 4,4 * 13,0 *30 / 365 = 4,701 тыс.кВт*ч,

/>= 4,4 * 13,0 *31 / 365 = 4,858 тыс.кВт*ч,

/> = 4,4 * (13,0+1,6)* 31 / 365 = 5,456 тыс.кВт*ч,

/>= 4,4 * (13,0+1,6)* 30 / 365 = 5,28 тыс.кВт*ч,

/> = 4,4 * (13,0+1,6)* 31 / 365 = 5,456 тыс.кВт*ч,

/> = 4,4 * (13,0+1,6)* 30 / 365 = 5,28 тыс.кВт*ч,

/> = 4,4 * (13,0+1,6)* 31 / 365 = 5,456 тыс.кВт*ч.

Рисунок 12 –График выполнения работ по замене провода в июне

Рисунок 13 — График выполнения работпо замене провода в июле и августе

Таким образом, величинаснижения потерь электроэнергии от данного мероприятия на ВЛ-0,38 кВ,рассчитанная с момента его внедрения равна:

/> = />/>+ … + /> = 4,701 + 4,858 + 5,456+ 5,28 + 5,456 + 5,28 + 5,456 = 36,488 тыс.кВт*ч * 0,56 руб.=20,433 тыс.руб.

Величиныснижения потерь электроэнергии для ВЛ 6-10 кВ в каждом месяце равны:

/> = 9,2 * 4,5 *30 / 365 = 3,402 тыс.кВт*ч,

/> = 9,2 * (4,5+2,0)* 31 / 365 = 5,078 тыс.кВт*ч,

/> = 9,2 *(4,5+2,0+3,0) * 31 / 365 = 7,424 тыс.кВт*ч,

/>= 9,2 *(4,5+2,0+3,0) * 30 / 365 = 7,184 тыс.кВт*ч,

/>= 9,2 *(4,5+2,0+3,0) * 31 / 365 = 7,424 тыс.кВт*ч,

/>= 9,2 *(4,5+2,0+3,0) * 30 / 365 = 7,184 тыс.кВт*ч,

/>= 9,2 *(4,5+2,0+3,0) * 31 / 365 = 7,424 тыс.кВт*ч.

Таким образом, величинаснижения потерь электроэнергии от данного мероприятия на ВЛ 6-10 кВ,рассчитанная с момента его внедрения равна [10]:

/> = />/>+ … + /> = 3,402 + 5,078 + 7,424+ 7,184 + 7,424 + 7,184 + 7,424 = 45,12 тыс.кВт*ч * 0,56 руб. =25,280 тыс.руб.

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

К трансформаторам ссезонной нагрузкой относят те, которые используются для снабжения электрическойэнергией какого-либо потребителя на определенный период. Это могут бытьводонапорные станции в период летнего полива, временные или иные помещения,использующие электроэнергию для отопления в зимний период [11].

Зона охвата Восточныхэлектросетей представлена на рисунке 14.

/> ПС и ВЛ-35 кВ

/> ПС и ВЛ-110 кВ

/> ПС и ВЛ-220 кВ

РЭС

Рисунок 14 –Карта основной сети

Данные длярасчета задания по снижению потерь электроэнергии при отключениитрансформаторов на КТП 6-10/0,38 кВ с сезонной нагрузкой приведены в таблице 24.

Таблица 24 –Трансформаторы с сезонной нагрузкой

Наименование РЭС Мощность трансформаторов, кВА ИТОГО Время отключения 25 40 63 100 160 400 шт. сумм.мощн., кВА 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Константиновский 1 1 63 01.10-31.03 Ремонтненский 1 3 2 6 1163 01.10-31.03 Ремонтненский 1 1 2 140 01.10-31.03 Дубовский 1 2 1 4 640 01.10-31.03 Цимлянский 2 1 2 2 7 1346 01.10-31.03 Мартыновский 2 1 4 2 9 833 01.10-31.03 ИТОГО 2 2 5 11 4 5 29 4185 Суммарная мощность 50 80 315 1100 640 2000 4185

Средняя продолжительностьмежсезонного периода составляет 6 месяцев. В 2007 году предлагается провестимероприятия по отключению 29 трансформаторов с сезонной нагрузкой по РЭС(районные электрические сети).

Для расчета затрат наоплату труда составляется таблица 25 (в расчете на один трансформатор).

Таблица 25 – Расчетзатрат на оплату труда

Наименование работ Трудозатраты, чел-час Зарплата производственного рабочего, руб.

ЕСН

26 %

Некоммерческий пенсионный фонд

0,4 %

Стоимость эксплуатации машин и механизмов, руб. Итого, руб. 1 чел-час на выполнение работы

с учетом премии и выплаты вознаграждений

100 %

Осмотры ТП 0,98 24,75 24,26 48,51 12,61 0,19 21,83 83,14

Такимобразом, общая стоимость работ по отключению трансформаторных подстанций составит:

83,14*29= 2411,26руб.

Приведенное к годуснижение потерь электроэнергии от данного мероприятия, рассчитывается поформуле (3):

/>, (3)

где 0,004 –снижение потерь электроэнергии (тыс.кВт*ч) при отключении 1 МВА мощноститрансформатора (трансформаторов) на 1 час времени, тыс.кВт*ч/МВА*ч;

/> - мощностьтрансформатора (трансформаторов), отключенных на какое – либо время, МВА;

/> - времяотключения трансформатора (трансформаторов), ч;

24 – числочасов в одних сутках;

n – числодней в каком – либо месяце.

Величинаснижения потерь электроэнергии за январь составит:

/>=0,004*4,185*24*31=12,455тыс.кВт*ч,

За февраль: />=0,004*4,185*24*28=11,25тыс.кВт*ч,

За март: />0,004*4,185*24*31=12,455тыс.кВт*ч.

Величинаснижения потерь за первые три месяца составит:

/>/>+/>+/>12,455+11,25+12,455=36,16тыс.кВт*ч.

Величинаснижения потерь электроэнергии за октябрь составит:

/>=0,004*4,185*24*31=12,455тыс.кВт*ч,

За ноябрь: />=0,004*4,185*24*30=12,05тыс.кВт*ч,

За декабрь: />=0,004*4,185*24*31=12,455тыс.кВт*ч

Величинаснижения потерь электроэнергии за вторые три месяца составит:

/>/>+/>+/>=12,455+12,05+12,455=36,96тыс.кВт*ч.

Такимобразом, величина снижения потерь электроэнергии от данного мероприятия,рассчитанная с момента его внедрения равна [10]:

/>/>+/>=36,16+36,96=73,12тыс.кВт*ч * 0,56 руб.=40,947 тыс.руб.

2.3Выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях 0,38 кВ

Данноемероприятие по снижению потерь электроэнергии заключается в устранении систематическойнесимметрии (неравномерного распределения токовых нагрузок) на фазных проводахВЛ 0,38 кВ, так как при неравномерной токовой нагрузке фазных проводовнаблюдается увеличение потерь электроэнергии на данной ВЛ [12].

Работы повыравниванию нагрузок фаз выполняются по следующей схеме, представленной нарисунке 15.

Рисунок 15 –График выполнения работы по выравниванию нагрузок фаз

Технологияработы по выравниванию нагрузок фаз:

Проверитьисправность указателя напряжения. Проверить отсутствие напряжения на линии, установитьпереносные заземления.

Допуститьзвено к работе.

Получитьинструктаж в отношении техники безопасности.

Раскрепитьопору растяжками.

Отсоединитьпровод перекидки с изолятором опоры в начале участка, сбросить на землю.

Вторые концыпровода закрепить на изоляторах опоры в конце участка с натяжением его только сопоры.

Закрепитьперекидные провода на изоляторах опоры в начале участка, натянуть провода сопоры [8].

Спуститься сопоры, убрать рабочее место. Снять переносное заземление.

Перечень ВЛ-0,38кВ, на которых планируются работы по выравниванию нагрузок фаз, приведен втаблицах 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33.

Таблица 26 — Перечень ВЛ-0,38 кВ, требующих выравнивание нагрузок в Цимлянском РЭС

№ п/п Наименование ПС Срок выполнения кварт. № ВЛ № ТП № ВЛ-0,4 кВ 1 2 3 4 5 6 1 ПС Антоновская 35/10 кв 1 кв. 5 1523 1 2 ПС Антоновская 35/10 кв 1 кв. 5 1523 2 3 ПС Антоновская 35/10 кв 1 кв. 5 1485 1 4 ПС Антоновская 35/10 кв 1 кв. 5 1485 2 5 ПС Антоновская 35/10 кв 1 кв. 5 1483 1 6 ПС Антоновская 35/10 кв 1 кв. 5 1483 2 7 ПС Антоновская 35/10 кв 1 кв. 5 1486 1 8 ПС Антоновская 35/10 кв 1 кв. 5 1486 2 9 ПС Антоновская 35/10 кв 1 кв. 5 1603 1 10 ПС Антоновская 35/10 кв 1 кв. 5 1603 2 11 ЖБИ 35/10 кв 4 кв. 1 1601 2 12 ЖБИ 35/10 кв 4 кв. 1 1365 3 13 ЖБИ 35/10 кв 4 кв. 1 1365 1 14 ЖБИ 35/10 кв 4 кв. 1 1365 2 15 ЖБИ 35/10 кв 4 кв. 1 1366 1 16 ПС Цимлянская 110/35/10 кв 4 кв. 17 1372 2 17 ПС Цимлянская 110/35/10 кв 4 кв. 17 1372 3 18 ПС Цимлянская 110/35/10 кв 4 кв. 17 1549 1 19 ПС Цимлянская 110/35/10 кв 4 кв. 17 1407 1 20 ПС Цимлянская 110/35/10 кв 4 кв. 17 1409 2 Итого ВЛ 0,4 кВ -20 шт.

Таблица 27 — Перечень ВЛ-0,38 кВ, требующих выравнивание нагрузок в Волгодонском РЭС

№ п/п Наименование ПС Срок выполнения кварт. № ВЛ № ТП № ВЛ-0,4 кВ 1 2 3 4 5 6 1 Романовская 3 кв. 2 8489 2 2 Романовская 3 кв. 2 8478 3 3 Романовская 3 кв. 2 8478 2 4 Романовская 3 кв. 5 8484 2 5 Романовская 3 кв. 5 8483 1 6 Рябичевская 3 кв. 1 8034 1 7 Рябичевская 3 кв. 1 8034 2 8 Рябичевская 3 кв. 1 8033 1 9 Рябичевская 3 кв. 1 8033 2 10 Рябичевская 3 кв. 1 8033 3 Итого ВЛ 0,4 кВ -10 шт.

Таблица 28 — Перечень ВЛ 0,38 кВ, требующих выравнивание нагрузок в Цимлянском РЭС

№ п/п Наименование ПС Срок выполнения кварт. № ВЛ № ТП № ВЛ-0,4 кВ 1 2 3 4 5 6 1 Мирная 3 кв. 7 3305 1 2 Мирная 2 кв. 7 3313 1 3 Железнодорожная 2 кв. 7 3420 1 4 Дубовская 1 кв. 17 3058 1 5 Жуковская 1 кв. 22 3393 1 6 Вербовая 3 кв. 4 3359 1 Итого ВЛ 0,4 кВ -6 шт

Таблица 29 — Перечень ВЛ 0,38 кВ, требующих выравнивание нагрузок в Зимовниковском РЭС

№ п/п Наименование ПС Срок выполнения кварт. № ВЛ № ТП № ВЛ-0,4 кВ 1 2 3 4 5 6 1 Харьковская 2 кв. 15 2232 1 2 Гашунская 1 кв. 2 2269 1 3 Конзоводская 3 кв. 9 2771 1 4 Конзоводская 4 кв. 9 2682 1 5 Конзоводская 1 кв. 9 2683 1 6 Конзоводская 3 кв. 9 2539 1 Итого ВЛ 0,4 кВ -6 шт

Таблица 30 — Перечень ВЛ-0,38 кВ, требующих выравнивание нагрузок в Заветинском РЭС

№ п/п Наименование ПС Срок выполнения кварт. № ВЛ № ТП № ВЛ-0,4 кВ 1 2 3 4 5 6 1 Киселевская 3 кв. 3 5265 1 2 Руно 2 кв. 7 5193 1 3 Федосеевская 2 кв. 10 5397 1 4 Фоминская 2 кв. 12 5148 1 Итого ВЛ 0,4 кВ — 4 шт /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />

Таблица 31 — Перечень ВЛ 0,38 кВ, требующих выравнивание нагрузок в Мартыновском РЭС

№ п/п Наименование ПС Срок выполнения кварт. № ВЛ № ТП № ВЛ-0,4 кВ 1 2 3 4 5 6 1 ПС Рисовая 3 кв. 6 6445 1 2 ПС Рисовая 3 кв. 6 6445 2 3 ПС Рисовая 3 кв. 6 6445 3 4 ПС Рисовая 3 кв. 6 6443 1 5 ПС Рисовая 3 кв. 6 6443 2 6 РП Б-Орловская 3 кв. 6 6435 1 7 РП Б-Орловская 3 кв. 6 6435 2 8 РП Б-Орловская 3 кв. 6 6435 3 9 РП Б-Орловская 3 кв. 6 6430 1 10 ПС НС-1 4 кв. 6 6026 2 11 ПС НС-2 4 кв. 6 6018 3 12 ПС НС-3 4 кв. 6 6027 1 Итого ВЛ 0,4 кВ – 12 шт.

Таблица 32 — Перечень ВЛ 0,38 кВ, требующих выравнивание нагрузок в Константиновском РЭС

№ п/п Наименование ПС Срок выполнения кварт. № ВЛ № ТП № ВЛ-0,4 кВ 1 2 3 4 5 6 1 Мариинская 2 кв. 11 7382 1 2 Мариинская 2 кв. 11 7382 2 3 Мариинская 2 кв. 11 7375 1 4 Мариинская 2 кв. 11 7375 2 5 Мариинская 3 кв. 11 7378 1 6 Мариинская 3 кв. 11 7378 2 7 Мариинская 3 кв. 11 7378 3 8 Мариинская 1 кв. 12 7383 1 9 КГУ 2 кв. 24 7137 1 10 КГУ 2 кв. 24 7137 2 11 КГУ 2 кв. 24 7137 3 12 КГУ 2 кв. 24 7188 1 13 КГУ 2 кв. 24 7188 2 14 КГУ 2 кв. 24 7188 3 15 КГУ 1 кв. 24 7191 1 16 КГУ 1 кв. 24 7191 2 17 КГУ 1 кв. 24 7191 3 18 КГУ 3 кв. 24 7236 1 19 КГУ 3 кв. 24 7236 2 20 КГУ 3 кв. 24 7236 3 Итого ВЛ 0,4 кВ – 20 шт.

Таблица 33 — Перечень ВЛ 0,38 кВ, требующих выравнивание нагрузок в Ремонтненском РЭС

№ п/п Наименование ПС Срок выполнения кварт. № ВЛ № ТП № ВЛ-0,4 кВ 1 2 3 4 5 6 1 ПС Валуевская 2 кв. 6 4277 1 2 ПС Валуевская 2 кв. 6 4277 2 3 ПС Валуевская 2 кв. 6 4277 3 4 ПС Приволенская 2 кв. 7 4146 1 5 ПС Приволенская 2 кв. 7 4146 2 6 ПС Приволенская 2 кв. 7 4146 3 7 ПС Б-Ремонтное 3 кв. 5 4117 1 8 ПС Б-Ремонтное 3 кв. 5 4117 2 9 ПС Богородское 3 кв. 2 4094 1 10 ПС Киевская 2 кв. 17 4245 1 11 ПС Киевская 2 кв. 17 4245 2 12 ПС Подгорное 3 кв. 3 4178 1 13 ПС Подгорное 3 кв. 3 4178 2 14 ПС Подгорное 3 кв. 3 4178 3 15 ПС Денисовская 3 кв. 4 4321 1 16 ПС Денисовская 3 кв. 4 4321 2 17 ПС Кр.Партизанская 2 кв. 1 4433 1 18 ПС Кр.Партизанская 2 кв. 1 4433 2 19 ПС Кр.Партизанская 2 кв. 1 4433 3 20 ПС Овцевод 3 кв. 7 4536 1 21 ПС Овцевод 3 кв. 7 4536 2 21 ПС Первомайская 3 кв. 4 4385 1 23 ПС Первомайская 3 кв. 4 4385 2 24 ПС Кормовое 3 кв. 1 4659 1 Итого ВЛ 0,4 кВ – 24 шт.

В 2007 годупланируется произвести выравнивание нагрузок на 102 линиях 0,38 кВ (в томчисле: март – 18 шт., июнь – 27 шт., сентябрь – 43 шт., октябрь – 14 шт.)

Графикивыполнения работ по выравниванию нагрузок фаз в первом, во втором, в третьем ичетвертом кварталах представлены на рисунках 16, 17, 18 и 19.

Рисунок 17 –График выполнения работ по выравниванию нагрузок фаз во втором квартале

Рисунок 18 — График выполнения работ по выравниванию нагрузок фаз в третьем квартале

Рисунок 19 — График выполнения работ по выравниванию нагрузок фаз в четвертом квартале

Потребность в персоналедля данного вида работ представлена в таблице 34.

Таблица 34 – Потребностьв персонале для выравнивания нагрузок фаз

Состав звена Разряд Количество человек Электромонтер — звеньевой 4 1 Электромонтер 3 1 ИТОГО: 2

Для расчета затрат наоплату труда, а также на материалы и оборудование составляются таблицы 35, 36(в расчете на одну фазу).

Таблица 35 – Расчетзатрат на оплату труда

Наименование работ Трудозатраты, чел-час. Зарплата производственного рабочего, руб. ЕСН 26 %

Некоммерческий пенсионный фонд

0,4 %

Стоимость эксплуатации машин и оборудования, руб. Итого, руб.. 1 чел-час на выполнение работы с учетом премии и выплаты вознаграждений 100 % Выравнивание нагрузок фаз 1,56 24,75 38,61 77,22 20,08 0,31 34,92 112,53

Таблица 36 – Расчетзатрат на материалы и оборудование

Наименование материала Единица измерения Количество Цена единицы, руб. Всего, руб. Транспортно-заготовительные расходы 13%, руб. Итого, руб. Проволока для вязки кг 0,36 58,74 21,15 2,70 23,85

Общая сумма затрат наодну фазу составит 136,38 руб., а на 102 фазы — 13549,70 руб.

Рассчитанноес момента внедрения снижение потерь электроэнергии от данного мероприятия длялюбого месяца года вычисляется по формуле:

/>1,4*(/>)*n/M, (4)

где 1,4 –снижение потерь электроэнергии (тыс.кВт*ч) в год от симметрирования токовойнагрузки фазных проводов на 1 ВЛ 0,38 кВ, тыс.кВт*ч/шт*год;

/> - количествоВЛ, на которых было произведено выравнивание токовой нагрузки фаз за прошедшиемесяцы, не считая расчетный, шт.;

/> - количествоВЛ, на которых планируется осуществить выравнивание токовой нагрузки фаз врасчетном месяце, шт.;

n – числодней в каком – либо месяце;

М – числодней в предстоящем году.

Величиныснижения потерь электроэнергии в каждом месяце равны:

/>1,4*(0+18)*31/365=2,14тыс.кВт*ч,

/>1,4*(18+0)*30/365=2,07тыс.кВт*ч,

/>1,4*(18+0)*31/365=2,14тыс.кВт*ч,

/>1,4*(18+27)*30/365=5,18тыс.кВт*ч,

/>1,4*(45+0)*31/365=5,35тыс.кВт*ч,

/>1,4*(45+43)*30/365=10,12тыс.кВт*ч,

/>1,4*(88+14)*31/365=12,13тыс.кВт*ч,

/>1,4*(102+0)*30/365=11,74тыс.кВт*ч,

/>1,4*(102+0)*31/365=12,13тыс.кВт*ч

/>=/>+…+/>=2,14+2,07+2,14+5,18+5,35+5,35+10,12+

12,13+11,74+12,13=68,35тыс.кВт*ч * 0,56 руб.=38,276 тыс.руб.

3. Безопасностьжизнедеятельности

3.1 Защитанаселения и территории предприятия при чрезвычайных ситуациях

Чрезвычайныеситуации возникают в результате стихийных бедствий, производственных аварий,сопровождаются разрушением зданий, сооружений, инженерных коммуникаций, гибельюлюдей, уничтожением оборудования и материальных ценностей. Такие событиятребуют экстренных мер по ликвидации их последствий, проведения спасательныхработ. Большей частью ЧС имеют техногенный характер.

На территорииВЭС могут возникнуть следующие природные явления: сильный ветер, ураган,пыльная буря, метель, гололед, степные пожары, которые выведут предприятие изнормального режима работы.

Перечисленныеявления могут привести к повреждению электрооборудования, падению опор и обрывуэлектропроводов.

ЧС может создать нетолько степной пожар, но и пожар на оборудовании, как следствие неправильнойэксплуатации и нарушения правил противопожарной безопасности. Наибольшуюопасность представляют подстанции, которые находятся в степи. В летнее времяпламя распространяется за ее территорию по сухой траве, и создает опасность дляблиз лежащих населенных пунктов. В этом случае дежурный персонал оповещаеторганы противопожарной безопасности, жителей населенного пункта, которомуугрожает опасность, старается локализовать очаг возгорания. Если необходимвывод или вывоз людей из опасной зоны, то это нужно осуществлять в направлении,перпендикулярном распространению огня. Двигаться следует не только по дорогам,а также вдоль рек и ручьев, а порой и по самой воде.

Обрывпроводов в результате сильного ветра, урагана, над открытыми водоемами тожеявляются причиной ЧС, так как под воздействием тока оказывается неограниченныйучасток реки, что приводит к гибели людей. В этой ситуации также оповещаютнаселенные пункты, которые находятся по близости, обесточивается поврежденнаялиния, и как можно быстрее устранить обрыв.

Под действиемгололеда происходит обрыв высоковольтных линий электропередач, что приводит кобесточиванию населенных пунктов. ЧС возможна, если в течение короткого временине удается устранить обрыв, из-за продолжительного сильного ветра или другихклиматических условий.

Источниками загрязненияатмосферы продуктами горения являются маслонаполненное оборудование. Взрывы изагорания трансформаторов, масляных выключателей, растекание масла поповерхности почвы, по кабельным каналам за территорию подстанции, слив кислогомасла или разбрасывание деталей маслонаполненного оборудования вокругтерритории подстанции приводят к отрицательным воздействиям на атмосферу,гидросферу [13].

Источниками шумов могутбыть мощные трансформаторы и их системы охлаждения, компрессорные агрегатывысокого давления и воздушные выключатели.

Восточные электрическиесети эксплуатируют большое количество трансформаторных подстанций, на которых возможновозникновение пожаров, во избежание их необходимо соблюдение некоторыхтребований противопожарной безопасности.

Согласно ПУЭ подтрансформаторами открытых подстанций или маслонаполненными реакторами сколичеством масла более 100 кВ и выше должен быть уложен чистый гравий илигранитный щебень. Гравийная подсыпка должна возвышаться над поверхностью планировкине менее чем на 0,25 м. Этот слой должен выступать за пределы оборудования неменее чем на 0,6 м при количестве масла от 1000 до 2000 кг и 1 м при количествемасла более 2000 кг. Гравийная подсыпка должна быть ограничена бортовымибетонными ограждениями во избежание растекания масла в случае выпуска его из бака.

При единичной мощноститрансформаторов и реакторов 60 МВт и более напряжением 110 В и выше и прирасстоянии между ними в свету 15 м и менее трансформаторы или реакторы должныбыть разделены несгораемой перегородкой, выступающей за габариты оборудованияпо ширине на 1 м с каждой стороны; высота их должна быть не ниже верхней частивводов. При этом расстояние между трансформатором и перегородкой должно быть неменее 1,25 м.

В закрытых подстанциях вкамерах трансформаторов с масляным охлаждением с целью ограничения пожара вслучаях загорания масла под трансформатором оборудуется специальнаямаслоприемная яма, покрытая решеткой, поверхность которой засыпают гравием. Призагорании масла в трансформаторе масло из бака через нижний спусковой крансливают сквозь гравий в яму.

3.2 Обеспечениебезопасности персонала при выполнении ремонта электрооборудования

Проведениеработ на открытом воздухе значительно усложняет задачу обеспечения микроклиматана рабочих местах электромонтерам. Для упрощения решения данной задачи всоответствии с «Гигиеническими критериями оценки условий труда по показателямвредности и опасности факторов производственной среды, тяжести и напряженноститрудового процесса. Руководство Р-2.2013.-96 Госкомсанэпиднадзора России Москва 1994 г.» принято деление года на два периода: теплый период года и холодныйпериод года.

Проведениеремонтных работ на ВЛ-6-10 кВ происходит в основном в районах удаленных от производственныхбаз, что в свою очередь вносит дополнительные проблемы обеспечения микроклиматана рабочем месте электромонтеров. При проведении работ в теплый период годапроизводят установку тентов, задачей которых является снижение интенсивноститеплового излучения посменное выполнение работ. Обеспечивается подвоз пищи дляработающего персонала.

В холодныйпериод времени года при проведении монтажных работ на открытом воздухеработающий персонал обеспечивается теплой спецодеждой, передвижными пунктамиобогрева, в которых персонал может согреться во время перерывов.

Экранирующиеэлектрозащитные средства служат для исключения вредного воздействия наработающих электрических полей промышленной частоты. К ним относятсяиндивидуальные экранирующие комплекты (костюмы с головными уборами, обувью ирукавицами), переносные экранирующие устройствами (экраны) и экранирующиетканевые изделия (зонты, палатки и т.п.).

Предохранительныесредства защиты предназначены для индивидуальной защиты работающего от вредныхвоздействий неэлектрических факторов – световых, тепловых и механических, атакже от продуктов горения и падения с высоты. К ним относятся защитные очки ищитки, специальные рукавицы, изготовленные из трудновоспламеняемой ткани, защитныекаски, противогазы, предохранительные монтерские пояса, страховочные канаты,монтерские когти.

Изолирующие средствазащиты и приспособления в процессе работ должны быть защищены от увлажнения. Воткрытых электроустановках ими можно пользоваться только в сухую погоду. Вслучае отсыревания их необходимо изъять из употребления.

Средства защиты из резиныв процессе работ должны быть защищены от воздействия масел, бензина и другихразрушающих резину веществ, а также от прямого воздействия солнечных лучей.

При несчастном случаепрекратить работу, поставить в известность руководство, вызвать скорую помощь иприступить к оказанию первой помощи.

Действие электрическоготока на живую ткань в отличие от действия других материальных факторов (пара,химических веществ, излучения, т.д.) носит своеобразный и разностороннийхарактер.

Проходя через организмчеловека, электрический ток производит термическое, электрическое имеханическое действия.

Указанное многообразиедействий электрического тока на человека нередко приводит к различнымэлектротравмам, которые условно можно свести к двум видам: местнымэлектортравмам, когда возникает местное повреждение организма, и общимэлектротравмам, так называемым электрическим ударам, когда поражается илисоздается угроза поражения всего организма из-за нарушения нормальнойдеятельности жизненно важных органов и систем.

Токи проникают глубоко вткани тела и поэтому очень болезненны и требуют длительного лечения.

Электрические знакивозникают при контакте с токоведущими частями. Тоже как и ожоги болезненны итребуют медицинского вмешательства.

Металлизация кожи –проникновение в верхний слой кожи мельчайших частичек метала, расплавившегосяпод действием электрической дуги. Такое явление встречается при короткихзамыканиях, отключениях разъединителей и рубильников под нагрузкой и т.п.

Механические поврежденияявляются в большинстве случаев следствием резких непроизвольных сокращений мышцпод действием тока, проходящего через тело человека. В результате могутпроизойти разрывы сухожилий, кожи, кровеносных сосудов. Механическиеповреждения возникают при работе в основном в установках до 1000 В приотносительно длительном нахождении человека под напряжением [15].

Электрофтальмия –воспаление наружных оболочек глаз, возникающее в результате воздействия мощногопотока ультрафиолетовых лучей. Это возможно, если человек посмотрит наэлектрическую дугу.

Электрический удар –следствие протекания тока через тело человека; при этом под угрозой пораженияоказывается весь организм из-за поражения основных органов и систем.

Все выше перечисленныетравмы вызывают болезненные ощущения, требуют лечения, представляют угрозу дляздоровья и жизни человека.

Выделяются следующиепороговые значения тока:

1. Порогощущения – наименьшее ощутимое значение тока (0,5 – 1,5 мА).

2. Порогнеотпускающего тока – наименьшее значение тока, при котором человек уже неможет самостоятельно освободиться от захваченных электродов действием тех мышц,через которые прходит ток (10 мА). Токи меньшей величины называются отпускающими.

3. Смертельныйток (100 мА и более).

Исход воздействияэлектрического тока на человека зависит от ряда факторов, в том числе отзначения и длительности и пути прохождения тока через его тело, рода и частотытока, а также от индивидуальных свойств организма – сопротивления тела человека.

Сопротивление телачеловека уменьшается при повреждении рогового слоя кожи, наличии влаги на ееповерхности и загрязнении.

3.3Обеспечение безопасности при работах без снятия напряжения

При работахбез снятия напряжения необходимо строго соблюдать технику безопасности.

Привыполнении работ на ВЛ без снятия напряжения безопасность персонала предприятияобеспечивается по одной из двух схем:

Первая схема.Провод под напряжением – изоляция – человек – земля. Схема реализуется двумяметодами:

работа в контакте,когда основным защитным средством являются диэлектрические перчатки иизолированный инструмент. Этим методом выполняются работы на ВЛ напряжением до1000 В;

работа нарасстоянии, когда работа выполняется с применением основных (изолирующие штанги,клещи) и дополнительных (диэлектрические перчатки, боты, накладки)электрозащитных средств. Этот метод применяется на ВЛ напряжением выше 1000 В.

Вторая схема.Провод под напряжением – человек – изоляция – земля. Работы по этой схемедопускаются при следующих условиях:

изоляцияработающего от земли специальными устройствами соответствующего напряжения;

применениеэкранирующего комплекта по ГОСТ 12.4.172 – 2001 г. [20];

выравниваниепотенциалов экранирующего комплекта, рабочей площадки и провода специальнойштангой для переноса потенциала. Расстояние от работника до заземленных частейи элементов оборудования при работах зависит от уровня напряжения.

Конкретныевиды работ под потенциалом провода должны выполняться по специальныминструкциям или по технологическим картам, ПОР (ППР).

Работники,имеющие право выполнения работ под потенциалом провода (с непосредственнымкасанием токоведущих частей) ВЛ напряжением выше 1000 В, должны иметь группуIV, а остальные члены бригады – группу III.

Неразрешается прикасаться к изоляторам и арматуре изолирующих подвесок, имеющихиной, чем провод, потенциал, а также передавать или получать инструмент илиприспособления работникам, не находившимся на той же рабочей площадке, привыполнение работ с площадки изолирующего устройства, находящегося подпотенциалом провода.

Перед началомработ на изолирующих подвесках следует проверить измерительной штангойэлектрическую прочность фарфоровых изоляторов. При наличии выпускающих зажимовследует заклинить их на опоре, на которой выполняется работа, и на соседнихопорах, если это требуется по рельефу трассы.

Работы наизолирующей подвеске по ее перецепке, замене отдельных изоляторов, арматуры,проводимые монтерами, находящимися на изолирующих устройствах или траверсах,допускаются при количестве исправных изоляторов в подвеске не менее 70 %, а наВЛ напряжением 750 кВ – при наличии не более пяти дефектных изоляторов в однойподвеске.

При перецепкеизолирующих подвесок на ВЛ напряжением 330 кВ и выше, выполняемой с траверсы,устанавливать и отцеплять от траверсы необходимые приспособления следует вдиэлектрических перчатках и в экранирующем комплекте.

Разрешаетсяприкасаться на ВЛ напряжением 35 кВ к шапке первого изолятора при двухисправных изоляторах в изолирующей подвеске, а на ВЛ напряжением 110 кВ и выше– к шапкам первого и второго изоляторов. Счет изоляторов ведется от траверсы.

Установкатрубчатых разрядников под напряжением на ВЛ напряжением 35 кВ – 110 кВдопускается при условии изолирующих подвесных габаритников, исключающихвозможность приближения внешнего электрода разрядника к проводу на расстояниименее заданного [14].

Неразрешается находиться в зоне возможного выхлопа газов при приближении внешнегоэлектрода разрядника к проводу или отводе электрода при снятии разрядника.Приближать или отводить внешний электрод разрядника следует с помощьюизолирующей штанги.

Неразрешается приближаться к изолированному от опоры молниезащитному тросу нарасстояние менее одного метра.

Прииспользовании троса в схеме плавки гололеда допустимое расстояние приближения ктросу должно определяться в зависимости к плавке.

Неразрешается работать на ВЛ и ВЛС, находящихся под напряжением при тумане,дожде, снегопаде, в темное время суток, а также при ветре, затрудняющем работына опорах [16].

3.4 Обеспечениебезопасности при монтаже и замене проводов

Еще однимважным мероприятием по снижению потерь электроэнергии в ВЭС является монтаж изамена проводов, которые также требуют строгого соблюдения техникибезопасности.

При монтаже изамене проводов и тросов раскатывать их следует плавно, без рывков, тяговыеканаты направлять так, чтобы избежать подхлестывания и приближения к проводам,находящимся под напряжением. Для оттяжек и контроттяжек следует применятьканаты из растительных или синтетических волокон, выбирая их минимальной длиныи натягивая без слабины.

Используемыепри работе лебедки и стальные канаты должны быть заземлены.

Перед началоммонтажных работ (визировка, натяжка, перекладка из роликов в зажимы) раскатныйпровод (трос) должен быть заземлен в двух местах: у начальной анкерной опорывблизи натяжного зажима и на конечной опоре, через которую производитсянатяжение. Кроме того, заземления должны накладываться на провод (трос) и накаждой промежуточной опоре, где производится работа.

Для проводаили троса, лежащего в металлических раскаточных роликах или зажимах,достаточным является заземление обойм этих роликов (зажимов). При естественномметаллическом контакте между металлической обоймой ролика (зажима) и теломметаллической или арматурной железобетонной опоры дополнительных мероприятий позаземлению металлического ролика (зажима) не требуется.

При работе напроводах, выполняемой с телескопической вышки (подъемника), рабочая площадкавышки должна быть с помощью специальной штанги соединена с проводом линиигибким медным проводником сечением не менее 10 мм2, а сама вышказаземлена [17].

Провод приэтом должен быть заземлен на ближайшей опоре или в пролете.

Неразрешается входить в кабину вышки и выходить из нее, а также прикасаться ккорпусу вышки, стоя на земле, после соединения рабочей площадки телескопическойвышки с проводом.

На анкернойопоре ВЛ напряжением 110 кВ и выше петли до соединения должны быть закрепленыза провода или за натяжные изолирующие подвески, но не ближе чем за четвертыйизолятор, считая от траверсы, а на ВЛ напряжением 35 кВ и ниже – только запровода.

Привыполнении работы на проводах ВЛ в пролете пересечения с другой ВЛ, находящейсяпод напряжением, заземление необходимо устанавливать на опоре, где ведетсяработа.

Если в этомпролете подвешиваются или заменяются провода, то с обеих сторон от местапересечения должен быть заземлен как подвешиваемый, так и заменяемый провод[18].

При заменепроводов (тросов) и относящихся к ним изоляторов и арматуры, расположенных нижепроводов, находящихся под напряжением через заменяемые провода (тросы) в целяхпредупреждения подсечки расположенных выше проводов должны быть перекинутыканаты из растительных или синтетических волокон. Канаты следует перекидывать вдвух местах – по обе стороны от места пересечения, закрепляя их концы за якоряили конструкции. Подъем провода (троса) должен осуществляться медленно иплавно.

Работы напроводах и относящихся к ним изоляторах, арматуре, расположенных выше проводов,находящихся под напряжением, необходимо выполнять по ППР, утвержденномуруководителем организации. В ППР должны быть предусмотрены меры дляпредотвращения опускания проводов и для защиты от наведенного напряжения.Замена проводов при этих работах должна выполняться с обязательным снятиемнапряжения с пересекаемых проводов [19].

/>4. Финансовое планирование4.1 Расчет коммерческой эффективности проектаПоток реальных денег от операционнойдеятельности включает в себя следующие виды доходов и затрат (таблица 37) [2].К текущим затратам относятся затраты на оплату труда, материалы.Таблица 37 – Расчет эффекта от операционнойдеятельностиПоказатели Год 1-й 2-й 3-й 4-й 1 2 3 4 5 1. Экономия от 1 мероприятия 45713 45713 45713 45713 2. Экономия от 2 мероприятия 40947 40947 40947 40947 3. Экономия от 3 мероприятия 38276 38276 38276 38276 4. Итого 124936 124936 124936 124936 5. Текущие затраты 15961,35 15961,35 15961,35 15961,35 6. Амортизация оборудования 14859,28 14859,28 14859,28 14859,28 10. Прирост прибыли 94115,37 94115,37 94115,37 94115,37 11. Налоги и сборы 22587,70 22587,70 22587,70 22587,70 12. Проектируемый чистый доход 71527,67 71527,67 71527,67 71527,67 13. Амортизация 14859,28 14859,28 14859,28 14859,28 14. Эффект от операционной деятельности (чистый приток от операций) 86386,95 86386,95 86386,95 86386,95 Источникомфинансирования изучаемого предприятия является специально созданный фонднакопления.

Расчеты, необходимые дляопределения коммерческой эффективности инновационного проекта можно провести спомощью таблицы 38, где коэффициент дисконтирования определяется по формуле:

/>, (5)

где t – шаг расчета, равный году расчета,

En – принятая норма дисконта.

Нормадисконта, в свою очередь, рассчитывается по формуле:

/>, (6)

где /> - средняяставка по депозитам в t — ом году расчетного периода, которая составляет 9%,

Полученное значение коэффициента дисконтированияберется с точностью до четвертого знака [22].

К единовременным затратам относятся затраты назамену воздушных линий 0,38-10 кВ, которые составляют 182460,14 руб.

Таблица 38 – Расчетпоказателей коммерческой эффективности проекта

Показатели Год 0-й 1-й 2-й 3-й 4-й 1. Единовременные затраты -182460,14 2. Эффект от операционной деятельности 86386,95 86386,95 86386,95 86386,95 3. Поток реальных денег -182460,14 86386,95 86386,95 86386,95 86386,95

4. Коэффициент дисконтирования (/>=17,72%)

1 0,8495 0,7216 0,6129 0,5207 5. Дисконтированный поток реальных денег (текущая стоимость) -182460,14 73385,71 62336,80 52946,60 44981,70 6. Дисконтированный поток реальных денег нарастающим итогом -182460,14 -109074,43 -46737,63 6208,97 51190,67

На основе данных таблицы 38производится расчет основных показателей эффективности проекта по следующим формулам.

1. Чистый дисконтированный доход (ЧДД)вычисляется по формуле:

/>, (7)

где Рt– результаты, достигаемые на шаге расчета t;

Зt– затраты, осуществляемые на том же шаге;

Т – горизонтрасчета (равный номеру шага расчета, на котором производится ликвидация объекта).

Как видно изтаблицы 38 ЧДД составляет 51190,67 руб.

2. Индекс доходности (ИД) определяется:

/>, (8)

где ДСИ –дисконтированная стоимость инвестиций (сумма дисконтированных капиталовложений).

ДСИ=182460,14*1=182460,14руб.

ИД= />

3. Внутренняянорма доходности (ВНД) определяется по формуле:

/>, (9)

где Е1– меньшая из двух ставок, при которой ЧДД>0;

Е2– большая из двух ставок, при которой ЧДД<0.

Как былорассчитано выше, Е1 =17,72%.

Большая издвух ставок, при которой ЧДД<0 составляет 32%. Для расчета ЧДД составляетсятаблица 39.

ЕВН =0,1772-51190,67*((0,32-0,1772)/(-1419,10-51190,67))=32%

4. Срококупаемости рекомендуется определять с учетом фактора времени (с дисконтированием)с помощью рисунка 20.

Таблица 39 –Расчет ЧДД при ставке дисконтирования 32%

Показатели Год 0-й 1-й 2-й 3-й 4-й 1 2 3 4 5 6

1. Коэффициент дисконтирования (/>=32%)

1 0,7576 0,5739 0,4348 0,3294 2. Дисконтированный поток реальных денег (текущая стоимость) -182460,14 65446,75 49577,00 37561,10 28455,90 3. Дисконтированный поток реальных денег нарастающим итогом -182460,14 -117013,40 -67436,39 -29875,30 -1419,40

Рисунок 20 – Период времени, необходимыйдля возмещения вложений

Все рассчитанныепоказатели эффективности рекомендуется свести в итоговую таблицу 40.

Посколькупоказатели эффективности проекта ЧДД>0 (61148,63 руб.), ИД>1 (1,34), топроект эффективен и можно рассматривать вопрос о его принятии.

Таблица 40 – Основные показатели эффективности инвестиционногопроекта

Показатели Значение показателя ЧДД, руб. 51190,67 ВНД, % 32 ИД 1,28 Срок окупаемости, лет. 2,88

4.2 Расчет технико– экономических показателей после внедрения мероприятий

В результатесистемы мер, предложенных во втором разделе, произошло изменение технико –экономических показателей.

Затраты на 1кВт*ч передачи электроэнергии в прогнозируемом годурассчитываются как отношениесебестоимости передачи электроэнергии собственным потребителям к полезномуотпуску электроэнергии собственным потребителям, то есть:

Затраты на 1кВт*ч передачи электроэнергии = 196434/703338 = 0,279 кВт*ч/руб.

Себестоимость(трансфертная цена) передачи 1 кВт*ч электроэнергии рассчитываются как отношение суммысебестоимости передачи электроэнергии собственным потребителям и минимальнонеобходимой прибыли к полезному отпуску электроэнергии собственным потребителям,то есть:

Себестоимость(трансфертная цена) передачи 1 кВт*ч электроэнергии = (196434+5891)/703338=0,279 тыс.руб.

Технико –экономические показатели после внедрения мероприятий представлены в таблице 41.

Таблица 41 –Технико – экономические показатели после внедрения мероприятий

Показатели 2005 год 2006 год Абсолютное отклонение

Темп роста,

1 2 3 4 5 1.Полезный отпуск электроэнергии собственным потребителям, тыс.кВт.час 703338 703338 100 2.Себестоимость передачи электроэнергии собственным потребителям, тыс.руб. 196559 196434 -124 99,9 3. Минимально необходимая прибыль, тыс.руб. 5891 5891 100 4. Затраты на один кВт.час передачи электроэнергии, кВт.час /руб. 0,28 0,279 -0,001 99,6 5. Передача электроэнергии потребителям ОРЭМ, тыс.кВт.ч 31035 31035 100 6. Выручка от передачи электроэнергии потребителям ОРЭМ, тыс.руб. 18983 18983 100 7. Себестоимость (трансфертная цена) передачи 1 кВт.часа электроэнергии, тыс.руб. 0,29 0,287 -0,003 98,9

8. Среднесписочная

численность персонала, чел.

749 749 100 9. Годовые затраты на оплату труда, тыс.руб. 75166 75166 100 10. Среднемесячная зарплата, тыс.руб. 8,36 8,36 100 11. Производительность труда, тыс.руб./чел. 8563,26 8563,26 100 12. Среднегодовая стоимость основных фондов, тыс.руб. 1645844,52 1645958,84 114,32 99,9 13. Фондоотдача, руб/руб. 3,896 3,897 0,001 100

Из таблицывидно, что в прогнозируемом году произошло снижение себестоимости передачиэлектроэнергии на 124 тыс.руб., то есть на экономию, которой добились врезультате проведения системы мер. Произошло также снижение себестоимостипередачи 1 кВт*ч электроэнергии.

Среднегодоваястоимость основных фондов увеличилась на стоимость новых ВЛ-0,38-10 кВ в результатезамены проводов и составила 114,32 тыс.руб., в результате чего изменилась фондоотдача.

Заключение

В данномдипломном проекте были предложены мероприятия по снижению потерь электроэнергиив сетях. Внедрение комплекса мероприятий является актуальным и необходимым дляпредприятия, поскольку его основной проблемой в настоящее время являетсяснижение себестоимости передачи.

Анализхозяйственной деятельности показал, что предприятие имеет неустойчивоефинансовое состояние. При взаимоотношениях с ним имеется определенныйфинансовый риск. У предприятия неудовлетворительная структура капитала, аплатежеспособность находится на нижней границе допустимых значений.

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

Общая суммаимущества организации увеличилась на 21 660,79 тыс. руб. или на 3,3 %.

При анализевзаимосвязи актива и пассива было выявлено: внеоборотные активы имеют одинисточник формирования — собственный капитал. Его доля составила 100%. На конецгода структура внеоборотных активов не изменилась.

Оборотныеактивы имели два источника: собственный капитал и краткосрочные заемныесредства. Их доли на начало года составляли 13,2 % и 86,8% соответственно. Наконец года структура оборотных активов изменилась: доля собственного капиталасоставила минус 31,6%, а краткосрочных заемных средств – 131,6%.

Большинствопоказателей финансовой устойчивости к концу года снизились, что явилось несамым благоприятным моментом для развития данного предприятия.

Анализ потерьэлектроэнергии показал необходимость проведения системы мер по их снижению.Предложенные мероприятия позволили уменьшить эти потери.

Предложенноемероприятие по замене перегруженных ВЛ-0,38-10 кВ при значительных затратахпозволило уменьшить величину потерь до 81,60 тыс.кВт*ч или 45,70 тыс.руб. вгод. И, как показано в четвертом разделе, вложенные единовременные затраты вдальнейшем полностью окупаются.

Отключение КТП-6-10кВ ссезонной нагрузкой позволит предприятию при малых затратах снизить потери до73,12 тыс.кВт*ч или 40,947 тыс.руб. Существуют потребители, нуждающиеся вэлектроэнергии непостоянно, а в определенные периоды времени, особенно врайонных электрических сетях, поэтому наиболее рационально отключать КТП-6-10кВв определенные промежутки времени при снижении потребности в электроэнергии.

Выравниваниенагрузок фаз уменьшит величину потерь до 68,35 тыс.кВт*ч или 38,276 тыс.руб.

Результатомвнедрения данных мероприятий является получение годового эффекта.

ВЭС ВРЭС мощноеэнергетическое предприятие с большим количеством квалифицированного персонала,поэтому большое значение должно уделяться персоналу путем материальнойзаинтересованности, поощрений. Должны также разрабатываться и внедряться новыеметоды и приемы по проведению эксплуатационных и ремонтных работ передаточныхустройств, оборудования, средств учета, постоянно проводиться подготовка ипереподготовка кадров, как специалистов, так и рабочих.

Списокиспользуемой литературы

1. Г.В. Савицкая. Анализ хозяйственной деятельности предприятия:Учебное пособие / 7-е изд. Испр… – Мн.: Новое знание, 2002.- 704с.;

2. П.Н. Шуляк. Финансыпредприятия: Учебник – М.: Изд-1 Дом «Дашков и К», 2000. – 752с.;

3. Ю.С. Железко “Инструкция по снижениютехнологического расхода электрической энергии на передачу по электрическимсетям энергосистем и энергообъединений” СПО Союзтехэнерго. М.: — 1987., — 170с.;

4. В.Н. Казанцев “Временная инструкция по расчетуи анализу потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем. «ОРГРЭС». М.:- 1976., -35с.;

5. В.Э. Воротницкий, Ю.С. Железко «Инструкция порасчету и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу поэлектрическим сетям энергосистем и энергообъединений» СПО Союзтеэнерго. 1987.,-152с.;

6. Андриевский В.Н.Эксплуатация воздушных линий электропередачи. Изд. 3-е, перераб. и доп. М.,«Энергия», 1976. – 616 с.;

7. Никулин Н.В.Справочник молодого энергетика по электротехническим материалам и изделиям – 5– е изд., перераб. и доп. – М.: Высшая школа, 1982. – 216 с.;

8. И.Г. Барг, В.И. Эдельман.Воздушные линии электропередачи: Вопросы эксплуатации и надежности. – М.:Энергоиздат, 1985. – 248с., ил.;

9. Н.Н. Кожевников, Т.Ф. Басова,Н.С. Чинакаева. Экономика промышленности: Учебное пособие для вузов. – в 3-х т.Том 2 Экономика и управление энергообъектами – Кн.». РАО «ЕЭС России».Электростанции. Электрические сети. – М.: Издательство МЭИ, 1999. – 386с., ил.;

10. П.И. Сагань.Методические указания по снижению технологического расхода электроэнергии напередачу по электрическим сетям 0,38-10 кВ ОАО «Ростовэнерго». – г. Ростов-на-Дону, 2005.– 18с.;

11. В.В. Ивашев. Ремонттрансформаторов.: Изд-е 3 перераб. Государственное энергетическое издательство.М.: 1980., — 180с.;

12. М.В. Самойлов, В.В. Паневчик,А.Н. Ковалев. Основы энергосбережения: Учебное пособие. – Мн.: БГЭУ, 2002. –198с.;

13. Инструкция Б.3.01. –217: «Защита населения и территории филиала Восточных электрических сетей причрезвычайных ситуациях», 2002.- 12с.;

14. Энергетика иэлектрификация. Отраслевой каталог. Работы под напряжением на воздушных линияхэлектропередачи. Технологии ПРН. Винница: 1989.-190с.;

15. Правила устройстваэнергоустановок. Главгосэнергонадзор России. Шестое изд-е. Составление иоформление ЗАО «Энергосервис», 1998. – 502 с.;

16. П.А. Долин “Основы техники безопасности вэлектроустановках” Энергоатомиздат. М.: — 1984., — 54с.;

17. Руководящий документ«Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий. Р.Д.153. – 34.0.– 03. 301 – 00. – М.: ЗАО «Энергетические технологии», 2000. – 120 с.;

18. С.В. Белов, А.В. Ильницкая,А.Ф. Козьяков, под общ. Ред. С.В. Белова. Безопасность жизнедеятельности: 2-еизд., испр. И доп… – М.: Высшая школа., 1999. – 448с., ил.;

19. Утвержденное РАО «ЕЭС России». Правила организации работы с персоналом на предприятиях и вучреждениях энергетического производства. Р.Д.34.12.102. – 94. СПО ОРГРЭС. –1994. – 45с.;

20. ГОСТ 12.4.172-2001 г.;

21. Нормы амортизации для целей налогообложения: Справочное пособие/Автор-составительЗахарин А.В. – М.: Издательство «Дело и сервис», 2002. – 288 с.;

22. Круглова Е.Ю., Плотникова Е.Н. Методическиерекомендации к выполнению курсовой работы по курсу «Планирование напредприятии» на тему «План комплексного социально – экономического развитияпредприятия»/ЮРГТУ (НПИ). – Новочеркасск: ЮРГТУ (НПИ), 2000. – 28 с.

еще рефераты

Еще работы по экономике

Реферат по экономике

Характеристика и особенности развития Черновицкой области

1 Сентября 2013

Реферат по экономике

Характеристика и оценка деятельности ОАО "Омский агрегатный завод"

1 Сентября 2013

Реферат по экономике

Характеристика и оценка кооперирования производства

1 Сентября 2013

Реферат по экономике

Характеристика и перспективы развития ООО "ФАРН"

1 Сентября 2013