Экономика

Расчет технико-экономических показателей


                                 Содержание

      Введение...............................................................
......................................................
      1       Расчет       технико-экономических        показателей        в
энергосистеме............................
      1.      Определение      стоимости       основных       фондов       в
         энергосистеме..........................
      2.             Суммарная             приведенная              мощность
         энергосистемы.........................................
      3.    Расчет     показателей     использования     основных     фондов
         электростанций.........
      4. Годовой расход топлива  на  электростанциях  и  в  энергосистеме  в
         целом.....
      5.   Средневзвешенная   величина   удельного   расхода    топлива    в
         энергосистеме.
      6.             Величина             нормируемых              оборотных
         фондов......................................................
      7.           Сумма           реализации           энергии            в
         энергосистеме....................................................
      8.            Показатели            использования            оборотных
         фондов................................................
      9.             Расчет             годовых             эксплуатационных
         расходов....................................................
     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                     |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 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+S*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+S(?i-1)*Nуi+S(?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=S(Nномi*Трi) / S(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 /(SNномi*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=SВээГОД+SВтэГОД
      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=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 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=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*7739040
00*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 SЭотпГОД.
      SЭотпГОД=(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:
 . 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 |?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 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          |Статьи затрат                                   |
|производства              |                                                |
|                          |Ит      |Иам     |Изп     |Итр     |Ипр     |
|Расходы по первой группе  |100     |50      |35      |50      |-       |
|цехов                     |        |        |        |        |        |
|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:
      - из заработной платы:
      ИээЗП=Изп*КрЭЭ
      ИээЗП=12,75*1010*0,63=8,0325*1010 руб;
      - из амортизационных отчислений:
      ИээАМ=Иам*КрЭЭ
      ИээАМ=176,67*1010*0,63=111,3021*1010 руб;
      - из текущего ремонта:
      ИээТР=Итр*КрЭЭ
      ИээТР=35,334*1010*0,63=22,26*1010 руб;
      - из прочих расходов:
      ИээПР=Ипр*КрЭЭ
      ИээПР=67,4262*1010*0,63=42,49*1010 руб.
      На тепло соответственно относится:
      ИтэАМ=Иам-ИээАМ=176,67*1010-111,3021*1010=65,37*1010 руб;
      ИтэЗП=Изп-ИээЗП=(12,75-8,0325)*1010=4,72*1010 руб;
      ИтэТР=Итр-ИээТР=(35,334-22,26)*1010=13,074*1010 руб;
      ИтэПР=Ипр-ИээПР=(67,4262-42,49)*1010=24,94*1010 руб.


               2.8 Определение структуры себестоимости энергии

      Топливная составляющая:
      СээТ=ИээТ*102/Эотп=ИээТ*102/(ЭтэцВЫР-
ЭээСН)=6,54*1012*102/1,493*109)=438044 коп/кВт*ч.
      СтэТ=ИтэТ/Qотп=ИтэТ/(QотпГОД+QпикГОД)=8,77*1012/10,9*106=804858,7
руб/ГДж.
      Амортизационная составляющая:
      СамЭЭ=ИамЭЭ*102/Эотп=111,3021*1010*102/1,493*109=74549 коп/кВт*ч.
      СамТЭ=ИамТЭ/Qотп=65,37*1010/10,9*106=59908,3 руб/ГДж.
      Составляющая зарплаты:
      СзпЭЭ=ИзпЭЭ*102/Эотп=8,0325*1010*102/1,493*109=5380 коп/кВт*ч.
      СзпТЭ=ИзпТЭ/Qотп=4,72*1010/10,9*106=4330,3 руб/ГДж.
      Транспортная составляющая:
      СтрЭЭ=ИтрЭЭ*102/Эотп=22,26*1010*102/1,493*109=14910 коп/кВт*ч.
      СтрТЭ=ИтрТЭ/Qотп=13,074*1010/10,9*106=11994,5 руб/ГДж.
      Составляющая прочих расходов:
      СпрЭЭ=ИпрЭЭ*102/Эотп=42,49*1010*102/1,493*109=28459 коп/кВт*ч.
      СпрТЭ=ИпрТЭ/Qотп=24,94*1010/10,9*106=22880,7 руб/ГДж.

      Суммарная себестоимость электроэнегрии:
      Сээ=СтЭЭ+СамЭЭ+СзпЭЭ+СтрЭЭ+СпрЭЭ=438044+74549+5380+14910+28459=
=561342 коп/КВт*ч.
      Суммарная себестоимость теплоэнергии:
      Стэ=СтТЭ+СамТЭ+СзпТЭ+СтрТЭ+СпрТЭ=804858,7+59908,3+4330,3+11994,5+
+22880,7=903972,5 руб/ГДж.
                                 Заключение

      Проделав данную курсовую работу, мы закрепили теоретические знания  по
курсу “Экономика энергетики” и  приобрели  практический  опыт  в  проведении
самостоятельных  технико-экономических  расчетов  таких,  как:   определение
капитальных  вложений  в  энергосистему,  расхода  топлива,   себестоимости,
прибыли, рентабельности, периода оборачиваемости оборотных  фондов,  годовых
эксплуатационных расходов и другие показатели.



                                 Литература

      1. “Справочник по проектированию электротехнических систем” /Под  ред.
С.С. Рокотяна, И.Н. Шапиро, М. –Энергоатомиздат, 1985.
      2. А.А. Федоров,  Л.Е.  Старкова.  Учебное  пособие  для  курсового  и
дипломного проектирования по электроснабжению промышленных  предприятий,  М.
–Энерго-атомиздат, 1987.
      3. В.Н. Неклепаев, Ч.П. Крючков. Электрическая часть электростанций  и
подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного  проектирования.
–М. –Энергоатомиздат, 1989.



-----------------------
nта

i=2




смотреть на рефераты похожие на "Расчет технико-экономических показателей"