Анализ деятельности ООО 'Башкирские распределительные электрические сети'
Введение
Обеспечение эффективного функционирования организаций требует
экономически грамотного управления их деятельностью, которое во многом
определяется умением ее анализировать. С помощью анализа изучаются тенденции
развития, глубоко и системно исследуются планы и управленческие решения,
осуществляется контроль за их выполнением, выявляются резервы повышения
эффективности производства, оцениваются результаты деятельности предприятия,
вырабатывается экономическая стратегия его развития.
Одно из главных требований к подготовке специалистов высшей квалификации
- её связь с практикой, знание конкретных задач, особенностей будущей
практической деятельности. Важным звеном этой связи является производственная
практика. Целью производственной практики является систематизация, закрепление
и расширение теоретических знаний и развитие навыков практического применения
их для решения конкретных экономических, организационных и социальных задач.
Производственная практика студентов предусматривает закрепление и
практическое применение полученных знаний по вопросам экономики, управления и
организации производства и труда, финансам, бухучета и др. дисциплинам на
предприятиях и в организациях, банках, налоговых инспекциях и других
структурах, а также для развития навыков самостоятельной разработки курсовых
работ.
Целью преддипломной практики является систематизация, закрепление и
расширение теоретических знаний и развитие навыков практического применения их
для решения конкретных экономических, организационных и социальных задач, сбор
информации и материала для дипломного проекта.
1.
Общая характеристика предприятия <G:\илька\производственная.doc>
ООО «Башкирские распределительные электрические сети» (ООО
«Башкирэнерго») − дочернее зависимая компания ОАО «БЭСК» - было создано 6
октября 2005 г. в результате реформирования электроэнергетики Республики
Башкортостан в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике».
Основное предназначение Общества − надежное электроснабжение
потребителей в Республике Башкортостан. Непосредственная цель Общества -
получение прибыли. Приоритетными направлениями его деятельности являются:
- преобразование, распределение и транспортировка электрической энергии;
- поддержание нормального качества отпускаемой энергии -
нормирование частоты и напряжения электрического тока;
- повышение надежности электроснабжения потребителей;
- снижение расходов электроэнергии на ее транспортировку;
- снижение издержек на эксплуатацию и обслуживание сетей;
- технологическое присоединение потребителей.
ООО «Башкирэнерго» оказывает услуги по передаче электрической энергии с
использованием магистральных линий электропередачи напряжением 110 кВ и ниже.
Выполняет работы по присоединению к электрическим сетям, по сбору и обработке
технологической информации, включая данные измерений и учета. Число
присоединенных потребителей приближается к 900 тыс. абонентов.
Энергосистема граничит с энергосистемами: Пермского края, Челябинской
области, Оренбургской области, Удмуртской Республики и Республики Татарстан.
Организационная структура Общества включает в себя Управление и 11
производственных отделений (ПО). Их территориальное расположение приведено на
рисунке 1, структура в таблице.
Рисунок 1 - Электрические сети ООО «Башкирэнерго»
Организационная структура ООО «Башкирэнерго» представляет собой
бюрократическую (иерархическую) структуру и характеризуется
линейно-функциональными связями между работниками аппарата управления.
Численность персонала на 31.12.12 г составила 6631 человек, что на 6,46%
меньше по сравнению с прошлым годом. В списочной численности ООО
«Башкирэнерго»: руководителей - 971 чел.; специалистов - 1726 чел.; рабочих и
служащих - 3934 чел.
Таблица 1 - Перечень производственных отделений
ООО «Башкирэнерго»
№ п/п
|
Производственные отделения
ООО «Башкирэнерго»
|
Обслуживаемые
административные районы и городские муниципальные образования РБ
|
1.
|
ПО УГЭС (Уфимские городские
электрические сети)
|
г.Уфа Уфимский р-н
|
2.
|
ПО ЦЭС (Центральные
электрические сети)
|
Архангельский Бирский
Благовещенский Иглинский Кармаскалинский Кушнаренковский
|
Мишкинский Нуримановский
Чишминский г.Благовещенск г. Уфа г. Бирск
|
3.
|
ПО СВЭС (Северо-восточные
электрические сети)
|
Белокатайский Дуванский
Кигинский
|
Мечетлинский Салаватский
|
4.
|
ПО НЭС (Нефтекамские
электрические сети)
|
Балтачевский Бураевский
Калтасинский Караидельский Краснокамский
|
Татышлинский Янаульский
Аскинский г. Нефтекамск г. Янаул
|
5.
|
ПО ОЭС (Октябрьские
электрические сети)
|
Бакалинский Благоварский
Буздякский Дюртюлинский Туймазинский
|
Чекмагушевский Шаранский г.
Октябрьский г. Туймазы г. Дюртюли
|
6.
|
ПО БцЭС (Белорецкие
электрические сети)
|
Абзелиловский Белорецкий
Бурзянский
|
Учалинский г. Белорецк
|
7.
|
ПО СЭС (Сибайские
электрические сети)
|
Баймакский Зилаирский
Хайбуллинский
|
г. Сибай г. Акьяр
|
8.
|
ПО БЭС (Белебеевские
электрические сети)
|
Альшеевский Белебеевский
Бижбулякский
|
Ермекеевский Миякинский
г.Давлеканово
|
9.
|
ПО ИЭС (Ишимбайские
электрические сети)
|
Альшеевский Аургазинский
Гафурийский
|
Стерлитамакский Ишимбайский
|
10.
|
ПО КЭС (Кумертауские
электрические сети)
|
Зианчуринский Кугарчинский
Куюргазинский Мелеузовский
|
Федоровский г. Мелеуз
г.Кумертау
|
11.
|
ПО ИТиС (Информационные
технологии и связь)
|
г. Уфа
|
Районы Республики
|
.1 Анализ
результатов деятельности предприятия
Темпы роста реализации и себестоимости продукции влияют на результат
деятельности предприятия. Поэтому анализ данных показателей имеет большое
значение.
Таблица 2 - Результаты деятельности ООО «Башкирэнерго»,
тыс. руб.
Годы
|
|
2009
|
2010
|
2011
|
Объем реализации
|
7 605 866
|
11 969 559
|
13 571 974
|
Себестоимость продаж
|
6 714 702
|
9 576 080
|
11 324 061
|
Чистая прибыль
|
654 241
|
1 877 432
|
1 304 599
|
Основные фонды
|
10 867 648
|
10 947 429
|
12 331 561
|
Среднесписочная численность
|
7015
|
7206
|
7283
|
Производительность труда на
1 работающего ППП
|
957,19
|
1 328,90
|
1 554,86
|
Фондоотдача
|
0,62
|
0,87
|
0,92
|
Показатели, приведенные в таблице 2.2 графически отображены на рисунке 2.
Рисунок 2 - Результаты деятельности предприятия
По итогам 2011 года получена прибыль в размере 1 304 599 тыс. руб. по
основной деятельности. Чистая прибыль за 2009-11 гг. увеличилась на 650 358
тыс. руб.: за 2009-10 гг. увеличилась на 1 223 191 тыс.руб., за 2010-11 гг.
уменьшилась на 572 833 тыс. руб. Основными факторами увеличения прибыли
явились:
- увеличения полезного отпуска электроэнергии,
- выполнения программы по снижению издержек,
- выполнению мероприятий по снижению технологических потерь,
- реализация программы энергосбережения.
Анализируя показатели объёма реализации и себестоимости, видно, что
происходит увеличение в общей динамике этих показателей. Объём реализации с
2009 по 2011 г.г. увеличился с 7 605 866 тыс. руб. до 13 571 974 тыс. руб. на
178 % и себестоимость с 6 714 702 тыс. руб. до 11 324 061 тыс. руб. на 169 %.
Проведём анализ темпов роста основных технико-экономических показателей
деятельности ООО «Башкирэнерго» (таблица 2.3).
В анализируемом периоде показатели фондоотдача и производительность труда
имели существенный прирост, что говорит об эффективном использовании основных
фондов и трудовых ресурсов предприятия.
1.2 Анализ состояния производственных активов
Состояние производственных активов в энергосетевом бизнесе
характеризуется такими показателями, как уровень износа сетевого оборудования,
потери при передаче электрической энергии, показатели надежности электрической
энергии.
1.2.1 Анализ состояния распределительных
электрических сетей ООО «Башкирэнерго»
Распределительные сети 0,4-110 кВ ООО «Башкирэнерго» обеспечивают
электроснабжение промышленных и бытовых потребителей электрической энергии на
территории Республики Башкортостан, а также межсистемные связи со смежными
субъектами электроэнергетики.
Общее количество подстанций ПС 35-110 кВ - 575,
Установленная мощность подстанций - 10 687,5 МВ*А
Установленная мощность трансформаторных пунктов 6-10/0,4 кВ- 4 484 МВ*А
Общая протяженность ЛЭП - 85 266,4 км., в т. ч.:
ЛЭП 110 кВ - 6 804,4 км., по цепям - 10 365,5 км;
ЛЭП 35 кВ - 5421,4 км., по цепям - 6 453,1 км
ЛЭП 6-10 кВ - 38 017,1 км.,
ЛЭП 0,4 кВ - 30 332,9 км.,
Степень износа распределительных сетей - 75 %.
Таблица 3 - Состав распределительных сетей ООО «Башкирэнерго»
Наименование
|
Класс напряжения, кВ
|
Основные характеристики
|
Степень износа 100%
|
Воздушные линии
электропередачи
|
0,4
|
Алюминиевые провода малых
сечений, деревянные и железобетонные опоры с механической прочностью не более
27 кНм.
|
3489,5 км (13,4%)
|
|
6-10
|
|
3736,5 км (10,6%)
|
|
35-110 кВ
|
Алюминиевые провода
расчётных сечений, металлические и железобетонные опоры.
|
6 238,84 км (37,2%)
|
Кабельные линии
электропередачи
|
0,4-110
|
561,15 км (9,9%)
|
Трансформаторные подстанции
|
110-35
|
Исполнение 2-х
трансформаторное с 2-сторонним питанием. Регулирование напряжения под
нагрузкой (в автоматическом режиме работы 53%).
|
661 трансформаторов (70%)
|
Трансформаторный пункт
|
6-10 кВ
|
Исполнение 1-о
трансформаторное по тупиковой схеме
|
2739 (12,5%)
|
Всего объём
распределительных сетей в условных единицах 377 695 у.е.
|
Автоматизация сетей 35-110 кВ и 6-10 кВ находится на относительно низком
уровне - около 38% центров питания оснащены телесигнализацией и менее 16% имеют
телеуправление.
Предприятия электрических сетей и 78 % РЭС имеют диспетчерские пункты, из
которых около 60% оснащены диспетчерскими щитами и порядка 90 % - устройствами
телемеханизации. Находящиеся в эксплуатации устройства телемеханики работают 8
и более лет. В качестве каналов связи применяются системы высокочастотной связи
по линиям электропередачи и радиосигналы (УКВ связь).
Релейная защита и автоматика выполнена с использованием
электромеханических реле (-82,7%), которые имеют большие габариты и
значительное потребление электрической мощности, разброс характеристик
срабатывания реле по току и времени, невысокую чувствительность. Около 50% всех
комплектов релейной защиты находятся в эксплуатации более 25 лет и морально
устарели.
Основная часть (~70%) подстанций 35-110 кВ выполнена 2-трансформаторными
с 2-сторонним питанием. Парк силовых трансформаторов морально и технически
устарел. 661 - (70%) трансформаторов отработали больше 25 лет. 406 - (71%)
подстанций были введены в эксплуатацию до 1985 года. Автоматический режим
работы РПН введён почти на всех подстанциях, где имеется необходимая для этого
материальная база. Из 940 установленных 680 - (72%) трансформаторов 35-110 кВ
имеют устройства регулирования напряжения под нагрузкой. Из них в
автоматическом режиме работает 360 - (53%). Дальнейший ввод автоматического
регулирования напряжения требует реконструкции подстанций, связанный с
приобретением, монтажом, наладкой шкафов, панелей, вторичных цепей схем
регулирования напряжения.
Увеличивается количество повреждений силовых трансформаторов 35-110 кВ.
Более 50% отказов вызваны старением и увлажнением изоляции, повреждениями
комплектующих узлов - переключатели ответвлений, устройства регулирования
напряжения и вводы.
Причинами повреждений трансформаторов, устройств регулирования напряжения
и вводов являются дефекты конструкций, изготовления, монтажа и ремонта,
несоблюдение правил и норм эксплуатации, а также токи короткого замыкания,
перенапряжения при однофазных замыканиях на землю в сетях 6-35 кВ, ударные токи
и перегрузки.
Показатели надежности электроснабжения в сетях 6-10 кВ происходит, в
среднем, 13 отключений в год в расчете на 100 км воздушных или кабельных линий,
в сетях 0,4 кВ - до 12 отключений.
Относительные потери электроэнергии при передаче по распределительным
сетям составляют 9,4 %.
В распределительном электросетевом комплексе напряжением 110 кВ потери
электроэнергии составляют 41%; сетях 35 кВ - 9%, в сетях 10-6 кВ - 21%, в сетях
0,4 кВ - 29% от суммарной величины потерь электроэнергии.
Существенные проблемы распределительного электросетевого комплекса:
- значительное несоответствие между требованиями потребителей и
возможностями распределительного электросетевого комплекса в части надежности
электроснабжения.
- высокие фактические потери электрической энергии в сетях напряжением 0,4
и 6-10 кВ;
- повышение требований к электромагнитной совместимости.
- возрастание числа возможных поставщиков электрооборудования отечественных
и зарубежных производителей требуют решения проблемы проведения сертификации
(аттестации) электротехнической продукции.
- количество оборудования в состоянии, близком к критическому
износу, вызывает необходимость увеличения затрат на ремонтные работы, что
снижает эффективность функционирования сетей.
Основные задачи, требующие решения
- провести технический аудит и диагностику технического состояния сетевых
объектов.
- в период до 2017 года подлежит восстановлению или замене более 30%
воздушных и кабельных линий, около 45% силовых трансформаторов (240 тыс.
единиц) на подстанциях 6-10/0,4 кВ, почти 60% масляных выключателей,
установленных в распределительных устройствах и секционирующих пунктах, и более
50% измерительных трансформаторов.
В 1990-е годы из-за недостатка финансирования сократились темпы
реконструкции, технического перевооружения и нового строительства сетей ООО
«Башкирэнерго». В результате износ сетевых объектов увеличился, и составляет до
40% и более. Более 40% воздушных и кабельных линий, 30% подстанций находятся в
эксплуатации дольше срока службы. Процесс старения сетевых объектов продолжается.
На рисунке 2.3 представлен средний уровень износа энергетического оборудования
ООО «Башкирэнерго».
Рисунок 3 - Износ основных средств в разрезе производственных отделений,
%
Наряду с физическим износом оборудования происходит его моральное
старение. Средний технический уровень установленного подстанционного
оборудования в сетях ООО «Башкирэнерго» по многим позициям соответствует
оборудованию, которое эксплуатировалось в ведущих странах мира 30 лет назад.
.2.2 Анализ
уровня потерь в электрических сетях
Известно, отчетные или общие потери электроэнергии в сетях DW состоят из суммы технологических и
коммерческих потерь.
Технологические потери электроэнергии в электрических сетях обусловлены
физическими процессами передачи и распределения электроэнергии. Они
определяются расчетным путем.
Коммерческие потери представляют собой фактический небаланс
электроэнергии в электрической.
Более детальная классификация потерь приводится на рисунке 2.5.
По оценке отечественных и западных экспертов оптимальные суммарные
технические потери электроэнергии в электрических сетях для России с ее
климатическими особенностями, загрузкой и протяженностью сетей должны
составлять не более 7-9 % от отпуска электроэнергии в сеть. Потери электроэнергии
на уровне 10-12 % можно считать максимально допустимыми с точки зрения физики
передачи электроэнергии по сетям.
Ориентировочно предельные относительные технологические потери
электроэнергии по уровням напряжения электрических сетей должны находиться в
следующих интервалах:
· 220-750 кВ - 2-4%;
· 110 кВ - 4-6%;
· 35 кВ - 6-8%;
· 6-10 кВ - 8-10%;
· 0,4 кВ - 10-14%.
Рисунок
4 − Потери электроэнергии в сетях ООО «Башкирэнерго»
Снижение потерь в 2008г. обусловлено:
· меньшей среднегодовой температурой воздуха
· началом массовых проверок потребителей
· ростом выявления неучтенного потребления.
Рисунок 5 - Классификация потерь в электрических сетях
Уровни потерь в разрезе производственных отделений за 2011 г. приведены
на рисунке 2.6.
Рисунок 6 - Уровни потерь в разрезе производственных отделений
Таблица 4 - Технологические потери в сетях ООО «Башкирэнерго» в 2011 г.,
%
1
|
Технологические потери
|
100
|
1.1
|
Нагрузочные потери
электроэнергии (в составе технол.)
|
69,04
|
1.1.1
|
Потери на линиях
|
6,58
|
1.1.2
|
Потери на трансформаторах
|
62,45
|
1.2
|
Условно-постоянные потери
электроэнергии
|
26,82
|
Холостой ход
трансформаторов
|
18,44
|
1.2.2
|
Корона в воздушных линиях
|
0,53
|
1.2.3
|
Токи утечки в воздушных
линиях
|
1,38
|
1.2.4
|
Изоляция в кабельных линиях
|
0,09
|
1.2.5
|
Измерительные
трансформаторы тока
|
0,25
|
1.2.6
|
Измерительные
трансформаторы напряжения
|
0,56
|
1.2.7
|
Счетчики прямого включения
|
1,87
|
1.2.8
|
Шунтирующие реакторы
|
0,27
|
1.2.9
|
Соединительные провода и
сборные шины подстанций
|
1,02
|
1.2.10
|
Вентильные разрядники
|
0,13
|
1.2.11
|
Ограничители перенапряжений
|
0,01
|
1.2.12
|
Устройства присоединения
ВЧ-связи
|
0,01
|
1.2.13
|
Расход электроэнергии на
собственные нужды
|
2,26
|
1.3
|
Потери электроэнергии,
обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета
|
4,14
|
Анализ структуры потерь показал, что в 2011 году 8,23 % потерь имеют
технологическое происхождение, 1,01 % потерь − коммерческие (таблица
2.3). Структура технологических потерь по предприятию приведена в таблице 2.3.
Графическое изображение структуры технологических потерь ООО
«Башкирэнерго» в 2011 г представлено на рисунке 2.7.
Рисунок 7 − Структура технологических потерь электроэнергии в сетях
ООО «Башкирэнерго» в 2011 г.
Таким образом, 69,04% технологических потерь составляют нагрузочные
потери; условно-постоянные потери - 26,82%; потери электроэнергии,
обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета - 4,14 %.
Выявлено, что 90,46 % нагрузочных потерь образуются на линиях, 9,53 % на
трансформаторах.
Структура условно-постоянных потерь приведена на рисунке 2.8.
Установлено, что большая часть условно-постоянных потерь обусловлено:
- холостым ходом трансформаторов -68,74 %;
- расходом электроэнергии на собственные нужды - 8,43 %;
- счетчиками прямого включения -6,98%;
- токами утечки в воздушных линиях - 5,14 %.
Основными факторами высоких технических потерь являются:
- изношенность электрооборудования;
- использование устаревших видов электрооборудования;
- несоответствие используемого электрооборудования существующим нагрузкам;
- неоптимальные установившиеся режимы в сетях ООО «Башкирэнерго» по
уровням напряжения и реактивной мощности;
- влияние оптового рынка электроэнергии на режимы сетей.
Основными факторами высоких коммерческих потерь являются:
- недопустимые погрешности расчета количества отпущенной электроэнергии при
отсутствии приборов учета; измерений электроэнергии (несоответствие приборов
учета классам точности, несоответствие трансформаторов тока существующим
нагрузкам, нарушение сроков поверки и неисправности приборов учета
электроэнергии);
- использование при отсутствии приборов учета, нормативов
потребления, не учитывающих тенденции роста использования бытовых электрических
приборов;
- несвоевременное снятие показаний с приборов учета;
- неучтенное (бездоговорное и неучетное) потребление электроэнергии
(хищения).
Рисунок 8 −
Структура условно-постоянных потерь
производственный актив
коммерческий
1.2.3 Анализ
показателей надежности
В сетях 6-10 кВ происходит, в среднем, 13 отключений в год в расчете на
100 км воздушных или кабельных линий, в сетях 0,4 кВ - до 12 отключений.
Причинами повреждений на ВЛ 6-10 кВ являются:
- старение конструкций и материалов при эксплуатации (7%);
- климатические воздействия (ветер, гололед, гроза и их
сочетание) (45%);
- недостатки эксплуатации (1%);
- невыясненные причины повреждений (26%).
Кабельные линии всех классов напряжения повреждаются из-за:
- дефектов прокладки (до 20%);
- старения силового кабеля (31%);
- механических повреждений (30%);
- заводских дефектов (10%);
- коррозии (9%).
Увеличивается количество повреждений силовых трансформаторов 35-110 кВ.
Более 50% отказов вызваны старением и увлажнением изоляции, повреждениями
комплектующих узлов - переключатели ответвлений, устройства регулирования
напряжения и вводы.
Причинами повреждений трансформаторов, устройств регулирования напряжения
и вводов являются дефекты конструкций, изготовления, монтажа и ремонта, несоблюдение
правил и норм эксплуатации, а также токи короткого замыкания, перенапряжения
при однофазных замыканиях на землю в сетях 6-35 кВ, ударные токи и перегрузки.
Рисунок 9 - Количество аварий за 2011 г.в разрезе производственных
отделений
Ниже представлено количество аварий в сетях ООО «Башкирэнерго» в разрезе
производственных отделений за 2011 г.
Техническое состояние электрооборудования напряжением 6 - 110 кВ
характеризуется растущим числом отказов его работы.
Таким образом, к настоящему времени в сетях обозначился круг проблем,
решение которых является первоочередной задачей. Назрела необходимость в
модернизации, реновации и в отдельных случаях в полном обновлении объектов
электрических сетей. Имеет место рост сетевых объектов, отработавших свой
ресурс.
- существует значительное несоответствие между требованиями потребителей и
возможностями ООО «Башкирэнерго» в части надежности электроснабжения;
- имеет место значительный разрыв в техническом оснащении и
уровне распределительных электрических сетей ООО «Башкирэнерго» в сравнении с
аналогичными показателями сетей технически развитых стран;
- остаются высокими фактические потери электрической энергии в
сетях;
Рост количества оборудования в состоянии, близком к критическому износу,
вызывает необходимость увеличения затрат на ремонтные работы.
Повышение эффективности эксплуатации электрических сетей не следует
проводить только путем модернизации сетей на прежней технологической базе с
использованием морально устаревших технических решений. Необходимы масштабные
инвестиции в сетевые объекты на новой для российской электроэнергетики
технической основе.
Список
литературы <G:\илька\производственная.doc>
1. Савицкая
Г.В. -Анализ хозяйственной деятельности предприятия. - М.: Минск: ИП “Экоперспектива”, 2001
2. Чувилина
Е.В., Лысенко О.В., Чачина Е.Г. Методические указания для выполнения курсовой
работы по дисциплине “Анализ и диагностика финансово-хозяйственной деятельности
предприятия ”- 2005г.
. Шеремет
А.Д., Сайфулин Р.С. Методика финансового анализ предприятия. - М.: Инфра -М,
2005.
. Абрютина
М.С. Грачев А.В. Анализ финансово-экономической деятельности предприятия.
Учебно-практическое пособие. - М.: «Дело и сервис», 2003.
. Маркарьян
Э.А., Герасименко Г.П., Маркарьян С.Э. Экономический анализ хозяйственной
деятельности, , 2008г., с-552
6. www.wikipedia.org <http://www.wikipedia.org>
. www.gks.ru
<http://www.gks.ru>
. <http://www.bashkirenergo.ru>