Экономическая эффективность внедрения технических и организационных решений в производство

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Оглавление

электроэнергетика электростанция себестоимость

Введение

1. Определение потребности в электроэнергетике и построение суточного графика нагрузки для района энергопотребления

2. Определение мощности станции, выбор типа и единичной мощности агрегатов

3. Расчет годовой выработки электроэнергии и отпуска тепла

4. Выбор топливной базы электростанции

5. Определение капиталовложений в сооружение электростанции

6. Расчет штатов и фонда заработной платы

7. Определение годового расхода топлива и расхода электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ

8. Составление годового календарного плана и графика ремонтов (капитальных и текущих) основного оборудования электростанций

9. Определение годовых издержек производства

10. Сокращенная калькуляция себестоимости энергии

11. Определение прибыли. Рентабельность производства и других

Заключение

Список литературы

Введение

Цель: закрепление теоретических знаний, полученных в процессе изучения курсов "Экономика энергетики"; формирование умения применять эти знания при решении экономико-организационных задач, детальное изучение методических материалов по определению экономической эффективности внедрения технических и организационных решений.

Необходимо определить потребности в электрической и тепловой энергии промышленного узла и построение суточных графиков нагрузки, определить мощность электростанции, выбрать тип и единичную мощность агрегатов, рассчитать годовую выработку электроэнергии и отпуска тепла, выбрать топливную базу электростанции, определить капиталовложения в сооружение электростанции, рассчитать штат и фонд заработной платы, определить прибыль, рентабельность производства и других технико-экономических показателей электростанции.

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТРЕБНОСТИ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ПОСТРОЕНИЕ СУТОЧНОГО ГРАФИКА НАГРУЗКИ ДЛЯ РАЙОНА ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ

Расчет годовой потребности района в электрической энергии.

Годовая потребность в электрической энергии рассчитывается для следующих основных групп потребителей в районе:

- основные отрасли промышленности (включая производственное освещение);

- бытовое освещение (квартиры, общественные учреждения, улицы);

- бытовые электрические приборы;

- электрифицированный городской транспорт;

- водопровод и канализация;

- прочие потребители.

Потребность в электрической энергии промышленности рассчитывается по формуле:

Эпром= Нпромi*Пi, кВтч/год;

где Пi - годовой объем выпуска продукции предприятиями в натуральных или стоимостных измерителях;

Нпром - норма удельного расхода электроэнергии, кВтч/ед.прод. Годовое потребление электроэнергии городским хозяйством и населением рассчитывается по нормам удельных расходов на одного жителя района:

Эгорi=Нгорi*Ч, кВтч/год;

где Ч - численность населения в районе;

Н - норма удельного расхода электроэнергии, кВтч/житель

Полное годовое потребление электроэнергии в районе:

Эпол. == Эгор.+Эпром кВтч/год;

Расчет годовых максимумов электрической нагрузки (по группам потребителей)

Годовой максимум электрической нагрузки отрасли промышленности (или промышленного предприятия) определяется по формуле:

кВт;

где - число часов использования максимума электрической нагрузки рассматриваемой отрасли промышленности (промышленного предприятия):

= * 8760 кВт;

где - коэффициент заполнения годового графика нагрузки отрасли (промышленного предприятия, см. табл.1).

Годовой максимум электрической нагрузки группы потребителей городского хозяйства и населения определяется по формуле:

кВт;

где - число часов использования максимальной нагрузки группы городских потребителей (табл. 3).

Годовой максимум промышленной осветительной нагрузки можно определить по формуле:

 кВт;

где К - процент максимума осветительной нагрузки от годового максимума электрической нагрузки отрасли промышленности (промышленного предприятия, табл.1).

По результатам расчета строится график электрической нагрузки.

График 1 Построение суточного графика электрической нагрузки для промышленности

График 2 Построение суточного графика электрической нагрузки для коммунально-бытовых нужд и транспорта

График 3 Совмещенный график электрической нагрузки района

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ СТАНЦИИ, ВЫБОР ТИПА И ЕДИНИЧНОЙ МОЩНОСТИ АГРЕГАТОВ

При определении мощности станции следует учитывать, что зимой станция отдает в районную энергосистему определенный процент мощности от максимума нагрузки района. Отдача или получение электроэнергии из районной энергосистемы (или в районную энергосистему) происходит равномерно в течение суток.

При определении мощности станции следует учитывать величину потерь энергии в высоковольтных сетях и подстанциях, распределительных сетях (8-11%), расход энергии на собственные нужды станции (5-7%).

Таким образом, максимальная электрическая нагрузка станции с учетом потерь в сетях, собственных нужд и связи с районной энергосистемой определяется по формуле:

где Рсистзима % и Рсистлето % - соответственно величина отдачи в энергосистему или получения мощности из энергосистемы в % от зимнего и летнего максимума нагрузки района (см. данные табл.7). Исходя из максимальной зимней электрической нагрузки станции, а также на основании заданной в курсовой работе (табл. ПЗ) тепловой нагрузки, производится выбор единичной мощности, количества и типа турбоагрегатов станции. Характеристика котлов и турбин приведена в таблице П-2.

Выбираем тип турбин ПТ-60-90/13, мощностью 60 МВт. Отопительный отбор 115 т/ч, технологический отбор 165 т/ч.

Тепловые нагрузки Dmaxтех=500 т/ч, Dmaxот=600 т/ч.

Отопительный отбор шести турбин 115*5=575 т/ч; технологический отбор шести турбин 165*5=825 т/ч - максимумы технологической и отопительной нагрузок покрываются не менее чем на 90%, но технологические отборы недогружены, а отопительные перегружены, возможно, предусмотреть дополнительный отпуск тепла из технологических отборов на отопление.

Количество турбин ПТ-60 должно быть равно (nраб+1)=4+1=5, для обеспечения резервирования при проведении ремонта турбин. При этом резервная турбина может быть загружена по отопительной нагрузке, и выдавать электрическую мощность и в периоды, когда нет ремонтов турбин типа ПТ.

Ny=5*60=300 МВт, а Рmaxзима=92,256 МВт, избыточная мощность отдается в систему. Для турбин ПТ-60 - два котла, выберем: ТН-81(У) в количестве 10 штук.

3. РАСЧЕТ ГОДОВОЙ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ОТПУСКА ТЕПЛА

Суточная выработка электрической энергии определяется исходя из заданного диспетчерского графика нагрузки станции (см. данные табл.5).

Тогда суточная выработка электроэнергии в зимние и летние дни соответственно составит:

МВт

МВт

МВт

МВт

Коэффициент использования установленной мощности за сутки составит:

Необходимая годовая выработка электроэнергии ТЭЦ по временам года определяется по формуле:

Эгод = 24 зима Nу Мзима + 24 лето Nу Млето кВтч/год

где Млето - количество дней в апреле - сентябре,

Мзима - количество дней в октябре - марте.

Эгод = 24 *0,261*300* 183 + 24 *0,22 *300 *182=632181,6 МВтч/год

Число часов использования установленной мощности ТЭЦ определяется по формуле:

 , час/год

где Ny - установленная мощность станции, кВт.

, час/год

Годовой расход пара на технологические нужды составит:

Дгодтех = Дmaxтех hmaxтех т/год

Дгодтех = 500 6750=3375000 т/год

То же на отопление:

Дгодот = Дmaxот hmaxот т/год

Дгодот = 600 3200=1920000 т/год

Годовой отпуск тепла:

Для отопительной и технологической нагрузки i соответственно можно принять равным 0,55 и 0,6 Гкал/т пара.

4. ВЫБОР ТОПЛИВНОЙ БАЗЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Выбор топливной базы проектируемой станции в курсовой работе производится на основании экономического сравнения двух возможных вариантов топливоснабжения.

Измерителем, характеризующим весь рассматриваемый процесс в целом, является продукция котельной установки электростанции, выражаемая в Гигакалориях тепла (или тоннах пара). Просуммировав экономические показатели рассмотренных выше 3-х процессов (добыча; транспорт и сжигание топлива с учетом потерь при перевозке, перевалах, складировании и пр.). Относя этот суммарный показатель к единице конечного измерителя (1 Гкал тепла, произведенного котельной установкой), получим итоговые показатели процесса в целом (себестоимость и капитальные затраты на 1 Гигакалорию тепла в год производимого котельной установкой электростанции):

, руб./Гкал

, руб./Гкал

где КТ и SТ - соответственно капитальные затраты и себестоимость;

бпот - потери топлива при перевозке, перевалах, складировании, выраженные в долях единицы; принимаются для твердого и жидкого топлива в зависимости от расстояния;

Qрн - теплотворная способность топлива в ккал/кг;

бр - к.п.д. котельной установки (брутто).

Все исходные данные для этих расчетов приведены в табл. 4,6 Вопрос об экономически наивыгоднейшем варианте топливоснабжения электростанции решается сопоставлением суммарных экономических показателей К1;К2; S1; S2.

При этом могут иметь место два случая:

оба экономических показателя одного из вариантов лучше (меньше) показателей другого;

при одном соотношении показателей себестоимости 1 Гкал имеет место обратное соотношение показателей удельных капиталовложений;

Во втором случае для решения вопроса следует определить срок окупаемости дополнительных капиталовложений по варианту с минимальной себестоимостью, 1 Гкал за счет ежегодной экономии в издержках производства:

или

Если найденная величина срока окупаемости не превышает 8 лет, то вариант с минимальной себестоимостью следует считать экономически наивыгоднейшим.

Условием выбора оптимального варианта топливоснабжения являются также приведенные затраты:

Зт = Sт + Ен Кт руб/год

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЙ В СООРУЖЕНИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Для определения капитальных затрат в сооружение станции предлагается воспользоваться методом стоимости - отдельных агрегатов станции. Он позволяет более точно определять первоначальные затраты по ТЭЦ по сравнению с методом капитальных удельных затрат. В соответствии с этим методом стоимость станции определяется как сумма затрат, относимых к турбинам, котлам и в целом по станции. Последние включают в себя стоимость подсобных и обслуживающих объектов, затраты на освоение, планировку и благоустройство территории, стоимость корпуса управления станцией и некоторые другие затраты.

По узлам турбоагрегата и котлоагрегата капитальные затраты определяются для первого агрегата и последующих. К первому агрегату отнесена стоимость оборудования и главного корпуса, тех водоснабжения, топливного хозяйства.

Таким образом, капиталовложения в станцию определяются по формуле:

Кст = Ктурб + Ктурб + Ккотл + Ккотл + Кст,

Кст = 5300 + 4*3050 + 7050 + 9*3900 + 10000=69650 тыс.рублей

где Ктурб, Ккотл - затраты, относимые соответственно на первые турбоагрегат и котел;

Ктурб, Ккотл - затраты, относимые соответственно на все последующие турбоагрегаты и котлы;

Кст - обще станционные затраты.

Все исходные данные для расчетов приведены в Приложении 1. Котлы следует подбирать исходя из номинальных расходов пара турбинами. Указания по выбору котлов см. на стр.15.

Исходные данные, приводимые в табл. П-4, П-5, П-6, соответствуют условиям сжигания каменного угля. Для газа и мазута следует вводить коэффициент 0,85; для бурых углей, сланца и торфа - 1,015.

В итоге определяются удельные капиталовложения по проектируемой ТЭЦ:

Куд = Кст / Ny, руб/кВт

Куд = 69650 /300=232,17 , руб/кВт

6. РАСЧЕТ ШТАТОВ И ФОНДА ЗАРАБОТНОЙ ПЛАТЫ

Фонд заработной платы для электростанции в курсовой работе определяется укрупненным методом. В зависимости от мощности станции и вида топлива принимается численность отдельных категорий (руководителей, специалистов, рабочих и служащих), Используя данные по среднемесячной заработной плате определяется месячная заработная плата каждой категории работающих на станции.

Для расчета основной заработной платы по станции за год сумму месячной заработной платы всего персонала надо умножить на 12. К этому фонду заработной платы добавляются начисления на социальные нужды в размере 26%.

Для вариантов с 1 по 5 курсовой работы необходимо учесть районный коэффициент и надбавку к заработной плате.

Таблица

	Кол-во,чел	Средняя з/п в месяц, руб	З/п категории рабоч. в мес,, руб	З/п категории рабочих в год., руб
Руководители	5	30000	150000	1800000
Специалисты	20	20000	400000	4800000
Рабочие	150	10000	1500000	18000000

В итоге определяется средняя заработная плата:

Фзп = Фзп / Чп

Фзп = (1800000+4800000+18000000) *1.26/175= 177120 руб/чел

где Фзп - суммарный годовой фонд заработной платы, руб.;

Чп - численность персонала, чел. Коэффициент обслуживания установленной мощности

Ко = Ny / Чп МВт/чел

Ко = 300 / 175=1,714 МВт/чел

7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВОГО РАСХОДА ТОПЛИВА И РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДО ТЭЦ

Годовой расход условного топлива приближенно может быть определен по топливным характеристикам турбин, приводимым в табл. П-7. Отдельно, определяется суммарный расход топлива и расход топлива на производство тепловой энергии.

Общий годовой расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ определяется по формуле:

Эсн = Эгод * Ксн кВтч/год

Эсн = (2128343+344000) *1000* 0,1684 =416342561,2 кВтч/год

где Ксн - процент годового расхода электроэнергии на собственные нужды станции (в данной формуле подставляется в долях единицы). Приближенно данный показатель можно определить по следующей формуле:

где КснI - для твердого и жидкого (газообразного) топлива принимается соответственно 14,0 и 8,0;

КснII - 8.0 и 5.0;

Данные коэффициенты приняты для конденсационных станций. К - поправочный коэффициент, равный 1,15 и вводимый для ТЭЦ. Годовой расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ, относимый на тепловую энергию, ориентировочно определяется по формуле:

Эснq = Эснq Qгод кВтч/год

Эснq = 30*3081000=92430000 кВтч/год

где Эснq - удельный расход электроэнергии, расходуемой на собственные нужды и относимый на тепло, отпускаемое потребителям, кВтч/Гкал.

Для приближенных расчетов принимается для твердого топлива 30 кВтч/Гкал, для нефти и газа 20 кВтч/Гкал.

Для перевода годового отпуска пара потребителям, рассчитанного в тоннах, в Гкал, следует пользоваться формулой:

Qгод = Dгод i Гкал/год

Qгод =3375000 0,6 + 1920000 0,55=3081000 Гкал/год

Для отопительной нагрузки i = 0,55 Гкал/т, для промышленной 0,6. Таким образом, годовой расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ относимый на электроэнергию, определяется по формуле:

ЭснЭ = Эсн - Эснq

ЭснЭ = 416342561,2 -92430000 =323912561,2 кчВт/год

8. СОСТАВЛЕНИЕ ГОДОВОГО КАЛЕНДАРНОГО ПЛАНА И ГРАФИКА РЕМОНТОВ (КАПИТАЛЬНЫХ И ТЕКУЩИХ) ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Календарный график капитальных и текущих ремонтов оборудования ТЭС составляется на основе исходных данных, норм периодичности ремонтов и длительности ремонтного простоя агрегатов (Табл. П-8,П-9).

Для каждого агрегата на графике указывают месяцы, календарные числа начала и окончания капитальных и текущих ремонтов, соблюдая правильное чередование ремонтов и простоя оборудования в резерве. Необходимо увязать время ремонтов с периодом участия электростанции в максимальной нагрузке энергосистемы. При решении, данной задачи необходимо учитывать следующее:

календарный график ремонта строят в масштабе времени, каждый ремонт изображают

цветным прямоугольником с основанием, равным числу суток ремонтного простоя.

период капитальных ремонтов не должен выходить за пределы летних месяцев года;

между капитальными и текущими ремонтами разных котлов и турбоагрегатов для подготовительных работ необходим разрыв не менее трех-пяти суток (в зависимости от мощности агрегатов);

- одновременно в ремонте не должно находиться более одного турбоагрегата;

- период капитальных ремонтов котлов и турбоагрегатов совмещают во времени;

- текущие ремонты котлов и турбоагрегатов распределяют по возможности равномерно в течение года;

- в графике ремонтов соответствующим образом размещают резервные агрегаты, а также агрегаты, которые можно остановить по условиям нагрузки.

Текущий ремонт основного оборудования ТЭС производится два-три раза в год.

Капитальные ремонты производятся: котлоагрегатов - один раз в 2 года; турбоагрегатов - один раз в 2-3 года; блоков - один раз в 2 года.

Общее количество ремонтов, в среднем за год по станции можно принимать:

- для блочных установок с начальным давлением пара у турбин 130 ата и выше - один капитальный и три текущих ремонта;

- для котлоагрегатов - один капитальный и два текущих ремонта;

- для паровых турбин - один капитальный и один текущий ремонт.

9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВЫХ ИЗДЕРЖЕК ПРОИЗВОДСТВА

Для определения себестоимости энергии составляется плановая смета затрат со следующими элементами:

1) топливо;

2) заработная плата основная, дополнительная и начисления на заработную плату;

3) амортизация;

4) ремонтный фонд;

5) услуги сторонних организаций;

6) вспомогательные материалы;

7) прочие расходы.

Годовые затраты тепловой электростанции на топливо (тыс.руб. в год) определяются по формуле:



тыс.руб.

где Вгод - годовой расход условного топлива, т/год;

Qрн - теплота сгорания используемого топлива, ккал/кг;

Цтоп - договорная цена натурального топлива, руб/т;

Цтр - стоимость транспорта натурального топлива, руб/т;

пот - потери топлива при перевозке, погрузочно-разгрузочных работах и хранении, %.

Основная и дополнительная заработная плата с начислениями учитывает заработную плату всего промышленно-производственного персонала предприятия за исключением персонала вспомогательных цехов и служб. Она рассчитывается исходя из штатного расписания, на базе которого определяется фонд заработной платы (Приложение 2).

Кроме этого, расходы по соответствующей статье годовых издержек производства можно определить как произведение штатного коэффициента n на установленную мощность электростанции и среднегодовой фонд заработной платы одного работника Фсрзп руб/год:

Изп = n Фсрзп Ny (1 + д) (1 + cc) тыс.руб/год

Изп = 1,75*177120*300 *(1 + 0,15)* (1 + 0,26)=134739,6 тыс.руб/год

где д - коэффициент, учитывающий увеличение заработной платы;

cc - отчисления на социальное страхование.

Сумма амортизации основных фондов электростанции определяется по формуле:

 тыс.руб/год

тыс.руб/год

где Ка - норма амортизации, %

Кст - капитальные затраты на станции, тыс.руб.

Средняя норма амортизации в целом по станции колеблется в пределах 6-8%. Величина Ка может быть определена ориентировочно в зависимости от уровня нагрузки электростанции по формуле:

Ka = 0.04 + 3,5 hy l0-6

где hy - число часов использования установленной мощности станции.

Величина ремонтного фонда определяется на основании календарного плана (графика) ремонтов основного оборудования электростанции, который строится исходя из мощности и количества последнего, а также участия станции в максимуме нагрузки энергосистемы и наличия резервного оборудования. Определив плановый объем работ, величину необходимого рабочего времени, состав рабочих по специальностям, квалификации и количеству, можно рассчитать затраты на ремонт.

Приближенно затраты на ремонт определяются в долях от стоимости основных фондов:

Ирем = 0,1 Кст

Ирем = 0,1*69650=6965 тыс.руб

Прочие издержки определяются как:

Ипр = 0.1 (Ит + Иа + Ирем + Изп), тыс.руб/год

Ипр = 0.1* (1484725,1+4179+6965+134739,6 )=163060,9 , тыс.руб/год

10. СОКРАЩЕННАЯ КАЛЬКУЛЯЦИЯ СЕБЕСТОИМОСТИ ЭНЕРГИИ

Для определения себестоимости 1кВт-ч и 1Гкал используют физический метод разнесения затрат.

Затраты топливно-транспортного цеха, механической подачи топлива, топливо приготовления и котельного цеха относятся на оба вида продукции, т.е. на электрическую и тепловую энергию, и распределяются между ними пропорционально расходу условного топлива. Это обусловлено тем, что работа этих цехов связана как с выработкой электроэнергии, так и с выработкой тепла.

Затраты машинного зала и электроцеха целиком относятся на выработку электрической энергии.

Сокращенная калькуляция себестоимости энергии на ТЭЦ составляется в виде табл.9. Ниже приводится порядок заполнения таблицы сокращенной калькуляции себестоимости энергии ТЭЦ:

Топливо

Издержки по топливу записываются полностью в колонку 3, строку 1. Эта же цифра подставляется в колонку 3, строку 3, и в колонку 3, строку 5. Колонка 3, строка 2, и колонка 3, строка 4 не заполняются.

Заработная плата с начислениями

35% всех издержек по заработной плате с начислениями относятся на топливно-транспортный и котельный цехи (колонка 4, строка 1), 35% - на машинный и электрический цехи (колонка 4, строка 2) и остальные 30% - на обще станционные расходы (колонка 4, строка 4). Суммарная величина издержек по заработной плате с начислениями показывается в колонке 4, строка 5.

Амортизация

50% амортизации относятся на топливно-транспортный и котельный цехи (колонка

5, строка 1). 45% амортизации относятся на машинный и электрический цехи (колонка 5,строка 2) и остальные 5% амортизации относятся на обще станционные расходы (колонка 5, строка 4). Суммарная величина амортизации показывается в колонке 5, строка 5.

Ремонтный фонд

Распределение величины ремонтного фонда осуществляется аналогично амортизация:. 50% ремонтного фонда относятся на топливно-транспортный и котельный цехи (колонка 6, строка 1), 45% ремонтного фонда откосятся на машинный и электрический цехи (колонка 6, строка 2) и 5% - на обще станционные расходы (колонка 6, строка 4).

Прочие расходы

Прочие расходы относятся к обще станционным расходам (колонка 7, строка 4). Эта же величина проставляется в колонке 7, строка 5.

Далее производится суммирование в колонке 8 (строки 1+2 и 3+4). При правильном заполнении сокращенной калькуляции сумма издержек по строке 3 (колонки 3+4+5+6+7) и по колонке 8 (строка 1+2) дает одну и ту же величину. Аналогично сумма издержек по строке 5 (колонки 3+4+ 5+6+7) и по колонке 8 (строки 3+4) дает одну и ту же величину.

Распределение затрат на тепло энергию и электроэнергию

Издержки по топливу, относимые на тепло энергию, определяются пропорционально расходу топлива, израсходованного на производство тепла.

Остальные затраты относятся на производство электроэнергии.

Подсчитанные издержки на тепло записываются в колонку 11, строка 1, издержки на электроэнергию (по топливно-транспортному и котельному цехам) записываются в колонку 9, строку 1. Эти же величины издержек на тепло- и электроэнергию по топливно-транспортному и котельному цехам выражаются в процентах, принимая за 100% суммарные затраты по этим цехам (колонка 8, строка 1). Выше было отмечено, что затраты машинного и электрического цехов полностью относятся на электроэнергию (колонка 9, строка 2). Далее производится суммирование колонки 9 (по трокам 1+2) и колонки 11 (по строкам 1+2). Подученные величины показываются также в процентах путем деления на суммарную величину затрат (колонка 8, строка 3). В этом процентном отношении распределяются обще станционные расходы (колонка 8, строка 4), которые записываются в колонках 9 и 11, строка 4. Наконец, производится суммирование по колонкам 9 и 11 соответственно строк 3+4.

Распределение затрат на электроэнергию и тепловую энергию по элементам затрат производится следующим образом. Издержки на топливо (колонка 3, строка 5) распределяются пропорционально расходу топлива на производство тепла и электроэнергии. Для распределения затрат, кроме топлива, по элементам определяется средний коэффициент распределения по следующему отношению:

%

где ИЭ - суммарные издержки на электроэнергию (колонка 9, строка 5);

ИЭТ - издержки на топливо, связанные с выработкой электроэнергии (колонка 3, строка 6);

Ит - суммарные издержки по топливу (колонка 3, строка 5);

И - суммарные издержки по ТЭЦ (колонка 8, строка 5).

Полученный процент относится на электроэнергию по всем расходам, кроме топлива. Очевидно, разность между суммарными расходами по ТЭЦ (по элементам) и расходами на электроэнергию составляет расход на тепло энергию.

Себестоимость электроэнергии по элементам определяется делением соответствующих затрат на отпущенное количество электроэнергии. Например, затраты по топливу, израсходованному на производство электроэнергии (колонка 3, строка 6), делятся на годовое количество отпущенной электроэнергии в кВт-ч. Полученный результат записывается в колонку 3, строка 8. Аналогично производится определение составляющих себестоимости по тепловой энергии, но в этом случае делятся затраты по производству тепла на количество отпущенного тепла в Гкал.

Таблица Структура себестоимости энергии ТЭЦ

№ пп	Элементы затрат	В процентах
		Электроэнергия	Тепло энергия
1	Топливо	77,51624277	85,6379198
2	Зарплата	9,805859474	6,26374582
3	Амортизация	0,304131563	0,19427188
4	Ремонтный фонд	0,506885938	0,32378647
5	Прочие	11,86688026	7,58027603
	Итого	100%	100%

11. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИБЫЛИ. РЕНТАБЕЛЬНОСТИ ПРОИЗВОДСТВА И ДРУГИХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

При переходе предприятий на рыночные отношения важнейшим показателем производственно-хозяйственной деятельности становится прибыль.

Валовая прибыль энергосистемы от реализации энергии, вырабатываемой проектируемой электростанцией, в первом приближении можно определить как произведение полезно отпущенной энергии на соответствующие тарифы. Для расчетов принимаются тарифы, существующие на момент выдачи задания на курсовую работу:

Цэ = 40 коп/кВт-ч;

Цq = 580 руб/Гкал.

Таким образом, годовая сумма реализации определяется по формуле:

Ц = Цэ Эгод 0,88 + Ц Qгод 0,97

Ц = 2603,6353 млн.руб.

где Эгод - годовая выработка электроэнергии в кВтч;

0,88 - коэффициент, учитывающий расход электроэнергии на собственные нужды и потери в сетях;

0,97 - к.п.д. тепловых сетей. Валовая прибыль за год определяется по формуле:

m = Ц - И = 2603,6353-1793,674 = 809,9613 млн.руб.

Чистая прибыль (прибыль остающаяся в распоряжении предприятия) определяется как разность между налогооблагаемой прибылью и платежами в бюджет

mч = m - m н

mч= 809,9613-809,9613*0,24= 615,57

где н - ставка налога на прибыль.

Рентабельность

Определяется общая и расчетная рентабельность. Норма общей рентабельности определяется по формуле:

Норма расчетной рентабельности определяется по формуле:

=318%

где Фос и Фобн - стоимость основных фондов предприятия (принимается равной сумме капитальных вложений в ТЭЦ) и сумма собственных нормируемых оборотных средств (может быть принята равной затратам по топливу за месяц эксплуатации);

к - сумма выплат процентов по банковским кредитам, принимается равной

1% от стоимости основных фондов и нормируемых оборотных средств. Оставшаяся часть прибыли используется для образования фондов предприятия. Фондоотдача определяется как отношение суммы реализации к стоимости основных фондов и нормируемых оборотных средств.

Фондоемкость определяется как отношение стоимости основных фондов и нормируемых оборотных средств к объему произведенной электрической и тепловой энергии в стоимостном выражении.

Фондовооруженность определяется как отношение стоимости основных фондов к списочному количеству работников электростанции.

В итоге проведенных расчетов необходимо дать сводку технико-экономических показателей ТЭЦ, характеризующих эффективность ее строительства и эксплуатации, по форме табл. 11.

В пункте "Состав оборудования" показывается количество и тип турбин.

Удельные расходы условного топлива на выработанный и отпущенный кВт-ч определяются по формулам:

г.у.т./кВт-ч

 г.у.т./кВтч

Удельные расходы условного топлива на отпущенную Гкал - брутто и нетто определяются по следующим формулам:

кг.у.т./Гкал

кг.у.т./Гкал

К.п.д. ТЭЦ по отпуску электроэнергии и тепла определяется по формулам:

Заключение

В заданном курсовом проекте была рассмотрена потребность в электрической и тепловой энергии промышленного и городского узла. Отрасли промышленности - производство асбеста, алюминия, переработка нефти, целлюлозный завод, численность городского населения 800 тыс.жителей.

Годовое потребление электроэнергии городским хозяйством и населением составляет 344000*103 кВтч/год.

Потребность в электрической энергии промышленности 2128343*103 кВтч/год.

Максимум электрической нагрузки станции в 18-20 часов равен 73,14 МВт.

Выбран турбогенератор типа ПТ-60-90/13, в количестве 5, для покрытия тепловых нагрузок из отборов турбин. Котлов по два на каждую турбину типа ТН-81(У). Установленная мощность станции получилась 300 МВт, станция будет выдавать большую часть своей энергии в систему, к примеру она будет питать три соседние деревни и поселок городского типа.

Определили капиталовложения в станцию, равную 69650 тыс.рублей. Удельные капиталовложения по проектируемой ТЭЦ 232,17 руб/кВт.

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ 323912561,2 кВтч/год.

Рассчитана прибыль энергосистемы на реализацию энергии, выработанной проектируемой электростанцией 615,57 млн.руб. Норма расчетной рентабильности составляет 318 %. Срок окупаемости чуть меньше 2 месяцев.

Список литературы

1. Экономика промышленности: Учеб. Пособие для вузов/ Под ред. А.М. Барановского, Н.Н. Кожевникова, Н.В. Пирадовой, М., Издательство МЭИ, 1998.

2. В.С. Самсонов, М.А. Вяткин. Экономика предприятия энергетического комплекса. М., Высшая школа, 2003.

3. Фабоцци Ф.Д. Управление инвестициями. М., ИНФРА-М., 2000.

4. Багиев Г.А. Организация, планирование и управление промышленной энергетикой. М., Высшая школа, 1993.

5. Экономика предприятия./Под ред. В.П. Грузинова. М., ЮНИТИ, 1998.

6. Реформа предприятий (организаций). Методические рекомендации. - М.: Изд. «Ось-89», 1998.- 96с.

7. Майталь Ш. Экономика для менеджеров: Десять важных инструкций для руководителей. - М.: Дело, 1996. -416 с.

8. Экономическая стратегия фирмы. Учебное пособие. /Под ред. А.П. Градова. - С-Пб.: Специальная литература, 1995. - 415с.

9. Федорова Н.Н. Оценка эффективности организационной структуры управления предприятием в процессе адаптации к рынку. - М.: Экономика, 2000.- 160с.

Размещено на Allbest.ru

...