Планирование производства и потребления электрической энергии

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

Краткая характеристика энергохозяйства

1.1 Характеристика назначение энергохозяйства на промышленном

предприятии

1.2 Значения параметров элементов схемы электрической сети

1.3 Расчет цеховых нагрузок

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

Таблица технико-экономических показателей

Литература

Введение

Энергетическая служба имеет самостоятельное, исключительно ответственное и в то же время специфическое место в структуре предприятия. Она является так называемой вспомогательной службой, призванной обеспечивать выполнение производственной программы предприятия без непосредственного участия в выпуске продукции. В то же время без энергетической службы не может осуществляться производственная деятельность предприятия, не возможен выпуск продукции. Энергетическая служба обязана обеспечивать надежное, бесперебойное и безопасное снабжение предприятия всеми видами энергии и энергоносителей. В отличие от других видов оборудования (например, станочного) выход из строя и авария энергетического оборудования (трансформатора, котла, компрессора, насоса и др.) или участка энергетической сети имеет не только самостоятельное значение, но может вызвать простои производственных участков, цехов.

Состояние энергетического оборудования и сетей во многом определяет условия труда работающих на предприятиях (степень освещенности, уровень шума, обеспечение микроклимата), следовательно, активно влияет на производительность труда. От исправности энергетического оборудования и сетей зависит экономичность режимов работы энергетического и технологического оборудования. Поэтому должна быть тщательно продумана система профилактического контроля и ремонтов энергетического оборудования и сетей в сочетании с их резервированием.

Энергетическая служба призвана обеспечивать не только надёжное и качественное снабжения предприятия всеми необходимыми видами энергии и энергоносителей, но и осуществлять организованно-технические мероприятия по экономии энергоресурсов, способствовать внедрению достижений научно-технического прогресса в области промышленной энергетики и т.д. Успешное решение этих задач во многом зависит от рациональной организации, планирования, эксплуатации энергохозяйства предприятия энергосистемы.

Технологические особенности отрасли, безусловно, налагают свой отпечаток и на экономику. Неразрывность и единовременность процесса производства, транспортирования и потребления энергии, его динамичность, единые электрические коммуникации, большая зависимость объемов производства от гидро- и метеоусловий и потребителя не имеют аналогов среди всех других отраслей народного хозяйства. С учетом этого фактора методологическая основа экономических принципов управления в энергосистеме должна быть единой, однако энергетикам неоднократно приходилось защищать свое право на специфику в очень не легкой борьбе.

Основными вопросами организации и эксплуатации энергохозяйства промышленных предприятий являются: организация эксплуатационного обслуживания энергетического оборудования предприятия, организация планово-предупредительных ремонтов всего обслуживания энергетического оборудования, организация труда и заработной платы персонала энергетическая службы, организация энергетического учёта всех видов потребления энергии.

Планирование эксплуатации промышленного энергохозяйства включает следующие вопросы: разработку топливно-энергетического баланса и плана энергоснабжения предприятия, планирование капитальных и текущих ремонтов всего энергетического оборудования предприятия, планирование труда и зарплаты производственного персонала, планирование организованно-технические мероприятия по рационализации и реконструкции энергохозяйства завода, планирование себестоимости продукции и услуг энергетических цехов.

В задании на курсовую работу предлагается решить ряд задач такого типа по упрощённым расчётным моделям, способствующим закреплению пройденного курca «Организация производства и управление предприятием».

1. Краткая характеристика энергохозяйства

1.1 Характеристика и назначение энергохозяйства на

промышленном предприятии

Энергохозяйство предприятия включает в себя главную понизительную подстанцию (ГПП), центральный распределительный пункт (ЦРП), распределительную кабельную сеть 10кВ 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 (ЦРП), 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 ВМГ-10 и от соседних ТП. Применены кабели с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами сечением от 35 до 185мм. ТП выполнены как в однотрансформаторном, так и в двухтрансформаторном исполнении с масляными трансформаторами мощностью от 630 до 1600кВА. На низшей стороне трансформаторов, а также в качестве секционных выключателей применяются автоматические выключатели АЕ-20.

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

1.2 Значение параметров элементов схемы электрической сети

На основании исходных данных [1, стр.4-8] и справочной литературы дадим краткую характеристику энергохозяйства для заданных двух вариантов: основного - 12 и дополнительного - 13 (далее варианта 1 и 2).

В соответствии с табл.1[1] в схеме электроснабжения предприятия варианта 1 отсутствуют ТП-2 и ТП-8 (рис.1.2.1.), варианта 2 - ТП-2 и ТП-9 (рис.1.2.2). Считаем продолжительность смены 8 часов. Принимаем, что для трёхсменных цехов: первая смена длится с 0 до 8 часов, вторая - с 8 до 16 часов, третья - с 16 до 24. Для двухсменных цехов: первая смена - с 8 до 16 часов, вторая - с 16 до 24 часов. При односменной работе - с 8 до 16 часов. Считаем, что в течение смены нагрузки цехов постоянны.

При расчетах принимаем, что минимум нагрузки в энергосистеме, снабжающей предприятие электроэнергией, наступает с 4 до 6 часов, а максимум - с 17 до 19 часов.

Принимаем сменность работы, средний , соотношение активных мощностей по сменам для цехов предприятия, а также марки КЛ, как указано в табл.4[1]. Наиболее загруженная смена обозначается единицей.

Таблица 1.2.1 - Общие данные

№ цеха	Сменность работы	cosц	Соотношение мощностей	Соединение	Марка КЛ
1	3	0,86	1:1:1	ГПП-ЦРП	ААБлУ-2(3*185)
2	2	0,82	0,9:1	ЦРП-ТП-1	(3х70)
3	1	0,80	1	ЦРП-ТП-5	(3х70)
4	2	0,83	0,6:1	ЦРП-ТП-6	(3х120)
5	2	0,84	1:0,75	ЦРП-ТП-8	(3х70)
6	3	0,88	0,8:1:1	ЦРП-ТП-9	(3х70)
7	3	0,90	0,8:1:0,9	ТП-1-2	(3х50)
8	2	0,85	0,65:1	ТП-З-5	(3х35)
9	1	0,81	1	ТП-4-5	(3х50)
10	2	0,86	1:0,8	ТП-6-7	(3х95)
11	2	0,86	1:0,9

Реактивная мощность нагрузки каждой смены цеха определяется по формуле:

, (1.2.1)

где - активная мощность нагрузки смены цеха,

- рассчитывается по среднему для цеха (табл. 1.2.1).

Полная мощность нагрузки каждой смены цеха определяется по формуле:

. (1.2.2)

Из табл.2[1] с учетом формул (1.2.1 и 1.2.2) определяем среднегодовые нагрузки наиболее загруженной смены для всех цехов, кроме 1-го.

Таблица 1.2.2 - Среднегодовые нагрузки наиболее загруженной смены

№ цеха	Среднегодовые нагрузки наиболее загруженной смены
	1 вариант (первая буква фамилии: Л)	2 вариант (первая буква фамилии +1: М)
	,кВт	,квар	,кВА	,кВт	,квар	,кВА
2	-	-	-	-	-	-
3	450	337,5	562,5	452	339	565
4	610	409,922	734,94	660	443,523	795,181
5	1480	955,986	1761,905	1280	826,798	1523,81
6	2500	1349,357	2840,909	3100	1673,203	3522,727
7	2500	1210,805	2777,778	3100	1501,399	3444,444
8	-	-	-	1215	752,989	1429,412
9	510	369,234	629,63	-	-	-
10	510	302,616	593,023	520	308,55	604,651
11	1050	623,033	1220,93	1215	720,939	1412,791

 Из табл.3[1] определяем длины кабельных линий (КЛ) для 2-ух вариантов:

Таблица 1.2.3 - Длины кабельных линий

Соединение	Длины кабельных линий, км
	1 вариант (вторая буква фамилии: О)	2 вариант (вторая буква фамилии +1: П)
ГПП-ЦРП	4,4	4,5
ЦРП-ТП-1	2,8	3,2
ЦРП-ТП-5	4,8	4,6
ЦРП-ТП-6	5,4	5,5
ЦРП-ТП-8	-	4,9
ЦРП-ТП-9	3,5	-
ТП-1-2	-	-
ТП-З-5	1,33	1,4
ТП-4-5	0,6	0,9
ТП-6-7	2,8	2,2

Для цеха №1 принимаем следующие данные (табл.5[1]), необходимые при определении нагрузок смен :

Таблица 1.2.4 - Данные по цеху №1

№ цеха	Производство продукции за сутки - П, шт	Цеховая норма удельного расхода электроэнергии - Э, кВт ч/шт
		1 вариант	2 вариант
1	86	320+2*Nвар=320+2*12= 344	320+2*Nвар=320+2*13= 346

, (1.2.3)

где - отработанное в сутках время: .

Для 1 варианта: ,

,

.

Для 2 варианта: ,

,

.

Удельные сопротивления трёхжильных кабелей с поясной бумажной изоляцией напряжением 10кВ, 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, берутся из справочника [2]. Полученные данные заносим в табл.1.2.5:

Таблица 1.2.5 - Параметры кабелей

Марка кабеля	Сечение, мм2	Rо, мОм/км	Xо, мОм/км	Удельная стоимость Куд кл, тыс.руб/км
ААБлУ-2(3х35)	3х35	445	47,5	7,22
ААБлУ-2(3х50)	3х50	310	45	7,84
ААБлУ-2(3х70)	3х70	221,5	43	8,68
ААБлУ-2(3х95)	3х95	163	41,5	9,56
ААБлУ-2(3х120)	3х120	129	40,5	10,4
ААБлУ-2(3х185)	3х185	83,5	38,5	12,76

Из справочника [2] берём технические характеристики трансформаторов для комплектных трансформаторных подстанций: тип трансформаторов, их число на подстанции, стоимость одного трансформатора и параметры (ДР_Х, ДР_К, I_Х, U_К), на основании которых заполняем таблицу 1.2.6:

Таблица 1.2.6 - Параметры трансформаторов

Тип трансформатора	Мощность - SНОМ, кВА	ДРХ, кВт	ДРК, кВт	UК, %	IХ, %	Цена, тыс.руб
ТМЗ-630	630	2	7,3	5,5	1,5	4,2
ТМЗ-1000	1000	3	11,2	5,5	1,5	5,74
ТМЗ-1600	1600	4,2	16	5,5	1,5	8,145

Все цены на оборудование приведены для 1991 года.

Действующие ставки тарифов на электроэнергию:

· основная ставка тарифа: ;

· дополнительная ставка тарифа: .

Коэффициент инфляции принимаем: .

Коэффициент сравнительной экономической эффективности: .

1.3 Расчет цеховых нагрузок по сменам

Используя данные таблиц 1.2.1, 1.2.2, а также расчет нагрузок первого цеха, на основании формул 1.2.1 и 1.2.2 определяем расчетные активную, реактивную и полную мощность каждой смены для отдельных цехов. Результаты расчета сводим в таблицы 1.3.1 и 1.3.2:

Таблица 1.3.1 - Цеховые нагрузки по сменам для варианта №1

№ цех	кВт	с 0 до 8 часов	с 8 до 16 часов	с 16 до 24 часов
		, кВт	, квар	, кВА	, кВт	, квар	, кВА	. кВт	, квар	, кВА
1	1232,667	1232,667	731,421	1433,333	1232,667	731,421	1433,333	1232,667	731,421	1433,333
2	?	?	?	?	?	?	?	?	?	?
3	450	0	0	0	450	337,5	562,5	0	0	0
4	610	0	0	0	366	245,953	440,964	610	409,922	734,94
5	1480	0	0	0	1480	955,986	1761,905	1110	716,989	1321,429
6	2500	2000	1079,486	2272,727	2500	1349,357	2840,909	2500	1349,357	2840,909
7	2500	2000	968,644	2222,222	2500	1210,805	2777,778	2250	1089,725	2500
8	?	?	?	?	?	?	?	?	?	?
9	510	0	0	0	510	369,234	629,63	0	0	0
10	510	0	0	0	510	302,616	593,023	408	242,093	474,419
11	1050	0	0	0	1050	623,033	1220,93	945	560,73	1098,837
У	9610	5232,667	2779,551	5928,283	10598,667	6125,906	12260,972	9055,667	5100,238	10403,867

Таблица 1.3.2 - Цеховые нагрузки по сменам для варианта №2

№ цех	кВт	с 0 до 8 часов	с 8 до 16 часов	с 16 до 24 часов
		, кВт	, квар	, кВА	, кВт	, квар	, кВА	. кВт	, квар	, кВА
1	1239,833	1239,833	735,674	1441,667	1239,833	735,674	1441,667	1239,833	735,674	1441,667
2	?	?	?	?	?	?	?	?	?	?
3	452	0	0	0	452	339	565	0	0	0
4	660	0	0	0	396	266,114	477,108	660	443,523	795,181
5	1280	0	0	0	1280	826,798	1523,81	950	620,099	1142,857
6	3100	2480	1338,562	2818,182	3100	1673,203	3522,727	3100	1673,203	3522,727
7	3100	2480	1201,119	2755,556	3100	1501,399	3444,444	2790	1351,259	3100
8	1215	0	0	0	789,75	489,443	929,118	1215	752,989	1429,412
9	?	?	?	?	?	?	?	?	?	?
10	520	0	0	0	520	308,55	604,651	416	246,84	483,721
11	1215	0	0	0	1215	720,939	1412,791	1093,5	648,845	1271,512
У	11542	6199,833	3275,355	7015,404	12092,583	6861,119	13921,316	11474,33	6472,431	13187,076

Рис.1.2.1 - Схема электроснабжения предприятия (вариант №1)



Рис.1.2.2 - Схема электроснабжения предприятия (вариант №2)

2. Выбор схемы и режима работы сети предприятия

2.1 Выбор схемы электроснабжения

Выбор схемы сети будем производить на основе рассмотрения и сравнения 2-х вариантов: основного-1 (№_ВАР=12) и дополнительного-2 (№_ВАР=13).

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

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

, (2.1.1)

где - нормативный коэффициент сравнительной экономической эффективности, принимаемый:;

- единовременные капиталовложения в течении года, тыс.руб ;

- издержки производства, тыс.руб/год.

При проектировании промышленных электрических сетей ежегодные издержки производства определяются:

, (2.1.2)

где: - амортизационные отчисления, тыс.руб;

- эксплуатационные расходы, тыс.руб ;

- стоимость потерь электроэнергии, тыс.руб.

Амортизационные отчисления и эксплуатационные расходы определяем как долю от капитальных затрат по формулам:

; (2.1.3)

; (2.1.4)

где: - процент отчислений на амортизацию, %;

- процент отчислений от первоначальных капитальных затрат на обслуживание и ремонт оборудования, %.

Значения процентов отчислений на амортизацию, обслуживание и ремонт для различных типов электрооборудования приведены в таблице 2.1.1:

Таблица 2.1.1 - Значения показателей

Наименование оборудования	,%	, %
Силовое электрооборудование и РУ	6,4	3,0
Кабельные ЛЭП до 10кВ	4,3	2,0

Укрупнённые показатели стоимости ячеек КРУ 10кВ берём из справочника [2]:

· общая стоимость КРУ с выключателем типа ВМГ-10: тыс. руб (всего 11 ячеек КРУ);

· стоимость автоматического выключателя АЕ-20: тыс.руб.

Тогда капитальные затраты на ЦРП для обоих вариантов рассчитываются следующим образом: тыс.руб.

Определим капитальные вложения в КЛ и трансформаторные подстанции для сравниваемых вариантов. Результаты сведем в таблицы 2.1.2, 2.1.3 и 2.1.4. На основании справочных данных, приведенных в таблице 1.2.5:

Таблица 2.1.2 - Капитальные вложения в кабельные линии

Соединение	, тыс.руб/км	Вариант №1	Вариант №1
		, км	n	, тыс.руб	, км	n	, тыс.руб
ГПП-ЦРП	12,76	8,8	2	112,288	9	2	114,84
ЦРП-ТП-1	8,68	5,6	2	48,608	6,4	2	55,552
ЦРП-ТП-5	8,68	9,6	2	83,328	9,2	2	79,856
ЦРП-ТП-6	10,4	10,8	2	112,32	11	2	114,4
ЦРП-ТП-8	8,68	-	-	-	4,9	1	42,532
ЦРП-ТП-9	8,68	3,5	1	30,38	-	-	-
ТП-З-5	7,22	1,33	1	9,603	1,4	1	10,108
ТП-4-5	7,84	0,6	1	4,704	0,9	1	7,056
ТП-6-7	9,56	5,6	2	53,536	4,4	2	42,064
У	х	х	х	454,767	х	х	466,408

На основании справочных данных, приведенных в таблице 1.2.6:

Таблица 2.1.3 - Капитальные вложения в трансформаторные подстанции для варианта №1

Номер ТП	Марка тр-ра	Кол-во тр-ов	Стоимость тр-ов, тыс.руб	Кол-во выключателей АЕ-20	Стоимость выкл. АЕ-20, тыс.руб
1	ТМЗ-1000/10	2	11,48	3	0,366
3	ТМЗ-630/10	1	4,2	1	0,122
4	ТМЗ-1000/10	1	5,74	1	0,122
5	ТМЗ-1000/10	2	11,48	3	0,366

Продолжение таблицы 2.1.3

6	ТМЗ-1600/10	2	16,29	3	0,366
7	ТМЗ-1600/10	2	16,29	3	0,366
9	ТМЗ-1000/10	1	5,74	1	0,122
10	ТМЗ-1000/10	1	5,74	1	0,122
11	ТМЗ-1000/10	1	5,74	1	0,122
У	х	13	82,7	17	2,074

Суммарные капитальные вложения в трансформаторные подстанции составят: тыс.руб.

Таблица 2.1.4 - Капитальные вложения в трансформаторные подстанции для варианта №2

Номер ТП	Марка тр-ра	Кол-во тр-ов	Стоимость тр-ов, тыс.руб	Кол-во выключателей АЕ-20	Стоимость выкл. АЕ-20, тыс.руб
1	ТМЗ-1000/10	2	11,48	3	0,366
3	ТМЗ-630/10	1	4,2	1	0,122
4	ТМЗ-1000/10	1	5,74	1	0,122
5	ТМЗ-1000/10	2	11,48	3	0,366
6	ТМЗ-1600/10	2	16,29	3	0,366
7	ТМЗ-1600/10	2	16,29	3	0,366
8	ТМЗ-1000/10	1	5,74	1	0,122
10	ТМЗ-1000/10	1	5,74	1	0,122
11	ТМЗ-1000/10	1	5,74	1	0,122
У	х	13	82,7	17	2,074

Суммарные капитальные вложения в трансформаторные подстанции составят: тыс.руб.

Ежегодные суммарные капитальные затраты в ценах на 1991 год составят - , тыс.руб:

; (2.1.5)

 тыс.руб;

тыс.руб.

С учетом инфляции:

; (2.1.6)

тыс.руб;

тыс.руб.

По формулам (2.1.3), (2.1.4) определим отчисления на амортизацию и на эксплуатационные расходы c учетом инфляции для каждого из двух вариантов:

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

Активные потери мощности в трансформаторах, кВт:

, (2.1.7)

где: и - потери холостого хода и короткого замыкания из паспортных данных трансформаторов, которые берём из таблицы 1.2.6 (кВт).

Реактивные потери мощности в трансформаторах, квар:

, (2.1.8)

где: и - ток холостого хода и напряжение короткого замыкания из паспортных данных трансформаторов, которые берём из таблицы 1.2.6 (%).

Приведем пример расчета потерь мощности на ТП-1 для варианта N1 в 1-ую смену:

кВт;

квар.

Аналогично производятся расчёты для остальных цехов (для каждого из двух вариантов) и результаты расчетов заносим в таблицы 2.1.5 и 2.1.6:

Таблица 2.1.5 - Потери в трансформаторах для варианта №1

№ цеха	Первая смена	Вторая смена	Третья смена	За сутки
	Pт, кВт	Qт, квар	Pт, кВт	Qт, квар	Pт, кВт	Qт, квар	Pт, кВт	Qт, квар
1	17,505	86,497	17,505	86,497	17,505	86,497	52,515	259,492
3	3	9,45	11,929	37,073	3	9,45	17,929	55,973
4	3	15	5,178	25,695	9,05	44,708	17,227	85,402
5	6	30	23,384	115,368	15,779	78,02	45,163	223,388
6	17,299	136,778	23,655	186,716	23,655	186,716	64,609	510,211
7	16,802	132,877	22,879	180,62	19,672	155,422	59,353	468,918
9	3	15	7,44	36,804	3	15	13,44	66,804
10	3	15	6,939	34,342	5,521	27,379	15,46	76,721
11	3	15	19,696	96,987	16,523	81,409	39,219	193,396
У	72,606	455,602	138,603	800,102	113,704	684,601	324,914	1940,305

Таблица 2.1.6 - Потери в трансформаторах для варианта №2

№ цеха	Первая смена	Вторая смена	Третья смена	За сутки
	Pт, кВт	Qт, квар	Pт, кВт	Qт, квар	Pт, кВт	Qт, квар	Pт, кВт	Qт, квар
1	17,639	87,156	17,639	87,156	17,639	87,156	52,917	261,468
3	3	9,45	12,008	37,319	3	9,45	18,008	56,219
4	3	15	5,549	27,52	10,082	49,777	18,631	92,297
5	6	30	19,003	93,855	13,314	65,918	38,317	189,773
6	23,373	184,506	33,146	261,29	33,146	261,29	89,665	707,086
7	22,61	178,506	31,953	251,916	27,022	213,172	81,585	643,594
8	3	15	12,669	62,479	25,884	127,377	41,553	204,856
10	3	15	7,095	35,108	5,621	27,869	15,715	77,977
11	3	15	25,355	124,779	21,108	103,921	49,462	243,7
У	84,622	549,618	164,417	981,422	156,815	945,931	405,855	2476,97

Определяем потери активной мощности в кабельных линиях, кВт:

; (2.1.9)

Определяем потери реактивной мощности в кабельных линиях, квар:

; (2.1.10)

где- удельное активное сопротивление трёхжильного i-го кабеля, Ом/км (табл. 1.2.5);

- удельное реактивное сопротивление трёхжильного i-го кабеля, Ом/км (табл. 1.2.5);

- длина i-го участка кабельной линии, км (табл. 1.2.3);

- номинальное напряжение питающей сети, кВ: .

Произведем расчёт потерь мощности на примере соединения ЦРП-ТП-1 (для варианта №1, первой смены):

кВт ;

квар.

Результаты расчётов для остальных кабельных линий для двух вариантов представляем в таблицах 2.1.7-2.1.10.

Таблица 2.1.7 - Передаваемая по линиям мощность (варианта №1)

Соед.	Первая смена	Вторая смена	Третья смена
	ДРТ+ РЦ	ДQТ+ QЦ	ДSТ+ SЦ	ДРТ+ РЦ	ДQТ+ QЦ	ДSТ+ SЦ	ДРТ+ РЦ	ДQТ+ QЦ	ДSТ+ SЦ
	кВт	квар	кВА	кВт	квар	кВА	кВт	квар	кВА
ГПП-ЦРП	7325,076	4346,124	8556,06	13023,56	8243,634	15437,41	11099,57	6851,926	13060,99
ЦРП-ТП-1	1250,172	817,919	1493,96	1250,172	817,919	1493,961	1250,172	817,919	1493,961
ЦРП-ТП-5	12	54,45	55,757	2336,491	1717,575	2899,871	1747,828	1259,089	2154,114
ЦРП-ТП-6	4034,102	2317,785	4652,587	5046,534	2927,498	5834,188	4793,327	2781,22	5541,766
ЦРП-ТП-9	6	30	30,594	1034,379	742,996	1273,571	416,521	284,472	504,395
ТП-З-5	3	9,45	9,915	461,929	374,573	594,712	3	9,45	9,915
ТП-4-5	3	15	15,297	371,178	271,648	459,963	619,05	454,63	768,056
ТП-6-7	2016,802	1101,521	2298,01	2522,879	1391,425	2881,142	2269,672	1245,147	2488,784

Таблица 2.1.8 - Передаваемая по линиям мощность (варианта №2)

Соед.	Первая смена	Вторая смена	Третья смена
	ДРТ+ РЦ	ДQТ+QЦ	ДSТ+SЦ	ДРТ+РЦ	ДQТ+QЦ	ДSТ+SЦ	ДРТ+РЦ	ДQТ+QЦ	ДSТ+SЦ
	кВт	квар	кВА	кВт	квар	кВА	кВт	квар	кВА
ГПП-ЦРП	8790,066	5214,048	10258,7	15727,42	9922,149	18618,14	14699,63	9210,833	17366,68
ЦРП-ТП-1	1257,472	822,83	1502,76	1257,472	822,83	1502,759	1257,472	822,83	1502,759
ЦРП-ТП-5	12	54,45	55,757	2164,561	1590,605	2686,14	1646,396	1188,767	2030,711
ЦРП-ТП-6	5005,983	2902,69	5786,67	6265,099	3687,807	7269,896	5950,168	3498,923	6902,678
ЦРП-ТП-8	6	30	30,594	2042,773	1397,64	2475,14	2355,492	1633,132	2866,262
ТП-З-5	3	9,45	9,915	464,008	376,319	597,427	3	9,45	9,915
ТП-4-5	3	15	15,297	401,549	293,633	497,456	670,082	493,3	832,078
ТП-6-7	2502,61	1379,625	2857,7	3131,95	1753,314	3589,323	2817,022	1564,431	3222,275

Таблица 2.1.9 - Потери мощности в линиях (варианта №1)

№ цеха	Первая смена	Вторая смена	Третья смена
	Pл,кВт	Qл,квар	Pл,кВт	Qл,квар	Pл,кВт	Qл,квар
ГПП-ЦРП	134,48	62,006	437,782	201,852	313,373	144,489
ЦРП-ТП-1	6,921	1,344	9,921	1,344	6,921	1,344
ЦРП-ТП-5	0,017	0,003	44,704	8,678	24,667	4,789
ЦРП-ТП-6	75,393	23,67	118,553	37,22	106,967	33,583
ЦРП-ТП-9	0,007	0,001	12,574	2,441	1,972	0,383
ТП-З-5	0,001	0,000	2,093	0,223	0,001	0,000
ТП-4-5	0,000	0,000	0,394	0,057	1,097	0,159
ТП-6-7	12,051	3,068	18,943	4,823	15,294	3,894
У	228,87	90,092	641,964	256,638	470,292	188,640

Таким образом, суммарные потери в кабельных линиях за сутки составляют для варианта №1:

,

Таблица 2.1.10 - Потери мощности в линиях (варианта №2)

№ цеха	Первая смена	Вторая смена	Третья смена
	Pл,кВт	Qл,квар	Pл,кВт	Qл,квар	Pл,кВт	Qл,квар
ГПП-ЦРП	197,721	91,165	651,241	300,273	566,634	261,262
ЦРП-ТП-1	8,003	1,554	8,003	1,554	8,003	1,554
ЦРП-ТП-5	0,016	0,003	36,759	7,136	21,009	4,078
ЦРП-ТП-6	118,79	37,294	187,49	58,863	169,028	53,067
ЦРП-ТП-8	0,010	0,002	66,492	12,908	89,166	17,310
ТП-З-5	0,001	0,000	2,224	0,237	0,001	0,000
ТП-4-5	0,001	0,000	0,690	0,100	1,932	0,280
ТП-6-7	14,642	3,728	23,100	5,881	18,617	4,740
У	339,184	133,746	975,999	386,953	874,389	342,292

Таким образом, суммарные потери в кабельных линиях за сутки составляют для варианта №2:

,

.

Используя полученные данные, определим годовые потери мощности по предприятию в целом исходя из восьмичасовой смены и 252 рабочих дня в году (с учётом праздников), кВтч:

, (2.1.11)

где: - суммарные потери активной мощности по всем трансформаторным подстанциям предприятия за день, кВт, которые берутся из таблицы 2.1.5-2.1.6;

- суммарные потери активной мощности в кабельных линиях по всему предприятию за рабочий день, кВт.

По (2.1.11) для варианта №1 годовые потери мощности по предприятию составляют, кВтч:

По (2.1.11) для варианта №2 годовые потери мощности по предприятию составляют, кВтч:

Определяем средний тариф за 1 кВтч, руб/кВтч:

; (2.1.12)

где: - стоимость 1 кВт заявленной мощности (основная ставка):

;

- стоимость 1 кВтч используемой электроэнергии (дополнительная ставка):

;

- годовое число часов использования максимума нагрузки, которое для трёхсменного предприятия принимаем равным :

.

руб/кВтч.

Определяем стоимость годовой величины потерь электроэнергии, тыс.руб:

. (2.1.13)

тыс.руб;

тыс.руб.

По формуле (2.1.1) определяем приведенные затраты по вариантам:

З₁= 0,12 1667461,8+(882676,126+78067,259+36380,856) = 1197219,657 тыс.руб;

З₂= 0,12 1702386+(1375069,264+79569+37079,34) = 1696003,924 тыс.руб.

Вывод:

По условию минимума приведенных затрат для дальнейшего рассмотрения принимаем вариант №1 схемы электроснабжения, так как приведенные затраты по данному варианту меньше: 1197219,657 тыс.руб < 1696003,924 тыс.руб.

2.2 Планирование режима работы сети

По данным таблиц 1.3.1, 1.3.2, 2.1.5, 2.1.6, 2.1.9, 2.1.10 для выбранного варианта схемы определяем общие среднегодовые суточные значения активной и реактивной мощностей по предприятию с учётом потерь:

; (2.2.1)

, (2.2.2)

где: Рцi, Qцi, ?Ртi, ?Qтi, ?Рлi, ?Qлi - суммарные активные и реактивные мощности цехов, потери в трансформаторах, потери в кабельных линиях соответственно за i-ю смену.

Р₁ = 5232,667+72,606+228,87=5534,143 кВт;

Р₂ = 10598,667+138,603+641,944=11379,234 кВт;

Р₃ = 9055,677+113,704+470,292=9639,663 кВт;

Q₁= 2779,551+455,602+90,092=3325,246 квар;

Q₂= 6125,906+800,102+256,038=7182,646 квар;

Q₃= 5100,238+684,601+188,64=5973,479 квар.

По полученным данным строим суточный график нагрузок предприятия с учётом потерь в сети, который показан на рисунке 2.1.

Рис.2.1 Суточный график нагрузки предприятия

 Определим годовое полезное потребление энергии предприятием, кВтч:

Эпол=( Р₁+ Р₂+ Р₃ )8252 ; (2.2.3)

Эпол= (5232,667+10598,667+9055,667)8252 = 50172192 кВтч.

Определим общее потребление энергии предприятием за год, кВтч:

Эгод = Эпол+ДЭгод ; (2.2.4)

Эгод =3358737,16 + 50172192 = 53530929,16 кВтч.

Годовая плата за потреблённую электроэнергию, тыс.руб:

; (2.2.5)

где: Рзаявл - заявленная активная мощность, потребляемая в часы максимума нагрузок энергосистемы в кВт, которую принимаем равной:

Рзаявл = 11379,234 кВт.

Средний тариф за 1кВтч электроэнергии, руб:

Определяем стоимость годовых потерь электроэнергии , тыс.руб:

Определим стоимость полезного кВтч электроэнергии, руб/кВтч:

В результате внедрения организационно-технических мероприятий в цеху №1 запланировано снизить удельное потребление электроэнергии на 5 кВтч, для чего потребовались дополнительные капитальные вложения в размере, тыс.руб:

Годовой экономический эффект от организационно-технических мероприятий, проведенных в цеху №1, составит, тыс.руб:

(2.2.6)

где: Эуд- снижение удельного потребления электроэнергии, кВтч ;

Пгод- производство продукции цехом №1 за год, шт, которое определяем по выражению:

Срок окупаемости определяется по выражению, мес:

Суммарная установленная мощность цеховых трансформаторов равна:

Sуст = 10002+6301+10001+10002+16002+16002+10001+10001+

+10001=15030 кВА.

Общая протяженность КЛ (10 кВ) равна: L= 86,23 км.

Тогда удельные капитальные вложения в 1 кВА трансформаторной мощности равны:

(2.2.7)

Удельные капитальные вложения в 1 км КЛ равны:

(2.2.8)

3. ПЛАНИРОВАНИЕ РЕМОНТНО-ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Определяем годовую трудоёмкость капитальных ремонтов электрооборудования производственных цехов, челч:

, (3.1)

где: - годовая величина трудоёмкости капитального ремонта оборудования и сетей по схеме электроснабжения предприятия, челч.

Плановая трудоёмкость капитального ремонта за календарное время продолжительности ремонтного цикла, челч:

, (3.2)

где: -табличная трудоёмкость капитального ремонта единицы оборудования (сетей), челч ;

k - общий коэффициент, учитывающий поправки на условия работы оборудования, который принимаем равным 1.

Годовая доля трудоёмкости капитального ремонта единицы оборудования (сетей), челч:

, (3.3)

где: - плановая продолжительность ремонтного цикла, лет.

Годовая трудоёмкость капитального ремонта оборудования (сетей) по схеме электроснабжения предприятия, челч, найдём как

. (3.4)

Плановая продолжительность ремонтного цикла:

(3.5)

Плановая продолжительность межремонтного периода:

(3.6)

где: коэффициент, учитывающий коллекторность машин; коэффициент, учитывающий отнесение оборудования к основному; коэффициент, учитывающий стационарность установки; коэффициент, учитывающий сменность работ оборудования.

Ниже приведены значения данных коэффициентов [3, стр.68, стр.98-99]:

выбирается в зависимости от сменности (табл. 3.1).

Необходимые для расчёта нормативные данные представлены в таблице 3.2.

Значение поправочного коэффициента Таблица 3.1

Сменность работы	1	2	3
Поправочный коэффициент	2	1	0,67

Нормативные трудоёмкости текущего и капитального ремонтов

Таблица 3.2

Наименование	, челч	, челч	, лет	, мес.
ТМЗ-630/10	250	50	12	36
ТМЗ-1000/10	300	60	12	36
ТМЗ-1600/10	380	80	12	36
ВМГ-10	24	8	3	12
АЕ-2017	28	8	3	12
РВ-1022	15	4	4	12
Кабель 3x35	50	15	20	12
3x50	60	18	20	12
3x70	75	23	20	12
3x95	80	27	20	12
3x120	90	27	20	12
3x185	120	36	20	12

Произведём расчёты согласно формулам (3.2)-(3.6) для трансформатора ТМЗ-630/10:

; .

Для кабельной линии ГПП-ЦРП (l= 8,8 км) согласно формулам (3.2)-(3.6): ;

.

Аналогично произведём расчёты для остального оборудования (сетей) и результаты сведём в таблицу 3.3.

Для текущих ремонтов плановая трудоёмкость единицы оборудования (сетей), челч:

, (3.7)

где: -табличная трудоёмкость текущего ремонта единицы оборудования (сетей), челч.

Количество текущих ремонтов в году для любого вида оборудования (сетей)

, (3.8)

где: t _пл.- плановая продолжительность межремонтного периода, мес.

Годовая доля трудоёмкости текущего ремонта единицы оборудования (сетей), челч:

; (3.9)

Годовая трудоёмкость текущего ремонта оборудования (сетей) по схеме электроснабжения предприятия, челч, найдём как:

. (3.10)

Произведём расчёты согласно формулам (3.5)-(3.7) для трансформатора ТМЗ-630/10.

;

.

Для кабельной линии ЦРП-ТП9 (l=3,5 км) согласно формулам (3.7)-(3.10):

;

;

.

Результаты расчётов по всем остальным элементам схемы электроснабжения сведены в таблицу 3.3

Учитывая, что обслуживание оборудования производится без снижения нагрузки цеха, то подстанции, питающиеся от двух трансформаторов или кабельных линий, будут обслуживаться по очереди. Оборудование однотрансформаторных подстанций следует ремонтировать в нерабочие дни. Это так же относится к соответствующим кабельным линиям и выключателям.

В конце таблицы приведём суммарные значения годовых трудоёмкостей.. Число текущих ремонтов должно кратно укладываться в периоде между капитальными ремонтами. План-график ППР на 2009 год приведён в таблице 3.3.

По результатам таблицы 3.3 ,согласно (3.4), (3.10) вычислим:

челч; челч.

Годовая трудоёмкость технического обслуживания для некоторых видов оборудования (сетей), челч, найдём как:

. энергоснабжение промышленный планирование

, (3.9)

где коэффициент сменности работы цеха:

Kсм =; (3.10)

количество смен.

Суммарная величина годовой трудоёмкости технического обслуживания, челч:

. (3.11)

челч.

Общая величина трудоёмкости ремонтов и техобслуживания, челч:

челч.

Годовой план-график ППР Таблица 3.3

N п/п	Наименование оборудования	Тип (модель)	Год и месяц последнего КР	Год и месяц последнего ТР	Тпл, лет	tпл, мес	шт	челч	челч	челч	челч	челч	Месяцы 2009г
													I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25
1	Силовой тран-ор	ТМЗ-630	01.2004	01.2003	24	72	0,13	50	6,25	250	10,4	120	50
2	-//-	ТМЗ-1000	02.2007	02.2006	8	24	0,38	60	22,5	380	37,5	48		380
3	-//-	ТМЗ-1000	03.2007	03.2006	8	24	0,38	60	22,5	380	37,5	48			380
4	-//-	ТМЗ-1000	04.1999	04.2006	12	36	0,25	60	15	300	25	72				60
5	-//-	ТМЗ-1000	05.2006	05.2007	12	36	0,25	60	15	300	25	72					300
6	-//-	ТМЗ-1000	06.2001	06.2006	12	36	0,25	60	15	300	25	72						60
7	-//-	ТМЗ-1600	07.2001	07.2007	8	24	0,38	80	30	380	47,5	64							80
8	-//-	ТМЗ-1600	08.2000	08.2007	8	24	0,38	80	30	380	47,5	64								380
9	-//-	ТМЗ-1600	09.2007	09.2008	8	24	0,38	80	30	380	47,5	64									380
10	-//-	ТМЗ-1600	10.2007	10.2008	8	24	0,38	80	30	380	47,5	64										380
11	-//-	ТМЗ-1000	11.2002	11.2003	24	72	0,13	60	7,5	300	12,5	144											60
12	-//-	ТМЗ-1000	12.2006	12.2007	12	36	0,25	60	15	380	25	72												380
13	-//-	ТМЗ-1000	01.2006	01.2007	12	36	0,25	60	15	300	25	72	300
14	Выкл-ль	ВМГ-10	02.2008	02.2007	3	12	0,67	8	5,33	24	8	28,8		24
15		ВМГ-10	03.2008	03.2007	3	12	0,67	8	5,33	24	8	28,8			24
16	-//-	ВМГ-10	04.2006	04.2008	3	12	0,67	8	5,33	24	8	28,8				8
17	-//-	ВМГ-10	05.2005	05.2008	3	12	0,67	8	5,33	24	8	28,8					8
18	-//-	ВМГ-10	06.2006	06.2008	3	12	0,67	8	5,33	24	8	28,8						8
19	-//-	ВМГ-10	07.2006	07.2008	3	12	0,67	8	5,33	24	8	28,8							8
20	-//-	ВМГ-10	08.2005	08.2008	3	12	0,67	8	5,33	24	8	28,8								8
21	-//-	ВМГ-10	09.2007	09.2008	3	12	0,67	8	5,33	24	8	19,2									8
22	-//-	ВМГ-10	10.2007	10.2008	3	12	0,67	8	5,33	24	8	19,2										8
23	-//-	ВМГ-10	11.2008	11.2007	3	12	0,67	8	5,33	24	8	19,2											24
24	-//-	ВМГ-10	12.2007	12.2008	3	12	0,67	8	5,33	24	8	19,2												8
25	Разъед-ль	РВ-1022	01.2008	01.2007	4	12	0,75	4	3,00	15	3,75	14,4	15
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25
26	-//-	РВ-1022	02.2005	02.2008	4	12	0,75	4	3,00	15	3,75	14,4		4
27	-//-	РВ-1022	03.2005	03.2008	4	12	0,75	4	3,00	15	3,75	14,4			4
28	-//-	РВ-1022	04.2006	04.2008	4	12	0,75	4	3,00	15	3,75	14,4				4
29	-//-	РВ-1022	05.2007	05.2008	4	12	0,75	4	3,00	15	3,75	14,4					4
30	-//-	РВ-1022	06.2007	06.2008	4	12	0,75	4	3,00	15	3,75	14,4						4
31	-//-	РВ-1022	07.2006	07.2008	4	12	0,75	4	3,00	15	3,75	14,4							4
32	-//-	РВ-1022	08.2006	08.2008	4	12	0,75	4	3,00	15	3,75	14,4								4
33	-//-	РВ-1022	09.2006	09.2008	4	12	0,75	4	3,00	15	3,75	14,4									4
34	-//-	РВ-1022	10.2007	10.2008	4	12	0,75	4	3,00	15	3,75	14,4										4
35	-//-	РВ-1022	11.2008	11.2007	4	12	0,75	4	3,00	15	3,75	14,4											15
36	-//-	РВ-1022	12.2005	12.2007	4	12	0,75	4	3,00	15	3,75	14,4												4
37	-//-	РВ-1022	01.2008	01.2007	4	12	0,75	4	3,00	15	3,75	14,4	15
38	-//-	РВ-1022	02.2006	02.2008	4	12	0,75	4	3,00	15	3,75	14,4		4
39	-//-	РВ-1022	03.2006	03.2008	4	12	0,75	4	3,00	15	3,75	9,6			4
40	-//-	РВ-1022	04.2006	04.2008	4	12	0,75	4	3,00	15	3,75	9,6				4
41	-//-	РВ-1022	05.2007	05.2008	4	12	0,75	4	3,00	15	3,75	9,6					4
42	-//-	РВ-1022	06.2007	06.2008	4	12	0,75	4	3,00	15	3,75	9,6						4
43	-//-	РВ-1022	07.2007	07.2008	4	12	0,75	4	3,00	15	3,75	9,6							4
44	-//-	РВ-1022	08.2006	08.2008	4	12	0,75	4	3,00	15	3,75	9,6								4
45	-//-	РВ-1022	09.2006	09.2008	4	12	0,75	4	3,00	15	3,75	9,6									4
46	-//-	РВ-1022	10.2005	10.2008	4	12	0,75	4	3,00	15	3,75	9,6										4
47	Авт. вык-ль	АЕ-2017	11.2006	11.2008	3	12	0,67	8	5,33	28	9,33	28,8											8
48	-//-	АЕ-2017	12.2008	12.2007	3	12	0,67	8	5,33	28	9,33	28,8												28
49	-//-	АЕ-2017	01.2008	01.2007	3	12	0,67	8	5,33	28	9,33	28,8	28
50	-//-	АЕ-2017	02.2006	02.2008	3	12	0,67	8	5,33	28	9,33	28,8		8
51	-//-	АЕ-2017	03.2006	03.2008	3	12	0,67	8	5,33	28	9,33	28,8			8
52	-//-	АЕ-2017	04.2007	04.2008	3	12	0,67	8	5,33	28	9,33	28,8				8
53	-//-	АЕ-2017	05.2007	05.2008	3	12	0,67	8	5,33	28	9,33	28,8					8
54	-//-	АЕ-2017	06.2007	06.2008	3	12	0,67	8	5,33	28	9,33	28,8						8
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25
55	-//-	АЕ-2017	07.2006	07.2008	3	12	0,67	8	5,33	28	9,33	28,8							8
56	-//-	АЕ-2017	08.2006	08.2008	3	12	0,67	8	5,33	28	9,33	19,2								8
57	-//-	АЕ-2017	09.2008	09.2007	3	12	0,67	8	5,33	28	9,33	19,2									28
58	-//-	АЕ-2017	10.2006	10.2008	3	12	0,67	8	5,33	28	9,33	19,2										8
59	-//-	АЕ-2017	11.2008	11.2007	3	12	0,67	8	5,33	28	9,33	19,2											28
60	-//-	АЕ-2017	12.2008	12.2007	3	12	0,67	8	5,33	28	9,33	19,2												28
61	-//-	АЕ-2017	01.2008	01.2007	3	12	0,67	8	5,33	28	9,33	19,2	28
62	-//-	АЕ-2017	02.2008	02.2007	3	12	0,67	8	5,33	28	9,33	9,6		28
63	-//-	АЕ-2017	03.2008	03.2007	3	12	0,67	8	5,33	28	9,33	9,6			28
64	ГПП-ЦРП	2(3х185)	04.2005	04.2008	20	12	0,95	423,6	601,9	2112	105,6	2280,96				423,6
65	ЦРП-ТП-1	2(3х70)	05.1990	05.2008	20	12	0,95	177,6	244,7	840	42,0	927,36					177,6
66	ЦРП-ТП-5	2(3х70)	06.2001	06.2008	20	12	0,95	371,6	419,5	1440	72,0	1059,84						371,6
67	ЦРП-ТП-6	2(3х120)	07.2006	07.2008	20	12	0,95	393,2	554,0	1944	97,2	2099,52							393,2
68	ЦРП-ТП-9	3х70	08.2003	08.2008	20	12	0,95	80,5	76,48	262,5	13,1	193,2								80,5
69	ТП-3-5	3х35	09.2004	09.2008	20	12	0,95	19,95	18,95	66,5	3,33	47,88									19,95
70	ТП-4-5	3х50	10.2008	10.2007	20	12	0,95	10,8	10,26	36	1,80	25,92										36
71	ТП-6-7	2(3х95)	11.2006	11.2008	20	12	0,95	302,4	287,3	896	44,8	1088,64											302,4
72		436	448	448	507,6	501,6	455,6	497,2	484,5	443,95	440	437,4	448

4. ПЛАНИРОВАНИЕ ЧИСЛЕННОСТИ ПЕРСОНАЛА И ФОНДА

ЗАРАБОТНОЙ ПЛАТЫ

Определим общую плановую численность рабочих, чел:

, (4.1)

где: - общая годовая величина трудоёмкости ремонта и технического обслуживания, челч ;

- полезный плановый фонд времени одного рабочего в год, ч

(=1750 ч);

- коэффициент выполнения норм ( =1,05 ).

чел.

Общую численность рабочих распределяем по видам ремонтов и технического обслуживания пропорционально их трудоёмкости, чел:

чел. ;

чел. ;

чел. ;

чел.

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

Примерная структура квалификационных разрядов рабочих приведена в таблице 4.1. Численность дежурного (оперативного) персонала принимаем: - два человека в смену (начальник смены электроцеха и электромонтёр с 5-й группой квалификации) и два для подмены на период отпусков и т.п.- всего 8 человек.

Считаем, что эксплуатационно-ремонтный персонал работает в дневную смену, дежурный - в соответствии с работой цехов.

Примерная структура квалификационных разрядов рабочих Таблица 4.1

Разряд	1	2	3	4	5	6
В % к общему количеству	5	15	30	30	15	5
Количество человек	11	35	70	70	35	12

Штатное расписание, примерные должностные месячные оклады ИТР, служащих и МОП электроцеха приведены в таблице 4.2.

На рассматриваемом предприятии премия составляет 40 %, начисления социального страхования - 35%, дополнительная зарплата - 10%.

Для расчетов принимаем тарифную ставку первого разряда - 91тыс.руб.

При расчете оклада использовался повышающий коэффициент для работников энергетики, равный 1,3.

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 фонд Фшт, а заработная плата электромонтеров из числа дежурного (оперативного) персонала включена в фонд заработной платы рабочих Фраб, то отдельно фонд заработной платы дежурного персонала Фдеж рассчитывать не будем.

Должностные месячные оклады (примерные) ИТР, служащих и МОП Таблица 4.2

Наименование должности работающего	Кол-во	Раз-ряд	Оклад, тыс.руб.	Премия, тыс.руб.	ФСЗН, тыс.руб.	Доп. з/плата, тыс.руб.	З/плата в месяц, тыс.руб.	З/плата в год (с учетом кол-ва), тыс.руб.
Начальник цеха	1	15	411,684	164,674	144,089	41,168	761,615	9139,385
Зам. началь- ника цеха	1	14	384,475	153,79	134,566	38,448	711,279	8535,345
Начальник участка	2	13	359,632	143,853	125,871	35,963	665,319	15967,66
Старший мастер	2	12	335,972	134,389	117,590	33,597	621,548	14917,16
Начальник смены	3	12	335,972	134,389	117,590	33,597	621,548	22375,74
Мастер	6	11	313,495	125,398	109,723	31,349	579,966	41757,53
Инженер 1 кат.	2	11	313,495	125,398	109,723	31,349	579,966	13919,18
Инженер 2 кат.	2	10	293,384	117,353	102,684	29,338	542,7604	13026,25
Экономист	1	10	293,384	117,353	102,684	29,338	542,7604	6513,125
Нормировщик	1	9	274,456	109,782	96,059	27,445	507,7436	6092,923
Бухгалтер	1	9	274,456	109,782	96,059	27,445	507,7436	6092,923
Техник 1 кат.	1	9	274,456	109,782	96,059	27,445	507,7436	6092,923
Техник 2 кат.	1	8	256,711	102,684	89,8489	25,671	474,9153	5698,984
Зав. складом	1	7	240,149	96,0596	84,052	24,015	444,2756	5331,308
Кассир	1	6	224,77	89,908	78,669	22,477	415,8245	4989,894
Секретарь-машинист	1	6	224,77	89,908	78,669	22,477	415,8245	4989,894
Чертёжник	1	5	204,659	81,8636	71,6307	20,466	378,6191	4543,43
Кладовщик	1	4	185,731	74,2924	65,006	18,573	343,6023	4123,228
результа-ты	29		5201,651	2080,66	1820,578	520,17	Фшт=	194106,88

Из таблицы 4.2 определим годовой фонд заработной платы ИТР, служащих и МОП:

Фшт=194106,88 тыс. руб.

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

(4.2)

где: С - месячная тарифная ставка 4 - го разряда, С= 911,57=142,87 тыс.руб.

тыс.руб/ч.

Годовой фонд заработной платы рабочих:

(4.3)

где: -годовой номинальный фонд рабочего времени, =2080 ч;

0,3 - коэффициент, учитывающий надбавку к окладу в виде премии;

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

тыс.руб.

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

(4.4)

 тыс.руб.

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

. (4.5)

тыс.руб.

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

(4.6)

тыс.руб.

Штатное расписание, примерные должностные месячные оклады рабочих электроцеха приведены в таблице 4.3.

Должностные месячные оклады (примерные) рабочих Таблица 4.3

Наименование должности работающего	Кол-во	Раз-ряд	Оклад, тыс.руб.	Премия, тыс.руб.	ФСЗН, тыс.руб.	Доп. з/плата, тыс.руб.	З/плата в месяц, тыс.руб.	З/плата в год (с учетом кол-ва), тыс.руб.
Рабочие	11	1	118,3	47,32	41,405	11,83	218,855	28888,86
Рабочие	35	2	137,228	54,891	48,029	13,723	253,872	106626,2
Рабочие	70	3	159,705	63,882	55,897	15,971	295,454	248181,6
Рабочие	70	4	185,731	74,2924	65,006	18,573	343,602	288626
Рабочие	35	5	204,659	81,863	71,631	20,466	378,619	159020
Рабочие	12	6	224,77	89,908	78,669	22,477	415,824	59878,73

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

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.

Также электроцех имеет собственный склад оборудования и материалов.

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

5. ТАБЛИЦА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

В таблице приведены все основные показатели, характеризующие работу энергетического хозяйства промышленного предприятия и электроцеха.

Технико-экономические показатели, характеризующие работу энергетического хозяйства Таблица 5.1

№ п/п	Наименование	Обозначение	Величина	Размерность
1	Общие капитальные затраты	К	1667,462	млн.руб.
2	Издержки амортизации	Иам	78,067	млн.руб.
3	Издержки эксплуатации	Иэкс	36,381	млн.руб.
4	Стоимость потерь электроэнергии	Ипот	882,676	млн.руб.
5	Приведенные затраты	З	1197,220	млн.руб.
6	Средний тариф	ср	265,868	руб/кВтч
7	Плата за электроэнергию	Пэ	14232,152	млн.руб.
8	Годовое полезное потребление электроэнергии	Эпол	50172192	кВтч/год
9	Годовое потребление электроэнергии	Эгод	53530929,16	кВтч/год
10	Потери электроэнергии за год	Эгод	3358737,16	кВтч/год
11	Дополнительные капитальные вложения	К	1,572	млн.руб.
12	Стоимость полезного кВтч	С	285,947	руб/кВтч
13	Экономический эффект	З	28,621	млн.руб.
14	Срок окупаемости	Ток	0,055	год
15	Годовая трудоёмкость к.р.		1121,933	челч/год
16	Годовая трудоёмкость т.р.		2682,251	челч/год
17	Годовая трудоёмкость т.о.		9649,72	челч/год
18	Годовая трудоёмкость п.ц.		415115,333	челч/год
19	Численность ремонтного персонала	Чраб	233	чел
20	Годовой фонд заработной платы	Фгод	927,56	млн.руб.

Литература

1. В.П. Керного, Ю.И. Сильченко, А.А. Ганжин. Методическое пособие к курсовой работе по курсу “ Организация и планирование энергетического производства ” для студентов специальностей 0303- ” Электроснабжение промышленных предприятий ”.-Мн.: БГПА,1988.

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

3. О.П. Королёв, В.Н. Радкевич, В.Н. Сацукевич. Электроснабжение промышленных предприятий. Учебно-методическое пособие. - Мн.: 1998.

Размещено на Allbest.ru