МЕНЮ   
Научная Петербургская Академия

  Курсовая: Расчет технико-экономических показателей

Курсовая: Расчет технико-экономических показателей

Курсовая: 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-1КЭС-2
Nу4000 МВт (8*500)Nу2100 МВт (7*300)
Эопт

26,8*109 кВт*ч

Эопт

11,2*109 кВт*ч

Цт7 руб./т.у.тЦт10 руб /т.у.т
Bээ339 г /кВт*чBээ241 г /кВт*ч
каменный уголькаменный уголь
ТЭЦ-1ТЭЦ-2
Nу455 МВт (I*ПТ-60+2*Т-110+1*Т* *175); 5*БКЗ-420Nу330 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

Цт6 руб /т.у.тЦт12 руб /т.у.т
Вээ220 г /кВт*чВээ169,5 г /кВт*ч
Bтэ41,6 кг /ГДжBтэ41,3 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+å*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+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*10 9+169,5*1,91*109)/(26,8*109+ +11,2*109 +2,565*109+1,91*109)=13 792,445*109/42,475*10 9=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*10 9 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*10 9 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 оборудованияВид топлива

aTчас

Zтф, кВт*ч/ГДжZтх, кВт*ч/ГДж
1*ПТ-80+2*Т-110+3*480+ +3*ПГВМ-100мазут0,58612970

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

0,40,16
Цн, руб/т.у.т.Кшт, чел/МВт

Куд, руб/кВт

ЭтэУД, кВт*ч/ /ГДж

ЭээСН, %

20,640,922075,683,685
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*10 6*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

ИтИамИзпИтрИпр
Расходы по первой группе цехов100503550-
По второй группе цехов-453545-
По третьей группе цехов-5305100
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+Спр ЭЭ=438044+74549+5380+14910+28459= =561342 коп/КВт*ч. Суммарная себестоимость теплоэнергии: Стэ=СтТЭ+СамТЭ+СзпТЭ+СтрТЭ+Спр ТЭ=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.
(C) 2009