Анализ топливных затрат котельной ОАО 'Аэропорт Кольцово'

Дипломная работа

Анализ топливных затрат котельной ОАО «Аэропорт Кольцово»

Содержание

Введение

Глава I. Общая характеристика учёта затрат и калькулирования себестоимости

.1.Понятие и цели ведения учёта производственных затрат

.2.Особенности учёта и калькулирования себестоимости в топливно-энергетической отрасли

.3.Основные пути снижения себестоимости

Глава II. Анализ топливных затрат котельной

.1.Расчёт годового расхода тепла на собственные нужды котельной

.2.Расчёт водопотребления котельной

.3.Расчёт выработки теплоэнергии котельной

Глава III. Проект по совершенствованию энергоменеджмента котельной ОАО «Аэропорт Кольцово»

.1.Общая характеристика энергетической политики организации

..2.Предполагаемые мероприятия по энергоменеджменту

.3.Анализ действующей системы теплоснабжения

.4.Мероприятия по снижению топливных затрат

Глава IV. Безопасность жизнедеятельности и охрана труда

.1.Введение

.2.Безопасность труда

.3.Чрезвычайная ситуация - авария в системе газоснабжения

.4.Природопользвание и охрана окружающей среды        

.5. Выводы по разделу БЖД

Глава V. Экологическая безопасность. Система экологического менеджмента

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Актуальность темы работы определена тем, что формирование затрат производства является ключевым и одновременно наиболее сложным элементом формирования и развития производственно-хозяйственного механизма предприятия охваченного системой управленческого финансового учета. Именно от его тщательного изучения и успешного практического применения будет зависеть рентабельность производства и отдельных видов продукции, взаимозависимость видов продукции и мест их в производстве, выявление резервов снижения себестоимости продукции, определение цен на продукцию, исчисление национального дохода в масштабах страны, расчет экономической эффективности от внедрения новой техники, технологии, организационно-технических мероприятий, а также обоснование решения о производстве новых видов продукции и снятия с производства устаревших.

Учёт издержек производства и калькулирование себестоимости продукции, работ или услуг занимает доминирующее место в общей системе бухгалтерского учета. В условиях самостоятельного планирования самими предприятиями номенклатуры продукции и свободных (рыночных) цен, применения действующей системы налогообложения возрастает значимость методически обоснованного учета затрат и калькулирования себестоимости единицы продукции, вырабатываемой на предприятиях.

Анализ затрат помогает определить эффективность расходов, уточнить, не будут ли они чрезмерными, подскажет, как установить цены, как применять сведения о затратах на ближнюю и дальнюю перспективу, как регулировать и контролировать расходы, как спланировать реальный уровень прибыли.      Основным документом, регламентировавшим бухгалтерский учет и учет для целей налогообложения затрат до 2004 г., было «Положение о составе затрат по производству и реализации продукции (работ, услуг), включаемых в себестоимость продукции (работ, услуг), и о порядке формирования финансовых результатов, учитываемых при налогообложении прибыли», утвержденное постановлением Правительства РФ от 05.08.92 № 552 (далее - Положение о составе затрат). С принятием специальной части Налогового кодекса РФ формирование себестоимости для целей налогообложения регулируется гл. 25 НК РФ «Налог на прибыль организаций».

Также необходимо отметить, что в соответствии с действующим налоговым законодательством РФ для целей налогообложения произведенные организацией затраты корректируются с учетом утвержденных в установленном порядке лимитов, норм и нормативов. Это означает, что в налоговом законодательстве предусмотрен режим ограничения отдельных видов затрат и это ограничение реализуется посредством корректировки учтенных на счетах бухгалтерского учета соответствующих затрат при исчислении налогооблагаемой прибыли.

Основными приёмами (методами) экономического анализа, используемыми в работе, являются являются: сравнение отчётных показателей с плановыми (сметными), созданными за прошлые периоды (динамические ряды), с проектными и нормативными показателями, с показателями работы других организаций как своего, так и других экономических районов.

Широко применяются при анализе экономические группировки хозяйственных операций в разрезах, позволяющих рассмотрение показателей во взаимосвязи и взаимном влиянии, абсолютные и относительные показатели (средние величины, проценты, коэффициенты, индексы и т. д.). Иногда в экономическом анализе применяются выборочные наблюдения, дополнительные экономические группировки и обобщающие показатели.

Цель данной работы - всесторонняя характеристика учёта затрат и калькулирования себестоимости продукции, а также выявление направлений и резервов его снижения.

Задачи работы могут быть сформулированы следующим образом:

1.  определение общих вопросов, относящихся к учёту затрат по их различным направлениям (по элементам, по калькуляционным статьям, в незавершённом производстве).

.    определение особенностей учёта отдельных групп затрат

3.       характеристика организационных вопросов снижения затрат

4.  разработка проектных мероприятий по снижению затрат в теплоэнергетике на примере котельной ОАО «Аэропорт «Кольцово»

Изготовитель котлов - Дорогобжскийкотельный завод.

Котлы КВГМ-20-150-2 шт., КВГМ-10-150-2 шт.

Установочная мощность котельной 76 МВт.

Штат сотрудников - 27 человек.

Основное топливо - природный газ (поставщик - Уралсевергаз»). Резервное топливо - авиационный керосин.

топливо калькулирование затраты котельная водопотребление

Глава I. Общая характеристика учёта затрат и калькулирования себестоимости

 

1.1 Понятие и цели ведения учёта производственных затрат

Основной целью учёта затрат на производство и калькулирования себестоимости продукции является ведение учёта в соответствии применяемым порядком учета и налогообложения указанных операций нормативным документам Российской Федерации.

Затраты - это стоимость ресурсов, использованных на определенные цели. В этом определении следует выделить три момента:

) затраты определяются величиной использованных ресурсов (материальных, трудовых, финансовых);

) величина использованных ресурсов должна быть представлена в денежном выражении для обеспечения соизмерения различных ресурсов;

) понятие затрат должно обязательно соотноситься с конкретными целями и задачами (производство продукции, выполнение работ, оказание услуг, осуществление капитальных вложений, функционирование отдела, службы и т.п.). Без указания цели понятие затрат становится неопределенным, ничего не означающим.

От понятия «затраты» следует отличать понятие «расходы».

В отечественной практике понятие «расходы» изложено в ПБУ 10/99 «Расходы организаций» и НК РФ.

Согласно ПБУ 10/99 расходами организации признается уменьшение экономических выгод в результате выбытия активов и возникновения обязательств, приводящее к уменьшению капитала организации, за исключением уменьшения вкладов по решению собственников имущества.

В Налоговом кодексе РФ расходами признаются обоснованные и документально подтвержденные затраты, осуществленные (понесенные) налогоплательщиками (п. 1 ст. 252).

Обоснованными считаются экономически оправданные затраты. С этой целью по некоторым затратам для целей налогообложения устанавливаются лимиты (нормы расхода), в пределах которых они подлежат признанию, - по оплате суточных при нахождении работников в командировке, полевого довольствия, компенсации за использование для служебных поездок личных легковых автомобилей и некоторым другим расходам. В бухгалтерском учете подобные расходы признаются по фактическим затратам.

Документально подтвержденными считаются затраты, подтвержденные документами, оформленными в установленном законодательством порядке. Следует отметить, что данное условие признания расходов в налогообложении не отличается от признания расходов в бухгалтерском учете, поскольку в бухгалтерском учете все записи в учетных регистрах осуществляются только на основе правильно оформленных бухгалтерских документов.

Существенно различаются классификации расходов для целей бухгалтерского учета и налогообложения. В отличие от приведенной выше классификации расходов организации в налоговом учете расходы разделяются на расходы, связанные с производством и реализацией продукции, и внереализационные расходы, без выделения операционных и чрезвычайных расходов.

Понятие «издержки» используется в основном в экономической теории в качестве понятия «затраты» применительно к производству продукции (работ, услуг). Понятия «затраты на производство» и «издержки производства» можно рассматривать как Идентичные.

Идентичными можно считать также понятия «затраты на производство и продажу продукции», «издержки производства и обращения» и «расходы по обычным видам деятельности». Понятие «издержки производства и обращения» в настоящее время применяется в основном организациями торговли и общественного питания.

Организация учета затрат на производство продукции основана на следующих принципах: неизменность принятой методологии учета затрат на производство и калькулирования себестоимости продукции в течение года; полнота отражения в учете всех хозяйственных операций; правильное отнесение расходов и доходов к отчетным периодам; разграничение в учете текущих затрат на производство и капитальные вложения; регламентация состава себестоимости продукции; согласованность фактических показателей себестоимости продукции с нормативными и плановыми.

Одно из основных условий получения достоверной информации о себестоимости продукции - четкое определение состава производственных затрат.

В России состав себестоимости, продукции регламентируется государством. Основные принципы формирования этого состава установлены НК РФ и Положением по бухгалтерскому учету «Расходы организации», которые определили издержки, относимые на себестоимость продукции (работ, услуг), и затраты, производимые за счет соответствующих источников финансирования (прибыли организации, фондов специального назначения, целевого финансирования и целевых поступлений и др.).

Регламентирующая роль государства по отношению к себестоимости продукции проявляется также в определении порядка начисления амортизации по основным средствам и нематериальным активам, установлении тарифов отчислений на социальные нужды и др.

На основе НК РФ и ПБУ 10/99 министерства, ведомства, межотраслевые государственные объединения, концерны и другие организации разрабатывают отраслевые положения о составе затрат и методические рекомендации по вопросам планирования, учета и калькулирования себестоимости продукции (работ, услуг) для подведомственных организаций.

Для организации бухгалтерского учета производственных затрат большое значение имеет выбор номенклатуры синтетических и аналитических счетов производства и объектов калькуляции.

Заинтересованность предприятий в постоянном росте массы прибыли, самостоятельность и ответственность их за результаты своей деятельности в условиях конкуренции на рынке обуславливают необходимость снижения издержек производства, систематического анализа и прогнозирования затрат на производство продукции на ближайшую и дальнейшую перспективу.

Основными задачами бухгалтерского учета затрат на производство являются:

1.  Своевременное, полное и достоверное отражение в учете фактических затрат, связанных с производством и сбытом продукции, а также не производительных расходов и потерь, допускаемых на отдельных участках производства;

.    Контроль за эффективным использованием сырья, полуфабрикатов, материалов, топлива, энергии, фонда оплаты труда, за соблюдением смет расходов на обслуживание и управление производством.

.    Выявление результатов деятельности структурных хозрасчетных подразделений предприятия по снижению себестоимости продукции

.    Выявление резервов снижения себестоимости продукции

В плане и учете должно быть обеспечено единство:

· номенклатуры затрат на производство;

· содержания расходов на обслуживание и управление производством;

·        принципов группировки и распределения комплексных статей затрат;

· калькулируемого объекта и калькуляционной единицы;

·        принципов калькулирования себестоимости единицы продукции.

При всем разнообразии видов деятельности, особенностей технологии и организации производства, характера вырабатываемой продукции, выполняемых работ и оказываемых услуг, для правильного формирования себестоимости продукции (работ, услуг) и определения прибыли в целях налогообложения, должны соблюдаться общие принципы учета затрат:

1.  Согласование с плановыми и нормативными показателями, при этом для целей налогообложения произведенные организацией затраты корректируются с учетом утвержденных в установленном порядке лимитов, норм и нормативов;

.    Неизменность принятой методологии учета затрат на производство и калькулирования себестоимости продукции в течение года;

.    Документирование, полное отражение в учете затрат по нормам и отклонения от норм. При соблюдении этого принципа необходимо отметить, что на себестоимость продукции (работ, услуг) относятся только документально подтвержденные расходы (отсутствие документов или их неправильное оформление считается, не является достаточным основанием для отнесения затрат на себестоимость)

.    Единообразие состава и классификации затрат, объектов калькулирования и методов распределения затрат по отчетным периодам, видам продукции и т. д.;

5.       Разграничение затрат на текущие (порядок их включения в себестоимость имеет особенности, связанные с порядком их отнесения на себестоимость) и капитальные (имеющие инвестиционный характер).

Нормативно-правовую базу учёта затрат составляют:           

· Положение по бухгалтерскому учету «Расходы организации» - ПБУ 10/99. Утверждено приказом Минфина РФ от 06.05.99 г № 33н.

· Положение по ведению бухгалтерского учета и бухгалтерской отчетности в Российской Федерации. Утверждено приказом Минфина РФ от 29.07.98 г. № 34н (в ред. приказа Минфина РФ от 24.03.2000 г. № 31н).

·        Положение по бухгалтерскому учету материально-производственных запасов - ПБУ 5/01. Утверждено приказом Минфина РФ от 09.06.01 г. № 44н.

·        План счетов бухгалтерского учета, финансово-хозяйственной деятельности организации и Инструкция по его применению. Утверждены приказом Минфина РФ от 31.10.2000 г. № 94н.

· Основные положения по планированию, учету и калькулированию себестоимости продукции на промышленных предприятиях. Утверждены Госпланом СССР, Минфином СССР, Госкомцен СССР, ЦСУ СССР 20.07.70 г.

·        Типовые методические рекомендации по планированию и учету себестоимости строительных работ. Утверждены Минстроем России по согласованию с Минэкономики России и Минфином России 04.12.95 г. № БЕ-11-260/7.

· Методические указания по инвентаризации имущества и финансовых обязательств. Утверждены приказом Минфина РФ 13.06.95 г. №49.

·        Методические указания по бухгалтерскому учету материально-производственных запасов. Утверждены приказом Минфина РФ от28.12.01г.№119н.

· Методические рекомендации по бухгалтерскому учету затрат, включаемых в издержки обращения и производства, и финансовых результатов на предприятиях торговли и общественного питания. Утверждены приказом Комитета Российской Федерации по торговле от 20.04.95 г. № 1-55/32-2.

· Об уточнении норм расходов на прием и обслуживание иностранных делегаций и отдельных лиц. Приказ Минфина РФ от 06.07.01 г. №50н.

· Об установлении норм расхода организаций на выплату компенсаций за использование для служебных поездок личных легковых автомобилей, в пределах которых при определении налоговой базы по налогу на прибыль организации такие расходы относятся к прочим расходам, связанным с производством и реализацией продукции. Постановление Правительства РФ от 08.02.02 г. № 92.

· Об установлении норм расхода организаций на выплату суточных и полевого довольствия, в пределах которых при определении налоговой базы по налогу на прибыль организации такие расходы относятся к прочим расходам, связанным с производством и реализацией продукции. Постановление Правительства РФ от 08.02.02 г. № 93.

· Методика планирования, учета и калькулирования себестоимости услуг жилищно-коммунального хозяйства. Утверждена постановлением Госкомархитектуры РФ от 23.02.99 г. № 9.

·        Положение по бухгалтерскому учету Учет расходов на научно-исследовательские, опытно-конструкторские и технологические работы - ПБУ 17/02. Утверждено приказом Минфина РФ от 19.11.02г.№115н.

В крупных и средних организациях для учета затрат на производство продукций применяют счета 20 «Основное производство», 23 «Вспомогательные производства», 25 «Общепроизводственные расходы», 26 «Общехозяйственные расходы», 28 «Брак в производстве», 97 «Расходы будущих периодов», 46 «Выполненные этапы по незавершенным работам», 40 «Выпуск продукции (работ, услуг)». По дебету указанных счетов учитывают расходы, а по кредиту - их списание. По окончании месяца учтенные на собирательно-распределительных счетах (25,26,28,97) затраты списывают на счета основного и вспомогательного производств.

С кредита счетов 20 «Основное производство» и 23 «Вспомогательные производства» списывают фактическую себестоимость выпущенной продукции (работ, услуг).

Сальдо этих счетов характеризует величину затрат на незавершенное производство.

В малых организациях для учета затрат на производство используют, как правило, счета 20 «Основное производство», 26 «Общехозяйственные расходы», 97 «Расходы будущих периодов» или только счет 20.

1.2 Особенности учёта и калькулирования себестоимости в топливно-энергетической отрасли

Основные принципы учета и калькулирования себестоимости в электро- и теплоэнергетике (данные из инструкции по планированию, учету и калькуляции себестоимости электрической и тепловой энергии в энергосхемах и на электростанциях, затрат на передачу и распределение энергии в энергетических и тепловых сетях):

1. Себестоимость электрической и тепловой энергии - важнейший экономический показатель работы энергопредприятий, представляет собой совокупность затрат в денежном выражении овеществленного и живого труда в процессе производства на электростанциях, передачи и распределения энергии в сетях.

2. Особенностью методики калькулирования себестоимости в энергетике, отличной от методики калькулирования в других отраслях промышленности, является калькулирование полной себестоимости энергии на условиях франко-потребитель. Такое калькулирование обеспечивает полный учет всех расходов на производство и передачу энергии до потребителя и служит одним из критериев для рационального размещения как энергетических мощностей, так и крупных потребителей электроэнергии.

3. В отличие от других отраслей в электроэнергетике рассчитывается себестоимость единицы не произведенной, а отпущенной продукции (электроэнергии или тепла), для электростанций - с шин станции, для АО-энерго - полезно отпущенной потребителям.

4. Производство электрической и тепловой энергии предполагает соединение факторов производства: труда, капитала, природных ресурсов, приобретение которых требует от электрических станций единовременных и текущих затрат. Классификация затрат по тому или иному признаку или по совокупности признаков лежит в основе учета и анализа производственных затрат.

5. Отличительной чертой себестоимости энергии является наличие расходов по содержанию резерва мощности на электростанциях и в сетях в целях обеспечения бесперебойности энергоснабжения потребителей, а также наличие расходов, вызванных ограничением объема производства электроэнергии на отдельных электростанциях диспетчерским графиком энергосистемы.

Резерв мощности не распределяется равномерно между электростанциями системы, а концентрируется на отдельных электростанциях в зависимости от их типа (конденсационные, ТЭЦ, гидроэлектростанции), технического уровня и надежности работы, а также структуры топливного баланса.

6. Калькуляция себестоимости энергии характеризует величину плановой и отчетной себестоимости энергии по технологическим стадиям производства и статьям затрат по абсолютной величине и на единицу продукции.

7. Объектом калькуляции энергии является:

· для электростанций - себестоимость производства электрической и тепловой энергии;

· для электрических и тепловых сетей - себестоимость передачи и распределения энергии;

· для энергоуправления (энергосбыта) - себестоимость полезно отпущенной потребителям электрической и тепловой энергии.

Калькуляционной единицей является:

· на электростанциях - произведенная себестоимость 1 кВтч, отпущенного с шин электростанции, и 1 Гкал, отпущенной с коллекторов электростанции;

· в АО-энерго - полная себестоимость 1 кВтч и 1 Гкал, полезно отпущенных потребителям (с учетом потерь).

· в электрических и тепловых сетях себестоимость передачи и распределения 1 кВтч и 1 Гкал не определяются.

8. Затраты на производство включаются в себестоимость энергии и ее передачи и распределения того отчетного месяца, к которому они относятся, независимо от времени оплаты (например, земельный налог, который платят в бюджет 3-4 раза в год, в то время как начисление и отнесение на себестоимость должно происходить ежемесячно).

9. В целях упрощения калькулирования себестоимости электрической и тепловой энергии разрешается распределять затраты между электрической и тепловой энергией пропорционально расходу условного топлива. Данный пункт относится к косвенным затратам.

10. В плановую себестоимость энергии и ее передачи и распределения не включаются непроизводительные расходы: естественная убыль, списание расхода товарно-материальных ценностей в пределах норм естественной убыли и другие непроизводительные расходы; эти расходы включаются только в фактическую себестоимость с целью выявления и сравнительного анализа непроизводительных расходов.

По степени однородности затраты можно разделить на элементные (то есть однородные) и комплексные, объединяющие качественно разнородные элементы.

К элементным затратам относятся, например, затраты на топливо, на основную оплату труда производственных рабочих. К комплексным затратам относятся цеховые расходы, которые включают в себя элементные затраты на вспомогательные материалы, заработную плату, энергию и пр.

По влиянию объема выпуска продукции затраты можно разделить на условно-постоянные и условно-переменные. Условно-постоянными расходами на энергопредприятии являются такие, которые почти не зависят от объема производимой продукции (к ним можно отнести затраты, связанные с оплатой труда персонала, амортизационные отчисления). Условно-переменные затраты - это затраты, которые в основном прямо пропорциональны объему продукции (выработке энергии), к ним относятся затраты на топливо, плата за воду и т.д. Для удобства анализа учет фактических постоянных и фактических переменных затрат следует вести раздельно.

По роли в процессе производства все затраты электростанции можно разделить на производственные и непроизводственные. Непроизводственные затраты не учитываются в себестоимости продукции.

По характеру производства выделяют основные и накладные затраты. Затраты, которые непосредственно связаны с процессом производства продукции, относятся к основным (затраты на сырье, материалы, топливо, заработную плату производственного персонала и т.п.). Расходы по вспомогательному производству относятся к накладным. И те и другие учитываются в себестоимости продукции.

По способу отнесения затрат на единицу продукции затраты на производство делятся на прямые и косвенные. К прямым относятся такие, которые могут быть непосредственно отнесены на калькулируемую единицу продукции. К косвенным затратам относятся такие затраты, которые являются общими для нескольких видов продукции. Так, например, амортизация электрогенератора будет полностью относиться на себестоимость электроэнергии, а вот амортизация парогенератора должна списываться на затраты по производству как электроэнергии, так и теплоэнергии. Распределение затрат между видами продукции ведется в соответствии с принятыми в энергосистемах методиками. В системе энергетики учетной политикой принято разносить все косвенные затраты по производству электроэнергии и теплоэнергии пропорционально физическому расходу топлива, используемого при производстве данного вида продукции.

Количество технологических стадий, по которым происходит группировка затрат производства на электростанциях, зависит от процесса производства, имеющегося оборудования и исходных энергетических ресурсов. Типовой для тепловой электростанции является следующая группировка:

) топливно-транспортный цех;

) котельный цех;

) турбинный цех;

) электрический цех;

) цех тепловой автоматики и измерений;

) химический цех;

) цех наладки и опытов;

) ремонтный цех;

) ремонтно-строительный цех;

) автотранспортный цех.

Для расчета себестоимости продукции на электрических станциях или АО-энерго бухгалтерией и плановым отделом (на основе первичной документации, оформленной в установленном порядке) формируются два документа: смета затрат и калькуляция себестоимости.

Смета затрат на производство и реализацию продукции - это документ, в котором текущие затраты, относимые на себестоимость продукции, группируются по одноименным экономическим элементам без разделения затрат по видам продукции и услуг. Одноименные затраты предполагают, что в данном элементе учитываются все затраты по расходу данного вида ресурса.

Группировка затрат по экономическим элементам без распределения их по видам производимой продукции и оказываемых услуг необходима для определения общего расхода предприятием материальных, трудовых и денежных ресурсов при производстве определенного объема продукции и услуг за отчетный или плановый период. Смета затрат - исходный документ для составления финансового отчета или плана, который выявляет общую потребность в материалах, средствах на возмещение износа, средствах на оплату труда и так далее в целом по всему предприятию (электростанции).

Плановая смета затрат формируется на основе нормативов затрат в плановом периоде, отчетная - по результатам учета за прошедший период. Сметы составляются в целом по энергопредприятию ежемесячно и с нарастающим итогом.

В смете затрат любой отрасли выделяются пять стандартных элементов, компоненты которых могут быть различны в зависимости от особенностей производства. Для электроэнергетики смета составляется по следующим группировкам затрат:

· материальные затраты, в состав которых входят:

затраты на приобретение со стороны сырья и материалов;

затраты на вспомогательные материалы;

плата за воду;

затраты на оплату услуг;

затраты на топливо;

затраты на покупную энергию (энергия покупается для собственных нужд по тарифам на хозяйственные нужды электростанций, рассчитываемых энергосбытом);

ремонт хозяйственным способом;

ремонт подрядным способом;

· затраты на оплату труда;

· отчисления на единый социальный налог (ЕСН - 26,4%. В этой же статье затрат учитываются средства на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний в соответствии с Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 183 «О страховых тарифах на обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний на 2003 год» в размере 0,4%);

· амортизация основных средств (начисляется в соответствии с налоговой учетной политикой предприятия);

· прочие затраты.

Структура сметы затрат характеризует удельный вес каждого элемента в суммарных затратах на производство и реализацию продукции энергопредприятия.

Пример заполнения статей сметы затрат приведен в приложении 1.

Смета затрат на производство продукции дает возможность определить суммарные затраты на производство продукции за определенный период; на основе калькуляции рассчитывается себестоимость единицы продукции, затраты распределяются между видами продукции и услуг. В калькуляции затраты группируются по следующим статьям:

топливо на технологические цели;

вода на технологические цели;

основная заработная плата производственных рабочих;

дополнительная заработная плата производственных рабочих (данная заработная плата предназначена для создания резерва денежных средств, необходимых для оплаты отпусков работников, и зависит от продолжительности отпуска. Этот резерв может и не создаваться в соответствии с положениями налоговой учетной политики предприятия);

отчисления на социальные нужды;

расходы по содержанию и эксплуатации оборудования (амортизация силовых и рабочих машин, передаточных устройств, инструмента, внутрицехового транспорта);

расходы по подготовке и освоению производства (пусковые расходы);

цеховые расходы (заработная плата аппарата управления цехом, амортизация и расходы по содержанию и ремонту зданий и инвентаря общецехового назначения, расходы по охране труда);

общезаводские (общестанционные) расходы (заработная плата административно-управленческого аппарата, командировочные, канцелярские расходы, амортизация и расходы по содержанию и ремонту общестанционных средств и др.);

покупная энергия.

Методика калькулирования себестоимости позволяет разграничивать составляющие себестоимости не только по их экономическому содержанию, но и по направлению затрат, устанавливать фактический уровень затрат по каждой стадии производства и отдельным статьям калькуляции, а в сопоставлении с плановыми заданиями - выявлять отклонения, предотвращать перерасходы и устранять причины их образования.

Целью калькулирования является экономически обоснованный расчет себестоимости всего объема производимой продукции и единицы продукции, сопоставление фактической себестоимости в целом и по отдельным статьям расходов с плановыми показателями для контроля за выполнением установленных заданий, выявление причин и условий ее изменения и их влияние на результаты деятельности энергопредприятия.

Так же как и смета, калькуляция может быть отчетной, плановой, проектной.

После заполнения по каждому цеху ведомости 12-Э они объединяются в сводную ведомость (где n - количество цехов, а k - количество статей аналитического учета):

Цеха	1	...	n	Итого	Услуги на сторону	Итого за минусом услуг	Затраты, распределенные по видам продукции
Статьи аналитического учета							Электроэнергия	Теплоэнергия
1
...
k

И лишь на основе данного документа, форма которого представлена выше, формируется калькуляция себестоимости продукции, в которой более подробные статьи затрат аналитического учета (счетов бухгалтерского учета) объединяются в более крупные статьи калькуляции, а из затрат по каждому цеху суммируются затраты на все производство.

Порядок формирования документооборота калькуляции и сметы затрат на котельной ОАО «Аэропорт Кольцово»

. Планово-экономический отдел (ПЭО) составляет плановую общую смету затрат (ПОСЗ) на основе следующих документов:

· плановых показателей работы филиала, доводимых генеральной дирекцией, с учетом согласованных тарифов, потребности в производимой продукции, специфики работы филиала и др.;

· штатного расписания;

· договоров с поставщиками и подрядчиками на поставку продукции, выполнение работ и оказание услуг;

· данных ПТО относительно ТЭП (планируемые объемы выработки, удельный расход топлива, воды и другие показатели);

· законодательства (ставки платы за воду);

· норм расхода сырья и материалов;

· типовых норм расхода спецодежды, спецпитания и т.д.

. ПЭО на основе ПОСЗ формирует плановые сметы по каждому цеху и доводит эту информацию до начальников соответствующих цехов.

. ПЭО путем разнесения ПОСЗ формирует плановую калькуляцию, которую передает в бухгалтерию для контроля за расходованием средств.

. Бухгалтерией для расчета отчетной калькуляции вначале собираются затраты по статьям калькуляции с каждого цеха (ведомости), затем они объединяются в сводную ведомость по станции и лишь после этого формируют итоговый документ (фактическую калькуляцию за определенный период времени), где все совокупные затраты разбиты по видам продукции. На основе этого документа рассчитывается фактическая себестоимость электроэнергии и теплоэнергии.

. Бухгалтерия с использованием отчетной калькуляции и исходных документов создает фактическую смету затрат по станции, используемую для анализа деятельности предприятия, и для тех же целей передает ее в ПЭО. Примечание: расходы по цехам в разрезе статей сметы затрат могут не формироваться в соответствии с принятым документооборотом, так как расходы цехов в разрезе калькуляционных статей носят более полный характер.

Возможен и другой порядок формирования данных документов, а также возникновение новых статей сметы, изменение методик расчета затрат или их разнесение по соответствующим статьям и видам продукции. Но неизменным останется формирование производственной себестоимости, полной себестоимости, анализ эффективности работы энергопредприятия и поиски сокращения расходов в целях надежного и бесперебойного энергоснабжения, а также обеспечения спроса для каждой группы потребителей по приемлемым тарифам.

Тепловые потери трубопроводами тепловых сетей теплопередачей через изоляционные конструкции зависят от следующих факторов:

-вид теплоизоляционной конструкции и примененные теплоизоляционные материалы;

-тип прокладки - надземная, подземная в каналах, бесканальная, их соотношение по длине для рассматриваемой тепловой сети;

-температурные режимы и продолжительность функционирования тепловой сети в течение года;

-параметры окружающей среды - значения температуры наружного воздуха, грунта (для подземной прокладки) и характер их изменения в течение года, скорость ветра (для надземной прокладки);

-продолжительность и условия эксплуатации тепловой сети.

Эксплуатационные тепловые потери через теплоизоляционные конструкции трубопроводов тепловых сетей для средних за год условий функционирования нормируются на год, следующий после проведения тепловых испытаний, и являются нормативной базой для нормирования тепловых потерь.

Нормирование эксплуатационных тепловых потерь через изоляционные конструкции на планируемый (расчетный) период производится, исходя из значений часовых тепловых потерь при среднегодовых условиях функционирования тепловой сети.

Нормирование эксплуатационных часовых тепловых потерь производится в следующем порядке:

- для всех участков тепловой сети, на основе сведений о конструктивных особенностях тепловой сети на участках (типы прокладки, виды тепловой изоляции, диаметр трубопроводов, длина участков), на основе норм тепловых потерь, если изоляция трубопроводов соответствует этим нормам, если изоляция соответствует СНиП 2.04.14-88, определяются значения часовых тепловых потерь

через изоляционные конструкции, пересчетом табличных значений на среднегодовые условия функционирования;

- для участков тепловой сети, характерных для нее по типам прокладки и видам теплоизоляционных конструкций и подвергавшихся тепловым испытаниям, в качестве нормативных принимаются полученные в результате испытаний значения действительных (фактических) часовых тепловых потерь, пересчитанные на среднегодовые условия функционирования тепловой сети;

- для участков тепловой сети, аналогичных подвергавшимся тепловым испытаниям по типам прокладки, видам теплоизоляционных конструкций и условиям эксплуатации, в качестве нормативных принимаются значения часовых тепловых потерь, определенные по нормам, с введением поправочных коэффициентов, определенных по результатам тепловых испытаний;

- для участков тепловой сети, не имеющих аналогов среди участков, подвергавшихся тепловым испытаниям, в качестве нормативных принимаются значения часовых тепловых потерь, определенные теплотехническим расчетом для

среднегодовых условий функционирования тепловой сети с учетом технического состояния;

- для участков тепловой сети, вводимых в эксплуатацию после монтажа, реконструкции или капитального ремонта, с изменением типа или конструкции прокладки и теплоизоляционного слоя, в качестве нормативных принимаются значения часовых тепловых потерь при среднегодовых условиях функционирования тепловой сети, определенные теплотехническим расчетом на основе исполнительной технической документации.

Значения часовых тепловых потерь тепловой сетью в целом при среднегодовых условиях функционирования определяются суммированием значений часовых тепловых потерь трубопроводами на отдельных ее участках.

Определение нормативных значений часовых тепловых потерь для среднегодовых условий функционирования тепловой сети, сооруженной в соответствии с Нормами проектирования тепловой изоляции для трубопроводов и оборудования электростанций и тепловых сетей, производится по этим нормам по формулам:

- для теплопроводов подземной прокладки, по подающим и обратным трубопроводам вместе -

Q_{из.н год} = ∑(q_из.н.L β) 10^-6 , Гкал/ч(ГДж/ч); (1)

 - для теплопроводов надземной прокладки по подающим и обратным трубопроводам раздельно -

Q_{из.н.год.п} = ∑(q_из.н.п L β) 10^-6 , Гкал/ч(ГДж/ч); (1)

Q_{из.н.год.о} = ∑(q_из.н.оL β) 10^-6 , Гкал/ч(ГДж/ч), (1а)

где

q_из.н., q_из.н.п и q_из.н.о -удельные часовые тепловые потери трубопроводов каждого диаметра, определенные пересчетом табличных значений норм удельных часовых тепловых потерь на среднегодовые условия функционирования тепловой сети, подающих и обратных трубопроводов подземной прокладки - вместе, надземной - раздельно, ккал/м*ч (кДж/м х ч);

L -длина трубопроводов участка тепловой сети подземной прокладки в двухтрубном исчислении, надземной в однотрубном, м;

β -коэффициент местных тепловых потерь, учитывающий потери запорной арматурой, компенсаторами, опорами; принимается 1,2 при диаметре трубопроводов до 150 мм, 1,15 - при диаметре 150 мм и более, а также при всех диаметрах трубопроводов бесканальной прокладки.

 Значения нормативных удельных часовых тепловых потерь при среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя и окружающей среды (грунта или воздуха), отличающихся от значений, приведенных в таблицах норм, определяются линейной интерполяцией (или экстраполяцией), по формулам:

для теплопроводов подземной прокладки, подающих и обратных трубопроводов вместе -

∆t_год - ∆t_T1

q_из.н = q_из.н.Т1+ (q_из.н.Т2- q _из.н.Т1)-------------, ккал/м*ч (кДж/м*ч), (3)

∆t_T2-∆t_T1

 

где

q_из.н.Т1 и q_из.н.Т2 - удельные часовые тепловые потери подающих и обратных трубопроводов каждого диаметра при 2 смежных табличных значениях (меньшем и большем, чем для конкретной тепловой сети)среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта, ккал/м*ч (кДж/м*ч);

∆t_год - среднегодовая разность температуры теплоносителя и грунта для рассматриваемой тепловой сети, °С;

∆t_T1 и ∆t_T2 - смежные, меньшее и большее, чем для конкретной тепловой сети, табличные значения среднегодовой разности температуры теплоносителя и грунта, °С.

Среднегодовая разность температуры теплоносителя и грунта определяется:

∆t_ср.год = ((t_п.год + t_о.год)/2) - t_гр.год,°С , (4)

 

где

t_п.год и t_о.год - значения среднегодовой температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах рассматриваемой тепловой сети, °С;

t_гр.год - среднегодовая температура грунта на глубине заложения трубопроводов тепловой сети, °С;

для теплопроводов надземной прокладки, по подающим и обратным трубопроводам раздельно -

∆t_п.год - ∆t_п.Т1

q_из.н.п = q_{из.н.п.Т1} + (q_{из.н.п.Т2} - q_{из.н.п.Т1})-----------------, ккал/м*ч (кДж/м*ч), (5)

∆t_п.Т2 - ∆t_п.Т1

∆t_о.год - ∆t_о.Т1

q_из.н.о = q_{из.н.о.Т1} + (q_{из.н.о.Т2} - q_{из.н.о.Т1})-----------------, ккал/м*ч (кДж/м*ч), (5а)

∆t_о.Т2- ∆t_о.Т1

 

где

q_{из.н.п.Т1} и q_{из.н.п.Т2} -удельные часовые тепловые потери подающих трубопроводов конкретного диаметра при двух смежных (меньшем и большем табличных значениях) среднегодовой разности значений температуры теплоносителя и наружного воздуха, ккал/м*ч (кДж/м*ч;

q_{из.н.о.Т1} и q_{из.н.о.Т2} -то же, для обратных трубопроводов, ккал/м*ч (кДж/м*ч);

∆t_п.год и ∆t_о.год -среднегодовая разность температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети и наружного воздуха, °С;

∆t_п.Т1 и ∆t_п.Т2 -смежные табличные значения (меньшее и большее) среднегодовой разности температуры теплоносителя в подающем трубопроводе тепловой сети и наружного воздуха, °С;

∆t_п.Т1 и ∆t_п.Т2 - то же, для обратных трубопроводов, °С.

Значения среднегодовой разности температуры ∆t_п.год и ∆t_о.год для подающих и обратных трубопроводов определяются как разность соответствующих значений среднегодовой температуры теплоносителя t_п.год и t_о.год и среднегодовой температуры наружного воздуха t_н.год.

Среднегодовые значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети t_п.год и t_о.год определяются как средние из ожидаемых среднемесячных значений температуры теплоносителя по действующему в системе теплоснабжения температурному графику регулирования тепловой нагрузки, соответствующих ожидаемым значениям температуры наружного воздуха.

Ожидаемые среднемесячные значения температуры наружного воздуха и грунта определяются как средние по информации местной гидрометеорологической станции о статистических климатологических значениях температуры наружного воздуха и грунта на глубине заложения трубопроводов тепловых сетей за последние 5 лет.

Определение значений нормативных часовых тепловых потерь трубопроводами тепловых сетей, изоляционные конструкции которых соответствуют нормам СНиП 2.04.14-88, производится аналогично п.6, с учетом следующего:

нормы приведены применительно к тепловым сетям с различной продолжительностью функционирования в год - в# 5000 ч включительно, а также более 5000 ч;

нормы касаются не разности среднегодовых значений температуры теплоносителя и окружающей среды, а абсолютных среднегодовых значений температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловых сетей;

нормы при подземной прокладке тепловых сетей приведены раздельно для канальной и бесканальной прокладки; - удельные часовые тепловые потери при подземной прокладке трубопроводов тепловых сетей в каналах и бесканально по каждому из диаметров труб определяются суммированием тепловых потерь раздельно для подающих и обратных трубопроводов;

- удельные часовые тепловые потери при надземной прокладке трубопроводов тепловых сетей (при расположении на открытом воздухе) определяются для подающих и обратных трубопроводов вместе, при средней температуре теплоносителя в них.

Значения нормативных часовых тепловых потерь участков тепловой сети, аналогичных участкам, подвергавшимся тепловым испытаниям по типам прокладки, видам изоляционных конструкций и условиям эксплуатации, определяются для трубопроводов подземной и надземной прокладки отдельно, по формулам:

- для теплопроводов подземной прокладки, по подающим и обратным трубопроводам вместе -

 

Q_{из.н.год}= ∑(k_и*q_из.н*L* β)*10^-6 ,Гкал/ч(ГДж/ч); (6)

 - для теплопроводов надземной прокладки по подающим и обратным трубопроводам раздельно -

Q_{из.н.год.п}= ∑(k_и.п*q_из.н.п*L* β)*10^-6 , Гкал/ч(ГДж/ч); (7)

Q_{из.н.год.о} = ∑(k_и.о*q_из.н.о*L* β) 10^-6 , Гкал/ч(ГДж/ч); (7а)

где

k_и ,k_и.п ,k_и.о - поправочные коэффициенты для определения нормативных часовых тепловых потерь, полученные по результатам тепловых испытаний.

Поправочные коэффициенты для участков тепловой сети, аналогичных подвергавшимся тепловым испытаниям по типам прокладки, видам теплоизоляционных конструкций и условиям эксплуатации, определяются:

подземная прокладка, подающие и обратные трубопроводы вместе

k_и = Q_{из.год.и} / Q_{из.год.н}, (8)

где

Q_{из.год.и} и Q_{из.год.н} -тепловые потери, определенные тепловыми испытаниями, пересчитанные на среднегодовые условия функционирования каждого испытанного участка тепловой сети, и потери, определенные по нормам [4] или [5] для тех же участков, ккал/ч (кДж/ч);

- надземная прокладка, подающие и обратные трубопроводы раздельно

k_и.п = Q_{из.год.п.и} / Q_{из.год.п.н}, (9)

k_и.о = Q_{из.год.о.и} / Q_{из.год.о.н}, (9а)

 

где

Q_{из.год.п.и} и Q_{из.год.о.и} - тепловые потери, определенные тепловыми испытаниями, и пересчитанные на среднегодовые условия функционирования каждого испытанного участка тепловой сети, для подающих и обратных трубопроводов, ккал/ч (кДж/ч); Q_{из.год.п.н} и Q_{из.год.о.н} - тепловые потери, определенные по нормам [4] или [5] для тех же участков, ккал/ч (кДж/ч).

При выявлении тепловых потерь через изоляционные конструкции трубопроводов теплотехническим расчетом следует учитывать:

- теплотехнические характеристики, приводимые в справочных пособиях, должны быть скорректированы введением поправок на основании оценки технического состояния трубопроводов тепловой сети;

определение значений тепловых потерь должно быть проведено для среднегодовых условий эксплуатации тепловых сетей (среднегодовые значения температуры теплоносителя и окружающей среды - наружного воздуха для надземной прокладки трубопроводов, грунта - для трубопроводов подземной прокладки);

значения теплотехнических характеристик, входящие в формулы для определения тепловых потерь через изоляционные конструкции трубопроводов, зависящие от конструкции и материала теплоизоляционного слоя, могут быть приняты согласно исполнительной технической документации и должны быть скорректированы по результатам специальных обследований;

расчеты следует проводить в соответствии с методиками, изложенными в специальной технической литературе, сообразно виду прокладки трубопроводов рассматриваемой тепловой сети.

В каждый последующий год между плановыми тепловыми испытаниями к значениям тепловых потерь вводятся соответствующие поправки.

Поправки представляют собой коэффициенты к значениям часовых тепловых потерь через теплоизоляционные конструкции трубопроводов, определяемые в зависимости от соотношения значений материальной характеристики трубопроводов подземной и надземной прокладки тепловой сети в целом, а также соотношения тепловых потерь на участках тепловой сети, полученных в результате тепловых испытаний и расчетов, и нормативных тепловых потерь, полученных на базе норм. Наибольшие значения поправочных коэффициентов для каждого соотношения видов прокладки и уровня тепловых потерь не должны быть больше установленных значений. В исключительных случаях, на срок проведения ремонтных работ для восстановления разрушенной тепло- и гидроизоляции, но не дольше 1 года, могут быть приняты поправочные коэффициенты, значения которых превышают приведенные в таблице; конкретный устанавливается руководством предприятия при планировании энергосберегающих мероприятий.

К значениям часовых тепловых потерь трубопроводов, проложенных в проходных и полупроходных каналах, определенным в результате тепловых испытаний или теплотехническим расчетом, поправки не вводятся. Однако при изменении условий эксплуатации или технического состояния теплоизоляционного слоя указанных трубопроводов значения тепловых потерь должны быть уточнены.

Значения тепловых потерь трубопроводами тепловой сети за месяц определяются на основании значений часовых тепловых потерь при среднегодовых условиях функционирования пересчетом на средние температурные условия каждого месяца с учетом продолжительности функционирования тепловой сети в этом месяце.

Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь через изоляционные конструкции трубопроводов тепловой сети за соответствующий месяц определяются по выражению:

Q_{из.н.мес}= (Q_из.н. + Q_из.н.п + Q_из.н.о)*n, Гкал (ГДж), (10)

 

где

Q_из.н , Q_из.н.п. , Q_из.н.о. - нормативные значения эксплуатационных часовых тепловых потерь тепловых сетей подземной прокладки, подающим и обратным трубопроводами вместе, надземной - раздельно, Гкал/ч (ГДж/ч); n - продолжительность функционирования тепловой сети в рассматриваемом месяце, ч.

Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь при среднемесячных условиях функционирования тепловой сети определяются:

для теплопроводов подземной прокладки, подающими и обратными трубопроводами вместе -

t_п.мес + t_о.мес - 2t_гр.мес

Q_{из.н.мес} = Q_{из.н.год} ---------------------------, Гкал (ГДж), (11)

t_п.год + t_о.год - 2t_гр.год

 - для теплопроводов надземной прокладки, подающими и обратными трубопроводами раздельно -

t_п.мес - t_{н.месиз.н.мес.п} = Q_{из.н.год.п} ---------------------, Гкал (ГДж), (12)

t_п.год - t_н.год

t_о.мес - t_{н.месиз.н.мес.о} = Q_{из.н.год.о} ---------------------, Гкал (ГДж), (12а)

t_о.год - t_н.год

 

где

t_п.мес и t_о.мес -ожидаемые среднемесячные значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах конкретной тепловой сети по температурному графику регулирования тепловой нагрузки при ожидаемых значениях температуры наружного воздуха, °С;

t_cр.мес и t_н.мес -ожидаемые среднемесячные значения температуры грунта на глубине заложения трубопроводов и наружного воздуха, °С.

Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь через изоляционную конструкцию трубопроводов участков тепловой сети, не характерных по типу прокладки и конструкции теплоизоляционного слоя для рассматриваемой тепловой сети, удельные тепловые потери которых определялись расчетным путем, выявляются:

для подземной прокладки, подающих и обратных трубопроводов:

Q_{из.н.р.год} = ∑(q_из.р * L * β ) * 10^-6 , Гкал (ГДж); (13)

- для надземной прокладки, подающих и обратных трубопроводов раздельно

Q_{из.н.р.год.п} = ∑ q_из.р.п*L* β)* 10^-6 , Гкал (ГДж); (14)

Q_{из.н.р.год.о} = ∑ q_из.р.о*L* β)* 10^-6 , Гкал (ГДж), (14а)

 

где

q_из.р , q_из.р.п и q_из.р.о - удельные часовые тепловые потери, определенные теплотехническим расчетом для трубопроводов каждого диаметра при среднегодовых условиях функционирования тепловой сети для подающих и обратных трубопроводов подземной прокладки вместе, надземной раздельно, ккал/м*ч (кДж/м*ч).

Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь через изоляционные конструкции трубопроводов, Гкал (ГДж), участков тепловой сети, введенных в эксплуатацию после строительства, капитального ремонта или реконструкции, определяются по формулам (13)-(14а) с использованием значений удельных тепловых потерь, найденных в результате теплотехнических расчетов для соответствующих участков.

Непосредственной задачей анализа являются: проверка обоснованности плана по себестоимости, прогрессивности норм затрат; оценка выполнения плана и изучение причин отклонений от него, динамических изменений; выявление резервов снижения себестоимости; изыскание путей их мобилизации.

Выявление резервов снижения себестоимости должно опираться на комплексный технико-экономический анализ работы предприятия: изучение технического и организационного уровня производства, использование производственных мощностей и основных фондов, сырья и материалов, рабочей силы, хозяйственных связей.

Затраты живого и овеществленного труда в процессе производства составляют издержки производства. В условиях товарно-денежных отношений и хозяйственной обособленности предприятия неизбежно сохраняются различия между общественными издержками производства и издержками предприятия. Общественные издержки производства - это совокупность живого и овеществленного труда, находящая выражение в стоимости продукции. Издержки предприятия состоят из всей суммы расходов предприятия на производство продукции и ее реализацию. Эти издержки, выраженные в денежной форме, называются себестоимостью и являются частю стоимости продукта. В нее включают стоимость сырья, материалов, топлива, электроэнергии и других предметов труда, амортизационные отчисления, заработная плата производственного персонала и прочие денежные расходы. Снижение себестоимости продукции означает экономию овеществленного и живого труда и является важнеййшим фактором повышения эффективности производства, роста накоплений.

Наибольшая доля в затратах на производство промышленной продукции приходится на сырье и основные материалы, а затем на заработную плату и амортизационные отчисления. В легкой промышленности доля сырья и основных материалов составляет 86%, а заработнойй платы с отчислениями на социальное страхование - около 9%.

Себестоимость продукции находится во взаимосвязи с показателями эффективности производства. Она отражает большую часть стоимости продукции и зависит от изменения условийй производства и реализации продукции. Существенное влияние на уровень затрат оказывают технико-экономические факторы производства. Это влияние проявляется в зависимости от измененийй в технике, технологии, организации производства, в стрктре и качестве продкции и от величины затрат на ее производство. Анализ затрат, как правило, проводится систематически в течение года в целях выявления внтрипроизводственных резервов их снижения.

Для анализа ровня и динамики изменения стоимости продкции использется ряд показателейй. К ним относятся: смета затрат на производство, себестоимость товарной и реализемой продкции, снижение себестоимости сравнимой товарной продкции и затраты на один рбль товарной (реализованной) продкции.

Смета затрат на производство - наиболее общий показатель, который отражает всю суммуу расходов предприятия по его производственной деятельности в разрезе экономических элементов. В ней отражены, во-первых, все расходы основного и вспомогательного производства, связанные с выпуском товарной и валовой продукции; во-вторых, затраты на работы и услуги непромышленного характера (строительно-монтажные, транспортные, научно-исследовательские и пректные и др.); в-третьих, затраты на освоение производства новых изделий независимо от источника их возмещений. Эти расходы исчисляют, как правило, без учета внутризаводского оборота.

В себестоимость товарной продукции включают все затраты предприятия на производство и сбыт товарной продукции в разрезе калькуляционных статей расходов. Себестоимость реализуемой продукции равна себестоимости товарной за вычетом повышенных затрат первого года массового производства новых изделий, возмещаемых за счет фонда освоения новой техники, плюс производственная себестоимость продукции, реализованной из остатков прошлого года. Затраты, возмещаемые за счет фонда освоения новой техники, включаются в себестоимость товарной, но не входят в себестоимость реализуемой продукции. Они определяются как разница между плановой себестоимостью первого года массового производства изделий и себестоимостью, принятой при утверждении цен:

СР = СТ - ЗН + (СП2 - СП1),

где СР - себестоимость реализованной продукции

СТ - себестоимость товарной продукции

ЗН - повышенные затраты первого года массового производства новых изделий, возмещаемые за счет фонда освоения новой техники

СП1, СП2 - производственная себестоимость остатков нереализованной (на складах и отгруженной) продукции соответственно на начало и конец года.

Для анализа уровня себестоимости на различных предприятиях или ее динамики за разные периоды времени затраты на производство должны приводиться к одному объему. Себестоимость единицы продукции (калькуляция) показывает затраты предприятия на производство и реализацию конкретного вида продукции в расчете на одну натуральную единицу. Калькуляция себестоимости широко используется в ценообразовании, хозяйственном расчете, планировании и сравнительном анализе.

Показатель снижения себестоимости сравнимой товарной продукции применяется для анализа изменения себестоимости во времени при сопоставимом объеме и структуре товарной продукции на тех предприятиях, которые имеют устойчивый по времени ассортимент изделий. Под сравнимой понимают такую продукцию, которая производилась серийно или массово в предшествующем году. К ней относится и частично модернизированная продукция, если эти изменения не привели к введению новых моделей, стандартов и технических условий.

Затраты на один рубль товарной (реализованной) продукции - наиболее известный на практике обобщающий показатель, который отражает себестоимость единицы продукции в стоимостном выражении обезличенно, без разграничения ее по конкретным видам. Он широко испоьзуется при анализе снижения себестоимости и позволяет, в частности, характеризовать уровень и динамику затрат на производство продукции в целом по промышленности.

Остальные встречающиеся на практике показатели себестоимости можно подразделить по следующим признакам:

по составу учитываемых расходов - цеховая, производственная, полная себестоимость;

по длительности расчетного периода - месячная, квартальная, годовая, за ряд лет;

по характеру данных, отражающих расчетный период,- фактическая (отчетная), плановая, нормативная, проектная (сметная), прогнозируемая;

по масштабам охватываемого объекта - цех, предприятие, группа предприятий, отрасль, промышленность и т.п.

Глава II. Анализ топливных затрат котельной

 

2.1 Расчёт годового расхода тепла на собственные нужды котельной

1.  Расход тепла на отопление и вентиляцию здания:

Q_{год. от.} = Q^o * (t_вн - t_ср / t_вн - t_о)* 5496 = 0, 098 * (18 - 6, 4 / 18 - 35 )* 5496 = 248 Гкал

Q^о = q_о-в * V * ΔT = 0,28 * 19526 * 18 = 0, 098 Гкал/час

 

где:

Q^о - часовой расход тепла;

q_o-в - суммарная удельная отопительная и вентиляционная характеристика здания, ккал/ (м³*ч* ^оС);

V - наружный объём здания, м³;

ΔТ - температура внутреннего воздуха;

Q_год.от. - годовой расход тепла.

2.  Расход тепла на нужды ГВС:

Q_{год. ГВС} = Q_{ср. час.} * ( 5460 + 0, 35 * Z_от ) = 0, 0018 * ( 5460 + 0, 35 * 5472 ) = 13, 3 Гкал

Q_{ср. час.} = G_{ср. час.} * ( t_г.- t_х.) = 0, 000036 * ( 55 - 5 ) = 0, 0018 Гкал/час

где:

Q_{ср. час.} - среднечасовой расход тепла, в Гкал / час;

G_{ср. час.} - среднечасовой расход горячей воды;

t_г. - температура горячей воды;

t_х. - температура холодной воды;

Q_{год. гвс} - годовой расход тепла, в Гкал / час;

Z_от - продолжительность отопительного периода, в час.

3.  Расход тепла на нужды водоподготовки:

 

Q _{год. вп.} = d * n * Δt = 100,8 * 366 * 65 ^о = 2398 Гкал

 

где:

d - cреднесуточный расход воды, м³/сут.;

n - число суток в году, сут;,

Δt - температура подогрева воды, ^оС.

4.  Всего расход тепла в год:

Q = Q_{год. от} + Q_{год. ГВС} + Q _{год. вп}

Q_{ср. час} = 248 + 13, 3 + 2398 = 2659 Гкал

2.2 Расчёт водопотребления котельной

1.  Расход воды на подпитку тепловых сетей.

Объём тепловой сети и присоединённых к ней систем теплопотребления, рассчитанный по данным паспорта БТИ, составляет:

·  1299 м³ - для тепловой сети;

·        631 м³ - для присоединённых систем теплопотребления;

·        892 м³ - для теплосети в межотопительный период.

При среднечасовой утечке теплоносителя, составляющей 0,25 % от объёма систем теплоснабжения и теплопотребления, расход воды на подпитку теплосети составит:

·  В отопительный период:

0,25 % * (1299 м³ + 631 м³) * 24 часа * 229 суток = 26518 м³ (4,8 м³/час)

·  В межотопительный период:

0,25 % * 892 м³ * 24 часа * 137 суток = 7332 м³

Всего на восполнение потерь в теплосети:

26581 м³ + 7332 м³ =33913 м³ (4,2 м³/час)

2.  Расход воды на охлаждение подшипников оборудования.

Расход воды на охлаждение подшипника дымососа Д-10 составляет - 0,14 л/сек (0,504 м³/час).

Расход воды на охлаждение подшипника дымососа Д-15 составляет - 0,42 л/сек (1,512 м³/час.)

Коэффициент использования установленной мощности для трёх дымососов Д-10 (цех №1) составляет 33 %, т.е. круглогодично в работе используется один из трёх дымососов и наработка составляет 8700 час/год.

Коэффициент использования установленной мощности для двух дымососов Д-15 (цех №2) составляет 40 %, т.е. круглосуточно в течение отопительного сезона используется только один дымосос, а второй только в периоды похолоданий и их наработка составляет 7100 час/год.

При этом расход воды на охлаждение подшипников дымососов котельной составит:

(8700 час/год * 0,504 м³/час) + (7100 час/год * 1,512 м³/час) = 15124 м³/год

Расход воды на охлаждение подшипников сетевого насоса составляет - 0,55 л/сек (1,98 м³/час.) Наработка сетевых насосов цеха №1 составляет 8700 час/год (работает круглосуточно в течение года один насос).

Наработка сетевых насосов цеха №2 составляет 10944 час/год (работают круглосуточно в течение отопительного сезона два насоса).

При этом расход воды на охлаждение подшипников сетевых насосов котельной составит:

(8700 час/год + 10944 час/год) * 1,98 м³/час = 38895 м/год

Всего на охлаждение подшипников оборудования:

15124 м³/год + 38895 м³/год = 54019 м³/год (6,1 м³/час)

3.  Расход воды на охлаждение анализов проб сетевой и котловой воды.

Норматив расхода воды - 0,74 л/сек на охлаждение одной пробы в течение 15 мин 1 раз в смену (0,67 м³/продувку.).

Пробы воды на анализ отбираются два раза в сутки. Количество отборов проб для котлов типа ДКВР-10/13 составляет 728 раз/год, учитывая, что один котёл работает круглосуточно в течение года. Котлы КВГМ-20 работают только в течение отопительного сезона (один круглосуточно, второй включается при похолоданиях) и их суммарная наработка составляет 7100 часов/год (296 суток), т.е. выполняется 592 отбора.

Расход воды при этом составит:

(728 + 592) * 0,67 = 844 м ³/год

4.  Расход воды на хозяйственно - бытовые нужды:

Дневной персонал - 45 л/сутки * 30 чел. * 250 суток = 338 м³/год.

Сменный персонал - 45 л/сутки * 8 чел. * 2 смены * 366 суток = 264 м3/год.

Работа душевых - 500 л/помыв * 4 кабины * 3 смены * 366 суток = 1464 м3/год

Всего на хозяйственно-бытовые нужды:

338 м³/год + 264 м³/год. + 1464 м³/год = 2066 м³/год

5.  Расход воды на продувку котлов.

Расход воды на продувку водогрейного котла типа ДКВР-10/13 (реконструированного) составляет 1,3 м³.

Продувка выполняется два раза в сутки, т.е. количество продувок составляет 728 раз/год, учитывая, что один котёл работает круглосуточно в течение года. Расход воды на продувку котла типа КВГМ-20 составляет 2,5 м³. Котлы КВГМ-20 работают только в течение отопительного сезона (один круглосуточно, второй включается при похолоданиях) и их суммарная наработка составляет 7100 часов/год (296 суток), т.е. выполняется 592 продувки.

При этом потери воды с продувкой составляют:

(728 * 1,3) + (592 * 2,5) = 2444 м³/год.

Кроме того, каждый котёл при проведении текущего ремонта, ведомственных и государственных технических освидетельствований, при устранении неисправностей опорожняется от воды не менее 4х раз в год, что при объёме котла 8 м³ составляет:

5 котлов * 8 м³ * 4 = 160 м ³/год

Всего с продувкой котлов потери воды составят:

м³/год. + 160 м ³/год = 2604 м ³/год

6.  Годовое потребление воды котельной.

Учитывая, что, вода для охлаждения подшипников оборудования, повторно используется для подпитки теплосети, годовое потребление воды котельной составит:

33913 + 844 + 2066 + 2604 + (54019 - 33913) = 59533 м³/год

7.  Годовой объём водоотведения в котельной:

(54019 - 33913) + 844 + 2066 + 2604 = 25620 м³/год

Примечание

· по объективным причинам расход воды на охлаждение подшипников оборудования, являющийся практически постоянным, не всегда сможет покрывать потери теплоносителя в теплосети;

· расход воды, указанный в пункте 5, покрывается увеличением расхода подпиточной воды.

2.3 Расчёт выработки теплоэнергии котельной

1.  Общая годовая выработка тепловой энергии котельной:

Q _выр = (Q _отп. * К _{потерь т.с.}) + q _с.н.

где

· Q _отп. = Q _{отопление} + Q _ГВС -расчётная присоединённая тепловая нагрузка (отопление при среднесуточной температуре наружного воздуха в течение отопительного сезона минус 6,4 ^оС), Гкал/час;

· Q _ГВС       - расчётный расход тепла для нужд ГВС, Гкал/год;

·        К _{потерь т.с.} - коэффициент потерь в тепловых сетях;

· q _с.н. - расчётный расход тепловой энергии на собственные нужды котельной, Гкал/год;

Q _выр = [(14,97 * 228 суток * 24 часа ) + 15724,5] * 1,12 + 2659 = 112016,2 Гкал/год

2.  Средний расчётный КПД нетто котельной:

Q₁^к η₁^к τ₁^к + Q₂^к η₂^к τ₂^к + Q₃^к η₃^к τ₃^к + Q₃^к η₃^к τ₃^к + Q₄^к η₄^к τ₄^к + Q₅^к η₅^к τ₅^к

η _нетто = ^{---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- - q} _с.н.,

Q₁^к τ₁^к + Q₂^к τ₂^к + Q₃^к τ₃^к + Q₃^к τ₃^к + Q₄^к τ₄^к + Q₅^к τ₅

 

где

· Q₁^к, Q₂^к, Q₃^к, Q₄^к, Q₅^к - среднечасовая производительность отдельных котлов на планируемый период, Гкал/час;

·        η₁^к, η₂^к, η₃^к, η₄^к, η₅^к - КПД отдельных котлов по результатам последних режимно-наладочных испытаний;

·        τ₁^к, τ₂^к, τ₃^к, τ₄^к, τ₅^к - предполагаемое число работы отдельных котлов на планируемый период, часов;

^{·              q}_с.н. - расход тепловой энергии в котельной на собственные нужды, %.

3.  Расчёт потребности в топливе:

B = Q _выр. / 7000 * η _брутто,

 

где

· B - потребность в топливе на год, кг усл. топлива;

·        Q _выр. планируемая годовая выработка теплоэнергии, ккал;

·        η _брутто - КПД брутто котельной;

·        7000 - теплотворная способность условного топлива, ккал/н м³.

B = 112016200700 / 7000 * 0,91 =17584961 кг усл. топл. = 17585 т усл. топл.

Или, при среднегодовой теплотворной способности газа в 8000 ккал/н м³ по данным поставщика, потребность в природном газе составит:

G = 17584961 кг усл. топл. * (7000/8000) = 15386840 н м³.

4.  Расчёт удельной нормы расхода топлива:

b _усл. = B / Q _выр = 17584961 кг усл. топл. /112016,2 Гкал/год = 156,98 кг усл. топл./Гкал

Глава III. Проект по совершенствованию энергоменеджмента котельной ОАО «Аэропорт Кольцово»

 

3.1 Общая характеристика энергетической политики организации

Официальная, документально закреплённая политика на предприятии отсутствует. Более того, на предприятии отсутствует такая традиционная структура (должность) как отдел энергетика. Приобретение (преобразование)-распределение-потребление энергии и ресурсов осуществляется такими структурными подразделениями предприятия как электрослужба

Вместе с тем в службах действуют различные нормативы, распоряжения, лимиты и т.д. направленные на экономию и рациональное использование энергии и ресурсов.

ОРГАНИЗАЦИЯ:

Формально за использование энергии и ресурсов несут начальники соответствующих служб, однако их влияние ограничено, так как на стадии потребления отсутствует учёт с одной стороны и, мотивация энергосбережения, с другой стороны.

МОТИВАЦИЯ:

Мотивация энергетического менеджмента находится в зачаточном состоянии и осуществляется специалистами энергетических служб неофициальным путём на уровне случайных контактов.

ИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ:

Отчёты по затратам основаны на счетах выставляемых предприятию, точнее на двухсторонних актах составленных по показаниям коммерческих узлов учёта (электроэнергия, газ). Необходимо отметить, что добыча воды ведётся из собственных подземных источников, а теплоснабжение от собственной котельной. В этих случаях используются данные приборов технологического учёта или (чаще) расчётные величины.

МАРКЕТИНГ:

Маркетинг энергоменеджмента осуществляется на уровне обучения отдельных сотрудников, а также неформального пропагандирования имеющихся достижений как внутри предприятия так и среди энергетического персонала других предприятий.

ИНВЕСТИЦИИ:

В настоящее время в предприятии ведётся инвестирование программ организации контроля над энергопотреблением и, частично, по программам энергосбережения.

Учитывая сложившиеся экономические условия хозяйствования, неблагоприятную экологическую обстановку, а также ограниченные запасы водных ресурсов в месторасположении предприятия, ОАО «АЭРОПОРТ КОЛЬЦОВО» заявляет о своей заинтересованности в проведении политики рационального использования всех видов энергии и ресурсов и внедрении мероприятий направленных на эффективное энергосбережение во всех подразделениях и технологических процессах.

НАША ПОЛИТИКА:

-исключить потери и необоснованные затраты;

повысить экономическую эффективность, производительность и улучшить условия труда;

защита окружающей среды.

НАШИ ДОЛГОСРОЧНЫЕ ЦЕЛИ:

-снизить нашу зависимость от покупаемой энергии;

использовать энергию и ресурсы с максимальной эффективностью;

улучшить экологическую среду в районе нашего предприятия за счёт уменьшения выбросов в атмосферу;

максимально использовать возможности утилизации и повторного использования ресурсов.

НАШИ ЗАДАЧИ НА БЛИЖАЙШИЙ ПЕРИОД:

-создание системы энергетического менеджмента в предприятии;

начать внедрение целевого энергетического мониторинга;

инвестирование программ энергосберегающих мероприятий позволяющих получать максимальный возврат по инвестициям с целью дальнейшего реинвестирования в деятельность энергоменеджмента;

обеспечение информацией о получаемых результатах в системе энергоменеджмента тех, кто в ней нуждается для принятия управленческих решений.

ОТВЕТСТВЕННОСТЬ:

Ответственность за контроль над энергопотреблением возлагается на менеджеров зданий, сооружений или объектов, которые подотчётны руководителям соответствующих служб предприятия.

Ответственность за затраты на энергию и ресурсы возлагается на руководителей служб (держателей бюджета), которые подотчётны напрямую финансовому директору за данные затраты.

Ответственность за координацию деятельности энергоменеджмента лежит на энергоменеджере, который через технического директора подотчётен Комитету по энергоменеджменту. Ответственность за формирование и выполнение энергетической политики лежит на Комитете по энергоменеджменту, который подотчётен Совету Директоров. Для осуществления энергетической политики в предприятии создаётся структурное подразделение - отдел энергетического менеджмента (ОЭМ), который функционально подчиняется техническому директору.

СТРУКТУРА:

Энергоменеджер будет представлять ежемесячный отчёт техническому директору о деятельности системы энергоменеджмента с выделением затрат на:

энергопотребление по всем службам (отделам), энергоёмким технологическим процессам и объектам;

деятельность энергоменеджмента, а также отражать экономию по реализованным энергосберегающим мероприятиям и проектам.

Энергоменеджер будет представлять квартальный отчёт Комитету по энергоменеджменту, который будет регулярно отчитываться и делать ежегодную презентацию Совету Директоров по вопросам:

энергопотребление предприятия;

мероприятия энергоменеджмента, предпринятые для снижения энергопотребления и повышения его эффективности;

экономия финансовых средств по результатам деятельности энергоменеджмента.

ЛИНИЯ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ:

Формальная связь по вопросам, касающимся контроля над энергопотреблением конечными пользователями или держателями бюджета, будет проходить через энергоменеджера, который, при необходимости, доводит информацию техническому директору, другим старшим руководителям и Комитету по энергоменеджменту.

Формальная связь по вопросам, касающимся мероприятий по энергоменеджменту, также будет проходить через энергоменеджера, который, при необходимости, доводит информацию до соответствующих конечных пользователей, держателей бюджета, других старших руководителей и Комитета по энергоменеджменту.

3.2 Предполагаемые мероприятия по энергоменеджменту

В наступающем году будут предприняты следующие мероприятия по энергоменеджменту:

аудит потребления всех видов энергии и ресурсов - I квартал;

разработан план внедрения Целевого Энергетического Мониторинга и начато его внедрение - II квартал;

разработаны энергосберегающие проекты и начато их внедрение по аэровокзальному комплексу и котельной -III квартал;

организован маркетинг энергоменеджмента - постоянно;

РЕСУРСЫ:

Количество сотрудников, работающих в сфере энергоменеджмента, их специализация и квалификация, а также объём инвестиций, соответствуют спросу на данную деятельность.

Количество сотрудников в отделе энергоменеджмента в наступающем году будет 5 человек.

Финансирование в наступающем году составит 10 % годовых затрат на энергоресурсы, т.е. - 2,165 млн.руб. в ценах 1998 года.

ПРОВЕРКИ:

Все мероприятия энергоменеджмента являются предметом для периодических проверок. Энергоменеджер будет определять успешность достижения поставленных целей и экономическую эффективность внедрённых проектов.

Итоги аудита данной деятельности будут представлены Комитетом по энергоменеджменту Совету Директоров, а соответствующие выдержки будут направлены старшим руководителям, держателям бюджета служб (отделов) и конечным пользователям энергии и ресурсов.

Данный документ будет пересматриваться и обновляться ежегодно.

Совет Директоров отвечает за принятие энергетической политики и подотчётен Собранию Акционеров. Старшие менеджеры несут ответственность за затраты на энергию и ресурсы и эффективность энергопотребления по своим направлениям деятельности. Они подотчётны через генерального директора Совету Директоров.

Комитет Энергоменеджмента ответственный за формирование и выполнение энергетической политики. Он подотчётен Совету Директоров через своего руководителя и состоит из 13 членов.

Начальники служб и отделов (держатели бюджета) ответственны за затраты на энергию и ресурсы и подотчётны старшим менеджерам по соответствующим направлениям деятельности. Энергоменеджер несёт ответственность за эффективность энергоменеджмента в предприятии. Он подотчётен Комитету энергоменеджмента через своего линейного менеджера - технического директора. Вместе с тем, энергоменеджер ежемесячно, а в необходимых случаях еженедельно, направляет информацию о состоянии энергоменеджмента руководителям служб и отделов и другим старшим руководителям.

Энергоменеджером может быть назначено лицо имеющее опыт практической работы на должностях руководителя и специалиста в «малой» энергетике, в т.ч. в должности энергетика предприятия не менее 3х лет, имеющее способности к административно-управленческой деятельности и прошедшее обучение энергоменеджменту.

Персонал энергоменеджмента ответственен за практическое осуществление этого вида деятельности, подотчётен энергоменеджеру. Отдел энергоменеджмента (ОЭМ) состоит из 5 человек. В штат ОЭМ должны входить специалисты с образованием не ниже среднего специального и опытом работы по основной специальности не менее 3х лет на должностях специалистов и руководителей младшего звена.

Это могут быть специалисты с образованием теплотехнического, электротехнического, электромеханического, энергоёмкого технологического и экономического профиля. Для них обязательно умение работы на компьютере и знание бухгалтерского учёта. Персонал должен пройти обучение основам менеджмента в т.ч. энергоменеджмента.

Ключевой персонал ответственен за контроль над энергопотреблением и подотчётен начальникам служб (держателям бюджета). Считаю необходимым уточнить, что, применительно к структуре и условиям хозяйствования моего предприятия, к ключевому персоналу следует отнести начальников смен, мастеров участков, технологов, инженеров и техников по эксплуатации, менеджеров помещений и объектов, т.е. руководителей и специалистов младшего управленческого звена. Квалификация ключевого персонала должна соответствовать требованиям его должностных обязанностей.

Группа «энергетические представители» несёт ответственность за рациональное использование энергии и ресурсов. Её члены подотчётны своим руководителям из числа ключевого персонала. В условиях моего предприятия энергетических представителей следует назначать из числа операторов отдельных агрегатов, технологических линий и процессов, дежурных, обходчиков, машинистов установок, слесарей контрольно-измерительных приборов, наладчиков систем автоматического регулирования, учёта и контроля. Их квалификация и специализация должны соответствовать условиям технологических процессов или порученной им работы.

Численный состав этой группы, также как и численность ключевого персонала, значения не имеет (во всяком случае для этого задания). Важно, чтобы представители каждой из этих двух групп были назначены в каждой смене, в каждом технологическом процессе, в каждом отдельном или автономном здании, сооружении или объекте.

Общий персонал тоже несёт ответственность за рациональное энергопотребление.

 

3.3 Анализ действующей системы теплоснабжения

СУЩЕСТВУЮЩЕЕ ПОЛОЖЕНИЕ

·   система теплоснабжения проектировалась с учётом роста теплопотребления при расширении производства и жилищного строительства;

·   котельная строилась в две очереди (условно цех №1 и цех №2). Цех №1 с тремя котлами типа ДКВР-10/13 и двумя сетевыми насосами эксплуатируется с 1968 года. В 1993 году котлы реконструированы на работу в водогрейном режиме. Круглогодично работает один котёл и один сетевой насос. Электроснабжение цеха от отдельной подстанции. Цех №2 с двумя котлами типа КВГМ-20 и тремя сетевыми насосами эксплуатируется только в отопительный сезон, при этом используются только один котёл и два сетевых насоса, предусмотрена возможность расширения за счёт установки третьего котла. Отсюда мощность отдельной электроподстанции, где установлено два трансформатора по 1000 кВ.А;

·   цеха №1 и №2 автономны, но в отопительный сезон работают параллельно в общую тепловую сеть;

·   котельная вырабатывает теплоноситель в виде горячей воды для нужд отопления и ГВС. Система теплоснабжения закрытая, однако имеется доля полу благоустроенного жилого сектора, где производится несанкционированный отбор воды из систем отопления. Теплоснабжение потребителей осуществляется как через независимые, так и зависимые схемы присоединения. ГВС осуществляется через 5 ЦТП и 11 ИТП;

·   протяжённость теплосети 32 км, объём систем теплоснабжения и теплопотребления 1600 м³;

·   учёт потребления газа ведётся коммерческими узлами учёта ежесуточно, учёт отпуска(выработки) тепловой энергии ведётся расчётным способом помесячно, учёт теплопотребления ведётся по проектным нагрузкам и используется только в разовых случаях, электропотребление принимается по данным электрослужбы ежемесячно (его «объективность» описана в предыдущих ответах на задания по настоящему курсу);

·   на теплообменниках ГВС не работают или вообще отсутствуют средства регулирования, водоснабжение (в том числе ГВС) жилого сектора ведётся по графику в среднем 11-12 часов в сутки, а производственной зоны непрерывно;

·   система теплоснабжения вынуждено работает по графику 105/70 в связи с не укомлектованностью подавляющего большинства потребителей элеваторными узлами, что ограничивает повышение температуры теплоносителя и снижение расхода сетевой воды. Ситуация усугубляется также невозможностью снижения температуры теплоносителя на источнике теплоты ниже 70 ^оС при высоких температурах наружного воздуха в осенне-весенний период из-за необходимости ведения ГВС;

·   регулирование производительности тягодутьевого и насосного оборудования осуществляется с применением устройств дроссельного типа;

·   процент использования установленной мощности отличается в отрицательную сторону от нормативных величин, особенно в начале и конце отопительного периода.

ВЫВОДЫ:

№ п/п	недостатки системы теплоснабжения	предлагаемые мероприятия по их устранению
	нерациональное использование теплоэнергии конечными пользователями	оснащение систем теплопотребления приборами учёта и регулирования; внедрение соответствующей системы оплаты за потребление в жилом секторе и материальной заинтересованности/ответственности на производстве; утепление зданий и сооружений.
	нарушена изоляция трубопроводов в подвалах зданий, отдельные подвальные помещения не утеплены	все вышеизложенные мероприятия; восстановление изоляции трубопроводов;
	подземные теплотрассы затоплены или периодически затопляются, нарушена изоляция	устройство дренажных систем и/или организация своевременной откачки воды; устранение причин затопления; восстановление изоляции.
	нерегулируемая подача тепла на нужды отопления во всех имеющихся схемах присоединения в осенне-весенний периоды, когда на источнике теплоты снижение температуры теплоносителя не производится ниже 70 0С требуемых для ГВС.	установка узлов смешения при зависимых схемах присоединения; установка приборов регулирования по отдельным потребителям; оснащение независимых схем присоединения системами регулирования; перевод всех потребителей на независимые схемы присоединения; создание централизованной системы ГВС;
	повышенный расход циркулирующей сетевой воды.	регулировка гидравлического режима сетей распределения; перекладка отдельных участков теплосетей; установка регулирующих устройств на теплообменниках ГВС.
	подача теплоносителя на нужды ГВС в то время когда ГВС не ведётся, равно как и не регулируемая подача	оснащение систем ГВС автоматическими регуляторами температуры нагреваемой воды
	нерациональная загрузка отдельного оборудования цеха №1 и в целом цеха №2, эксплуатация оборудования с низким КПД.	увеличение мощности понижающей электроподстанции цеха 1; коммутация трубопроводов теплосети в пределах котельной для использования котлов и сетевых насосов обеих цехов в любых сочетаниях;
	потери с дымовыми газами	утилизация тепла уходящих дымовых газов; очистка поверхностей нагрева от внутренних и наружных загрязнений.
	низкая температура воздуха на горение	подогрев воздуха; забор воздуха из верхней части здания котельной.

В структуре предприятия не предусмотрено такое подразделение как отдел энергетика, а его функции распределены по специализированным службам, подчинённым разным директорам по направлениям деятельности предприятия.

В этих службах, конечно, разрабатываются различные планы работ и мероприятий, но преследуемые при этом цели, как правило, далеки от энергосбережения. Тем не менее, отдельные из них представляют интерес прежде всего из соображений снижения энергопотребления или повышения его эффективности, но, подчёркиваю, на предприятии сложилось так, что при разработке таких планов основными критериями являются: повышение надёжности, увеличение (восстановление) ресурса, снижение объёма ремонта и технического обслуживания и т.д.

Из уже реализованных проектов к таким можно отнести замену в резервном топливном хозяйстве мазута на авиационный керосин, который не требует подогрева, перемешивания, качество которого не снижается при хранении.

Проблемы, которые решались при этой замене:

отсутствие собственных ж/д подъездных путей и необходимость слива мазута в ёмкости другого предприятия расположенного в 8 км (плата за слив мазута и хранение до перевозки);

необходимость сжигания 450-500 тонн мазута ежегодно только из-за истечения сроков хранения (использование газа в качестве топлива выгоднее, а кроме того, резервное топливо предназначено для использования только в случаях аварий на газопроводах);

обработка (сброс) загрязнённых в мазутохозяйстве вод, в том числе конденсата 0,7-0,8 т/час.

3.4 Мероприятия по снижению топливных затрат

ПРОЕКТ 1.

Оснащение системы отопления аэровокзального комплекса средствами автоматического регулирования теплопотребления.

Цель проекта:

снижение теплопотребления на 16 % за отопительный сезон за счёт регулирования теплопотребления, особенно в начале и конце отопительного периода, создание условий соответствующих санитарно-гигиеническим требованиям.

Описание проекта и техническая экспертиза.

Учитывая, что аэровокзальный комплекс (АВК) состоит из отдельных помещений различного назначения построенных (пристроенных, реконструированных и т.д.) в разное время, но имеющих раздельные системы отопления потребляющих энергию от общего теплового узла, для реализации проекта понадобится монтаж 6 узлов регулирования. Регулирование теплопотребления будет производится на основе контроля температуры в характерных точках помещений. Кроме того, понадобится установка дополнительно 16 радиаторных терморегуляторов, так как опыт эксплуатации показывает, что даже при ручном регулировании температуры в основных помещениях, в отдельных обособленных служебных и вспомогательных помещениях температура достаточно высокая. Монтаж узлов регулирования в существующих условиях не представляет сложности - они будут смонтированы по принципу байпасных линий существующих запорных устройств.

Стоимость проекта

Стоимость одного узла регулирования вместе с монтажом, наладкой и гарантийным обслуживанием в течение года составляет 18 тыс.руб., стоимость радиаторного терморегулятора - 160 руб., причём установку терморегуляторов можно осуществить при техническом обслуживании или текущем ремонте систем отопления.

В целом затраты на реализацию проекта составят 109560 руб.

Экономия от внедрения проекта

Установлено, что около 16 % отпускаемой тепловой энергии в годовом исчислении теряется в начале и конце отопительного периода за счёт завышенных параметров теплоносителя требуемых для ведения ГВС. Логично предположить, что не менее тех же 16 теряется прежде всего в производственной зоне, в т.ч. в АВК.

При расчётном теплопотреблении АВК составляющим 9506 Гкал в год, его фактическое теплопотребление составляет:

х 116 % = 11027 Гкал/год,

т.е. потери только по этой причине составят не менее

- 9506 = 1521 Гкал/год

или в денежном выражении

х 162 руб/Гкал = 246402 руб/год

Отсюда срок окупаемости будет:

/246402 = 0,44 года

Учитывая вышеизложенное, нетрудно подсчитать, что при лимитировании срока окупаемости в 1 год, установка такого узла регулирования при сложившейся ситуации, оправдана на любой системе теплопотребления, чьё потребление превышает 111 Гкал в год. В условиях аэропорта это около 90 % систем теплопотребления.

ПРОЕКТ 2.

Внедрение частотного регулирования скорости вращения электроприводов тягодутьевых устройств

Цель проекта:

снижение электропотребления приводов дымососов и вентиляторов котлов, увеличение межремонтного периода пускорегулирующей аппаратуры и двигателей, стабилизации напряжения в сети.

Описание проекта и техническая экспертиза.

Предлагаемые для внедрения вариаторы скорости вращения электроприводов на основе электронных преобразователей частоты не нуждаются в особой презентации, так как, во-первых - они уже получили достаточное распространение в системах регулирования, в том числе и на дымососах и вентиляторах, а во-вторых, не требует доказательств тот факт, что электропотребление привода оснащённого вариатором скорости вращения снижается, так как существующую систему регулирования производительности тягодутьевой установки можно сравнить с попыткой использования плуга в качестве регулятора скорости движения автомобиля.

Технические риски при эксплуатации вариаторов скорости вращения только снижаются, так как система предусматривает «мягкий» пуск электродвигателя и защиту от асимметрии или обрыва фаз, а также превышения тока.

Более того, применение частотного регулятора позволяет отказаться от достаточно громоздкой и технически несовершенной системы регулирования производительности(имеется в виду звено: «исполнительный механизм -регулирующий орган» с его сочленениями).

Монтаж частотного регулятора не представляет сложности из-за малых габаритов и отсутствия особых требований к месту размещения.

Объём технического обслуживания сравним с объёмом существующей системы регулирования.

Рынок в регионе уже достаточно наполнен предложениями подобного рода, многие фирмы, помимо чисто демонстрационных образцов, предлагают к ознакомлению уже внедрённые проекты со сроком эксплуатации до 3 лет.

Стоимость таких вариаторов колеблется от 230 до 300 долларов за кВт регулируемой мощности включая монтаж, наладку и гарантийное обслуживание.

Стоимость проекта.

Затраты на оснащение дымососа и вентилятора одного котла цеха №2 составят: (55 кВт + 37 кВт) х $240 = 133584 руб.

Энергопотребление этих тягодутьевых устройств (по результатам замеров) за январь месяц 1998 года составило 31154 кВт*ч, в то время, как расчётное потребление рассчитанное исходя из объёма отведённых продуктов сгорания и поданного воздуха на основании использованного топлива и режимной карты, должно было быть 19722 кВт*ч, т.е. при использовании вариаторов скорости вращения экономия могла составить 11432 кВт*ч, что в денежном выражении будет:

х 0,498 руб./кВт*ч = 5693 руб.

При этом срок окупаемости будет

/5693 = 23,5 месяцев (1,96 года)

Необходимо уточнить, приведённый расчёт корректен только для зимних месяцев. В осенне-весенний период коэффициент использования установленной мощности объективно снижается, а, следовательно, возрастает потенциальная экономия и сокращается срок окупаемости.

ПРОЕКТ 3.

Коммутация трубопроводов теплосети.

Цель проекта:

рациональная загрузка основного и вспомогательного оборудования котельной при изменениях температуры наружного воздуха в отопительный сезон направленная на снижение энергопотребления, резервирование оборудования.

Описание проекта и техническая экспертиза

В начале отопительного периода и при его окончании (общий срок около 4 месяцев) для обеспечения гидравлического режима теплосети требуется эксплуатация трёх сетевых насосов, а присоединённая нагрузка потребителей ниже минимальной теплопроизводительности котельной, так как эксплуатируется по одному котлу в каждом цехе. Эксплуатация только оборудования цеха №2 нецелесообразна из-за:

низкой загрузки установленной мощности;

минимальная теплопроизводительность котла КВГМ-20 выше присоединённой нагрузки потребителей;

отсутствия резерва сетевых насосов.

Эксплуатация цеха №1 невозможна из-за недостатка сетевых насосов.

Использование какой-либо комбинации оборудования цехов №1,2 осложнено из-за невозможности получения удовлетворительного смешения сетевой воды в узле распределения (cм. схему). Кроме того, при том, что в этот период вполне достаточно нагрева теплоносителя до температуры 70 ^оС для ведения ГВС, эксплуатационный персонал во избежание частых остановок котлов допускает нагрев до более высоких температур, а при остановке котлов не отключает тягодутьевые устройства.

Монтаж коммутирующей перемычки (на схеме отмечена пунктиром) из трубы диаметром 400 мм протяжённостью 32 м и запорного устройства позволит использовать в работе любое сочетание насосного и котлового оборудования, т.е. в начале и конце отопительного сезона любые три сетевых насоса и котёл(лы) цеха №1, а при средних нагрузках возможно использование только котлов цеха №2 в оптимальных режимах.

Стоимость проекта.

Затраты на реализацию проекта составят:

строительно-монтажные работы - 12000 руб.;

стоимость материалов - 5000 руб.

Экономия от внедрения проекта.

В рамках этого учебного задания я не стану детально определять выгоды от внедрения проекта, а воспользуюсь данными справочной литературы и собственным опытом.

По моим предположениям эффективность электропотребления будет увеличена за счёт повышения коэффициента использования установленной мощности тягодутьевых устройств цеха №1 в течении как минимум 4х месяцев, а также отсутствия электропотребления тягодутьевыми устройствами цеха №2, в том числе из-за отсутствия потерь при вентиляции топки котла перед каждым розжигом (расхолаживании при остановке), что позволит снизить электропотребление всех тягодутьевых устройств в годовом исчислении не менее чем на 10 % (37187 кВт*ч) или в денежном выражении 18519 руб. Кроме того, снижение потребления газа составит не менее 5 % за счёт возможности более точно поддерживать температуру теплоносителя в эти месяцы, т.е. экономия на топливе составит 28300 руб.

Следовательно, срок окупаемости будет:

(12000 + 5000)/(18519 + 28300) = 0,36 года.

ПРОЕКТ 4.

Создание централизованной системы ГВС.

Цель проекта:

снижение затрат на энергопотребление предприятия на 16 % в год, повышение надёжности работы сетей водо- и теплоснабжения.

Описание проекта и техническая экспертиза.

Идентификация проблемы:

-осуществление ГВС ведётся через 5 ЦТП и 11 ИТП, в некоторые ИТП теплоноситель подаётся по 4х трубной сети;

в большинство систем теплопотребления (на отопление) теплоноситель подаётся через прямые схемы присоединения;

ГВС ведётся по регулярному графику (с 6⁰⁰ час. до 9⁰⁰ час., с 12⁰⁰ до 14⁰⁰, с 17⁰⁰ до 23⁰⁰ часов) без использования баков-аккумуляторов;

в системе ГВС практически отсутствуют средства регулирования.

Создание централизованной системы ГВС подразумевает монтаж в одном из свободных пристроев котельной (бывший узел химводоподготовки) соответствующего теплообменного и насосного оборудования, установку двух аккумуляторных баков общей ёмкостью не менее 300 м³, а также, с целью коммутации существующей системы ГВС с вновь создаваемой, прокладку 220 метров трубы диаметром 200 мм на опорах, 600 метров трубы диаметром 80-100 мм в каналах из сборного железобетона (существующих), ряд врезок в тепловых камерах и узлах управления.

В рамках данного проекта (и даже вне его) в производственной зоне целесообразно системы отопления потребителей перевести на работу по независимой схеме присоединения через два имеющихся ЦТП, которые в настоящее время используются как узлы переключения теплосети и места приготовления горячей воды (необходимое насосное и теплообменное оборудование и трубопроводы смонтированы - отсутствуют только средства регулирования), а на источнике теплоты предусмотреть отбор теплоносителя на это направление до узла регулирования температуры в целом на теплосеть.

Стоимость проекта.

По предварительным прикидкам стоимость материалов, оборудования и монтажно-наладочных работ не превысит 925 тысяч рублей.

Выгоды от реализации проекта.

Внедрение предлагаемого проекта позволит снизить отпуск тепловой энергии в теплосети не менее чем на 16 % в годовом в годовом исчислении за счёт повышения эффективности регулирования температуры теплоносителя в переходные периоды отопительного сезона, что в денежном выражении составит:

Гкал/год х 16 % х 162 руб/Гкал = 2 877 224 руб/год

Кроме того, повысится качество приготовляемой воды за счёт использования баков-аккумуляторов (в условиях подачи воды по графику, за счёт заполнения трубопроводов и повышенного водоразбора какое-то время вода не догревается в подогревателях), а также стабилизируется режим работы сетей холодного водоснабжения.

Электропотребление на нужды ГВС тоже снизится. На сегодняшний день для этих целей используется четыре повысительных и три рециркуляционных насоса с общей мощностью электроприводов 60 кВт. Предлагаемые для установки насосы будут иметь электроприводы мощностью 45 кВт (рабочий циркуляционный) и 11 кВт (рабочий рециркуляционный) и оснащены регуляторами скорости вращения.

При реализации проекта будет ликвидировано 11 теплообменных установок в ИТП и 5 теплообменных установки в ЦТП, что приведёт к улучшению гидравлического режима теплосети, а при внедрении некоторых других проектов появится возможность повышения температуры теплоносителя на нужды отопления, что позволит снизить энергопотребление сетевыми насосами.

За счёт концентрации оборудования в одном месте, качество и своевременность его обслуживания возрастут, а следовательно, снизятся затраты на его ремонт.

При снижении затрат на техническое обслуживание на 8500 руб/год, потенциальная экономия составит:

+ 93051 + 2877224 = 2978775 руб/год

Срок окупаемости при этом будет:

/2978775 = 0,31 года

СПИСОК РЕКОМЕНДОВАННЫХ ПРОЕКТОВ.

№ проекта	Название проекта	экономия в энергет.экв., Гкал	Экономия тыс.руб.	Затраты, тыс.руб.	срок окупаемости, лет
1	Повторное использование отработанной воды в котельной	551	489,60	4,30	0,009
2	Создание централизованной системы ГВС	17922	2978,78	925,00	0,31
3	Создание системы энергетического менеджмента на предприятии	46748	2165.19	0,33
4	Коммутация трубопроводов теплосети	689	46,82	17,00	0,36
5	Оснащение системы отопления АВК средствами автоматического регулирования теплопотребления	1521	246,40	109,56	0,44
6	Внедрение частотного регулирования скорости вращения электроприводов тягодутьевых устройств	10	5,69	133,58	1,96
ИТОГО:		67441	10262,85	3354,63	0,33

Общая экономия составит

Гкал/год - 67441 Гк

ЦЭМ

Для внедрения ЦЭМ в котельной необходима организация учёта приборным способом:

потребляемого газа;

потребляемой воды;

потребляемой электроэнергии.

Счётчики необходимо разместить на вводах соответствующих коммуникаций в котельную.

Учитывая необходимость измерения количества тепловой энергии отпускаемой на различные нужды, требуется также организация узлов учёта на:

системе отопления;

системе ГВС;

технологической линии.

Учитывая стоимость и точность показаний паровых счётчиков, целесообразна установка теплосчётчиков непосредственно на трубопроводах системы отопления и системы ГВС. Кроме того, данные расходомеров счетчиков тепловой энергии можно использовать для определения потребляемой мощности электродвигателями соответствующих циркуляционных насосов, а также расхода воды на подпитку системы отопления и системы ГВС и, следовательно, потребляемой мощности соответствующих подпиточных насосов.

С установкой счётчика пара на технологию придётся смириться, так как оценивать количество пара на технологические нужды по показаниям расходомера питательной воды для котла будет некорректно как из-за наличия отбора пара на собственные нужды (который можно в принципе измерить или принять расчётным), так и из-за потерь через неплотности арматуры продувочных и дренажных линий, потерь с продувкой, потерь через неизолированные поверхности оборудования и трубопроводов.

Так как имеются счётчики расхода воды в составе теплосчётчиков, т.е. известна выполняемая работа электродвигателями насосов систем ГВС и отопления - их электропотребление можно определить. То же относится и к тягодутьевой установке, электропотребление которой можно определять по расходу газа. Для этих групп потребителей установка электросчётчиков не является первостепенной, особенно при наличии системы автоматического контроля и учёта потребления/отпуска энергии и ресурсов с соответствующим программным обеспечением.

Установка счётчиков электроэнергии требуется отдельно для таких групп потребителей как:

освещение;

систем автоматического регулирования, защит, сигнализации и контроля;

питательные насосы;

прочее потребление.

Энергоучётный центр	целевой параметр	используемые счётчики	контролируемый вид энергии или ресурса
котельная	Суммарная выработка теплоэнергии	электросчётчик на вводе; теплосчётчики	электропотребление
		водосчётчик на вводе; теплосчётчики	водопотребление
		газосчётчик на вводе;  теплосчётчики	газопотребление
Система отопления	Температура наружного воздуха	Теплосчётчик системы отопления	Отпуск тепловой энергии
	Количество подпиточной воды	Расходомеры теплосчётчика	объём утечек из системы отопления
Система ГВС	кол-во нагреваемой воды	теплосчётчик	отпуск тепловой энергии
Технология	Выпуск продукции	счётчик пара	отпуск тепловой энергии
Освещение	время работы	электросчётчик	электропотребление

Определим годовые затраты на воду с учётом стоимости воды 5000 руб/м³, работы цеха 50 рабочих 5-дневных недель в году и средне недельном потреблении 1100 м³ воды:

1100 м³/нед. х 5000 руб/м³ х 50 нед. = 275000000 руб/год

Рассмотрим вариант установки максимального количества счётчиков (5 шт.) на все направления.

Стоимость 5 счётчиков с монтажом составит:

4000000 руб/шт. х 5 шт. = 20000000 руб.

Используя формулу:

С = ( А х Р х t ) / 100 , где

С - обоснованные затраты на счётчики (20 млн.руб.);

А - годовые затраты на воду (275 млн.руб.);

Р - потенциальная экономия;- приемлемый срок окупаемости (1 год),

определим возможную потенциальную экономию:

Р = 100 х С / А х t

Р=100 х 20000000 / 275000000 х 1 = 7,8 %

Учитывая, что потенциальная экономия в целом по цеху от внедрения 5 счётчиков воды сопоставима с величиной (5-10 %) рекомендуемой для аналогичных проектов, для данного цеха экономически оправдана установка водосчётчиков на все 5 ответвлений.

Детальная проработка данного вопроса подтверждает экономическую целесообразность установки отдельных счётчиков с заданным сроком окупаемости в 1 год на ответвления:

линия мойки бутылок N 3;

общий счётчик для линий N 1,2;

-два счётчика на ответвления: «АБК» и «На бытовые нужды».

При выборе окончательного варианта заслуживает рассмотрения и такой вопрос: при рациональном расположении счётчиков и наличия возможности визуального осмотра водопроводов на предмет их состояния (наличия утечек), допустима установка только одного счётчика на какую-либо из линий N 1 или N 2. В этом случае водопотребление второй из этих двух линий можно определять как разницу показаний общего существующего счётчика и сумму показаний 4х других по ответвлениям.

При установлении целевой функции: Э = 0,95а + 0,95вР,

используя уже имеющиеся по предыдущим заданиям данные, уравнение примет вид: Э=0,95 х 2600 + 0,95 х 108Р = 2470 + 102,6Р

№ недели	действительное потребление кВт*ч	целевое потребление кВт*ч	отклонение		кумулятивное отклонение
			кВт*ч	руб.	кВт*ч	руб.
12	9200	9447	-227	-95340	-227	-95340
13	8260	8216	44	18480	-183	-78860
14	7890	7805	85	35700	-98	-41160
15	6940	6984	-44	-18480	-142	-59640
16	9120	8934	186	78120	44	18480
17	7170	6779	391	164220	435	182700
18	9210	8831	379	159180	814	341880
19	9340	9242	98	41160	912	383040
20	10060	9755	305	128100	1217	511140
21	7870	7497	373	156660	1590	667800

При снижении базового электропотребления (2600 кВт.ч/нед) на 1340 кВт.ч/нед., целевая функция примет вид:

Е = 0,43 + 0,95*в*Р

где

,43 = 1 - (0,05 + 1340/2600)

Суммарная годовая экономия электроэнергии составит:

5 % + 52 % = 57 %, где

% -экономия за счёт достижения целевого электропотребления;

%-экономия за счёт снижения базового электропотребления,

или в натуральном выражении потенциальная годовая экономия будет:

Р_год. =Р_ср.нед. х 51 нед =Е_ср.нед. - Е_{цел.ср.нед.}, где

Е_ст._ср.нед = а + вМ_ср.нед. (здесь: М_ср.нед.- выпуск продукции, шт.)

Е_цел._ср.нед = 0,43а + 0,95вМ_ср.нед.;

Р_год =[(а + вМ_ср.нед) - (0,43а + 0,95вМ_ср.нед)] х 51 нед_. =

=[(2600 + 108 х 57,3)-(0,43 х 2600 + 0,95 х 108 х 57,3)]х51=

= 91367 кВт*ч/год.

Глава IV. Безопасность жизнедеятельности и охрана труда

4.1 Введение

Охрана труда в широком смысле слова - это система сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая в себя правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия.

Каждый работник обязан знать и выполнять правила техники безопасности (ПТБ), относящиеся к обслуживаемому оборудованию и организации труда на рабочем месте; в случае неисправности оборудования, механизмов и приспособлений, представляющих опасность для людей, и нарушений правил безопасности принять срочные меры для предотвращения опасности и доложить вышестоящему руководителю.

На руководителей энергетических предприятий возлагается общее руководство работой по технике безопасности, а на начальников котельных - организация работы по технике безопасности и обеспечению безопасных условий труда.

Начальники цехов, участков, служб, лабораторий и мастерских обязаны обеспечивать регулярное проведение организационных и технических мероприятий по созданию безопасных условий труда, плановый инструктаж и обучение персонала безопасным методам работы и постоянный контроль за выполнением правил техники безопасности.

4.2 Безопасность труда

Паровые котлы, трубопроводы, аппараты и сосуды, находящиеся под давлением, грузоподъемные механизмы, подконтрольные Госгортехнадзору, должны быть зарегистрированы в его местных органах, подвергнуты первичному техническому освидетельствованию с разрешением на эксплуатацию, записанным в паспорте, и в установленные правилами сроки подвергаться испытаниям и освидетельствованиям по нормам Госгортехнадзора.

Защитные средства и приспособления, применяемые в электрических установках, необходимо испытывать и осматривать в соответствии с действующими правилами и нормами.

Ответственность за несчастные случаи, происшедшие в эксплуатирующей организации, несут лица административно - технического персонала, которые не обеспечили соблюдение правил техники безопасности и промышленной санитарии и не приняли должных мер для предотвращения несчастных случаев, а также лица, непосредственно нарушившие правила.

Каждый несчастный случай, а также нарушения правил техники безопасности должны быть тщательно расследованы, выявлены причины и виновники их возникновения и приняты меры по предупреждению повторения подобных случаев. Сообщения о несчастных случаях, их расследование и учет должны осуществляться в соответствии с "Положением о расследовании и учете несчастных случаев на производстве". О несчастных случаях и авариях на объектах, подконтрольных Госгортехнадзору, надлежит немедленно сообщать местным органам Госгортехнадзора.

Ответственность за правильное и своевременное расследование и учет несчастных случаев, оформление актов по форме Н-1, выполнение мероприятий, указанных в актах, несут руководитель энергопредприятия, руководители подразделений и производственных участков.

Материалы расследования тяжелых и групповых несчастных случаев и случаев со смертельным исходом, а также соответствующие циркуляры и обзоры должны быть проработаны со всем персоналом энергетического предприятия.

Производственный персонал котельных должен быть обучен практическим приемам оказания первой помощи пострадавшим при несчастных случаях.

При проведении сторонними организациями строительно-монтажных, наладочных и ремонтных работ в действующих котельных должны быть разработаны совместные мероприятия по технике безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности, а также по взаимодействию эксплуатационного строительно - монтажного, ремонтного и наладочного персонала. Мероприятия утверждаются главным инженером энергетического предприятия.

Ответственность за подготовку рабочего места, координацию действий по выполнению совместных мероприятий по безопасности труда, а также допуск к работам несет администрация энергетического предприятия.

Ответственность за организацию и выполнение мероприятий по безопасности труда на своих участках работы, за соответствие квалификации персонала и соблюдение им требований безопасности несут руководители сторонних организаций.

В каждом цехе, участке, службе, мастерской и других объектах, а также на выездных аварийных автомашинах должны быть аптечки с постоянным запасом необходимых медикаментов и перевязочных материалов. Персонал должен быть обеспечен спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты в соответствии с действующими нормами.

Персонал, находящийся в помещениях котельных с действующим оборудованием (за исключением щитов управления), а также в надземных и подземных сооружениях на территории котельных, должен надевать защитные каски.

Руководители энергетических предприятий несут ответственность за пожарную безопасность помещений и оборудования котельных, а также за наличие и исправное состояние первичных средств пожаротушения; по согласованию с местной пожарной охраной должны быть разработаны на основании "Правил пожарной безопасности для энергетических предприятий РД 34.113.301-87 (ППБ 139-87)" инструкция по пожарной безопасности и оперативный план пожаротушения.

Руководители энергетических предприятий по согласованию с местной пожарной охраной должны создавать пожарно-техническую комиссию и добровольную пожарную дружину согласно действующим положениям.

Руководители энергетических предприятий обязаны назначить из числа руководящего персонала ответственных за противопожарное состояние котельных, мастерских, лабораторий, складов и т.п., а также за исправное состояние пожарного инвентаря и первичных средств пожаротушения; утверждать график проверки средств пожаротушения, контролировать проведение инструктажа работников и периодическую проверку знаний ППБ.

Каждый случай пожара подлежит расследованию комиссией с обязательным участием работников пожарной охраны для установления причины пожара, виновников его возникновения, убытков и разработки противопожарных мероприятий.

Рабочие и служащие, вновь принятые на работу, обязаны проходить первичный и повторные противопожарные инструктажи по соблюдению мер пожарной безопасности на своем участке и обучаться приемам пользования средствами пожаротушения с оформлением протокола и росписью в специальном журнале.

Первичный инструктаж проводят при оформлении рабочих и служащих на работу. Допускать к работе вновь принятых рабочих и служащих без прохождения первичного противопожарного инструктажа запрещается.

В котельной должна быть разработана инструкция о конкретных мерах пожарной безопасности и противопожарном режиме в каждом цехе, лаборатории, мастерской и других участках, согласованная с местной пожарной охраной и утвержденная руководителем энергопредприятия.

Сварочные и другие огнеопасные работы на предприятиях должны проводиться в соответствии с требованиями "Инструкции о мерах пожарной безопасности при проведении огневых работ на промышленных предприятиях и других объектах народного хозяйства".

Огневые работы на газопроводах с горючими газами и другом взрывоопасном оборудовании, а также на противопожарном водопроводе должны проводиться по согласованию с лицами, ответственными за пожарную безопасность соответствующих участков, только с письменного разрешения главного инженера предприятия, согласованного с организациями городского газового хозяйства и местным органом пожарной охраны.

Фактическое состояние условий труда на рабочем месте оценивается по следующим факторам:

) степени вредности и опасности;

) степени травмобезопасности;

) обеспеченности работников средствами индивидуальной защиты, а также эффективности этих средств.

Тепловые электростанции (ТЭС) эквивалентной электрической мощностью 600 мВт и выше, использующие в качестве топлива уголь и мазут, относятся к предприятиям первого класса и должны иметь СЗЗ не менее 1000 м, работающие на газовом и газо-мазутном топливе, относятся к предприятиям второго класса и должны иметь СЗЗ не менее 500 м.

ТЭЦ и районные котельные тепловой мощностью 200 Гкал и выше, работающие на угольном и мазутном топливе, относятся ко второму классу с СЗЗ не менее 500 м, работающие на газовом и газомазутном топливе (последний - как резервный), относятся к предприятиям третьего класса с СЗЗ не менее 300 м.

При наличии в зоне максимального загрязнения от котельных жилых домов повышенной этажности высота дымовой трубы должна быть как минимум 1,5 м выше конька крыши самого высокого жилого дома.

Размеры СЗЗ устанавливаются для промышленных, коммунальных, энергетических предприятий и предприятий по обслуживанию средств транспорта, станций и других объектов автомобильного, железнодорожного, водного и воздушного транспорта, а также метро, трамвайных путей, тоннелей, являющихся источниками неблагоприятных физических факторов, расчетным путем с учетом места расположения источников и характера создаваемого ими шума, инфразвука и других физических факторов. Обоснованность расчетов для установления СЗЗ должна быть подтверждена натурными замерами при приемке в эксплуатацию новых объектов.

Размеры СЗЗ определяются в соответствии с действующими санитарно-эпидемиологическими нормами допустимых уровней шума, инфразвука и других физических факторов на территории жилой застройки и жилых помещений.

В целях защиты населения от воздействия электрического поля, создаваемого воздушными линиями электропередачи (ВЛ), устанавливаются санитарные разрывы.

Санитарный разрыв ВЛ устанавливается на территории вдоль трассы высоковольтной линии, в которой напряженность электрического поля превышает 1 кВ/м.

Для вновь проектируемых ВЛ, а также зданий и сооружений допускается принимать границы санитарных разрывов вдоль трассы ВЛ с горизонтальным расположением проводов и без средств снижения напряженности электрического поля по обе стороны от нее на следующих расстояниях от проекции на землю крайних фазных проводов в направлении, перпендикулярном к ВЛ:

20 м - для ВЛ напряжением 330 кВ;

30 м - для ВЛ напряжением 500 кВ;

40 м - для ВЛ напряжением 750 кВ;

55 м - для ВЛ напряжением 1150 кВ.

При вводе объекта в эксплуатацию и в процессе эксплуатации санитарный разрыв должен быть скорректирован по результатам инструментального обследования.

Труд оперативно-эксплуатационного персонала, непосредственно отвечающего за работу технологического оборудования («щитовые», машинисты котлов и турбин) характеризуется как типично операторский.

Наименование профессии	Категория тяжести работы	Параметры				Освещённость	Вред. Вещества	Конц. вредного вещества	Энергетическое воздействие	Уровень. энерг. Воздействия	Площадь на 1 работ. Кв. м.	Объём. Помещ. Куб. м. на 1 чел.	Степень риска	Примечание
		Т	Влажн.	Скор.возд. м/с	Теплозл. Вт./м
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Котельщик	2	20	25	0,08	25	250	-	-	-	-	12	36	2	-

Основным неблагоприятным фактором является монотонность производственной обстановки - пассивное наблюдение за технологически процессом на фоне повышенной ответственности за результат. По данным хронометража регулирование оборудования на щите занимает всего 2%, регистрация данных в журналах - до 15%, прием и передача информации - до 2% от времени смены. Остальное время оператор пассивно наблюдает за ходом технологического процесса по показаниям приборов. Физические нагрузки для этой категории работающих близки к оптимальным. Труд работников цехов централизованного ремонта непосредственно занятых на монтаже, демонтаже, ремонте оборудования (слесари, газосварщики, огнеупорщики и т.д.) характеризуется высоким уровнем статических и динамических нагрузок, вынужденной или неудобной рабочей позой в течении длительного времени и был оценен как тяжелый (класс 3.1 - 3.2). Особенно тяжелые условия труда (класс 3.2 -3.3) были отмечены у работников по ремонту линий ЛЭП, обусловленные большой долей ручного, немеханизированного труда при переносе, подъему и установке оборудования на опоры ЛЭП. Показатели тяжести трудового процесса у работников электроцехов, ТАИ не превышали допустимых (класс 2). Напряженность труда для данной группы работающих была оценена по классу 2 (допустимая).

4.3 Чрезвычайная ситуация - авария в системе газоснабжения

Основными причинами аварий на газопроводах могут быть: заводской брак труб, тройников, газовых кранов, муфт, вставок, прокладок и других деталей; брак строительно-монтажных работ, в основном аварийных соединений; стресс коррозионно-ориентированных трещин, наиболее опасные дефекты, своевременное выявление которых является на сегодняшний день одной из первостепенных задач; техногенное воздействие (землетрясение, оползни, разрывы подводных переходов через реки) и др.

Повреждения газовых сетей и сооружений, наблюдаемые при повседневной эксплуатации, приводящие к образованию отдельных мест утечки газа, возникают по разным причинам: вследствие коррозии трубопроводов, нарушения плотности соединений в арматуре, в резьбе и фланцах трубопроводов, переломов труб, появления трещин. Особое место занимают аварии на магистральных газопроводах, потому что авария магистрального газопровода может лишить топлива значительное число потребителей, кроме того, такая авария сопровождается пожаром и на ее ликвидацию и восстановление газоснабжения требуется определенное время.

Наибольшую опасность в очаге поражения следует ожидать от нарушения и разрывов сетей в разрушенных жилых домах и газифицированных зданиях промышленных предприятий. Это неизбежно приведет к массовым загораниям и к загазованности подвальных помещений, полостей завалов, возможности взрывов, что осложнит спасательные и аварийно-восстановительные работы.

Аварийные работы на городских газовых сетях связаны главным образом с предотвращением и ликвидацией загазованности убежищ, укрытий и других помещений, где могут находиться люди, а также с ликвидацией очагов воспламенения в местах утечки газа.

При обнаружении газа в помещении, прежде всего, отключают газовую сеть здания краном на вводе. Работать в загазованном помещении опасно, поэтому необходимо предварительно снизить концентрацию газа в воздухе путем естественной или искусственной вентиляции. В последнем случае следует помнить, что вентиляторы работают на отсос, поэтому они должны быть во взрывобезопасном исполнении.

Как правило, тушение пламени на газопроводах среднего и высокого давления производится пожарными формированиями. При тушении пожара в зданиях и сооружениях водой следует иметь в виду, что вода электро-проводна. Поэтому установки и оборудование, находящиеся под напряжением, должны быть отключены.

Места повреждений на газовых трубах (трещины и разрывы) можно временно заделать таким образом: обмотать поврежденный участок плотным (брезентовым) бинтом и обмазать глиной или обвернуть листовой резиной, листом свинца или фибры с накладкой хомутов. При ремонте газопроводов низкого давления применяют полихлорвиниловую липкую ленту ПИЛ-200, ПИЛ-300, ПИЛ-400. Наиболее эффективно использование ленты при заделке погнутых участков труб, где металлические или другие типы бандажей не могут быть использованы.

Разрывы стыков стальных газопроводов ремонтируют варкой катушки длиной не менее 400 мм. Для усиления ненадежных стыков на газопроводах высокого и среднего давления можно устанавливать ремонтные муфты - лепестковые или с гофрой. Продольные трещины длиной более 0,8 м устраняют также варкой катушки соответствующей длины.

Газопроводы из пластмассовых труб имеют простое соединение, выполняемое контактной сваркой и клеевым швом, что позволяет быстро заменять поврежденные участки. Соединения труб из различных материалов могут быть выполнены различными способами.

Поврежденные чугунные трубы заменяют новыми.

При механических повреждениях газопроводов со смещением в горизонтальном или вертикальном положении должны быть вскрыты и проверены смежные стыки по одному с каждой стороны до неповрежденного. При разъединении газопровода, имеющего электрозащиту, может возникнуть искрение от действия блуждающих токов. В таких случаях необходимо поставить на время ремонта перемычку. Перемычка будет не нужна, если работы будут выполняться после продувки газопровода воздухом.

Большинство ремонтных и аварийно-восстановительных работ на газопроводах низкого давления можно делать под давлением, т. е. без отключения всей линии. Изолируют только небольшой участок, где ведутся работы. Для этого с обеих сторон поврежденного газопровода вырезают отверстия, в которые выставляют на глине или инвентарные деревянные заглушки (пробки), или резиновые шары (пузыри), или глинокирпичный замок. После завершения работ заглушки вынимают, а отверстия заваривают.

Для ведения аварийных работ на сетях и сооружениях газового хозяйства могут создаваться специализированные формирования по делам ГО и ЧС - отдельные сводные команды. Они организуются на базе соответствующих служб управления газового хозяйства: аварийной службы, службы эксплуатации сетей высокого, среднего, низкого давления и др. Отдельные сетевые команды должны быть укомплектованы и оснащены машинами, механизмами и инструментом, имеющимся в автобазах, монтажно-строительных трестах и эксплуатационных службах городского газового хозяйства. Наряду с обычными машинами и механизмами (автомашины, бульдозеры, автокраны и др.) для ведения аварийно-восстановительных работ применяют специализированные машины, имеющиеся в эксплуатационных и аварийных службах, специальные инструменты и приборы. Работы выполняют аварийные бригады, выезжающие по вызовам на места в специально оснащенных аварийных машинах, Аварийные бригады находятся в постоянной готовности для выезда к месту работы.

Аварийная машина для городского газового хозяйства обычно имеет повышенную проходимость и достаточно большую мощность. В кузове такой машины устанавливают воздушный компрессор для работы пневмоин-струмента, сварочный агрегат, вентиляционный агрегат для проветривания колодцев и загазованных помещений, насос для откачки воды из котлованов и колодцев, средства тушения пожара, шланговые противогазы, спасательные пояса и другое имущество. Предусматривают установку прожекторов для освещения рабочих мест в ночное время. В настоящее время в городском газовом хозяйстве эксплуатируются аварийно-ремонтные газовые машины АРГМ-2, аварийные газовые машины АГМ-2, АГМ-3.

Аварийно-ремонтная газовая машина АРГМ-2 предназначена для ликвидации аварий на наружных газопроводах, в котельных, ГРП и позволяет выполнять все виды аварийных работ на газовых сетях и сооружениях. Аварийные газовые машины типов АГМ-2 и АГМ-3 предназначены главным образом для ликвидаций аварий на газовых сетях, утечки газа из внутридо-мового газового оборудования. Аварийные газовые машины АГМ-2, АГМ-3 в настоящее время составляют основу машинного парка аварийных городских служб. Аварийные машины комплектуют необходимым запасом материалов, инструмента, оборудования и приспособлений для ликвидации аварий любого типа, а в первую очередь на подземных газопроводах.

Аварийные работы на системах газоснабжения выполняют специально обученные рабочие, причем бригада должна состоять не менее чем из двух человек, а при работах в колодцах, траншеях, резервуарах и других особо опасных местах - не менее чем из трех человек. При спуске в колодцы, траншею или резервуар необходимо надеть противогаз и спасательный пояс с веревкой. Применяются шланговые или изолирующие противогазы. Фильтрующие противогазы применять нельзя. Обувь не должна иметь стальных подковок, гвоздей или необходимо защитить ее резиновыми галошами.

Для освещения места работы применяют переносные светильники во взрывозащитном исполнении или аккумуляторные лампы типа шахтерских.

В колодцах, тоннелях и коллекторах запрещается проводить сварочные работы и газовую резку на действующих газопроводах без отключения и продувки их воздухом.

Газовую сварку на действующих газопроводах разрешается производить при давлении газа 0,4-1,0 кПа. При давлении менее 0,2 кПа возникает опасность снижения давления до нуля, когда воздух может попасть в газопровод и образовать взрывоопасную смесь. При давлении выше 1,5 кПа сварка затрудняется, и качество ее ухудшается.

Герметичность сварных швов и других соединений с арматурой и устройствами проверяют мыльной пеной. Трубопроводы, заполненные газом, проверять открытым огнем запрещается.

При обнаружении газа в помещениях необходимо их проветрить. Для вентиляции колодцев и других подземных помещений используют переносные вентиляторы, баллоны со сжатым воздухом. Вблизи загазованного сооружения запрещается курить, зажигать спички, пользоваться приборами с открытым огнем.

При выполнении работ, связанных с наличием газа или возможностью его появления, необходимо обеспечить работающих средствами защиты и соответствующими приспособлениями.

Перед выполнением газоопасных работ необходимо провести инструктаж с исполнителями и проверить их знания по технике безопасности.

4.4 Природопользвание и охрана окружающей среды

При эксплуатации котельных администрация предприятия должна обеспечить выполнение требований Закона Российской Федерации "Об охране окружающей природной среды" и нормативных актов, изданных на основании этого Закона.

При установлении минимальной величины санитарно-защитной зоны от всех типов котельных тепловой мощностью менее 200 кГал, работающих на твердом, жидком и газообразном топливе, необходимо определение расчетной концентрации в приземном слое и по вертикали с учетом высоты жилых зданий в зоне максимального загрязнения атмосферного воздуха от котельной (10 - 40 высот трубы котельной), а также акустических расчетов. СЗЗ при расчетных значениях ожидаемого загрязнения атмосферного воздуха в пределах ПДК в приземном слое и на различных высотах прилегающей жилой застройки не должна быть менее 50 м, если по акустическому расчету не требуется корректировки в сторону ее увеличения.

При работе котельных должны приниматься меры для предупреждения или ограничения воздействия на окружающую среду вследствие выбросов в атмосферу, слива сточных вод в водные объекты, звукового давления на близлежащие районы.

Количество загрязняющих атмосферу веществ не должно превышать нормы предельно допустимых или временно согласованных выбросов в атмосферу, сброс загрязняющих веществ в водные объекты - норм предельно допустимых сбросов и шумовое воздействие - норм звуковой мощности, установленных для котельных.

Каждая котельная должна иметь план мероприятий по снижению вредных выбросов в атмосферу при особо неблагоприятных метеорологических условиях.

Для контроля за выбросами загрязняющих веществ в окружающую среду каждое предприятие должно быть оснащено постоянно действующими автоматическими приборами, а при их отсутствии или невозможности применения должны использоваться прямые периодические измерения и расчетные методы.

Эксплуатация котельных с устройствами, не обеспечивающими соблюдение установленных санитарных норм и природоохранных требований, запрещается.

Установки для очистки и обработки загрязненных сточных вод должны быть приняты в эксплуатацию до начала предпусковой очистки теплоэнергетического оборудования.

Установление величины санитарно-защитных зон в местах размещения передающих радиотехнических объектов осуществляется в соответствии с действующими санитарными правилами и нормами по электромагнитным излучениям радиочастотного диапазона и методиками расчета интенсивности электромагнитного излучения радиочастот.

Санитарно-защитная зона для предприятий IV, V классов должна быть максимально озеленена - не менее 60% площади; для предприятий II и III класса - не менее 50%; для предприятий, имеющих санитарно-защитную зону 1000 м и более - не менее 40% ее территории с обязательной организацией полосы древесно-кустарниковых насаждений со стороны жилой застройки.

В СЗЗ не допускается размещение объектов для проживания людей. СЗЗ или какая-либо ее часть не могут рассматриваться как резервная территория объекта и использоваться для расширения промышленной или жилой территории без соответствующей обоснованной корректировки границ СЗЗ.

4.5 Выводы по разделу БЖД

В главе рассмотрена комплексная система организации безопасност жизнедеятельности и охраны труда. Охрана труда в широком смысле слова - это система сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая в себя правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия. Она включает несколько уровней - от закрепления её в коллективном договоре до создания системы аттестации рабочих мест.

Глава V. Экологическая безопасность. Система экологического менеджмента

Баланс экологии и экономики - главная цель устойчивого развития, не разрушающего экологические системы и природные ресурсы, в которых нуждаются как настоящие, так будущие поколения. .
Достижение такого баланса определяется эффективно работающими системами экологического менеджмента - СЭМ (управления) на предприятиях и в организациях, в городах, регионах, странах.
Для интенсивно развивающейся Липецкой области эффективно работающие СЭМ - путь к восстановлению и стабилизации экологических параметров региона.

Сегодняшний статус производства и потребления весьма неустойчив. В то же время стало очевидным, что для сохранения своего положения в бизнесе предприятиям, предпринимателям следует учитывать экологические требования. Эта особенно важно для использования новых возможностей бизнеса, успешной конкуренции с другими предприятиями, учитывающими экологические факторы, и удовлетворения растущих экологических ожиданий внешних заинтересованных сторон.

Большая роль в развитии методов экологического менеджмента и экологического аудита принадлежит органам государственного управления, которые должны всячески содействовать развитию данных инструментов управления окружающей средой, стимулировать их.

Зачем нужно внедрять системы экологического менеджмента?
Система экологического менеджмента - это часть общей системы управления предприятием, включающей: организационную структуру, планирование, распределение ответственности, практические методы, процедуры, процессы и ресурсы, необходимые для разработки, внедрения, реализации экологической политики. Принимая решение в пользу разработки и внедрения такой системы, руководители исходят как из ее преимуществ с финансовой точки зрения (экономия ресурсов и средств, повышение эффективности производства, развитие потенциальных возможностей на рынках), так и рисков, связанных с неадекватным отношением к экологическим аспектам работы предприятия.

Экологический менеджмент - это системный подход к решению экологических проблем в повседневной деятельности предприятий и в стратегии их бизнеса. С этой точки зрения можно выделить ряд важнейших для предприятия факторов, справляться с которыми позволяют системы экологического менеджмента:

.Законодательство и контроль его соблюдения Органы государственного управления всех уровней усиливают контроль промышленной и хозяйственной деятельности и увеличивают санкции за нарушение.

За нарушение требований разрешений и нормативных актов, в первую очередь в тех случаях, когда эти требования касаются ситуаций, связанных с повышенным риском для здоровья людей или долговременным ущербом окружающей природной среде, вводятся новые, все более серьезные административные и уголовные наказания.

К предприятиям предъявляются требования ведения мониторинга, необходимого для подтверждения того, что они соблюдают условия выданных разрешений и требования соответствующих нормативных актов.

Власти могут усилить контроль, менее охотно идти на компромиссы с предприятиями, у которых есть проблемы с выполнением условий разрешений и соблюдением нормативных требований.

В некоторых случаях предприятиям приходится переносить свои производственные объекты в другое место или идти на очень существенные капиталовложения в новое природоохранное оборудование. В других случаях их вынуждают платить за реабилитацию загрязнения.

. Внимание заинтересованных сторон, информированность, имидж, репутация:

· Важным «клиентом» любого предприятия является население той местности, где оно расположено. Сегодня наиболее успешные промышленные компании придерживаются той точки зрения, что они «должны заработать» право вести свою деятельность в данном районе в глазах местного населения. Такие предприятия устанавливают высокую планку экологических стандартов для своих конкурентов.

· Предприятия, которые игнорируют озабоченность местного населения проблемами загрязнения, иногда обнаруживают, что не только их заявки на получение разрешений, но и сами входы на их территорию оказываются заблокированными протестующей общественностью. Экстремальным примером такого рода является реальный случай, происшедший в Таиланде, когда толпа, возмущенная загрязнением источника питьевой воды, ворвалась на фабрику, виновную в этой аварии, и сожгла ее дотла. Однако обычно такое противостояние приводит к дорогостоящим задержкам в получении разрешений на освоение территории и строительство и к трудностям во взаимоотношениях с природоохранными органами.

· Споры по поводу экологической ситуации вокруг предприятия могут не только повредить его репутации, но и отвлечь внимание руководителей и работников от выполнения своих обязанностей. Аналогичные ситуации возможны и в нашем регионе с высоким уровнем техногенной нагрузки.

· В глазах общественного мнения «чистые» предприятия рассматриваются как добрые соседи, заслуживающие доверие властей и потребителей.

· По мере повышения результативности природоохранной деятельности предприятие может рекламировать свои успехи, экологическую политику, что укрепляет его репутацию. Другие предприятия рекламируют вторичное использование материалов или применение экологически более чистых технологий, третьи производят продукцию, при производстве которой используются вторичные или биологически разрушающиеся материалы, или удовлетворяют пожелания потребителей относительно уменьшения объемов опасных отходов и рекламируют свои продукты как «зеленые».

3. Конкурентоспособность: Не уделяя должного внимания экологическим проблемам, предприятие рискует потерять позиции в конкурентной борьбе на внутренних внешних рынках. Предприятие, не учитывающее экологические факторы, может выпускать низкокачественную продукцию, отвергаемую потребителями. Предприятия с серьезным грузом экологических проблем попросту могут оказаться выброшенными из современного бизнеса.

Экологическое законодательство все в большей степени гармонизируется по всему миру.

.Финансы:

Предприятия, которым удается найти эффективные способы сокращения загрязнения (стремление к экотехнологиям) могут обеспечить существенную экономию финансовых затрат и, таким образом, повысить свою конкурентоспособность. Такое поведение предприятий часто поддерживается с помощью экономических стимулов, в частности налогами и платежами за выбросы, сбросы и размещение отходов.

Экологический риск может быть связан с уровнем загрязнения продукции, неприемлемым для потребителей, травматизмом или заболеваниями рабочих или местного населения.

Новые возможности, которые открывает перед предприятием система экологического менеджмента (СЭМ), могут заключаться в сокращении потребления энергии и, тем самым, производственных издержек, в снижении загрязнения или в переработке отходов, или же в продаже продукции на рынках, которые характеризуются высокими экологическими требованиями.

СЭМ - это ряд планируемых и скоординированных управленческих действий, процедур, документов и регистров информации в рамках специальной структуры со своими функциями, отчетностью и ресурсами, направленных на предупреждение отрицательного воздействия на состояние окружающей среды, а также на содействие проведению мероприятий по сохранению или повышению качества окружающей среды.

Система экологического менеджмента построена по хорошо известному из управления качеством принципу: «Планируй, делай, проверяй, улучшай» (так называемый «цикл Деминга»). Для всех СЭМ характерен набор основных элементов: экологическая политика, программа действий по охране окружающей среды, организационная структура, интеграция вопросов экологического менеджмента во все аспекты повседневной деятельности предприятия, экологические процедуры.

Модель Деминга для управления качеством, использованная в международной серии стандартов ISO 9000, является основой для подавляющего большинства систем экологического менеджмента:
Планируй: фаза планирования - определяются общие цели и задачи предприятия, а также разрабатываются методы их достижения.

1.  Действуй: фаза действий - реализуется принятый план и согласованные меры по достижению целей предприятия.

.    Проверяй: фаза оценки - меры, предпринятые в соответствии с планом, проверяются с точки зрения их технической и экономической эффективности, полученные результаты сравниваются с запланированными.

.    Совершенствуй: фаза корректирующих действий - выявляются и устраняются любые возможные ошибки или недостатки, после чего план может быть пересмотрен и адаптирован к изменившимся условиям, а процедуры усилены или переработаны, если это необходимо.

СЭМ должна быть интергирована с системами охраны труда, техники безопасности и управления качеством, другими производственно-хозяйственными параметрами предприятия.

Стандарты ИСО 9001 и ИСО 9004 разработаны как согласованная пара стандартов для дополнения друг друга. Их можно применять независимо, т.к., хотя у них различные области применения, они имеют аналогичную структуру. ИСО 9001:2000 устанавливает требования к системе менеджмента качества, которые могут использоваться для внутреннего применения организациями в целях сертификации или заключения контрактов. ИСО 9004:2000 содержит рекомендации по более широкому спектру целей системы менеджмента качества, чем ИСО 9001. ИСО 9004 рекомендуется как руководство для организаций, высшее руководство которых преследует цель постоянного улучшения деятельности. Сравнивая стандарты, важно видеть различия: так, ИСО 9000:94 направлены на обеспечение качества, а стандарт ИСО 9000:2000 направлены на менеджмент качества. В названных документах зафиксирован ряд особенностей систем управления качеством, которые необходимо соблюдать всем пользователям данных стандартов. К таким особенностям, в частности, относятся:

рекомендательный характер;

профилактическая направленность;

обеспечение качества снабжения;

использование маркетинга в управлении качеством;

обязательность участия в управлении первого должностного лица фирмы;

создание специальных служб качества на профессиональной основе;

привлечение всего персонала фирмы к управлению качеством.

Работа в области совместимости стандартов серий ИСО 9000 и ИСО 14000 ведется по следующим основным направлениям:

· единство терминологии стандартов;

· совместимость систем управления качеством и охраной окружающей среды в рамках одной организации;

·        проведение совместных проверок и аудита систем качества и окружающей среды.

Системы управления на основе стандартов серии ИСО 14000 требуют пересмотра функционирования всех объектов предприятия, так или иначе связанных с воздействием на окружающую среду. Поэтому разработка и внедрение таких систем во многом перекликается с элементами построения системы управления качеством. В справочном Приложении А к стандарту ИСО 9001:2000 (ГОСТ Р ИСО 9001-2004) приводится соответствие элементов данного стандарта элементам стандарта ИСО 14001 (ГОСТ Р ИСО 14001-98).

Следует выделить следующие основные группы элементов:

политику организации в области управления качеством (охраны окружающей среды);

цели, задачи, планирование деятельности организации;

измерение, анализ и улучшение;

корректирующие и предупреждающие воздействия;

анализ со стороны руководства;

структуру и ответственность;

мониторинг и измерение;

постоянное улучшение.

Все перечисленные аспекты необходимы при внедрении как системы управления качеством, так и системы управления окружающей средой. Обе системы призваны улучшать имидж организации, ориентировать ее деятельность на потребителя, снижать полную себестоимость ее товаров и услуг, обеспечивать устойчивые конкурентные преимущества на рыночном пространстве. Получение сертификата в области управления охраной окружающей среды, как и сертификация предприятия на стандарты серии ИСО-9000, не является гарантией успеха и пропуском в мир высоких прибылей и доверия потребителя. Только каждодневная работа всей организации в соответствии с принципами, заложенными в стандарты, обучение персонала и постоянное совершенствование деятельности смогут стать залогом будущего успеха.

Заключение

Подведем основные итоги работы

Главное назначение учета затрат на производство - контроль за производственной деятельностью и управление затратами на ее осуществление.

Используют разные варианты классификации издержек в зависимости от целевой установки и направлений учета затрат. Под направлением учета затрат понимается область деятельности, где необходим обособленный целенаправленный учет затрат на производство:

а) затраты, используемые для калькулирования и оценки готовой продукции;

б) затраты, данные о которых являются основанием для принятия решений и планирования;

в) затраты, используемые в системе контроля и регулирования.

Важную роль как в финансовом, так и в управленческом учете играет классификация затрат на прямые и косвенные.

К прямым относятся затраты, которые можно прямо отнести на себестоимость продукции, центр затрат, центр ответственности или какой-нибудь объект. Для распределения косвенных расходов разрабатывают и применяют разные методики, так как расчеты по выбранной методике влияют на величину финансовых результатов и себестоимость отдельных видов продукции.

Основной целью распределения затрат в финансовом учете является исчисление прибыли и стоимости активов; в налоговом учете - исчисление налогооблагаемой базы; в управленческом учете - подготовка релевантной информации для принятия управленческих решений, мотивации, уточнения нормативов и др. Для сокращения затрат на ведение учета при выборе метода распределения затрат нужно стремиться к удовлетворению всех целей и задач. Распределение себестоимости услуг вспомогательных производств осуществляется обычно на основе количества переданных услуг потребителям и фактической себестоимости услуг.

Возможными путями комплексного решения задач повышения надежности, экономичности и экологичности работы котлов является следующее:

1 внедрение в схему резервного топлива специальных смесительных устройств (эмульсаторов), которые устраняют макронеоднородность резервного жидкого топлива;

2 внедрение новых, более эффективных горелочных устройств (акустических форсунок, малых горелочных устройств);

3 создание водотопливных эмульсий в самих форсунках.

Разработанные принципы комплексного рационального природопользования позволяют найти механизм решения одновременно вопросов энергосбережения, повышения экологической безопасности и надёжности работы оборудования.

Предлагаемые технические решения позволили экономически выгодно осуществит комплексный подход к решению вышеуказанных задач при сжигании газообразного и жидкого видов топлива в котлах.

При применении принципа комплексного подхода при сжигании газообразного топлива одновременно со снижением выхода окислов азота до 70%, было повышено КПД котлов на 1,7 %.

Применение принципа комплексного подхода при сжигании мазута позволило за счет нового типа горелочного устройства повысить КПД котла на 2,3%, снижение же выхода окислов азота достигнуто 30%.

Применение же водотопливных эмульсий позволило:

4 повысить КПД котла на 2-3 %;

5 снизить выход сажистых частиц на 90 %;

6 снизить выход окислов азота на 50 %;

Список использованной литературы

1. Налоговый кодекс Российской Федерации. М.: Инфра-М, 2007 - 484 с.

. Федеральный Закон «О бухгалтерском учете» от 21.11.96г. №129-ФЗ

. Андрющенко А.И. Основы термодинамики циклов теплоэнергетических установок: Учебное пособие. - 3-е изд., перераб. - М.: Высшая школа, 1985. - 319 с.

. Баканов М.И., Шеремет А.Д. Теория экономического анализа М.: Финансы и статистика, 2004 - 288 с.

. Бакластов А.М., Горбенко В.А. , Удыма П.Г. Проектирование, монтаж и эксплуатация тепломассообменных установок.- М.: Энергоиздат, 1981.- 336

. Бакластов А.М., Горбенко В.А., Данилов О.Л. и др. Промышленные тепло- массообменные процессы и установки. М.: Энергоиздат, 1986. - 362 с.

. Балабанов И.Т. Основы финансового менеджмента М.: Финансы и Статистика, 2005 - 280 с.

. Водяные тепловые сети. Справочное пособие по проектированию. Под ред. Н.К. Громова и Е.П. Щубина. - М.: Энергоатомиздат, 1988.

. Данилевский Ю. А. Практика аудита. М.: Финансы и статистика, 2000 - 128 с.

. Жабо В.В. Охрана окружающей среды на ТЭС и АЭС: Учебн.для техникумов. - М.: Энергоатомиздат, 1992. - 240 с.

. Зыков А.К. Паровые и водогрейные котлы. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

. Каверина О. Д. Управленческий учёт. М.: Финансы и статистика, 2003

. Каморджанова Н.А., Карташова И.В. Бухгалтерский финансовый учет. СПб: Питер, 2000. 432 с.

. Кириллин В.А., Сычев В.В., Шейндлин А.Е., Техническая термодинамика: Учебник. - 4-е изд., перераб. - М.: Энергоатомиздат, 1983.

. Кириллов П.Л., Юрьев Ю.С., Бобков В.П. Справочник по теплогидравлическим расчетам (ядерные реакторы, теплообменники, парогенераторы). М.: Энергоатомиздат, 1990.

. Кожинов В.Я. Бухгалтерский учёт М. ИНФРА-М, 2005 - 328 с.

. Кондраков Н.П. Бухгалтерский учёт. М.: Норма, 2006 - 640 с.

. Котлы малой и средней мощности и топочные устройства. Отраслевой каталог 15-83. - М.: НИИЭИнформэнергомаш, 1983.

. Кривоногов Б.М. Повышение эффективности сжигания газа и охрана окружающей среды. Л., Недра, Ленинградское отделение, 1986.

. Кривоногов Б.М., Худокормов Н. Н., Берлинская Л.М Интенсификация методов обезвреживания жидких и газовых выбросов при сжигании топлива. В сборнике Экономия энергоресурсов в системах теплогазоснабжения и вентиляции Л., ЛИСИ, 1987.

. Кулаков Н.Г., Бережнов И.А. Справочник по эксплуатации систем теплоснабжения. - Киев.: Будивельник, 1977.

. Кутателадзе О.О. Теплопередача и гидродинамическое сопротивление. Справочное пособие. - М.: Энергоатомиздат, 1990.

. Лебедев П.Д. Теплообменные, сушильные и холодильные установки. - М.: Энергия, 1972.-319 с.

. Лебедев П.Д., Щукин А.А.Теплоиспользующие установки промпредприятий - Энергия, 1971. - 408с.

. Либерман Н.Б., Нянковская М.Т. Справочник по проектированию котельных установок систем централизованного теплоснабжения. - М.: Энергия, 1979.

. Манюк В.И. и др. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей. Справочник. - М.: Стройиздат, 1988.

. Маркова М. В. Отражение в бухгалтерском учете управляющей организации (службы заказчика) расчетов //Бухгалтерский учёт, 2004, № 15

. Маркова М. В. Учет и налогообложение средств целевого финансирования на предприятиях ЖКХ //Бухгалтерский учёт, 2004, № 16, с.39-43

. Палий В. Ф. Международные стандарты учёта и финансовой отчётности. М.: Инфра-М, 2004 - 472 с.

. Ривкин С.Л. Термодинамические свойства воды и водяного пара: Справочник. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 80 с.

. Ривкин С.Л. Термодинамические свойства газов: Справочник. - 4-е изд. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 288 с.

. Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. Справочник. - М.: Энергоатомиздат, 1984.

. Рихтер А.А., Волков Э.А., Покровский В.Н. Охрана водного и воздушного бассейнов от выбросов ТЭС. Учебное пособие - М.: Энергия, 1980 - 447 с.

. Роддатис К.Ф., Полтарейкин А.Н. Справочник по котельным установкам малой производительности. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

. Русланов Г.В., Розкин М.Я., Ямпольский Э.Л. Отопление и вентиляция жилых и гражданских зданий. Справочник. - Киев: Будивельник, 1983.

. Сигал И.Я. Защита воздушного бассейна при сжигании топлива. Л., Недра, 1977. 294 с.

. Скоун Т. Управленческий учет М.: Изд-во ЮНИТИ, 2003 - 144 с.

. Соколов Я. В. Бухгалтерский учёт в зарубежных странах. М.: Проспект, 2006 - 672 с.

. Справочник по золоулавливанию /М.И.Биргер, А.Ю.Вальдберг и др. Под ред. А.А.Русанова - М.: Энергоиздат, 1983 - 312 с.

. Справочник по пыле- и золоулавливанию. Под ред. А.А. Русанова. - М.: Энергия, 1975.

. Справочник по теплообменникам. т.1 и 2. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

. Справочник проектировщика. Проектирование тепловых сетей. Под ред. А.А. Николаева. - М.: Стройиздат, 1965.

. Справочник проектировщика. Часть 1 и 2. Под ред. И.Г. Староверова. - М.: Стройиздат, 1975 и 1977.

. Справочное пособие теплоэнергетика. Минск.: Беларусь, 1974.

. Теплоэнергетика и теплотехника. Справочная серия. В четырех книгах: Теплоэнергетика и теплотехника. Теоретические основы теплотехники. Тепловые и атомные электрические станции. Промышленная теплоэнергетика. Под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. - М.: Энергоатомиздат, 1989, 1990, 1991.

. Теплоэнергетический справочник. т.1 и т.2 - М.: Энергия, 1975, 1976.

. Термодинамика. Жуковский С.В. Под ред. Гухмана А.А. - М.:Энергоатомиздат, 1983. - 304 с.

. Фомичева Л.П. Комментарии к Положениям по бухгалтерскому учету (ПБУ 1/98-20/03) СПб.: Питер, 2004 - 336 с.

. Энергетика и охрана окружающей среды /В.М.Бабий, А.Ф.Белоконова, Р.А.Белый и др. Под ред Н.Г.Залогина - М.: Энергия, 1979 - 376 с.

. Энергосбережение в системах теплоснабжения, вентиляции и кондиционирования воздуха. Справочное пособие. Под ред. Л.Д. Богуславского и В.И. Ливчака. - М.: Стройиздат, 1990.