Расчет технико-экономических показателей в энергосистеме

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.

 

 

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=К_{перв бл}+(n-1)К_{посл бл} , млн.руб.

 

где К_{перв бл} – полные капиталовложения в первый блок, включающие затраты в КЭС, зависящие от мощности КЭС в целом;

К_{посл бл} – капиталовложения в каждый последующий блок;

n – число блоков.

К1_кэс=(105,75+(8-1)*58,05)*500000=256 050 000 млн. руб.

К2_кэс=(68,1+(7-1)*36,2)*500000=142 650 000 млн. руб.

 

Для определения капиталовложений в неблочные ТЭЦ используют формулу:

i=2

nта

Ктэц=К_{ПЕРВ пг}+(n_ПГ -1)*К_ПОСЛпг+К_{ПЕРВтур}+å*К_{ПОСЛтурi},

 

где n_та – общее количество турбоагрегатов;

n_пг – общее количество неблочных парогенераторов;

К_{ПЕРВ пг} – капиталовложения в первый парогенератор;

К_ПОСЛпг – капиталовложения в последующий парогенератор;

К_{ПЕРВтур} – капиталовложения в первый турбоагрегат;

К_{ПОСЛтур} – капиталовложения в последующий турбоагрегат.

 

Для ТЭЦ-1:

К_{ПЕРВтур}=11,65 – пт-60            5 блоков по 420 МВт

К_{ПОСЛтур}=8,56*2 – 2*Т-110         К_{ПЕРВ пг}=14,2

К_{ПОСЛтур}=14,0 – 1*т-175           К_ПОСЛпг=4*8,3

К1_ТЭЦ=(14,2+4*8,3+11,65+(8,56*2+14))*500000=45 085 000 млн. руб.

 

Для ТЭЦ-2:

К_{ПЕРВтур}=11,65 – пт-60            блоки 3*420+3*480

К_{ПОСЛтур}=6,02*2 – 2*пт-60       К_{ПЕРВ пг}=9,2

К_{ПОСЛтур}=2,84*3 – 1*П-50        К_ПОСЛпг=2*6,48 К_ПОСЛпг=3*8,48

К2_ТЭЦ=(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:

N_ЭНприв=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:

N_{ЭЛ.С прив}=0,01*Н, МВт,

N_{ЭЛ.С прив}=0,01*29021,1*10⁶=290,214*10⁶ МВт.

 

Nэн=4000+2100+455+330=6885 МВт.

N_ЭНприв=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.

 

Кэ_кэс1=4000*7512/(4000*8760)=0,86; Кэ_кэс2=2100*7632/(2100*8760)=0,87

Кэ_тэц1=455*4848/(455*8760)=0,55; Кэ_тэц2=330*3648/(330*8760)=0,42.

 

б) Коэффициент интенсивного использования для станций определяется по формуле:

Ки=Эотп_ГОД /(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 Эотп_ГОД 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=Эотп_ГОД /(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.=(Эотп_ГОД*Цээ+Qгод_ГОД*Цтэ)/Ктэц,

где Цээ – цена электроэнергии =14116 руб/кВт*ч;

Цтэ – цена теплоэнергии =793830,1 руб/ГКалл

так как Qгод_ОТП 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.=Эотп_ГОД*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.

Кшт_КЭС1=0,22; Кшт_КЭС1=1,1

Кшт_КЭС2=0,38; Кшт_КЭС2=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:

Вээ_ГОД=by_ЭЭ*Эотп_ГОД

Втэ_ГОД=by_ТЭ*Эотп_ГОД

КЭС1: Bээ_ГОД=339*26,8*10⁹=9085,2*10⁹ г =9085,2*10⁶ кг

КЭС2: Вээ_ГОД=341*11,2*10⁹=3819,2*10⁹ г =3819,2*10⁶ кг

ТЭЦ1: Вээ_ГОД=220*2,565*10⁹ =564,3*10⁹ г =564,3*10⁶ кг

ТЭЦ2: Вээ_ГОД=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: Втэ_ГОД=41,6*14*10⁶=582,4*10⁶ кг

ТЭЦ2: Втэ_ГОД=6,09*10⁶*41,3=251,517*10⁶ кг

Втэц1_ГОД=564,3*10⁶+582,4*10⁶=1146,7*10⁶ кг

Втэц2_ГОД=323,7*10⁶+251,5*10⁶=575,2*10⁶ кг

 

Годовой расход топлива в энергосистеме определяется как сумма по всем электростанциям:

Вгод=åВээ_ГОД+åВтэ_ГОД

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:

by_ЭЭ=å(byi_ЭЭ*Эотпi_ГОД) / åЭотпi_ГОД, г.у.т./кВт*ч.

by_ТЭ=å(byi_ТЭ*Эотпi_ГОД) / åЭотпi_ГОД, кг.у.т./ГДж.

by_ЭЭ=(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.

by_ТЭ=(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 Фоб_Н

 

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.

Фоб_Н=Фоб.топл_Н+0,02*Кэл=åЦтi*Вгодi/24+0,02(åКэл.ст.i+Кэл.с)

Фоб_Н=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*Qотп_ГОД

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 åЭотп_ГОД.

åЭотп_ГОД=(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) Эпол_ГОД:

Эпол_ГОД=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.

Qотп_ГОД=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:

n_ОБ=D/Фоб_Н; t_ОБ=Ткал/n_ОБ

где D – сумма реализации энергии в системе;

Фоб_Н – величина нормируемых оборотных фондов;

Ткал – продолжительность календарного периода, равная одному году, в днях.

 

n_ОБ=587440,75*10⁹/(27666,63*10⁹)=21,23 оборотов

t_ОБ=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*Фзп_ГОД+Рам*Ккэс)(1+j)

Фзп_ГОД 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.

12	Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: