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= [Кгк + Кпк *(nк – 1)] *Кр.с.*Куд *К1 (37)
где, Кгк,Кпк – капитальные затраты на узел котла (головного и каждого последующего), тыс. руб.
Кгт,Кпт – капитальные затраты на узел турбоагрегата (головного и каждого последующего), тыс. руб.
nк,nта – количество однотипных котлов турбоагрегатов, шт.
Кр.с – поправочный коэффициент на территориальный район строительства ТЭЦ,
Куд– 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:
Куд= К/Nу (38)
где, Nу – установленная мощность станции, МВт
Куд=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:
Dгп =nт*Dчп*hпmax*10-3 (39)
где, Dчп – часовая максимальная нагрузка из производственных отборов всех турбин, т/ч,
hпmax- число часов использования максимальной нагрузки, потребляемой из производственных отборов турбин. Турбины с производственным отбором выбираются с учетом длительного использования отбора в течение года.
Dгп = 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:
Qгп= Qчп*nт* hпmax*10-3 (40)
где, Qчп- часовой расход пара на производственные цели из отбора одной турбины, ГДж/ч
Qгп= 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:
Qгно=nт* Qчно *hотопотб *Кноисп*10-3 (41)
где, Qчно - часовой отпуск тепла из нижних отопительных отборов турбин, ГДж/ч
hотопотб- число часов использования максимальной нагрузки отопительного отбора в зависимости от климатического района, ч
Кноисп- коэффициент использования нижнего отопительного периода. Принимается 0,9-1 в зависимости от района строительства.
Qгно = 4*142,5*5500*1*10-3=3135*103 ГДж/ч
Годовой отпуск теплоты из верхних отопительных отборов турбин ГДж/год, определяю по формуле:
Qгво=nт* Qчво *hотопотб *Квоисп*10-3 (42)
где, Qчво – часовой отпуск теплоты из верхних отопительных отборов турбин, ГДж/ч
Квоисп- коэффициент использования верхнего отопительного отбора турбин в течение отопительного периода. Принимается 0,65-0,85 в зависимости от района строительства..
Qгво= 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:
Qготоп = Qгво+ Qгно (43)
Qготоп = 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:
Qготп= Qготоп+Qгп (44)
Qготп= 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:
Dгно= nт* Dчно*hотопотб*Кноисп* 10-3 (45)
где, Dчно – часовой расход пара в нижний отопительный отбор, т/ч
Dгно= 4*66,4*5500*1*10-3=1460*103 т/год
Годовой расход пара в верхний отопительный отбор т/год, определяю по формуле:
Dгво= nт* Dчво*hотопотб* Квоисп *10-3 (46)
где, Dчво – часовой расход пара в верхний отопительный отбор, т/ч
Dгво= 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:
Wв = = Nну *hy*10-3 (47)
где, Nу – установленная мощность турбин одного типа, МВт
hу – число часов использования установленной мощности, ч
Wв =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:
Wсн = Ксн/100* Wв (48)
где , Ксн – удельный расход электроэнергии на собственные нужды, %.
Расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ зависит от многих факторов и находится в пределах 5-12%.
Wсн = (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:
Wтсн = (Wт'сн/1000)*Qготп (49)
где, Wт'сн – удельный расход электроэнергии собственных нужд на отпуск единицы теплоты, кВт*ч /ГДж;
Wтсн = (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:
Wэсн = Wсн - Wтсн (50)
Wэсн = 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 ээсн = (Wэсн/ Wв)*100% (51)
К ээсн = (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:
Wотп= Wв - Wсн (52)
Wотп=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:
Dтг=[x*dк*Nур*Тр*10-3+dк(1-x)Wв+yn*Dпг+yво*Dвог+yно*Dног]*Кр (53)
где, x- коэффициент расхода пара на холостой ход, который зависит от мощности агрегата и может быть ориентировочно принят x=0,65,
dк- удельный расход пара при чисто конденсационном режиме, кг/КВт*ч, определяю по формуле:
dк= 3600/Нi*ηэм (54)
где, Нi- располагаемый теплоперепад в турбине, КДж/кг
ηэм- электромеханический кпд
dк= 3600/1350*0,99=2,7
Nур- установленная расчетная мощность станции, МВт,
Тр- число часов работы турбины в течение года, принимается 7800-8200 ч,
yп- коэффициент недовыработки производственного отбора, определяю по формуле:
yп=(h3-hk)/(h0-hk)=(2967-2200)/(3550-2200)=0,568 (55)
yп=(2967-2200)/(3550-2200)=0,568
yво- коэффициент недовыработки верхнего сетевого подогревателя, определяю по формуле:
yво=(h5-hk)/(h0-hk)=(2580-2200)/(3550-2200)=0,28 (56)
yво=(2580-2200)/(3550-2200)=0,28
yно- коэффициент недовыработки нижнего сетевого подогревателя, определяю по формуле:
yно=(h6-hk)/(h0-hk)=(2453-2200)/(3550-2200)=0,187 (57)
yно=(2453-2200)/(3550-2200)=0,187
Кр- коэффициент регенерации, определяю по формуле:
Кр=1+(Dрег/Dт) (58)
где, Dрег- суммарный расход пара на регенеративный подогрев конденсата и питательной воды в ПВД, ПНД и ДПВ, т/ч,
Dт- расход пара на турбину, т/ч,
Кр=1+(110/405)=1,27
Dтг=[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:
Dкг= Dтг*(1+ αут+ αпр) (59)
где, αут- годовой расход пара на турбину,
αпр- доля продувки,
Dкг= 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:
Вку =(К* Dкг/29,33*103*ηкбр)*[(h0-hпв)+апр(hкв-hпв)/(1- апр)] (60)
где, К- коэффициент, учитывающий дополнительный расход топлива при неустановившихся режимах, 1,01
29330 КДж/кг – удельная теплота сгорания условного топлива,
ηкбр – КПД котла брутто
h0 –энтальпия свежего пара перед турбиной,
hпв –энтальпия питательной воды после ПВД,
hкв – энтальпия котловой воды,
Вку =(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
Вгу = Вку (61)
Вгу = Вку = 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:
Вту= (Qтп/29.3*ηбрк+ Qготоп/29,3* ηбрк* ηсп)К/ ηтп (62)
где, ηсп–коэффициент полезного действия сетевых подогревателей, 0,99
ηтп - коэффициент полезного действия теплопередачи, 0,97;
К-коэффициент, учитывающий дополнительный расход топлива, связанный с неустановившимися режимами работы, 1,02-1,05
Вту =(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:
Вэу= Вку - Вту (63)
Вэу = 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:
Вт'у = Вту + вэотп* W тсн (64)
где, вэотп – удельный расход условного топлива на отпущенный киловатт-час, кгут/кВт*ч, определяю по формуле:
вэотп=Вэу/(Wв - W эсн) (65)
вэотп=554,8*103*103/(2080*103-72,8*103) *103=0,28
Вт'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:
Вэ'у = Вку - Вт'у (66)
Вэ'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 кгут/кВт*ч, определяю по формуле:
вэотп=Вэ 'у /Wотп (67)
вэотп=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 кгут/ГДж , определяю по формуле:
втотп =Вт 'у*103/Qотп (68)
втотп= 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:
ηэотп = (3,6* Wотп/29,3* Вэ'у )*100% = (0,123/ вэотп)*100% (69)
где, 3,6-переводной эквивалент электроэнергии в теплоту, ГДж/МВт*ч;
ηэотп =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:
ηтотп=(Qотп/29.3* Вт'у)*100%= (34.1/ втотп) *100% (70)
ηтотп =34,1/40,7*100=84%
15.6.5 Коэффициент использования топлива
Коэффициент использования топлива %, определяю по формуле:
ηтопл= ((3,6 Wотп+ Qотп)/ 29.3* Вту) *100% (71)
ηтопл = ((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:
Внк=Вук*29330/Qнр(1+апот%/100) (72)
где, Qнр – удельная теплота сгорания натурального топлива, сжигаемого в энергетических котлах, КДж/кг,
апот – предельная норма естественных потерь топлива в пути до станции назначения , 0,3
Внк=(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:
Итопл =Цпр * Вгн (73)
где, Цпр – прейскурантная цена топлива, 1882,64 руб/тнт с учетом НДС;
Итопл = 4720*889,6*103= 4198912*103 руб/год
Цену одной тонны условного топлива руб/ту*т, , определяю по формуле:
Иу = Итопл/Вку (74)
Цу=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:
Ив= [(α1*Вкн/1000)+ α2ΣDкн*nк + α3*Nу+ пл. в бюджет*nт ]*Куд (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;
Dкн – номинальная производительность всех установленных энергетических котлов, т/ч;
Nу – установленная мощность станции, МВт;
пл. в бюджет – годовая плата в бюджет, 157,2*103 руб/год;
Куд – коэффициент удорожания;
Ив=[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:
Иозп = αпр* η экс*Nу * ЗПср* Крзп (76)
где, αпр – 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/ Nу (77)
η'экс= 280/320=0,875
где, ЗПср – средняя заработная плата одного производственного рабочего в год, 130*103 руб./год
Крзп - районный коэффициент оплаты труда,1,2,
Иозп = 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:
Идзп = 0.07* Иозп (78)
Идзп = 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:
Иос = 0,264*( Иозп+ Идзп) (79)
Исс =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:
Иэкс = β * Иоба (80)
где, β – коэффициент, учитывающий затраты на текущий ремонт и обслуживание оборудования, 1,25;
Иоба – амортизационные отчисления по производственному оборудованию, руб./год, определяю по формуле:
Иоба = (Ноба/100)*Соб (81)
где, Ноба – норма амортизационных отчислений по производственному оборудованию,7 %;
Соб – стоимость оборудования составляет 60-70% от капиталовложений в строительство, руб./год, определяю по формуле:
Соб= 0.6*К (82)
Соб = 0,6*2975427*103= 1785256,2*103 руб./год
Иоба = 7/100*1785256,2*103= 124967,9*103 руб./год
Иэкс = 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:
Ицех = β*Иэкс (83)
Ицех = 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:
Иос = ЗПср*ηауп*Крзп+ γ*(Иэкс +Ицех) (84)
где, ЗПср – среднегодовая заработная плата одного работника административно- управленческого персонала, 160*103 руб
ηауп – численность административно- управленческого персонала, чел, определяю по формуле:
ηауп= 7%*Чппп (85)
где, ηппп – удельная численность промышленно-производственного персонала, определяется по формуле:
ηппп= ηппп/Nу (86)
ηппп= ηппп/Nу=170/320=0,53
ηауп=0,07*602=42
γ - доля от численности промышленно-производственного персонала, %
Иос = 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 = Итопл+ Ив+ Иозп + Идзп + Исс +Иэкс +Ицех+ Иос (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:
Ктр = Вт'у/ Вку (88)
Ктр = 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:
Кэр = 1- Ктр (89)
Кэр = 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:
Ит = Ктр* И (90)
Ит = 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:
Иттопл = Ктр* Итопл (91)
Иттопл =0,6*4198912*103 =2519347,2*103 руб./год
Итв = Ктр* Ив (92)
Итв = 0,6*35938*103 =21562,8*103 руб./год
Итозп = Ктр* Иозп (93)
Итозп = 0,6*33124*103 =19874,4*103 руб./год
Итдзп = Ктр* Идзп (94)
Итдзп = 0,6*2649,9*103 =1589,9*103 руб./год
Итсс = Ктр* Исс (95)
Итсс = 0,6*944,3*103 =5666,6*103 руб./год
Итэкс = Ктр* Иэкс (96)
Итэкс = 0,6*156209,9*103 =93725,9*103 руб./год
Итцех = Ктр* Ицех (97)
Итцех = 0,6*23431,5103 =14058,9*103 руб./год
Итос = Ктр* Иос (98)
Итос = 0,6*26720,1*103 =16032,1*103 руб./год
Общегодовые издержки на отпуск теплоты руб/год, определяются по формуле:
Ит = Иттопл + Итв + Итозп + Итдзп + Итсс + Итэкс + Итцех + Итос (99)
Ит =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:
Иэ = И- Ит (100)
Иэ = 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:
Иэтопл = Итопл -Иттопл (101)
Иэтопл =4198912*103-2519347,2*103 =1679564,8*103 руб/год
Иэв = Ив -Итв (102)
Иэв =35938*103-21562,8*103 =14375,2*103 руб/год
Иэозп = Иозп -Итозп (103)
Иэозп =33124*103 -19874,4*103 =13249,6*103 руб/год
Иэдзп = Идзп -Итдзп (104)
Иэдзп =2649,9*103 -1589,9*103 =1060*103 руб/год
Иэсс = Исс -Итсс (105)
Иэсс =9444,3*103 -5666,6*103 =3777,8*103 руб/год
Иээкс = Иэкс - Итэкс (106)
Иээкс =156209,9*103 -93725,9*103 =62484*103 руб/год
Иэцех = Ицех - Итцех (107)
Иэцех =23431,5*103 -14058,9*103=9372,6*103 руб/год
Иэос = Иос - Итос (108)
Иэос =26720,1*103 -16032,1*103 =10688*103 руб/год
Общегодовые издержки на отпуск электрической энергии руб/год, определяю по формуле:
Иэ = Иэтопл + Иэв + Иэозп + Иэдзп + Иэсс + Иээкс + Иэцех + Иэос (109)
Иэ =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:
Sтотп = Ит/Qотп (110)
Sтотп =2691857,8*103 /17343,8* 103= 155,21 руб./ГДж
Топливные составляющие себестоимости по отпуску теплоты руб./ГДж, определяются по формулам:
Sттопл = Иттопл/Qотп (111)
Sттопл =2519347,2*103 /17343,8*103= 145,26 руб./ГДж
Sтв = Итв /Qотп (112)
Sтв =21562,8*103 /17343,8*103 = 1,24 руб./ГДж
Sтозп = Итозп/Qотп (113)
Sтозп =19874,4*103/17343,8*103= 1,16 руб./ГДж
Sтдзп = Итдзп/Qотп (114)
Sтдзп =1589,9*103/17343,8*103= 0,09 руб./ГДж
Sтсс = Итсс/Qотп (115)
Sтсс =5666,6*103/17343,8*103= 0,33 руб./ГДж
Sтэкс = Итэкс/Qотп (116)
Sтэкс =93725,9*103/17343,8*103= 5,4 руб./ГДж
Sтцех = Итцех/Qотп (117)
Sтцех =14058,9*103 /17343,8*103= 0,81 руб./ГДж
Sтос = Итос/Qотп (118)
Sтос =16032,1*103 /17343,8*103= 0,92 руб./ГДж
Сумма всех составляющих себестоимости по отпуску теплоты руб./ГДж, определяю по формуле:
Sтотп=Sттопл+Sтв+Sтозп+Sтдзп+Sтсс+Sтэкс+Sтцех+Sтос (119)
Sтотп =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:
Sэотп =Иэ*100/Wотп*1000 (120)
где, 100 – перевод из рублей в копейки
1000 – перевод из МВт*ч в кВт*ч
Sэотп =1794571,9*103*100/1903,2*103*1000 =94 коп./кВт*ч
Топливные составляющие себестоимости по отпуску электроэнергии коп./кВт*ч, определяю по формулам:
Sэтопл =Иэтопл*100/Wотп*1000 (121)
Sэтопл =1679564,8*103*100/1903,2*103*1000 =88,2 коп./кВт*ч
Sэв=Иэв*100/Wотп*1000 (122)
Sэв=14375,2*103*100/1903,2*103*1000 =0,8 коп./кВт*ч
Sэозп=Иэозп*100/Wотп*1000 (123)
Sэозп=13249,6*103*100/1903,2*103*1000 =0,7 коп./кВт*ч
Sэдзп=Иэдзп*100/Wотп*1000 (124)
Sэдзп=1060*103*100/1903,2*103*1000 =0,06 коп./кВт*ч
Sэсс=Иэсс*100/Wотп*1000 (125)
Sэсс=3777,8*103*100/1903,2*103*1000 =0,2 коп./кВт*ч
Sээкс=Иээкс*100/Wотп*1000 (126)
Sээкс=62484*103*100/1903,2*103*1000 =3,3 коп./кВт*ч
Sэцех=Иэцех*100/Wотп*1000 (127)
Sэцех=9372,6*103*100/1903,2*103*1000 =0,5 коп./кВт*ч
Sэос=Иэос*100/Wотп*1000 (128)
Sэос=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:
Sэотп= Sэтопл+Sэв+Sэозп+Sэдзп +Sэсс+Sээкс+Sэцех+Sэос (129)
Sэотп =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:
Итопл = (Итопл/И)*100% (130)
Итопл =(4198912*103/47486429,7*103)*100% =93,59%
Ив = (Ив/И)*100% (131)
Ив =(35938*103/4486429,7*103)*100% =0,8%
Иозп = (Иозп/И)*100% (132)
Иозп =(33124*103/4486429,7*103)*100% =0,74%
Идзп = (Идзп/И)*100% (133)
Идзп =(2649,9*103/4486429,7*103)*100% =0,06%
Исс = (Исс/И)*100% (134)
Исс =(9444,3*103/4486429,7*103)*100% =0,21%
Иэкс = (Иэкс/И)*100% (135)
Иэкс =(156209,9*103/4486429,7*103)*100% =3,48%
Ицех = (Ицех/И)*100% (138)
Ицех =(23431,5*103/4486429,7*103)*100% =0,52%
Иос = (Иос/И)*100% (139)
Иос =(26720,1103/4486429,7*103)*100% =0,59%
Итопл +Ив +Иозп +Идзп +Исс +Иэкс +Ицех +Иос = 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 |