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

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:

Ктэц=К_{ПЕРВ пг} +(n_ПГ -1)*К_ПОСЛпг +К_{ПЕРВтур} +å*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+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:

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=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.

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 /(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 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-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.=(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=åВээ_ГОД +åВтэ_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 =å(byi_ЭЭ *Эотпi_ГОД ) / åЭотпi_ГОД , г.у.т./кВт*ч.

by_ТЭ =å(byi_ТЭ *Эотпi_ГОД ) / åЭотпi_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=åЦтi*Вгодi/24+0,02(åКэл.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 DЭпс%=10% от сумарного отпуска энергии в сеть энергосистемы åЭотп_ГОД.

åЭотп_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:

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)

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+a%/100),

где Втэц_ГОД – 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:

Втэц_ГОД =(Вка_ГОД +Впик_ГОД )*b,

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/(h_НТкц *h_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;

h_НТкц – КПД котельного цеха нетто, можно принять (0,97-0,98)h_БРкц ;

h_ТП – КПД теплового потока. Учитывает потери тепла в пароводах и др. h_ТП =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 (a_Тгод =0,89)

Qтфо_ГОД =a_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/h_ПИК , т.у.т./год,

где Qпик_ГОД – годовой отпуск тепла на теплофикационные нужды от пиковых котлов, ГДж/год;

h_ПИК – КПД пиковых котлов, принимаем равным 0,85.

Qпик_ГОД =Qтф_ГОД *(1-a_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, %,

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/(hнт_КЦ *hтп))*b;

где Qотб_ГОД – отпуск тепла внешним потребителям, ГДж/год;

hнт_КЦ – КПД котельного цеха нетто, отн. ед.;

hтп – 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*10^{10 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.