ГЛАВА 2. ПЛАНИРОВАНИЕ СЕБЕСТОИМОСТИ ПРОДУКЦИИ
НА ПРИМЕРЕ ОАО НиГРЭС им. А.В.Винтера
2.1. Характеристика НиГРЭС им. А.В.Винтера
Уже 76 лет работает, являясь энергетическим центром Балахнинского района, Нижегородская ГРЭС имени А.В.Винтера – непрерывно развивающееся, совершенствующееся энергетическое предприятие.
В начале 20-х годов на окраине города Балахна, на возвышенном месте вблизи речки Железница появились первые строители, которые положили начало реализации проекта строительства Государственной районной энергетической станции на базе местного топлива – торфа.
Принятая Советом Труда и Обороны 1 июня 1921 года идея строительства электростанции вблизи громадных торфяных залежей, которая явилась составной частью реализации плана ГОЭПРО – плана электрификации России, начала претворяться в жизнь.
На сегодняшний день это достаточно крупное для Балахнинского района промышленное предприятие, вырабатывающее электроэнергию и тепловой промышленный пар для организации города и района, а также подающее тепло и свет в дома поселка энергетиков.
Составной частью Нижегородская ГРЭС имени А.В.Винтера, возглавляемой ее директором и главным инженером, являются четыре крупных цеха: электрический цех, котлотурбинный цех (КТЦ), топливно-транспортный цех (ТТЦ), химический цех. Кроме этого на предприятии работают службы ЦТАЦ (цех тепловой автоматики), электролаборатория, химлаборатория, производственно-технический отдел, служба капитального ремонта и ремонтно-строительная группа. Организованна финансово-хозяйственная деятельность, в которую входят: ФЭО – финансово-экономический отдел, отдел снабжения, центральный склад материалов, бухгалтерия.
Предприятие Нижегородская ГРЭС имени А.В.Винтера работает с поставщиками и заказчиками на основе заключенных хозяйственных договоров на поставку электроэнергии и теплового пара.
Основным сырьем для производства является мазут и сжиженный газ, которое поставляется железнодорожным транспортом в специализированных цистернах. Предприятие Нижегородская ГРЭС имени А.В.Винтера входит в состав ОАО «НГК».
Основной целью Нижегородской ГРЭС в условиях ее работы как обособленного подразделения акционерного общества является достижение наилучших показателей экономической деятельности, обеспечивающих рост прибыли в целом по обществу.
Основным предметом деятельности Нижегородской ГРЭС является производство электрической и тепловой энергии, обеспечение бесперебойного электро-теплоснабжения потребителей, поддерживание нормального качества отпускаемой энергии, обеспечение надежной работы оборудования, исправного состояния зданий, сооружений и коммуникаций, осуществление максимальной экономичности работы оборудования, защита окружающей среды и людей от вредного влияния производства.
Начиная с конца 80-х годов, электростанция перешла на сжигание газа и мазута. Это позволило решить ряд задач: прекратился вывоз золы, доставка газа и мазута во многом дешевле доставки каменного угля и добычи в непосредственной близости торфа, увеличилось КПД сжигания топлива, тем самым увеличилось выработка электроэнергии, была введена в эксплуатацию турбина ПТ-80.
В настоящее время топливный баланс станции состоит на 90% газа и 10% мазута. Основное потребление происходит из-за естественных ограничений на потребление газа, но он дороже обходится из-за транспортировки, а главное из-за хранения. Мазут хранят в определенных резервуарах с постоянной температурой. Он должен быть всегда в подготовленном для сжигания виде.
Электростанция работает в непрерывном цикле. Поскольку все 3 турбины теплофикационные, нагрузка электростанции и соответственно выработка электроэнергии зависит от отпуска тепла потребителям.
На производство электроэнергии и пара используют газ и мазут. Газ минует топливно-транспортный цех и попадает сразу в котельное отделение. Мазут в свою очередь поступает в топливно-транспортный цех, где происходит приемка, транспортировка, хранение и подготовка к сжиганию топлива.
Привлекательность использования газа заключается в том, что он по транспортировке более дешевый, чем мазут, и он минует ТТЦ. Увеличение доли сжигаемого газа позволяет снизить себестоимость произведенной электроэнергии и пара.
Экономическое и финансовое положение НИГРЭС является отражением состояния российской экономики. Очевидно, что ни одно электроэнергетическое предприятие не может эффективно выполнять свои функции, а тем более выдерживать конкуренцию, если обеспечивается своевременная и полная оплата потребителям поставленной электроэнергии. В связи с этим разработана и применяется программа по комплексному решению проблемы задолженности по электро и теплоэнергии. Реализуется жесткая политика по отношению к потребителям-неплательщикам.
Неплатежи ведут за собой многие проблемы: выплата заработной платы с задержкой, недостаточное финансирование текущих и капитальных ремонтов, задолженность по платежам в бюджет и невозможность закупки топлива.
Остро стоит вопрос с топливообеспечением. Выделяемые лимиты на подачу природного газа не обеспечивают (особенно в осенне-зимний период) потребности электростанций в топливе для выполнения диспетчерских графиков электрических нагрузок и обеспечения тепловых потребителей. Дефицит природного газа восполняется поставкой и сжиганием мазута. А неудовлетворительная поставка мазута приводит к отсутствию его запаса и ограничения рабочей мощности электростанции.
Доставка на электростанции твердого и жидкого топлива производится по железной дороге. Обслуживание железнодорожного хозяйства производится персоналом МПС.
Управление и контроль над работой котельных и турбинных агрегатов осуществляется с местных объединенных, групповых (центральных) и блочных щитов управлении.
Предполагается работа электростанции с числом часов использования установленной среднегодовой электрической мощности не менее 2500 часов.
ТЭП за 2005г представлены в Таблице 1.
2.2. Планирование себестоимости электрической энергии
Используя исходные данные, представленные в Приложении 1 в первую очередь произведем расчет энергетических показателей работы электростанции.
Годовая выработка электроэнергии НиГРЭС:
Wв = Nу * hу (МВТ.ч.) (2.1)
Nу – установленная мощность электростанции (МВТ);
hу – годовое число часов использования установленной мощности.
Wв = 120 * 6600 = 792000 мвт.ч.
Годовой расход электроэнергии на собственные нужды:
Wсн = Nсн * пбл * Тр + а * Wв (МВТ.ч.) (2.2)
Wсн = 2,9 * 3 * 7400 + 0,013 * 792000 = 64380 + 10296 = 74676 МВТ.ч.
Удельный расход электроэнергии на собственные нужды:
Ксн = (Wсн / Wв) * 100% (%) (2/3)
Ксн = (74676 / 792000) * 100% = 9,43%
Годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции:
Wотп = Wв – Wсн (МВТ.ч) (2.4)
Wотп = 792000 – 74676 = 717324 МВТ.ч
Годовой расход условного топлива:
Vу = Вхх * пбл * Тр + В * Wв (т.у.т./год) (2.4)
Вхх – годовой режим условного топлива на холостой ход энергоблока;
Тр – число часов работы блока в течение года;
В – средний относительный прирост расхода условного топлива;
Wв – выработка энергии
Vу = 4,3 * 3 * 7400 + 0,285 * 792000 = 95460 + 225720 = 321180 т.у.т./год (2.5)
Годовой расход натурального топлива:
Vн = [Vу * (29330 / Qy) * (1 + £пот / 100)] (млн.м3 / год)
Qy – удельная теплота сгорания топлива; кДж / кг
£пот – норма потерь топлива при перевозке вне территории электростанции.
Vн = (321180 * (29330 / 34330)) * (1 + 0 / 100) = 274402 (млн.м3 / год)
Удельный расход условного топлива по отпуску электроэнергии:
Вотп = Vу / Wотп (т.у.т. / кВТ.ч.) (2.7)
Вотп = 321180 / 717324 = 447 т.у.т. / кВТ.ч.
КПД станции по отпуску энергии:
КПД = (123 / Вотп) * 100% (%) (2.8)
КПД = (123 / 447) * 100% = 28%
Энергетические показатели работы станции за 2005г сведем в таблицу 2 (Приложение 2)
В соответствии с принятой номенклатурой статей калькуляции произведем расчет планируемой себестоимости электрической энергии:
1. Топливо на технологические цели.
Основными затратами, которые составляют 60-75% всех затрат являются затраты на топливо, которые находятся в прямой зависимости от количества израсходованного топлива и его цены (руб./год).
При работе станции на газе:
Цтоп = Цпр * Vн (руб./год) (2.9.)
Цпр – оптовая цена одного м3 натурального топлива по прейскуранту (руб./т.м3);
Vн – годовой расход натурального топлива (млн. м3/год).
Цтоп = 830,72 * 274402 = 227951229 (руб./год)
Цена одной тонны условного топлива:
Цт.у.т. = Цпр / Vу (руб./т.у.т.) (2.10.)
Цт.у.т. = 830,72 * 321180 = 26681065 (руб./т.у.т.)
2. Вода на технологические цели.
Затраты на воду на технологические цели рассчитываются по формуле:
Зв = (£1 * Vн / 1000 + £2 * €Дк + £3 * Nу + Пбюд * пбл) * Куд (руб/год) (2.11)
Vн – расход натурального топлива;
£1 = 0;
£2 – 40-50 руб/год за одну тонну суммарной часовой производительности котлоагрегатов;
£3 – 0,3-0,8 руб. год за 1 кВТ установленной мощности в зависимости от типа блока;
Nу – установленная мощность станции;
Пбюд – годовая плата в бюджет за воду в зависимости от мощности блока, типа системы водоснабжения;
Зв = (0 + 27440211000 + 1,4 * 120000 + 56000 * 3) * 25 = 274,4 + 168000 + 168000 = 336274,4
3. Заработная плата производственного персонала.
Зп.осн. = £пр * Чэкс * Зп.с.г. * Крзп (руб/год) (2.12)
£пр – 0,6-0,7 – для производственного персонала в общей численности эксплуатационного персонала;
Зп.с.г. – среднегодовая заработная плата одного производственного работника;