Расчет экономических показателей работы ТЭЦ

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Данная курсовая работа выполнена на основе методических указаний по дисциплине «Экономика отрасли». Оформлена в соответствии с ГОСТом.

Цель работы - рассчитать следующие показатели:

· Капиталовложения в строительство ТЭЦ;

· Полезный отпуск теплоты с коллекторов станции ТЭЦ;

· Выработку и отпуск электрической энергии с шин станции;

· Расход условного топлива и КПД станции при однотипном оборудовании;

· Эксплуатационные издержки ТЭЦ;

· Составление калькуляции себестоимости производства электрической и тепловой энергии на ТЭЦ.

Расчеты данных приведены далее в тексте курсовой работы.

1. Теоретическая часть

1.1 Экологические проблемы в энергетике

Воздействие тепловых электростанций на окружающую среду во многом зависит от вида сжигаемого топлива.

Твердое топливо. При сжигании твердого топлива в атмосферу поступают летучая зола с частицами недогоревшего топлива, сернистый и серный ангидриды, оксиды азота, некоторое количество фтористых соединений, а также газообразные продукты неполного сгорания топлива. Летучая зола в некоторых случаях содержит помимо нетоксичных составляющих и более вредные примеси. Так, в золе донецких антрацитов в незначительных количествах содержится мышьяк, а в золе Экибастузского и некоторых других месторождений -- свободный диоксид кремния, в золе сланцев и углей Канско-Ачинского бассейна -- свободный оксид кальция.

Уголь - самое распространенное ископаемое топливо на нашей планете. Специалисты считают, что его запасов хватит на 500 лет. Кроме того, уголь распространен по всему миру более равномерно и он более экономичен, чем нефть. Из угля можно получить синтетическое жидкое топливо. Метод получения горючего путем переработки угля известен давно. Однако слишком высокой была себестоимость такой продукции. Процесс происходит при высоком давлении. У этого топлива есть одно неоспоримое преимущество -- у него выше октановое число. Это означает, что экологически оно будет более чистым.

Торф. При энергетическом использовании торфа имеет место ряд отрицательных последствий для окружающей среды, возникающих в результате добычи торфа в широких масштабах. К ним, в частности, относятся нарушение режима водных систем, изменение ландшафта и почвенного покрова в местах торфодобычи, ухудшение качества местных источников пресной воды и загрязнение воздушного бассейна, резкое ухудшение условий существования животных. Значительные экологические трудности возникают и в связи с необходимостью перевозки и хранения торфа.

Жидкое топливо. При сжигании жидкого топлива (мазутов) с дымовыми газами в атмосферный воздух поступают: сернистый и серный ангидриды, оксиды азота, соединения ванадия, солей натрия, а также вещества, удаляемые с поверхности котлов при чистке. С экологических позиций жидкое топливо более «гигиеничное». При этом полностью отпадает проблема золоотвалов, которые занимают значительные территории, исключают их полезное использование и являются источником постоянных загрязнений атмосферы в районе станции из-за уноса части золы с ветрами. В продуктах сгорания жидких видов топлива отсутствует летучая зола.

Природный газ. При сжигании природного газа существенным загрязнителем атмосферы являются оксиды азота. Однако выброс оксидов азота при сжигании на ТЭС природного газа в среднем на 20 % ниже, чем при сжигании угля. Это объясняется не свойствами самого топлива, а особенностями процессов сжигания. Коэффициент избытка воздуха при сжигании угля ниже, чем при сжигании природного газа. Таким образом, природный газ является наиболее экологически чистым видом энергетического топлива и по выделению оксидов азота в процессе горения.

Таким образом, в качестве топлива на тепловых электростанциях используют уголь, нефть и нефтепродукты, природный газ и, реже, древесину и торф. Основными компонентами горючих материалов являются углерод, водород и кислород, в меньших количествах содержится сера и азот, присутствуют также следы металлов и их соединений (чаще всего оксиды и сульфиды).

В теплоэнергетике источником массированных атмосферных выбросов и крупнотоннажных твердых отходов являются теплоэлектростанции, предприятия и установки паросилового хозяйства, т.е. любые предприятия, работа которых связана со сжиганием топлива.

Наряду с газообразными выбросами теплоэнергетика производит огромные массы твердых отходов; к ним относятся зола и шлаки.

Отходы углеобогатительных фабрик содержат 55-60 % SiO2, 22-26 % Аl2О3, 5-12 % Fe2O3, 0,5-1 % CaO, 4-4,5 % К2О и Nа2О и до 5 % С. Они поступают в отвалы, которые пылят, дымят и резко ухудшают состояние атмосферы и прилегающих территорий.

Жизнь на Земле возникла в условиях восстановительной атмосферы и только значительно позже, спустя примерно 2 млрд. лет, биосфера постепенно преобразовала восстановительную атмосферу в окислительную. При этом живое вещество предварительно вывело из атмосферы различные вещества, в частности, углекислый газ, образовав огромные залежи известняков и других углеродосодержащих соединений.

Сейчас наша техногенная цивилизация сформировала мощный поток восстановительных газов, в первую очередь вследствие сжигания ископаемого топлива в целях получения энергии. За 20 лет, с 1970 по 1990 год, в мире было сожжено 450 млрд. баррелей нефти, 90 млрд. т угля, 11 трлн. м3 газа (табл. 1).

Таблица 1. Выбросы в атмосферу электростанцией мощностью 1000 МВт в год (в тоннах)

Топливо	Выбросы
	углеводороды	СО	NOx	SO2	частицы
Уголь	400	2000	27000	110000	3000
Нефть	470	700	25000	37000	1200
Природный газ	34	--	20000	20,4	500

Основную часть выброса занимает углекислый газ - порядка 1 млн. т в пересчете на углерод 1 Мт. Со сточными водами тепловой электростанции ежегодно удаляется 66 т органики, 82 т серной кислоты, 26 т хлоридов, 41 т фосфатов и почти 500 т взвешенных частиц. Зола электростанций часто содержит повышенные концентрации тяжелых, редко земельных и радиоактивных веществ.

Для электростанции, работающей на угле, требуется 3,6 млн. т угля, 150 м3 воды и около 30 млрд. м3 воздуха ежегодно. В приведенных цифрах не учтены нарушения окружающей среды, связанные с добычей и транспортировкой угля.

Если учесть, что подобная электростанция активно работает несколько десятилетий, то ее воздействие вполне можно сравнить с действием вулкана. Но если последний обычно выбрасывает продукты вулканизма в больших количества разово, то электростанция делает это постоянно. За десятки тысячелетий вулканическая деятельность не смогла сколько-нибудь заметно повлиять на состав атмосферы, а хозяйственная деятельность человека за какие-то 100-200 лет обусловила такие изменения, причем в основном за счет сжигания ископаемого топлива и выбросов парниковых газов разрушенными и деформированными экосистемами.

Коэффициент полезного действия энергетических установок пока невелик и составляет 30-40 %, большая часть топлива сжигается впустую. Полученная энергия тем или иным способом используется и превращается, в конечном счете, в тепловую, т.е. помимо химического в биосферу поступает тепловое загрязнение.

Загрязнение и отходы энергетических объектов в виде газовой, жидкой и твердой фазы распределяются на два потока: один вызывает глобальные изменения, а другой -- региональные и локальные. Так же обстоит дело и в других отраслях хозяйства, но все же энергетика и сжигание ископаемого топлива остаются источником основных глобальных загрязнителей. Они поступают в атмосферу, и за счет их накопления изменяется концентрация малых газовых составляющих атмосферы, в том числе парниковых газов. В атмосфере появились газы, которые ранее в ней практически отсутствовали - хлорфторуглероды. Это глобальные загрязнители, имеющие высокий парниковый эффект и в то же время участвующие в разрушении озонового экрана стратосферы.

Таким образом, следует отметить, что на современном этапе тепловые электростанции выбрасывают в атмосферу около 20% от общего количества всех вредных отходов промышленности. Они существенно влияют на окружающую среду района их расположения и на состояние биосферы в целом. Наиболее вредны конденсационные электрические станции, работающие на низкосортных видах топлива. Так, при сжигании на станции за 1 час 1060 т донецкого угля из топок котлов удаляется 34,5 т шлака, из бункеров электрофильтров, очищающих газы на 99 % -- 193,5 т золы, а через трубы в атмосферу выбрасывается 10 млн м3 дымовых газов. Эти газы, помимо азота и остатков кислорода, содержат 2350 т диоксида углерода, 251 т паров воды, 34 т диоксида серы, 9,34 т оксидов азота (в пересчете на диоксид) и 2 т летучей золы, не «пойманной» электрофильтрами.

Сточные воды ТЭС и ливневые стоки с их территорий, загрязненные отходами технологических циклов энергоустановок и содержащие ванадий, никель, фтор, фенолы и нефтепродукты, при сбросе в водоемы могут оказать влияние на качество воды, водные организмы. Изменение химического состава тех или иных веществ приводит к нарушению установившихся в водоеме условий обитания и сказывается на видовом составе и численности водных организмов и бактерий и в конечном счете может привести к нарушениям процессов самоочищения водоемов от загрязнений и к ухудшению их санитарного состояния.

Представляет опасность и так называемое тепловое загрязнение водоемов с многообразными нарушениями их состояния. ТЭС производят энергию при помощи турбин, приводимых в движение нагретым паром.

При работе турбин необходимо охлаждать водой отработанный пар, поэтому от энергетической станции непрерывно отходит поток воды, подогретой обычно на 8-12°С и сбрасываемой в водоем. Крупные ТЭС нуждаются в больших объемах воды. Они сбрасывают в подогретом состоянии 80-90 м3/с воды. Это означает, что в водоем непрерывно поступает мощный поток теплой воды примерно такого масштаба, как река Москва.

Зона подогрева, образующаяся в месте впадения теплой «реки», представляет собой своеобразный участок водоема, в котором температура максимальна в точке водосброса и уменьшается по мере удаления от нее. Зоны подогрева крупных ТЭС занимают площадь в несколько десятков квадратных километров. Зимой в зоне подогрева образуются полыньи (в северных и средних широтах). В летние месяцы температуры в зонах подогрева зависят от естественной температуры забираемой воды. Если в водоеме температура воды 20°С, то в зоне подогрева она может достигнуть 28-32°С.

В результате повышения температур в водоеме и нарушения их естественного гидротермического режима интенсифицируются процессы «цветения» воды, уменьшается способность газов растворяться в воде, меняются физические свойства воды, ускоряются все химические и биологические процессы, протекающие в ней, и т.д. В зоне подогрева снижается прозрачность воды, увеличивается рН, увеличивается скорость разложения легко окисляющихся веществ. Скорость фотосинтеза в такой воде заметно понижается.

При установке турбин типа Т отбор теплоты для производственных целей не происходит, т.е.:

Qгп=0, поэтому:

Qготп= Qготоп ГДж.

Qготп=28759500 ГДж.

1.2 Выработка и отпуск электрической энергии с шин станции

Годовая выработка электрической энергии, в МВт*ч, составляет:

Wв=Nу*hу,

Wв=700*5500=3850000 МВт*ч,

где Nу - установленная мощность станции, МВт; hу - число часов использования установленной мощности, ч.

Расход электрической энергии на собственные нужды.

При однотипном оборудовании расход электрической энергии на собственные нужды, в МВт*ч, составляет:

Wсн=Ксн/100* Wв,

Wсн=10.5/100*3850000 МВт*ч,

где Ксн - удельный расход электроэнергии на собственные нужды, %, Wв - годовая выработка электрической энергии, МВт*ч.

Годовой расход электрической энергии собственных нужд, отнесенный на отпуск теплоты, в МВт/год:

Wснт=wснт/1000* Qготп,

Wснт=8/1000*28759500=230076 МВт/год,

где wснт - удельный расход электрической энергии собственных нужд на отпуск единицы топлива, кВт*ч/ГДж. Ориентировочно wснт можно принять при работе ТЭЦ на твердом топливе6-8 кВт*ч/ГДж, на газе и мазуте 5-6 кВт*ч/ГДж. Qготп - годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ, ГДж/год.

2. Расчетная часть

2.1 Капиталовложения в строительство ТЭЦ

Абсолютные капиталовложения в строительство блочных ТЭЦ.

Так как оборудование однотипное, то капиталовложения, в млн. руб., определяем по формуле:

Кст=(Кблг+Кблп(nбл-1))*Кр.с*Кинф*10-3,

Кст=31200+18800(7-1)*1,08*35*10-3=5443,2млн. руб.,

где Кблг - капиталовложения в головной блок, тыс. руб., Кблп - капиталовложения в каждый следующий блок, тыс. руб.; nбл - число блоков; Кр.с - поправочный коэффициент на территориальный район строительства; Кинф - коэффициент инфляции (задается преподавателем).

Удельные капиталовложения.

Удельные капиталовложения позволяют определить стоимость одного киловатт-часа установленной мощности, которая зависит от многих факторов: типа установки и ее мощности. Числа и параметров устанавливаемых агрегатов, применяемых схем технологических связей, местных условий строительства, вида используемого топлива.

Куд=Кст/Nmax,

Куд=5443200/700000=7.8руб./кВт,

где Кст - абсолютная величина капитальных вложений, в руб.; Nmax - установленная мощность станции, в кВт.

2.2 Полезный отпуск теплоты с коллекторов станции ТЭЦ

Годовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбины.

Qготоп=?Qчотоп*hотботоп,

Qготоп=5229*5500=28759500 ГДж,

где hотботоп - число часов использования максимума отопительного отбора в зависимости от климатического района; ?Qчотоп - суммарный часовой отпуск теплоты в отопительные отборы всех турбин, в ГДж/ч:

?Qчотоп=Qчотоп*nт,

?Qчотоп=747*7=5229 ГДж/ч,

где Qчотоп- отпуск теплоты в отопительные отборы данного типа турбины, ГДж/ч; nт - количество установленных однотипных турбин, nт= nбл.

Годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ.

Годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ составляет:

Qготп= Qгп+ Qготоп,

где Qгп - годовой отпуск теплоты для производственных целей, ГДж/год, Qготоп - годовой отпуск теплоты для отопительных целей, ГДж/год.

Годовой расход электроэнергии собственных нужд, отнесенный на отпуск электрической энергии, В МВт/год:

Wэсн=Wсн-Wснт,

Wэсн=404250-230076=174174 МВт/год.

Годовой отпуск электрической энергии с шин станции, в МВт/год:

Wотп=Wв-Wсн,

Wотп=3850000-174174=3675826 МВт/год,

где Wв - годовая выработка электрической энергии, МВт*ч; Wсн - расход электроэнергии на собственные нужды, МВт*ч.

2.3 Расход условного топлива при однотипном оборудовании

Годовой расход условного топлива котлами при однотипном оборудовании, в тут:

Вгу=(вхх*nт+Тр+в Qготоп+внагр*Wв)*Кпопр,

Вгу=(6,3 *nт*Тр+0,0107Qготоп+0,314 *Wв)*Кпопр,

Вгу=(6,3*7*8200+0,0107*28759500+0,314*3850000)*0,96=1803116,8,

где Тр - число часов работы турбоагрегата в году, ориентировочно принять: Тр=7800-8200ч; вхх - расход условного топлива на холостой ход основного оборудования, т.у.т/ч, Qготоп - годовой отпуск теплоты из отопительных отборов однотипных турбоагрегатов, ГДж/год; Wв - годовая выработка электрической энергии однотипными турбоагрегатами, МВт/ч в - коэффициент топливной характеристики, внагр - коэффициент топливной характеристики для данного вида турбоагрегата, Кпопр - поправочный коэффициент на вид сжигаемого топлива. Для твердого топлива - Кпопр=1, для мазута Кпопр=0,97, для газа Кпопр=0,96.

Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты без учета электроэнергии на собственные нужды.

Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты, в т.у.т., составляет:

Вту= Qготп/(29,3*зк*зсн)Кпопр,

Вту=28759500/(29,3*0,91*0,98)*1,05=1100642,4 т.у.т.,

где 29,3 - удельная теплота сгорания условного топлива, ГДж/т; зк - КПД котла, принимается для топлива: газ мазут 0,92-0,93; для каменного угля 0,90-0,91; Для бурого угля 0,89-0,90; зсн - КПД сетевых подогревателей, зсн =0,98; Кпопр - поправочный коэффициент на неустановленный режим, Кпопр=1,03-1,06.

Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии, в т.у.т.:

Вэу= Вгу-Вту,

Вэу=1803116,8-1100642,4=702474,4 т.у.т.

Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты с учетом электроэнергии собственных нужд, отнесенных на отпуск теплоты, в т.у.т.:

Вут1= Вту*вэотп*Wтсн,

Вут1=1100642,4+0,2*230076=1146657,6 т.у.т,

где вэотп - удельный расход условного топлива на отпущенный кВт*ч, кг.у.т/кВт*ч:

вэотп= Вэу/(Wв-Wэсн),

вэотп=702474,4/(3850000-404227)=0,2.

Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии с учетом электроэнергии собственных нужд.

Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии, в т.у.т., составляет:

Вуэ1=Вгу-Вут1.

Вуэ1=1803116,8-1146657,6=656459,2 т.у.т.

2.4 Удельный расход условного топлива к КПД станции при однотипном оборудовании

Удельный расход условного топлива на отпуск электрической энергии:

вэотп= Вуэ1/Wотп,

вэотп=656459,2/3445750=0,2,

Величина вэотп, подсчитанная по формуле, должна быть одинаковой с вэотп, подсчитанной по формуле.

Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты, в кг.у.т. составляет:

втотп=Вут1*103/ Qготп,

втотп=1100647,1*103/28759500=38,3.

Коэффициент полезного действия станции по отпуску электроэнергии:

зэотп=0,123/ вэотп*100 %.

зэотп=0,123/0,2045*100%=60,3 %.

Коэффициент полезного действия станции по отпуску теплоты:

зтотп=34,1/ втотп*100 %,

зтотп=34,1/38,3*100%=89,03 %.

Коэффициент использования топлива составляет:

зтопл=(3,6* Wотп+ Qготп)/(29,3* Вгу)*100 %.

зтопл=(3,6*3445750+28759500)/(29,3*1803116,8)*100%=77,4 %.

Годовой расход натурального топлива на технологические цели, в т.н.т.:

Вгн=Вгу*29,33/Qнр*(1+бпот/100,

Вгн=1803116,8*29,33/21,750*(1+1,2/100)=2402681,2 т.н.т,

где Вгу - годовой расход условного топлива в целом по ТЭЦ, т.у.т/год; 29,33 - удельная теплота сгорания условного топлива, кДж/кг; Qнр - удельная теплота сгорания натурального топлива, кДж/кг. Для угля удельная теплота сгорания приведена в приложении Е, для мазута в приложении Ж, для газа Qнр=34,33кДж/кг, бпот - потери топлива в пути до станции назначения в пределах норм естественной убыли, каменный уголь бпот=0,9-1,2 %, бурый уголь бпот=1 %, мазут бпот=0,3 %, газ бпот=0.

2.5 Эксплуатационные издержки ТЭЦ

Материальные затраты.

Топливо на технологические цели, в млн. руб.:

Итопл=Цдогтопл*Вгн*10-6,

Итопл=2402681,2*2500*10-6=6006,7млн. руб.,

где Цдогтопл - договорная цена топлива, задается преподавателем; Вгн - годовой расход натурального топлива.

Цена одной тонны условного топлива, в руб./т.у.т:

Цу=Итопл*106/Вгу,

Цу=6006,7*106/1803116,8=3331288910 руб./т.у.т,

где Вгу - годовой расход условного топлива

Затраты на вспомогательные материалы, в млн.руб./год:

Ивм=Нвм*Nу*Ки1*10-6,

Ивм=700000*40*5*10-6=140млн. руб./год,

где Нвм - норматив затрат на вспомогательные материалы, руб./кВт. (на 01.01.94г. газ 36 руб/кВт; мазут 38 руб./кВт; кам. уголь 40 руб./кВт); Nу - установленная мощность, в руб./кВт; Ки1 - коэффициент инфляции по вспомогательным материалам (задается преподавателем)

Стоимость работы и услуг производственного характера, в млн. руб./год:

Иус=Нус*Nу*Киу*10-6,

Иус=10*700000*4*10-6=28 млн. руб./год,

где Нус - норматив стоимости работ и услуг производственного характера, руб/кВт. (на 01.01.94г. газ 8,5 руб/кВт; мазут 9,0 руб/кВт; кам. уголь 10 руб/кВт); Киу - коэффициент инфляции по услугам (задается преподавателем).

Плата за воду в бюджет в целом по электростанции, в млн. руб./год:

Иблв=Пблв*Кив*nт*10-3,

Иблв=126*12*10-3=1,5млн. руб/год,

где Пблв - плата за воду в бюджет, (приложение Ж, при оборотной схеме), в тыс. руб/год; Кив - коэффициент инфляции по оплате за воду (задается преподавателем).

Материальные затраты - всего, в млн. руб/год:

Имз=Итопл+Ивм+Иус+ Иблв,

Имз=6006,7+140+10+1,5=6176,2 млн. руб/год,

Затраты на оплату труда.

Нормируемый фонд оплаты труда на одного человека в месяц, в руб/мес:

ФОТн=6*ЗПmin*Крзп,

ФОТн=6095*6*1,15=42055,5руб./мес.,

где ЗПmin - минимальная заработная плата, принять 700руб/мес; Крзп - районный коэффициент по оплате труда;

Годовой фонд оплаты труда на одного человека, в млн.руб/чел.год:

ФОТгчел=ФОТн*Кэ*12*10-6,

ФОТгчел=42055,5*2*12*10-6=1,009 млн.руб/чел.год,

где Кэ - коэффициент повышения фонда оплаты труда. Нормируемые значения Кэ принимаются от 2 до 4;

Затраты на оплату труда, в млн.руб/год:

Иот=Чппп* ФОТгчел,

Иот=965*1,009=973,7млн. руб/год,

где Чппп - численность промышленно-производственного персонала, чел.

Удельная численность промышленно-производственного персонала, вчел/МВт, определяется по формуле:

Чппп= Чппп*Nу,

Чппп=1,6*700=1120 чел.,

Удельная численность эксплуатационного персонала определяется, вчел/МВт, по формуле:

Чэкс=Чэкс*Nу,

Чэкс=0,6*700=420 чел.,

где Чэкс - численность эксплуатационного персонала, чел.

Среднемесячная заработная плата одного человека, в руб/мес:

ЗПср(мес)=Иот/(Чппп*12),

ЗПср(мес)=973700000/(1120*12)=72447,9руб/мес,

Коэффициент обслуживания, в МВт/чел:

Коб=Nу/Чппп,

Коб=700/1120=0,625МВт/чел.

Амортизация основных фондов.

Стоимость основных фондов электростанции, в млн/руб:

Сф=0,9*Кст,

Сф=0,9*5443,2=4898,9 млн/руб,

где Кст - капитальные вложения в строительство станции, млн.руб;

Амортизация основных фондов, в млн.руб/год:

Иа=Нарен/100*Сф,

Иа=3,8/100*4898,9=186,2млн. руб/год,

где Нарен - средняя норма амортизации на реновацию в целом по станции, %, (для ТЭЦ по: газ 3,6; мазут 3,7; каменный уголь 3,8; бурый уголь 3,9).

Прочие затраты.

Отчисления в ремонтный фонд, в млн. руб/год:

Ирф=Нрф/100*Сф,

Ирф=4,7/100*4898,9=230,3млн. руб/год,

где Нрф - средний норматив отчислений в ремонтный фонд в целом по станции, %, (для ТЭЦ по: газ 4,5; мазут 4,6; каменный уголь 4,7; бурый уголь 4,8).

Отчисления за установленную мощность, в млн. руб/год:

Иу.м=Нум*Nу* 10-6,

Иу.м=1*700000*10-6=0,7млн. руб/год,

где Нум - норматив отчислений за установленную мощность станции, руб/кВт (на 01.01.1994 - Нум=14,3руб/кВт).

Страхование государственного имущества, в млн. руб/год:

Иси=Нси/100*Сф,

Иси=0,15/100*4898,9=7,4 млн. руб/год,

где Нси - норматив обязательного страхования имущества, %, (на 01.01.94. - Нси=0,15 %)

Прочие отчисления, в млн. руб/год:

Учитываются местные налоги в составе себестоимости, вознаграждения за изобретения и рационализаторские предложения, платежи по кредитам в пределах ставок, установленных законодательством, затраты на командировки, подъемные, расходы на переподготовку и подготовку кадров и др.

Иотчпроч=Нпроч/100*Сф,

Иотчпроч=1,1/100*4898,9=53,9млн. руб/год,

где Нпроч - норматив прочих отчислений, %, млн. руб/год: (для ТЭЦ по: газ 1; мазут 1,05; каменный уголь 1,1; бурый уголь 1,2).

Плата за выбросы загрязняющих веществ.

Плата за выбросы зависит от годовой массы загрязняющих веществ и норматива платы за каждый вид загрязняющего вещества, в млн. руб/год:

Плвыб=?(Нплi*Мi),

Плвыб=(28,09*240681,2*0,02*10-3)+(11,69*2402681,2*1,1*10-3)+(35,07*2402681,2*0,01*10-3)+(71,75*2402681,2*0,17*10-3*21,750)*10-6=0,67млн. руб/год,

где Нплi - норматив платы за тонны каждого вида загрязняющего вещества, руб/т; Мi - годовая масса загрязняющего вещества каждого вида, Qрн - удельная теплота сгорания натурального топлива, ГДж/т.

Площадь земли.

Площадь земли под производственную площадку электростанции, в га:

F1=f1*Nу,

F1=6*700=42га,

где f1 - удельная площадь застройки производственной площадки электростанции, га/100МВт. Находится по таблице 1 в зависимости от установленной мощности станции.

Таблица 1. Значения удельной площади застройки производственной площадки и водохранилища ТЭЦ в зависимости от установленной мощности электростанции га/100МВт

Установленная мощность Nу, МВт	до 200	201-300	301-400	401-500	Выше 500
Удельная площадь застройки f1, га/100МВт	10	9	8	7	6
Водохранилища (водоохладителя) Fво, га/100МВт	1,4-1,5	1,3-1,4	1,2-1,3	1,1-1,2	1,0

Таблица 2. Средние ставки земельного налога в городах и других населенных пунктах, руб./м2 в расчете на 1 год на ТЭЦ

Экономический район	Численность населения (тыс.чел)
	до 20	20-50	50-100	100-250	250-500	500-1000	1000-3000
Уральский	4,9	8,4	9,8	10,5	11,9	14,0	16,1
Западно-сибирский	4,2	8,4	9,1	10,5	11,2	13,3	14,7

Уральский экономический район - Области: Курганская, оренбургская, Пермская, Свердловская, Челябинская.

Западно-Сибирский экономический район - Области: Кемеровская, Новосибирская, Омская, Томская, Тюменская.

Таблица 3. Таблица-калькуляция затрат и себестоимости электрической энергии на ТЭЦ

	Годовые издержки производства	Электрическая энергия	Тепловая энергия
Наименование статей затрат	Издержки И, млн. руб./год	Структура затрат, %	Издержки по отпуску электрической энергии Иэ, млн. руб./год	Себестоимость по отпуску электрической энергии Sэо, руб/кВт*ч	Издержки по отпуску тепловой энергии Ит, млн.руб./год	Себестоимость по отпуску тепловой энергии Sто, руб/Гдж
1. Материальные затраты в том числе топливо на технологические цели	6178,6	80	2471,4	0,7	3707,2	128,9
2. Затраты на оплату труда	973,7	11.4	389,5	0,11	584,2	20,3
3. Отчисления на социальные нужды	292,1	3.8	116,84	5,1	175,3	6,1
4. Амортизация основных фондов	186,2	2.4	74,5	0,02	111,7	3,9
5. Прочие затраты	295,75	3	118,3	0,03	177,45	0,6
Итого:	7634,25	100	3170,54	5,96	4755,85	159,8

Заключение

Проделав данную курсовую работу, мы закрепили теоретические знания 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.

Таблица 4. Сводная таблица технико-экономических показателей ТЭЦ

Наименование величины	Условное обозначение	Единица измерения	Значения
1. Установленная мощность станции: -номинальная -максимальная 2. Число часов использования установленной мощности электростанции 3. Часовой отпуск теплоты в отопительные отборы всех турбин 4. Число часов использования максимума отопительных отборов 5. Удельные расходы условного топлива: - на отпуск электроэнергии - на отпуск теплоты 6. Удельные капиталовложения 7. Удельная численность: -эксплуатационного персонала -промышленно-производственного персонала 8. Цена условного топлива 9. Себестоимость единицы - электрической энергии - теплоты	Nну Nму hу ?Qотоп Hотботоп Вэотп Втотп Куд Чэкс Чппп Цу Sэотп Sтотп	МВт МВт Часов ГДж/ч часов кг.у.т/кВт кг.у.т/ГДж руб/кВт чел/МВт чел/МВт руб/тут руб/кВт руб/ГДж	700 5500 5229 5500 0,204 38,3 7,8 420 1120 3331,3 0,11 20,3

На основании расчетов проделанной курсовой работы и сводной таблицы можно сделать выводы, что большие затраты по отпуску электрической и тепловой энергии идут на материалы, заработную плату, и прочие затраты.

По структуре себестоимости видно, что электрическая энергия имеет меньшую себестоимость, чем тепловая, поэтому электрическую энергию выпускать выгоднее, чем тепловую и оборудование по отпуску электрической энергии гораздо новее, чем оборудование, занятое в технологии по отпуску тепловой энергии. Так же предприятие имеет большие затраты на заработную плату по отпуску тепловой энергии.

Один из путей снижения себестоимости, это переход на более дешевое топливо и материалы по отпуску особенно тепловой энергии. Необходима замена или модернизация основных фондов занятых в технологическом процессе, в основном по отпуску тепловой энергии.

тепловой годовой капиталовложение абсолютный

Список источников

1. Григорьев А.В. О сроке службы и надёжности электрических генераторов / Григорьев А.В. // Энергетик. - 2011. - № 5. - С. 10-11.

2. Епанешникова Н.Н. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие./ Н.Н. Епанешникова, И.А. Созыкина.- Екатеринбург: Екатеринбургский энергетический техникум, 2007. - 51c.

3. Карнеева, Л.К. Электрооборудование электрических станций и подстанций. Примеры расчетов. Задачи. Справочные данные / Л.К. Карнеева, Л.Д. Рожкова. - Иваново: МЗЭТ ГОУ СПО ИЭК, 2006. - 224c.

4. «Конструирование оборудования для атомных станций» и «изготовление оборудования для атомных станций»: каталог продукции / ОАО «СВЕРДЛОВСКИЙ ЗАВОД ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА». - Е., 2007. - 144c.

5. Правила устройства электроустановок / 7-е издание. - СПб.: Издательство ДЕАН, 2008. - 704c. - ISBN 978-5-93630-649-5.

6. Неклепаев Б.Н. Электрооборудование электрических станций и подстанций. Cправочные материалы для курсового и дипломного проектирования / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. - 4-е изд. - М.: Энергоатомиздат, 1989.- 608c.

7. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. - М.: ВГПИ и НИИ «Энергосетьпроект», 1991.

8. Нормы технологического проектирования тепловых электростанций. ВНТП-Т-88. - М.: Атомтеплоэлектропроект, 1988.

Размещено на Allbest.ru

...