Файл: Снижение затрат на энергоресурсы собственных нужд котельных.docx
Добавлен: 24.10.2023
Просмотров: 235
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Глава II. Анализ резервов снижения затрат на энергоресурсы котельной Сакмарской ТЭЦ
2.1 Основные технические показатели деятельности энергоснабжающей организации. Анализ затрат
2.2. Определение отклонений себестоимости тепловой энергии
2.2. Определение отклонений себестоимости тепловой энергии
По итогам вышеприведённых расчётов составим сводную таблицу:
Таблица 15.
| №п/п | Наименование статьи затрат | План(руб.) | Факт(руб.) | План-факт(руб.) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | Прямые затраты, отнесенные на выработку тепловой энергии | |||
| 1.1 | Затраты на топливо | 5 165 095,89 | 5 271 165,00 | -106 069,11 |
| 1.2 | Затраты на воду | 243 193,59 | 250 000,00 | -6 806,41 |
| 1.3 | Затраты по содержанию и эксплуатации оборудования, в том числе | 162 001,16 | 94 051,00 | 67 950,16 |
| 1.3.1 | Отчисления на амортизацию производственного оборудования | 108 107,08 | 94 051,00 | 14 056,08 |
| 1.3.2 | Отчисления в ремонтный фонд | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| 1.3.3 | Отчисления на текущее содержание оборудования | 53 894,08 | 0,00 | 53 894,08 |
| 1.4 | Затраты на содержание зданий, в том числе | 102 260,00 | 102 260,00 | 0,00 |
| 1.4.1 | Отчисления на амортизацию зданий | 102 260,00 | 102 260,00 | 0,00 |
| 1.4.2 | Отчисления на текущее содержание зданий | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| 1.5 | Затраты на электроэнергию | 138 000,00 | 138 000,00 | 0,00 |
| 1.6 | Затраты на охрану труда | 7 200,00 | 7 200,00 | 0,00 |
| 1.7 | Затраты на технику безопасности | 9 000,00 | 9 000,00 | 0,00 |
| 1.8 | Затраты на пожарную охрану | 2 000,00 | 2 000,00 | 0,00 |
| 1.9 | Затраты на химподготовку воды | 26 337,80 | 25 420,00 | 917,80 |
| 1.10 | Затраты на оплату труда, в том числе отчисления на социальныенужды | 1 271 842,56 | 1 271 842,56 | 0,00 |
| 1.11 | | | | 0,00 |
| 1.12 | | | | 0,00 |
| | Итого по п. 1 | 7 126 931,00 | 7 170 938,56 | -44 007,56 |
| 2 | Прочие затраты | |||
| 2.1 | Экологические затраты | 73 565,94 | 14 340,33 | 59 225,61 |
| 2.2 | Затраты на содержание АУП | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| 2.3 | Расходы на командировки | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| 2.4 | Затраты на подготовку и переподготовку кадров | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| 2.5 | Оплата услуг связи | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| 2.6 | Плата за аренду | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| 2.7 | Транспортные расходы | 1 000,00 | 980,00 | 20,00 |
| 2.8 | | | | 0,00 |
| 2.9 | | | | 0,00 |
| | Итого по п. 2 | 74 565,94 | 15 320,33 | 59 245,61 |
| 3 | Прочие отчисления и налоги | |||
| 3.1 | Земельный налог | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| 3.2 | Отчисления в страховые фонды | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| 3.3 | | | | 0,00 |
| 3.4 | | | | 0,00 |
| 3.5 | | | | 0,00 |
| | Итого по п. 3 | 0,00 | 0,00 | 0,00 |
| 4 | Общехозяйственные расходы | 792 164,66 | 790 488,48 | 1 676,19 |
| | Всего затрат п. 1 + п. 2 + п. 3 + п. 4 | 7 993 661,60 | 7 976 747,37 | 16 914,24 |
| | Себестоимость отпущенной тепловой энергии (руб./Гкал) | 441,16 | 440,23 | 0,93 |
| 5 | Норматив рентабельности, % | 15 | 15 | 0 |
| | Стоимость отпущенной потребителям тепловой энергии (руб./Гкал) | 507,34 | 506,26 | 1,07 |
| 6 | НДС, % | 20 | 20 | 0 |
| | Отпускная цена тепловой энергии cучетом НДС (руб./Гкал) | 608,81 | 607,52 | 1,29 |
Возможными путями комплексного решения задач по снижению затрат является следующее:
-
внедрение в схему резервного топлива специальных смесительных устройств (эмульсаторов), которые устраняют макронеоднородность резервного жидкого топлива; -
внедрение новых, более эффективных горелочных устройств (акустических форсунок, малых горелочных устройств); -
создание водотопливных эмульсий в самих форсунках.
Разработанные принципы комплексного рационального природопользования позволяют найти механизм решения одновременно вопросов энергосбережения, повышения экологической безопасности и надёжности работы оборудования.
Предлагаемые технические решения позволили бы экономически выгодно осуществит комплексный подход к решению вышеуказанных задач при сжигании газообразного и жидкого видов топлива в котлах.
При применении принципа комплексного подхода при сжигании газообразного топлива одновременно со снижением выхода окислов азота до 70%, было повышено КПД котлов на 1,7 %.
Применение принципа комплексного подхода при сжигании мазута позволило за счет нового типа горелочного устройства повысить КПД котла на 2,3%, снижение же выхода окислов азота достигнуто 30%.
Применение же водотопливных эмульсий позволило:
-
повысить КПД котла на 2-3 %; -
снизить выход сажистых частиц на 90 %; -
снизить выход окислов азота на 50 %;
Глава III. Определение резервов снижения затрат тепловой энергии
В заявленном максимальном среднесуточном расходе тепловой энергии – 435 Гкал/ч, доля часовой нагрузки на ГВС составляет 11,85% или 51,558 Гкал/ч.
Для каждого интервала температуры наружного воздуха получаем удельные отопительные значения.
При построении графика необходимо определить три зоны, исходя из технических условий:
1. Базовая нагрузка – это нагрузка горячего водоснабжения (ГВС). Она практически не меняется и по году ее продолжительность 8´760 часов.
2. Полубазовая нагрузка – это нагрузка отопления. Она ограничена двумя фундаментальными условиями – а) начало отопительного периода – начинается при похолодании окружающего воздуха ниже +8ºС, б) температурой сетевой воды и температура окружающего воздуха, свыше которой ужесточаются требования (техники безопасности, ПТЭ, Госгортехнадзора) к энергетическому хозяйству – котлам, насосам, хим.подготовке, квалификации персонала и другое, что влечет за собой гораздо большие расходы на содержание и эксплуатацию мощностей. Продолжительность периода – 5´280 часов.
3. Пиковая нагрузка – при температуре сетевой воды выше 110ºС и наружного воздуха ниже – 15ºС. Продолжительность периода – 2´100 часов.
Время использования максимума нагрузки по факту:
где
– фактический отпуск тепловой энергии ТЭЦ-6 за 2004 год, Гкал; 
– средняя по году располагаемая (доступная) тепловая мощность на котельной, Гкал/ч.
(2.4)
Время использования максимума нагрузки ЗБМО по графику Россандра (определяется как произведение доли заполненной площади графика и продолжительности работы), час:
(2.5)
где
– отношение интегрального значения площади отпуска теплоэнергии к общей площади построения графика; 
– число часов в году, час.
(2.6)При соблюдении температурного графика расчетный отпуск тепловой энергии мог составить:
(2.7)
где
– максимальный среднечасовой расход теплоэнергии, Гкал/ч
(2.8)
Недоиспользованный резерв по отпуску тепла, тыс.Гкал в год:
(2.9)
(2.10)Коэффициент недоиспользования тепловой нагрузки составляет:
(2.11)
(2.12)
Таким образом, в связи с нарушениями условий температурного графика, гидравлических характеристик потребителем и сложившейся температуру окружающего воздуха по году объем отпуска теплоэнергии занижен на 23,8%.
Расчеты себестоимости тепловой энергии, учитывая предельные издержки производства, будут производиться на примере отчетных данных по результатам работы ЗБМО за 2004 год:
Отпуск тепловой энергии – 1´246,246 тыс. Гкал в год;
Среднегодовая доступная мощность (учитывает вывод оборудования в ремонт) составляет 532,57 Гкал/ч;
Максимальный среднечасовой расход тепловой энергии (по заданию теплосети) – 435,0 Гкал/час;
Температурный график – 160/70 со срезкой 150;
Расходы на топливо – 157´452 тыс. рублей;
Расходы на воду – 4´701,4 тыс. рублей;
Расходы на заработную плату – 15´769,0 тыс. рублей;
Расходы на ремонт – 27´883,0 тыс. рублей;
Амортизационные отчисления – 11´560,0 тыс. рублей;
Себестоимость тепловой энергии – 201,08 руб/Гкал.
Условно–переменные расходы, компенсирующие энергию, состоят из расходов на топливо и воду, общей суммой 162´153,1 тысяч рублей.
Условно–постоянные расходы, компенсирующие мощность, состоят из расходов на зарплату персонала, ремонт, амортизационных отчислений и прочих, общей суммой 88´444,9 тысяч рублей.
Сравнение расчетного тарифа на теплоэнергию в отдельности по ТЭЦ-6, и сравнение его с установленным в 2004 году тарифа– 301,84 руб/Гкал, некорректно. В общем тарифе учитываются неотъемлемые расходы энергосистемы, оказываемые другими подразделениями предприятия и сторонними организациями (АУП, охрана, сбыт, передача энергии, отчисления в разные фонды).
В связи с этим анализ проводится по себестоимости выработки тепловой энергии.
В себестоимость тепловой энергии не вошли расходы на электрическую энергию, потребляемую в технологическом процессе теплоснабжения. Данный фактор обусловлен отнесением статьи расходов электрической энергии на ЗБМО к производственным нуждам энергосистемы, и учтены в других статьях расходов энергосистемы.
Согласно полученных результатов по графику отопительной нагрузки:
1. Использование мощности для периодов составляют:
a) Базовая нагрузка – 11%;
b) Полубазовая нагрузка – 55%;
c) Пиковая нагрузка – 34%.
Это означает, что установленная на предприятии единица теплогенерирующей мощности, удовлетворяющая спрос, в течении года используется согласно этих пропорций.
2. Использование энергии для периодов составляют:
a) Базовая нагрузка – 27%;
b) Полубазовая нагрузка – 64,5%;
c) Пиковая нагрузка – 8,5%.
Это означает, что произведенная на предприятии единица тепловой энергии, удовлетворяющая спрос, в течении года распределяется согласно этих пропорций.
| | Наименование | Время,час | Энергия | Мощность |
| А | Базовая нагрузка | 8 760 | 27% | 11% |
| В | Полубазовая нагрузка | 5 280 | 64,5% | 55% |
| С | Пиковая нагрузка | 2 100 | 8,5% | 34% |
| | | | 100% | 100% |
Рассмотрим два варианта условий формирования себестоимости выработки тепловой энергии на ЗБМО:
1. Вариант Х – учитывает подключенную нагрузку потребителей (по заявке теплосети) – 435 Гкал/ч и собственные нужды – 65 Гкал/ч (пароснабжение – 15 Гкал/ч, технологический резерв - 15 Гкал/ч и ремонтная мощность – 35 Гкал/ч).
При расчете по данному варианту, затраты на содержание оставшейся запасной мощности (Nзапас = 585 – 435 – 65 = 85 Гкал/ч), которая не имеет спроса у потребителя, равномерно распределяются на всех подключенных потребителей.
Маргинальная цена на энергию может отражаться в виде одноставочного, сезонного тарифа за отпущенную энергию по категориям потребителей. Этот тариф более нагляден, легче понимается, но по нему сложнее производить практические взаимные расчеты. В Приложении №10 наглядно видно, что при среднегодовой себестоимости 201,08 руб/Гкал круглогодичный потребитель тепловой энергии (база "А" где маргинальная себестоимость 159,03 руб/Гкал) должен платить в 2,6 раз ниже, чем потребитель, пользующийся тепловой энергией только в часы пиковых нагрузок (пик "С", где маргинальная себестоимость 413,99 руб/Гкал)
Двухставочный тариф в виде платы за заявленную мощность и за отпущенную энергию имеет более глубокий технологический смысл и в большей степени отвечает технологии производства энергии. Он предусматривает фиксированную себестоимость 203´321,5 руб/год за право получать в любое время года заявленную тепловую мощность 1 Гкал/час, и так же отдельно оплачивает себестоимость потребленной энергии от котельной по цене 130,11 рубля/Гкал.
2. Вариант Y – учитывает подключенную нагрузку потребителей (по заявке теплосети) – 435 Гкал/ч, резерв мощности, отдельно оплачиваемым потребителем – 85 Гкал/ч и собственные нужды – 65 Гкал/ч (пароснабжение – 15 Гкал/ч, технологический резерв - 15 Гкал/ч и ремонтная мощность – 35 Гкал/ч).
При расчете по данному варианту запасной мощности нет.
Потребитель тепловой энергии, относящийся к базовой нагрузке (база "А", где маргинальная себестоимость 154,03 руб/Гкал) платит в 2,39 раз ниже, чем потребитель, пользующийся тепловой энергией только в часы пиковых нагрузок (пик "С", где маргинальная себестоимость 367,59 руб/Гкал)
Маргинальная себестоимость единицы мощности составит 170´086,3 руб/год – за право получения заявленной тепловой мощности 1 Гкал/час в любое время года, а себестоимость потребленной энергии будет 130,11 рубля/Гкал от котельной.