Содержание
Введение.....................................................................................................................

1 Расчет технико-экономических показателей в энергосистеме............................

1.1  Определение стоимости основных фондов в энергосистеме..........................

1.2  Суммарная приведенная мощность энергосистемы.........................................

1.3  Расчет показателей использования основных фондов электростанций.........

1.4  Годовой расход топлива на электростанциях и в энергосистеме в целом.....

1.5  Средневзвешенная величина удельного расхода топлива в энергосистеме.

1.6  Величина нормируемых оборотных фондов......................................................

1.7  Сумма реализации энергии в энергосистеме....................................................

1.8  Показатели использования оборотных фондов................................................

1.9  Расчет годовых эксплуатационных расходов....................................................

1.10 Расчет прибыли и рентабельности...................................................................

2 Расчет себестоимости электрической и тепловой энергии на ТЭЦ....................

2.1 Расчет затрат на топливо....................................................................................

2.2 Расчет затрат на заработную плату...................................................................

2.3 Расчет амортизационных отчислений................................................................

2.4 Расчет затрат на текущий ремонт и прочие затраты........................................

2.5 Распределение статей затрат по фазам производства....................................

2.6 Распределение цеховых затрат между двумя видами энергии.......................

2.8 Определение структуры себестоимости энергии..............................................

Заключение.................................................................................................................

Литература..................................................................................................................
Введение
Энергетическая служба призвана обеспечить не только надежное и качественное снабжение предприятия электроэнергией, но и осуществлять организационно-технические мероприятия по экономии энергоресурсов, способствовать внедрению достижений научно-технического прогресса в области промышленной энергетики. В состав энергосистемы, предлагаемой заданием на данную курсовую работу, входит четыре электрические станции (две станции конденсационного типа, две теплофикационного типа). Целью работы является расчет технико-экономических показателей: определение капитальных вложений в энергосистему, расхода топлива, себестоимости, прибыли, рентабельности и других показателей. С помощью этих показателей, их технико-экономического анализа, можно выявить факторы, которые влияют на величину рентабельности, прибыли, себестоимости, определить пути улучшения работы электростанции и энергосистемы в целом.
1 Расчет технико-экономических показателей в энергосистеме
таблица 1 - Структура энергосистемы

КЭС-1		КЭС-2
Nу	4000 МВт (8*500)	Nу	2100 МВт (7*300)
Эопт	26,8*109 кВт*ч	Эопт	11,2*109 кВт*ч
Цт	7 руб./т.у.т	Цт	10 руб /т.у.т
Bээ	339 г /кВт*ч	Bээ	241 г /кВт*ч
	каменный уголь		каменный уголь

ТЭЦ-1		ТЭЦ-2
Nу	455 МВт (I*ПТ-60+2*Т-110+1*Т* *175); 5*БКЗ-420	Nу	330 МВт (3*ПТ-60+3*Р-50); 3* 420+3*480
Эопт	2,565*109 кВт*ч	Эопт	1,91*109 кВт*ч
Qопт	14*106 ГДж	Qопт	6,09*106 ГДж
Цт	6 руб /т.у.т	Цт	12 руб /т.у.т
Вээ	220 г /кВт*ч	Вээ	169,5 г /кВт*ч
Bтэ	41,6 кг /ГДж	Bтэ	41,3 кг /ГДж

1.1 Определение стоимости основных фондов энергосистемы
Для определения стоимости блочных электростанций воспользуемся формулой:

Ккэс=К_{перв бл}+(n-1)К_{посл бл} , млн.руб.
где К_{перв бл} – полные капиталовложения в первый блок, включающие затраты в КЭС, зависящие от мощности КЭС в целом;

К_{посл бл} – капиталовложения в каждый последующий блок;

n – число блоков.

К1_кэс=(105,75+(8-1)*58,05)*500000=256 050 000 млн. руб.

К2_кэс=(68,1+(7-1)*36,2)*500000=142 650 000 млн. руб.
Для определения капиталовложений в неблочные ТЭЦ используют формулу:

i=2

nта

Ктэц=К_{ПЕРВ пг}+(n_ПГ -1)*К_ПОСЛпг+К_{ПЕРВтур}+å*К_{ПОСЛтурi} ,
где n_та – общее количество турбоагрегатов;

n_пг – общее количество неблочных парогенераторов;

К_{ПЕРВ пг} – капиталовложения в первый парогенератор;

К_ПОСЛпг – капиталовложения в последующий парогенератор;

К_{ПЕРВтур} – капиталовложения в первый турбоагрегат;

К_{ПОСЛтур} – капиталовложения в последующий турбоагрегат.
Для ТЭЦ-1:

К_{ПЕРВтур}=11,65 – пт-60                 5 блоков по 420 МВт

К_{ПОСЛтур}=8,56*2 – 2*Т-110            К_{ПЕРВ пг}=14,2

К_{ПОСЛтур}=14,0 – 1*т-175                К_ПОСЛпг=4*8,3

К1_ТЭЦ=(14,2+4*8,3+11,65+(8,56*2+14))*500000=45 085 000 млн. руб.
Для ТЭЦ-2:

К_{ПЕРВтур}=11,65 – пт-60                 блоки 3*420+3*480

К_{ПОСЛтур}=6,02*2 – 2*пт-60            К_{ПЕРВ пг}=9,2

К_{ПОСЛтур}=2,84*3 – 1*П-50             К_ПОСЛпг=2*6,48   К_ПОСЛпг=3*8,48

К2_ТЭЦ=(9,2+2*6,48+8,48*3+11,65+6,02*2+2,48*3)*500000=39 905 000 млн. руб.
Суммарная стоимость энергосистемы находится по формуле:

Кэн=Кэл.ст+Кэл.с+Кп/ст,

где Кэл.ст – стоимость основных фондов электростанции;

Кэл.с – стоимость электрических сетей.

Кп/ст – стоимость электрических подстанций.

Капитальные вложения в электрические сети Кэл.с принимаем равными 60% от капиталовложений в электрические станции системы. При этом можно принять, что стоимость основных фондов трансформаторных подстанций Кп/ст составляет 30% от стоимости всей электрической сети.

Кэл.ст=К1кэс+К2кэс+К1тэц+К2тэц;

Кэл.ст=256 050 000+142 650 000+45 085 000+39 905 000=483 690 000 млн.руб.

Кэл.с=60%*483 690 000/100=290 214 000 млн. руб.

Кп/ст=30%*290 214 000/100=87 064 200 млн. руб.

Кэн=483 690 000+290 214 000+87 064 200=860 968 200 млн. руб.
1.2 Сумарная приведеная мощность энергосистемы
Данная величина определяется по формуле:

N_ЭНприв=Nэн+å(ai-1)*Nуi+å(bj-1)*Nуj+0,01Н, МВт,

где Nэн – установленная мощность всех электростанций энергосистемы;

ai – коэффициент приведения i-ого типа электростанции: для КЭС aкэс=1, для ТЭЦ aтэц=1,2;

bj – коэффициент приведения j-ого вида топлива: для каменного угля bку=1,0; для бурого угля bбу=1,2; для мазута bм=0,9; для газа bг=0,7;

Nyi, Nyj – соответственно суммарная установленная мощность электростанций i-ого типа и электростанций, работающих на j-ом виде топлива;

Н – общее количество условных единиц в электрических сетях, причем 1 у.е соответствует стоимости основных фондов 10*10³ рублей, т.е.
Н=Кэл.с/10*10³, у.е.

Н=290 214 000*10⁶/10⁴=29 021 400 000 у.е.
100 у.е соответствует 1МВт, т.е. приведенная мощность электрических сетей:

N_{ЭЛ.С прив}=0,01*Н, МВт,

N_{ЭЛ.С прив}=0,01*29021,1*10⁶=290,214*10⁶ МВт.
Nэн=4000+2100+455+330=6885 МВт.

N_ЭНприв=6885+(1,2-1)*455+(1,2-1)*330+(1-1)*4000+(1-1)*2100+(1,2-1)*455+     +(0,9-1)*330+290,214*10⁶=290,2211*10⁶.
1.3 Расчет покателей использования основных фондов электростанций
Выполняется для всех электростанций.

а) Коэффициент экстенсивного использования для электростанций определяется так:

Кэ=å(Nномi*Трi) / å(Nномi*Ткi),

где Трi – время работы i-ого агрегата;

Ткi – календарное время нахождения i-ого агрегата в составе данной электростанции.

Для определения времени работы Трi надо знать, какие агрегаты станции и сколько времени проходят плановые ремонты в течение года. Для расчета можно принять, что каждый турбоагрегат станции в течение года проходит два текущих ремонта, а каждый второй или третий – капитальный ремнот. Тогда:

Трi=Ткал - (Ткрi+2*Ттр)*24=8760-(Ткрi+2*Ттр)*24

КЭС1: Трi=8760 – (38+2*7)*24=7512,

КЭС2: Трi=8760 – (35+2*6)*24=7632,

ТЭЦ1: Трi=8760 – (27+2*30+30)*24 – 2*24(5+2*6+6)=4848,

ТЭЦ2: Трi=8760 – (3*27+3*24)*24 - 2*24(3*5+3*5)=3648.
Кэ_кэс1=4000*7512/(4000*8760)=0,86; Кэ_кэс2=2100*7632/(2100*8760)=0,87

Кэ_тэц1=455*4848/(455*8760)=0,55; Кэ_тэц2=330*3648/(330*8760)=0,42.
б) Коэффициент интенсивного использования для станций определяется по формуле:

Ки=Эотп_ГОД /(åNномi*Трi(1-DЭcн%/100)),

где DЭсн% - процент расхода электроэнергии на собственные нужды электростанций.

КЭС1: Ки=26,8*10⁶ /(4*10³*7512*(1-4/100))=26 800 000 / 28846,08*10³=0,93

КЭС2: Ки=11,2*10⁹ /(2,1*10³*10³*7632*(1-4/100))=11 200 000 / 15354*10³=0,73

ТЭЦ1: Ки=2,565*10⁹ /(455*10³*4848*(1-6/100))=2,565*10³/2073,5=1,24

ТЭЦ2: Ки=1,91*10⁹/(330*10³*3648*(1-5/100))=1,91*10³/1143,65=1,67
При расчете Ки следует обратить внимание на то, что Эотп_ГОД  дана в кВт*ч, а мощность электростанции N дана в МВт*ч, поэтому МВт*ч перевести в кВт*ч.

Кполн=Кэ*Ки:

КЭС1: Кполн=0,86*0,93=0,8

КЭС2: Кполн=0,87*0,73=0,64

ТЭЦ1: Кполн=0,55*1,24=0,68

ТЭЦ2: Кполн=0,42*1,67=0,7.
в) Число часов использования установленной мощности электростанций:

hy=Эотп_ГОД /(Nуст*(1-DЭсн%/100)), час,

КЭС1: hy=26,8*10⁹/(4*10⁶*(1-4/100))=26800/3,84=6979,17

КЭС2: hy=11,2*10⁹ /(2,1*10⁶*(1-4/100))=11200/2,016=5555,6

ТЭЦ1: hy=2,565*10⁹ /(455*10³*(1-6/100))=5997,2

ТЭЦ2: hy=1,91*10⁹/(330*10³*(1-5/100))=6092,5.
г) Показатель фондоотдафи для ТЭЦ определяется по формуле:

Кф.о.=(Эотп_ГОД*Цээ+Qгод_ГОД*Цтэ)/Ктэц,

где Цээ – цена электроэнергии =14116 руб/кВт*ч;

Цтэ – цена теплоэнергии =793830,1 руб/ГКалл

так как Qгод_ОТП дано в ГДж, то необходимо Цтэ руб/ГКалл перевести в Цтэ руб/Гдж.

Для этого:

Цтэ=793830,1/4,19=189458,25 руб/ГДж.

ТЭЦ1: Кф.о.=2,565*10⁹*14116+14*10⁶*189458,25/(45 085 000*10⁶)=0,86

ТЭЦ2: Кф.о.=1,91*10⁹*14116+6,09*10⁶*189458,25/(39 905 000*10⁶)=0,7.
При расчете показателя фондоотдачи для КЭС второе слагаемое в числителе отпадает, поэтому показатель фондоемкости для КЭС рассчитывается по формуле:

Кф.о.=Эотп_ГОД*Цээ/Ккэс

КЭС1: Кф.о.=26,8*10⁹*14116/(256 050 000*10⁶)=1,48

КЭС2: Кф.о.=11,2*10⁹*14116/(142 650 000*10⁶)=1,108.
д) Фондоемкость определяется как обратная величина фондоотдачи:

Кф.е.=1/Кф.о.

КЭС1: Кф.е.=1/1,48=0,676

КЭС2: Кф.е.=1/1,108=0,9

ТЭЦ1: Кф.е.=1/0,86=1,163

ТЭЦ2: Кф.е.=1/0,7=1,43
е) Фондовооруженность на электростанциях определяется как частное от деления стоимости основных фондов на число работников.

Кф.в.=Кэл.ст. /Zперс=Кэл.ст. /Кшт*Nуст, руб./чел.

где Кшт – штатный коэфффициент, чел./МВт, его значения даны в приложении, табл. 6.7.

Кшт_КЭС1=0,22; Кшт_КЭС1=1,1

Кшт_КЭС2=0,38; Кшт_КЭС2=1.

КЭС1: Кф.в.=256 050 000*10⁶/(0,22*4000)=256,05*10⁹/(0,22*4)=290,97*10⁹ руб./ чел.

КЭС2: Кф.в.=142 650 000*10⁶/(0,38*2100)=142,65*10⁹/(0,38*2,1)-178,76*10⁹ руб./ чел.

ТЭЦ1: Кф.в.=45085*10⁹/(1,1*455)=0,09*10¹²=90079,9*10⁶; руб./чел.

ТЭЦ2: Кф.в.=39905*10⁹/(1*330)=120,9*10⁹=120924*10⁶ руб./чел.
1.4 Годовой расход топлива на электростанциях и в энергосистеме в целом
Годовой расход топлива на электростанциях, связанный с отпуском электрической и тепловой энергии может быть рассчитан по формулам:

Вээ_ГОД=by_ЭЭ*Эотп_ГОД

Втэ_ГОД=by_ТЭ*Эотп_ГОД

КЭС1: Bээ_ГОД=339*26,8*10⁹=9085,2*10⁹ г =9085,2*10⁶ кг

КЭС2: Вээ_ГОД=341*11,2*10⁹=3819,2*10⁹ г =3819,2*10⁶ кг

ТЭЦ1: Вээ_ГОД=220*2,565*10⁹ =564,3*10⁹ г =564,3*10⁶ кг

ТЭЦ2: Вээ_ГОД=169,5*1,91*10⁹=323,745*10⁶ г =323,7*10⁶ кг
Годовой расход топлива на каждой ТЭЦ определяется как сумма расходов на электрическую и тепловую энергию.

ТЭЦ1: Втэ_ГОД=41,6*14*10⁶=582,4*10⁶ кг

ТЭЦ2: Втэ_ГОД=6,09*10⁶*41,3=251,517*10⁶ кг

Втэц1_ГОД=564,3*10⁶+582,4*10⁶=1146,7*10⁶ кг

Втэц2_ГОД=323,7*10⁶+251,5*10⁶=575,2*10⁶ кг
Годовой расход топлива в энергосистеме определяется как сумма по всем электростанциям:

Вгод=åВээ_ГОД+åВтэ_ГОД

Вгод=9085,2*10⁶+3819,2*10⁶+1146,7*10⁶+575,2*10⁶=14626,3*10⁶ кг
1.5 Средневзвешенная величина удельного расхода топлива в энергосистеме
Для определения этой величины следует воспользоваться формулами:

by_ЭЭ=å(byi_ЭЭ*Эотпi_ГОД) / åЭотпi_ГОД, г.у.т./кВт*ч.

by_ТЭ=å(byi_ТЭ*Эотпi_ГОД) / åЭотпi_ГОД, кг.у.т./ГДж.

by_ЭЭ=(339*26,8*10⁹+11,2*10⁹*341+220*2,565*10⁹+169,5*1,91*10⁹)/(26,8*10⁹+ +11,2*10⁹+2,565*10⁹+1,91*10⁹)=13 792,445*10⁹/42,475*10⁹=324,72 г.у.т./кВт*ч.

by_ТЭ=(41,6*14*10⁶+41,3*6,09*10⁶)/(14*10⁶+6,09*10⁶)=833,9*10⁶/20,09*10⁶=41,51 кг.у.т./Гдж.
1.6 Величина нормируемых оборотных фондов Фоб_Н
Для величины нормируемых оборотных фондов по электростанциям следует принять запас топлива на них в размере полумесячного расхода. Остальные оборотные фонды (нормируемые) как по станциям,так и по сетям принять равными в размере 2% от стоимости основных фондов.

Фоб_Н=Фоб.топл_Н+0,02*Кэл=åЦтi*Вгодi/24+0,02(åКэл.ст.i+Кэл.с)

Фоб_Н=20*10⁶(9085,2*10³+3819,2*10³+1146,7*10³+575,2*10³)/24+0,02*773904000*10⁶=12188,583*10⁹+15478,08*10⁹=27666,663*10⁹ руб.
1.7 Сумма реализации энергии в энергосистеме
Сумма реализации определяется по формуле:

D=Спр*Эпр+Скб*Экб+Стр*Этр+Ссх*Эсх+Стэ*Qотп_ГОД

где Спр, Скб, Стр, Ссх – соответственно средняя цена 1кВт*ч для промышленных, коммунально-бытовых, транспортных и сельскохозяйственных потребителей.

Спр =20716 руб/кВт*ч

Скб=1260 руб/кВт*ч

Стр=14736 руб/кВт*ч

Ссх=11122 руб/кВт*ч

Стэ – средний тариф на тепловую энергию.

Стэ=189458,25 руб/ГДж.

Эпр, Экб, Этр, Эсх – потребление электроэнергии промышленными, коммунально-бытовыми, транспортными, сельскохозяйственными потребителями.

Эпр=60%

Экб=20%

Этр=10%

Эсх=10% - от сумарного полезного потребления.
Потери в сетях принимаются в пределах DЭпс%=10% от сумарного отпуска энергии в сеть энергосистемы åЭотп_ГОД.

åЭотп_ГОД=(26,8+11,2+2,565+1,91)*10⁹=42,475*10⁹ кВт*ч.

Эпс=10%*42475*10⁹/100=4,2475*10⁹ кВт*ч
Суммарное полезное электропотребление в сетях (с учетом потерь энергии) Эпол_ГОД:

Эпол_ГОД=42,475*10⁹-4,2475*10⁹=38,2275*10⁹ кВт*ч.

Следовательно:

Эпр=60%*38,2275*10⁹/100=22,9365*10⁹ кВт*ч

Экб=20%*38,2275*10⁹/100=7,6455*10⁹ кВт*ч

Этр=10%*38,2275*10⁹/100=3,82275*10⁹ кВт*ч

Эсх=10%*38,2275*10⁹/100=3,82275*10⁹ кВт*ч.

Qотп_ГОД=14*10⁶+6,09*10⁶=20,09*10⁶ ГДж.
D=20716*22,9365*10⁹+1260*7,6455*10⁹+14736*3,82275*10⁹+11122*3,82275*10⁹+ +189458,25*20,09*10⁶=587440,75*10⁹ руб.
1.8 Показатель использования оборотных фондов
Показатели использования оборотных фондов в энергосистеме определяются по формулам:

n_ОБ=D/Фоб_Н; t_ОБ=Ткал/n_ОБ

где D – сумма реализации энергии в системе;

Фоб_Н – величина нормируемых оборотных фондов;

Ткал – продолжительность календарного периода, равная одному году, в днях.
n_ОБ=587440,75*10⁹/(27666,63*10⁹)=21,23 оборотов

t_ОБ=365/21,23=17,19 дней.
1.9 Расчет годовых эксплуатационных расходов
Годовые эксплуатационные расходы на электростанции определяют по формуле:

Иэл.ст.=(Цт*Вгод+Кшт*Nуст*Фзп_ГОД+Рам*Ккэс)(1+j)

Фзп_ГОД принимаем равным 500*10⁶ руб/чел.

Коэффициент j принимаем равным 0,1.

Цт=20*10⁶ руб/т.у.т.
Икэс1=(20*10⁶*9085,2*10³+0,22*4000*500*10⁶+7,5%*256050*10⁹/100)*(1+0,1)= =221482,525*10⁹ руб

Икэс2=(20*10⁶*3819,2*10³+0,35*2100*500*10⁶+7,3%*142650*10⁹/100)*(1+0,1)= =95881,445*10⁹ руб

Итэц1=(20*10⁶*1146,7*10³+1,15*455*500*10⁶+6%*45085*10⁹/100)*(1+0,1)= =28490,8*10⁹ руб

Итэц2=(20*10⁶*575,2*10³+1*330*500*10⁶+6%*39905*10⁹/100)*(1+0,1)= =15469,63*10⁹ руб
Годовые эксплуатационные расходы по сетям определяются по выражению:

Иэл.сет.=(Рам+Роб)*Кэл.с.

Рам принимаем для линий 0,03; для трансформаторных подстанций 0,086; коэффициент Роб=0,01 для линий и подстанций.

Иэл.сет.=(0,03+0,086+0,01)*290214*10⁹=36566,964*10⁹ руб.
1.10 Расчет прибыли и рентабельности
Прибыль в энергосистеме определяется как разность между суммой реализации и годовыми эксплуатационными расходами:

П=D-(Иэл.ст.+Иэл.с.)

П=587440,75*10⁹-(221482,525*10⁹+95881,445*10⁹+28490,8*10⁹+15469,63*109+ +36566,964*10⁹)=189549,386*10⁹ руб.
Рентабельность рассчитывается по формуле:

Крент=П/Кэн=189549,386*10⁹/860968,2*10⁹=0,22
Коэффициент фондоотдачи:

Кф.о.=D/Кэн=587440,75*10⁹/860968,2*10⁹=0,68.

2 Расчет себестоимости электричекой и тепловой энергии на ТЭЦ
Себестоимость продукции энергетического предприятия – это выраженные в денежной форме затраты, прямо или косвенно связанные с изготовлением и реализацией продукции.

Для расчета себестоимости единицы продукции определенного вида (калькулирования) и составления документа, оформляющего этот расчет (калькуляции), применяется группировка затрат по их производственному назначению, фазам производства, цехам (группировка по статьям расходов).

В процессе производства энергии на ТЭЦ четко выделяют отдельные технологические стадии (переделы) преобразования одного вида энергии в другой. Поэтому на ТЭС применяется так называемый попередельный способ калькуляции продукции – по статьям производства. При этом расходы предшествующих стадий производства не включаются в расходы последующих, и себестоимость энергии на ТЭС является сводом расходов всех цехов и общестанционных расходов.

На ТЭС группировка затрат ведется по следующим стадиям:

·        топливно-транспортный цех;

·        котельный цех;

·        машинный цех;

·        теплофикационное отделение;

·        электрический цех.

2.1 Расчет затрат на топливо
На ТЭС затраты на топливо по своему удельному являются основными, они составляют как правил до 60-70% всех затрат. Затраты на топливо Ит зависят от количества израсходованного топлива и его цены:

Ит=Втэц_ГОД*Цтут*(1+a%/100),

где Втэц_ГОД – годовой расход условного топлива, т.у.т.

Цт.у.т – цена тонны условного топлива, руб/т.у.т.

a - потери топлива в пути до станции назначения в пределах норм естественной убыли, принимаем равным 1%.
Годовой расход условного топлива на ТЭЦ определяется следующим образом:

Втэц_ГОД=(Вка_ГОД+Впик_ГОД)*b,

где Вка_ГОД – годовой расход топлива на парогенераторы (котельные агрегаты), т.у.т./год.

Впик_ГОД – то же на пиковые котлы ил пиковые котельные, т.у.т./год.
Вка_ГОД=bвыр_К*Эвыр_К+bвыр_Т*Эвыр_Т+Qотб_ГОД*0,034/(h_НТкц*h_ТП),

где bвыр_К, bвыр_Т – удельные расходы условного топлива на выработку соответственно 1кВт*ч по конденсационному и теплофикационному циклам, кг.у.т./МВт*ч;

Эвыр_К, Эвыр_Т – выработка электроэнергии соответственно по конденсационному и теплофикационному циклам, МВт*ч;

Qотб_ГОД – суммарный годовой отпуск тепла из производственных и теплофикационных оборотов турбин, ГДж/год;

h_НТкц – КПД котельного цеха нетто, можно принять (0,97-0,98)h_БРкц;

h_ТП – КПД теплового потока. Учитывает потери тепла в пароводах и др. h_ТП=0,985-0,989.

b - учитывает влияние эксплуатационных условий на работу котельной установки, принимать b=1,01-1,015.
Рассчитаем сумарную теплофикационную нагрузку на ТЭЦ (a_Тгод=0,89)

Qтфо_ГОД=a_Тгод* Qтф_ГОД=0,89*9,1*10⁶=8,099*10⁶ ГДж/год.
Количество электроэнергии, выработанной по теплофикационному циклу, можно найти, исходя из удельной выработки электроэнергии на теплопотреблении:

Эвыр_Т=(Qтфо_ГОД*Zтф+Qтхо_ГОД*Zтх), 10^-3 МВт*ч/год,

где Qтфо_ГОД, Qтхо_ГОД – годовой отпуск тепла соответственно из теплофикационных и производственных отборов турбин, ГДж/год;

Zтф, Zтх – удельная выработка электроэнергии на теплопотреблении соответственно из теплофикационных и производственных отборов турбин, кВт*ч/ГДж.

Эвыр_Т=(8,099*10⁶*129+1,8*10⁶*70)=1,17*10⁶ МВТ*ч/год.
Выработка электроэнергии по конденсационному циклу определяется как разность:

Эвыр_К=Эвыр_ТЭЦ-Эвыр_Т, МВт*ч/год

Эвып_К=1,55*10⁶-1,17*10⁶=0,38*10⁶ МВт*ч/год.
Суммарный годовой отпуск тепла из отборов турбин определяется:

Qотб_ГОД=Qтфо_ГОД+Qтхо_ГОД,

Qотб_ГОД=8,099*10⁶+1,8*10⁶=9,899*10⁶ ГДж/год.
Вка_ГОД=0,4*0,38*10⁶+0,16*1,17*10⁶+9,899*10⁶*0,034/(0,97*0,93*0,985)= =0,3392*10⁶+0,336566*0,8885685=0,3392*10⁶+0,3788*10⁶=0,718*10⁶ т.у.т./год.
Расход топлива на пиковые котлы:

Впик_ГОД=Qпик_ГОД*0,034/h_ПИК, т.у.т./год,

где Qпик_ГОД – годовой отпуск тепла на теплофикационные нужды от пиковых котлов, ГДж/год;

h_ПИК – КПД пиковых котлов, принимаем равным 0,85.

Qпик_ГОД=Qтф_ГОД*(1-a_Тгод)=9,1*10⁶(1-0,89)=1,001*10⁶ ГДж/год.

Впик_ГОД=1,001*10⁶*0,034/0,85=0,04*10⁶ т.у.т./год.
Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:

Втэц_ГОД=(0,718*10⁶+0,04*10⁶)*1,01=0,785*10⁶ т.у.т./год.

Ит=0,758*10⁶*20*10⁶(1+1/100)=15,31*10¹² руб.

 
2.2 Расчет затрат на заработную плату
Изп=Кшт*Nуст*Фзп,

где Кшт – штатный коэффициент, чел/МВт;

Nуст – установленная мощность ТЭЦ, МВТ;

Фзп – среднегодовая заработная плата с начислениями на нее, руб/чел в год.
Nуст=80+2*110=300 МВт;

Фзп=500*10⁶ млн. руб/чел.;

Изп=0,85*300*500*10⁶=12,75*10¹⁰ руб.
2.3 Расчет амортизационных отчислений
На основе дифференцированных норм амортизации и стоимостной структуры основных фондов станции подсчитывается средняя комплексная норма амортизации для ТЭЦ в целом:

 Рам_СР%=Рам_j%*a_j,

где Рам_СР – средняя норма амортизации для ТЭЦ,%;

Рам_j – норма амортизации для j-ой группы основных фондов ТЭЦ, %;

a_j – доля j-ой группы основных фондов, отн. ед.

Рам_СР%=0,3*2,4+0,06*4+0,04*3,5+0,25*8,5+0,2*6,5+0,05*10,5+0,1*6,4=5,69%.
Годовые амортизационные отчисления будут равны:

Иам=Куд*Nуст*Рам_СР%/100,

где Куд – удельные капиталовложения в ТЭЦ, руб/кВт*ч;

Nуст – установленная мощность, кВт.

Иам=207*5*10⁵*3*10²*10³*5,69/100=176,67*10¹⁰ руб.
2.4 Расчет затрат на текущий ремонт и прочие затраты
Затраты на текущий ремонт включают расходы по текущему ремонту основных фондов производственных цехов, сюда относятся: основная и дополнительная зарплата с начислениями на нее ремонтных рабочих и ИТР по руководству текущим ремонтом, стоимость ремонтных материалов и используемых запасных частей, стоимость услуг сторонних организаций и своих вспомогательных производств и др.

При приближенных укрупненных расчетах затраты на текущий ремонт принимаются: Итр=0,2*Иам=0,2*176,67*10¹⁰ руб.

К прочим расходам относятся общестанционные, а также оплата услуг сторонних организаций, расходы по охране труда и технике безопасности, расходы по анализам и испытаниям оборудования, производимым сторонними организациями, стоимость потерь топлива на складах электростанции в пределах норм и др.

Величина прочих расходов определяется следующим образом:

Ипр=0,3(Иам+Итр+Изп);

Ипр=0,3*(12,75*10¹⁰+176,67*10¹⁰+35,334*10¹⁰)=67,4262*10¹⁰ руб.
2.5 Распределение статей затрат по фазам производства
   В укрупненных расчетах различают три группы цехов:

1 группа – цехи топливно-транспортный, котельный, химический, теплового контроля;

2 группа – машинный и электротехнический цехи;

3 группа – общестанционные расходы.

Распределение затрат по этим группам цехов для этих условий отражены в таблице 3.
Таблица 3 – Распределение затрат по цехам, %,

Затраты по фазам производства	Статьи затрат
	Ит	Иам	Изп	Итр	Ипр
Расходы по первой группе цехов	100	50	35	50	-
По второй группе цехов	-	45	35	45	-
По третьей группе цехов	-	5	30	5	100

Затем определяем затраты по каждой группе цехов.

Затраты по первой группе:

И1=Ит+0,5*Иам+0,35*Изп+0,5*Итр;

И1=1531,16*10¹⁰+0,5*176,67*10¹⁰+0,35*12,75*10¹⁰+0,5*35,334*10¹⁰=1641,63*10¹⁰ руб;

Затраты по второй группе:

И2=0,45*Иам+0,35*Изп*Изп+0,45*Итр;

И2=0,45*176,67*10¹⁰+0,35*12,75*10¹⁰+0,45*35,334*10¹⁰=99,8643*10¹⁰ руб.

Затраты по третей группе:

И3=0,05*Иам+0,3*Изп+0,05*Итр+Ипр;

И3=0,05*176,67*10¹⁰+0,3*12,75*10¹⁰+0,05*35,334*10¹⁰+67,4262*10¹⁰=81,85*10¹⁰ руб;
2.6 Распределение цеховых затрат между двумя видами энергии
При комбинированном производстве тепла и электроэнергии на ТЭЦ возникает задача определения себестоимости каждого вида энергетической продукции.

а) Распределение расхода топлива между электроэнергией и теплом.

Затраты по первой группе цехов распределяются между двумя видами энергии пропорционально расходам топлива на получение каждого из этих видов энергии:

И1_ЭЭ=И1*Вээ_ГОД/Втэц_ГОД;

Итэ_ТЭЦ=И1-И1_ЭЭ.



Расход топлива, пошедший на производство тепла, определяется следующим образом:

Втэ_ГОД=(Впик_ГОД+Qотб_ГОД*0,034/(hнт_КЦ*hтп))*b;

где Qотб_ГОД – отпуск тепла внешним потребителям, ГДж/год;

hнт_КЦ – КПД котельного цеха нетто, отн. ед.;

hтп – КПД теплового потока, отн. ед.
Расход топлива, пошедший на производство электроэнергии:

В’ээ_ГОД=Втэц_ГОД –В’тэ_ГОД,

В’ээ_ГОД=0,758*10⁶ –0,42*10⁶=0,338*10⁶ т.у.т.
Расход электроэнергии на собственные нужды, относимый к производству тепла, определяется на основании величины удельного расхода электроэнергии на единицу отпущенного тепла:

Этэ_СН=Этэ_УД*(Qгод_ОТП+Qпик_ГОД)=5,68*(9,899*10⁶+1,001*10⁶)=61,912*10⁶ кВт*ч.
Расход электроэнергии на собственные нужды, относимый к производству электроэнергии, находится так:

Эээ_СН=Эээ_СН%/100*Этэц_ВЫР=3,685/100*1,55*10⁶=0,057*10⁶ МВт*ч.
Тогда суммарный расход топлива на теплоснабжение внешних потребителей будет равен:

Втэ_ТЭЦ=В’тэ_ТЭЦ+b_Э*Этэ_СН*10^-6 т.у.т.,

где b_Э – удельный расход условного топлива на отпущенный кВт*ч, т.у.т./кВт*ч.

b_Э=Вээ_ТЭЦ*10⁶/(Этэц_ВЫР -Эээ_СН)=0,338*10⁶/(1,55*10⁶ –0,057*10⁶)=0,226*10³ т.у.т.

Втэ_ТЭЦ=0,42*10⁶+0,226*10³*61,912*10⁶*10^-6=0,43399*10⁶ т.у.т.
Соответственно расход топлива на электроснабжение внешних потребителей:

Вээ_ГОД=Втэц_ГОД-Втэ_ГОД, т.у.т.

Вээ_ГОД=0,758*10⁶ –0,43399*10⁶=0,324*10⁶ т.у.т.

И1_ЭЭ=1641,63*10¹⁰ 0,324*10⁶ /0,758*10⁶=701,7*10¹⁰ руб.

И1_ТЭ=1641,63*10¹⁰ –701,7*10¹⁰=939,93*10¹⁰ руб.
б) Распределение затрат 1 и 2 групп цехов между двумя видами энергии.

Все затраты второй группы цехов, согласно физическому методу, относятся на производство электроэнергии:

И2_ЭЭ=И2; И2_ТЭ=0;

И2_ЭЭ=99,8643*10^{10 руб.}



Общестанционные затраты распределяются между электрической и тепловой энергией пропорционально распределению суммы всех цеховых затрат, т.е. на электроэнергию относятся:

И3_ЭЭ=И3*(И1_ЭЭ+И2_ЭЭ)/(И1+И2);

И3_ЭЭ=81,85*10¹⁰*(701,7*10¹⁰+99,8643*10¹⁰)/(1641,63*10¹⁰+99,8643*10¹⁰)= =37,67*10¹⁰ руб.

На теплоэнергию относятся:

И3_ТЭ=И3-И3_ЭЭ;

И3_ТЭ=81,85*10¹⁰ –37,67*10¹⁰=44,18*10¹⁰ руб.
2.7 Распределение статей затрат между двумя видами энергии
Затраты на топливо распределяются пропорционально расходу топлива, т.е.

Ит_ТЭ=Ит*Втэ_ТЭЦ/Вгод_ТЭЦ

Ит_ТЭ=15,31*10¹²*0,43399*10⁶/0,758*10⁶=8,77*10¹² руб.

На электроэнергию:

Ит_ЭЭ=Ит-Ит_ТЭ

Ит_ЭЭ=15,31*10¹² –8,77*10¹²=6,54*10¹² руб.
Все остальные затраты распределяются с помощью коэффициента распределения. Для электроэнергии коэффициент распределения равен:

Кр_ЭЭ=(И1_ЭЭ+И2_ЭЭ+И3_ЭЭ-Ит_ЭЭ)/(И1+И2+И3-Ит)

Кр_ЭЭ=(701,7*10¹⁰+99,8643*10¹⁰+37,67*10¹⁰-654*10¹⁰)/(1641,63*10¹⁰+99,8643* *10¹⁰+81,85*10¹⁰-1531*10¹⁰)=185,23/292,34=0,63.
Соответственно для теплоэнергии:

Кр_ТЭ=(И1_ТЭ+И3_ТЭ-Ит_ТЭ)/(И1+И2+И3-Ит)

Кр_ТЭ=(939,93*10¹⁰+44,18*10¹⁰-877*10¹⁰)/292,34*10¹⁰=0,37.
Тогда на электроэнергию:

-         из заработной платы:

Иээ_ЗП=Изп*Кр_ЭЭ

Иээ_ЗП=12,75*10¹⁰*0,63=8,0325*10¹⁰ руб;

-         из амортизационных отчислений:

Иээ_АМ=Иам*Кр_ЭЭ

Иээ_АМ=176,67*10¹⁰*0,63=111,3021*10¹⁰ руб;

-         из текущего ремонта:

Иээ_ТР=Итр*Кр_ЭЭ

Иээ_ТР=35,334*10¹⁰*0,63=22,26*10¹⁰ руб;

-         из прочих расходов:

Иээ_ПР=Ипр*Кр_ЭЭ

Иээ_ПР=67,4262*10¹⁰*0,63=42,49*10¹⁰ руб.

На тепло соответственно относится:

Итэ_АМ=Иам-Иээ_АМ=176,67*10¹⁰-111,3021*10¹⁰=65,37*10¹⁰ руб;

Итэ_ЗП=Изп-Иээ_ЗП=(12,75-8,0325)*10¹⁰=4,72*10¹⁰ руб;

Итэ_ТР=Итр-Иээ_ТР=(35,334-22,26)*10¹⁰=13,074*10¹⁰ руб;

Итэ_ПР=Ипр-Иээ_ПР=(67,4262-42,49)*10¹⁰=24,94*10¹⁰ руб.
2.8 Определение структуры себестоимости энергии
Топливная составляющая:

Сээ_Т=Иээ_Т*10²/Эотп=Иээ_Т*10²/(Этэц_ВЫР-Эээ_СН)=6,54*10¹²*10²/1,493*10⁹)=438044 коп/кВт*ч.

Стэ_Т=Итэ_Т/Qотп=Итэ_Т/(Qотп_ГОД+Qпик_ГОД)=8,77*10¹²/10,9*10⁶=804858,7 руб/ГДж.

Амортизационная составляющая:

Сам_ЭЭ=Иам_ЭЭ*10²/Эотп=111,3021*10¹⁰*10²/1,493*10⁹=74549 коп/кВт*ч.

Сам_ТЭ=Иам_ТЭ/Qотп=65,37*10¹⁰/10,9*10⁶=59908,3 руб/ГДж.

Составляющая зарплаты:

Сзп_ЭЭ=Изп_ЭЭ*10²/Эотп=8,0325*10¹⁰*10²/1,493*10⁹=5380 коп/кВт*ч.

Сзп_ТЭ=Изп_ТЭ/Qотп=4,72*10¹⁰/10,9*10⁶=4330,3 руб/ГДж.

Транспортная составляющая:

Стр_ЭЭ=Итр_ЭЭ*10²/Эотп=22,26*10¹⁰*10²/1,493*10⁹=14910 коп/кВт*ч.

Стр_ТЭ=Итр_ТЭ/Qотп=13,074*10¹⁰/10,9*10⁶=11994,5 руб/ГДж.

Составляющая прочих расходов:

Спр_ЭЭ=Ипр_ЭЭ*10²/Эотп=42,49*10¹⁰*10²/1,493*10⁹=28459 коп/кВт*ч.

Спр_ТЭ=Ипр_ТЭ/Qотп=24,94*10¹⁰/10,9*10⁶=22880,7 руб/ГДж.
Суммарная себестоимость электроэнегрии:

Сээ=Ст_ЭЭ+Сам_ЭЭ+Сзп_ЭЭ+Стр_ЭЭ+Спр_ЭЭ=438044+74549+5380+14910+28459= =561342 коп/КВт*ч.

Суммарная себестоимость теплоэнергии:

Стэ=Ст_ТЭ+Сам_ТЭ+Сзп_ТЭ+Стр_ТЭ+Спр_ТЭ=804858,7+59908,3+4330,3+11994,5+ +22880,7=903972,5 руб/ГДж.

Заключение
Проделав данную курсовую работу, мы закрепили теоретические знания по курсу “Экономика энергетики” и приобрели практический опыт в проведении самостоятельных технико-экономических расчетов таких, как: определение капитальных вложений в энергосистему, расхода топлива, себестоимости, прибыли, рентабельности, периода оборачиваемости оборотных фондов, годовых эксплуатационных расходов и другие показатели.
Литература
1. “Справочник по проектированию электротехнических систем” /Под ред. С.С. Рокотяна, И.Н. Шапиро, М. –Энергоатомиздат, 1985.

2. А.А. Федоров, Л.Е. Старкова. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий, М. –Энерго-атомиздат, 1987.

3. В.Н. Неклепаев, Ч.П. Крючков. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. –М. –Энергоатомиздат, 1989.