Расчет экономических издержек предприятия

                 K_сн = (147850/1510000)*100% = 9,79%

3.4 Годовой расход электроэнергии собственных нужд, отнесенный на отпуск теплоты  составляет:

 

W^т_сн = (w ^т_сн /1000)* Q_отп, MBт ч,                                             [18]

          W^т_сн = (8/1000)*8154500 = 65236 MBт ч,                                              

  где:

      Q_отп - годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ, ГДж/год;

    w ^т_сн - удельный расход электроэнергии СН на отпуск единицы теплоты,

               кВт ч /ГДж. Ориентировочно w ^т_сн можно принять:

                       а) при работе ТЭЦ:

                 -  на твердом топливе 6-:-8 кВт ч/ГДж,

                - на газе и мазуте 5-:-6 кВт ч/ГДж.

                      б) при установке турбин типа Т-250-240:

                 - при работе на твердом топливе  4-:-6 кВт ч/ГДж.

                - при работе газе и мазуте3-:-4 кВт ч/ГДж.

 

   3.4 Годовой расход электроэнергии на СН, отнесенный на отпуск  электроэнергии составляет:

 

W^э_сн = W_сн - W^т_сн, MBт ч,                                                     [19]

              W^э_сн =147850-65236 = 82614 MBт ч

    3.5 Удельный расход электроэнергии на СН, отнесенный на производство электроэнергии составляет:

 

К^ээ_сн = ( W^э_сн/W_b)* 100%,                                                       [20]

            К^ээ_сн =(82614/1510000)*100 = 5,4%

где:

W^э_сн - расход электроэнергии на СН на производство энергии, МВт ч;

W_b- годовая выработка электроэнергии станцией, МВт ч.

Полученную в расчете  величину К^ээ_сн с данными таблицы 2 приложения  6.

 

    3.6 Годовой отпуск электроэнергии с шин станции  составляет:

 

                       W_отп=W_b–W_сн, MBт ч                                                     [21]

                       W_отп=1510000-147850 = 1362150 MBт ч                                                      

где:

W_b - годовая выработка электроэнергии по ТЭЦ, МВт ч;

 

W_сн - расход электроэнергии на СН ТЭЦ, МВт ч.

 

 

 

 

 

        4  РАСЧЕТ  РАСХОДА УСЛОВНОГО  ТОПЛИВА НА  СТАНЦИИ

 

     4.1 Годовой расход условного топлива котлами может быть рассчитан по приближенной топливной характеристике, которая имеет вид:

B_y= (b_xx *n_т*T_р+

D^г_п+ Q^г_отоп+ _нагрW_b)* К_попр, т у.т./год        [22]

          B_{y пт}= (2,42*2*7800+0,0665*1480000+0,0088*1768800+0,348*960000)*1= 485817,44 т у.т./год       

B_{y т}=(4,1*2*7800+0,01*2537700+0,317*550000)*1= 263687 т у.т./год       

∑B_y=485817,44+263687 = 749504,44 т у.т./год       

где:

 n_т - число агрегатов данного типа, шт.;

T_р - число часов работы турбогенератора в году (календарное число часов в году за минусом плановых остановов на ремонт и прочих плановых остановов).  Ориентировочно можно принять   T_р = 7800 -:– 8200 ч.;

     b_хх - расход топлива на холостой ход основного оборудования, т у.т./ч;

    D^г_п - годовой отпуск пара из производственных отборов  турбин данного

        типа, т/год;

                Q^г_отоп - годовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбин данного          типа, т/год;                      

    W_b - годовая выработка электроэнергии однотипными турбогенераторами,   

            МВт ч;

    К_попр - поправочный коэффициент на вид сжигаемого топлива:

          - для твердого топлива К_попр=1,

          - для мазута: К_попр=0,97,

          - для газа: К_попр=0,96.

     Коэффициенты топливной характеристики (α,  ту т/т пара; ,т у. т./ГДж;

_нагр, т у. т./МВт ч) -  постоянные для данного   типа  турбоагрегата.

          Топливные характеристики приведены в приложении 7.

 

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

 

В^т_у =(( Q^г_п /(29,3*n_к)) + (Q^г_отоп /(29,3 * n_кn_сп))К_попр, т у. т./год         [24]

В^т_у = ((3848000/(29,3*0,9))+(4306500/(29,3*0,9*0,3))*1,03 = 337200,9 т у. т./год        

где:

        29,3 - удельная теплота сгорания условного топлива, ГДж/т у.т.;

n_к - КПД котла, принимается для топлива: газ, мазут - 0.92 – 0.93; для каменного угля - 0.9 – 0.91; для бурого угля - 0.89 – 0.9; для торфа , сланцев - 0.87 – 0.89;

          n_сп - коэффициент спроса; 0.8 – 0.9;

К_попр - поправочный коэффициент на неустановившийся режим работы;1.03-:-1.05.

 

      4.3 Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии

 

              В^э_у = В_у – В^т_у, т у.т./год                                                    [25]

                      В^э_у = 749504,44-337200,9 = 412303,54 т у.т./год                                                   

    4.4 Годовой расход условного топлива на отпуск тепла с учетом

расхода топлива на электроэнергию СН, отнесенную на отпуск теплоты.

 

  В^т_у' = В^т_у + b^э_отп *W^т_cн, т у. т./год                                           [26]      

             В^т_у' =337200,9-0,28*65236 = 318934,82 т у. т./год                                          

где:

b^э_отп - удельный расход условного топлива на отпущенный киловатт-час, кг у.т./кВт_* ч.

        b^э_отп = В^э_у/(W_b – W^э_cн), кг у.т./кВт_* ч.                                [27]

   b^э_отп = 412303,54/(1510000-82614) = 0,28 кг у.т./кВт_* ч.                               

4.5 Годовой  расход условного топлива на  отпуск электроэнергии с учетом

расхода топлива  на электроэнергию СН, отнесенную на отпуск теплоты.

 

       В^э_у' = В_у - В^т_у', т у. т./год                                                [28]

                    В^э_у' =749504,44-318934,82 = 430569,62 т у. т./год                                                

 

         5. УДЕЛЬНЫЕ РАСХОДЫ УСЛОВНОГО ТОПЛИВА И КПД СТАНЦИИ ПРИ ОДНОТИПНОМ ОБОРУДОВАНИИ.

 

      5.1 Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии.

 

     b^э_отп = В^э_у' /W_отп, кг у .т./КВт_*ч                                             [29]

                b^э_отп = 412303,54/1362150 = 0,302685 кг у .т./КВт_*ч                                             

    Величина b^э_отп, подсчитанная по формуле [29], должна быть одинаковой с  величиной b^э_отп, подсчитанной по формуле [27].

 

      5.2 Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты.

 

            b^т_отп = В^т_у/Q^г_отп, кгу.т./ГДж                                            [30]

                        b^т_отп =337200,9/8154500 =0,04 кгу.т./ГДж                                           

     5.3 Коэффициент полезного действия станции по отпуску электроэнергии:

      

                             [31]

  =40,63%

где:

3.6 - переводный эквивалент  электроэнергии в теплоту, ГДж/кВтч.

 

5.4 Коэффициент полезного  действия станции по отпуску  теплоты.

 

 

     

                                    [32]

                         = =11265,875%

      5.5 Коэффициент использования топлива

 

 

              

    =24.317  %            [33]

 

 

6 ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ РАСХОДЫ (ИЗДЕРЖКИ) ТЭЦ

 

Проектные расчеты себестоимости электроэнергии и теплоты на ТЭЦ в период нормальной эксплуатации производятся по следующим статьям калькуляции:

• топливо на технологические цели;
• вода на технологические цели;
• основная заработная плата производственных рабочих;
• дополнительная заработная плата производственных рабочих;
• отчисления на социальные страхования с заработной платы производственных рабочих;
• расходы по содержанию и эксплуатации оборудования; 
  цеховые расходы;
• общестанционные расходы.

При определении этих статей затрат следует иметь в виду, что на ТЭЦ они сначала определяются в целом по станции, а затем при расчёте себестоимости электрическое и тепловой энергии распределяются между ними.

 

6.1 Топливо на технологические цели.

По этой статье учитывается  топливо, которое расходуется непосредственно на производство электроэнергии и теплоты. Топливо учитывается по цене франко-станции назначения, т.е. с учётом транспортных затрат.

И_топл = Ц _ФР-СТ* В_н = (Ц_пр+Ц_тр)В_н ,тыс.руб./год                   [33]

И_топл = 0.4*1064882.24 = 425952.9 тыс.руб./год                  

 Ц _ФР-СТ - стоимость одной тонны натурального топлива ( прейскурантная цена топлива и стоимость транспортировки по железнодорожным путям ), тыс. руб./т н. т. (По заданию);

В_н - годовой расход натурального топлива , т н.т./год:

, т н. т/год                                [34]

              

 

где:

 

    B_y - годовой расход условного топлива в целом по ТЭЦ, ту. т/год;

29330 - удельная теплота  сгорания условного топлива, кДж/кг , (29.3 ГДж/т);

    Q^р_н - удельная теплота сгорания натурального топлива, кДж/кг.

           Для угля удельная теплота сгорания приведена в приложении 8;

   α_пот - потери топлива в пути до станции назначения в пределах норм естественной убыли, %, торф - 0.75%-:- 1.75%, каменный уголь - 0.9%-:–1.2% , бурый уголь - 1%, мазут - 0.3%, газа - 0%.

 

    Цена одной тонны условного топлива:

Цу= И_топл/Ву , руб/т у.т.                                                 [35]

Цу= 425952.900/749504.44 = 568.312 руб/т у.т.                                                

где:

    И_топл - издержки на сжигание топлива в энергетических котлах,  руб./год;

      Ву -годовой расход условного топлива в целом по ТЭЦ,  т у. т./год.

 

 

 

            6.2 Вода на технические цели

 

В эту статью включаются затраты на воду, расходуемую на питание котлов, гидрозолоудаление, на систему циркуляционного водоснабжения, на выполнение системы теплофикации и отпуска горячей воды, на охлаждение генераторов и трансформаторов. Здесь же учитываются затраты по химводоочистке, кроме амортизации (заработная плата с начислениями, стоимость химических реактивов и др.)

Кроме того, в этой статье учитывается плата в бюджет за воду, потреблённую из водохозяйственных  систем на технические цели, охлаждение пара в конденсаторах турбин.

 

, тыс.руб./год,[36]

 

= тыс.руб./год

= (500*2)+(210*5) = 2050

где:

 

 α₁=180 -:-200 руб. на 1000 т натурального топлива для всех видов твёрдого топлива;

α₂ = 500-:-600 руб. на 1 т суммарной часовой производительности всех    котлов

α₃ = 10-:-15 руб. на 1кВт установленной мощности для станций с поперечными связями (большее значение принимается для станций установленной мощности 150 МВт и меньше);

α₃ = 8-:-10 руб. на 1кВт установленной мощности для блочных станций с давлением пара перед турбиной P =13МПа (130 кгс/см),

α₃⁼5-:-8 руб. на 1кВт установленной мощности для блочных станций с давлением пара перед турбиной P =24МПа (240 кгс/см),

D^к_н- номинальная паропроизводительность всех установленных энергетических котлов, т/ч;

В_н - расход натурального топлива на энергетические котлы, тыс. т /год;

Ny - установленная (номинальная) мощность станции, МВт;

    10^-3 - перевод рублей в тысячи рублей (для первого и второго слагаемых);

П_л - годовая плата в бюджет за воду в зависимости от типа турбин и системы технического водоснабжения   в   расчёте на   одну   турбину,   тыс. руб./год (приведена в таблице 1 );

n_т - количество установленных однотипных турбин.

 

При отсутствии дополнительных данных следует принимать оборотную  систему технического водоснабжения.

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 1-Плата за воду в бюджет из расчета на одну турбину, тыс. руб./год

 

	Тип турбины
Система водоснабжения	Т-25/30-90	Т-50/60-130	Т-110/120-130	T- 175/210-130	T- 180/210-130с пром. перегревом  пара	Т-250/300-240с пром. перегревом пара
прямоточная система  водоснабжения	94,8	154,2	306	466	418	533
оборотная система водоснабжения	48	102	180	200	220	288

 

Продолжение таблицы 1

	Тип турбины
Система водоснабжения	ПТ- 25/30-90/10	ПТ-50\60-90\13 ПТ-60\75-130\13 ПТ-80\100-130\15	ПТ-50-130\7	ПТ-135\165-130\15
прямоточная система водоснабжения	94,8	157,2	137,4	247,2
оборотная система водоснабжения	48	132	114	240