Министерство образования и науки  Российской Федерации
НОВОСИБИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

ЭКОНОМИКА 
 И ОСНОВЫ УПРАВЛЕНИЯ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ  ПРЕДПРИЯТИЕМ

                   Методические указания
                   по выполнению  расчетно-графического задания 
                        по курсу «Экономика и основы управления предприятием
              для студентов  III курса направления  подготовки бакалавров 
факультета ФЭН по направлению 140101 «Теплоэнергетика»

Новосибирск
        2017

     Составитель Н.Н. Путилова, канд. техн. наук, доцент

      Рецензент Б.Н. Мошкин, канд. техн. наук, доцент

Работа подготовлена на кафедре
Производственного менеджмента  и экономики энергетики

  				СОДЕРЖАНИЕ

ПРЕДИСЛОВИЕ ………………………………………………………. . 4
1. Основные технико-экономические показатели энергетических
предприятий…………………………………………………………… .. 5
2. Методы экономических оценок   инвестиционных проектов…… .  9
3. Особенности топливообеспечения ТЭС…………………………...  18
4. Энергетическое нормирование. Энергетические балансы ………  22
5. Оценка коммерческой эффективности действующих ТЭЦ………  27
Рекомендуемая литература…………………………………………..  30
Приложение 1. Уравнения энергетических характеристик турбо-
агрегатов ТЭЦ …………………………………………………………  31
Приложение 2. Уравнения энергетических характеристик конден-
сационных турбоагрегатов КЭС……………………………………     32

   ПРЕДИСЛОВИЕ  

	Методические указания предназначены для выполнения контрольных работ, практических занятий по курсу «Экономика и основы управления на предприятии», а также расчетно-графического задания для  студентов  дневной  форм обучения. Студенты заочной формы обучения в соответствии с учебным планом выполняют контрольные работы.
Предлагаемые в методических указаниях задачи ориентированы на основные разделы курса лекций и направлены на изучение: 1) экономических категорий  с учетом специфики энергетической отрасли; 2) методов оценки экономической и коммерческой эффективности инвестиционных проектов; 3) основных задач управления энергопредприятиями с учетом различных сфер деятельности в условиях эксплуатации.
	Технико-экономическое обоснование инвестиционных проектов является основой организационно-экономического раздела большинства выпускных аттестационных работ студентов кафедры ТЭС. В методические указания включены разнообразные задачи по данной тематике, направленные на выбор вариантов строительства новых,  реконструкции и расширения действующих энергетических объектов, внедрения автоматизированных систем управления, реализации организационно-технических мероприятий  и др. Дана характеристика критериев обоснования  эффективности инвестиционных проектов и рекомендации по их применению.
	Особое внимание уделяется вопросам экономики и управления на тепловых электростанциях в условиях эксплуатации, в том числе проблем, связанных с процессами комбинированного производства электрической и тепловой энергии  на ТЭЦ, что затрудняет формирование экономической среды на ТЭЦ. Проблема разнесения топлива, издержек, выручки  по видам продукции и формирования тарифов на электрическую и тепловую энергию в настоящее время особенно актуальна в связи с участием ТЭЦ на энергетических рынках и негативных  тенденциях  в развитии теплоснабжения России.
	Каждая из задач, предлагаемых в методических указаниях, сопровождается краткими пояснениями.
	Условно задачи для практических занятий по тематикам разделены следующим образом: 1) изучение экономических категорий;  2) экономическое обоснование эффективности инвестиционных проектов; 3) основы управления на энергопредприятии. Предлагаемые в методических указаниях задания позволяют закрепить полученные в процессе обучения теоретические знания и могут быть полезны при выполнении РГЗ, контрольных работ  и выпускной аттестационной работы. 

1.	ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
		ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПРЕДПРИЯТИЙ

Задача 1.  Определение себестоимости электрической энергии КЭС
Цель работы: 1. Определить издержки производства продукции, используя укрупненные нормативы. 2. Определить себестоимость единицы электрической энергии, отпущенной с шин КЭС.

Исходные данные:
Общие исходные данные:
- установленная мощность 2000 МВт;
- число часов использования установленной мощности, час – 6000 - 6500;
- удельные капитальные вложения, руб./ кВт -29000-30000;
- норма амортизации, % - 4-5;
- норма отчислений на ремонт, % - 7;
- штатный коэффициент, чел/ мВт – 0.4 – 0.6;
- средняя норма заработной платы, 28 – 30 тыс. руб./ на человека в месяц.

                                                                                                                   Таблица 1
                                            Исходные данные по вариантам
                                                                                          
ТЭП	 Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3	 Вариант 4	Вариант 5	
1.Расход энергии на собственные нужды,  ксн %	4.5	4.7	4.0	5.2	5.3	
2.Удельный расход топлива, вош  гу.т /кВтч	346	345	340	360	350	
3.Цена топлива по прейскуранту,  Цпр руб/тонна, тыс. м3	1500	1600	3800	770	750	
4.Цена транспорта Цтр руб/тонна	40	60	-	70	75	
5.Калорийность топлива, Qнр ккал/кг	6200	6500	9600	3900	3700	
Технико-экономические показатели	Вариант 6	 Вариант 7	 Вариант 8	 Вариант 9	 Вариант 10	
1. Расход энергии на собственные нужды,  ксн %	    4.5	      4.0	       5.0	     4.8	     4.3	
2.Удельный расход условного топлива, вош  гу.т / кВт · ч	    346	     345	      335	    360	    350	
3.Цена топлива по прейскуранту,  Цпр, руб. / т, тыс. м3	    1300	     1450	    3700	    750	    710	
4.Цена транспорта, Цтр, руб./ т, тыс. м3	    40	     60	        -	     70	     75	
5.Калорийность топлива, Qнр, ккал/кг	  5900	   6100	    9500	   3920	   3700	

Пояснения к задаче:
1. При определении себестоимости единицы энергии в издержки производства включить следующие статьи расходов: топливо, заработная плата; начисления на заработную плату- 34,2 %; амортизация  и отчисления в ремонтный фонд; прочие расходы (15-20 % от всех условно-постоянных издержек).
2. При определении объема электроэнергии, отпущенной с шин,    необходимо учесть расходы электроэнергии на собственные нужды.
3. Следует обратить внимание, что в исходных данных приведена прейскурантная цена топлива. Для формирования цены натурального топлива франко-станция необходимо учесть транспортные расходы (для угля). Теплота сгорания (калорийность)   учитывается  при определении цены условного топлива.

Задача 2. Определение себестоимости единицы энергии, отпущенной с шин и коллекторов ТЭЦ

Цель работы: 1. Определить условно-постоянные и условно-переменные издержки производства энергии теплоэлектроцентрали, используя укрупненные нормативы. 2. Изучить механизм распределения издержек ТЭЦ по видам энергии. 3. Определить себестоимость производства единицы электрической  энергии, отпущенной с шин и  тепловой энергии, отпущенной с коллекторов ТЭЦ.

Исходные данные
Общие исходные данные:
- установленная мощность – 1000 МВт;
- число часов использования установленной мощности ТЭЦ,  5000 часов;
- расход электроэнергии на собственные нужды, 8 – 10 % (в зависимости от вида топлива);
- удельные капитальные вложения, 34000-36000 руб./кВт;
- норма амортизации и отчислений на ремонт, соответственно– 5; 7%;
- штатный коэффициент, 0.5 - 0.7 чел./ МВт;
- средняя норма заработной платы, 28 – 30 тыс. руб./ на человека в месяц.

                                                                                                                   Таблица 2 
Исходные данные по вариантам

Технико-экономические
показатели	  Вари-
  ант 1	  Вари-
  ант 2	   Вари-
   ант 3	  Вари-
  ант 4	 Вари-
 ант 5	
1. Отпуск тепла с коллекторов, Qок ,  тыс. Гкал	  10000	  9500	  11000	   9000	 10500	
2. Удельный расход топлива,
г у. т / кВт ч (электроэнергия)	    239	   285	   302	    272	  274	
3. Удельный расход топлива,
к г у. т / Гкал (теплоэнергия)	    152	   155	   165	    166	  176	
4. Цена топлива, руб / т у. т	   2280	  1660	  1450	    1250	  1200	
      
Технико-экономические
показатели	  Вари-
  ант 6	  Вари-
  ант 7	   Вари-
   ант 8	  Вари-
  ант 9	 Вари-
 ант 10	
1. Отпуск тепла с коллекторов, Qок ,  тыс. Гкал	  10000	  9500	  11000	   9000	 10500	
2. Удельный расход топлива,
гу. т / кВт ч (электроэнергия)	    290	   280	   302	    282	  294	
3. Удельный расход топлива,
к г у. т / Гкал (теплоэнергия)	    149	   150	   152	    156	  156	
4. Цена топлива, руб / т у. т	   1680	  1360	  1450	   1350	  1300	

                                                                                              			                                                                                       			      Пояснения к задаче:
	1. При формировании годового фонда оплаты труда можно учесть районный коэффициент по заработной плате.
	2. По заданию преподавателя могут быть внесены коррективы во все стоимостные показатели с учетом уровня инфляции.
	3. В задаче рассмотрены особенности решения базовых задач на стадиях проектирования и укрупненных расчетов.
	4. Пояснения к задаче 1 необходимо использовать и в данной задаче для определения начислений на заработную плату и прочих издержек.
	5. Следует обратить внимание, что цена топлива задана в рублях за тонну условного топлива.

Задача 3. Определение себестоимости электрической и тепловой энергии, полезно отпущенной потребителям

Цель работы: 1. Сформировать издержки на производство, передачу и распределение электрической  и тепловой энергии по энергокомпании в целом. 2. Определить себестоимость единицы электрической и тепловой энергии, полезно отпущенной потребителям.

 	Для решения задачи необходимо использовать исходные данные и результаты расчетов двух предыдущих задач, исходя из предположения, что обе  станции работают на единую нагрузку и составляют суммарную генерирующую мощность ТЭС энергокомпании.  Дополнительно задана следующая информация:
- расход электроэнергии на технологический транспорт (потери электрической энергии) – 12-14% от отпуска энергии в сеть;
-  потери тепловой энергии в сетях – 15% от отпуска тепла с коллекторов ТЭЦ;
-  издержки на передачу электрической энергии -  1470 млн. руб.;
-  издержки на передачу тепловой энергии -   1150 млн. руб.;
-  издержки на управление энергокомпанией, отнесенные на электроэнергию, составляют 15% от затрат на производство и передачу электрической энергии;
- издержки на управление энергокомпанией, отнесенные на тепловую энергию, составляют 12% от затрат на производство и передачу тепловой энергии;
- объем покупной электрической энергии – 1 млрд. кВтч;
- одноставочный тариф на покупную электроэнергию – 180 коп/кВтч.

Пояснения к задаче:
1.	Условно принимаем, что генерация электрической энергии обеспечивается КЭС и ТЭЦ  и тепловой энергии – ТЭЦ (задачи 1 и 2). Электростанции работают на общую нагрузку.
2.	Дефицит электрической энергии обеспечивается за счет покупки заданного объема на ОРЭМ.
3.	Результаты расчетов  по основным технико-экономическим показателям  Энергокомпании  представить в табличной форме. 

Задача 4. Оценка  эффективности использования производственных фондов электростанций
Цель работы: 1. Определить   показатели  эффективности  использования основных производственных фондов энергопредприятий. 2.Обратить внимание, что предложенная в задании структура показателей  учитывает не только традиционные экономические категории, но и  

отраслевые  особенности  предприятий. Для решения задачи использовать исходные данные и результаты расчетов  рассмотренных ранее  КЭС и ТЭЦ (задачи 1 и 2).

Вариант 1. Оценить эффективность использования производственных фондов КЭС с установленной мощностью   2000 МВт, используя исходные данные задачи 1, результаты ее решения  и   следующую дополнительную информацию:
- ввод в эксплуатацию блока 200 МВт планируется в апреле текущего года;
- демонтаж (выбытие) основных фондов намечен в октябре текущего года и составляет 100 МВт;
- суммарное ограничение установленной мощности составляет 40 МВт;
- общая установленная мощность, выводимая в ремонт (планово-предупредительный  и аварийный), 100 МВт;
- фактическое время работы основного оборудования в год  6000 ч;
- оборачиваемость оборотных средств составляет 15 оборотов в год;
- величина оборотных фондов составляет 20 % от стоимости основных производственных фондов электростанции;
- уровень нормативной рентабельности затрат составляет 10 – 15 % от общих издержек ТЭС.
Вариант 2. Оценить эффективность использования производственных фондов ТЭЦ  с установленной мощностью 1000 МВт, используя исходные данные задачи 2, результаты ее решения  и следующую дополнительную информацию:
- уровень нормативной рентабельности затрат по производству электрической  и тепловой энергии (общий уровень рентабельности ТЭЦ) – 14%;
- фактическое время работы основного оборудования составляет
 5000 ч;
- самостоятельно задать изменение структуры установленной мощности (с учетом вводов и выбытий)  и рабочей мощности ТЭЦ аналогично варианту 1 (КЭС);
- структура основных  и оборотных фондов может также соответствовать соотношениям, принятым в варианте 1.
	В качестве показателей эффективности использования производственных фондов могут быть определены: коэффициенты экстенсивного, интенсивного использования основных фондов  и интегральный коэффициент; фондоотдача (фондоемкость); фондо-вооруженность; коэффициент эффективного использования установленной мощности; оборачиваемость оборотных средств.

Задача 5. Определение платы потребителей за электрическую энергию 
	Цель работы: 1. Рассмотреть особенность формирования платы потребителей  за электрическую энергию с учетом применения различных форм тарифов. 2. На примере группы потребителей «Население» оценить возможность энергосбережения за счет применения тарифов, дифференцированных по зонам суток.

Вариант задания 1
Исходные данные
1.	Объем электропотребления за месяц – 580 кВтч.
2.	В квартире проживает два человека.

								                                Таблица 3
Тарифы на электрическую энергию для населения

Объем потребления сверх установленного лимита (более 250 кВтч в месяц на человека)	Тарифы, руб./кВтч	Доли электропотребления по зонам суток, %	
1.Одноставочный тариф	2.52	100	
2.Дифференцированный по двум зонам суток:
- пиковая зона
- ночная зона	

2.73
2.00	

75
25	
3.Дифференцированный по трем зонам суток:
- пиковая зона
- полупиковая зона
- ночная зона	

3.10
2.52
2.0	

59
16
25	

Вариант задания 2.
Исходные данные 
1. Задан график нагрузки потребителя, проживающего в городском населенном пункте в доме, оборудованном в установленном порядке стационарной электроплитой. Определить месячное потребление и оплату за месяц  (сентябрь)  потребителем услуг по энергоснабжению по одноставочному и по зонному тарифу (3 зоны суток: ночь 23 - 7; пик 7 - 10 и 17 - 21; полупик – все остальные часы).
2. Ниже приведены типовые графики нагрузки потребителя  для рабочего и выходного дня и тарифы для группы «Население», установленные  энергосбытовой компанией

График нагрузки рабочего дня (всего в сентябре 21 рабочий день)
Время, ч	0-4	4-7	7-10	10-17	17-21	21-24	
Мощность, кВт	0,15	0,2	0,45	0,3	0,55	0,35	

График нагрузки выходного дня (всего в сентябре 9 выходных дней)
Время, ч	0-8	8-21	21-24	
Мощность, кВт	0,1	0,35	0,2	

Тарифы на электрическую энергию для населения
Население, проживающее в городских населенных пунктах в домах, оборудованных в установленном порядке стационарными электроплитами и (или) электроотопительными установками	
Одноставочный тариф	руб./кВт·ч	2,52	
Тариф, дифференцированный по трем зонам суток	
Пиковая зона	руб./кВт·ч	3.10	
Полупиковая зона	руб./кВт·ч	2,52	
Ночная зона	руб./кВт·ч	2.0	

Выровненный график нагрузки потребителя, рабочий день
Время, ч	0-4	4-7	7-10	10-17	17-21	21-24	
Мощность, кВт	0,35	0,35	0,3	0,35	0,3	0,3	

Выровненный график нагрузки потребителя, выходной день
Время, ч	0-8	8-21	21-24	
Мощность, кВт	0,2	0,25	0,25	

Пояснения к задаче
1. Построить суточные графики нагрузки потребителя для двух типовых дней.
2. Выделить часовые  зоны нагрузки в соответствии с заданием
3. Определить месячное потребление и оплату за месяц  потребителем услуг по энергоснабжению по одноставочному и по зонному тарифу (3 зоны суток)
4. Рассмотреть ситуацию, когда потребитель решил выровнять свой график нагрузки, изменив  продолжительность каждой из зон.

 Задача 6. Определение прибыли и рентабельности предприятия
Цель работы: 1. Изучить показатели, характеризующие результаты финансово-хозяйственной деятельности   Энергокомпании. 2. Иметь представление об особенностях оценки  разных уровней рентабельности предприятия.                               
Задание 1. Можно ли получить прибыль в энергокомпании с объемом вырабатки 30 млрд. кВтч электрической энергии с эксплуатационными затратами 35 млрд. руб. и при реализации  энергии по 140 коп. / кВтч, если расход электроэнергии на собственные нужды станций составляет 7 %,  расходы на технологический транспорт (потери в сетях) - 12 %? Принять допущение, что все виды выплат, в том числе налоги и % за кредит составляют 500 млн. руб. / год.
Задание 2. Выполнить расчеты по определению рентабельности  предприятия на основе следующих исходных данных:
- чистая прибыль – 18.3 млн. руб.;
- себестоимость продукции – 60, 3 млн. руб.;
- выручка от реализации – 83 млн.  руб.;
- среднегодовая величина инвестированного капитала – 157.5 млн.  руб.
Определить: 1) рентабельность капитала; 2) рентабельность продаж; 3) рентабельность затрат. Сделать выводы.

2. МЕТОДЫ  ОЦЕНКИ   ЭФФЕКТИВНОСТИ
ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ

Задача 7. Оценка  экономической эффективности создания малого предприятия.

Цель работы: оценить вероятный срок накопления денежных средств, необходимых для  осуществления расширенного воспроизводства  (реинвестирования) предприятия,  а также возможные пути его достижения. 
Условия задачи:
Инвесторы поставили перед собой   цель – удвоить объем производства за счет  расширения  малого  предприятия без привлечения заемных средств и в реальные сроки. Для расчетов необходимо использовать следующие исходные данные:
- первоначальная сумма инвестиций  25000 тыс. руб.;
- объем производства – 200 тыс. ед. продукции;
- себестоимость производства – 150  руб. /ед.;
- прогнозируемая рыночная цена – 180  руб. /ед.;
- средний % доходности по ценным бумагам и банковским депозитам Ен  можно принять в пределах  13%.
Пояснения к задаче:
1.	Задать величину Ен  и  определить нормативный срок окупаемости.
2.	Рассмотреть условия, при которых срок реинвестирования (срок возвратности) капитала может быть снижен до приемлемой величины, т.е. Тх= 1/ Ех;
3.	Для выполнения этих расчетов  необходимо достичь такой цены производства (равной величине реализации продукции), которая позволила бы сократить величину Тн до Тх.  Следовательно, должно быть выполнено условие:  Затраты приведенные = Выручке от реализации продукции.
4.	Рассчитать приведенные затраты, заменив величину Ен  на Ех.
5.	Рассчитать сумму реализации продукции. 
6.	Определить расчетный срок окупаемости и экономическую эффективность мероприятия (величина Ех определяется из уравнения). Сделать выводы о целесообразности расширения предприятия.

Задача 8. Обоснование выгоды реализации инвестиционного проекта

Цель работы: определить целесообразность создания филиала фирмы в одном из городов.
	Условие задачи:
	Совет директоров производственно-торговой фирмы для расширения производственно-хозяйственной деятельности решил создать свой торговый филиал в одном из двух регионов: 1) город А; 2) город В на основе следующих исходных данных:
КА= 6000 тыс. руб.; КВ = 5000 тыс. руб.;  ИА = 1000 тыс. руб.; ИВ = 1250 тыс. руб.   Принять  нормативный   коэффициент   экономической эффективности  ЕН = 0.2.
	Для выполнения расчетов использовать метод «приведенных затрат». Однако, в ряде случаев расчеты не позволяют сделать однозначных выводов по выбору вариантов (различие в приведенных затратах менее 5%  - попадание в зону экономической неопределенности).
	В этом случае для полноты технико-экономического обоснования можно учесть еще ряд дополнительных факторов, например: 1) стоимость земли - она дороже в городе А; 2) стоимость стройматериалов – они более дорогие в городе В; 3) стоимость рабочей силы – в городе А требования к уровню оплаты труда выше; 4) условия налогообложения – город А является зоной «свободной торговли»; 5) региональные тарифы на энергоносители – выше в городе А; транспортные расходы – при разной удаленности от головного предприятия город  А расположен ближе, чем город В. 
Для оценки предпочтительного варианта проекта можно учесть количество преимуществ от реализации названных вариантов, введя весовые коэффициенты рассматриваемых факторов. Можно предположить: 1) все факторы условно равновесны, однако в этом случае неопределенность выбора варианта сохраняется; 2) задать различные приоритеты по факторам  и учесть их при выборе  наилучшего варианта.

Задача 9. Оценка экономического  эффекта вариантов реконструкции объекта

Цель работы: оценить экономическую эффективность и годовой экономический эффект от реализации вариантов инвестиционных проектов.
	Условие задачи:
	Реконструкция действующего объекта, оснащенного техническими средствами 60-х годов, потребует инвестиций в размере 1900 млн. руб., при этом годовые издержки эксплуатации должны сократиться на  300 млн. руб. 
Необходимо учесть, что  % доходности по ценным бумагам может быть принять равным 10,5 %;
 	Расчет выполнить для двух вариантов:
1 вариант – вариант реконструкции рассматривается в сравнении с  базовым вариантом (действующий объект);
2 вариант – вариант реконструкция является альтернативным варианту модернизации старой техники (стоимость модернизации 1400 млн. руб.; снижение издержек составит 170 млн. руб.).
Выполнить расчеты. Сделать выводы по выбору варианта на основании полученного годового экономического эффекта. Может оказаться, что модернизация действующего оборудования целесообразнее коренной реконструкции производства.

Задача 10. Оценка экономической эффективности  проекта развития 
производственной фирмы

Цель работы: оценить, стоит ли инвестировать предложенный  проект, направленный на последующее развитие фирмы.
Условие задачи:
Инвестиционной компании предложили вложить деньги в развитие производственной фирмы, частично ей принадлежащей в размере 600 млн. руб., причем в связи с ростом производства ожидается сокращение годовых расходов по эксплуатации от 60 до 120 млн. руб. (задана неопределенность величины ожидаемой экономии  годовых эксплуатационных затрат).
	Пояснения к задаче:
1.	Необходимо определить экономическую эффективность проекта при разных ожидаемых уровнях экономии затрат.
2.	Принять нормативный коэффициент экономической эффективности равным 0.15.
3.	Определить, каких размеров должна достигнуть ожидаемая экономия эксплуатационных расходов, чтобы инвестирование было выгодным.
4.	Обосновать выводы.

Задача 11. Технико-экономическое обоснование реализации        организационно-технических мероприятий по совершенствованию информационной системы управления

Цель работы: оценить экономию, экономическую эффективность и годовой экономический эффект от реализации организационно-технического мероприятия на ТЭЦ.
Исходные данные:
1. В соответствии с инвестиционной программой в размере 140 млн. руб. намечен ряд организационно-технических мероприятий по совершенствованию автоматизированной информационной системы управления  энергопредприятием, реализация которых позволит сократить:
- удельный расход топлива на  2  гу.т/кВтч;
- численность персонала на 10 человек.
2. Обслуживание информационной системы  (в том числе амортизация) составляют   14  млн. руб. в год.
3. Нормативный коэффициент экономической эффективности Ен = 0.15
                                                                                                 Таблица 4
4. Дополнительные исходные данные по вариантам
ТЭП	Номера вариантов	
	1 	2	3	4	5	6	7	8	9	10		
Цена топлива,
руб/тонна	1550	1400	  800	4100	 1450	  1350	4000	    740	 1470	 790	
Транспорт
топлива, руб/тонна	  60	  50	   85	   -	   55	    75	   -	   85	   55	   80	
Теплота сгорания
топлива,ккал/кг	6200	5600	 3900	9500	6000	5000	9400	3200	5800	3800	
Фонд оплаты труда, руб/чел.  	
                              35 – 40 тыс. рублей/чел в месяц	
Отпуск электроэнергии с шин, млрд. кВтч
	 9.0	  7.5	  8.0	  6.2	  10.0	  5.2	  5.5	   4.9	  7.0	  9.5	

Порядок выполнения расчетов.
1.Оценить, будет ли экономия  эксплуатационных расходов от реализации 
инвестиционного проекта. В данном случае необходимо учесть не только сокращение издержек за счет внедрения мероприятий, но и их увеличение в связи с необходимостью обслуживания  новой информационной системы.
2.При наличии экономии необходимо определить какой коэффициент экономической эффективности может быть получен и как он согласуется с заданной нормой прибыли на вложенный капитал?
3. Определить величину годового экономического эффекта.  Сделать выводы.

Задача 12. Учет экологического эффекта  при обосновании вариантов инвестиционного проекта
Цель работы: Рассмотреть влияние экологических требований на выбор  варианта инвестиционного  проекта.

Условие задачи:
 Для теплоснабжения нового промышленного потребителя  могут рассматриваться два варианта:
Вариант 1. Строительство собственной производственно-отопительной котельной.
Вариант 2. Теплоснабжение от городской ТЭЦ путем ее реконструкции.
Исходные данные:
1. Капитальные вложения в варианты: К1 =530 млн. руб.; К2 =350 млн. руб.;
2. Годовые эксплуатационные расходы по вариантам: И1=70 млн. руб.;
И2=75.5 млн. руб.
3. Если учесть объем вредных выбросов и отрицательное влияние на окружающую среду, отопительная котельная будет платить штрафы за вредные выбросы в атмосферу, сточные воды, золоотвалы (котельная работает на угле). Дополнительные издержки котельной составят Иштр=20 млн. руб. В этом случае учитывается  экологический эффект как одно из условий сравнения вариантов.  Условно принять, что уровень выбросов от ТЭЦ в окружающую среду соответствует предельно допустимым концентрациям.
4. Ен = 0.15.
5. Оценить варианты теплоснабжения без учета экологического эффекта и с учетом текущих затрат на охрану окружающей среды в виде штрафов за вредные выбросы.  Сделать выводы.

Задача 14. Технико-экономическое обоснование варианта расширения ТЭЦ за счет строительства парогазовой турбины   ПГУ-225
Цель работы: обосновать эффективность инвестиционного проекта с использованием рыночных критериев и учетом  фактора времени. Эффект от реализации проекта обусловлен дополнительной выручкой за счет увеличением объемов производства электрической и тепловой энергии ТЭЦ.
											Таблица 5
Исходные данные 
Наименование показателей 	Величина показателя	
1. Основное технологическое
оборудование:
 - газовая турбина;
 - паровая турбина;
 - котел-утилизатор;
 - турбогенератор	

 ГТЭ-160
 Т-70-7.5
 П-90
 Турбогенератор типа ТФ-75	
 2. Вид топлива	 газ	
 3. Установленная электрическая мощность, мВт	 230	
 4. Установленная тепловая мощность, Гкал/час	 119	
 5. Годовой отпуск электроэнергии, 
млн. кВтч	 1580	
 6. Годовой отпуск тепловой энергии, млн. Гкал	 0.9	
 7. Годовой расход топлива на блок, тыс. тут	 750 (год начала эксплуатации),
 830 – последующие годы	

											Таблица  6
                    Капитальные вложения в энергоблок, млн. руб.
Наименование оборудования	Стоимость без НДС	
1. Котельное оборудование	575	
2. Оборудование турбогенераторов	3970	
3. АСУ ТП ГТУ и вспомогательное оборудование	300	
4. Строительно-монтажные работы и материалы, в том числе работы по демонтажу, подготовка площадки и др.	2430	
5. Система ХВО (в том числе оборудование, строительно-монтажные работы и материалы)	390	
6. Система технического водоснабжения	280	
7. Инжиниринговые работы и услуги, в том числе:
- проектные работы;
- пуско-наладочные работы, испытания и др.	
250
210	
Всего работ по п.7		
Всего работ по п. 1 - 7		
Прочие – 5%		
ИТОГО		
  
Порядок выполнения расчетов  и принятые допущения
1. Определить капитальные вложения в вариант строительства.
2. Распределить капитальные вложения по годам их освоения. Принять срок строительства энергоблока 3 года при  следующем распределении капитальных вложений по годам  в процентах по вариантам: 1) 20, 50, 30 %; 2) 25, 55, 20%.
3. Определить выручку от реализации энергии по годам расчетного периода; принять объемы отпуска энергии для первого года временной эксплуатации (базовый период) на 10% ниже, чем в период нормальной эксплуатации объекта,  для которого  ежегодный  объем отпуска с шин электроэнергии и отпуска тепла  сохраняется постоянным.
4. Задать затраты на производство электро- и теплоэнергии по годам  t. Издержки условно-постоянные (без амортизации) для  года начала эксплуатации (временной) составляют  1040 млн. руб.
5. Определить чистый доход для  каждого года  t.
6. Определить и представить величину чистого дисконтированного дохода в табличной форме, а также графически в зависимости от времени.
7. Определить дисконтированный срок окупаемости. Сделать выводы.
Чистый дисконтированный доход находится как разность между дисконтированным системным эффектом, в данном случае эффект обусловлен  эффектом от производства энергетической продукции (Э) и дисконтированными затратами (З):
                          T
ЧДД = Э – З = ∑{ Эt – (Kt + ΔИt)} ∙(1+E) - t	,			
                         t=0
где t -   годы строительства и эксплуатации объекта; 
Е – норма дисконта. 
  Для выполнения расчетов  принять следующие допущения:
1. Период временной эксплуатации – 1 год.
2. Период нормальной эксплуатации – 26 лет.
3. Принять следующие тарифы на энергию по вариантам базового периода: 1) электрическая энергия - 1.50 руб./ кВтч,  тепловая  - 900 руб./Гкал; 2) электрическая энергия - 1.60 руб./кВтч, тепловая – 1050 руб./Гкал.
4. Цена условного топлива для базового периода по вариантам: 1) 1600 руб./ту.т; 2) 1700 руб./ту.т.
5. Принять ежегодный рост  выручки энергии за счет роста уровня тарифов  и увеличение издержек на топливо за счет роста цен на топливо – на 10%, издержек условно-постоянных на производство энергии - на 7% (учет темпов инфляции).
6. Норма дисконта по вариантам: 1) 12%; 2) 11,5%.

                                                                                                           Таблица 7
         Результаты расчета  чистого дисконтированного дохода (млн. руб.)
Номер
года  t	(1+ Ен )- t	Выручка
(Р t )	Затраты
(З t )	Капитало-
вложения 
(К t )	Чистый доход
(ЧД)
	Чистый дисконти-рованный доход (ЧДД)	
0	1.0						
1	
						
2
							
3 и далее

Пояснения к задаче:
1. При расчете чистого дохода капитальные вложения по годам расчетного периода определяются нарастающим итогом.
2. Выручка от реализации энергии определяется исходя из ее годового объема и заданной динамики цен.
3. Затраты по годам расчетного периода также должны учитывать динамику роста как условно-постоянных издержек, так и топливных затрат.
4. Ниже предложена вспомогательная таблица, в столбцы которой можно   включить соответствующие показатели, необходимые для формирования  таблицы 7 (объемы производства энергии по годам, изменение тарифов  на энергетическую продукцию, цен на топливо, условно-постоянных расходов).

Вспомогательная таблица
Годы	Электро-энергия, млн. кВтч	Тепловая
энергия,
млн. Гкал	Тариф на 
электроэн.
руб/кВтч	Тариф на 
тепло
руб/Гкал	Цена топлива
руб/тут	Издержки
топливные
млн. руб	Издержки
условно-
постоянные
млн.руб	
0	
							
1	
							
2	
							
3 и далее	

Задача 15. Обоснование варианта реконструкции  ТЭС

Цель реконструкции: повышение топливной экономичности тепловой электростанции. Реконструкция может осуществляться по двум вариантам: 1) модернизация; 2) замена устаревшего парогенератора. Для обоснования вариантов реконструкции использовать методы простого  и дисконтированного  срока окупаемости. Исходные данные представлены в таблице 8.
Для варианта модернизации годовой доход (экономия) определяется эффектом от экономии топлива и дополнительными затратами на ремонт.
Для варианта замены – эффектом от экономии топлива и дополнительными затратами на ремонт, причем, полные единовременные затраты,  связанные с заменой, учитывают капитальные вложения в новый парогенератор, недоамортизированную стоимость старого агрегата и его ликвидационную стоимость.                                   
                                                                                                     Таблица 8
                                 Основные ТЭП вариантов реконструкции
Технико-экономические
показатели (ТЭП)	Устаревший
парогенератор	Модернизация	Новый 
парогенератор	
1.Паропроизводитель-
ность, тонн/час	200	200	200	
2.Использование мощности, час/год	6000	6000	6000	
3.Расход топлива,кгут/т.пара	100	98	85	
4.Цена топлива,руб/ту.т	900	900	900	
5. .Полная стоимость 
устаревшего агрегата, тыс.руб	32000	-	-	
6.Норма амортизации,%	4.0	4.0	4.0	
7.Ремонтный фонд, %	10.7	10.7	10.7	
8.Срок службы, лет	18	-	-	
9.Ликвидационная стоимость, тыс.руб	2100	-	-	
10.Капитальные вложения, тыс.руб	-	6000	45000	
11.Дисконтная ставка, %	-	12	12	
12.Нормативный срок окупаемости, лет	-	3	3	

3.	ОСОБЕННОСТИ ТОПЛИВООБЕСПЕЧЕНИЯ ТЭС

Задача 16.  Суммарная годовая потребность в топливе 1 700 000 тонн. Транспортно-заготовительные расходы 210 тыс. руб. Издержки хранения единицы в запасе (1 тонны топлива) за год - 12 тыс. руб. Рассчитать оптимальный размер заказа топлива. С учетом того, что потребление угля в летний период в 2 раза меньше, чем в осенне-зимне-весенний, рассчитать дневное потребление угля, издержки хранения единицы топлива в запасе, оптимальный размер заказа в различные периоды.
Оптимальный размер заказа определяется по формуле Вильсона

qопт = √2С1*Q/C2 ,

где С1 – затраты по формированию одной партии поставки;
      С2 – затраты в расчете на хранение единицы товара в запасе за период;
       Q – потребность за период (товарооборот, объем реализации и т.д.).

Задача 17. Определить  стоимость угля с учетом скидок или надбавок за качество. За каждый процент повышения или понижения зольности начисляется соответственно скидка (или надбавка) в размере 1,5% от цены  угля.

Показатели	Марка угля	
	АШ	АС	АРШ	
Плановый процент зольности	14,5	10,7	17,2	
Фактический процент зольности	16,9	12,3	16,2	
Покупная цена 1 т угля, руб.	1500	1100	1600	

 Уголь перевозится в саморазгружающихся вагонах грузоподъемностью 60 тонн. Железнодорожный тариф на перевозку 1 вагона на 300 км составляет 5000 руб. Прочие расходы на 1 т угля (инспекция по качеству и др.) 170 руб.  Требуется определить стоимость 1 тонны угля на складе.

	Задача 18. Определить фактическую стоимость топлива, поступившего от поставщиков и списанного на производство.
Исходная информация. За отчетный период поступило угля 8500 т на сумму 11 075 тыс. руб. с учетом НДС, мазута 1300 т на 5800 тыс. руб. с учетом НДС, газа 800 тыс. м3 на 3280 тыс. руб. Расходы по перевозке угля составили 182 тыс. руб. с учетом НДС. Скидка по углю - 80 тыс. руб., сверхнормативные потери угля в пути - 35 тыс. руб.

Остаток топлива на складе:
Виды топлива	Единица измерения	Остаток на начало отчетного периода	Остаток на конец отчетного периода, т	
		Количество, т	Сумма, тыс. руб.		
Уголь	тонна	600	900 	500	
Мазут	тонна	300	1200	350	

При решении задачи  заполнить ведомости по формам 1 и 2.

  

                                                                                                            Форма 1
Ведомость расчета фактической стоимости заготовления топлива
Виды топлива	Ед.
измерения	Количество
поступившего топлива	Стоимость, руб.	Стоимость единицы топлива, тыс. руб.	
			По покупным ценам	Расходы по перевозке	Скидка/надбавка за качество топлива	Потери топлива в пути	итого		
Уголь	т								
Мазут	т								
Газ	тыс. м3								
Итого									

Форма 2
Ведомость расчета стоимости списанного в производство топлива
Виды топлива	Ед. изме-рения	Остаток на начало отчетного периода	Поступило за отчетный период	Всего с остатком	Стоимость единицы топлива	Остаток на конец отчетного периода	Списано
на производство	
			Коли-чество, т	Сумма,  тыс. руб.	Коли-чество, т	Сумма, тыс. руб.		Коли-
чество, т	Сумма
тыс. руб.	Коли-
чество, т	Сумма
тыс. руб.	
Уголь	т											
Мазут	т											
Газ	тыс. м3											
Итого												

Задача 19. Выбор поставщика топлива на конкурсной основе (открытый  конкурса).   Предмет конкурса: закупка угля каменного сортового марки Д – 19670 т.
Основные характеристики каменного угля (показатели качества):
Уголь каменный сортовой  марки Д:
Размер кусков, мм.                                                    13 - 50
Влага, %, средняя                                                      15,0
Зола, % , средняя                                                       14,3
Сера, %, средняя                                                         0,5
Выход летучих веществ, %                                      41,7
Высшая теплота сгорания (не ниже), ккал/кг        7150 
Низшая теплота сгорания (не ниже), ккал/кг         5150

                                                             				Таблица 9
Сведения об участниках конкурса
Наименование участника
Критерии оценки	Поставщик 1	Поставщик 2	Поставщик 3	Поставщик 4	
Качественные характеристики угля:					
- марка угля (Д)	ДОМ, 18-50	ДОМ	ДОМ	Д	
- размер кусков, мм 
(13-50)	18-50	13-50	18-50	13-50	
- влага, %	13,5	15	12,8	15	
- зола, %	15,1	14,3	16	14,3	
- сера, %	0,5	0,5	0,5	0,5	
- выход летучих веществ, % 	45	41,7	43	41,7	
- высшая теплота сгорания, ккал/кг, не ниже 	7250 	7250 	7450 	7250	
- низшая теплота сгорания, ккал/кг	Не ниже
5150	Не ниже
5200	Не ниже
5400	5200	
Угольный бассейн	Хакасский	Хакасский	Хакасский	Хакасский	
  Цена за 1 тонну с НДС и ж/д тарифом, рублей.	19675тонн
цена-1499 руб.	19675тонн
1439 руб.	19675 тонн
1430 руб.	19675 тонн
1459 руб.	

В конкурсной документации установлены следующие поправки к цене топлива (скидки/надбавки)
          - за каждый процент увеличения (уменьшения) зольности, цена уменьшается (увеличивается), соответственно, на 1,5%;
          - за каждый процент увеличения (уменьшения) влаги, цена уменьшается (увеличивается), соответственно, на 1,3%.
Оценка заявок производится по комплексному критерию – цена угля  с учетом скидок (надбавок)  в перерасчете на условное топливо. Предпочтение будет отдано заявке с минимальной ценой  условного топлива.

Задача 20. Проанализировать влияние на показатели экономичности ТЭЦ поступление угля ухудшенного качества

Условие  задачи. На ТЭЦ за 6 месяцев поступило 410 тыс. тонн угля, из них 60 тыс. тонн угля с отклонением топлива от проектных показателей  качества (по зольности и влажности). 
Опытным путем установлено следующее увеличение удельных расходов топлива при поступлении угля ухудшенного качества:
- выработка электрической энергии (1,5 гу.т/кВтч при увеличении зольности на 1%; 0,7 гу.т/кВтч при увеличении влажности на 1%);
выработка тепловой энергии (0,6 кг/Гкал при увеличении зольности на 1%; 0,3 кг/Гкал при увеличении влажности на 1%).
При сжигании угля ухудшенного качества и увеличении удельных расходов топлива из 1 тонны натурального топлива вырабатывается меньшее количество как электрической, так и тепловой энергии.  Это приводит к потере выручки от недоотпуска энергии. Следует учесть, что снижение цены топлива за счет скидок при ухудшении его качества частично уменьшает потери выручки от уменьшения объемов производства энергии на ТЭЦ.
Исходные данные к задаче.
1. Проектные показатели качества угля, необходимые для работы котлов ТЭЦ соответствуют уровням зольности 10-16%, влажности 5-8% (марки ССр, ТР). Калорийность топлива 5760 ккал/кг.
2. Поступило 60 тысяч тонн ухудшенного качества с показателями  зольности 22%, влажности 11%, из них 30 тысяч тонн угля  марки ССмсш, 30 тысяч тонн угля марки ССр.
3. Удельные расходы условного топлива:
- на отпущенную электроэнергию 380 г у.т./кВтч, 
- на отпущенную тепловую энергию 147 кг у.т./Гкал.
	4. При сжигании 1 т у.т 730 кг идет на выработку электрической энергии  и 270 кг на тепловую энергию.
	5. Прейскурантная цена топлива составляет 1700 руб. за тонну (с НДС) при следующих характеристиках угля:
	Марка ССр – зольность 17%, влажность 7%;
Марка ССсш – зольность 18%, влажность 8%.
6. Топливной компанией установлены следующие поправки к цене топлива (скидки/надбавки):
          - за каждый процент увеличения (уменьшения) зольности угля, его цена уменьшается (увеличивается), соответственно, на 1,5%;
          - за каждый процент увеличения (уменьшения) влаги, цена уменьшается (увеличивается), соответственно, на 1,3%.
8. Принять следующие тарифы на энергию:
- на электроэнергию 1,9 руб./кВтч
- на тепловую энергию -1000 руб./Гкал.
Порядок решения задачи:
1. Определить объемы электрической и тепловой энергии, выработанные при сжигании 1 т у.т.
2. Оценить объемы выработки электрической и тепловой энергии при сжигании 1 тонны натурального топлива заданной теплоты сгорания.
3. Пересчитать удельные расходы топлива при увеличении фактической зольности и влажности.
4. Определить объемы выработки электрической и тепловой энергии из 1 тонны угля ухудшенного качества, а также снижение объема  электрической энергии при сжигании 60 тонн топлива ухудшенного качества.
5. Определить цену натурального топлива по маркам поступившего угля с учетом поправок к цене за отклонение качественных характеристик  угля.
6. С учетом заданных тарифов определить потери выручки от недоотпуска электрической и тепловой энергии. Учесть скидки к цене топлива ухудшенного качества.
7. Сделать выводы.

4. ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ НОРМИРОВАНИЕ. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ
				БАЛАНСЫ

Задача 21. Распределение электрической нагрузки между совместно работающими блоками КЭС.
Цель работы: Построить график экономического распределения нагрузки  блочной КЭС, заданной по вариантам. График должен быть построен для полного состава работающего оборудования во всем диапазоне изменения нагрузки и  с учетом последовательности загрузки мощностей.
Исходные данные:
1.	На КЭС установлено три типа турбоагрегатов (таблица 10). В соответствии с заданной по вариантам структурой генерации (тип и количество конденсационных турбоагрегатов) необходимо подобрать соответствующие им нормативные энергетические характеристики  (приложение П1).
                                                                       Таблица 10
 Структура генерирующих мощностей КЭС
Номер 
варианта	Тип и количество турбоагрегатов	
	 1-й тип	2-й тип	3-й тип	
1	2  К-100-90	2  К-100-130	1  К-200-130	
2	1  К-100-130	2  К-150-130	2  К-200-130	
3	3  К-150-130	2  К-200-130	2  К-300-240	
4	2  К-100-130	2  К-200-130	1  К-500-240	
5	3  К-150-130	3  К-200-130	3  К-300-240	
6	2  К-200-130	2  К-300-240	2  К-500-240	
7	2  К-200-130	2  К-300-240	1  К-500-240	
8	2  К-100-130	2  К-200-130	1  К-300-240	
9	2  К-300-240	1  К-500-240	2  К-200-130	
10	1  К-300-240	1  К-500-240	1  К-800-240	

2. Для упрощения расчетов в задаче необходимо принять допущение, что все турбоагрегаты работают на однотипных котлах, так как только в этом случае справедлив предложенный метод.
Пояснения к задаче.
   1)  Распределение нагрузки между совместно работающими агрегатами КЭС будет экономически целесообразным  при условии, когда на выполнение общего диспетчерского графика нагрузки электростанции будет израсходовано  наименьшее количество первичной энергии. В основе построения  графика экономического распределения нагрузки КЭС положен метод относительных приростов (минимум  дополнительного удельного расхода тепла турбинной установки). 
2) График строится при условии последовательной загрузки  всех турбоагрегатов (горизонтальная ось и соответствующий ей масштаб - с учетом  заданной по вариантам номинальной мощностью  станции). На вертикальной оси выделяются зоны для каждого типа турбоагрегата; выбранный  масштаб соответствует установленной мощности одного агрегата  соответствующего типа.
3) Студентом задается диапазон регулирования нагрузки. Для упрощения расчетов технический минимум может быть принят одинаковым для всех групп турбоагрегатов – 30-35% от их номинальных мощностей – первая характерная точка графика нагрузки. 
4) Определить  суммарную нагрузку станции для всех характерных точек с учетом приоритетов по загрузке агрегатов.
5) Учесть, что энергетические характеристики турбоагрегатов К-200-130 и   К-300-240 содержат точку экономической нагрузки, для которой характерно увеличение относительного прироста подведенного тепла при последующем увеличении электрической мощности. Это означает, что для этих турбоагрегатов экономичность процесса превращения энергии различна  в разных диапазонах изменения нагрузки. 

Задача 22. Составление суточных балансов тепловой и электрической
 нагрузки ТЭЦ
Цель работы: освоить методику составления балансов электрической и тепловой энергии ТЭЦ, используя  нормативные энергетические характеристики оборудования и критерии экономического распределения нагрузки.
Исходные данные по вариантам:
1. Величина установленной мощности ТЭЦ, состав и характеристика турбоагрегатов, суточные графики тепловой и электрической нагрузки ТЭЦ (таблица 7).
2. Нормативные энергетические характеристики турбоагрегатов: турбины с регулируемыми отборами пара и конденсацией – Т и ПТ; турбины с противодавлением – Р (приложение П2).
                                                                                                                Таблица11
 Состав основного оборудования и суточные графики нагрузки ТЭЦ
Номер
варианта	Тип
турбины	Суточная 
электрическая
нагрузка, МВт	Суточная тепловая нагрузка,
Гкал/час	
			производство	отопление	
		0-6
	6-20	20-24	0-6	6-20	20-24	0-6	6-20	20-24	
1	ПТ-50-90
Т-100-130
Р-50-130	190	200	195	270	290	280	180	200	190	
2	Т-170-130
ПТ-50-90
Р-50-130	230
	265	250	270	295	280	280	310	295	
3	ПТ-50-90
Р-100-130
Р-50-130	185	200	190	290	305	300	280	305	295	
4	Т-250-240
ПТ-50-130
Р-50-130	330	350	340	270	290	275	370	390	380	
5	ПТ-50-130
ПТ-50-90	90	100	95	155	169	160	80	97	90	
6	Т-100-130
ПТ-50-130
Р-50-130	190	200	195	280	296	285	180	200	190	
7	Т-170-130
ПТ-50-130
Р-50-130	250	270	260	270	290	280	280	310	295	
8	Т-250-240
Т-170-130
Р-50-130	440	470	460	190	216	200	590	620	600	
9	Т-100-130
Т-170-130
Р-50-130	290	310	300	190	216	200	400	430	410	
10	Т-250-240
ПТ-50-130	280	300	290	70	80	75	365	390	375	

Пояснения к задаче.
1. Режим работы ТЭЦ в значительной степени определяет заданный график тепловой нагрузки. В связи с этим в первую очередь составляется баланс тепловой энергии, который является основой составления баланса электрической энергии. 
2. Баланс тепловой энергии  выполняется для каждого отбора независимо в соответствии с графиками по пару (производственный отбор) и горячей воде (отопление и горячее водоснабжение) с учетом заданного изменения нагрузки по часам суток и за сутки.
3. Критерием экономического распределения графиков тепловой нагрузки между отдельными турбоагрегатами является максимум удельной выработки  соответствующего отбора (МВтч/Гкал).  Предельная загрузка агрегатов по теплу определяется  заданными нормативными расчетными отборами турбин (Гкал/час). Результаты расчета предлагается представить в виде таблицы 12.
									                 Таблица 12
 Результаты расчета баланса тепловой энергии
Часы суток	Тепловая
нагрузка ТЭЦ,
Гкал/час	Тепловая нагрузка по  агрегатам, Гкал/час	
		ТА-1	ТА-2	ТА-3	
	пар	горячая
вода	пар	горячая 
вода	пар	горячая 
вода	пар	горячая
вода	
0-6									
6-20									
20-24									
сутки									

4. Баланс электрической энергии выполняется в два этапа:
1) В соответствии с выполненным распределением тепловой нагрузки  определяется вынужденная теплофикационная мощность(ТФ) для каждого турбоагрегата   (нормативная энергетическая характеристика) и ТЭЦ в целом. 
2) Определяется суммарная конденсационная мощность ТЭЦ, дополняющая вынужденную теплофикационную мощность до заданных ступеней суточного графика электрической нагрузки. Необходимо помнить, что турбоагрегаты типа  Р (турбины с противодавлением) не имеют конденсатора и, следовательно, не работают в конденсационном режиме. 
3) При распределении конденсационной нагрузки ТЭЦ (КН ТЭЦ) между турбинами с отборами и конденсацией  определяется:
•	вынужденная конденсационная электрическая мощность (КНвын), необходимая для минимального пропуска пара в конденсатор для охлаждения проточной части низкого давления (может быть принята около 3-5% от номинальной мощности турбоагрегата).
•	оставшаяся часть  мощности ТЭЦ (дополнительная конденсационная мощность – КНдоп) распределяется между турбоагрегатами с учетом  экономичности конденсационного режима – минимум относительного прироста конденсационного режима (нормативная энергетическая характеристика).
•	определяется загрузка каждого агрегата по электрической мощности; проверяется баланс электрической энергии для каждой ступени графика нагрузки и за сутки.
Результаты составления баланса предлагается свести в таблицу. Для каждого турбоагрегата должна быть показана структура электрической нагрузки аналогично ТА-1.
                                            					Таблица 13
 Результаты расчета баланса электрической энергии
Время 
суток	Электрическая
нагрузка ТЭЦ,
МВт	               ТА-1	ТА-2	ТА-3	             ТЭЦ	
		ТФ	КН
вын	КН
доп	Суммарная
мощность			      ТФ	      КН	
1-6										
6-20										
20-24										
сутки										
месяц										

 Выполненные в задаче расчеты могут  быть использованы для составления месячных  балансов станции, приобретения навыков оценки показателей экономичности ТЭЦ (КПД, удельных расходов топлива) при разных способах распределения топлива по видам энергетической продукции.  Эти вопросы по-прежнему остаются актуальными в условиях энергетического рынка.

       5. ОЦЕНКА КОММЕРЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ  
                              ДЕЙСТВУЮЩИХ ТЭЦ

Задача 23.  Методы распределения топлива по видам энергии и формирование  цен на энергетическую продукцию, производимую    ТЭЦ

Вхождение ТЭЦ на энергетический  рынок требует совершенствования методик расчета тарифов на электроэнергию и тепло при их комбинированном производстве. Балансирование тарифов предполагает разработку эффективной методики распределения затрат по видам энергии.
	Цель работы – в условиях эксплуатации для решения данной задачи рассмотреть особенности применения следующих методов, основанных на технических (термодинамических) и рыночных подходах:
- метод «эквивалентной  КЭС»;
- метод «раздельной рентабельности».
Исходные данные к задаче:
1. Установленная мощность ТЭЦ по вариантам
1- 750 МВт;  2 – 500 МВт; 3 – 510 МВт
Единичные мощности и количество блоков студенты задают самостоятельно. Выбранному варианту структуры генерирующей мощности ТЭЦ должна соответствовать нормативная энергетическая характеристика турбоагрегата (приложение П2).
2. С учетом неравномерности режима потребления энергии принять коэффициент использования предельной нагрузки (часовой расчетный отбор) в пределах 0.7 - 0.75 .
3. Принять годовое число часов использования установленной  электрической мощности станций  5500.
4. Величина годовых условно-постоянных издержек по вариантам в млн. руб:
1- 1820;  2 – 1610;  3 – 1600.
5. Уровень рентабельности затрат ТЭЦ принять равным  14 %.
6. Цена условного топлива – 1500 руб/ ту.т.
7. Удельные расходы топлива по замещающим вариантам: электроэнергии – 320 гу.т/кВтч;  тепловой энергии -150 кг у.т/Гкал;
8. Себестоимость электроэнергии, отпущенной с шин КЭС, принять равной 120 – 140 коп/кВтч; уровень рентабельности КЭС – 13%.
9.  Самостоятельно задать недостающие исходные данные в соответствии с предложенными схемами расчетов (расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ  9 – 10%, КПД теплового потока 97% и др.).

			Краткая характеристика методов.
Метод «эквивалентной КЭС». Распределение суммарного расхода топлива ТЭЦ по видам энергии основывается на следующих допущениях: 1) по электроэнергии расход топлива определяется в  соответствии с удельным расходом топлива по конкурирующему источнику и  производством того же количества электроэнергии, что и на рассматриваемой по вариантам ТЭЦ; 2) оставшаяся часть топлива относится на тепло. В соответствии с предложенной	 методикой необходимо определить: расход топлива с распределением его по видам энергии и удельные расходы условного топлива; себестоимость и цену энергии, отпущенной с шин и коллекторов ТЭЦ. Результаты расчета представить в табличной форме, сделать выводы.
Метод «раздельной рентабельности». Цена электроэнергии на ТЭЦ приравнивается к цене в раздельной схеме с той же величиной рентабельности. Из планируемой общей выручки с учетом плановой общей рентабельности ТЭЦ вычитается выручка от продажи электроэнергии. Ее остаток относится на тепло. В соответствии с предложенной методикой необходимо определить цену электрической и тепловой энергии, отпущенной с шин и коллекторов ТЭЦ. Показать схематично последовательность расчетов.
                     
Задача 24.  Метод распределения расхода топлива, затрат и прибыли между видами энергии ТЭЦ и циклами производства 
(метод  Денисова В.И.)

 Вхождение ТЭЦ  на энергетический рынок требует разработки тарифов на вырабатываемую ими электрическую и тепловую энергию. При этом тарифы на электрическую энергию необходимо устанавливать на мощность, теплофикационную и конденсационную выработки.  На основе предложенной методики выполнить:
- распределить расход топлива  между видами энергии (электрической и тепловой), а также теплофикационным и конденсационным режимами производства электрической энергии;
- распределить затраты и прибыль между видами энергии и циклами производства;
- рассчитать тарифы на энергетическую продукцию ТЭЦ.
	Ниже показаны последовательность выполнения расчетов.
1.Распределение расхода топлива.
•	Для заданного варианта ТЭЦ,  основных технико-экономических показателей станции и  нормативных энергетических  характеристик турбоагрегатов определить годовой расход топлива.
•	Из суммарного расхода топлива выделить  расход, связанный с производством электроэнергии: 1) на холостой ход, на производство электроэнергии по теплофикационному и вынужденному конденсационному циклам (по соответствующим относительным приростам).
•	Определить расход топлива, соответствующий выработке энергии по свободному конденсационному режиму.
•	Оставшуюся  часть  топлива отнести  на производство тепловой энергии.
2. Распределение затрат.
•	Условно – постоянные затраты и общесистемные расходы  рекомендуется относить на электрическую мощность и тепловую энергию. На электрическую мощность относится часть условно-постоянных затрат и общесистемных расходов, пропорциональная доле стоимости топлива, расходуемого на производство  электроэнергии по вынужденному режиму. На тепловую энергию относится часть условно-постоянных затрат и общесистемных расходов, пропорциональная доле стоимости топлива, относимого на производство тепловой энергии.
•	При определении затрат, относимых на  электроэнергию, вырабатываемую по теплофикационному режиму, учитывается стоимость топлива, отнесенного на этот режим (как указано ранее). 
•	На электроэнергию, вырабатываемую по свободному конденса-ционному циклу относится стоимость соответствующей доли топлива.
3. Распределение прибыли и формирование тарифов.
•	Прибыль ТЭЦ (исходя из заданной рентабельности) относится на мощность, электрическую энергию вынужденного режима  и тепло.
•	Распределение прибыли не должно нарушать конкурентоспособность ТЭЦ на рынках электрической энергии и тепла. Студентами может быть предложена схема этого распределения.
•	Должна быть приведена сводная структура тарифов и выполнен анализ их составляющих.
 
Задача 25. Построение треугольника Гинтера для оценки коммерческой эффективности действующей ТЭЦ
Цель работы: обосновать эффективность  применения для решения данной задачи  метода, основанного на теории полезности двух благ, позволяющего быстро, но и упрощенно выполнять расчеты.
Порядок выполнения работы.
1. Представить графически параметры функции полезности U в координатах TЭ  и  TQ   как двух благ - электрической и тепловой энергии, отпущенной потребителю. Для построения параметров функции полезности в координатах ТЭпр и ТQпр  найти предельные (максимальные) значения тарифов, причем условно предельный тариф на электроэнергию вычисляется в случае бесплатного отпуска теплоты (аналогично предельный тариф на тепло). Для заданного варианта  ТЭЦ энергокомпании построить функцию полезности в  координатах (тарифы на электрическую и тепловую энергию) на основе предложенных исходных данных. Принять прибыль от продажи продукции для всех рассмотренных ТЭЦ  в пределах 10-12% (рентабельность затрат).
1) Электрическая мощность ТЭЦ в структуре генерирующей мощности,      МВт
ТЭЦ-1  - 419; ТЭЦ-2 - 439;  МТЭЦ-80;  КТЭЦ-17;
2) Отпуск электроэнергии с шин (ЭОШ), млн. кВтч
ТЭЦ -1- 1460; ТЭЦ -2-1680;  МТЭЦ - 370; КТЭЦ -57;
3) Отпущенное с коллекторов тепло (QОК), тыс. Гкал
ТЭЦ -1 - 6800; ТЭЦ -2- 4000; МТЭЦ - 500; КТЭЦ- 800;
4) Суммарные затраты, тыс. руб.
ТЭЦ-1 - 625000; ТЭЦ-2- 485000;  МТЭЦ- 243000; КТЭЦ- 82000.

2. Определить прибыль ТЭЦ; функцию полезности; предельные тарифы на электрическую энергию; предельные тарифы на тепловую энергию. 
3. Построить графики функций полезности для каждой ТЭЦ. По заданию преподавателя работа может быть выполнена как  для энергокомпании в целом, в структуру которой входят заданные в исходных данных генерирующие станции, так и  для одной электростанции.
4. На прямой линии функции полезности находится множество точек, соответствующих соотношению тарифов на электрическую и тепловую энергии. Необходимо исследовать влияние различных методов распределения топлива по видам энергии (физического, эксергетического, энергетического) на величину системного дохода (выигрыша или потери эффективности) с учетом обоих видов энергии, выполнив следующие расчеты:
- определить тарифы генерирующих станций (или каждой ТЭЦ), применяя указанные выше методы;
- сопоставить полученные значения тарифов ТЭЦ с ценами конкурирующих источников (например, КЭС, функционирующей на оптовом рынке и с районными или местными котельными – объектами регионального рынка тепла) – задаются преподавателем  ТЭФ и ТQФ;
- определить  доход по каждому виду энергии и суммарный (системный) доход:
ДЭ = (ТЭФ – ТЭ) ∙ ЭОШ;   ДQ =(ТQФ – ТQ) ∙ QОК.
- Результаты расчетов рекомендуется представить в таблице. Сделать выводы.
                                                                  Приложение 1
Уравнения энергетических характеристик конденсационных турбин
№ п/п
	Типоразмеры турбин	Уравнения энергетических характеристик	
Турбины с регулируемыми отборами и конденсацией	
1	К-800-240
t0 = 560°С
	Qт=45+1.77*N, Гкал/ч
	
2	К-500-240
t0 = 540°С
	Qт=40+1.76*N, Гкал/ч
	
3	К-300-240
t0 = 565°С
	Qт=42.95+1.7*N+0.19*(N - 260), Гкал/ч
	
4	К-200-130
t0 = 565°С
	Qт=29.5+1.81*N+0.15*(N - 173), Гкал/ч
	
5	К-150-130
t0 = 565°С
	Qт=20+1.89*N, Гкал/ч
	
6	К-100-130
t0 = 565°С
	Qт=15+2.0*N, Гкал/ч
	
7	К-100-90
t0 = 585°С
	Qт=15+2.1*N, Гкал/ч

 							 Приложение 2
Уравнения нормативных энергетических характеристик турбоагрегатов ТЭЦ
    № 
   п/п	     Типоразмеры турбин	    Уравнения энергетических характеристик	
Турбины с регулируемыми отборами и конденсацией

1	
Т-250-240 Qр = 350 Гкал/ч 
	Qт = 50+0.88*Nтф+1.7*Nкн+Qотб, Гкал/ч

Nтф = 0.765* Qотб - 38, Мвт	

2	
Т-100-130 Qр = 160 Гкал/ч 
	Qт = 15+0.87*Nтф+1.96*Nкн+Qотб, Гкал/ч

Nтф = 0.614* Qотб – 8.2, Мвт	

3	
Т-170-130 Qр = 270 Гкал/ч 
	Qт = 31+0.88*Nтф+1.84*Nкн+Qотб, Гкал/ч

Nтф = 0.614* Qотб – 22, Мвт	

4	
Т-50-130 Qр = 85 Гкал/ч 
	Qт = 9+0.87*Nтф+2.06*Nкн+Qотб, Гкал/ч

Nтф = 0.61* Qотб – 4.15, Мвт	

5	
Т-50-90 Qр = 114 Гкал/ч 
	Qт = 10+0.88*Nтф+2.22*Nкн+Qотб, Гкал/ч

Nтф = 0.454* Qотб – 3.64,  Мвт	
Турбины с двумя регулируемыми отборами пара и конденсацией

6
	ПТ-50-130/7
QI=80 Гкал/ч
QII=40 Гкал/ч
	Qт = 15+0.87*Nтф+2.0*Nкн+QотбI+ QотбII, Гкал/ч

Nтф = 0.205*QотбI+0.61* QотбII – 8.7,  Мвт

7
	ПТ-50-130/18
QI=70 Гкал/ч
QII=45 Гкал/ч
	Qт = 12+0.87*Nтф+1.99*Nкн+QотбI+ QотбII, Гкал/ч

Nтф = 0.349*QотбI+0.614* QотбII – 8.7,  Мвт
	
8

	ПТ-50-90/13
QI=89 Гкал/ч
QII=57 Гкал/ч
	Qт = 12+0.88*Nтф+2.1*Nкн+QотбI+ QотбII, Гкал/ч

Nтф = 0.205*QотбI+0.41* QотбII – 1.88,  Мвт
	
	Турбины с противодавлением

9

	Р-100-130/1.2
Qр=248 Гкал/ч
	Qт = 1.4+0.9*Nтф+Qотб, Гкал/ч

Nтф = 0.463*Qотб – 21.5, Мвт	

10
	Р-50-130/13
Qр=216 Гкал/ч
	Qт = 0.9+0.87*Nтф+Qотб, Гкал/ч

Nтф = 0.275*Qотб – 9.3, Мвт	

11
	Р-50-90/10
Qр=236 Гкал/ч
	Qт = 0.86+0.88*Nтф+Qотб, Гкал/ч

Nтф = 0.249*Qотб – 8.8, Мвт	

Приложение 2. Исходные данные для выполнения  РГЗ

                                    Основные ТЭП ТЭЦ

№ Вариант	К  уд,
р/кВт	К р стр	Цтопл, руб/тут	К шт чел/МВт	Ксн,%	
1	3	4	5	6	7	
1	28600	1,0	1450	1,04	10.0	
2	29000	1,1	1320	0,99	9.5	
3	28750	1,1	1000	1,1	9.6	
4	28200	1,1	1620	0.90	8.5	
5	29960	1,1	1920	0.81	8.0	
6	27100	1,0	1840	0,84	8.1	
7	28200	1,1	1200	1,04	10.1	
8	29000	1,1	1452	0,98	9.4	
9	28500	1,1	1300	0,96	9.5	
						
10	30000	1,2	1120	0,99	9.3	
11	26810	1,0	1860	0,90	9.1	
12	29100	1,1	1320	1,04	9.6	
13	29250	1,1	750	1,04	9.0	
14	28500	1,1	1220	1,0	8.7	
15	28900	1,1	1330	1,0	8.5	
16	29800	1,1	820	1,04	9.4	
17	28500	1,0	1920	0,86	8.3	
18	28600	1,1	680	1,04	10.0	
19	29000	1,1	1120	0,99	9.7	
20	28000	1,1	1420	1,1	9.7	
21	30200	1,2	680	1,2	10.4	
22	29960	1.2	1320	1,3	10.0	
23	30100	1,2	950	1,04	9.6	
24	30200	1,2	1620	1,00	8.2	
25	31000	1,2	1380	0,98	9.1	
26	26500	1,0	1850	0,91	8.1	
27	30000	1,2	1520	0,99	9.9	
28	     28810	1,1	1120	0,99	10.0	
        29	29100	1,1	1300	1,04	10.0	
30	29250	1,1	1200	1,04	9.9	

                                    Основные ТЭП ТЭЦ

№ Вариант	К  уд,
р/кВт	К р стр	Цтопл, руб/тут	К шт чел/МВт	Ксн,%	
1	3	4	5	6	7	
31	27600	1,0	1450	1,04	10.0	
32	25000	1,1	1720	0,99	8.5	
33	28750	1,1	1000	1,1	9.6	
34	27200	1,1	1620	0.90	8.3	
35	26900	1,1	1920	0.79	8.0	
36	26100	1,0	1840	0,84	8.1	
37	28200	1,1	1200	1,04	10.1	
38	39000	1,4	1552	0,98	9.4	
39	28500	1,1	1300	0,96	9.5	
						
40	35000	1,3	2020	0,99	8.3	
41	26810	1,0	1860	0,90	8.1	
42	29100	1,1	1520	1,04	9.6	
43	29250	1,2	750	1,04	9.5	
44	28500	1,1	1220	1,0	9.7	
45	28900	1,1	1730	1,0	8.5	
46	29800	1,1	820	1,04	9.4	
47	28500	1,0	1920	0,86	8.3	
48	28600	1,2	680	1,04	10.0	
49	29000	1,1	1120	0,99	9.7	
50	28000	1,1	1420	1,1	9.7	
51	30200	1,2	680	1,2	10.4	
52	29960	1.2	1320	1,3	10.0	
53	30100	1,2	950	1,04	9.6	
54	30200	1,2	1620	1,00	8.2	
55	31000	1,2	1380	0,98	9.1	
56	26500	1,0	1850	0,91	7.8	
57	30000	1,2	1520	0,99	9.9	
58	     28810	1,1	1120	0,99	10.0	
        59	29100	1,1	1300	1,04	10.0	
60	29250	1,2	     1050	1,04	9.9	

РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА

1. Самсонов В.С. Экономика предприятий энергетического комплекса: Учеб. для вузов/В.С.Самсонов, М.А. Вяткин – М.: Высш.шк., 2001.- 416 с.
2. Экономика и управление энергетическими предприятиями: Учеб. для студ.
высш. учеб. заведений /Т.Ф. Басова, Е.И. Борисов, В.В. Бологова и др.; Под
ред. Н.Н. Кожевникова. – М.: Издательский центр «Академия», 2004. – 432 с.
3.Экономика и управление на энергетическом предприятии: Методические указания к выполнению курсовой работы для студентов  ФЭН (специальность  140100 - Теплоэнергетика). – Новосибирс    

Варианты задания по курсу «Экономика и основы управления предприятием»

Номер 
варианта
	Номера  задач и вариантов к задачам	
	1	2	3	4	5	6	9	22	
1	1	1	1	1 (В -1)			1	1	
2	2	2	2		В-1		2	2	
3	3	3	3	3 (В 2)			3	3	
4	4	4	4		В-2		4	4	
5	5	5	5			В-1	5	5	
6	6	6	6	6 (В-1)			6	6	
7	7	7	7			В-2	7	7	
8	8	8	8		В-1		8	8	
9	9	9	9	9 (В- 2)			9	9	
10	10	10	10			В-1	10	10	
11	1	1	1		В-1		2	2	
12	2	2	2	12 (В-1)			1	1	
13	3	3	3		В-2		3	3	
14	4	4	4			В-2	5	5	
15	5	5	5	15 (В-2)			4	4