Воспользуйтесь формой поиска по сайту, чтобы найти реферат, курсовую или дипломную работу по вашей теме.
Расчет технико-экономических показателей в энергосистемеЭнергетика
Введение
Энергетическая служба призвана обеспечить не только надежное и качественное снабжение предприятия электроэнергией, но и осуществлять организационно-технические мероприятия по экономии энергоресурсов, способствовать внедрению достижений научно-технического прогресса в области промышленной энергетики. В состав энергосистемы, предлагаемой заданием на данную курсовую работу, входит четыре электрические станции (две станции конденсационного типа, две теплофикационного типа). Целью работы является расчет технико-экономических показателей: определение капитальных вложений в энергосистему, расхода топлива, себестоимости, прибыли, рентабельности и других показателей. С помощью этих показателей, их технико-экономического анализа, можно выявить факторы, которые влияют на величину рентабельности, прибыли, себестоимости, определить пути улучшения работы электростанции и энергосистемы в целом.
1 Расчет технико-экономических показателей в энергосистеме
таблица 1 - Структура энергосистемы
КЭС-1
КЭС-2
Nу
4000 МВт (8*500)
Nу
2100 МВт (7*300)
Эопт
26, 8*109 кВт*ч
Эопт
11, 2*109 кВт*ч
Цт
7 руб. /т. у. т
Цт
10 руб /т. у. т
Bээ
339 г /кВт*ч
Bээ
241 г /кВт*ч
каменный уголь
каменный уголь
ТЭЦ-1
ТЭЦ-2
Nу
455 МВт (I*ПТ-60+2*Т-110+1*Т* *175); 5*БКЗ-420
Nу
330 МВт (3*ПТ-60+3*Р-50); 3* 420+3*480
Эопт
2, 565*109 кВт*ч
Эопт
1, 91*109 кВт*ч
Qопт
14*106 ГДж
Qопт
6, 09*106 ГДж
Цт
6 руб /т. у. т
Цт
12 руб /т. у. т
Вээ
220 г /кВт*ч
Вээ
169, 5 г /кВт*ч
Bтэ
41, 6 кг /ГДж
Bтэ
41, 3 кг /ГДж
1. 1 Определение стоимости основных фондов энергосистемы
Для определения стоимости блочных электростанций воспользуемся формулой:
Ккэс=Кперв бл+ (n-1) Кпосл бл, млн. руб.
где Кперв бл - полные капиталовложения в первый блок, включающие затраты в КЭС, зависящие от мощности КЭС в целом;
Кпосл бл - капиталовложения в каждый последующий блок;
n - число блоков.
К1кэс= (105, 75+ (8-1) *58, 05) *500000=256 050 000 млн. руб.
К2кэс= (68, 1+ (7-1) *36, 2) *500000=142 650 000 млн. руб.
Для определения капиталовложений в неблочные ТЭЦ используют формулу:
Ктэц=КПЕРВ пг+ (nПГ -1) *КПОСЛпг+КПЕРВтур+?*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+? (?i-1) *Nуi+? (?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=??Nномi*Трi) / ??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 / (?Nномi*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=?ВээГОД+?ВтэГОД
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=? (byiЭЭ*ЭотпiГОД) / ?ЭотпiГОД, г. у. т. /кВт*ч.
byТЭ=? (byiТЭ*ЭотпiГОД) / ?ЭотпiГОД, 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=?Цтi*Вгодi/24+0, 02 (?Кэл. 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 ?Эпс%=10% от сумарного отпуска энергии в сеть энергосистемы ?ЭотпГОД.
?ЭотпГОД= (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:
Топливо на технологические цели, Ит.
Зарплата с начислениями эксплуатационного персонала Изп.
Амортизационные отчисления Иам.
Текущий ремонт оборудования, Итр.
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+ +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+?%/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 производства
Статьи затрат
Ит
Иам
Изп
Итр
Ипр
Расходы по первой группе цехов
100
50
35
50
-
По второй группе цехов
-
45
35
45
-
По третьей группе цехов
-
5
30
5
100
Затем определяем затраты по каждой группе цехов.
Затраты по первой группе:
И1=Ит+0, 5*Иам+0, 35*Изп+0, 5*Итр;
И1=1531, 16*1010+0, 5*176, 67*1010+0, 35*12, 75*1010+0, 5*35, 334*1010=1641, 63*1010 руб;
Затраты по второй группе:
И2=0, 45*Иам+0, 35*Изп*Изп+0, 45*Итр;
И2=0, 45*176, 67*1010+0, 35*12, 75*1010+0, 45*35, 334*1010=99, 8643*1010 руб.
Затраты по третей группе:
И3=0, 05*Иам+0, 3*Изп+0, 05*Итр+Ипр;
И3=0, 05*176, 67*1010+0, 3*12, 75*1010+0, 05*35, 334*1010+67, 4262*1010=81, 85*1010 руб;
2. 6 Распределение цеховых затрат между двумя видами энергии
При комбинированном производстве тепла и электроэнергии на ТЭЦ возникает задача определения себестоимости каждого вида энергетической продукции.
а) Распределение расхода топлива между электроэнергией и теплом.
Затраты по первой группе цехов распределяются между двумя видами энергии пропорционально расходам топлива на получение каждого из этих видов энергии:
И1ЭЭ=И1*ВээГОД/ВтэцГОД;
ИтэТЭЦ=И1-И1ЭЭ.
Расход топлива, пошедший на производство тепла, определяется следующим образом:
ВтэГОД= (ВпикГОД+QотбГОД*0, 034/ (?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.
Описание предмета: «Энергетика»Энергетика, или, как говорят, топливно-энергетический комплекс, является одной из основ развития экономики
современного общества. В области энергетических ресурсов и производства энергии объективно существует угроза
истощения запасов топлива. Поиски путей развития энергетики в настоящее время ведутся в направлении изыскания
возможностей экономии энергии, более рационального использования топлива, исследований в области новых методов
получения и преобразования энергии, а также привлечения в топливно-энергетический баланс альтернативных
источников энергии (солнечной, ветровой и т.п.). Главными направлениями развития электроэнергетики пока
являются теплоэнергетика и атомная энергетика. Следовательно, для подавляющего большинства вновь создаваемых
электростанций источниками энергии будут служить химическая энергия топлива или ядерная энергия.
Литература - Экономические основы культурной деятельности. Индивидуальные предпочтения и общественный интерес. В 3 томах. Том II. Экономическая политика в сфере культуры: новый век, новый взгляд. – СПб.: Алетейя, 2002. – 456 с.
- В.И. Щербина. Основы современного телерадиовещания. Техника, технология и экономика вещательных компаний (+ CD-ROM). – М.: Горячая Линия - Телеком, 2004. – 224 с.
- В.А. Кардаш. Конфликты и компромиссы в рыночной экономике. – М.: Наука, 2006. – 248 с.
- Экономические и социальные проблемы России, №1, 2006. Экономическая наука и экономическое образование в переходный период. – М.: ИНИОН РАН, 2007. – 156 с.
- Бернард Баумоль. Секреты экономических показателей. Скрытые ключи к будущим экономическим тенденциям и инвестиционным возможностям. – М.: Баланс Бизнес Букс, 2007. – 352 с.
- С.Б. Сборщиков, Н.М. Шумейко, В.П. Березин, Е.В. Кружкова. Выполнение экономических расчетов в составе дипломного проекта. – М.: Издательство Ассоциации строительных вузов, 2008. – 120 с.
- Н.И. Новицкий, А.А. Горюшкин, А.В. Кривенков. Технико-экономические показатели работы предприятий. – М.: ТетраСистемс, 2010. – 272 с.
- А.А. Иванов. Автоматизация технологических процессов и производств. – М.: Форум, 2011. – 224 с.
- В.Ф. Очков. Физические и экономические величины в Mathcad и Maple (+ CD-ROM). – М.: Финансы и статистика, 2002. – 192 с.
- В.С. Войтенко, А.Д. Смычкин, А.А. Тухто, С.Ф. Шемет. Технология и техника бурения. В 2 частях. Часть 2. Технология бурения скважин. – М.: ДРОФА, 2013. – 626 с.
- В.Я. Хорольский, М.А. Таранов, Д.В. Петров. Технико-экономические расчеты распределительных электрических цепей. Учебное пособие. – М.: Инфра-М, Форум, 2015. – 96 с.
- А.А. Иванов. Автоматизация технологических процессов и производств. Учебное пособие. – М.: Форум, Инфра-М, 2015. – 224 с.
- Юрий Перевощиков, Наталья Жарина und Лилия Муллина. Технико-экономическое планирование литейного производства. – М.: LAP Lambert Academic Publishing, 2014. – 112 с.
- Юрий Советкин. Проектный технико-экономический анализ летательных аппаратов. – М.: Palmarium Academic Publishing, 2014. – 156 с.
- А.А. Ионов, Н.Е. Симакова. Технико-экономическое обоснование проектирования, модернизации и монтажа лифтов. Учебно-практическое пособие. – М.: НИУ МГСУ, 2016. – 72 с.
- А.А. Ионов. Технико-экономическое обоснование проектирования, модернизации и монтажа лифтов. – М.: МГСУ, 2017. – 72 с.
- НЦС 81-02-19-2017 Укрупненные нормативы цены строительства. Сборник N 19. Здания и сооружения городской инфраструктуры. – М.: , 2017. – 192 с.
Образцы работ
Задайте свой вопрос по вашей проблеме
Внимание!
Банк рефератов, курсовых и дипломных работ содержит тексты, предназначенные
только для ознакомления. Если Вы хотите каким-либо образом использовать
указанные материалы, Вам следует обратиться к автору работы. Администрация
сайта комментариев к работам, размещенным в банке рефератов, и разрешения
на использование текстов целиком или каких-либо их частей не дает.
Мы не являемся авторами данных текстов, не пользуемся ими в своей деятельности
и не продаем данные материалы за деньги. Мы принимаем претензии от авторов,
чьи работы были добавлены в наш банк рефератов посетителями сайта без указания
авторства текстов, и удаляем данные материалы по первому требованию.
|