42
Продолжение таблицы 2.9
А3. Медленно
реализуемые активы
(прочие оборот. активы)
934
565
+45,9
≥
П3. Долгосрочные
обязательства
296
491
-24,6
+638
074
А4. Труднореализуемые
активы (внеоборотные
активы)
14
963
827
-10
≤
П4. Постоянные
пассивы
(собственный
капитал)
19
946
143
+17,4
-4
982
316
Все четыре неравенства, приведенные в таблице, выполняются, что
свидетельствует об идеальном соотношении активов по степени ликвидности
и обязательств по сроку погашения.
Далее проведем анализ рентабельности АО «ПО «Стрела» за 2017-2018
гг. (таблица 2.10).
Таблица 2.10
Анализ рентабельности АО «ПО «Стрела» за 2017-2018 гг.
Показатели рентабельности
Значения
показателя (в
%, или в
копейках с
рубля)
Изменение
показателя
2017 г.
2018 г.
коп.,
(гр.3 -
гр.2)
± %
((3-2) :
2)
1
2
3
4
5
1. Рентабельность продаж (величина
прибыли от продаж в каждом рубле
выручки). Нормальное значение для
данной отрасли: не менее 4%.
8,6
9,4
+0,8
+10,1
2. Рентабельность продаж по EBIT
(величина прибыли от продаж до уплаты
процентов и налогов в каждом рубле
выручки).
13,9
19
+5,1
+37,1
3. Рентабельность продаж по чистой
прибыли (величина чистой прибыли в
каждом рубле выручки). Нормальное
значение: не менее 2%.
10,6
14,8
+4,2
+39,6
6Cправочно:
Прибыль от продаж на рубль, вложенный в
производство и реализацию продукции
(работ, услуг)
9,4
10,4
+1
+11,2
43
Продолжение таблицы 2.10
Коэффициент покрытия процентов к
уплате (ICR), коэфф. Нормальное
значение: 1,5 и более.
–
–
–
–
Все три показателя рентабельности за последний год, приведенные в
таблице, имеют положительные значения, поскольку организацией получена
как прибыль от продаж, так и в целом прибыль от финансово-хозяйственной
деятельности за данный период.
Таким образом проведенный экспресс-анализ финансового состояния
АО «ПО «Стрела» за 2016-2018 гг. дает возможность выделить позитивные и
негативные показатели финансового положения и результатов деятельности
организации:
1. Показатели финансового положения и результатов деятельности
организации, имеющие исключительно хорошие значения:
- чистые активы превышают уставный капитал, при этом за два года
наблюдалось увеличение чистых активов;
- на 31 декабря 2018 г. значение коэффициента обеспеченности
собственными оборотными средствами можно характеризовать как очень
хорошее;
- коэффициент быстрой (промежуточной) ликвидности полностью
соответствует нормальному значению;
- коэффициент абсолютной ликвидности полностью соответствует
нормативному значению;
- положительная динамика рентабельности продаж;
- идеальное соотношение активов по степени ликвидности и
обязательств по сроку погашения;
- абсолютная финансовая устойчивость по величине излишка
собственных оборотных средств;
44
- за 2018 год получена прибыль от продаж (1 168 621 тыс. руб.), более
того наблюдалась положительная динамика по сравнению с
предшествующим годом (+255 711 тыс. руб.);
- прибыль от финансово-хозяйственной деятельности за период 01.01–
31.12.2018 составила 1 831 142 тыс. руб. (+702 622 тыс. руб. по сравнению с
предшествующим годом);
- положительная динамика прибыли до процентов к уплате и
налогообложения (EBIT) на рубль выручки.
2. Показатели результатов деятельности, имеющие хорошие значения:
- коэффициент автономии неоправданно высок;
- хорошая рентабельность активов;
- изменение собственного капитала практически соответствует общему
изменению активов АО «ПО «Стрела»;
- коэффициент покрытия инвестиций соответствует норме.
3. Негативно финансовое положение АО «ПО «Стрела» характеризует
следующий показатель – коэффициент текущей (общей) ликвидности ниже
нормального значение.
Таким образом можно сделать вывод о том, что проведенный экспресс-
анализ финансового состояния АО «ПО «Стрела» за 2016-2018 гг.
свидетельствует о хорошем финансовом состоянии организации, ее
способности отвечать по своим обязательствам в краткосрочной (исходя из
принципа осмотрительности) перспективе.
2.3. Анализ и оценка энергосбережения в АО ПО «Стрела»
Величина потерь активной мощности в силовых трансформаторах [19,
20]:
????
????
(2.1)
где n - количество трансформаторов ГПП;
45
- потери ХХ, кВт;
- потери КЗ, кВт;
k
зн
- коэффициент загрузки силовых трансформаторов.
Коэффициент загрузки выбранных трансформаторов определяется по
формуле [27]:
(2.2)
для силовых трансформаторов ГПП
????
????
Потери реактивной мощности в трансформаторах [19, 20]:
(2.3)
где
- ток ХХ трансформатора, %;
- напряжение КЗ, %.
Потери электроэнергии в трансформаторах [19, 20]:
????
????
(2.4)
где - годовое число часов максимальных потерь, ч/год;
Годовое число часов максимальных потерь [30]:
(2.5)
где
- годовое число часов использования получасового максимума
активной нагрузки, ч/год;
????
????
ч/год.
Тогда потери электроэнергии в трансформаторах составят
????
????
46
Потери активной и реактивной мощности в силовых трансформаторах
цеховых ТП определяются аналогично. Результаты расчетов представлены в
таблице 2.11.
Таблица 2.11
Потери активной и реактивной мощности в силовых
трансформаторах цеховых ТП
ТП
Типы
трансформаторов
K
зн
Технические
характеристики
трансформаторов
Потери в
трансформаторах
ΔР
хх
,
кВт
ΔР
кз
,
кВт
I
х
,
%
U
кз
,
%
,
кВт
,
квар
ТП1
2хТМГ-1000/10/0,4
0,74
1,55
10,2
2
5,5
14
110
58
ТП2
1хТМГ-1000/10/0,4
-
1,55
10,2
2
5,5
10
65
76
ТП3
1хТМГ-1250/10/0,4
-
1,65
12,4
2
6
12
86
89
ТП4
1хТМГ-1250/10/0,4
-
1,65
12,4
2
6
12
86
87
ТП5
2хТМГ-1000/10/0,4
0,80
1,55
10,2
2
5,5
16
110
63
ТП6
1хТМГ-1000/10/0,4
-
1,55
10,2
2
5,5
10
65
77
ТП7
1хТМГ-1250/10/0,4
-
1,65
12,4
2
6
12
86
90
Итого потери в трансформаторах ЦТП:
86
608
539
Потери активной мощности в линиях электропередач [19, 20]
(2.6)
для питающей воздушной линии 110 кВ
Потери активной энергии в линиях электропередач за год определяется
по формуле [19, 20]:
(2.7)
где
- удельное активное сопротивление воздушной линии, Ом/км;
– протяженность линии, км.
для питающей ВЛ 110 кВ
Аналогично определяются потери в линиях электропередач для
кабельных линий 10 кВ предприятия, а также кабельных линий 0,4 кВ до
НРП предприятия. Результаты расчетов представлены в таблице 2.12.
47
Таблица 2.12
Расчет потерь в кабельных линиях АО ПО «Стрела»
Конечные
пункты КЛ
Тип и
количество
кабелей
I
р
, А
I
п/ав
, А
Длина
,
м
r
o
Ом/к
м
∆Р
л
,
кВт
∆А
л
,
кВт·ч
10 кВ
ГПП-ТП1
2хАПвПу-10-3х120
42
84
200
0,249
0,5
1445
ГПП-ТП2
АПвПу-10-3х120
54
-
90
0,249
0,2
538
ГПП-ТП3
АПвПу-10-3х120
135
-
470
0,249
6,4
17545
ТП3-ТП4
АПвПу-10-3х120
67
-
300
0,249
1,0
2758
ГПП-ТП5
2хАПвПу-10-3х120
43
86
140
0,249
0,4
1060
ГПП-ТП6
АПвПу-10-3х120
122
-
310
0,249
3,4
9451
ТП6-ТП7
АПвПу-10-3х120
68
-
130
0,249
0,4
1231
ГПП-жилпоселок
АПвПу-10-3х120
209
-
710
0,249
23,2
63524
ГПП-сады
АПвПу-10-3х120
159
-
490
0,249
9,3
25373
ГПП-сторонний
потребитель
АПвПу-10-3х120
161
-
1030
0,249
19,9
54686
0,4 кВ
ТП4-НРП1
2АПвБбШв-1-4х120
240
-
030
0,25
2,6
7107
ТП3-НРП2
4АПвБбШв-1-4х150
256
-
010
0,17
1,3
3666
Итого потери в кабельных линиях завода:
68,7
188386
Стоимость потерь электроэнергии определяется по формуле [19, 20]
(2.8)
где С
ээ
– тариф на электроэнергию в 2019 году в Смоленской области, С
ээ
=
5,38 руб./кВт·ч [39].
Стоимость потерь электроэнергии в силовых трансформаторах ГПП
предприятия составляет:
Стоимость потерь электроэнергии в силовых трансформаторах цеховых
ТП предприятия составляет:
Стоимость потерь электроэнергии в питающей воздушной линии 110
кВ предприятия составляет:
48
Стоимость потерь электроэнергии в кабельных линиях
распределительной сети предприятия составляет:
Суммарная стоимость потерь электроэнергии в электрической сети
предприятия равна
(2.9)
Так как суммарная стоимость потерь электроэнергии в электрической
сети предприятия достаточно приличная, то необходимо разработать
мероприятия по снижению потерь в электрических сетях предприятия.
49
ГЛАВА 3. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ВНЕДРЕНИЮ
ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ НА ПРЕДПРИЯТИИ АО
ПО «СТРЕЛА»
3.1. Разработка мероприятий по внедрению энергосберегающих
технологий на предприятии АО ПО «Стрела»
Мероприятия по снижению потерь электрической энергии (МСП)
можно разделить на четыре группы, которые имеют различные механизмы
формирования эффекта [14, 17]:
- мероприятия по совершенствованию управления режимами
электрических сетей АО ПО «Стрела»;
- мероприятия по автоматизации управления режимами электрических
сетей АО ПО «Стрела»;
- мероприятия по модернизации электрических сетей АО ПО «Стрела»;
- мероприятия по совершенствованию учета электроэнергии.
Мероприятия каждой из перечисленных групп имеют как
организационные так и технические аспекты.
К организационным аспектам мероприятий по снижению потерь
относят [14, 17]:
- внедрение ПО, проведение расчетов по выбору мероприятий по
снижению потерь и оцениванию их экономических показателей;
- разработку плана мероприятий;
- выпуск организационно-распорядительных документов, которые
устанавливают ответственность подразделений за отдельные составляющие
потерь и за осуществление мероприятий по их уменьшению в установленные
планом сроки;
- разработку системы стимулирования работников к уменьшению
потерь электрической энергии;
50
- введение системы контроля за проведением работ по сокращению
потерь электрической энергии и соответствующей системы их учета и
анализа;
- выделение средств и финансовых ресурсов для приобретения
требуемого электрооборудования, его доставки и монтажа;
- установка в договорах на электроснабжение условий потребления
реактивной энергии потребителями согласно действующим нормативным
документам.
К техническим аспектам мероприятий по снижению потерь относят
[14, 17]:
- реализация оптимального управления режимами электросетей.
- установка и ввод в действие технических средств сокращения потерь
электрической энергии, средств телеизмерений параметров режима
электросетей и автоматических устройств управления режимами;
К мероприятиям по автоматизации управления режимами электросетей
относят:
- установку и ввод в работу автоматического регулятора напряжения на
силовых трансформаторах с РПН;
- установку и ввод в работу автоматического регулятора источника
реактивной мощности;
- установку и ввод в работу средства телеизмерения.
В данной работе из технических мероприятий по снижению потери
будем внедрять установку компенсирующих устройств на цеховых ТП АО
ПО «Стрела» и на стороне 10 кВ ГПП предприятия. Как следует из формул,
представленных выше, потери электроэнергии в силовых трансформаторах
зависят от коэффициента загрузки силовых трансформаторов, а значит при
полной компенсации реактивной мощности на сборных шинах 0,4 кВ
цеховых ТП потери электроэнергии в силовых трансформаторах также
уменьшатся.
51
Потери электроэнергии в кабельных и воздушных линиях зависят от
тока, который протекает в данных линиях. Соответственно при компенсации
реактивной мощности на сборных шинах 0,4 кВ цеховых ТП уменьшатся
токи в кабельных линиях 10 кВ от ГПП к данным ТП, а следовательно и
потери электроэнергии в них. Тоже самое касается и питающей воздушной
линии 110 кВ.
Мощность установок компенсации реактивной мощности, которые
необходимо установить на цеховых ТП определяются по реактивной
мощности нагрузок (таблица 3.1).
Так для ТП1, расчетная реактивная мощность на которой составляет Q
p
= 1090 квар, принимаем к установке два компенсирующих устройства КРМ-
0,4-500-50 У3, производства компании "Хомов электро" [40], по одному на
каждую секцию шин 0,4 кВ ТП1.
Тогда расчетная реактивная мощность на стороне 0,4 кВ ТП1
составляет [16, 18, 23, 31]:
(3.1)
где Q
КУ
– мощность дополнительно устанавливаемых компенсирующих
устройств на ТП, квар
Полная расчетная мощность на стороне 0,4 кВ ТП определяется по
формуле [16, 31]:
(3.2)
Коэффициент загрузки силовых трансформаторов данной ТП
определяется по формуле [16, 31]::
(3.3)
для силовых трансформаторов ТП1