Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Планирование производства и потребления электрической энергии

КурсоваяПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

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… Читать ещё >

Планирование производства и потребления электрической энергии (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

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

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 гидрои 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 185 мм. 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

0,86

1:1:1

ГПП-ЦРП

ААБлУ-2(3*185)

0,82

0,9:1

ЦРП-ТП-1

(3×70)

0,80

ЦРП-ТП-5

(3×70)

0,83

0,6:1

ЦРП-ТП-6

(3×120)

0,84

1:0,75

ЦРП-ТП-8

(3×70)

0,88

0,8:1:1

ЦРП-ТП-9

(3×70)

0,90

0,8:1:0,9

ТП-1−2

(3×50)

0,85

0,65:1

ТП-З-5

(3×35)

0,81

ТП-4−5

(3×50)

0,86

1:0,8

ТП-6−7

(3×95)

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

;

;

;

;

;

;

337,5

562,5

409,922

734,94

443,523

795,181

955,986

1761,905

826,798

1523,81

1349,357

2840,909

1673,203

3522,727

1210,805

2777,778

1501,399

3444,444

;

;

;

752,989

1429,412

369,234

629,63

;

;

;

302,616

593,023

308,55

604,651

623,033

1220,93

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

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. 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(3×35)

3х35

47,5

7,22

ААБлУ-2(3×50)

3х50

7,84

ААБлУ-2(3×70)

3х70

221,5

8,68

ААБлУ-2(3×95)

3х95

41,5

9,56

ААБлУ-2(3×120)

3х120

40,5

10,4

ААБлУ-2(3×185)

3х185

83,5

38,5

12,76

Из справочника берём технические характеристики трансформаторов для комплектных трансформаторных подстанций: тип трансформаторов, их число на подстанции, стоимость одного трансформатора и параметры (ДРХ, ДРК, IХ, UК), 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

7,3

5,5

1,5

4,2

ТМЗ-1000

11,2

5,5

1,5

5,74

ТМЗ-1600

4,2

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

1232,667

1232,667

731,421

1433,333

1232,667

731,421

1433,333

1232,667

731,421

1433,333

337,5

562,5

245,953

440,964

409,922

734,94

955,986

1761,905

716,989

1321,429

1079,486

2272,727

1349,357

2840,909

1349,357

2840,909

968,644

2222,222

1210,805

2777,778

1089,725

369,234

629,63

302,616

593,023

242,093

474,419

623,033

1220,93

560,73

1098,837

У

5232,667

2779,551

5928,283

10 598,667

6125,906

12 260,972

9055,667

5100,238

10 403,867

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

1239,833

1239,833

735,674

1441,667

1239,833

735,674

1441,667

1239,833

735,674

1441,667

266,114

477,108

443,523

795,181

826,798

1523,81

620,099

1142,857

1338,562

2818,182

1673,203

3522,727

1673,203

3522,727

1201,119

2755,556

1501,399

3444,444

1351,259

789,75

489,443

929,118

752,989

1429,412

308,55

604,651

246,84

483,721

720,939

1412,791

1093,5

648,845

1271,512

У

6199,833

3275,355

7015,404

12 092,583

6861,119

13 921,316

11 474,33

6472,431

13 187,076

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

112,288

114,84

ЦРП-ТП-1

8,68

5,6

48,608

6,4

55,552

ЦРП-ТП-5

8,68

9,6

83,328

9,2

79,856

ЦРП-ТП-6

10,4

10,8

112,32

114,4

ЦРП-ТП-8

8,68

;

;

;

4,9

42,532

ЦРП-ТП-9

8,68

3,5

30,38

;

;

;

ТП-З-5

7,22

1,33

9,603

1,4

10,108

ТП-4−5

7,84

0,6

4,704

0,9

7,056

ТП-6−7

9,56

5,6

53,536

4,4

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

ТМЗ-1000/10

11,48

0,366

ТМЗ-630/10

4,2

0,122

ТМЗ-1000/10

5,74

0,122

ТМЗ-1000/10

11,48

0,366

Продолжение таблицы 2.1.3

ТМЗ-1600/10

16,29

0,366

ТМЗ-1600/10

16,29

0,366

ТМЗ-1000/10

5,74

0,122

ТМЗ-1000/10

5,74

0,122

ТМЗ-1000/10

5,74

0,122

У

х

82,7

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

ТМЗ-1000/10

11,48

0,366

ТМЗ-630/10

4,2

0,122

ТМЗ-1000/10

5,74

0,122

ТМЗ-1000/10

11,48

0,366

ТМЗ-1600/10

16,29

0,366

ТМЗ-1600/10

16,29

0,366

ТМЗ-1000/10

5,74

0,122

ТМЗ-1000/10

5,74

0,122

ТМЗ-1000/10

5,74

0,122

У

х

82,7

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

17,505

86,497

17,505

86,497

17,505

86,497

52,515

259,492

9,45

11,929

37,073

9,45

17,929

55,973

5,178

25,695

9,05

44,708

17,227

85,402

23,384

115,368

15,779

78,02

45,163

223,388

17,299

136,778

23,655

186,716

23,655

186,716

64,609

510,211

16,802

132,877

22,879

180,62

19,672

155,422

59,353

468,918

7,44

36,804

13,44

66,804

6,939

34,342

5,521

27,379

15,46

76,721

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

17,639

87,156

17,639

87,156

17,639

87,156

52,917

261,468

9,45

12,008

37,319

9,45

18,008

56,219

5,549

27,52

10,082

49,777

18,631

92,297

19,003

93,855

13,314

65,918

38,317

189,773

23,373

184,506

33,146

261,29

33,146

261,29

89,665

707,086

22,61

178,506

31,953

251,916

27,022

213,172

81,585

643,594

12,669

62,479

25,884

127,377

41,553

204,856

7,095

35,108

5,621

27,869

15,715

77,977

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)

гдеудельное 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

13 023,56

8243,634

15 437,41

11 099,57

6851,926

13 060,99

ЦРП-ТП-1

1250,172

817,919

1493,96

1250,172

817,919

1493,961

1250,172

817,919

1493,961

ЦРП-ТП-5

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

30,594

1034,379

742,996

1273,571

416,521

284,472

504,395

ТП-З-5

9,45

9,915

461,929

374,573

594,712

9,45

9,915

ТП-4−5

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

ДРТЦ

ДQТ+QЦ

ДSТ+SЦ

ДРТЦ

ДQТ+QЦ

ДSТ+SЦ

кВт

квар

кВА

кВт

квар

кВА

кВт

квар

кВА

ГПП-ЦРП

8790,066

5214,048

10 258,7

15 727,42

9922,149

18 618,14

14 699,63

9210,833

17 366,68

ЦРП-ТП-1

1257,472

822,83

1502,76

1257,472

822,83

1502,759

1257,472

822,83

1502,759

ЦРП-ТП-5

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

30,594

2042,773

1397,64

2475,14

2355,492

1633,132

2866,262

ТП-З-5

9,45

9,915

464,008

376,319

597,427

9,45

9,915

ТП-4−5

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 1 667 461,8+(882 676,126+78 067,259+36 380,856) = 1 197 219,657 тыс.руб;

З2= 0,12 1 702 386+(1 375 069,264+79 569+37079,34) = 1 696 003,924 тыс.руб.

Вывод:

По условию минимума приведенных затрат для дальнейшего рассмотрения принимаем вариант № 1 схемы электроснабжения, так как приведенные затраты по данному варианту меньше: 1 197 219,657 тыс. руб < 1 696 003,924 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 = 10 598,667+138,603+641,944=11 379,234 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+10 598,667+9055,667)8252 = 50 172 192 кВтч.

Определим общее потребление энергии предприятием за год, кВтч:

Эгод = Эпол+ДЭгод; (2.2.4)

Эгод =3 358 737,16 + 50 172 192 = 53 530 929,16 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 = 11 379,234 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: Эудснижение удельного потребления электроэнергии, кВтч ;

Пгодпроизводство продукции цехом № 1 за год, шт, которое определяем по выражению:

Срок окупаемости определяется по выражению, мес:

Суммарная установленная мощность цеховых трансформаторов равна:

Sуст = 10 002+6301+10 001+10002+16 002+16002+10 001+10001+

+10 001=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

Поправочный коэффициент

0,67

Нормативные трудоёмкости текущего и капитального ремонтов

Таблица 3.2

Наименование

челч

челч

лет

мес.

ТМЗ-630/10

ТМЗ-1000/10

ТМЗ-1600/10

ВМГ-10

АЕ-2017

РВ-1022

Кабель 3×35

3x50

3x70

3x95

3x120

3x185

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

Силовой

тран-ор

ТМЗ-630

01.2004

01.2003

0,13

6,25

10,4

-//;

ТМЗ-1000

02.2007

02.2006

0,38

22,5

37,5

-//;

ТМЗ-1000

03.2007

03.2006

0,38

22,5

37,5

-//;

ТМЗ-1000

04.1999

04.2006

0,25

-//;

ТМЗ-1000

05.2006

05.2007

0,25

-//;

ТМЗ-1000

06.2001

06.2006

0,25

-//;

ТМЗ-1600

07.2001

07.2007

0,38

47,5

-//;

ТМЗ-1600

08.2000

08.2007

0,38

47,5

-//;

ТМЗ-1600

09.2007

09.2008

0,38

47,5

-//;

ТМЗ-1600

10.2007

10.2008

0,38

47,5

-//;

ТМЗ-1000

11.2002

11.2003

0,13

7,5

12,5

-//;

ТМЗ-1000

12.2006

12.2007

0,25

-//;

ТМЗ-1000

01.2006

01.2007

0,25

Выкл-ль

ВМГ-10

02.2008

02.2007

0,67

5,33

28,8

ВМГ-10

03.2008

03.2007

0,67

5,33

28,8

-//;

ВМГ-10

04.2006

04.2008

0,67

5,33

28,8

-//;

ВМГ-10

05.2005

05.2008

0,67

5,33

28,8

-//;

ВМГ-10

06.2006

06.2008

0,67

5,33

28,8

-//;

ВМГ-10

07.2006

07.2008

0,67

5,33

28,8

-//;

ВМГ-10

08.2005

08.2008

0,67

5,33

28,8

-//;

ВМГ-10

09.2007

09.2008

0,67

5,33

19,2

-//;

ВМГ-10

10.2007

10.2008

0,67

5,33

19,2

-//;

ВМГ-10

11.2008

11.2007

0,67

5,33

19,2

-//;

ВМГ-10

12.2007

12.2008

0,67

5,33

19,2

Разъед-ль

РВ-1022

01.2008

01.2007

0,75

3,00

3,75

14,4

-//;

РВ-1022

02.2005

02.2008

0,75

3,00

3,75

14,4

-//;

РВ-1022

03.2005

03.2008

0,75

3,00

3,75

14,4

-//;

РВ-1022

04.2006

04.2008

0,75

3,00

3,75

14,4

-//;

РВ-1022

05.2007

05.2008

0,75

3,00

3,75

14,4

-//;

РВ-1022

06.2007

06.2008

0,75

3,00

3,75

14,4

-//;

РВ-1022

07.2006

07.2008

0,75

3,00

3,75

14,4

-//;

РВ-1022

08.2006

08.2008

0,75

3,00

3,75

14,4

-//;

РВ-1022

09.2006

09.2008

0,75

3,00

3,75

14,4

-//;

РВ-1022

10.2007

10.2008

0,75

3,00

3,75

14,4

-//;

РВ-1022

11.2008

11.2007

0,75

3,00

3,75

14,4

-//;

РВ-1022

12.2005

12.2007

0,75

3,00

3,75

14,4

-//;

РВ-1022

01.2008

01.2007

0,75

3,00

3,75

14,4

-//;

РВ-1022

02.2006

02.2008

0,75

3,00

3,75

14,4

-//;

РВ-1022

03.2006

03.2008

0,75

3,00

3,75

9,6

-//;

РВ-1022

04.2006

04.2008

0,75

3,00

3,75

9,6

-//;

РВ-1022

05.2007

05.2008

0,75

3,00

3,75

9,6

-//;

РВ-1022

06.2007

06.2008

0,75

3,00

3,75

9,6

-//;

РВ-1022

07.2007

07.2008

0,75

3,00

3,75

9,6

-//;

РВ-1022

08.2006

08.2008

0,75

3,00

3,75

9,6

-//;

РВ-1022

09.2006

09.2008

0,75

3,00

3,75

9,6

-//;

РВ-1022

10.2005

10.2008

0,75

3,00

3,75

9,6

Авт. вык-ль

АЕ-2017

11.2006

11.2008

0,67

5,33

9,33

28,8

-//;

АЕ-2017

12.2008

12.2007

0,67

5,33

9,33

28,8

-//;

АЕ-2017

01.2008

01.2007

0,67

5,33

9,33

28,8

-//;

АЕ-2017

02.2006

02.2008

0,67

5,33

9,33

28,8

-//;

АЕ-2017

03.2006

03.2008

0,67

5,33

9,33

28,8

-//;

АЕ-2017

04.2007

04.2008

0,67

5,33

9,33

28,8

-//;

АЕ-2017

05.2007

05.2008

0,67

5,33

9,33

28,8

-//;

АЕ-2017

06.2007

06.2008

0,67

5,33

9,33

28,8

-//;

АЕ-2017

07.2006

07.2008

0,67

5,33

9,33

28,8

-//;

АЕ-2017

08.2006

08.2008

0,67

5,33

9,33

19,2

-//;

АЕ-2017

09.2008

09.2007

0,67

5,33

9,33

19,2

-//;

АЕ-2017

10.2006

10.2008

0,67

5,33

9,33

19,2

-//;

АЕ-2017

11.2008

11.2007

0,67

5,33

9,33

19,2

-//;

АЕ-2017

12.2008

12.2007

0,67

5,33

9,33

19,2

-//;

АЕ-2017

01.2008

01.2007

0,67

5,33

9,33

19,2

-//;

АЕ-2017

02.2008

02.2007

0,67

5,33

9,33

9,6

-//;

АЕ-2017

03.2008

03.2007

0,67

5,33

9,33

9,6

ГПП-ЦРП

2(3×185)

04.2005

04.2008

0,95

423,6

601,9

105,6

2280,96

423,6

ЦРП-ТП-1

2(3×70)

05.1990

05.2008

0,95

177,6

244,7

42,0

927,36

177,6

ЦРП-ТП-5

2(3×70)

06.2001

06.2008

0,95

371,6

419,5

72,0

1059,84

371,6

ЦРП-ТП-6

2(3×120)

07.2006

07.2008

0,95

393,2

554,0

97,2

2099,52

393,2

ЦРП-ТП-9

3х70

08.2003

08.2008

0,95

80,5

76,48

262,5

13,1

193,2

80,5

ТП-3−5

3х35

09.2004

09.2008

0,95

19,95

18,95

66,5

3,33

47,88

19,95

ТП-4−5

3х50

10.2008

10.2007

0,95

10,8

10,26

1,80

25,92

ТП-6−7

2(3×95)

11.2006

11.2008

0,95

302,4

287,3

44,8

1088,64

302,4

507,6

501,6

455,6

497,2

484,5

443,95

437,4

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

В % к общему количеству

Количество человек

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

411,684

164,674

144,089

41,168

761,615

9139,385

Зам. началь;

ника цеха

384,475

153,79

134,566

38,448

711,279

8535,345

Начальник участка

359,632

143,853

125,871

35,963

665,319

15 967,66

Старший мастер

335,972

134,389

117,590

33,597

621,548

14 917,16

Начальник смены

335,972

134,389

117,590

33,597

621,548

22 375,74

Мастер

313,495

125,398

109,723

31,349

579,966

41 757,53

Инженер

1 кат.

313,495

125,398

109,723

31,349

579,966

13 919,18

Инженер

2 кат.

293,384

117,353

102,684

29,338

542,7604

13 026,25

Экономист

293,384

117,353

102,684

29,338

542,7604

6513,125

Нормировщик

274,456

109,782

96,059

27,445

507,7436

6092,923

Бухгалтер

274,456

109,782

96,059

27,445

507,7436

6092,923

Техник

1 кат.

274,456

109,782

96,059

27,445

507,7436

6092,923

Техник

2 кат.

256,711

102,684

89,8489

25,671

474,9153

5698,984

Зав. складом

240,149

96,0596

84,052

24,015

444,2756

5331,308

Кассир

224,77

89,908

78,669

22,477

415,8245

4989,894

Секретарь-машинист

224,77

89,908

78,669

22,477

415,8245

4989,894

Чертёжник

204,659

81,8636

71,6307

20,466

378,6191

4543,43

Кладовщик

185,731

74,2924

65,006

18,573

343,6023

4123,228

результа-ты

5201,651

2080,66

1820,578

520,17

Фшт=

194 106,88

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

Фшт=194 106,88 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

118,3

47,32

41,405

11,83

218,855

28 888,86

Рабочие

137,228

54,891

48,029

13,723

253,872

106 626,2

Рабочие

159,705

63,882

55,897

15,971

295,454

248 181,6

Рабочие

185,731

74,2924

65,006

18,573

343,602

Рабочие

204,659

81,863

71,631

20,466

378,619

Рабочие

224,77

89,908

78,669

22,477

415,824

59 878,73

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

Общие капитальные затраты

К

1667,462

млн.руб.

Издержки амортизации

Иам

78,067

млн.руб.

Издержки эксплуатации

Иэкс

36,381

млн.руб.

Стоимость потерь электроэнергии

Ипот

882,676

млн.руб.

Приведенные затраты

З

1197,220

млн.руб.

Средний тариф

ср

265,868

руб/кВтч

Плата за электроэнергию

Пэ

14 232,152

млн.руб.

Годовое полезное потребление электроэнергии

Эпол

кВтч/год

Годовое потребление электроэнергии

Эгод

53 530 929,16

кВтч/год

Потери электроэнергии за год

Эгод

3 358 737,16

кВтч/год

Дополнительные капитальные вложения

К

1,572

млн.руб.

Стоимость полезного кВтч

С

285,947

руб/кВтч

Экономический эффект

З

28,621

млн.руб.

Срок окупаемости

Ток

0,055

год

Годовая трудоёмкость к.р.

1121,933

челч/год

Годовая трудоёмкость т.р.

2682,251

челч/год

Годовая трудоёмкость т.о.

9649,72

челч/год

Годовая трудоёмкость п.ц.

415 115,333

челч/год

Численность ремонтного персонала

Чраб

чел

Годовой фонд заработной платы

Фгод

927,56

млн.руб.

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.

Показать весь текст
Заполнить форму текущей работой