Расчет экономической эффективности в энергетике

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки

Федеральное бюджетное государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Омский Государственный Технический университет

Кафедра «Электроснабжение промышленных предприятий»

Домашнее задание

«Расчет экономической эффективности в энергетике»

Вариант: 14

Выполнил: ст. гр. ЗЭ-124 Пархоменко А.Е.

Проверил: кандидат технических наук,

Доцент Тевс В.В.

Омск 2016



Содержание

стоимость основной фонд прибыль

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

Список литературы



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. Целью практических занятий 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
Nу	2450МВт (7·350)	Nу	2450 МВт (7·350)
Эотп	21,7·109 кВт·ч	Эотп	22,4·109 кВт·ч
Цт	13,5 руб./т.у.т	Цт	6 руб /т.у.т
Bээ	325 г /кВт·ч	Bээ	400г /кВт·ч
	Бурый Уголь		Бурый Уголь

ТЭЦ - 1	ТЭЦ -2
Nу	2040 МВт 4·60(т)+5·360(пг)	Nу	2070 МВт 3·50(т)+6·320(пг)
Эотп	21,7·109 кВт · ч	Эотп	24,4·109 кВт · ч
Qотп	9· 106 ГДж	Qотп	5 · 106 ГДж
Цт	14 руб /т.у.т	Цт	8 руб /т.у.т
Вээ	220г /кВт · ч	Вээ	365 г /кВт · ч
Bтэ	40,8кг /ГДж	Bтэ	41,4кг /ГДж

1.1 Определение стоимости основных фондов энергосистемы

Оценка основных фондов -- это денежное выражение их стоимости.

Стоимостная оценка основных фондов необходима для их учета, анализа планирования, а также для определения объема и структуры капитальных вложений.

Для определения стоимости блочных электростанций воспользуемся формулой (1.1):

К_кэс = К_{перв. бл}+ (n-1)К_{посл. бл,} млн.руб.; (1.1)

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=(80+(7-1) · 45) · 1000 = 350000 млн. руб.

К2_кэс=(80+(7-1) · 45) · 1000 = 350000 млн. руб.

Для определения капиталовложений в неблочные ТЭЦ используют формулу (1.2):

, (1.2)

где n_ТА - общее количество турбоагрегатов;

n_ПГ - общее количество неблочных парогенераторов;

К_{ПЕРВ. ПГ} - капиталовложения в первый парогенератор;

К_{ПОСЛ. ПГ} - капиталовложения в последующий парогенератор;

К_{ПЕРВ. ТУР} - капиталовложения в первый турбоагрегат;

К_{ПОСЛ. ТУР} - капиталовложения в последующий турбоагрегат.

Для ТЭЦ-1:

К1_ТЭЦ =(9+4·5,5+11+3·7,8) · 1000 = 65400 млн. руб.

Для ТЭЦ-2:

К2_ТЭЦ = (8,5+5·5+9,8+2·7,3) ·1000 = 57900 млн. руб.

Суммарная стоимость энергосистемы находится по формуле:

К_эн = К_эл.ст + К_эл.с + К_п/ст, (1.3)

где К_эл.ст - стоимость основных фондов электростанции;

К_эл.с - стоимость электрических сетей.

К_п/ст - стоимость электрических подстанций.

Капитальные вложения в электрические сети К_эл.с принимаем равными 60% от капиталовложений в электрические станции системы. При этом можно принять, что стоимость основных фондов трансформаторных подстанций К_п/ст составляет 30% от стоимости всей электрической сети.

К_эл.ст = К1_кэс+К2_кэс+ К1_ТЭЦ + К2_ТЭЦ;

К_эл.ст = 350000 + 350000 + 65400 + 57900 = 823300млн. руб

К_эл.с = 60% · 823300 = 493980млн. руб.

К_п/ст = 30% · 493980 = 148 194 млн. руб.

К_эн = 823300+493980+148194= 1 465 474 млн. руб.

1.2 Сумарная приведеная мощность энергосистемы

Данная величина определяется по формуле (1.4):

N_ЭНприв =N_эн+(_i - 1) · N_уi+(_j - 1) · N_уj + 0,01Н, МВт, (1.4)

где N_эн - установленная мощность всех электростанций энергосистемы;

_i - коэффициент приведения i-ого типа электростанции: для КЭС кэс=1, для ТЭЦ тэц=1,2;

_j - коэффициент приведения j-ого вида топлива: для каменного угля _ку=1,0; для бурого угля _бу=1,2; для мазута _м=0,9; для газа _г =0,7;

N_yi, N_yj - 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=К_эл.с/10 · 10³, у.е. (1.5)

Н=493980· 10⁶/10⁴ =49398000у.е.

N_эн=2450+ 2450 + 2040 + 2070 = 9010 МВт.

N_ЭНприв=9010 + (1,2-1) ·2040 + (1,2-1) · 2070 + (1-1) ·2450 + (1-1) · 2450 + (1,2-1) · 2450 + (1,2-1) · 2450 + 0,01·49398000 = 504792 Мвт.

1.3 Расчет показателей использования основных фондов электростанций

Основная цель воспроизводства основных фондов -- обеспечение предприятий основными фондами в их количественном и качественном составе, а также поддержание их в рабочем состоянии.

Выполняется для всех электростанций.

а) Коэффициент экстенсивного использования для электростанций определяется так:

где - время работы i-ого агрегата;

- календарное время нахождения i-ого агрегата в составе данной электростанции.

Для определения времени работы Т_рi 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 ремонт. Тогда:



Примем, для КЭС:

Турбоагрегата:

Парогенератора:

б) Коэффициент интенсивного использования для станций определяется по формуле:

где - процент расхода электроэнергии на собственные нужды электростанций. Для расчета можно принять, что на 1 блок станции 1% расхода на собственные нужды.

При расчете К_и следует обратить внимание на то, что Э_{отп год} дана в кВт·ч, а мощность электростанции N дана в МВт · ч, поэтому МВт·ч перевести в кВт·ч.

КЭС1:

КЭС2:

ТЭЦ1:

ТЭЦ2:

КЭС1:

КЭС2:

ТЭЦ1:

ТЭЦ2:

в) Число часов использования установленной мощности электростанций:

КЭС1:

КЭС2:

ТЭЦ1:

ТЭЦ2:

г) Показатель фондоотдачи для ТЭЦ определяется по формуле:

где Ц_ээ - цена электроэнергии =2 руб/кВт · ч;

Ц_тэ - цена теплоэнергии = 800 руб/ГКалл

Так как дано в ГДж, то необходимо Ц_тэ руб/ГКалл перевести в Ц_тэ руб/Гдж.

Для этого:

ТЭЦ1:

ТЭЦ2:

При расчете показателя фондоотдачи для КЭС второе слагаемое в числителе отпадает, поэтому показатель фондоемкости для КЭС рассчитывается по формуле:

КЭС1:

КЭС2:

д) Фондоемкость определяется как обратная величина фондоотдачи:

КЭС1:

КЭС2:

ТЭЦ1:

ТЭЦ2:

е) Фондовооруженность на электростанциях определяется как частное от деления стоимости основных фондов на число работников.

где - штатный коэфффициент, чел./МВт.

КЭС1:

КЭС2:

ТЭЦ1:

ТЭЦ2:



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:

КЭС1:

КЭС2:

ТЭЦ1:

ТЭЦ2:

ТЭЦ1:

ТЭЦ2:

Годовой расход топлива на каждой ТЭЦ определяется как сумма расходов на электрическую и тепловую энергию.

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



1.5 Средневзвешенная величина удельного расхода топлива в энергосистеме

Для определения этой величины следует воспользоваться формулами:

1.6 Величина нормируемых оборотных фондов Ф_обН

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.



1.7 Сумма реализации энергии в энергосистеме

Сумма реализации определяется по формуле:

где , , , - соответственно средняя цена 1кВт · ч для промышленных, коммунально-бытовых, транспортных и сельскохозяйственных потребителей.

=2,81 руб/кВт*ч

=2 руб/кВт*ч

=2,2 руб/кВт*ч

=1,97 руб/кВт*ч

- средний тариф на тепловую энергию.

=180 руб/ГДж.

Э_пр, Э_кб, Э_тр, Э_сх - потребление электроэнергии промышленными, коммунально-бытовыми, транспортными, сельскохозяйственными потребителями.

- от сумарного полезного потребления.

Потери в сетях принимаются в пределах от сумарного отпуска энергии в сеть энергосистемы .



Суммарное полезное электропотребление в сетях (с учетом потерь энергии) :

Следовательно:

1.8 Показатель использования оборотных фондов

Показатели использования оборотных фондов в энергосистеме определяются по формулам:

где D - сумма реализации энергии в системе;

- величина нормируемых оборотных фондов;

- продолжительность календарного периода, равная одному году, в днях.

1.9 Расчет годовых эксплуатационных расходов

Годовые эксплуатационные расходы на электростанции определяют по формуле:

Ф_{зп год} принимаем равным 500·10³ руб/чел.

Коэффициент j принимаем равным 0,1.

Ц_т=20·10³ руб/т.у.т.

5,16

Годовые эксплуатационные расходы по сетям определяются по выражению:

1.10 Расчет прибыли и рентабельности

Прибыль в энергосистеме определяется как разность между суммой реализации и годовыми эксплуатационными расходами:

Рентабельность рассчитывается по формуле:

Коэффициент фондоотдачи:



Список литературы

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. Энергоатомиздат, 1987.

3. В.Н. Неклепаев, Ч.П. Крючков. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М. Энергоатомиздат, 1989.

Размещено на Allbest.ru

...