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:
i=2
nта
Ктэц=КПЕРВ пг +(nПГ -1)*КПОСЛпг +КПЕРВтур +å*КПОСЛтур i ,
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*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=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*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 aT час 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*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/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.

Внимание, отключите Adblock

Вы посетили наш сайт со включенным блокировщиком рекламы!
Ссылка для скачивания станет доступной сразу после отключения Adblock!

Скачать полную версию