Расчет технико-экономических показателей
Работа из раздела: «
Экономика»
Содержание
Введение...............................................................
......................................................
1 Расчет технико-экономических показателей в
энергосистеме............................
1. Определение стоимости основных фондов в
энергосистеме..........................
2. Суммарная приведенная мощность
энергосистемы.........................................
3. Расчет показателей использования основных фондов
электростанций.........
4. Годовой расход топлива на электростанциях и в энергосистеме в
целом.....
5. Средневзвешенная величина удельного расхода топлива в
энергосистеме.
6. Величина нормируемых оборотных
фондов......................................................
7. Сумма реализации энергии в
энергосистеме....................................................
8. Показатели использования оборотных
фондов................................................
9. Расчет годовых эксплуатационных
расходов....................................................
10. 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 |Nу |330 МВт (3*ПТ-60+3*Р-50); 3* |
| |(I*ПТ-60+2*Т-110+1*Т* *175);| |420+3*480 |
| |5*БКЗ-420 | | |
|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:
Ктэц=КПЕРВ пг+(nПГ -1)*КПОСЛпг+КПЕРВтур+S*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+S(?i-1)*Nуi+S(?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=S(Nномi*Трi) / S(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 /(SNномi*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=SВээГОД+SВтэГОД
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=S(byiЭЭ*ЭотпiГОД) / SЭотпiГОД, г.у.т./кВт*ч.
byТЭ=S(byiТЭ*ЭотпiГОД) / SЭотпiГОД, 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=SЦтi*Вгодi/24+0,02(SКэл.ст.i+Кэл.с)
ФобН=20*106(9085,2*103+3819,2*103+1146,7*103+575,2*103)/24+0,02*7739040
00*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 SЭотпГОД.
SЭотпГОД=(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:
1. Топливо на технологические цели, Ит.
2. Зарплата с начислениями эксплуатационного персонала Изп.
3. Амортизационные отчисления Иам.
4. Текущий ремонт оборудования, Итр.
5. 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+ |мазут |0,586 |129 |70 |
|+3*ПГВМ-100 | | | | |
|QтхоГОД, ГДж |QтфГОД, ГДж |ЭвырТЭЦ, МВт*ч|bВЫРк, кг.у.т/|bВЫРт, кг.у.т/|
| | | |/Квт*ч |/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/ |ЭээСН, % |
| | | |/ГДж | |
|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 |Статьи затрат |
|производства | |
| |Ит |Иам |Изп |Итр |Ипр |
|Расходы по первой группе |100 |50 |35 |50 |- |
|цехов | | | | | |
|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.
-----------------------
nта
i=2
