Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

энергосбережение россия ресурс экономический

Введение

1. Энергосбережения на предприятии

2. Задания для выполнения расчетной части

3. Основные положения технико-экономических расчетов в энергетике

Заключение

Библиографический список

Введение

Цель изучения дисциплины "Экономика и управление системами теплоэнегоснабжения" освоение методики экономической оценки деятельности энергетического предприятия.

Важными задачами в процессе изучения дисциплины являются: овладение методикой экономической оценки деятельности энергетического предприятия для оценки приемлемости тех или иных технических решений в области теплоэнергетики с точки зрения оптимальности технико-экономических показателей работы энергетического предприятия.

Поэтому важное место в самостоятельной работе студентов в процессе изучения дисциплине занимает курсовая работа, которая представлена в виде задач, расчетов и других практических заданий по разделам дисциплины.

Основное назначение курсовой работы - приобретение практических навыков в области изучения отдельных проблем экономики и управления предприятий теплоэнергоснабжения, умение раскрыть и обосновать актуальность поставленной задачи в соответствии с проблемами, стоящими перед энергетическим комплексом и экономикой в целом.

1. Энергообеспечения предприятия

М. Дубинский, руководитель направления "Энергоэффективность и энергосбережение" компании "Р.В.С."

Многие владельцы промышленных предприятий, объектов ЖКХ, компаний, занимающихся производством и транспортировкой энергоресурсов, еще до принятия Федерального закона № 261-ФЗ, предпринимали попытки повышения энергоэффективности своих активов. Решить вопросы оптимизации энергопотребления позволяет проведение энергоаудита. Представляем результаты энергообследования двух предприятий одной из наиболее высокотехнологичных отраслей промышленности - авиастроения.

Говоря о промышленности, подход к энергосбережению до принятия Федерального закона № 261-ФЗ зависел, во-первых, от собственника предприятия, а во-вторых, от отрасли. Так, к примеру, на предприятиях черной и цветной металлургии вопросам энергосбережения достаточно давно уделяется огромное внимание (что отчасти объясняется высокой энергоемкостью продукции). В то же время на заводах смежной отрасли - машиностроения - вопросы энергосбережения, как правило, относятся исключительно к ведению соответствующего главного энергетика и даже не входят в перечень стратегических направлений развития предприятия. Естественно, отношение топ-менеджмента предприятия к энергосбережению во многом определяется долей затрат на энергетические ресурсы в себестоимости продукции. И если в химической промышленности доля энергетических затрат может достигать 40 %, то для машиностроения эта цифра, как правило, колеблется в пределах 6-15 %.

Надежное электроснабжение обеспечивает энергосбережение на предприятии

Надежное и качественное электроснабжение потребителей со стороны электросетевых компаний обеспечивает устойчивую работу предприятий. Интенсивное переоснащение предприятий на базе современных технологий направлено на повышение производительности труда, улучшение качества продукции, что делает их конкурентоспособными на мировых рынках.

М. С. Бернер, президент Aссоциации энергоменеджеров, заслуженный энергетик РФ, А. Н. Тарасова, Московский государственный институт электроники и математики (технический университет)

В связи с этим технологическое оборудование оснащается контроллерами, устройствами, числовым программным управлением и другими элементами промышленной электроники. Все указанные элементы крайне чувствительны к качеству электроэнергии.

Вопросы качества электроэнергии отражены в ГОСТ 13109-97. Наибольшие неприятности для работы оборудования доставляют провалы напряжения. В ГОСТе установлены только предельно допустимые значения длительности провала напряжения в электрических сетях до 20 кВ включительно, равного 30 сек. Частота провалов напряжения вообще не нормируется.

Отсутствие в ГОСТе указания о количестве провалов напряжения в течение года позволяет сетевым компаниям не проявлять должного контроля и внимания за надлежащим состоянием и обслуживанием своего электросетевого хозяйства. Вместе с тем необходимо отметить, что в большинстве случаев провалы напряжения в распределительную сеть транслируются из сетей более высокого напряжения.

Каждый провал напряжения влечет за собой кратковременный сбой в работе технологического оборудования. Разные отрасли промышленности реагируют по-своему на это явления. В механообрабатывающей отрасли это приводит к поломке инструмента и браку продукции, в нефтяной промышленности - к сокращению добычи нефти из-за остановки насосов и их последующему перезапуску, в полиграфической промышленности - к потере материалов и простою и т. д. В связи с этим появ-ляются дополнительные затраты электроэнергии на восстановление производственного цикла, на восполнение недополученной продукции, а также снижается производительность труда.

Наиболее эффективный путь сокращения случаев провала напряжения, по которому пошли европейские страны, в том числе и Германия, заключается в повышении надежности работы элементов электрической сети. В первую очередь это касается воздушных линий передач напряжением 110 кВ и выше. Воздушные электрические линии, являясь протяженным объектом, в наибольшей степени подвержены влиянию окружающей среды.

Движение воздушных масс часто приводит к раскачиванию проводов до такой степени, что они схлестываются друг с другом и вызывают короткое замыкание в электросети с последующим ее отключением и затем повторным ее включением.

Статья: На пути к энергоэффективному региону

Энергосбережение - насущная необходимость

Тема энергосбережения в России очень остра. Сегодня до одной трети всех производимых в стране энергоресурсов расходуется непроизводительно. Именно поэтому одним из главных приоритетов новой энергетической политики России является повышение эффективности использования энергетических ресурсов. Принятый в ноябре прошлого года закон "Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности" коснулся в первую очередь региональной власти. Перед регионами встала задача разработки и реализации собственных программ энергосбережения. В Омской области такая программа была подготовлена в 2010 году при консультативном участии Центра управления энергосбережением, созданного на базе НПО "МИР".

Ситуация в Омской области не отличается от общероссийской. Большое количество предприятий области было создано в советские времена, когда проблема энергоэфективности не рассматривалась. Уже давно назрела необходимость в модернизации оборудования, в пересмотре не только технологий производства, но и самого отношения людей к энергоресурсам. Созданная в регионе программа энергосбережения должна не только выполнить поставленные Президентом задачи, но и сделать это максимально эффективно. Поэтому в её разработке участвовали только высококвалифицированные специалисты в области энергосбережения, и НПО "МИР" в их числе.

Ю.Ф. Тихоненко,Е.Г. Гашо, к.т.н., Е.В. Бовтрикова, к.т.н.,Р.И. Озеров,С.А. Скрипченко Всероссийский научно-исследовательский и проектный институт энергетической промышленности "ВНИПИэнергопром" (совместно со специалистами Южно-Уральского филиала ОАО "ВНИПИэнергопром", АНО "Центр энергосбережения Республики Башкортостан", представителями администрации городского округа "город Уфа", Республика Башкортостан).

В соответствии с п. 69 "Плана мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности в Российской Федерации, направленных на реализацию Федерального закона "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации", утвержденного распоряжением Правительства РФ от 1 декабря 2009 г. № 1830-р (полный текста документа можно скачать на портале по энергосбережению ЭнергоСовет.ру (http://www.energosovet.ru/) -прим. ред.), органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации и органы местного самоуправления должны до 1 августа 2010 г. разработать региональные и муниципальные программы в области энергосбережения и повышения энергоэффективности.

Республика Башкортостан занимает лидирующую позицию по вопросам энергосбережения. Правительством Республики Башкортостан уже в 2008 г. было выпущено распоряжение, в соответствие с которым органам исполнительной власти Республики Башкортостан необходимо утвердить программы мероприятий по энергосбережению, обеспечить планомерное снижение потребления энергетических ресурсов. Заказчиком городской целевой программы "Энергосбережение в городе Уфе на 2009-2013 годы и на перспективу до 2020 года" (далее Программа, ознакомиться с данным документом можно по ссылке: http://www.energosovet.ru/npb1197.html - прим. ред.) выступила администрация городского округа "город Уфа" Республики Башкортостан, сориентировав ее на самые важные для города отрасли: жилищный фонд, социальную сферу и муниципальные предприятия. Разработал Программу Всероссийский научно-исследовательский и проектный институт энергетической промышленности "ВНИПИэнергопром".

Уфа сегодня - крупный промышленный и культурный центр России, в котором наблюдается устойчивый рост потребления энергоресурсов. Город ощущает нехватку в свободных электрических и тепловых мощностях, а также в возможности распределения энергии по городу. Дефицит свободных электрических и тепловых мощностей составляет порядка 200-300 мВт. Вместе с тем город имеет значительные резервы экономии энергоресурсов практически во всех сферах жизнедеятельности города. Затраты электроэнергии на обслуживание полезного спроса (собственные и хозяйственные нужды электростанций и подстанций, потери электроэнергии в сетях) высоки и составляют около 20% от общей величины электропотребления. Потери тепловой энергии в тепловых сетях достигают 14,5%. Практически такой же потенциал энергосбережения есть и в промышленности, топливно-энергетическом комплексе города и республики в целом.

Есть серьезные резервы и в конечном потреблении: по тепловой энергии потенциал составляет 20-25%, по электроэнергии 15-20%, по воде 17-22%. Это касается основных затрат энергоресурсов на отопление жилых зданий, горячее водоснабжение населения, отопительно-вентиляционные нужды бюджетных объектов, лифтовое хозяйство, освещение. Кроме того, перспективное строительство жилья (в сумме до 31 млн м² к 2025 г.) и объектов социально-культурной сферы г. Уфы потребует существенных дополнительных мощностей (до 450-550 МВт и 1200-1350 Гкал/час) для надежного обеспечения новых потребителей. Развитие энергосбережения в городе позволит не только в сжатые сроки и с наименьшими затратами высвободить энергетические мощности для обеспечения темпов роста экономики города, но и снизить у населения возрастающие расходы за коммунальные платежи, таким образом энергосбережение имеет еще и социальную направленность.

Особенностью Программы является ее комплексность, согласованность в реализации как технологических, так и организационно-экономических мер и мероприятий. Предлагается не только ряд конкретных мероприятий по энергосбережению для жилищного фонда, социальной сферы и муниципальных предприятий, но и система управления Программой и ее постоянный мониторинг. Важным элементом Программы следует назвать предложения по реализации механизма перераспределения присоединенной (высвобожденной) мощности на территории г. Уфы.

2. Задания для выполнения расчетной части

ЗАДАНИЕ 1

1) Рассчитать зависимость срока окупаемости () капитальных вложений в автоматизацию промышленной котельной от числа часов использования установленной мощности котельной ().

2) Сделать выводы о целесообразности капиталовложений в автоматизацию промышленной котельной на основе сравнения полученного срока окупаемости с его нормативным значением.

Порядок выполнения работы

Сначала определяется годовая экономия топлива в тоннах натурального топлива (т н.т.) или тысячах метров кубических (1000 нм³) по формуле:



где - часовая теплопроизводительность котельной, Гкал/ч; - число часов использования установленной мощности котельной, ч; - КПД котельной до и после автоматизации; - теплота сгорания топлива, Гкал/т н.т. (Гкал/1000 нм³).

Годовая экономия затрат на топливо определяется по формуле, р./год:

,

где - цена топлива на месте потребления, р./т.н.т (р./1000 нм³).

Годовая экономия на заработной плате за счет высвобождения штатного персонала котельной рассчитываются по выражению, р./год:

,

где - среднегодовой фонд заработной платы штатного персонала котельной, р./чел.; - количество высвобождаемых работников, чел.

Увеличение амортизационных отчислений и затрат на текущий ремонт определяется по уравнению, р./год:

,

где - дополнительные капитальные затраты в автоматизацию котельной, р.

Изменение прочих годовых затрат рассчитывается по формуле, р./год:

.

Срок окупаемости дополнительных капитальных вложений рассчитывается по выражению, в месяцах:

где - экономический эффект от автоматизации котельной, р./год.

Исходные данные

Теплота сгорания топлива : для газа - 8200 ккал/нм³, для мазута - 8400 ккал/кг. КПД котельной до автоматизации - 84 %. Число часов использования установленной мощности изменяется от 4000 до 7000 ч, с шагом в 1000 ч. Стоимость топлива : для газа - 2000 р./1000 нм³, для мазута - 8000 р./т н.т. Фонд заработной платы - 60 тыс. р. Количество высвобождаемых работников - 4.

Прочие исходные данные по вариантам представлены в таблице 1. Четным вариантам принять в качестве топлива газ, нечетным - мазут.

Таблица 1 Исходные данные по вариантам для расчета показателей экономической эффективности автоматизации промышленной котельной

Номер варианта расчета	, Гкал/ч	, %	, тыс. р.
12	10	89	2400

Вывод: таким образом с увеличением числа часов использования установленной мощности котельной возрастает годовая экономия затрат на топливо и уменьшается срок окупаемости. Выясняем, что чем больше увеличиваем часы использования тем выгоднее становится, только до нормативного срока окупаемости, наш не достигает. Так с увеличением числа часов использования с 4000 до 7000 ч. Уменьшается срок окупаемости с 38,78 мес до 22,8 мес , т.е на 16 месяцев. Следовательно целесообразно вкладывать в амортизацию промышленной котельной.

ЗАДАНИЕ 2

1) Определить оптимальную толщину изоляции .

2) Сделать выводы о влиянии изменения толщины тепловой изоляции на суммарные затраты.

Порядок выполнения работы

Суммарные годовые затраты на 1 м² поверхности изоляции рассчитываются по формуле, р./(м²·год):

_,

где - затраты, обусловленные потерями тепловой энергии через изоляцию, р./(м²·год); - эксплуатационные расходы, р./(м²·год).

Затраты, обусловленные потерями тепловой энергии через изоляцию, определяются по выражению, р./(м²·год):

,

где - годовой объем тепловой энергии, рассеиваемой в окружающую среду с 1 м² поверхности тепловой изоляции, Гкал/(м²·год); - стоимость тепловой энергии, р./Гкал.

Годовые потери тепловой энергии через 1 м? поверхности изоляции рассчитываются по уравнению, ккал/(м²·год):

,

где - величина тепловых потерь с 1 м? поверхности изоляции, ; - усредненное годовое число часов тепловых потерь, ч/год; - температура теплоносителя, °С; - температура окружающего воздуха, °С; - толщина тепловой изоляции, м; - коэффициент теплопроводности материала изоляции, ; ? - коэффициент теплоотдачи с поверхности изоляции, .

Годовые эксплуатационные расходы на 1 м? изоляции определяются по формуле, р./(м²·год):

,

где - амортизационные отчисления на реновацию изоляции, р./(м²·год); - удельные капитальные затраты на 1 м? поверхности изоляции, р./м²; - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений или ставка банковского процента, 1/год.

Амортизационные отчисления на реновацию изоляции определяются по выражению, р./(м²·год):

,

где - норма амортизационных отчислений для тепловой изоляции, 1/год.

Удельные капитальные затраты на 1 м? поверхности изоляции рассчитываются по уравнению, р./м²:

,

где - переменная составляющая капитальных вложений, зависящая от толщины изоляции, р./м³; - постоянная составляющая капитальных вложений, не зависящая от толщины изоляции, р./м².

Физический смысл коэффициентов и , заключается в том, что при увеличении толщины тепловой изоляции так называемый покровный слой не изменяет своей толщины, поэтому существует постоянная часть капитальных затрат, не зависящая от толщины изоляции. С другой стороны, толщина внутреннего слоя изменяется пропорционально общей толщине тепловой изоляции, поэтому существует переменная составляющая капитальных вложений, зависящая от толщины изоляции.

Оптимальное значение толщины изоляции определяется в точке минимума суммарных годовых затрат, для этого необходимо найти первую производную , приравнять ее к нулю и выразить из полученного выражения ?:

Исходные данные

Разность значений температуры теплоносителя и окружающей среды = 200°C. Коэффициент теплопроводности материала изоляции - 0,06 . Коэффициент теплоотдачи с поверхности изоляции - 8 . Переменная составляющая капитальных затрат на изоляцию - 2000 р./м³. Норма амортизации изоляции - 8 %. Нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений - 0,12.

Прочие исходные данные по вариантам представлены в таблице 2 .

Таблица 2 Исходные данные по вариантам для расчета оптимальной толщины изоляции

Номер варианта	h, ч/год	, р./Гкал	a2, р./м2
12	6000	920	700

Вывод: При расчетах оптимальная толщина тепловой изоляции равна д=0,39м и годовые суммарные затраты составят 462,64 р./(м²·год), следовательно при увеличении толщины изоляции будут расти амортизационные отчисления, годовые эксплуатационные расходы.

ЗАДАНИЕ 3

1) Определить показатели использования ОПФ и оборотных средств.

2) Рассчитать аналитически и построить график определения среднегодовой величины ОПФ.

3) Сделать выводы о характере влияния установленной мощности на коэффициенты экстенсивного и интенсивного использования оборудования.

Порядок выполнения работы

Фондоотдача определяется по выражению, р./(р.·год):

,

где - стоимость годовой продукции, млн р./год; - средний тариф расчета за электроэнергию, к./кВт·ч; - количество электроэнергии, вырабатываемой за год, МВт·ч/год; - среднегодовая балансовая стоимость основных фондов предприятия, млн р.

Среднегодовая балансовая стоимость основных фондов предприятия, вычисляется по уравнению, млн р.:

,

где - величина ОПФ на начало года, млн р.; m - количество разновременных вводов в действие новых ОПФ; n - количество разновременных выводов из действия ОПФ; - величина вводимых в действие ОПФ в i-й раз, млн р.; - период от момента ввода ОПФ в i-й раз до конца года, мес.; - величина выбываемых из действия ОПФ в k-й раз, млн р.; - период от момента выбытия ОПФ в k-й раз до конца года, мес.

Далее определяются показатели использования оборудования. Число часов использования установленной мощности определяется по выражению, ч/год:

,

где - величина установленной мощности, МВт.

Коэффициент экстенсивного использования оборудования рассчитывается по формуле:

,

где - число часов работы оборудования за год, ч/год; - календарный фонд времени в году, ч/год, = 8760 ч/год.

Коэффициент интенсивного использования оборудования

,

где - максимально возможная годовая выработка энергии, МВт·ч/год.

Количество оборотов за год определяется по формуле, 1/год:

,

где - средняя величина оборотных средств, млн р., определяемая по уравнению:

,

где - средняя стоимость оперативного запаса топлива, млн р.; - среднее значение прочих оборотных средств, млн р.

Средняя стоимость оперативного запаса топлива рассчитывается по выражению, млн р.:

,

где - удельный расход условного топлива на вырабатываемую электроэнергию, г/(кВт·ч); - нормативный оперативный запас топлива, дн.; - цена тонны условного топлива, р./т у.т.

Среднее значение прочих оборотных средств рассчитывается в размере 4% от среднегодовой балансовой стоимости ОПФ по формуле, млн р.:

Продолжительность оборота рассчитывается по выражению, ч:

,

Стоимость электроэнергии, - 1,1 р./(кВт·ч). Удельный расход условного топлива на вырабатываемую электрическую энергию =0,325 кг/(кВт·ч). Стоимость топлива - 2,5 р./кг у.т.

Нормативный оперативный запас топлива - 14 дн. Исходные данные по вариантам представлены в таблице 3.

Таблица 3 Исходные данные по вариантам для определения показателей использования ОПФ и оборотных средств ТЭС

Номер варианта	, МВт	, млн МВт·ч	, млрд р.	, ч
12	1200	7,2	6,4	6800

Вывод: Установленная мощность ни оказывает, ни какого влияния на коэффициент экстенсивного использования оборудования и прямо влияет на коэффициент интенсивного использования оборудования. При увеличении установленной мощности коэффициент интенсивного использования оборудования будет прямолинейно уменьшаться.

ЗАДАНИЕ 4

1) Всеми способами начисления амортизации определить остаточную стоимость котлоагрегата на начало восьмого года его эксплуатации.

2) Сделать выводы о влиянии способа начисления амортизации на сумму накопленного амортизационного фонда.

Порядок выполнения работы. Ежегодные амортизационные отчисления при линейном способе начисления амортизации составляют постоянную величину для каждого года и определяются по формуле, р./год:



гдеК - первоначальная стоимость основных фондов, р.; - ликвидационная стоимость основных фондов (стоимость продажи после окончания срока службы), р.; - срок службы основных фондов, год; n - рассчитываемый год.

Ежегодные амортизационные отчисления при регрессивном способе начисления амортизации к окончанию срока службы основных фондов постепенно уменьшаются и рассчитываются по формуле, р./год:

где - рассчитываемый год.

Норма амортизационных отчислений б,рассчитывается по формуле:

Норма амортизации - 5%

Остаточная стоимость оборудования определяется как разность его первоначальной стоимости за вычетом амортизированной части по формуле, р.:

где t - рассматриваемый год, на который определяется остаточная стоимость по одному из выбранных методов начисления амортизации.

Амортизационные отчисления при кумулятивном способе начисления амортизации характеризуются постепенным уменьшением к концу срока полезного использования оборудования, но в отличие от расчета амортизации регрессивным способом их первоначальная величина больше, чем при расчете линейным способом. Амортизационные отчисления при кумулятивном способе вычисляются по уравнению, р./год:

Способ списания стоимости пропорционально объему выпускаемой продукции предполагает начисление амортизации на основе плана производства на весь срок службы оборудования. Амортизационные отчисления при данном способе рассчитываются по формуле, р./год:

где - объем выпуска продукции в денежном выражении за рассматриваемый год, р./год; - общий объем выпуска продукции за весь срок службы основных фондов в денежном выражении, р.



Так как амортизация - это постепенное перенесение стоимости основных фондов на производимые с их помощью продукт или работу; целевое накопление средств и их последующее применение для возмещения изношенных основных средств, то означает, что, чем больше будет накоплено амортизационных отчислений, тем лучше для предприятия. Следовательно, способы начисления амортизации: кумулятивный и пропорционально объему выпускаемой продукции самые выгодные в отличие от линейнного и регрессивного способа начисления амортизации.

Таким образом, у предприятия появилось право выбора способа начисления амортизационных отчислении по основным средствам в зависимости от финансово-экономического состояния.

Исходные данные

Срок службы котлоагрегата - двадцать лет. Принять, что ликвидационная стоимость отсутствует, т. е. оборудование после окончания срока службы не продается. Прочие исходные данные по вариантам представлены в табл.

Таблица 4 Исходные данные по вариантам для расчета амортизационных отчислений

Номер варианта	К, тыс. р.	Выработка тепловой энергии по годам, Гкал	, Гкал
		Q1	Q2	Q3	Q4	Q5	Q6	Q7
7	7600	8800	13600	13000	14200	5800	8900	14100	224000

Вывод: таким образом, вывели несколько способов начисления амортизации. При этом каждый способ имеет свое определенное влияние на сумму начисления. На мой взгляд самый оптимальный способ начисления амортизации это кумулятивный способ, т.к. характеризуются постепенным уменьшением к концу срока полезного использования оборудования, но в отличие от расчета амортизации регрессивным способом их первоначальная величина больше, чем при расчете линейным способом.

ЗАДАНИЕ 5

По данным варианта схемы теплоснабжения, условий прокладки и площади застройки, соотношения нагрузок горячего водоснабжения и отопления, определить себестоимость транспортировки 1 ГДж тепловой энергии.

Порядок выполнения работы

Годовые амортизационные отчисления рассчитываются по формуле, р./год:

З_а=H_а•(К_т.с.+К_от.у.)=0,05•(8992000+4090.9)=449800 р.,

К_т.с ? капиталовложения в тепловые сети, р.; - капиталовложения в отопительные устройства, р.

Капиталовложения в тепловые сети вычисляются по выражению, р./год:

где - расчетная тепловая нагрузка района, ГДж/ч; - коэффициент, учитывающий зависимость удельного расхода воды в сети от схемы теплоснабжения и структуры нагрузки; - коэффициент, зависящий от типа и условий прокладки сети; - расчетная теплоплотность района энергоснабжения, ГДж/(ч·га).

Расчетная тепловая нагрузка района определяется по уравнению, ГДж/ч:

Q_ч=q•F=3•15=45 ГДж/ч,

где - площадь застройки, га.

Капиталовложения в отопительные устройства рассчитываются по формуле, р.:

К_от.у=k•Q_ч.от.=100•40.909=4090.9 р.,

где - удельные капиталовложения в отопительные устройства, р./(ГДж/ч); - расчетная отопительная нагрузка района, ГДж/ч.

Расчетная отопительная нагрузка района рассчитывается по выражению, ГДж/ч:



где - соотношение нагрузок на горячее водоснабжение и отопление, вычисляемое по выражению:

где - нагрузка на горячее водоснабжение, ГДж/ч, определяемая по формуле:

Q_ч.ГВС= Q_ч ?Q_ч.от.=45 ?40.909=4.091 ГДж/ч,

Затраты на ремонт принимаются в размере 18 % от затрат на амортизацию по формуле, р./год:

З_р=0,18•З_а=0,18•449800=80960 р/год.

Затраты на перекачку теплоносителя вычисляются по уравнению, р./год:

где - расход воды на отопление и горячее водоснабжение, кг/с; - годовое число часов использования нагрузки на отопление и горячее водоснабжение, ч/год; - перепад значений давления, обеспечиваемый насосами, кПа; - плотность воды, кг/м³; - КПД насосной установки; - тариф на электроэнергию, к./(кВт·ч).

Расход воды на отопление определяется по формуле, кг/с:

где - теплоемкость воды, кДж/(кг·°С); - температура воды в подающем трубопроводе на входе отопительной системы, °С; - температура воды в обратном трубопроводе на выходе отопительной системы, °С.

Расход воды на горячее водоснабжение вычисляется по уравнению, кг/с:

где - температура воды, поступающей в систему горячего водоснабжения, °С; - температура холодной воды, °С.

Затраты на возмещение потерь тепла рассчитываются по формуле, р./год:

З_пот=Ц_т.э.•Q_пот=250•0,04•Q_г=250•0,04•116600=1166000 р./год,

где - тариф на отпускаемую тепловую энергию от энергоснабжающей организации, р./ГДж; - величина потерь тепла при транспортировке, ГДж/год.

Затраты на оплату труда эксплуатационного персонала определяются по уравнению, р./год:

З_з.п.=n•Q_ч•Ф_з.п.=0.05•45•160000=360000р./год,

где - штатный коэффициент по тепловым сетям, чел./(ГДж/ч); - среднегодовой фонд заработной платы на одного работника, р./(чел.·год).

Прочие затраты, принимаемые в размере 25 % от суммы затрат на амортизацию, ремонт и оплату труда, вычисляются по формуле, р./год:

З_пр=0,25•(З_а+З_р+З_з.п.)=0,25(449800+80960+360000)=132800 р./год

Суммарные затраты, относимые на себестоимость передачи тепловой энергии, определяются по выражению, р./год:

З_пер=З_а+З_р+З_п.т.+З_пот+З_з.п+З_пр=449800+80960+360000+1166000+3093+132800=2192653 р./год.

Таким образом, себестоимость передачи 1 ГДж тепловой энергии определится по уравнению, р./ГДж:

где - годовой объем транспортировки тепловой энергии, ГДж/год, определяемый по формуле:

Q_г=Q_ч.от.•h_от+Q_ч.ГВС•h_ГВС=40,909•2500+4,091•3500=116600 ГДж/год.

Исходные данные

1) Значения коэффициента приведены в таблице 5 .

Таблица 5 Значения коэффициента

Схема теплоснабжения
	0	0,1	0,2
Закрытая, смешанная схема включения ГВС	1	1,07	1,13
Открытая, параллельная схема включения ГВС	1	1,03	1,05

2) Значения коэффициента :

в непроходных каналах с подвесной изоляцией: при сухом грунте - 1,0; при мокром грунте - 1,1 - 1,2;

при бесканальной прокладке в монолитных оболочках из армопенобетона и сухом грунте - 0,7 - 0,75.

3) Теплоплотность района , ГДж/ч/га: для одноэтажных домов - 0,65 - 0,85; для двухэтажных - 1,0 - 1,7; для трехэтажных - 1,7 - 2,3; для четырехэтажных - 2,3 - 3,0.

Норма амортизации на тепловую изоляцию - 5 %. Удельные капиталовложения в отопительные устройства - 100 тыс. р./(ГДж/ч).

Температура воды в подающем трубопроводе на входе отопительной системы - 70 °C. Температура воды в обратном трубопроводе на выходе отопительной системы - 40 °C.

Температура воды, поступающей в систему горячего водоснабжения, - 60 °C. Температура холодной воды - 5 °C. Теплоемкость воды - 4,19 кДж/(кг·°С). Годовое число часов использования отопительной нагрузки - 2500 ч/год.

Годовое число часов использования нагрузки горячего водоснабжения - 3500 ч/год. Перепад значений давления, обеспечиваемый насосами, - 500 кПа. Плотность воды - 955 кг/м³.

КПД насосной установки - 0,7. Стоимость электроэнергии - 1,7 р./(кВт·ч). Стоимость тепловой энергии - 250 р./ГДж. Годовые потери тепла через трубопроводы тепловой сети . Штатный коэффициент по тепловым сетям - 0,05 чел./(ГДж/ч). Затраты на оплату труда эксплуатационного персонала - 160 тыс. р./(чел.·год). Прочие исходные данные по вариантам представлены в таблице 6. Коэффициент для четных вариантов равен 0,1, для нечетных - 0,2.

Таблица 6 Исходные данные по вариантам для расчета себестоимости транспорта теплоносителя

Номер варианта	Схема теплоснабжения*	Вид тепловой сети*	Вид застройки по числу этажей	, га
12	Закр	в	4	15

^* Схема теплоснабжения: открытая; закрытая. Вид тепловой сети: а - в непроходных каналах, сухой грунт; б - в непроходных каналах, мокрый грунт; в - бесканальная прокладка. Вывод: таким образом определили себестоимость транспортировки 1 ГДж тепловой энергии, она составляет 157,2 ГДж.

ЗАДАНИЕ 6

1) Рассчитать значения минимального процента экономии тепла () в зависимости от числа часов использования установленной мощности ().

2) Сделать выводы о влиянии числа часов использования установленной мощности на значение минимального процента экономии тепла.

Порядок выполнения работы

Годовая экономия условного топлива, достигаемая в результате снижения расхода тепловой энергии на турбину, рассчитывается по формуле, т у.т./год:

,

где - часовая экономия условного топлива, т у.т./ч; - число часов использования установленной мощности, ч/год; - КПД нетто котельной; - достигаемое снижение расхода тепла, %; - часовой расход тепла на турбину при номинальной нагрузке, Гкал/ч.

Годовая экономия затрат на топливо рассчитывается по выражению, р./год:

,

где - цена тонны условного топлива с учетом транспортировки, р./т у.т.

Однако в связи с дополнительными капиталовложениями возрастут и амортизационные отчисления на величину определяемую по выражению, р./год:

,

где - амортизационные отчисления в долях единицы.

Принимая постоянными другие составляющие ежегодных расходов (например, заработную плату), условие экономической целесообразности проведения модернизации турбины можно записать так:

,

где - нормативный срок окупаемости капиталовложений, год.

Минимальное значение процента экономии тепла определится по формуле, %:

.

Исходные данные

Нормативный срок окупаемости капитальных вложений в энергетике - 6,7 года. КПД нетто котельной - 0,9. Амортизационные отчисления - 8%. Число часов использования установленной мощности - 4000, 5000, 6000, 7000 ч/год.

Прочие исходные данные по вариантам представлены в таблице 7.

Таблица 7 Исходные данные по вариантам для расчета экономической эффективности модернизации проточной части турбины

Номер варианта	Марка турбины	, млн р.	, Гкал/ч	, р./т у.т
12	Т-50	11,5	142	3600

Вывод: По проведенным расчетам видно, что с увеличением числа часов использования установленной мощности, минимальное значение процента экономии тепла уменьшается и наоборот с уменьшением числа часов использования установленной мощности, минимальное значение процента экономии тепла увеличивается.

3. Основные положения технико-экономических расчетов в энергетике

ВАРИАНТ 2

ЗАДАЧА 1

В качестве результата в проекте выступает экономия затрат на производство тепловой энергии, отпускаемой потребителям. В частности экономия средств на оплату за счет повышения точности отпускаемой с ООО Ново - Салаватской ТЭЦ и потребленной ОАО "Салаватнефтеоргсинтез" тепловой энергии. Капитальные затраты составили 121,506*2 тыс.руб. Чистая прибыль -20,588*2 тыс.руб. Е_н=0,1

Определить 1) Чистый дисконтированный доход за 10 лет. 2) Величины дисконтированных годовых эффектов за 4 года (по годам и накопленный). 3) Рассчитать срок окупаемости проекта с учетом времени. 4) Индекс доходности. Сделайте выводы.

Экономию от снижения эксплуатационных издержек от внедрения проекта определяется:

Чистый дисконтированный доход за 10 лет равен:



Величины дисконтированных годовых эффектов за 4 года (по годам и накопленный)

Э1==37,433

Э₂=34,03

Э₃=30,936

Э₄=28,124

Э=130,523

Индекс доходности

Срок окупаемости проекта с учетом времени

Вывод: таким образом проект целесообразен срок окупаемости 9,6 лет.

ЗАДАЧА 2

Инвестиционный проект предполагает единовременное вложение 25000*2 долл. Рассчитано, что проект будет генерировать ежегодные потоки в сумме 12000*2 долл. в течение 5 лет, а на шестой год величина притока от реализации данного проекта составит 19000*2 долл. Определите целесообразность реализации проекта на основе следующих показателей - ЧДД, ИД, Ток, если депозитная ставка на банковском рынке равна 10,5 % годовых.

Чистый дисконтированный доход за 6 лет равен:

,

Индекс доходности определяется:

Срок окупаемости проекта составит:

Вывод: По данным расчета целесообразно реализовать этот проект, так какЧДД0 и ИД0 это показывает что фирма будет в прибыли.

ЗАДАЧА 3

Имеются следующие данные:

1) Годовое электропотребление (Э_год)-(681510 кВт*ч)*2

В т.ч. по зонам суток:

Ночное (Э_н)-(447000 кВт*ч)*2;

Пиковое (Э_пик)- (3460 кВт*ч)*2;

Дневное (Э_днев) -(231050 кВт*ч)*2.

2) Капиталовложения в дифференцированный учет электроэнергии (К_в)-(45800 руб)*2.

3) Эксплуатационные издержки (И_э)-(8175 руб)*2.

4) Тариф основной =1,08 коп./кВт*ч

5) Дифференцированный коэффициент в зонах суток, соответственно: 0,8;1,1;1,0.

6) Е_н=0,1

Определить: экономию в оплате электроэнергии (? И), экономический коммерческий эффект (Э_эк), срок окупаемости капиталовложений (Т_к), коэффициент экономической эффективности капиталовложений (Е_ф).

Экономию в оплате электроэнергии равен:

Экономический коммерческий эффект равен:

Срок окупаемости капиталовложений равен:

Коэффициент экономической эффективности капиталовложений равен:

Вывод: Таким образом переход на дифференцированный учет целесообразен т.к. срок окупаемости менее года больше нормативного.

Заключение

Важен тот факт, что энергосбережение на предприятиях промышленности становится задачей довольно высоко уровня. Стоимость энергоносителей, а заодно и на электроэнергию и тепло, которые поставляются централизованно, увеличивается постоянно. Себестоимость конечного продукта предприятий промышленности несет в себе большую часть расходов на тепловую и электрическую энергию, что отрицательно влияет на конкурентоспособность продукции отечественного производства. На сегодняшний день энергосбережение на производстве многих российских предприятий находится в весьма плачевном положении. И потому повышение энергоэффективности производства позволит добиться не только сокращения расходов на производство основного продукта, но и возможно открыть дополнительный источник дохода. А энергосбережение отопление позволит достичь этих результатов гораздо быстрее.

Заключение по Разделу № 2.

Вывод по 1 заданию: таким образом с увеличением числа часов использования установленной мощности котельной возрастает годовая экономия затрат на топливо и уменьшается срок окупаемости. Выясняем, что чем больше увеличиваем часы использования тем выгоднее становится, только до нормативного срока окупаемости, наш не достигает. Так с увеличением числа часов использования с 4000 до 7000 ч. Уменьшается срок окупаемости с 38,78 мес до 22,8 мес , т.е на 16 месяцев. Следовательно целесообразно вкладывать в амортизацию промышленной котельной.

Вывод по 2 заданию: При расчетах оптимальная толщина тепловой изоляции равна д=0,39м и годовые суммарные затраты составят 462,64 р./(м²·год), следовательно при увеличении толщины изоляции будут расти амортизационные отчисления, годовые эксплуатационные расходы.

Вывод по 3 заданию: Установленная мощность ни оказывает, ни какого влияния на коэффициент экстенсивного использования оборудования и прямо влияет на коэффициент интенсивного использования оборудования. При увеличении установленной мощности коэффициент интенсивного использования оборудования будет прямолинейно уменьшаться.

Вывод по 4 заданию: таким образом, вывели несколько способов начисления амортизации. При этом каждый способ имеет свое определенное влияние на сумму начисления. На мой взгляд самый оптимальный способ начисления амортизации это кумулятивный способ, т.к. характеризуются постепенным уменьшением к концу срока полезного использования оборудования, но в отличие от расчета амортизации регрессивным способом их первоначальная величина больше, чем при расчете линейным способом.

Вывод по 5 заданию: таким образом определили себестоимость транспортировки 1 ГДж тепловой энергии, она составляет 157,2 ГДж.

Вывод по 6 заданию: По проведенным расчетам видно, что с увеличением числа часов использования установленной мощности, минимальное значение процента экономии тепла уменьшается и наоборот с уменьшением числа часов использования установленной мощности, минимальное значение процента экономии тепла увеличивается.

Заключение по Разделу № 3

Вывод по задачи №1: таким образом проект целесообразен срок окупаемости 9,6 лет.

Вывод по задачи №2: По данным расчета целесообразно реализовать этот проект, так как ЧДД0 и ИД0 это показывает что фирма будет в прибыли.

Вывод по задачи №3: Таким образом переход на диференцированный учет целесообразен т.к. срок окупаемости менее года больше нормативного.

Библиографический список

1. Дубинский М, [Текст]: Повышение энергоэффективности в промышленности . - М.: Энергосбережение, 2010, №3 -с 10-15.

2. Тихоненко Е.Г, Боврикова Е.В, Скрипченко С.А [Текст]:// Городская целевая программа "Энергосбережение в городе Уфа на 2009-2013 гг и на перспективу до 2020 года".Энергосвет- 2010, № 3.

3. С. Н. Бобылев, А. Ш. Ходжаев, Экономика природопользования, Москва, 2004г.

4. Розенгарт Ю.И. Вторичные энергетические ресурсы и их использование. - М.: Высшая школа, 2008.

5. Кипчакбаева Э.Р. "Экономика и управление системами теплоэнергоснабжения" Методическое указание Уфа 2009, 24с

Размещено на Allbest.ru