Расчет техніко-економічних показателей

смотреть на реферати схожі на «Розрахунок техніко-економічних показників «.

Запровадження… …

1 Розрахунок техніко-економічних показників в энергосистеме…

1. Визначення вартості основних фондів в энергосистеме…

2. Сумарна наведена потужність энергосистемы…

3. Розрахунок показників використання основних фондів электростанций…

4. Річний витрати на електростанціях й у енергосистемі в целом…

5. Середньозважена величина питомої витрати палива на энергосистеме.

6. Величина нормувальних оборотних фондов…

7. Сума реалізації енергії в энергосистеме…

8. Показники використання оборотних фондов…

9. Розрахунок річних експлуатаційних расходов…

10. Розрахунок прибутків і рентабельности…

…

2 Розрахунок собівартості електричної й теплової енергії на ТЭЦ…

2.1 Розрахунок витрат за паливо… …

2.2 Розрахунок витрат за заробітну плату…

2.3 Розрахунок амортизаційних отчислений…

2.4 Розрахунок витрат за поточний помешкання і інші затраты…

2.5 Розподіл статей витрат з фазам производства…

2.6 Розподіл цехових витрат між двома видами энергии…

2.8 Визначення структури собівартості энергии…

Укладання… …

Література… …

Енергетична служба покликана забезпечити як надійне і якісне постачання підприємства електроенергією, а й здійснювати організаційно-технічні заходи щодо економії енергоресурсів, сприяти впровадженню досягнень науково-технічного прогресу у сфері промислової енергетики. До складу енергосистеми, запропонованої завданням на цю курсову роботу, входить чотири електричні станції (дві станції конденсаційного типу, дві теплофикационного типу). Метою роботи є підставою розрахунок техніко-економічних показників: визначення капітальних вкладень до енергосистеми, витрати палива, собівартості, прибутку, рентабельності і інших показників. З допомогою цих показників, їх техніко-економічного аналізу, можна виявити чинники, які впливають на величину рентабельності, прибутку, собівартості, визначити шляхи поліпшити роботу електростанції і енергосистеми в целом.

1 Розрахунок техніко-економічних показників в энергосистеме.

таблиця 1 — Структура енергосистеми |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 крб /т.у.м | |Bээ |339 р /кВт*ч |Bээ |241 р /кВт*ч | | |кам'яне вугілля | |кам'яне вугілля |.

|ТЭЦ-1 |ТЭЦ-2 | |Nу |455 МВт |Nу |330 МВт (3*ПТ-60+3*Р-50), 3* | | |(I*ПТ-60+2*Т-110+1*Т* *175),| |420+3*480 | | |5*БКЗ-420 | | | |Эопт |2,565*109 кВт*ч |Эопт |1,91*109 кВт*ч | |Qопт |14*106 ГДж |Qопт |6,09*106 ГДж | |Цт |6 крб /т.у.м |Цт |12 крб /т.у.м | |Вээ |220 р /кВт*ч |Вээ |169,5 р /кВт*ч | |Bтэ |41,6 кг /ГДж |Bтэ |41,3 кг /ГДж |.

1.1 Визначення вартості основних фондів энергосистемы.

Для визначення вартості блокових електростанцій скористаємося формулой:

Ккэс=Кперв бл+(n-1)Кпосл бл, млн.руб.

де Кперв бл — повні капіталовкладення до блоку, які включають витрати в КЭС, залежать від потужності КЭС в целом,.

Кпосл бл — капіталовкладення у кожний наступний блок, n — число блоков.

К1кэс=(105,75+(8−1)*58,05)*500 000=256 050 000 млн руб.

К2кэс=(68,1+(7−1)*36,2)*500 000=142 650 000 млн руб.

Для визначення капіталовкладень в неблочные ТЕЦ використовують формулу:

Ктэц=КПЕРВ пг+(nПГ -1)*КПОСЛпг+КПЕРВтур+S*КПОСЛтурi ,.

де nта — загальна кількість турбоагрегатов, nпг — загальна кількість неблочных парогенераторов,.

КПЕРВ пг — капіталовкладення у парогенератор,.

КПОСЛпг — капіталовкладення в наступний парогенератор,.

КПЕРВтур — капіталовкладення у турбоагрегат,.

КПОСЛтур — капіталовкладення в наступний турбоагрегат.

Для ТЭЦ-1:

КПЕРВтур=11,65 — пт-60 5 блоків 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))*500 000=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)*500 000=39 905 000 млн руб.

Сумарна вартість енергосистеми перебувають розслідування щодо формуле:

Кэн=Кэл.ст+Кэл.с+Кп/ст, де Кэл. ст — вартість основних фондів электростанции,.

Кэл.с — вартість електричних сетей.

Кп/ст — вартість електричних подстанций.

Капітальні вкладення електричні мережі Кэл. с приймаємо рівними 60% від капіталовкладень в електричні станції системи. У цьому можна прийняти, що вартість основних фондів трансформаторних підстанцій Кп/ст становить 30% вартості всієї електричної 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 потужність энергосистемы.

Ця величина визначається по формуле:

NЭНприв=Nэн+S (?i-1)*Nуi+S (?j-1)*Nуj+0,01Н, МВт, де Nэн — встановлена на всіх електростанцій энергосистемы,.

?і - коефіцієнт приведення i-ого типу електростанції: для КЭС? кэс=1, для ТЕЦ? тэц=1,2,.

?j — коефіцієнт приведення j-ого виду палива: для кам’яного вугілля ?ку=1,0, для бурого вугілля ?бу=1,2, для мазуту? м=0,9, для газу? г=0,7,.

Nyi, Nyj — відповідно сумарна встановлена на електростанцій i-ого типу, і електростанцій, працівників j-ом вигляді топлива,.

М — загальна кількість доларів в електричних мережах, причому 1 у. о відповідає вартості основних фондів 10*103 рублів, т. е.

Н=Кэл.с/10*103, у.е.

Н=290 214 000*106/104=29 021 400 000 у.е.

100 у. о відповідає 1МВт, тобто. наведена потужність електричних сетей:

NЭЛ.С прив=0,01*Н, МВт,.

NЭЛ.С прив=0,01*29 021,1*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 Розрахунок покателей використання основних фондів электростанций.

Виконується всім електростанцій. а) Коефіцієнт екстенсивного спрямування електростанцій визначається так:

Кэ=S (Nномi*Трi) / S (Nномi*Ткi), де Трi — час i-ого агрегата,.

Ткi — календарне час перебування i-ого агрегату у складі даної электростанции.

Для визначення часу роботи Трi треба знати, які агрегати станції скільки часу проходять планові ремонти протягом року. Для розрахунку можна взяти, кожен турбоагрегат станції протягом року проходить два поточних ремонту, а кожна друга чи третій — капітальний 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) Коефіцієнт інтенсивного спрямування станцій визначається по формуле:

Ки=ЭотпГОД /(SNномi*Трi (1-?Эcн%/100)), де? Эсн% - відсоток витрати електроенергії за власні потреби электростанций.

КЭС1: Ки=26,8*106 /(4*103*7512*(1−4/100))=26 800 000 / 28 846,08*103=0,93.

КЭС2: Ки=11,2*109 /(2,1*103*103*7632*(1−4/100))=11 200 000 / 15 354*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 розрахунку Кі слід звернути увагу, що ЭотпГОД дана в кВт*ч, а потужність електростанції N дана в МВт*ч, тому МВт*ч перекласти на 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) Кількість годин використання встановленої потужності електростанцій: hy=ЭотпГОД /(Nуст*(1-?Эсн%/100)), час,.

КЭС1: hy=26,8*109/(4*106*(1−4/100))=26 800/3,84=6979,17.

КЭС2: hy=11,2*109 /(2,1*106*(1−4/100))=11 200/2,016=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.

р) Показник фондоотдафи для ТЕЦ визначається по формуле:

Кф.о.=(ЭотпГОД*Цээ+QгодГОД*Цтэ)/Ктэц, де Цээ — ціна електроенергії =14 116 руб/кВт*ч,.

Цтэ — ціна теплоенергії =793 830,1 руб/ГКалл оскільки QгодОТП дано в ГДж, необхідно Цтэ руб/ГКалл перекласти на Цтэ руб/Гдж.

Для этого:

Цтэ=793 830,¼, 19=189 458,25 руб/ГДж.

ТЭЦ1: Кф.о.=2,565*109*14 116+14*106*189 458,25/(45 085 000*106)=0,86.

ТЭЦ2: Кф.о.=1,91*109*14 116+6,09*106*189 458,25/(39 905 000*106)=0,7.

При розрахунку показника фондовіддачі для КЭС друге складова в чисельнику відпадає, тому показник фондоємності для КЭС розраховується по формуле:

Кф.о.=ЭотпГОД*Цээ/Ккэс.

КЭС1: Кф.о.=26,8*109*14 116/(256 050 000*106)=1,48.

КЭС2: Кф.о.=11,2*109*14 116/(142 650 000*106)=1,108.

буд) Фондоемкость окреслюється зворотна 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 електростанціях окреслюється приватне від розподілу вартості основних фондів на число работников.

Кф.в.=Кэл.ст. /Zперс=Кэл.ст. /Кшт*Nуст, руб./чел. де Кшт — штатний коэфффициент, чел./МВт, його значення дано у додатку, 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 крб./ чел.

КЭС2: Кф.в.=142 650 000*106/(0,38*2100)=142,65*109/(0,38*2,1) — 178,76*109 крб./ чел.

ТЭЦ1: Кф.в.=45 085*109/(1,1*455)=0,09*1012=90 079,9*106, руб./чел.

ТЭЦ2: Кф.в.=39 905*109/(1*330)=120,9*109=120 924*106 руб./чел.

1.4 Річний витрати на електростанціях й у енергосистемі в целом.

Річний витрати на електростанціях, пов’язані з відпусткою електричної й теплової енергії то, можливо розрахований за формулам:

ВээГОД=byЭЭ*ЭотпГОД.

ВтэГОД=byТЭ*ЭотпГОД.

КЭС1: BээГОД=339*26,8*109=9085,2*109 р =9085,2*106 кг.

КЭС2: ВээГОД=341*11,2*109=3819,2*109 р =3819,2*106 кг.

ТЭЦ1: ВээГОД=220*2,565*109 =564,3*109 р =564,3*106 кг.

ТЭЦ2: ВээГОД=169,5*1,91*109=323,745*106 р =323,7*106 кг.

Річний витрати з кожної ТЕЦ окреслюється сума витрат на електричну і теплову 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.

Річний витрати в енергосистемі окреслюється сума за всі электростанциям:

Вгод=SВээГОД+SВтэГОД.

Вгод=9085,2*106+3819,2*106+1146,7*106+575,2*106=14 626,3*106 кг.

1.5 Середньозважена величина питомої витрати палива на энергосистеме.

Для визначення цієї величини слід скористатися формулами: byЭЭ=S (byiЭЭ*ЭотпiГОД) / SЭотпiГОД, г. у.т./кВт*ч. byТЭ=S (byiТЭ*ЭотпiГОД) / SЭотпiГОД, 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 нормувальних оборотних фондів ФобН.

Для величини нормувальних оборотних фондів по електростанціям слід прийняти запас палива ними у вигляді півмісячного витрати. Інші оборотні фонди (нормируемые) як у станциям, так і з мереж прийняти рівними в 2% вартості основних фондов.

ФобН=Фоб.топлН+0,02*Кэл=SЦтi*Вгодi/24+0,02(SКэл.ст.i+Кэл.с).

ФобН=20*106(9085,2*103+3819,2*103+1146,7*103+575,2*103)/24+0,02*7 739 040 00*106=12 188,583*109+15 478,08*109=27 666,663*109 руб.

1.7 Сума реалізації енергії в энергосистеме.

Сума реалізації визначається по формуле:

D=Спр*Эпр+Скб*Экб+Стр*Этр+Ссх*Эсх+Стэ*QотпГОД де Спр, Скб, Стор, Ссх — відповідно середня ціна 1кВт*ч для промислових, комунально-побутових, транспортних і сільськогосподарських потребителей.

Спр =20 716 руб/кВт*ч.

Скб=1260 руб/кВт*ч.

Стр=14 736 руб/кВт*ч.

Ссх=11 122 руб/кВт*ч.

Стэ — середній тариф на теплову энергию.

Стэ=189 458,25 руб/ГДж.

Епр, Экб, Этр, Эсх — споживання промисловими, комунально-побутовими, транспортними, сільськогосподарськими потребителями.

Эпр=60%.

Экб=20%.

Этр=10%.

Эсх=10% - від сумарного корисного потребления.

Втрати у мережах приймаються не більше ?Эпс%=10% від сумарного відпустки енергії до мережі енергосистеми SЭотпГОД.

SЭотпГОД=(26,8+11,2+2,565+1,91)*109=42,475*109 кВт*ч.

Эпс=10%*42 475*109/100=4,2475*109 кВт*ч.

Сумарна корисне електроспоживання у мережах (з урахуванням втрат енергії) 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=3,82 275*109 кВт*ч.

Эсх=10%*38,2275*109/100=3,82 275*109 кВт*ч.

QотпГОД=14*106+6,09*106=20,09*106 ГДж.

D=20 716*22,9365*109+1260*7,6455*109+14 736*3,82 275*109+11 122*3,82 275*109 + +189 458,25*20,09*106=587 440,75*109 руб.

1.8 Показник використання оборотних фондов.

Показники використання оборотних фондів в енергосистемі визначаються по формулам: nОБ=D/ФобН, tОБ=Ткал/nОБ де D — сума реалізації енергії в системе,.

ФобН — величина нормувальних оборотних фондов,.

Ткав — тривалість календарного періоду, рівна одному року, в днях.

nОБ=587 440,75*109/(27 666,63*109)=21,23 оборотів tОБ=365/21,23=17,19 дней.

1.9 Розрахунок річних експлуатаційних расходов.

Річні експлуатаційних витрат на електростанції визначають по формуле:

Иэл.ст.=(Цт*Вгод+Кшт*Nуст*ФзпГОД+Рам*Ккэс)(1+j).

ФзпГОД приймаємо рівним 500*106 руб/чел.

Коефіцієнт j приймаємо рівним 0,1.

Цт=20*106 руб/т.у.т.

Икэс1=(20*106*9085,2*103+0,22*4000*500*106+7,5%*256 050*109/100)*(1+0,1) = =221 482,525*109 руб.

Икэс2=(20*106*3819,2*103+0,35*2100*500*106+7,3%*142 650*109/100)*(1+0,1) = =95 881,445*109 руб.

Итэц1=(20*106*1146,7*103+1,15*455*500*106+6%*45 085*109/100)*(1+0,1)= =28 490,8*109 руб.

Итэц2=(20*106*575,2*103+1*330*500*106+6%*39 905*109/100)*(1+0,1)= =15 469,63*109 руб.

Річні експлуатаційних витрат мережами визначаються по выражению:

Иэл.сет.=(Рам+Роб)*Кэл.с.

Рам приймаємо для ліній 0,03, для трансформаторних підстанцій 0,086, коефіцієнт Роб=0,01 для ліній і подстанций.

Иэл.сет.=(0,03+0,086+0,01)*290 214*109=36 566,964*109 руб.

1.10 Розрахунок прибутків і рентабельности.

У енергосистемі окреслюється різницю між сумою реалізації і річними експлуатаційними расходами:

П=D-(Иэл.ст.+Иэл.с.).

П=587 440,75*109- (221 482,525*109+95 881,445*109+28 490,8*109+15 469,63*109+ +36 566,964*109)=189 549,386*109 руб.

Рентабельність розраховується за формуле:

Крент=П/Кэн=189 549,386*109/860 968,2*109=0,22.

Коефіцієнт фондоотдачи:

Кф.о.=D/Кэн=587 440,75*109/860 968,2*109=0,68.

2 Розрахунок собівартості электричекой й теплової енергії на ТЭЦ

Собівартість продукції енергетичного підприємства — це виражені в грошової форми витрати, безпосередньо чи опосередковано пов’язані виготовлення і реалізацією продукции.

Для розрахунку собівартості одиниці виробленої продукції певного виду (калькулирования) і складання документа, оформляє цей розрахунок (калькуляції), застосовується угруповання витрат з їх виробничому призначенню, фазам виробництва, цехах (угруповання за статтями расходов).

У процесі виробництва енергії на ТЕЦ чітко виділяють окремі технологічні стадії (переділи) перетворення жодного виду енергії в інший. Тому на згадуваній ТЕС застосовується так званий попередельный спосіб калькуляції продукції - за статтями виробництва. У цьому витрати попередніх стадій виробництва не входять у витрати наступних, і собівартість енергії на ТЕС є склепінням витрат всіх цехів і общестанционных расходов.

На ТЕС угруповання витрат ведеться за наступним стадіям:. топливно-транспортный цех,. котельний цех,. машинний цех,. теплофикационное відділення,. електричний цех.

Для укрупнених розрахунків проектної собівартості енергії на ТЕС все виробничі витрати може бути зведені у наступні п’ять статей затрат:

1. Паливо на технологічні мети, Іт. 2. Зарплата з нарахуваннями експлуатаційного персоналу Изп. 3. Амортизаційні відрахування Иам. 4. Поточний ремонт устаткування, Ітп. 5. Інші витрати, Ипр.

Таблиця 2 — Вихідні дані (варіант 17) |Склад устаткування |Вигляд палива |?Tчас |Zтф, кВт*ч/ГДж|Zтх, кВт*ч/ГДж| |1*ПТ-80+2*Т-110+3*480+ |мазут |0,586 |129 |70 | |+3*ПГВМ-100 | | | | | |QтхоГОД, ГДж |QтфГОД, ГДж |ЭвырТЭЦ, МВт*ч|bВЫРк, кг.у.т/|bВЫРт, кг.у.т/| | | | |/Квт*ч |/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/ |ЭээСН, % | | | | |/ГДж | | |20,64 |0,92 |207 |5,68 |3,685 |.

2.1 Розрахунок витрат за топливо.

На ТЕС видатки пальне за своєму питомій основні, вони становлять як правил до 60−70% всіх витрат. Витрати на паливо Іт залежать кількості витраченого палива й його цены:

Ит=ВтэцГОД*Цтут*(1+?%/100), де ВтэцГОД — річний витрата умовного палива, т.у.т.

Цт.у.т — ціна тонни умовного палива, руб/т.у.т.

? — втрати палива на шляху за станцію призначення до межах норм природного зменшення населення, приймаємо рівним 1%.

Річний витрата умовного палива на ТЕЦ визначається наступним образом:

ВтэцГОД=(ВкаГОД+ВпикГОД)*?, де ВкаГОД — річний витрати на парогенератори (котельні агрегати), т.у.т./год.

ВпикГОД — те на пікові казани мул пікові котельні, т.у.т./год.

ВкаГОД=bвырК*ЭвырК+bвырТ*ЭвырТ+QотбГОД*0,034/(?НТкц*?ТП), де bвырК, bвырТ — удільні витрати умовного палива розвиток відповідно 1кВт*ч по конденсационному і теплофикационному циклам, кг.у.т./МВт*ч,.

ЭвырК, ЭвырТ — вироблення електроенергії відповідно по конденсационному і теплофикационному циклам, МВт*ч,.

QотбГОД — сумарний річний відпустку тепла з виробничих та теплофікаційних оборотів турбін, ГДж/год,.

?НТкц — ККД котельного цеху нетто, можна взяти (0,97−0,98)?БРкц,.

?ТП — ККД теплового потоку. Враховує втрати тепла в пароводах та інших. ?ТП=0,985−0,989.

? — враховує вплив експлуатаційних умов працювати котельної установки, приймати ?=1,01−1,015.

Розрахуємо сумарную теплофикационную навантаження на ТЕЦ (?Тгод=0,89).

QтфоГОД=?Тгод* QтфГОД=0,89*9,1*106=8,099*106 ГДж/год.

Кількість електроенергії, виробленої по теплофикационному циклу, можна знайти, з удільної виробітку електроенергії на теплопотреблении:

ЭвырТ=(QтфоГОД*Zтф+QтхоГОД*Zтх), 10−3 МВт*ч/год, де QтфоГОД, QтхоГОД — річний відпустку тепла відповідно з теплофікаційних наукових і виробничих відборів турбін, ГДж/год,.

Zтф, Zтх — питома вироблення електроенергії на теплопотреблении відповідно з теплофікаційних наукових і виробничих відборів турбін, кВт*ч/ГДж.

ЭвырТ=(8,099*106*129+1,8*106*70)=1,17*106 МВТ*ч/год.

Вироблення електроенергії по конденсационному циклу окреслюється разность:

ЭвырК=ЭвырТЭЦ-ЭвырТ, МВт*ч/год.

ЭвыпК=1,55*106−1,17*106=0,38*106 МВт*ч/год.

Сумарний річний відпустку тепла з відборів турбін 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+0,336 566*0,8 885 685=0,3392*106+0,3788*106=0,718*106 т.у.т./год.

Витрата пального на пікові котлы:

ВпикГОД=QпикГОД*0,034/?ПИК, т.у.т./год, де QпикГОД — річний відпустку тепла на теплофикационные потреби від пікових котлів, ГДж/год,.

?ПІК — ККД пікових котлів, приймаємо рівним 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.

Річний витрата умовного палива 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 Розрахунок витрат за заробітну плату.

Изп=Кшт*Nуст*Фзп, де Кшт — штатний коефіцієнт, чел/МВт,.

Nуст — встановлена на ТЕЦ, МВТ,.

Фзп — середньорічна вести з нарахуваннями її у, 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 Розрахунок амортизаційних отчислений.

За підсумками диференційованих норм амортизації і вартісної структури основних фондів станції підраховується середня комплексна норма амортизації для ТЕЦ в целом:

РамСР%=Рамj%*aj, де РамСР — середня норма амортизації для ТЭЦ,%,.

Рамj — норма амортизації для j-ой групи основних фондів ТЕЦ, %, aj — частка j-ой групи основних фондів, 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% .

Річні амортизаційні відрахування будуть равны:

Иам=Куд*Nуст*РамСР%/100, де Куд — удільні капіталовкладення в ТЕЦ, руб/кВт*ч,.

Nуст — встановлена на, кВт.

Иам=207*5*105*3*102*103*5,69/100=176,67*1010 руб.

2.4 Розрахунок витрат за поточний помешкання і інші затраты.

Витрати на ремонт включають витрати на поточному ремонту основних фондів виробничих цехів, сюди ставляться: основна і додаткова зарплата з нарахуваннями її у ремонтних робітників і ІТП по керівництву поточним ремонтом, вартість ремонтних матеріалів і використовуваних запасними частинами, вартість послуг сторонніх громадських організацій і своїх допоміжних виробництв і др.

При наближених укрупнених розрахунках видатки поточний ремонт приймаються: Итр=0,2*Иам=0,2*176,67*1010 руб.

До іншим видатках ставляться общестанционные, і навіть послуги сторонніх організацій, витрати на охорони праці й лазерній техніці безпеки, витрати на аналізам і випробувань устаткування, виробленим сторонніми організаціями, вартість втрат палива на яких складах електростанції в межах і др.

Розмір інших витрат визначається наступним 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 Розподіл статей витрат з фазам производства.

У укрупнених розрахунках розрізняють групи цехов:

1 група — цехи топливно-транспортный, котельний, хімічний, теплового контроля,.

2 група — машинний і електротехнічний цехи,.

3 група — общестанционные расходы.

Розподіл витрат з цим групам цехів тих умов відбито у таблиці 3.

Таблиця 3 — Розподіл витрат з цехах, %, |Витрати по фазам |Статті витрат | |виробництва | | | |Іт |Иам |Изп |Ітп |Іпр | |Витрати по першої групи |100 |50 |35 |50 |- | |цехів | | | | | | |За другою групі цехів |- |45 |35 |45 |- | |По третьої групи цехів |- |5 |30 |5 |100 |.

Потім визначаємо витрати з кожної групі цехов.

Витрати по першої 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,.

Витрати за другою 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.

Витрати по третин 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 Розподіл цехових витрат між двома видами энергии.

При комбіноване виробництво тепла й електроенергії на ТЕЦ виникає завдання визначення собівартості кожного виду енергетичної продукції. а) Розподіл витрати палива між електроенергією і теплом.

Витрати по першої групи цехів розподіляють між двома видами енергії пропорційно видатках палива отримання кожного з цих видів энергии:

И1ЭЭ=И1*ВээГОД/ВтэцГОД,.

ИтэТЭЦ=И1-И1ЭЭ.

Витрата пального, який пішов виробництва тепла, визначається наступним образом:

ВтэГОД=(ВпикГОД+QотбГОД*0,034/(?нтКЦ*?тп))*?, де QотбГОД — відпустку тепла зовнішнім споживачам, ГДж/год,.

?нтКЦ — ККД котельного цеху нетто, отн. ед.,.

?тп — ККД теплового потоку, отн. ед.

Витрата пального, який пішов виробництва электроэнергии:

В’ээГОД=ВтэцГОД -В'тэГОД,.

В’ээГОД=0,758*106 -0,42*106=0,338*106 т.у.т.

Витрата електроенергії за власні потреби, относимый до виробництва тепла, визначається виходячи з величини питомої витрати електроенергії на одиницю відпущеного тепла:

ЭтэСН=ЭтэУД*(QгодОТП+QпикГОД)=5,68*(9,899*106+1,001*106)=61,912*106 кВт*ч.

Витрата електроенергії за власні потреби, относимый до виробництва електроенергії, перебуває так:

ЭээСН=ЭээСН%/100*ЭтэцВЫР=3,685/100*1,55*106=0,057*106 МВт*ч.

Тоді сумарний витрати на теплопостачання зовнішніх споживачів буде равен:

ВтэТЭЦ=В'тэТЭЦ+bЭ*ЭтэСН*10−6 т.у.м., де bЭ — питома витрата умовного палива на відпущений кВт*ч, т.у.т./кВт*ч. bЭ=ВээТЭЦ*106/(ЭтэцВЫРЭээСН)=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=0,43 399*106 т.у.т.

Відповідно витрати на електропостачання зовнішніх потребителей:

ВээГОД=ВтэцГОД-ВтэГОД, т.у.т.

ВээГОД=0,758*106 -0,43 399*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) Розподіл витрат 1 і 2 груп цехів між двома видами энергии.

Усі витрати другої групи цехів, відповідно до фізичному методу, ставляться виробництва электроэнергии:

И2ЭЭ=И2, И2ТЭ=0,.

И2ЭЭ=99,8643*1010 руб.

Общестанционные витрати розподіляють між електричної й теплової енергією пропорційно розподілу суми всіх цехових витрат, тобто. на електроенергію 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 теплоенергію относятся:

И3ТЭ=И3-И3ЭЭ,.

И3ТЭ=81,85*1010 -37,67*1010=44,18*1010 руб.

2.7 Розподіл статей витрат між двома видами энергии.

Витрати на паливо розподіляються пропорційно витраті палива, т. е.

ИтТЭ=Ит*ВтэТЭЦ/ВгодТЭЦ

ИтТЭ=15,31*1012*0,43 399*106/0,758*106=8,77*1012 руб.

На электроэнергию:

ИтЭЭ=Ит-ИтТЭ.

ИтЭЭ=15,31*1012 -8,77*1012=6,54*1012 руб.

Решта витрати розподіляються з допомогою коефіцієнта розподілу. Для електроенергії коефіцієнт розподілу 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.

Для теплоэнергии:

КрТЭ=(И1ТЭ+И3ТЭ-ИтТЭ)/(И1+И2+И3-Ит).

КрТЭ=(939,93*1010+44,18*1010−877*1010)/292,34*1010=0,37.

Тоді на электроэнергию:

— з заробітної платы:

ИээЗП=Изп*КрЭЭ.

ИээЗП=12,75*1010*0,63=8,0325*1010 руб,.

— з амортизаційних отчислений:

ИээАМ=Иам*КрЭЭ.

ИээАМ=176,67*1010*0,63=111,3021*1010 руб,.

— з поточного ремонта:

ИээТР=Итр*КрЭЭ.

ИээТР=35,334*1010*0,63=22,26*1010 руб,.

— з інших расходов:

ИээПР=Ипр*КрЭЭ.

ИээПР=67,4262*1010*0,63=42,49*1010 руб.

На тепло відповідно 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 Визначення структури собівартості энергии.

Паливна составляющая:

СээТ=ИээТ*102/Эотп=ИээТ*102/(ЭтэцВЫРЭээСН)=6,54*1012*102/1,493*109)=438 044 коп/кВт*ч.

СтэТ=ИтэТ/Qотп=ИтэТ/(QотпГОД+QпикГОД)=8,77*1012/10,9*106=804 858,7 руб/ГДж.

Амортизаційна составляющая:

СамЭЭ=ИамЭЭ*102/Эотп=111,3021*1010*102/1,493*109=74 549 коп/кВт*ч.

СамТЭ=ИамТЭ/Qотп=65,37*1010/10,9*106=59 908,3 руб/ГДж.

Складова 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.

Транспортна составляющая:

СтрЭЭ=ИтрЭЭ*102/Эотп=22,26*1010*102/1,493*109=14 910 коп/кВт*ч.

СтрТЭ=ИтрТЭ/Qотп=13,074*1010/10,9*106=11 994,5 руб/ГДж.

Складова інших расходов:

СпрЭЭ=ИпрЭЭ*102/Эотп=42,49*1010*102/1,493*109=28 459 коп/кВт*ч.

СпрТЭ=ИпрТЭ/Qотп=24,94*1010/10,9*106=22 880,7 руб/ГДж.

Сумарна собівартість электроэнегрии:

Сээ=СтЭЭ+СамЭЭ+СзпЭЭ+СтрЭЭ+СпрЭЭ=438 044+74549+5380+14 910+28459= =561 342 коп/КВт*ч.

Сумарна собівартість теплоэнергии:

Стэ=СтТЭ+СамТЭ+СзпТЭ+СтрТЭ+СпрТЭ=804 858,7+59 908,3+4330,3+11 994,5+ +22 880,7=903 972,5 руб/ГДж.

Заключение

.

Проробивши цю курсову роботу, ми закріпили теоретичні знання з курсу «Економіка енергетики» засіках і придбали практичного досвіду у проведенні самостійних техніко-економічних розрахунків як-от: визначення капітальних капіталовкладень у енергосистему, витрати палива, собівартості, прибутку, рентабельності, періоду оборотності оборотних фондів, річних експлуатаційних витрат та інші показатели.

1. «Довідник з проектування електротехнічних систем» /Під ред. С. С. Рокотяна, І.Н. Шапіро, М. -Энергоатомиздат, 1985.

2. А. А. Федоров, Л.Є. Старкова. Навчальний посібник для курсового і дипломного проектування по електропостачанню промислових підприємств, М. -Энерго-атомиздат, 1987.

3. В. М. Неклепаев, Ч. П. Крючков. Електрична частина електростанцій і підстанцій. Довідкові матеріали для курсового і дипломного проектування. -М. -Энергоатомиздат, 1989.

———————————- nта.

i=2.