Перечень средств автоматизации приведен в таблице 33

Таблица 33 - Перечень средств автоматизации

 

Участок регулирования	Название автоматического регулятора	Регулируемый параметр
Турбина	1) центробежный регулятор скорости- система регулирования 2) регулятор давления	Число оборотов ротора, нагрузка на турбине   Подача пара на уплотнения, поддерживает необходимое избыточное давление в коллекторе уплотнений
Конденсатор	Регулятор уровня	Уровень конденсата в конденсатосборнике
ПНД, ПВД	Регулятор уровня	Уровень дренажа в корпусе подогревателя
Деаэратор	1) регулятор уровня   2) регулятор избыточного давления 3) регулятор перелива	Уровень воды в аккумуляторном баке Давление греющего пара из отбора турбины Максимальный уровень воды в аккумуляторном баке
Сетевая установка	1) регулятор температуры   2) регулятор расхода   3) регулятор уровня	Температура прямой сетевой воды Расход добавочной подпиточной воды в теплофикационной установке Уровень дренажа в корпусе подогревателя сетевой воды
Установки химической очистки воды	1) регулятор температуры 2) регулятор подачи 3) регулятор- дозатор   4) регулятор уровня	Температура исходной воды Подача воды Реагенты, поступающие в осветлитель Уровень взвешенного осадка (шлама)

12 Описание принятой компоновки основного оборудования в главном здании ТЭС

Компоновка – взаимное расположение оборудования в главном корпусе станции.

В главном корпусе проектируемой ТЭЦ 320 МВт размещаются котлы, турбины с генераторами и относящееся к ним вспомогательное оборудование.

Факторы, влияющие на компоновку:

1 Вид сжигаемого топлива

2 Тип тепловой схемы станции

3 Мощность основного оборудования

4 Состав вспомогательного оборудования

5 Климатические условия района расположения станции

Станция расположена в городе Орск. Выбираю компоновку закрытого типа, то есть все оборудование располагается внутри главного корпуса. Так как проектируемая ТЭЦ работает на природном газе и имеет схему с поперечными связями, то все оборудование располагается в трех отделениях главного корпуса:

1 Турбинное отделение

2 Деаэраторное отделение

3 Котельное отделение

 

 

 

 

Рисунок 9 - Компоновка главного корпуса ТЭС

Турбинное отделение:

Пролет – м

Наибольшая геометрическая высота – м

Отметка обслуживания турбины – м

Шаг по котлам – м

Шаг по турбинам – м

Шаг по колоннам - м

Ячейка турбины – м²

Деаэраторное отделение:

Пролет –

м

Наибольшая геометрическая высота – м

Отметка обслуживания деаэратора – м

Шаг по котлам – м

Шаг по турбинам – м

Шаг по колоннам - м

Котельное отделение:

Пролет – м

Наибольшая геометрическая высота – м

Шаг по котлам – м

Шаг по турбинам – м

Шаг по колоннам - м

Ячейка котла – м²

Шаг по котлам – м

13 Мероприятия по охране труда и профилактике пожарной безопасности

К работе на энергообъектах допускаются лица не моложе 18 лет, имеющие специальное образование, медицинское освидетельствование, прошедшие подготовку в объёме требований к занимаемой должности.

Оперативный персонал при обслуживании теплоэнергетического оборудования должен руководствоваться ПТЭ, ПТБ, ППБ, инструкциями по эксплуатации оборудования и должностными инструкциями.

При пуске и останове, а также во время работы турбоустановок запрещается нахождение лиц на площадках вблизи люков, лазов, а также около фланцевых соединений и арматуры, за исключением эксплуатационного персонала, производящего пуск, останов или обслуживание агрегатов.

Все горячие поверхности турбоустановок и паропроводов, расположенные вблизи маслопроводов и напротив фланцевых соединений, должны быть тщательно изолированы и обшиты листовой сталью или алюминием для предохранения изоляции от пропитывания маслом. Опасные участки внешних маслопроводов высокого давления должны быть заключены в специальные короба из листовой стали. Дно короба должно иметь уклон стока масла к находящейся под контролем персонала специальной сбросной трубе достаточного сечения, направленной в дренажный канал. Крышка короба должна быть достаточно плотной, а сам короб при капитальных ремонтах должен проверяться на плотность заполнением водой.

Маслопроводы, расположенные вне короба, должны быть отделены от горячих поверхностей металлическими защитными экранами, а их фланцы и другие места соединений (тройники, стыковые швы и пр.) заключены в специальные кожухи со сливом масла из них в безопасное место. Кожухи фланцевых соединений должны охватывать фланцы, сварные швы и участок трубы длиной 100-120 мм от шва.

Испытание автомата безопасности долэно проводиться под руководством начальника котлотурбинного цеха или его заместителя. При испытании автомата безопасности нахождение на площадке обслужиания

турбин лиц, не участвующих в испытании.

Персонал, участвующий в испытаниях, должен быть предварительно проинструктирован об обязательном самостоятельном воздействии на останов турбины при достяжении предельных параметров (3360 об/мин).

Остановленная на ремонт турбина должна быть отключена от общих паропроводов в соответсвии с пп. 2.9.6-2.93 ПТБ при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей. При вскрытии и подъёме крышек цилиндров необходимо:

для подъёма пользоваться имеющимися приспособлениями;

специальные заводские приспособления для подъёма крышек цилиндров и роторов подлежат освидетельствованию перед началом работ.

Если при подъёме крышки будет обнаружен перекос или заедание, крышка должна быть опущена и её крепление к крюку вновь выверено подтягиванием или ослаблением тросов, длина которых должна регулироваться гайками и талрепами подъёмного приспособления.

При подъёме крышки цилиндра необходимо следить за тем, чтобы с крышкой не поднимались верхние половины диафрагм или уплотнительных обойм, если они по конструкции не крепятся к крышке ту4рбины и не исключена возможность падения от толчков при дальнейшем подъёме.

Запрещается производить смазку посадочных мест диафрагм графитом под поднятой диафрагмой, а также диафрагм на весу.

Все отверстия паропроводов и дренажей присоединённых к цилиндру турбины после его вскрытия, должны быть сразу же закрыты деревянными пробками и крышками, а отверстия горловины конденсатора заложены прочными деревянными щитами.

При вскрытии и закрытии подшипников необходимо:

строповку крышек и вкладышей производить стропами за рым-болты, которые должны быть ввёрнуты полностью и плотно прилегать к поверхности крышки.

При выемке и установке роторов строповку их следует производить специальными приспособлениями. До начала подъёма необходимо убедиться в том, что полумуфты соседних роторов раздвинуты настолько, что выступ

одной половины вышел из заточки другой. После натяжения тросов краном горизонтальность положения ротора должна быть определена в начале подъёме по одновременности отрыва шеек ротора от вкладышей.

При укладке ротора на козлы для предохранения от скатывания с козёл под шейки ротора должны быть подложены деревянные брусья с вырезами, в которых проложены листы или толстые свинцовые прокладки.

При проворачивании ротора краном запрещается становиться напротив натяыгивающего троса.

Запрещается применение ременной передачи при балансировке роторов турбины на станке. Ротор двигателя должен бать соединён с балансируемым ротором через подвижную муфту, легко расцепляемую на ходу.

Во время балансировки роторов турбины на станке или в собственных подшипниках место балансировки должно быть ограждено.

При проведении ремонтных работ на маслопроводых следует руководствоваться следующими указаниями:

работы на маслопроводах должны производиться по наряду и с допуском пожарной охраны;

не должна допускаться газовая сварка;

электродуговая сварка должна производиться дипломированными сварщиками;

пролитое масло должно немндленно убираться;

промывка маслянных баков легковоспламеняющимися жидкостями запрещается;

переносное освещение для работы, в маслянных баках должно быть взрывобезопасным.

Здания и строительные сооружения состоят из конст­руктивных элементов, обладающих различной огнестойко­стью, т. е. способностью противостоять воздействию по­жара. Согласно СНиП здания и сооружения класси­фицируются на пять степеней огнестойкости.

С возрастанием степени предел огнестойкости, измеряемый в часах, уменьшается и для трудносгораемых элементов здания не превышает0,25 ч.

Необходимая степень огнестойкости здания нормируется с учетом пожарной опасности размещаемых в них производственных процессов, а также количества горючих веществ, обращающихся в производстве.

Здания и сооружения для промышленных производств должны обладатьопределенными пределами огнестойкости, поэтому сооружение их должно выполняться из несгораемых материалов.

Противопожарные стены (брандмауэры) в промышленных зданиях должны

сооружаться из несгораемых материалов (красный кирпич, железобетон) с пределом огнестойкости не менее 4ч.

Для повышения огнестойкости деталей, изготовленных из сгораемых

материалов (дерево, стеклопластики, пластмассы и др.), применяют огнезащитные покрытия и пропиточные материалы. Для пропитки деревянных изделий применяют соли фосфорнокислого и сернокислого аммония.

Здания производственные, энергетического, транспортного и складского хозяйства выполняются из силикатного кирпича или сборных элементов железобетона. Стены, колонны и другие элементы зданий из красного кирпича отличаются прочностью и при температуре 900 °С снижают прочность до 15 %. Наибольшей деформации при пожарах подвергаются стальные конструкции, которые при 500—700⁰С практически неспособны нести нагрузку и под соб­ственным весом приходят в негодность.

Оборудование теплоэлектростанции, как правило, размещается в огнестойких зданиях. Для предупреждения распространения пожара с одного здания на другое, а также для возможного подъезда пожарных машин необходимо предусматривать подъездные пути с твердым основанием и устраивать противопожарные разрывы. При этом обращают особое внимание на правильное размещение оборудования с точки зрения предотвращения пожара или взрыва при эксплуатации.

Каждое производственное помещение, где имеются горючие вещества и топливо, должно иметь устройство противопожарного назначения. К таким устройствам относятся противопожарные преграды, устройство защитных зон, обваловок и водяных завес.

Для ликвидации пожаров необходимо предусматривать системы автоматического пожаротушения и сигнальные устройства.

При пожаре необходимо в кратчайшее время эвакуировать из помещений людей.

Основными профилактическими мероприятиями, направленными на предупреждение пожаров, являются, строгое соблюдение правил хранения и обращения с горючими и смазочными материалами. Не разрешается хранение горючих материалов в открытой таре в производственных помещениях, на лестничных клетках и свободных площадках.

Обслуживающий персонал обязан вести постоянное наблюдение за исправностью и техническим состоянием оборудования, содержанием в чистоте всего помещения, наличием свободных проходов и т. п.

Большое значение имеет система планово-предупредительного ремонта, обеспечивающая ряд организационных и технических мероприятий по уходу, надзору, обслуживанию и ремонту оборудования, зданий и сооружений. Исправное и работоспособное оборудование обеспечивает выполнение производственного плана и безопасные условия труда.

Обслуживающий персонал должен уметь проводить профилактическую работу, направленную на предупреждение пожаров и поддержание санитарно-гигиенических условий труда.

При пуске и останове, а также во время работы турбоустановок запрещается нахождение лиц на площадках вблизи люков, лазов, а также около фланцевых соединений и арматуры, за исключением эксплуатационного персонала, производящего пуск, останов или обслуживание агрегатов.

Все горячие поверхности турбоустановок и паропроводов, расположенные вблизи маслопроводов и напротив фланцевых соединений, должны быть тщательно изолированы и обшиты листовой сталью или алюминием для предохранения изоляции от пропитывания маслом.

К мазутным форсункам должен быть свободный подход, удобный доступ для обслуживания и ремонта.

Во избежание ожогов при обратном ударе пламени отверстия для установки форсунок должны иметь экраны, а вентили, регулирующие подачу мазута к форсункам, или их приводы должны располагаться в стороне от отверстий.

Курение и применение открытого огня в помещениях мазутонасосных

запрещается.

Разлитый или протекший из-за нарушения плотности мазут следует

немедленно удалить, а места, где мазут был пролит, досуха вытереть.

На мазутопроводах на выходе и входе в котельную должна устанавливаться запорная арматура с электроприводом и с местным управлением и вывешены таблички «Закрыть при пожаре»

Запрещается отогревать огнем замерзшие части мазутного хозяйства

(арматура, трубы, резервуары).

В случае возникновения пожара необходимо:

а) дать сигнал пожарной тревоги, сообщить в пожарную команду и поставить в известность начальника смены станции;

б) организовать тушение пожара имеющимися средствами пожаротушения.

К средствам пожаротушения должен быть обеспечен свободный доступ. Дежурный персонал должен хорошо знать место расположения средств пожаротушения.

 

 

14Мероприятия по охране окружающей среды

На проектируемой ТЭС при сжигании мазута основными выбросами являются оксиды азота и оксиды серы. Источниками оксида азота на проектируемой ТЭС являются молекулярный азот воздуха и азотосодержащие компоненты.

Оксиды азота образуются в процессе горения в топках паровых котлов при высоких температурах в ядре факела. В результате горения образуется 95 % окисла азота и 5% диоксида азота. При перемешивании дымовых газов с атмосферным воздухом после выхода из дымовых труб происходит превращение монооксида азота в более токсичный диоксид.

Источниками оксидов серы являются соединения серы, которые в результате горения и образуют оксиды серы. Причем около 99% составляет сернистый антигидрид.

Оксиды азота и серы не благоприятно влияют, на растение и человека вызывая:

- хлороз растений при длительном воздействии оксида азота,

- повреждение листьев и хвои,

- образует фотохимический туман,

- раздражает слизистые оболочки глаз и дыхательных путей.

Для уменьшения выбросов оксида серы применяются специальные стабилизирующие присадки в мазут. Присадки являются эффективным методом защиты поверхностей нагрева от эоловых отложений и коррозии.

К сточным водам на проектируемой ГРЭС относятся: регенеративные и шламовые воды, отработанные растворы после химических промывок, воды систем охлаждения, нефтезагрязнённые стоки, растворы возникающие при обмывках наружных поверхностей оборудования.

Продувочная вода осветителей с содержанием шлама и для его удаления применяют установку по обезвоживанию шлама. Продувочная вода направляется в сбросную емкость. Для осаждение шлама в этой емкости через продувочную воду барбатируется, затем вода перекачивается в бак постоянного уровня и поступает в вакуумные фильтры, в которых происходит отделение шлама. Обезвоженный шлам сбрасывается в бункер и затем направляется на шламоотвал. Вода после удаления шлама направляется на водоподготовительную установку.

Схема установки для обезвоживания продувки осветлителей приведена на рисунке 10

1 - подвод шлама

2 - осветлённая вода

3 - техническая вода

4 - воздух

5 - обезвоженный шлам

6 - барабанно-вакуумный фильтр

7 - воздуходувка

8 - вакуумный насос

9 - ресивер

10 - бак постоянного уровня

11 - насос

12 - ёмкость

13 - бункер для обезвоженного шлама

Рисунок 10- Схема установки для обезвоживания продувки осветлителей

Схема самонейтрализации известью сточных вод приведена на рисунке 11

1 - Н –катионитный фильтр

2 - анионитный фильтр

3 - приямок сбора регенерационных вод

4 - перекачивающий насос

5 - бак нейтрализатор

6 - насос перекачивания и сброса

7 - охлаждающая вода после конденсаторов турбин.

Рисунок 11- Схема самонейтрализации известью сточных вод

Сточные воды ионнообменной части водоподготовительной установки представляют собой растворы солей. В зависимости от местных условий эти воды направляются в водоём, с соблюдением санитарно гигиенически и рыбохозяйцственных требований. Если сброс вод нарушает эти условия, в воду добавляют известь для уменьшения кислотности вод.

Кислые и щелочные растворы от химических промывок оборудования собираются в бак-нейтрализатор, для их взаимной нейтрализации. Растворы из баков направляются в бак для коррекции РН с целью их окончательной очистки. Осаждение железа производится путём подщелачивания раствора известью. Для осаждения меди и цинка применяют сульфид натрия, который добавляют в раствор после удаления шлама гидроксида железа. Для удаления гидразина иаммиака используют хлорную известь. Для обезвреживания нитритов в раствор добавляют кислоты.

Схема очистки промывочных вод приведена на рисунке 12

 

1 - бак

2 - бак нейтрализатор

3 - шламоотстойник

4 - бак для коррекции РН

5 - подача известкового молока

6 - подача хлорной извести

7 - подача сульфида натрия

8 - серная кислота

9 - подача воздуха

10 вода на очистку

11 вода на фильтр-прес

12 сброс

Рисунок 12- Схема очистки промывочных вод

 

Отстаивание нефтепродуктов производится в нефтеловушках. Вода подаётся в приёмную камеру и пройдя под перегородкой, попадает в отстойную камеру, где и происходит процесс отделения нефтепродуктов от воды. Очищенная вода пройдя под 2 перегородкой, выводится из нефтеловушки, а нефтепродукты образуют пленку на поверхности воды и удаляются специальным устройством.

Схема типовой нефтеловушки показана на рисунке 13

.

 

1 - сточная вода

2 - приёмная камера

3 - отстойная зона

4 - очищенная вода

5 - вертикальные полупогруженные перегородки

6 - нефтесборные трубы

7 - плёнка всплывающих нефтепродуктов

Рисунок 13- Схема типовой нефтеловушки

Обмывочные воды подаются в бак нейтрализатор, в который дозируется раствор извести. Раствор перемешивается насосами рециркуляции и сжатым воздухом, затем отстаивается в течении 7-8 часов, после этого часть осветлённой воды используется повторно на обмывку котлов, а шлам подаётся для обезвоживания на фильтры прессы. Шлам шнековым транспортёром отправляется на расфасовку и на склад.

Схема установки для обезвреживания и нейтрализации обмывочных вод котлов и РВП показана на рисунке

15 Экономическая часть проекта

15.1 Капиталовложения в строительство ТЭЦ

15.1.1 Абсолютные капиталовложения в строительство ТЭЦ с поперечными связям.

Капиталовложения в строительство ТЭЦ с поперечными связями тыс. руб., определяется по формуле:

К= [К^г_к + К^п_к *(n_к – 1)] *К_р.с.*К_уд *К₁ (37)

где, К^г_к,К^п_к – капитальные затраты на узел котла (головного и каждого последующего), тыс. руб.

К^г_т,К^п_т – капитальные затраты на узел турбоагрегата (головного и каждого последующего), тыс. руб.

n_к,n_та – количество однотипных котлов турбоагрегатов, шт.

К_р.с – поправочный коэффициент на территориальный район строительства ТЭЦ,

К_уд– коэффициент удорожания

К=[28000*10³ + 19500*10³ *(4-1)] *1.08*35*0,91=2975427*10³ тыс. руб.

 

15.1.2 Удельные капиталовложения

Удельные капиталовложения позволяют определить стоимость одного киловатт-часа установленной мощности, которая зависит от многих факторов: типа станции, параметров, компоновки, места строительства, вида топлива.

Удельные капиталовложения руб/КВт, определяю по формуле:

К_уд= К/N_у (38)

где, N_у – установленная мощность станции, МВт

К_уд=2975427*10³/320*10³=9298,2 руб/КВт

 

15.2 Полезный отпуск теплоты с коллекторов станции

15.2.1 Годовой расход пара из производственных отборов всех турбин

Годовой расход пара из производственных отборов всех турбин тыс.т/год, определяю по формуле:

D^г_п =n_т*D^ч_п*h_п^max*10^-3 (39)

где, D^ч_п – часовая максимальная нагрузка из производственных отборов всех турбин, т/ч,

h_п^max- число часов использования максимальной нагрузки, потребляемой из производственных отборов турбин. Турбины с производственным отбором выбираются с учетом длительного использования отбора в течение года.

D^г_п = 4*185*6000*10^-3= 4440*10³ тыс.т/год

 

15.2.2 Годовой отпуск теплоты на производственные цели.

 

Годовой отпуск теплоты на производственные цели ГДж/год, определяю по формуле:

Q^г_п= Q^ч_п*n_т* h_п^max*10^-3 (40)

где, Q^ч_п- часовой расход пара на производственные цели из отбора одной турбины, ГДж/ч

Q^г_п= 481* 4 *6000*10^-3 = 11544*10³ ГДж/ч

 

15.2.3 Годовой отпуск теплоты из нижних отопительных отборов турбин.

 

Годовой отпуск теплоты из нижних отопительных отборов турбин ГДж/год, определяется по формуле:

Q^г_но=n_т* Q^ч_но *h^отоп_отб *К^но_исп*10^-3 (41)

где, Q^ч_но - часовой отпуск тепла из нижних отопительных отборов турбин, ГДж/ч

h^отоп_отб- число часов использования максимальной нагрузки отопительного отбора в зависимости от климатического района, ч

К^но_исп- коэффициент использования нижнего отопительного периода. Принимается 0,9-1 в зависимости от района строительства.

Q^г_но = 4*142,5*5500*1*10^-3=3135*10³ ГДж/ч

Годовой отпуск теплоты из верхних отопительных отборов турбин ГДж/год, определяю по формуле:

Q^г_во=n_т* Q^ч_во *h^отоп_отб *К^во_исп*10^-3 (42)

где, Q^ч_во – часовой отпуск теплоты из верхних отопительных отборов турбин, ГДж/ч

К^во_исп- коэффициент использования верхнего отопительного отбора турбин в течение отопительного периода. Принимается 0,65-0,85 в зависимости от района строительства..

Q^г_во= 4*142,5*5500*0,85 = 2664,8*10³ ГДж/ч

Суммарный годовой отпуск теплоты в виде горячей воды из верхнего и нижнего отопительных отборов турбин ГДж/год, определяю по формуле:

Q^г_отоп = Q^г_во+ Q^г_но (43)

Q^г_отоп = 3135*10³ + 2664,8*10³= 5799,8*10³ ГДж/ч

 

15.2.4 Годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ

Годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ включает отпуск теплоты на производственные цели из производственных отборов и для теплофикационных целей из отопительных отборов турбин.

Годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ ГДж/год, определяется по формуле:

Q^г_отп= Q^г_отоп+Q^г_п (44)

Q^г_отп= 5799,8*10³ + 11544*10³=17343,8*10³ ГДж/ч

 

15.2.5 Годовой расход пара в нижние отопительные отборы турбин.

Годовой расход пара в нижние отопительные отборы турбин т/год,

определяю по формуле:

D^г_но= n_т* D^ч_но*h^отоп_отб*К^но_исп* 10^-3 (45)

где, D^ч_но – часовой расход пара в нижний отопительный отбор, т/ч

D^г_но= 4*66,4*5500*1*10^-3=1460*10³ т/год

Годовой расход пара в верхний отопительный отбор т/год, определяю по формуле:

D^г_во= n_т* D^ч_во*h^отоп_отб* К^во_исп *10^-3 (46)

где, D^ч_во – часовой расход пара в верхний отопительный отбор, т/ч

D^г_во= 4*66,13*5500*0,85*10^-3=1236,6*10³ т/год

 

 

 

15.3 Выработка и отпуск электрической энергии с шин станции

15.3.1Годовая выработка электроэнергии

Годовая выработка электроэнергии МВт*ч, определяю по формуле:

W_в = = N^н_у *h_y*10^-3 (47)

где, N_у – установленная мощность турбин одного типа, МВт

h_у – число часов использования установленной мощности, ч

W_в =320*6500*10^-3 = 2080*10³ МВт*ч

 

15.3.2 Расход электрической энергии на собственные нужды

Расход электроэнергии на собственные нужды МВт*ч/год, определяю по формуле:

W_сн = К_сн/100* W_в (48)

где, К_сн – удельный расход электроэнергии на собственные нужды, %.

Расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ зависит от многих факторов и находится в пределах 5-12%.

W_сн = (8,5/100)*2080*10³=176,8*10³ МВт*ч/год

 

15.3.3 Годовой расход электроэнергии собственных нужд, отнесенный на отпуск теплоты

Годовой расход электроэнергии собственных нужд, отнесенный на отпуск теплоты МВт*ч/год, определяется по формуле:

W^т_сн = (W^т'_сн/1000)*Q^г_отп (49)

где, W^т'_сн – удельный расход электроэнергии собственных нужд на отпуск единицы теплоты, кВт*ч /ГДж;

W^т_сн = (6/1000)*17343,8*10³=104*10³ МВт*ч/год

 

15.3.4 Годовой расход электроэнергии собственных нужд, отнесенный на отпуск электроэнергии

Годовой расход электроэнергии собственных нужд, отнесенный на отпуск электроэнергии МВт*ч/год, определяется по формуле:

W^э_сн = W_сн - W^т_сн (50)

W^э_сн = 176,8*10³ –104*10³ = 72,8*10³

 

15.3.5 Удельный расход электроэнергии на собственные нужды, отнесенные на производство электроэнергии

Удельный расход электроэнергии на собственные нужды, отнесенные на производство электроэнергии %, определяется по формуле:

К ^ээ_сн = (W^э_сн/ W_в)*100% (51)

К ^ээ_сн = (72,8* 10³/ 2080*10³) *100% = 3,5

 

15.3.6 Годовой отпуск электроэнергии с шин станции

Годовой отпуск электроэнергии с шин станции МВт*ч/год, определяется по формуле:

W_отп= W_в - W_сн (52)

W_отп=2080*10³ – 176,8*10³ = 1903,2*10³

 

15.4.1 Годовой расход пара на турбины

Включает расход пара на холостой ход всех установленных турбин, на выработку электроэнергии в конденсационном режиме и за счет отпуска пара в регулируемые и регенеративные отборы турбины.

Годовой расход пара на турбины т/год, определяю по формуле:

D_т^г=[x*d_к*N_у^р*Т^р*10^-3+d_к(1-x)W_в+y_n*D_п^г+y_во*D_во^г+y_но*D_но^г]*К_р (53)

где, x- коэффициент расхода пара на холостой ход, который зависит от мощности агрегата и может быть ориентировочно принят x=0,65,

d_к- удельный расход пара при чисто конденсационном режиме, кг/КВт*ч, определяю по формуле:

d_к= 3600/Н_i*η_эм (54)

где, Н_i- располагаемый теплоперепад в турбине, КДж/кг

η_эм- электромеханический кпд

d_к= 3600/1350*0,99=2,7

N_у^р- установленная расчетная мощность станции, МВт,

Т_р- число часов работы турбины в течение года, принимается 7800-8200 ч,

y_п- коэффициент недовыработки производственного отбора, определяю по формуле:

y_п=(h₃-h_k)/(h₀-h_k)=(2967-2200)/(3550-2200)=0,568 (55)

y_п=(2967-2200)/(3550-2200)=0,568

y_во- коэффициент недовыработки верхнего сетевого подогревателя, определяю по формуле:

y_во=(h₅-h_k)/(h₀-h_k)=(2580-2200)/(3550-2200)=0,28 (56)

y_во=(2580-2200)/(3550-2200)=0,28

y_но- коэффициент недовыработки нижнего сетевого подогревателя, определяю по формуле:

y_но=(h₆-h_k)/(h₀-h_k)=(2453-2200)/(3550-2200)=0,187 (57)

y_но=(2453-2200)/(3550-2200)=0,187

К_р- коэффициент регенерации, определяю по формуле:

К_р=1+(D_рег/D_т) (58)

где, D_рег- суммарный расход пара на регенеративный подогрев конденсата и питательной воды в ПВД, ПНД и ДПВ, т/ч,

D_т- расход пара на турбину, т/ч,

К_р=1+(110/405)=1,27

D_т^г=[0,06*2,7*320*10³*8000*10^-3+2,7*(1-0,06)* *2080*10³+0,568*4440*10³+0,28*1236,6*10³+0,187*1460,8*10³]*1,27=11445*10³ т/год

 

15.4.2 Годовой расход пара на энергетические котлы

Годовой расход пара на энергетические котлы т/год, определяю по формуле:

D_к^г= D_т^г*(1+ α_ут+ α_пр) (59)

где, α_ут- годовой расход пара на турбину,

α_пр- доля продувки,

D_к^г= 11220,6*10³*(1+0,01+0,01)=11445*10³

 

15.5 Годовой расход условного топлива

15.5.1 Годовой расход условного топлива на энергетические котлы

Годовой расход условного топлива на энергетические котлы ту*т/год, определяю по формуле:

В^к_у =(К* D_к^г/29,33*10³*η_к^бр)*[(h₀-h_пв)+а_пр(h_кв-h_пв)/(1- а_пр)] (60)

где, К- коэффициент, учитывающий дополнительный расход топлива при неустановившихся режимах, 1,01

29330 КДж/кг – удельная теплота сгорания условного топлива,

η_к^бр – КПД котла брутто

h₀ –энтальпия свежего пара перед турбиной,

h_пв –энтальпия питательной воды после ПВД,

h_кв – энтальпия котловой воды,

В^к_у =(1,01*11445*10³/29,33*10³*0,95)* [(3550-1051,3)+0,01*(1632,8-1054,3)/

/(1-0,01)]=1231,6*10³ ту*т/год

Общий расход условного топлива

В^гу = В^к_у (61)

В^гу = В^к_у = 1231,6*10³ ту*т/год

 

15.5.2 Годовой расход условного топлива, отнесенный на отпуск теплоты

Годовой расход условного топлива, отнесенный на отпуск теплоты ту*т/год, определяю по формуле:

В^т_у= (Q^т_п/29.3*η^бр_к+ Q^г_отоп/29,3* η^бр_к* η_сп)К/ η_тп (62)

где, η_сп–коэффициент полезного действия сетевых подогревателей, 0,99

η_тп - коэффициент полезного действия теплопередачи, 0,97;

К-коэффициент, учитывающий дополнительный расход топлива, связанный с неустановившимися режимами работы, 1,02-1,05

В^т_у =(11544*10³/29.3*0.95+5799,8*10³/29,3*0,95*0,99)*

*1.05/0,97=676,8*10³ ту*т/год

 

 

15.5.3 Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии

Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии ту*т/год, определяю по формуле:

В^э_у= В^к_у - В^т_у (63)

В^э_у = 1231,6*10³-676,8*10³ = 554,8*10³ ту*т/год

 

15.5.4 Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты с учетом электроэнергии собственных нужд, отнесенный на отпуск теплоты

Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты с учетом электроэнергии собственных нужд, отнесенный на отпуск теплоты ту*т/год, определяю по формуле:

В^т'_у = В^т_у + в^э_отп* W ^т_сн (64)

где, в^э_отп – удельный расход условного топлива на отпущенный киловатт-час, кг_ут/кВт*ч, определяю по формуле:

в^э_отп=В^э_у/(W_в - W ^э_сн) (65)

в^э_отп=554,8*10³*10³/(2080*10³-72,8*10³) *10³=0,28

В^т'_у =676,8*10³ + 0,28*104*10³=705,9*10³ ту*т/год

15.5.5 Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии с учетом собственных нужд, отнесенный на отпуск электроэнергии

Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии с учетом собственных нужд, отнесенный на отпуск электроэнергии ту*т/год, определяю по формуле:

В^э'_у = В^к_у - В^т'_у (66)

В^э'_у =1231,6*10³ – 705,9*10³ =525,7*10³ ту*т/год

 

 

 

15.6 Удельные расходы условного топлива и КПД станции при однотипном оборудовании

15.6.1 Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии

Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии кг_ут/кВт*ч, определяю по формуле:

в^э_отп=В^э '_у /W_отп (67)

в^э_отп=525,7*10³*10³/1903,2*10³*10³ =0,28

 

15.6.2 Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты

Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты кг_ут/ГДж, определяю по формуле:

в^т_отп =В^{т '}_у*10³/Q_отп (68)

в^т_отп= 705,9*10 ³*10 ³/17343,8*10 ³=40,7

 

15.6.3 Коэффициент полезного действия станции по отпуску электроэнергии

Коэффициент полезного действия станции на отпуск электроэнергии %, определяю по формуле:

η^э_отп = (3,6* W_отп/29,3* В^э'_у )*100% = (0,123/ в^э_отп)*100% (69)

где, 3,6-переводной эквивалент электроэнергии в теплоту, ГДж/МВт*ч;

η^э_отп =0,123/0,28*100=44%

 

15.6.4 Коэффициент полезного действия станции на отпуск теплоты

Коэффициент полезного действия станции на отпуск теплоты %, определяю по формуле:

η^т_отп=(Q_отп/29.3* В^т'_у)*100%= (34.1/ в^т_отп) *100% (70)

η^т_отп =34,1/40,7*100=84%

 

15.6.5 Коэффициент использования топлива

Коэффициент использования топлива %, определяю по формуле:

η_топл= ((3,6 W_отп+ Q_отп)/ 29.3* В^т_у) *100% (71)

η_топл = ((3.6*1903,2*10³+17343,8*10³)/29.3*1231,6*10³)*100=67%

 

 

15.7 Расход натурального топлива

Расход натурального топлива энергетическими котлами ту*т/год, определяю по формуле:

В_н^к=В_у^к*29330/Q_н^р(1+а_пот%/100) (72)

где, Q_н^р – удельная теплота сгорания натурального топлива, сжигаемого в энергетических котлах, КДж/кг,

а_пот – предельная норма естественных потерь топлива в пути до станции назначения, 0,3

В_н^к=(1231,9*10³*29330/40726,8)*(1+0,3/100)=889,6*10³ ту*т/год

 

15.8 Эксплуатационные расходы ТЭЦ

Проектные расчеты себестоимости электроэнергии и теплоты на ТЭЦ в период нормальной эксплуатации производятся по статьям калькуляции:

· Топливо на технологические цели

· Вода на технологические цели

· Основная заработная плата производственных рабочих

· Отчисления на социальное страхование с заработной платы производственных рабочих

· Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования

· Цеховые расходы

· Общестанционные расходы

 

15.8.1 Топливо на технологические цели

По этой статье учитывается топливо, которое расходуется непосредственно на производство электрической энергии и теплоты. Топливо оценивается по цене франко-станции назначения, т.е. с учетом транспортных затрат.

Топливо на технологические цели руб/год, определяю по формуле:

И_топл =Ц_пр * В^г_н (73)

где, Ц_пр – прейскурантная цена топлива, 1882,64 руб/тнт с учетом НДС;

И_топл = 4720*889,6*10³= 4198912*10³ руб/год

Цену одной тонны условного топлива руб/ту*т_, , определяю по формуле:

И_у = И_топл/В^к_у (74)

Ц_у=4198912*10³/1231,6*10³= 3409,3 руб/ту*т

 

15.8.2 Вода на технологические цели

В эту статью включаются затраты на воду, расходуемую на питание котлов, на систему циркуляционного водоснабжения, на пополнение системы

теплофикации и отпуск горячей воды, на охлаждение генераторов.

Здесь же учитываются все затраты на ХОВ, кроме амортизации (заработной платы с начислениями, химические реактивы и другие расходы). Кроме того в этой статье затрат учитывается плата в бюджет за воду на технологические цели, охлаждение пара в конденсатора турбин.

Затраты на воду руб/год, определяю по формуле:

И_в= [(α₁*В^к_н/1000)+ α₂ΣD^к_н*n_к + α₃*N_у+ пл. _{в бюджет}*n_т ]*К_уд (75)

где, α₁ = 0 для газо-мазутного топлива,

α₂ = 50 рублей на 1 тонну суммарной часовой производительности всех котлов;

α₃ = 1.3 рубля на 1 кВт установленной мощности для станций с поперечными связями;

D^к_н – номинальная производительность всех установленных энергетических котлов, т/ч;

N_у – установленная мощность станции, МВт;

пл. _{в бюджет} – годовая плата в бюджет, 157,2*10³ руб/год;

К_уд – коэффициент удорожания;

И_в=[0+55*500*4+0,9*320*10³+157,2*10³*4]*35= 35938*10³ руб/год

 

15.8.3 Основная заработная плата производственных рабочих

По данной статье планируется и учитывается основная заработанная плата производственных рабочих, непосредственно участвующих в техническом процессе производства энергии. К основной заработной плате относятся выплаты, связанные отработанным временем..

Основная заработная плата производственных рабочих руб/год, определяб по формуле:

И_озп = α_пр* η _экс*N_у * ЗП_ср* К_рзп (76)

где, α_пр – доля производственных рабочих в общей численности эксплуатационного персонала, 0,7

η _экс – численность эксплуатационного персонала, чел

η' _экс – удельная численность эксплуатационного персонала, чел/МВт, определяю по формуле:

η'_экс= η _экс/ N_у (77)

η'_экс= 280/320=0,875

где, ЗП_ср – средняя заработная плата одного производственного рабочего в год, 130*10³ руб./год

К_рзп - районный коэффициент оплаты труда,1,2,

И_озп = 0,7*0,875*320*130*10³*1,2= 33124*10³ руб./год

 

15.8.4 Дополнительная заработная плата производственных рабочих

Дополнительная заработанная плата – это выплаты не связанные с рабочим временем (оплаты очередных и, дополнительных и ученических отпусков, оплата за время выполнения государственных обязанностей и другие выплаты).

Подсчитывается укрупнено в размере 7-10% от основной заработанной платы производственных рабочих.

Дополнительная заработная плата производственных рабочих руб/год, определяю по формуле:

И_дзп = 0.07* И_озп (78)

И_дзп = 0,07*33124*10³= 2649,9*10³ руб./год

 

15.8.5 Отчисления на социальные нужды

В отчисления на социальные нужды ходят: 20% - отчисления пенсионный фонд; 3.2% - отчисления в фонд социального страхования, 2.8% - отчисления в фонд обязательного медицинского страхования; 0.4% - страхование от несчастного случая.

Отчисления на социальные нужды руб/год, определяю по формуле:

И_ос = 0,264*(И_озп+ И_дзп) (79)

И_сс =0,264*(33124*10³+2649,9*10³)=9444,3*10³ руб./год

 

 

15.8.6 Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования

К этой статье относятся расходы по содержанию оборудования (стоимость смазочных, обдирочных материалов), амортизация силовых и рабочих машин, передаточных устройств, инструмента, внутрицехового транспорта, текущего ремонта производственного оборудования прочие расходы.

Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования руб/год, определяю по формуле:

И_экс = β * И^об_а (80)

где, β – коэффициент, учитывающий затраты на текущий ремонт и обслуживание оборудования, 1,25;

И^об_а – амортизационные отчисления по производственному оборудованию, руб./год, определяю по формуле:

И^об_а = (Н^об_а/100)*С_об (81)

где, Н^об_а – норма амортизационных отчислений по производственному оборудованию,7 %;

С_об – стоимость оборудования составляет 60-70% от капиталовложений в строительство, руб./год, определяю по формуле:

С_об= 0.6*К (82)

С_об = 0,6*2975427*10³= 1785256,2*10³ руб./год

И^об_а = 7/100*1785256,2*10³= 124967,9*10³ руб./год

И_экс = 1,25*125967,9*10³=156209,9*10³ руб./год

 

15.8.7 Расходы по подготовке и освоению производства

По данной статье учитываются пусковые расходы, связанные с комплексным опробованием оборудования, наладочными работами и испытаниями после взятия нагрузки агрегатами на новых электрических станциях, а также на действующих электрических станциях при их расширении и реконструкции.

В период нормальной эксплуатации пусковые расходы не учитываются.

 

 

15.8.8 Цеховые расходы

К этой статье относятся затраты на обслуживание цехов и управлению ими: заработанная плата аппарата управления цехом, амортизация и затраты по содержанию и текущему ремонту зданий и инвентаря общецехового назначения, расходы по охране труда.

Цеховые расходы руб/год, определяю по формуле:

И_цех = β*И_экс (83)

И_цех = 0,15*156209,9*10³= 23431,5*10³ руб./год

 

15.8.9 Общестанционные расходы

К этой статье относятся расходы по управлению энергетическим предприятием6 административно-управленческие расходы (заработная плата, командировочные расходы), общепроизводственные расходы (содержание, амортизация, испытания, текущий ремонт общестанционных средств, исследования, рационализация и охрана труда общестанционного характера), отчисления на целевые расходы (техническая пропаганда, отчисления на содержание вышестоящих организаций т.д.).

Общестанционные расходы руб/год, определяю по формуле:

И_ос = ЗП_ср*η_ауп*К_рзп+ γ*(И_экс +И_цех) (84)

где, ЗП_ср – среднегодовая заработная плата одного работника административно- управленческого персонала, 160*10³ руб

η_ауп – численность административно- управленческого персонала, чел, определяю по формуле:

η_ауп= 7%*Ч_ппп (85)

где, η_ппп – удельная численность промышленно-производственного персонала, определяется по формуле:

η_ппп= η_ппп/N_у (86)

η_ппп= η_ппп/N_у=170/320=0,53

η_ауп=0,07*602=42

γ - доля от численности промышленно-производственного персонала, %

И_ос = 42*160*10³*1,3+0,1*(156209,9*10³+23431,5*10³)=26720,1*10³ руб/год

 

15.8.10 Общие издержки производства на ТЭЦ

В общие издержки производства на ТЭЦ включаются все рассчитанные затраты.

Общие издержки производства на ТЭЦ руб./год, определяю по формуле:

И = И_топл+ И_в+ И_озп + И_дзп + И_сс +И_экс +И_цех+ И_ос (87)

И = 4198912*10³ +35938*10³ +33124*10³ +2649,9*10³ +9444,3*10³ +

156209,9*10³ +23431,5*10³ +26720,1*10³ =4486429,7*10³ руб./год

 

 

 

15.9 Калькуляции себестоимости электрической энергии и теплоты

15.9.1 Коэффициент распределения затрат на теплоту

Коэффициент распределения затрат на теплоту т/год, определяю по формуле:

К^т_р = В^т'_у/ В^к_у (88)

К^т_р = 705,9*10³/1231,6*10³ =0,6

 

15.9.2 Коэффициент распределения затрат на электрическую энергию

Коэффициент распределения затрат на электрическую энергию определяется по формуле:

К^э_р = 1- К^т_р (89)

К^э_р = 1-0,6 = 0,4

 

15.9.3 Годовые издержки, отнесенные на отпуск теплоты

 

Годовые издержки, отнесенные на отпуск теплоты, руб./год, определяются по формуле:

И^т = К^т_р* И (90)

И_т = 0,6*4486429,7*10³ =2691857,8*10³ руб./год

В том числе издержки по всем статьям затрат, приходящиеся на отпуск теплоты руб/год, определяю по формулам:

И^т_топл = К^т_р* И_топл (91)

И^т_топл =0,6*4198912*10³ =2519347,2*10³ руб./год

И^т_в = К^т_р* И_в (92)

И^т_в = 0,6*35938*10³ =21562,8*10³ руб./год

И^т_озп = К^т_р* И_озп (93)

И^т_озп = 0,6*33124*10³ =19874,4*10³ руб./год

И^т_дзп = К^т_р* И_дзп (94)

И^т_дзп = 0,6*2649,9*10³ =1589,9*10³ руб./год

И^т_сс = К^т_р* И_сс (95)

И^т_сс = 0,6*944,3*10³ =5666,6*10³ руб./год

И^т_экс = К^т_р* И_экс (96)

И^т_экс = 0,6*156209,9*10³ =93725,9*10³ руб./год

И^т_цех = К^т_р* И_цех (97)

И^т_цех = 0,6*23431,510³ =14058,9*10³ руб./год

И^т_ос = К^т_р* И_ос (98)

И^т_ос = 0,6*26720,1*10³ =16032,1*10³ руб./год

Общегодовые издержки на отпуск теплоты руб/год, определяются по формуле:

И^т = И^т_топл + И^т_в + И^т_озп + И^т_дзп + И^т_сс + И^т_экс + И^т_цех + И^т_ос (99)

И^т =2519347,2*10³ +21562,8*10³ +19874,4*10³ +1589,9*10³ +5666,6*10³ +93725,9*10³ +4058,9*10³ +16032,1*10³ =2691857,8*10³ руб./год

 

15.9.4 Годовые издержки, отнесенные на отпуск электрической энергии

Годовые издержки, отнесенные на отпуск электрической энергии, тыс.руб/год, определяются по формуле:

И^э = И- И^т (100)

И^э = 4486429,7*10³-2691857,8*10³ =1794571,9*10³ руб/год

В том числе издержки по всем статьям затрат, приходящиеся на отпуск электроэнергии, руб/год, определяю. по формулам:

И^э_топл = И_топл -И^т_топл (101)

И^э_топл =4198912*10³-2519347,2*10³ =1679564,8*10³ руб/год

И^э_в = И_в -И^т_в (102)

И^э_в =35938*10³-21562,8*10³ =14375,2*10³ руб/год

И^э_озп = И_озп -И^т_озп (103)

И^э_озп =33124*10³ -19874,4*10³ =13249,6*10³ руб/год

И^э_дзп = И_дзп -И^т_дзп (104)

И^э_дзп =2649,9*10³ -1589,9*10³ =1060*10³ руб/год

И^э_сс = И_сс -И^т_сс (105)

И^э_сс =9444,3*10³ -5666,6*10³ =3777,8*10³ руб/год

И^э_экс = И_экс - И^т_экс (106)

И^э_экс =156209,9*10³ -93725,9*10³ =62484*10³ руб/год

И^э_цех = И_цех - И^т_цех (107)

И^э_цех =23431,5*10³ -14058,9*10³=9372,6*10³ руб/год

И^э_ос = И_ос - И^т_ос (108)

И^э_ос =26720,1*10³ -16032,1*10³ =10688*10³ руб/год

Общегодовые издержки на отпуск электрической энергии руб/год, определяю по формуле:

И^э = И^э_топл + И^э_в + И^э_озп + И^э_дзп + И^э_сс + И^э_экс + И^э_цех + И^э_ос (109)

И^э =1679564,8*10³ +14375,2*10³ +13249,6*10³ +1060*10³ +3777,8*10³+

+62484*10³+9372,6*10³ +10688*10³ =179457,2*10³ руб/год

 

15.9.5 Себестоимость единицы теплоты

Себестоимость единицы теплоты руб./ГДж, определяю по формуле:

S^т_отп = И^т/Q_отп (110)

S^т_отп =2691857,8*10³ /17343,8* 10³= 155,21 руб./ГДж

Топливные составляющие себестоимости по отпуску теплоты руб./ГДж, определяются по формулам:

S^т_топл = И^т_топл/Q_отп (111)

S^т_топл =2519347,2*10³ /17343,8*10³= 145,26 руб./ГДж

S^т_в = И^т_в /Q_отп (112)

S^т_в =21562,8*10³ /17343,8*10³ = 1,24 руб./ГДж

S^т_озп = И^т_озп/Q_отп (113)

S^т_озп =19874,4*10³/17343,8*10³= 1,16 руб./ГДж

S^т_дзп = И^т_дзп/Q_отп (114)

S^т_дзп =1589,9*10³/17343,8*10³= 0,09 руб./ГДж

S^т_сс = И^т_сс/Q_отп (115)

S^т_сс =5666,6*10³/17343,8*10³= 0,33 руб./ГДж

S^т_экс = И^т_экс/Q_отп (116)

S^т_экс =93725,9*10³/17343,8*10³= 5,4 руб./ГДж

S^т_цех = И^т_цех/Q_отп (117)

S^т_цех =14058,9*10³ /17343,8*10³= 0,81 руб./ГДж

S^т_ос = И^т_ос/Q_отп (118)

S^т_ос =16032,1*10³ /17343,8*10³= 0,92 руб./ГДж

Сумма всех составляющих себестоимости по отпуску теплоты руб./ГДж, определяю по формуле:

S^т_отп=S^т_топл+S^т_в+S^т_озп+S^т_дзп+S^т_сс+S^т_экс+S^т_цех+S^т_ос (119)

S^т_отп =145,26+1,24+1,16+0,09+0,33+5,4+0,81+0,92= 155,28 руб./ГДж

 

15.9.6 Себестоимость отпущенной энергии

Себестоимость отпущенной энергии коп./кВт*ч, определяю по формуле:

S^э_отп =И^э*100/W_отп*1000 (120)

где, 100 – перевод из рублей в копейки

1000 – перевод из МВт*ч в кВт*ч

S^э_отп =1794571,9*10³*100/1903,2*10³*1000 =94 коп./кВт*ч

Топливные составляющие себестоимости по отпуску электроэнергии коп./кВт*ч, определяю по формулам:

S^э_топл =И^э_топл*100/W_отп*1000 (121)

S^э_топл =1679564,8*10³*100/1903,2*10³*1000 =88,2 коп./кВт*ч

S^э_в=И^э_в*100/W_отп*1000 (122)

S^э_в=14375,2*10³*100/1903,2*10³*1000 =0,8 коп./кВт*ч

S^э_озп=И^э_озп*100/W_отп*1000 (123)

S^э_озп=13249,6*10³*100/1903,2*10³*1000 =0,7 коп./кВт*ч

S^э_дзп=И^э_дзп*100/W_отп*1000 (124)

S^э_дзп=1060*10³*100/1903,2*10³*1000 =0,06 коп./кВт*ч

S^э_сс=И^э_сс*100/W_отп*1000 (125)

S^э_сс=3777,8*10³*100/1903,2*10³*1000 =0,2 коп./кВт*ч

S^э_экс=И^э_экс*100/W_отп*1000 (126)

S^э_экс=62484*10³*100/1903,2*10³*1000 =3,3 коп./кВт*ч

S^э_цех=И^э_цех*100/W_отп*1000 (127)

S^э_цех=9372,6*10³*100/1903,2*10³*1000 =0,5 коп./кВт*ч

S^э_ос=И^э_ос*100/W_отп*1000 (128)

S^э_ос=10686*10³*100/1903,2*10³*1000 =0,6 коп./кВт*ч

Сумма всех составляющих себестоимости по отпуску электрической энергии коп./кВт*ч, определяю по формуле:

S^э_отп= S^э_топл+S^э_в+S^э_озп+S^э_дзп +S^э_сс+S^э_экс+S^э_цех+S^э_ос (129)

S^э_отп =88,2+0,8+0,7+0,06+0,2+3,3+0,5+0,6=94 коп./кВт*ч

 

15.9.7 Структура себестоимости

Структура себестоимости позволяет проанализировать, какой удельный вес в годовых затратах в целом по станции имеет каждая статья.

Структура себестоимости %, определяю по формулам:

И_топл = (И_топл/И)*100% (130)

И_топл =(4198912*10³/47486429,7*10³)*100% =93,59%

И_в = (И_в/И)*100% (131)

И_в =(35938*10³/4486429,7*10³)*100% =0,8%

И_озп = (И_озп/И)*100% (132)

И_озп =(33124*10³/4486429,7*10³)*100% =0,74%

И_дзп = (И_дзп/И)*100% (133)

И_дзп =(2649,9*10³/4486429,7*10³)*100% =0,06%

И_сс = (И_сс/И)*100% (134)

И_сс =(9444,3*10³/4486429,7*10³)*100% =0,21%

И_экс = (И_экс/И)*100% (135)

И_экс =(156209,9*10³/4486429,7*10³)*100% =3,48%

И_цех = (И_цех/И)*100% (138)

И_цех =(23431,5*10³/4486429,7*10³)*100% =0,52%

И_ос = (И_ос/И)*100% (139)

И_ос =(26720,110³/4486429,7*10³)*100% =0,59%

И_топл +И_в +И_озп +И_дзп +И_сс +И_экс +И_цех +И_ос = 100% (140)

И =93,59 +0,8 +0,74 +0,06 +0,21 +3,48 +0,52 +0,59 =100%

 

Таблица 35- Калькуляция себестоимости электрической энергии и теплоты

 

Наименование статей затрат	Годовые издержки производства	В том числе
На теплоту	На электроэнергию
И,тыс.руб/ год	Структу ра,%	Ит, тыс. руб./год	Sтотп,руб/ГДж	Иэ, тыс. руб./год	Sэотп, коп/кВт
Топливо на технологические цели		93,6	2519347,2	145,26	1679564,8	88,2
Вода на технологические цели		0,8	21562,8	1,24	14375,2	0,8
Основная заработная плата производственных рабочих		0,74	19874,4	1,16	13249,6	0,7
Дополнительная заработная плата рабочих	2649,9	0,06	1589,9	0,09		0,06
Отчисления на социальные нужды с заработной платы производственных рабочих	9444,3	0,21	5666,6	0,33	3777,8	0,2
Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования	156209,9	3,48	93725,9	5,4		3,5
Цеховые расходы	23431,5	0,52	14058,9	0,81	9372,6	0,5
Общестанционные расходы	26720,1	0,59	16032,1	0,92		0,6
ВСЕГО	4486429,7		2691857,8	155,21	1794571,9