Раздел 5 сравнение технико-экономических показателей, полученных в расчете курсовой работы или дипломного проекта, с данными проектных организаций

В заключительной части курсовой работы или экономической части диплом­ного проекта необходимо сравнить полученные в расчете технико-экономические показатели с данными проектных организаций.

С этой целью следует составить сводную таблицу технико-экономических показателей по форме таблицы 15. Для сравнения необходимо использовать данные проектных организаций, приведенные в приложениях 4, 6, 8, 16, и использовать формулы (108), (109).

Сравнить следующие технико-экономические показатели:

в курсовой работе

К_уд, К_сн, k_о6с, b^э_о, S^э_о,

Величина себестоимости для сравнения определяется следующим образом:

S^э(срав)_о = (b^э(срав)_о Ц_у 100)/И_топл% ,руб./МВт ч, (108)

S^т(срав)_о = (b^т(срав)_о Ц_у 100)/И_топл% ,руб./ГДж, (109)

где b^э(срав)_о - удельный расход условного топлива по отпуску электроэнергии, принятый для сравнения в приложении 8. В формулу подставить в кг у. т./кВт-ч;

b^т(срав)_о - удельный расход условного топлива по отпуску теплоты, принятый для сравнения 36-39 кг у. т./ГДж;

Ц_у - цена 1 т условного топлива, руб./т у. т., формула (43);

И_топл% - топливная составляющая в структуре себестоимости, %, формула (92).

Таблица 15. Технико-экономические показатели электростанции

Наименование показателя	Данные
	полученные в расчете	для сравнения
1. Установленная мощность электростанции Nу, МВт
2. Часовой отпуск теплоты на теплофикационные цели из отборов турбин Q^чт, ГДж/ч		___
3. Суммарный годовой отпуск теплоты на теплофикационные цели Q^гт, тыс. ГДж/год		___
4. Годовая выработка электроэнергии Wв, тыс. МВт ч/год
5. Годовой отпуск электрической энергии с шин станции Wо, тыс. МВт ч/год		___
6. Число часов использования установленной мощности hу, ч		___
7. Продолжительность отопительного периода hотоп, ч		___
8. Удельный расход электроэнергии на собственные нужды в целом по электростанции Ксн,%
9. Удельный расход электроэнергии собственных нужд на отпуск электрической энергии К^ээсн,%		___
10. Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии b^эо ,г у. т./кВт ч
11. Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты b^то ,кг у. т./ГДж
12. коэффициент использования топлива nтопл,%		___
13. Абсолютные вложения капитала в строительство станции Кст, тыс. руб.		___
14. Удельные вложения капитала Куд, руб/кВт
15. Коэффициент обслуживания kобс ,МВт/чел
16. Среднемесячная заработная плата одного работника ЗП ^ср мес чел, руб./мес		___
17. Цена 1 т условного топлива Цу, руб./т у.т.
18. Себестоимость отпущенной электрической энергии S^эо, руб./МВт ч
19. Себестоимость отпущенной тепловой энергии S^то, руб./ГДж

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. некоторые справочные данные по энергоблокам

Наименование		Турбины паровых конденсационные без регулируемых отборов турбин
		К-150-130	К-160-130	К-200-130	К-210-130	К-300-240	К-500-240	К-800-240	К-1200-240
1.Номинальная мощность турбины Nн, МВт		150	160	200	210	300	500	800	1200
2. Расход пара на турбину	Dт, т/ч	427	470	564	588	890	15800	2390	3560
	Dт, т/с	118,6	127	156,7	163,3	247,2	416,7	663,9	988,9
3. удельный расход пара на турбину при номинальной нагрузке dн, кг/кВт*ч		2,85	2,93	2,82	2,8	2,97	3,0	2,99	2,97
4. максимальный расход пара на турбину Dт^мах, т/ч		500	516	640	670	950	1650	2650	3950
5. номинальная паропроизводительность, котла, комплектуемого с турбиной Dк^н, т/ч		500	270	640	670	1000	1650	2650	3950
6. количество котлов на одну турбину nk, шт.		2	1	1	1	1	1	1	1
7. Расход охлаждающей воды через конденсатор Wохл, м^3/ч				27500	25100	36000	51480	73000	108000

ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Капиталовложения в головные и последующие блоки (в ценах на 01.01.01)

Тип энергоблока	Вид топлива	Первый (головной) блок, К^гбл, тыс. руб.	Последующий блок, К^пбл, тыс. руб.
1. К-100-90+2х220 т/ч	твердое	462400	224000
	газомазутное	385600	184000
2. К-150-130+500 т/ч К-160-130+500 т/ч	твердое	649600	283200
	газомазутное	540880	232000
3.К-200-130+670 т/ч К-210-130+670 т/ч	твердое	798400	371200
	газомазутное	670400	340800
4.К-300-240+1000 т/ч	твердое	1184000	576000
	газомазутное	992000	537600
5. К-500-240+1650 т/ч	твердое	1803200	984000
	газомазутное	1510880	895600
6.К-800-240+2650 т/ч	твердое	2760000	1552000
	газомазутное	236800	1408000
7. К-1200-240+3960 т/ч	газомазутное	2384000	1520000

_{ПРИЛОЖЕНИЕ 3. Поправочные коэффициенты на территориальные районы строительства электростанции k} р с

Наименование экономических районов, республик, областей	Значение коэффициента
Волгоградская, Астраханская, калининградская обл.; Северо-Кавказский экономический район	0,99
Экономические районы6 Северо-Западный, Центральный, Центральночерноземный; Поволжский (за исключением Астраханской и Волгоградской обл.), Волго-Вятский (за исключ. Республики Чувашия и Кировской обл.)	1,0
Республика Чувашия, Вологодская и Кировской обл.	1,02
Уральский экономический район (за исключением Свердловской и Курганской обл.)	1,06
Архангельская, Свердловская, Курганская, Омская обл.	1,08
Западно-Сибирский экономический район (за исключением Омской и Тюменской обл.), Приморский край	1,1
Красноярский край, Иркутская обл., Приморский край, Республика Тува	1,13
Восточно-Сибирский экономический район (за исключением Иркутской обл., Красноярского края, Республики Тува); Республики Коми, Карелия, Амурская обл.	1,19
Тюменская обл. (южнее 60-й параллели ); Хабаровский край (южнее 55-й параллели)	1,37
Европейская часть Росси, расположенная севернее полярного круга; Тюменская, Иркутская обл.; Красноярский край севернее 60-й параллели; Дальневосточный экономический район (за исключением Приморского края, Хабаровского края-южнее 55-й параллели, Амурской обл.) Районы вечной мерзлоты; районы со сложными климатическими условиями, особо отдаленные трудные районы	1,5

ПРИЛОЖЕНИЕ 4. Удельные вложения капитала при k _{р с} =1,0, k=1,0, =1,0 (данные сравнения)

Мощность энергоблоков	Вид топлива	Удельные вложения капитала ,туб./кВт
		в зависимости от количества блоков от 2 до 8	среднее значение
100-110	твердое	3432-2538	2720
	газомазутное	2848-2090	2240
150-160	твердое	3100-2060	2375
	газомазутное	2580-1690	1960
200-210	твердое	2920-2020	2285
	газомазутное	2530-1820	2030
300	твердое	2930-2175	2325
	газомазутное	2550-1980	2095
500	твердое	2787-2170	2296
	газомазутное	2410-1945	2037
800	твердое	2695-2130	2240
	газомазутное	2360-1910	2000
1200	газомазутное	1625-1360	1420

ПРИЛОЖЕНИЕ 5. Энергетические характеристики по расходу электроэнергии на собственные нужды

Мощность блока, тыс. кВт	Вид сжигаемого топлива	Wсн=NххnблТр+рWв, МВт*ч
100-110	каменный уголь	Wсн=3nблТр+0,039Wв
	бурый уголь	Wсн=3,2nблТр+0,044Wв
	жидкое	Wсн=2,3nблТр+0,037Wв
	газообразное	Wсн=2,1nблТр+0,037Wв
150-160	каменный уголь	Wсн=2,9nблТр+0,044Wв
	бурый уголь	Wсн=3,1nблТр+0,049Wв
	жидкое	Wсн=2,3nблТр+0,040Wв
	газообразное	Wсн=2,3nблТр+0,037Wв
200-210	каменный уголь	Wсн=3,7nблТр+0,04Wв
	бурый уголь	Wсн=4,0nблТр+0,045Wв
	жидкое	Wсн=2,9nблТр+0,038Wв
	газообразное	Wсн=2,9nблТр+0,035Wв
300	каменный уголь	Wсн=3,3nблТр+0,27Wв
	бурый уголь	Wсн=3,5nблТр+0,031Wв
	жидкое	Wсн=2,7nблТр+0,016Wв
	газообразное	Wсн=2,5nблТр+0,015Wв
500	каменный уголь	Wсн=5,0nблТр+0,029Wв
	бурый уголь	Wсн=5,7nблТр+0,03Wв
	жидкое	Wсн=4,3nблТр+0,015Wв
	газообразное	Wсн=4,3nблТр+0,014Wв
800	каменный уголь	Wсн=8,0nблТр+0,027Wв
	бурый уголь	Wсн=8,7nблТр+0,028Wв
	жидкое	Wсн=6,9nблТр+0,014Wв
	газообразное	Wсн=6,9nблТр+0,013Wв
1200	жидкое	Wсн=10,3nблТр+0,013Wв
	газообразное	Wсн=10,3nблТр+0,012Wв

ПРИЛОЖЕНИЕ 6. Удельный расход электроэнергии на собственные нужды (в процентах от выработки электроэнергии). Данные для сравнения

Мощность блока, МВт	Число часов использования установленной мощности kу, ч
	5000	6000	70000	5000	6000	7000	5000	6000	7000
	твердое			мазут			газ
100-110	8,3	7,5	7,1	7,1	6,5	6,2	6,6	6,2	5,8
150-160	7,3	6,8	6,5	6,3	6,0	5,7	6,1	5,7	5,4
200-210	6,9	6,4	6,1	6,1	5,7	5,4	5,7	5,3	5,1
300	4,5	4,2	4,0	3,1	2,8	2,6	2,9	2,8	2,5
500	4,5	4,23	4,0	2,9	2,7	2,5	2,8	2,7	2,4
800	4,5	4,23	4,0	2,8	2,6	2,4	2,7	2,5	2,3
1200	-	-	-	2,7	2,5	2,3	2,6	2,4

ПРИЛОЖЕНИЕ 7. Топливные характеристики, т у. т./год

Мощность блока, МВт	Вид сжигаемого топлива	=βххnблТр+βWв+Δβ(Nн-Nкр) nбл hу
100-110	твердое	=30nблТр+0,324Wв+0,028(Nн -88,6) nбл hу
	жидкое	=30nблТр+0,317Wв+0,027(Nн -88,6) nбл hу
	газообразное	=30nблТр+0,311Wв+0,027(Nн -88,6) nбл hу
150-160	твердое	=3,4nблТр+0,302Wв
	жидкое	=3,4nблТр+0,296Wв
	газообразное	=3,6nблТр+0,29Wв
200-210	твердое	=4,5nблТр+0,296+0,018(Nн -187) nбл hу
	жидкое	=4,2nблТр+0,291+0,018(Nн -187) nбл hу
	газообразное	=4,4nблТр+0,285+0,018(Nн -187) nбл hу
300	твердое	=7,5nблТр+0,293Wв
	жидкое	=7,1nблТр+0,288Wв
	газообразное	=7,3nблТр+0,282Wв
500	твердое	=14,8nблТр+0,282+0,016(Nн -410) nбл hу
	жидкое	=13,5nблТр+0,275+0,016(Nн -410) nбл hу
	газообразное	=13,7nблТр+0,274+0,016(Nн -410) nбл hу
800	твердое	=19,5nблТр+0,289Wв
	жидкое	=19,2nблТр+0,284Wв
	газообразное	=19,7nблТр+0,278Wв
1200	жидкое	=27,0nблТр+0,283Wв
	газообразное	=27,5nблТр+0,277Wв

ПРИЛОЖЕНИЕ 8. Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию, г у. т./кВт*ч (данные для сравнения )

Мощность блока, МВт	Число часов использования установленной мощности hу, ч
	7000				6000				5000
150-160	373	361	367	350	377	365	371	354	385	373	378	362
200-210	355	344	348	335	359	348	353	339	367	356	360	346
300	340	331	335	323	342	333	337	325	346	337	341	329
500	338	329	333	321	339	330	334	322	342	333	337	325
800	328	324	330	316	330	326	332	318	331	327	334	320
1200	-	-	-	311	-	-	-	313	-	-	-	315

ПРИЛОЖЕНИЕ 9. Предельные нормы естественных потерь топлива α_пот,%

Потери	Торф кусковой	Торф фрез.	Каменный уголь кусковой	Уголь мелочь	Мазут	Бурые угли
1. При перевозках по железной дороге	0,6	1,25	0,8	1,0	0,25	0,8
2. При разгрузке из вагонов и сливе из цистерн	0,15	0,5	0,1	0,2	0,05	0,2
3. При перегрузке на складах скреперами, кранами, при погрузке в складские бункера, углевозы и вагоны	0,15	0,5	0,2	0,3	-	0,3
4.При хранении на складе в течение года	2,0	3,0	0,2	0,3	-	0,5
5.При транспортировке от склада до бункеров котельной	0,1	0,3	-	0,1	-	0,2
Итого	3,0	5,55	1,3	1,9	0,3	2,0

ПРИЛОЖЕНИЕ 10. Ориентировочные договорные цены на топливо нефтяное (мазут) на 01.01.01.

Наименование и марка			Поясные цены на 1 т натурального топлива, руб.
	Ккал/кг	кДж/кг	I пояс	II пояс	III пояс
40,40 с содержанием серы не более 0,5%	9510	39850	1208	1320	1400
40 с содержанием серы не более 1,0%	9510	39850	1190	1295	1385
40,40 с содержанием серы не более 2,0%	9510	39850	1155	1260	1350
40 с содержанием серы не более 3,5%	9360	39220	1120	1225	1312
100,100 с содержанием серы не более 0,5%	9410	39430	1190	1295	1382
100 с содержанием серы не более 1,0%	9410	39430	1172	1278	1365
100,100 с содержанием серы не более 2%	9410	39430	1140	1240	1330
100 с содержанием серы не более 3,5%	9260	38800	1103	1208	1395

Поясное деление приведено в прилож. 11.

ПРИЛОЖЕНИЕ 11. Поясное деление договорных цены на мазут по России

Номера пояса	Наименование республики, края, области
I	Республики: Башкирия, Бурятия, Калмыкия, Татарстан, Тува, Удмуртия Края: Алтайский, Красноярский, Приморский, Хабаровский, Камчатская, Кемеровская, Курганская, Магаданская, Новосибирская, Омская, Оренбургская, Пензенская, Пермская, Самарская, Саратовская, Сахалинская, Свердловская, Тюменская, Ульяновская Челябинская, Читинская
I I	Республики: Коми, Марий Эл, Мордовия, Чувашия Области: Нижегородская, Кировская
I I I	Республики, края, области РФ (кроме отнесенных к I и I I поясам)

ПРИЛОЖЕНИЕ 12. Ориентировочные договорные цены на природный газ (на 01.01.01)

Республики, края, области	Цена, руб./тыс. м^3
Для электростанций в районе Уренгоя	120
Для электростанций в районе Сургута	210
Тюменская обл.	280
Коми, Красноярский край (г. Норильск), Сахалинская обл., Оренбургская обл., Курганская обл., Республика Якутия (Саха)	390
Свердловская обл., Пермская обл., Республика Удмуртия, Челябинская обл.	480
Алтайский край, Иркутская обл., Кемеровская обл., Новосибирская обл., Тюменская обл.	510
Республики: Дагестан, Кабардино-Балкария, Осетия, Ингушетия, Чечня Ставропольский край, Ростовская обл.	560
Все остальные	520

Примечания. 1. В ценах учтены все расходы по транспортировке газа.

2.Цены установлены при расчетной удельной теплоте сгорания =3жД/м³ (8200 ккал/м³)

ПРИЛОЖЕНИЕ 13. Ориентировочные договорные цены на некоторые виды угля на 01.01.01

Наименование бассейнов и месторождений углей	Марки, классы	Удельная теплота сгорания		Цена топлива, руб./т н.т.
1. Донецкий	ГР ГМСШ ДР ДМСШ ТР АРШ АСШ	20934 21502 19564 18589 24158 22525 24786	5000 5150 4680 4440 5770 5380 5920	434,4 343,2 343,2 297,6 396,0 430,8 376,8
2. Кузнецкий	ГР ГКО ГОМСШ ССР ССОМ ССОМСШ ГТ ТОМСШ ДР ДСШ Шлам	24953 28470 25560 26293 27444 25288 26356 26921 24911 23466 24200	5960 6800 6105 6280 6555 6040 6295 6430 5950 5600 5780	220,8 296,8 220,8 232 273,6 216 228 230,4 216 198 168
3. Подмосковный	БР БК БО БОМСШ БР	10090 11765 11765 10551 10676	2440 2810 2810 2520 2550	163,2 200,8 200,8 162 165,2
4. Печорский (Воркутинский, Интинский)	ЖР КР ЖСШ Ж-промпрод. Ж-шлам ДР	24828 24493 23739 22692 20599 18045	5930 5850 5670 5470 4920 4310	396 412,8 370,8 171,6 142,8 224,4
5. Кизеловский	ЖР ГР ГМСШ	21269 20473 16877	5080 4890 4031	381,6 277,2 253,2
6. Свердловский Буланашское (Егоршинское)	ГР	21750	5195	279,6
Богословское (Волчанское)	БР	10626	2538	87,6
7. Челябинский	БР Б-концентрат БМСШ	13343 17484	3187 4176	192 214
8. Башкирский Бабаевский Тюльчанское	БР Брикет БУ Бой брикета	9378 19678 19678	2240 4700 4700	51,6 160,8 145,2
9. Черногорское (Хасанский) Тувинское	ДКО ДОМ ДМСШ КЖР	22357 15093 20494 25016	5340 3605 4895 5975	239,6 199,2 134,4 166,8
10. Черемховский	ДР ДКО ДМСШ Д- концентрат Д-концентрат 0-13	19489 14289 17794 23153 21771	4655 5800 4250 5530 5200	87,6 206,4 84 174 96
11. Канско-Ачинский (Ирша-Бородинское, Назаровское, Березовское)	БР	14946	3570	55,2
12. Читинский (Букачинское)	ГР БР БР БР БЛК БО БМСШ	27005 15742 13335 14570 14424 13775	6450 3760 3185 3480 3445 3290	132 70,8 73,2 104 100 72
Черновское, Харановское, Гусиноозерское Азейское Райчихинское
13. Приморский (Партизанское) Подгородненское Ургальское Липовецкое Артемововское Тавричанское Реттиховское Чихезское Смоляниновское Лучегорское (Бикинское) Шкотовское Сахалинское	ДР ТР ГР ДР БР БП БК БКО БО БОМ БОМСШ ГР ГМСШ ДР БР Д	20850 22881 20201 20515 10634 12728 16349 13021 15240 17920 12267 23697 22399 20306 16349 22148	4980 5465 4825 4900 2540 3040 3905 3110 3640 4280 2930 5660 5350 4850 3905 5290	281,6 307,6 261,2 271,2 212 236 258 220,8 235,6 277,2 198 401,6 396,8 380,4 334,4 397,2
14. Карагандинский КУУ-Чекинское	К2Р КСШ Промпродукт К2Р	27217 21813 18171 17836	6500 5210 4340 4260	241,6 220,8 169,2 151,2
15. Экибастузский	ССР ССР ССР ССР	20306 19050 17794 16119	4850 4550 4250 3850	75,6 43,6 60 48
16. Якутский Сангарское Джебарини-Хая Нерюнгринское ЮЯУК Кангаласское Зырянское	ДР ССР БР ЖР	24535 23279 17040 26000	5860 5560 4070 6210	428,4 405,6 297,6 455,6
17. Магаданский Аркагалинское Тал-Юряхское Бухта Угольная (Бринговское) Анадырское Галимовское (Омсукчанское)	ДР ГР БР АР	20641 24702 18422 23027	4930 5900 4400 5500	279,6 332,4 248,4 309,6

ПРИЛОЖЕНИЕ 14. Ориентировочные тарифы на железнодорожные перевозки энергетического топлива. Стоимость перевозки 1 т натурального топлива в зависимости от расстояния, руб./т н. на 01.01.01

Расстояние, км	50	100	200	300	400	500	700	1000	1200	1500	1700	2000	2500	3000	3500
Топливо «Уголь»	33	39	52,8	67,8	84	97,2	130,8	177	199,8	235,8	262,2	310,2	350	400	450

ПРИЛОЖЕНИЕ 15. Укрупненные нормативы численности промышленно-производственого персонала Ч_ППП, чел.

Мощность блока МВт	Вид топлива	Количество энергоблоков
		2	3	4	5	6	7	8
150-160	твердое мазут газ	596 439 432	697 540 500	797 615 564	939 700 672	1081 787 760	1152 867 792	1223 947 824
200-210	твердое мазут газ	672 491 456	805 580 528	915 693 604	1038 754 688	1162 815 776	1280 945 804	1397 1074 840
300	твердое мазут газ	852 632 616	985 730 712	1192 877 780	1369 1007 892	1546 1138 980	1705 1257 1048	1863 1376 1096
500	твердое мазут газ	1185 900 890	1450 1140 1020	1556 1230 1062	1822 1460 1168	2087 1680 1344	2304 1800 1440	2520 2020 1616
800	твердое мазут газ	1558 1000 992	1760 1280 1224	2095 1467 1320	2427 1692 1504	2758 1917 1695	3029 2164 1884	3300 2410 2072
1200	газ	1093	1428	1578	1840	2046	2328	2528

ПРИЛОЖЕНИЕ 16. Коэффициент обслуживания блочных электростанций k_обс

Мощность блока МВт	Вид топлива	Количество энергоблоков
		2	3	4	5	6	7	8
150-160	твердое мазут газ	0,5 0,68 0,694	0,65 0,83 0,9	0,75 0,98 1,06	0,8 1,07 1,12	0,83 1,14 1,18	0,91 1,21 1,325	0,981 1,27 1,156
200-210	твердое мазут газ	0,6 0,81 0,877	0,75 1,03 1,136	0,87 1,15 1,324	0,96 1,33 1,43	1,03 1,47 1,546	1,09 1,48 1,741	1,15 1,49 1,905
300	твердое мазут газ	0,704 0,949 0,974	0,914 1,233 1,264	1,01 1,368 1,538	1,096 1,49 1,682	1,16 1,58 1,837	1,23 1,67 2,0	1,288 1,744 2,19
500	твердое мазут газ	0,84 1,01 1,12	1,034 1,315 1,47	1,285 1,63 1,883	1,372 1,712 2,14	1,44 1,786 2,23	1,52 1,944 2,43	1,59 1,98 2,475
800	твердое мазут газ	1,027 1,6 1,61	1,364 1,88 1,96	1,53 2,18 2,424	1,65 2,36 2,66	1,74 2,5 2,832	1,85 2,59 2,972	1,939 2,66 3,089
1200	газ	2,196	2,52	3,04	3,26	3,52	3,01	3,79

ПРИЛОЖЕНИЕ 17. Районные коэффициенты к заработной платы

Наименование республик, краев, областей России	Районный коэффициент
Экономические районы: Северо-Западный, Центральный, Волго-Вятский, Центральночерноземный, Поволжский, северо-Кавказский	1,0
Алтайский край; Башкортостан; Кемеровская, Кировская, Курганская, Новосибирская, Омская, Оренбургская, Пермская, Свердловская, Челябинская области	1,15
Иркутская обл., Красноярский край, Тюменская обл. (южнее 60-й параллели), Хабаровский край (южная часть), Читинская обл., Амурская обл., Приморский край (южная часть)	1,2
Республика Коми, Архангельская обл., Мурманская обл., Приморский край (северный район)	1,3-1,5
Сахалинская обл.(южные районы), Хабаровский край (северные районы), Иркутская обл.(северные районы)	1,4-1,6
Тюменская обл., Сургут, Ханты-Мансийский округ, Магаданская обл. и другие районы, приравненные к северным со сложными климатическими условиями, и особо отдаленные трудные районы.	1,7-2,0

Примечание. Перечень районных коэффициентов неполный. При наличии дополнительных по регионам страны необходимо применить действующие на данный период времени районные коэффициенты к заработной плате ( )

ПРИЛОЖЕНИЕ 18. Перечень экономических районов в составе РФ

Калининградская обл.

Северный экономический район

области: Архангельская, Вологодская, Мурманская

республики: Карелия, Коми

Северо-Западный экономический район

области: Ленинградская, Новгородская, Псковская

Центральный экономический район

области: Брянская, Владимирская, Ивановская, Калужская, Костромская, Московская, Орловская, Рязанская, Смоленская, Тверская, Тульская, Ярославская

Волго-Вятский экономический район

области: Нижегородская, Кировская

республики: Марий-Эл, Мордовия, Чувашия,

Центральночерноземный экономический район

области: Белгородская, Воронежская, Курская, Липецкая, Тамбовская

Поволжский экономический район

области: Астраханская, Волгоградская, Пензенская, Самарская, Саратовская, Ульяновская

республики: Калмыкия, Татарстан

Северо-Кавказский экономический район

области: Ростовская

края: Краснодарский, Ставропольский

республики: Адыгея, Карачаево-Черкесия, Дагестан, Кабардино-Балкария, Осетия, Чечня, Ингушетия

Уральский экономический район

области: Курганская, Оренбургская, Пермская, Свердловская, Челябинская

республики: Башкирия (Башкортостан), Удмуртия

Западно-Сибирский экономический район

области: Кемеровская, Новосибирская, Омская, Томская, Тюменская

края: Алтайский

округа: Ханты-Мансийский, Ямало-Ненецкий

республики: Горно-Алтайская

Восточно-Сибирский экономический район

области: Иркутская, Читинская

края: Красноярский

округа: Таймырский, Эвенкийский, Усть-Ордынский Бурятский, Агинский Бурятский

республики: Бурятия, Тува, Хакасия

Дальневосточный экономический район

области: Амурская, Магаданская, Сахалинская, Камчатская, Европейская автономная

края: Приморский, Хабаровский

округа: Корякский, Чукотский

республики: Якутия (Саха)

ПРИЛОЖЕНИЕ 19. Климатические данные отдельных населенных пунктов. Продолжительность отопительного периода

Населенные пункты	Температура наружного воздуха,^оС		Продолжительность отопительного периода hотоп ,ч
	расчетная для отопления	Средняя за отопительный период
1. Ангарск	-40	-9,4	5736
2. Анадырь	-41	-11,3	7368
3. Архангельск	-32	-4,7	6024
4. Арзамас	-29	-4,9	5064
5. Астрахань	-22	-1,6	4128
6. Барнаул	-39	-8,3	5256
7. Белгород	-23	-2,2	4704
8. Березники	-35	-6,3	5616
9. Бийск	-38	-8,7	5328
10. Биробиджан	-31	-10,3	5067
11. Благовещенск	-34	-11,5	5088
12. Братск	-43	-10,3	5904
13. Брянск	-24	-2,6	4944
14. Верхоянск	-60	-22	6528
15. Владивосток	-25	-4,8	4824
16. Владимир	-27	-4,5	5211
17. Волгоград	-22	-3,4	4368
18. Вологда	-31	-4,8	5472
19. Воркута	-41	-9,9	7176
20. Воронеж	-25	-3,4	4776
21. Горно-Алтайск	-33	-7,4	5376
22. Грозный	-16	+0,4	3936
23. Екатеринбург	-31	-6,4	5472
24. Енисейск	-47	-9,8	5880
25.Иваново	-28	-4,4	5208
26. Ижевск	-34	-6,0	5352
27.Иркутск	-38	-8,9	5784
28. Казань	-30	-5,7	5232
29. Калининград	-18	+0,6	4680
30. Калуга	-26	-3,5	5136
31. Кемерово	-39	-8,8	5568
32. Киров	-31	-5,8	5544
33. Комсомольск-на-Амуре	-34	-11,2	5304
34. Кострома	-30	-4,5	5376
35. Краснодар	-19	+1,5	3648
36. Красноярск	-40	-7,2	5640
37. Курган	-34	-8,7	5208
38. Курск	-24	-3,0	4752
39. Липецк	-26	-3,9	4776
40.Москва	-25	-3,2	4920
41. Мурманск	-28	-3,3	6744
42. Нижний Новгород	-30	-4,7	5232
43. Новокузнецк	-38	-7,9	5448
44. Новосибирск	-39	-9,1	5448
45. Норильск	-46	14,3	7200
46. Омск	-37	-7,7	5280
47. Оренбург	-29	-8,1	4824
48. Орел	-25	-3,3	4968
49. Пенза	-27	-5,1	4944
50. Пермь	-34	-6,4	5424
51. Петрозаводск	-29	-2,9	5688
52.Петропаловск-Камчатский	-23	-1,0	6216
53. Псков	-2,6	+2,0	5088
54. Ростов-на-Дону	-22	-1,1	4200
55. Рязань	-27	-4,2	5088
56.Салехард	-41	-11,0	6840
57. Самара	-27	-6,1	4944
58. Санкт-Питербург	-25	-2,2	5256
59. Саранск	-28	-4,9	5040
60. Саратов	-25	+5,0	4752
61. Смоленск	-26	-2,7	5040
62. Сочи	-3	+5,9	2472
63. Ставрополь	-18	+0,3	4056
64. Сургут	-40	-9,7	6168
65. Сызрань	-29	-5,4	4896
66.Таганрог	-24	-0,8	4152
67. Тамбов	-27	-4,2	4848
68. Тверь	-29	-3,7	5256
69. Тобольск	-36	-7,0	5496
70. Тольятти	-29	-5,4	4872
71. Томск	-40	-8,8	5616
72. Тула	-28	-3,8	4968
73. Тюмень	-35	-5,7	5280
74. Улан-Удэ	-33	-10,6	5640
75.Ульяновск	-31	-5,7	5112
76. Уфа	-29	-6,4	5064
77. Хабаровск	-32	-10,1	4920
78. Чебоксары	-32	-5,4	5208
79.Челябинск	-29	-7,1	5184
80. Череповец	-31	-4,3	5400
81. Чита	-32	-11,6	5760
82. Элиста	-23	-1,8	4224
83. Южно-Сахалинск	-24	-4,3	5592
84. Якутск	-55	-19,5	6096
85. Ярославль	-31	-4,5	5328

ПРИЛОЖЕНИЕ 20.

Таблица 1. Средние базовые ставки земельного налога в городах и других населенных пунктах, руб./ (на 01.01.92), [3]

Экономические районы	Численность населения, тыс. чел.
	до 20	20-50	50-100	100-250	250-500	500-1000	1000-3000	свыше 3000
Северный	0,5	1,1	1,2	1,4	1,5	-	-	-
Северо-Западный	0,9	1,4	1,6	1,7	1,9	-	-	3,5
Центральный	1,0	1,5	1,4	1,8	2,0	2,3	-	4,5
Волго-Вятский	0,8	1,3	1,5	1,6	1,8	-	2,4	-
Центрально- черноземный	0,9	1,4	1,6	1,7	1,9	2,2	-	-
Поволжский	0,9	1,4	1,6	1,7	1,9	2,2	2,5	-
Северо-Кавказский	0,8	1,3	1,5	1,6	1,8	2,1	2,4	-
Уральский	0,7	1,2	1,4	1,5	1,7	2,0	2,3	-
Западно-Сибирский	0,6	1,1	1,3	1,5	1,,6	1,9	2,1	-
Восточно-Сибирский	0,5	1,1	1,2	1,4	1,5	1,8	-	-
Дальневосточный	0,6	1,2	1,3	1,5	1,6	1,9	-	-

Таблица 2. Коэффициенты увеличения средней ставки земельного налога за сет статуса города, развития социально-культурного потенциала (k₂)

Группы городов	Численность населения городов, тыс. чел.
	100-250	250-500	500-1000		1000-3000		свыше 3000
			в городе	в пригородной зоне	в городе	в пригородной зоне	в городе	в пригородной зоне
Столицы республик в составе России, краевы, областные центры, города с развитым социально-культурным потенциалом	2,2	2,3	2,4	1,9	2,6	2,2	3,0	2,5

ПРИЛОЖЕНИЕ 21. Средние ставки земельного налога за земли, занятые водоохладителями электростанций, руб./га (по состоянию на 01.01.01)

Субъекты РФ	руб./га	Субъекты РФ	руб./га
1. Республика Адыгея (Адыгея)	53,14	41. Камчатская обл	10,37
2. Горно-Алтайская республика	10,66	42.Кемеровская обл.	21,53
3. Республика Башкортостан	24,84	43. Кировская обл.	18,65
4.Республика Бурятия	15,19	44.Костромская обл.	16,2
5.Республика Дагестан	29,38	45. Курганская обл.	18,22
6.Ингушеская республика	33,91	46. Курская обл.	33,41
7.Кабардино-Балкарская республика	55,87	47. Ленинградская обл.	33,26
8.Республика Калмыкия (Хальмч Тангч)	16,92	48. Липецкая обл.	27,86
9.Карачаево-Черкесская	26,66	49. Магаданская обл.	9,58
10.Республика Карелия	23,04	50. Московская обл	36,72
11.Республика Коми	17,50	51.Мурманская обл.	7,92
12. Республика Марий Эл	25,92	52. Нижегородская обл.	23,47
13. Республика Мордовия	21,1	53. Новгородская обл.	13,32
14. Республика Якутия (Саха)	11,16	54. Новосибирская обл.	18,07
15. Республика Северная Осетия	55,33	55. Омская обл.	18,72
16. Республика Татарстан (Татарстан)	25,78	56. Оренбургская обл.	14,83
17. Республика Тыва	10,73	57. Орловская обл.	26,64
18. Удмуртская республика	18,65	58. Пензенская обл.	18,36
19. Республика Хакасия	13,54	59. Пермская обл.	16,85
20. Чеченская республика	33,91	60. Псковская обл.	13,75
21. Чувашская республика (Чаваш республики)	32,26	61. Ростовская обл.	33,84
22. А.лтайский край	16,49	62.Рязанская обл.	21,96
23. Краснодарский край	71,28	63. Самарская обл.	20,66
24. Красноярский край	22,75	64. Саратовская обл.	15,12
25. Приморский край	20,66	65. Сахалинская обл.	19,58
26.Ставропольский край	41,40	66. Свердловская обл.	22,46
27.Хабаровский край	16,20	67. Смоленская обл.	18,07
28.Амурская обл.	12,82	68. Тамбовская обл.	26,21
29. Архангельская обл.	15,70	69. Тверская обл.	18,65
30.Астраханская обл.	16,49	70.Томская обл.	20,52
31.Белгородская обл.	37,66	71.Тульская обл.	29,97
32.Брянская обл.	20,81	72. Тюменская обл.	29,97
33. Владимирская обл.	22,97	73. Ульяновская обл.	24,70
34.Волгоградская обл.	17,35	74.Челябинская обл.	17,35
35.Вологодская обл.	19,44	75. Читинская обл.	13,1
36.Воронежская обл.	28,30	76. Ярославская обл.	17,50
37.Ивавская обл.	20,38	77. Европейская автономная обл.	12,82
38.Иркутская обл.	21,82	78.Агинский Бурятский автономный округ	13,1
39.Калиниградская обл.	33,34	79.Коми-Пермяцкий автономный округ	16,85
40.Калужская обл.	18,94	80. Усть-Ордынский Бурятский автономный округ	21,82

ПРИЛОЖЕНИЕ 22. Нормативы удельных выбросов в атмосферу загрязняющих веществ (ГОСТ Р 50831-95)

Таблица 1. Нормативы удельных выбросов в атмосферу твердых частиц для котельных установок, вводимых на ТЭЦ с 1 января 2001 г., для твердых топлив всех видов

Тепловая мощность котлов Q, МВт (паропроизводительность котла D, т/ч)	Приведенное содержание золы Апр, %*кг/МДж	Массовый выброс твердых частиц на единицу тепловой энергии, г/МДж	Массовый выброс твердых частиц кг/т у. т.	Массовая концентрация частиц в дымовых газах, мг/м^3, при =1,4
До 299 (до 420)	Меньше 0,6 0,6-2,5 Более 2,5	0,06 0,06-0,10 0,10	1,76 1,76-2,93 2,93	150 150-250 250
300 и более (420 и более)	Менее 0,6 0,6-2,5 Более 2,5	0,02 0,02-0,06 0,06	0,59 0,59-1,76 1,76	50 5-150 150
При нормальных условиях (температура 0 ^оС, давление 101,3 кПа)

Таблица 2. Нормативы удельных выбросов в атмосферу оксидов серы для котельных установок, вводимых на ТЭЦ с 1 января 2001 г., для твердых и жидких видов топлива

Тепловая мощность котлов Q, МВт (паропроизводительность котла D, т/ч)	Приведенное содержание серы Sпр, %*кг/МДж	Массовый выброс SO2 на единицу тепловой энергии, г/МДж	Массовый выброс SO2 кг/т у. т.	Массовая концентрация SO2 в дымовых газах, мг/м^3, при =1,4
До 199 (до 320)	0,045 и менее Более 0,045	0,5 0,6	14,7 17,6	1200 1400
200-249 (320-400)	0,045 и менее Более 0,045	0,4 0,45	11,7 13,1	950 1050
250-299 (400-420)	0,045 и менее Более 0,045	0,3 0,3	8,8 8,8	700 700
300 и более (420 и более)	-	0,3	8,8	700
При нормальных условиях (температура 0 ^оС, давление 101,3 кПа)

Таблица 3. Нормативы удельных выбросов в атмосферу оксидов азота для котельных установок, вводимых на ТЭЦ с 1 января 2001 г.

Тепловая мощность котлов Q, МВт (паропроизводительность котла D, т/ч)	Вид топлива	Массовый выброс NO2 на единицу тепловой энергии, г/МДж	Массовый выброс NO2 кг/т у. т	Массовая концентрация NO2 в дымовых газах, мг/м^3, при =1,4
До 299 (до 420)	Газ Мазут Бурый уголь: твердое шлакоудаление жидкое шлакоудаление	0,043 0,086 0,11 0,11	1,06 2,52 3,20 3,20	125 250 300 300
До 299 (до 420)	Каменный уголь: твердое шлакоудаление жидкое шлакоудаление	0,17 0,23	4,98 6,75	470 640
300 и более (420 и более)	Газ Мазут Бурый уголь: твердое шлакоудаление жидкое шлакоудаление Каменный уголь: твердое шлакоудаление жидкое шлакоудаление	0,043 0,086 0,11 0,11 0,17 0,23	1,06 2,52 3,20 3,20 4,98 6,75	125 250 300 300 470 640
При нормальных условиях (температура 0 ^оС, давление 101,3 кПа)

ПРИЛОЖЕНИЕ 23. Ввод в компьютерную программу исходных данных для расчета энергетических показателей работы конденсационной электростанции (спец. 1001,1008, 2105)

Наименование	Обозначение	Величина
1. Установленная мощность	Nу
2. Капиталовложения в головной блок, т. руб. (приложение2)
3. Капиталовложения в последующий блок, т. руб. (приложение 2)
4. Число блоков, шт	nбл
5. Коэффициент, учитывающий территориальный район строительства станции (приложение 3)	kр с
6. Коэффициент, учитывающий вид системы технического водоснабжения: - примоточное-0,9 - оборотное-1,0	k
7.Коэффициент инфляции по капитальным вложениям
8.годовое число часов использования установленной мощности, ч	hу
9. Мощность холостого хода (из энергетической характеристики, приложение 5), МВт	Nхх
10. Число часов работы блока в течение года Т р=7000-7500 ч (принять)	Tp
11. Удельный расход электроэнергии на собственные нужды при нагрузке блока (приложение 5), кВт*ч/кВт*ч	p
12. Часовой расход условного топлива на холостой ход энергоблока, т/ч (топливная характеристика, приложение 7)	хх
13. Средний относительный прирост расхода условного топлива при возрастании нагрузки (приложение 7),т/МВ*ч	
14. Разность средних относительных приростов расходов топлива при нагрузках, превышающих критическую (приложение 7), т/МВт*ч	
15. Критическая нагрузка (из топливной характеристики, приложение 7), МВт	Nкр
16. Номинальная мощность блока, МВт	Nн
17. Удельная теплота сгорания натурального топлива: -твердое, мазут, кДж/кг -газ, кДж/м^3
18. Предельные нормы естественных потерь топлива (приложение 9), %	пот

ПРИЛОЖЕНИЕ 24. Ввод в компьютерную программу исходных данных для расчета энергетических показателей работы электростанции студентам спец. 1005 (экономическая часть дипломного проекта)

Наименование	Обозначение	Величина
Вложения капитала в строительство станции (абсолютные и удельные)
1. Установленная мощность	Nу
2. Капиталовложения в головной блок, т. руб. (приложение2)
3. Капиталовложения в последующий блок, т. руб. (приложение 2)
4. Число блоков, шт.	nбл
5. Коэффициент, учитывающий территориальный район строительства станции (приложение 3)	kр с
6. Коэффициент, учитывающий вид системы технического водоснабжения: - примоточное-0,9 - оборотное-1,0	k
7.Коэффициент инфляции по капитальным вложениям
Годовой отпуск теплоты и пара для теплофикационных целей
8. Часовой расход теплоты для отопления, ГДж/ч
9. Часовой расход теплоты на горючее водоснабжение, ГДж/ч
10. Продолжительность отопительного периода, ч	hотоп
11. Продолжительность периода горячего водоснабжения, ч	hг в
12. Средняя продолжительность отопительного периода и горячего водоснабжения, ч	hср
13. Часовой расход пара на пиковый сетевой подогреватель одной турбины, т/ч
14. Коэффициент использования отбора пара на пиковый сетевой подогреватель (0,8-0,95)
15. Часовой расход пара на основной сетевой подогреватель одной турбины, т/ч
16. Коэффициент использования отбора пара на основной сетевой подогреватель (0,95-1,0)
Выработка и отпуск электроэнергии
17. Годовое число часов использования установленной мощности, ч	hу
18. Мощность холостого входа, МВт (из энергетической характеристики) (приложение 5)	Nхх
19. Число часов работы блока в течение года (принимается 700-7500 ч)	Tp
20. Удельный расход электроэнергии на собственные нужды при нагрузке блоков, кВт*ч/кВт*ч (из энергетической характеристики) (приложение 5)	р
21. Удельный расход электроэнергии собственных нужд на отпуск единицы теплоты, кВт*ч/ГДж
Годовой расход пара на турбины
22. Полезно использованный тепловой перепад в турбине, кДж/кг	Ni
23.Электромеханический КПД (относительная величина)	эм
24. Коэффициент расхода пара на холостой ход одной турбины (0,03-0,05)	х
25. Коэффициент недовыработки мощности паром отбора на ПСП	уПСП
26. Коэффициент недовыработки мощности паром отбора на ОСП	УОСП
27.Суммарный расход пара на регенеративный подогрев в ПВД, ПНД, ДП, т/ч	
28.Расход пара на турбину из расчета тепловой схемы, т/ч	Dт
Годовой отпуск пара из котельного отделения
29. Относительные внутренние потери пара и конденсата с утечкой	ут
30. Относительные внутренние потери пара с продувкой для барабанных котлов	пр
Годовой расход условного топлива
31. Для общего потока пара, поступающего во вторичный перегрев	вп
32. Энтальпия свежего пара на выходе из котла, кДж/кг	hcв п
33. Энтальпия пара до промежуточного перегрева, кДж/кг	h^ХПП
34. Энтальпия пара после промежуточного перегрева, кДж/кг	h^ГПП
35. Энтальпия питательной воды перед экономайзером после последнего ПВД, кДж/кг	hп в
36. Энтальпия котловой воды, кДж/кг	hк в
37. КПД котла (из расчета), относительная величина
38. Коэффициент, учитывающий дополнительный расход топлива при неустановившемся режиме (1,03-1,08)	k1
39. Коэффициент, учитывающий увеличение расхода топлива при неустановившихся режимах при отпуске тепла на теплофикацию (1,01-1,03)	k2
40. КПД сетевого подогревателя (относительная величина)
Годовой расход натурального топлива
41. Удельная теплота сгорания натурального топлива: твердое, мазут, кДж/кг; газ, кДж/м^3
42. Предельные нормы естественных потерь топлива (приложение 9), %	пот

ПРИЛОЖЕНИЕ 25. Ввод в компьютерную программу исходных данных для расчета себестоимости на электростанции

Наименование	Обозначение	Величина
1. Договорная цена на топливо с учетом транспортных затрат и надбавок для энергетических котлов, руб./т.н., газ-руб./тыс. м^3	Цдог
2. Годовой расход натурального топлива на энергетические котлы, тыс. т.н. т./год, газ-млн. м^3/год
3. Годовой расход условного топлива, тыс. т.у./год
4. Установленная мощность станции, МВт	Nу
5. Норматив затрат на вспомогательные материалы, руб./МВт	Нв м
6. Коэффициент инфляции по вспомогательным материалам
7. Норматив стоимости работ и услуг производственного характера, руб./МВт	Нусл
8. Коэффициент инфляции по услугам
9. Плата за воду в бюджет в целом по электростанции, тыс./год
10. Коэффициент инфляции по оплате за воду
11. Тарифная ставка (оклад) первой ступени оплаты труда, руб./мес.	Ст(1)
12. Средний тарифный коэффициент
13. Средний коэффициент, учитывающий компенсационные выплаты
14. . Средний коэффициент, учитывающий стимулирующие виды доплат
15. Районный коэффициент к заработной плате
16. Численность промышленно-производственного персонала, чел.	ЧППП
17. Норматив (ставка) единого социального налога, %	Нсоц н
18. Норматив отчислений страхования от несчастных случаев, %	Нс н с
19. Абсолютные вложения капитала в строительство станции, тыс. руб.	Кст
20. Средняя норма амортизации на реновации в целом по станции, %
21. Средний норматив отчислений в ремонтный фонд в целом по станции, %	Нр ф
22. Норматив обязательного страхования имущества, %	Нс н
23. Коэффициент инфляции по выплате за выбросы (к базе 1992 г.)
24. Число часов использования установленной мощности, ч	hу
25. Суммарный объем дымовых газов от всех котлов электростанции, м^3/ч	Vд г
26. Секундная масса загрязняющего вещества в зависимости от вида топлива (по расчетам выбросов в дипломном проектировании спец. 1005 ), г/с:  твердые частицы;  диоксид серы;  диоксид азота;  оксид углерода;  пятиокись ванадия
27. Норматив платы за выбросы, руб./т.:  твердые частицы;  диоксид азота;  диоксид серы;  оксид углерода;  пятиокись ванадия
28. Норматив удельного выброса (таблица 8):  твердые частицы, кг/т у. т.;  диоксид азота, кг/т у. т ;  диоксид серы, кг/т у. т;  оксид углерода, кг/т у. т;  пятиокись ванадия, кг/т у. т,
	fi
29. Удельная площадь производственной площадки, м^2/МВт
30. Удельная площадь топливного склада (мазутохранилища), м^2/тыс. т. н. т.	fт с(fмх)
31. Удельная площадь золоотвала, м^2/тыс. т. н. т.	fзо
32. Удельная площадь водоохладителя, га/Мвт	fво
33. Средняя базовая ставка земельного налога за производственную площадь (1992 г.), руб/м^2	Сз н 1 (С з н 2)
34. Коэффициент инфляции к базовой ставке (1992 г.) земельного налога за производственную площадь
35. Средняя ставка земельного налога за земли, занятые водоохладителем, руб./га (приложением 21)
36. Коэффициент инфляции к ставке земельного налога за земли, занятые водоохладителем
37. Норматив других (прочих) отчислений, %	Ндр
38. Отпуск электроенергии с шин электростанции, тыс. МВт*ч/год	Wo
39. Годовой расход условного топлива на отпуск электрической энергии с учетом собственных нужд, тыс. т. у./год
40. Суммарный годовой отпуск теплоты на теплофикационные цели, тыс. ГДж/год

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ВСЕРОССИЙСКИЙ ЗАОЧНЫЙ-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ (ВЗЭК)

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

для курсовой работы по дисциплине

«Экономика отрасли»

и экономической части дипломного проекта

РАСЧЕТ СРЕДНЕГОДОВЫХ

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

КОНДЕНСАЦИОННОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ (ГРЭС)

для студентов-заочников специальностей (специализаций):

1001	«Электрические станции, сети и системы»
1001-01	«Эксплуатация электроустановок»
1005	«Тепловые электрические станции»
1005-01	«Теплоэнергетические установки»
1008	«Технология воды, топлива и смазочных материалов на электрических станциях»
2105	«Амортизация технологических процессов н6а тепловых электрических станций»

(ПОДЛЕЖИТ ВОЗВРАТУ)