Расчет годовой выработки электроэнергии и отпуска тепла
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… Читать ещё >
Расчет годовой выработки электроэнергии и отпуска тепла (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
CОДЕРЖАНИЕ
Введение
Исходные данные
1. Определение потребности района в электрической энергии и построение суточных графиков нагрузки
2. Определение мощности станции. Выбор типа и единичной мощности агрегатов
3. Расчет годовой выработки электроэнергии и отпуска тепла
4. Определение капиталовложений в сооружение электростанции
5. Определение годовых эксплуатационных расходов
6. Технико-экономическое сравнение вариантов состава оборудования
7. Калькуляция себестоимости энергии
8. Определение прибыли и рентабельности
9. Технико-экономические показатели ТЭС
10. Анализ хозяйственной деятельности электростанции
11. Распределение нагрузки между агрегатами станции Заключение Список литературы
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 | |
Черная металлургия | 750 тыс. | 0,78 | 1:1:1 | ||||
Производство алюминия | 40 тыс. | 0,95 | 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) | |||
Бытовые приборы | |||
Городской транспорт | |||
Водопровод и канализация | |||
Мелкомоторная нагрузка | |||
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 | |||
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 б, % | |
Донецкий энергетический уголь | Киевэнерго | 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 | ±Д | |
1. Выработка электрической энергии | % | — 2 | |
2. Отпуск электрической энергии | % | — 2,5 | |
3. Удельный расход топлива на отпуск электрической энергии, | |||
4. Цена 1 т.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:
1. Основные отрасли промышленности (включая производственное освещение)
2. Бытовое освещение (квартиры, общественные учреждения, улицы)
3. Бытовые электрические приборы
4. Элекрифицированный городской транспорт
5. Водопровод и канализация
6. 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 | 32,85 | |||||||||
21,95 | 1,098 | 23,05 | ||||||||
9,613 | 0,192 | 9,805 | ||||||||
Город | 236,5 | 88,92 | ||||||||
14,67 | ||||||||||
27,5 | 5,5 | |||||||||
38,5 | 9,625 | |||||||||
16,5 | 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 | |||||||||||||
1. Освещение | ||||||||||||||
2. Бытовые приборы | ||||||||||||||
3. Городской транспорт | ||||||||||||||
4. Водопровод и канализация | ||||||||||||||
5. Мелкомоторная нагрузка | ||||||||||||||
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 | 2-я смена | ||||||||||
6−8 | 14−16 | 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 | 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-50−90×2шт и К-50−90×2шт | ПТ-50−90×2шт и Т-50−90×2шт | |
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 | 0,69 | ||||
Февраль | 0,67 | ||||
Март | 0,65 | ||||
Апрель | 0,63 | ||||
Май | 0,61 | ||||
Июнь | 0,58 | ||||
Июль | 0,62 | ||||
Август | 0,65 | ||||
Сентябрь | 0,68 | ||||
Октябрь | 0,71 | ||||
Ноябрь | 0,74 | ||||
Декабрь | 0,77 | ||||
Итого за год: Эгод =1 168 128 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, Дi — 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:
1 Вариант: 3хБКЗ-420 и 2хБКЗ-220.
2 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 | ||||||
Заданная | 100 т/ч | 200 т/ч | ||||
1. ПТ-50−90 | ||||||
2. ПТ-50−90 | ||||||
1. К-50−90 | ; | ; | ; | ; | ||
2. К-50−90 | ; | ; | ; | ; | ||
Вариант 2 | ||||||
Заданная | 100т/ч | 200т/ч | ||||
1. ПТ-50−90 | ||||||
2. ПТ-50−90 | ||||||
1. Т-50−90 | ; | ; | ||||
1. Т-50−90 | ; | ; | ||||
Годовой расход пара из отбора одной турбины определяется как:
где, и — часовые расходы пара из отопительного и производственного отборов одной турбины.
Пример: Вариант 1:
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 150 000 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: фэ=3 у.е./1кВтч, тариф на тепловую энергию: фq=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 | ||||||||||||
Операционная деятельность | ; | ; | ; | 1 009 514,4 | 1 009 514,4 | 1 009 514,4 | 1 009 514,4 | 1 009 514,4 | 1 009 514,4 | |||
1.1 | Объём продаж | 0,8 | ||||||||||
Отпуск эл.эн. Эотп | ; | ; | ; | |||||||||
Отпуск тепл.эн. Qотп | ; | ; | ; | |||||||||
1.2 | Цена продаж | |||||||||||
Тариф на эл.эн. фэ = 3 у.е./1кВтч | ||||||||||||
Тариф на тепл. эн. фq = 1000 д.е./Гкал | ||||||||||||
1.3 | Выручка от продаж | ; | ; | ; | 3 429 907,2 | |||||||
1.4 | Суммарные издержки | ; | ; | ; | ||||||||
1.4.1 | Переменные издержки Ит | ; | ; | ; | ||||||||
1.4.2 | Амортизац. отчисления Иам | ; | ; | ; | ||||||||
1.4.3 | Прочие постоянные издержки | ; | ; | ; | ||||||||
1.5 | Прибыль балансовая | ; | ; | ; | 242 066,2 | |||||||
1.6 | Налоги 0,2 п 1.5 | 48 413,2 | 219 908,6 | 219 908,6 | 219 908,6 | 219 908,6 | 219 908,6 | 219 908,6 | ||||
1.7 | Прибыль чистая | ; | ; | ; | 879 634,4 | 879 634,4 | 879 634,4 | 879 634,4 | 879 634,4 | 879 634,4 | ||
Инвестиционная деятельность К = Косн+Коб | 1 610 466,58 | ; | ; | ; | ; | ; | ; | |||||
2.1 | Затраты на приобретение внеоборотных активов Косн | ; | ; | ; | ; | ; | ; | |||||
2.2 | Затраты на приобретение оборотных активов Коб | ; | ; | ; | ; | ; | ; | ; | ; | ; | ||
Таблица 15
Поток реальных денег варианта 2
№ | Наименование показателя | Значение показателя по годам, тыс. д.е. | ||||||||||
годы | ||||||||||||
Операционная деятельность | ; | ; | ; | 315 910,5 | 1 001 891,9 | 1 001 891,9 | 1 001 891,9 | 1 001 891,9 | 1 001 891,9 | 1 001 891,9 | ||
1.1 | Объём продаж | 0,8 | ||||||||||
Отпуск эл.эн. Эотп | ; | ; | ; | |||||||||
Отпуск тепл.эн. Qотп | ; | ; | ; | |||||||||
1.2 | Цена продаж | |||||||||||
Тариф на эл.эн. фэ = 3 у.е./1кВтч | ||||||||||||
Тариф на тепл. эн. фq = 1000 д.е./Гкал | ||||||||||||
Выручка от продаж | ; | ; | ; | 3 429 907,2 | ||||||||
1.4 | Суммарные издержки | ; | ; | ; | ||||||||
1.4.1 | Переменные издержки Ит | ; | ; | ; | ||||||||
1.4.2 | Амортизационные отчисления Иам | ; | ; | ; | 151 577,5 | 151 577,5 | 151 577,5 | 151 577,5 | 151 577,5 | 151 577,5 | 151 577,5 | |
1.4.3 | Прочие постоянные издержки | ; | ; | ; | ||||||||
1.5 | Прибыль балансовая | ; | ; | ; | 205 416,2 | |||||||
1.6 | Налоги 0,2 п 1.5 | 41 083,2 | 212 578,6 | 212 578,6 | 212 578,6 | 212 578,6 | 212 578,6 | 212 578,6 | ||||
1.7 | Прибыль чистая | ; | ; | ; | 850 314,4 | 850 314,4 | 850 314,4 | 850 314,4 | 850 314,4 | 850 314,4 | ||
Инвестиционная деятельность К=Косн+Коб | 1 827 441,6 | ; | ; | ; | ; | ; | ; | |||||
2.1 | Затраты на приобретение внеоборотных активов Косн | ; | ; | ; | ; | ; | ; | |||||
2.2 | Затраты на приобретение оборотных активов Коб | ; | ; | ; | 221 452,1 | ; | ; | ; | ; | ; | ; | |
электроэнергия мощность себестоимость рентабельность Показатели эффективности варианта 1:
Чистый дисконтированный доход ЧДД определяется по формуле:
где, ф — 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 = 2 547 000 тыс. д.е. > ЧДД2 = 1 466 000 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. Капитальные вложения | 1 610 466,6 | ; | ; | ; | ; | ; | |||||
2. Доход | 1 009 514,4 | 1 009 514,4 | 1 009 514,4 | 1 009 514,4 | 1 009 514,4 | ; | |||||
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 | ; | ; | ; | ; | ; | ||||||
5. Суммарные дисконтированные капитальные вложения нарастающим итогом | ; | ||||||||||
6. Дисконтированный доход | ; | ; | ; | ; | |||||||
7. Суммарный дисконтированный доход нарастающим итогом | ; | ; | ; | ; | |||||||
8. Чистый дисконтированный доход | — 320 804 | — 641 608 | — 962 412 | — 1 270 284 | — 1 000 934 | — 731 584 | — 462 234 | — 192 884 | ; | ||
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 | ; | ; | ; | ; | ; | ||||||
13. Дисконтированный доход | ; | ; | ; | ; | |||||||
14. Суммарные дисконтированные капитальные вложения нарастающим итогом | ; | ||||||||||
15. Суммарный дисконтированный доход нарастающим итогом | ; | ; | ; | ; | |||||||
16. Чистый дисконтированный доход | — 210 406 | — 420 812 | — 631 218 | — 838 702 | — 665 161 | — 491 620 | — 318 079 | — 144 538 | ; | ||
17. Индекс доходности | 1,013 | ||||||||||
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. | % | ||||||||
Котельный цех | 2674,578 | 16,254 | 140,267 | 2831,099 | 2697,370 | 95,0 | 133,729 | 5,0 | |||
Турбинный и электрический цехи | 11,61 | 109,096 | 120,706 | 120,706 | |||||||
Всего: | 2674,578 | 27,864 | 249,363 | 2951,805 | 2818,076 | 95,47 | 133,729 | 4,53 | |||
Общестанционные расходы | 10,836 | 62,341 | 151,249 | 224,426 | 214,260 | 10,166 | |||||
Итого затрат: | 2674,578 | 38,700 | 311,704 | 151,249 | 3176,231 | 3032,336 | 143,895 | ||||
Распределение затрат: | |||||||||||
на электроэнергию | 2697,370 | 25,841 | 208,132 | 100,993 | 3032,336 | ||||||
на теплоэнергию | 133,729 | 10,166 | 143,895 | ||||||||
Себестоимость единицы: | |||||||||||
электроэнергии, д.е./100кВтч | 230,9 | 2,2 | 17,8 | 8,7 | 259,6 | ||||||
Теплоэнергии, д.е./Гкал | 170,8 | 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 — 50 000 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: фэ = 519,2 д.е./100кВтч,
на теплоэнергию: фq = 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;
0,97 — 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 | |
Установленная мощность ТЭЦ | МВт | |||||
Состав оборудования (кол-во и тип турбин) | ПТ-50−90−2шт. К-50−90−2шт | ПТ-50−90−2шт. К-50−90−2шт | ||||
Число часов использования установленной мощности | ч/год | 5840,64 | +243,36 | |||
Удельные капиталовложения на 1кВт установленной мощности | тыс. д.е./кВт | +1082 | ||||
Численность персонала: · всего · эксплуатационного | человек | |||||
Основные фонды | тыс. д.е. | |||||
Оборотные фонды | тыс. д.е. | +19 899 | ||||
Фонд зарплаты | тыс. д.е. | |||||
Отпуск тепловой энергии | Гкал/год | |||||
Удельный расход топлива на отпущенное тепло | кг у.т./Гкал | 173,359 | 173,359 | |||
КПД ТЭЦ по отпуску тепла | % | |||||
Годовые издержки на теплоэнергию | тыс. д.е. | |||||
Себестоимость отпущенной, Гкал | д.е./Гкал | 183,7 | 183,7 | |||
Выработка электроэнергии | Млн. кВтч/год | 1168,128 | 1226,534 | +5% | ||
Отпуск электроэнергии ЭОТП | Млн. кВтч/год | 1051,315 | 1093,368 | +4% | ||
Расход электроэнергии на С.Н. | Млн. кВтч/год % | 116,813 | 133,166 10,857 | +16,353 +0,857% | ||
Удельный расход топлива на выработанный 1 кВтч | г. у.т./кВтч | +2 | ||||
Удельный расход топлива на отпущенный 1 кВтч | г. у.т./кВтч | +1 | ||||
Нормативный удельный расход топлива bН | г. у.т./кВтч | +2 | ||||
КПД ТЭЦ по отпуску электроэнергии | % | 1% | ||||
Цена 1 т.у.т. ЦТ | д.е./т.у.т. | |||||
Затраты на топливо | тыс. д.е. | +238 796 | ||||
Постоянные затраты | тыс. д.е. | |||||
Годовые издержки на электроэнергию | тыс. д.е. | +372 525 | ||||
Затраты на топливо, отнесенные на отпуск электроэнергии | тыс. д.е. | +372 545 | ||||
Постоянные расходы, отнесенные на отпуск электроэнергии | тыс. д.е. | -30 | ||||
Себестоимость отпущенного 1 кВтч СОТ | д.е/1 кВтч | 2,884 | 3,114 | +0,23 | ||
В том числе топливная составляющая СТ | д.е/1 кВтч | 2,544 | 2,808 | +0,264 | ||
Постоянная составляющая Спост | д.е/1 кВтч | 0,340 | 0,306 | — 0,036 | ||
Прибыль балансовая | тыс. д.е./год | — 10 291 | ||||
Рентные платежи Н1 | тыс. д.е. | |||||
Расчетная прибыль | тыс. д.е. | — 8233 | ||||
Налог на прибыль Н2 | тыс. д.е. | — 1647 | ||||
Чистая прибыль | тыс. д.е. | — 8644 | ||||
Фонд материального поощрения ФМП | тыс. д.е./год | 68,262 | ||||
Фондоотдача основных средств | отн.ед. | 4,505 | 4,673 | +0,168 | ||
Оборачиваемость оборотных средств | раз/год | 4,425 | 4,593 | +0,168 | ||
Длительность одного оборота | дней | — 3 | ||||
Производительность труда | тыс. д.е./чел | +412 | ||||
Фондовооруженность | тыс. д.е./чел | |||||
Фондоемкость | отн.ед. | 0,222 | 0,214 | — 0,008 | ||
Рентабельность производственных фондов: · по общей прибыли · по чистой прибыли | % % | — 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 электрои 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;
2. в величине затрат ресурсов на производство, т. е. себестоимости продукции;
3. 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 | |
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 | 20,02 | 6,52 | 26,54 | ||||
1-й излом | 0,352/0,392 | 51,7 | 6,52 | 58,22 | ||||
Макс. нагрузка | 0,392 | 51,7 | 41,8 | 93,5 | ||||
Зимний максимум нагрузки распределяется между агрегатами:
1. (ПТ-50) — 50 МВт
2 .(ПТ-50) — 50 МВт
3. (К-50) — 50 МВт
4. (К-50) — 50 МВт Летний максимум нагрузки распределяем между агрегатами:
1. (ПТ-50) — 50 МВт
2. (ПТ-50) — 50 МВт
3 .(К-50) — 25 МВт
4. (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.
3. Коршунова Л. А. Планирование на предприятиях электроэнергетики / Л. А. Коршунова, Н. Г. Кузьмина. — Томск: Изд-во ТПУ, 2011. — 180 с.