Визначення економічних показників виробничої діяльності енергопідприємств і енергосистеми

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

ЗМІСТ

Вступ

1. Основні виробничі фонди енергетичних підприємств і показники їх використання

1.1 Розрахунок повної початкової вартості основних фондів

1.2 Визначення відновної та залишкової вартості основних фондів КЕС

1.3 Розрахунок середньорічної вартості основних фондів та вартості основних фондів на кінець року

1.4 Аналіз і оцінка структури основних виробничих фондів різноманітних енергетичних підприємств

2. Знос і амортизація основних виробничих фондів

2.1 Розрахунок зносу енергоустаткування КЕС

2.2 Розрахунок амортизаційних відрахувань

2.3 Визначення доцільності заміни устаткування

3 Виробничі потужності енергопідприємств і експлуатаційні властивості енергетичних об'єктів

3.1 Розрахунок потужностей ЕС

3.2 Розрахунок коефіцієнтів готовності електричної станції і коефіцієнтів використання потужності

3.3 Визначення виробку електроенергії, пару і гарячої води електростанціями, що входять до складу заданої енергосистеми

3.4 Визначення середнього тарифу по електроенергії

3.5 Розрахунок вартості виробленої в енергосистемі продукції

3.6 Оцінка показників фондовіддачі і фондомісткості продукції енергосистеми за рік

3.7 Оцінка рентабельності енергетичної системи стосовно основних фондів і нормативних оборотних засобів

4. Визначення нормативних запасів палива і нормативу оборотних засобів на ТЕЦ

4.1 Визначення обсягу виробки енергії і добову потребу у паливі на ТЕЦ

4.2 Визначення вартості нормованих оборотних засобів на ТЕЦ

4.3 Аналіз зміни вартості нормованих оборотних коштів за рахунок економії палива, зниження витрат енергії на власні потреби, зміну режиму відпуску тепла зі станції

5. Визначення собівартості електроенергії на КЕС

5.1 Кількість виробленої електроенергії на КЕС

5.2 Річний обсяг спожитого палива на КЕС і річні витрати на паливо

5.3 Розмір амортизаційних відрахувань і витрат на заробітну плату

5.4 Питома і повна собівартість електроенергії

5.5 Вплив режиму роботи КЕС на питому собівартість. Побудова графіка залежності

5.6 Рентабельність КЕС

Висновок

Список використаної літератури

ВСТУП

Актуальність питань, які розглядаються в курсовій роботі, пов'язана з необхідністю оцінювання результатів діяльності будь-яких підприємств, в тому числі і енергетичних. Визначення напрямків покращення економічних результатів виробничої діяльності енергосистеми і окремих підприємств безумовно є дуже важливою задачею.

В умовах ринкових вiдносин центр економiчної дiяльностi змiщується в основну ланку економiки - пiдприємство, де створюється необхiдна суспiльству продукцiя, надаються необхiднi послуги, вирiшується питання щодо використання високопродуктивної технiки, технологiї, економiчного витрачання ресурсiв, зниження витрат виробництва, розробки бізнес-плану, використання маркетингу, ефективного управлiння - менеджменту тощо.

Економiка пiдприємства - це наука, яка вивчає теоретичнi основи i практичнi форми функцiонування ринкового механiзму господарювання окремих суб'єктiв економiчної дiяльностi суспiльства. Метою курсової роботи є засвоєння економічної теорії та її практичне застосування в економіці підприємств електроенергетичної галузі. Необхідно здійснити розрахунки для проведення економічного аналізу стану виробничого об'єкта, кількісно оцінити вплив різноманітних факторів.

Підприємство - основна організаційна ланка народного господарства України, в тому числi й агропромислового комплексу. В умовах ринкового економіки підприємство може ефективно функцiонувати за наявностi свободи у виборi видiв дiяльностi та ринкiв збуту своєї продукцiї i динамiчно розвиватися за наявностi факторної мобiльностi, що характеризується постiйним рухом виробничих ресурсiв мiж пiдприємницькими галузями, комплексами економiки.

Науково-технiчнi досягнення поширюються у виробництвi, у формi інновацій. Розвиток економiки за рахунок екстенсивних чинникiв вичерпав себе i дальший розвиток та iнтенсифiкацiя виробництва повиннi ґрунтуватися на новiтнiх рiшеннях у галузі техніки, технології органiзацiйних форм та економiчних методах господарювання.

економічний показник енергетичне підприємство

1. ОСНОВНІ ВИРОБНИЧІ ФОНДИ ЕНЕРГЕТИЧНИХ ПІДПРИЄМСТВ І ПОКАЗНИКИ ЇХ ВИКОРИСТАННЯ

Сукупність всіх засобів праці, що використовуються в промисловості, називається виробничими фондами. Відповідно характеру участі окремих компонентів виробничих фондів у виробничому процесі вони поділяються на основні фонди і оборотні засоби. Речовим змістом основних фондів і оборотних засобів є відповідно знаряддя праці і предмети праці.

Суттєвими відмінностями кожної з цих груп виробничих фондів є такі: основні фонди мають тривалий термін обороту, приймають участь у багатьох виробничих циклах, а також зберігають свою натуральну форму; оборотні засоби навпаки приймають участь лише в одному виробничому циклі і при цьому повністю споживаються або змінюють свою натуральну форму.

Отже, розподіл виробничих фондів на основні і оборотні повязаний з їх відмінною роллю в економічному процесі. Основні фонди визначають технічний рівень і довгострокові економічні показники виробничо-технічної системи. Оборотні фонди характеризують поточну потребу підприємства в матеріально-речових засобах і грошових коштах.

В загальному обсязі виробничих фондів енергопідприємств вартісна частина основних фондів складає більше 75 відсотків. Тому раціональне використання основних фондів значним чином впливає на економіку підприємств. В свою чергу, ця обставина потребує обліку основних фондів. Він здійснюється як в натуральній так і в вартісній формі.

Натуральні показники (кількість, корисна площина, потужність тощо) використовуються окремо для кожної групи класифікації основних фондів. Вони застосовуються для характеристики речової структури основних фондів і їх технічного рівня.

Облік в грошовій формі проводиться для визначення загальної величини основних фондів, їх динаміки, структури, розрахунку амортизаційних відрахувань економічної ефективності капіталовкладень. Вартісне вимірювання основних фондів здійснює вплив на визначення тарифів на електроенергію, фондовіддачу, рентабельність тощо.

1.1 Оцінювання початкової вартості основних фондів електроенергетичної системи

Початкова вартість - це вартість фактичного створення основних фондів разом з фактичними затратами на їх споруду і придбання, а також суми податку на додану вартість.

Балансова вартість - визначає вартість основних фондів за якою останні числяться на балансі підприємства.

Приблизно вартість основних фондів енергосистеми може бути розрахована за наступною формулою:

, (1.1)

У вираз (1.1) включені показники середньої за певний термін (за звичаєм за рік) вартості основних фондів підприємств, що входять до складу енергосистеми, відповідно КЕС, ТЕЦ, АЕС, ГЕС, підприємства теплових (ПТМ) і електричних мереж та решта основних виробничих фондів енергосистеми. Для визначеності будемо вважати, що середня вартість основних фондів в формулі (1.1) відповідає початковій або балансовій вартості.

Кожна із складових формули (1.1) може бути розрахована по узагальненій залежності наступного виду:

, (1.2)

де - питома вартість основних фондів, що віднесена до одиниці корисної потужності підприємства, грн/кВт. Для електростанцій це встановлена потужність, для електричних і теплових мереж - приведена довжина ліній і трубопроводів;

А^і- показник, що визначає корисну потужність підприємства, за яким оцінюється вартість основних фондів, кВт;

і - 1, … n - номер обєкту енергосистеми (КЕС, ТЕЦ, АЕС, ГЕС, тощо).

;

1.2 Визначення відновної та залишкової вартості основних фондів КЕС

Залишкова вартість - означає ту частину вартості виробництва елементів основних фондів, яка ще не перенесена на вироблену за їх допомогою продукцію.

Відновна вартість основних фондів в рік розраховується за формулою:

,(1.3)

де Ф₀ - початкова вартість основних фондів, грн;

- моральний знос основних фондів в рік , грн.

=+, (1.4)

де , - моральний знос основних фондів відповідно першого і другого роду

Моральний знос першого роду:

= , (1.5)

де Ф_0С - початкова (балансова) вартість діючих основних фондів, грн;

- час знаходження основних фондів в експлуатації, рік (таблиця Е.1);

- середньорічний приріст продуктивності в галузях енергомашинобудування і будівництва.

При визначенні треба скористатись статистичними даними Держкомстату, або задатись довільно в межах 0,01 - 0,03.

Визначаємо моральний знос першого роду для активної частини станції

Ф_ос^акт = Ф_ос0,75 = 3900,75 = 292,5 (млн. грн.);

Визначаємо моральний знос першого роду для пасивної частини станції

Ф_ос^пас = Ф_ос0,25 = 3900,25 = 97,5 (млн. грн.);

Визначаємо повний моральний знос першого роду

Ф_мз^І =Ф_мз^Іакт+Ф_мз^Іпас

Ф_мз^І = 60,4 +6,7 = 67,1 (грн.)

Моральний знос другого роду:

В якості нового обладнання, що порівнюється з діючим, слід розглядати обладнання наступного типорозміру.

В якості нового обладнання вибираємо енергоблок типу 2К-800-240 з кращими технічними показниками, порівняно з працюючим.

= , (1.6)

Ф_он - вартість нових основних фондів, що заміняють діючі;

N_c, N_H- одиничні потужності відповідно діючих і нових основних фондів, МВт (таблиця Е.1);

f_c, f_H- питомі капіталовкладення відповідно в діючі і нові основні фонди (таблиця Д.1.), грн/кВт;

b_c, b_H- питомі витрати палива на одиницю енергії в діючих і нових основних фондах, (таблиця Е.1), Г/кВтгод;

,- коефіцієнт корисної дії або ймовірність безвідказної роботи діючих і нових основних фондів (таблиця Е.1).

В якості нового обладнаннявибираємоенергоблок типу 2К-800-240 з кращимитехнічнимипоказниками, порівняно з працюючим.

N_c=1500 Мвт, fc=260 грн./кВт, b_c=325Гцп/кВтгод, _c=0,95

N_н=1600 Мвт, fн=255 грн./кВт, b_н=315 Гцп/кВтгод, _н=0,96

Узагальнена формула:

Ф_мз^II=Ф_0С - Ф_0НП_ik_npi

де П_i =N_c/N_н - відносназмінаодиничноївстановленоїпотужностідіючих і новихфондів;

k_npi- відносна зміна властивостей нової техніки у порівнянні з діючою

k_npi= =

Моральний знос другого роду для активної частини

Ф_он^акт = Ф_он0,75 = (160010³255)0,75 =306(млн. грн.)

=(млн. грн.)

Моральний знос другого роду для пасивної частини

Ф_он^пас = Ф_он0,25 = (160010³255)0,25 = 102 (млн. грн.)

= 0,33 = 12,5 (млн. грн.)

Визначаємо повний моральний знос другого роду

Ф_мз^ІІ =Ф_мз^ІІакт+Ф_мз^ІІпас

Ф_мз^ІІ = 112,7 + 12,5 = 125,2(млн. грн.)

Визначаємо моральний знос основних фондів

= 67,1 +125,2 =192,3(млн. грн.)

Визначаємо відновну вартість

Ф_ов =390- 192,3 = 197,7(млн. грн.)

Залишкова вартість основних фондів в рік визначається за формулою

=, (1.7)

де - коефіцієнт амортизаційних відрахувань на реновацію. (табл. Р.3)

Ф_зал = 390(1-0,03313) = 222,69(млн. грн.)

1.3 Оцінка показників, що характеризують рух основних фондів КЕС

Для урахування руху основних фондів підприємства розраховують їх середньорічну вартість

, (1.8)

де - вартість основних фондів відповідно на початок року, що

вводяться заново і тих, що вибувають з експлуатації (таблиця И.1), грн;

m_ЗВ,m_ВБ - кількість повних місяців роботи основних фондів відповідно, що вводяться заново і тих, що вибувають з експлуатації (таблиця И.1).

Вартість основних фондів на початок року приймаємо однаковою з величиною балансової вартості.

(млн. грн.)

Вартість основних фондів на кінець року визначають за формулою:

Ф₀^К =, (1.9)

(млн. грн.)

Рух основних фондів можна оцінити за коефіцієнтами оновлення

,. (1.10)

і коефіцієнтами вибуття

,. (1.11)

1.4 Оцінка показників, що характеризують рух основних фондів КЕС

В електроенергетиці структура основних фондів визначається поперед всього типом і призначенням енергетичного підприємства, а також видом енергоресурсу, що використовується.

На ТЕС вартість силових машин і обладнання складає до 75 відсотків вартості основних фондів. Це пояснюється тим, що котлотурбінне і електротехнічне обладнання є головним і в той же час найбільш дорогим елементом технологічної системи ТЕС. Поряд з цим на ГЕС основна сума капіталовкладень припадає на гідротехнічні споруди. Тому частка силових машин і обладнання в структурі основних фондів ГЕС значно нижча, ніж по ТЕС.

В електричних мережах структура основних фондів визначається рівнем

напруги та їх довжиною. Із зростанням напруги і довжини мереж питома вага передавальних пристроїв має тенденцію до зниження, бо зростає вартість обладнання підстанцій.

Таблиця 1.1- Структура основних фондів енергопідприємств

Групи основних фондів	Тип енергопідприємства
	ТЕС	ГЕС	Електричні мережі	АЕС
Будівлі	13	6	7	36
Споруди	12	74	2	9
Передавальні пристрої	3	-	51	3
Силові машини і обладнання	71	19	39	51
Інші	1	1	1	1
Разом	100%	100%	100%	100%

Із наведених даних в таблиці 1.1 випливає, що для ТЕС і АЕС характерною є особливо велика частка силового обладнання і машин, для ГЕС - споруд, а для електромереж - передавальних пристроїв. Значна частка обладнання в структурі основних фондів підприємств електричних мереж пояснюється присутністю в них підстанцій, які оснащені трансформаторами, синхронними компенсаторами та іншим дорого вартісним обладнанням.

Структура основних фондів та перспектива її зміни є одним із головних показників технічного прогресу і ступеня раціонального використання капіталовкладень. Чим вищою є питома вага активної частини основних фондів, тим більш ефективним є виробництво. Іншими словами, чим більше виробляється продукції на одну гривню початкових капіталовкладень (основних фондів), тим більше зростає показник фондовіддачі.

2. ЗНОС І АМОРТИЗАЦІЯ ОСНОВНИХ ВИРОБНИЧИХ ФОНДІВ

В процесі експлуатації основні фонди поступово втрачають свої споживчі властивості: знижується їх економічність, надійність, продуктивність та інші якості. Одночасно має місце зниження вартості фондів. Ці процеси отримали назву зносу основних фондів.

2.1 Розрахунок зносу енергоустаткування КЕС

Розрізняють фізичний і моральний знос.

Фізичний знос повязаний з нормальною роботою обладнання і частково може бути компенсований шляхом проведення його ремонту. Моральний знос може частково компенсуватися модернізацією обладнання. Повне відшкодування зносу забезпечує будівництво нового обєкту.

Ступінь зносу обладнання можна оцінити за формулою:

фізичний знос

, (2.1)

де _р, _з, _ф - відповідно розрахунковий, залишковий і фактичний термінслужби обладнання, років.служби обладнання, років.

-вартість одного агрегату, млн.грн;

Значення _з оцінюється експертним шляхом або задається. Сучасне обладнання КЕС розраховано на 30 років експлуатації. Тому залишковий термін _з можна визначити як різницю між розрахунковим терміном експлуатації енергоагрегату і фактичним терміном служби.

Відносний фізичний знос обладнання визначається за формулою:

; (2.2)

Моральний знос першого роду

= , (2.3)

де Ф_0С - початкова (балансова) вартість діючих основних фондів, грн;

- час знаходження основних фондів в експлуатації, рік;

-середньорічний приріст продуктивності в галузях енергомашинобудування і будівництва.

Моральний знос першого роду

(млн. грн.)

2.2 Розрахунок амортизаційних відрахувань

Для відшкодування зносу економічний механізм передбачає створення спеціальних фондів грошових коштів. Вони утворюються в результаті перенесення на собівартість продукції частини вартості основних фондів і повертаються підприємству після реалізації продукції у вигляді амортизаційних відрахувань.

Амортизаційні відрахування визначаються на підставі норм, що залежать від виду основних фондів, степені їх використання, умов експлуатації, виду палива та інших факторів.

В практичних розрахунках використовують норму амортизаційних відрахувань

, (2.5)

де - норма відрахувань на реновацію (табл.Р.3);

- норма відрахувань на капітальний ремонт (табл.Р.3).

Норма амортизації обґрунтовується відповідними економічними розрахунками. Намагання до підвищення норм амортизації приводить до збільшення витрат на виробництво продукції, а також цін на цю продукцію. Навпаки, їх заниження подовжує термін служби обладнання, що може визвати сповільнення оновлення основних фондів.

Для розрахунку річних амортизаційних відрахувань використовують формулу:

, (2.6)

де - середньорічна початкова вартість основних фондів і-го виду, грн;

р_аі - коефіцієнт амортизації основних фондів і-го виду при j-х умовах експлуатації.[т.Р.1]

С_а = 367,80,120,04+ 367,80,40,05+ 367,80,350,05+367,80,070,05+ +367,80,040,05+367,80,020,05=17,95(млн. грн.)

Середня норма амортизації оцінюється за формулою:

, (2.7)

%.

Розрахуємо проектну оцінку собівартості продукції

С_?, (2.8)

С_?- повна собівартість продукції

(млн. грн./рік).

2.3 Визначення економічної доцільності заміни устаткування

На деякому етапі експлуатації знос основних фондів приводить до необхідності їх заміни внаслідок зниження економічності роботи обладнання і зростання вартості ремонту.

Для оцінки доцільності заміни діючого обладнання новим треба зіставити сумарні поточні витрати по агрегату в рік із витратами на новий агрегат та його експлуатацію.

Сумарні поточні витрати можна оцінити за формулою:

, (2.9)

де КР - вартість ремонту обладнання в рік , грн;

- щорічні витрати на паливо в рік , грн;

- відповідно амортизаційні відрахування і інші витрати по експлуатації обладнання, грн;

Вартість ремонту обладнання в процесі експлуатації з часом збільшується і змінюється за формулою:

КР = КР₀е, (2.10)

де КР₀ - затрати на капітальний ремонт обладнання в перший рік експлуатації;

е - основа натурального логарифму

= 0,039 - коефіцієнт росту витрат на капітальний ремонт (таблиця Е.1);

- розрахунковий рік.

Витрати на капітальний ремонт в початковий період експлуатації КР₀ рекомендується визначати як добуток початкової вартості агрегату і коефіцієнта амортизаційних відрахувань на капітальний ремонт (таблиця Р.3).

КР₀ = Ф₀¹ = р_а.к.Ф₀¹, (2.11)

де - відносна величина, що визначає вартість ремонту обладнання, як частка від його початкової вартості;

р_А.К. - коефіцієнт амортизаційних відрахувань на капітальний ремонт;

Ф₀¹ - початкова вартість енергетичного блоку, грн (без урахувань вартості пасивних елементів основних фондів).

КР₀ = 0,016797,5 = 1,63(млн. грн.)

КР = 1,63е^0,03913 = 2,71(млн. грн.)

Щорічні витрати на паливо в розрахунковий рік визначаються за формулою:

, (2.12)

де ц_П=120 - ціна палива, грн/т.у.п (таблиця Е.1);

- питомі витрати палива в рік , г/кВтгод;

- обсяг виробленої електроенергії за розрахунковий рік одним турбоагрегатом, кВтгод/рік.

=,

де b₀ - питомі витрати палива діючим агрегатом в перший рік експлуатації, г/кВтгод. (таблиця Е.1, графа 3);

- зростання питомих витрат палива діючим агрегатом, що повязане із зносом, г/кВтгод;

= = (г/кВтгод)

(г/кВтгод)

де = 0,015 - відносна величина щорічного збільшення витрат палива в звязку із зносом обладнання (таблиця Е.1, графа 12)

Обсяг виробленої енергії одним агрегатом визначається за формулою:

W_I = N_HВСТ, (2.13)

де N_H - номінальна потужність агрегату, кВт;

_ВСТ - кількість годин використання встановленої потужності (таблиця Ж.1)

W_I = 50010³4000 = 2000 (МВтгод.)

С_п = 120388,382000 = 93,21(млн. грн.)

Амортизаційні відрахування на один агрегат в розрахунковий рік будуть складати:

С_а=р_а.Ф₀¹, (2.14)

де р_а. - коефіцієнт амортизаційних відрахувань (таблиця Р.3).

С_а= 0,0597,5= 4,88 (млн. грн.)

Решта витрат С_решта- у проектних розрахунках оцінюється як частка від суми всіх щорічних поточних витрат.

С_решта= 0,06 , (2.15)

С_решта= (млн. грн.)

С = (млн. грн.)

Якщо витрати на введення нового агрегату та його експлуатацію будуть нижчими у порівнянні з діючим агрегатом, то заміна останнього є доцільною.

Витрати на новий агрегат визначається за формулою:

К_н=К_н.а.+К_д.м.+Ф_зал.-Ф_л, (2.16)

де К_н.а.- початкова вартість нового агрегату, що пропонується на заміну діючого, грн;

К_д.м.- затрати на демонтаж діючого агрегату у випадку його заміни на новий, грн;

Ф_зал.- недоамортизована частина вартості агрегату, що підлягає демонтажу, грн;

Ф_л - ліквідна вартість агрегату, що демонтується.

Кожна із складових (2.16) може бути визначена за наступними відповідними формулами

К_н.а. = 0,75f_NN_H, (2.17)

К_н.а. = 0,7525580010³ = 153(млн. грн.)

К_д.м. = 0,1Ф₀¹, (2.18)

К_д.м. = 0,197,5= 9,75(млн. грн.)

Ф_зал. = Ф₀¹(1-р_а.р.), (2.19)

де р_а.р. - коефіцієнт амортизаційних відрахувань на реновацію;

Ф_зал. = 97,5(1-0,03313) = 55,67(млн. грн.)

Ф_л= Ф₀¹_л, (2.20)

де _л =0,12- відносна величина вартості матеріалів, що реалізуються після

демонтажу старого обладнання (таблиця Е.1, графа 10)

Ф_л= 97,50,12= 11,7(млн. грн.)

К_н =153+9,75+55,67-11,7=206,72(млн. грн.)

С(Е_н+р_а+р_решта)К_н+Ц_пb_нW, (2.21)

де Е_н =0,12 - нормативний коефіцієнт ефективності додаткових капіталовкладень;

р_а - коефіцієнт амортизаційних відрахувань;

р_решта =0,01 - коефіцієнт, що враховує всі інші витрати, які повязані із заміною діючого обладнання;

b_н - питомі витрати палива новим обладнанням.

С_н = (Е_н+р_а+р_решта)К_н+Ц_пb_нW, (2.22)

С_н = (0,12+0,05+0,01)206,72+1203152000 =112,2 (млн. грн.)

Перевіряємо виконання умови

С С_н

106,85 (млн. грн.)>112,2 (млн. грн.)

Умова не виконується.

Витрати на введення нового агрегату та його експлуатацію нижчі у порівнянні з діючим агрегатом, і тому заміна на новий агрегат не є доцільною.

3. ВИРОБНИЧІ ПОТУЖНОСТІ ЕНЕРГОПІДПРИЄМСТВ І ЕКСПЛУАТАЦІЙНІ ВЛАСТИВОСТІ ЕНЕРГЕТИЧНИХ ОБЄКТІВ

Під виробничою потужністю промислового підприємства розуміють максимально можливий річний (добовий) випуск продукції за умови повного використання обладнання, впровадження передової технології, удосконалення виробництва і праці.

Виробнича потужність енергопідприємства характеризується максимально тривалою потужністю, з якою може працювати його обладнання. Вона визначається потужністю головного обладнання електростанцій - комплексу силових агрегатів. В енергетиці виробнича потужність визначається в натуральних показниках (кВт, МВт, кВА, МВА). По відношенню до електростанцій відрізняють встановлену, робочу, резервну і ремонтну потужності, а для окремих агрегатів - номінальну, експлуатаційну, максимальну і мінімальну.

Номінальна потужність - це величина максимально тривалої потужності, що вказується в паспорті агрегату.

Встановлена потужність N_вст електростанції визначається як сума номінальних потужностей всіх розміщених на ній агрегатів, що працюють і знаходяться в резерві. Номінальна і встановлена потужності не залежать від конкретних експлуатаційних умов. Ці умови знаходять своє віддзеркалення в понятті експлуатаційної потужності, що визначає максимальне навантаження агрегату в конкретних умовах його роботи. Експлуатаційна потужність може бути нижче номінальної, якщо стан агрегату і умови його експлуатації є більш поганими ніж нормативні (паспортні) внаслідок окремих пошкоджень, зносу, забруднення і зниження параметрів якості первинних енергоресурсів. Експлуатаційна потужність буде дорівнювати номінальній при нормативних умовах експлуатації і нормативному стані агрегату. В окремих випадках експлуатаційна потужність може бути більше номінальної, якщо в ході експлуатації агрегата зроблені деякі удосконалення і знайдені резерви потужності. Експлуатаційна потужність агрегату, що знаходиться в ремонті, дорівнює нулю.

Максимальна потужність протягом тривалого часу співпадає з номінальною, а на протязі короткого часу (декілька годин) перевищує її. Це перевищення визначається перевантажувальною спроможністю обладнання із умов нагріву електрообладнання і форсування режимів тепломеханічного обладнання ТЕС.

Мінімальна потужність визначається найнижчим навантаженням, при якому агрегат може зберігати стійкість роботи.

Робочою потужністю називається потужність, яка в даний момент часу може бути використана для покриття навантаження. В експлуатації дуже часто встановлена потужність агрегатів (блоків) не може бути повністю використана внаслідок неполадок в основному та допоміжному обладнанні через неякісні ремонти або недоліки в експлуатації. Робоча потужність визначається як різниця між встановленою потужністю і зниженням потужності агрегатів внаслідок вказаних причин.

Резервна потужність визначається перевищенням робочої потужності агрегатів, що працюють, у порівнянні з добовим максимумом навантаження. Ця потужність створюється агрегатами, що знаходяться у гарячому резерві. Вони обертаються, але не несуть електричного навантаження. Резервна потужність призначена для підтримання частоти струму в системі. Для забезпечення надійності електропостачання на електростанціях або в енергосистемі необхідно мати непрацюючі (резервні) агрегати (блоки), які зможуть замінити агрегати, що зупинені внаслідок аварій або для проведення планових ремонтів.

Ремонтна потужність визначається сумою номінальних потужностей агрегатів, що знаходяться в ремонті.

Виробнича потужність енергетичної системи характеризується сумарною встановленою потужністю всіх електростанцій, що входять в систему.

3.1 Розрахунок потужностей КЕС

Середня експлуатаційна потужність за рік визначається на основі даних, що наведені у таблиці К.1, за формулою:

= , (3.1)

де N_i^% - відносна щоквартальна величина експлуатаційної потужності електричної станції у відсотках від номінальної потужності;

і - кількість кварталів у календарному році;

N_вст - встановлена потужність КЕС, МВт.

=(МВт)

Середня робоча потужність у даному періоді (календарний рік) визначається за формулою:

= N_вст-N_рем^пл- N_рем^вим- N_конс- N_тп- N_рп, (3.2)

де N_рем^пл - зниження потужності внаслідок планових ремонтів агрегатів електричної станції, МВт;

N_рем^вим- зниження потужності внаслідок вимушених ремонтів обладнання

N_конс- зниження потужності із-за консервації обладнання, _конс.= 0;

N_тп- зниження потужності через зупинку обладнання для проведення робіт по технічному переозброєнню і реконструкції _тп = 0;

N_рп - обмеження (розриви) потужності агрегатів, які визначаються шляхом інженерних розрахунків з розбивкою по трьом складовим: технічні причини (паливо погіршеної якості, підвищений знос обладнання тощо); сезонні обмеження (нестача охолоджувальної води на ГЕС та інші); обмеження тимчасового характеру (будівельно-монтажні недоробки, дефекти обладнання тощо), МВт.

Зниження потужності внаслідок планових ремонтів агрегатів електричної станції, визначаємо за формулою

N_j= , (3.3)

де N_Hij - номінальна потужність агрегату, що зупиняється для ремонту, МВт;

_ij - планова тривалість відповідного періоду ремонту, днів (таблиця К.1);

_к - календарна тривалість розрахункового періоду, днів; _к = 365 днів.

З таблиці Л.1 для відповідного типу турбоагрегату визначаємо види ремонтів, їх кількість на протязі року та розподілення по місяцям. Довільно робимо розподіл між турбоагрегатами КЕС види ремонтів, яким вони підлягають на протязі року.

Місяць	II	IV	VII	X	XII
Вид ремонту	П	П	К	П+П	П
№ агрегату	1	2	3	1+2	3
Тривалість ремонту, днів	24	24	72	24+24	24

N_рем^пл= (МВт)

Зниження потужності внаслідок вимушених ремонтів обладнання, визначаємо за наступною формулою

N_j= ,

_ij - вимушена тривалість відповідного періоду ремонту, днів (таблиця К.1);

N_рем^вим= (МВт)

Розрив потужності _рп рекомендується прийняти рівним пяти відсоткам від встановленої потужності електростанції, а час розриву потужності по станції за рік взяти відповідно власному варіанту (таблиця К.1).

Визначаємо розрив потужності агрегатів.

N_j= ,

_ij - час розриву потужності, годин/рік (таблиця К.1);

N_рп = (МВт)

= (МВт)

Визначаємо ремонту потужність

_рем = _рем^факт+_рем^вим, (3.4)

де _рем^факт- фактичний час простою обладнання при виконанні різних видів ремонтів

Визначаємо фактичний час простою обладнання

N_j= ,

де К- коефіцієнт, що враховує фактичне відхилення часу простою обладнання (таблиця К.1)

N_рем^фак= (МВт)

_рем = (МВт)

Розрахунок резервної потужності

, (3.5)

де - середня резервна потужність, МВт;

і= 1,2,3,4 - кількість кварталів у календарному році;

- номінальна потужність агрегатів всієї електростанції в і-тому кварталі, МВт;

Н_і^% - відносна щоквартальна величина резервної потужності,(таблиця К.1);

Т_кв.і - тривалість і-го кварталу, год;

_к- календарна тривалість розрахункового періоду, год.

_к = 8760 год.

= 75,21 (МВт)

3.2 Розрахунок коефіцієнтів готовності електричної станції і коефіцієнтів використання потужності

Енергетичні підприємства виробляють електричну і теплову енергію у відповідності з режимом, що визначається споживачами енергії. Ця обставина породжує деякі особливості використання основних виробничих фондів в енергетиці. Серед них: робота в змінному режимі, забезпечення високого рівня надійності, взаємозвязок режимів роботи електростанцій в системі, сильна взаємодія із навколишнім середовищем тощо. Тому для характеристики використання основних фондів в енергетиці застосовують дещо відмінні показники, а ніж в інших галузях виробництва.

Показники фондовіддачі (_f), фондоємкості (f_м) і фондоозброєності праці(f_п) не в достатній мірі відображають рівень використання основних фондів енергетичного підприємства. Для підприємств теплових і електричних мереж вони взагалі неприйнятні.

Для характеристики степені використання виробничої потужності і основних фондів енергетичних підприємств в сучасний час використовують декілька показників:

кількість годин використання встановленої потужності електростанції _вст, год/рік;

кількість годин використання максимального навантаження _м, год/рік;

коефіцієнт використання встановленої потужності k_в, %;

коефіцієнт завантаження k_з, %;

коефіцієнт готовності агрегату і електростанції в цілому k_г, %.

Розраховуємо плановий коефіцієнт готовності кожного агрегату:

, (3.6)

=

=

Цей коефіцієнт характеризує повноту використання основних виробничих фондів і степені їх експлуатаційної надійності.

Фактичний коефіцієнт готовності визначається за формулою:

; (3.8)

;

.

де _к - календарний фонд часу, в добах або год;

_рем^пл - загальний час проведення ремонтних робіт у відповідності з планом, доби або год;

_рем^ф - фактичний час проведення ремонтних робіт, доби або год;

_ав - час простою агрегату в ремонті внаслідок аварії, доби або год;

_прив - приведений час, який визначається розривом потужності агрегатів (станції), доби або год.

, (3.9)

де - величина розриву потужності для і-го агрегату (пропонується прийняти рівною пяти відсоткам від встановленої потужності).

- час розриву потужності (таблиця К.1)

(год.)

_рем^ф = ,

де К- коефіцієнт, що враховує фактичне відхилення часу простою обладнання (таблиця К.1)

Що стосується визначення коефіцієнтів потужності, то для проведення розрахунків пропонуються такі формули:

, (3.11)

.

; (3.12)

.

= ; (3.13)

.

де , , - відповідно коефіцієнти інтегрального, інтенсивного та екстенсивного використання потужності.

3.3 Визначення виробки електроенергії, пари і гарячої води електростанціями, що входять до складу заданої енергосистеми

Визначаємо річний обсяг виробки електричної і теплової енергії всіма електростанціями системи.

Для ГЕС та АЕС корисний відпуск електричної енергії можна розрахувати за формулою:

, (3.14)

N_вст.і - встановлена потужність і-ї електростанції, МВт;

_вст.і - кількість годин використання встановленої потужності і-ї електростанції (таблиця Ж.1);

_вп^w - коефіцієнт, що враховує витрати енергії на власні потреби і втрати в електромережах (таблиця Е.1).

W_кв^ГЕС = 3001050(1-0,11) = 0,2810⁶ (МВтгод/рік)

W_кв^АЕС = 10005400(1-0,11) = 4,806 10⁶ (МВтгод/рік)

Для КЕС і ТЕЦ обсяги виробки енергії визначаємо на основі відповідних графіків, що наведені у завданні (таблиці Н.1, П.1).

Розраховуємо для КЕС виробку електроенергії за одну добу для кожної пори року (зими, весни, літа та осені).

, (МВтгод/добу) (3.15)

де N_експ - експлуатаційна потужність одного агрегата КЕС в кварталі, що відповідає певній порі року(таб. Д.1), МВт.

Н_і^% - відсоток електричного навантаження КЕС від експлуатаційної потужності за і-й інтервал часу доби, %;

_і - тривалість і-го інтервалу часу доби, год;

і=1, …, n - кількість інтервалів часу, на які розподілений добовий графік електричного навантаження.

Обсяг виробленої електроенергії на КЕС за рік буде складати

, (МВтгод/рік) (3.16)

де j=1,2,3,4 - кількість сезонів року;

W_j^добу - добова виробка електроенергії на КЕС в j-му сезоні року,

_j^p - кількість робочих діб в j-му сезоні року.

Для визначення _j^p треба від загальної кількості діб у певному сезоні року відняти час знаходження окремих агрегатів у плановому ремонті (таблиця Л.1, М.1).

Таблиця 3.2 - Структура ремонтів обладнання по кварталам та графік електричного навантаження КЕС в період, що розглядається, в % від експлуатаційної потужності

Таблиця 3.3 - Виробка електроенергії за добу одним агрегатом для кожної пори року та загальна виробка електроенергії на КЕС за кожну пору року

На ТЕЦ, у відмінності від КЕС, має місце комбіноване виробництво електричної і теплової енергії. Тому необхідно відокремити визначення обсягів електричної і теплової енергії на ТЕЦ. Що стосується виробки електроенергії, то послідовність розрахунків не відрізняється від аналогічних розрахунків для КЕС.

Розраховуємо для ТЕЦ виробку електроенергії за табл. П.1 (МВтгод/добу):

(МВтгод/добу);

(МВтгод/рік).

Кількість вироблених на ТЕЦ пару і гарячої води виміряється в джоулях або гігаджоулях в одиницю часу.

Визначаємо кількість пару і гарячої води, що відпускається споживачам за одну добу в незалежності від пори року і заносимо в таблицю 3.4.

Таблиця 3.4 - Графіки електричного та теплового навантаження ТЕЦ у відсотках відвстановленої потужності

Таблиця 3.5 - Виробка електроенергії, тепла та гарячої води на ТЕЦ за добу та за рік

3.4 Визначення середнього тарифу по електроенергії

Для визначення вартості електричної енергії, що вироблена в енергосистемі і реалізована споживачем, треба враховувати залежність середнього тарифу на електроенергію від часу максимальних навантажень різних груп споживачів _max (таблиця Р.2).

Середній тариф на електроенергію для різних груп споживачів (при використанні двохставочного тарифу) визначається за формулою:

(3.23)

де a = 53 - основна ставка тарифу, грн./кВт (таблиця И.2);

b = 9,0 - додаткова ставка тарифу, коп/кВтгод (таблиця И.2);

_max - кількість годин використання максимальних навантажень.

(грн/кВтгод);

(грн/кВтгод);

(грн/кВтгод);

(грн/кВтгод);

(грн/кВтгод);

(грн/кВтгод);

(грн/кВтгод);

=

(грн/кВтгод).

3.5 Розрахунок вартості виробленої в енергосистемі продукції

Загальний обсяг виробленої електроенергії на всіх електростанціях енергосистеми буде складати:

(3.24)

(МВтгод/рік).

Цей обсяг електроенергії розподіляється серед 7-и груп споживачів пропорційно відсоткам, що наведені в таблиці Р.2. Для кожної із вказаних груп визначається середній тариф за формулою (3.23). Якщо скласти розраховану вартість відпущеної електроенергії по всім 7-и групам споживачів, то отримаємо вартість електроенергії, яка реалізована в енергосистемі.

(млн. грн.);

(млн. грн.);

(млн. грн.);

(млн. грн.);

(млн. грн.);

(млн. грн.);

(млн. грн.);

W^EC =+ + + + + + = 1449,51 (млн. грн.).

Вартість реалізованої продукції , що вироблена в енергосистемі, розраховується за формулою:

, (3.25)

де В_послуг - вартість послуг промислового характеру, що надаються стороннім установам (таблиця Ж.1);

- вартість капітального ремонту обладнання і транспорту, що був здійснений господарським способом (таблиця Ж.1);

ВП_р.з. - вартість продукції ремонтних заводів (таблиця Ж.1).

Вартість річного споживання пари і гарячої води визначається за формулами:

(млн. грн.);

(млн. грн.),

де та - відповідно тариф на пару і гарячу воду, грн./Гкал. (таблиця И.2).

Визначення вартості капітального ремонту обладнання і транспорту, що виконується господарським способом, потребує спрощеного розрахунку. В таблиці Ж.1 вказується лише відсоток вартості капітального ремонту обладнання від загальної вартості ремонтних робіт, що виконується власними силами робітників ремонтних підрозділів енергетичних підприємств. Тому спочатку треба визначити витрати на капітальний ремонт по енергосистемі в цілому в рік .

Для цього скористаємось формулою:

, (3.26)

де - витрати на капітальний ремонт в початковий рік експлуатації обладнання;

- коефіцієнт росту витрат на капітальний ремонт (таблиця Е.1);

- розрахунковий рік.

приймемо у відповідності з нормою амортизаційних відрахувань на капітальний ремонт (таблиця Р.3) .

,

де - початкова вартість основних фондів енергосистеми.

(млн. грн.);

(млн. грн.);

(млн. грн.);

(млн. грн.)

(млн. грн.).

3.6 Оцінка показників фондовіддачі і фондомісткості продукції енергосистеми за рік

Ефективність використання основних фондів енергосистеми здійснюється за допомогою аналізу показників фондовіддачі _f і фондомісткості f_р.

Фондовіддача:

(грн./грн.) (3.27)

Фондомісткість:

(грн./грн.).

Показник фондовіддачі показує, що з однієї гривні вартості основних фондів вироблено і реалізовано продукції вартістю 0,93 грн.

Показник фондомісткості є зворотнім по відношенню до фондовіддачі і показує, що на одну гривню реалізованої продукції протягом року приходиться 1,08 грн. вартості основних виробничих фондів.

3.7 Оцінка рентабельнoстi енергетичної системи стосовно основних фондів і нормативних оборотних засобів

Фінансові результати роботи енергосистеми поперед всього характеризуються отриманням прибутку. Для з'ясування величини прибутку треба зіставити виручку від реалізації продукції з витратами на її виробництво і реалізацію (собівартість). Якщо виручка перевищує собівартість, то фінансовий результат свідчить про отримання прибутку. Навпаки, при витратах, що перевищують виручку, підприємство має збитки - від'ємний фінансовий результат. Це ставить підприємство у достатньо скрутний фінансовий стан, що не виключає банкрутство.

Для оцінки рівня ефективності роботи підприємства отриманий результат (прибуток, валовий дохід) зіставляється з витратами або з ресурсами, що використовуються. Порівняння прибутку з витратами визначає рентабельність, або, точніше, норму рентабельності.

В економічній практиці використовуються два варіанта вимірювання норми рентабельності. По-перше, це відношення прибутку до поточних витрат підприємства (собівартості), а по-друге, це відношення прибутку до авансованих вкладень (основних виробничих фондів і оборотних засобів).

Норму рентабельності енергосистеми можна розрахувати за наступною формулою:

(3.28)

де р_заг - норма загальної рентабельності, %;

- середньорічний обсяг оборотних засобів, млн.грн./рік (таб. И.2);

Д_бруто-балансовий прибуток енергосистеми, млн.грн.; розраховується за формулою:

(3.29)

де А - зміна залишків абонентської заборгованості на початок і кінець розрахункового періоду, млн. грн. (при відсутності даних щодо зміни абонентської заборгованості цей показник можна прирівняти до 0, А=0);

с_W - середня собівартість виробництва 1 кВт.год електроенергії по енергосистемі, коп./кВт.год (таблиця Т.1);

с_Q - середня собівартість виробництва одного Гкал теплової енергії (пару і гарячої води) по енергосистемі, грн./Гкал (таблиця Т.1);

- річний обсяг корисно відпущеної електроенергії в енергосистему, МВт.год/рік;

- річний обсяг корисно відпущеної теплової електроенергії, Гкал/рік.

Визначимо поточні витрати (собівартість) на виготовлення і реалізацію електричної і теплової енергії по енергосистемі:

;

(млн. грн.);

(млн. грн.).

Балансовий прибуток є базою для нарахування податків. Після сплати податків та інших обов'язкових платежів залишається чистий прибуток Д_нетто, який розподіляється у фонди нагромадження і споживання підприємства.

Д_нетто = Д_бруто - (П+Б), (3.31)

де П - платежі до бюджету (податки), млн. грн. (таблиця И.2);

Б - виплати по кредитам банків, млн. грн. (таблиця И.2);

П=_бД_бруто, (3.32)

_б - норматив відрахувань до бюджету у відсотках від балансового прибутку (таб. И.2)

П = 0,4 769,86 = 307,94 (млн. грн.);

(млн. грн.).

Визначаємо загальну норму рентабельності за формулою:

.

Розрахункову норму рентабельності енергосистеми можна визначити за формулою:

(3.30)

.

На рентабельність впливають:

- обсяг реалізованої продукції;

- поточні витрати;

- балансова вартість основних фондів;

- середньорічний обсяг основних засобів.

Збільшення норми рентабельності має місце при зростанні обсягу реалізованої продукції, зменшенні собівартості, прискоренні обігу оборотних засобів і зменшенні їх нормативного обсягу. Що стосується основних фондів, то їх вплив на рентабельність здійснюється за рахунок впровадження сучасної передової технології і відповідного обладнання на електричних станціях і інших енергопідприємствах.

При виконанні курсової роботи проводимо розрахунки норми рентабельності при зменшенні (збільшенні) поточних витрат на 5%, 10% внаслідок економії палива на виробництво енергії, зменшенні споживання енергії на власні потреби, удосконаленні управління процесом виробництва енергії тощо.

При зменшенні поточних витрат на 5%:

(млн. грн.);

(млн. грн.);

(млн. грн);

;

.

При зменшенні поточних витрат на 10%:

(млн. грн.);

(млн. грн.);

(млн. грн);

;

.

При збільшенні поточних витрат на 5%:

(млн. грн.);

(млн. грн.);

(млн. грн);

;

.

При збільшенні поточних витрат на 10%:

(млн. грн.);

(млн. грн.);

(млн. грн);

;

.

4. ВИЗНАЧЕННЯ НОРМАТИВНИХ ЗАПАСІВ ПАЛИВА І НОРМАТИВУ ОБОРОТНИХ ЗАСОБІВ НА ТЕЦ

Оборотні фонди- це частина виробничих фондів підприємства, яка повністю споживається в кожному технологічному циклі виготовлення продукції і повністю переносить свою вартість на вартість цієї продукції.

Оборотні фонди поділяються на ряд груп:

1) виробничі запаси(предмети праці, що знаходяться на складах у вигляді запасів);

2) незавершене виробництво (предмети праці, що знаходяться в даний час у виробничому процесі);

3) витрати майбутніх періодів(витрати на підготовку та освоєння нової продукції)

Сукупність оборотних фондів та фондів обігу підприємства створюють його оборотні засоби. Оборотні засоби знаходяться у постійному русі, що забезпечує безперервний кругооборот оборотних засобів.

Гроші - товар - виробництво - товар - гроші.

Структура оборотних засобів характеризується співвідношенням їх окремих елементів у загальному обсязі оборотних засобів, яка виражається у відсотках. Ця структура може бути різною в залежності від галузі і типу підприємства, але в цілому по промисловості дві третіх оборотних засобів - це оборотні фонди, а одна третя - фонди обігу.

4.1 Визначення обсягу виробітки енергії і добову потребу у паливі на ТЕЦ

Практичні розрахунки, щодо визначення річного обсягу спожитого палива для виробки електричної і теплової енергії, здійснюються на підставі емпіричних формул, які отримали назву енергетичних характеристик. Енергетичні характеристики приведені в таблиці Ф.1. для конкретного типу енергоблоку (Т-100/120-130, вугілля):

В* = 6,3_Р +0,0167 Q_{ВІДБвст} + 0,314 W.

Застосування енергетичних характеристик потребує спочатку визначення часу роботи кожного енергетичного блоку ТЕЦ окремо.

, (4.1)

де _к = 8760 год - календарний час;

- час перебування і-го енергоблоку в планових ремонтах(таблиця Л.1, М.1);

- час перебування і-го енергоблоку в аварійному ремонті (таблиця К.1).

Згідно з даними таблиці Л.1 розподіляємо види ремонтів між агрегатами станції:

Місяць	II	IV	VII	XII
Вид ремонту	П	П	К	П
№ агрегату	1	2	1	2
Тривалість ремонту, днів	24	24	72	24

(год.);

(год.).

В залежності від часу роботи кожного енергоблоку визначаємо ту частку електроенергії, яка вироблена окремо кожним агрегатом. Загальна кількість виробленої і відпущеної електроенергії на ТЕЦ розрахована в попередньому розділі. Розподіл загального обсягу електроенергії між агрегатами здійснюється пропорційно часу роботи на основі складання простої пропорції.

- це максимальна кількість тепла, що може бути відібрана з турбіни за одну годину. Ця величина є постійною для кожного типу турбіни і наводиться в таблиці Ф.1:

ГДж/год.

- кількість годин використання встановленої потужності енергоблоку ТЕЦ (таблиця Ж.1):

год./рік.

(МВт);

(МВт);

де _заг= _р1+_р2 = 7808 + 6656 = 14464 (год.).

На основі енергетичних характеристик визначається річний обсяг спожитого палива кожним агрегатом окремо. Середня величина добового споживання палива окремим агрегатом розраховується як частка від ділення річного обсягу палива на кількість днів у календарному році.

(т.у.п.);

(т.у.п.).

Арифметична сума споживання палива по всім агрегатам ТЕЦ дозволить отримати величину добового споживання палива на ТЕЦ в цілому. Після врахування витрат на власні потреби остаточно отримаємо добове споживання палива на ТЕЦ.

, (4.2)

де n - кількість агрегатів на ТЕЦ;

- добове споживання палива і-м агрегатом.

= 5%, = 5% - коефіцієнт, що враховує витрати на власні потреби агрегату станції при виробництві електричної і теплової енергії відповідно (табл. С.2).

(т.у.п.).

4.2 Визначення вартості нормованих оборотних засобів на ТЕЦ

Потреба в оборотних засобах визначається на підставі оцінки поточної потреби і норм запасів.

(4.3)

де О3_Н-вартість нормованих оборотних запасів;

k - кількість видів оборотних засобів;

- обсяг і-го виду нормованих оборотних засобів в натуральних показниках;

- норма запасу і-го виду оборотних засобів, діб (таблиця С.2);

- ціна одиниці і-го виду оборотних засобів (таблиця Е.1).

В проектних розрахунках визначення вартості нормованих оборотних засобів може бути здійснено за спрощеною формулою:

, (4.4)

де - вартість провідного елемента, який входить в групу оборотних засобів. В електроенергетичній галузі провідним елементом оборотних засобів є паливо.

- питома вага провідного елемента нормованих оборотних засобів (табл. У.2).

(млн. грн.); (4.5)

(млн. грн.).

Ефективність використання оборотних засобів характеризується рядом наступних показників:

– коефіцієнт обороту (швидкість обороту), k_об;

– тривалість одного обороту, _об;

– коефіцієнт закріплення, k_З.

Коефіцієнт оборотності показує кількість оборотів за рік і визначається відношенням реалізованої за рік продукції до середньорічного залишку нормованих оборотних засобів (ВОЗ_Н):

Визначаємо коефіцієнт оборотності:

, (4.6)

де - вартість реалізованої продукції, що вироблена на ТЕЦ (пар, гаряча вода, електроенергія).

ВП_w^ТЕЦ =

(млн. грн.);

(млн. грн.);

(млн. грн.);

(млн. грн.);

(млн. грн.);

(млн. грн.);

(млн. грн.);

(млн. грн.)

ВП^ТЕЦ=ВП_W^ТЕЦ+ВП_Q^ТЕЦ= (млн. грн.).

(обор./рік).

Розраховуємо тривалість обороту:

, діб (4.7)

(діб).

Визначаємо коефіцієнт закріплення:

. (4.8)

4.3 Аналіз зміни вартості нормованих оборотних коштів за рахунок економії палива, зниження витрат енергії на власні потреби, зміну режиму відпуску тепла зі станції

Економія палива, зниження витрат на власні потреби, оптимізація режиму відпуску тепла з ТЕЦ дозволить зменшити добове споживання палива. В свою чергу, це призведе до скорочення нормативного обсягу оборотних засобів і до зміни показників оборотності. В таблиці У.2 наведені величини відносної зміни обертання оборотних засобів по варіантам. Для визначення зміни тривалості одного обороту треба час одного обороту _об (4.7) поділити на коефіцієнт, що характеризує відносну зміну оборотності (таблиця У.2).

Покращення використання оборотних засобів спричиняє відносне і абсолютне вивільнення оборотних засобів і вкладених в них коштів. В наслідку цього, збільшується прибуток.

, (4.9)

де - сума вивільнених в результаті прискорення оборотності оборотних засобів;

- час одного обороту в базовому році, діб;

- час одного обороту в звітному році, діб.

(діб).

де 1,12 - коефіцієнт, що характеризує відносну зміну оборотності. (табл. У.2).

(млн. грн.).

Суму приросту прибутку у відносних одиницях можна визначити за формулою:

, (4.10)

де Д _р.баз - прибуток від реалізації продукції в базовому році, грн.;

Д - приріст прибутку, грн.;

- сума приросту прибутку у відносних одиницях;

, - вартість реалізованої продукції на ТЕЦ у звітному і базовому роках, грн.

В зв'язку з тим, що кількість виробленої електроенергії і тепла на ТЕЦ залежить тільки від графіка електричного навантаження, зробимо припущення про однаковість суми реалізованої продукції в базисному і звітному роках =, і формула (4.10) буде мати більш спрощений вигляд: