при заземленной нейтрали k=0,5 ; при изолированной k=1;

С_М0 – емкость между обмотками ВН и НН одной фазы трансформатора блока;

С_Т – емкость одной фазы обмотки НН трансформатора на землю;

С_Г – емкость одной фазы обмотки статора генератора на землю.

В связи со сложностью определения емкости С_М0 и С_Т они могут быть измерены при наладочных испытаниях блока.

Ёмкость С_Г определяют по данным заводов – изготовителей генераторов.

Схема включения устройства защиты ЗЗГ-2 представлена на рисунке 4.3.

Рис. 4.3. Схема включения устройства защиты ЗЗГ – 2

1ТН, – трансформаторы напряжения; 1АВ – автоматический выключатель; 1Р – рубильник; 1 – орган первой гармоники; 2 – блок третьей гармоники.

Напряжение U_ог на реле защиты:

U_{ог, вт}= U_ог/_ku,в

где: U_ог – напряжение нулевой последовательности на выводах генератора на стороне ВН блока при однофазном замыкании на землю;

k_u,В – коэффициент трансформации трансформатора напряжения, установленного со стороны линейных выводов генератора.

Уставка на реле напряжения:

где: К_н – коэффициент надежности, принимается равным 1,3;

U_ог,вт – напряжение нулевой последовательности на выводах генератора при однофазном к.з. за трансформатором блока.

Следует иметь ввиду, что при малых уставках на реле напряжения чувствительность органа первой гармоники может быть чрезмерно высокой. Это может приводить к излишним срабатываниям защиты, например при увлажнении изоляторов в токопроводах, не представляющим непосредственной опасности для генератора. Поэтому устанавливать уставку менее 10В не рекомендуется.

Блок третьей гармоники не имеет регулируемых уставок, и расчётная проверка его действия не требуется.

4.2.4. Защита от потери возбуждения

Защита, реагирующая на сопротивление на выводах генератора, выполняется с помощью реле сопротивления с круговой характеристикой.

Для предотвращения срабатываний реле при нарушениях синхронизма его круговая характеристика смещается. Это смещение принимается равным:

0,09

с тем, чтобы обеспечить срабатывание реле при асинхронном режиме турбогенератора с полной нагрузкой и замкнутой накоротко обмоткой ротора.

Диаметр окружности характеристики принимается равным:

2,4

Угол максимальной чувствительности:

Для отстройки от срабатываний при нарушении динамической устойчивости и асинхронном ходе в системе защита выполняется с выдержкой времени 1 - 2 с.

Для защиты от потери возбуждения используется второе реле сопротивления комплекта КСР-2 (на первом выполняется дистанционная защита от симметричных КЗ). Оно включается на разность токов и напряжение .

Для предотвращения излишних срабатываний при внешних несимметричных КЗ в ее выходной цепи предусматривается блокировка от сигнального органа ступенчатой токовой защиты обратной последовательности.

4.2.5. Продольная дифференциальная защита трансформатора на реле типа ДЗТ-21

Защита ДЗТ-21 предусматривается на трансформаторах блоков в качестве основной защиты от всех видов КЗ. Обладает высокой чувствительностью благодаря применению для отстройки от токов включения сочетания время – импульсного принципа и торможения током второй гармоники. Комплектно с защитой ДЗТ-21 могут поставляться два типа автотрансформаторов для расширения диапазона выравнивания токов плеч защиты.

Схема защиты представлена на рисунке 4.4.

Рис. 4.4. Структурная схема защиты ДЗТ-21.

РО – реагирующий орган; ПТР – промежуточный трансформатор тока; ТР – трансреактор; ТТ1, ТТ2 – промежуточные трансформаторы тока; ОТС – дифференциальная отсечка; I2т – торможение током второй гармоники; ВР – выходные реле; БП – блок питания; У – усилитель; 1Ат, 2Ат – автотрансформаторы для дополнительного выравнивания тока.

Расчет защиты начинается с определения номинальных токов защищаемого трансформатора во вторичных цепях трансформаторов тока по выражению:

,

где - номинальный ток трансформатора;

- коэффициент схемы;

- коэффициент трансформации трансформаторов тока.

С целью компенсации фазового сдвига первичных токов выбираем схемы соединения измерительных трансформаторов: треугольник со стороны высшего напряжения k_сх= и звезду со стороны низшего напряжения k_сх=1. Коэффициенты трансформации трансформаторов тока:

ТФЗМ-110-У1 – k_т115=600/5; ТШ-20-10000/5 – k_т10,5=10000/5; для стороны собственных нужд принимаем трансформатор тока ТШЛ – 10 с k_т10,5СН=5000/5.

Первичные номинальные токи на сторонах защищаемого трансформатора:

А;

А;

А;

Индексы 115 и 10,5 указывают сторону, к которой относится рассчитываемая величина.

Вторичные токи в плечах защиты:

А;

А;

А.

За основную принимаем сторону 115 кВ, на которой осуществляется регулировка напряжения.

Для плеча защиты со стороны 115 кВ выбираем ответвление трансреактрора № 2 с , а для плеча защиты со стороны СН выбираем ответвление № 5 с так как [9].

Расчётный ток ответвления автотрансформатора на неосновной стороне 10,5 кВ:

I_{отв10,5расч.неосн}=I_{номВнеосн}= А.

Так как значение для плеча защиты 10,5 кВ выходит за пределы диапазона номинальных токов трансформатора тока (2,5 - 5 А) более чем на 0,5 А, то в этом плече необходима установка повышающего автотрансформатора АТ-31 с , номер используемого ответвления автотрансформатора , номер ответвления к которому подключается реле №_{отв.реле} 1-10. Номинальный ток используемого ответвления автотрансформатора тока, к которому подключается реле , номер ответвления трансреактора .

Расчётный ток ответвления промежуточного трансформатора тока цепи торможения:

I_{отв.расч.торм}== А.

где: k_т – коэффициент трансформации автотрансформатора:

,

где - номинальный ток ответвления, присоединяемого к защите.

Для стороны 115 кВ I_{отв.расч.торм}=4,6 А.

Для стороны 10,5 кВ СН I_{отв.расч.торм}=3,5 А.

Номинальный ток принятого ответвления приставки и промежуточных трансформаторов реле:

Для стороны 115 кВ: 5 А, №_отв 1;

Для стороны 10,5 кВ: 3,75 А, №_отв 2;

Для стороны 10,5 кВ СН: 5 А, №_отв 1.

Для трансформатора тока принимаем уставку начала торможения :

При этом I_{торм.нач.п.}= I_ном=316,3 А.

Оцениваем оптимальность выбора трансформаторов:

Коэффициент совпадения дифференциальной цепи:

=1;

=1;

=.

Коэффициент совпадения тормозной цепи:

=;

=;

=.

Составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью трансформаторов тока:

,

где: - коэффициент, учитывающий переходный процесс;

- коэффициент однотипности трансформаторов тока;

- относительное значение полной погрешности трансформаторов тока;

=15,82 А.

Составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора и соответствующего началу торможения:

=316,30,16=50,61 А.

Составляющая тока небаланса, обусловленная несовпадением расчётных токов и номинальных токов используемых ответвлений, соответствующих началу торможения:

.

= А.

Ток небаланса соответствующий началу торможения:

I_{нб.торм.нач.}=++15,82+50,61+0,316=66,75 А.

Первичный номинальный ток срабатывания защиты при отстройке от расчётного первичного тока небаланса:

I_с.з.mink_отсI_{нб.торм.нач};

где:

k_отс – коэффициент отстройки, k_отс=1,5;

I_с.з.min=1,566,75=100,13 А.

Отстройка от тока небаланса переходного режима внешнего к.з.:

I_с.з.min0,3I_ном;

I_с.з.min=0,3316,3=110,71 А;

Относительный минимальный ток срабатывания реле при отсутствии торможения:

= А.

Составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью трансформаторов тока, соответствующая максимальному току, проходящему через трансформатор:

=6658 А,

Составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора и соответствующего максимальному току:

=3329010,16=5326,4 А.

Составляющая тока небаланса, обусловленная несовпадением расчётных токов и номинальных токов используемых ответвлений, соответствующих максимальному току:

.

= А.

Ток небаланса соответствующий максимальному току:

I_{нб.расч.}=++6658+5326,4+33,257=12017,7 А.

Коэффициент торможения:

=

Первичный ток срабатывания отсечки по условию отстройки от максимального первичного тока небаланса:

=9987 А,

I_{нб.расч.}= 9987+5326,4+33,257=15346,7 А.

I_{с.з.отс.расч}=k_отсI_{нб.расч}=1,515346,7=23020,1 А;

Уставка токовой отсечки:

= А.

Уставка принимается равной А.

Исходя из расчёта токов короткого замыкания, следует что чувствительность защиты обеспечивается с большим запасом.

4.2.6. Газовая защита

В качестве газовой защиты используется реле типа РГЧЗ-66. Газовое реле содержит два элемента - сигнальный и отключающий. Сигнальный элемент срабатывает при повреждениях, сопровождающихся слабым газообразованием после накопления определенного объема газа в реле. При значительном повреждении, вызывающем бурное выделение газа, повышается давление внутри бака и создается переток масла в сторону расширителя, воздействующий на отключающий элемент. Последний срабатывает при превышении заданной скорости потока масла. При этом газ из бака трансформатора попадает в газовое реле и вызывает срабатывание сигнального элемента позже действия отключающего элемента.

Устройство реле РГЧЗ-66 представлено на рисунке 4.5.

Рис. 4.5. Устройство реле РГЧЗ-66.

1,2 – чашечки сигнального и отключающего элементов; 3 – пружина; 4 – контакт чашечки сигнального элемента; 5 – подвижной контакт отключающего элемента; 6 – пластина; 7,8 – экраны; 9 – смотровое окно с делениями; 10 – кран для отбора проб газа и выпуска его из реле.

4.2.7. Защита от симметричных перегрузок

Для защиты генераторов от симметричных нагрузок применяется блок защиты БЭ1103. БЭ1103 включается в одну из фаз вторичных цепей трансформаторов тока нулевых или фазных выводов генератора. Характеристика интегрального органа БЭ1103 соответствует перегрузочным характеристикам обмотки статора генератора.

Структурная схема блока защиты представлена на рисунке 4.6.

Рис. 4.6. Структурная схема БЭ1103

ВП – входной преобразователь тока; СО – сигнальный орган, срабатывающий с фиксированной выдержкой времени при увеличении относительного тока статора выше значения уставки срабатывания органа; ПО – пусковой орган, срабатывающий без выдержки времени при увеличении относительного тока статора выше значения уставки срабатывания органа и осуществляющий пуск интегрального органа; ИО – интегральный орган, срабатывающий от тока статора с выдержкой времени t_ср; БК – блок контроля, осуществляющий функциональный и тестовый контроль блока защиты.

Органы I_сигн и I_пуск блока защиты имеют уставки срабатывания по относительному току статора, определяемому по формуле:

,

и регулируемые дискретно в диапазоне 11,35 с минимальной ступенью регулирования не более 0,06. Коэффициент возврата органов I_сигн и I_пуск не ниже 0,98. Уставка выдержки времени I_сигн регулируется дискретно в диапазоне сек с минимальной ступенью регулирования не более 0,25 сек.

Интегральный орган блока защиты имеет плавную регулировку коэффициента В в диапазоне от 0,8 до 1,0 и плавно ступенчатую регулировку коэффициента С в диапазоне от 3 до 50. Поставляется блок с настройкой значений коэффициентов В=0,91 и С=19,2 .

Выдержка времени интегрального органа определяется как:

.

Интегральный орган БЭ1103 имитирует процесс охлаждения генератора после устранения перегрузки по экспоненциальному закону. При этом промежуток времени, за который перегрев обмотки статора снижается от максимально допустимой величины до 0,135 от этой величины, условно называется временем « полного охлаждения» и равняется (60090) с.

4.2.8. Защита от несимметричных перегрузок генератора с интегрально – зависимой характеристикой времени

Защита предназначена для предотвращения повреждения генератора при перегрузке токами обратной последовательности, вызванных несимметричной нагрузкой в нормальном режиме, либо ненормальными режимами работы системы (обрывы фаз, недоотключение одной – двух фаз выключателя и т.п.), либо при внешнем к.з.

Защита выполняется с помощью интегрального и сигнального органов блок-реле БЭ1101. Структурная схема приведена на рисунке 4.7.

Рис. 4.7. Структурная схема БЭ1101

ВП – входной преобразователь тока; СО – сигнальный орган; ПО – пусковой орган; ИО – интегральный орган; ОТО – орган токовой отсечки; БК – блок контроля.

Входной преобразователь, выделяет из входного тока составляющие обратной последовательности I₂. Основной узел входного преобразователя – фильтр токов обратной последовательности.

Сигнальный орган, срабатывает с фиксированной выдержкой времени при увеличении тока I_2* выше значения, определяемого уставкой, и при увеличении тока I_2* сверх длительно допустимого.

Пусковой орган, срабатывает без выдержки времени при увеличении тока I_2* выше длительно допустимой его величины, определяемой уставкой, и осуществляющий пуск интегрального органа.

Ток I_2* определяется как:

,

где: I₂ – ток обратной последовательности в первичной цепи генератора.

Интегральный орган, срабатывает с выдержкой времени, определяемой выражением:

,

где: А – постоянная генератора, численно равная допустимой длительности несимметричного режима для данного типа генератора при I_2*=1 в секциях.

Интегральный орган учитывает накопление тепла в обмотке ротора в процессе перегрузки и охлаждение ротора после устранения перегрузки. Орган реализует зависимую выдержку времени на срабатывание от значения тока обратной последовательности и выполняет функции ближнего и дальнего резервирования.

Интегральный орган воздействует на отключение блока от сети, в которой находится причина недопустимой перегрузки генератора токами обратной последовательности. При этом собственные нужды продолжают питаться от генератора.

Орган токовой отсечки, срабатывает с фиксированной выдержкой времени при увеличении тока I_2* выше величины, определяемой уставкой. ОТО осуществляет функции резервирования защит, смежных с генератором элементов.

Блок защиты БЭ1101 включается во вторичные цепи фаз А, В и С трансформаторов тока, установленных со стороны нейтрали или фазных выводов генератора. Величины допустимых токов I_2* для разных генераторов приводятся в заводской документации и в ПУЭ.

5. Технико-экономические показатели станции

5.1. Полезный отпуск тепловой энергии:

5.1.1. Годовой отпуск пара из производственных отборов турбин:

Д_п^г=n_тД_по^чh_отб^п;

где:

n_т – число турбин;

Д_по^ч – часовая максимальная нагрузка из производственных отборов;

h_отб^п – число часов использования максимальной нагрузки, потребляемой из производственных отборов турбин (ориентировочно принимается 4000-6000 ч).

Д_п^г=31406000=2520000 т/год.

5.1.2. Годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ для производственных целей:

Q_п^г=Д_п^гi=2,6Д_п^г;

где:

i=2,6 – разность энтальпии пара в производственном отборе и энтальпии возвращаемого конденсата ГДж/т;

Q_п^г=2,62520000= = Гкалл/год;

где: 4,187 – переводный коэффициент.

5.1.3. Годовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбин:

Q_отоп^г=nQ_отоп^чh_отб^отоп ;

где:

h_отб^отоп – число часов использования максимума отопительного отбора в зависимости от климатического района;

Q_отоп^ч – суммарный отпуск теплоты в отопительные отборы всех турбин;

Q_отоп^г=32204500=2970000 ГДж/год = Гкалл/год.

5.1.4. Годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ:

Q_отп^г=Q_п^г+Q_отоп^г;

Q_отп^г=6552000+2970000=9522000 ГДж/год=2274181,99 Гкалл/год.

5.2. Выработка и отпуск электрической энергии

5.2.1. Годовая выработка электрической энергии:

W_в=Nh;

N – установленная расчётная мощность турбины;

h – число часов использования установленной расчётной мощности;

W_в=3607200=1296000 МВтч;

5.2.2. Расход электроэнергии на СН:

W_сн=;

где:

k_сн – удельный расход электроэнергии на СН, при начальном давлении пара перед турбиной Р₀=12,7 МПа (130 кгс/см²), %;

W_сн== МВтч.

5.2.3. Годовой расход электрической энергии, отнесённый на отпуск теплоты:

W_сн^т== МВтч;

где: W’_сн^т = 6 кВтч/ГДж – удельный расход электроэнергии собственных нужд на отпуск единицы теплоты, при работе на твёрдом топливе.

5.2.4. Годовой расход электрической энергии, отнесённый на отпуск электрической энергии:

W_сн^э=W_сн – W_сн^т;

W_сн^э=129600-57132=72468 МВтч

4.2.5. Годовой отпуск электрической энергии с шин станции:

W_отп=W_в-W_сн;

W_отп=1296000-129600=1166400 МВтч.

5.3. Годовой расход условного топлива котлами:

B_у^к=в^тн_удQ_отп^г+в^эн_удW_в=В_у^т’+В_у^э’;

где:

в^тн_уд, в^эн_уд – нормативные коэффициенты;

B_у^к=1302274181,99+0,32129600010³=295643658,7+414720000= =710363658,7 кг.у.т/год. =710363,66 т.у.т./год

5.4. Коэффициент использования топлива

_топл== %.

где:

29,3 – удельная теплота сгорания условного топлива ГДж/т;

3,6 – переводный эквивалент электрической энергии в теплоту ГДж/МВтч.

5.5. Определение себестоимости энергии ТЭЦ

5.5.1. Расходы на топливо:

И_топл=Ц_топлВ_у=230710363,66=163383641,8 руб/год,

где:

Ц_топл – цена топлива;

5.5.2. Амортизационные отчисления:

И_а=n_аК_уд,

где:

n_а=0,04 - норма амортизации,

К_уд – удельные капиталовложения (230 руб/кВт  15),

И_а=0,0418000023015=24,8410⁶ руб/год.

5.5.3. Расходы на зарплату:

И^осн_з/пл=n_эксN_устФ,

где:

n_экс=260 чел – численность эксплуатационного персонала,

Ф – фонд заработной платы, руб/челгод,

И^осн_з/пл=260500012=10⁶ руб/год;

5.5.4. Дополнительная зарплата:

И^доп_з/пл=0,1И^осн_з/пл=0,115,610⁶=1,5610⁶ руб/год;

5.5.5. Отчисления на социальное страхование:

И^соц_з/пл=0,356 (И^осн_з/пл+И^доп_з/пл)=0,356 (15,6+1,56) 10⁶=6,1110⁶ руб/год;

5.5.6. Суммарные издержки на зарплату:

И_з/пл= И^осн_з/пл +И^доп_з/пл +И^соц_з/пл =(15,6+1,56+6,11) 10⁶ = 23,2710⁶ руб/год,

5.5.7. Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования:

И_р=1,15И_а=1,1524,8410⁶=28,5710⁶ руб/год.

5.5.8. Цеховые расходы:

И_цех=0,11И_р=0,1128,5710⁶=3,1410⁶ руб/год.

5.5.9. Общестанционные расходы:

И_ос=Фn_аупk_рзп+(И_р+И_цех)=50000,072601,15+0,1(28,57+3,14) 10⁶=

=3275650 руб/год;

где: n_ауп – численность административно-управленческого персонала, укрупнённо принимается в размере 6-7% от численности эксплуатационного персонала.

5.5.10. Общие издержки производства:

И=И_топл+И_а+И_з/пл+И_р+И_цех+И_ос=163,38+24,84+23,27+28,57+3,14+3,28= =246,4810⁶ руб/год.

Таблица 4.1

Сводная таблица издержек

Составляющие издержек	индекс	Размерность	Величина	Часть, %
на топливо	Итопл	млн. руб	163,38
на амортизацию	Иа		24,84
на заработную плату	Изп		23,27
на содержание и эксплуатацию	Ир		28,57
цеховые	Ицех		3,14
общестанционные	Иос		3,28
суммарные издержки	И		246,48	100

5.5.11. Коэффициент распределения затрат на теплоту:

К_р^т==.

5.5.12. Коэффициент распределения затрат на электрическую энергию:

К_р^э=1 – К_р^т=1 – 0,42=0,58.

5.5.13. Годовые издержки, отнесённые на отпуск теплоты:

И^т= К_р^т И=0,42246,4810⁶=103,5210⁶ руб/год.

5.5.14. Годовые издержки, отнесённые на отпуск электроэнергии:

И^э= И – И^т=(246,48 – 103,52) Ч10⁶=142,96Ч10⁶ руб/год.

5.5.15. Себестоимость единицы теплоты:

S_отп^т== руб/Гкал.

5.5.16. Себестоимость отпущенной электроэнергии:

S_отп^э== руб/кВт Чч

Таблица 4.2

Сводная таблица технико-экономических показателей ТЭЦ

№ п/п	Наименование величин	Условное обозначение	Единица измерения	Величина
1	Установленная мощность: номинальная	Nун	МВт	180
2	Число часов использования установленной мощности	hу	ч	7200
3	Максимальная часовая нагрузка:
	Из производственных отборов	Дпоч	Т/ч	140
	Из отопительных отборов	Дотопч		100
4	Число часов использования максимальной производственной нагрузки	hотбп	ч	6000
5	Число часов использования максимума отопительных отборов	hотботоп	ч	4500
6	Удельные расходы условного топлива:
	На отпуск электрической энергии	вотпэ	г.у.т./кВтч	320
	На отпуск теплоты	вотпт	кг.у.т./Гкалл	130
7	Удельные капиталовложения	Куд	руб/кВт	23015
8	Удельная численность:
	эксплуатационного персонала	nэкс	чел	260
	административно-управленческого персонала	nауп	чел	18
9	Цена условного топлива	Цтопл	р/т.у.т.	230
10	Себестоимость единицы
	Электрической энергии	Sотпэ	коп/кВтч	12,26
	Теплоты	Sотпт	руб/Гкал	45,52

5.6. Расчет эффективности проекта

Оценка экономической эффективности проекта производится на основе сопоставления результатов от реализации проекта с затраченными на него средствами.

Капиталовложения переходят на баланс предприятия в виде основных средств ­К_вл=К_ос=k_уд­·Р_у=230·15·180000=621 млн.руб с начала эксплуатации объекта по мере ввода его на полную мощность. Производим распределение капиталовложений по годам строительства, план ввода мощностей в период освоения и эксплуатации и расчет величины основных средств по годам.

Таблица 4.3

Распределение капиталовложений по годам строительства

Год	Квл		Ввод мощности		Кос
	%	млн.руб	ΔРу, МВт	Ру,МВт	млн.руб.
1	10	62,1	-	-	-
2	15	93,15	-	-	-
3	35	217,35	60	60	207
4	25	155,25	60	120	207
5	15	93,15	60	180	207
6	-	-	-	180	0
Итого	100	621	180	180	621

Находим «простые» показатели деятельности электростанции. В годы строительства до начала ввода мощностей показатели отсутствуют, в период освоения они рассчитываются пропорционально установленной мощности. При этом объем реализованной продукции:

РП=W_отп·t^э/э+Q_отп·t^т/э=·10⁹·0,2+·10⁶·100= млн.руб;

где:

– заданные тарифы на электро и теплоэнергию.

Составляем таблицу «простых» показателей.

Таблица 4.4

Некоторые показатели производственно-хозяйственной деятельности станции по годам расчётного периода

Год	Число агрегатов в году	Годовой отпуск продукции		Объем реализованной продукции			Годовые издержки производства
T	nагр	э/э	т/э	э/э	т/э	всего	всего	Ам.Отч.	Без ам.
		Wгодотп кВтч106	Qгодотп Гкал106	РПЭ млн.руб	РПТ млн.руб	РП млн.руб	И , млн.руб	Иам, млн.руб	И , млн.руб
1	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2	-	-	-	-	-	-	-	-	-
3	1	388,8	0,76	77,76	75,67	153,43	82,16	8,28	73,88
4	2	777,6	1,51	155,52	151,33	306,85	164,32	16,56	147,76
5	3	1166,4	2,27	233,28	227	460,28	246,48	24,85	221,63
6	3	1166,4	2,27	233,28	227	460,28	246,48	24,85	221,63
7	3	1166,4	2,27	233,28	227	460,28	246,48	24,85	221,63
8	3	1166,4	2,27	233,28	227	460,28	246,48	24,85	221,63
9	3	1166,4	2,27	233,28	227	460,28	246,48	24,85	221,63
10	3	1166,4	2,27	233,28	227	460,28	246,48	24,85	221,63
11	3	1166,4	2,27	233,28	227	460,28	246,48	24,85	221,63
12	3	1166,4	2,27	233,28	227	460,28	246,48	24,85	221,63
13	3	1166,4	2,27	233,28	227	460,28	246,48	24,85	221,63
14	3	1166,4	2,27	233,28	227	460,28	246,48	24,85	221,63
15	3	1166,4	2,27	233,28	227	460,28	246,48	24,85	221,63
Итого	3	1166,4	2,27	233,28	227	460,28	246,48	24,85	221,63

На основе «простых» показателей рассчитываем интегральные показатели хозяйственной деятельности электростанции и делаем вывод об эффективности проекта. Принимаем долю налоговых отчислений Н, отнимаемых от балансовой прибыли Пр^б равной 30%.

Интегральные показатели:

• Балансовая прибыль Пр^б=РП-И;

• Чистая прибыль Пр^ч=Пр^б·(1-Н);

• Чистая прибыль с амортизацией Пр^ч'=Пр^ч+И_а;

• Чистый доход ЧД=Пр^ч+И_а-К_вл.

Таблица 4.5

Интегрированные показатели хозяйственной деятельности предприятия

Год	РП, млн.руб		Прб, млн.руб		Прч, млн.руб		Прч', млн.руб		Квл, млн.руб		ЧД, млн.руб
	РПt	РПt	Прбt	Прбt	Прчt	Прчt			КВЛ	КВЛt	ЧДt	ЧДt
1,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	62,1	62,1	-62,1	-62,1
2,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	93,2	155,3	-93,2	-155,3
3,0	153,4	153,4	71,3	71,3	49,9	49,9	58,2	58,2	217,4	372,6	-159,2	-314,4
4,0	306,9	460,3	142,5	213,8	99,8	149,7	116,3	174,5	155,3	527,9	-38,9	-353,4
5,0	460,3	920,6	213,8	427,6	149,7	299,3	174,5	349,0	93,2	621,0	81,4	-272,0
6,0	460,3	1380,8	213,8	641,4	149,7	449,0	174,5	523,5	0,0	0,0	174,5	-97,5
7,0	460,3	1841,1	213,8	855,2	149,7	598,6	174,5	698,0	0,0	0,0	174,5	77,0
8,0	460,3	2301,4	213,8	1069,0	149,7	748,3	174,5	872,5	0,0	0,0	174,5	251,5
9,0	460,3	2761,7	213,8	1282,8	149,7	898,0	174,5	1047,1	0,0	0,0	174,5	426,1
10,0	460,3	3222,0	213,8	1496,6	149,7	1047,6	174,5	1221,6	0,0	0,0	174,5	600,6
11,0	460,3	3682,2	213,8	1710,4	149,7	1197,3	174,5	1396,1	0,0	0,0	174,5	775,1
12,0	460,3	4142,5	213,8	1924,2	149,7	1346,9	174,5	1570,6	0,0	0,0	174,5	949,6
13,0	460,3	4602,8	213,8	2138,0	149,7	1496,6	174,5	1745,1	0,0	0,0	174,5	1124,1
14,0	460,3	5063,1	213,8	2351,8	149,7	1646,3	174,5	1919,6	0,0	0,0	174,5	1298,6
15,0	460,3	5523,4	213,8	2565,6	149,7	1795,9	174,5	2094,1	0,0	0,0	174,5	1473,1
Итого	-	5523,4	-	2565,6	-	1795,9	-	2094,1	-	621,0	-	1473,1

Сравнивая время окупаемости с нормативным временем (в энергетике он равен 8 годам), делаем