Выбор оптимальных технологических параметров скважинной гидродобычи полезных ископаемых

1.

Выбор оптимальных технологических параметров
скважинной гидродобычи полезных ископаемых
В последнее время все чаще таким критерием оптимальности считают
суммарную прибыль. Ориентировочно можно оценить оптимальные параметры
технологии, исследовав зависимость:
П=f R ,
руб
т
где П – удельная расчетная прибыль от добычи полезного ископаемого, руб/т;
R – радиус камеры, м.
Оценивая прибыль как разность между ценой и себестоимостью,
необходимо рассчитать следующие затраты:
1.
2.
3.
4.
5.
Затраты на заработную плату;
Амортизационные отчисления;
Затраты на электроэнергию;
Условно-постоянные расходы;
Расходы на воду.

2.

Постановка задачи: Рассчитать прибыль предприятия скважинной
гидродобычи для следующих условий (цены даны на 01.01.91):
1.
Мощность залежи m = 2,0 м;
2.
Плотность полезного ископаемого ρ = 1,6 т/м3
3.
Расстояние между добычными скважинами a = 20 м;
4.
Радиус камеры R = 8 м;
5.
Техническая производительность скважинного агрегата П′ = 60 т/час
6.
Время на монтаж добычного оборудования t м = 8 час;
7.
Время на демонтаж добычного оборудования t дем = 10 час;
8.
Затраты на сооружение скважины Cскв = 800 руб;
9.
Стоимость добычного оборудования одной скважины Cд = 10000 руб;
10.
Стоимость общего оборудования Cоб = 100000 руб;
11.
Производственная мощность предприятия Aгод = 200000 т/год
12.
Удельный расход воды qB = 8 м3 /т
13.
Затраты на разведку и подготовку запасов Cраз = 0,5 руб/т
14.
Расчетная цена Ц = 6,5 руб/т.

3.

Расчет ведется в следующей последовательности:
Погашаемые запасы полезного ископаемого одной скважиной:
Vскв = π ∙ R2 ∙ m ∙ ρ, т (1.20)
где m – мощность залежи, м; ρ − плотность полезного ископаемого, т/м3
Потери полезного ископаемого в целиках меду камерами:
Q ПИ = a2 ∙ m ∙ ρ − Vскв , (1.21)
где a – расстояние меду добычными скважинами, м.
Суммарные потери полезного ископаемого на участке, отрабатываемом одной
скважиной:
Q = Q ПИ + Vскв ∙ 1 − C1 , т (1.22)
Где C1 – коэффициент извлечения отбитого полезного ископаемого;
ориентировочно C1 = 0,95.

4.

Продолжительность отработки запасов одной скважиной:
Vскв ∙ C1
, час (1.23)
П′
где П′ - техническая производительность добычного агрегата по рабочему
циклу, т/час.
t доб =
Время работы одной скважины:
t скв = t м + t дем + t доб , час (1.24)
где t м – время на монтаж добычного оборудования, час;
t дем – время на демонтаж добычного оборудования, час;
Затраты на заработную плату по одной скважине:
Зо ∙ n ∙ t скв руб
,
(1.25)
Vскв ∙ C1 ∙ Tсм т
где Зо – часовая тарифная ставка рабочего, руб.;
ориентировочно Зо = 8,6 руб на 1.01.91 ;
n – численность звена, чел.; ориентировочно n=3 чел;
Тсм – продолжительность смены, час.; принимается Тсм = 7 час.
Cзар =

5.

Амортизационные отчисления на добычное оборудование одной скважины:
Cд ∙ Hд ∙ t скв
руб
Cамд =
,
(1.27)
100 ∙ t доб ∙ П′ ∙ Np ∙ Tдоб ∙ Tсм т
где Cд – стоимость добычного оборудования одной скважины, руб.;
Hд - норма амортизации добычного оборудования, %; ориентировочно Hд =
3,3%
Tдоб – число рабочих дней в году, Tдоб = 305 сут.;
Np – число добычных смен в сутки.
Амортизационные отчисления на общее оборудование:
Соб ∙ Hоб руб
,
(1.28)
100 ∙ Aгод т
где Cоб – стоимость общего оборудования, зданий и сооружений, руб;
Hоб – средняя норма амортизации общего оборудования, зданий и
сооружений, %; ориентировочно Hоб = 10%;
Aгод – производственная мощность предприятия, т/год.
Суммарные амортизационные отчисления:
Сам.об =
Cам
руб
= Cамс + Cамд + Cам.об ,
(1.29)
т

6.

Затраты на воду:
Cвд = qв ∙ Cв ,
руб
(1.30)
т
где qв – удельный расход воды на добычу, м3 /т;
Cв – стоимость технической воды, руб/ м3 , Cв = 0,069 руб/м3 (на 1.01.91)
Условно-постоянные расходы:
Cуп = Cзар + Cам + Cвд + Cэл ∙ K уп ,
руб
(1.31)
т
где K уп – коэффициент, учитывающий условно-постоянные расходы;
ориентировочно можно принимать K уп = 0,2;
Cэл – удельные затраты на электроэнергию, руб/т, ориентировочно Cэл = 0,40 руб/
т (на 1.01.91).
Суммарная себестоимость добытого полезного ископаемого:
Vскв + Q пи ∙ Cраз руб
C = Cзар + Cам + Cвд + Cэл + Cуп +
,
(1.32)
Vскв ∙ C1
т
где Cраз – затраты на разведку и подготовку запасов к отработке, руб/т.

7.

Прибыль расчетная:
руб
П = Ц − С ∙ Aгод ,
(1.33)
год
где Ц – цена полезного
ископаемого, руб/т.

8.

1. Погашаемые запасы полезного ископаемого с одной скважины:
Vскв = π ∙ R2 ∙ m ∙ ρ = 3,14 ∙ 82 ∙ 2,0 ∙ 1,6 = 644 т
2. Потери полезного ископаемого в целиках между камерами:
Q ПИ = a2 ∙ m ∙ ρ − Vскв = 202 ∙ 2,0 ∙ 1,6 − 644 = 636 т
3. Суммарные потери на участке, отрабатываемом одной скважиной:
Q = Q ПИ + Vскв ∙ 1 − C1 = 636 + 644 1 − 0,95 = 668 т.
4. Продолжительность отработки запасов одной скважины:
t доб =
Vскв ∙ C1 644 ∙ 0,95
=
= 10,2 час.
П′
60
5. Время работы одной скважины:
t скв = t м + t дем + t доб = 8 + 10 + 10,2 = 28,2 час.

9.

6. Затраты на заработную плату по одной скважине:
Cзар
Зо ∙ n ∙ t скв
8,6 ∙ 3 ∙ 28,2
=
=
= 0,17 руб/т
Vскв ∙ C1 ∙ Tсм 644 ∙ 0,95 ∙ 7
7. Амортизационные отчисления на скважину:
Cамс =
Cскв
800
=
= 1,31 руб/т
Vскв ∙ C1 644 ∙ 0,95
8. Амортизационные отчисления на добычное оборудование:
Cамд =
Cд ∙ Hд ∙ t скв
10000 ∙ 33 ∙ 28,2
руб
=
=
0,04
100 ∙ t доб ∙ П′ ∙ Np ∙ Tдоб ∙ Tсм 100 ∙ 10,2 ∙ 60 ∙ 2 ∙ 305 ∙ 7
т
9. Амортизационные отчисления на общее оборудование
Сам.об =
Соб ∙ Hоб
1000000 ∙ 10
=
= 0,5 руб/т
100 ∙ Aгод 100 ∙ 200000

10.

Суммарные амортизационные отчисления:
Cам = Cамс + Cамд + Cам.об = 1,31 + 0,04 + 0,5 = 1,85 руб/т
Затраты на воду:
Cвд = qв ∙ Cв = 8 ∙ 0,069 = 0,55 руб/т
Условно-постоянные расходы:
Cуп = Cзар + Cам + Cвд + Cэл ∙ K уп = 0,17 + 1,85 + 0,55 + 0,4 ∙ 0,2 = 0,59 руб/т
Суммарная себестоимость:
Vскв + Q пи ∙ Cраз
Vскв ∙ C1
644 + 636 ∙ 0,5
= 0,17 + 1,85 + 0,55 + 0,40 + 0,59 +
= 4,61 руб/т
644 ∙ 0,95
C = Cзар + Cам + Cвд + Cэл + Cуп +

11.

Расчетная себестоимость:
П = Ц − С ∙