Главная Коллекция "Revolution" Физика и энергетика Управление теплоэнергетической отраслью Республики Казахстан. Инновационный подход

Управление теплоэнергетической отраслью Республики Казахстан. Инновационный подход

Анализ управления теплоэнергетической отраслью. Исследование эффектов от внедрения инновационных технологий в энергетику. Методика проведения экономического анализа на предприятии. Оценка эффективности инновационного подхода в энергетическую отрасль.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 19.04.2016
Размер файла 91,5 K
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовая работа

по специальности "Теплоэнергетические установки тепловых электрических станций"

на тему " Управление теплоэнергетической отраслью Республики Казахстан. Инновационный подход"

Выполнил:

Безруков А.А.

Проверила:

Шведова Л.И.

Введение

Управление высоковольтными электрическими сетями Казахстана обеспечивает государственная "Казахстанская компания по управлению электрическими сетями". По состоянию на начало 2012 года на балансе компании находилось 310 линий электропередачи напряжением 0,4-1150 кВ. Протяженность сети составляет 24,5 тыс. км, в том числе: - ЛЭП напряжением 1150 кВ -- 1,4 тыс. км; - ЛЭП напряжением 500 кВ - 6,4 тыс. км; - ЛЭП напряжением 220 кВ - 16 тыс. км; - ЛЭП напряжением 110 кВ - 0,6 тыс. км; - ЛЭП напряжением 0,4 - 35 кВ - 0,1 тыс. км.

Казахстан обладает крупными запасами энергетических ресурсов (нефть, газ, уголь, уран) и является сырьевой страной, живущей за счет продажи природных запасов энергоносителей (80% экспорта - сырье, а доля промышленного экспорта сокращается ежегодно). До 2010 года Казахстан являлся нетто-экспортёром электроэнергии, а после 2010 года является нетто-импортером, то есть потребляет больше электроэнергии, чем производит.

Суммарная установленная мощность всех электростанций Казахстана составляет 20 тысяч МВт, а фактическая мощность -- 15 тысяч МВт. Казахстан вырабатывает 91,9 млрд. КВтчас электроэнергии в год (данные 2013 г., против 1045 млрд. КВтчас Россией, и 4058 млрд. КВтчас - США, 5320 млрд. КВтчас - Китаем), то есть электровооруженность Казахстана 4,0 МВтчас/чел в год против 6,7 - в России, 14 - США, 3,5 - в КНР. К сожалению, выработка большинства электростанций не достигает установленной мощности. Только 2012 году Казахстан достиг уровня выработки электроэнергии 1991 года (87,4 млрд. КВтчас).

Цель моей работы - закрепить теоретические знания, исследовать управление теплоэнергетической отраслью Республики Казахстан, эффекты от внедрения инновационных технологий в энергетику и модернизацию энергетической отрасли, овладеть методикой проведения экономического анализа на энергетических предприятиях.

В ходе работы я планирую рассмотреть следующие задачи:

Закрепить теоретические знания, подученные в процессе изучения дисциплины;

Проанализировать энергетическую отрасль Казахстана;

Проанализировать проблемы в энергетической отрасли;

Проанализировать дальнейшее развитие энергетической отрасли Казахстана;

Оценить эффективность инновационного подхода в энергетическую отрасль;

Овладеть методикой проведения экономического анализа энергетического предприятия.

1. Энергетическая отрасль Республики Казахстан

Управление высоковольтными электрическими сетями Казахстана обеспечивает государственная "Казахстанская компания по управлению электрическими сетями". По состоянию на начало 2012 года на балансе компании находилось 310 линий электропередачи напряжением 0,4-1150 кВ. Протяженность сети составляет 24,5 тыс. км, в том числе: - ЛЭП напряжением 1150 кВ -- 1,4 тыс. км; - ЛЭП напряжением 500 кВ - 6,4 тыс. км; - ЛЭП напряжением 220 кВ - 16 тыс. км; - ЛЭП напряжением 110 кВ - 0,6 тыс. км; - ЛЭП напряжением 0,4 - 35 кВ - 0,1 тыс. км.

Электроэнергетика является одним из важнейших элементов топливно-энергетического комплекса, обеспечивая более 7% всего объема промышленного производства республики. Только в 2012 году отечественные энергетики произвели 88,7 млрд кВт/ч электроэнергии, из которых 8,3 млрд кВт/ч было поставлено в другие страны (на 22% больше, чем за предыдущий год). Показательно, что около 86-88% всей электроэнергии в Казахстане вырабатывается на теплоэлектростанциях .

Говоря об основных характеристиках казахстанской энергосистемы, необходимо отметить, что она отличается неравномерностью расположения ее объектов по всей территории страны. Условно отечественный энергокомплекс можно разделить на два крупных региона: Северный и Центральный регион. В него входят Акмолинская, Восточно-Казахстанская, Карагандинская, Костанайская и Павлодарская области. Энергетическое хозяйство этих областей объединено в единую сеть и имеет тесную, развитую связь с энергосистемой Российской Федерации. На территории данного региона расположены крупнейшие энергопроизводящие мощности страны: Экибастузкая ГРЭС-1 и ГРЭС-2, Аксуская ГРЭС, Карагандинская ТЭЦ-3, Усть-Каменогорская ТЭЦ, Шульбинская ГЭС. Львиная доля производства электроэнергии приходится на электростанции Экисбастуза (до 4000 МВт). В связи с наличием значительных месторождений угля в регионе преобладает угольная электроэнергетика. Он не только самообеспечен электроэнергией, но и имеет потенциал для ее экспорта. Южный регион. Объединяя общей сетью Алматинскую, Жамбылскую, Кызылординскую и Южно-Казахстанскую области, этот регион имеет развитую связь с энергетическими системами Кыргызстана и Узбекистана. Не имея собственных источников топлива и, соответственно, крупных электростанций, он зависит от импорта электроэнергии из соседних государств. Для решения этой проблемы в 1998 году была введена в строй транзитная электрическая линия "Экибастуз - Нура - Агадырь - ЮКГРЭС - Алматы" мощностью 500 кВ. Она связала Южный регион с энергоисточниками Северного и Центрального Казахстана. Тем самым была обеспечена относительная независимость от импорта энергии из центральноазиатских государств.

Следующим шагом стало начало строительства второй магистральной линии "Север - Юг" в конце 2004 года. Стоимость этого проекта оценивается в $295,6 млн. Новая линия будет не только покрывать энергетические потребности южных областей Казахстана, но и выполнять транзитную роль. Как отметил в одном из своих интервью министр энергетики и минеральных ресурсов РК Владимир Школьник, "вторая линия необходима для осуществления транзита электроэнергии, вырабатываемой на гидроэлектростанциях соседних южных республик". Западный регион. Включает Актюбинскую, Атыраускую, Западно-Казахстанскую и Мангистаускую области, он тесно связан с энергетической системой России. За исключением Актюбинской области, чье энергохозяйство работает изолированно, все области объединены общей электрической сетью. Несмотря на значительные запасы углеводородного сырья, часть потребностей в электрической энергии покрывается за счет импорта из России.

В перспективе для полного покрытия собственных потребностей, а также для экспорта энергии за рубеж в регионе планируется создание новых энергопроизводящих мощностей. Другой особенностью энергетической системы Казахстана является наличие единой, вертикально организованной системы оперативного диспетчерского управления. Ее также характеризует высокая доля комбинированного способа производства электроэнергии (преобладание в структуре энергоисточников ТЭЦ, вырабатывающих как электрическую, так и тепловую энергию).

Наряду с этим, вызывает беспокойство тот факт, что износ оборудования большинства казахстанских электростанций превышает расчетный ресурс его работы (средневзвешенный износ по мощности составляет 58,5%). Производители электроэнергии - независимые или интегрированные крупными промышленными потребителями электрические станции в лице акционерных обществ. По сообщению Министерства энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан в республике действуют 60 электростанций производители) из них 8- электростанций национального значения, 52 региональных электростанций, 22 региональных электросетевых компаний (РЭК). Имущественные комплексы 16 РЭКов находятся в частной собственности.

В доверительное управление частным компаниям под инвестиционные обязательства переданы 2 РЭКа - Восточно-Казахстанская - АО - "ВК РЭК", Семипалатинская -Семипалатинский филиал АО " ВК РЭК". В государственной собственности остаются 4 РЭКа, в том числе: АО "Мангистауская РЭК"-93,78% госпакета акций переданы АО "Холдинг Самрук", АО "Западно-Казахстанская РЭК"- 100% государственный пакет акций находится в доверительном управлении Акима Западно-Казахстанской области. В коммунальной собственности находятся: АО "Городские электрические сети"- электрические сети города Астана, ГКП "Костанайюжэлектросервис" (бывшие АО "Южные электрические сети".

Суммарная установленная мощность электростанций Казахстана составляет 18,99 млн кВт. В структуре мощностей 88% приходится на ТЭС, 12% - на ГЭС и менее 1% - на прочие виды генерации. Всего в эксплуатации находятся 63 электростанции. Основу электроэнергетики Казахстана составляют крупные ГРЭС: - Экибастузская ГРЭС-1 - 4 млн. кВт; - Аксуская ГРЭС - 2,1 млн. кВт; - Жамбылская ГРЭС - 1,2 млн. кВт; - Экибастузская ГРЭС-2 - 1 млн. кВт. На р. Иртыш сооружены Бухтарминская ГЭС - 0,7 млн кВт, Усть-Каменогорская ГЭС - 0,3 млн кВт и Шульбинская ГЭС - 0,7 млн кВт. На р. или построена Капчагайская ГЭС - 0,4 млн кВт. В число крупнейших ТЭЦ, осуществляющих тепло- и электроснабжение крупных промышленных предприятий и близлежащих населенных пунктов, входят: Павлодарская ТЭЦ, Шымкентская ТЭЦ, Балхашская ТЭЦ, Рудненская ТЭЦ и др.

Крупнейшими новыми проектами, которые планируется ввести в ближайшее время, являются: - Мойнакская ГЭС на р. Чарын (ввести в строй планируется в 2011 году, мощность составит 0,3 млн. кВт), - Балхашская ТЭС (ввод в эксплуатацию планируется в 2013 году, мощность на первом этапе - 1,3 млн кВт, к 2016 году - 2,6 млн кВт). С 1973 по 1999 года на п-ове Мангышлак функционировал Мангистауский атомно-энергетический комплекс (бывшая Шевченковская АЭС) мощностью 52 тыс. кВт (на момент закрытия). Производимая электроэнергия использовалась для опреснения морской воды. Производство и потребление электроэнергии В 2012 году в Казахстане было произведено 88,7 млрд кВт ч электроэнергии (+5,1% к 2009 году). В структуре производства электроэнергии доля ТЭС составила 91%, ГЭС - 9%, ВИЭ - менее 0,5% .

Казахстан обладает крупными запасами энергетических ресурсов (нефть, газ, уголь, уран) и является сырьевой страной, живущей за счет продажи природных запасов энергоносителей (80% экспорта - сырье, а доля промышленного экспорта сокращается ежегодно). До 2010 года Казахстан являлся нетто-экспортёром электроэнергии, а после 2010 года является нетто-импортером, то есть потребляет больше электроэнергии, чем производит. Север Казахстана экспортирует электроэнергию, производимую на построенной еще в советское время Экибастузской ГРЭС-1, в Россию, а юг покупает её у Киргизии и Узбекистана.

Суммарная установленная мощность всех электростанций Казахстана составляет 20 тысяч МВт, а фактическая мощность -- 15 тысяч МВт. Казахстан вырабатывает 91,9 млрд. КВтчас электроэнергии в год (данные 2013 г., против 1045 млрд. КВтчас Россией, и 4058 млрд. КВтчас - США, 5320 млрд. КВтчас - Китаем), то есть электровооруженность Казахстана 4,0 МВтчас/чел в год против 6,7 - в России, 14 - США, 3,5 - в КНР. К сожалению, выработка большинства электростанций не достигает установленной мощности. Только 2012 году Казахстан достиг уровня выработки электроэнергии 1991 года (87,4 млрд. КВтчас).

1.1 Угольная энергетика

72% электроэнергии в Казахстане вырабатывают 37 тепловых электростанций, работающих на углях Экибастузского, Майкубинского, Тургайского и Карагандинского бассейнов. Крупнейшая из построенных в Казахстане -- ГРЭС-1 Экибастуза -- 8 энергоблоков с установочной мощностью 500 МВт каждый, работающих на бурых углях местных угольных разрезов, однако, в настоящее время располагаемая мощность станции составляет 2250 МВт. Наибольшую выработку электроэнергии осуществляет Аксусская (Ермаковская) ГРЭС.

В 2006 году эта станция выработала 16 % всей электроэнергии, произведённой в Казахстане. Таким образом ресурс имеющейся мощности используется только на 55%. Мешает полному использованию два основных фактора: низкий уровень добычи углей и неразвитость казахстанской инфраструктуры ЛЭП, когда электрическая энергия не может быть эффективно доставлена на всю территорию страны. Это привело к такой ситуации, когда значительная часть электрической энергии экспортируется в Россию по ЛЭП, построенным еще в советское время.

Угольная энергетика, к сожалению, дает и основное загрязнение природной среды. Так как в Экибастузе используется бурый уголь с высоким, более 30% содержанием минеральных веществ, то шлейф выбросов угольных тепловых электростанций распространяется на весь северо-восток Казахстана, Сибирь и Монголию. Среди этих минеральных веществ много экологически очень вредных, ядовитых.

Альтернативной технологией является подземная газификация угля, которая позволяет, исключить подземные (шахтные и карьерные) работы, а значит исключить травматизм и жертвы среди шахтеров, более полно вырабатывать месторождения угля; существенно меньше затрачивать средств на разработку месторождений угля сохранять нетронутым природный ландшафт в местности разработки, сохранить природную среду от загрязнения продуктами сгорания угля, получать ценное сырье для химической промышленности.

Комплексная технология газификации угля заключается в поджиге угольного пласта через скважины, извлечение горючего газа, образующегося при нагреве угольного пласта, выделения из него от него конденсированием ценных органических веществ и использование газа для получения электроэнергии на тепловой газовой электростанции.

1.2 Ветровая энергетика

Ветровая энергетика в Казахстане не развита, несмотря на то, что для этого есть подходящие природные условия. Например, в районе Джунгарских ворот и Чиликского коридора, где средняя скорость ветра составляет от 5 до 9 м/с. Вообще, технологически доступные потенциальные запасы мощности ветра в Казахстане на много порядков превышают мощность вырабатываемой ныне электроэнергии в стране.

Развитие ветровой энергетики требует квалифицированного подхода, который может осуществить лишь профессионально подготовленный инженерно-конструкторский корпус, кадры которого подготавливаются, в частности, в Казахстанско-немецком университете.

Сложность разработки эффективных ветровых электростанций определяется многими проблемами. Рассеянность энергии ветра и ее спорадичность; крайняя неравномерность выработки энергии, делающая непригодным использование ветровых электростанций без систем демпфирования мощности, то есть аккумулирующих станций; спорадическое возникновение ураганов и наледей, разрушающих аэродинамические устройства ветровых электростанций; низкая надежность механических систем, требующая содержания ремонтно-восстановительных бригад. Сегодня в Казахстане успешно развивается конструирование аэродинамических конструкций ветровых электростанций многими фирмами и отдельными энтузиастами этого дела. Одним из положительных примеров могут служить разработки директора Института горного дела д.т.н. Н.С. Буктукова.

Однако в области электротехнической части и систем демпфирования мощности все известные разработки являются крайне отсталыми, не соответствующими современному уровню электротехники.

С экономической точки зрения, ветроэлектростанции, предлагаемые сегодня на казахстанском рынке (на 100% иностранного производства), не выдерживают никакой конкуренции с другими видами электростанций, включая даже такие дорогие, как бензиновые агрегаты. Реальная стоимость электроэнергии ветра порядка 100 тенге/КВтчас, что более, чем на порядок выше других источников.

Декларируемая производителями расчетная стоимость в 20 тенге/КВтчас не соответствует истине, так как подразумевает нереальное время бесперебойной работы системы - 20 - 25 лет, которое недостижимо по многим совершенно разным причинам, начиная от краткого срока жизни аккумуляторов и механики, до возникновения раз в несколько лет ураганов, разрушающих механику ветряка.

Если использовать ветроэлектростанцию в режиме подключения к общей сети, когда исключается необходимость аккумуляторного хозяйства, то спорадичность напора ветра создает большие проблемы диспетчерам электросетей по обеспечению их устойчивости, когда спорадически импульсные вбросы электорэнергии ветроэлектростанциями должны быть компенсированы эквивалентным снижением мощности базовых (угольных и гидроэлектростанций), что подчас просто невозможно из-за большой инерции их агрегатов, и неизбежно приведет к аварийной ситуации. Принятый недавно закон об обеспечении врезки ветроэлектростанций в общую энергосеть, как не продуман с точки зрения государственных интересов стабильности электроснабжения и безаварийности электросетей, так и совершенно не учитывает интересов основных производителей электроэнергии, выдающих дешевую, стабильную, высококондиционную электроэнергию в общую сеть.

2. Развитее энергетической отрасли Республики Казахстан

Вопросы устойчивого развития и энергоэффективности в Республике Казахстан придается огромное значение. Президент Нурсултан Назарбаев в своей книге "Глобальная энергоэкологическая стратегия устойчивого развития в ХХI веке" на основе анализа сегодняшней ситуации и тенденций оценил основные необходимые параметры глобального экономического развития. Глава государства отметил, что Казахстан как страна, обладающая огромными природными ресурсами, понимает свою ответственность в обеспечении мировой энергетической безопасности.

В настоящее время Казахстан -- одно из наиболее динамично развивающихся государств региона. Стабильный рост всех секторов экономики страны ведет к соответствующему росту потребления электроэнергии. По оценкам специалистов, в Казахстане объемы потребления электроэнергии к 2015 году составят 100,9 млрд кВт/ч, а в 2030 году -- 144,7 млрд кВт/ч.

Согласно "Мастер-плана развития электроэнергетической отрасли Республики Казахстан до 2030 года" для обеспечения дальнейшего развития экономики страны необходимо довести объемы выработки электроэнергии к 2030 году до 150,2 млрд кВт/ч.

Потенциал экспорта к 2030 году составит порядка 6 млрд кВт/ч, при полном обеспечении внутренних потребностей.

В целях реализации данных планов планируется до 2030 года восстановление существующих и строительство новых мощностей с увеличением установленной мощности тепловых электростанций, с применением чистых угольных технологий -- на 7,2 ГВт, гидроэлектростанций -- на 0,7 ГВт, возобновляемых источников энергии -- на 3,4 ГВт. Кроме того, изучается возможность строительства АЭС, что даст увеличение мощностей еще на 0,9 ГВт.

Таким образом, объем генерации должен вырасти на 162 %, а общий объем инвестиций составит 9,5 трлн тенге.

В соответствии с Постановление Правительства Республики Казахстан от 9 апреля 1999 года № 384 " О Программе развития электроэнергетики до 2030 года", которая является стратегической, реализация программы развития электроэнергетики республики осуществляется поэтапно, и состоит их четырех этапов по годам: 1) I этап программы - 1999-2005 годы 2) II этап программы - 2006-2010 годы 3) III этап программы - 2011-2015 годы 4) Оценка - 2016-2030 годы.

На первом и втором этапах реализации программы развития отрасли осуществлено: - в Казахстане создан и функционирует рынок электроэнергии, состоящий из двух уровней - оптового рынка (децентрализованной торговли) и розничного рынка электроэнергии; - создана новая организационная структура управления, состоящая из экономически независимых образований; - проведена реструктуризация электроэнергетической отрасли: 80% энергоисточников приватизированы или переданы в управление; - организован общедоступный конкурентный рынок электроэнергии; - определена дальнейшая программа развития рынка электроэнергии. Реализация третьего этапа программы основано на эффективных подходах управления энергетической отрасли основанной на обеспечение его конкурентоспособности.

2.1 Модернизация энергетической системы Республики Казахстан

Энергообъекты Казахстана уже достигли критической отметки выработки паркового ресурса основного оборудования. Его износ превысил уровень 70%. Основная масса мощностей электростанций отработала более 30 лет, и надежность их функционирования стала вызывать большие вопросы. Кроме того, использование стремительно стареющего оборудования привело к достижению критических уровней выбросов вредных веществ при использовании угля как основного вида топлива.

На долю электроэнергетики Казахстана пришлось 43 - 45 % общих выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных источников, треть из которых составляют выбросы золы, до 73 % общих эмиссий парниковых газов и 10 % ежегодного объема образования отходов. На угольных объектах генерации скопилось более 300 млн тонн золошлаковых отходов, складирование которых заняло порядка 8,5 тыс. га земельных участков.

В 2008 году аварийные остановки крупных электростанций были зафиксированы 131 раз, а уровень аварийного простоя составил 3200 часов. Помимо этих острым проблем, к 2008 году стало очевидно, что активное развитие энергоемких секторов экономики Казахстана ведет к весьма близкому и значимому дефициту энергомощностей. В этой ситуации руководство республики стало принимать структурированные и системные меры по изменению ситуации в энергетике. При этом, казахские подходы к решению проблем электроэнергетики имели целый ряд отличий от решений, принятых в соседней России.

В отличии от российского варианта привлечения инвестиций с использованием программы ДПМ, Казахстан в аналогичных целях использовал систему введения предельных тарифов на электрическую энергию, обеспечивающих исполнение принципа - "тариф в обмен на инвестиции". Это привело к "моментному" росту цен на электрическую энергию в республике на 30-50%, но при этом оптовые цены сохранили вполне конкурентоспособный уровень по сравнению с сопредельными странами. Хотя "тарифными решениям" отличия казахской модели от российской не ограничились. По словам председателя совета директоров АО "РОТЕК" Михаила Лифшица, казахский вариант стимулирования инвестиций в электроэнергетику, в отличие от варианта российского, не был ориентирован исключительно на строительство новых объектов генерации.

"В данном случае казахская система оказалась более рыночной чем система российская, как бы странно это не звучало. Им нужны были дополнительные мегаватты, но они оставили за компаниями право решать, как именно оптимальным образом этого добиться. Строить новые объекты или глубоко модернизировать старые с увеличением установленной мощности - решения принимали сами владельцы генерации. И эти решения отнюдь не всегда были в пользу нового строительства.

При высоком уровне износа мощностей, решения в пользу глубокой модернизации часто выглядят более логичными и экономически обоснованными", - говорит он. Формирование стратегии развития электроэнергетики Казахстана не ограничилось решением проблем дефицита мощности. Неотъемлемыми "спутниками" этой стратегии стали государственные программы повышения энергоэффективности экономики и обеспечения экологической безопасности индустриальных объектов. В этом еще одно отличие казахского подхода к решению проблемы от подхода российского.

Принятая в 2010 году Государственная программа по форсированному индустриально-инновационному развитию Республики Казахстан уже исходила из того, что процесс ликвидации дефицита мощности должен идти параллельно со снижением критических уровней энергозатрат экономики и, одновременно, обеспечивать сокращение "экологического давления" на окружающую среду, которое уже достигло угрожающих размеров. В 2012 году были приняты закон "Об энергосбережении и повышении энергоэффективности" и Комплексный план по повышению энергоэффективности республики, которые установили целевые показатели этой деятельности в среднесрочной перспективе.

В электроэнергетике Казахстан пошел по пути постепенного, но весьма жесткого, повышения технологических и экологических требований к новому энергетическому оборудованию, а также постепенного сокращения сроков разрешенной эксплуатации оборудования, вырабатывающего свой парковый ресурс.

2.2 Эффективность политики предельных тарифов

Рассмотрим эффект от принятых решений. По данным Министерства энергетики Казахстана в рамках реализации политики предельных тарифов удалось восстановить и построить 2764 МВт новых энергомощностей. Планируется, что до конца 2015 года ввод дополнительных мощностей достигнет 2922 МВт. Активное участие в этом процессе приняли и российские компании. Компания "Силовые машины" обеспечивает поставки оборудования для Атырауской и Жезказганской ТЭЦ, Усть-Каменогорской ГЭС, Экибастузской ГРЭС-1, ГРЭС ТОО Kazakhmys Energy и других объектов. Не менее активен на казахском рынке и Уральский турбинный завод (водит в АО "РОТЕК") который поставил оборудование для Астанинской ТЭЦ-2, Павлодарской ТЭЦ-1 и ТЭЦ-3, Петропавловская ТЭЦ-2, Усть-Каменогорская ТЭЦ. Во многом, казахский рынок является для российского энергомаша традиционным.

Практически все энергооборудование, которое сегодня эксплуатируется в Казахстане, было создано на российских предприятиях и российские компании рассматривают такую "привязку к технологической платформе" как одно из конкурентных преимуществ. В частности, представитель АО "Атомэнергомаш" Дмитрий Грызунов обращает внимание, что значительная часть котельного оборудования для казахской тепловой энергетики в советские времена поставлялась нашим предприятием "ЗиО-Подольск". "Поэтому мы высоко оцениваем потенциал сотрудничества с казахстанскими партнерами, направленного на модернизацию и обновление данного оборудования", - отмечает он.

За период с 2010 по 2015 годы произошли заметные изменения в структуре государственного управления электроэнергетикой Казахстана. Помимо активного обновления нормативно-правовой и нормативно-технической базы отрасли, в 2014 году было воссоздано Министерство энергетики республики. Оно объединило все отраслевые функции, ранее архаично рассредоточенные между Министерством нефти и газа, Министерством индустрии и новых технологий и Министерством окружающей среды и водных ресурсов. Во многом благодаря этой реформе, в июне 2014 Правительством Республики Казахстан была принята Концепция развития топливно-энергетического комплекса до 2030 года, в которую впервые был включен энергобаланс страны, рассчитанный на период до 2030 года и включающий прогнозные оценки по объемам и срокам возможного дефицита мощностей в энергосистеме Казахстана.

Концепция исходит из того, что для обеспечения дальнейшего развития экономики страны необходимо довести уровень выработки электроэнергии к 2030 году до 150 млрд кВт•ч. Это потребует увеличения объема генерирующих мощностей более чем на 60% до уровня 32 ГВт.

2.3 Проблемы развития энергетической отрасли Республики Казахстан

Однако существуют ряд проблем сдерживающий развитие данного сектора экономики. К проблемным вопросам развития рынков электроэнергии отнесены:

- отсутствие рыночных механизмов поддержания баланса между фактическими и контрактными величинами производства-потребления электрической энергии в ЕЭС Казахстана в режиме "реального времени";

- не разработаны меры по обеспечению оперативных резервов генерирующих мощностей в ЕЭС Казахстана, необходимых для ее устойчивого функционирования и надежного электроснабжения потребителей;

- на розничном рынке основными проблемами, требующими своего решения, являются: существование различных организационно-структурных схем электроснабжения в регионах страны - от вертикально интегрированных до выделенных в самостоятельные юридические лица районных электрических сетей (РЭС), разделенных существовавших ранее РЭКов на самостоятельные юридические лица в виде областных и городских электрических сетей;

- незавершенность приватизации РЭКов;

- отсутствие конкуренции в сфере поставки электроэнергии розничным потребителям;

- несовершенство тарифной методологии на передачу электроэнергии по сетям регионального уровня в части отсутствия стимулов у РЭКов к снижению нормативных и сверхнормативных (коммерческих) потерь;

- отсутствие у РЭКов раздельного учета затрат при осуществлении функций по передаче электроэнергии и электроснабжению розничных потребителей;

-отсутствие в программе развития электроэнергетики раздела по развитию электрификации сельских населенных пунктов.

- необходимость создания условий для работы электростанций с комбинированным типом производства электроэнергии и тепла на конкурентном рынке электроэнергии;

- низкий уровень привлечения инвестиций в реконструкцию и обновление электра - и теплосетевого хозяйства.

Общей проблемой, тормозящей проведение рыночных реформ в электроэнергетике, является отсутствие необходимых систем коммерческого учета у субъектов рынка, что не позволяет проводить почасовую торговлю электроэнергией на внутреннем рынке и соблюдать установленные почасовые величины межгосударственных перетоков.

Эти проблемы не способствуют финансовой устойчивости и инвестиционной привлекательности отрасли, дальнейшему развитию и углублению рыночных отношений. Изношенность основных фондов РЭКов и электростанций достигла критического предела, что уже в ближайшие годы может привести к самым серьезным негативным последствиям. Программой развития электроэнергетики Казахстана предполагалось в рамках создания единой энергетической системы Казахстана реализацию схемы объединения Северного и Южного Казахстан, что позволило бы обеспечить энергетическую независимость Южного региона от государств Центральной Азии. Основным центром генерации и передачи энергии по расчету правительства должен был быть Северный регион (с избыточной электроэнергией), недостающая часть энергии для южных регионов должна была поступать с Киргизии, частично вырабатываться Жамбылской ГРЭС. Однако ввиду ошибочности расчетов правительства программный проект не реализован до сего времени.

На сегодняшний день Север не является энергоизбыточным регионом, Киргизия отказалась от поставок, что касается Жамбылской ГРЭС, то ее мощности не могут обеспечить потребность энергии южного региона вследствие повышения цен на газ и мазут, оптовые цены Жамбылской ГРЭС оказались высокими, что поставщики не могут приобретать электроэнергию из-за отсутствия средств. Одним из путей решения проблемы энергетической независимости является освоение Амангельдинского месторождения природного газа, однако насколько это месторождение позволит решить вопрос об обеспечении газом ГРЭС остается до конца не понятным.

В соответствии с поручением Главы государства Министерством энергетики и минеральных ресурсов проведена корректировка Программы (утверждена Приказом Министра энергетики и минеральных ресурсов от 22.05.2006 г. №160). В 2013 году в правительстве обсуждались перспективы развития электроэнергетической отрасли Казахстана. В ходе обсуждения было отмеченное, что на сегодняшний день наблюдается тенденция увеличения темпа энергопотребления - 5%-6% ежегодно. Особо ощутимо это на юге и западе страны.

В начале нынешнего года глава государства поручил правительству разработать комплекс мер по преодолению этих тенденций. В ходе совещания было высказано мнение о том, что в республике необходимо выработать комплекс мер с целью создания благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство новых энергетических объектов. При этом особое внимание, должно было быть обращено на "обветшалость" оборудования сетевых компаний в регионах.

По прогнозам экспертов, при нынешних темпах роста дефицита энергии к 2015 году показатель может достичь 3 млрд. кВт-час. Активная работа по предотвращению дефицита ведется уже несколько лет. В частности, в настоящее время реализуются проекты по строительству второй линии электропередачи Север-Юг, второй очереди ТЭЦ-2 Астаны, межрегиональной линии Северный Казахстан - Актюбинская область, Мойнакской ГЭС в Алматинской области, Кандыагашской ГТЭС и других. По прежнему актуальными остаются проблемы тарифной политики отрасли. Действующая на сегодняшний день методика расчета тарифов как на услуги по передаче электроэнергии по национальной электрической сети, так и по сетям регионального и местного уровней не включает инвестиционной составляющей, в соответствии с которой компенсация затрат компаний по инвестициям рассчитывается на основании коэффициентов при расчете тарифов.

Такая методика согласно Концепции сегодня используется в пилотных проектах по нескольким РЭКам, имеющим инвестиционную программу. Методика расчета по инвестиционной составляющей способствует снижению издержек производства и нормативно технических потерь электроэнергии, инвестиционной привлекательности отрасли. Повышение тарифов должно быть объяснимо для потребителей, как это предусмотрено законодательством и должно учитывать платежеспособность основной части населения республики.

2.4 Инновационный подход

Важной составляющей инновационного развития экономики является энергосбережение и повышение энергоэффективности.

В Казахстане энергосбережение и повышение энергоэффективности всех отраслей хозяйства является в настоящее время приоритетной задачей, с решением которой будут решены комплекс энергетических, экологических и экономических проблем.

Энергоэффективность, должна включать в себя мероприятия по модернизации основных фондов, повышению качества управления и квалификации производственного персонала, привлечения масштабных инвестиций. Исходя из этого, необходимым условием реализации является использование научно-технического потенциала и нового инновационного мышления, повышение инвестиционной привлекательности энергоэффективности, как нового специализированного вида деятельности.

Внедрение энергосберегающих технологий и проектов в промышленном секторе экономики гарантирует получение многих выгод. Проведенные исследования показывают, что средства, вложенные в энергосберегающие технологии окупаются в срок от нескольких месяцев до 5-7 лет. При вводе же новых генерирующих мощностей, это займет в 2-3 раза больше времени. Также, энергосбережение и повышение энергоэффективности может дать Казахстану экономию топливно-энергетических ресурсов от 20-30 млн. тонн условного топлива в период 2015-2018 гг.

Необходимо отметить, что большая энергетическая составляющая в себестоимости любой продукции ведет к ее удорожанию и как следствие, неконкурентоспособности, уменьшению экспортных возможностей, а если продукция реализуется на внутреннем рынке - снижению благосостояния населения.

Неэффективное и нерациональное использование электрической и тепловой энергии ведет к увеличению ее выработки на ТЭЦ, ГРЭС и, соответственно, к ухудшению экологической обстановки.

Неэффективное использование угля, нефти, газа, электроэнергии и тепла в ближайшем будущем создадут проблемы в энергообеспечении страны, так как для покрытия возрастающей потребности экономики в электрической и тепловой энергии необходимо реконструировать и расширять существующие, строить новые генерирующие мощности, электрические и тепловые сети.

На данный момент существует огромная потребность в модернизации оборудования практически во всех отраслях промышленности. Промышленный сектор нашей страны по энергоемкости в пять раз больше аналогичного показателя стран ЕС. Значительная доля государственных учреждений (школы, больницы и т.п.), а также жилые здания оснащены неэффективными энергосистемами и требуют обновления.

Министерством осуществляется разработка новых законопроектов "Об энергосбережении и повышении энергоэффективности" и "О внесении изменения и дополнений в некоторые законодательные акты Республики Казахстан по вопросам энергосбережения и повышения энергоэффективности".

На расширение масштабов инновационной деятельности в Казахстане направлены основные положения Закона Республики Казахстан "Об инновационной деятельности" и "Программы инновационного развития Республики Казахстан".

Вопросы инновационной деятельности в Казахстане находятся в ведении трех основных органов государственного управления: Министерства экономики и торговли, Министерства образования и науки, Министерства энергетики и минеральных ресурсов.

На Министерство экономики и торговли возложены функции по координации инновационной деятельности в республике и развитию наукоемкого малого и среднего бизнеса.

Одна из основных задач Министерства образования и науки - активизация инновационной деятельности в образовательных учреждениях, а также научно-технологическое сопровождение инновационной деятельности.

В функции Министерства энергетики и минеральных ресурсов входит оказание поддержки инновационному предпринимательству, развитие малого и среднего бизнеса в промышленности.

Стратегия индустриально-инновационного развития Республики Казахстан предполагает проведение активной государственной научной и инновационной политики. Достижению поставленных целей призвано служить дальнейшее развитие финансового рынка и модернизация фискальной, образовательной, антимонопольной и инфраструктурной политики. Согласно положениям стратегии, отрасли экономики Казахстана в работе должны придерживаться передовых мировых стандартов.

Реализация Стратегии индустриально-инновационного развития Республики Казахстан проходит в три этапа:

- На первом, в 2003-2005 годах, были внесены изменения в законодательство, отраслевые программы развития, определены объемы финансирования науки, образования, подготовки соответствующих специалистов. Также созданы институты развития, через которые государство осуществляет свое участие в реализации программы.

- Второй этап, 2006-2010 годы, включал изучение инициатив частного сектора, поиск инвесторов - участников реализации отобранных проектов, подготовку кадров, строительство и реконструкцию основных и вспомогательных объектов.

- На третьем этапе, в 2011-2015 годах, отлаживается весь комплекс организационных мер, ускоряются работы в области развития конкурентоспособной продукции обрабатывающей промышленности.

Расширение сети технопарков на территории страны - одно из приоритетных направлений развития ее экономики. С целью продвижения этой инициативы Министерством индустрии и торговли Казахстана была разработана Концепция формирования сети технопарков. Подготовка данной концепции осуществлялась с учетом опыта формирования инновационной инфраструктуры в таких странах, как Китай, Германия, США. Технопарки стали важным элементом инновационного развития этих стран.

Проект подразумевает создание многоуровневой национальной инновационной системы, включающей в свой состав технопарки, научные парки, специальные экономические зоны (СЭЗ) и зоны высоких технологий. Целью их создания является формирование производственных комплексов в важнейших перспективных отраслях экономики и создание производств с высокой добавленной стоимостью, основанных на использовании передовых технологий и инноваций. Время показало, что эти цели вполне достижимы.

Как показывает мировой опыт, развитие инновационной, прорывной экономики невозможно без поддержки со стороны государства и специально созданных институтов развития. В Казахстане важнейшими инструментами реализации Стратегии инновационного развития являются Национальный фонд Республики Казахстан, АО "Банк Развития Казахстана", АО "Инвестиционный фонд Казахстана", АО "Национальный инновационный фонд". Все эти институты призваны проводить политику инвестирования в создание новых и развитие действующих производств с высокой добавленной стоимостью и поддержку научных и научно-технических исследований и разработок на основе комплексного анализа перспективных отраслей, выявления наиболее важных их элементов.

Основной целью учрежденного Постановлением Правительства Республики Казахстан от 30 мая 2003 года "О создании акционерного общества "Национальный инновационный фонд" Национального инновационного фонда является повышение общей инновационной активности в стране, в том числе содействие развитию высокотехнологичных и наукоемких производств. В 2006 году фонд вошел в состав государственного холдинга АО "Фонд устойчивого развития "Казына", а с 2008 - в АО "Фонд национального благосостояния "Самрук-Казына".

В целом, Национальный инновационный фонд стимулирует венчурную функцию рыночной экономики, которая в полной мере присутствует даже не во всех развитых странах. Эта функция наиболее важна для создания и развития высокотехнологичных отраслей, таких, как информационный сектор, электроника, биотехнология и другие.

Существование фонда должно решить системную проблему отсутствия эффективных рыночных механизмов внедрения инноваций. В стране разрабатывается адекватная законодательная база стимулирования и регулирования венчурной деятельности, которая учитывает в том числе неразвитость венчурных институтов на сегодняшний день.

Очевидно, что инновационная экономика для Казахстана - это способ реагирования на системные ограничения на пути экономического роста за счет создания, внедрения и коммерциализации новых технологий на всех уровнях принятия решений. В современных условиях только инновационная экономика, основанная на заимствовании, адаптации к местным условиям и разработке новейших технологий, способна поднять конкурентоспособность страны, а значит - и уровень жизни населения на достаточно высокий уровень.

3 Расчет технико-экономических показателей ТЭЦ

3.1 Расчет производственной мощности ТЭЦ

Определение количества вырабатываемой на ТЭЦ электроэнергии в год производится по формуле:

(1)

Э=6939,36Ч402=2789622

где Ту - число часов использования установленной мощности ТЭЦ, час, определяется по формуле:

(2)

где Тк - календарное время, час.

Т= 36624=8784

Ки - коэффициент использования установленной мощности ТЭЦ. (дан в задании - 0,79);

Nу - установленная мощность ТЭЦ. МВт.(200 МВт, брать для расчета 400 МВт)

Т=87840,79=6939,36

Определение расхода электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ производятся по формуле:

(3)

где Кс.н. - процент электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ, %. (принять Кс.н. 4ч6 %.)

(2789622x5) / 100 = 139481,1

Определение количества отпущенной электроэнергии в год с шин ТЭЦ производится по формуле:

(4)

2789622 - 139481,1 = 2650140,9

Определение количества вырабатываемого пара в год производится по формуле:

= + (5)

где - производственный отбор, т/год. определяется по формуле:

(6)

где - число часов использования производственного отбора n - количество турбин, шт. (4 турбины)

Д=18052104=3751200

- теплофикационный отбор, т/год. Определяется по формуле:

(7)

где - число часов использования теплофикационного отбора;

n - количество турбин, шт .

Д=052104=0

Д=3751200+0=3751200 (5)

Определение расхода пара на собственные нужды ТЭЦ т/год, производится по формуле

(8)

где Кс.н. - процент пара на собственные нужды ТЭЦ, %.

=187560

Определение количества отпущенного пара с коллекторов ТЭЦ производится по формуле

(9)

Д=3751200-187560=3563640

Определение количества выработанного и отпущенного тепла с коллекторов ТЭЦ производится по формулам:

(10)

Q==2404615

(11)

Q==2284385

3.2 Определение расхода топлива на ТЭЦ

При определении расхода условного топлива на ТЭЦ принимают топливные характеристики, которые для теплофикационных агрегатов имеют следующий вид:

(12)

где б=1,9 и в=0,352 - основные параметры турбины,

г = 0 и г'= 0,038 - коэффициенты увеличения расходов топлива на ТЭЦ по сравнению с КЭС при той же выработке электроэнергии за счет недоиспользования в турбине отборного пара:

Тр - длительность работы турбоагрегатов в часах, определяется по формуле:

(13)

Т=8784 =27757

- количество выработанной электроэнергии, тыс. кВтч;

- расход пара отопительных параметров, т;

- расход пара отопительных параметров, т.

В= 1.9 x 27757 + 0.352 x 2789622 + 0 +0,038 x 3751200 = 52738.3+981946.94+142545,6 = 1048939,8

Из общего расхода условного топлива на ТЭЦ часть топлива относится на выработку тепловой энергии которая определяется по формуле:

(14)

где г"= 0 и г"' = 0,093 - удельные расходы топлива:

- расход пара отопительных параметров, т;

- расход пара отопительных параметров, т.

В0,093 x 3751200 = 34886,16

Условное топливо, относящееся на выработку электроэнергии определяется по формуле:

(15)

1048939,8 - 34886,16 = 1014053,64

3.3 Определение удельных расходов топлива на ТЭЦ

В качестве основного материала при производстве энергии выступает топливо и основная часть себестоимости энергии - топливная составляющая - зависит от удельного расхода топлива, цены топлива и объёма производства энергии.

Удельный расход условного топлива на отпущенный килоВатт-час. гут/кВтч. определяется по формуле:

(18)

b

b= (1014053,64 / 2650140,9) x 103 = 382,64

Удельный расход условного топлива на отпущенную Гигакалорию, кгут/Гкал. определяется по формуле:

(20)

b = (34886,16 / 2284385) x = 152

3.4 Определение годового расхода воды и реагентов по ТЭЦ

Вода и реагенты на технологические цели расходуется на питание котлов, золоудаление и золоулавливание, для химводоочистки (по котельному цеху), для системы циркуляционного водоснабжения (по турбинному цеху), для пополнения системы теплофикации и отпуска горячей воды (по теплофикационному отделению), для охлаждения генераторов и трансформаторов (по электроцеху).

Определение годового расхода воды на ТЭЦ Gв, тыс.м3, производится по формуле

(22)

где - удельный расход воды на собственные нужды. м3/ч/Гкал/ч.

(можно применять для газа 0,04ч0,07 м3/ч/Гкал , для угля 0,06ч0,115 м3/ч/Гкал )

Кт - коэффициент использования максимума нагрузки. Гкал/час, определяется по формуле:

(23)

(22)

При определении количества потребляемых реагентов, учитывается схема химводоочистки (на выбор студента):

при натрий-катионировании применяется сульфоуголь и поваренная соль:

при водород-катионировании применяется сульфоуголь и серная кислота.

Определение годового количества потребляемых реагентов Рi, кг, для химводоочистки определяется по формуле:

(24)

где Gв - годовой расход воды на ТЭЦ, тыс. м3; рi - удельный расход реагентов в зависимости от жесткости исходной воды.

3.5Расчёт стоимости основных производственных фондов ТЭЦ

На стадии проектирования предприятия стоимость основных производственных фондов является единовременными затратами и называется капитальными вложениями.

Капитальные вложения Ктэц, тыс.тг., на сооружение проектируемой ТЭЦ рассчитываются по формуле:

Ктэц = [Кlт + Кт Ч (n - l) + Кlк + Кк Ч (n - 1)] Ч kр, (25)

где Кlк и Кlт - капитальные вложения в первые котло- и турбоагрегаты, тыс.тг.

Кк и Кт - капитальные вложения в последующие котло- и турбоагрегаты, тыс. тг.

n - число агрегатов, 4 шт.

kр - коэффициент, учитывающий район сооружения (от 1,1 до 1,18 включительно)

=[84400+49900Ч(4-1)+54310+81700Ч(4-1)]Ч1,1=586860

Расчёт стоимости основных производственных фондов по группам основных фондов ТЭЦ производится по форме, приведённой в таблице 1.

Таблица 1 Стоимость основных производственных фондов ТЭЦ

Наименование групп основных фондов

Обозначение

Стоимость, тыс. тг.

Удельный вес, %

1. Здания

Кзд

145940,8

24,8

2. Сооружения

Ксо

137138,05

23,3

3. Оборудования

Коб

232794,6

39,6

4. Транспортные средства

Ктр

56152,75

9,5

5. Прочие основные фонды

Кпр

16833,8

2,8

ИТОГО

КТЭЦ

588860

100

Примечание - капитальные вложения на сооружение ТЭЦ Ктэц принимаются за 100%, методом пропорции находятся капитальные затраты по группам.

3.6 Расчёт численности эксплуатационного персонала ТЭЦ

К эксплуатационному персоналу ТЭЦ относятся оперативно-ремонтный персонал (ОРП) и инженерно-технические работники (ИТР), а административно - управленческий персонал (АУП) не относится.

Затраты на заработную плату административно - управленческого персонала входят в общестанционные расходы, поэтому численность этой категории персонала при проектировании предприятия не рассчитывается.

Расчет численности оперативно-ремонтного персонала ТЭЦ Ч, чел., производится по формуле:

Ч = Nу Ч Кшт, (26)

где: Nу - установленная мощность ТЭЦ, 402 МВт

Кшт - штатный коэффициент, 1,295 чел./МВт

Ч=402Ч1,295=521чел.

Численность инженерно-технических работников (ИТР) составляет 8-10 % от численности оперативно-ремонтного персонала ТЭЦ.

чел.

После расчёта численности оперативно-ремонтного персонала и инженерно-технических работников ТЭЦ, составляется штатное расписание эксплуатационного персонала ТЭЦ по форме, приведенной в таблице 2.

Таблица 2 Штатное расписание эксплуатационного персонала ТЭЦ

Наименование профессии должности,

Количество человек

Разряды

Тарифная ставка, тг/час

Месячный оклад, тг

График работы

ОРП

479

3

58,58

2/2

251

4

79,27

2/2

136

5

83,23

2/2

92

6

87,39

2/2

ИТР

42

Гл. специалист

5

120000

5/2

инженер

17

90000

5/2

техник

20

54000

5/2

ИТОГО

521

3.7 Расчёт годового фонда заработной платы эксплуатационного персонала ТЭЦ

Для расчета годового фонда заработной платы персонала ТЭЦ необходимо знать полезный фонд рабочего времени одного среднесписочного работающего на ТЭЦ.

В балансе рабочего времени определяется номинальное и фактическое время:

Тном = Ткал - Тпр - Твых,

Тф = Тном - Тнв,

где: Тф - полезный годовой фонд времени одного работающего;

Тпр - праздничные дни, сокращение в предпраздничные дни;

Твых - выходные дни;

Тнв - время невыходов по болезни, в связи с отпуском и другое;

Ткал - календарное время.

=2928-101-840=1987

=1987-367=1620

Баланс рабочего времени составляется по форме, приведенной в таблице 3.

Таблица 3 Баланс рабочего времени одного среднесписочного работающего

Показатели

Величина

дни

час.

1. Календарный фонд времени

366

2928

2. Нерабочие дни, всего, в том числе:

117

941

праздничные, с учётом сокращённых на 1 час пред праздничных дней

12

101

выходные

105

840

3. Максимально возможный (номинальный) фонд времени

1987

4. Неиспользуемое время, всего, в том числе:

367

очередные отпуска (24 рабочих дня)

24

192

невыходы по болезни (5-6 % от максимально возможного фонда времени)

146

отпуска учащимся (1 % от максимально возможного фонда времени)

29

5. Средняя продолжительность рабочего дня в часах

8

6. Фактический (полезный) фонд рабочего времени одного среднесписочного работающего

1620

Расчет годового фонда заработной платы оперативно-ремонтного персонала ТЭЦ начинается с расчета среднего тарифного разряда и средней часовой тарифной ставки.

По данным таблицы 2 производится расчет среднего тарифного разряда и средней часовой тарифной ставки.

Расчет среднего тарифного разряда Rср , производится по формуле:

(27)

где Ri - тарифный разряд рабочих данной группы;

Чi - численность рабочих i-го разряда, чел;

Ч - общее число рабочих всех разрядов, чел;

m - количество разрядов.

((251 x 79.27) + (136 x 83.23) + (92 x 87.39)) / 479 = (19896.77 + 11319.28 + 8039.88) / 479 = 81.95

Средняя часовая тарифная ставка равна часовой ставке рассчитанного разряда плюс разность между часовыми тарифными ставками последующего и рассчитанного разряда, умноженная на десятые доли рассчитанного разряда.

Расчет годового фонда заработной платы оперативно-ремонтного персонала ТЭЦ производится по форме, приведенной в таблице 4.

Таблица 4 Годовой фонд заработной платы оперативно-ремонтного персонала ТЭЦ

Элементы фонда заработной платы

Единицы измерения

Величина

1. Полезный фонд рабочего времени одного рабочего

час

1620

2. Средний разряд

4

3. Средняя часовая тарифная ставка

...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены