Организация и планирование системы ППР

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Организация и управление энергохозяйства промышленных предприятий

Рис. 1 Структура энергетической службы предприятия

Функциями энергетической службы предприятия являются:

- разработка нормативов, касающихся энергетической службы;

- планирование потребности всех видов энергии и энергоносителей;

- составление энергетического баланса предприятия;

- планирование ППР оборудования;

- планирование потребности в запчастях;

- организация выработки (обеспечения предприятия всеми видами энергии);

- оперативное планирование и диспетчирование обеспечения предприятия всеми видами энергии;

- организация ремонтных работ оборудования;

- разработка технической документации для проведения монтажных, ремонтных работ оборудования и энергетических коммуникаций;

- организация обслуживания энергетического оборудования, сетей, линий связи;

- контроль за качеством ремонтных работ;

- организация монтажных, пусконаладочных работ нового оборудования, демонтаж и утилизация списанного оборудования по энергетической части;

- надзор за правилами эксплуатации оборудования;

- контроль за расходами всех видов энергии.

2 Организация ремонтного хозяйства

Система планово - предупредительного ремонта (ППР) представляет собой комплекс технических и организационных мероприятий по уходу, обслуживанию и ремонту оборудования, осуществляемых в плановом порядке и носящих предупредительный характер. Плановой эта система называется потому, что все мероприятия, составляющие её содержание, осуществляются по плану (графику) в заранее установленные сроки. Предупредительной названа потому, что кроме ремонтных работ включает профилактические мероприятия, предупреждающие аварии и поломки. К таким мероприятиям относятся: ежедневный уход, надзор за оборудованием и межремонтное обслуживание - проверка на точность, осмотры, промывка и смена масел и т.д.

Основной задачей системы ППР является удлинение ремонтного цикла и межремонтного периода, сокращение времени производства ремонтных работ и снижение их стоимости. По системе ППР для каждого агрегата в зависимости от условии его эксплуатации устанавливается длительность ремонтного цикла и межремонтного периода



Рис. 2 Содержание системы планов - предупредительного ремонта

Для того, чтобы определить годовую плановую трудоемкость ремонтных работ и число работников ремонтного персонала, необходимо подсчитать количество ремонтных работ, выполняемых за год.

2. Определение структуры годового графика ремонта электрооборудования

Определяется количество ремонтных работ, выполняемых за весь ремонтный цикл.

Количество текущих ремонтов и осмотров определяется по следующим формулам:

nт = Тц/tмп-1;

no = tмп / tмо - 1,

где Тц - продолжительность ремонтного цикла, лет

Тмп - продолжительность межремонтного периода, мес.

tмо - продолжительность межосмотрового периода, мес.

При обработке метала, резаньем:

Тц=12 лет,

Тмп= 12 мес.,

tмо=3 мес.

Определение количества ремонтов в цикле

№	Наименование электрооборудования	Продолжительность	Количество ремонтов в цикле
		тц	tmn	tmo	пт	no
1	Полуавтоматический зубофрезерный горизонтальный 53А05П	24 лет	24 мес	6 мес	11	3

Определяется количество ремонтных работ на планируемый год. Для этого необходимо построить годовой план - график ППР на 2013 год.

Годовой план-график ППР предприятия (цеха) на 2013 год

№	Наименование электрооборудования	Вид ремонта / Трудоемкость, чел.-ч
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	AИР80А4			К/12							О/1
2	АИР63В4			К/11							О/1
3	АИР63А4			К/11							О/1
4	АИР56В4			К/11							О/1

Расчет численности эксплуатационно-ремонтного персонала

Численность эксплуатационного персонала определяется по формуле:

где Т_р.общ - годовая плановая трудоемкость всех видов ремонтов, чел. ч.

Трк, Т_рх, Т_ро - годовая плановая трудоемкость соответственно капитальных, текущих ремонтов, осмотров, чел.-ч.

Р_Эфф - - эффективный фонд рабочего времени одного рабочего, ч. Эффективный фонд рабочего времени одного рабочего на планируемый год определяется с помощью баланса рабочего времени.

Расчет эффективного фонда рабочего времени

№	Наименование показателя	Единицы	Значение на 2013 год
1	Календарный фонд времени	Дн	365
2	Выходные и праздничные дни	Дн	110
3	Номинальный фонд рабочего времени	Дн	255
4	Неиспользуемое время, в том числе:
4.1	Основные и дополнительные отпуска	Дн	28
4.2	Невыходы по болезни	Дн	7,65
4.3	Невыходы в связи с выполнением общественных и гос. обязанностей	Дн	1,27
5	Фактическое число рабочих дней	Дн	218
6	Средняя продолжительность рабочего дня	ч	8
7	Реальный (эффективный) фонд рабочего времени	ч	1744

Определяется численность эксплуатационного персонала по (2.3)

;

;

;

;

Общая численность эксплуатационного ремонтного персонала составляет 4 человека.

3. Расчет амортизационных отчислений

Общая сумма годовых амортизационных отчислений рассчитывается по следующей формуле:

,

где N_am - нормы отчислений на амортизацию (реновацию), % / год

F_б - балансовая стоимость электрооборудования, руб.

Для электродвигателей мощностью до 100кВт N_am принимается N_am=l 2,6.

Годовые амортизационные отчисления отображаются в таблице.

Годовые амортизационные отчисления

№	Наименование оборудования	Рн, кВт	Кол-во, шт.	Балансовая стоимость об-я, руб.	Норма амортизации, %.	Амортизационные отчисления, руб.
1	АИР80А4	1,1	1	2800	12,6	352,8
2	АИР63В4	0,37	1	1640	12,6	206,64
3	АИР63А4	0,25	1	1640	12,6	206,64
4	АИР56В4	0,18	1	1390	12,6	175,14
Итого	7470	12,6	941,22

4. Расчет заработной платы эксплуатационно-ремонтного персонала

Расчет основной заработной платы эксплуатационных рабочих осуществляется по повременной системе.

Определяется фонд заработной платы по тарифу

ФЗП_тариф=С_ч*N_{экспл.п}*F_э;

(

где ФЗПтариф - фонд заработной платы по тарифу, руб.;

С_ч^II - часовая тарифная ставка II разряда, руб./ч;

С_ч^III - часовая тарифная ставка III разряда, руб./ч;

N_{экспл.п}^II - количество эксплуатационного персонала с 2 разрядом;

N_{экспл.п}^III - количество эксплуатационного персонала с 3 разрядом;

F_Э - эффективный фонд рабочего времени, ч.

Определяется фонд годовой заработной платы, руб.;

ФЗП_год= ФЗП_тариф-К_прем-К_р;

240637,12*1,4*1=456432,7 руб.

де ФЗП_Г0Д - фонд годовой заработной платы, руб.;

К_прем - коэффициент премии;

К_р - районный коэффициент.

5. Смета годовых эксплуатационных расходов

Смета годовых эксплуатационных расходов отображаются в таблице.

Смета эксплуатационных расходов

№	Статьи затрат	Затраты	Примечание
		%	Руб.
1	Основная заработная плата основных эксплуатационных рабочих		456432,7
2	Дополнительная заработная плата основных рабочих	18	82157,89	От основной зарплаты
3	ПФР Страховые взносы: ФСС ФОМСы	26	121012,5	От суммы основной и дополнительной зарплаты
4	Эксплуатационные материалы	131	9785,7	От балансовой стоимости оборудования
6	Амортизационные отчисления	12,6	941,22	От балансовой стоимости оборудования
7	Общецеховые затраты	148	671080,4	От основной зарплаты
8	Прочие производственные затраты	3,5	15975,14	От основной зарплаты
Итого	1357385,55

6. Расчет обязательств Потребителя за электрическую энергию

Годовые суммарные затраты включают в себя все эксплуатационные расходы, а также плату энергосистеме за потребленную электроэнергию.

Если присоединенная электрическая мощность предприятия больше 750 кВА, плата энергосистеме определяется по двухставочному тарифу.

В двухставочном тарифе размер платы определяется двумя ставками и состоит из двух частей: платы за заявленную потребителем максимальную мощность (в часы максимума нагрузки энергосистемы) и платы за фактически потребленную энергию.

Для маломощных предприятий используется одноставочный тариф: Порядок исполнения договора энергоснабжения для потребителей > 750кВА

В отношении энергопринимающих устройств, присоединенная мощность которых превышает 750 кВА, в договоре энерогоснабжения (договоре купли - продажи (поставки) электрической энергии) должно предусматриваться планирование почасового объема потребления электрической энергии. В этом случае предельные уровни нерегулируемых цен определяются для каждого часа суток в соответствующем расчетном периоде. В целях определения фактического почасового потребления электрической энергии и мощности Стороны используют приборы учета электрической энергии, обеспечивающие интервальный учет (интервальные приборы), класса точности 1,0 и выше. При замене выбывших из эксплуатации приборов учета, а также при присоединении к электрической сети новых энергопринимающих устройств, мощность которых превышает 750 кВА, устанавливаются приборы учета, позволяющие измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, класса точности 0,5 S и выше, в том числе включенные в состав автоматизированной измерительной системы коммерческого учета. Показания интервальных приборов списываются Сторонами совместно и фиксируются в Акте приема - передачи электрической энергии и мощности за соответствующий расчетный месяц. После подписания Сторонами данного Акта расчет финансовых обязательств.

Потребителя производится с учетом соответствующих почасовых объемов фактического потребления. При заключении и исполнении договоров энергоснабжения потребители, владеющие на праве собственности или ином законом основании энергопринимающим оборудованием, присоединенная мощность которого превышает 750 кВА, уведомляют гарантирующего поставщика о договорных почасовых объемах потребления электрической энергии и компенсируют стоимость отклонений фактических почасовых объемов потребления от договорных почасовых объемов потребления.

Основными видами системы тарифов на электроэнергию являются:

1) одноставочный тариф по счётчику электроэнергии;

2) одноставочный тариф дифференцированным по времени суток, дням недели, сезонам года.

3) двухставочный тариф с основной ставкой за мощность присоединённых электроприёмников;

4) двухставочный тариф с оплатой максимальной нагрузки;

5) двухставочный тариф с основной ставкой за мощность потребителя, участвующую в максимуме энергосистемы;

1. Одноставочный тариф по счетчику электроэнергии предусматривает плату только за электроэнергию в киловатт-часах, учтенную счётчиком. Этот вид тарифа широко используется при расчетах с населением и другими непромышленными потребителями. Потребитель, не использующий энергию в рассматриваемый отчётный период, не несет расходов, связанных с издержками энергоснабжающих организаций, которые обеспечивают подачу электроэнергии s любой момент времени. По этому тарифу стоимость 1 кВ-ч при любом количестве потреблённой энергии остаётся постоянной. Однако затраты на 1 кВт-ч при увеличении производства (потребления) энергии уменьшаются и, следовательно, должна снижаться тарифная ставка на потребляемый киловатт-час. Это учитывается введением ступенчатого тарифа по счётчику.

По одноставочному тарифу на электроэнергию с платой за отпущенное количество энергии с потребителя взимается плата за потреблённую электроэнергию, учтенную счётчиками, по некоторой усредненной стоимости для электроэнергетической системы (ЭЭС).

Поскольку перспективные годовые потребления электроэнергии прогнозируются достаточно точно, то суммарная плата за пользование электроэнергией покрывает все расходы ЭЭС и обеспечивает плановые накопления.

Одноставочный тариф стимулирует потребителя сокращать непроизводительный рас ход электроэнергии, создавать наиболее рациональные системы электроснабжения и режимы работы энергоприёмников, так как это позволяет снизить издержки данного предприятия. Однако отсутствие дифференциации стоимости электроэнергии по времени суток не стимулирует потребителя снижать нагрузку в часы максимума и повьппать в часы ночных провалов, т.е. не способствует выравниванию графика нагрузки ЭЭС, а следовательно, и снижению затрат на производство электроэнергии.

2. Одноставочный тариф, дифференцированный по времени суток, дням недели, сезонам года, предусматривает ставку только за энергию, учтенную счётчиками, но при разных дифференцированных ставках. Обычно предусматриваются три ставки за энергию, потреблённую в часы утреннего и вечернего максимума, в часы полупиковой нагрузки и часы ночного провала нагрузки.

3. Двухставочный тариф с основной ставкой за мощность присоединённых электроприёмников предусматривает плату (П) за суммарную мощность присоединённых электроприёмников (рп) и плату за потреблённую электроэнергию, кВт*ч, учтённую счётчиками:

П=аРп+ bW,

где а - плата за 1 кВт (или кВ* А) присоединённой мощности; b - плата за 1 кВт*ч потребленной электроэнергии, Необходимость действия такого тарифа обусловлена тем, что установленная мощность современных крупных промышленных предприятий составляет сотни и тысячи мегавольт-ампер.

Затраты на электрооборудование и на систему электроснабжения в ряде случаев превышает 50% стоимости предприятия. На сооружение систем электроснабжения

Расходуется значительное количество кабельной продукции и оборудования. Общая установленная мощность электрооборудования в отраслях промышленности превышает установленную мощность электростанций и с каждым годом возрастает. Это определяется широкой электрификацией технологических процессов, использованием индивидуальных электроприводов и электроаппаратов. Для рационализации систем электроснабжения и снижения потерь энергии в них принимается децентрализация

распределения, транс формации, преобразования и коммутации электроэнергии, которая осуществляется применением глубоких вводов питающих линий, позволяющих

трансформировать и преобразовывать энергию на рабочее напряжение непосредственно у электроприёмника. При этом сокращаются ступени трансформации.

Разукрупнение подстанций уменьшает токи, что, в свою очередь, приводит к снижению потерь энергии. Однако децентрализация трансформации, как правило, приводит к возрастанию суммарной мощности трансформаторов, установленных на подстанциях глубоких вводов, по сравнению с мощностью трансформаторов, необходимой при централизованной трансформации.

4. Двухставочный тариф с оплатой максимальной нагрузки предусматривает плату как за максимальную нагрузку (Рмах, кВт) потребителя (основная ставка), так и за потреблённую электроэнергию (W, кВт*ч), учтённую счётчиками;

П=аРмах+ bW,

где а - плата за 1 кВт максимальной мощности;

b - плата за 1кВт*ч электроэнергии.

5. Двухставочный тариф с основной ставкой за мощность потребителя, участвующую в максимуме энергосистемы, учитывает не вообще максимальную мощность потребителя, а заявленную им единовременную мощность, участвующую в максимуме ЭЭС - Рмах. При таком тарифе потребитель свободен в выборе наиболее рациональной схемы электроснабжения предприятия, заинтересован снижать мощность, участвующую в максимуме ЭЭС (поскольку соответственно снижаются его затраты), и стремится сокращать непроизводительный расход электроэнергии. Уменьшение максимума нагрузки и смещение потребления в другую часть графика выравнивают график и, следовательно, снижают стоимость вырабатываемой электроэнергии.

Распределение коэффициентов нагрузки в течение суток

Час	00-01	01-02	02-03	03-04	04-05	05-06	06-07
Коэфф, %	2,873	2,873	2,873	2,466	2,601	2,873	2,466

07-08	08-09	09-10	10-11	11 - 12	12-13	13 - 14	14-15
5,060	6,274	6,613	6,174	6,202	6,274	6,474	6,813

15 - 16	16-17	17-18	18-19	19 - 20	20-21	21-22	22-23	23-00
6,542	5,863	2,494	2,224	2,258	2,298	2,326	2,216	2,870

Профиль планового почасового потребления

Расчет обязательств Потребителя за электрическую энергию

№п	Наименование товара	Ед изм	Кол-во	Цена, руб./кВтч	Стоимость руб., без НДС	Налог, руб.	Стоимость руб., в том числе НДС
1	Поставка эл. энергии по нерегулируемым ценам	кВтч	324782	3.55	11529766,1	207535,7	1360511,8
1	Поставка мощности по нерегулируемым ценам	кВт	932,41	259,31	241783,23	43520,9	285304,21

Заключение

В данной курсовой работе была рассмотрена организация и планирование системы ППР. Сущность этой системы заключается в предотвращении прогрессивного износа оборудования проведением профилактических осмотров и различных видов ремонтных работ, чередование и периодичность которых зависят от особенностей агрегата и условий его эксплуатации. В настоящий момент данная система становится все менее рентабельной, в связи с неактуальностью проведения капитального ремонта по отношению покупки нового оборудования, в связи с производством конкурирующей продукции. При ускорении научно-технического прогресса за один ремонтный цикл появляется новое оборудование, с которым существующее сейчас конкурировать не может, поэтому система ППР актуальна для одного ремонтного цикла.

В работе также произведен расчет годовых эксплуатационных расходов на содержание системы электроснабжения. Он показал, что снизить расходы можно за счет сокращения эксплуатационных расходов на содержание электроснабжения. А именно, уменьшение накладных расходов, уменьшение электроэнергии, ненаправленной на основное производство и уменьшение потерь электроэнергии в собственных сетях, например, за счет автоматизации экономии осветительных сетей.

Максимальной экономией для предприятия будет являться внедрение альтернативных видов электроэнергии, что приведет к снижению ее себестоимости. К альтернативной энергии относится: ветровая, солнечная, геотермальная, энергия приливов и отливов. В авангарде технологий сейчас находится аккумуляция альтернативной энергии, т.к. это являлось одной из главных причиной отказа от этих видов энергии. Источники этой энергии в первую очередь экологически чистые, возобновляемые и безопасные. Внедрение альтернативной энергии должно осуществляться на государственном уровне, используя большую территорию нашей страны, на которой найдутся места для применения всех перечисленных выше видов энергии.

Библиографический список

1. Афанасьев Н.А. Юсипов М.А. Система технического обслуживания и ремонта оборудования энергохозяйств промышленных предприятий. М.: Энершагомиздат, 1991.

2. Борисов Е.Ф. Экономика, М.: Дело, 2004.

3. Коростелева Е.М. Экономика, организация и планирование машиностроительного производства, М.: Машиностроение, 1991.

4. Мелехин В.Т. Организация и планирование энергохозяйств промышленных предприятий, М.: Энергоатомиздат, 1998

5. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. Официальное издание. М: Министерство финансов РФ, 1994.

6. Прузнер С.Л. Экономика, организация и планирование энергетического производства, М.:Энергоатомиздат, 1984.

7. Прузнер С.Л. Златопольский А. Н Некрасов А М. Экономика энергетики СССР, М.: Высшая школа, 1978.

8. РайзбергБ. А. Курс экономики, М: ИНФРА-М, 2004

9. Сазыкина О.В. Основы экономики промышленной энергетики. Часть 1. Фонды, инвестиции и себестоимость продукции: Учебное пособие / Норильский индустриальный инстшут. Норильск, 1997.

10. Фатхутдинов Р.А. Организация производства, М.: ИНФРА-М, 2001.

11. Шепеленко Г. Н Экономию, организация и планирование производства на предприятии, Ростов-на-Дону, Изд центр «Март», 2003.

12. Щепакин М.Б. Экономика энергетики Российской Федерации. Ростов-на-Дону: Издательство СКНЦВЩ1996.

13. Экономию промышленности: Учебное пособие для вузов. - В 3-х т. Т. 2. Экономика и управление энергообъектами. Под ред. А.И. Барановского, Н.Н. Кожевникова, Н.В. Пирадовой. М: МЭИ, 1998

Размещено на Allbest.ru