Расчет технико-экономических показателей

2



Содержание



Введение.....................................................................................................................

1 Расчет технико-экономических показателей в энергосистеме............................

	Определение стоимости основных фондов в энергосистеме..........................

	Суммарная приведенная мощность энергосистемы.........................................

	Расчет показателей использования основных фондов электростанций.........

	Годовой расход топлива на электростанциях и в энергосистеме в целом.....

	Средневзвешенная величина удельного расхода топлива в энергосистеме.

	Величина нормируемых оборотных фондов......................................................

	Сумма реализации энергии в энергосистеме....................................................

	Показатели использования оборотных фондов................................................

	Расчет годовых эксплуатационных расходов....................................................

 Расчет прибыли и рентабельности...................................................................

2 Расчет себестоимости электрической и тепловой энергии на ТЭЦ....................

2.1 Расчет затрат на топливо....................................................................................

2.2 Расчет затрат на заработную плату...................................................................

2.3 Расчет амортизационных отчислений................................................................

2.4 Расчет затрат на текущий ремонт и прочие затраты........................................

2.5 Распределение статей затрат по фазам производства....................................

2.6 Распределение цеховых затрат между двумя видами энергии.......................

2.8 Определение структуры себестоимости энергии..............................................

Заключение.................................................................................................................

Литература..................................................................................................................























Введение



Энергетическая служба призвана обеспечить не только надежное и качественное снабжение предприятия электроэнергией, но и осуществлять организационно-технические мероприятия по экономии энергоресурсов, способствовать внедрению достижений научно-технического прогресса в области промышленной энергетики. В состав энергосистемы, предлагаемой заданием на данную курсовую работу, входит четыре электрические станции (две станции конденсационного типа, две теплофикационного типа). Целью работы является расчет технико-экономических показателей: определение капитальных вложений в энергосистему, расхода топлива, себестоимости, прибыли, рентабельности и других показателей. С помощью этих показателей, их технико-экономического анализа, можно выявить факторы, которые влияют на величину рентабельности, прибыли, себестоимости, определить пути улучшения работы электростанции и энергосистемы в целом.









































1 Расчет технико-экономических показателей в энергосистеме



таблица 1 - Структура энергосистемы

КЭС-1

КЭС-2

Nу

4000 МВт (8*500)

Nу

2100 МВт (7*300)

Эопт

26,8*109 кВт*ч

Эопт

11,2*109 кВт*ч

Цт

7 руб./т.у.т

Цт

10 руб /т.у.т

Bээ

339 г /кВт*ч

Bээ

241 г /кВт*ч



каменный уголь



каменный уголь



ТЭЦ-1

ТЭЦ-2

Nу

455 МВт (I*ПТ-60+2*Т-110+1*Т* *175); 5*БКЗ-420

Nу

330 МВт (3*ПТ-60+3*Р-50); 3* 420+3*480

Эопт

2,565*109 кВт*ч

Эопт

1,91*109 кВт*ч

Qопт

14*106 ГДж

Qопт

6,09*106 ГДж

Цт

6 руб /т.у.т

Цт

12 руб /т.у.т

Вээ

220 г /кВт*ч

Вээ

169,5 г /кВт*ч

Bтэ

41,6 кг /ГДж

Bтэ

41,3 кг /ГДж





1.1 Определение стоимости основных фондов энергосистемы



Для определения стоимости блочных электростанций воспользуемся формулой:

Ккэс=Кперв бл+(n-1)Кпосл бл , млн.руб.



где Кперв бл – полные капиталовложения в первый блок, включающие затраты в КЭС, зависящие от мощности КЭС в целом;

Кпосл бл – капиталовложения в каждый последующий блок;

n – число блоков.

К1кэс=(105,75+(8-1)*58,05)*500000=256 050 000 млн. руб.

К2кэс=(68,1+(7-1)*36,2)*500000=142 650 000 млн. руб.



Для определения капиталовложений в неблочные ТЭЦ используют формулу:



i=2

nта

Ктэц=КПЕРВ пг+(nПГ -1)*КПОСЛпг+КПЕРВтур+*КПОСЛтурi ,



где nта – общее количество турбоагрегатов;

nпг – общее количество неблочных парогенераторов;

КПЕРВ пг – капиталовложения в первый парогенератор;

КПОСЛпг – капиталовложения в последующий парогенератор;

КПЕРВтур – капиталовложения в первый турбоагрегат;

КПОСЛтур – капиталовложения в последующий турбоагрегат.



Для ТЭЦ-1:

КПЕРВтур=11,65 – пт-60                 5 блоков по 420 МВт

КПОСЛтур=8,56*2 – 2*Т-110            КПЕРВ пг=14,2

КПОСЛтур=14,0 – 1*т-175                КПОСЛпг=4*8,3

К1ТЭЦ=(14,2+4*8,3+11,65+(8,56*2+14))*500000=45 085 000 млн. руб.



Для ТЭЦ-2:

КПЕРВтур=11,65 – пт-60                 блоки 3*420+3*480

КПОСЛтур=6,02*2 – 2*пт-60            КПЕРВ пг=9,2

КПОСЛтур=2,84*3 – 1*П-50             КПОСЛпг=2*6,48   КПОСЛпг=3*8,48

К2ТЭЦ=(9,2+2*6,48+8,48*3+11,65+6,02*2+2,48*3)*500000=39 905 000 млн. руб.



Суммарная стоимость энергосистемы находится по формуле:

Кэн=Кэл.ст+Кэл.с+Кп/ст,

где Кэл.ст – стоимость основных фондов электростанции;

Кэл.с – стоимость электрических сетей.

Кп/ст – стоимость электрических подстанций.

Капитальные вложения в электрические сети Кэл.с принимаем равными 60% от капиталовложений в электрические станции системы. При этом можно принять, что стоимость основных фондов трансформаторных подстанций Кп/ст составляет 30% от стоимости всей электрической сети.

Кэл.ст=К1кэс+К2кэс+К1тэц+К2тэц;

Кэл.ст=256 050 000+142 650 000+45 085 000+39 905 000=483 690 000 млн.руб.

Кэл.с=60%*483 690 000/100=290 214 000 млн. руб.

Кп/ст=30%*290 214 000/100=87 064 200 млн. руб.

Кэн=483 690 000+290 214 000+87 064 200=860 968 200 млн. руб.





1.2 Сумарная приведеная мощность энергосистемы



Данная величина определяется по формуле:

NЭНприв=Nэн+(i-1)*Nуi+(j-1)*Nуj+0,01Н, МВт,

где Nэн – установленная мощность всех электростанций энергосистемы;

i – коэффициент приведения i-ого типа электростанции: для КЭС кэс=1, для ТЭЦ тэц=1,2;

j – коэффициент приведения j-ого вида топлива: для каменного угля ку=1,0; для бурого угля бу=1,2; для мазута м=0,9; для газа г=0,7;

Nyi, Nyj – соответственно суммарная установленная мощность электростанций i-ого типа и электростанций, работающих на j-ом виде топлива;

Н – общее количество условных единиц в электрических сетях, причем 1 у.е соответствует стоимости основных фондов 10*103 рублей, т.е.



Н=Кэл.с/10*103, у.е.

Н=290 214 000*106/104=29 021 400 000 у.е.



100 у.е соответствует 1МВт, т.е. приведенная мощность электрических сетей:

NЭЛ.С прив=0,01*Н, МВт,

NЭЛ.С прив=0,01*29021,1*106=290,214*106 МВт.



Nэн=4000+2100+455+330=6885 МВт.

NЭНприв=6885+(1,2-1)*455+(1,2-1)*330+(1-1)*4000+(1-1)*2100+(1,2-1)*455+     +(0,9-1)*330+290,214*106=290,2211*106.





1.3 Расчет покателей использования основных фондов электростанций



Выполняется для всех электростанций.

а) Коэффициент экстенсивного использования для электростанций определяется так:

Кэ=Nномi*Трi) / Nномi*Ткi),

где Трi – время работы i-ого агрегата;

Ткi – календарное время нахождения i-ого агрегата в составе данной электростанции.

Для определения времени работы Трi надо знать, какие агрегаты станции и сколько времени проходят плановые ремонты в течение года. Для расчета можно принять, что каждый турбоагрегат станции в течение года проходит два текущих ремонта, а каждый второй или третий – капитальный ремнот. Тогда:

Трi=Ткал - (Ткрi+2*Ттр)*24=8760-(Ткрi+2*Ттр)*24

КЭС1: Трi=8760 – (38+2*7)*24=7512,

КЭС2: Трi=8760 – (35+2*6)*24=7632,

ТЭЦ1: Трi=8760 – (27+2*30+30)*24 – 2*24(5+2*6+6)=4848,

ТЭЦ2: Трi=8760 – (3*27+3*24)*24 - 2*24(3*5+3*5)=3648.



Кэкэс1=4000*7512/(4000*8760)=0,86; Кэкэс2=2100*7632/(2100*8760)=0,87

Кэтэц1=455*4848/(455*8760)=0,55; Кэтэц2=330*3648/(330*8760)=0,42.



б) Коэффициент интенсивного использования для станций определяется по формуле:

Ки=ЭотпГОД /(Nномi*Трi(1-Эcн%/100)),

где Эсн% - процент расхода электроэнергии на собственные нужды электростанций.

КЭС1: Ки=26,8*106 /(4*103*7512*(1-4/100))=26 800 000 / 28846,08*103=0,93

КЭС2: Ки=11,2*109 /(2,1*103*103*7632*(1-4/100))=11 200 000 / 15354*103=0,73

ТЭЦ1: Ки=2,565*109 /(455*103*4848*(1-6/100))=2,565*103/2073,5=1,24

ТЭЦ2: Ки=1,91*109/(330*103*3648*(1-5/100))=1,91*103/1143,65=1,67



При расчете Ки следует обратить внимание на то, что ЭотпГОД  дана в кВт*ч, а мощность электростанции N дана в МВт*ч, поэтому МВт*ч перевести в кВт*ч.

Кполн=Кэ*Ки:

КЭС1: Кполн=0,86*0,93=0,8

КЭС2: Кполн=0,87*0,73=0,64

ТЭЦ1: Кполн=0,55*1,24=0,68

ТЭЦ2: Кполн=0,42*1,67=0,7.



в) Число часов использования установленной мощности электростанций:

hy=ЭотпГОД /(Nуст*(1-Эсн%/100)), час,

КЭС1: hy=26,8*109/(4*106*(1-4/100))=26800/3,84=6979,17

КЭС2: hy=11,2*109 /(2,1*106*(1-4/100))=11200/2,016=5555,6

ТЭЦ1: hy=2,565*109 /(455*103*(1-6/100))=5997,2

ТЭЦ2: hy=1,91*109/(330*103*(1-5/100))=6092,5.



г) Показатель фондоотдафи для ТЭЦ определяется по формуле:

Кф.о.=(ЭотпГОД*Цээ+QгодГОД*Цтэ)/Ктэц,

где Цээ – цена электроэнергии =14116 руб/кВт*ч;

Цтэ – цена теплоэнергии =793830,1 руб/ГКалл

так как QгодОТП дано в ГДж, то необходимо Цтэ руб/ГКалл перевести в Цтэ руб/Гдж.

Для этого:

Цтэ=793830,1/4,19=189458,25 руб/ГДж.

ТЭЦ1: Кф.о.=2,565*109*14116+14*106*189458,25/(45 085 000*106)=0,86

ТЭЦ2: Кф.о.=1,91*109*14116+6,09*106*189458,25/(39 905 000*106)=0,7.



При расчете показателя фондоотдачи для КЭС второе слагаемое в числителе отпадает, поэтому показатель фондоемкости для КЭС рассчитывается по формуле:

Кф.о.=ЭотпГОД*Цээ/Ккэс

КЭС1: Кф.о.=26,8*109*14116/(256 050 000*106)=1,48

КЭС2: Кф.о.=11,2*109*14116/(142 650 000*106)=1,108.



д) Фондоемкость определяется как обратная величина фондоотдачи:

Кф.е.=1/Кф.о.

КЭС1: Кф.е.=1/1,48=0,676

КЭС2: Кф.е.=1/1,108=0,9

ТЭЦ1: Кф.е.=1/0,86=1,163

ТЭЦ2: Кф.е.=1/0,7=1,43



е) Фондовооруженность на электростанциях определяется как частное от деления стоимости основных фондов на число работников.

Кф.в.=Кэл.ст. /Zперс=Кэл.ст. /Кшт*Nуст, руб./чел.

где Кшт – штатный коэфффициент, чел./МВт, его значения даны в приложении, табл. 6.7.

КштКЭС1=0,22; КштКЭС1=1,1

КштКЭС2=0,38; КштКЭС2=1.

КЭС1: Кф.в.=256 050 000*106/(0,22*4000)=256,05*109/(0,22*4)=290,97*109 руб./ чел.

КЭС2: Кф.в.=142 650 000*106/(0,38*2100)=142,65*109/(0,38*2,1)-178,76*109 руб./ чел.

ТЭЦ1: Кф.в.=45085*109/(1,1*455)=0,09*1012=90079,9*106; руб./чел.

ТЭЦ2: Кф.в.=39905*109/(1*330)=120,9*109=120924*106 руб./чел.





1.4 Годовой расход топлива на электростанциях и в энергосистеме в целом



Годовой расход топлива на электростанциях, связанный с отпуском электрической и тепловой энергии может быть рассчитан по формулам:

ВээГОД=byЭЭ*ЭотпГОД

ВтэГОД=byТЭ*ЭотпГОД

КЭС1: BээГОД=339*26,8*109=9085,2*109 г =9085,2*106 кг

КЭС2: ВээГОД=341*11,2*109=3819,2*109 г =3819,2*106 кг

ТЭЦ1: ВээГОД=220*2,565*109 =564,3*109 г =564,3*106 кг

ТЭЦ2: ВээГОД=169,5*1,91*109=323,745*106 г =323,7*106 кг



Годовой расход топлива на каждой ТЭЦ определяется как сумма расходов на электрическую и тепловую энергию.

ТЭЦ1: ВтэГОД=41,6*14*106=582,4*106 кг

ТЭЦ2: ВтэГОД=6,09*106*41,3=251,517*106 кг

Втэц1ГОД=564,3*106+582,4*106=1146,7*106 кг

Втэц2ГОД=323,7*106+251,5*106=575,2*106 кг



Годовой расход топлива в энергосистеме определяется как сумма по всем электростанциям:

Вгод=ВээГОД+ВтэГОД

Вгод=9085,2*106+3819,2*106+1146,7*106+575,2*106=14626,3*106 кг





1.5 Средневзвешенная величина удельного расхода топлива в энергосистеме



Для определения этой величины следует воспользоваться формулами:

byЭЭ=(byiЭЭ*ЭотпiГОД) / ЭотпiГОД, г.у.т./кВт*ч.

byТЭ=(byiТЭ*ЭотпiГОД) / ЭотпiГОД, кг.у.т./ГДж.

byЭЭ=(339*26,8*109+11,2*109*341+220*2,565*109+169,5*1,91*109)/(26,8*109+ +11,2*109+2,565*109+1,91*109)=13 792,445*109/42,475*109=324,72 г.у.т./кВт*ч.

byТЭ=(41,6*14*106+41,3*6,09*106)/(14*106+6,09*106)=833,9*106/20,09*106=41,51 кг.у.т./Гдж.





1.6 Величина нормируемых оборотных фондов ФобН



Для величины нормируемых оборотных фондов по электростанциям следует принять запас топлива на них в размере полумесячного расхода. Остальные оборотные фонды (нормируемые) как по станциям,так и по сетям принять равными в размере 2% от стоимости основных фондов.

ФобН=Фоб.топлН+0,02*Кэл=Цтi*Вгодi/24+0,02(Кэл.ст.i+Кэл.с)

ФобН=20*106(9085,2*103+3819,2*103+1146,7*103+575,2*103)/24+0,02*773904000*106=12188,583*109+15478,08*109=27666,663*109 руб.





1.7 Сумма реализации энергии в энергосистеме



Сумма реализации определяется по формуле:

D=Спр*Эпр+Скб*Экб+Стр*Этр+Ссх*Эсх+Стэ*QотпГОД

где Спр, Скб, Стр, Ссх – соответственно средняя цена 1кВт*ч для промышленных, коммунально-бытовых, транспортных и сельскохозяйственных потребителей.

Спр =20716 руб/кВт*ч

Скб=1260 руб/кВт*ч

Стр=14736 руб/кВт*ч

Ссх=11122 руб/кВт*ч

Стэ – средний тариф на тепловую энергию.

Стэ=189458,25 руб/ГДж.

Эпр, Экб, Этр, Эсх – потребление электроэнергии промышленными, коммунально-бытовыми, транспортными, сельскохозяйственными потребителями.

Эпр=60%

Экб=20%

Этр=10%

Эсх=10% - от сумарного полезного потребления.



Потери в сетях принимаются в пределах Эпс%=10% от сумарного отпуска энергии в сеть энергосистемы ЭотпГОД.

ЭотпГОД=(26,8+11,2+2,565+1,91)*109=42,475*109 кВт*ч.

Эпс=10%*42475*109/100=4,2475*109 кВт*ч



Суммарное полезное электропотребление в сетях (с учетом потерь энергии) ЭполГОД:

ЭполГОД=42,475*109-4,2475*109=38,2275*109 кВт*ч.

Следовательно:

Эпр=60%*38,2275*109/100=22,9365*109 кВт*ч

Экб=20%*38,2275*109/100=7,6455*109 кВт*ч

Этр=10%*38,2275*109/100=3,82275*109 кВт*ч

Эсх=10%*38,2275*109/100=3,82275*109 кВт*ч.

QотпГОД=14*106+6,09*106=20,09*106 ГДж.



D=20716*22,9365*109+1260*7,6455*109+14736*3,82275*109+11122*3,82275*109+ +189458,25*20,09*106=587440,75*109 руб.



1.8 Показатель использования оборотных фондов



Показатели использования оборотных фондов в энергосистеме определяются по формулам:

nОБ=D/ФобН; tОБ=Ткал/nОБ

где D – сумма реализации энергии в системе;

ФобН – величина нормируемых оборотных фондов;

Ткал – продолжительность календарного периода, равная одному году, в днях.



nОБ=587440,75*109/(27666,63*109)=21,23 оборотов

tОБ=365/21,23=17,19 дней.



1.9 Расчет годовых эксплуатационных расходов



Годовые эксплуатационные расходы на электростанции определяют по формуле:

Иэл.ст.=(Цт*Вгод+Кшт*Nуст*ФзпГОД+Рам*Ккэс)(1+j)

ФзпГОД принимаем равным 500*106 руб/чел.

Коэффициент j принимаем равным 0,1.

Цт=20*106 руб/т.у.т.



Икэс1=(20*106*9085,2*103+0,22*4000*500*106+7,5%*256050*109/100)*(1+0,1)= =221482,525*109 руб

Икэс2=(20*106*3819,2*103+0,35*2100*500*106+7,3%*142650*109/100)*(1+0,1)= =95881,445*109 руб

Итэц1=(20*106*1146,7*103+1,15*455*500*106+6%*45085*109/100)*(1+0,1)= =28490,8*109 руб

Итэц2=(20*106*575,2*103+1*330*500*106+6%*39905*109/100)*(1+0,1)= =15469,63*109 руб



Годовые эксплуатационные расходы по сетям определяются по выражению:

Иэл.сет.=(Рам+Роб)*Кэл.с.

Рам принимаем для линий 0,03; для трансформаторных подстанций 0,086; коэффициент Роб=0,01 для линий и подстанций.

Иэл.сет.=(0,03+0,086+0,01)*290214*109=36566,964*109 руб.





1.10 Расчет прибыли и рентабельности



Прибыль в энергосистеме определяется как разность между суммой реализации и годовыми эксплуатационными расходами:

П=D-(Иэл.ст.+Иэл.с.)

П=587440,75*109-(221482,525*109+95881,445*109+28490,8*109+15469,63*109+ +36566,964*109)=189549,386*109 руб.



Рентабельность рассчитывается по формуле:

Крент=П/Кэн=189549,386*109/860968,2*109=0,22



Коэффициент фондоотдачи:

Кф.о.=D/Кэн=587440,75*109/860968,2*109=0,68.

2 Расчет себестоимости электричекой и тепловой энергии на ТЭЦ



Себестоимость продукции энергетического предприятия – это выраженные в денежной форме затраты, прямо или косвенно связанные с изготовлением и реализацией продукции.

Для расчета себестоимости единицы продукции определенного вида (калькулирования) и составления документа, оформляющего этот расчет (калькуляции), применяется группировка затрат по их производственному назначению, фазам производства, цехам (группировка по статьям расходов).

В процессе производства энергии на ТЭЦ четко выделяют отдельные технологические стадии (переделы) преобразования одного вида энергии в другой. Поэтому на ТЭС применяется так называемый попередельный способ калькуляции продукции – по статьям производства. При этом расходы предшествующих стадий производства не включаются в расходы последующих, и себестоимость энергии на ТЭС является сводом расходов всех цехов и общестанционных расходов.

На ТЭС группировка затрат ведется по следующим стадиям:

топливно-транспортный цех;

котельный цех;

машинный цех;

теплофикационное отделение;

электрический цех.

Для укрупненных расчетов проектной себестоимости энергии на ТЭС все производственные затраты могут быть сведены в следующие пять статей затрат:

Топливо на технологические цели, Ит.

Зарплата с начислениями эксплуатационного персонала Изп.

Амортизационные отчисления Иам.

Текущий ремонт оборудования, Итр.

Прочие расходы, Ипр.



Таблица 2 - Исходные данные (вариант 17)

Состав оборудования

Вид топлива

Tчас

Zтф, кВт*ч/ГДж

Zтх, кВт*ч/ГДж

1*ПТ-80+2*Т-110+3*480+ +3*ПГВМ-100

мазут

0,586

129

70

QтхоГОД, ГДж

QтфГОД, ГДж

ЭвырТЭЦ, МВт*ч

bВЫРк, кг.у.т/ /Квт*ч

bВЫРт, кг.у.т/ /Квт*ч

1,8*106

9,1*106

1,55*106

0,4

0,16



Цн, руб/т.у.т.

Кшт, чел/МВт

Куд, руб/кВт

ЭтэУД, кВт*ч/ /ГДж

ЭээСН, %

20,64

0,92

207

5,68

3,685





2.1 Расчет затрат на топливо



На ТЭС затраты на топливо по своему удельному являются основными, они составляют как правил до 60-70% всех затрат. Затраты на топливо Ит зависят от количества израсходованного топлива и его цены:

Ит=ВтэцГОД*Цтут*(1+%/100),

где ВтэцГОД – годовой расход условного топлива, т.у.т.

Цт.у.т – цена тонны условного топлива, руб/т.у.т.

- потери топлива в пути до станции назначения в пределах норм естественной убыли, принимаем равным 1%.



Годовой расход условного топлива на ТЭЦ определяется следующим образом:

ВтэцГОД=(ВкаГОД+ВпикГОД)*

где ВкаГОД – годовой расход топлива на парогенераторы (котельные агрегаты), т.у.т./год.

ВпикГОД – то же на пиковые котлы ил пиковые котельные, т.у.т./год.



ВкаГОД=bвырК*ЭвырК+bвырТ*ЭвырТ+QотбГОД*0,034/(НТкц*ТП),

где bвырК, bвырТ – удельные расходы условного топлива на выработку соответственно 1кВт*ч по конденсационному и теплофикационному циклам, кг.у.т./МВт*ч;

ЭвырК, ЭвырТ – выработка электроэнергии соответственно по конденсационному и теплофикационному циклам, МВт*ч;

QотбГОД – суммарный годовой отпуск тепла из производственных и теплофикационных оборотов турбин, ГДж/год;

НТкц – КПД котельного цеха нетто, можно принять (0,97-0,98)БРкц;

ТП – КПД теплового потока. Учитывает потери тепла в пароводах и др. ТП=0,985-0,989.

 - учитывает влияние эксплуатационных условий на работу котельной установки, принимать =1,01-1,015.



Рассчитаем сумарную теплофикационную нагрузку на ТЭЦ (Тгод=0,89)

QтфоГОД=Тгод* QтфГОД=0,89*9,1*106=8,099*106 ГДж/год.



Количество электроэнергии, выработанной по теплофикационному циклу, можно найти, исходя из удельной выработки электроэнергии на теплопотреблении:

ЭвырТ=(QтфоГОД*Zтф+QтхоГОД*Zтх), 10-3 МВт*ч/год,

где QтфоГОД, QтхоГОД – годовой отпуск тепла соответственно из теплофикационных и производственных отборов турбин, ГДж/год;

Zтф, Zтх – удельная выработка электроэнергии на теплопотреблении соответственно из теплофикационных и производственных отборов турбин, кВт*ч/ГДж.

ЭвырТ=(8,099*106*129+1,8*106*70)=1,17*106 МВТ*ч/год.



Выработка электроэнергии по конденсационному циклу определяется как разность:

ЭвырК=ЭвырТЭЦ-ЭвырТ, МВт*ч/год

ЭвыпК=1,55*106-1,17*106=0,38*106 МВт*ч/год.



Суммарный годовой отпуск тепла из отборов турбин определяется:

QотбГОД=QтфоГОД+QтхоГОД,

QотбГОД=8,099*106+1,8*106=9,899*106 ГДж/год.



ВкаГОД=0,4*0,38*106+0,16*1,17*106+9,899*106*0,034/(0,97*0,93*0,985)= =0,3392*106+0,336566*0,8885685=0,3392*106+0,3788*106=0,718*106 т.у.т./год.



Расход топлива на пиковые котлы:

ВпикГОД=QпикГОД*0,034/ПИК, т.у.т./год,

где QпикГОД – годовой отпуск тепла на теплофикационные нужды от пиковых котлов, ГДж/год;

ПИК – КПД пиковых котлов, принимаем равным 0,85.

QпикГОД=QтфГОД*(1-Тгод)=9,1*106(1-0,89)=1,001*106 ГДж/год.

ВпикГОД=1,001*106*0,034/0,85=0,04*106 т.у.т./год.



Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:

ВтэцГОД=(0,718*106+0,04*106)*1,01=0,785*106 т.у.т./год.

Ит=0,758*106*20*106(1+1/100)=15,31*1012 руб.

 



2.2 Расчет затрат на заработную плату



Изп=Кшт*Nуст*Фзп,

где Кшт – штатный коэффициент, чел/МВт;

Nуст – установленная мощность ТЭЦ, МВТ;

Фзп – среднегодовая заработная плата с начислениями на нее, руб/чел в год.



Nуст=80+2*110=300 МВт;

Фзп=500*106 млн. руб/чел.;

Изп=0,85*300*500*106=12,75*1010 руб.





2.3 Расчет амортизационных отчислений



На основе дифференцированных норм амортизации и стоимостной структуры основных фондов станции подсчитывается средняя комплексная норма амортизации для ТЭЦ в целом:

 РамСР%=Рамj%*aj,

где РамСР – средняя норма амортизации для ТЭЦ,%;

Рамj – норма амортизации для j-ой группы основных фондов ТЭЦ, %;

aj – доля j-ой группы основных фондов, отн. ед.

РамСР%=0,3*2,4+0,06*4+0,04*3,5+0,25*8,5+0,2*6,5+0,05*10,5+0,1*6,4=5,69%.



Годовые амортизационные отчисления будут равны:

Иам=Куд*Nуст*РамСР%/100,

где Куд – удельные капиталовложения в ТЭЦ, руб/кВт*ч;

Nуст – установленная мощность, кВт.

Иам=207*5*105*3*102*103*5,69/100=176,67*1010 руб.





2.4 Расчет затрат на текущий ремонт и прочие затраты



Затраты на текущий ремонт включают расходы по текущему ремонту основных фондов производственных цехов, сюда относятся: основная и дополнительная зарплата с начислениями на нее ремонтных рабочих и ИТР по руководству текущим ремонтом, стоимость ремонтных материалов и используемых запасных частей, стоимость услуг сторонних организаций и своих вспомогательных производств и др.

При приближенных укрупненных расчетах затраты на текущий ремонт принимаются: Итр=0,2*Иам=0,2*176,67*1010 руб.

К прочим расходам относятся общестанционные, а также оплата услуг сторонних организаций, расходы по охране труда и технике безопасности, расходы по анализам и испытаниям оборудования, производимым сторонними организациями, стоимость потерь топлива на складах электростанции в пределах норм и др.

Величина прочих расходов определяется следующим образом:

Ипр=0,3(Иам+Итр+Изп);

Ипр=0,3*(12,75*1010+176,67*1010+35,334*1010)=67,4262*1010 руб.







2.5 Распределение статей затрат по фазам производства



   В укрупненных расчетах различают три группы цехов:

1 группа – цехи топливно-транспортный, котельный, химический, теплового контроля;

2 группа – машинный и электротехнический цехи;

3 группа – общестанционные расходы.

Распределение затрат по этим группам цехов для этих условий отражены в таблице 3.



Таблица 3 – Распределение затрат по цехам, %,

Затраты по фазам производства

Статьи затрат



Ит

Иам

Изп

Итр

Ипр

Расходы по первой группе цехов

100

50

35

50

-

По второй группе цехов

-

45

35

45

-

По третьей группе цехов

-

5

30

5

100



Затем определяем затраты по каждой группе цехов.

Затраты по первой группе:

И1=Ит+0,5*Иам+0,35*Изп+0,5*Итр;

И1=1531,16*1010+0,5*176,67*1010+0,35*12,75*1010+0,5*35,334*1010=1641,63*1010 руб;

Затраты по второй группе:

И2=0,45*Иам+0,35*Изп*Изп+0,45*Итр;

И2=0,45*176,67*1010+0,35*12,75*1010+0,45*35,334*1010=99,8643*1010 руб.

Затраты по третей группе:

И3=0,05*Иам+0,3*Изп+0,05*Итр+Ипр;

И3=0,05*176,67*1010+0,3*12,75*1010+0,05*35,334*1010+67,4262*1010=81,85*1010 руб;





2.6 Распределение цеховых затрат между двумя видами энергии



При комбинированном производстве тепла и электроэнергии на ТЭЦ возникает задача определения себестоимости каждого вида энергетической продукции.

а) Распределение расхода топлива между электроэнергией и теплом.

Затраты по первой группе цехов распределяются между двумя видами энергии пропорционально расходам топлива на получение каждого из этих видов энергии:

И1ЭЭ=И1*ВээГОД/ВтэцГОД;

ИтэТЭЦ=И1-И1ЭЭ.



Расход топлива, пошедший на производство тепла, определяется следующим образом:

ВтэГОД=(ВпикГОД+QотбГОД*0,034/(нтКЦ*тп))*;

где QотбГОД – отпуск тепла внешним потребителям, ГДж/год;

нтКЦ – КПД котельного цеха нетто, отн. ед.;

тп – КПД теплового потока, отн. ед.



Расход топлива, пошедший на производство электроэнергии:

В’ээГОД=ВтэцГОД –В’тэГОД,

В’ээГОД=0,758*106 –0,42*106=0,338*106 т.у.т.



Расход электроэнергии на собственные нужды, относимый к производству тепла, определяется на основании величины удельного расхода электроэнергии на единицу отпущенного тепла:

ЭтэСН=ЭтэУД*(QгодОТП+QпикГОД)=5,68*(9,899*106+1,001*106)=61,912*106 кВт*ч.



Расход электроэнергии на собственные нужды, относимый к производству электроэнергии, находится так:

ЭээСН=ЭээСН%/100*ЭтэцВЫР=3,685/100*1,55*106=0,057*106 МВт*ч.



Тогда суммарный расход топлива на теплоснабжение внешних потребителей будет равен:

ВтэТЭЦ=В’тэТЭЦ+bЭ*ЭтэСН*10-6 т.у.т.,

где bЭ – удельный расход условного топлива на отпущенный кВт*ч, т.у.т./кВт*ч.

bЭ=ВээТЭЦ*106/(ЭтэцВЫР -ЭээСН)=0,338*106/(1,55*106 –0,057*106)=0,226*103 т.у.т.

ВтэТЭЦ=0,42*106+0,226*103*61,912*106*10-6=0,43399*106 т.у.т.



Соответственно расход топлива на электроснабжение внешних потребителей:

ВээГОД=ВтэцГОД-ВтэГОД, т.у.т.

ВээГОД=0,758*106 –0,43399*106=0,324*106 т.у.т.

И1ЭЭ=1641,63*1010 0,324*106 /0,758*106=701,7*1010 руб.

И1ТЭ=1641,63*1010 –701,7*1010=939,93*1010 руб.



б) Распределение затрат 1 и 2 групп цехов между двумя видами энергии.

Все затраты второй группы цехов, согласно физическому методу, относятся на производство электроэнергии:

И2ЭЭ=И2; И2ТЭ=0;

И2ЭЭ=99,8643*1010 руб.



Общестанционные затраты распределяются между электрической и тепловой энергией пропорционально распределению суммы всех цеховых затрат, т.е. на электроэнергию относятся:

И3ЭЭ=И3*(И1ЭЭ+И2ЭЭ)/(И1+И2);

И3ЭЭ=81,85*1010*(701,7*1010+99,8643*1010)/(1641,63*1010+99,8643*1010)= =37,67*1010 руб.

На теплоэнергию относятся:

И3ТЭ=И3-И3ЭЭ;

И3ТЭ=81,85*1010 –37,67*1010=44,18*1010 руб.









2.7 Распределение статей затрат между двумя видами энергии



Затраты на топливо распределяются пропорционально расходу топлива, т.е.

ИтТЭ=Ит*ВтэТЭЦ/ВгодТЭЦ

ИтТЭ=15,31*1012*0,43399*106/0,758*106=8,77*1012 руб.

На электроэнергию:

ИтЭЭ=Ит-ИтТЭ

ИтЭЭ=15,31*1012 –8,77*1012=6,54*1012 руб.



Все остальные затраты распределяются с помощью коэффициента распределения. Для электроэнергии коэффициент распределения равен:

КрЭЭ=(И1ЭЭ+И2ЭЭ+И3ЭЭ-ИтЭЭ)/(И1+И2+И3-Ит)

КрЭЭ=(701,7*1010+99,8643*1010+37,67*1010-654*1010)/(1641,63*1010+99,8643* *1010+81,85*1010-1531*1010)=185,23/292,34=0,63.



Соответственно для теплоэнергии:

КрТЭ=(И1ТЭ+И3ТЭ-ИтТЭ)/(И1+И2+И3-Ит)

КрТЭ=(939,93*1010+44,18*1010-877*1010)/292,34*1010=0,37.



Тогда на электроэнергию:

из заработной платы:

ИээЗП=Изп*КрЭЭ

ИээЗП=12,75*1010*0,63=8,0325*1010 руб;

из амортизационных отчислений:

ИээАМ=Иам*КрЭЭ

ИээАМ=176,67*1010*0,63=111,3021*1010 руб;

из текущего ремонта:

ИээТР=Итр*КрЭЭ

ИээТР=35,334*1010*0,63=22,26*1010 руб;

из прочих расходов:

ИээПР=Ипр*КрЭЭ

ИээПР=67,4262*1010*0,63=42,49*1010 руб.

На тепло соответственно относится:

ИтэАМ=Иам-ИээАМ=176,67*1010-111,3021*1010=65,37*1010 руб;

ИтэЗП=Изп-ИээЗП=(12,75-8,0325)*1010=4,72*1010 руб;

ИтэТР=Итр-ИээТР=(35,334-22,26)*1010=13,074*1010 руб;

ИтэПР=Ипр-ИээПР=(67,4262-42,49)*1010=24,94*1010 руб.





2.8 Определение структуры себестоимости энергии



Топливная составляющая:

СээТ=ИээТ*102/Эотп=ИээТ*102/(ЭтэцВЫР-ЭээСН)=6,54*1012*102/1,493*109)=438044 коп/кВт*ч.

СтэТ=ИтэТ/Qотп=ИтэТ/(QотпГОД+QпикГОД)=8,77*1012/10,9*106=804858,7 руб/ГДж.

Амортизационная составляющая:

СамЭЭ=ИамЭЭ*102/Эотп=111,3021*1010*102/1,493*109=74549 коп/кВт*ч.

СамТЭ=ИамТЭ/Qотп=65,37*1010/10,9*106=59908,3 руб/ГДж.

Составляющая зарплаты:

СзпЭЭ=ИзпЭЭ*102/Эотп=8,0325*1010*102/1,493*109=5380 коп/кВт*ч.

СзпТЭ=ИзпТЭ/Qотп=4,72*1010/10,9*106=4330,3 руб/ГДж.

Транспортная составляющая:

СтрЭЭ=ИтрЭЭ*102/Эотп=22,26*1010*102/1,493*109=14910 коп/кВт*ч.

СтрТЭ=ИтрТЭ/Qотп=13,074*1010/10,9*106=11994,5 руб/ГДж.

Составляющая прочих расходов:

СпрЭЭ=ИпрЭЭ*102/Эотп=42,49*1010*102/1,493*109=28459 коп/кВт*ч.

СпрТЭ=ИпрТЭ/Qотп=24,94*1010/10,9*106=22880,7 руб/ГДж.



Суммарная себестоимость электроэнегрии:

Сээ=СтЭЭ+СамЭЭ+СзпЭЭ+СтрЭЭ+СпрЭЭ=438044+74549+5380+14910+28459= =561342 коп/КВт*ч.

Суммарная себестоимость теплоэнергии:

Стэ=СтТЭ+СамТЭ+СзпТЭ+СтрТЭ+СпрТЭ=804858,7+59908,3+4330,3+11994,5+ +22880,7=903972,5 руб/ГДж.

Заключение



Проделав данную курсовую работу, мы закрепили теоретические знания по курсу “Экономика энергетики” и приобрели практический опыт в проведении самостоятельных технико-экономических расчетов таких, как: определение капитальных вложений в энергосистему, расхода топлива, себестоимости, прибыли, рентабельности, периода оборачиваемости оборотных фондов, годовых эксплуатационных расходов и другие показатели.























































Литература



1. “Справочник по проектированию электротехнических систем” /Под ред. С.С. Рокотяна, И.Н. Шапиро, М. –Энергоатомиздат, 1985.

2. А.А. Федоров, Л.Е. Старкова. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий, М. –Энерго-атомиздат, 1987.

3. В.Н. Неклепаев, Ч.П. Крючков. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. –М. –Энергоатомиздат, 1989.