Анализ деятельности ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

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

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»

1.1 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.

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»

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.

1.2.2 Анализ уровня потерь в электрических сетях

Известно, отчетные или общие потери электроэнергии в сетях W 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 2008 г. 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., %

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%);

— посторонние воздействия (12%);

— 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.

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 «- 2005 г.

3. Шеремет А. Д., Сайфулин Р. С. Методика финансового анализ предприятия. — М.: ИнфраМ, 2005.

4. Абрютина М. С. Грачев А.В. Анализ финансово-экономической деятельности предприятия. Учебно-практическое пособие. — М.: «Дело и сервис», 2003.

5. Маркарьян Э. А., Герасименко Г. П., Маркарьян С. Э. Экономический анализ хозяйственной деятельности,, 2008 г., с-552

6. www.wikipedia.org

7. www.gks.ru

8. http://www.bashkirenergo.ru