АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция

Выбор схемы электроснабжения

Читайте также:
  1. A) Выборочной совокупностью
  2. II Выбор схемы станции
  3. III. Из-за чего шла борьба на выборах?
  4. А) Первичный выбор жизненного пути.
  5. Алгоритм работы электрической схемы МБВ
  6. Анализ схемы усилителя с ОЭ
  7. Анализ схемы ЭП
  8. Аналитическая работа при выборе и обосновании стратегии развития предприятии
  9. Аналитические схемы
  10. Аудиторская выборка
  11. Аэродинамические схемы.
  12. Балансовые схемы водообеспечения

Выбор схемы сети будем производить на основе рассмотрения и сравнения двух вариантов: основного 1 (№вар = 3) и дополнительного (№вар+1 = 4).

В соответствии с методикой проведения технико-экономических расчетов в энергетике, сравниваемые варианты должны быть равноценны по условиям экономической и энергетической их сопоставимости (качеству электроэнергии, баланса активной и реактивной мощностей, требуемой надежности электроснабжения и т. д.) и отвечать техническим условиям, выданным энергосберегающей организацией.

При осуществлении единовременных капитальных вложений в течение года и неизменности издержек производства, критерием оптимальности выбора экономически целесообразного варианта является условие минимума приведенных затрат:

З = ЕН· К + И,

где ЕН – нормативный коэффициент сравнительной экономической

эффективности, принимаемый равным 0,12 (1/год);

К – единовременные капиталовложения в течении года, тыс.руб:

К = ККЛ + КТ;

И – издержки производства, руб/год. Ежегодные издержки состоят из издержек на амортизацию (Иам), эксплуатацию (Иэкс) и на потери электроэнергии (Ипот):

И = Иам + Иэкс + Ипот .

Издержки на амортизацию равны:

Издержки на эксплуатацию равны:

Нормы отчислений определяем из [2, стр. 548-550, табл. 10.2]:

– для кабельных ЛЭП αам = 4,0%, αэкс = 2,0%;

– для силового оборудования и распределительных устройств αам = 3,5%, αэкс = 3,0%.

Определим капитальные вложения в КЛ и в трансформаторы для сравниваемых вариантов, а результаты сведем в таблицы 2.1 и 2.2. При этом укрупненные показатели стоимости КЛ берем из [2, стр. 554-556, табл. 10.5], а трансформаторов из [2, стр. 124-127, табл. 3.4].

По удельным стоимостям определяем капитальные затраты для КЛ и трансформаторов:

ККЛ =L∙Kуд∙n,

где L – длина соединения, км;

n – количество линий;

Куд – удельные капиталовложения, млн.руб./км.

КТ =L∙kТ∙n,

где n – количество трансформаторов данного типа;

kт — капиталовложения в один трансформатор данного типа.

 

Таблица 2.1 Капитальные вложения в КЛ

Соединение Марка и сечение кабеля Куд, млн. руб./км 1 вариант 2 вариант
n, шт L, км ККЛ, млн. руб. n, шт L, км ККЛ, млн. руб.
ГПП-ЦРП ААБлУ-3х185 54,230 3,00 325,38 2,80 303,69
ЦРП-ТП-1 ААБлУ-3х70 36,890 2,50 184,45 2,10 154,94
ЦРП-ТП-5 ААБлУ-3х70 36,890 4,30 317,25 4,20 309,88
ЦРП-ТП-6 ААБлУ-3х120 44,200 5,10 450,84 5,20 459,68
ЦРП-ТП-8 ААБлУ-3х70 36,890 6,50 239,79 6,10 225,03
ЦРП-ТП-9 ААБлУ-3х70 36,890 3,90 143,87 3,80 140,18
ТП-1-ТП-2 ААБлУ-3х50 33,320 0,80 53,31 0,70 46,65
ТП-3-ТП-5 ААБлУ-3х35 30,643 1,40 42,90 1,80 55,16
ТП-4-ТП-5 ААБлУ-3х50 33,320 - - - 3,60 119,95
ТП-6-ТП-7 ААБлУ-3х95 40,630 2,05 166,58 - - -
Итого: 29,55 1924,37 30,30 1815,15

 



Таблица 2.2 Капитальные вложения в трансформаторы

Марка трансформатора КТ, млн.руб. 1 вариант 2 вариант
n, шт КТ, млн.руб. n, шт Кт, млн.руб.
ТМЗ-630/10 17,418 17,42 17,42
ТМЗ-1000/10 25,131 251,31 276,44
ТМЗ-1600/10 35,175 140,70 70,35
Итого:   409,43 364,21

 

‡агрузка...

Определяем издержки на эксплуатацию и амортизации:

Для варианта №1`

млн. руб.

 

Для варианта №2

млн. руб.

Для определения стоимости потерь электроэнергии найдем потери мощности в трансформаторах и КЛ. Коэффициент загрузки трансформатора равен:

,

где Sном – номинальная мощность трансформатора;

n – число трансформаторов на подстанции;

Sц – мощность цеха.

Активные потери в трансформаторе равны:

;

реактивные потери в трансформаторе равны:

,

где ∆РХХ, ∆РКЗ, IХХ, UКЗ – паспортные данные трансформаторов, которые приведены в таблице 2.3. [3, стр. 91, табл. П1.5].

 

Таблица 2.3 Паспортные данные трансформаторов

№ подстанции Номинальная мощность трансформатора ТМЗ, кВА Количество трансформаторов на подстанции Потери, кВт UКЗ, % IХХ, %
∆РКЗ ∆РХХ
ТП-1 10,80 1,90 5,50 1,20
ТП-2 10,80 1,90 5,50 1,20
ТП-3 7,60 1,31 5,50 1,80
ТП-4 10,80 1,90 5,50 1,20
ТП-5 10,80 1,90 5,50 1,20
ТП-6 16,50 2,65 6,00 1,00
ТП-7 16,50 2,65 6,00 1,00
ТП-8 10,80 1,90 5,50 1,20
ТП-9 10,80 1,90 5,50 1,20
ТП-10 10,80 1,90 5,50 1,20

 

Приведем пример расчета потерь мощности в трансформаторе для первого варианта цеха №1 (ТП-1) в первую смену нагрузка равна S1 = 1358 кВ·А, тогда:

,

, кВт;

, квар.

Аналогично производим расчет для остальных ТП. Результаты расчета для варианта №1 сводим в таблицу 2.4, а для варианта №2 – в таблицу 2.5.

Для нахождения потерь мощности в КЛ предварительно определим их активные и реактивные сопротивления линий:

,

,

где n – число параллельных кабелей в данном соединении, шт;

R0, Х0 – удельное сопротивление кабелей, Ом/км [2, стр. 421, табл. 7.28].

Таблица 2.4 Потери мощности в трансформаторах (вариант 1)

Цех 1 смена 2 смена 3 смена
β ∆Рт, кВт ∆Qт, квар β ∆Рт, кВт ∆Qт, квар β ∆Рт, кВт ∆Qт, квар
0,68 13,76 74,74 0,68 13,76 74,74 0,68 13,76 74,74
0,00 0,00 0,00 0,73 15,31 82,60 0,81 18,01 96,34
0,00 0,00 0,00 0,90 7,45 39,33 0,00 0,00 0,00
0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
0,00 0,00 0,00 0,92 22,19 117,63 0,69 14,14 76,67
0,80 26,18 153,49 0,99 37,93 221,82 0,99 37,93 221,82
0,78 25,26 148,15 0,97 36,49 213,48 0,88 30,57 179,00
0,00 0,00 0,00 0,89 10,40 55,28 1,36 22,01 114,43
0,00 0,00 0,00 0,86 9,97 53,08 0,00 0,00 0,00
0,00 0,00 0,00 0,81 9,06 48,44 0,65 6,48 35,32
0,00 0,00 0,00 1,35 21,55 112,06 1,21 17,82 93,05
Сумма   65,21 376,38   184,09 1018,47   160,71 891,38

 

Таблица 2.5 Потери мощности в трансформаторах (вариант 2)

Цех 1 смена 2 смена 3 смена
β ∆Рт, кВт ∆Qт, квар β ∆Рт, кВт ∆Qт, квар β ∆Рт, кВт ∆Qт, квар
0,68 13,89 75,36 0,68 13,89 75,36 0,68 13,89 75,36
0,00 0,00 0,00 0,74 15,48 83,48 0,82 18,22 97,44
0,00 0,00 0,00 0,90 7,48 39,46 0,00 0,00 0,00
0,00 0,00 0,00 0,43 3,93 22,35 0,72 7,54 40,74
0,00 0,00 0,00 0,68 13,92 75,54 0,51 9,49 52,99
0,82 27,70 162,32 1,03 40,30 235,63 1,03 40,30 235,63
0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
0,00 0,00 0,00 0,90 10,69 56,78 1,39 22,71 118,00
0,00 0,00 0,00 0,79 8,64 46,34 0,00 0,00 0,00
0,00 0,00 0,00 0,74 7,88 42,46 0,60 5,73 31,49
0,00 0,00 0,00 1,37 22,23 115,55 1,23 18,37 95,87
Сумма   41,58 237,68   144,44 792,94   136,25 747,52

 

Таблица 2.6 Удельные сопротивления кабелей

Сечение кабеля 3х35 3х50 3х70 3х95 3х120 3х185
R0 , Ом/км 0,890 0,620 0,443 0,326 0,258 0,167
X0 , Ом/км 0,095 0,090 0,086 0,083 0,081 0,077

 

Для двух кабелей ГПП – ЦРП длиной 3 км и сечением 3х185 сопротивления будут равны

, Ом;

, Ом.

Аналогично определим сопротивления остальных линий, результаты расчета сводим в таблицу 2.7.

 

 

Таблица 2.7 Сопротивления кабелей

Соединения 1 вариант 2 вариант
R, Ом/км Х, Ом/км R, Ом/км Х, Ом/км
ГПП-ЦРП 0,251 0,116 0,234 0,108
ЦРП-ТП-1 0,554 0,108 0,465 0,090
ЦРП-ТП-5 0,952 0,185 0,930 0,181
ЦРП-ТП-6 0,658 0,207 0,671 0,211
ЦРП-ТП-8 2,880 0,559 2,702 0,525
ЦРП-ТП-9 1,728 0,335 1,683 0,327
ТП-1-ТП-2 0,248 0,036 0,217 0,032
ТП-3-ТП-5 1,246 0,133 1,602 0,171
ТП-4-ТП-5 - - 2,232 0,324
ТП-6-ТП-7 0,334 0,085 - -

 

Потери активной мощности будут равны:

, кВт.

Потери реактивной мощности будут равны:

, квар;

где U – напряжение сети, равное 10кВ.

Потери мощности для соединения ЦРП – ТП-1 первого варианта 1-ой смены будут составлять:

, кВт;

квар.

Аналогично определим потери в остальных линиях, результаты расчета для варианта №1 сводим в таблицу 2.8, для варианта №2 – в таблицу 2.9.

 

Таблица 2.8 Потери мощности в КЛ (вариант 1)

Цех 1 смена 2 смена 3 смена
∆Рл, кВт ∆Qл, квар ∆Рл, кВт ∆Qл, квар ∆Рл, кВт ∆Qл, квар
ГПП-ЦРП 102,37 47,20 596,91 275,22 461,68 212,87
ЦРП-ТП-1 10,22 1,98 10,22 1,98 10,22 1,98
ЦРП-ТП-5 - - 55,39 10,75 18,24 3,54
ЦРП-ТП-6 166,74 52,35 260,53 81,80 235,41 73,91
ЦРП-ТП-8 - - 143,95 27,95 191,47 37,17
ЦРП-ТП-9 - - 48,66 9,45 7,33 1,42
ТП-1-ТП-2 - - 5,28 0,77 6,52 0,95
ТП-3-ТП-5 - - 4,00 0,43 - -
ТП-4-ТП-5 - - - - - -
ТП-6-ТП-7 20,70 5,27 32,34 8,23 26,20 6,67
Сумма 300,03 106,80 1157,28 416,57 957,07 338,51

 

Таблица 2.9 Потери мощности в КЛ (вариант 2)

Цех 1 смена 2 смена 3 смена
∆Рл, кВт ∆Qл, квар ∆Рл, кВт ∆Qл, квар ∆Рл, кВт ∆Qл, квар
ГПП-ЦРП 37,46 17,27 354,40 163,41 296,66 136,78
ЦРП-ТП-1 8,69 1,69 8,69 1,69 8,69 1,69
ЦРП-ТП-5 - - 52,27 10,15 9,81 1,90
ЦРП-ТП-6 46,62 14,64 72,85 22,87 72,85 22,87
ЦРП-ТП-8 - - 139,79 27,14 185,94 36,10
ЦРП-ТП-9 - - 39,63 7,69 5,97 1,16
ТП-1-ТП-2 - - 4,69 0,68 5,79 0,84
ТП-3-ТП-5 - - 5,16 0,55 - -
ТП-4-ТП-5 - - 4,20 0,61 11,66 1,69
ТП-6-ТП-7 - - - - - -
Сумма 92,78 33,60 681,68 234,78 597,37 203,04

 

Используя полученные данные, определим годовые потери электроэнергии по предприятию в целом, исходя из 8-часовой смены и 267 рабочих дней в году:

;

где – суммарные потери активной мощности по всем трансформаторным подстанциям предприятия в i-ую смену;

– суммарные потери активной мощности в кабельных линиях по всему предприятию для i-ой смены.

Для варианта №1:

ΔЭ1=(65,21+181,09+160,71+300,03+1157,28+957,07)∙8∙267=6,03∙106, кВт.

Для варианта №2:

ΔЭ2=(41,58+144,44+136,25+92,78+681,68+597,37)∙8∙267=3,62∙106, кВт.

Средний тариф за электроэнергию:

,

где а – стоимость 1кВт заявленной мощности (а = 11974637,32 руб/кВт );

b – стоимость 1 кВт·ч используемой электроэнергии (b = 909,57 руб/кВт·ч);

Тmax – годовое число часов использования максимума нагрузки, для 3х-сменной работы предприятия Тmax = 4500 – 6000ч., принимаем Тmax = 5000ч.

, руб/кВт∙ч

Стоимость годовых потерь энергии:

Ипот = βср∙ΔЭ.

Для варианта №1:

Ипот 1 = 3304,5∙6,03∙106 = 19935,69, млн. руб.

Для варианта №2:

Ипот 2 = 3304,5∙3,62∙106 = 11957,69, млн. руб.

Определяем приведенные затраты по вариантам:

З=Ен∙(ККЛТ)+Иамэкспот

Для варианта №1:

З1=0,12∙(1924,37+409,43)+142,08+19935,69=20357,83, млн. руб.

Для варианта №2:

З2=0,12∙(1815,15+364,21)+132,58+11957,69=12351,79, млн. руб.

Т.к. приведенные затраты по второму варианту схемы меньше принимаем для дальнейшего расчета вариант схемы №2.

 

Планирование режима работы сети

По данным таблиц 1.3, 2.4 и 2.8 для выбранного варианта схемы определяем общие среднегодовые суточные значения активной и реактивном мощностей по предприятию с учетом потерь:

;

,

где i – номер смены.

Среднегодовые суточные значения активной мощности:

P1=3495+41,58+92,78=3629,69, кВт;

P2=10472+144,44+681,68=11298,46, кВт;

P3=9632+136,25+597,37=10365,46, кВт;

Среднегодовые суточные значения реактивной мощности:

Q1=1950+237,68+33,60=2220,89, квар;

Q2=6448+792,94+234,78=7476,04, квар;

Q3=5824+747,52+203,04=6774,12, квар;

По полученным данным строим суточный график нагрузок предприятия с учетом потерь в сети:

 

 

Определим годовое полезное потребление электроэнергии:

,

Эпол=(3495+10472+9632)∙8∙267=50,41∙106, кВт.

Определим общее потребление электроэнергии предприятием:

Эгодпол+ΔЭ,

Эгод=50,41∙106+3,62∙106=54,02∙106, кВт.

Годовая плата за потребленную электроэнергию:

Пэл=а∙Рзаявл+b∙Эгод, ,

где Рзаявл – заявленная активная мощность, потребляемая в часы максимума энергосистемы (Рзаявл = 10500 кВт).

Пэл=11974637,32∙10500+909,57∙54,02∙106=174868,66, млн. руб.

Средний тариф за 1кВт·ч электроэнергии:

, руб/кВт∙ч.

Стоимость годовых потерь электроэнергии:

Ипот = 3236,68∙3,62∙106 = 11712,29, млн. руб.

Определим стоимость полезного кВт·ч электроэнергии на предприятии:

, руб/кВт∙ч

Годовой экономический эффект от организационно-технических мероприятий для цеха №1:

ΔЗ = βср ∙ΔЭуд ∙Пгод – Ен ∙ ΔК ∙ Кинф,

где ΔЭуд – величина снижения удельного электропотребления на 1 шт. продукции в цехе №1 (ΔЭуд = 5 кВт·ч);

Пгод – производство продукции цехом №1 за год:

Пгод = Псут ∙ 267

Пгод = 86 ∙ 267 = 22962 шт.

При этом учитываем, что в результате внедрения организационно-технических мероприятий в цехе №1 запланировано снизить удельное потребление электроэнергии на 5 кВт·ч, для чего потребовались дополнительные капитальные вложения в размере:

∆К = 500 + 2·№ вар.=500 + 2·4 = 508, руб.

Тогда искомый эффект равен:

ΔЗ = 3236,68∙5∙22962–0,12∙508∙8500 = 371,09, млн. руб.

Срок окупаемости организационно-технических мероприятий равен:

, года

Суммарная установленная мощность цеховых трансформаторов равна:

Sуст = 630 + 11·1000 + 2∙1600 = 14830, кВ·А.

 

Общая протяженность КЛ-10кВ равна: Lкл = 45,3 км.

Тогда удельные капитальные вложения в 1 кВ·А трансформаторной мощности будут равны:

,

, тыс. руб/кВ∙А.

Удельные капитальные вложения в 1 км КЛ равны:

,

, млн. руб/км

Планирование ремонтно-эксплуатационного обслуживания системы электроснабжения

Определяем годовую трудоемкость капитальных ремонтов электрооборудования производственных цехов:

,

где – трудоемкость капитального ремонта (годовая величина) оборудования сетей по схеме электроснабжения предприятия.

.

Плановая трудоемкость капитального ремонта за календарное время продолжительности ремонтного цикла:

,

где k – общий коэффициент, учитывающий поправки на условия работы оборудования (k = 1).

Годовая доля трудоемкости капитального ремонта единицы оборудования:

,

где Tпл – плановая продолжительность ремонтного цикла, год.

C учетом всего вышесказанного:

,

где n – количество единиц данного типа оборудования по схеме.

Плановая продолжительность ремонтного цикла:

.

Плановая продолжительность межремонтного цикла:

,

где β1 = 1 – коэффициент, учитывающий коллекторность машин;

β0 = 1 – коэффициент, учитывающий отнесения оборудования к основному;

βс = 1 – коэффициент, учитывающий стационарность установки;

βи = 1 – коэффициент, учитывающий сменность работ оборудования.

Годовая трудоемкость капитального ремонта оборудования (сетей) по схеме электроснабжения предприятия равна:

.

Необходимые для расчета нормативные данные представлены в таблице 3.1 [4, табл. 5.2, 5.3, 6.2].

Таблица 3.1 Нормативные трудоемкости текущего и капитального ремонтов

Наименование , чел·ч , чел·ч , лет , мес
ТМЗ-630/10
ТМЗ-1000/10
ТМЗ-1600/10
ВМГ-10
АЕ-20
РВ-10
1 км кабеля: 3х35
3х50
3х70
3х120
3х185

 

Так, например, для трансформатора ТМЗ-630/10 получим:

, чел∙ч,

т.к. трансформатор данного типа на предприятии один (n = 1шт), то

, чел∙ч.

Для КЛ ГПП – ЦРП (L = 2,8 км; n = 2 шт):

, чел∙ч.

Результаты расчета по всем элементам схемы приведены в таблице 3.2.

Аналогичный расчет производим для текущих ремонтов. Количество текущих ремонтов для любого вида оборудования определяется как:

.

Годовая доля трудоемкости текущего ремонта единицы оборудования:

.

Для всего оборудования данного типа:

,

где n – количество единиц оборудования данного типа.

Так, например, для трансформатора ТМЗ-630/10 (n = 1шт) получим:

.

.

..

Результаты расчета по всем элементам схемы приведены в таблице 3.2.

 

Таблица 3.2 Результаты расчета по проведению капитальных и текущих ремонтов

Наименование , чел·ч , чел·ч
ТМЗ-630/10 20,83 12,50
ТМЗ-1000/10 275,00 165,00
ТМЗ-1600/10 63,33 40,00
ВМГ-10 88,00 58,67
АЕ-20 168,00 96,00
РВ-10 82,50 22,00
1 км кабеля: ГПП-ЦРП 33,60 191,52
ЦРП-ТП-1 15,75 91,77
ЦРП-ТП-5 31,50 183,54
ЦРП-ТП-6 46,80 266,76
ЦРП-ТП-8 22,88 133,29
ЦРП-ТП-9 14,25 83,03
ТП-1-ТП-2 4,20 23,94
ТП-3-ТП-5 4,50 25,65
ТП-4-ТП-5 16,20 61,56
Итого: 887,34 1455,22

 

По результатам расчетов, приведенных в таблице 3.2, имеем:

= 887,34 чел∙ч, = 1455,22 чел∙ч.

Годовая трудоемкость технического обслуживания по всему предприятию:

,

где kсм – коэффициент сменности, равный kсм = 1;

, чел∙ч.

Общая величина трудоемкости ремонта технического обслуживания равна:

,

, чел∙ч.

Пользуясь нормативными данными, составим годовой график ППР помесячного проведения текущих и капитальных ремонтов общезаводской части электрохозяйства (приложение 1).

Планирование численности персонала и фонда заработной платы (ФЗП)

Для определения общей плановой численности рабочих воспользуемся общей формулой:

,

где – общая годовая величина трудоемкости ремонта технического

обслуживания;

FПП – полезный плановый фонд времени одного рабочего в год (FПП = 1750 ч);

kВН – коэффициент выполнения норм (kВН = 1,05)

, чел.

Общую численность рабочих распределяем по видам ремонтов и технического обслуживания пропорционально их трудоемкости:

, чел;

, чел;

, чел.

Таким образом, принимаем: ЧКР = 140 чел; ЧТР + Что = 1 + 1 = 2 чел.

На рассматриваемом предприятии сложилась децентрализованная форма ремонтно-эксплуатационного обслуживания, при которой на электроцех возлагается обслуживание общезаводского электрохозяйства, а также выполнения капитальных ремонтов оборудования производственных цехов.

Примерная структура квалификационных разрядов рабочих приведена в таблице 4.1.

Численность дежурного (оперативного) персонала принимаем: Чдеж – два человека в смену (начальник смены электроцеха и электромонтер с 5-й группой квалификации) и два для подмены на период отпусков и т.п. – всего 8 человек.

 

Таблица 4.1 Примерная структура квалификационных разрядов рабочих

Разряд
В % к общему количеству
Численность

Считаем, что эксплуатационно-ремонтный персонал работает в дневную смену, а дежурный – в соответствии с графиком работы цехов.

Штатное расписание, примерные должностные месячные оклады ИТР, служащих и МОП электроцеха приведено в приложении 2.

На рассматриваемом предприятии премия составляет 30%, начисления социального страхования – 35%.

В зависимости от разряда рассчитываем должностные оклады ИТР, служащих и МОП, также рассчитываем премии и отчисления на социальное страхование. По полученным данным определяем заработную плату в месяц, заработную плату за год. На основе полученных данных определяем фонд заработной платы ИТР, служащих и МОП (Фшт) и фонд заработной платы дежурного персонала (Фдеж). Так как заработная плата начальников смен электроцеха входит в Фшт, а заработная плата электромонтеров из числа дежурного персонала включена в фонд заработной платы рабочих (Фраб), то отдельно Фдеж рассчитывать не будем.

Годовой фонд ЗП рабочих:

,

где – месячная тарифная ставка 5-го разряда.

, млн. руб.

Основной годовой фонд заработной платы ИТР, служащих, МОП и рабочих:

,

.

Дополнительный годовой фонд заработной платы ИТР, служащих, МОП и рабочих:

, млн. руб.

Годовой фонд заработной платы ИТР, служащих, МОП и рабочих:

,

, млн. руб.

Схема производственно-технического подчинения входящих подразделений приведена в приложении 3.

В электроцехе созданы ремонтные и эксплуатационные участки (бригады) для обслуживания общезаводского оборудования и сетей: подстанций, КЛ, коммутационной аппаратуры и др., а также ремонтные участки (бригады) для проведения капитальных ремонтов в производственных цехах.

Принято, что бригада может состоять из 10-15 человек. В подчинении каждого мастера находится 2 бригады. На каждом участке электроцеха работает по 3 мастера, подчиняющихся старшему мастеру. Руководителем каждого участка является начальник участка. Электроцех предприятия включает в себя 2 участка. Электроцех имеет собственный склад оборудования и материалов.

Кроме этого, в штате работников электроцеха имеются: заместитель начальника цеха, начальники смен, инженера 1 и 2 категорий, техники 1 и 2 категорий, секретарь-машинист, нормировщик, бухгалтер, кассир, чертежник, экономист.

Таблица технико-экономических показателей

№ п/п Наименование Обозначение Величина Размерность
Общие капитальные затраты К 2179,36 млн. руб.
Издержки амортизации Иам 85,35 млн. руб.
Издержки эксплуатации Иэкс 47,23 млн. руб.
Стоимость потерь электроэнергии Ипот 11957,69 млн. руб.
Приведенные затраты З 12351,79 тыс.руб.
Средний тариф bср 3304,50 руб/кВт×ч
Плата за электроэнергию nэ 174868,66 млн. руб.
Годовое полезное потребление электроэнергии Эпол 50,41∙106 кВт×ч
Годовое потребление электроэнергии Эгод 54,02∙106 кВт×ч
Потери электроэнергии за год год 11712,29 кВт×ч
Капитальные дополнительные вложения 508,00 руб.
Стоимость полезного кВт×ч С 3469,03 руб/кВт×ч
Экономический эффект 371,09 млн. руб.
Срок окупаемости Токуп 0,38 мес.
Годовая трудоёмкость к.р. производственных цехов 887,34 чел×ч
Годовая трудоёмкость т.р. производственных цехов 1455,22 чел×ч
Годовая трудоёмкость т.о. производственных цехов 1746,27 чел×ч
Численность ремонтного персонала Чраб 142,00 чел
Годовой фонд заработной платы Фгод 3982,66 млн. руб.

Список литературы

1. Керного В.П., Сильченко Ю.И., Ганжин А.А. Методическое пособие к курсовой работе по курсу «Организация и планирование энергетического производства» для студентов энергетических специальностей, Мн., 1988 г.

2. Крючков И.П., Кувшинский И.Н., Неклепаев Б.И. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования, 4 изд. - М.: Энергия 1989 г.

3. Королев О.П., Радкевич В.Н., Сацукевич В.Н. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебно-методическое пособие по курсовому и дипломному проектированию. Мн., 1998 г.

4. Синягин Н.Н., Афанасьев Н.А., Новиков С А. Система планово-предупредительного ремонта оборудования и сетей промышленной энергетики. - М.: Энергоатомиздат, 1984 г.

 


Приложение 1


1 | 2 |


Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Студалл.Орг (0.09 сек.)