Планирование эксплуатации энергохозяйства предприятия

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

Краткая характеристика энергохозяйства

Выбор схемы сети и режима работы предприятия

2.1 Выбор схемы электроснабжения

2.2 Планирование режима работы сети

Планирование ремонтно-эксплуатационного обслуживания системы электроснабжения

Планирование численности персонала и фонда заработной платы

Литература

Введение

Энергетическая служба предприятия призвана обеспечивать надежное и качественное снабжение предприятия энергией, а также осуществлять организационно-технические мероприятия по экономии энергоресурсов, способствовать внедрению достижений научно-технического прогресса в промышленной энергетике. Успешное решение этих задач осуществляется с помощью рациональной организации, планирования, эксплуатации энергохозяйства предприятия.

Основные вопросы организации и эксплуатации энергохозяйства промышленных предприятий являются: организация эксплуатационного обслуживания энергетического оборудования предприятия, организация планово-предупредительных ремонтов и обслуживания энергетического оборудования, организация труда и заработной платы персонала, организация энергетического учета всех видов потребления энергии.

Планирование эксплуатации промышленного предприятия включает следующие вопросы: разработку топливно-энергетического баланса и плана энергоснабжения предприятия, планирование капитальных и текущих ремонтов всего энергетического оборудования предприятия, планирование труда и заработной платы производственного персонала, планирование организационно-технических мероприятий по рационализации и реконструкции энергохозяйства предприятия, планирование себестоимости продукции и услуг энергетических цехов.

1. Краткая характеристика энергохозяйства

Энергетическое хозяйство предприятия включает в себя главную понизительную подстанцию (ГПП), центральный распределительный пункт (ЦРП), распределительную кабельную сеть 10 кВ и цеховые трансформаторные подстанции (ТП). ГПП получает питание от энергосистемы района, на территории которого размещено предприятие, и имеет две секции шин. От главной понизительной подстанции по двум кабельным линиям питается центральный распределительный пункт, имеющий две секции шин, которые могут соединяться при помощи секционного выключателя. Питание цеховых ТП осуществляется кабельными линиями 10 кВ от ЦРП через комплектные ячейки КРУ с выключателями и от соседних ТП. Применены кабели с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами сечением от 35 до 185 мм². ПТ выполнены как в однотрансформаторном , так и в двухтрансформаторном исполнении с масляными трансформаторами мощностью от 630 до 1600 кВА. На низшей стороне трансформаторов, а также в качестве секционных выключателей применяются автоматические выключатели АЕ-20.

Назначением энергохозяйства является качественное и надежное обеспечение электроэнергией всего электрооборудования и электроприемников предприятия для осуществления технологического процесса.

Для цеха №1, имеющего трехсменный режим работы, суточная производственная программа составляет П=86 единиц продукции. Цеховая норма удельного расхода электроэнергии на единицу продукции составляет:

для варианта схемы 15 (номер по журналу):

Э=320+2*№ варианта = 320+2•15=350 кВт•ч/шт.;

для варианта схемы 16 (номер по журналу+1):

Э=320+2*№ варианта = 320+2·16=352 кВт•ч/шт.

Исходные данные для рассматриваемых вариантов приведены в таблице 1.1. Продолжительность смены принимаем 8 часов, наиболее загруженная смена обозначена единицей.

Исходные данные

№ цеха	Сменность работы	Cosц	Соотношение мощностей	Соединение	Марка КЛ ААБлУ
1	3	0,86	1:1:1	ГПП-ЦРП	2(3х185)
2	2	0,82	0,9:1	ЦРП-ТП1	3х70
3	1	0,80	1	ЦРП-ТП5	3х70
4	2	0,83	0,6:1	ЦРП-ТП6	3х120
5	2	0,84	1:0,75	ЦРП-ТП8	3х70
6	3	0,88	0,8:1:1	ЦРП-ТП9	3х70
7	3	0,90	0,8:1:0,9	ТП1-2	3х50
8	2	0,85	0,65:1	ТПЗ-5	3х35
9	1	0,81	1	ТП4-5	3х50
10	2	0,86	1:0,8	ТП6-7	3х95
11	2	0,86	1:0,9	--	--

Среднегодовые нагрузки наиболее загруженной смены по цехам предприятия приведены в таблице 1.2.

Среднегодовые нагрузки наиболее загруженной смены

№ цеха	Среднегодовые нагрузки наиболее загруженной смены
	№ варианта (первая буква фамилии) П	№ варианта (первая буква фамилии +1) Р
2	1425	1415
3	458	460
4	810	820
5	1100	1260
6,7	3040	2910
8, 11	1170	1270
9,10	550	560

Для варианта №15 в схеме отсутствуют ТП-2,11; а для варианта №16 в схеме электроснабжения отсутствуют ТП-3,4. Схема электроснабжения предприятия для варианта №15 изображена на рисунке 1.1, для варианта № 16 - на рисунке 1.2

энергохозяйство кабельный сеть трансформаторный



Удельные сопротивления трехжильных кабелей с поясной изоляцией напряжением 10 кВ принимаем соответственно из таблицы П6.2 [1]. Капитальные затраты на сооружение одного километра кабельной линии, в которые включается стоимость приобретения кабеля, установка кабельных металлоконструкций, прокладка кабелей по металлоконструкциям и в траншеях, заделка концов кабеля, монтаж муфт и самого кабеля принимаем из таблицы 10.5 [ 1].полученные данные сведены в таблицу 1.3.

Проектные данные кабельных линий

Соединение	Марка и сечение КЛ,мм2 ААБлУ	Rо, Ом/км	Хо, Ом/км	Куд кл, тыс.у.е./км	Длины КЛ по вариантам	Полная стоимость КЛ, тыс. у.е.
Вариант					15	16	15	16
ГПП-ЦРП	4(3х185)	0,169	0,077	6,38	4,1	4,2	104,632	107,184
ЦРП-ТП1	2(3х70)	0,447	0,086	4,34	2,12	2,7	18,402	23,436
ЦРП-ТП5	2(3х70)	0,447	0,086	4,34	4,4	4,6	38,192	39,928
ЦРП-ТП6	2(3х120)	0,261	0,081	5,2	5,1	5,2	53,04	54,08
ЦРП-ТП8	3х70	0,447	0,086	4,34	7,1	6,8	30,814	29,512
ЦРП-ТП9	3х70	0,447	0,086	4,34	3,7	3,6	16,058	15,624
ТП1-2	2(3х50)	0,625	0,09	3,92	0	0,3	0	2,352
ТП5-3	3х35	0,894	0,095	3,5	1,8	0	6,3	0
ТП5-4	3х50	0,625	0,09	3,92	3,3	0	12,936	0
ТП6-7	2(3х95)	0,329	0,083	4,78	2,2	2,9	21,032	27,724
Суммарные капитальные вложения на сооружение КЛ па проекту, тыс.у.е.	301,406	299,84

Технические характеристики трансформаторов (тип, их число на подстанции, параметры Р_хх, Р_кз, I_xx, U_K3) для комплектных трансформаторных подстанций из табл. П1.5 [1] сведены в таблицу 1.4.

Технические характеристики трансформаторов

№ подстанции	Тип трансформатора	Номинальная мощность, Sном, кВА	Кол-во трансформаторов на подстанции	Потери, кВт	Напряжение Uк, %	Ток Ixx, %
				Рхх	Ркз
ТП 1	ТМЗ-1000/10	1000	2	1,9	10,8	5,5	1,2
ТП 2	ТМЗ-1000/10	1000	2	1,9	10,8	5,5	1,2
ТП З	ТМЗ-630/10	630	1	1,31	7,6	5,5	1,8
ТП 4	ТМЗ-1000/10	1000	1	1,9	10,8	5,5	1,2
ТП 5	ТМЗ-1000/10	1000	2	1,9	10,8	5,5	1,2
ТП 6	ТМЗ-1600/10	1600	2	2,65	16,5	6,0	1,0
ТП 7	ТМЗ-1600/10	1600	2	2,65	16,5	6,0	1,0
ТП 8	ТМЗ-1000/10	1000	1	1,9	10,8	5,5	1,2
ТП 9	ТМЗ-1000/10	1000	1	1,9	10,8	5,5	1,2
ТП 10	ТМЗ-1000/10	1000	1	1,9	10,8	5,5	1,2
ТП 11	ТМЗ-1000/10	1000	1	1,9	10,8	5,5	1,2

Стоимость трансформаторов для КТП из таблицы Ш.5 [I] приведены в таблице 1.5.

Стоимость трансформаторов для КТП

Номер ТП	ТП1	ТП2	ТПЗ	ТП4	ТП5	ТП6	ТП7	ТП8	ТП9	ТП10	ТП11
15-ый вариант Ктпi, тыс. у.е.	7,72	--	2,04	3,86	7,72	10,24	10,24	3,86	3,86	3,86	--
16-ой вариант Ктпi, тыс. у.е.	7,72	7,72	--	--	7,72	10,24	10,24	3,86	3,86	3,86	3,86

Принимаем, что для трехсменных цехов: первая смена длится с 0 часов до 8 часов, вторая - с 8 до 16 часов, третья - с 16 до 24 часов. Для двухсменных цехов: первая смена - с 8 до 16 часов, вторая - с 16 до 24 часов. При односменной работе - с 8 до 16 часов. Нагрузки цехов в течение смены принимаем постоянными.

В дальнейших расчетах принимаем, что минимум нагрузки в энергосистеме наступает с 4 до 6 часов, а максимум - с 17 до 19 часов.

2. Выбор схемы и режима работы сети предприятия

2.1 Выбор схемы электроснабжения

Выбор схемы сети производим на основе рассмотрения и сравнения 2-х вариантов: основного 1 (№ варианта=15) и дополнительного 2 (№ варианта+1=16)

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

При отсутствии единовременных капиталовложений в течении года и неизменности издержек производства, критерием оптимальности выбора экономически целесообразного варианта является условие минимума приведенных затрат:

3 = Е_нК+И, (2.1)

где Е_н - нормативный коэффициент сравнительной экономической эффективности, принимаем Е_н=0,12 год^-1;

К - единовременные капиталовложения в течение года, тыс. у.е.;

И - издержки производства, тыс. у.е./год.

При проектировании промышленных электрических сетей ежегодные издержки производства, тыс. у.е./год:

И = И_ам+И_экс+И_пот, (2.2)

где И_ам - амортизационные отчисления, тыс.у.е.; И_экс - эксплуатационные расходы, тыс.у.е.; И_пот - стоимость потерь электроэнергии, тыс.у.е..

Амортизационные отчисления и эксплуатационные расходы определим как долю от капитальных затрат, тыс.у.е.:

И_ам = б_ам•К/100; (2.3)

И_экс = б_экс•К/100; (2.4)

где б_ам - процент отчислений на амортизацию, %; б_экс - процент отчислений от первоначальных капитальных затрат на обслуживание и ремонт оборудования, %.

Значения процентов отчислений на амортизацию и на обслуживание и ремонт для различных типов оборудования приведем в таблице 2.1

Значения показателей б

Наименование оборудования	бам	бэкс
Силовое оборудование и РУ	4,4	3,0
Кабельные ЛЭП до 10 кВ	4,0	2,0

Укрупненные показатели стоимости ячеек КРУ 10 кВ (общая стоимость КРУ с выключателем типа ВМГ-10): К_кру = 1,48 тыс. у.е. из таблицы 10.33 [2]; стоимость одного выключателя АЕ-20: К_ав = 0,122 тыс. у.е.

Общая стоимость электрооборудования, тыс. у.е.:

, (2.5)

где N_кру - количество ячеек комплектного распределительного устройства, по варианту; N_ав, - общее количество автоматических выключателей, по варианту.

Стоимости электрооборудования по вариантам:

К_об1 = 11•1,48+17•0,122=18,354 тыс. у.е.;

К_об2 = 11•1,48+19•0,122=18,598 тыс. у.е..

Суммарные капиталовложения в трансформаторы и капитальные вложения в кабельные лини:

; (2.6)

; (2.7)

Суммарные капиталовложения в трансформаторы (из таблицы 1.5):

- для первого варианта = 53,4 тыс. у.е.;

- для второго варианта = 59,08 тыс. у.е..

Суммарные капиталовложения в кабельные линии (из таблицы 1.3):

- для первого варианта = 301,406 тыс. у.е.;

- для второго варианта = 299,84 тыс. у.е..

Общая стоимость всего электрооборудования, тыс. у.е.:

(2.8)

Общие капитальные затраты на электрооборудование и КЛ, приведенные к современному уровню:

, (2.9)

где К_инф - коэффициент инфляции, который принимаем равным 2200.

Общая стоимость всего электрооборудования по вариантам:

К_общ._обор1 =18,354+53,4=71,754 тыс.у.е.;

К_{общ.обор2} =18,598+59,08=77,678 тыс.у.е..

Общие капитальные затраты на электрооборудование и КЛ по каждому из варианту:

К₁ =2200•(71,754+301,406)=820,952 тыс. у.е.;

К₂ =2200•(77,678+299,84)=830,54 тыс. у.е..

Определим отчисления для каждого варианта:

И₁ =((4,4+3)•71,754/100+(4+2)•301,406/100)•2200=51,467 млн. у.е.;

И₂ =((4,4+3)•77,678/100+(4+2)•299,84/100)•2200=52,225 млн. у.е..

Обозначим суточную производительность цеха через П, норму удельного расхода электроэнергии - Э, отработанное в сутках время - Т.

(2.10)

Реактивная мощность нагрузки:

Q_см= P_см•tg(arccosц) (2.11)

Для первого варианта:

Р_см1=86•(320+2•15)/24=1254,167 кВт

Q_см1= 1254,167•tg(arccos 0,86)=744,179 квар.

Для второго варианта:

Р_см2=86•(320+2•16)/24=1261,333 кВт

Q_cm2= 1261,333•tg(arccos 0,86)=748,431 квар.

Полная мощность нагрузки:

(2.12)

Для первого варианта: S_см1 =1458,33 кВА, для второго варианта: S_см2=1466,67 кВА.

Аналогично производим расчеты на ЭВМ в программе Excel для всех цехов, используя данные табл. 1.1, 1.2, результаты заносим в табл. 2.2, 2.3.

Мощности нагрузок по сменам для первого варианта

Цех	1 смена (0 - 8) часов	2 смена (8 - 16) часов	3 смена (16 - 24) часов
	Р, кВт	Q, квар	S, кВА	Р, кВт	Q, квар	S, кВА	Р, кВт	Q, квар	S, кВА
1	1254,17	744,18	1458,33	1254,17	744,18	1458,33	1254,17	744,18	1458,33
2	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
3	0,00	0,00	0,00	458,00	343,50	572,50	0,00	0,00	0,00
4	0,00	0,00	0,00	486,00	326,59	585,54	810,00	544,32	975,90
5	0,00	0,00	0,00	1100,00	710,53	1309,52	825,00	532,90	982,14
6	2432,00	1312,65	2763,64	3040,00	1640,82	3454,55	3040,00	1640,82	3454,55
7	2432,00	1177,87	2702,22	3040,00	1472,34	3377,78	2736,00	1325,11	3040,00
8	0,00	0,00	0,00	760,50	471,32	894,71	1170,00	725,10	1376,470
9	0,00	0,00	0,00	550,00	398,19	679,01	0,00	0,00	0,00
10	0,00	0,00	0,00	550,00	326,35	639,53	440,00	261,08	511,63
11	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
	6118,17	3234,70	6924,19	11238,67	6433,82	12971,48	10275,17	5773,50	11799,02

Мощности нагрузок по сменам для второго варианта

Цех	1 смена (0 - 8) часов	2 смена (8 - 16) часов	3 смена (16 - 24) часов
	Р, кВт	Q, квар	S, кВА	Р, кВт	Q, квар	S, кВА	Р, кВт	Q, квар	S, кВА
1	1261,33	748,43	1466,67	1261,33	748,43	1466,67	1261,33	748,43	1466,67
2	0,00	0,00	0,00	1273,50	888,91	1553,05	1415,00	987,68	1725,61
3	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
4	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
5	0,00	0,00	0,00	1260,00	813,88	1500,00	945,00	610,41	1125,00
6	2328,00	1256,52	2645,45	2910,00	1570,65	3306,82	2910,00	1570,65	3306,82
7	2328,00	1127,50	2586,67	2910,00	1409,38	3233,33	2619,00	1268,44	2910,00
8	0,00	0,00	0,00	825,50	511,60	971,18	1270,00	787,08	1494,12
9	0,00	0,00	0,00	560,00	405,43	691,36	0,00	0,00	0,00
10	0,00	0,00	0,00	560,00	332,28	651,16	448,00	265,83	520,93
11	0,00	0,00	0,00	1270,00	753,57	1476,74	1143,00	678,22	1329,07
	5917,33	3132,45	6698,79	12830,33	7434,14	14850,31	12011,33	6916,73	13878,21

Для определения стоимости потерь энергии найдём потери мощности в трансформаторах и кабельных линиях.

Активные потери в трансформаторе:

, кВт (2.13)

Реактивные потери в трансформаторе:

, квар (2.14)

где Р_хх , Р_к , I_xx(%), U_к(%) - потери холостого хода, короткого замыкания , ток холостого хода и напряжение короткого замыкания соответственно. Для нахождения потерь мощности в кабельных линиях определим предварительно их активные и реактивные сопротивления

,Ом (2.15)

, Ом (2.16)

где m - число параллельных кабелей в данном соединении, шт;

r₀ , x₀ - удельные сопротивления кабелей, Ом/км, которые приведены в табл.2.3 в зависимости от сечения.

Потери мощности в кабелях:

- активные

, кВт (2.17)

- реактивные

, квар (2.18)

где S - протекающая по кабелю мощность, кВА;

U - напряжение сети, равное 10 кВ.

Пример расчета потерь мощности в трансформаторе для варианта №1 первой смены. Исходные данные берем из таблиц 1.4 и 2.2.

кВт,

квар.

Аналогично для 2-ой и 3-ей смены и остальных цехов произведем расчет на ЭВМ в программе Excel. Для каждого варианта суммируем потери в трансформаторах по цехам, результаты сводим в таблицу 2.4., 2.5.

Пример расчета потерь в кабельной линии ЦРП - ТП1 для 1-го варианта. Исходные данные берем из таблиц 1.3 и 2.2.

 кВт,

квар.

Потери мощности в трансформаторах

Потери мощности в кабелях

№ линии	1	2	3	За сутки
	P, кВТ	Q, квар	P, кВТ	Q, квар	P, кВТ	Q, квар	P, кВТ	Q, квар
	Первый вариант
ГПП-ЦРП	90,98	41,45	316,72	144,31	263,52	120,06	671,23	305,82
ЦРП-ТП1	10,87	2,09	10,87	2,09	10,87	2,09	32,62	6,28
ЦРП-ТП5	0,02	0,00	64,95	12,50	41,26	7,94	106,23	20,44
ЦРП-ТП6	214,76	66,65	339,99	105,52	306,31	95,06	861,06	267,23
ЦРП-ТП8	0,00	0,00	27,69	5,33	67,58	13,00	95,28	18,33
ТП 9	0,01	0,00	30,99	5,96	4,78	0,92	35,78	6,88
ТП 1-2	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
ТП3-5	0,00	0,00	5,85	0,62	0,00	0,00	5,86	0,62
ТП4-5	0,00	0,00	7,62	1,10	21,58	3,11	29,21	4,21
ТП6-7	28,48	7,18	45,06	11,37	36,27	9,15	109,81	27,70
	345,14	117,39	849,75	288,79	752,18	251,34	1947,07	657,51
Второй вариант
ГПП-ЦРП	87,35	39,80	428,00	195,01	373,48	170,17	888,84	404,97
ЦРП-ТП1	14,31	2,75	59,55	11,46	66,74	12,84	140,60	27,05
ЦРП-ТП5	0,01	0,00	25,06	4,82	13,99	2,69	39,06	7,51
ЦРП-ТП6	200,23	62,14	316,72	98,29	285,40	88,57	802,35	249,00
ЦРП-ТП8	0,02	0,00	208,45	40,11	272,74	52,47	481,22	92,58
ТП 9	0,01	0,00	31,27	6,02	4,82	0,93	36,10	6,95
ТП 1-2	0,00	0,00	2,46	0,35	3,05	0,44	5,51	0,79
ТП3-5	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
ТП4-5	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
ТП6-7	34,33	8,66	54,28	13,69	43,70	11,02	132,31	33,38
	336,26	113,36	1125,80	369,75	1063,92	339,14	2525,98	822,24

Используя полученные данные определим годовые потери мощности по предприятию в целом исходя из 8-часовой смены и 252 рабочих дней в году (без учёта праздников):

(2.19)

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

суммарные потери активной мощности в кабелях по всему предприятию для i-ой смены.

Для 1 варианта:

Э₁=(383,46+1947,07)•8•252=4698360,85 кВтч

Для 2 варианта:

Э₂=(436,91+2525,98) •8•252=5973192,2 кВтч

Средний тариф за электроэнергию:

, у.е./кВт•ч (2.20)

где а - стоимость 1 кВт заявленной мощности, а=214000 у.е./кВт;

b - стоимость 1 кВт•ч используемой электроэнергии, b=188 руб/кВт•ч;

Т_макс - годовое число часов (использования) максимума нагрузки, для 3- х сменной работы предприятия, Т_макс=4500 - 6000 ч.

Принимаем Т_макс = 5000ч.

у.е./кВт•ч.

Стоимость годовых потерь энергии:

И_пот=_ср•Э, руб (2.21)

-для 1 варианта:

И_пот1=230,1•4698360,85=1084,38 млн. у.е.

-для 2 варианта:

И_пот2=230,1•5973192,2=1378,61 млн.у.е.

Определяем приведенные затраты по вариантам:

З₁=0,12•0,821+51,467+1084,38=1135,947 млн. у.е..

З₂=0,12•0,831+52,225+1378,61=1430,937 млн. у.е..

По минимуму приведенных затрат для дальнейшего расчёта принимаем вариант №1, т.к. 1430,937 млн. у.е. > 1135,947 млн. у.е.

2.2 Планирование режима работы сети

По данным таблицы 2.4 и 2.5 определяем общие среднегодовые суточные значения активной и реактивной мощностей по предприятию с учётом потерь

(2.21);

(2.22).

где i - индекс смены.

Р1=6118,17+86,74+345,14=6550,05 кВт,

Р2=11238,67+151,10+849,75=12239,521 кВт ,

Р3=10275,17+145,62+752,18=11172,97 кВт,

Q1=3234,70+509,94+117,39=3862,04 квар,

Q2=6433,82+854,02+288,79=7576,627 квар,

Q3=5773,50+824,38+251,34=6849,218 квар.

По полученным данным строим суточный график нагрузок предприятия с учётом потерь в сети (рис.2.1).

Определим годовое полезное потребление электроэнергии:

Э_пол=(Р₁+Р₂+Р₃)·8·252 (2.23)

Э_пол=(6118,17+11238,67+10275,17) ·8·252=55706112 кВт·ч.

Определим общее потребление энергии предприятием:

Э_год= Э_пол+Э (2.24)

Э_год=55706112+4698360,85=60404472,85 кВт·ч.

Годовая плата за потреблённую электроэнергию, у.е.:

П_эл=а·Р_заяв+b·Э_год (2.25)

где Р_заяв - заявленная активная мощность, потребляемая в часы максимума энергосистемы.

Р_заяв=12239,521 кВт.

П_эл= 214000•12239,521 +188•60404472,85 =13975,3 млн.у.е..

Средний тариф за 1 кВт·ч электроэнергии:

(2.26)

Стоимость полезного кВт·ч электроэнергии:

(2.27)

Годовой экономический эффект от организационно-технических мероприятий цеха:

З=_ср·Э_уд·П_год - Е_н·К, (2.27)

где Э_уд - величина снижения удельного потребления на 1 шт продукта, Э_уд=5;

П_год - производство продукции цехом за год

П_год= П_сут·252= 86·252=21672 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:

К=(500 + 2·№ вар) ·К_и= (500+2·15) ·2200=1,166 млн.у.е.;

З= 321,362·5·21672 - 0,12·1166000=24,93 млн.у.е..

Срок окупаемости:

(2.28)

Суммарная установленная мощность цеховых трансформаторов:

(2.29)

Общая протяженность КЛ 10 кВ:

(2.30)

Удельные капитальные вложения в один кВ·А трансформаторной мощности:

(2.31)

Удельные капитальные вложения в один км кабельной сети 10 кВ:

(2.32)

3. Планирование ремонтно-эксплуатационного обслуживания системы электроснабжения

Определяем годовую трудоёмкость капитальных ремонтов электрооборудования производственных цехов:

,

где трудоёмкость капитального ремонта (её годовая величина) оборудования сетей по схеме электроснабжения предприятия.

(3.1)

Плановая трудоёмкость капитального ремонта за календарное время продолжительности ремонтного цикла:

, (3.2)

где к - общий коэффициент, учитывающий поправки на условия работы оборудования, принимаемый равным 1.

Годовая доля трудоёмкости капитального ремонта единицы оборудования:

, (3.3)

где t_рц - плановая продолжительность ремонтного цикла, год.

Общая трудоемкость:

, (3.4)

где n - количество единиц данного типа оборудования по схеме.

. (3.5)

Необходимые для расчёта нормативные данные представлены в таблице. 3.1

Нормативные данные

	ТМЗ-630	ТМЗ-1000	ТМЗ-1600	35	50	70	95	120	185	АЕ	ВМГ	ВР
Ткр, чел·ч	250	300	380	50	60	75	80	90	120	28	24	15
Ттр, чел·ч	50	60	80	15	18	23	27	27	36	6	8	4
tрц, лет	12	12	12	20	20	20	20	20	20	3	3	4
tмр.п, мес	36	36	36	12	12	12	12	12	12	12	12	12

Так, например, для ТМЗ - 630/10:

чел·ч.

Т.к. трансформатор этой марки на предприятии всего один (n=1), то:

чел·ч.

Для кабельной линии ГПП - ЦРП ( l=4,1 км):

чел·ч.

Так как соединение выполнено 4 параллельными линиями и с учетом длины, то:

чел·ч.

Результаты расчёта по всем элементам схемы сведены в таблице 3.2.

Аналогичный расчёт производим для текущих ремонтов.

Количество текущих ремонтов для любого вида оборудования определяется как:

, (раз в течение года), (3.6)

где t_мр.п - плановая продолжительность межремонтного периода.

Годовая доля трудоёмкости текущего ремонта единицы оборудования:

. (3.7)

Для всего оборудования данного типа:

(3.8)

где n - количество единиц оборудования данного типа.

Для трансформатора типа ТМЗ - 630/10:

,

чел·ч,

чел·ч.

Трудоёмкость технического обслуживания :

,

чел·ч.

Результаты расчёта по всем элементам схемы сведены в таблицу 3.2.

Трудоёмкости ремонтов Таблица 3.2

Наименование	, чел·ч	, чел·ч	, чел·ч	, чел·ч	, чел·ч
ТМЗ - 630/10	20,83	20,83	16,67	16,67	60
ТМЗ - 1000/10	25,00	200,00	20,00	160,00	72
ТМЗ - 1600/10	31,67	126,67	26,67	106,67	96
ВМГ-10	8,00	88,00	8,00	88,00	9,6
АЕ-20	9,33	158,67	8,00	136,00	9,6
РВ-10	3,75	82,50	4,00	88,00	4,8
Кабель 3х35	2,50	4,50	15,00	27,00	18
3х50	3,00	9,90	18,00	5,40	21,6
3х70	3,75	89,40	23,00	548,32	27,6
3х95	4,00	17,60	27,00	118,80	32,4
3х120	4,50	45,90	27,00	275,40	32,4
3х185	6,00	98,40	36,00	590,40	43,2
Итого		942,37		2160,65	427,2

942,37 чел·ч;

2160,65 чел·ч.

Годовая трудоёмкость технического обслуживания по всему предприятию:

, (3.8)

где k_см - коэффициент сменности (k_см = 1).

Общая величина трудоёмкости ремонта техобслуживания:

(3.9)

(250+10·15)·942,37+942,37+2160,65+2592,784=382642,5 чел·ч.

Годовой план график ППР



4. Планирование численности персонала и фонда заработной платы

Найдем численность ремонтного персонала:

, (4.1)

где К_вн = 1,05 - коэффициент выполнения нормы; F_пол = 1750 ч - полезно-часовой фонд рабочего времени на одного рабочего.

человек.

Общую численность распределим по видам ремонтов и техобслуживанию пропорционально их трудоемкостям:

Ч_кр = (250+10·15)·942,37/(1,05·1750) =205,14 ? 205 чел.

Ч_тр =2160,65/(1,05·1750)=1,18 ? 1 чел.

Ч_то = 2592,784/ (1,05·1750)= 1,41 ? 1чел.

Принимаем ч_кр=205 чел, и ч_тр+ч_то=2 чел. Количество дежурного персонала определяется из расчёта: 2 монтёра в смену и 1 для подмены на случай отпусков и т.п. Всего 7 человек. Распределим общую численность рабочих по квалификационным разрядам и рассчитаем им зарплату:

Таблица 4.1 Структура квалификационных разрядов

Разряды	1	2	3	4	5	6
Процент	5%	15%	30%	30%	15%	5%
Кол- во человек	10	31	62	62	31	10

Штатное расписание, примерные должностные оклады ИТР, служащих и МОП электрического цеха приведены в таблице 4.2. Принимаем, что на рассматриваемом предприятии премия составляет 40%, начисления социального страхования - 35%. В зависимости от разряда рассчитаем должностные оклады ИРТ, служащих, и МОП, рассчитаем премии и отчисления на социальное страхование. По полученным данным определим заработную плату в месяц, а также за год. На основе полученных данных определим фонд заработной платы ИТР, МОП и служащих с учетом заработной платы начальников смен электрического цеха - Фшт, а также фонд заработной платы рабочих с учетом заработной платы электромонтеров из числа дежурного персонала - Ф_раб.

Должностные месячные оклады ИТР, служащих и МОП

Наименование должности	Кол-во	Разряд	Оклад, у.е.	Премия, у.е.	ФСЗН, у.е.	З/плата в месяц, у.е.	З/плата в год, у.е.
Начальник цеха	1	15	202,78	81,11	70,97	354,86	4258,28
Зам. нач. цеха	1	14	191,37	76,55	66,98	334,90	4018,85
Начальник участка	2	13	180,86	72,34	63,30	316,51	3798,11
Старший мастер	2	12	170,71	68,28	59,75	298,75	3584,94
Начальник смены	3	12	170,71	68,28	59,75	298,75	3584,94
Мастер	6	11	164,17	65,67	57,46	287,30	3447,54
Инженер 1 категор.	2	11	164,17	65,67	57,46	287,30	3447,54
Инженер 2 категор.	2	10	159,72	63,89	55,90	279,51	3354,09
Экономист	1	10	159,72	63,89	55,90	279,51	3354,09
Нормировщик	1	9	153,68	61,47	53,79	268,94	3227,31
Бухгалтер	1	9	153,68	61,47	53,79	268,94	3227,31
Техник 1 категории	1	9	153,68	61,47	53,79	268,94	3227,31
Техник 2 категории	1	8	149,07	59,63	52,18	260,88	3130,57
Зав. складом	1	7	143,19	57,28	50,12	250,59	3007,07
Кассир	1	6	138,68	55,47	48,54	242,70	2912,35
Секретарь-машинист	1	6	138,68	55,47	48,54	242,70	2912,35
Чертежник-	1	5	134,81	53,92	47,18	235,92	2831,03
Кладовщик	1	4	130,00	52,00	45,50	227,50	2730,00
Результаты	29						60053,69

Годовой фонд заработной платы ИТР, МОП и служащих:

Ф_шт=60053,69 у.е..

Для определения годового фонда заработной платы рабочих определим часовую ставку рабочих:

S=C/176, (4.2)

где С - месячная тарифная ставка 4-го разряда, С=130,00 у.е..

S=130,00/176=0,739 тыс.у.е..

Годовой фонд заработной платы рабочих:

Ф_раб=Ч_раб·S·F_ном·(1+0,35+0,4), (4.3)

где F_ном - годовой номинальный фонд рабочего времени, F_ном=2080 ч,,

0,35 - коэффициент, учитывающий отчисления на социальное страхование,

0,4 - коэффициент, учитывающий надбавку к окладу в виде премии.

Ф_раб=234•0,739·2080·(1+0,35+0,4)=629450,64 у.е..

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

Ф_осн=Ф_раб+Ф_шт ; (4.4)

Ф_осн=629450,64+60053,69=689504,33 у.е..

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

Ф_доп=0,1•Ф_осн (4.5)

Ф_доп=0,1•689504,33=68950,43 тыс.руб.

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

Ф_год⁼Ф_осн+Ф_доп ; (4.6)

Ф_год= 689504,33 +68950,43=6964004,76 у.е..

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

Принимаем, что бригада состоит 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 свой склад оборудования и материалов, кроме этого, в штате электроцеха имеются заместитель начальника, начальники смен, инженера 1 и 2 категорий, техники 1 и 2 категорий, секретарь - машинист, нормировщик, бухгалтер, кассир, чертежник.

Схема производственно-технического подчинения входящих подразделений электроцеха приведена на рис. 4.1.



Литература

Организация, планирование и управление в энергетике. Под ред. В.Т. Кузьмина - М.: Высш. шк., 1982.

Неклепаев Б.И., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

Королев О.П. и др. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебно-методтческое пособие. - Мн., 1989.

Синягин Н.Н. и др. Система планово-предупредительного ремонта оборудования и сетей промышленной энергетики.

Размещено на Allbest.ru