Как найти годовую выработку электроэнергии

WB
= Ny
hy
10-3,
тыс. МВт ч/год, (11)

Где
Ny
– установленная мощность электростанции,
МВт;

hy
– годовое число часов использования
установленной мощности, ч.

В
курсовой работе hy
приведено в исходных данных задания.

В
экономической части дипломного проекта
hy
принимается самостоятельно. При этом
следует учитывать район строительства
станции и сложившуюся ситуацию с
энергоснабжением потребителей и
топливоснабжением станции. Ориентировочно
hy
= 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
(WB)
за этот период подставляется в МВт ч.

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

Wсн
= [Nхх
nбл
Тр
+pWв)
10-3,
тыс. МВт ч/год, (12)

где
Nхх
– мощность холостого хода, МВт;

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

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

Wв
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

Kсн=
(Wсн
/
WB
)
100%

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

2.1.4. Годовой
отпуск электроэнергии с шин электростанции

W0=
WB
-Wcн,
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

nэо
=(3,6W0
/29,33Bэу)
100%= 123/bэ
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;

bэ
о
по формуле (30), г у. т./кВт ч.

2.2.2.КПД
электростанции по отпуску теплоты
(тепловой энергии)

nто
=(Qгт
/29,33Bту)
100%= 34,1/bт
о
100%

где
bто
– по формуле (31). кг у.т./ГДж;

Bту
– по формуле (28), тыс. т у. т./год.

2.2.3.
Коэффициент использования топлива

nтопл
=(3,6W0+
Qгт)
/29,33
Bгу
))
100%

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

Qгт
– по формуле (7), тыс. ГДж/год;

Bгу
– 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

Bгу
=[bхх
nбл
Tр
+bWB
+∆b(Nн-Nкр
)nбл
hу
] 10-3
,тыс.т.у.т./год, (35)

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

Tр
– 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;

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

Nн
– номинальная мощность блока, МВт;

Nкр
– критическая нагрузка, МВт;

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

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

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

Каким образом считают мощность и выработку солнечных электростанций?

Калмыкская СЭС мощностью 25МВт. Годовая эффективность панелей составила 14,2%. Станция выработала 33500 МВтч за год.

Каким образом 14,2% от 25МВт превратились в 33500МВТч в год?

Мощность станции 25МВт – это за какой период? Час? Секунду?

33500 МВтч за год – это 33500 / (365 * 24) ?

ФизикаЭнергияСолнечная энергетика

Анонимный вопрос

23 октября 2021  · 525

Мощность электростанции – количество производимой энергии в секунду. Измеряется в Мегаваттах. Количество произведенной энергии – в Мегаваттчасах. Если бы электростанция непрерывно в течении года выдавала мощность 25 Мвт, то получилось бы 25*24*365 = 219000 мегаваттчас электроэнергии. Реально – непрерывной работы не получалось, естественно. Отсюда посчитали эффективность.

280

Комментировать ответ…Комментировать…

Энергетик по профессии. Интересы: лингвистика, психология.  · 24 окт 2021

Это разные единицы измерения.
25 МВт – это установленная мощность, количество мегаватт, которое станция может вырабатывать в секунду.
33500 МВт*ч – это совершённая работа.
То есть, лампочка мощностью 100 Вт в секунду потребляет 100 Вт энергии. А за час совершает 100 Вт*ч работы (или 360 кДж).
Соответственно, если бы станция круглый год работала на максимальной мощности…
Читать далее

257

Игорь Савин:
> 25 МВт – это установленная мощность, количество мегаватт, которое станция может вырабатывать в секун…
Читать дальше

Комментировать ответ…Комментировать…

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 Нчел=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 Эпром, рассчитываем по формуле:

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

Эпром – 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, Нчел – численность населения в
районе, человек;

Эгор – 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, KЗ
– 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 KИ.дек
=
0,9∙0,77 = 0,69

Годовую выработку электроэнергии ТЭЦ по месяцам
года определяется по формуле:

где, Mк
– количество дней в месяце;

KИ
– 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, KТ1,
KК1
– затраты, относимые соответственно на первый турбоагрегат и котел;

∑KТП,
∑KКП
– затраты, относимые соответственно на все последующие турбоагрегаты и котлы;

Kобщест
– 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, Kст
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 Трасч = 10
годам; ставку дисконта Е = 10%; срок строительства станции Тстр = 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: τэ=3у.е./1кВтч,
тариф на тепловую энергию: τq=1000д.е./Гкал.

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

Для расчета ВНД необходимо
рассчитать ЧДД при различных ставках дисконтирования, используя табличные
значения коэффициента дисконтирования из приложения 7.

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

электроэнергия мощность
себестоимость рентабельность

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 Ток1,
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 Ток1 = 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 Ток2,
или срок возврата средств, найдем графическим способом:

Рисунок 6 – Изменение ЧДД по шагам расчета

Из рисунка 6, следует что окупаемость инвестиций
составляет Ток2 = 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

Ток1 = 7лет 9мес. < Ток2 =
9лет 1мес.

Евн1 = 0,393 > Евн2 =
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 (Пн), или расчетная
прибыль (Прасч), которая определяется как балансовая прибыль,
уменьшенная на сумму отчислений в резервный фонд предприятия (прибыль, не
подлежащая налогообложению Пне 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;

Пб – 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 Фо 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 Фо
– 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: τэ
= 519,2 д.е./100кВтч,

на теплоэнергию: τq
= 368 д.е./Гкал.

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

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

·        сумма годовых издержек производства:

Игодов. =
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;

bн
– 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, Сф и Спл– 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.

При проведении анализа хозяйственной
деятельности мы получили что, у нас на постоянных затратах экономия денежных
средств составляет – (-30)тыс.д.е., зато топливная составляющая зависящая от
деятельности персонала перерасход (+30,067) д.е.

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)

Добавить комментарий