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.
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 | aTчас | 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;