Анализ финансово-хозяйственной деятельности предприятия энергетики "Березниковская ТЭЦ-2"
Экономическая сущность и классификация затрат промышленного предприятия, анализ себестоимости продукции. Описание работы химического цеха и затрат на производство обессоленной воды. Пути снижения производственных затрат, расчет их эффективности.
| Рубрика | Финансы, деньги и налоги |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 17.05.2015 |
| Размер файла | 1,4 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
1 июля 2009 года в ОАО «ТГК-9» были созданы и начали функционировать территориальные филиалы «Пермский», «Свердловский» и «Коми». Новые филиалы в трех территориях производственной деятельности ОАО «ТГК-9» были сформированы вместо ранее действовавших, в состав которых входила одна или несколько электростанций.
Организационная структура ОАО «Территориальная генерирующая компания № 9» представлена на рисунке 1.
Рисунок 1 - Организационная структура ОАО «Территориальная генерирующая компания № 9»
ОАО «ТГК-9» осуществляет свою деятельность в Республике Коми, Пермском крае и Свердловской области, являясь одним из крупнейших производителей электрической и тепловой энергии на рынке.
Основными конкурентами ОАО «ТГК-9» на рынке электрической энергии (мощности) являются:
1) на территории Пермского края:
§ электрические станции, входящие в состав оптовых генерирующих компаний:
§ ОГК-1 - 45% (Пермская ГРЭС),
§ ОГК 4 - 13% (Яйвинская ГРЭС),
§ ГидроОГК - 17% (Камская ГЭС, Воткинская ГЭС),
§ блок-станции крупных промышленных предприятий - 3%;
2) на территории Свердловской области:
§ электрические станции, входящие в состав оптовых генерирующих компаний:
§ ОГК-1 - 13% (Верхнетагильская ГРЭС),
§ ОГК 2 - 5% (Серовская ГРЭС),
§ ОГК-5 - 44% (Рефтинская ГРЭС, Среднеуральская ГРЭС),
§ ФГУП концерн «Росэнергоатом» (филиал «Белоярская АЭС») - 10%.
§ блок-станции крупных промышленных предприятий - 4% (ТЭЦ НТМК, ТЭЦ УВЗ, ТЭЦ ВИЗа, ТЭЦ ТМЗ);
3) на территории Республики Коми:
§ ОГК 3 - 40% (Печорская ГРЭС),
§ Блок-станция ТЭЦ ОАО «МБП СЛПК» - 26%.
Основными конкурентами ОАО «ТГК-9» на рынке тепловой энергии являются промышленные предприятия, которые имеют собственную тепловую генерацию. Данные предприятия в основном обеспечивают собственное производство. Главным преимуществом у таких предприятий является стоимость топлива (есть возможность сжигания своего технологического топлива и продуктов переработки).
Также конкурентами на рынке тепловой энергии являются котельные муниципальных образований и частных предприятий, основным преимуществом которых является благоприятное территориальное расположение по отношению к потребителям.
Достаточно высокая конкурентная способность ОАО «ТГК-9» обусловлена следующими факторами:
а) значительные производственные мощности;
б) себестоимость производства тепловой энергии;
в) использование высокотехнологичного топлива (газ);
г) возможность перехода на другой вид топлива;
д) комбинированное производство электрической и тепловой энергии;
е) наличие высококвалифицированного персонала;
ж) близость к крупным промышленным потребителям, топливным ресурсам.
Основными факторами конкурентоспособности и прибыльности ОАО «ТГК-9» на рынках тепловой и электрической энергии являются:
а) наличие тепловой нагрузки:
б) большой потенциал развития когенерации,
в) приоритет по загрузке для ТЭЦ,
г) экономичность когенерации;
д) территориальная близость к потребителям в центре тепловых и электрических нагрузок:
е) возможность отпуска с шин ГН и коллекторов,
ж) снабжение несколькими продуктами (пар, ГВС, ХОВ и пр.);
з) расположение станций ОАО «ТГК-9» в узлах электрических нагрузок, часть узлов дефицитна;
и) обеспечение централизованного теплоснабжения преимущественно от источников ОАО «ТГК-9» (до 80%);
к) наличие магистральных тепловых сетей и парапроводов;
л) близость к топливным ресурсам: «утилизационному» топливу, газовым месторождениям.
ОАО «ТГК-9» - мультипродуктовая энергетическая компания, осуществляющая генерацию и сбыт электрической и тепловой энергии, транспорт тепловой энергии на территории Республики Коми, Пермского края и Свердловской области.
Стратегическая цель ОАО «ТГК-9» - повышение рыночной стоимости и инвестиционной привлекательности компании.
В среднесрочной перспективе рост стоимости компании будет обеспечен за счет реализации комплексного подхода к управлению следующими видами деятельности:
§ производство тепловой энергии как база для выработки конкурентоспособной электрической энергии в комбинированном цикле;
§ производство электроэнергии как основа для роста стоимости компании в большой емкости рынка и потенциально высокой доходности электроэнергии после либерализации оптового рынка электроэнергии (мощности).
Бизнес ОАО «ТГК-9» будет ориентирован на потребности конкретных клиентов компании - потребителей тепловой и электрической энергии, преимущественно крупных промышленных предприятий.
Для этого компания в среднесрочной перспективе предпримет активные действия:
§ по увеличению отпуска электроэнергии под потребности потребителей на шинах электростанций ОАО «ТГК-9» на существующей базовой части теплового отпуска за счет дозагрузки и расширения действующих электрических мощностей;
§ по увеличению отпуска теплоэнергии, в первую очередь, крупным промышленным потребителям, во вторую очередь, прочим розничным потребителям посредством возврата «утерянных» потребителей, замещения неэффективных теплоисточников, покрытия перспективных потребностей существующих потребителей, «новостроек» и других мероприятий за счет дозагрузки и расширения действующих тепловых мощностей;
§ по увеличению отпуска электроэнергии на дополнительно полученной базовой части теплового отпуска за счет дальнейшей дозагрузки и расширения действующих электрических мощностей.
В условиях обозначившегося мирового кризиса ликвидности текущая деятельность компании будет сосредоточена на выполнении антикризисного плана, направленного на сохранение существующих позиций, стабилизацию деятельности путем сокращения внутренних издержек, повышения производительности труда, оптимизации условно-постоянных затрат, ужесточения платежной дисциплины, сокращения дебиторской и кредиторской задолженности, оптимизации имущественного комплекса, пересмотра инвестиционной программы.
В «ТГК-9» входят тепловые электростанции Свердловской области, Пермского края и Республики Коми:
§ Березниковская ТЭЦ-2;
§ Березниковская ТЭЦ-4;
§ Березниковская ТЭЦ-10;
§ Богословская ТЭЦ;
§ Воркутинская ТЭЦ-1;
§ Воркутинская ТЭЦ-2;
§ Свердловская ТЭЦ;
§ Закамская ТЭЦ-5;
§ Интинская ТЭЦ;
§ Качканарская ТЭЦ;
§ Кизеловская ГРЭС;
§ Красногорская ТЭЦ;
§ Нижнетуринская ГРЭС;
§ Ново-Свердловская ТЭЦ;
§ Первоуральская ТЭЦ;
§ Пермская ТЭЦ-6;
§ Пермская ТЭЦ-9;
§ Пермская ТЭЦ-13;
§ Пермская ТЭЦ-14;
§ Сосногорская ТЭЦ;
§ Чайковская ТЭЦ-18,
а также две гидроэлектростанции:
§ Широковская ГЭС
§ Верхотурская ГЭС
Кроме этих активов, «ТГК-9» принадлежат 35 котельных и 4 предприятия тепловых сетей.
Совокупная электрическая мощность станций - более 3 280 МВт. Установленная тепловая мощность - почти 17 тыс. Гкал/ч. В состав компании входят 30 филиалов.
Создание территориальных генерирующих компаний - важнейший этап преобразований российской энергетики. В процессе разделения единых региональных АО-энерго по видам деятельности (генерация, сетевое хозяйство, сбыт энергии) образуются крупные межрегиональные компании, объединяющие генерирующие активы региональных энергокомпаний. Территориальные генерирующие компании призваны стать эффективными финансово-стабильными крупными обществами, способными успешно функционировать на конкурентном оптовом рынке электроэнергии, а также в сфере теплоснабжения потребителей.
Березниковская ТЭЦ-2 - предприятие энергетики в г. Березники (Пермский край), входящее в ОАО «ТГК-9».
Место нахождения и почтовый адрес: 618421 Пермская область, г. Березники, ул. Загородная. Факс 29-98-40.
Березниковская ТЭЦ-2 строилась в военные годы и её пуск состоялся в 1947 году. себестоимость химический обессоленный промышленный
На станции используется оборудование отечественного производства, а также оборудование из Германии и Англии.
ТЭЦ-2 обеспечивает паром и горячей водой предприятия Северной промышленной зоны Березников, среди которых - ОАО «Корпорация ВСМПО-АВИСМА» и ОАО «Бератон» (производство полиакриламида), а также подает тепло и горячую воду городским потребителям.
2.2 Анализ финансово-хозяйственной деятельности предприятия
В 2010 г. станции ОАО «ТГК-9» надежно и бесперебойно обеспечивали электрической и тепловой энергией предприятия и жителей Пермского края, Свердловской области и Республики Коми.
Выработка электрической энергии станциями ОАО «ТГК-9» в 2010 г. составила 14 470,0 млн. кВт.ч, что ниже факта 2009 года на 798,5 млн. кВт.ч (-5,2%). С учетом увеличения объемов купли-продажи электроэнергии на свободном секторе оптового рынка полезный отпуск электроэнергии вырос на 16,1% и составил 17 147,0 млн.кВт.ч против 14 768,4 млн.кВт.ч в 2009 году.
Отпуск тепловой энергии с коллекторов составил 39 860,1 тыс. Гкал, что ниже факта 2009 года на 16,2 тыс. Гкал (-0,04%).
За отчетный год выручка от реализации продукции, работ, услуг по сравнению с прошлым годом увеличилась на 12,9% и составила 46,06 млрд. руб. (здесь и далее, без НДС), в т.ч. вы ручка от основного вида деятельности - реализации электрической и тепловой энергии составила 44,26 млрд. руб., или 96,1% от всей выручки Компании.
Увеличение выручки в отчетном году по сравнению с предыдущим на 5,26 млрд. руб. обусловлено:
§ увеличением товарной продукции по электроэнергии на 3,58 млрд. руб. за счет роста среднего тарифа на 4,3% (0,85 млрд. руб.) и увеличения полезного отпуска на 21,1% (2,73 млрд. руб.); увеличением выручки по теплоэнергии - на 1,56 млрд. руб. за счет роста среднего тарифа на 10,3% (2,21 млрд. руб.), снижения полезного отпуска на 2,9% (-0,65 млрд. руб.);
§ увеличение прочей товарной продукции - на 0,12 млрд. руб.
В 2010 г. прибыль до налогообложения ОАО «ТГК-9» составила 0,90 млрд. руб., чистая прибыль - 0,48 млрд. руб., что ниже факта 2009 г. на 3,74 млрд. руб. (- 88,7%).
Финансово-экономические результаты деятельности Общества представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Финансово-экономические результаты деятельности Общества
|
№ п/п |
Показатели |
2008 г. факт |
2009 г. факт |
2010 г. факт |
Абсолютный прирост 2010 к 2009 |
Относительный прирост, % 2010 к 2009 |
|
|
1 |
Выручка, млн. руб. |
41863 |
40801 |
46064 |
5264 |
13 |
|
|
2 |
Себестоимость, млн. руб. |
38744 |
34477 |
43387 |
8910 |
26 |
|
|
3 |
Прибыль от продаж, млн. руб. |
3119 |
6324 |
2677 |
-3646 |
-58 |
|
|
4 |
Рентабельность продаж, % |
7,45 |
15,50 |
5,81 |
0 |
-63 |
|
|
5 |
Результат прочих доходов/расходов, млн. руб. |
-1783 |
-780 |
-1772 |
-992 |
127 |
|
|
6 |
Прибыль до налогообложения, млн. руб. |
1336 |
5543 |
905 |
-4638 |
-84 |
|
|
7 |
Налог на прибыль и иные аналогичные обязательные платежи, млн. руб. |
-539 |
-1328 |
-429 |
900 |
-68 |
|
|
8 |
Чистая прибыль, млн. руб. |
797 |
4215 |
476 |
-3739 |
-88,7 |
Показатели эффективности представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Показатели эффективности
|
№ п/п |
Показатели |
2008 г. факт |
2009 г. факт |
2010 г. факт |
Абсолютный прирост 2010 к 2009 |
Относительный прирост, % 2010 к 2009 |
|
|
1 |
EBITDA, млн. руб. |
1956 |
6574 |
2719 |
-4373 |
-61,7 |
|
|
2 |
Прибыль на 1 акцию, руб. |
0,0001 |
0,0005 |
0,0001 |
-0,0004 |
-80,0 |
|
|
3 |
Рентабельность собственного капитала ROE, % |
2,24 |
10,55 |
1,18 |
-9,4 |
-88,8 |
Чистая прибыль по итогам 2010 года составила 0,48 млрд. руб., что на 3,74 млрд. руб. ниже уровня 2009 года. Основными факторами снижения являются уменьшение маржинального дохода11 на 1,91 млрд. руб. за счет снижения выработки электроэнергии на 6%, снижения полезного отпуска теплоэнергии на 3%, роста цен на топливо на 20% и снижения утвержденных тарифов на мощность по регулируемым договорам на 16%. Ухудшение сальдо прочих доходов/расходов на 0,99 млрд. руб. за счет увеличения отчислений в оценочные резервы (резерв по сомнительной дебиторской задолженности, резерв под снижение стоимости объектов нефункциональных капитальных вложений, резерв под обесценение финансовых вложений).
Снижение чистой прибыли привел к уменьшению показателя рентабельности собственного капитала (ROE) до 1,18% против 10,55% в 2009 году.
Состав, структура и динамика активов представлены в таблице 3.
Таблица 3 - Состав, структура и динамика активов
|
Показатели |
на 31.12.2008 г. |
на 31.12.2009 г. |
на 31.12.2010 |
Отклонение 2010 г. от 2009 г. |
|||||
|
тыс. руб. |
% к итогу |
тыс. руб. |
% к итогу |
тыс. руб. |
% к итогу |
тыс. руб. |
% к итогу |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
|
1. Внеоборотные активы - всего |
21747991 |
40 |
26294413 |
42,2 |
36241735 |
50,4 |
9947322 |
37,8 |
|
|
в том числе: |
|||||||||
|
1.1. Основные средства |
14933535 |
27,5 |
17381782 |
28,0 |
16577809 |
23,1 |
-803973 |
-4,6 |
|
|
1.2. Незавершенное строительство |
6221557 |
11,5 |
8512338 |
13,7 |
9900376 |
13,8 |
1388038 |
16,3 |
|
|
1.3. Долгосрочные финансовые вложения |
466506 |
0,9 |
116935 |
0,2 |
9348906 |
13 |
9231971 |
7895,0 |
|
|
1.4. Отложенные налоговые активы |
103444 |
0,2 |
30217 |
0,0 |
57639 |
0,1 |
27422 |
90,8 |
|
|
1.5. Прочие внеоборотные активы |
22949 |
0,0 |
253141 |
0,4 |
357005 |
0,5 |
103864 |
41,0 |
|
|
2. Оборотные активы - всего |
32561915 |
60,0 |
35707515 |
57,6 |
35640222 |
49,6 |
-67293 |
-0,2 |
|
|
2.1. Запасы |
2090819 |
3,8 |
1877693 |
3,0 |
1590724 |
2,2 |
-286969 |
-15,3 |
|
|
в том числе: |
|||||||||
|
2.1.1. Сырье и материалы |
2029637 |
3,7 |
1765099 |
2,8 |
1553261 |
2,2 |
-211838 |
-12,0 |
|
|
2.1.2. Готовая продукция |
196 |
0,0 |
0 |
0,0 |
0 |
0,0 |
0 |
0,0 |
|
|
2.1.3. Расходы будущих периодов |
60986 |
0,1 |
112594 |
0,2 |
37463 |
0,1 |
-75131 |
-66,7 |
|
|
2.2. НДС по приобретенным ценностям |
206841 |
0,4 |
278775 |
0,4 |
294863 |
0,4 |
16088 |
5,8 |
|
|
2.3. Дебиторская задолженность |
9171478 |
16,9 |
14038255 |
22,6 |
13782209 |
19,2 |
-256046 |
-1,8 |
|
|
в том числе: |
|||||||||
|
2.3.1. Покупатели и заказчики |
4530570 |
8,3 |
9760856 |
15,7 |
11726874 |
16,3 |
1966018 |
20,1 |
|
|
2.3.2. Авансы |
1756415 |
3,2 |
1523967 |
2,5 |
1244418 |
1,7 |
-279549 |
-18,3 |
|
|
2.3.3. Прочие |
2884448 |
5,3 |
2753387 |
4,4 |
810917 |
1,1 |
-1942470 |
-70,5 |
|
|
2.4. Краткосрочные финансовые вложения |
19866169 |
36,6 |
16214478 |
26,2 |
10540318 |
14,7 |
-5674160 |
-35,0 |
|
|
2.5. Денежные средства |
1226608 |
2,3 |
3298314 |
5,3 |
9432108 |
13,1 |
6133794 |
186,0 |
|
|
Итого активы |
54309906 |
100 |
62001928 |
100 |
71881957 |
100 |
9880029 |
15,9 |
За отчетный период активы ОАО «ТГК-9» увеличились на 9 880 029 тыс. руб. и составили 71 881 957 тыс. руб.
Внеоборотные активы за анализируемый период увеличились на 9 947 322 тыс. руб. и составили 36 241 735 тыс. руб. - это наибольшая доля в составе активов (50,4%). Стоимость внеоборотных активов в основном складывается из стоимости основных средств 16 577 809 тыс. руб. (23,1%), незавершенного строительства - 9 900 376 тыс. руб. (13,8%) и долгосрочных финансовых вложений - 9 348 906 тыс. руб. (13%).
Прочие статьи актива составляют менее 5% в структуре внеоборотных активов Компании, поэтому изменения по данным статьям не оказывают существенного влияния на чистые активы компании.
Оборотные активы за анализируемый период снизились на 67 293 тыс. руб. На конец 2010 года они составляют 35 640 222 тыс. руб. (49,6%). Наибольший удельный вес в составе оборотных активов составляют дебиторская задолженность (19,2%), представленная в основном задолженностью покупателей и заказчиков (16,3%), и краткосрочные финансовые вложения (14,7%), представленные главным образом средствами по договорам доверительного управления.
Прочие статьи актива составляют менее 5% в структуре оборотных активов компании, поэтому изменения по данным статьям не оказывают существенного влияния на чистые активы компании.
Структура активов на начало отчетного периода представлена на рисунке 2.
Рисунок 2 - Структура активов на начало отчетного периода
Структура активов на конец отчетного периода представлена на рисунке 3.
Рисунок 3 - Структура активов на конец отчетного периода
Состав, структура и динамика собственного и заемного капитала представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Состав, структура и динамика собственного и заемного капитала
|
Показатели |
на 31.12.2008 г. |
на 31.12.2009 г. |
на 31.12.2010 |
Отклонение 2010 г. от 2009 г. |
|||||
|
тыс. руб. |
% к итогу |
тыс. руб. |
% к итогу |
тыс. руб. |
% к итогу |
тыс. руб. |
% к итогу |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
|
1. Капитал и резервы - всего |
35587231 |
65,5 |
39955566 |
64,4 |
40431670 |
56,2 |
476104 |
1,2 |
|
|
в том числе: |
|||||||||
|
1.1. Уставный капитал |
23511884 |
43,3 |
23511884 |
37,9 |
23511884 |
32,7 |
0 |
0,0 |
|
|
1.2. Добавочный капитал |
11563317 |
21,3 |
11563317 |
18,6 |
11563317 |
16,4 |
0 |
0,0 |
|
|
1.3 Собственные акции, выкупленные у акционеров |
-158 |
0,0 |
-158 |
0,0 |
-158 |
0,0 |
0 |
0,0 |
|
|
1.4. Резервный капитал |
111588 |
0,0 |
151420 |
0,2 |
362163 |
0,5 |
210743 |
139,2 |
|
|
1.5. Нераспределенная прибыль прошлых лет |
354606 |
0,7 |
514246 |
0,8 |
476105 |
0,7 |
-38141 |
-7,4 |
|
|
1.6. Нераспределенная прибыль отчетного года |
45994 |
0,1 |
4214857 |
6,8 |
4518359 |
6,3 |
303502 |
7,2 |
|
|
2. Обязательства - всего |
1822675 |
34,5 |
22046363 |
35,6 |
31450287 |
43,8 |
9403924 |
42,7 |
|
|
2.1. Долгосрочные займы и кредиты |
112027 |
0,2 |
4400000 |
7,1 |
17967341 |
25,0 |
13567341 |
308,3 |
|
|
2.2. Отложенные налоговые активы |
1024310 |
1,9 |
1623085 |
2,6 |
1498492 |
2,1 |
-124593 |
-7,7 |
|
|
2.3. Прочие долгосрочные обязательства |
64142 |
0,1 |
0 |
0,0 |
0 |
0,0 |
0 |
0,0 |
|
|
2.4. Краткосрочные займы и кредиты |
12257496 |
22,6 |
10593384 |
17,1 |
2339489 |
3,3 |
-8253895 |
-77,9 |
|
|
2.5. Кредиторская задолженность |
4796276 |
8,8 |
5106011 |
8,2 |
9274430 |
12,9 |
4168419 |
81,6 |
|
|
2.6. Задолженность участникам по выплате доходов |
246995 |
0,5 |
99297 |
0,2 |
72810 |
0,1 |
-26487 |
-26,7 |
|
|
2.7. Доходы будущих периодов |
0 |
0,0 |
0 |
0,0 |
0 |
0,0 |
0 |
0,0 |
|
|
Продолжение таблицы 4 |
|||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
|
2.8. Резервы предстоящих расходов |
221429 |
0,4 |
224586 |
0,4 |
297725 |
0,4 |
73139 |
32,6 |
|
|
Итого собственного и заемного капитала |
54309906 |
100 |
62001929 |
100 |
71881957 |
100 |
9880028 |
15,9 |
Структура пассивов на начало и конец отчетного периода представлена на рисунке 4.
Рисунок 4 - Структура пассивов на начало и конец отчетного периода
Структура пассивов баланса характеризуется преобладанием собственного капитала, который составил на конец отчетного периода 40 431 670 тыс. руб. (56,2%).
За отчетный период собственный капитал ОАО «ТГК-9» вырос на 476 104 тыс. руб. (1,2%). Увеличение собственного капитала вызвано ростом нераспределенной прибыли на 265 361 тыс. руб. Наибольший удельный вес в составе собственного капитала имеют уставный капитал (32,7%), добавочный капитал (16,1%) и нераспределенная прибыль (7%). Прочие статьи пассива составляют менее 5% в структуре собственного капитала.
Заемный капитал Общества за отчетный период увеличился на 9 403 924 тыс. руб. и составил 31 450 287 тыс. руб. (43,8%).
Наибольший удельный вес в составе заемного капитала составляют займы и кредиты - 20 306 830 тыс. руб. (28,3%), кредиторская задолженность - 9 274 430 тыс. руб. (12,9%). Прочие статьи пассива составляют менее 5% в структуре заемного капитала.
Коэффициенты ликвидности представлены в таблице 5.
Таблица 5 - Коэффициенты ликвидности
|
Наименование показателя |
Оптимальное значение |
На 31.12.2008 |
На 31.12.2009 |
На 31.12.2010 |
|
|
Коэффициент абсолютной ликвидности |
>0,2-0,5 |
1,22 |
1,23 |
1,71 |
|
|
Коэффициент срочной ликвидности |
>0,8 |
1,72 |
2,12 |
2,73 |
|
|
Коэффициент текущей ликвидности |
>1,5 |
1,86 |
2,25 |
2,89 |
Коэффициент абсолютной ликвидности показывает, какую часть краткосрочной задолженности может покрыть организация за счет имеющихся денежных средств и краткосрочных финансовых вложений, быстро реализуемых в случае надобности.
В 2010 году значение коэффициента абсолютной ликвидности составило 1,71, что выше оптимального значения.
Коэффициент срочной ликвидности характеризует ту часть текущих обязательств, которая может быть погашена не только за счет наличности, но и за счет ожидаемых поступлений за выполненную работу или оказанные услуги. Данный коэффициент отражает прогнозируемую платежеспособность организации при условии своевременного проведения расчетов с дебиторами. Коэффициент срочной ликвидности на 31.12.2010 составил 2,73>0,8 - соответствует оптимальному значению.
Коэффициент текущей ликвидности показывает, какую часть краткосрочной задолженности может покрыть организация за счет имеющихся денежных средств, краткосрочных финансовых вложений, краткосрочной дебиторской задолженности и реализации имеющихся запасов. Данный коэффициент показывает способность Общества оплачивать свои текущие обязательства в ходе производственного процесса.
Коэффициент текущей ликвидности составил на 31.12.2010 - 2,89, что соответствует оптимальному значению.
В отчетном периоде показатели ликвидности соответствуют оптимальным значениям, что свидетельствует о достаточной платежеспособности Общества.
Показатели рентабельности представлены в таблице 6.
Таблица 6 - Показатели рентабельности
|
Наименование показателя |
На 31.12.2008 |
На 31.12.2009 |
На 31.12.2010 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
|
Рентабельность активов (ROA), % |
1,86 |
7,25 |
0,71 |
|
|
Рентабельность совокупных активов (ROTA), % |
3,13 |
9,53 |
1,35 |
|
|
Рентабельность собственного капитала (ROE), % |
2,24 |
10,55 |
1,18 |
|
|
Рентабельность продукции (продаж) (ROS), % |
7,45 |
15,5 |
5,81 |
Рентабельность активов характеризует эффективность использования ресурсов и показывает прибыль, полученную организацией на 1 рубль всех активов компании, т.е. характеризует эффективность вложения средств. Чем выше значение данного показателя, тем эффективнее используются на предприятии финансовые и иные ресурсы, тем устойчивее финансовое положение предприятия. Рентабельность активов Общества на конец отчетного года составляет 0,71%, т.е. на каждые 100 руб., вложенных в активы предприятия, получено 0,71 руб. чистой прибыли.
Рентабельность совокупных активов на конец отчетного года составляет 1,35%, т.е. на каждые 100 руб., вложенных в активы предприятия, получено 1,35 руб. прибыли до налогообложения.
Рентабельность собственного капитала характеризует отдачу с каждого рубля, вложенного в собственный капитал.
Рентабельность собственного капитала Общества на конец отчетного года составляет 1,18%, т.е. на каждые 100 руб., вложенных в собственный капитал, получено 1,18 руб. чистой прибыли.
Рентабельность продукции (продаж) характеризует эффективность операционной (производственно-хозяйственной) деятельности предприятия и показывает, сколько прибыли приносит один рубль выручки от реализации продукции. Рентабельность продаж Общества на конец отчетного года составляет 5,81%, т.е. на каждые 100 руб. выручки получено 5,81 руб. прибыли от продаж.
Коэффициенты финансовой устойчивости представлены в таблице 7.
Таблица 7 - Коэффициенты финансовой устойчивости
|
Наименование показателя |
Оптимальное значение |
На 31.12.2008 |
На 31.12.2009 |
На 31.12.2010 |
|
|
Коэффициент автономии (финансовой независимости) |
0,5-0,8 |
0,66 |
0,64 |
0,56 |
|
|
Коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами |
0,3-0,5 |
0,43 |
0,38 |
0,38 |
|
|
Коэффициент покрытия инвестиций |
0,75-0,9 |
0,68 |
0,74 |
0,83 |
|
|
Коэффициент иммобилизации собственного капитала |
0,5-0,7 |
0,61 |
0,66 |
0,90 |
|
|
Коэффициент долговой нагрузки |
<1,0 |
0,53 |
0,55 |
0,78 |
|
|
Коэффициент маневренности собственного капитала |
0,3-0,5 |
0,39 |
0,34 |
0,34 |
Коэффициент автономии (финансовой независимости, концентрации собственного капитала) показывает долю собственного капитала в общей сумме источников финансирования, т.е. степень финансовой независимости в распоряжении совокупным капиталом. На конец 2010 года коэффициент автономии составил 0,56.
Коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами показывает, какая часть текущих активов сформирована за счет собственных источников. На конец 2010 года коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами составил 0,38, следовательно, Общество обеспечено собственными оборотными средствами.
Коэффициент покрытия инвестиций показывает долю собственного капитала и долгосрочного заемного капитала в общей сумме источников финансирования. На конец 2010 года коэффициент покрытия инвестиций составил 0,83.
Коэффициент иммобилизации собственного капитала показывает, какая часть собственного капитала связана (отвлечена) во внеоборотных активах. На конец 2010 года 90% собственного капитала иммобилизовано во внеоборотных активах.
Коэффициент долговой нагрузки показывает соотношение заемных и собственных средств. На конец 2010 года коэффициент долговой нагрузки составил 0,78 - соответствует оптимальному значению.
Коэффициент маневренности собственного капитала (мобильности) показывает, какая часть собственного капитала находится в подвижной, мобильной форме, т.е. вложена в текущую деятельность компании. На конец 2010 года у Общества 34% собственного капитала находится в подвижной мобильной форме, т.е. вложены в текущую деятельность компании.
Коэффициенты финансовой устойчивости на конец 2010 года находятся в пределах оптимальных значений, что свидетельствует о достаточно устойчивом финансовом положении предприятия.
Показатели деловой активности представлены в таблице 8.
Таблица 8 - Показатели деловой активности
|
Наименование показателя |
На 31.12.2008 |
На 31.12.2009 |
На 31.12.2010 |
|
|
Коэффициент оборачиваемости дебиторской задолженности (К об.д.з.), оборотов |
4,83 |
3,52 |
3,31 |
|
|
Срок погашения дебиторской задолженности, дни |
74,55 |
102,39 |
108,71 |
|
|
Коэффициент оборачиваемости кредиторской задолженности (К об.к.з.), оборотов |
11,11 |
8,19 |
6,41 |
|
|
Срок погашения кредиторской задолженности, дни |
32,41 |
43,97 |
56,19 |
Чем выше показатель оборачиваемости, тем быстрее происходит погашение дебиторской и кредиторской задолженности.
Чем продолжительнее период погашения, тем выше риск ее непогашения. В 2010 году срок погашения дебиторской задолженности увеличился на 6,32 дня по сравнению с 2009 годом и составил 108,71 дня. В 2010 году срок погашения кредиторской задолженности увеличился на 12,22 дня по сравнению с 2009 годом и составил 56,19 дня.
2.3 Анализ работы химического цеха ТЭЦ-2 и затрат на производство обессоленной (хим. очищенной) воды
Водоподготовка (ХВО) на котельной необходима для защиты оборудования от коррозии, накипи и отложений. Отсутствие ХВО или его неэффективная работа приводит к перерасходу топлива и выходу оборудования котельной и теплосети из строя. Остановка котельной представляет социальную опасность, т.к. при этом прекращается отопление и ГВС. К тому же имеет место экономический фактор - капитальные затраты на замену котлов и пр.
ХВО не просто должна присутствовать на котельной, но и должна соответствовать своей задаче (проекту, ТЗ, объему подпитки, режиму работы котельной, качеству и количеству исходной воды, качеству подпиточной воды), эффективно и стабильно работать.
Источником технического водоснабжения ТЭЦ-2 является вода р. Кама.
Проведем анализ работы химического цеха ТЭЦ-2.
Химводоочистка (ХВО-1): Исходная камская вода с предочистки ХВО-2. Водоподготовительная установка (ВПУ) по схеме осветления воды на механических фильтрах с 2-мя ступенями натрий-катионирования для подпитки теплосети и в качестве резервного источника для восполнения потерь котлов среднего давления умягченной водой. Проектная производительность ХВО-1 - 400т/час, фактическая подпитка теплосети за 2010 год - 69,4 т/час.
Химводоочистка (ХВО-2): Исходная камская вода с предочистки с дополнительным осветлением на механических фильтрах и 2-х ступенчатой схемой обессоливания по схеме:
I-я ступень - Н-предвключенный - Н-основной - ОН-анионирование
II-я ступень - Н-катионирование - ОН-анионирование.
Проектная производительность 210т/час, фактическая производительность за 2010 год - 82,4 т/час.
Итак, фактическая производительность ХВО-2 и ХВО-1 значительно ниже проектной производительности.
Производится предварительная очистка воды по схеме коагуляции сернокислым алюминием с вводом флокулянта «Праестол». Осветлители ВТИ ХОТЭП Q=400т/час с учетом коэффиента коагуляции Q=320т/час в количестве 2 шт. со схемами приготовления рабочих растворов коагулянта, флокулянта, подщелачивания фактическая производительность за 2010 год составила 192,8 т/час, (в работе осветлитель № 2, осветлитель № 1 требуется ремонт).
Рассмотрим состав, характеристику и техническое состояние оборудования ионообменных установок химического цеха ТЭЦ-2.
Проектная производительность фильтров Ду-3400 - 180 т/час, фактическая за 2010 год составила 163,5 т/час.
Проектная производительность фильтров Ду-3000 - 140т/час, фактическая составила 67,1 т/час.
Проектная производительность фильтров Ду- 2000 - 60т/час, фактическая составила 62,3 т/час.
Оборудование находится в эксплуатации более 60-и лет, что существенно повышает ремонтные затраты.
Состояние баков, находящихся в эксплуатации удовлетворительное. Однако, требуется замена бака взрыхления ОН- анионитовых фильтров V=100 м3, замена маслобака № 3 V=20 м3, замена бака обессоленной воды № 2 V=100 м3, замена бака коагулированной воды № 3, частичная замена трубопроводов сырой и коагулированной воды, установка верхних распределительных устройств на ОН-анионитовых фильтрах I ступени (в связи с использованием нового фильтрующего материала «Леватит МР 64») и фильтров ловушек после Н-катионитовых фильтров I ступени, кап. ремонт осветлителя № 1.
За отчетный период выполнен капитальный ремонт осветлителя № 2 (замена антикоррозионного защитного покрытия), ремонт механического фильтра № 1 с заменой гидроантрацита, ремонт ОН-анионитового фильтра № 5 I-ступени с заменой АН-31, проведена диагностика бакуам серной кислоты № 2 и щелочи № 2 на складе реагентов, замена бака взрыхления Н-фильтров на V-280 м3 (выполнено АКЗ бака), выполнен ремонт ячейки коагулянта № 2, выполнен частичный ремонт бака мокрого хранения соли, выполнен кап. ремонт кровли лестничного марша ХВО-2, выполнена диагностика бакам-мерникам кислота № 1,№ 2.
Обеспечение фильтрующими материалами хорошее.
Удельные расходы реагентов в норме. Расход воды на собственные нужды в 2010 году составил 27,44%.
Основными факторами, влияющими на надежность работы химического цеха являются: поддержания должного эксплуатационного уровня оборудования, достаточность обеспечения материалами, приборами химического контроля по всем элементам ВПУ и ВХР котловых вод, качество ремонта и оптимальной загрузки оборудования.
Реестр оборудования ХВО-2 и ХВО-1 химического цеха ТЭЦ-2 представлен в таблице 9.
Таблица 9 - Реестр оборудования ХВО-2 и ХВО-1 химического цеха ТЭЦ-2
|
№ п/п |
Наименование оборудования |
Тип оборудования |
Год ввода в эксплуатацию |
Срок последнего капитального ремонта |
|
|
1 |
2 |
3 |
5 |
6 |
|
|
ХВО-2 |
|||||
|
1 |
Насос КВ-1 |
6НДВ-60 |
1976 |
2007 |
|
|
2 |
Эл. двигатель НКВ-1 |
1976 |
2004 |
||
|
3 |
Насос КВ-2 |
6НДВ-60 |
1976 |
2007 |
|
|
4 |
Эл. двигатель НКВ-2 |
1976 |
2007 |
||
|
5 |
Насос КВ-3 |
6НДВ-60 |
1976 |
2004 |
|
|
6 |
Эл. двигатель НКВ-3 |
1976 |
2007 |
||
|
7 |
Насос КВ-4 |
6НДВ-60 |
1976 |
2005 |
|
|
10 |
Эл. двигатель НДВ-1 |
2000 |
|||
|
11 |
Насос ДВ-1 |
8Х-6К-1 |
1976 |
2010 |
|
|
12 |
Эл. двигатель НДВ-1 |
2000 |
|||
|
13 |
Насос ДВ-2 |
8Х-6К-1 |
1976 |
2008 |
|
|
14 |
Эл. двигатель НДВ-2 |
1976 |
2003 |
||
|
15 |
Насос обессоленной воды-1 |
6НДС |
2003 |
2009 |
|
|
16 |
Эл. двигатель НОбВ-1 |
2003 |
2009 |
||
|
17 |
Насос обессоленной воды-2 |
6НДС |
1999 |
2009 |
|
|
18 |
Насос взрыхления мех.фильтров-1 |
8НДВ-60-39 |
1976 |
2006 |
|
|
19 |
Эл.двигатель насоса взрыхления мех.фильтров-1 |
1976 |
2001 |
||
|
20 |
Насос взрыхления мех.фильтров-2 |
8НДВ-60-39 |
1976 |
2001 |
|
|
21 |
Эл.двигатель насоса взрыхления мех.фильтров-2 |
1976 |
2003 |
||
|
22 |
Насос взрыхления Н-кат фильтров-1 |
АХ200/150-400аи |
1976 |
2006 |
|
|
23 |
Эл.двигатель насоса взрыхления Н-фильтров-1 |
1976 |
2005 |
||
|
24 |
Насос взрыхления Н-кат фильтров-2 |
Х150-125-500АСД |
1976 |
2005 |
|
|
25 |
Эл.двигатель насоса взрыхления Н-фильтров-2 |
1976 |
2006 |
||
|
26 |
Насос взрыхления ОН-анионитовых фильтров-1 |
6Х-90-1 |
1976 |
2003 |
|
|
27 |
Эл.двигатель насоса взрыхления ОН-фильтров-1 |
1976 |
2003 |
||
|
28 |
Насос взрыхления ОН-анионитовых фильтров-2 |
6Х-90-1 |
1976 |
||
|
29 |
Эл.двигатель насоса взрыхления ОН-фильтров-2 |
1976 |
|||
|
30 |
Насос дренажных вод-1 |
6Х-90-1 |
1976 |
2006 |
|
|
31 |
Эл.двигатель насоса дренажных вод-1 |
1976 |
2008 |
||
|
32 |
Насос дренажных вод-2 |
6Х-90-1 |
1976 |
2007 |
|
|
33 |
Эл.двигатель насоса дренажных вод-2 |
1976 |
2007 |
||
|
34 |
Насос дренажных вод-3 |
6Х-90-1 |
1976 |
2005 |
|
|
35 |
Эл.двигатель насоса дренажных вод-2 |
2004 |
2004 |
||
|
36 |
Погружной дренажн. насос |
2ХП-6Е-1-62 |
1980 |
2004 |
|
|
37 |
Эл.двигатель погружного дренажного насоса |
1980 |
2004 |
||
|
38 |
Насос нейтрализации-1 |
6Х-90-1 |
1997 |
2005 |
|
|
39 |
Эл.двигатель насоса нейтрализации-1 |
1997 |
2005 |
||
|
40 |
Насос нейтрализации-2 |
6Х-90-1 |
1974 |
2003 |
|
|
41 |
Эл.двигатель насоса нейтрализации-2 |
1974 |
2003 |
||
|
42 |
Насос нейтрализации-3 |
6Х-90-1 |
1974 |
2009 |
|
|
43 |
Эл.двигатель насоса нейтрализац-3 |
1974 |
2009 |
||
|
44 |
Насос нейтрализации-4 |
6Х-90-1 |
1974 |
2009 |
|
|
45 |
Эл.двигат. насоса нейтрализации-3 |
1974 |
2005 |
||
|
46 |
Вентилятор декарбонизатора-1 |
В №4 |
1974 |
2002 |
|
|
47 |
Эл.двигатель вентилятора декарбонизатора-1 |
1974 |
2002 |
||
|
48 |
Вентилятор декарбонизатора-2 |
В №4 |
1974 |
2003 |
|
|
49 |
Эл.двигатель вентилятора декарбонизатора-2 |
1974 |
2003 |
||
|
50 |
Насос флокулянта-1 |
К80-50-200 |
1992 |
2000 |
|
|
51 |
Эл.двигатель насоса флокулянта-1 |
1992 |
2000 |
||
|
52 |
Насос флокулянта-2 |
АР-100 |
1975 |
2006 |
|
|
53 |
Эл.двигатель насоса флокулянта-2 |
1975 |
2005 |
||
|
54 |
Насос флокулянта-3 |
АХ50-32-200А |
2007 |
2009 |
|
|
55 |
Эл.двигатель насоса флокулянта-3 |
2007 |
2008 |
||
|
56 |
Насос флокулянта-4 |
АХ50-32-200А |
2007 |
2009 |
|
|
57 |
Эл.двигатель насоса флокулянта-4 |
2007 |
|||
|
58 |
Мешалка флокулянта |
Редуктор с ПСЧ |
1978 |
||
|
59 |
Эл.двигатель мешалки флокулянта |
2002 |
|||
|
60 |
Эжектирующий насос |
ЦНС-60/165 |
1978 |
||
|
61 |
Эл.двигатель эжектирующ. насоса |
1978 |
|||
|
62 |
Погружной насос флокулянта |
2ХП-6Е-1-62 |
1980 |
||
|
63 |
Эл.двигатель погружного насоса флокулянта |
1980 |
|||
|
64 |
Насос-дозатор NH3-1 |
НД630/10 |
1976 |
2005 |
|
|
65 |
Эл.двигатель НД NH3-1 |
1976 |
2005 |
||
|
66 |
Насос-дозатор NH3-2 |
НД630/10 |
1976 |
2006 |
|
|
67 |
Эл.двигатель НД NH3-2 |
1976 |
2006 |
||
|
68 |
Насос-дозатор NH3-3 |
НД630/10 |
1976 |
2010 |
|
|
69 |
Эл.двигатель НД NH3-3 |
1976 |
2007 |
||
|
70 |
Насос-дозатор подщелачивания-1 |
НД630/10 |
2007 |
2009 |
|
|
71 |
Эл.двигатель подщелачивания-1 |
2007 |
|||
|
72 |
Насос-дозатор подщелачивания-2 |
НД630/10 |
2007 |
2009 |
|
|
73 |
Эл.двигатель подщелачивания-2 |
2007 |
|||
|
74 |
Насос соды № 5 |
АР-100 |
1975 |
2005 |
|
|
75 |
Эл. двигатель насоса соды № 5 |
1975 |
2004 |
||
|
76 |
Насос-дозатор кислоты-2 |
ДП1600/16; К14а |
2007 |
2009 |
|
|
77 |
Эл.двигатель НД кислоты-2 |
2007 |
|||
|
78 |
Насос-дозатор кислоты-3 |
ДП1600/16; К14а |
2007 |
2009 |
|
|
79 |
Эл.двигатель НД кислоты-3 |
2007 |
|||
|
80 |
Насос-дозатор кислоты-4 |
ДП1600/16; К14а |
2007 |
2009 |
|
|
81 |
Эл.двигатель НД кислоты-4 |
2007 |
|||
|
82 |
Вентилятор кислотного отд. |
Ц 470 № 3 |
1975 |
2008 |
|
|
83 |
Эл.двигатель вентилятора кислотного отделения |
1975 |
|||
|
84 |
Компрессор стационарный |
6ВВ 9/9 |
1995 |
2008 |
|
|
85 |
Эл.двигатель компрессора |
1995 |
|||
|
86 |
Насос перекачивающий коагулянта-1 |
1,5Х-6Д-1-41 |
1999 |
2007 |
|
|
87 |
Эл.двигатель перекачивающего насоса коагулянта-1 |
1999 |
2007 |
||
|
88 |
Насос перекачивающий коагулянта-2 |
1,5Х-6Д-1-41 |
1999 |
2006 |
|
|
89 |
Эл.двигатель перекачивающего насоса коагулянта-2 |
1999 |
|||
|
90 |
Насос перекачивающий коагулянта-3 |
АХ50-32-200А |
2007 |
2009 |
|
|
91 |
Эл.двигатель перекачивающего насоса коагулянта-3 |
2007 |
|||
|
92 |
Насос дозатор коагулянта-1 |
Х50-32-125 |
2008 |
2009 |
|
|
93 |
Эл.двигатель насоса дозатора коагулянта -1 |
2008 |
|||
|
94 |
Насос дозатор коагулянта-2 |
Х50-32-125 |
2009 |
2009 |
|
|
95 |
Насос щелочного раствора-1 |
2ХП-6Е-1-41 |
1974 |
2007 |
|
|
96 |
Эл.двигатель насоса щелочного раствора-1 |
1974 |
|||
|
97 |
Насос щелочного раствора-2 |
2ХП-6Е-1-41 |
1974 |
2007 |
|
|
98 |
Эл.двигатель насоса щел.раствора-2 |
1974 |
|||
|
99 |
Насос щелочного раствора-2 |
2ХП-6Е-1-41 |
1974 |
2007 |
|
|
100 |
Вент-р коагулянтного отделения |
В № 12,5; 06-300 |
1974 |
2006 |
|
|
101 |
Эл.двигатель вентилятора |
1974 |
2006 |
||
|
102 |
Эл. таль |
ТЭ3-531 |
2008 |
2009 |
|
|
103 |
Эл. таль |
ТЭ3-531 |
2003 |
2009 |
|
|
104 |
Кран-балка |
ТЭ3-531 |
2002 |
2009 |
|
|
ХВО-1, маслохозяйство, |
|||||
|
гидразинная установка |
|||||
|
123 |
Насос сырой воды № 1 |
Д-315/50 |
1992 |
2001 |
|
|
124 |
Эл.двигатель насоса сырой воды№ 1 |
1992 |
2002 |
||
|
125 |
Насос химочищенной воды-1 |
4Д-315/71 |
2000 |
2010 |
|
|
126 |
Эл.двигатель насоса химочищенной воды-1 |
2010 |
|||
|
127 |
Насос химочищенной воды-3 |
Д-315/71 |
2003 |
2010 |
|
|
128 |
Эл.двигатель насоса химочищенной воды-3 |
2010 в кап. ремонте |
|||
|
129 |
Насос взрыхления мех. фильтров |
Д-315/50 |
2005 |
2007 |
|
|
130 |
Эл.двигатель насоса взрыхления мех. фильтров |
2005 |
2004 |
||
|
131 |
Насос взрыхления Na-кат. фильтров |
6Х-9Д-1 |
1999 |
2009 |
|
|
132 |
Эл.двигатель насоса взрыхления Na-кат. фильтров |
||||
|
133 |
Насос соляного раствора-1 |
АР-100 |
1982 |
2007 |
|
|
134 |
Эл.двигатель насоса соляного раствора-1 |
1982 |
2001 |
||
|
135 |
Насос соляного раствора-2 |
АР-100 |
1982 |
2007 |
|
|
136 |
Эл.двигатель насоса соляного раствора-2 |
1982 |
2007 |
||
|
137 |
Насос соляного раствора-3 |
3К-6 |
2003 |
2009 |
|
|
138 |
Эл.двигатель насоса соляного раствора-3 |
||||
|
139 |
Вентилятор декарбонизатора |
ВЦ-1405-5 |
1999 |
2009 |
|
|
140 |
Эл.двигатель вентилятора декарбонизатора |
1999 |
2009 |
||
|
141 |
Вентилятор центральной лаборатории |
В № 8 |
2001 |
||
|
142 |
Эл.двигатель вентилятора центральной лаборатории |
2001 |
|||
|
143 |
Перекачивающий насос гидразингидрата |
Х565-50-125 |
2005 |
||
|
144 |
Эл.двигатель перекачивающего насоса гидразингидрата |
2005 |
|||
|
147 |
Насос-дозатор гидразина-1 |
ДП-100/100 |
2005 |
2007 |
|
|
148 |
Эл.двигатель НД гидразина-1 |
2005 |
|||
|
147 |
Насос-дозатор гидразина-2 |
ДП-63/160 |
2005 |
||
|
148 |
Эл.двигатель НД гидразина-2 |
2005 |
|||
|
149 |
Насос-дозатор гидразина-3 |
ДП-63/160 |
2005 |
||
|
150 |
Эл.двигатель НД гидразина-3 |
2005 |
|||
|
151 |
Компрессор стационарный |
6ВВ 9/9 М1 |
1996 |
2009 |
|
|
152 |
Эл.двигатель компрессора |
1996 |
|||
|
153 |
Вентилятор гидразинной установки |
В № 4,06-300 |
2005 |
2009 |
|
|
154 |
Эл.двигатель вентилятора гидразинной установки |
2005 |
2009 |
||
|
155 |
Душирующий вентилятор |
В № 6 |
1992 |
2003 |
|
|
156 |
Эл.двигатель душирующего вентилятора |
1992 |
|||
|
157 |
Насос перекачки фосфата-1 |
АХ65-50-200Д |
1999 |
2006 |
|
|
158 |
Эл.двигатель насоса перекачки фосфата-1 |
1999 |
|||
|
159 |
Насос перекачки фосфата-2 |
Х-50-32-160 |
|||
|
160 |
Эл.двигатель насоса перекачки фосфата-2 |
1999 |
|||
|
161 |
Вакуум насос для слива HCl |
РМК - 4 |
1980 |
2008 |
|
|
162 |
Эл.двигатель насоса для слива HCl |
1980 |
|||
|
163 |
Вентилятор старой гидразинной установки |
В № 4,06-300 |
1975 |
2003 |
|
|
164 |
Эл.двигатель вентилятора старой гидразинной установки |
1975 |
|||
|
167 |
Маслонасос -1 |
РЗ-7,5 |
1975 |
2006 |
|
|
168 |
Эл.двигатель маслонасоса-1 |
1975 |
|||
|
169 |
Маслонасос -2 |
РЗ-7,5 |
1975 |
2005 |
|
|
170 |
Эл.двигатель маслонасоса-2 |
1975 |
|||
|
171 |
Маслонасос -3 |
РЗ-7,5 |
1975 |
2005 |
|
|
172 |
Эл.двигатель маслонасоса-3 |
1975 |
|||
|
173 |
Маслонасос для перекачки энергетических масел из ж.д.цистерн |
Щ80-2,5-37,5 25 У3 |
1999 |
Итак, по данным таблицы 9 следует отметить значительный физический износ оборудования.
Калькуляция затрат на производство обессоленной (хим. очищенной) воды представлена в таблице 10.
Таблица 10 - Калькуляция затрат на производство обессоленной (хим. очищенной) воды
|
№ п/п |
Статьи затрат |
Ед. изм. |
Итого по станции |
Вода, подготовленная для питания котлов |
прочая продукция (реализация химочищ.воды потребителям) |
Прочие виды воды |
|||||
|
Всего |
на собственные нужды (производство э/э и т/э) |
невозврат конденсата |
Всего |
реализация технической воды |
реализация хозпитьевой воды |
||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
|
I |
Производственно-технические показатели |
||||||||||
|
1. |
Объем собственного водозабора |
0 |
0 |
0 |
|||||||
|
1.1. |
- из поверхностных источников |
тыс. м3 |
0 |
0 |
0 |
||||||
|
1.2. |
- из подземных источников |
тыс. м3 |
0 |
0 |
0 |
||||||
|
2. |
Объем водозабора (Договор пользования водными объектами) |
тыс. м3 |
|||||||||
|
2.1. |
- из поверхностных источников |
тыс. м3 |
|||||||||
|
2.2. |
- из подземных источников |
тыс. м3 |
|||||||||
|
3. |
Объем покупной воды |
тыс. м3 |
1703,542 |
886,382 |
777 |
109 |
3 |
814,265 |
814 |
0 |
|
|
4. |
Объем воды с БНС* |
тыс. м3 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
||||
|
5. |
Расход воды на собственные производственные и технологические нужды |
тыс. м3 |
213,936 |
213,211 |
190 |
23 |
1 |
0 |
0 |
0 |
|
|
6. |
Объем полезного отпуска ХОВ (п.1 + п.2 + п.3 + п.4 - п.5) |
тыс.кВтч |
1489,606 |
673,171 |
586,948 |
86,223 |
2,17 |
814,265 |
813,783 |
0,482 |
|
|
7. |
Объем сточных вод |
тыс.кВтч |
0,000 |
0,000 |
0 |
||||||
|
8. |
Расход покупной электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды |
тыс.кВтч |
0,000 |
0,000 |
0 |
||||||
|
Переменные затраты |
|||||||||||
|
II |
Ценовые показатели |
||||||||||
|
1. |
Ставка водного налога |
||||||||||
|
1.1. |
- из поверхностных источников |
руб./м3 |
|||||||||
|
1.2. |
- из подземных источников |
руб./м3 |
|||||||||
|
2. |
Плата за пользование водными объектами |
||||||||||
|
2.1. |
- из поверхностных источников |
руб./м3 |
|||||||||
|
2.2. |
- из подземных источников |
руб./м3 |
|||||||||
|
3. |
Цена покупной воды |
руб./м3 |
0,99 |
0,99 |
0,99 |
0,99 |
0,59 |
0,98 |
0,98 |
0 |
|
|
4. |
Стоимость воды от БНС другой площадки |
руб./м3 |
|||||||||
|
5. |
Цена очистки сточных вод |
руб./кВтч |
|||||||||
|
6. |
Тариф на электроэнергию |
руб./кВтч |
|||||||||
|
III |
Стоимостные показатели |
||||||||||
|
1. |
Водный налог |
тыс.руб. |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|||
|
2. |
Плата за пользование водными объектами |
тыс.руб. |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|||
|
3. |
Стоимость покупной воды |
тыс.руб. |
1680 |
877,493 |
769 |
108 |
2 |
801,194 |
801 |
0 |
|
|
4. |
Стоимость воды с БНС* |
тыс.руб. |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
5. |
Стоимость сточных вод |
тыс.руб. |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
6. |
Стоимость покупной электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды |
тыс.руб. |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
7. |
Химреагенты, фильтрующие материалы (заносится на основании расчета ПЭО) |
тыс.руб. |
19002 |
18943 |
16484 |
2459 |
59 |
0 |
0 |
0 |
|
|
8. |
Итого переменные затраты |
тыс.руб. |
20682 |
19820 |
17253 |
2567 |
61 |
801,194 |
801,194 |
0 |
|
|
IV |
Постоянные затраты |
0 |
0 |
0 |
|||||||
|
9. |
Оплата труда |
тыс.руб. |
2697 |
2590 |
2590 |
0 |
8 |
99 |
99 |
0 |
|
|
10. |
Отчисления на социальные нужды |
тыс.руб. |
726 |
699 |
699 |
0 |
3 |
24 |
24 |
0 |
|
|
11. |
Амортизация оборудования |
тыс.руб. |
188 |
188 |
188 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
12. |
Резерв на ремонт ОС |
тыс.руб. |
4088 |
4072 |
4072 |
0 |
13 |
3 |
3 |
0 |
|
|
13. |
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования |
тыс.руб. |
76 |
76 |
76 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
14. |
Цеховые расходы |
тыс.руб. |
4970 |
4169 |
4169 |
0 |
12 |
789 |
784 |
5 |
|
|
15. |
Общестанционные расходы |
тыс.руб. |
83 |
0 |
0 |
0 |
4 |
79 |
78 |
1 |
|
|
16. |
Итого постоянные затраты |
тыс.руб. |
12828 |
11794 |
11794 |
0 |
40 |
994 |
988 |
6 |
|
|
17. |
Итого себестоимость |
тыс.руб. |
33510 |
31614 |
29047 |
2567 |
101 |
1795,194 |
1789,194 |
6 |
|
|
18. |
Себестоимость 1 м3 |
руб./м3 |
х |
х |
49,49 |
29,77 |
46,41 |
2,2 |
2,2 |
12,45 |
|
|
18.1. |
- переменная составляющая |
руб. |
х |
х |
29,4 |
29,77 |
27,98 |
0,98 |
0,98 |
0 |
|
|
18.2. |
- постоянная составляющая |
руб. |
х |
х |
20,09 |
0 |
18,43 |
1,22 |
1,21 |
12,45 |
|
|
19. |
Рентабельность |
тыс.руб. |
х |
х |
х |
-100 |
28,09 |
37,39 |
36,99 |
156,67 |
|
|
19.1. |
- переменная составляющая |
тыс.руб. |
х |
х |
х |
-100 |
28,09 |
37,39 |
36,99 |
156,67 |
|
|
19.2. |
- постоянная составляющая |
тыс.руб. |
х |
х |
х |
-100 |
28,09 |
37,39 |
36,99 |
156,67 |
|
|
20. |
Итого стоимость |
тыс.руб. |
х |
х |
х |
129 |
2466 |
2451 |
15 |
||
|
20.1. |
- переменная составляющая |
тыс.руб. |
х |
х |
х |
0 |
75,57 |
0 |
0 |
0 |
|
|
20.2. |
- постоянная составляющая |
тыс.руб. |
х |
х |
х |
0 |
53,43 |
2466,4 |
2451 |
15,4 |
|
|
21. |
Стоимость 1 м3 |
руб./м3 |
х |
х |
х |
0 |
59,45 |
3,03 |
3,01 |
31,95 |
|
|
22. |
НДС |
тыс.руб. |
х |
х |
х |
0 |
23,22 |
443,95 |
441,18 |
2,77 |
|
|
22.1. |
Итого с НДС |
тыс.руб. |
х |
х |
х |
0 |
152,22 |
2910,35 |
2892,18 |
18,17 |
|
|
23. |
Стоимость 1 м3 с НДС |
руб./м3 |
х |
х |
х |
0 |
70,15 |
3,57 |
3,55 |
37,7 |
Итак, стоит отметить довольно высокую стоимость 1 м3 химочищенной воды, а также возрастающие потребности ТЭЦ в количестве и качестве химически очищенной воды.
Таким образом, необходимость реконструкции и технического перевооружения действующей водоподготовительной установки вызвана:
1) значительным физическим износом оборудования;
2) возросшими потребностями ТЭЦ в количестве и качестве химически очищенной воды;
3) обеспечением надежности теплоснабжения потребителей г. Березники в ОЗП в связи с техногенной аварией на БПКРУ-1 ОАО «Уралкалий»;
4) перевод ХВО станции с артезианской воды на воду р. Кама от береговой насосной № 3 ТВЦ ОАО «Азот».
Кроме того по результатам проведенного на предприятии энергетического исследования в 2010 году были выявлены значительные нормативные отклонения.
В результате чего для исследуемого предприятия необходимо разработать мероприятия, которые позволят повысить качество продукции и уровень эксплуатации установок.
3. Пути снижения производственных затрат
3.1 Основные рекомендации по результатам анализа
Рассмотрим основные рекомендации по повышению качества коагулированной воды:
Во-первых, необходимо во время следующего капитального ремонта осветителя произвести чистку перепускного трубопровода между ступенями воздухоотделителя.
Во избежание дальнейшего повторного зарастания трубопровода необходимо перенести ввод коагулянта в трубопровод исходной воды за 3-5 м. до воздухоотделителя.
Во-вторых, необходимо оборудовать отсечку регулирующим клапаном, с дистанционным управлением и опустить выход центральной шламоприемной трубы на уровне входа в шламоуплотнитель боковых шламоприемных труб.
Также необходимо:
1) Автоматизировать изменения нагрузки на осветитель в зависимости от уровня в баке коагулированной воды;
2) Автоматизировать режим непрерывной продувки в зависимости от нагрузки на осветителе;
3) Периодическую продувку шламоуплотнителя автоматизировать в зависимости от мутности воды верхнего уровня шлама в шламоуплотнителе;
4) Наладить автоматическое дозирование щелочи, коагулянта и флокулянта в осветитель в зависимости от нагрузки;
5) Автоматизацию проводить на базе насосов - дозаторов с частотными регуляторами электроприводов;
6) Наладить автоматику регулирования температуры подогрева воды для обеспечения точности поддержания температуры 251 оС.
С целью сокращения расходов воды на собственные нужды собирать промывные воды механических фильтров в бак промывных вод и с постоянным расходом подавать их в осветитель.
С целью оптимизации технологии коагуляции необходимо провести тщательную лабораторную проработку процессов коагуляции с варьированием дозы щелочи, доз коагулянта и флокулянта для всех сезонов года.
Также рекомендуется автоматизировать дозирование щелочи, коагулянта и флокулянта в осветитель в зависимости от нагрузки с управлением регуляторами по сигналу расходомера. Корректировку дозы реагентов необходимо автоматизировать по электропроводности. Дозирование коагулянта и замер электропроводности необходимо вести в пропорционально отсечном потоке.
И в заключении необходимо произвести полную наладку технологического режима осветителя.
Далее рассмотрим рекомендации по повышению уровня эксплуатации осветительных фильтров.
В первую очередь необходимо оценить объем промывочных вод, график промывки мехфильтров для обеспечения непрерывного возврата промывных вод механических фильтров.
С целью сокращения расходов воды на собственные нужды рекомендуется собирать промывные воды в бак грязных промывных вод и с небольшим расходом подавать их в осветитель.
Далее необходимо организовать планомерную полную замену антрацита на сертифицированный продукт. Довести уровень фильтрующего материала до нормативного.
Кроме того, необходимо:
1) Оптимизировать нагрузку на фильтры;
2) Для полноценного воздушного взрыхления по всей площади фильтрования провести реконструкцию НДС;
3) Рассмотреть возможность увеличения высоты слоя фильтрующей загрузки до 2-х метров с реализацией алгоритма автоматизированной водно-воздушной промывки.
Рассмотрим основные рекомендации по повышению уровня эксплуатации обессоливающей установки.
В первую очередь необходимо привести в соответствие с нормативами интенсивность взрыхления основных фильтров Н-катионитных блоков.
Также необходимо исключить из эксплуатации противоточную схему регенерации на 1-й ступени как Н-катионитных так и анионитных фильтров.
Кроме того, необходимо:
1) Загрузить предвключенные фильтры карбоксильным катионитом. Выполнить наладку технологии эксплуатации предвключенных фильтров. Это позволит снизить удельные расходы кислоты на 15%;
2) Для снижения расхода кислоты на 2-ю ступень Н-катионитных фильтров необходимо организовать подачу на их регенерацию частично обессоленной воды;
3) Снизить норматив на остаточное содержание Cl- при отключении фильтра на регенерацию до 1-2 мг/дм3;
4) Отработать режим взрыхления ОН - фильтров исходя из нормативных рекомендаций;
5) Для стабилизации концентрации регенерационного раствора и автоматизации процесса его приготовления использовать частотный регулятор привода (ЧРП) для насосов дозаторов реагентов.
Представим рекомендации по повышению уровня эксплуатации умягчительной установки:
1) Рекомендуется эксплуатировать Na-катионитные фильтры I ступени сослоем фильтрующей загрузки не выше 2,0 м;
2) Рекомендуется осветленную воду сначала подвергать декарбонизации, а затем фильтровать на Na-катионитных фильтрах;
3) При нормативе по жесткости на уровне 50 мкг-экв/дм3 следует работать по схеме двуступенчатого Na-катионирования. Такая схема позволит снизить расход соли на регенерацию.
Представим рекомендации по повышению эффективности декарбонизации:
1) На ХВО-1 рекомендуется осветленную воду сначала подвергать декарбонизации, а затем фильтровать на Na-катионированных фильтрах;
2) На ХВО-2 необходимо тщательное обследование состояния декарбонизатора и наладка его работы;
3) Тщательное обследование нижних дренажных систем Н-катионитных фильтров и исключение попадания катионита в анионитные фильтры;
4) Водной контроль каждой упаковки ионита;
5) Анализ работы старых анионитов, и при необходимости, их своевременная замена.
В заключении данного раздела приведем рекомендации по водно-химическому режиму.
Во-первых, необходимо своевременно ликвидировать прососы ХОВ в бойлерах и оптимизировать работу отсосов неконденсированных газов из парового объема подогревателя.
Также необходимо выполнить очистку трубного пучка бойлеров 2А, 2Б, 3А, 3Б, 3Г.
Во-вторых, необходимо установить бак рабочего раствора Na3PO4 емкостью 10 м3 с рециркуляцией раствора в процессе приготовления.
Кроме того, необходимо:
1) Для непрерывного дозирования фосфата установить на узле фосфатирования частотный регулирующий преобразователь ЧРП;
2) Оптимизировать работу отсосов неконденсированных газов из конденсатора, из бойлеров. Своевременно ликвидировать присосы в сальники перекачивающих насосов, неплотности в конденсаторе, бойлерах;
3) В случае неудовлетворительного шарошения процесс повторить;
4) Корректировать качество котловых вод фосфатно-щелочным раствором;
5) Привести величину непрерывной продувки в соответствие с нормами ПТЭ;
6) В процессе растопки котла обязательно контролировать удаление оксидов железа, взвешенных веществ;
7) Упразднить из объема химической очистки котлов операцию «щелочение»;
8) Перемешивание моющего раствора в котле вести подогретым до 50-60 оС воздухом. Перемешивание можно вести паром;
9) Рекомендуется поддерживать в котле режим пониженного фосфатирования. Избыток фосфатов в котловой воде чистого отсека - 1,0-3,0 мг/дм3;
10) Непрерывную продувку котлов среднего давления следует отдавать в теплосеть.
3.2 Расчет экономической эффективности предлагаемых мероприятий
Рассчитаем экономический эффект от мероприятий по улучшению шламового режима осветителей.
За счет уменьшения остаточной концентрации алюминия и железа в коагулированной воде приблизительно на 25% увеличится фильтроцикл осветительных фильтров, следовательно, на25% уменьшится количество операций взрыхления механических фильтров, а, следовательно, и расход воды.
Для расчета используем данные режимной карты и инструкции по эксплуатации.
Исходя из водопотребления за 2010 год, принимаем, что общее количество взрыхлящих промывок достигает 600 в год. Расход воды на одну промывку составляет 100 м3. При средней стоимости осветленной воды приблизительно 20 руб. за м3 экономический эффект составит:
тыс. руб. в год
Для реализации данного мероприятия требуется наладка автоматики дозирования реагентов, капитальных вложений не требуется.
Рассчитаем экономический эффект от мероприятий по повышению уровня эксплуатации осветительных фильтров.
От внедрения мероприятий достигается улучшение качества осветленной воды и, соответственно, экономия за счет снижения заноса ионообменных фильтров установки химического обессоливания и установки умягчения соединениями алюминия и железа. Обменная емкость стабилизируется и вырастает в среднем на 10%. На 10% снизится расход воды на собственные нужды.
Исходя из расходов воды на собственные нужды за 2010 год - 476 тыс. м3, из которых 42% на обессоливание и 12% на умягчение. При средней себестоимости обессоленной воды 94,9 руб./м3 принимаем усредненную себестоимость воды на собственные нужды обессоливания 1/3 от обессоленной и равной 30 руб./м3. Средняя себестоимость Na-катионированной воды 49,7 руб./м3, усредненную себестоимость осветленной воды принимаем равной 20 руб./м3.
Экономический эффект составит:
руб. в год
руб. в год
Рассчитаем эффект от возврата воды в осветители:
При внедрении схемы возврата промывных вод механических фильтров в осветитель экономический эффект от снижения расходов на собственные нужды можно рассчитать исходя из общего количества взрыхляющих промывок механических фильтров - 600 в год, расхода воды на одну промывку - 100 м3. При средней стоимости ИК воды приблизительно 20 руб./м3 экономический эффект составит:
тыс. руб. в год
Рассчитаем эффект от мероприятий по повышению уровня эксплуатации умягчительной установки:
Расход поваренной соли на регенерацию Na-катионитовых фильтров за 2010 год составил 420 т/год по цене 890 руб./т. Расходы на поваренную соль составили 373800 руб./год.
Экономический эффект от наладки работы Na-катионитовых фильтров - снижение расхода соли до нормативного, то есть в 2,5 раза, составит:
руб. в год
Данное мероприятие является режимным и не требует капитальных затрат.
Рассчитаем эффект от мероприятий по повышению уровня эксплуатации обессоливания ВПУ.
Наладка технологии предвключенных Н-катионитных фильтров, а также рекомендуемый комплекс мероприятий позволит снизить удельные расходы кислоты минимум на 15%.
Годовой экономический эффект составит:
руб. в год
Данное мероприятие в основном режимное, практически без затратное, для ежегодной нормативной досыпки необходимо приобрести карбоксильный катионит.
Наладка режима взрыхления анионитных фильтров, а также рекомендуемый комплекс мероприятий позволит снизить удельные расходы щелочи минимум на 10%:
руб. в год
Далее, рассчитаем эффект от мероприятий по совершенствованию водно-химического режима.
В котлах рекомендуется поддерживать режим пониженного фосфатирования - снизить в чистом отсеке содержание фосфатов до 1,5 мг/дм3.
Годовой расход питательной воды (данные 2010 года) составляет 4287604 м3, доза фосфата - 3,1 мг/дм3, или 3,1 г/т.
Стоимость тринатрийфосфата 34648 руб./т.
Стоимость годового запаса Na3PO4 при существующей дозе фосфата:
руб.
Стоимость годового запаса фосфата при пониженном фосфатировании:
Подобные документы
Понятие себестоимости и затрат, их классификация и методика расчета. Структура и динамика затрат на производство и реализацию продукции в ООО "Альянс". Резервы снижения затрат на производство и себестоимости продукции. Эффективность основных мероприятий.
курсовая работа [95,8 K], добавлен 25.04.2012Аспекты формирования себестоимости продукции промышленного предприятия. Влияние себестоимости продукции на финансовый результат деятельности предприятия и пути ее оптимизации. Анализ затрат на один рубль товарной продукции. Суммы начисленной амортизации.
курсовая работа [2,6 M], добавлен 16.12.2010Анализ финансово-хозяйственной деятельности и организационная структура предприятия. Оценка уровня и динамики показателей прибыли, затрат на реализацию продукции и ее себестоимости, рентабельности производства. Оценка эффективности работы организации.
курсовая работа [55,0 K], добавлен 25.12.2013Понятие финансовой отчётности, методика её составления и заполнения. Анализ динамики показателей себестоимости продукции, материальных затрат и рентабельности. Основные направления повышения эффективности финансово-хозяйственной деятельности предприятия.
дипломная работа [120,8 K], добавлен 14.10.2012Понятие и задачи, основные методы анализа затрат и себестоимости продукции, оценка резервов оптимизации производства. Анализ деятельности и производства предприятия ООО "Стройкровля". Оценка затрат на 1 руб. выпущенной продукции, ее себестоимость.
курсовая работа [151,0 K], добавлен 29.10.2012Составление сметы затрат на производство продукции предприятия: материалы, оплата труда, амортизация. Расчет себестоимости продукции и построение ее графика. Определение точки безубыточности и построение графика рентабельности проектируемого предприятия.
контрольная работа [69,5 K], добавлен 08.06.2009Теоретические основы затрат на производство продукции. Понятие издержек производства. Классификация затрат на производство продукции. Технико-экономическая характеристика ОАО "ТКФ "Ясная Поляна". Система управления издержками производства на предприятии.
курсовая работа [68,6 K], добавлен 24.05.2013Технико-экономические факторы и резервы снижения себестоимости продукции. Резервы снижения комплексных расходов. Пути снижения себестоимости продукции. Классификация затрат по экономическим элементам и калькуляционным статьям.
реферат [23,9 K], добавлен 11.03.2003Формирование капитала компании "Омега". Анализ затрат и себестоимости продукции, эффективности использования трудовых ресурсов, расчетных и кредитных операций, инвестиционной деятельности. Финансовые отношения и принципы их организации на предприятии.
отчет по практике [646,1 K], добавлен 29.11.2012Экономическая сущность лизинга, его основные виды. Анализ хозяйственной деятельности и финансового состояния предприятия. Состав затрат и себестоимость продукции. Планирование и сущность лизинговой операции на предприятии, анализ ее эффективности.
курсовая работа [76,8 K], добавлен 16.05.2016