Расчет технико-экономических показателей (работа 1)
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=К>перв бл>+(n-1)К>посл бл >, млн.руб.
где К>перв бл >– полные капиталовложения в первый блок, включающие затраты в КЭС, зависящие от мощности КЭС в целом;
К>посл бл> – капиталовложения в каждый последующий блок;
n – число блоков.
К1>кэс>=(105,75+(8-1)*58,05)*500000=256 050 000 млн. руб.
К2>кэс>=(68,1+(7-1)*36,2)*500000=142 650 000 млн. руб.
Для определения капиталовложений в неблочные ТЭЦ используют формулу:
n>та>
>i=2>
Ктэц=К>ПЕРВ пг>+(n>ПГ >-1)*К>ПОСЛпг>+К>ПЕРВтур>+*К>ПОСЛтур>>i> ,
где n>та> – общее количество турбоагрегатов;
n>пг> – общее количество неблочных парогенераторов;
К>ПЕРВ пг> – капиталовложения в первый парогенератор;
К>ПОСЛпг> – капиталовложения в последующий парогенератор;
К>ПЕРВтур> – капиталовложения в первый турбоагрегат;
К>ПОСЛтур> – капиталовложения в последующий турбоагрегат.
Для ТЭЦ-1:
К>ПЕРВтур>=11,65 – пт-60 5 блоков по 420 МВт
К>ПОСЛтур>=8,56*2 – 2*Т-110 К>ПЕРВ пг>=14,2
К>ПОСЛтур>=14,0 – 1*т-175 К>ПОСЛпг>=4*8,3
К1>ТЭЦ>=(14,2+4*8,3+11,65+(8,56*2+14))*500000=45 085 000 млн. руб.
Для ТЭЦ-2:
К>ПЕРВтур>=11,65 – пт-60 блоки 3*420+3*480
К>ПОСЛтур>=6,02*2 – 2*пт-60 К>ПЕРВ пг>=9,2
К>ПОСЛтур>=2,84*3 – 1*П-50 К>ПОСЛпг>=2*6,48 К>ПОСЛпг>=3*8,48
К2>ТЭЦ>=(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:
N>ЭНприв>=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:
N>ЭЛ.С прив>=0,01*Н, МВт,
N>ЭЛ.С прив>=0,01*29021,1*106=290,214*106 МВт.
Nэн=4000+2100+455+330=6885 МВт.
N>ЭНприв>=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.
Кэ>кэс1>=4000*7512/(4000*8760)=0,86; Кэ>кэс2>=2100*7632/(2100*8760)=0,87
Кэ>тэц1>=455*4848/(455*8760)=0,55; Кэ>тэц2>=330*3648/(330*8760)=0,42.
б) Коэффициент интенсивного использования для станций определяется по формуле:
Ки=Эотп>ГОД >/(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 Эотп>ГОД> 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=Эотп>ГОД >/(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.=(Эотп>ГОД>*Цээ+Qгод>ГОД>*Цтэ)/Ктэц,
где Цээ – цена электроэнергии =14116 руб/кВт*ч;
Цтэ – цена теплоэнергии =793830,1 руб/ГКалл
так как Qгод>ОТП> 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.=Эотп>ГОД>*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.
Кшт>КЭС1>=0,22; Кшт>КЭС1>=1,1
Кшт>КЭС2>=0,38; Кшт>КЭС2>=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:
Вээ>ГОД>=by>ЭЭ>*Эотп>ГОД>
Втэ>ГОД>=by>ТЭ>*Эотп>ГОД>
КЭС1: Bээ>ГОД>=339*26,8*109=9085,2*109 г =9085,2*106 кг
КЭС2: Вээ>ГОД>=341*11,2*109=3819,2*109 г =3819,2*106 кг
ТЭЦ1: Вээ>ГОД>=220*2,565*109 =564,3*109 г =564,3*106 кг
ТЭЦ2: Вээ>ГОД>=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: Втэ>ГОД>=41,6*14*106=582,4*106 кг
ТЭЦ2: Втэ>ГОД>=6,09*106*41,3=251,517*106 кг
Втэц1>ГОД>=564,3*106+582,4*106=1146,7*106 кг
Втэц2>ГОД>=323,7*106+251,5*106=575,2*106 кг
Годовой расход топлива в энергосистеме определяется как сумма по всем электростанциям:
Вгод=Вээ>ГОД>+Втэ>ГОД>
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:
by>ЭЭ>=(byi>ЭЭ>*Эотпi>ГОД>) / Эотпi>ГОД>, г.у.т./кВт*ч.
by>ТЭ>=(byi>ТЭ>*Эотпi>ГОД>) / Эотпi>ГОД>, кг.у.т./ГДж.
by>ЭЭ>=(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.
by>ТЭ>=(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 Фоб>Н>
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.
Фоб>Н>=Фоб.топл>Н>+0,02*Кэл=Цтi*Вгодi/24+0,02(Кэл.ст.i+Кэл.с)
Фоб>Н>=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*Qотп>ГОД>
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 Эотп>ГОД.>
Эотп>ГОД>=(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) Эпол>ГОД>:
Эпол>ГОД>=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.
Qотп>ГОД>=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:
n>ОБ>=D/Фоб>Н>; t>ОБ>=Ткал/n>ОБ>
где D – сумма реализации энергии в системе;
Фоб>Н> – величина нормируемых оборотных фондов;
Ткал – продолжительность календарного периода, равная одному году, в днях.
n>ОБ>=587440,75*109/(27666,63*109)=21,23 оборотов
t>ОБ>=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*Фзп>ГОД>+Рам*Ккэс)(1+j)
Фзп>ГОД> 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 |
|
Qтхо>ГОД>, ГДж |
Qтф>ГОД>, ГДж |
Эвыр>ТЭЦ>, МВт*ч |
b>ВЫРк>, кг.у.т/ /Квт*ч |
b>ВЫРт>, 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 |
Этэ>УД>, кВт*ч/ /ГДж |
Эээ>СН>, % |
|
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=Втэц>ГОД>*Цтут*(1+%/100),
где Втэц>ГОД> – 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:
Втэц>ГОД>=(Вка>ГОД>+Впик>ГОД>)*
где Вка>ГОД> – годовой расход топлива на парогенераторы (котельные агрегаты), т.у.т./год.
Впик>ГОД> – то же на пиковые котлы ил пиковые котельные, т.у.т./год.
Вка>ГОД>=bвыр>К>*Эвыр>К>+bвыр>Т>*Эвыр>Т>+Qотб>ГОД>*0,034/(>НТкц>*>ТП>),
где bвыр>К>, bвыр>Т> – удельные расходы условного топлива на выработку соответственно 1кВт*ч по конденсационному и теплофикационному циклам, кг.у.т./МВт*ч;
Эвыр>К>, Эвыр>Т> – выработка электроэнергии соответственно по конденсационному и теплофикационному циклам, МВт*ч;
Qотб>ГОД> – 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)
Qтфо>ГОД>=>Тгод>* Qтф>ГОД>=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:
Эвыр>Т>=(Qтфо>ГОД>*Zтф+Qтхо>ГОД>*Zтх), 10-3 МВт*ч/год,
где Qтфо>ГОД>, Qтхо>ГОД >– 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.
Эвыр>Т>=(8,099*106*129+1,8*106*70)=1,17*106 МВТ*ч/год.
Выработка электроэнергии по конденсационному циклу определяется как разность:
Эвыр>К>=Эвыр>ТЭЦ>-Эвыр>Т>, МВт*ч/год
Эвып>К>=1,55*106-1,17*106=0,38*106 МВт*ч/год.
Суммарный годовой отпуск тепла из отборов турбин определяется:
Qотб>ГОД>=Qтфо>ГОД>+Qтхо>ГОД>,
Qотб>ГОД>=8,099*106+1,8*106=9,899*106 ГДж/год.
Вка>ГОД>=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:
Впик>ГОД>=Qпик>ГОД>*0,034/>ПИК>, т.у.т./год,
где Qпик>ГОД> – годовой отпуск тепла на теплофикационные нужды от пиковых котлов, ГДж/год;
>ПИК> – КПД пиковых котлов, принимаем равным 0,85.
Qпик>ГОД>=Qтф>ГОД>*(1->Тгод>)=9,1*106(1-0,89)=1,001*106 ГДж/год.
Впик>ГОД>=1,001*106*0,034/0,85=0,04*106 т.у.т./год.
Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:
Втэц>ГОД>=(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:
Рам>СР>%=Рам>j>%*a>j>,
где Рам>СР> – средняя норма амортизации для ТЭЦ,%;
Рам>j> – норма амортизации для j-ой группы основных фондов ТЭЦ, %;
a>j> – доля j-ой группы основных фондов, отн. ед.
Рам>СР>%=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*Рам>СР>%/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:
И1>ЭЭ>=И1*Вээ>ГОД>/Втэц>ГОД>;
Итэ>ТЭЦ>=И1-И1>ЭЭ>.
Расход топлива, пошедший на производство тепла, определяется следующим образом:
Втэ>ГОД>=(Впик>ГОД>+Qотб>ГОД>*0,034/(нт>КЦ>*тп))*;
где Qотб>ГОД> – отпуск тепла внешним потребителям, ГДж/год;
нт>КЦ> – КПД котельного цеха нетто, отн. ед.;
тп – КПД теплового потока, отн. ед.
Расход топлива, пошедший на производство электроэнергии:
В’ээ>ГОД>=Втэц>ГОД >–В’тэ>ГОД>,
В’ээ>ГОД>=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:
Этэ>СН>=Этэ>УД>*(Qгод>ОТП>+Qпик>ГОД>)=5,68*(9,899*106+1,001*106)=61,912*106 кВт*ч.
Расход электроэнергии на собственные нужды, относимый к производству электроэнергии, находится так:
Эээ>СН>=Эээ>СН>%/100*Этэц>ВЫР>=3,685/100*1,55*106=0,057*106 МВт*ч.
Тогда суммарный расход топлива на теплоснабжение внешних потребителей будет равен:
Втэ>ТЭЦ>=В’тэ>ТЭЦ>+b>Э>*Этэ>СН>*10-6 т.у.т.,
где b>Э> – удельный расход условного топлива на отпущенный кВт*ч, т.у.т./кВт*ч.
b>Э>=Вээ>ТЭЦ>*106/(Этэц>ВЫР> -Эээ>СН>)=0,338*106/(1,55*106 –0,057*106)=0,226*103 т.у.т.
Втэ>ТЭЦ>=0,42*106+0,226*103*61,912*106*10-6=0,43399*106 т.у.т.
Соответственно расход топлива на электроснабжение внешних потребителей:
Вээ>ГОД>=Втэц>ГОД>-Втэ>ГОД>, т.у.т.
Вээ>ГОД>=0,758*106 –0,43399*106=0,324*106 т.у.т.
И1>ЭЭ>=1641,63*1010 0,324*106 /0,758*106=701,7*1010 руб.
И1>ТЭ>=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:
И2>ЭЭ>=И2; И2>ТЭ>=0;
И2>ЭЭ>=99,8643*1010 руб.
Общестанционные затраты распределяются между электрической и тепловой энергией пропорционально распределению суммы всех цеховых затрат, т.е. на электроэнергию относятся:
И3>ЭЭ>=И3*(И1>ЭЭ>+И2>ЭЭ>)/(И1+И2);
И3>ЭЭ>=81,85*1010*(701,7*1010+99,8643*1010)/(1641,63*1010+99,8643*1010)= =37,67*1010 руб.
На теплоэнергию относятся:
И3>ТЭ>=И3-И3>ЭЭ>;
И3>ТЭ>=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.
Ит>ТЭ>=Ит*Втэ>ТЭЦ>/Вгод>ТЭЦ>
Ит>ТЭ>=15,31*1012*0,43399*106/0,758*106=8,77*1012 руб.
На электроэнергию:
Ит>ЭЭ>=Ит-Ит>ТЭ>
Ит>ЭЭ>=15,31*1012 –8,77*1012=6,54*1012 руб.
Все остальные затраты распределяются с помощью коэффициента распределения. Для электроэнергии коэффициент распределения равен:
Кр>ЭЭ>=(И1>ЭЭ>+И2>ЭЭ>+И3>ЭЭ>-Ит>ЭЭ>)/(И1+И2+И3-Ит)
Кр>ЭЭ>=(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:
Кр>ТЭ>=(И1>ТЭ>+И3>ТЭ>-Ит>ТЭ>)/(И1+И2+И3-Ит)
Кр>ТЭ>=(939,93*1010+44,18*1010-877*1010)/292,34*1010=0,37.
Тогда на электроэнергию:
из заработной платы:
Иээ>ЗП>=Изп*Кр>ЭЭ>
Иээ>ЗП>=12,75*1010*0,63=8,0325*1010 руб;
из амортизационных отчислений:
Иээ>АМ>=Иам*Кр>ЭЭ>
Иээ>АМ>=176,67*1010*0,63=111,3021*1010 руб;
из текущего ремонта:
Иээ>ТР>=Итр*Кр>ЭЭ>
Иээ>ТР>=35,334*1010*0,63=22,26*1010 руб;
из прочих расходов:
Иээ>ПР>=Ипр*Кр>ЭЭ>
Иээ>ПР>=67,4262*1010*0,63=42,49*1010 руб.
На тепло соответственно относится:
Итэ>АМ>=Иам-Иээ>АМ>=176,67*1010-111,3021*1010=65,37*1010 руб;
Итэ>ЗП>=Изп-Иээ>ЗП>=(12,75-8,0325)*1010=4,72*1010 руб;
Итэ>ТР>=Итр-Иээ>ТР>=(35,334-22,26)*1010=13,074*1010 руб;
Итэ>ПР>=Ипр-Иээ>ПР>=(67,4262-42,49)*1010=24,94*1010 руб.
2.8 Определение структуры себестоимости энергии
Топливная составляющая:
Сээ>Т>=Иээ>Т>*102/Эотп=Иээ>Т>*102/(Этэц>ВЫР>-Эээ>СН>)=6,54*1012*102/1,493*109)=438044 коп/кВт*ч.
Стэ>Т>=Итэ>Т>/Qотп=Итэ>Т>/(Qотп>ГОД>+Qпик>ГОД>)=8,77*1012/10,9*106=804858,7 руб/ГДж.
Амортизационная составляющая:
Сам>ЭЭ>=Иам>ЭЭ>*102/Эотп=111,3021*1010*102/1,493*109=74549 коп/кВт*ч.
Сам>ТЭ>=Иам>ТЭ>/Qотп=65,37*1010/10,9*106=59908,3 руб/ГДж.
Составляющая зарплаты:
Сзп>ЭЭ>=Изп>ЭЭ>*102/Эотп=8,0325*1010*102/1,493*109=5380 коп/кВт*ч.
Сзп>ТЭ>=Изп>ТЭ>/Qотп=4,72*1010/10,9*106=4330,3 руб/ГДж.
Транспортная составляющая:
Стр>ЭЭ>=Итр>ЭЭ>*102/Эотп=22,26*1010*102/1,493*109=14910 коп/кВт*ч.
Стр>ТЭ>=Итр>ТЭ>/Qотп=13,074*1010/10,9*106=11994,5 руб/ГДж.
Составляющая прочих расходов:
Спр>ЭЭ>=Ипр>ЭЭ>*102/Эотп=42,49*1010*102/1,493*109=28459 коп/кВт*ч.
Спр>ТЭ>=Ипр>ТЭ>/Qотп=24,94*1010/10,9*106=22880,7 руб/ГДж.
Суммарная себестоимость электроэнегрии:
Сээ=Ст>ЭЭ>+Сам>ЭЭ>+Сзп>ЭЭ>+Стр>ЭЭ>+Спр>ЭЭ>=438044+74549+5380+14910+28459= =561342 коп/КВт*ч.
Суммарная себестоимость теплоэнергии:
Стэ=Ст>ТЭ>+Сам>ТЭ>+Сзп>ТЭ>+Стр>ТЭ>+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.