Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

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

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

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

В условиях рынка, когда предприятие ведет свою деятельность, привлекая как собственные, так и заемные средства, большое значение имеет финансовая независимость предприятия от внешних заемных источников.

Для анализа динамики основных показателей финансовой устойчивости предприятия составляется таблица 5.

Таблица 5 - Динамика показателей финансовой устойчивости

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

Показатель обеспеченности собственными источниками финансирования U2<0,5 (на начало года составлял 0,13, на конец года – минус 0,32), то есть предприятие зависит от заемных источников средств при формировании своих оборотных активов.

Показатель финансовой независимости U3 характеризует долю собственных источников в общем объеме источников. Данный коэффициент снизился к концу года (изменение составило 0,03), что является не самым благоприятным моментом в развитии предприятия. Однако, для финансовой устойчивости собственного капитала у предприятия пока достаточно.

Показатель финансирования U4 показывает, какая часть деятельности предприятия финансируется за счет собственных средств. К концу года происходит значительное снижение собственных средств. Значение коэффициента больше 1 (на начало года – 9,70 на конец – 6,81), что говорит об отсутствии опасности неплатежеспособности.

Показатель финансовой устойчивости U5 показывает удельный вес тех источников, которые могут быть использованы длительное время. На начало года предприятие было более финансово устойчиво, но к концу года ситуация меняется в худшую сторону, так как значение коэффициента снижается.

В целом предприятие является финансово устойчивым и независимым. Однако большинство коэффициентов к концу года снижается, что является не самым благоприятным моментом для развития предприятия.

Анализ ликвидности баланса заключается в сравнении средств по активу, сгруппированных по степени их ликвидности и расположенных в порядке убывания ликвидности, с обязательствами по пассиву, сгруппированными по срокам их погашения и расположенными в порядке возрастания сроков.

Для анализа ликвидности баланса группируются активы и пассивы баланса в таблице 6.

Сравнение итогов первой группы по активу и пассиву показывает, что баланс является неликвидным, так как срочные обязательства превышают ликвидные активы.

Сравнение итогов второй группы по активу и пассиву показывает тенденцию увеличения текущей ликвидности в недалеком будущем (от 3 до 6 мес.).

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

Сопоставляя итоги четвертой группы видно, что условия ликвидности баланса на конец года не выполняются, поскольку трудно реализуемые активы превышают постоянные пассивы.

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

Таблица 7 - Показатели платежеспособности и ликвидности

Для комплексной оценки платежеспособности предприятия в целом используется общий показатель платежеспособности. Его значение должно превышать 1. В данном случае показатель на начало года составлял 0,55, на конец года - 0,34, что является не самым благоприятным моментом в развитии предприятия (низкой платежеспособности).

Показатель абсолютной ликвидности на начало года составлял 0,00, на конец года - 0,002, то есть условие не выполняется - предприятие является недостаточно ликвидным.

Показатель "критической оценки" на начало года составил 0,96, однако на конец года он снизился до 0,52, то есть на предприятии недостаточно ликвидных активов.

Главным показателем платежеспособности является коэффициент текущей ликвидности. Он показывает, что в начале года (1,21) предприятие не способно покрыть краткосрочные обязательства, мобилизовав все текущие активы. К концу года показатель снижается до 0,79, то есть ситуация ухудшается.

На начало года показатель маневренности функционирующего капитала составил 1,21, на конец года – минус 1,21 – снижается - это положительный признак, так как увеличивается капитал, обездвиженный в запасах дебиторской задолженности.

Завершая анализ платежеспособности и ликвидности, можно провести бальную оценку финансового состояния предприятия. Сущность данной методики заключается в классификации предприятий по уровню финансового риска, то есть любое анализируемое предприятие может быть отнесено к определенному классу в зависимости от «набранного» количества баллов, исходя из фактических значений ее финансовых коэффициентов [1].

Результаты оформляются в виде таблицы 8.

Таблица 8 - Классификация финансового состояния предприятия

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

Анализ показателей оборачиваемости проводится в таблице 9.

Из таблицы 9 видно, что показатель оборачиваемости материальных оборотных средств, характеризующий скорость реализации материальных оборотных активов, уменьшился на 0,02 и уменьшился коэффициент оборачиваемости переменного капитала на 0,03. Остальные коэффициенты остались практически без изменений.

1.3 Анализ потерь электроэнергии в электрических сетях

Основной задачей энергопредприятий является снабжение потребителей с определенной надежностью электроэнергией нормированного качества при минимальных приведенных затратах на выработку, передачу и распределение электроэнергии. Одним из способов снижения себестоимости электроэнергии является снижение потерь электроэнергии в электрических сетях.

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

1) технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям и выражающимися в преобразовании части электроэнергии в тепло в элементах сетей. Технические потери не могут быть измерены. Их значения получают расчетным путем на основе известных законов электротехники;

2) расход электроэнергии на собственные нужды подстанций (ПС), необходимый для обеспечения работы технологического оборудования ПС и жизнедеятельности обслуживающего персонала. Расход электроэнергии на собственные нужды ПС регистрируется счетчиками, установленными на трансформаторах собственных нужд;

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

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

Укрупненная структура потерь представлена на рисунке 7.

Для анализа потерь электроэнергии необходимо рассмотреть данные, представленные в таблице 10.

Таблица 10 – Потери электроэнергии за 2004 и 2005 год

На основании таблицы 10 строятся столбиковые диаграммы, показывающие соотношение плана и факта технических и коммерческих потерь в 2004 и 2005 годах (рисунок 8 и 9).

Рисунок 8 – Структура коммерческих потерь

Рисунок 9 – Структура технических потерь

Из таблицы 10 и рисунков 8 и 9 видно, что в 2004 году имеются значительные коммерческие потери (факт превысил план на 13331 тыс. кВт*ч или 1,68 %). В 2005 году ситуация изменилась – фактические показатели не превышают плановые – это положительный момент в деятельности предприятия.

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

Прием электроэнергии по собственным потребителям уменьшился в сравнении с 2004 годом. Причиной явилось снижение потребления электроэнергии по следующим группам потребителей:

- МП №Водоканал» - 3 млн.кВт*ч;

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

В части передачи и распределения электроэнергии предприятие в 2005 году осуществляло транспорт электроэнергии:

- от генерирующей компании «ТГК-8»: Цимлянской ГЭС, Волгодонской ТЭЦ-2, Волгодонской ТЭЦ-1;

- от сетей ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Юга (ПС Городская-220/10 кВ, ПС Зимовники-220/110/10 кВ);

- по собственным сетям 110, 35 кВ соседним ПЭС и энергосистемам;

- по сетям 110, 35, 10, 6, 0,38 кВ собственным потребителям.

В летнее время 2005 г. максимум нагрузки по территории предприятия составлял 112 МВт, что на 1,0 МВт (0,88 %) меньше, чем в соответствующий период прошлого года.

В зимнее время 2005 г. максимум нагрузки по территории предприятия составлял 154 МВт, что на 8 МВт (5,48 %) больше нагрузки соответствующего периода 2004 года.

1.4 Мероприятия по снижению потерь электроэнергии

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

Первостепенная роль в снижении потерь электроэнергии отводится повышению технического уровня производства, которого можно достичь при реализации следующих мероприятий:

а) замена проводов на перегруженных линиях;

б) замена недогруженных трансформаторов на ТП 6 – 10 кВ.

Одним из важнейших факторов снижения потерь электроэнергии является улучшение организации производства и труда, которая заключается в результате применения следующих организационных мероприятий:

а) проведение плановых ремонтных работ под напряжением;

б) отключения в режимах малых нагрузок;

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

г) выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях 0,38 кВ;

д) снижение расходов электрической энергии на собственные нужды подстанций.

Мобилизации резервов снижения себестоимости передачи и реализации электроэнергии способствуют внедрение мероприятий по совершенствованию систем расчётного и технического учёта электрической энергии:

1. проведение рейдов по неучтённой электрической энергии в коммунально-бытовом и производственном секторах;

б) организация равномерного снятия показаний электросчётчиков в строго установленные сроки в быту и производстве;

в) проведение проверки трёхфазных электросчётчиков с просроченными сроками расчётного и технического учёта;

г) пломбирование крышек электросчётчиков;

д) устранение перегрузки цепей напряжения;

е) установка электросчётчиков повышенных классов точности;

ж) установка дополнительных электросчётчиков;

з) проведение проверок и обеспечение своевременности и правильности снятия показаний электросчётчиков на электростанциях и подстанциях энергосистемы;

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

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

л) составление и анализ небалансов электроэнергии по подстанциям и электростанциям;

м) инвентаризация электросчётчиков расчётного учёта [5].

2. Разработка системы мер по снижению потерь электроэнергии в сетях

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

Замена проводов в процессе эксплуатации наиболее часто вызывается необходимостью увеличения пропускной способности существующих линий при реконструкции сетей. Иногда замена проводов производится для использования участков старых линий при сооружении новых линий. В этих случаях, как правило, замена производится проводами большего сечения. Реже встречаются случаи замены проводов из-за старения и коррозии или из-за потери ими прочности вследствие вибрации или дополнительных нагрузок от гололеда [6].

На момент прокладки ВЛ расход электроэнергии был гораздо меньше, чем в последние годы, поскольку произошло увеличение количества абонентов, потребляемых в быту и производстве больше электроэнергии. Провода воздушных линий при прохождении по ним электрического тока нагреваются. Если сила тока в проводе превышает допустимую нагрузку – провод считается перегруженным и требует замены на провод большего сечения.

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

Таблица 11 - Анализ загруженности ВЛ-0,38 кВ

Таблица 12 - Анализ загруженности ВЛ - 6-10 кВ

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

Работы по замене провода на ВЛ-0,38 кВ будут проводиться вручную, а на ВЛ-6-10 кВ – с применением механизмов.

Работы по замене провода на ВЛ-0,38 кВ вручную выполняются по следующей схеме, представленной на рисунке 10.

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

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

Допустить звено к работе.

Получить инструктаж в отношении техники безопасности.

Установить разъемный барабан в начале участка. Подготовить инструменты, приспособления.

Раскрепить анкерные опоры растяжками.

Перед подъемом опору раскрепить растяжками. Демонтировать вязки проводов на промежуточных опорах, сбросить провода. Разрезать перемычку, демонтировать плашечные зажимы, сбросить провода с анкерных опор.

Произвести сматывание демонтированного провода. Снять бухту с демонтированным проводом.

Установить барабан с новым проводом в начале участка, произвести раскатку проводов, закрепить их за анкерные опоры. Произвести наброс проводов на промежуточные опоры.

Поднять и закрепить провода на анкерной опоре в конце участка, соединить провода перемычкой, смонтировать вязки.

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

Произвести предварительную натяжку верхнего провода вручную. Натянуть верхний провод, определить стрелу провеса, закрепить в зажиме, соединить провода перемычкой, смонтировать вязку перемычки к изолятору. Переставить полиспаст на траверсу с помощью монтажного зажима, аналогично закрепить два других провода с регулировкой стрелы провеса проводов.

Подготовить провода для вязки.

Смонтировать вязки проводов на промежуточных опорах.

Снять переносные заземления.

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

Потребность в персонале для данных работ представлена в таблице 13.

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

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

Таблица 14 – Расчет затрат на оплату труда

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

11,7 *2143,96=25084,18 руб.

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

2,9*2538,49=7361,02 руб.

Итого: 25084,33+7361,62=32147,20 руб.

Таблица 15 – Расчет затрат на материалы и оборудование

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

11,7*5274,20=61708,14 руб.

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

2,9*4220,90=12240,61 руб.

Итого: 61708,14+12240,61=73948,75 руб.

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

Таблица 16 - Расчет годовых сумм амортизации ВЛ-0,38 кВ

При линейном способе расчета под нормой амортизации понимается установленная норма амортизации в процентах к первоначальной стоимости оборудования [9].

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

, (1)

где - годовая норма амортизационных отчислений, %

Для провода АС-35, длинною 11,7 км., годовая сумма амортизационных отчислений составит:

466,74*11,7=5460,85 руб.

Для провода А-35, длинною 2,9 км., годовая сумма амортизационных отчислений составит:

373,53*2,9=1083,24 руб.

Итого: 5460,85+1083,24=6544,08 руб.

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

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

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

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

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

Допустить звено к работе.

Получить инструктаж в отношении техники безопасности.

Установить барабан с новым проводом на раскаточные козлы в начале участка. Наладить радиосвязь. Раскрепить анкерные опоры растяжками.

Установить на заднее колесо трактора разъемный барабан, надежно затормозить трактор в конце участка, заземлить трактор. Приподнять колесо с барабаном с помощью домкрата.

Соединить в начале участка новый провод с верхним демонтируемым проводом с помощью монтажного зажима. Установить монтажный раскаточный ролик на анкерной опоре. Переложить провод на ролик. Разрезать шлейфы, освободить провод от натяжного зажима.

Установить монтажный зажим с канатом на проводе в конце участка. Закрепить канат на разъемном барабане трактора. Закрепить монтажный ролик на анкерной опоре, переложить провод на ролик, разрезать шлейфы, освободить провод натяжного зажима.

Закрепить монтажные ролики на промежуточных опорах, демонтировать вязки, переложить провод на ролики. Произвести демонтаж старого и раскатку нового провода трактора на нижних передачах. Новый провод закрепить в натяжном зажиме на анкерной опоре в начале участка, обрезать с учетом запаса на шлейф. Произвести предварительную вытяжку провода, временно закрепить провод затяжными зажимами, отсоединить старый провод. Снять бухту смотанного старого провода.

Установить монтажный зажим в новом проводе в конце участка. Произвести натяжку трактором с регулировкой стрелы провеса провода, закрепить провод в натяжном зажиме.

Подготовить проволоку для вязки проводов.

Смонтировать вязку проводов на анкерных опорах. Смонтировать вязку проводов на промежуточных опорах. Переставить ролики раскаточные на траверсы. Демонтировать вязки второго провода, переложить провод на ролики.

Аналогично провести демонтаж и монтаж второго и третьего провода.

Соединить провода в шлейфах. Убрать растяжки. Собрать инструменты, инвентарь.

Привести механизмы в транспортное положение.

Снять переносные заземления [8].

Потребность в персонале для данного вида работ представлена в таблице 17.

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

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

Таблица 18 – Расчет затрат на оплату труда

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

7,5 *1958,96=14878,09 руб.

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

2*1414,03=2828,07 руб.

Итого: 14878,09+2828,07 =17706,16 руб.

Таблица 19 – Расчет затрат на материалы и оборудование

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

7,5*5274,20=39555,88 руб.

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

2*7837,60=15675,21 руб.

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

Расчет амортизации используемых механизмов представлен в таблице 20.

Таблица 20 – Расчет годовых сумм амортизации используемых механизмов

В расчете на четыре дня износ телевышки составит:

4/245=0,02*119691=2394 руб.,

Для трактора с навесными приспособлениями:

4/245=0,02*51700=1034 руб.,

Общий износ используемых механизмов: 2394+1034=3428 рублей.

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

Таблица 21 - Расчет годовых сумм амортизации ВЛ-6-10 кВ

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

466,74*7,5=3500,55 руб.

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

693,59*2=1387,18 руб.

Итого: 3500,55+1387,18 =4887,73 руб.

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

Таким образом, общая стоимость работ по замене провода на ВЛ-6-10 кВ с применением механизмов составляет 81252,50 руб.

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

Таблица 22 - Перечень перегруженных ВЛ-0,38 кВ

Таблица 23 - Перечень перегруженных ВЛ-6-10 кВ

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

Планируемое снижение расхода электрической энергии на ее транспорт в линиях 10 - 0,4 кВ определяется по усредненным нормам Приложение №1 «Инструкции по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по сетям энергосистем и энергообъединениям» 1988 год, составляющими:

для ВЛ 6-10 кВ - 9,2 тыс.кВт*ч/км.год;

для ВЛ 0,38 кВ - 4,4 тыс.кВт*ч/км.год.

Рассчитанное с момента внедрения снижение потерь электроэнергии от данного мероприятия для любого месяца года вычисляется по формуле (2).

(2)

где - суммарная длина участков ВЛ-0,38 кВ в однопроводном исчислении, на которых была осуществлена замена проводов в прошлых месяцах, не считая расчетный, км;

- суммарная длина участков ВЛ-0,38 кВ в однопроводном исчислении, на которых планируется осуществить замену проводов в расчетном месяце, км;

n – число дней в каком – либо месяце;

M – число дней в предстоящем году.

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

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

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

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

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

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

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

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

Рисунок 12 – График выполнения работ по замене провода в июне

Рисунок 13 - График выполнения работ по замене провода в июле и августе

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

К трансформаторам с сезонной нагрузкой относят те, которые используются для снабжения электрической энергией какого-либо потребителя на определенный период. Это могут быть водонапорные станции в период летнего полива, временные или иные помещения, использующие электроэнергию для отопления в зимний период [11].

Зона охвата Восточных электросетей представлена на рисунке 14.

ПС и ВЛ-35 кВ

ПС и ВЛ-110 кВ

ПС и ВЛ-220 кВ

РЭС

Рисунок 14 – Карта основной сети

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

Таблица 24 – Трансформаторы с сезонной нагрузкой

Средняя продолжительность межсезонного периода составляет 6 месяцев. В 2007 году предлагается провести мероприятия по отключению 29 трансформаторов с сезонной нагрузкой по РЭС (районные электрические сети).

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

Таблица 25 – Расчет затрат на оплату труда

Таким образом, общая стоимость работ по отключению трансформаторных подстанций составит:

83,14*29= 2411,26 руб.

Приведенное к году снижение потерь электроэнергии от данного мероприятия, рассчитывается по формуле (3):

, (3)

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

- мощность трансформатора (трансформаторов), отключенных на какое – либо время, МВА;

- время отключения трансформатора (трансформаторов), ч;

24 – число часов в одних сутках;

n – число дней в каком – либо месяце.

Величина снижения потерь электроэнергии за январь составит:

=0,004*4,185*24*31=12,455 тыс.кВт*ч,

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

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

Величина снижения потерь за первые три месяца составит:

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

Величина снижения потерь электроэнергии за октябрь составит:

=0,004*4,185*24*31=12,455 тыс.кВт*ч,

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

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

Величина снижения потерь электроэнергии за вторые три месяца составит:

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

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

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

2.3 Выравнивание нагрузок фаз в электрических сетях 0,38 кВ

Данное мероприятие по снижению потерь электроэнергии заключается в устранении систематической несимметрии (неравномерного распределения токовых нагрузок) на фазных проводах ВЛ 0,38 кВ, так как при неравномерной токовой нагрузке фазных проводов наблюдается увеличение потерь электроэнергии на данной ВЛ [12].

Работы по выравниванию нагрузок фаз выполняются по следующей схеме, представленной на рисунке 15.

Допуск к работе

Раскрепление опоры растяжками

Отсоединение провода перекидки

Закрепление провода перекидки

Демонтаж приспособлений

Снятие заземлений, уборка

Рисунок 15 – График выполнения работы по выравниванию нагрузок фаз

Технология работы по выравниванию нагрузок фаз:

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

Допустить звено к работе.

Получить инструктаж в отношении техники безопасности.

Раскрепить опору растяжками.

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

Вторые концы провода закрепить на изоляторах опоры в конце участка с натяжением его только с опоры.

Закрепить перекидные провода на изоляторах опоры в начале участка, натянуть провода с опоры [8].

Спуститься с опоры, убрать рабочее место. Снять переносное заземление.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Потребность в персонале для данного вида работ представлена в таблице 34.

Таблица 34 – Потребность в персонале для выравнивания нагрузок фаз

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

Таблица 35 – Расчет затрат на оплату труда

Таблица 36 – Расчет затрат на материалы и оборудование

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

Рассчитанное с момента внедрения снижение потерь электроэнергии от данного мероприятия для любого месяца года вычисляется по формуле:

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

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

- количество ВЛ, на которых было произведено выравнивание токовой нагрузки фаз за прошедшие месяцы, не считая расчетный, шт.;

- количество ВЛ, на которых планируется осуществить выравнивание токовой нагрузки фаз в расчетном месяце, шт.;

n – число дней в каком – либо месяце;

М – число дней в предстоящем году.

Величины снижения потерь электроэнергии в каждом месяце равны:

1,4*(0+18)*31/365=2,14 тыс.кВт*ч,

1,4*(18+0)*30/365=2,07 тыс.кВт*ч,

1,4*(18+0)*31/365=2,14 тыс.кВт*ч,

1,4*(18+27)*30/365=5,18 тыс.кВт*ч,

1,4*(45+0)*31/365=5,35 тыс.кВт*ч,

1,4*(45+0)*31/365=5,35 тыс.кВт*ч,

1,4*(45+43)*30/365=10,12 тыс.кВт*ч,

1,4*(88+14)*31/365=12,13 тыс.кВт*ч,

1,4*(102+0)*30/365=11,74 тыс.кВт*ч,

1,4*(102+0)*31/365=12,13 тыс.кВт*ч

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

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

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

3. Безопасность жизнедеятельности

3.1 Защита населения и территории предприятия при чрезвычайных ситуациях

Чрезвычайные ситуации возникают в результате стихийных бедствий, производственных аварий, сопровождаются разрушением зданий, сооружений, инженерных коммуникаций, гибелью людей, уничтожением оборудования и материальных ценностей. Такие события требуют экстренных мер по ликвидации их последствий, проведения спасательных работ. Большей частью ЧС имеют техногенный характер.

На территории ВЭС могут возникнуть следующие природные явления: сильный ветер, ураган, пыльная буря, метель, гололед, степные пожары, которые выведут предприятие из нормального режима работы.

Перечисленные явления могут привести к повреждению электрооборудования, падению опор и обрыву электропроводов.

ЧС может создать не только степной пожар, но и пожар на оборудовании, как следствие неправильной эксплуатации и нарушения правил противопожарной безопасности. Наибольшую опасность представляют подстанции, которые находятся в степи. В летнее время пламя распространяется за ее территорию по сухой траве, и создает опасность для близ лежащих населенных пунктов. В этом случае дежурный персонал оповещает органы противопожарной безопасности, жителей населенного пункта, которому угрожает опасность, старается локализовать очаг возгорания. Если необходим вывод или вывоз людей из опасной зоны, то это нужно осуществлять в направлении, перпендикулярном распространению огня. Двигаться следует не только по дорогам, а также вдоль рек и ручьев, а порой и по самой воде.

Обрыв проводов в результате сильного ветра, урагана, над открытыми водоемами тоже являются причиной ЧС, так как под воздействием тока оказывается неограниченный участок реки, что приводит к гибели людей. В этой ситуации также оповещают населенные пункты, которые находятся по близости, обесточивается поврежденная линия, и как можно быстрее устранить обрыв.

Под действием гололеда происходит обрыв высоковольтных линий электропередач, что приводит к обесточиванию населенных пунктов. ЧС возможна, если в течение короткого времени не удается устранить обрыв, из-за продолжительного сильного ветра или других климатических условий.

Источниками загрязнения атмосферы продуктами горения являются маслонаполненное оборудование. Взрывы и загорания трансформаторов, масляных выключателей, растекание масла по поверхности почвы, по кабельным каналам за территорию подстанции, слив кислого масла или разбрасывание деталей маслонаполненного оборудования вокруг территории подстанции приводят к отрицательным воздействиям на атмосферу, гидросферу [13].

Источниками шумов могут быть мощные трансформаторы и их системы охлаждения, компрессорные агрегаты высокого давления и воздушные выключатели.

Восточные электрические сети эксплуатируют большое количество трансформаторных подстанций, на которых возможно возникновение пожаров, во избежание их необходимо соблюдение некоторых требований противопожарной безопасности.

Согласно ПУЭ под трансформаторами открытых подстанций или маслонаполненными реакторами с количеством масла более 100 кВ и выше должен быть уложен чистый гравий или гранитный щебень. Гравийная подсыпка должна возвышаться над поверхностью планировки не менее чем на 0,25 м. Этот слой должен выступать за пределы оборудования не менее чем на 0,6 м при количестве масла от 1000 до 2000 кг и 1 м при количестве масла более 2000 кг. Гравийная подсыпка должна быть ограничена бортовыми бетонными ограждениями во избежание растекания масла в случае выпуска его из бака.

При единичной мощности трансформаторов и реакторов 60 МВт и более напряжением 110 В и выше и при расстоянии между ними в свету 15 м и менее трансформаторы или реакторы должны быть разделены несгораемой перегородкой, выступающей за габариты оборудования по ширине на 1 м с каждой стороны; высота их должна быть не ниже верхней части вводов. При этом расстояние между трансформатором и перегородкой должно быть не менее 1,25 м.

В закрытых подстанциях в камерах трансформаторов с масляным охлаждением с целью ограничения пожара в случаях загорания масла под трансформатором оборудуется специальная маслоприемная яма, покрытая решеткой, поверхность которой засыпают гравием. При загорании масла в трансформаторе масло из бака через нижний спусковой кран сливают сквозь гравий в яму.

3.2 Обеспечение безопасности персонала при выполнении ремонта электрооборудования

Проведение работ на открытом воздухе значительно усложняет задачу обеспечения микроклимата на рабочих местах электромонтерам. Для упрощения решения данной задачи в соответствии с «Гигиеническими критериями оценки условий труда по показателям вредности и опасности факторов производственной среды, тяжести и напряженности трудового процесса. Руководство Р-2.2013.-96 Госкомсанэпиднадзора России Москва 1994 г.» принято деление года на два периода: теплый период года и холодный период года.

Проведение ремонтных работ на ВЛ-6-10 кВ происходит в основном в районах удаленных от производственных баз, что в свою очередь вносит дополнительные проблемы обеспечения микроклимата на рабочем месте электромонтеров. При проведении работ в теплый период года производят установку тентов, задачей которых является снижение интенсивности теплового излучения посменное выполнение работ. Обеспечивается подвоз пищи для работающего персонала.

В холодный период времени года при проведении монтажных работ на открытом воздухе работающий персонал обеспечивается теплой спецодеждой, передвижными пунктами обогрева, в которых персонал может согреться во время перерывов.

Экранирующие электрозащитные средства служат для исключения вредного воздействия на работающих электрических полей промышленной частоты. К ним относятся индивидуальные экранирующие комплекты (костюмы с головными уборами, обувью и рукавицами), переносные экранирующие устройствами (экраны) и экранирующие тканевые изделия (зонты, палатки и т.п.).

Предохранительные средства защиты предназначены для индивидуальной защиты работающего от вредных воздействий неэлектрических факторов – световых, тепловых и механических, а также от продуктов горения и падения с высоты. К ним относятся защитные очки и щитки, специальные рукавицы, изготовленные из трудновоспламеняемой ткани, защитные каски, противогазы, предохранительные монтерские пояса, страховочные канаты, монтерские когти.

Изолирующие средства защиты и приспособления в процессе работ должны быть защищены от увлажнения. В открытых электроустановках ими можно пользоваться только в сухую погоду. В случае отсыревания их необходимо изъять из употребления.

Средства защиты из резины в процессе работ должны быть защищены от воздействия масел, бензина и других разрушающих резину веществ, а также от прямого воздействия солнечных лучей.

При несчастном случае прекратить работу, поставить в известность руководство, вызвать скорую помощь и приступить к оказанию первой помощи.

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

Проходя через организм человека, электрический ток производит термическое, электрическое и механическое действия.

Указанное многообразие действий электрического тока на человека нередко приводит к различным электротравмам, которые условно можно свести к двум видам: местным электортравмам, когда возникает местное повреждение организма, и общим электротравмам, так называемым электрическим ударам, когда поражается или создается угроза поражения всего организма из-за нарушения нормальной деятельности жизненно важных органов и систем.

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

Электрические знаки возникают при контакте с токоведущими частями. Тоже как и ожоги болезненны и требуют медицинского вмешательства.

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

Механические повреждения являются в большинстве случаев следствием резких непроизвольных сокращений мышц под действием тока, проходящего через тело человека. В результате могут произойти разрывы сухожилий, кожи, кровеносных сосудов. Механические повреждения возникают при работе в основном в установках до 1000 В при относительно длительном нахождении человека под напряжением [15].

Электрофтальмия – воспаление наружных оболочек глаз, возникающее в результате воздействия мощного потока ультрафиолетовых лучей. Это возможно, если человек посмотрит на электрическую дугу.

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

Все выше перечисленные травмы вызывают болезненные ощущения, требуют лечения, представляют угрозу для здоровья и жизни человека.

Выделяются следующие пороговые значения тока:

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

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

3. Смертельный ток (100 мА и более).

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

Сопротивление тела человека уменьшается при повреждении рогового слоя кожи, наличии влаги на ее поверхности и загрязнении.

3.3 Обеспечение безопасности при работах без снятия напряжения

При работах без снятия напряжения необходимо строго соблюдать технику безопасности.

При выполнении работ на ВЛ без снятия напряжения безопасность персонала предприятия обеспечивается по одной из двух схем:

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

работа в контакте, когда основным защитным средством являются диэлектрические перчатки и изолированный инструмент. Этим методом выполняются работы на ВЛ напряжением до 1000 В;

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

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

изоляция работающего от земли специальными устройствами соответствующего напряжения;

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

выравнивание потенциалов экранирующего комплекта, рабочей площадки и провода специальной штангой для переноса потенциала. Расстояние от работника до заземленных частей и элементов оборудования при работах зависит от уровня напряжения.

Конкретные виды работ под потенциалом провода должны выполняться по специальным инструкциям или по технологическим картам, ПОР (ППР).

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

Не разрешается прикасаться к изоляторам и арматуре изолирующих подвесок, имеющих иной, чем провод, потенциал, а также передавать или получать инструмент или приспособления работникам, не находившимся на той же рабочей площадке, при выполнение работ с площадки изолирующего устройства, находящегося под потенциалом провода.

Перед началом работ на изолирующих подвесках следует проверить измерительной штангой электрическую прочность фарфоровых изоляторов. При наличии выпускающих зажимов следует заклинить их на опоре, на которой выполняется работа, и на соседних опорах, если это требуется по рельефу трассы.

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

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

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

Установка трубчатых разрядников под напряжением на ВЛ напряжением 35 кВ – 110 кВ допускается при условии изолирующих подвесных габаритников, исключающих возможность приближения внешнего электрода разрядника к проводу на расстоянии менее заданного [14].

Не разрешается находиться в зоне возможного выхлопа газов при приближении внешнего электрода разрядника к проводу или отводе электрода при снятии разрядника. Приближать или отводить внешний электрод разрядника следует с помощью изолирующей штанги.

Не разрешается приближаться к изолированному от опоры молниезащитному тросу на расстояние менее одного метра.

При использовании троса в схеме плавки гололеда допустимое расстояние приближения к тросу должно определяться в зависимости к плавке.

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

1. Обеспечение безопасности при монтаже и замене проводов

Еще одним важным мероприятием по снижению потерь электроэнергии в ВЭС является монтаж и замена проводов, которые также требуют строгого соблюдения техники безопасности.

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

Используемые при работе лебедки и стальные канаты должны быть заземлены.

Перед началом монтажных работ (визировка, натяжка, перекладка из роликов в зажимы) раскатный провод (трос) должен быть заземлен в двух местах: у начальной анкерной опоры вблизи натяжного зажима и на конечной опоре, через которую производится натяжение. Кроме того, заземления должны накладываться на провод (трос) и на каждой промежуточной опоре, где производится работа.

Для провода или троса, лежащего в металлических раскаточных роликах или зажимах, достаточным является заземление обойм этих роликов (зажимов). При естественном металлическом контакте между металлической обоймой ролика (зажима) и телом металлической или арматурной железобетонной опоры дополнительных мероприятий по заземлению металлического ролика (зажима) не требуется.

При работе на проводах, выполняемой с телескопической вышки (подъемника), рабочая площадка вышки должна быть с помощью специальной штанги соединена с проводом линии гибким медным проводником сечением не менее 10 мм^2, а сама вышка заземлена [17].

Провод при этом должен быть заземлен на ближайшей опоре или в пролете.

Не разрешается входить в кабину вышки и выходить из нее, а также прикасаться к корпусу вышки, стоя на земле, после соединения рабочей площадки телескопической вышки с проводом.

На анкерной опоре ВЛ напряжением 110 кВ и выше петли до соединения должны быть закреплены за провода или за натяжные изолирующие подвески, но не ближе чем за четвертый изолятор, считая от траверсы, а на ВЛ напряжением 35 кВ и ниже – только за провода.

При выполнении работы на проводах ВЛ в пролете пересечения с другой ВЛ, находящейся под напряжением, заземление необходимо устанавливать на опоре, где ведется работа.

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

При замене проводов (тросов) и относящихся к ним изоляторов и арматуры, расположенных ниже проводов, находящихся под напряжением через заменяемые провода (тросы) в целях предупреждения подсечки расположенных выше проводов должны быть перекинуты канаты из растительных или синтетических волокон. Канаты следует перекидывать в двух местах – по обе стороны от места пересечения, закрепляя их концы за якоря или конструкции. Подъем провода (троса) должен осуществляться медленно и плавно.

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

4. Финансовое планирование

4.1 Расчет коммерческой эффективности проекта

Поток реальных денег от операционной деятельности включает в себя следующие виды доходов и затрат (таблица 37) [2]. К текущим затратам относятся затраты на оплату труда, материалы.

Таблица 37 – Расчет эффекта от операционной деятельности

Источником финансирования изучаемого предприятия является специально созданный фонд накопления.

Расчеты, необходимые для определения коммерческой эффективности инновационного проекта можно провести с помощью таблицы 38, где коэффициент дисконтирования определяется по формуле:

, (5)

где t – шаг расчета, равный году расчета,

E_n – принятая норма дисконта.

Норма дисконта, в свою очередь, рассчитывается по формуле:

, (6)

где - средняя ставка по депозитам в t - ом году расчетного периода, которая составляет 9%,

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

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

Таблица 38 – Расчет показателей коммерческой эффективности проекта

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

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

, (7)

где Р_t – результаты, достигаемые на шаге расчета t;

З_t – затраты, осуществляемые на том же шаге;

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

Как видно из таблицы 38 ЧДД составляет 51190,67 руб.

2. Индекс доходности (ИД) определяется:

, (8)

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

ДСИ=182460,14*1=182460,14 руб.

ИД=

3. Внутренняя норма доходности (ВНД) определяется по формуле:

, (9)

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

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

Как было рассчитано выше, Е₁ =17,72%.

Большая из двух ставок, при которой ЧДД<0 составляет 32%. Для расчета ЧДД составляется таблица 39.

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

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

Таблица 39 – Расчет ЧДД при ставке дисконтирования 32%

Рисунок 20 – Период времени, необходимый для возмещения вложений

Все рассчитанные показатели эффективности рекомендуется свести в итоговую таблицу 40.

Поскольку показатели эффективности проекта ЧДД>0 (61148,63 руб.), ИД>1 (1,34),то проект эффективен и можно рассматривать вопрос о его принятии.

Таблица 40 – Основные показатели эффективности инвестиционного проекта

4.2 Расчет технико – экономических показателей после внедрения мероприятий

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

Затраты на 1 кВт*ч передачи электроэнергии в прогнозируемом годурассчитываются как отношение себестоимости передачи электроэнергии собственным потребителям к полезному отпуску электроэнергии собственным потребителям, то есть:

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

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

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

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

Таблица 41 – Технико – экономические показатели после внедрения мероприятий

Из таблицы видно, что в прогнозируемом году произошло снижение себестоимости передачи электроэнергии на 124 тыс.руб., то есть на экономию, которой добились в результате проведения системы мер. Произошло также снижение себестоимости передачи 1 кВт*ч электроэнергии.

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

Заключение

В данном дипломном проекте были предложены мероприятия по снижению потерь электроэнергии в сетях. Внедрение комплекса мероприятий является актуальным и необходимым для предприятия, поскольку его основной проблемой в настоящее время является снижение себестоимости передачи.

Анализ хозяйственной деятельности показал, что предприятие имеет неустойчивое финансовое состояние. При взаимоотношениях с ним имеется определенный финансовый риск. У предприятия неудовлетворительная структура капитала, а платежеспособность находится на нижней границе допустимых значений.

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

В составе оборотных активов сохранилось распределение средств между сферами производства и обращения: большая часть оборотных активов относилась и на начало, и на конец года к сфере обращения.

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

При анализе взаимосвязи актива и пассива было выявлено: внеоборотные активы имеют один источник формирования - собственный капитал. Его доля составила 100%. На конец года структура внеоборотных активов не изменилась.

Оборотные активы имели два источника: собственный капитал и краткосрочные заемные средства. Их доли на начало года составляли 13,2 % и 86,8% соответственно. На конец года структура оборотных активов изменилась: доля собственного капитала составила минус 31,6%, а краткосрочных заемных средств – 131,6%.

Большинство показателей финансовой устойчивости к концу года снизились, что явилось не самым благоприятным моментом для развития данного предприятия.

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

Предложенное мероприятие по замене перегруженных ВЛ-0,38-10 кВ при значительных затратах позволило уменьшить величину потерь до 81,60 тыс.кВт*ч или 45,70 тыс.руб. в год. И, как показано в четвертом разделе, вложенные единовременные затраты в дальнейшем полностью окупаются.

Характеристики

Список файлов ВКР