Анализ деятельности ООО "Башкирские распределительные электрические сети"

Тип работы:
Отчет
Предмет:
Экономика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

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

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

1.1 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.

Показатель

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

Кабель с бумажной пропитанной маслом изоляцией с алюминиевыми жилами.

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.

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., %

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

1.2. 1

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%);

— 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.

Список литературы

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.: Инфра -М, 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

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой