Как найти годовую выработку электроэнергии

W_B
= N_y
h_y
10^-3,
тыс. МВт ч/год, (11)

Где
N_y
– установленная мощность электростанции,
МВт;

h_y
– годовое число часов использования
установленной мощности, ч.

В
курсовой работе h_y
приведено в исходных данных задания.

В
экономической части дипломного проекта
h_y
принимается самостоятельно. При этом
следует учитывать район строительства
станции и сложившуюся ситуацию с
энергоснабжением потребителей и
топливоснабжением станции. Ориентировочно
h_y
= 5000-7000 ч.

2.1.2. Годовой расход электроэнергии на собственные нужды

Определяется
по энергетической характеристике,
приведенной в приложении 5, в зависимости
от мощности энергоблока и вида сжигаемого
топлива.

В
приложении 5 энергетическая характеристика
приведена для любого периода работы
энергоблока, электростанции (Тр ).
Соответственно выработка электроэнергии
(W_B)
за этот период подставляется в МВт ч.

Обратите
на это внимание при подсчете годового
расхода электроэнергии на собственные
нужды на формуле (12):

W_сн
= [N_хх
n_бл
Т_р
+pW_в)
10^-3,
тыс. МВт ч/год, (12)

где
N_хх
– мощность холостого хода, МВт;

Т_р
– число часов работы блока в течение
года; Т_р
не равно h_y.
В расчетах принимается 7000-7500 ч;

р
– удельный расход электроэнергии
собственных нужд при работе оборудования
под нагрузкой, кВт ч/кВт ч.

W_в–
годовая выработка электроэнергии
электростанцией, МВт-ч. В формуле (11)
результат получен в тыс. МВт-ч. Следует
перевести в МВт ч.

2.1.3.Удельный
расход электроэнергии на собственные
нужды электростанции

K_сн=
(W_сн
/
W_B
)
100%

Полученный
в результате расчета коэффициент K_сн
следует сравнить с данными, приведенными
в приложении 6.

2.1.4. Годовой
отпуск электроэнергии с шин электростанции

W₀=
W_B
-W_cн,
тыс. МВт ч/год. (14)

2.2.
КПД электростанции по отпуску
электроэнергии, тепловой энергии,
коэффициент использования топлива

2.2.1.
КПД электростанции по отпуску электрической
энергии

n^э_о
=(3,6W₀
/29,33B^э_у)
100%= 123/b^э
_о
100%

где
3,6 – тепловой эквивалент, используемый
при переводе электроэнергии в теплоту,
ГД ж/МВт ч;

29,33
– удельная теплота сгорания условного
топлива, ГДж/т;

b^э
_о–
по формуле (30), г у. т./кВт ч.

2.2.2.КПД
электростанции по отпуску теплоты
(тепловой энергии)

n^т_о
=(Q^г_т
/29,33B^т_у)
100%= 34,1/b^т
_о
100%

где
b^т_о
– по формуле (31). кг у.т./ГДж;

B^т_у
– по формуле (28), тыс. т у. т./год.

2.2.3.
Коэффициент использования топлива

n_топл
=(3,6W₀+
Q^г_т)
/29,33
B^г_у
))
100%

где
W₀
– по формуле (14), тыс. МВт ч/год;

Q^г_т
– по формуле (7), тыс. ГДж/год;

B^г_у
– по формуле (23) или (24), тыс. т у. т./год;

29,33 –
удельная теплота сгорания условного
топлива, ГДж/т,

2.3. Годовой
расход условного топлива,

рассчитываемый
по топливной характеристике

Топливная
характеристика в зависимости от вида
топлива и единичной мощности энергоблока
приведена в приложении 7.

2.3.1. Годовой
расход условного топлива

Топливная
характеристика в общем виде

B^г_у
=[b_хх
n_бл
T_р
+bW_B
+∆b(N_н-N_кр
)n_бл
h_у
] 10^-3
,тыс.т.у.т./год, (35)

где
b_хх
– часовой расход условного топлива на
холостой ход энергоблока, т у.т./ч;

T_р
– число часов работы блока в течение
года, равное принятому в формуле (12), ч:

b
– средний относительный прирост расхода
условного топлива при возрастании
нагрузки, т/МВтч;

∆b
– разность средних относительных
приростов расхода топлива при нагрузках,
превышающих критическую, т/МВт-ч;

W_B–
годовая выработка электроэнергии
электростанцией, определенная по формуле
(11). При подстановке в топливную
характеристику (в формулу (35)) следует
перевести в МВт-ч/год;

N_н
– номинальная мощность блока, МВт;

N_кр
– критическая нагрузка, МВт;

h_у
– число часов использования установленной
мощности, равное принятому в формуле
(11).

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

Расчет годовой выработки электроэнергии и отпуска тепла

CОДЕРЖАНИЕ

Введение

Исходные
данные

.   Определение
потребности района в электрической энергии и построение суточных графиков
нагрузки

.
Определение мощности станции. Выбор типа и единичной мощности агрегатов

3.
Расчет годовой выработки электроэнергии и отпуска тепла

4. Определение
капиталовложений в сооружение электростанции

.   Определение
годовых эксплуатационных расходов

6.      Технико-экономическое
сравнение вариантов состава оборудования

.        Калькуляция
себестоимости энергии

.        Определение
прибыли и рентабельности

.        Технико-экономические
показатели ТЭС

.        Анализ
хозяйственной деятельности электростанции

.        Распределение
нагрузки между агрегатами станции

Заключение

Список
литературы

ВВЕДЕНИЕ

Начавшаяся в стране перестройка экономики
неизбежно привела к изменению состава и структуры отношений в
электроэнергетике.

Для успешного функционирования на рынке
необходимо снижать издержки производства и в первую очередь – затраты на
топливо. Расход топлива на ТЭС зависит от структуры генерирующих мощностей,
степени загрузки оборудования и многих других факторов.

Данный курсовой проект выполняется на тему
«Технико-экономическое обоснование выбора основного оборудования ТЭЦ» и его
целью является закрепление у студентов полученных теоретических знаний по
дисциплине «Экономика и организация энергетического производства» и выработка
навыков решения важнейших технико-экономических вопросов проектирования: выбора
основного оборудования тепловой электростанции, организации его эксплуатации,
расчета основных технико-экономических показателей станции.

Задача курсового проекта состоит в выявлении
причины изменения итоговых показателей (себестоимости, прибыли) хозяйственной
деятельности станции и определении путей по улучшению этих показателей.

В процессе выполнения курсового проекта студенты
должны приобрести следующие навыки:

·  овладение методом технико-экономического анализа
при выборе тех или иных решений;

·        умение пользоваться экономической
литературой и справочно-нормативными материалами при выполнении экономических
расчетов;

·        умение сопоставить плановые и
фактические результаты деятельности предприятия;

·        умение сформулировать пути повышения
эффективности производства.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Таблица
1

Отрасли промышленности

№	Наименование потребителей	Объём выпуска продукции, т	Удельная норма расхода эл.-энергии на ед. продукции, Эпром, кВтч	Коэф-т заполнения годового графика нагрузки, KЗ	% осветительн. нагрузки от год. максимума промышленной нагрузки, k	Отношение нагрузки по сменам III:I:II
1	Черная металлургия	750 тыс.	200	0,78	5	1:1:1
2	Производство алюминия	40 тыс.	2000	0,95	2	1:1:1

Численность городского населения составляет Н_чел=550
тыс. чел.

Таблица
2

Виды коммунально-бытовой нагрузки

Виды коммунально-бытового потребления	Удельный расход электроэнергии на 1 человека в год, Эгор, кВтч	Число часов использования максимальной нагрузки, ч,
Освещение (бытовое, улиц, учреждений)	200	2000
Бытовые приборы	80	3000
Городской транспорт	50	5000
Водопровод и канализация	70	4000
Мелкомоторная нагрузка	30	4000

Таблица
3

Тепловые нагрузки, покрываемые из отборов турбин

Тепловые нагрузки пара, т/ч	Число часов использования максимума тепловой мощности отборов, ч
10-13 ата	1,2-2,5 ата	Технологическая	Отопительная
Технологическая	Отопительная
115	177	6500	3150

Таблица
4

Связь электростанции и высоковольтных сетей
района с энергосистемой

Зима	Лето
Станция отдает в систему (в % то нагрузки района)	Район получает электроэнергию из системы (в % от нагрузки района)
-10	+15

Летний максимум нагрузки принять 75% от зимнего
максимума нагрузки.

Таблица
5

Показатели топливной базы ТЭЦ

Вид топлива	Калорийность топлива, , ккал/кг	Наименование энергосистемы	Транспорт топлива	Цена топлива, д.е./ т.н.т	Стоимость перевозки, д.е./ 50т	Потери топлива при перевозке, выгрузке α, %
Донецкий энергетический уголь	5940	Киевэнерго	600	960	9200	0,8

Таблица
6

Суточный диспетчерский график работы станции

Зима:

Часы	0-6	6-11	11-14	14-19	19-24
Мощность, МВт

Лето:

Часы	0-7	7-11	11-14	14-20	20-24
Мощность, МВт

Таблица
7

Отклонение фактических показателей от плановых
(расчетных)

Наименование показателей	Единица измерения	±Δ
1. Выработка электрической энергии	%	-2
2. Отпуск электрической энергии	%	-2,5
3. Удельный расход топлива на отпуск электрической энергии,		0
4. Цена 1т.у.т.	д.е. т.у.т.	-0,3
Постоянные расходы, отнесенные на отпуск электрической энергии	тыс. д.е.	-20

1. Определение потребности района в
электрической энергии и построение суточных графиков нагрузки

Расчет годовой потребности района в
электрической энергии

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

.   Основные отрасли промышленности (включая
производственное освещение)

2.      Бытовое освещение (квартиры,
общественные учреждения, улицы)

.        Бытовые электрические приборы

.        Элекрифицированный городской транспорт

.        Водопровод и канализация

.        Мелкомоторная нагрузка городского
хозяйства

Потребность в электрической энергии
промышленностью Э_пром, рассчитываем по формуле:

где, П – годовая продукция отрасли
промышленности , натуральные единицы;

Э_пром – норма удельного расхода
электроэнергии, кВтч на единицу продукции.

Годовое потребление электроэнергии городским
хозяйством и населением рассчитывается по нормам удельных расходов на одного
жителя района:

где, Н_чел – численность населения в
районе, человек;

Э_гор – норма удельного расхода
электроэнергии, кВтч на одного жителя района.

Годовая потребность в электрической энергии
районом энергопотребления:

Расчет годовых максимумов нагрузки

Годовой максимум электрической нагрузки отрасли
промышленности определяем по формуле:

где,  –
годовой показатель использования максимума электрической нагрузки
рассматриваемой отрасли промышленности, определяется по формуле:

,

где, K_З
– коэффициент заполнения годового графика нагрузки отрасли промышленности.

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

Годовой максимум промышленной осветительной
нагрузки определяется по формуле:

Все результаты расчетов сводятся в таблицу 8

Таблица
8

Сводная таблица электропотребления и максимума
нагрузки

Потребители	Выпуск прод. пром., П и число жителей района, Нчел	Норма расхода эл. энергии на ед. продукции или 1 жителя, Э	Эгод, млн. кВтч	hmax, ч	Pгор, тыс. кВт	K, %	Pпром, тыс. кВт	, тыс. кВт	, тыс. кВт
Промышленность			230						32,85
1	750000	200	150			5	21,95	1,098	23,05
2	40000	2000	80			2	9,613	0,192	9,805
Город			236,5		88,92
1		200	110	2000	55
2		80	44	3000	14,67
3		50	27,5	5000	5,5
4		70	38,5	4000	9,625
5		30	16,5	4000	4,125

Построение зимнего суточного графика
электрической нагрузки

Суточные графики электрической нагрузки всех
промышленных потребителей рассчитываются для зимних суток (декабрь).

Таблица
9

Типовые суточные графики электрической нагрузки
городского хозяйства

Потребители	Часы суток
	0	2	4	6	8	10	12	14	16	18	20	22	24
1. Освещение	65	30	30	50	30	25	15	20	60	100	90	80	65
2. Бытовые приборы	30	10	0	20	50	60	25	15	40	100	80	60	30
3. Городской транспорт	60	15	5	25	100	70	70	70	100	90	65	65	60
4. Водопровод и канализация	20	25	40	45	75	60	65	70	80	40	30	25	20
5. Мелкомоторная нагрузка	15	5	5	15	70	80	30	90	100	60	25	15	15

Нагрузка в таблице 9 указана в % от городского
максимума в зимний день.

Рисунок 1 – Суточный график электрической
нагрузки промышленного производства

Рисунок 2 – Суточный график электрической
нагрузки коммунального хозяйства

Рисунок 3 – Суточный график электрической
нагрузки района

Таблица
10

Суточный график электрической нагрузки
промышленного производства и города

Потребители	мВт	Соотношение нагрузок по сменам	3-я смена	1-я смена
			0	2	4	6-8	8	10	12	14-16	16	18	20	20-24
Станкостроение	23,05	1:1:1	23,05	23,05	23,05
Производство строительных материалов	9,805	1:1:1	9,805	9,805	9,805
1. освещение	55	1:1:1	35,75	16,50	16,50	27,50	16,50	13,75	8,25	11,00	33,00	55,00	49,50	44,00
2. бытовые приборы	14,67	1:1:1	4,40	1,47	0,00	2,93	7,34	8,80	3,67	2,20	5,87	14,67	11,74	8,80
3. городской транспорт	5,5	1:1:1	3,30	0,83	0,28	1,38	5,50	3,85	3,85	3,85	5,50	4,95	3,58	3,58
4. водопровод и канализация	9,625	1:1:1	1,93	2,41	3,85	4,33	7,22	5,78	6,26	6,74	7,70	3,85	2,89	2,41
5. мелко-моторная нагрузка	4,125	1:1:1	0,62	0,21	0,21	0,62	2,89	3,30	1,24	3,71	4,13	2,48	1,03	0,62
88,92	1:1:1	45,99	21,40	20,83	36,76	39,44	35,48	23,26	27,50	56,19	80,95	68,73	59,40
121,775	1:1:1	78,96	54,30	53,72	69,73	72,82	68,94	56,34	61,04	89,80	114,25	101,77	92,37

2. Определение мощности станции.
Выбор типа и единичной мощности агрегатов

Зимний максимум электрической нагрузки
определяется по расчетным данным из таблицы 10:

Летний максимум электрической нагрузки принимаем
75% от зимнего максимума:

При определении мощности станции следует
учитывать величину потерь энергии в высоковольтных сетях и подстанциях,
распределительных сетях, расход энергии на собственные нужды станции и
принимаем эту величину равной 18%. Определяем максимальную электрическую
нагрузку станции с учетом потерь по формуле:

где, –
величина отдачи в энергосистему или получения мощности из энергосистемы зимнего
и летнего максимума нагрузки района, %, дана в таблице 4.

Исходя из максимальной зимней электрической
нагрузки, а также данных тепловой нагрузки из таблицы 3 производим выбор
единичной мощности, количества и типа турбоагрегатов станции.

Таблица
11

Варианты оборудования станции

Вариант 1	Вариант 2
ПТ-50-90 х 2шт и К-50-90 х 2шт	ПТ-50-90 х 2шт и Т-50-90 х 2шт
Nу =200 МВт	Nу =200 МВт

Для окончательного выбора состава оборудования
необходимо для всех рассматриваемых вариантов определить капиталовложения в
сооружение станции, годовые эксплуатационные расходы, а также денежные
поступления от реализации продукции.

3. Расчет годовой выработки
электроэнергии и отпуск тепла

Суточная выработка электрической энергии
определяется, исходя из заданного диспетчерского графика нагрузки станции по
данным таблицы 6:

Определяем суточную выработку электроэнергии в
зимний и летний дни:

Коэффициент использования установленной мощности
за зимние и летние сутки определяем по формулам:

Коэффициент использования установленной мощности
за январь можно принять 0,9 от K_И.дек
=
0,9∙0,77 = 0,69

Годовую выработку электроэнергии ТЭЦ по месяцам
года определяется по формуле:

где, M_к
– количество дней в месяце;

K_И
– коэффициент использования установленной мощности по месяцам года.

Коэффициент использования для остальных месяцев
года определяем графическим путем.

Рисунок 4 – Определение коэффициента
использования

Таблица
12

Годовая выработка электроэнергии

Месяцы	Nу, МВт	Mк, дней	KИ	Эмес, МВтч/м
Январь	200	31	0,69	102672
Февраль	200	28	0,67	90048
Март	200	31	0,65	96720
Апрель	200	30	0,63	90720
Май	200	31	0,61	90768
Июнь	200	30	0,58	83520
Июль	200	31	0,62	92256
Август	200	31	0,65	96720
Сентябрь	200	30	0,68	97920
Октябрь	200	31	0,71	105648
Ноябрь	200	30	0,74	106560
Декабрь	200	31	0,77	114576
Итого за год: Эгод =1168128 МВтч/год

Определим число часов использования
установленной мощности ТЭЦ по формуле:

Годовой расход пара на технологические нужды
определяем по формуле:

Годовой расход пара на отопление определяем по
формуле:

Годовой отпуск тепла определяем по формуле:

где, Δi
– теплосодержание отпускаемого тепла для отопительной нагрузки равное 0,6
Гкал/т пара и 0,55 Гкал/т пара для технологической нагрузки.

4. Определение капиталовложений в
сооружение электростанции

Для определения капитальных затрат в сооружение
станции воспользуемся методом стоимости отдельных агрегатов станции. В
соответствии с этим методом стоимость станции определяется как сумма затрат,
относимых к турбинам, котлам и в целом по станции. Последние включают в себя
стоимость подсобных и обслуживающих объектов, затраты на освоение, планировку и
благоустройство территории, стоимость корпуса управления станцией и некоторые
другие затраты.

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

Все исходные данные для расчетов приведены в
приложении 4. Котлы следует подобрать, исходя из номинальных расходов пара
турбинами; их количество должно быть равно количеству турбин плюс резервный
котел, принимаем котел марки:

Вариант: 3хБКЗ-420 и 2хБКЗ-220.

Вариант: 3хБКЗ-420 и 2хБКЗ-320.

Определяем капитальные вложения в станцию по
формуле:

где, K_Т1,
K_К1
– затраты, относимые соответственно на первый турбоагрегат и котел;

∑K_ТП,
∑K_КП
– затраты, относимые соответственно на все последующие турбоагрегаты и котлы;

K_общест
– общестанционные затраты.

По данным таблицы 6 топливом данной ТЭЦ –
является газ, значит следует вводить коэффициент 0,85:

Определяем удельные капиталовложения по
проектируемой ТЭЦ по формуле:

5. Определение годовых
эксплуатационных расходов

Годовые эксплуатационные расходы определяются по
следующим элементам затрат:

·  топливо;

·        амортизация;

·        ремонт;

·        заработная плата;

·        страховые взносы;

·        прочие расходы.

Расчет расхода топлива

Годовые затраты электростанции на топливо
определяются по формуле:

где, –
калорийность топлива (смотреть таблицу 5);

 – годовой расход топлива на
электростанции, который определяется в курсовом проекте приближенно по
топливным характеристикам турбоагрегатов, т. у.т. (смотреть приложение 5);

 – прейскурантная цена топлива
(смотреть таблицу 5);

 – затраты на транспортировку 1 т
натурального топлива (по железнодорожному тарифу на перевозку топлива),
смотреть таблицу 5;

– процент потерь топлива при
перевозках по железным дорогам, разгрузке вагонов, хранении и т.д. Для твердого
топлива принимается, в зависимости от расстояния, от 0,5 до 2% (смотреть
таблицу 5).

Таблица
13

Тепловая нагрузка между теплофикационными
агрегатами

Виды турбин	Тепловая нагрузка технологическая	Тепловая нагрузка отопительная	Годовая тепловая нагрузка Технологическая	Годовая тепловая нагрузка Отопительная	Итог
Вариант 1	700000	660000	1360000
Заданная	100 т/ч	200 т/ч
1. ПТ-50-90	30	120	210000	396000
2. ПТ-50-90	70	80	490000	264000
1. К-50-90	–	–	–	–
2. К-50-90	–	–	–	–
Вариант 2	700000	6600000	136000
Заданная	100т/ч	200т/ч
1. ПТ-50-90	80	30	560000	99000
2. ПТ-50-90	20	70	140000	231000
1. Т-50-90	–	50	–	165000
1. Т-50-90	–	50	–	165000

Годовой расход пара из отбора одной турбины
определяется как:

где, и  – часовые расходы пара из
отопительного и производственного отборов одной турбины.

Рассчитаем годовой расход топлива на
турбину В, для газа он принимается с коэффициентом 0,96:

Вариант 1:

ПТ-50-90:

В том числе:

К-50-90:

Вариант 2:

ПТ-50-90:

В том числе:

Т-50-90:

В том числе:

Расчет амортизации

Норма амортизации может быть приближенно
определена по формуле:

где,  – число часов использования
установленной мощности станции.

Величина амортизационных отчислений
составит:

где, K_ст –
капитальные вложения в сооружение станции.

Затраты по заработной плате

В нашем случае учитывается
заработная плата только эксплуатационного персонала основных цехов.

Затраты по заработной плате
определяются по формуле:

где,  – штатный коэффициент, принимаем из
приложения 6, равный 1,29;

 – удельный фонд заработной платы,
равный 150000 д.е./чел.год.;

 – мощность электростанции, МВт.

Страховые взносы

Страховые взносы составляют 30 % от
затрат по заработной плате, получаем:

Затраты на капитальный и текущий
ремонты

Затраты на капитальный и текущий
ремонты принимаем в размере 2 % от капиталовложений в сооружение станции:

Прочие расходы

Прочие расходы принимаем в процентах
от суммы затрат на топливо, амортизацию, заработную плату и ремонт – для
электростанций мощностью от 100 до 500 МВт – 5%;

Годовые эксплуатационные расходы

Полная величина годовых
эксплуатационных расходов определяется как сумма перечисленных затрат:

6. Технико-экономическое сравнение
вариантов состава оборудования

Обоснование выбора состава
оборудования

Принимаем горизонт расчета Т_расч = 10
годам; ставку дисконта Е = 10%; срок строительства станции Т_стр = 4
годам. Частичную эксплуатацию начать с четвертого года. Распределение
инвестиций по годам произвести следующим образом:

·  затраты на приобретение внеоборотных активов
(капитальные вложения в основные фонды) распределять равномерно в течение
четырех лет;

·        в первый год эксплуатации к
инвестиционным затратам на приобретение оборудования добавить затраты на
приобретение внеоборотных активов (стоимость месячного запаса топлива).

В первый год эксплуатации объем продаж принять
равным 0,8 от номинального; величину амортизационных отчислений рассчитать по
норме амортизации:

от суммы инвестиций за предыдущие три года
строительства.

Второй год эксплуатации принять годом нормальной
эксплуатации, начиная с этого года объем и величина издержек производства будут
номинальными и постоянными во все последующие годы; амортизационные отчисления,
рассчитанные от полной суммы капитальных вложений в сооружение станции, в
дальнейшем остаются постоянными.

Для каждого варианта рассчитать потоки наличности
и представить в таблице 14. Для расчета чистой прибыли можно величину налогов
принять в размере 20% от балансовой прибыли. В дальнейшем для выбранного
варианта налоги рассчитать подробно.

Для расчета выручки от продаж принимаем тариф на
электроэнергию: τ_э=3у.е./1кВтч,
тариф на тепловую энергию: τ_q=1000д.е./Гкал.

По данным таблиц 14,15 рассчитаем
показатели эффективности – ЧДД, ИД, , ВНД для каждого варианта и выберем
лучший.

Таблица
14

Поток реальных денег варианта 1

№	Наименование показателя	Значение показателя по годам, тыс. д.е.
		годы
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	Операционная деятельность	–	–	–	323533	1009514,4	1009514,4	1009514,4	1009514,4	1009514,4	1009514,4
1.1	Объём продаж				0,8	1	1	1	1	1	1
	Отпуск эл.эн. Эотп	–	–	–	+	+	+	+	+	+	+
	Отпуск тепл..эн. Qотп	–	–	–	+	+	+	+	+	+	+
1.2	Цена продаж
	Тариф на эл.эн. τэ = 3у.е./1кВтч
	Тариф на тепл. эн.τq = 1000 д.е./Гкал
1.3	Выручка от продаж	–	–	–	3429907,2	4287384	4287384	4287384	4287384	4287384	4287384
1.4	Суммарные издержки	–	–	–	3187841	3187841	3187841	3187841	3187841	3187841	3187841
1.4.1	Переменные издержки Ит	–	–	–	2674578	2674578	2674578	2674578	2674578	2674578	2674578
1.4.2	Амортизац. отчисления Иам	–	–	–	129880	129880	129880	129880	129880	129880	129880
1.4.3	Прочие постоянные издержки	–	–	–	293853	293853	293853	293853	293853	293853	293853
1.5	Прибыль балансовая	–	–	–	242066,2	1111153	1111153	1111153	1111153	1111153	1111153
1.6	Налоги 0,2 п 1.5				48413,2	219908,6	219908,6	219908,6	219908,6	219908,6	219908,6
1.7	Прибыль чистая	–	–	–	193653	879634,4	879634,4	879634,4	879634,4	879634,4	879634,4
2	Инвестиционная деятельность К = Косн+Коб	1298800	1298800	1298800	1610466,58	–	–	–	–	–	–
2.1	Затраты на приобретение внеоборотных активов Косн	1298800	1298800	1298800	1298800	–	–	–	–	–	–
2.2	Затраты на приобретение оборотных активов Коб	–	–	–	222882	–	–	–	–	–	–

Таблица
15

Поток реальных денег варианта 2

№	Наименование показателя	Значение показателя по годам, тыс. д.е.
		годы
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	Операционная деятельность	–	–	–	315910,5	1001891,9	1001891,9	1001891,9	1001891,9	1001891,9	1001891,9
1.1	Объём продаж				0,8	1	1	1	1	1	1
	Отпуск эл.эн. Эотп	–	–	–	+	+	+	+	+	+	+
	Отпуск тепл..эн. Qотп	–	–	–	+	+	+	+	+	+	+
1.2	Цена продаж
	Тариф на эл.эн. τэ = 3у.е./1кВтч
	Тариф на тепл. эн.τq = 1000 д.е./Гкал	–	–	–	3429907,2	4287384	4287384	4287384	4287384	4287384	4287384
1.4	Суммарные издержки	–	–	–	3224491	3224491	3224491	3224491	3224491	3224491	3224491
1.4.1	Переменные издержки Ит	–	–	–	2657425	2657425	2657425	2657425	2657425	2657425	2657425
1.4.2	Амортизационные отчисления Иам	–	–	–	151577,5	151577,5	151577,5	151577,5	151577,5	151577,5	151577,5
1.4.3	Прочие постоянные издержки	–	–	–	312956	300953	300953	300953	300953	300953	300953
1.5	Прибыль балансовая	–	–	–	205416,2	1062893	1062893	1062893	1062893	1062893	1062893
1.6	Налоги 0,2 п 1.5				41083,2	212578,6	212578,6	212578,6	212578,6	212578,6	212578,6
1.7	Прибыль чистая	–	–	–	164333	850314,4	850314,4	850314,4	850314,4	850314,4	850314,4
2	Инвестиционная деятельность К=Косн+Коб	1515775	1515775	1515775	1827441,6	–	–	–	–	–	–
2.1	Затраты на приобретение внеоборотных активов Косн	1515775	1515775	1515775	1515775	–	–	–	–	–	–
2.2	Затраты на приобретение оборотных активов Коб	–	–	–	221452,1	–	–	–	–	–	–

Показатели эффективности варианта 1:

Чистый дисконтированный доход ЧДД определяется
по формуле:

где, τ
– год приведения;

t – год вложения
средств;

 – горизонт расчета;

 – норма дисконта;

– чистая прибыль;

 – амортизационные отчисления;

 – капиталовложения в t год.

Индекс доходности ИД
рассчитывается по формуле:

Определяем окупаемость инвестиций Т_ок1,
или срок возврата средств, графическим способом.

Срок окупаемости – минимальный
временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого ЧДД
становится (и в дальнейшем остается) положительным.

Для расчета срока окупаемости можно
построить зависимость ЧДД от времени (шагов расчета), рисунок 5.

Из рисунка 5, следует что окупаемость инвестиций
составляет Т_ок1 = 7лет 9 месяцев.

Внутренняя норма доходности ВНД
равна ставке дисконтирования при которой чистый дисконтированный
доход (ЧДД) проекта равен нулю.

Рисунок 5 – Изменение ЧДД по шагам расчета

Если весь проект выполняется только за счет
заемных средств, то ВНД равна максимальному проценту, под который можно взять
заем с тем, чтобы суметь расплатиться из доходов от реализации проекта за
расчетный период.

ВНД можно рассчитать по формуле:

где, при которых ЧДД₁
положителен – первая ставка  и ЧДД₂ отрицателен –
вторая ставка

Вариант 2:

Чистый дисконтированный доход ЧДД
определяется по формуле:

Индекс доходности ИД
рассчитывается по формуле:

Окупаемость инвестиций Т_ок2,
или срок возврата средств, найдем графическим способом:

Рисунок 6 – Изменение ЧДД по шагам расчета

Из рисунка 6, следует что окупаемость инвестиций
составляет Т_ок2 = 9 лет 1 месяц. ВНД можно рассчитать по
формуле:

Сравниваем показатели эффективности:

Вариант 1: Вариант 2:

ЧДД₁ = 2547000 тыс. д.е. > ЧДД₂
= 1466000 тыс. д.е.

ИД₁ = 1,462 > ИД₂ =
1,23

Т_ок1 = 7лет 9мес. < Т_ок2 =
9лет 1мес.

Е_вн1 = 0,393 > Е_вн2 =
0,270

По полученным показателям выбираем 1вариант
оборудования т.к. у него меньше капиталовложения, издержки на амортизацию и
капитальные ремонты, срок окупаемости инвестиций, больше чистый
дисконтированный доход, индекс доходности и внутренняя норма доходности.

Рассчитаем показатели эффективности выбранного
варианта и занесем их в таблицу 16.

Таблица
16

Интегральные показатели эффективности

Наименование показателей	Значение показателей по годам, тыс. д. е.
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1. Капитальные вложения	1298800	1298800	1298800	1610466,6	–	–	–	–	103904	–
2. Доход				323533	1009514,4	1009514,4	1009514,4	1009514,4	1009514,4	–
3. Коэффициент дисконтирования при Е1=0,15	0,247	0,247	0,247	0,247	0,247	0,247	0,247	0,247	0,247	–
4. Дисконтированные капитальные вложения	320804	320804	320804	397785	–	–	–	–	25664	–
5. Суммарные дисконтированные капитальные вложения нарастающим итогом	320804	641608	962412	1360197	1360197	1360197	1360197	1360197	1385861	–
6. Дисконтированный доход	–	–	–	89913	269350	269350	269350	269350	269350	–
7. Суммарный дисконтированный доход нарастающим итогом	–	–	–	89913	359263	628613	897963	1167313	1436663	–
8. Чистый дисконтированный доход	-320804	-641608	-962412	-1270284	-1000934	-731584	– 462234	-192884	50802	–
9. Индекс доходности	1,037
10. Ток (срок окупаемости)	7 лет 9 месяцев
11. Коэффициент дисконтирования при Е2=0,20	0,162	0,162	0,162	0,162	0,162	0,162	0,162	0,162	0,162	–
12. Дисконтированные капитальные вложения	210406	210406	210406	260896	–	–	–	–	16832	–
13. Дисконтированный доход	–	–	–	55412	173541	173541	173541	173541	173541	–
14. Суммарные дисконтированные капитальные вложения нарастающим итогом	210406	420812	631218	892114	892114	892114	892114	892114	908946	–
15. Суммарный дисконтированный доход нарастающим итогом	–	–	–	53412	226953	400494	574035	747576	921117	–
16. Чистый дисконтированный доход	-210406	-420812	-631218	-838702	-665161	-491620	-318079	-144538	12171	–
17. Индекс доходности
18. Срок окупаемости	7 лет 9 месяцев
19. Внутренняя норма доходности	0,136

Таблица
17

Калькуляция себестоимости энергии ТЭЦ

№		Элементы затрат, млн. д.е.	Распределение затрат
		Топливо	Зарплата	Амортизация и ремонт	Прочие	Всего	На электроэнергию	На тепло-энергию
							млн. д.е.	%	млн. д.е.	%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	Котельный цех	2674,578	16,254	140,267		2831,099	2697,370	95,0	133,729	5,0
2	Турбинный и электрический цехи		11,61	109,096		120,706	120,706
3	Всего:	2674,578	27,864	249,363		2951,805	2818,076	95,47	133,729	4,53
4	Общестанционные расходы		10,836	62,341	151,249	224,426	214,260		10,166
5	Итого затрат:	2674,578	38,700	311,704	151,249	3176,231	3032,336		143,895
	Распределение затрат:
6	на электроэнергию	2697,370	25,841	208,132	100,993	3032,336
7	на теплоэнергию	133,729			10,166	143,895
	Себестоимость единицы:
8	электроэнергии, д.е./100кВтч	230,9	2,2	17,8	8,7	259,6
9	Теплоэнергии, д.е./Гкал	170,8			13	183,8

7. Калькуляция себестоимости энергии

Видом топлива данной станции является газ,
следовательно затраты топливно-транспортного цеха учитываться не будут.
(Таблица 17)

8. Определение прибыли и
рентабельности

Основными экономическими рычагами в хозрасчете
являются прибыль

и рентабельность.

Эффективность деятельности
предприятия оценивается по величине дохода Д, который определяется как сумма
чистой прибыли  и
амортизационных отчислений :

Источником формирования чистой
прибыли является балансовая прибыль , представляющая собой сумму прибыли
от реализации продукции (работ, услуг): основных фондов, иного имущества
предприятия и доходов от внереализованных операций, уменьшенных на сумму
расходов по этим операциям:

а) прибыль от реализации продукции
определятся как разница между выручкой от реализации продукции и затратами на
производство и реализацию, включаемыми в себестоимость продукции (в
себестоимость включаются платежи по % за кредит банков и страховые взносы);

б) при определении прибыли от
реализации основных фондов учитывается разница между продажной ценой и
первоначальной стоимостью, увеличенной на индекс инфляции;

в) в состав доходов от
внереализованных операций включаются: доходы от сдачи имущества в аренду,
доходы (дивиденды, проценты) по акциям, облигациям и т.д.

Для исчисления налога на прибыль
рассчитывается прибыль, облагаемая налогом (П_н), или расчетная
прибыль (П_расч), которая определяется как балансовая прибыль,
уменьшенная на сумму отчислений в резервный фонд предприятия (прибыль, не
подлежащая налогообложению П_{не обл.}), а также уменьшенная на сумму
рентных платежей: имущественный налог, налог на транспортные средства, налог на
землю, экологический налог, целевые сборы на содержание милиции, уборку улиц и
т.д.:

где, Н₁ – сумма рентных
платежей;

П_б – прибыль балансовая.

Чистая прибыль  представляет
собой разность между балансовой прибылью и уплаченными налогами:

где, Н₂ – налог с
расчетной прибыли (налог на прибыль).

Балансовая, или чистая,
рентабельность производства определяется как отношение соответствующей прибыли
к стоимости основных фондов Ф_о и нормируемых оборотных средств :

Для расчета балансовой прибыли и
рентабельности TЭЦ принять:

·  средний отпускной тариф за электроэнергию и
теплоэнергию в двойном размере от себестоимости электроэнергии и тепла
соответственно;

·        стоимость основных фондов Ф_о
– равной сумме капиталовложений в ТЭЦ;

·        сумму нормируемых оборотных средств
НОС – равной сумме затрат по топливу за месяц эксплуатации;

·        в сумму годовых издержек
производства добавить выплату процентов за банковский кредит, приняв ее равной
0,5% от стоимости основных фондов и нормируемых оборотных средств;

Для расчета чистой прибыли принять следующую
систему налогообложения:

·  имущественный налог – 2,2%;

·        рентные платежи в бюджеты разного
уровня – 50000 д.е./чел.;

·        20% балансовой прибыли не подлежит
налогообложению;

·        налог на прибыль – 20%.

Для образования фонда материального поощрения
направить 40% от чистой прибыли.

Принимаем:

·  средний отпускной тариф за электроэнергию: τ_э
= 519,2 д.е./100кВтч,

на теплоэнергию: τ_q
= 368 д.е./Гкал.

·  стоимость основных фондов: Ф_о =
5195,2 млн. д.е.

·        сумма нормируемых оборотных средств:
НОС = 222,882 млн. д.е.

·        сумма годовых издержек производства:

И_годов. =
2971,833+(5195,2+222,882)∙0,5% = 2998,923 млн. д.е.

9. Технико-экономические показатели
станции

В итоге проведенных расчетов необходимо дать
сводку технико-экономических показателей ТЭЦ, характеризующих эффективность ее
эксплуатации и строительства. Часть показателей выписывается из курсового
проекта, а часть рассчитывается по известным из теоретических курсов формулам.

При расчете планового расхода энергии на
собственные нужды станции принимаем:

0,9 – коэффициент, учитывающий
расход электроэнергии на с.н. и потери;

,97 – КПД тепловых сетей;

b_н
– нормативный удельный расход топлива на отпущенный кВтч; рассчитывается по
топливным характеристикам с учетом фактической выработки и отпуска
электроэнергии.

Таблица
18

Технико-экономические показатели ТЭЦ

№	Показатели	Единица измерения	План	Факт	Отклонения
1	2	3	4	5	6
1	Установленная мощность ТЭЦ	МВт	200	200	0
2	Состав оборудования (кол-во и тип турбин)		ПТ-50-90-2шт. К-50-90-2шт	ПТ-50-90-2шт. К-50-90-2шт	0
3	Число часов использования установленной мощности	ч/год	5840,64	6084	+243,36
4	Удельные капиталовложения на 1кВт установленной мощности	тыс. д.е./кВт	25976	27058	+1082
5	Численность персонала: · всего · эксплуатационного	человек	528 258	528 258	0 0
6	Основные фонды	тыс. д.е.	1298800	1298800	0
7	Оборотные фонды	тыс. д.е.	222882	242781	+19899
8	Фонд зарплаты	тыс. д.е.	79200	79200	0
9	Отпуск тепловой энергии	Гкал/год	783000	783000	0
10	Удельный расход топлива на отпущенное тепло	кг у.т./Гкал	173,359	173,359	0
11	КПД ТЭЦ по отпуску тепла	%	68	68	0
12	Годовые издержки на теплоэнергию	тыс. д.е.	143895	143895	0
13	Себестоимость отпущенной, Гкал	д.е./Гкал	183,7	183,7	0
14	Выработка электроэнергии	Млн. кВтч/год	1168,128	1226,534	+5%
15	Отпуск электроэнергии ЭОТП	Млн. кВтч/год	1051,315	1093,368	+4%
16	Расход электроэнергии на С.Н.	Млн. кВтч/год %	116,813 10	133,166 10,857	+16,353 +0,857%
17	Удельный расход топлива на выработанный 1 кВтч	г.у.т./кВтч	517	519	+2
18	Удельный расход топлива на отпущенный 1 кВтч	г.у.т./кВтч	535	536	+1
19	Нормативный удельный расход топлива bН	г.у.т./кВтч	526	528	+2
20	КПД ТЭЦ по отпуску электроэнергии	%	40	39	1%
021	Цена 1 т.у.т. ЦТ	д.е./т.у.т.	2750	2750	0
22	Затраты на топливо	тыс. д.е.	2674578	2913374	+238796
23	Постоянные затраты	тыс. д.е.	501653	501653	0
24	Годовые издержки на электроэнергию	тыс. д.е.	3032336	3404861	+372525
25	Затраты на топливо, отнесенные на отпуск электроэнергии	тыс. д.е.	2697370	3069895	+372545
26	Постоянные расходы, отнесенные на отпуск электроэнергии	тыс. д.е.	334966	334936	-30
27	Себестоимость отпущенного 1 кВтч СОТ	д.е/1 кВтч	2,884	3,114	+0,23
28	В том числе топливная составляющая СТ	д.е/1 кВтч	2,544	2,808	+0,264
29	Постоянная составляющая Спост	д.е/1 кВтч	0,340	0,306	-0,036
30	Прибыль балансовая	тыс. д.е./год	1271541	1261250	-10291
31	Рентные платежи Н1	тыс. д.е.	26400	26400	0
32	Расчетная прибыль	тыс. д.е.	990833	982600	-8233	Налог на прибыль Н2	тыс. д.е.	198167	196520	-1647
34	Чистая прибыль	тыс. д.е.	1046974	1038330	-8644
35	Фонд материального поощрения ФМП	тыс. д.е./год	68,262
36	Фондоотдача основных средств	отн.ед.	4,505	4,673	+0,168
37	Оборачиваемость оборотных средств	раз/год	4,425	4,593	+0,168
38	Длительность одного оборота	дней	81	78	-3
39	Производительность труда	тыс. д.е./чел	11082	11494	+412
40	Фондовооруженность	тыс. д.е./чел	2460	2460	0
41	Фондоемкость	отн.ед.	0,222	0,214	-0,008
42	Рентабельность производственных фондов: · по общей прибыли · по чистой прибыли	% %	84 69	82 67	-2% -2%

Пример расчета фактических технико-экономических
показателей:

·  удельный расход топлива на отпущенное тепло:

·  КПД ТЭЦ по отпуску теплоэнергии:

·  удельный расход топлива на выработанный 1кВтч:

·  КПД ТЭЦ по отпуску электроэнергии:

·  себестоимость отпущенного 1кВтч:

·  себестоимость постоянной составляющей
отпущенного 1кВтч:

·  расчетная прибыль:

·  чистая прибыль:

·  фондоотдача основных средств:

·  производительность труда:

·  фондовооруженность:

·  фондоемкость:

·  рентабельность производственных фондов по общей
прибыли:

·  рентабельность производственных фондов по чистой
прибыли:

10.    Анализ хозяйственной
деятельности ТЭЦ

Экономический анализ хозяйственной деятельности
является функцией управления производством, который позволяет выявить причины
изменения итоговых показателей хозяйственной деятельности и принять меры для
улучшения этих показателей. Если прибыль характеризует как достижения самого
предприятия, так и общественную значимость продукции через ее цены, то
себестоимость характеризует затраты данного предприятия и в основном связана
только с деятельностью данного коллектива. В связи с этим для электростанции,
работающей в системе, себестоимость может рассматриваться как основной
показатель хозяйственной деятельности.

Анализ проводится в следующем порядке:

Определяется общий результат выполнения плана по
себестоимости:

где, С_ф и С_пл– фактическая
и плановая себестоимость единицы отпущенной электрической энергии, д.е./1кВтч;

 – фактический отпуск электрической
энергии, МВт.

Этот общий результат выполнения
плана по себестоимости складывается из влияния:

·  выполнения плана по отпуску электрической
энергии с шин станции;

·        изменения топливной составляющей;

·        экономии на постоянных затратах.

Влияние выполнения плана по отпуску
электрической энергии

В свою очередь, влияние выполнения плана по
отпуску электрической энергии складывается из двух частей:

а) за счет выполнения плана выработки
электроэнергии:

где, –
плановая постоянная составляющая себестоимости единицы электроэнергии, д.е.;

– плановый %
расхода электроэнергии на собственные нужды, принимаем 10 %;

 – разница между
фактической и плановой выработкой электроэнергии, МВт.

б) за счет выполнения плана по расходу на
собственные нужды:

Влияние топливной составляющей

Общее изменение топливной составляющей:

в том числе:

а) по факторам, не зависящим от деятельности
персонала, за счет изменения удельных расходов:

где,  – нормативный удельный расход
топлива на фактически отпущенную электрическую энергию, рассчитанный по
топливным характеристикам;

 – плановая цена 1 т у.т.;

 – удельный плановый расход топлива
на отпущенную электроэнергию, рассчитанный первоначально по топливным
характеристикам;

б) по факторам, зависящим от
деятельности персонала:

где, – удельный фактический расход
топлива на отпущенную электроэнергию;

в) изменение топливной составляющей
под влиянием изменения цены:

Экономия
(перерасход) на постоянных затратах

По результатам анализа делаются выводы. В
выводах отразить:

·  влияние различных факторов на себестоимость
электрической энергии;

·        оценить работу персонала станции;

·        обосновать изменение величины чистой
прибыли;

·        оценить эффективность использования производственных
ресурсов станции;

·        указать возможные причины изменения
плановых технико-экономических показателей и наметить мероприятия по их
улучшению

Фактическая величина ФМП определяется по
формуле:

Выводы:

·  На себестоимость электрической энергии при
неизменной цене 1 т.у.т. влияет увеличение расхода электроэнергии на
собственные нужды станции.

Главнейшие факторы, за счет которых достигается
экономия на снижении себестоимости:

а) Изменение структуры и объема производимой
продукции:

относительное сокращение условно-постоянных
расходов (кроме амортизации);

улучшение использования производственных фондов
(относительное снижение амортизационных отчислений).

б) Повышение технического уровня производства:

снижение удельных расходов топлива на электро- и
теплоэнергию;

изменение цены одной тонны условного топлива;

изменение доли выработки электроэнергии на
гидроэлектростанциях.

в) Улучшение организации производства и труда:

совершенствование управления и организации
производства (сокращение административно-управленческих расходов);

улучшение организации труда (рост
производительности труда);

ликвидация непроизводительных расходов и т.д.

·  По технико-экономическим показателям работа
персонала ТЭЦ получается не эффективной так как изменение топливной
составляющей равно +30,067 тыс. д.е. Повысить эффективность работы персонала и
увеличить прибыль предприятия можно следующими мероприятиями:

а) использования максимального КПД оборудования;

б) следить за выдачей потребителям качественной
электроэнергии (напряжение, частота);

в) правильное регулирование технологического
процесса

·  При сравнении технико-экономических показателей
плановой и фактической чистой прибыли у нас получилось, что она уменьшилась.
Это произошло, потому что увеличился расход электроэнергии на собственные
нужды, а в следствии увеличилась себестоимость электроэнергии при неизменных
основных фондах и иного имущества предприятия с которого оно получало бы доход.

·        Эффективность использования
производственных ресурсов проявляется в трех измерениях:

1. в объеме и качестве произведенной и
реализованной продукции;

. в величине затрат ресурсов на производство,
т.е. себестоимости продукции;

. в величине примененных ресурсов, т.е.
авансированных для хозяйственной деятельности основных и оборотных фондов.

Повышение эффективности производства может
достигаться как за счет экономии текущих затрат (потребляемых ресурсов), так и
путем лучшего использования действующего капитала и новых вложений в капитал
(применяемых ресурсов).

Интенсивность использования производственных
ресурсов проявляется в таких обобщающих показателях: как производительность
труда в рассматриваемом варианте увеличилась, фондоотдача основных и
производственных фондов тоже возросла, производительность труда стала выше –
следовательно производственные ресурсы используются эффективно.

·  Плановые технико-экономические показатели можно
увеличить снизив себестоимость отпускаемой электроэнергии, а это в свою очередь
можно сделать снижением расхода на собственные нужды электростанции. Снижение
себестоимости в свою очередь приведет к увеличению чистой прибыли. Также
себестоимость можно увеличить используя топливо с меньшей ценой, но лучшими
топливными показателями.

11. Распределение электрической
нагрузки между агрегатами станции

Электрическая нагрузка станции
распределяется по методу относительных приростов, т.е. в порядке возрастания
относительного прироста расхода топлива при увеличении нагрузки на один МВт ().
Относительный прирост численно равен тангенсу угла наклона часовой расходной
характеристики:

Предположим, что для заданных  выбрано
следующее оборудование:

Таблица
19

Распределение тепловой и электрической нагрузки
по агрегатам

	Dотоп , т/ч	Dтех , т/ч	Nн , МВт
ПТ-50-90	2 шт.	100∙2	50∙2	50∙2
К-50-90	2 шт.	–	–	50∙2
∑	200	100	200

Агрегаты имеют следующие топливные
характеристики:

ПТ-50

К-50

Поделив годовые топливные характеристики на
время использования отборов, получим часовые расходные характеристики:

ПТ-50

К-50

Подставив в часовые расходные характеристики
величины часовых отборов, получим:

ПТ-50

К-50

Минимальная нагрузка принимается 10-20% от
номинальной мощности.

Рассчитаем часовые расходы топлива при
минимальной и максимальной нагрузках:

ПТ – 50	Nmin = 5МВт
r1 = r2 = 0,352	Nmax = 50МВт
т.у.т./МВт∙ч	Dотоп = 100 т/ч
	Dтех = 50 т/ч
К – 50	Nmin = 5МВт
r3 = r4 = 0,392	Nmax = 50МВт

Выстраиваем относительные приросты в порядке их
возрастания:

r₁
= r₂
< r₃
= r₄

В такой последовательности загружаются агрегаты.

Составляем режимную карту станции:

Таблица
20

Режимная карта ТЭС

Характерные точки	r, т.у.т./Мвт∙ч	Турбоагрегаты	∑Nст, МВт	∑B, т.у.т./ч
		ПТ-50х2	К-50х2
		N, МВт	B, т.у.т./ч	N, МВт	B, т.у.т./ч
Мин. нагрузка	0,352	10	20,02	10	6,52	20	26,54
1-й излом	0,352/0,392	100	51,7	10	6,52	110	58,22
Макс. нагрузка	0,392	100	51,7	100	41,8	200	93,5

Зимний максимум нагрузки  распределяется
между агрегатами:

. (ПТ-50) – 50 МВт

.(ПТ-50) – 50 МВт

. (К-50) – 50 МВт

. (К-50) – 50 МВт

Летний максимум нагрузки  распределяем
между агрегатами:

. (ПТ-50) – 50 МВт

. (ПТ-50) – 50 МВт

.(К-50) – 25 МВт

. (К-50) – 25 МВт

На основе полученных данных строим зависимости:

Рисунок 7 – Режимная карта ТЭС в графическом
виде

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной курсовой работе были проведены
сравнения технико-экономических показателей выбора основного оборудования ТЭЦ.

Анализ проведенных расчетов показывает, что при
заданной тепловой нагрузке 200 т/ч давлением 1,2-2,5 ата и технологической
100т/ч давлением 10-13 ата оптимальным является выбор двух турбин типа ПТ-50-90
номинальной мощностью 50 МВт и двух турбин типа К-50-90 номинальной мощностью
50МВт и трех котлов БКЗ-420 производительностью 420 тонн пара в час и двух
котлов БКЗ-220 производительностью 220 тонн пара в час.

Расчет капитальных вложений показал, что
наибольшие затраты приходятся на энергетическое оборудование, они составили
5195,2 млн. д.е. Высокая капиталоемкость энергетического оборудования
обуславливает необходимость эффективного использования капиталовложений и
изучения направлений возможного повышения их эффективности.

В данной работе были определены себестоимости
электрической энергии которая составила 3,114 д.е. за 1кВт∙ч отпущенной
электроэнергии и себестоимость 1 Гкал равная 183,7 д.е. /Гкал.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.
Коршунова Л.А. Экономика предприятия и отрасли (в электроэнергетике) / Л.А.
Коршунова, Н.Г. Кузьмина. – Томск: Изд-во ТПУ, 2010. – 184 с.

2.     
Коршунова Л.А. Организация производства на предприятиях электроэнергетики /
Л.А. Коршунова, Н.Г. Кузьмина. – Томск: Изд-во ТПУ, 2011. – 200 с.

.       
Коршунова Л.А. Планирование на предприятиях электроэнергетики / Л.А. Коршунова,
Н.Г. Кузьмина. – Томск: Изд-во ТПУ, 2011. – 180 с.

Годовая выработка электроэнергии на КЭС определяется одним из нижеперечисленных способов в зависимости от наличия исходных данных.

1. По числу часов использования установленной мощности КЭС.

Годовая выработка электроэнергии i-ым турбоагрегатом КЭС определяется по формуле, МВт-ч/год:

, (3.2)

где – установленная мощность i-го турбоагрегата, МВт; – число часов использования электрической мощности i-го турбоагрегата, ч/год.

Годовая выработка электроэнергии на КЭС, МВт-ч:

, (3.3)

где п – количество турбоагрегатов на КЭС.

2. По заданным графикам электрической нагрузки для характерных суток:

(3.4)

где – суточная выработка электроэнергии, МВт-ч/сутки; m – количество суток в году (365); – коэффициент неравномерности (0,88ч0,89); – электрическая нагрузка в i-м временном интервале, МВт; – продолжительность i-го временного интервала, ч/сут.

После подсчета годовой выработки электроэнергии определяется годовое число часов использования установленной мощности КЭС, ч/год:

(3.5)

где – суммарная установленная мощность КЭС, МВт.

3. По типовым электрическим графикам рабочего дня для зимнего и летнего периодов

Таблица 3.5 – Электрическая нагрузка в течении дня

Часы суток	0ч8	8ч24
Электрическая нагрузка	=50%, если топливо газ или мазут =60%, если топливо уголь	=100%

(3.6)

где – электрическая нагрузка в ночной период, МВт; , – электрическая нагрузка в дневной период зимы и лета, МВт; – 210 суткам; – продолжительность использования летнего графика, может быть принята равным 155 суткам.

Годовой расход топлива на КЭС подсчитывается по топливным характеристикам на основе справочно-нормативных материалов:

, (3.7)

где п – количество турбоагрегатов на КЭС.

Топливная характеристика i-го турбоагрегата КЭС имеет вид [1]:

, (3.8)

где – годовое число часов работы турбоагрегата (при базовом режиме работы станции принимается равным 7000ч8200 ч/год); , – числовые коэффициенты, характерные для данного типа турбоагрегата; – годовая выработка электроэнергии i-ым турбоагрегатом, МВт-ч/год:

.

Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии (брутто), гут/кВт-ч:

(3.9)

Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии на КЭС с учетом расхода на собственные нужды (нетто) составляют, гут/кВт-ч:

(3.10)

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды КЭС может быть представлен как сумма величин электропотребления отдельными элементами собственных нужд [1], МВт-ч/год:

, (3.11)

где , , , , , – расход электроэнергии на циркуляционные насосы, на топливоприготовление, на тягодутьевые устройства, на питательные электронасосы, на гидрозолоудаление, на прочие элементы (методику расчета этих показателей см. п. 2.4), МВт-ч/год.

Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды, %:

. (3.12)