График 1 - Построение суточного графика электрической нагрузки для промышленности

График 2 - Построение суточного графика электрической нагрузки для коммунально-бытовых нужд и транспорта

График 3 - Совмещенный график электрической нагрузки района

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ СТАНЦИИ, ВЫБОР ТИПА И ЕДИНИЧНОЙ

МОЩНОСТИ АГРЕГАТОВ

Зимний максимум электрической нагрузки определяется по данным расчетной табл.8

В 19 часов).

Летний максимум электрической нагрузки при выполнении курсовой работы можно принять 75% от зимнего максимума: P_max^лето=0,75Р_max^зима = 0,75*138,6=103,95 МВт.

При определении мощности станции следует учитывать, что зимой станция отдает в районную энергосистему определенный процент мощности от максимума нагрузки района. Отдача или получение электроэнергии из районной энергосистемы (или в районную энергосистему) происходит равномерно в течение суток (см. данные табл.6).

При определении мощности станции следует учитывать величину потерь энергии в высоковольтных сетях и подстанциях, распределительных сетях (8-11%), расход энергии на собственные нужды станции (5-7%).

Таким образом, максимальная электрическая нагрузка станции с учетом потерь в сетях, собственных нужд и связи с районной энергосистемой определяется по формуле:

,

,

где DР_сист^зима % и DР_сист^лето % - соответственно величина отдачи в энергосистему или получения мощности из энергосистемы в % от зимнего и летнего максимума нагрузки района (см. данные табл.6). Исходя из максимальной зимней электрической нагрузки станции, а также на основании заданной в курсовой работе (табл. ПЗ) тепловой нагрузки, производится выбор единичной мощности, количества и типа турбоагрегатов станции.

Характеристика котлов и турбин приведена в таблице П-2.

Выбираем тип турбин ПТ-60-130/13, мощностью 60 МВт. Отопительный отбор 100 т/ч, технологический отбор 140 т/ч. Но т.к. мощности отопительных отборов недостаточно, то выбираем дополнительно турбину Т-50-130 мощностью 50 МВт. Отопительный отбор 180 т/ч.

Тепловые нагрузки D_max^тех=715 т/ч, D_max^от=1015 т/ч.

Отопительный отбор восьми турбин 100*6+180*2=960 т/ч; технологический отбор пяти турбин 150*5=700 т/ч – максимумы технологической и отопительной нагрузок покрываются не менее чем на 90%.

Количество турбин ПТ-60 должно быть равно (n_раб+1)=5+1=6, для обеспечения резервирования при проведении ремонта турбин. При этом резервная турбина может быть загружена по отопительной нагрузке, и выдавать электрическую мощность и в периоды, когда нет ремонтов турбин типа ПТ.

N_y=6*60+2*50=460 МВт, а Р_max^зима=138,6 МВт, избыточная мощность отдается в систему.

Для турбин ПТ-60 выбираем котлы типа ТН-81(У) в количестве 12 штук, а для Т-50-130 – в количестве 4 шт.

РАСЧЕТ ГОДОВОЙ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ОТПУСКА ТЕПЛА

Суточная выработка электрической энергии определяется исходя из заданного диспетчерского графика нагрузки станции.

Тогда суточная выработка электроэнергии в зимние и летние дни соответственно составит:

МВт, ,

МВт,

Коэффициент использования установленной мощности за сутки составит:

,

Необходимая годовая выработка электроэнергии ТЭЦ по временам года определяется по формуле:

Э_год = 24 d_зима N_у М_зима + 24 d_лето N_у М_лето

Э_год = 24 *0,39*460*181 + 24*0,193*460*184 = 1171366,08 МВт/год.

где М_лето - количество дней в апреле – сентябре (184 дня),

М_зима - количество дней в октябре – марте (181 день).

Число часов использования установленной мощности ТЭЦ определяется по формуле:

, час/год

,

где N_y - установленная мощность станции, МВт.

Годовой расход пара на технологические нужды составит:

Д_год^тех = Д_max^тех × h_max^тех т/год

Д_год^тех = 715 × 7000=5005000 т/год

На отопление:

Д_год^от = Д_max^от × h_max^от т/год

Д_год^от = 1015 × 3300=3349500 т/год

Годовой отпуск тепла:

Q_год = Д_год^тех × Di + Д_год^от × Di Гкал/год

Q_год = (5005 × 0,6+ 3349,5 × 0,55) × 1000 = 4845225 Гкал/год

Для отопительной и технологической нагрузки Di соответственно можно принять равным 0,55 и 0,6 Гкал/т пара.

ВЫБОР ТОПЛИВНОЙ БАЗЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Выбор топливной базы проектируемой станции производится на основании экономического сравнения двух возможных вариантов топливоснабжения.

Измерителем, характеризующим весь рассматриваемый процесс в целом, является продукция котельной установки электростанции, выражаемая в Гигакалориях тепла (или тоннах пара). Просуммировав экономические показатели рассмотренных выше 3-х процессов (добыча; транспорт и сжигание топлива с учетом потерь при перевозке, перевалах, складировании и пр.). Относя этот суммарный показатель к единице конечного измерителя (1 Гкал тепла, произведенного котельной установкой), получим итоговые показатели процесса в целом (себестоимость и капитальные затраты на 1 Гигакалорию тепла в год производимого котельной установкой электростанции):

, руб./Гкал

, руб./Гкал

где К_Т и S_Т - соответственно капитальные затраты и себестоимость;

α_пот - потери топлива при перевозке, перевалах, складировании, выраженные в долях единицы; принимаются для твердого и жидкого топлива в зависимости от расстояния;

Q_р^н - теплотворная способность топлива в ккал/кг;

h^бр - к.п.д. котельной установки (брутто).

Все исходные данные для этих расчетов приведены в табл. 3, 5. Вопрос об экономически наивыгоднейшем варианте топливоснабжения электростанции решается сопоставлением суммарных экономических показателей К₁; К₂; S₁; S₂. Выбор топливной базы произведен по таблице 9.

Таблица 9 - Выбор топливной базы ТЭЦ

№ пп	Показатели	Единица измерения	Обозначение	Виды топлива
Топливо А	Топливо Б
	Транспорт топлива	км	L
	Теплотворная способность топлива	ккал/кг	Qрн
	Потери топлива	%	aпот	1,1	1,6
	КПД котельной (брутто)	%	hбр		88,4
	1. Капиталовложения			-	-
	Капиталовложения в добычу и 1т натурального топлива в год	Руб/тнт	Кд
	Капитальные затраты на транспорт 1т перевозимого топлива в год	Руб/тнт	Кт	20,5	18,7
	Капиталовложения в добычу и транспорт 1т натурального топлива в год	Руб/тнт	Кд + Кт	580,5	693,7
	То же с учетом потерь	Руб/тнт	(1+aпот )( Кд + Кт)	1219,05	1803,62
	Капитальные затраты на сжигание 1т натурального топлива в год в котельной ТЭЦ	Руб/тнт	Ксж
Капитальные суммарные затраты на полезную 1Гкал	Руб/тнт	[(l +aпот )(Кд + Кт) + Ксж]103	460,2	760,83
Qрн hбр
	2. Себестоимость
	С/с добычи 1т натурального топлива в год	Руб/тнт	Sд
	С/с транспорта 1т перевозимого топлива в год	Руб/тнт	Sт
	С/с добычи и транспорта 1т натурального топлива в год	Руб/тнт	Sд + Sт
	То же с учетом потерь топлива	руб/тнт	(1++aпот)( Sд + Sт)		522,6
	С/с сжигания 1т натурального топлива в котельной электростанции в год	руб/тнт	Sсж	58,3	47,6
	Суммарные затраты на 1 пол. Гкал	Руб/Гкал		70,68	204,77
	Приведенные затраты	Руб/Гкал	S + Eн К	185,73	394,98

На основе расчетов, приведенный в таблице, можно сделать вывод, что каменный уголь выгоднее, чем бурый уголь. Его и будем оспользовать.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЙ В СООРУЖЕНИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Для определения капитальных затрат в сооружение станции предлагается воспользоваться методом стоимости отдельных агрегатов станции. Он позволяет более точно определять первоначальные затраты по ТЭЦ по сравнению с методом капитальных удельных затрат. В соответствии с этим методом стоимость станции определяется как сумма затрат, относимых к турбинам, котлам и в целом по станции. Последние включают в себя стоимость подсобных и обслуживающих объектов, затраты на освоение, планировку и благоустройство территории, стоимость корпуса управления станцией и некоторые другие затраты.

По узлам турбоагрегата и котлоагрегата капитальные затраты определяются для первого агрегата и последующих. К первому агрегату отнесена стоимость оборудования и главного корпуса, тех водоснабжения, топливного хозяйства.

Таким образом, капиталовложения в станцию определяются по формуле:

К_ст = К_турб + åК_турб + К_котл + åК_котл + К_ст

К_ст = 6700+ 5*3350 + 2*3150 +7050+ 11*3900 + 13750=93450 тыс. руб.

где К_турб, К_котл - затраты, относимые соответственно на первые турбоагрегат и котел; åК_турб, åК_котл - затраты, относимые соответственно на все последующие турбоагрегаты и котлы; К_ст - обще станционные затраты.

Исходные данные, приводимые в табл. П-4, П-5, П-6, соответствуют условиям сжигания каменного угля.

В итоге определяются удельные капиталовложения по проектируемой ТЭЦ:

К_уд = К_ст / N_y, руб/кВт

К_уд = 93450 / 460=203,152 руб/кВт

РАСЧЕТ ШТАТОВ И ФОНДА ЗАРАБОТНОЙ ПЛАТЫ

Фонд заработной платы для электростанции в курсовой работе определяется укрупненным методом. В зависимости от мощности станции и вида топлива принимается численность отдельных категорий (руководителей, специалистов, рабочих и служащих), Используя данные по среднемесячной заработной плате определяется месячная заработная плата каждой категории работающих на станции.

Таблица 10 – Штат сотрудников

	Кол-во,чел	Средняя з/п в месяц, руб	З/п рабочих в год., руб
Руководители
Специалисты
Рабочие

Для расчета основной заработной платы по станции за год сумму месячной заработной платы всего персонала надо умножить на 12. К этому фонду заработной платы добавляются начисления на социальные нужды в размере 26%.

Суммарный годовой фонд заработной платы

Ф_зп=5*360000+25*240000+120*120000=22200000 руб.

В итоге определяется средняя заработная плата:

Ф_{зп ср} = Ф_зп / Ч_п = 148000 руб

где Ф_зп - суммарный годовой фонд заработной платы, руб.;

Ч_п - численность персонала, чел. Коэффициент обслуживания установленной мощности

К_о = N_y / Ч_п = 460/150=3,07 МВт/чел

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВОГО РАСХОДА ТОПЛИВА И РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДО ТЭЦ

Годовой расход условного топлива приближенно может быть определен по топливным характеристикам турбин, приводимым в табл. П-7. Отдельно определяется суммарный расход топлива и расход топлива на производство тепловой энергии.

Общий годовой расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ определяется по формуле:

Э_сн ⁼ Э_год * К_сн кВтч/год

Э_сн ⁼ 1171366,08 *10³ кВт* 0,1552=181796015,6 кВтч/год

где К_сн - процент годового расхода электроэнергии на собственные нужды станции (в данной формуле подставляется в долях единицы). Приближенно данный показатель можно определить по следующей формуле:

где К_сн^I - для твердого и жидкого (газообразного) топлива принимается соответственно 4,0 и 8,0; К_сн^II – 8.0 и 5.0;

Данные коэффициенты приняты для конденсационных станций. К - поправочный коэффициент, равный 1,15 и вводимый для ТЭЦ. Годовой расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ, относимый на тепловую энергию, ориентировочно определяется по формуле:

Э_сн^q = Э_сн^q Q_год кВтч/год

Э_сн^q = Э_сн^q Q_год = 30*4845225=1145356750 кВтч/год,

где Э_сн^q - удельный расход электроэнергии, расходуемой на собственные нужды и относимый на тепло, отпускаемое потребителям, кВтч/Гкал.

Для приближенных расчетов принимается для твердого топлива 30 кВтч/Гкал, для нефти и газа 20 кВтч/Гкал.

Для перевода годового отпуска пара потребителям, рассчитанного в тоннах, в Гкал, следует пользоваться формулой:

Q_год = D_год Di Гкал/год

Q_год = 5005000*0,55+3349500*0,6=4762450 Гкал/год

Для отопительной нагрузки Di = 0,55 Гкал/т, для промышленной 0,6. Таким образом, годовой расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ относимый на электроэнергию, определяется по формуле:

Э_сн^{Э =} Э_сн - Э_сн^q

Э_сн^{Э =} 181796015,6-145356750= 36439265,6 кВтч/год.

СОСТАВЛЕНИЕ ГОДОВОГО КАЛЕНДАРНОГО ПЛАНА И ГРАФИКА РЕМОНТОВ (КАПИТАЛЬНЫХ И ТЕКУЩИХ) ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Календарный график капитальных и текущих ремонтов оборудования ТЭС составляется на основе исходных данных, норм периодичности ремонтов и длительности ремонтного простоя агрегатов (Табл. П-8,П-9).

Для каждого агрегатана графике указывают месяцы, календарные числа начала и окончания капитальных и текущих ремонтов, соблюдая правильное чередование ремонтов и простоя оборудования в резерве. Необходимо увязать время ремонтов с периодом участия электростанции в максимальной нагрузке энергосистемы. При решении, данной задачи необходимо учитывать следующее:

- календарный график ремонта строят в масштабе времени, каждый ремонт изображают

цветным прямоугольником с основанием, равным числу суток ремонтного простоя (см. табл. 8);

- период капитальных ремонтов не должен выходить за пределы летних месяцев года;

- между капитальными и текущими ремонтами разных котлов и турбоагрегатов для подготовительных работ необходим разрыв не менее трех-пяти суток (в зависимости от мощности агрегатов);

- одновременно в ремонте не должно находиться более одного турбоагрегата;

- период капитальных ремонтов котлов и турбоагрегатов совмещают во времени;

- текущие ремонты котлов и турбоагрегатов распределяют по возможности равномерно в течение года;

- в графике ремонтов соответствующим образом размещают резервные агрегаты, а также агрегаты, которые можно остановить по условиям нагрузки.

Текущий ремонт основного оборудования ТЭС производится два-три раза в год.

Капитальные ремонтыпроизводятся: котлоагрегатов - один раз в 2 года; турбоагрегатов - один раз в 2-3 года;блоков - один раз в 2 года.

Общее количество ремонтов, в среднемза год по станции можно принимать:

- для блочных установокс начальным давлением пара у турбин 130 ата и выше-один капитальный и три текущихремонта;

- для котлоагрегатов - один капитальный и два текущих ремонта;

- для паровых турбин - один капитальный и один текущий ремонт.

Таблица 11-Формы графика для составления календарного плана ремонта на электростанции

Агрегаты

МЕСЯЦЫ

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII.Д.

IV НА

X

XI

XII

Турбогенератор 1

Турбогенератор 2

Турбогенератор 3

Турбогенератор 4

Турбогенератор 5

Турбогенератор 6

Турбогенератор 7

Турбогенератор 8

Котел 1

Котел 2

Котел 3

Котел 4

Котел 5

Котел 6

Котел 7

Котел 8

Котел 9

Котел 10

Котел 11

Котел 12

Котел 13

Котел 14

Котел 15

Котел 16

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВЫХ ИЗДЕРЖЕК ПРОИЗВОДСТВА

Для определения себестоимости энергии составляется плановая смета затрат со следующими элементами:

1) топливо;

2) заработная плата основная, дополнительная и начисления на заработную плату;

3) амортизация;

4) ремонтный фонд;

5) услуги сторонних организаций;

6) вспомогательные материалы;

7) прочие расходы.

Годовые затраты тепловойэлектростанции на топливо (тыс.руб. в год) определяются по формуле:

где В_год - годовой расход условного топлива, т/год;

Q_р^н - теплота сгорания используемого топлива, ккал/кг;

Ц_топ - договорная цена натурального топлива, руб/т;

Ц_тр - стоимость транспорта натурального топлива, руб/т;

a_пот - потери топлива при перевозке, погрузочно-разгрузочных работах и хранении, %.

Основная и дополнительная заработная плата с начислениями учитывает заработную плату всего промышленно-производственного персонала предприятия за исключением персонала вспомогательных цехов и служб. Она рассчитывается исходя из штатного расписания, на базе которого определяется фонд заработной платы (Приложение 2).

Кроме этого, расходы по соответствующей статье годовых издержек производства можно определить как произведение штатного коэффициента n на установленную мощность электростанции и среднегодовой фонд заработной платы одного работника Ф_ср^зп руб/год:

И_зп = n Ф_ср^зп N_y (1 + a_д) (1 + a_cc) тыс.руб/год

И_зп = 1,75*148000*460*(1+0,15)*(1+0,26)=98647,920 тыс.руб/год

где a_д - коэффициент, учитывающий увеличение заработной платы;

a_cc - отчисления на социальное страхование.

Сумма амортизации основных фондов электростанции определяется по формуле:

тыс.руб/год

тыс.руб/год

где К_а - норма амортизации, %

К_ст - капитальные затраты на станции, тыс.руб.

Средняя норма амортизации в целом по станции колеблется в пределах 6-8%.

Величина ремонтного фонда определяется на основании календарного плана (графика) ремонтов основного оборудования электростанции, который строится исходя из мощности и количества последнего, а также участия станции в максимуме нагрузки энергосистемы и наличия резервного оборудования. Определив плановый объем работ, величину необходимого рабочего времени, состав рабочих по специальностям, квалификации и количеству, можно рассчитать затраты на ремонт.

Приближенно затраты на ремонт определяются в долях от стоимости основных фондов:

И_рем = 0,1 К_ст

И_рем = 0,1*93450=9345 тыс.руб

Прочие издержки определяются как:

И_пр = 0.1 (И_т + И_а + И_рем + И_зп), тыс.руб/год

И_пр =0,1*(304182+5607+9345+98647)=41778,1 тыс.руб/год

СОКРАЩЕННАЯ КАЛЬКУЛЯЦИЯ СЕБЕСТОИМОСТИ ЭНЕРГИИ

Для определения себестоимости 1кВт-ч и 1Гкал используют физический метод разнесения затрат.

Затраты топливно-транспортного цеха, механической подачи топлива, топливо приготовления и котельного цеха относятся на оба вида продукции, т.е. на электрическую и тепловую энергию, и распределяются между ними пропорционально расходу условного топлива. Это обусловлено тем, что работа этих цехов связана как с выработкой электроэнергии, так и с выработкой тепла.

Затраты машинного зала и электроцеха целиком относятся на выработку электрической энергии.

Себестоимость электроэнергии по элементам определяется делением соответствующих затрат на отпущенное количество электроэнергии. Например, затраты по топливу, израсходованному на производство электроэнергии (колонка 3, строка 6), делятся на годовое количество отпущенной электроэнергии в кВт-ч. Полученный результат записывается в колонку 3, строка 8. Аналогично производится определение составляющих себестоимости по тепловой энергии, но в этом случае делятся затраты по производству тепла на количество отпущенного тепла в Гкал. Структура себестоимости энергии ТЭЦ определяется по форме табл.12.

Таблица 12 - Сокращенная калькуляция себестоимости энергии ТЭЦ

№ пп	Наименование статей	Элементы затрат в млн. рублей	Распределение затрат на
Топливо	ЗП с начислениями	Амортизация	Ремонтный фонд	Прочие	Всего	ЭЭ	Тепло
в106 руб	В %	в106 руб	В %
	Топливно-транспортный и котельный цехи		34,51	2,8	4,65	-	345,96	103,79
	Машинный и электрический цехи	-	34,54	2,52	4,19	-	41,22	41,22		-	-
	Всего по пп. 1+2		69,02	5,32	8,84	-	38,18	145,0
	Обще станционные расходы	-	29,58	0,28	0,46	41,8	72,12	45,42		26,77
	Итого затрат по пп. 3+4		98,6	5,6	9,3	41,8	459,3	190,42	-	270,7	-
Распределение затрат	6. На эл. энергию	100,32	48,31	2,7	4,56	20,5	186,39
7. Тепло энергию	203,68	50,29	2,9	4,74	21,3	279,91
Себестоимость	8.Эл. энергии коп/кВт-ч	8,56
9. Тепло энергии руб/Гкал	42,04

Таблица 13 -Структура себестоимости энергии ТЭЦ

№ пп	Элементы затрат	В процентах
Электроэнергия	Теплоэнергия
	Топливо
	Зарплата
	Амортизация	1,6	1,1
	Ремонтный фонд	2,4	1,3
	Прочие		7,6
	Итого	100%	100%

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИБЫЛИ. РЕНТАБЕЛЬНОСТИ ПРОИЗВОДСТВА И ДРУГИХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

Прибыль

При переходе предприятий на рыночные отношения важнейшим показателем производственно-хозяйственной деятельности становится прибыль.

Валовая прибыль энергосистемы от реализации энергии, вырабатываемой проектируемой электростанцией, в первом приближении можно определить как произведение полезно отпущенной энергии на соответствующие тарифы.

Ц_э = 8,56 коп/кВт-ч;

Ц_q = 42,04 руб/Гкал.

Таким образом, годовая сумма реализации определяется по формуле:

Ц = Ц_э Э_год 0,88 + Ц Q_год 0,97=902,12 млн.руб,

где Э_год - годовая выработка электроэнергии в кВтч;

0,88 - коэффициент, учитывающий расход электроэнергии на собственные нужды и потери в сетях;

0,97 - к.п.д. тепловых сетей. Валовая прибыль за год определяется по формуле:

m = Ц - И_å =902,12-459,3=442,82 млн.руб.

Чистая прибыль (прибыль остающаяся в распоряжении предприятия) определяется как разность между налогооблагаемой прибылью и платежами в бюджет

m_ч ⁼ m – m D_н = 442,82 – 0,24*442,82 =336,54 млн.руб

где D_н - ставка налога на прибыль.

Рентабельность

Определяется общая и расчетная рентабельность. Норма общей рентабельности определяется по формуле:

Норма расчетной рентабельности определяется по формуле:

=2823 %

где Ф_ос и Ф_об^н - стоимость основных фондов предприятия (принимается равной сумме

капитальных вложений в ТЭЦ) и сумма собственных нормируемых оборотных средств

(может быть принята равной затратам по топливу за месяц эксплуатации); D_к - сумма

выплат процентов по банковским кредитам, принимается равной 1% от стоимости

основных фондов и нормируемых оборотных средств.

Оставшаяся часть прибыли используется для образования фондов предприятия. Фондоотдача определяется как отношение суммы реализации к стоимости основных фондов и нормируемых оборотных средств.

Фондоемкость определяется как отношение стоимости основных фондов и нормируемых оборотных средств к объему произведенной электрической и тепловой энергии в стоимостном выражении.

Фондовооруженность определяется как отношение стоимости основных фондов к списочному количеству работников электростанции.

В итоге проведенных расчетов необходимо дать сводку технико-экономических показателей ТЭЦ, характеризующих эффективность ее строительства и эксплуатации, по форме табл. 14.

Таблица 14 -Технико-экономические показатели электростанции

№ пп	Показатели	Единица измерения	Абсолютная величина
1.	Установленная мощность ТЭЦ	тыс. кВт
2.	Состав оборудования		ПТ-60-130/13, Т-50-130, ТН-81 (У)
3.	Число часов использования установленной мощности	час/год
4.	Расход электроэнергии на собственные нужды	%	15,52
5.	Удельный расход топлива на выработанный кВт-ч	кг.у.т/кВт-ч	11,009 24,77
6.	То же, на отпущенный кВт-ч	¸	11,36 332,5
7.	Удельный расход топлива на отпущенную Гкал. брутто	кг.у.т/Гкал	24,77 203,15
8.	То же - нетто	¸	332,5
9.	К.п.д. ТЭЦ по отпуску электроэнергии	%	0,15
10.	То же, по отпуску тепла - нетто	%	42,96
11.	Удельные капиталовложения на 1кВт установленной мощности	руб/кВт	203,15
12.	То же, на 1кВт-ч среднегодовой выработки электро энергии	коп/кВт-ч	7,98
13.	Средний процент амортизации ТЭЦ	%
14.	Штатный коэффициент	чел/1000 кВт	0,15
15.	Годовой фонд заработной платы с начислениями на 1 человека	руб/чел год
16.	Себестоимость отпущенного кВт-ч	руб/кВт-ч	8,56
17.	Себестоимость отпущенной Гкал	руб/Гкал	42,04
18.	Норма общей рентабельности ТЭЦ	%
19.	Норма расчетной рентабельности	%
20.	Приведенные затраты	млрд. руб/кВт-ч	0,459
21.	Прибыль	млрд. руб/год	0,902
22.	Фондоотдача	руб/руб	0,039   25,64
23.	Фондоемкость	руб/руб	25,64
24.	Фондовооруженность	руб/чел	0,623
25.	Срок окупаемости	годы	5 мес.

Заключение

В данной расчетной работе была рассчитана ТЭЦ, нагрузкой которой является населенный пункт с числом жителей 850 человек и имеющей промышленную нагрузку (завод по производству алюминия). Оказалось, что выбранное оборудование вырабатывает энергию, большую, чем необходимо на данный момент развития инфраструктуры города и промышленности. Поэтому избыток энергии будет выдаваться в систему.

Для данной ТЭЦ было выбрано следующее оборудование:

Турбина Т-50-130 (дополнительная, т.к. отопительного отбора основный турбин не хватало);

Турбина ПТ-60-130/13;

Котел ТН-81 (У).

Был также выбран штат работников и рассчитана их заработная плата.

Срок окупаемости ТЭЦ составляет 5 месяцев.

Список литературы