12.2 Выбор трансформаторов
При выборе числа трансформаторов (автотрансформаторов) на подстанции следует руководствоваться требованиями к надежности электроснабжения, определяемыми категориями потребителей.
На подстанциях с высшим напряжением 35 - 750 кВ рекомендуется устанавливать два трансформатора (автотрансформатора). При соответствующем технико-экономическом обосновании или при наличии двух средних напряжений допускается установка более двух трансформаторов (автотрансформаторов).
Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой перегрузки и резерва по сетям среднего и низшего напряжений, обеспечивали питание нагрузки. Согласно ГОСТ в аварийном режиме допускается работа трансформатора с перегрузом на 40% не более 5 суток, и временем перегрузки не более 6 часов в сутки.
Расчетная мощность трансформатора (автотрансформатора) определяется на основании построенных суточных графиков нагрузок, по которым находят максимальную нагрузку подстанции. Обычно мощность каждого трансформатора (автотрансформатора) двухтрансформаторной подстанции выбирают равной (0,65-0,7) суммарной максимальной нагрузки подстанции.
Суммарная максимальная нагрузка подстанции согласно рисунку 12.5:
Smax = 72,1 МВА
Мощность одного трансформтора:
SНТ = 0,7×Smax = 0,7×72,1 = 50,47 МВА
По стандартной шкале номинальных мощностей трансформаторов выбираем трансформатор:
2хТРДЦН – 63000/110
SНОМ = 63 МВА, UВН = 115 кВ, UСН = 36,5 кВ, UНН = 10,5 кВ,
uкВ-С = 16,2%, uкВ-Н = 28,8%, uкС-Н = 12,6%, Рк ВН-СН = 220 кВт,
Рх = 74 кВт, Iх% = 0,5, С=150 тыс.р.
После выбора номинальной мощности трансформатора производится проверка на допустимость систематических перегрузок.
Допускаемые систематические перегрузки трансформатора в основном зависят от конфигурации графика нагрузок, системы охлаждения трансформатора, постоянной времени трансформатора tи температуры окружающего воздуха и определяются по двухступенчатому суточному графику нагрузок.
Если исходный суточный график нагрузок многоступенчатый, то его необходимо преобразовать в эквивалентный (в тепловом отношении) двухступенчатый. Для этого из графика выделяют первую и вторую ступени. Переменную нагрузку в пределах каждой ступени заменяют неизменной нагрузкой, создающей потери такой же величины, как и переменная нагрузка. Величина этой эквивалентной нагрузки может быть определена по выражению, кВ*А:
, (12.4)
где n - число ступеней многоступенчатого графика; ti - длительность i-й ступени графика, ч; Si - нагрузка i-й ступени графика, кВ×А.
Преобразование заданного графика нагрузок в эквивалентный двухступенчатый:
- проводим на заданном графике горизонтальную линию с ординатой, равной номинальной мощности трансформатора, предполагаемого к установке;
- пересечением этой линии с исходным графиком выделяем участок наибольшей перегрузки продолжительностью h'=4ч;
Рисунок 12.9 Построение двухступенчатого графика по суточному графику нагрузок трансформатора
- оставшуюся часть исходного графика разбиваем на m интервалов Dti с нагрузкой в каждом интервале Si;
- определяем начальную нагрузку SЭ1 эквивалентного графика (мощность первой ступени) из выражения, кВ×А:
Коэффициент начальной нагрузки
Предварительный коэффициент максимальной нагрузки
Коэффициент максимальной нагрузки
Т.к. К’2 >0.9×КMAX, 1.14>1,026, принимаем К2 = К’2 = 1,14.
Определяем продолжительность перегрузки:
Используя [2] по средней эквивалентной температуре окружающей среды t°= -10° и продолжительности перегрузки, определяем допустимость относительной нагрузки:
К2ДОП = 1,35
К2ДОП ³ К2, 1,35 > 1,14.
Систематические перегрузки являются допустимыми.
12.3 Расчет токов короткого замыкания
Согласно [3] проверка правильности выбора аппаратов и проводников напряжением 6 - 35 кВ производится по току трехфазного к.з., а напряжением 110 кВ и выше - по току трехфазного или однофазного к.з. Расчет токов к.з. производят в основных коммутационных узлах подстанции. Для определения наибольшего возможного тока к.з. в каждом узле следует считать включенными все генераторы в системе, все трансформаторы и линии электропередачи (ЛЭП) подстанции.
Расчет сопротивлений элементов схемы замещения подстанции в относительных единицах:
сопротивление системы
Х*с = Хс×(Sб/Sс) = 1,1×(3000/3000) = 1,1,
где Хс - заданное эквивалентное сопротивление системы, отнесенное к мощности системы Sc; Sб- принятое значение базисной мощности, МВ×А;
Sб = Sс = 3000 МВ×А.
сопротивление воздушной линии
Х*Л = Х0×l×(Sб/U2) = 0.4×75×(3000/1102) = 7,43,
где Х0 - сопротивление 1км линии, Ом/км;
1 - длина линии, км;
U - напряжение ступени, где находится воздушная линия, кВ.
сопротивления трехобмоточного трансформатора
Х*В = 0,005×(uкВН-СН+ uк ВН-НН -uк СН-НН)×(Sб/SНТ);
Х*С = 0,005×(uк ВН-СН + uк СН-НН -uк ВН-НН)×(Sб/SНТ); (12.5)
Х*Н = 0,005×(uк ВН-НН +uк СН-НН - uк ВН-СН)×(Sб/SНТ),
где uкВН-СН,, uк ВН-НН,-uк СН-НН - соответственно напряжения к.з, между обмотками высшего и среднего, высшего и низшего, среднего и низшего напряжений для выбранного трансформатора, %;
Х*В = 0,005×(16,2+ 28,8 - 12,6)×(3000/63) = 7,71;
Х*С = 0,005×(16,2 + 12,6 - 28,8)×(3000/63) = 0;
Х*Н = 0,005×(28,8 + 12,6 - 16,2)×(3000/63) = 6.
На схеме замещения все сопротивления обозначены порядковыми номерами, под чертой указана величина сопротивления.
Определение периодической составляющей тока к.з.
В общем случае значение периодической составляющей равно, кА:
IП = 
, (12.6)
где Е*э - эквивалентная ЭДС источников питания, о.е.; Х*э - эквивалентное сопротивление схемы до точки к.з., о.е.;
базисное значение тока, кА
(12.7)
Рисунок 12.10 Схема замещения для расчета токов к.з.
В дипломном проекте можно принять Е*э = 1, тогда
IП = 
(12.8)
1) для точки К-1
Х*Э1 = Х*с + Х*Л /2 = 1,1+7,43/2 = 4,82
По формуле (12.8) определим ток к.з.
IП1 = 
.
2) для точки К-2
Х*Э2 = Х*Э1 + Х*В/2 = 4,82+7,71/2 = 8,68
По формуле (3.4) определим ток к.з.
IП2 = 
.
3) для точки К-3
4)
а) выключатель разомкнут
Х*Э3 = Х*Э2 + Х*Н = 8,68+6 = 14,68
I’П3 = 
.
б) выключатель замкнут
Х*Э3 = Х*Э2 + Х*Н /2 = 8,68+6/2 = 11,68
I’’П3 = 
.
Для дальнейшего расчета будем использовать I’П3 = 11,24 кА.
12.4 Выбор кабельных линий к РП
Сечение кабелей должно удовлетворять следующим требованиям: экономичность, стойкость к нагреву в форсировочном режиме, термической стойкости при к.з.
Сечение кабелей рассчитывается по экономической плотности тока. Для кабелей с алюминиевыми жилами при Тmax= 4554,22 час jэк=1,4 А/мм2.
, (12.9)
где Iр.м. – ток расчетный максимальный, А
(12.10)
где n – число кабелей, проложенных в земле,
(12.11)
При проверке кабелей на длительно допустимый ток учитывают число рядом проложенных в земле кабелей
Iр.ф.£ I’дл.доп
I’дл.доп = КN*Iдл.доп,
где КN – поправочный коэффициент на число работающих кабелей.
При проверке на термическую стойкость необходимо, чтобы выполнялось условие:
(12.12)
С=92; tф = tРЗ + tПО + Та = 0,8+0,12+0,05=0,97 с
Например, для первого РП: n = 6
Выбираем стандартное сечение 3-х жильного кабеля с алюминиевыми жилами.
qст = 185 мм2
Для этого сечения длительно допустимый ток
Iдл.доп. = 340 А
Iр.ф = Iр.м. ·2 = 71,28×2 = 142,56 А
КN = 0,75 142,56 £ 255.
Выбранное сечение кабеля удовлетворяет условиям проверки на нагрев.
Выбор сечения кабелей на остальных РП осуществляется аналогично, поэтому результаты расчетов сведем в таблицу.
Таблица 12.2 Расчет сечения кабелей, отходящих от РП
| № РП | n | q, мм2 | qст, мм2 | Iр.м, А | Iр.ф, А | Iдл.доп, А | I’дл.доп, А | Iн.т, кА | Iп, кА |
| 50,91 | 71,28 | 142,56 | 17,3 | 11,2 | |||||
| 58,37 | 81,71 | 163,43 | 14,0 | 11,2 | |||||
| 44,08 | 61,71 | 123,43 | 14,0 | 11,2 | |||||
| 55,10 | 77,14 | 154,29 | 17,3 | 11,2 | |||||
| 58,37 | 81,71 | 163,43 | 17,3 | 11,2 | |||||
| 58,37 | 81,71 | 163,43 | 17,3 | 11,2 | |||||
| 32,24 | 45,14 | 90,29 | 11,2 | 11,2 |
12.5 Выбор шин на НН
Сечение шин выбирается по экономической плотности тока и проверяется на стойкость к нагреву в форсировочном режиме и электродинамическую стойкость.
Определим расчетный максимальный ток нормального режима:
Iр.ф.=2×Iр.м.=2749,28 А.
jЭ = 1,1 для алюминиевых шин при Тmax= 4554,22 час.
Выбираем шины коробчатого сечения
qст = 2440 мм2
Iдл.доп. = 6430 А > Iр.ф = 2749,28 А.
Основные параметры шин:
h =175 мм, b=80 мм, с=8мм, r=12 мм;
моменты сопротивления Wх-х = 122 см3, Wy-y = 25 см3, Wy0-y0 = 250 см3,
моменты инерции Jx-x = 1070 см4, Jy-y = 114 см4, Jy0-y0 = 2190 см4.
Проверка шин на электродинамическую стойкость производится по значению ударного тока трехфазного к.з.
где Ку = 1+е –0,01/Та = 1+е –0,01/0.05= 1.8 – ударный коэффициент.
При этом должно соблюдаться условие
(12.13)
sдоп = 70 МПа
Усилие между фазами при протекании тока к.з.:
,
где l = 1,2 м – длина шины между изоляторами,
а = 0,2м – расстояние между осями соседних фаз.
Напряжение в материале шин при взаимодействии фаз, МПа:
,
т.е. условие (12.13) соблюдается.
12.6 Выбор гибких проводов на ВН и СН
Сечение шин выбирается по экономической плотности тока и проверяется на стойкость к нагреву в форсировочном режиме, термическую стойкость и по условиям коронирования.
Выбор проводов на ВН
jЭ = 1,1 для сталеалюминевых проводов при Тmax= 4956,31 час.
Выбираем провод АС-185/24, Iдл.доп. = 520 А
Iр.ф. = 2×Iр.м = 378,44 А, т.е. условие Iр.ф.£ Iдл.доп выполняется.
Проверка на термическую стойкость выполняется по условию:
Iн.т.³ IП1,
где IП1 = 3,12 кА – см. расчет токов к.з. для точки К-1.
С=90; tф = tРЗ + tПО + Та = 0,2+0,06+0,05=0,31с
29,9 > 3,21 кА, т.е. выбранное сечение термически стойко.
При проверке проводов по условиям коронирования должно выполняться условие:
1,07×Е £ 0,9×Е0 (12.14)
где Е – напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода, кВ/см;
Е0 – критическая начальная напряженность поля, при которой возникает разряд в виде короны, кВ/см.
(12.15)
где r0– радиус провода, см;
r0 = DПР/2=1,89/2 = 0,945
DПР – диаметр провода, /15/;
Dср – среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см,
Dср = 1,26×D =1,26×400 = 504
D = 400 расстояние между проводами фаз, см.
(12.16)
где m=0,82 – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода.
Определим значения Е и Е0:
условие (12.14) 1,07×15,11 = 16,17 £ 0,9×32,49 = 29,24 не выполняется.
В РУ 110 кВ для уменьшения коронирования применяют расщепление проводов фаз. Напряженность электрического поля около поверхности расщепленного провода, кВ/см:
, (12.17)
где К – коэффициент, учитывающий число проводов n в фазе;
rЭ – эквивалентный радиус расщепленного провода, см.
Возьмем число проводов в фазе n=4, тогда
,
где а= 20 см – расстояние между расщепленными проводами.
условие (12.14) 1,07×6,08 = 6,51 £ 0,9×32,49 = 29,24 выполняется
Выбор проводов на СН
jЭ = 1 для сталеалюминевых проводов при Тmax= 5888 час.
При выборе проводов до шин СН ток Iдл.доп сравниваем с форсированным током
Выбираем провод сечение
120/27 Iдл.доп. = 375 А
Iр.ф. = 2×Iр.м = 366,58 А, т.е. условие Iр.ф.£ Iдл.доп выполняется.
При выборе проводов после шин СН ток Iдл.доп сравниваем с рабочим максимальным.
где n=4 – количество отходящих линий.
.
Выбираем сечение
16/2,7 Iдл.доп. = 111 А
условие Iр.м.£ Iдл.доп выполняется.
12.7 Выбор электрических аппаратов
В РУ 110 кВ и 35кВ установим маломасляные выключатели.
Условия выбора выключателей:
Uуст £ Uном, Iр.ф. £ Iном
In £ Iн.д., iу £ iскв
In £ Iн.откл, iat £ iaн
Вк £ I2н.т. ·tн.т.
Условия выбора разъединителей:
Uуст £ Uном, Iфорс £ Iном, iу £ iскв, Вк £ I2н.т. ·tн.т.
Выбор выключателей и разъединителей на ВН
Выберем тип выключателя:
ВМТ – 110Б – 20/1000 УХЛ1
Номинальные параметры:
Uном =110 кВ; Iном = 1000 А; Iн.д. = 20 кА; iскв = 52 кА;
Iн.откл=20 кА; βн =25%; Iн.т./tн.т=20кА/3с; tпо = 0,08с; tс.в = 0,05с;
;
I2н.т. ·tн.т = 202×3=1200 кА2×с
Расчетные параметры:
где t - время от момента возникновения к.з. до начала размыкания контактов выключателя, с
t = tрзmin + tс.в= 0,01 + 0,05 = 0,06 с;
Та = 0,03 с – постоянная времени для ВЛ 110 кВ.
Тепловой импульс, кА2×с:
кА2×с,
где tотк - время отключения к.з.
tотк = tрзmax + tпо= 0,2 + 0,08 = 0,28 с.
Таблица 12.3 Условия выбора и проверки выключателей
| Расчетные параметры | Условия выбора и проверки | Номинальные параметры |
| Uуст | 110 = 110, кВ | Uном |
| Iр.ф. | 378,44 < 1000, А | Iном |
| In | 3,12 < 20, кА | Iн.д |
| iу | 7,94 < 52, кА | iскв |
| In | 3,12 < 20, кА | Iн.откл |
| iat | 0,6 < 7,07, кА | iaн |
| Вк | 4,02 < 1200, кА2×с | I2н.т. ·tн.т |
Выберем тип разъединителей:
РНДЗ – 1 - 110/630 Т1, РНДЗ – 2 - 110/630 Т1, тип привода ПР – Т1
Номинальные параметры:
Uном = 110 кВ; Iном = 630 А; iскв = 100кА; Iн.т./tн.т=40кА/3с;
I2н.т. ·tн.т = 402×3=4800 кА2×с.
Расчетные данные такие же, как для выключателей.
Таблица 12.4 Условия выбора и проверки разъединителей
| Расчетные параметры | Условия выбора и проверки | Номинальные параметры |
| Uуст | 110 = 0, кВ | Uном |
| Iр.ф. | 378,44 < 630, А | Iном |
| iу | 7,94 < 100, кА | iскв |
| Вк | 3,02 < 4800, кА2×с | I2н.т. ·tн.т |
Выбор выключателей и разъединителей на СН
Выберем тип выключателя:
ВМКЭ – 35А – 16/1000 У1
Номинальные параметры:
Uном =35 кВ; Iном = 1000 А; Iн.д. = 26 кА; iскв = 45 кА;
Iн.откл=16 кА; βн =21%; Iн.т./tн.т=16,5кА/4с; tпо = 0,11с; tс.в = 0,08с;
;
I2н.т. ·tн.т = 16,52×4=1089 кА2*с
Расчетные параметры:
где t - время от момента возникновения к.з. до начала размыкания контактов выключателя, с
t = tрзmin + tс.в= 0,01 + 0,05 = 0,06 с;
Та = 0,02с – постоянная времени для ВЛ 35 кВ.
Тепловой импульс, кА2×с:
,
где tотк - время отключения к.з.
tотк = tрзmax + tпо= 0,2 + 0,08 = 0,28 с.
Таблица 12.5 Условия выбора и проверки выключателей
| Расчетные параметры | Условия выбора и проверки | Номинальные параметры |
| Uуст | 35 = 35, кВ | Uном |
| Iр.ф. | 366,58 < 1000, А | Iном |
| In | 5,70 < 26, кА | Iн.д |
| iу | 14,51 < 45, кА | iскв |
| In | 5,70 < 16, кА | Iн.откл |
| iat | 0,09 < 4,75, кА | iaн |
| Вк | 9,75 < 1089, кА2×с | I2н.т. ·tн.т |
Выберем тип разъединителей:
РНДЗ –1–35/1000 ХЛ1, РНДЗ–2– 35/1000 ХЛ1, тип привода ПВ – 20 У2
Номинальные параметры:
Uном =35 кВ; Iном = 1000 А; iскв = 63кА; Iн.т./tн.т=25кА/4с;
I2н.т. ·tн.т = 252*4=2500 кА2×с.
Расчетные данные такие же, как для выключателей.
Таблица 12.6 Условия выбора и проверки разъединителей
| Расчетные параметры | Условия выбора и проверки | Номинальные параметры |
| Uуст | 35 = 35, кВ | Uном |
| Iр.ф. | 366,58 < 1000, А | Iном |
| iу | 14,51 < 63, кА | iскв |
| Вк | 9,75 < 2500, кА2×с | I2н.т. ·tн.т |
13 определения удельной величины энергетической составляющей себестоимости продукции
13.1 Расчет стоимости электроэнергии, потребленной промышленным предприятием за год
Полная стоимость потребленной электроэнергии рассчитывается по формуле
(13.1)
где И’Э – стоимость потребленной электроэнергии;
ИПОТ.Э – стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах (ИПОТ.Э=ИΔW(ТР-РА)= = 
тыс.руб).
Стоимость потребленной электроэнергии определяется по формуле
(13.2)
где а – основная ставка (а=557,8 руб/кВт – для U=20-1кВ);
в – дополнительная ставка (в=1,05 руб/кВт∙ч – для U=20-1кВ);
ΣР – суммарная активная мощность предприятия (ΣР= 
кВт);
ЭГОД – количество потребленной электроэнергии предприятием за год.
Потребленная электроэнергия предприятием за год вычисляется по формуле
(13.3)
потребленная электроэнергия предприятием за год
стоимость потребленной электроэнергии
полная стоимость потребленной электроэнергии
13.2 Определение годовой заработной платы рабочих и ИТР
электрохозяйства предприятия
Для определения численности эксплуатационного и ремонтного персонала необходимо привести годовой баланс рабочего времени, а также рассчитать суммарную величину единиц ремонтной сложности по электрохозяйству предприятия и суммарную трудоемкость по текущему и среднему ремонту объектов электрохозяйства. Годовой баланс рабочего времени предоставлен в таблице 13.1.
Таблица 13.1 Годовой баланс рабочего времени
| № | Наименование статей | Значение | Примечание | |
| дни | часы | |||
| Календарный фонд рабочего времени | расчет ведется на 2005г. | |||
| Нерабочие дни: | ||||
| - праздничные | - | |||
| - выходные | - | |||
| Всего | - | |||
| Средняя продолжительность рабочего дня | - | завод работает по 5-ти дневной неделе | ||
| Номинальный фонд рабочего времени | п.1 - п.2 | |||
| Неиспользуемое время: | ||||
| - основного и дополнительного отпуска | - | |||
| - отпуска учащихся | 1,255 | - | 0,5% от п.4 | |
| - не выходы по болезни | 7,53 | - | 3% от п.4 | |
| - не выходы в связи с выполнением государственных обязанностей | 1,255 | - | 0,5% от п.4 | |
| - внутрисменные потери | 1,255 | - | 0,5% от п.4 | |
| Всего | 47,295 | - | ||
| Действительный фонд рабочего времени | 203,705 | 1629,64 | п.4 - п.5 | |
| Коэффициент использования рабочего года | 0,812 | - | п.6 / п.4 |
Трудоемкость текущих ремонтов определяется по формуле
(13.4)
где Ni – количество единиц i-го оборудования;
ЕРСi – единица ремонтной сложности i-ой единицы оборудования;
nТi – количество текущих ремонтов для i-ой единицы оборудования за год;
tТ – количество времени, приходящееся на одну ЕРС для текущего ремонта (tТ =1,2ч).
Трудоемкость средних ремонтов вычисляется по формуле
(13.5)
где nСi – количество текущих ремонтов для i-ой единицы оборудования за год;
tС – количество времени, приходящееся на одну ЕРС для текущего ремонта (tТ =7ч).
Число рабочих мест для эксплуатационного персонала рассчитывается по следующей формуле
(13.6)
где ΣЕРС – суммарная ремонтная сложность электрохозяйства предприятия (ΣЕРС=2733,604);
К – норма обслуживания единицы ремонтной сложности, приходящиеся на одного человека (К принимается равным 800).
Таблица 13.2 Расчетные трудоемкости элементов схемы электроснабжения
| № | Наименование элементов схемы электроснабжения | Единица | Количество | ЕРС на ед. оборудования | ΣЕРС | Количество текущих ремонтов | Количество средних ремонтов за год | Трудоемкость текущих ремонтов, ТТР,ч | Трудоемкость средних ремонтов, ТСР,ч | Суммарная трудоемкость, ΣТ,ч |
| Трансформатор ТДН-10000/110 | шт. | 122,4 | 122,4 | |||||||
| Короткозамыкатель, отделитель, ОПН | шт. | 9,6 | 9,6 | |||||||
| Ячейка ввода или отходящих линий | шт. | |||||||||
| Ячейка трансформатора собственных нужд | шт. | 26,4 | 26,4 | |||||||
| Ячейка трансформаторов напряжения и разрядников | шт. | 12,5 | ||||||||
| Трансформаторы на ДСП | шт. | 8,5 | 20,4 | 20,4 | ||||||
| Ячейка трансформаторов напряжения на БСК | шт. | 1,5 | 3,6 | 3,6 | ||||||
| Ячейка с выключателем нагрузки | шт. | 92,4 | 92,4 | |||||||
| Трансформаторы тока | шт. | 98,4 | 98,4 | |||||||
| БСК | шт. | 67,2 | 263,2 | |||||||
| КТП 250 кВ∙А | шт. | |||||||||
| трансформаторы | шт. | |||||||||
| шкаф вводной | шт. | |||||||||
| шкаф линейный | шт. | 13,5 | ||||||||
| шкаф секционный | шт. | |||||||||
| КТП 400 кВ∙А | шт. | |||||||||
| трансформаторы | шт. | |||||||||
| шкаф вводной | шт. | |||||||||
| шкаф линейный | шт. | 13,5 | ||||||||
| шкаф секционный | шт. | 518,4 | 2030,4 | |||||||
| Кабельная линия 10 кВ ААБ сечением: | ||||||||||
| до 70 мм2 | км | 1,867 | 7,468 | 35,8464 | 104,552 | 140,3984 | ||||
| 95 мм2 и выше | км | 2,356 | 14,136 | 67,8528 | 197,904 | 265,7568 | ||||
| ИТОГО: | 2733,6 | 14100,5 | 37920,46 | 52020,96 |
Явочная численность эксплуатационного персонала вычисляется как
(13.7)
где nСМ – количество рабочих смен в течении суток для расчетного предприятия (для данного промышленного предприятия nСМ принимается равным 2).
явочная численность эксплуатационного персонала
Суточная численность обслуживающего персонала определяется по формуле
(13.8)
где КИРГ – коэффициент использования рабочего года (КИРГ=0,812 – см. таблицу 13.1).
суточная численность обслуживающего персонала
Требуемое количество рабочих для проведения текущих ремонтов рассчитывается по формуле
(13.9)
где ΣТ – суммарная трудоемкость электрохозяйства предприятия (ΣТ приведена в таблице 13.2 и равна 52020,955 ч);
ФД – действительный фонд рабочего времени (ФД=1629,64 ч – см. таблицу 13.1);
КВН – коэффициент выполнения нормы (КВН принимается равным 1,1).
требуемое количество рабочих для проведения текущих ремонтов
Основная заработная плата рабочих эксплуатационников вычисляется по формуле
(13.10)
где βПР – коэффициент, учитывающий премиальные выплаты (bПР = 1,1);
КТ=30% - для г.Владивостока;
Зi – часовая тарифная ставка (для 4-го разряда Зi составляет 17 руб за час).
основная заработная плата рабочих эксплуатационников
Дополнительная заработная плата составляет 50% от основной заработной платы
(13.11)
дополнительная заработная плата
Основная заработная плата ремонтных рабочих будет определяться по формуле
(13.12)
где Зi – часовая тарифная ставка (для 4-го разряда Зi составляет 16 руб за час).
Основная заработная плата ремонтных рабочих
Дополнительная заработная плата ремонтных рабочих берется из расчета 50%-ов от основной заработной платы
(13.13)
дополнительная заработная плата ремонтных рабочих
Общий годовой фонд по рабочим рассчитывается как
(13.14)
общий годовой фонд по рабочим
Полный годовой фонд заработной платы ИТР вычисляется по формуле
(13.15)
где ОКi – должностные оклады (на предприятии работают главный энергетик и два мастера: главный энергетик – ОК=5300руб, мастер ОК=4000руб).
полный годовой фонд заработной платы ИТР
Общий годовой фонд заработной платы по электрохозяйству предприятия определяется по формуле
(13.16)
общий годовой фонд заработной платы по электрохозяйству предприятия
13.3 Определение годовых отчислений на социальные нужды
Отчисления на социальные нужды производятся в соответствии с существующими параметрами во внебюджетные социальные фонды.
Расчет отчислений на социальные нужды производится по следующей формуле
(13.17)
|
| Поделиться: |
Поиск по сайту
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Дата создания страницы: 2019-07-29 Нарушение авторских прав и Нарушение персональных данных