Планирование на энергетических предприятиях

Планирование на энергетических предприятиях

СОДЕРЖАНИЕ

Исходные данные

1. Планирование мощности энергетических предприятий

2.     Планирование годового графика ремонта основного оборудования электростанций

3. Суточные графики нагрузок

4.   Планирование режимов работы электростанций энергосистемы

5.     Планирование месячной выработки электроэнергии и отпуска тепла электростанциями энергосистемы

.       Разработка топливного баланса энергетической системы

.       Планирование себестоимости

7.1 Характеристика производственных затрат на энергетических предприятиях

7.2   Калькуляция себестоимости энергии на КЭС

.3     Калькуляции себестоимости энергии на ТЭЦ

Список литературы

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Таблица 1 - Состав и мощность оборудования, установленного на электростанциях.

Таблица 2 - Суточные максимумы электрических нагрузок.

Таблица 3 - Энергетические характеристики турбоагрегатов.

Т - 180 - 130  Гкал/ч.

ПТ - 50 - 130/7  Гкал/ч.

 Гкал/ч.

Таблица 4 - Капитальные вложения в КЭС, отнесенные на один блок, млн. руб.

Таблица 5 - Капитальные вложения на одну турбину, млн. руб.

Таблица 6 - Капитальные вложения на один паровой котел, млн.руб.

Таблица 7 - Штатные коэффициенты промышленно - производственного персонала, чел/МВт

1.  
Планирование мощности энергетических предприятий

Установленная мощность энергосистемы рассчитывается на основе индивидуального задания как сумма установленных мощностей отдельных входящих в нее электростанций:

(1)

где m - количество электрических станций; - мощность электростанции, МВт.

Установленная мощность каждой электростанции определяется как сумма номинальных мощностей ее турбогенераторов:

(2)

где  - единичная мощность турбоагрегата, МВт;  - количество турбоагрегатов.

 = 300 · 3 + 160 · 4 + 180 + 50 · 2 + 300 = 2120 МВт

Снижение установленной мощности до располагаемой мощности может быть вызвано различными причинами:

ü Из-за несоответствия между отдельными элементами электростанции (так называемые «разрывы мощности»). Эти несоответствия могут приводить к постоянному снижению располагаемой мощности электростанций, например, на тепловых электростанциях вследствие ограниченной паропроизводительности котельных агрегатов, конструктивных недоработок паротурбинного оборудования.

ü Так называемые «режимные и технологические ограничения» мощности, имеющие временный локальный характер и вызываемые отклонениями фактических условии эксплуатации электростанций от проектных, в связи, например, с ухудшением качества топлива, повышением температуры охлаждающей воды, колебаниями уровней водохранилищ ГЭС при изменении водности, недостаточности тепловыми нагрузками (для турбин с противодавлением), либо превышением по сравнению с проектными отборов пара на теплофикационных электростанциях, приводящих к снижению их электрической мощности, и, наконец, в связи с ограниченной пропускной способностью сетевых связей для выдачи мощности электростанций в энергосистему.

ü Недоиспользование мощности ГЭС в маловодный период. Суммарное снижение мощности по энергосистеме составит:

(3)

где- снижение мощности на i -ом агрегате.

При расчете располагаемой мощности в курсовой работе учитывается снижение мощности конденсационных турбоагрегатов в летние месяцы (июнь, июль, август) в связи с повышением температуры охлаждающей воды и за счет этого ухудшение вакуума в конденсаторе. Величина снижения мощности за счет этого фактора в задании принимается 2% для чисто конденсационных турбин типа К.

МВт

Также принято, что мощность ГЭС в маловодный период года январь, февраль, декабрь будет снижена на 50 МВт.

Располагаемая мощность энергосистемы составит:

(4)

Диспетчерская потребная мощность складывается из мощности, необходимой для покрытия максимума нагрузки энергосистемы  и мощности эксплуатационного резерва(принимается наибольшая мощность 300 МВт):

 = +  (5)

МВт

Величина эксплуатационного резерва должна составлять не менее величины наиболее крупного агрегата в энергосистеме.

Диспетчерская располагаемая мощность равна располагаемой мощности за вычетом величины мощности, которая будет находиться в ремонте в данном месяце:

=  - (6)

МВт

Необходимым условием баланса производственной мощности энергосистемы должно быть равенство или превышение диспетчерской располагаемой мощности по сравнению с диспетчерской потребной:

 (7)

Ремонтный резерв мощности энергосистемы в основном образуется за счет сезонного снижения максимума нагрузки энергосистем в есеннее-летний и осенний периоды года.

Ремонтный резерв энергосистемы определяется как разность располагаемой мощности и диспетчерской потребной мощности:

 (8)

МВт

Рабочая мощность определяется как разность располагаемой диспетчерской мощности и расчетного эксплуатационного резерва энергосистемы:

 (9)

МВт

Подтверждением правильность составления годового графика ремонта оборудования в пределах располагаемого ремонтного резерва энергосистемы будет являться следующее уравнение:

 (10)

Результаты расчетов по всем месяцам приведены в Таблице 8.

Таблица 8 - Производственная мощность энергосистемы с учетом графика ремонта основного оборудования, МВт

23123

Мощность	Месяцы планового года
	январь			февраль			март			апрель			май			июнь			июль			август			сентябрь			октябрь			ноябрь		декабрь
	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1
Установленная мощность 2120
2120			2120			2120			2120			2120			2120			2120			2120			2120			2120			2120
Неиспользуемая мощность 50	50			0			0			0			31			31			31			0			0			0			50
Располагаемая мощность 2070	2070			2120			2120			2120			2089			2089			2089			2120			2120			2120			2070
Максимум электрической нагрузки 1879	1782			1591			1383			1310			1231			1253			1332			1525			1632			1901			1976
Эксплуатационный резерв 300	300			300			300			300			300			300			300			300			300			300			300
Диспетчерская потребная мощность 2179	2082			1891			1683			1610			1531			1553			1632			1825			1932			2201			2276
Ремонтный резерв энергосистемы -109	-12			229			437			510			558			536			457			295			188			-81			-206

00000

2.   Планирование годового графика ремонта основного оборудования электростанций

В задачу планирования ремонтов входит такое распределение их во времени, чтобы создать наиболее благоприятные условия для производства этих ремонтов и вместе с тем обеспечить на протяжении года достаточный, особенно в период прохождения годового максимума, оперативный резерв.

Следовательно, годовой график ремонта основного оборудования энергосистемы должен быть составлен таким образом, чтобы в каждом месяце планового года снижение мощности в результате вывода в ремонт агрегатов не превышало располагаемого ремонтного резерва энергосистемы.

При составлении графика ремонта в курсовой работе принимаются следующие условия:

·    периодичность капитального ремонта всех энергоблоков 2 года;

·    длительность капитального ремонта энергоблока 300 МВт 60 дней, а для остальных 30 дней;

·    длительность расширенного текущего ремонта принимается 20 дней;

·    количество и продолжительность обычных текущих ремонтов для всех агрегатов принимается два по 10 дней каждый.

Подтверждением правильности составления годового графика ремонта оборудования в пределах располагаемого ремонтного резерва энергосистемы является следующее уравнение:

 (11)

Годовой график ремонта основного оборудования также представлен в Таблице 8.

3.  
Суточные графики нагрузок

Графики тепловых и электрических нагрузок строятся в зависимости от времени по параметрам отпускаемого тепла и видам теплоносителей в соответствии с исходными данными.

Таблица 9 - Суточный график электрической нагрузки.

Рисунок 1 - График электрической нагрузки.

Таблица 10 - Суточный график тепловой нагрузки в паре.

Номинальная мощность производственного отбора:  Гкал/ч

Рисунок 2 - График тепловой нагрузке в паре.

Таблица 11 - Суточный график тепловой нагрузки в горячей воде

Номинальная мощность теплофикационного отбора:

 Гкал/ч

Рисунок 3 - График тепловой нагрузке в горячей воде

4. Планирование режимов работы электростанций энергосистемы

Планирование режимов работы электростанций энергосистемы производится на основании распределения электрической нагрузки между электрическими станциями энергосистемы для каждого месяца планового года.

Электрическая нагрузка энергосистемы распределяется с учетом величины производственной мощности, эксплуатационных свойств и экономичности отдельных электростанций, входящих в энергосистему. В качестве критерия экономичного распределения электрической нагрузки принимается тепловая экономичность, обеспечивающая минимальный расход условного топлива по энергосистеме в целом при покрытии заданного графика нагрузки. Тепловая экономичность энергосистемы достигается распределением электрической нагрузки по методу относительных приростов, условием которого является равенство относительных приростов энергетических характеристик отдельных электростанций, входящих в энергосистему, некоторой минимальной величине для каждого определенного диапазона нагрузки энергосистемы:

 (12)

Область применения метода относительных приростов распространяется на мощность электростанций с чисто конденсационными агрегатами, а также на свободную конденсационную мощность ТЭЦ.

Экономичное распределение электрической нагрузки может быть произведено с помощью диспетчерских таблиц. Диспетчерские таблицы загрузки электростанций строятся по возрастающим значениям относительных приростов расхода топлива  и содержат соответствующие значения мощности отдельных станций и энергосистемы.

В экономичном распределении нагрузки, условием котором является обеспечение минимального расхода топлива по энергосистеме при покрытии заданного графика нагрузки, участвует также ГЭС. Участие ГЭС в покрытии нагрузки энергосистемы должно обеспечивать:

·    заданный циклом регулирования пропуск воды через турбины ГЭС;

·    максимальное участие ГЭС в покрытии пика электрической нагрузки энергосистемы;

·    заданный постоянный пропуск воды в нижний бьеф по условиям водоиспользования гидрокомплекса.

В курсовой работе принимается, что мощность ГЭС, развиваемая за счет постоянного пропуска воды в нижний бьеф, исходя из требований водоиспользования гидроксомплекса, составляет 65% установленной мощности ГЭС. Остальная мощность ГЭС используется для покрытия максимума нагрузки и частотного резерва энергосистемы.

Таким образом, в базисной части графика нагрузки размещается вынужденная мощность электростанций, определяемая:

·    для КЭС - величиной технического минимума нагрузки их агрегатов;

·    для ТЭЦ - величиной вынужденной мощности, которая состоит из теплофикационной мощности, определяемой величиной тепловой нагрузки, и вынужденной конденсационной мощности, определяемой величиной вентиляционного пропуска пара в цилиндр низкого давления;

·    для ГЭС величиной мощности, определяемой постоянным пропуском воды в нижний бьеф.

Распределение тепловой нагрузи между турбоагрегатами производится, на основе уравнений энергетических характеристик.

Распределение заданных графиков тепловых нагрузок в паре и горячей воде между соответствующими отборами находящихся в работе турбин осуществляется в порядке уменьшения показателя частичной удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении, представленном в энергетической характеристике турбин (Таблица 3).

Распределение тепловой нагрузки ТЭЦ между теплофикационными отборами нужно начинать с группировки турбин по величине давления в отборе. Тепловая нагрузка в паре покрывается из отбора турбины ПТ. Тепловая нагрузка в горячей воде может быть покрыта из отбора турбины Т и из второго отбора турбины ПТ.

В часы с пониженной тепловой нагрузкой распределение производят либо равномерно между отборами всех работающих турбин, либо покрывают её за счёт загрузки отборов меньшего числа турбоагрегатов, При этом загрузка отбора не должна быть менее 20 - 25 % от расчетного (номинального) значения отбора.

Распределение тепловой нагрузки между агрегатами в период, когда все турбины в рабочем состоянии, приведено в таблице 12.

Таблица 12 - Распределение тепловой нагрузки, Гкал/ч

Теплофикационная нагрузка рассчитывается на основе распределения тепловой нагрузки для каждого турбоагрегата. Результат расчетов в таблице 13.

Часы     Турбоагрегат Т-180-130 ЧасыТурбоагрегат ПТ-50-130/7

При распределении графиков электрической нагрузки необходимо учитывать минимальную нагрузку (технический минимум) теплофикационных и конденсационных турбин (табл.14).

Таблица 14 - Технический минимум конденсационных и теплофикационных агрегатов, МВт

электростанция топливный себестоимость нагрузка

Построение диспетчерской таблицы (табл. 15) осуществляется в следующей последовательности:

·    для каждого интервала времени (с 0 - 8 ч, с 8-18 ч и с 18 - 24 ч) относительные приросты топлива располагаются в порядке возрастания;

·    в базисной части графика нагрузки располагается технический минимум электростанции (КЭС и ТЭЦ), теплофикационная нагрузка, приведенные в табл.13,14, нагрузка ГЭС, определяемая постоянным пропуском воды в нижний бьеф. Таблица 15 - Диспетчерская таблица

Пояснения к таблице 15: анализ относительных приростов показал, что КЭС №2 (4ЧК - 160 - 130) имеет наименьший относительный прирост 0,212, тогда можно сделать вывод о том, что разумно загрузить сначала КЭС №2. Загружаем до излома только на одной станции (рис.4), в остальных нагрузка повторяется.

Рисунок 4 -

Экономическая нагрузка конденсационных агрегатов принимается равной 75 % от установленной мощности станции, Рэк=0,75 · 640 = 480 МВт

Минимальная нагрузка ГЭС принимается равной 70 % от установленной мощности. РminГЭС=0,70 · 300 МВт = 210 МВт

РminКЭС = Ртех.min · количество турбин станции

Турбины типа Т и ПТ на ТЭЦ №3 несут в себе конденсационную и теплофикационную нагрузку, поэтому необходимо найти минимальную вынужденную нагрузку для ТЭЦ.

Таблица 16 - Расчет минимальной вынужденной нагрузки для ТЭЦ

Распределение заданной нагрузки между электрическими станциями производится на основе диспетчерской таблицы. Нагрузка энергосистемы в соответствии с заданием составляет:

с 0 до 8 часов 1270 МВт

с 8 до 18 часов 1890 МВт

с 18 до 24 часов 1500 МВТ.

В соответствии с характеристиками относительных приростов суммарная нагрузка распределяется между тепловыми электростанциями и ГЭС, работающей в базисной зоне графика нагрузки:

- 8 ч Д = 1270 - 1162 = 108 МВт

- 18 ч Д = 1890 - 1806 = 84 МВт

-24 ч Д = 1500 - 1157 = 343 МВт

с 0 до 8 часов

КЭС № 1 270 МВт

КЭС № 2 480 + 108 = 588 МВт

ТЭЦ 202,18 МВт

ГЭС 210 МВт

с 8 до 18 часов

КЭС № 1 900 МВт

КЭС № 2 480 + 84 = 564 МВт

ТЭЦ 216,3 МВт

ГЭС 210 МВт

с 18 до 24 часов

КЭС № 1 270 + 343 = 613 МВт

КЭС № 2 480 МВт

ТЭЦ 197 МВт

ГЭС 210 МВт

5. Планирование месячной выработки электроэнергии и отпуска тепловой энергии

Планирование выработки электроэнергии и отпуска тепла каждой электростанций энергосистемы производится на основании распределения электрической и тепловой нагрузки между станциями энергосистемы и в соответствии с этими заданными графиками нагрузок. Выработка электроэнергии и отпуска тепла энергосистемы определяется как сумма соответствующих выработок и отпуска тепловой энергии отдельными электростанциями.

На основании распределения нагрузки энергосистемы между электростанциями, исходя из данных диспетчерской таблицы, суточная выработка электроэнергии рассчитывается:

где − выработка электрической энергии - й электрической станцией, МВт.ч;

где  − нагрузка  - го турбоагрегата, МВт;  − отрезок времени, в течении которого нагрузка остается постоянной, час.

Отпуск тепла в паре и горячей воде за сутки определяется по формулам:

При определении месячной выработки электроэнергии и отпуск тепла электростанциями энергосистемы принимается, что суточные графики электрической и тепловой нагрузок для всех дней данного месяца остаются без изменений.

Месячная выработка электроэнергии равна:

где  − количество дней в периоде;

Месячный отпуск тепла:

WСУТ = 1270 ∙ 3 + 1890 ∙ 10 + 1500 ∙ 6 = 38060 МВт∙ч

WМЕС = 38060 ∙ 31= 1179860 МВТ∙ч

ЧПТ - 50 - 130/7

QСУТпар = 2 ∙ (50,4 ∙ 8 + 58,8 ∙ 10 + 48,3 ∙ 6) = 2562 Гкал∙ч

QСУТгор.вода = 2 ∙ (9 ∙ 8 + 29 ∙ 10 + 9 ∙ 6) = 868 Гкал∙ч

Т - 180 - 130

QСУТгор.вода = 213∙ 8 + 240 ∙ 10 + 206 ∙ 6 = 5340 Гкал∙ч

QМЕСпар= 2562 ∙ 31 = 79422 Гкал∙ч

QМЕСгор.вода = (5340 + 868) ∙ 31 = 192448 Гкал∙ч

КЭС №1 (3ЧК - 300 - 240)

WМЕС = (270 · 8 + 900 · 10 + 613 · 6) · 31 = 396180 МВт·ч

КЭС №2 (4ЧК - 160 - 130)

WЭК = 480 · 24 · 31 = 357120 МВт·ч

WМЕС = (588 · 8 + 564 · 10 + 480 · 6) · 31 = 409944 МВт·ч

WМЕС - WЭК = 409944 - 357120 = 52824 МВт·ч

ТЭЦ №3

Т - 180 - 130

·    теплофикационная выработка

т = (Рт1·8+Рт2·10+Рт3·6)·31 = (144,48·8+164,38·10+139,3·6)·31 = 112698,64 Гкал·ч

·    конденсационная выработка

Wк = Рmin·24·31 = 15,62·24·31 = 11621,28 МВт·ч

∑W = (Wк + Q)·

количество турбин = 112698,64 + 11621,28 = 124319,92

ЧПТ - 50 - 130/7

·    теплофикационная выработка

т = (Рт1·8+Рт2·10+Рт3·6)·31 = (14,4·8+29,626·10+13,7·6)·31 = 15433,66 Гкал·ч

·    конденсационная выработка

к = Рmin·24·31 = 6,64·24·31 = 4940,16

∑W = (Wк + Q)·количество турбин = (15433,66 + 4940,16) ·2 = 40747,64

Всего по ТЭЦ:

WТЭЦ = 124319,92 + 40747,64 = 135195,96

РminТЭЦ = 15,62 + 6,64 · 2 = 28,9

WМЕСт = ( (144,48 + 14,4 · 2) · 8 + (164,38 + 29,626 · 2) · 10 + (139,3 + 13,7 · 2) · 6) · 31 = 143565,96

WМЕСк = 28,9 · 24 · 31 = 21501,6

6.  
Разработка топливного баланса энергосистемы

Топливный баланс электростанций и энергосистемы представляет собой баланс отдельных видов топлива. Он определяет в расходной части для отдельных станций расход условного топлива и необходимое количество натурального топлива для выполнения производственной программы по выработке электроэнергии и отпуску тепла, а в приходной - покрытие этой потребности определенными видами натурального топлива.

Исходными данными для расчета топливного баланса электростанции являются:

·    план выработки и отпуска электрической энергии с шин электростанций;

·    план отпуска тепловой энергии с коллекторов электростанций;

·    нормативные удельные расходы топлива на производство электрической и тепловой энергии;

·    теплота сгорания (тепловые эквиваленты) расходуемого на электростанции отдельных видов натурального топлива.

Расход условного топлива на выработку электроэнергии электростанциями определяется по преобразованным расходным энергетическим характеристикам соответствующих турбоагрегатов:

Для теплофикационных агрегатов:

,

где  − расход условного топлива агрегатом на выработку электроэнергии, тут;  − часовой расход условного топлива на холостой ход, т у.т. / ч;  − время работы агрегата в течение рассматриваемого календарного периода, ч;  − выработка электроэнергии агрегатом в экономической зоне за календарный период, МВт.ч;  − выработка электроэнергии за календарный период, МВт. ч;  - выработка электроэнергии по теплофикационному циклу, МВт.ч; ` − относительный прирост расхода условного топлива в зоне экономической нагрузки, ту.т./МВт.ч;  − относительный прирост расхода условного топлива за пределами зоны экономической нагрузки, т у.т. / МВт.ч;  − относительный прирост расхода условного топлива по конденсационному циклу, т у.т. / МВт.ч; − относительный прирост расхода условного топлива по теплофикационному циклу, т у.т ./ МВт.ч

Для расчета расхода условного топлива по расходным энергетическим характеристикам необходимо определить выработку:

для КЭС электроэнергии в зоне экономической нагрузки и за пределами экономической нагрузки ( в зоне перегрузки),

для ТЭЦ по конденсационному и теплофикационному циклу.

КЭС №1

= 7,5 ∙ 3 ∙ 744 + 0,293 ∙ 396180 = 132820 т.у.т

КЭС №2

= 3,39 ∙ 4 ∙ 744 + 0,212 ∙ 357120 + 0, 302 ∙ 52824 = 101750,93 т.у.т

ТЭЦ №3

Т - 180 - 130

 = 7,2 ∙ 744 + 0,294 ∙ 21501,6 + 0, 139 ∙ 143565,96 = 31633,94 т.у.т

ПТ - 50 - 130/7

 = 1,9 ∙ 744 + 0,319 ∙ 4940,16 + 0, 139 ∙ 497,86 = 3058,7 т.у.т

для всех ПТ: 3058,7 ∙ 2 = 6117,4 т.у.т

Всего по ТЭЦ:  = 31633,94 + 6117,4 = 37751,34 т.у.т

По всей ЭЭС:  = 132820 + 101750,93 + 37751,34 = 272322,27 т.у.т

КЭС №1

W = 396180 МВт∙ч

Wсн = 396180 ∙ 0,07 = 27732,6 МВт∙ч

Wотп = W-Wсн = 396180 - 27732,6 = 368447,4 МВт∙ч

bээ = (132820/368447,4) ∙ 1000 = 360,49 т.у.т/МВт∙ч

КЭС №2

W = 409944 МВт∙ч

Wсн = 409944 ∙ 0,07 = 28696,08 МВт∙ч

Wотп = W-Wсн = 409944 - 28696,08 = 381247,92 МВт∙ч

bээ = (101750,93/381247,92) ∙ 1000 = 266,89 т.у.т/МВт∙ч

ТЭЦ №3

W = (202 ∙ 8 +216 ∙ 10 + 197 ∙ 6) ∙ 31 = 153698 МВт∙ч

Wсн = 153698 ∙ 0,10 = 15369,8 МВт∙ч

Wотп = W-Wсн = 153698 - 15369,8 = 138328,2 МВт∙ч

bээ = (37751,34/138328,2) ∙ 1000 = 272,9 т.у.т/МВт∙ч

Месячный расход условного топлива на отпуск тепла в горячей воде и паре равен:

,

где  - КПД котельной установки (0,90); -КПД теплового потока (0,96-0,98)

 т.у.т

bээ = (44488,6/271870) ∙ 1000 = 164 т.у.т/МВт∙ч

Всего расход условного топлива по ТЭЦ на выработку электроэнергии и отпуск тепла:

Расход условного топлива по энергосистеме включает суммарный расход топлива КЭС и ТЭЦ месяц:

.

В приходной части топливного баланса определяется потребность электростанций системы в отдельных видах натурального топлива, необходимого для выполнения производственной программы по выработке электроэнергии и отпуску тепла.

Потребность в натуральном топливе определяется по формуле:

где  - низшая теплотворная способность топлива, Гкал / кГ.

= 37751,34 + 44488,6 = 82239,94 т.у.т

= 132820 + 101750,93 + 82239,94 = 316810,87 т.у.т

= 316810,87 ∙ (7000/3700) = 599372 т.н.т

Топливный баланс энергосистемы приводится в табл.17.

Таблица 17 - Топливный баланс энергосистемы на январь 2011 года.

На основании топливного баланса составляется сводный план топливоснабжения электростанций энергосистем.

7. Планирование себестоимости электрической и тепловой энергии

.1 Характеристика производственных затрат на энергетических предприятиях

Исходя из особенностей энергетического производства устанавливается следующая группировка по калькуляционным статьям затрат на производство электрической и тепловой энергии:

1.   Топливо на технологические цели

2.   Вода на технологические цели

.     Заработная плата рабочих

.     Страховые взносы с заработной платы производственных рабочих

.     Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования

.     Цеховые расходы

.     Общехозяйственные расходы

По статье 1 «Топливо на технологические цели» отражается стоимость технологического топлива, расходуемого непосредственно на производство электрической и тепловой энергии. Израсходованное на производство топливо расценивается по средневзвешенной цене франко-станция назначения.

В стоимость топлива франко-станция назначения входит стоимость топлива по договорной цене, железнодорожный тариф и другие расходы до пункта назначения.

На тепловых электростанциях по статье «Вода на технологические цели» учитываются затраты на воду, расходуемую на питание котлов, гидрозолоудаление и золоулавливание, пополнение системы теплофикации и отпуска горячей воды, охлаждение трансформаторов и другие цели, связанные с технологией производства электрической тепловой энергии.

По этой же статье учитываются расходы по химводоочистке (химического цеха), в состав которых входят заработная плата персонала с отчислениями на страховые взносы, химические реактивы, материалы и другие расходы, осуществляемые для организации технологического процесса химической очистки воды.

По статье «Заработная плата рабочих» учитывается основная и дополнительная заработная плата производственных рабочих, непосредственно участвующих в технологическом процессе производства энергии, а также оплата труда других категорий работников, непосредственно занятых в основном производстве: дежурных инженеров станции, начальников смен и всего дежурного (вахтенного) персонала.

Страховые взносы с заработной платы производственных рабочих учитывают отчисления в пенсионный фонд, социальное страхование, на обязательное медицинское страхование, предусмотренные действующим законодательством.

К статье «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования» относятся амортизация, затраты по содержанию и ремонту производственного оборудования цехов, прочие расходы не предусмотренные в других статьях.

В состав статьи «Цеховые расходы» включают затраты по обслуживанию цехов и управлению ими: заработная плата и страховые взносы с заработной платы аппарата управления цехом, амортизация и затраты по содержанию и ремонту зданий и инвентаря общецехового назначения.

По статье «Общехозяйственные расходы» учитывают расходы на управление предприятием

Для разработки плана по себестоимости электрической и тепловой энергии и тепла в курсовой работе используется укрупнённый способ расчёта основных технико-экономических показателей.

7.2 Калькуляция себестоимости энергии на КЭС

При планировании себестоимости энергии на КЭС необходимо учитывать, что все затраты относятся на производство электроэнергии, а на ТЭЦ

затраты должны быть распределены между электрической и тепловой энергией по физическому методу.

Себестоимость единицы энергии рассчитывается по формуле, коп /кВт ч, руб./Гкал:

где - отпуск электрической энергии с шин;  - суммарный отпуск тепла в паре и горячей воде.

где  расход энергии на собственные нужды, % .

Для определения себестоимости производства энергии в курсовой работе подсчитываются следующие калькуляции: топливо на технологические цели ; заработная плата производственных рабочих ; страховые взносы с заработной платы производственных рабочих ; расходы по содержанию и эксплуатации оборудования , цеховые расходы ; общехозяйственные расходы .

КЭС №1 (3ЧК - 300 - 240)

1.   Wотп =368447,4 МВт·ч

2.   Топливо на технологические цели. На тепловых электростанциях затраты на топливо по удельному весу являются основными, они составляют до 60 % всех затрат (при дорогом топливе). Затраты на топливо  зависят от количества из расходованного топлива и его цены и составляют, руб.:

,

где  - расход натурального топлива, т н.т.;  - цена топлива с учетом доставки, руб./т н.т.;  - потери топлива в пути в пределах естественной убыли, %. Для КЭС нет потерь топлива в пути, т. к. они обычно расположены вблизи угольного разреза.

 руб.

3.   Заработная плата. Заработная плата производственных рабочих включает заработную плату рабочих и других категорий работников, непосредственно участвующих в технологическом процессе производства энергии, тыс. руб.

,

где  - среднемесячный фонд заработной платы одного работника;  -численность персонала.

,

где - штатный коэффициент, чел./МВт.

 чел

руб.

4.   Страховые взносы с заработной платы рабочих включают страховые взносы в пенсионный фонд, фонд медицинского страхования и в фонд социального страхования в соответствии законодательно установленными ставками:

где  - отчисления в пенсионный фонд;  - отчисления в фонд медицинского страхования;  - отчисления в фонд социального страхования.

руб.

.     Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования

где  - капитальные вложения в электростанцию; - норма амортизации;  - коэффициент, учитывающий затраты на проведение ремонтов оборудования;  - коэффициент, учитывающий затраты на содержание и эксплуатацию оборудования.

Капитальные вложения в КЭС определяют по формуле

где  - капитальные вложения, связанные с установкой головного и последующих блоков;  - коэффициент, учитывающий район размещения электростанции;  - коэффициент удорожания капитальных вложений на расчетный период.

 млн.руб.

 млн.руб.

6.   Цеховые расходы рассчитываются в размере 30-25 % от суммы расходов на зарплату, страховых взносов, затрат на ремонт оборудования и амортизации.

 руб.

7.   Общехозяйственные затраты можно принять в размере 22- 25% от суммы затрат на зарплату, страховых взносов с заработной платы, затрат на ремонт оборудования и амортизации.

 руб.

8.   В сумме затраты на КЭС №1 составляют:

9.    Себестоимость единицы энергии рассчитывается по формуле, коп /кВт·ч:

 коп /кВт·ч

КЭС №2 (4ЧК - 160 - 130)

Wотп =381247,92 МВт·ч

 руб.

 чел

 руб.

 руб.

1.   млн.руб.

 млн.руб.

 руб.

 руб.

 коп /кВт·ч

7.3 Калькуляция себестоимости энергии на ТЭЦ

Расчеты по калькулированию себестоимости на ТЭЦ с цеховой структурой управления выполняются в следующей последовательности:.       Определяют себестоимость производства энергии в разрезе статей калькуляции в целом по ТЭЦ..        Распределяют затраты по цехам (фазам производства) в процентном соотношении, приведенном в табл. 18..      Вычисляют себестоимость производства электрической и тепловой энергии на ТЭЦ по физическому методу.

ТЭЦ №3 (Т - 180 - 130 и 2ЧПТ - 50 - 130/7)

Wотп =138328,2 Гкал

 руб.

 чел

 руб.

Капитальные вложения в ТЭЦ определяют по формуле:

,

где  - капитальные вложения, отнесенные на один турбоагрегат соответственно головной и каждый последующий;  - капитальные вложения, отнесенные на один паровой котел, соответственно головной и каждый последующий.

 млн.руб.

 млн. руб.

 руб.

 руб.

Таблица 18 - Распределение затрат по цехам, руб.

Затраты, установленные по стадиям производства (табл. 18), распределяют между электрической и тепловой энергией следующим образом:

Список литературы

1 Организация, планирование и управление в энергетике: Учебник / Под. ред. В. Г. Кузмина. - М.: Высшая школа,1982.

2 Прузнер, С. Л. Организация, планирование и управление энергетическим предприятием: Учебник для энергетических спец. вузов / С. Л. Прузнер, А. Н. Златопольский, В. Г. Журавлев. - М.: Высшая школа, 1981. - 432 с.

3 Волькенау, А. Н. Экономика формирования электроэнергетических систем И. М. Волькенау, А. Н. Зейлигер, Л. Д. Хабачев. - М.: Энергия, 1981. - 420 с.