Файл: Теоретические основы эффективности хозяйственной деятельности предприятия.doc

Расчет по программе РТП 3.1 ведется с помощью базы данных, которая содержит схемные и режимные параметры распределительных сетей.

Интерфейс программы удобен и прост, что позволяет сократить затраты труда на подготовку и расчет электрической сети. Ввод схемы существенно облегчается и ускоряется набором редактируемых справочников. При возникновении каких-либо вопросов во время работы с программой всегда можно обратиться за помощью к справке или к инструкции пользователя.

С помощью программы за один рабочий день оператор может ввести информацию для расчета технических потерь по 30 распределительным линиям 6 (10) кВ средней сложности.

Для наглядности некоторые результаты выводятся на расчетную схему фидера (токи в ветвях, уровни напряжения в узлах, токовая нагрузка на трансформаторах, потоки энергии, токи короткого замыкания). Предусмотрено цветовое отображение загруженных элементов.

Детальные результаты расчета потерь мощности и электроэнергии состоят из двух таблиц с подробной информацией о параметрах режима и результатах расчета по ветвям и узлам фидера.

Все результаты расчета можно сохранять в текстовом формате или формате Excel.

Для облегчения расчета всей совокупности фидеров, хранящихся в базе, существует файл замеров, в который заносятся замеры токов, уровней напряжения, отпусков электроэнергии. С помощью этих данных можно сразу рассчитать все фидеры или выборочно, предварительно не открывая для просмотра рассчитываемую схему.

В программе предусмотрен гибкий режим редактирования, который позволяет вводить любые необходимые изменения исходных данных, схем электрических сетей.

Максимально удобен режим печати. Пользователь всегда может распечатать схему фидера, предварительно просмотрев, как и на каком количестве листов размещается схема (при необходимости изменяется масштаб для вывода изображения на печать).

Программа выполняет различные проверки исходных данных и результатов расчета.

В программе РТП 3.2, предназначенной для расчета установившихся режимов, потерь мощности и электроэнергии в сетях 0,38 кВ, реализовано несколько методик расчета с использованием схем электрической сети и без них. Без ввода схем можно выполнять расчеты по наиболее распространенной в практике эксплуатации методике расчета по потере напряжения от трансформаторной подстанции до наиболее электрически удаленной точки сети и по оценочному методу расчета по обобщенным данным электрической сети.

---

Расчет режимных параметров и потерь мощности и электроэнергии в сети 0,38 кВ c использованием расчетной схемы можно выполнять по исходным данным, полученным непосредственно для линии 0,38 кВ или по данным трансформаторной подстанции (введенным пользователем или рассчитанным программой). Все расчеты выполняются с учетом несимметричной загрузки фаз, исполнения участков и привязки абонентов к сети. Результатами расчета являются: относительные и абсолютные потери мощности и электроэнергии по каждому участку линии, уровни напряжения в узлах, относительные потери напряжения (в процентах от номинального и заданного в центре питания), коэффициент дополнительных потерь от несимметричной загрузки фаз, максимальное значение потерь напряжения. Результаты расчета и исходные данные по всей базе электрических сетей 0,38 кВ можно сохранять в зависимости от метода расчета в соответствующих таблицах для создания базы результатов расчета по всем фидерам. В таблице суммируются результаты расчета по ТП 6 (10)/0,4 кВ, фидерам 6 (10) кВ, центрам питания, районам электрических сетей, по всем электрическим сетям.

В комплексе программ РТП 3.3 для расчета баланса электроэнергии необходима информация о фактическом полезном отпуске электроэнергии абонентов и классах точности приборов. Если расчеты выполняются по фидеру 6 (10) кВ, а не по сети 0,38 кВ, то дополнительно следует выполнить привязку абонентов и их точек учета электроэнергии к трансформаторным подстанциям.

Расчет баланса выполняется по заданному активному отпуску электроэнергии на головном участке линии за рассчитываемый период, среднему напряжению за этот период на шинах питающей подстанции и коэффициенту мощности. Происходит формирование нагрузки в узлах сети – это сумма потребленной электроэнергии по всем привязанным к этой трансформаторной подстанции точкам учета. Допустимый небаланс электроэнергии определяется по погрешностям измерительных каналов точек учета в соответствии с заданными классами точками и по доле зафиксированного счетчиком количества электроэнергии от суммарного количества электроэнергии, поступившего на фидер.

Результатами расчета баланса электроэнергии являются: фактический и рассчитанный полезный отпуск; технические потери электроэнергии в линиях и трансформаторах; фактический небаланс электроэнергии в абсолютных и относительных единицах; относительный допустимый небаланс электроэнергии

---

, количество неучтенной электроэнергии.

Методики расчета и комплекс программ прошли экспертизу РАО «ЕЭС России» на соответствие отраслевым нормативным требованиям и допущены к использованию в электроэнергетике для расчетов потокораспределения, потерь мощности и электроэнергии, отклонений напряжения в узлах, токов короткого замыкания, оценки последствий оперативных переключений в разомкнутых электрических сетях в нормальных, ремонтных и послеаварийных режимах.

На комплекс программ получен сертификат соответствия требованиям нормативных документов Госстандарта России № РОСС RU.СП12.С0005 и лицензия на применение знака соответствия системы сертификации ГОСТ Р.

Комплекс программ рекомендован Госстроем России для практического применения в коммунальных электрических сетях.

Программный комплекс РТП 3 эффективно используется более чем в семидесяти электросетевых предприятиях, в четырех региональных управлениях Госэнергонадзора и трех региональных энергетических комиссиях. По результатам внедрения РТП 3 награжден председателем оргкомитета Всероссийской специализированной выставки «Энергосбережение в регионах России», руководителем Госэнергонадзора Минэнерго РФ дипломом второй степени. На основе анализа результатов расчета балансов и технических потерь электроэнергии, локализации «очагов» потерь разрабатываются соответствующие мероприятия по их снижению.

В таблице 3.2 представлена смета затрат на автоматизацию МУП «Электросеть» с использованием комплекса программ РТП 3.

Таблица 3.1. Смета затрат на автоматизацию МУП «Электросеть»

Статья затрат	Сумма, тыс.руб.
РТП 3.1	310,40
РТП 3.2	280,60
РТП 3.3	179,80
Установка и настройка программ	55,40
Обучение персонала	68,70
Итого	894,90

Таким образом, совокупные затраты на автоматизацию МУП «Электросеть» с использованием комплекса программ РТП 3 составит 894,90 тыс.руб. финансирование затрат может быть осуществлено за счет собственных средств предприятия.

Внедрение комплекса программ РТП 3 обеспечит выявление и эффективную реализацию мероприятий по снижению технических и коммерческих потерь в сетях МУП «Электросеть».

---

В таблице 3.3 представлены данные относительно результатов внедрения данного комплекса программ на аналогичных предприятиях.

Таблица 3.3.Результатов внедрения комплекса программ РТП 3

Предприятие	Сокращение технических потерь (в % от объема закупаемой электроэнергии)	Сокращение коммерческих потерь (в % от объема выручки от реализации электроэнергии)
ОАО «Мосэнерго»	7,8	5,2
РЭК Смоленской обл	8,1	4,8
Центральные электрические сети ОАО «Оренбургэнерго»	6,9	3,8
РЭК Пензенской обл.	6,7	2,8
ОАО «Удмуртэнерго»	8,1	4,5
ОАО «Рязаньэнерго»	7,5	5,8
ОАО «Сахалинэнерго»	5,2	4,4
ОАО «Чукотэнерго»	4,9	5,7
В среднем	6,9	4,63

Таким образом, в среднем реализация мероприятия по снижению потерь в электросетях обеспечило предприятиям, внедрившим комплекс программ РТП 3, сокращение технических потерь – на 6,9%, а также сокращение коммерческих потерь – на 4,63%.

По итогам 2008 года, общая сумма расходов МУП «Электросеть» на приобретение электроэнергии составила 10 896,61 тыс. руб. таким образом, сокращение технологических потерь на 6,9% обеспечит предприятию снижение затрат в размере:
10 896,61 х 6,9% = 751,87 тыс. руб.
По итогам 2008 года общая сумма дохода МУП «Электросеть» составила 85 434 тыс.руб., в том числе от реализации электроэнергии - 72 649 тыс.руб. Сокращение коммерческих потерь на 4,63% обеспечит компании дополнительную выручку в размере:
72 649 х 4,63% = 3 363,65 тыс. руб.
Это означает, что МУП «Электросеть» сможет дополнительно получить 3 363,65 тыс.руб., которые в настоящее время не оплачиваются потребителями в связи с хищениями и недостоверностью данных учета электроэнергии.

Таким образом, совокупный экономический эффект от сокращения потерь электроэнергии в сетях составит:
751,87 + 3 363,65 = 4 115,52 тыс.руб.
Следовательно, затраты на автоматизацию окупятся за:
894,90 : 4 115,52 = 0,22 года.

---

3.2 Расширение перечня дополнительных платных услуг
Еще одним резервом повышения эффективности хозяйственной деятельности МУП «Электросеть» является расширение перечня дополнительных платных услуг для населения и юридических лиц.

В таблице 3.4 представлены дополнительные платные услуги, которые может оказывать потребителям МУП «Электросеть», их стоимость, а также затраты на оказание и планируемый доход.
Таблица 3.4. Дополнительные платные услуги МУП «Электросеть»

№ п/п	Наименование услуги	Стоимость с НДС, руб.	Стоимость без НДС, руб.	Трудозатраты на оказание услуги, руб.	Общехозяйственные затраты, руб.	Прибыль от реализации, руб.
1	2	3	4	5	6	7 = 4 – 5 - 6
1	Согласованию проекта электроснабжения	2	2478	2100	870	210
2	Вызов представителя на место производства земляных работ	6	6844	5800	1800	580
3	Согласование проекта инженерных коммуникаций	5	5546	4700	1300	470
4	Согласование однолинейных схем внешнего и внутреннего электроснабжения объекта	1	1062	900	450	90
5	Замена и опломбирование электросчетчиков
5.1	однофазный	0,3	354	300	180	30
5.2	трехфазный	0,5	531	450	220	45
6	Проверка схемы включения и опломбирования электросчетчиков					0
6.1	однофазный	2	236	200	120	20
6.2	трехфазный	15	177	150	80	15

---