Реферат: Расчет технико-экономических показателей - Refy.ru - Сайт рефератов, докладов, сочинений, дипломных и курсовых работ

Расчет технико-экономических показателей

Рефераты по экономике » Расчет технико-экономических показателей

Содержание

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

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

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

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

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

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

1.5 Средневзвешенная величина удельного расхода топлива в энергосистеме.

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

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

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

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

1.10 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
4000 МВт (8*500) 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
455 МВт (I*ПТ-60+2*Т-110+1*Т* *175); 5*БКЗ-420 330 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)*КПОСЛпгПЕРВтур +å*КПОСЛтур i ,

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+å(ai-1)*Nуi+å(bj-1)*Nуj+0,01Н, МВт,

где Nэн – установленная мощность всех электростанций энергосистемы;

ai – коэффициент приведения i-ого типа электростанции: для КЭС aкэс=1, для ТЭЦ aтэц=1,2;

bj – коэффициент приведения j-ого вида топлива: для каменного угля bку=1,0; для бурого угля bбу=1,2; для мазута bм=0,9; для газа bг=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=å(Nномi*Трi) / å(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 /(åNномi*Трi(1-DЭcн%/100)),

где DЭсн% - 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-DЭсн%/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=åВээГОД +åВтэГОД

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 =å(byiЭЭ *ЭотпiГОД ) / åЭотпiГОД , г.у.т./кВт*ч.

byТЭ =å(byiТЭ *ЭотпiГОД ) / åЭотпiГОД , 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=åЦтi*Вгодi/24+0,02(åКэл.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 DЭпс%=10% от сумарного отпуска энергии в сеть энергосистемы åЭотпГОД.

åЭотпГОД =(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 aT час 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+a%/100),

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

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

a - 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 )*b,

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/(hНТкц *hТП ),

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;

hНТкц – КПД котельного цеха нетто, можно принять (0,97-0,98)hБРкц ;

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

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

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

QтфоГОД =aТгод * 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/hПИК , т.у.т./год,

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

hПИК – КПД пиковых котлов, принимаем равным 0,85.

QпикГОД =QтфГОД *(1-aТгод )=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/(hнтКЦ *hтп))*b;

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

hнтКЦ – КПД котельного цеха нетто, отн. ед.;

hтп – 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.