Проект модернизации котельной поселка «Восточный» г.Можги

 

 

Анализируя данные таблицы, отметим, что годовая выработка тепла  котельной составляет 40160 Г/кал, из которых 2883 Г/кал – расходуются на нужды котельной, а 37277 Г/кал – расходуются на сторону. Из них 16100 Г/кал на производство предприятия, 21177 Г/кал на отпуск сторонним потребителям. Представленные основные технические показатели котельной, соответствуют поставленным нормативам и нормам.

 

1.2.2.Динамика  производственных затрат и себестоимость  продукции котельной

Для анализа производственных затрат и себестоимости продукции  котельной воспользуемся таблицей 7.

Таблица 7

Калькуляция расходов, связанных  с производством тепловой энергии

№ п/п	Статьи затрат	Ед. изм.	2003 г.		2004 г.		2004 г. в % к 2003 г.
			Абс. значение	в %	Абс. значение	в %
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Топливо на технологические нужды	тыс.руб.	4509,8	44,89	6829,2	52,21	151,43
2.	Электроэнергия на технологические  нужды	тыс.руб.	2550,1	25,38	2864,2	21,90	112,32
3.	Вода на технологические нужды	тыс.руб.	163,6	1,63	228,9	1,75	139,91
4.	Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	тыс.руб.	531,5	5,29	657,0	5,02	123,61
5.	Фонд оплаты труда ППП	тыс.руб.	966,9	9,62	980,0	7,49	101,35
6.	Отчисления на социальные нужды	тыс.руб.	253,6	2,52	257,0	1,96	101,34
7.	Общехозяйственные расходы	тыс.руб.	1030,9	10,26	1200,0	9,17	116,40
8.	Прочие	тыс.руб.	39,8	0,40	64,7	0,49	162,56
9.	Итого производственная себестоимость	тыс.руб.	10046,2	100,00	13081,0	100,00	130,21
10.	Отпуск тепловой энергии котельной	тыс.Гкал	37556	х	37277	х	99,26
11.	Себестоимость 1 Гкал	руб./Гкал	267,5	х	350,91	х	131,18

 

 

Анализируя  таблицу 7, отметим рост статей затрат в анализируемый период 2003-2004 гг. Наибольшее увеличение (более 40%) произошло по таким статьям, как топливо и вода, используемые на технологические нужды.

В структуре  себестоимости наибольший удельный вес занимает топливо (более 44%), электроэнергия (более 21%), общехозяйственные расходы (более 9%) и фонд оплаты труда (более 7%). Данное соотношение характерно как для 2003 г., так и для 2004 г.

Согласно данным таблицы наметилась тенденция увеличения себестоимости 1 Г/кал в анализируемый  период, что происходит вследствие увеличения производственной себестоимости.

В таблице 8 рассмотрим расходы на оплату труда.

Таблица 8

Расчет расходов на оплату труда

N     п/п	Показатели	Ед.    изм.	2003 г.	2004 г.	2004 г. в % к 2003 г.
1	2	3	4	6	7
1.	Численность		18	18	100,00
	Численность ППП	чел.	17	17	100,00
2.	Средняя оплата труда
2.1.	Среднемесячная  тарифная ставка ППП с учетом средней  ступени         по оплате труда	руб./мес.	1995,84	1915,20	95,96
2.2.	Выплаты, связанные  с режимом работы и условиями  труда	тыс. руб.	12,1	12,9	106,61
2.2.1	процент выплат к основной заработной плате	%	2,7	3,0	111,11
2.2.2	сумма выплат на 1 работника в месяц	руб./мес.	56,01	59,72	106,62
2.3	Текущее премирование	тыс. руб.	183,4	285,0	155,40
2.3.1	процент премии	%	42,2	69,0	163,51
2.3.2	сумма премии на 1 работника в месяц	руб./мес.	848,94	1245,37	146,70
2.4	Вознаграждение  за выслугу лет	тыс. руб.	117,8	115,0	97,62
2.4.1	процент выплаты	%	27,1	28,0	103,32
2.4.2	сумма выплат на 1 работника в месяц	руб./мес.	545,44	532,40	97,61
2.5	Выплаты по районному      коэффициенту и северные надбавки	тыс. руб.	109,7	105,0	95,72
2.5.1	процент выплаты	%	24,5	25,3	103,27
2.5.2	сумма выплат на 1 работника в месяц	руб./мес.	507,90	486,11	95,71
2.6.	Итого среднемесячная оплата труда 1 работника	руб./мес.	4476	4537	101,36
3	Итого средств на оплату труда ППП	тыс. руб.	966,9	980,0	101,35

 

 

Согласно данным таблицы рост фонда  оплаты труда ППП не существенен  и составляет 1,35% в рассматриваемый  период.

1.3.3.Цены и  тарифы на продукцию котельной

 

Энергосберегающими организациями  Удмуртской республики всех форм собственности используется предельный тариф на тепловую энергию для сравнения с собственными расчетами тарифа.

Предельные тарифы дифференцированы в зависимости от вида сжигаемого топлива, средневзвешенной мощности теплоисточников и процента использования установленной мощности теплоисточников.

Средневзвешенная мощность теплоисточников рассчитывается следующим  образом:

Н₁ + Н₂ + Н₃ + … Н_i  Н_уст.

Н_расч. = -------------------------------- = -----------------

n   n

где Н_i – мощность i-ого теплоисточника, Гкал/час;

Н_уст. – общая установочная мощность теплоисточников, Гкал/час;

n – количество теплоисточников.

Н_{расч. 2003 г.} = (2,51+2,48+2,31+4,13+3,49+3,81+4,0)/7 = 3,24

Н_{расч. 2004 г.} = (2,51+2,48+2,31+4,13+3,49+3,81+4,0)/7 = 3,24

Процент использования установленной мощности теплоисточников рассчитывается следующим образом:

Q_выр х 100

К_расч. = ------------------------

Н_уст. х 8760

Где Q_выр. – выработка тепловой энергии за год, Гкал;

Н_уст. – общая установленная мощность теплоисточников, Гкал/час;

8760 – годовой фонд  времени, час.

К_{расч.2003 г.} = (37556*100)/(23*8760) = 20,85%

К_{расч.2004 г.} = (40160*100)/(22,73*8760) = 20,16%

При промежуточных значениях  средневзвешенной мощности теплоисточников  и других процентах использования  установленной мощности теплоисточников (от 15% до 30%) предельный тариф определяется методом интерполяции.

Во-первых, определяются тарифы для ближайщих тарифных значений процента использования установленной  мощности теплоисточников и рассчитанной средневзвешенной мощности теплоисточников:

Т₁ – Т₂

Т_расч. = -----------------  х (Н₂ – Н_расч.) + Т₂, руб./Гкал

Н₂ – Н₁

Где Н₁ и Н₂ – ближайшие к расчетной минимальное и максимальное значения средневзвешенной мощности теплоисточников, Гкал/час;

Т₁ и Т₂ – максимальное и минимальное значение тарифа в таблице, соответствующие значениям средневзвешенной мощности теплоисточников Н₁ и Н₂ и табличным значениям процента использования мощности котельной, руб./Гкал.

Во-вторых, определяется тариф для  рассчитанного процента использования установленной мощности теплосточников и рассчитанной средневзвешенной мощности теплоисточников:

Т_расч.1 – Т_расч.2

Т_расч. = ---------------------------- х (К₂ – К_расч.) + Т_расч.2, руб/Гкал

   К₂ – К₁

Где К₁ и К₂ – ближайшие к расчетному (15%, 20% или 30%) минимальный и максимальный проценты использования установленной мощности теплоисточников, %

Т_расч.1 и Т_расч.2 – максимальный и минимальный рассчитанные тарифы, соответствующие процентам загрузки теплоисточников К₁ и К₂, руб./Гкал;

Тарифы для загрузки котельной 30% и 20% при работе на газу в 2003 году:

Т_(30%) = (308,7-279,0)/(10-3)*(10-3,29)+279,0 = 307,47 руб./Гкал

Т_(20%)  = (348,0-308,2)/(10-3)*(10-3,29)+308,2 = 346,35 руб./Гкал

Тарифы для загрузки котельной 30% и 20% при работе на газу в 2004 году:

Т_(30%) = (339,7-307,3)/(10-3)*(10-3,24)+307,3 = 338,78 руб./Гкал

Т_(20%) = (382,5-339,6)/(10-3)*(10-3,24)+339.6 = 381,02 руб./Гкал

Тариф в 2003 году при загрузке 20,85%:

Т_(20,85%) = (346,35-307,47)/(30-20)-(30-20,85)+307,47 = 343,05 руб./Гкал

Тариф в 2004 году при загрузке 20,85%:

Т_(20,16%) = (381,02-338,78)/(30-20)-(30-20,16)+338,78 = 380,84 руб./Гкал

В таблице 9 произведем расчет среднеотпускного тарифа на тепловую энергию котельной.

Таблица 9

Расчет среднеотпускного тарифа на тепловую энергию котельной

Показатели	Ед.изм.	2003 г.	2004 г.	2004 г. в % к 2003 г.
Себестоимость 1 Гкал	руб./Гкал	267,50	350,91	131,18
Стоимость производства тепловой энергии	тыс.руб.	10422,60	12311,94	118,13
в т.ч. на собственное производство	тыс.руб.	5061,35	5649,71	111,62
сторонним потребителям	тыс.руб.	5361,25	6662,23	124,27
Полезный отпуск тепловой энергии  котельной	Гкал	37556	37277	99,26
в т.ч. на собственное производство	Гкал	18921	16100	85,09
сторонним потребителям	Гкал	18635	21177	113,64
Предельный максимальный тариф  по постановлениям РЭК УР № 12 от 15.01.03 г., № 9/5 от 30.07.03 г., №7/4 от 21.07.04 г.	руб./Гкал	343,05	380,84	125,78

 

Согласно данным таблицы  отметим, что в целом по котельной наблюдается увеличение себестоимости 1 Гкал на 31,1%, однако темп роста предельного максимального тарифа составляет лишь 25,8%, что свидетельствует о сдерживании РЭК тарифов на тепловую энергию.

Таким образом, проведенный  анализ технико-экономических показателей  позволил выявить в деятельности котельной некоторые проблемы, на рассмотрении которых остановимся во второй главе дипломной работы.

2.ПУТИ  СНИЖЕНИЯ СЕБЕСТОИМОСТИ ПРОИЗВОДСТВА  ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

2.1.Характеристика состояние системы  теплоснабжения России: основные  проблемы

 

Общим, для большинства котельных, является большой физический износ оборудования, достигший 68%. В наиболее плохом техническом состоянии находятся муниципальные котельные, принятые от обанкротившихся промышленных предприятий, воинских частей, организаций МПС и т.д.

Массовые проверки Главгосэнергонадзором  котельных, работающих на газе, показали, что котельные с котлами единичной мощностью более 4 Гкал/ч повсеместно имеют достаточно высокий КПД. Значительно хуже показатели котельных, оборудованных котлами малой мощности «НР-18», «ЗИО-60», «Универсал», «Энергия», «Стрела» и т.д., это определяется как крайне низкими техническими характеристиками самих котлов, так и повсеместным отсутствием либо неработоспособностью химводоподготовки и, соответственно, накипью на тепловоспринимающих поверхностях и заносом котлов продуктами коррозии.

В худшем состоянии, с  точки зрения экономичности, находятся  котельные, работающие на угле: их КПД  обычно не превышает 60%, а бывает и  на уровне 20%. Это объясняется низкими  техническими характеристиками котлов, отсутствием водоподготовки, плохим качеством угля и отсутствием предварительной его обработки, а также, в немалой степени, низким техническим уровнем эксплуатационного персонала, невысокой заработной платой, выплачиваемой с большими задержками.

Общая ситуация с тепловыми  сетями в последние годы резко ухудшилась. Сокращение финансирования привело к уменьшению объемов перекладок трубопроводов. Руководство предприятий теплоснабжения, стремясь не допустить увеличения аварийности, пыталось сохранить объемы перекладок, снижая требования к качеству и всячески удешевляя строительные работы. Переложенные сети имели очень низкий ресурс и через 5 – 7 лет требовали новой перекладки. В итоге, количество аварийных сетей к 2000 году начало расти в геометрической прогрессии, а количество аварий стало удваиваться через каждые 2 года, в среднем увеличившись за последние 6 лет в 10 раз. Как следствие в разы увеличилась и мощность аварийных служб.