Банк рефератов содержит более 364 тысяч рефератов, курсовых и дипломных работ, шпаргалок и докладов по различным дисциплинам: истории, психологии, экономике, менеджменту, философии, праву, экологии. А также изложения, сочинения по литературе, отчеты по практике, топики по английскому.
Полнотекстовый поиск
Всего работ:
364150
Теги названий
Разделы
Авиация и космонавтика (304)
Административное право (123)
Арбитражный процесс (23)
Архитектура (113)
Астрология (4)
Астрономия (4814)
Банковское дело (5227)
Безопасность жизнедеятельности (2616)
Биографии (3423)
Биология (4214)
Биология и химия (1518)
Биржевое дело (68)
Ботаника и сельское хоз-во (2836)
Бухгалтерский учет и аудит (8269)
Валютные отношения (50)
Ветеринария (50)
Военная кафедра (762)
ГДЗ (2)
География (5275)
Геодезия (30)
Геология (1222)
Геополитика (43)
Государство и право (20403)
Гражданское право и процесс (465)
Делопроизводство (19)
Деньги и кредит (108)
ЕГЭ (173)
Естествознание (96)
Журналистика (899)
ЗНО (54)
Зоология (34)
Издательское дело и полиграфия (476)
Инвестиции (106)
Иностранный язык (62792)
Информатика (3562)
Информатика, программирование (6444)
Исторические личности (2165)
История (21320)
История техники (766)
Кибернетика (64)
Коммуникации и связь (3145)
Компьютерные науки (60)
Косметология (17)
Краеведение и этнография (588)
Краткое содержание произведений (1000)
Криминалистика (106)
Криминология (48)
Криптология (3)
Кулинария (1167)
Культура и искусство (8485)
Культурология (537)
Литература : зарубежная (2044)
Литература и русский язык (11657)
Логика (532)
Логистика (21)
Маркетинг (7985)
Математика (3721)
Медицина, здоровье (10549)
Медицинские науки (88)
Международное публичное право (58)
Международное частное право (36)
Международные отношения (2257)
Менеджмент (12491)
Металлургия (91)
Москвоведение (797)
Музыка (1338)
Муниципальное право (24)
Налоги, налогообложение (214)
Наука и техника (1141)
Начертательная геометрия (3)
Оккультизм и уфология (8)
Остальные рефераты (21697)
Педагогика (7850)
Политология (3801)
Право (682)
Право, юриспруденция (2881)
Предпринимательство (475)
Прикладные науки (1)
Промышленность, производство (7100)
Психология (8694)
психология, педагогика (4121)
Радиоэлектроника (443)
Реклама (952)
Религия и мифология (2967)
Риторика (23)
Сексология (748)
Социология (4876)
Статистика (95)
Страхование (107)
Строительные науки (7)
Строительство (2004)
Схемотехника (15)
Таможенная система (663)
Теория государства и права (240)
Теория организации (39)
Теплотехника (25)
Технология (624)
Товароведение (16)
Транспорт (2652)
Трудовое право (136)
Туризм (90)
Уголовное право и процесс (406)
Управление (95)
Управленческие науки (24)
Физика (3463)
Физкультура и спорт (4482)
Философия (7216)
Финансовые науки (4592)
Финансы (5386)
Фотография (3)
Химия (2244)
Хозяйственное право (23)
Цифровые устройства (29)
Экологическое право (35)
Экология (4517)
Экономика (20645)
Экономико-математическое моделирование (666)
Экономическая география (119)
Экономическая теория (2573)
Этика (889)
Юриспруденция (288)
Языковедение (148)
Языкознание, филология (1140)

Реферат: Расчет технико-экономических показателей

Название: Расчет технико-экономических показателей
Раздел: Рефераты по экономике
Тип: реферат Добавлен 00:32:13 02 июля 2005 Похожие работы
Просмотров: 919 Комментариев: 2 Оценило: 0 человек Средний балл: 0 Оценка: неизвестно     Скачать

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
4000 МВт (8*500) 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
455 МВт (I*ПТ-60+2*Т-110+1*Т* *175); 5*БКЗ-420 330 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)*КПОСЛпгПЕРВтур +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.

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/(hнтКЦ *hтп))*b;

где QотбГОД – отпуск тепла внешним потребителям, ГДж/год;

hнтКЦ – КПД котельного цеха нетто, отн. ед.;

hтп – 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.

Оценить/Добавить комментарий
Имя
Оценка
Комментарии:
Где скачать еще рефератов? Здесь: letsdoit777.blogspot.com
Евгений21:49:56 18 марта 2016
Кто еще хочет зарабатывать от 9000 рублей в день "Чистых Денег"? Узнайте как: business1777.blogspot.com ! Cпециально для студентов!
14:22:16 24 ноября 2015

Работы, похожие на Реферат: Расчет технико-экономических показателей

Назад
Меню
Главная
Рефераты
Благодарности
Опрос
Станете ли вы заказывать работу за деньги, если не найдете ее в Интернете?

Да, в любом случае.
Да, но только в случае крайней необходимости.
Возможно, в зависимости от цены.
Нет, напишу его сам.
Нет, забью.



Результаты(150621)
Комментарии (1838)
Copyright © 2005-2016 BestReferat.ru bestreferat@mail.ru       реклама на сайте

Рейтинг@Mail.ru