Планирование производства и потребления электрической энергии

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

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

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

Таблица 1.2.3 — Длины кабельных линий

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

Таблица 1.2.4 — Данные по цеху № 1

(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

Из справочника 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

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

Таблица 1.3.2 — Цеховые нагрузки по сменам для варианта № 2

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

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

На основании справочных данных, приведенных в таблице 1.2.6:

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

Продолжение таблицы 2.1.3

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

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

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

Таблица 2.1.6 — Потери в трансформаторах для варианта № 2

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)

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

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

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

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

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

Нормативные трудоёмкости текущего и капитального ремонтов

Таблица 3.2

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

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

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

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

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

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.