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-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*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 оборудования | Вид топлива | aTчас | 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*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 | | 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+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.
|
