Отчет по практике в ООО «Башкирские распределительные электрические сети»

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.

 

Рисунок 2. 3 – Износ основных средств в разрезе

производственных отделений, %

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».

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 DW состоят из суммы технологических и коммерческих потерь.

Технологические потери электроэнергии в электрических сетях обусловлены физическими процессами передачи и распределения электроэнергии. Они определяются расчетным путем.

Коммерческие потери представляют собой фактический небаланс электроэнергии в электрической.

Более детальная классификация потерь приводится на рисунке 2.5.

По оценке отечественных и западных экспертов оптимальные суммарные технические потери электроэнергии в электрических сетях для России с ее климатическими особенностями, загрузкой и протяженностью сетей должны составлять не более 7-9 % от отпуска электроэнергии в сеть. Потери электроэнергии на уровне 10-12 % можно считать максимально допустимыми с точки зрения физики передачи электроэнергии по сетям.

 Ориентировочно предельные  относительные технологические  потери электроэнергии по уровням  напряжения электрических сетей  должны находиться в следующих интервалах:

• 220-750 кВ – 2-4%;   
• 110 кВ – 4-6%;   
• 35 кВ – 6-8%; 
• 6-10 кВ – 8-10%;
• 0,4 кВ – 10-14%.

Анализ динамики потерь электроэнергии в ООО «Башкирэнерго» показал, что динамика отчетных потерь электроэнергии в сетях ООО «Башкирэнерго» за 2006-2011 г.г. имеет тенденцию к росту. Если в 2008 году потери составляли 7,88 %, то в 2011 году составили 9,24%. Динамика потерь за 2006-2011 гг. представлена на рисунке 2.4.

Рисунок 2.4 − Потери электроэнергии в сетях ООО «Башкирэнерго»

Снижение потерь в 2008г. обусловлено:

• меньшей среднегодовой температурой воздуха
• началом массовых проверок потребителей
• ростом выявления неучтенного потребления.

 

 

Рисунок 2. 5 – Классификация потерь в электрических сетях

Уровни потерь в разрезе производственных отделений за 2011 г. приведены на рисунке 2.6.

Рисунок 2. 6 – Уровни потерь в разрезе производственных отделений

Таблица 2. 3 – 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 2. 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 %.

Рисунок 2. 8 − Структура условно-постоянных потерь

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).

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.

Ниже представлено количество аварий в сетях ООО «Башкирэнерго» в разрезе производственных отделений за 2011 г.

Рисунок 2. 9 – Количество аварий за 2011 г.в разрезе производственных отделений

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 ”- 2005г.
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, , 2008г., с-552
6. www.wikipedia.org
7. www.gks.ru
8. http://www.bashkirenergo.ru