Реферат: Расчет технико-экономических показателей
Реферат: Расчет технико-экономических показателей
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=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:
nта
i=2
Ктэц=КПЕРВ
пг+(nПГ
-1)*КПОСЛпг+КПЕРВтур+*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+(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:
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=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.
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
/(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 ЭотпГОД
дана в кВт*ч,
а мощность
электростанции
N
дана в МВт*ч,
поэтому МВт*ч
перевести в
кВт*ч.
Кполн=Кэ*Ки:
КЭС1:
Кполн=0,86*0,93=0,8
КЭС2:
Кполн=0,87*0,73=0,64
ТЭЦ1:
Кполн=0,55*1,24=0,68
ТЭЦ2:
Кполн=0,42*1,67=0,7.
в) Число
часов использования
установленной
мощности
электростанций:
hy=ЭотпГОД
/(Nуст*(1-Эсн%/100)),
час,
КЭС1:
hy=26,8*109/(4*106*(1-4/100))=26800/3,84=6979,17
КЭС2:
hy=11,2*109
/(2,1*106*(1-4/100))=11200/2,016=5555,6
ТЭЦ1:
hy=2,565*109
/(455*103*(1-6/100))=5997,2
ТЭЦ2:
hy=1,91*109/(330*103*(1-5/100))=6092,5.
г) Показатель
фондоотдафи
для ТЭЦ определяется
по формуле:
Кф.о.=(ЭотпГОД*Цээ+QгодГОД*Цтэ)/Ктэц,
где Цээ
– цена электроэнергии
=14116 руб/кВт*ч;
Цтэ –
цена теплоэнергии
=793830,1 руб/ГКалл
так как
QгодОТП
дано в ГДж, то
необходимо
Цтэ руб/ГКалл
перевести в
Цтэ руб/Гдж.
Для
этого:
Цтэ=793830,1/4,19=189458,25
руб/ГДж.
ТЭЦ1:
Кф.о.=2,565*109*14116+14*106*189458,25/(45
085 000*106)=0,86
ТЭЦ2:
Кф.о.=1,91*109*14116+6,09*106*189458,25/(39
905 000*106)=0,7.
При
расчете показателя
фондоотдачи
для КЭС второе
слагаемое в
числителе
отпадает, поэтому
показатель
фондоемкости
для КЭС рассчитывается
по формуле:
Кф.о.=ЭотпГОД*Цээ/Ккэс
КЭС1:
Кф.о.=26,8*109*14116/(256
050 000*106)=1,48
КЭС2:
Кф.о.=11,2*109*14116/(142
650 000*106)=1,108.
д) Фондоемкость
определяется
как обратная
величина фондоотдачи:
Кф.е.=1/Кф.о.
КЭС1:
Кф.е.=1/1,48=0,676
КЭС2:
Кф.е.=1/1,108=0,9
ТЭЦ1:
Кф.е.=1/0,86=1,163
ТЭЦ2:
Кф.е.=1/0,7=1,43
е)
Фондовооруженность
на электростанциях
определяется
как частное
от деления
стоимости
основных фондов
на число работников.
Кф.в.=Кэл.ст.
/Zперс=Кэл.ст.
/Кшт*Nуст,
руб./чел.
где Кшт
– штатный
коэфффициент,
чел./МВт, его
значения даны
в приложении,
табл. 6.7.
КштКЭС1=0,22;
КштКЭС1=1,1
КштКЭС2=0,38;
КштКЭС2=1.
КЭС1:
Кф.в.=256 050
000*106/(0,22*4000)=256,05*109/(0,22*4)=290,97*109
руб./ чел.
КЭС2:
Кф.в.=142 650
000*106/(0,38*2100)=142,65*109/(0,38*2,1)-178,76*109
руб./ чел.
ТЭЦ1:
Кф.в.=45085*109/(1,1*455)=0,09*1012=90079,9*106;
руб./чел.
ТЭЦ2:
Кф.в.=39905*109/(1*330)=120,9*109=120924*106
руб./чел.
1.4 Годовой
расход топлива
на электростанциях
и в энергосистеме
в целом
Годовой
расход топлива
на электростанциях,
связанный с
отпуском
электрической
и тепловой
энергии может
быть рассчитан
по формулам:
ВээГОД=byЭЭ*ЭотпГОД
ВтэГОД=byТЭ*ЭотпГОД
КЭС1:
BээГОД=339*26,8*109=9085,2*109
г
=9085,2*106
кг
КЭС2:
ВээГОД=341*11,2*109=3819,2*109
г =3819,2*106
кг
ТЭЦ1:
ВээГОД=220*2,565*109
=564,3*109
г =564,3*106
кг
ТЭЦ2:
ВээГОД=169,5*1,91*109=323,745*106
г =323,7*106
кг
Годовой
расход топлива
на каждой ТЭЦ
определяется
как сумма расходов
на электрическую
и тепловую
энергию.
ТЭЦ1:
ВтэГОД=41,6*14*106=582,4*106
кг
ТЭЦ2:
ВтэГОД=6,09*106*41,3=251,517*106
кг
Втэц1ГОД=564,3*106+582,4*106=1146,7*106
кг
Втэц2ГОД=323,7*106+251,5*106=575,2*106
кг
Годовой
расход топлива
в энергосистеме
определяется
как сумма по
всем электростанциям:
Вгод=ВээГОД+ВтэГОД
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=(byiЭЭ*ЭотпiГОД)
/ ЭотпiГОД,
г.у.т./кВт*ч.
byТЭ=(byiТЭ*ЭотпiГОД)
/ ЭотпiГОД,
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=Цтi*Вгодi/24+0,02(Кэл.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
Эпс%=10%
от сумарного
отпуска энергии
в сеть энергосистемы
ЭотпГОД.
ЭотпГОД=(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:
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
|
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+%/100),
где
ВтэцГОД
– годовой расход
условного
топлива, т.у.т.
Цт.у.т
– цена тонны
условного
топлива, руб/т.у.т.
- потери
топлива в пути
до станции
назначения
в пределах норм
естественной
убыли, принимаем
равным 1%.
Годовой
расход условного
топлива на ТЭЦ
определяется
следующим
образом:
ВтэцГОД=(ВкаГОД+ВпикГОД)*
где
ВкаГОД
– годовой расход
топлива на
парогенераторы
(котельные
агрегаты),
т.у.т./год.
ВпикГОД
– то же на пиковые
котлы ил пиковые
котельные,
т.у.т./год.
ВкаГОД=bвырК*ЭвырК+bвырТ*ЭвырТ+QотбГОД*0,034/(НТкц*ТП),
где
bвырК,
bвырТ
– удельные
расходы условного
топлива на
выработку
соответственно
1кВт*ч по конденсационному
и теплофикационному
циклам, кг.у.т./МВт*ч;
ЭвырК,
ЭвырТ
– выработка
электроэнергии
соответственно
по конденсационному
и теплофикационному
циклам, МВт*ч;
QотбГОД
– суммарный
годовой отпуск
тепла из производственных
и теплофикационных
оборотов турбин,
ГДж/год;
НТкц
– КПД котельного
цеха нетто,
можно принять
(0,97-0,98)БРкц;
ТП
– КПД теплового
потока. Учитывает
потери тепла
в пароводах
и др. ТП=0,985-0,989.
-
учитывает
влияние эксплуатационных
условий на
работу котельной
установки,
принимать
=1,01-1,015.
Рассчитаем
сумарную
теплофикационную
нагрузку на
ТЭЦ (Тгод=0,89)
QтфоГОД=Тгод*
QтфГОД=0,89*9,1*106=8,099*106
ГДж/год.
Количество
электроэнергии,
выработанной
по теплофикационному
циклу, можно
найти, исходя
из удельной
выработки
электроэнергии
на теплопотреблении:
ЭвырТ=(QтфоГОД*Zтф+QтхоГОД*Zтх),
10-3
МВт*ч/год,
где
QтфоГОД,
QтхоГОД
–
годовой отпуск
тепла соответственно
из теплофикационных
и производственных
отборов турбин,
ГДж/год;
Zтф,
Zтх
– удельная
выработка
электроэнергии
на теплопотреблении
соответственно
из теплофикационных
и производственных
отборов турбин,
кВт*ч/ГДж.
ЭвырТ=(8,099*106*129+1,8*106*70)=1,17*106
МВТ*ч/год.
Выработка
электроэнергии
по конденсационному
циклу определяется
как разность:
ЭвырК=ЭвырТЭЦ-ЭвырТ,
МВт*ч/год
ЭвыпК=1,55*106-1,17*106=0,38*106
МВт*ч/год.
Суммарный
годовой отпуск
тепла из отборов
турбин определяется:
QотбГОД=QтфоГОД+QтхоГОД,
QотбГОД=8,099*106+1,8*106=9,899*106
ГДж/год.
ВкаГОД=0,4*0,38*106+0,16*1,17*106+9,899*106*0,034/(0,97*0,93*0,985)=
=0,3392*106+0,336566*0,8885685=0,3392*106+0,3788*106=0,718*106
т.у.т./год.
Расход
топлива на
пиковые котлы:
ВпикГОД=QпикГОД*0,034/ПИК,
т.у.т./год,
где
QпикГОД
– годовой отпуск
тепла на теплофикационные
нужды от пиковых
котлов, ГДж/год;
ПИК
– КПД пиковых
котлов, принимаем
равным 0,85.
QпикГОД=QтфГОД*(1-Тгод)=9,1*106(1-0,89)=1,001*106
ГДж/год.
ВпикГОД=1,001*106*0,034/0,85=0,04*106
т.у.т./год.
Годовой
расход условного
топлива на ТЭЦ:
ВтэцГОД=(0,718*106+0,04*106)*1,01=0,785*106
т.у.т./год.
Ит=0,758*106*20*106(1+1/100)=15,31*1012
руб.
2.2 Расчет
затрат на заработную
плату
Изп=Кшт*Nуст*Фзп,
где Кшт
– штатный
коэффициент,
чел/МВт;
Nуст
– установленная
мощность ТЭЦ,
МВТ;
Фзп –
среднегодовая
заработная
плата с начислениями
на нее, руб/чел
в год.
Nуст=80+2*110=300
МВт;
Фзп=500*106
млн. руб/чел.;
Изп=0,85*300*500*106=12,75*1010
руб.
2.3 Расчет
амортизационных
отчислений
На основе
дифференцированных
норм амортизации
и стоимостной
структуры
основных фондов
станции подсчитывается
средняя комплексная
норма амортизации
для ТЭЦ в целом:
РамСР%=Рамj%*aj,
где
РамСР
– средняя норма
амортизации
для ТЭЦ,%;
Рамj
– норма
амортизации
для j-ой
группы основных
фондов ТЭЦ, %;
aj
–
доля j-ой
группы основных
фондов, отн.
ед.
РамСР%=0,3*2,4+0,06*4+0,04*3,5+0,25*8,5+0,2*6,5+0,05*10,5+0,1*6,4=5,69%.
Годовые
амортизационные
отчисления
будут равны:
Иам=Куд*Nуст*РамСР%/100,
где Куд
– удельные
капиталовложения
в ТЭЦ, руб/кВт*ч;
Nуст
– установленная
мощность, кВт.
Иам=207*5*105*3*102*103*5,69/100=176,67*1010
руб.
2.4 Расчет
затрат на текущий
ремонт и прочие
затраты
Затраты
на текущий
ремонт включают
расходы по
текущему ремонту
основных фондов
производственных
цехов, сюда
относятся:
основная и
дополнительная
зарплата с
начислениями
на нее ремонтных
рабочих и ИТР
по руководству
текущим ремонтом,
стоимость
ремонтных
материалов
и используемых
запасных частей,
стоимость услуг
сторонних
организаций
и своих вспомогательных
производств
и др.
При
приближенных
укрупненных
расчетах затраты
на текущий
ремонт принимаются:
Итр=0,2*Иам=0,2*176,67*1010
руб.
К прочим
расходам относятся
общестанционные,
а также оплата
услуг сторонних
организаций,
расходы по
охране труда
и технике
безопасности,
расходы по
анализам и
испытаниям
оборудования,
производимым
сторонними
организациями,
стоимость
потерь топлива
на складах
электростанции
в пределах норм
и др.
Величина
прочих расходов
определяется
следующим
образом:
Ипр=0,3(Иам+Итр+Изп);
Ипр=0,3*(12,75*1010+176,67*1010+35,334*1010)=67,4262*1010
руб.
2.5 Распределение
статей затрат
по фазам производства
В укрупненных
расчетах различают
три группы
цехов:
1 группа
– цехи топливно-транспортный,
котельный,
химический,
теплового
контроля;
2 группа
– машинный и
электротехнический
цехи;
3 группа
– общестанционные
расходы.
Распределение
затрат по этим
группам цехов
для этих условий
отражены в
таблице 3.
Таблица
3 – Распределение
затрат по цехам,
%,
Затраты
по фазам 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/(нтКЦ*тп))*;
где
QотбГОД
– отпуск тепла
внешним потребителям,
ГДж/год;
нтКЦ
– КПД котельного
цеха нетто,
отн. ед.;
тп –
КПД теплового
потока, отн.
ед.
Расход
топлива, пошедший
на производство
электроэнергии:
В’ээГОД=ВтэцГОД
–В’тэГОД,
В’ээГОД=0,758*106
–0,42*106=0,338*106
т.у.т.
Расход
электроэнергии
на собственные
нужды, относимый
к производству
тепла, определяется
на основании
величины удельного
расхода электроэнергии
на единицу
отпущенного
тепла:
ЭтэСН=ЭтэУД*(QгодОТП+QпикГОД)=5,68*(9,899*106+1,001*106)=61,912*106
кВт*ч.
Расход
электроэнергии
на собственные
нужды, относимый
к производству
электроэнергии,
находится так:
ЭээСН=ЭээСН%/100*ЭтэцВЫР=3,685/100*1,55*106=0,057*106
МВт*ч.
Тогда
суммарный
расход топлива
на теплоснабжение
внешних потребителей
будет равен:
ВтэТЭЦ=В’тэТЭЦ+bЭ*ЭтэСН*10-6
т.у.т.,
где
bЭ
– удельный
расход условного
топлива на
отпущенный
кВт*ч, т.у.т./кВт*ч.
bЭ=ВээТЭЦ*106/(ЭтэцВЫР
-ЭээСН)=0,338*106/(1,55*106
–0,057*106)=0,226*103
т.у.т.
ВтэТЭЦ=0,42*106+0,226*103*61,912*106*10-6=0,43399*106
т.у.т.
Соответственно
расход топлива
на электроснабжение
внешних потребителей:
ВээГОД=ВтэцГОД-ВтэГОД,
т.у.т.
ВээГОД=0,758*106
–0,43399*106=0,324*106
т.у.т.
И1ЭЭ=1641,63*1010
0,324*106
/0,758*106=701,7*1010
руб.
И1ТЭ=1641,63*1010
–701,7*1010=939,93*1010
руб.
б) Распределение
затрат 1 и 2 групп
цехов между
двумя видами
энергии.
Все
затраты второй
группы цехов,
согласно физическому
методу, относятся
на производство
электроэнергии:
И2ЭЭ=И2;
И2ТЭ=0;
И2ЭЭ=99,8643*1010
руб.
Общестанционные
затраты распределяются
между электрической
и тепловой
энергией
пропорционально
распределению
суммы всех
цеховых затрат,
т.е. на электроэнергию
относятся:
И3ЭЭ=И3*(И1ЭЭ+И2ЭЭ)/(И1+И2);
И3ЭЭ=81,85*1010*(701,7*1010+99,8643*1010)/(1641,63*1010+99,8643*1010)=
=37,67*1010
руб.
На
теплоэнергию
относятся:
И3ТЭ=И3-И3ЭЭ;
И3ТЭ=81,85*1010
–37,67*1010=44,18*1010
руб.
2.7 Распределение
статей затрат
между двумя
видами энергии
Затраты
на топливо
распределяются
пропорционально
расходу топлива,
т.е.
ИтТЭ=Ит*ВтэТЭЦ/ВгодТЭЦ
ИтТЭ=15,31*1012*0,43399*106/0,758*106=8,77*1012
руб.
На
электроэнергию:
ИтЭЭ=Ит-ИтТЭ
ИтЭЭ=15,31*1012
–8,77*1012=6,54*1012
руб.
Все
остальные
затраты распределяются
с помощью
коэффициента
распределения.
Для электроэнергии
коэффициент
распределения
равен:
КрЭЭ=(И1ЭЭ+И2ЭЭ+И3ЭЭ-ИтЭЭ)/(И1+И2+И3-Ит)
КрЭЭ=(701,7*1010+99,8643*1010+37,67*1010-654*1010)/(1641,63*1010+99,8643*
*1010+81,85*1010-1531*1010)=185,23/292,34=0,63.
Соответственно
для теплоэнергии:
КрТЭ=(И1ТЭ+И3ТЭ-ИтТЭ)/(И1+И2+И3-Ит)
КрТЭ=(939,93*1010+44,18*1010-877*1010)/292,34*1010=0,37.
Тогда
на электроэнергию:
ИээЗП=Изп*КрЭЭ
ИээЗП=12,75*1010*0,63=8,0325*1010
руб;
ИээАМ=Иам*КрЭЭ
ИээАМ=176,67*1010*0,63=111,3021*1010
руб;
ИээТР=Итр*КрЭЭ
ИээТР=35,334*1010*0,63=22,26*1010
руб;
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. |