Размещено на http://www.allbest.ru/

11

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра ИДО

Факультет Теплоэнергетический

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине

Экономика и управление энергетическими предприятиями

на тему

Планирование производственной программы ТЭС

Выполнил

Афанасова А.В.

Томск 2012

Введение

Курсовая работа имеет цель закрепить полученные теоретические знания и выработать навыки решения важнейших технико-экономических вопросов проектирования: выбора основного оборудования тепловой электростанции, организации его эксплуатации, расчёта основных технико-экономических показателей станции.

Задача данной курсовой работы состоит в выявлении причины изменения итоговых показателей (себестоимости, прибыли) хозяйственной деятельности станции и определении путей по улучшению этих показателей.

В процессе выполнения курсовой работы мы приобрели следующие навыки: овладели методом технико-экономического анализа при выборе тех или иных решений; научились пользоваться экономической литературой и справочно-нормативными материалами при выполнении экономических расчетов; научились сопоставлять плановые и фактические результаты деятельности предприятия и сформулировали пути повышения эффективности производства.

1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Таблица 1.1 Отрасли промышленности

Наименование потребителей	Объем выпуска продукции, П	Уд. Норма расхода эл.эн. на ед. прод., ,кВт*ч	К-т заполнения годового графика нагрузки, .	% освет-й нагрузки от годового макс. пром. нагрузки, .	Отношение нагрузки по сменам III:I:II
Переработка нефти	тонн	650	0,83	6	1:1:1
Завод ферросплавов	тонн	3000	0,95	5	1:1:1

Численность городского населения: Н_чел =650 тыс. чел.

Таблица 1.2 Виды коммунально-бытовой нагрузки

Вид коммунально-бытового потребления	Удельный расход электроэнергии на 1 человека в год, , кВт*ч	Число часов использования максимальной нагрузки, , час.
Освещение (бытовое, улиц, учреждений)		2000
Бытовые приборы		3000
Городской транспорт		5000
Водопровод и канализация		4000
Мелкомоторная нагрузка		4000

Тепловые нагрузки, покрываемые из отборов турбин:

- технологическая ^т/_ч, час

- отопительная ^т/_ч, час

Зимой станция отдает электроэнергию в энергосистемуот нагрузки района.

Летом станция получает из энергосистемы от нагрузки района

Показатели топливной базы ТЭЦ:

- вид топлива - газ ;

-калорийность топлива - ;

-наименование энергосистемы - “ Томскэнерго”;

-транспорт топлива - 60;

-цена топлива -;

Таблица 1.3. Зимний суточный диспетчерский график

Часы	0-6	6-11	11-14	14-19	19-24
Мощность	0,65	0,85	0,7	0,8	1,0

Таблица 1.4. Летний суточный диспетчерский график

Часы	0-7	7-11	11-14	14-20	20-24
Мощность	0,7	0,85	0,7	0,8	1,0

Отклонения фактических показателей от плановых:

-выработка электроэнергии: +5%;

-отпуск электроэнергии: +4 %;

-удельный расход топлива на отпуск электроэнергии : ;

-цена 1т.у.т.: 0;

-постоянные расходы отнесенные на отпуск электроэнергии:

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТРЕБНОСТИ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ПОСТРОНИЕ СУТОЧНОГО ГРАФИКА НАГРУЗКИ ДЛЯ РАЙОНА ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ

Годовая потребность в электрической энергии рассчитывается для следующих основных групп потребителей в районе:

Основные отрасли промышленности (включая производственное освещение);

Бытовое освещение (квартиры, общественные учреждения, улицы);

Бытовые электрические приборы;

Электрифицированный городской транспорт;

Водопровод и канализация.

2.1 Расчет годовой потребности района в электрической энергии

Потребность в электроэнергии промышленностью рассчитаем по формуле:

где - годовая продукция отрасли промышленности (в натуральных или денежных единицах), (таблица 1.1);

- норма удельного расхода электроэнергии (таблица 1.1),

Для переработки нефти:

Для завода ферросплавов :



Годовое потребление электроэнергии городским хозяйством и населением рассчитаем по нормам удельных расходов на одного жителя района:

где - численность населения в районе (п.1);

- норма удельного расхода электрической энергии в на одного жителя района (таблица 1.2).

Годовая потребность в электроэнергии районом энергопотребления:

2.2 Расчет годовых максимумов нагрузки

Годовой максимум электрической нагрузки отрасли или промышленного предприятия определяется как:

, кВт,

где - годовой показатель использования максимума электрической нагрузки, определяется по формуле:

, где

- коэффициент заполнения годового графика нагрузки отрасли промышленности (таблица1.1);

Переработка нефти:

,

Завод ферросплавов:

,

Переработка нефти:

кВт,

Завод ферросплавов:

кВт,

Годовой максимум электрической нагрузки потребителей городского хозяйства и населения рассчитаем по формуле:

, кВт,

где - показатель использования годового максимума нагрузки группы потребителей (таблица 1.2).

кВт,

кВт,

кВт,

кВт,

кВт,

=104830 кВт,

Годовой максимум промышленной осветительной нагрузки найдем как:

, кВт,

где K-процент максимума осветительной нагрузки от годового максимума электрической нагрузки

Переработка нефти:

кВт,

Завод ферросплавов:

кВт,

Результаты расчетов годовых максимумов нагрузки сведены в таблицу 2.2.1.

2.3 Построение зимнего суточного графика электрической нагрузки

Суточные графики электрической нагрузки всех промышленных потребителей рассчитаем для зимних суток (декабрь).

Суточные графики нагрузки отраслей промышленности строятся в виде трехступенчатых линий, каждая ступень которых характеризует нагрузку одной из трех рабочих смен: I - в 8 час, II - в 16 час, III - в 24 час (см. данные таблицы 1.1).

Рассчитанный ранее годовой максимум нагрузки отрасли промышленности принимается за величину нагрузки I смены. Нагрузки II и III смен определяются исходя из соотношения нагрузки по сменам, заданным для отраслей промышленности. Суточные графики электрической нагрузки городского хозяйства и населения строятся, исходя из типовых графиков нагрузки в процентах от годового максимума ([1, приложение 2]). Результаты расчета записываются в расчетную таблицу 2.3.1.

Коэффициент разновременности максимумов электрической нагрузки промышленных потребителей принят равным 0,9.

По результатам расчета построены три графика: для промышленности, для коммунального хозяйства, совмещенный график электрической нагрузки района (рисунок 2.3.1).

При построении графика использовались значения приведенные в таблице 2.3.1.

Таблица 2.2.1 Сводная таблица электропотребления и максимума нагрузки.

Потребители	Выпуск продукции промышленностью и число жителей района, П, Nчел.	Норма расхода эл. Энергии на ед. продукции или 1 жителя,	Эгод,млнкВт.ч.	hмакс,час.	Ргор, тыс.кВт	К,%	Рпром, тыс.кВт	,тыс.кВт
Промышленность
Переработка нефти	700•	650	455	7271	-	6	62,577	3,754	66,331
Завод ферросплавов	60•	3000	180	8322	-	5	21,63	1,081	22,711
Город
Освещение	650•103	200	-	2000	65	-	-	-	-
Быт. приборы	650•103	80	-	3000	17,33	-	-	-	-
Гор. тр.	650•103	50	-	5000	6,5	-	-	-	-
Водопр. и кан	650•103	70	-	4000	11	-	-	-	-
Мел. нагр	650•103	30	-	4000	5	-	-	-	-

Таблица 2.3.1 Построение суточного графика электрической нагрузки промышленного производства и города.

Потребители	Р, МВт	Соотношение нагру-зок по сменам	3-я смена	2-я смена	1-я смена
			0	2	4	6-8	8	10	12	14-16	16	18	20	22-24
Промышленность
Переработка нефти	62,577	1:1:1	62,577	62,577	62,577
Завод ферросплавов	21,630	1:1:1	21,630	21,630	21,630
	84,207	-	84,207	84,207	84,207
	75,786	-	75,786	75,786	75,786
Город
Освещение	65	-	42,25	19,5	19,5	32,5	19,5	16,25	9,75	13	39	65	58,5	52
Бытовые приборы	17,33	-	5,2	1,73	0	3,47	8,67	10,4	4,33	2,6	6,93	17,33	13,86	10,4
Городской транспорт	6,5	-	3,9	0,98	0,325	1,625	6,5	4,55	4,55	4,55	6,5	5,85	4,23	4,23
Водопровод и канализация	11	-	2,2	2,75	4,4	4,95	8,25	6,6	7,15	7,7	8,8	4,4	3,3	2,75
Мелкомоторная нагрузка	5	-	0,75	0,25	0,25	0,75	3,5	4	1,5	4,5	5	3	1,25	0,75
	104,83	-	54,3	25,21	24,475	43,295	46,42	41,8	27,28	32,35	66,23	95,58	81,14	70,13
	-	130,086	100,996	100,261	119,081	122,206	117,586	103,066	108,136	142,016	171,366	156,926	145,916

Рисунок 2.3.1.Суточный график электрической нагрузки

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ СТАНЦИИ. ВЫБОР ТИПА И ЕДИНИЧНОЙ МОЩНОСТИ АГРЕГАТОВ

электроэнергия нагрузка тепловая станция

Зимний максимум электрической нагрузки определяем из графика:

171,4 МВт.

Летний максимум электрической нагрузки принимаем 75% от зимнего максимума:

=0,75171,4=128550 кВт.

Максимальная зимняя и летняя нагрузки станции учётом потерь в сетях, собственных нужд и связь с районной энергосистемой рассчитаем по формулам:

, кВт,

, кВт,

где ,% и ,% - соответственно величина отдачи в энергосистему или получения мощности из энергосистемы в % от зимнего и летнего максимума нагрузки района (п.1).

Исходя из максимальной электрической нагрузки станции, отборов пара на технологические и отопительные нужды, а также на основании заданной тепловой нагрузки, производим выбор единичной мощности, количества и типа оборудования для двух вариантов.

Таблица 3.1. Результат выбора оборудования.

Название	Dот, т/ч	Dтех, т/ч	Nу, МВт/ч	Кол-во
Вариант 1
К-50-90	-	-	50	3
ПТ-50-90	140	100	50	2
Итого	280	200	250	5
Вариант 2
К-100-90	-	-	100	2
ПТ-25-90	70	53	25	3
Итого	210	159	275	5

4. РАСЧЕТ ГОДОВОЙ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ОТПУСКА ТЕПЛА

Суточная выработка электрической энергии определяется, исходя из заданного диспетчерского графика нагрузки станции. Таким образом выработка электроэнергии станцией в течение суток рассчитывается также исходя из диспетчерских графиков.

,;

;

,;

Коэффициент использования установленной мощности за зимние и летние сутки соответственно составит:

для первого варианта

,

,

для второго варианта

,

.

Коэффициент использования установленной мощности за январь можно принять :

для первого варианта ;

для второго варианта .

Годовую выработку электроэнергии ТЭЦ по месяцам года можно определить как

,

где - количество дней в месяце;

- коэффициент использования установленной мощности по месяцам года.

Этот коэффициент для остальных месяцев года определяем графически на рисунках 4.1 и 4.2, затем рассчитываем выработку электроэнергии для каждого месяца и определяем годовую выработку. Расчетные значения сведены в таблицы 4.1 и 4.2 для 1-го и 2-го варианта соответственно:

Рисунок 4.1 Изменение коэффициента Kи вариант 1

Таблица 4.1. Расчет годовой выработки 1 вариант

Месяцы	Nу	Mk	Kи	Эмес
Январь	250	31	0,68	125 736
Февраль	250	28	0,63	105 168
Март	250	31	0,58	107 136
Апрель	250	30	0,53	94 680
Май	250	31	0,48	88 536
Июнь	250	30	0,43	76 680
Июль	250	31	0,48	89 311
Август	250	31	0,53	99 386
Сентябрь	250	30	0,59	105 930
Октябрь	250	31	0,64	119 536
Ноябрь	250	30	0,70	125 430
Декабрь	250	31	0,75	139 686
Итого за год Эгод, МВт ч/год	1 277 215

Рисунок 4.2 Изменение коэффициента Kи вариант 2

Таблица 4.2. Расчет годовой выработки 2 вариант

Месяцы	Nу	Mk	Kи	Эмес
Январь	275	31	0,62	125 829
Февраль	275	28	0,57	105 262
Март	275	31	0,52	107 251
Апрель	275	30	0,48	94 802
Май	275	31	0,43	88 674
Июнь	275	30	0,39	76 824
Июль	275	31	0,44	89 444
Август	275	31	0,49	99 504
Сентябрь	275	30	0,54	106 029
Октябрь	275	31	0,58	119 623
Ноябрь	275	30	0,63	125 499
Декабрь	275	31	0,68	139 742
Итого за год Эгод, МВт ч/год	1 278 483

Число часов использования установленной мощности ТЭЦ

ч./год.

ч./год.

Годовой расход пара:

на технологические нужды т/год.

на отопление т/год.

Годовой отпуск тепла рассчитаем по формуле:

.

Теплосодержание отпускаемого пара для отопительной и технологической нагрузок соответственно принимаем равным 0,55 и 0,6 Гкал/т.

Гкал/год.

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЙ В СООРУЖЕНИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Для определения капитальных затрат на сооружение станции воспользуемся приближенным методом стоимости отдельных агрегатов станции. В соответствии с этим методом стоимость станции определяется как сумма затрат, относимых к турбинам, котлам и в целом по станции. Последние включают в себя стоимости подсобных и обслуживающих объектов, затраты на освоение, планировку и благоустройство территории, стоимость корпуса управления станцией и некоторые другие затраты.

По узлам турбоагрегата и котлоагрегата капитальные затраты определяются для первого агрегата и последующих. К первому агрегату отнесена стоимость оборудования и главного корпуса, техводоснабжения, топливного хозяйства.

, млн. у.д.е.

где - затраты, относимые соответственно на первый турбоагрерат и котел [1, приложение 4], млн. у.д.е.;

-затраты, относимые соответственно на все последующие турбоагрегаты и котлы [1, приложение 4], млн. у.д.е.;

-общестанционные затраты, для станции мощностью 201-300 МВт равно 6,3млн. у.д.е.

Состав оборудования для 1-го и2-го вариантов представлен в таблице 5.1

Таблица 5.1 Состав оборудования

Турбоагрегат	Котлоагрегат
Тип	Расход пара ,т/час	Кол-во.	Производительность т/час	Кол-во.
1 вариант
К-50-90	186	3	210	3
ПТ-50-90	337,5	2	420	2+1
2 вариант
К-100-90	363	2	420	2+1
ПТ-25-90	130	3	160	2

Рассчитаем капиталовложение для двух вариантов:

Вариант 1:

10⁶*(11,25+5,91+2,6•3+9,2+6,48•2+2,37•3+6,3) =60,53 млн.у.д.е.;

Учитывая поправку на используемое топливо равную 0,85 для газа получаем:

млн.у.д.е.;

Вариант 2:

10⁶*(9,4+4,5+3•3,1+9,2+2•6,48+1,55•3+6,3) =56,31млн.у.д.е.

Учитывая поправку на используемое топливо равную 0,85 для газа получаем:

млн.у.д.е,

Определим удельные капиталовложения в сооружение проектируемой ТЭЦ:

у.д.е./кВт;

у.д.е./кВт.

6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ РАСХОДОВ

Годовые эксплуатационные расходы определяются по следующим элементам затрат:

*топливо;

*амортизация;

*ремонт;

*заработная плата;

*прочие расходы.

6.1 Определение годовых затрат на топливо

Годовые затраты тепловой электростанции на топливо определим по формуле:

где - калорийность топлива (п.1);

- прейскурантная цена топлива (п.1);

- затраты на транспортировку 1 т. натурального топлива (п.1);

- процент потерь топлива при перевозках по железным дорогам, разгрузке вагонов, хранения и т.д. (п.1).

В - годовой расход топлива на электростанции в г.у.т., который определяется приближенно по топливным характеристикам турбоагрегатов [1, приложение 5].

Рассчитаем топливные характеристики для каждого варианта:

1 вариант

Разделяем отопительную и производственную нагрузку между агрегатами

Отопительная: ПТ-50-90

Технологическая: ПТ-50-90

Расчет турбины ПТ-50-90

Годовая выработка электроэнергии

Годовой расход топлива

где - календарное число часов работы турбины в год, принимается равным 8200,

Годовой расход топлива на отпуск тепловой энергии составит

Расчет турбины К-50-90

Годовая выработка электроэнергии

Годовой расход топлива



где - календарное число часов работы турбины в год, принимается равным 8200,

Годовой расход условного топлива составит на станцию

Годовые затраты тепловой электростанции на топливо составят:

2 вариант

Разделяем отопительную и производственную нагрузку на турбину ПТ-25-90

Отопительная: ПТ-25-90 Технологическая: ПТ-25-90

Расчет турбины ПТ-25-90

Годовая выработка электроэнергии

Годовой расход топлива

где - календарное число часов работы турбины в год, принимается равным 8200,



Годовой расход топлива на отпуск тепловой энергии составит

Расчет турбины К-100-90

Годовая выработка электроэнергии

Годовой расход топлива

где - календарное число часов работы турбины в год, принимается равным 8200;

Годовой расход условного топлива составит на станцию

Годовые затраты тепловой электростанции на топливо составят:

6.2 Определение годовых затрат на амортизацию

Норму амортизации приближенно определим по формуле:

, у.д.е/год,

где - число часов использования установленной мощности станции.

у.д.е/год,

у.д.е/год.

Годовая величина амортизационных отчислений составит:

, у.д.е/год,

где - капиталовложения в сооружение станции.

у.д.е/год,

у.д.е/год.

6.3 Определение годовых затрат на заработную плату

Затраты по заработной плате могут быть определены как произведение штатного коэффициента (), удельного фонда заработной платы () и мощности станции (). Удельный фонд заработной платы в курсовой работе принять 1500 у.д.е./чел. год.

, у.д.е/год.

Величины штатных коэффициентов принимаем равными при N_y для каждого варианта [1,приложение 6]:

Получаем следующие значения затрат по заработной плате:

у.д.е/год,

у.д.е/год.

6.4 Определение годовых затрат на ремонт.

Затраты на капитальный и текущий ремонты принимаем в размере 2% от капиталовложений в сооружение станции.

И_рем= 0,02К_ст

у.д.е/год,

у.д.е/год.

6.5 Прочие расходы

Небольшой удельный вес в себестоимости энергии таких её составляющих, как вспомогательные материалы и покупная вода, услуги со стороны, услуги своих вспомогательных производств, прочие расходы, общестанционные расходы, позволяет объединить эти затраты в одну группу.

Определим прочие расходы (для электростанции мощностью до 500 МВт - 5%- процент от суммы затрат на топливо, амортизацию, ремонт и заработную плату):

И_пр=(И_m+И_ам+И_зпл+И_рем), у.д.е/год,

у.д.е/год,

у.д.е/год.

Полную величину годовых эксплуатационных расходов найдем как сумму всех затрат:

И = И_m + И_ам + И_зпл + И_рем + И_пр

7. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА СОСТАВА ОБОРУДОВАНИЯ

В связи с тем, что длительность инвестиционного проекта составляет несколько лет (в среднем 3-5), то необходимо учитывать изменение стоимости денег со времен, и при расчете экономической эффективности разновременные затраты и результаты приведем к сопоставимости по времени. Обеспечение сопоставимости по времени реализуется на предпосылке, что “сегодняшний рубль дороже завтрашнего”.

Данный проект характеризуется несколькими видами показателей, каждый из которых входят несколько конкретных показателей, дополняя друг друга.

Критерий отбора инвестиционных проектов условно подразделяются на следующие группы:

Цель создания;

Технико-экономическое обоснование;

Чистый дисконтированный доход (ЧДД)

,

где - сумма дисконтированных доходов;

- сумма дисконтированных капиталовложений в производство;

,

где Т_расч - горизонт расчета;

t - шаг расчета;

ДД - дисконтированный доход;

,

где Е - дисконтная ставка;

- год приведения инвестиций;

Д - доход;

,

где Т_стр - срок строительства станции;

t - год вложения средств;

ДК - дисконтированные капиталовложения в производство;

,

где К - капиталовложения в производство.

Эффективность проекта принимается при выполнении условия ЧДД >0

Индекс доходности (ИД)

.

Срок окупаемости инвестиций Т_ок

,

где t - год, при котором

Внутренняя норма доходности (ВНД).

ВНД ровна ставке дисконтирования, при которой ЧДД=0.

В данной курсовой работе принимаем следующие значения:

- горизонт расчета Т_расч = 10 годам;

- ставку дисконта Е = 20%;

- срок строительства станции Т_стр = 4 годам;

- частичную эксплуатацию начать 4-го года.

Распределение инвестиций по годам произведем следующим образом:

- затраты на приобретение вне оборотных активов (капитальные вложения в основные фонды) распределим равномерно в течение 4-х лет;

- в первый год эксплуатации к инвестиционным затратам на приобретение оборудования добавим затраты на приобретение вне оборотных активов (стоимость месячного запаса топлива).

В первый год эксплуатации объем продаж принимаем равным 0.8 от номинального; величину амортизационных отчислений рассчитаем по норме амортизации от суммы инвестиций за предыдущие три года строительства. Второй год эксплуатации принимаем годом нормальной эксплуатации, начиная с которого объем и величина издержек производства будут номинальными и постоянными во все последующие годы; амортизационные отчисления, рассчитанные от полной суммы капитальных вложений в сооружение станции, в дальнейшем остаются постоянными.

Для расчета чистой прибыли величину налогов принимаем в размере 24% от балансовой прибыли.

Для расчета выручки от продаж примем тариф на:

- электроэнергию

- теплоэнергию

Все результаты расчетов для каждого варианта сведены в таблицы 7.1, 7.2.

Таб 7.1 - Вариант 1 N = 250 МВт

Наименование показателя	Значение показателя по годам, тыс. у.д.е.
	Годы
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Операционная деятельность (доход)				13,37	15,42	15,42	15,42	15,42	15,42	15,42
Объем продаж
- отпуск электроэнергии Эотп, МВт.ч				919594,80	1149493,50	1149493,50	1149493,50	1149493,50	1149493,50	1149493,50
- отпуск тепл. энергии Qотп, Гкал				607608,00	759510,00	759510,00	759510,00	759510,00	759510,00	759510,00
Цена продаж
- тариф на эл. энергию, уде/ МВт.ч				30	30	30	30	30	30	30
- тариф на тепловую энергию, уде/Гкал				5	5	5	5	5	5	5
Выручка от продаж, млн. уде				30,63	38,28	38,28	38,28	38,28	38,28	38,28
Суммарные издержки, млн. уде				19,81	24,76	24,76	24,76	24,76	24,76	24,76
Переменные издержки Ит, млн. уде				13,70	17,13	17,13	17,13	17,13	17,13	17,13
Амортизационные отчисления (Иам), млн. уде				5,15	5,15	5,15	5,15	5,15	5,15	5,15
Прочие постоянные издержки Изпл+Ирем+Ипр, млн. уде				2,49	2,49	2,49	2,49	2,49	2,49	2,49
Прибыль балансовая п.1.3-п.1.4, млн. уде				10,82	13,52	13,52	13,52	13,52	13,52	13,52
Налоги, 0,24п.1.5, млн. уде				2,60	3,25	3,25	3,25	3,25	3,25	3,25
Прибыль чистая п.1.5-п.1.6, млн. уде				8,22	10,28	10,28	10,28	10,28	10,28	10,28
Инвестиционная деятельность К=Косн+Коб п.2.1+п.2.2, млн. уде	12,86	12,86	12,86	14,29
Затраты на приобретение внеоборотных активов (Косн), млн. уде	12,86	12,86	12,86	12,86
Затраты на приобретение оборотных активов (Коб), млн. уде				1,43
Дисконтированные капвложения (Кпр), млн. уде	11,69	10,62	9,66	8,79
Сумма Кпр нарастающи итогом, млн. уде	11,69	22,32	31,98	40,76
Дисконтированный доход (ДД), млн. уде				9,13	9,58	8,70	7,91	7,20	6,54	5,95
Сумма ДД нарастающим итогом, млн. уде				9,13	18,71	27,41	35,32	42,53	49,06	55,02
Е=10%	ЧДД=	14,26	ИД=	1,35

Таб 7.2 - Вариант 2 N = 275 МВт

Наименование показателя	Значение показателя по годам, тыс. у.д.е.
	Годы
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Операционная деятельность (доход)				12,67	14,64	14,64	14,64	14,64	14,64	14,64
Объем продаж
- отпуск электроэнергии Эотп, МВт.ч				920507,86	1150634,83	1150634,83	1150634,83	1150634,83	1150634,83	1150634,83
- отпуск тепл. энергии Qотп, Гкал				607608,00	759510,00	759510,00	759510,00	759510,00	759510,00	759510,00
Цена продаж
- тариф на эл. энергию, уде/ МВт.ч				30	30	30	30	30	30	30
- тариф на тепловую энергию, уде/Гкал				5	5	5	5	5	5	5
Выручка от продаж, млн. уде				30,65	38,32	38,32	38,32	38,32	38,32	38,32
Суммарные издержки, млн. уде				20,28	25,35	25,35	25,35	25,35	25,35	25,35
Переменные издержки Ит, млн. уде				14,48	18,10	18,10	18,10	18,10	18,10	18,10
Амортизационные отчисления (Иам), млн. уде				4,79	4,79	4,79	4,79	4,79	4,79	4,79
Прочие постоянные издержки Изпл+Ирем+Ипр, млн. уде				2,46	2,46	2,46	2,46	2,46	2,46	2,46
Прибыль балансовая п.1.3-п.1.4, млн. уде				10,37	12,97	12,97	12,97	12,97	12,97	12,97
Налоги, 0,24п.1.5, млн. уде				2,49	3,11	3,11	3,11	3,11	3,11	3,11
Прибыль чистая п.1.5-п.1.6, млн. уде				7,88	9,86	9,86	9,86	9,86	9,86	9,86
Инвестиционная деятельность К=Косн+Коб п.2.1+п.2.2, млн. уде	11,97	11,97	11,97	13,47
Затраты на приобретение внеоборотных активов (Косн), млн. уде	11,97	11,97	11,97	11,97
Затраты на приобретение оборотных активов (Коб), млн. уде				1,51
Дисконтированные капвложения (Кпр), млн. уде	10,88	9,88	8,99	8,17
Сумма Кпр нарастающим итогом, млн. уде	10,88	20,76	29,74	37,92
Дисконтированный доход (ДД), млн. уде				8,66	9,09	8,26	7,51	6,84	6,21	5,65
Сумма ДД нарастающим итогом, млн. уде				8,66	17,75	26,01	33,52	40,36	46,57	52,22
Е=10%	ЧДД=	14,30	ИД=	1,38

1 ВАРИАНТ

N=250 МВт

Внутреннюю норму доходности определим из графика представленного на рисунке 7.1

Рисунок 7.1 Зависимость ЧДД от нормы дисконта Е.

ВНД = 11,5 %;

По данным таблицы 7.1 рассчитываем показатель срока окупаемости

лет

2 ВАРИАНТ

N=275 МВт

Внутреннюю норму доходности определим из графика представленного на рисунке 7.2

Рисунок 7.2 Зависимость ЧДД от нормы дисконта Е.

ВНД =12%;

По данным таблицы 7.2 рассчитываем показатель срока окупаемости

Вариант 1: ВНД= 11,5%, ИД=1,35 , ; ЧДД = 14,26 млн.уде;

Вариант 2: ВНД=12%, ИД= 1,38 , ; ЧДД = 14,30 млн.уде;

Принимаем к установке второй вариант оборудования, руководствуясь большим индексом доходности, чистым дисконтированным доходом и более меньшим сроком окупаемости.

8. СОКРАЩЕННАЯ КАЛЬКУЛЯЦИЯ СЕБЕСТОИМОСТИ ЭНЕРГИИ

Затраты топливно-транспортного цеха, механической подачи топлива, топливоприготовления и котельного цеха относятся на оба вида продукции, т.е. на электрическую и тепловую энергию, и распределяются между ними пропорционально расходу условного топлива.

Сокращенную калькуляцию себестоимости энергии на ТЭЦ составим в виде таблицы 8.1. Её заполнение выглядит следующим образом (первая цифра- колонка, вторая- строка):

Топливо

Издержки по топливу записываем в колонку 3 строки 1,3,5 (3.1,3.3,3.5), 3.2,3.4 не заполняются.

Зарплата

42% всех издержек по зарплате приходятся на топливно-транспортный и котельный цехи-4.1;

30% на машинный и электрический цехи-4.2;

28% общестанционные расходы-4.4;

Суммарная величина издержек по зарплате с начислениями-4.5.

Амортизация и ремонт

45% затрат приходится на топливно-транспортный и котельный цехи-5.1;

35% затрат на машинный и электрический цехи-5.2;

20% на общестанционные расходы-5.4.

Прочие расходы

Прочие расходы целиком относятся к общестанционным расходам-6.4,6.5.

Далее производим суммирование в колонке 7 по строкам 1,2 и3,4.

Распределение затрат на виды энергии

Подсчитанные издержки на тепло записываем в 10.1, на электроэнергию-8.1. Эти же величины издержек выражаем в процентах, принимая за 100% суммарные затраты по этим цехам-9.1,11.1. Затраты машинного и электрического цехов полностью относятся на электроэнергию-8.2. Далее суммируем 8.1+8.2 и 10.1+10.2, результаты соответственно заносим-8.3 и 10.3. Эти же величины переводим процентное соотношение от суммарной величины затрат-9.3,11.3. В этом процентном отношении распределяются общестанционные расходы (7.4), которые записываем в 8.4 и 10.4. Затем складываем 8.3+8.4 и 10.3+10.4.

Издержки на топливо (3.5) распределяются пропорционально расходу топлива на производства тепла и энергии. Для распределения затрат, кроме топлива, по элементам определяется коэффициент разноски по формуле:

,

где И_э- суммарные издержки на электроэнергию (колонка 8, строка 5);

- издержки на топливо, связанные с выработкой электроэнергии (колонка 3, строка 6);

- суммарные издержки по ТЭЦ (колонка 7, строка 5);

И_m - суммарные издержки по топливу (колонка 3, строка 5).

Полученный процент относим ко всем видам на электроэнергию.

Себестоимость электроэнергии по элементам определяется делением соответствующих затрат на отпущенное количество электроэнергии. Себестоимость по тепловой энергии вычисляется делением затрат на производство тепла на количество отпущенного тепла.

Таблица 8.1 Сокращенная калькуляция себестоимости энергии ТЭЦ

№		Элементы затрат в млн. у.д.е.					Распределение затрат на
		Топливо	Зпл	Амортизация и ремонт	Прочие	ВСЕГО	Электроэнергию		Теплоэнергию
							в млн. уде	в %	в млн. уде	в %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	Топливно-транспортный и котельный цехи	18,09817	0,1869	1,2125	-	19,4976	13,9567	0,7158157	5,5409	0,2842
2	Машинный и электрический цехи	-	0,1335	0,9431	-	1,0765	1,0765		-	-
3	Всего по пп.1+2	18,09817	0,3203	2,1556	-	20,5741	15,0332	0,7307	5,5409	0,2693
4	Общестанционные расходы	-	0,1246	0,5389	1,0619	1,7253	1,2607	0,7307	0,4647	0,2693
5	Итого затрат по пп. 3+4	18,09817	0,44488	2,69452	1,06188	22,2994	16,2939		6,0056
	Распределение затрат:
	Коэффициент разноски Кразн на эл.энергию	0,7158157	0,7947	0,7947	0,7947
6	на электроэнергию	12,9550	0,3536	2,1414	0,8439	16,294
7	на теплоэнергию	5,1432	0,0913	0,5531	0,2180	6,0056	Структура себестоимости, %
	Себестоимость единицы:						Затраты	Э/Э	Затраты	Т/Э
	Эотп, МВт.ч/год	1 278 483	1 278 483	1 278 483	1 278 483		Ст.э	79,508	Ст.т	85,6409
8	электроэнергии у.д.е./МВт.ч	10,1331	0,2766	1,6750	0,6601	12,7447	Сзп.э	2,170	Сзп.т	1,5205
	Qотп, Гкал/год	783000,00	783000,00	783000,00	783000,00		Саир.э	13,143	Саир.т	9,2093
9	теплоэнергии у.д.е./Гкал	6,5686	0,1166	0,7063	0,2784	7,6699	Спр.э	5,179	Спр.т	3,6293
							Итого	100,000		100,000

9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИБЫЛИ И РЕНТАБЕЛЬНОСТИ

Основными экономическими рычагами в хозрасчете являются прибыль и рентабельность. Эффективность деятельности предприятия оценим по величине дохода Д, который определяется как сумма чистой прибыли П_ч и амортизационных отчислений И_ам.

Д = П_ч + И_ам + ЕСН у.д.е.

;

Чистая прибыль П_ч представляет собой разность между балансовой прибыли П_б и уплаченными налогами.

П_ч = П_б - Н₁ - Н₂ ,

где Н₁ - сумма рентных платежей

Н₂ - налог с расчетной прибыли

;

Рентные платежи в бюджет разного уровня составляет 500 у.д.е./чел.

где 0,02 -величина долгосрочного кредита; 0,13 - плата за долгосрочный кредит; 0,022 -имущественный налог

НОС - нормируемые оборотные средства:

;

N_персон - количество персонала, который определим по формуле

_,

где n_шт - штатный коэффициент [1, приложение 6].

Н₂ = П_расч

где П_расч - расчетная прибыль;

где П_{не обл} - прибыль, не подлежащая налогообложению;

П_б - балансовая прибыль;

где 0,2- 20% балансовой прибыли не подлежит налогообложению.

где - тарифы на отпуск энергии равные двойному размеру себестоимости энергии.

,

;

Балансовая и чистая рентабельность производства найдем как отношение соответствующей прибыли к стоимости основных фондов и нормируемых оборотных средств НОС.

,

;

Единый социальный налог

Фонд материального поощрения

10. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СТАНЦИИ (ТЭП)

В итоге проведенных расчетов необходимо дать сводку ТЭП ТЭЦ, характеризующих эффективность её эксплуатации и строительства.

Таблицу ТЭП ТЭЦ (таблица 10.1) заполняем следующим образом:

В 1-ю строку мы заносим значение ;

Во 2-ю оборудование 2-го варианта;

В 3-ю заносим плановое значение ; фактический показатель .

4-я :Удельные капиталовложения

5-я: Значения

и

;

6-я: Фонд зарплаты не зависит от выполнения плана

7-я: Отпуск тепла ;

8-я: Удельный расход топлива (62342•3•1000)/783000=238,9кг у.т./Гкал.,

9-я: КПД ТЭЦ по отпуску тепла определим по формуле

,

10-я: Годовые издержки на теплоэнергию (таблица 8.1)

11-я:Себестоимость отпущенной теплоэнергии

у.д.е./Гкал. (таблица 8.1);

12-я: Плановая выработка электроэнергии

/ч

Фактическая выработка электроэнергии с учетом + 5%:

13-я: Плановый отпуск электроэнергии определяется с учетом планового расхода на собственные нужды станции:

Фактический отпуск электроэнергии определяется с учетом + 2 % от плановой:

14-я: Плановый расход на собственные нужды

Фактический расход электроэнергии на собственные нужды можно определить как

в %-м соотношении имеем

.

15-я: Удельный плановый расход топлива на выработанный 1 кВт*ч

Фактический показатель удельного расхода на выработку электроэнергии

16-я: Плановый удельный расход на отпуск электроэнергии найдем как отношению годового расхода топлива на выработку электроэнергии к плановому количеству отпущенной энергии.



По заданному отклонению (п.1) найдем фактическое значение

17-я: Нормативный удельный расход топлива рассчитывается по топливным характеристикам и по фактическому показателю отпущенной электроэнергии

г.у.т./кВт*ч.

Фактический годовой расход условного топлива составит:

- на выработку электроэнергии

т/год;

- на станцию

Расчет турбины К-100-90

- годовая выработка электроэнергии турбиной К-100-90, которую рассчитаем по следующему выражению

МВт.ч.,

Годовой расход топлива турбины К-100-90 определим по формуле:

где - календарное число часов работы турбины в год, принимается равным 8200;

Расчет турбины ПТ-25-90

Годовая выработка электроэнергии

Годовой расход топлива

18-я: К.П.Д. ТЭЦ по отпуску электроэнергии определим по формуле

19-я: В цену 1-й тонны топлива входят плата за доставку и потери.

у.д.е./т.

В фактический показатель с учетом поправки на изменение цены топлива

у.д.е./т.

20-я: Плановые затраты на топливо (таблица 7.4)

Фактические затраты на топливо

у.д.е.

21-я: Плановые постоянные затраты (таблица 8.1)

у.д.е.

фактические постоянные затраты

у.д.е.

22-я: Годовые издержки на э/э: у.д.е., (таблица 8.1)

у.д.е.

23-я: Затраты на топливо, отнесенные на отпуск э/э

у.д.е., (таблица 8.1);

у.д.е.

24-я: Постоянные расходы, отнесенные на отпуск э/э

у.д.е.;

у.д.е.

25-я: Себестоимость отпущенного 1 кВт.ч.

у.д.е./МВт.ч;.

у.д.е./МВт.ч.

26-я: Топливная составляющая

у.д.е./МВт.ч.;

у.д.е./МВт.ч.

27-я: Постоянная составляющая

у.д.е./МВт.ч.;

у.д.е./МВт.ч.

28-я: Прибыль балансовая

у.д.е./год (п.9);

у.д.е./год

29-я: Норма балансовой рентабельности

, (п.9);

30-я: Рентные платежи

у.д.е. (п.9);

у.д.е.

31-я: Расчетная прибыль

у.д.е. (п.9);

у.д.е.

32-я: Налог на прибыль

у.д.е. (п.9);

у.д.е.

33-я: Чистая прибыль

у.д.е. (п.9);

у.д.е.

34-я: Норма чистой рентабельности

(п.9);

35-я: Фонд материальной помощи

у.д.е./год;

- определиться после анализа хозяйственной деятельности.

Таблица 10.1 Технико-экономические показатели ТЭЦ

№	Показатели	ед. измерения	план	факт	отклонения, %
1	2	3	4	5	6
1	Установленная мощность ТЭЦ	МВт	275	275	МВт
2	Состав оборудования (кол-во и тип турбин)		К-100-90 2 шт ПТ-25-90 3шт	К-100-90 2 шт ПТ-25-90 3шт
3	Число ч исп. уст. мощн. hу	час/год	4649,0	4239,9
4	Удельные капвложения	у.д.е./кВт	174,04	174,04
5	Численность персонала	nшт(весь)	2,2275
	всего	чел	612,5625	612,5625
	эксплуатационного	чел	296,5875	296,5875
6	Фонд зарплаты	тыс у.д.е.	918,84375	918,84375
7	Отпуск тепловой энергии	Гкал/год	783000	759510
8	Удельный расход топлива на отпущенное тепло	кг.у.т./Гкал	238,9	246,2
9	К.п.д. ТЭЦ по отпуску тепла	%	59,81	58,01
10	Годовые издержки на теплоэнергию	млн. у.д.е.	6,01	6,01
11	Себестоимость отпущенной Гкал	у.д.е/Гкал	7,67	7,67
12	Выработка электроэнергии	млн.МВт.ч	1,278	1,215	5%
13	Отпуск электроэнергии	млн.МВт.ч	1,227	1,166	4%
14	Расход электроэнергии на с.н.	млн.МВт.ч	0,051	0,049
	расход	%	4	4
15	Удельный расход топлива на выработанный 1 кВт*ч	г.у.т./кВт.ч	368,48	369,44
16	То же на отпущенный 1 кВт*ч	г.у.т./кВт.ч	383,83	384,83	1
17	Нормативный удельный расход топлива, bн	г.у.т./кВт.ч		404,03
18	КПД ТЭЦ по отпуску э/э	%	32,05	31,96
19	Цена 1 т.у.т. Цт	у.д.е/т.у.т	27,50	27,50	0
20	Затраты на топливо	млн. у.д.е.	18,098	12,955
21	Постоянные затраты	млн. у.д.е.	4,201	4,171
22	Годовые издержки на э/э	млн. у.д.е.	16,294	13,386
23	Затраты на топливо отнесенные на отпуск э/э Итэ	млн. у.д.е.	13,957	12,339
24	Постоянные расходы отнесенные на отпуск э/э Ипостэ	млн. у.д.е.	1,077	1,047	-0,03
25	Себестоимость отпущенного 1 МВт*ч, Сот	у.д.е./МВт.ч	13,28	11,48
26	В т.ч. Топливная составляющая, Ст	у.д.е./МВт.ч	11,37	10,58
27	Постоянная составляющая, Спост	у.д.е./МВт.ч	0,88	0,90
28	Прибыль балансовая	млн.у.д.е/год	22,0525	22,9740
29	Норма балансовой рентабельности	%	40,9363	44,6695
30	Рентные платежи Н1	млн. у.д.е.	1,234	1,234
31	Расчетная прибыль Прасч	млн. у.д.е.	16,408	16,408
32	Налог на прибыль Н2	млн. у.д.е.	3,938	4,114
33	Чистая прибыль Пч	млн. у.д.е.	16,880	17,626
34	Норма чистой рентабельности	%	34,19	36,02
35	Фонд материального поощрения ФМП	млн.у.д.е/год	6,752	5,926



Корректировка ФМП производится после анализа хозяйственной деятельности.

11. АНАЛИЗ ХОЗЯЙСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ТЭЦ

Экономический анализ хозяйственной деятельности является функцией управления производством, который позволяет выявить причины изменения итоговых показателей хозяйственной деятельности и принять меры для улучшения этих показателей. Если прибыль характеризует как достижения самого предприятия, так и общественную значимость продукции через ее цены, то себестоимость характеризует затраты данного предприятия и в основном связана только с деятельностью данного коллектива. В связи с этим для электростанции, работающей в системе, себестоимость может рассматриваться как основной показатель хозяйственной деятельности.

В курсовой работе необходимо дать анализ хозяйственной деятельности станции на примере анализа себестоимости электрической энергии. При анализе себестоимости энергии на станции необходимо уделять особое внимание выявлению экономии и перерасхода, обусловленных деятельностью персонала и влиянием внешних факторов. К внешним причинам можно отнести режим нагрузки, изменение условий окружающей среды, калорийность и ассортимент топлива, изменение цены топлива.

Анализ проводится в следующем порядке:

Определяется общий результат выполнения плана по себестоимости

где и - фактическая и плановая себестоимость единицы отпущенной электрической энергии;

- фактический отпуск электрической энергии.

Общий результат выполнения плана по себестоимости складывается под влиянием:

1) выполнения плана по отпуску электрической энергии с шин станции;

2) изменения топливной составляющей;

3) экономии на постоянных затратах.

Влияние выполнения плана по отпуску электрической энергии

В свою очередь влияние выполнения плана по отпуску электрической энергии складывается из 2 частей:

а) за счет выполнения плана выработки электроэнергии

где - плановая постоянная составляющая себестоимости единицы электроэнергии;

- плановый % расхода электроэнергии на собственные нужды (в работе принят 10%).

б) за счет выполнения плана по расходу на с.н.

Влияние топливной составляющей. Общее изменение топливной составляющей

в том числе:

по факторам, не зависящим от деятельности персонала, за счет изменения удельных расходов

где - нормативный удельный расход топлива на фактически отпущенную электрическую энергию, рассчитанный по топливным характеристикам;

- плановая цена 1 т условного топлива;

- удельный плановый расход топлива на отпущенную электроэнергию, рассчитанный первоначально по топливным характеристикам.

б) по факторам, зависящим от деятельности персонала,

где - удельный фактический расход топлива на отпущенную электроэнергию.

в) изменение топливной составляющей под влиянием изменения цены 1т у.т.

Экономия (перерасход) на постоянных затратах

Таблица 11.1 - Анализ хозяйственной деятельности ТЭЦ

1 влияние выполнения плана по отпуску э/э
		-53680	экономия
а) выполнение плана выработки э/э		49896	перерасход
б) выполнение плана по расходу на с.н.		-61564	экономия
2 Влияние топливной составляющей
		-921140	экономия
а) зависящим от персонала		-181809	экономия
б) не зависящим от персонала		213900	перерасход
в) влияние изменения цены 1т.у.т.		0	перерасход
3 Экономия (перерасход) на постоянных затратах
		-30000	экономия
Общий результат выполнения плана по себестоимости		-2098800	экономия

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Влияние различных факторов на себестоимость электроэнергии.

На себестоимость электрической энергии влияют следующие факторы:

1. Расход топлива, отнесенный на выработку электроэнергии;

2. Цена топлива с учетом его доставки;

3. Расход электроэнергии на собственные нужды;

4. Капитальные вложения в сооружение станции (составляющая амортизации);

5. Численность персонала станции;

6. Мероприятия по повышению энергоэффективности и энергосбережению.

Обоснование изменения величины чистой прибыли.

В курсовой работе результат выполнения плана по себестоимости показал общее изменение себестоимости электроэнергии на - 2 098800.у.д.е. Фактические показатели выработки, собственных нужд и отпуска электроэнергии изменились от плановых и себестоимость изменилась на 49,896тыс.у.д.е. Изменение внешних и внутренних факторов привело к изменению топливной составляющей, отнесенной на электроэнергию, на -921140у.д.е. В том числе по факторам, не зависящим от деятельности персонала, за счет изменения удельных расходов топлива на электроэнергию на +213900у.д.е. По факторам, зависящим от деятельности персонала ТЭС на -181809у.д.е. От изменения топливной составляющей под влиянием изменения цены 1т у.т. на 0 тыс.у.д.е.

В данной работе показано, что на себестоимость электроэнергии влияют как внешние факторы (режимы нагрузок, калорийность топлива, цена на топливо), так и работа персонала электростанции, влияющего на технологический режим ТЭС. Увеличение затрат ведет к повышению себестоимости и уменьшению чистой прибыли. Изменения плановых технико-экономических показателей может быть вызвано изменением режима нагрузки, изменение условий окружающей среды, калорийности и ассортимента топлива, а также изменением цены топлива.

Полученные в данной курсовой работе расчеты анализа хозяйственной деятельности ТЭЦ показывают, что общий результат выполнения плана по себестоимости имеет довольно высокий показатель экономии. Сэкономили также на топливной составляющей по независящим от персонала причинам, а персонал сработал неудовлетворительно.

Чистая прибыль увеличилась, так как увеличилась балансовая прибыль, на которую повлияло увеличение отпуска электроэнергии, себестоимость, обусловленная снижением удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии, и снижением тарифа на нее, соответственно снизилась.

Как видно по анализу хозяйственной деятельности станции, при увеличении количества отпускаемой в год электроэнергии, персонал станции смог сохранить работу оборудования на нормативном уровне. В связи с экономическим эффектом от деятельности персонала поступления в фонд материального поощрения соответственно уменьшились.

Возможные причины изменения плановых технико-экономических показателей. Мероприятия по их улучшению.

Более качественное использование механизмов собственных нужд (отключение неработающего оборудования, наладка режимов работы агрегатов, оптимизация распределения нагрузок между агрегатами, использование нетрадиционных и возобновляемых источников энергии).

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

Методические указания к курсовой работе. Коршунова Л.А. Томск-2001, изд.: ТПУ.

Стратегический и инновационный менеджмент: Метод. указ. По выполнению курсовой работы /Сост. Л.А. Коршунова. - Томск: ТПУ, 2001. _47с.

Гончаров В.В. В поисках совершенства управления руководством для высшего управленческого персонала. - М.: Сувенир, 1993. -488с.

Менеджмент организации: Учебное пособие /З.П. Румянцева, Н.А. Соломатин, Р.В. Акбердин и др. - М.: ИНФРА-М, 1995, -432с.

Томпсон А.А., Стрикленд А.Дж. Стратегический менеджмент. Искусство разработки и реализации стратегии: Учебник для вузов /Пер. с англ. под ред. Л.Г. Зайцева, М.И. Соколовской. - М.: Банки и биржи, ЮНИТИ, 1998. -576с.

Размещено на Allbest