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 | ||
| Nу | 4000 МВт (8*500) | Nу | 2100 МВт (7*300) |
| Эопт | 26,8*109
кВт*ч |
Эопт | 11,2*109
кВт*ч |
| Цт | 7 руб./т.у.т | Цт | 10 руб /т.у.т |
| Bээ | 339 г /кВт*ч | Bээ | 241 г /кВт*ч |
| каменный уголь | каменный уголь | ||
| ТЭЦ-1 | ТЭЦ-2 | ||
| Nу | 455 МВт (I*ПТ-60+2*Т-110+1*Т* *175); 5*БКЗ-420 | Nу | 330 МВт (3*ПТ-60+3*Р-50); 3* 420+3*480 |
| Эопт | 2,565*109
кВт*ч |
Эопт | 1,91*109
кВт*ч |
| Qопт | 14*106
ГДж |
Qопт | 6,09*106
ГДж |
| Цт | 6 руб /т.у.т | Цт | 12 руб /т.у.т |
| Вээ | 220 г /кВт*ч | Вээ | 169,5 г /кВт*ч |
| Bтэ | 41,6 кг /ГДж | Bтэ | 41,3 кг /ГДж |
1.1 Определение стоимости основных фондов энергосистемы
Для определения стоимости блочных электростанций воспользуемся формулой:
Ккэс=Кперв бл
+(n-1)Кпосл бл
, млн.руб.
где Кперв бл
– полные капиталовложения в первый блок, включающие затраты в КЭС, зависящие от мощности КЭС в целом;
Кпосл бл
– капиталовложения в каждый последующий блок;
n – число блоков.
К1кэс
=(105,75+(8-1)*58,05)*500000=256 050 000 млн. руб.
К2кэс
=(68,1+(7-1)*36,2)*500000=142 650 000 млн. руб.
Для определения капиталовложений в неблочные ТЭЦ используют формулу:
|
|
Ктэц=КПЕРВ пг
+(nПГ
-1)*КПОСЛпг
+КПЕРВтур
+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 подстанци
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.