Организация и управление энергохозяйства промышленного предприятия

    

Общая численность эксплуатационного ремонтного персонала составляет 4 человека.

3 Расчет амортизационных отчислений

 

Общая сумма годовых амортизационных отчислений рассчитывается по следующей формуле

                                           ,  (3.1)

где  Nам – норма амортизации, %;

      Fб – балансовая стоимость электрооборудования, руб.

Для электродвигателей мощностью до 100 кВт Nам принимается Nам=12,6

Годовые амортизационные отчисления отображаются в таблице 3.1

 

Таблица 3.1 – Годовые амортизационные отчисления

р№	Наименование оборудования	Рн, кВт	Количество, шт	Балансовая стоимость оборудования, руб.	Норма амортизации, %.	Амортизационные отчисления, руб.
1	АИР56И4	5,5	1	7743	12,6	975,62
2	АИР90L4	2,2	1	5613	12,6	707,24
3	АИР63B4	0,55	1	3320,52	12,6	418,38
4	ПА-45	0,01	1	900	12,6	113,4
Итого				17576,52	12,6	2214,64

 

 

 

4 Расчет заработной платы эксплуатационно-ремонтного персонала

Расчет основной заработной платы эксплуатационных рабочих осуществляется по повременной системе

Определяется фонд заработной платы по тарифу

                                         , (4.1)

 

где  ФЗПтариф– фонд заработной платы по тарифу, руб;

– часовая тарифная ставка III разряда, руб/ч;

– часовая тарифная ставка IV разряда, руб/ч;

 – количество эксплуатационного персонала с 3 разрядом;

 – количество эксплуатационного персонала с 4 разрядом;

Fэ– эффективный фонд рабочего времени, ч.

Определяется фонд годовой заработной платы

,         (4.2)

где  ФЗПгод – фонд годовой заработной платы, руб;

Кпрем – коэффициент премии;

   Кр – районный коэффициент.

5 Смета годовых эксплуатационных  расходов

 

Смета годовых эксплуатационных расходов отображаются в таблице 5.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

             Таблица 5.1 – Смета эксплуатационных  расходов

№	Статьи затрат	Затраты		Примечания
		%	руб
1	Основная ЗП основных эксплуатационных рабочих		3442220
2	Дополнительная заработная плата	16	550755,2	от основной ЗП
3	Страховые взносы	30	1197892,56	от суммы основной и дополнительной ЗП
4	Эксплуатационные материалы	2,33	409,53	от балансовой стоимости оборудования
5	Амортизационные отчисления		2214,64
6	Общецеховые затраты	180	3545486,6	от основной ЗП
7	Прочие производственные затраты	3	103266,6	от основной ЗП
Итого			8842245,1

 

 

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.

 

Таблица 6.1 – 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
4,060	5,474	5,813	5,474	5,202	5,474	5,474	5,813

 

15- 16	16 - 17	17 - 18	18 - 19	19- 20	20 - 21	21 - 22	22 - 23	23 - 00
5,542	4,863	4,694	4,524	3,958	4,298	4,026	3,416	2,870

 

Рис. 4  Профиль планового почасового потребления

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 6.4 – 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
Поставка эл. энергии	Втч	538276	3,99	2147721,2	114274,04	2261995,2
№п Наименование товара	Ед изм	Кол-во	Цена, руб/кВт в мес	Стоимость руб., без НДС	Налог, руб.	Стоимость руб., в том числе НДС
Поставка мощности	Втч	875,12	725,450	634855,8	114274,04	749129,84
Итого						3011125,1

 

Расчет себестоимости 1 кВтч

С/ст 1 кВтч = 3011125,1/538276=5,60 кВтч

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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.: Энергоатомиздат, 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. Райзберг Б. 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 институт. Норильск, 1997.
10. Фатхутдинов Р. А. Организация производства, М.:ИНФРА-М, 2001.
11. Шепеленко Г. И. Экономика, 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 СКНЦВШ, 1996.
13. Экономика 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