1. Dobór transformatora

Wariant I - wszystkie odbiory zasilane z jednego transformatora

Dane wyjściowe do doboru transformatora

U_GN = 15kV

U_DN = 0,4kV

P_s1 = 100kW

cos φ₁ =0,9

P_s2 = 180kW

cos φ₂ =0,95

Obliczam moc pozorną obu odbiorów przy obciążeniu szczytowym w pierwszym okresie eksploatacji.

S₁ =

S₂ =

Obliczam moc bierną obu odbiorów.

Q_S1 =
48,4 [kvar]

Q_S2 =
[kvar]

Suma mocy pozornej obydwóch odbiorów wynosi

S = S_I + S_II =(100+j48,4)+(180+j59,2) = (280+j107,6) [kVA]

S =
[kVA]

Obliczam moc pozorną obu odbiorów dla obciążenia szczytowego przy wzroście obciążenia odbioru drugiego o 10%

S₁ =

S₂ =

Obliczam moc bierną obu odbiorów.

Q_S1 =
48,4 [kvar]

Q_S2 =
[kvar]

Suma mocy pozornej obydwóch odbiorów wynosi

S = S_I + S_II =(100+j48,4)+(208,4+j65) = (308,4+j113,4) [kVA]

S =
[kVA]

Dobieram transformator produkcji firmy Emit typu Tod400/15 o następujących danych:

S_N = 400 kVA

U_GN = 15,750 kV

U_DN = 0,4 kV

Straty jałowe ΔP_J = 610 W

Straty obciążeniowe = 4600 W

Procentowe napięcie zwarcia u_z% = 4,5%

I_% = 2,1%

Układ połączeń Dyn5

Zakres regulacji ±2,5

Wariant II - odbiory istniejące zasilane z jednego transformatora, odbiory projektowane zasilane z drugiego transformatora

Transformator zasilający odbiory istniejące

Dane wyjściowe do doboru transformatora

U_GN = 15kV

U_DN = 0,4kV

P_1max = 100kW

cos φ₁ =0,9

Moc pozorna transformatora

Dobieram transformator produkcji firmy Emit typu TOd 160/15 o następujących danych

S_N = 160 kVA

U_GN = 15,750 kV

U_DN = 0,4 kV

Straty jałowe ΔP_J = 300 W

Straty obciążeniowe = 2350 W

Procentowe napięcie zwarcia u_z% = 4,5%

I_% = 2,1%

Układ połączeń Yzn5

Zakres regulacji ±2,5

Transformator zasilający odbiory projektowane

Dane wyjściowe do doboru transformatora

U_GN = 15kV

U_DN = 0,4kV

P_2max = 180kW

cos φ₂ =0,9

Moc pozorna transformatora

Po wzroście obciążenia po n-latach

Dobieram transformator produkcji firmy Emit typu TOd 250/15 o następujących danych:

S_N = 250 kVA

U_GN = 15,750 kV

U_DN = 0,4 kV

Straty jałowe ΔP_J = 425 W

Straty obciążeniowe = 3250 W

Procentowe napięcie zwarcia u_z% = 4,5%

I_% = 2,1%

Układ połączeń Yzn5

Zakres regulacji ±2,5

2. Dobór przekroju przewodów zasilających odbiory projektowane

Wariant I - dobór przekroju przewodu zasilającego przy wybudowaniu linii zasilającej od modernizowanej stacji transformatorowej (zasilanie tylko po stronie nn)

Obliczam prąd obciążenia obwodu linii projektowanej do zasilania odbiorcy

Ze względu na prąd obciążenia dobieram przewód zasilający 2xAsXSn 4x50mm² o prądzie długotrwale dopuszczalnym I_dd=2x168A

Obliczam spadek napięcia

Dla instalacji odbiorczych zasilanych bezpośrednio z głównych rozdzielni stacji transformatorowych nie powinien przekraczać 6%.

Sprawdzenie obwodu zostało przeprowadzone na podstawie poniższego wzoru:

R_L1 =

Dla linii z przewodami izolowanymi reaktancję jednostkową odczytujemy z katalogu.

Dla przewodu AsXSn wynosi 0,129

X_L = X_L· l = 0,129·0,1 = 0,0129 [Ω]

Obliczam spadek napięcia wcześniej obliczając moc pozorną i bierną.

S₂ =

Q₂ =
[kvar]

δU_%L1 =

Przewód 2xAsXSn 4x50mm² spełnia wymagania dotyczące spadku napięcia

i taką linię dobieram do wykonania zasilania odbiorcy.

Wariant II - dobór przekroju kabla zasilającego przy wybudowaniu odcinka linii SN zasilającej nową stację transformatorową

Moc zwarcia na szynach SN -siec zasilająca

Zakładamy zwarcie na projektowanej stacji po stronie SN

Czas trwania zwarcia T_k=0,5s

Współczynnik napięciowy do obliczania prądu zwarciowego dla linii średniego napięcia c=1,10

Impedancja sieci zasilającej

Prąd zwarciowy ustalony

Zastępczy cieplny prąd zwarciowy przy
z wykresów odczytujemy wartości współczynników m=0,1 n=1

m-współczynnik uwzględniający wpływ cieplny składowej nieokresowej prądu zwarciowego

n- współczynnik uwzględniający wpływ cieplny składowej okresowej prądu zwarciowego

I_th

Linia SN ma dostateczną wytrzymałość cieplną zwarciową gdy spełniona jest zależność

-odczytany z katalogu przewodów

Ze względu na obciążalność cieplną dobieram kabel YHAKXS 4x95 o prądzie

I_thN=8,9 kA

Spadek napięcia dla linii L2

δU_%L2 =

3. Obliczenie strat mocy

Wariant I - obliczenie strat mocy przy wybudowaniu linii zasilającej po stronie nn

Obliczenie strat mocy czynnej w linii projektowanej nn w pierwszym okresie eksploatacji

Obliczenie strat mocy czynnej w linii projektowanej nn w drugim okresie eksploatacji

Obliczenie strat mocy biernej w linii projektowanej nn w pierwszym okresie eksploatacji

Obliczenie strat mocy biernej w linii projektowanej nn w drugim okresie eksploatacji

Obliczenie strat mocy pozornej w linii projektowanej nn w pierwszym okresie eksploatacji

Obliczenie strat mocy pozornej w linii projektowanej nn w drugim okresie eksploatacji

Obliczenie mocy biernej w linii projektowanej nn w pierwszym okresie eksploatacji

Obliczenie mocy biernej w linii projektowanej nn w drugim okresie eksploatacji

Obliczenie mocy pozornej w linii projektowanej nn w pierwszym okresie eksploatacji

Obliczenie mocy pozornej w linii projektowanej nn w drugim okresie eksploatacji

Obliczenie modułu mocy pozornej w linii projektowanej nn w pierwszym okresie eksploatacji

Obliczenie modułu mocy pozornej w linii projektowanej nn w drugim okresie eksploatacji

Obliczenie strat mocy w transformatorze 400kVA

Straty mocy pozornej wyznaczamy z wzoru:

Obliczenie strat mocy czynnej w transformatorze 400kVA

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenie strat mocy biernej w transformatorze 400kVA

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenie strat mocy pozornej w transformatorze 400kVA

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenie całkowitych strat mocy pozornej w wariancie1

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Wariant II - obliczenie strat mocy przy wybudowaniu dla nowego odbiorcy nowej stacji transformatorowej w pobliżu miejsca odbioru (zasilanie po stronie SN )

Obliczenie strat mocy pozornej w linii kablowej SN

Obliczenie strat mocy czynnej w linii kablowej SN

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenie strat mocy biernej w projektowanej linii kablowej SN

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenie mocy biernej w projektowanej linii kablowej SN

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenie mocy pozornej w linii kablowej SN

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenie modułu mocy pozornej w linii kablowej SN po dodaniu strat

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenie strat mocy pozornej w projektowanej linii kablowej SN

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenie strat mocy pozornej w transformatorze o mocy 250kVA

Straty mocy pozornej wyznaczamy z wzoru:

Obliczenie strat mocy czynnej w transformatorze 250kVA

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenie strat mocy biernej w transformatorze 250kVA

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenie całkowitych strat mocy pozornej w wariancie II

Obliczenie strat mocy pozornej w linii kablowej i w transformatorze 250kVA łącznie

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenie modułu strat mocy pozornej w linii projektowanej SN i transformatorze 250kVA

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

4. Obliczenie spadku napięcia dla całego układu

Wariant I. Obliczam spadek napięcia dla transformatora 400kVA.

1,15%

4,35%

R_T =
6,5 [Ώ]

X_T =
24,5 [Ώ]

Obliczam składową czynną i bierną prądu roboczego i spadek napięcia na transformatorze.

Q =

P =
·U_N·I·cosφ ale I·cosφ =I'

I' =

Q =
·U_NI·sinφ ale I·sinφ = I“

I” =

106,9 [V]

0,7%

Spadek napięcia dla linii L1 został obliczony wcześniej i wynosi

Całkowity spadek napięcia dla wariantu I

Wariant II. Obliczam spadek napięcia dla transformatora 250kVA.

1,3%

4,31%

R_T =
11,7 [Ώ]

X_T =
38,79 [Ώ]

Obliczam składową czynną i bierną prądu roboczego i spadek napięcia na transformatorze.

Q =

P =
·U_N· I·cosφ ale I·cosφ =I'

I' =

Q =
· U_N·I· sinφ ale I· sinφ = I“

I” =

59,5 [V]

0,4%

Obliczam spadek napięcia dla transformatora 160kVA.

1,47%

4,25%

R_T =
20,67 [Ώ]

X_T =
59,77 [Ώ]

Obliczam składową czynną i bierną prądu roboczego i spadek napięcia na transformatorze.

Q =

P =
·U_N·I·cosφ ale I·cosφ =I'

I' =

Q =
·U_N·I·sinφ ale I·sinφ = I“

I” =

111,96 [V]

0,75%

Spadek napięcia dla linii L2 został obliczony wcześniej i wynosi

Całkowity spadek napięcia dla wariantu II

5. Obliczenia czasu w którym powinny trwać maksymalne straty mocy czynnej

Wariant I

Czas w którym powinny trwać maksymalne straty
wyliczamy ze wzoru

Wariant II

Obliczenie strat energii

Obliczenia strat energii czynnej w wariancie I

Obliczenie strat energii w linii kablowej nn

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenie strat energii w transformatorze 160kVA

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenie całkowitych strat energii w wariancie I

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenie całkowitych strat energii czynnej w wariancie I w pierwszym okresie eksploatacji

Obliczenie całkowitych strat energii czynnej w wariancie I w drugim okresie eksploatacji

Obliczenie całkowitych strat energii czynnej w wariancie I w całym okresie eksploatacji

Obliczenia strat energii czynnej w wariancie II

Obliczenie strat energii w linii kablowej SN

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenie strat energii w transformatorze 100kVA

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenie całkowitych strat energii w wariancie II

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenie całkowitych strat energii czynnej w wariancie II w pierwszym okresie eksploatacji

Obliczenie całkowitych strat energii czynnej w wariancie II w drugim okresie eksploatacji

Obliczenie całkowitych strat energii czynnej w wariancie II w całym okresie eksploatacji

7. Obliczenie zużycia energii

Obliczenia zużycia energii dobowej

Zużycie energii elektrycznej odbioru 2 jednakowe w obydwu wariantach

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Odbiorca rozliczany w taryfie C23 wyliczam zużycie energii w okresie obowiązywania taryfy w szczycie przedpołudniowym 7-13

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Odbiorca rozliczany w taryfie C23 wyliczam zużycie energii w okresie obowiązywania taryfy w szczycie popołudniowym 16-21

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Odbiorca rozliczany w taryfie C23 wyliczam zużycie energii w okresie obowiązywania taryfy w pozostałych godzinach doby 13-16 i 21-7

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenia rocznego zużycia energii

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenie rocznego zużycia energii w szczycie przedpołudniowym

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenie rocznego zużycia energii w szczycie popołudniowym

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenie rocznego zużycia energii w pozostałych godzinach doby

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenia czasu użytkowania mocy szczytowej

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Obliczenia ilości energii w okresie 5 lat eksploatacji

Obliczenia ilości energii w okresie 20 lat eksploatacji

Obliczenia ilości energii w okresie 25 lat eksploatacji

Obliczenie przychodów z tytułu opłat za zużytą energię elektryczną

Ceny i stawki opłat dla grupy taryfowej C23

PRZESYŁANIE I DYSTRYBUCJA

stawka systemowa opłaty przesyłowej [zł/kWh] 0,0494

składnik stały stawki sieciowej [zł/kW/m-c] 13,66

składnik zmienny stawki sieciowej :

- w szczycie przedpołudniowym [zł/kWh] 0,1262

- w szczycie popołudniowym [zł/kWh] 0,1824

- w pozostałych godzinach doby [zł/kWh] 0,0384

OBRÓT

Ceny za energię elektryczną czynną [zł/kWh]

- w szczycie przedpołudniowym [zł/kWh] 0,1954

- w szczycie popołudniowym [zł/kWh] 0,2919

- w pozostałych godzinach doby [zł/kWh] 0,1283

stawka opłaty abonamentowej [zł/m-c] 26,40

Powyższe stawki zostały przyjęte z „Taryfy dla energii elektrycznej” Zakładu Energetycznego Łódź-Teren S.A

Rozliczenie zużytej energii w okresie jednego roku z grupy taryfowej C23

Z uwagi na jednakowe zużycie energii elektrycznej w obydwu wariantach wykonuje jedno rozliczenie zużytej energii.

PRZESYŁANIE I DYSTRYBUCJA

stawka systemowa opłaty przesyłowej [zł/kWh] 0,0494

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

składnik stały stawki sieciowej [zł/kW/m-c] 13,66

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

składnik zmienny stawki sieciowej :

- w szczycie przedpołudniowym [zł/kWh] 0,1262

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

- w szczycie popołudniowym [zł/kWh] 0,1824

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

- w pozostałych godzinach doby [zł/kWh] 0,0384

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

OBRÓT

- w szczycie przedpołudniowym [zł/kWh] 0,1954

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

- w szczycie popołudniowym [zł/kWh] 0,2919

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

- w pozostałych godzinach doby [zł/kWh] 0,1283

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

stawka opłaty abonamentowej [zł/m-c] 26,40

Roczne wpływy z tytułu sprzedanej energii elektrycznej wynoszą:

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Cena 1kWh wynosi

Zakład Energetyczny zakupił energię elektryczną na Giełdzie Energii Elektrycznej po cenie 125,73 zł/MWh

Koszt zakupu zużytej energii elektrycznej(w ciągu roku) wyniósł :

- w pierwszym okresie eksploatacji 159589 zł

- w drugim okresie eksploatacji 175552 zł

Roczny przychód z tytułu sprzedanej energii elektrycznej wynosi:

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Wskaźnik całkowitych kosztów rocznych

K_r - wskaźnik całkowitych kosztów rocznych

K_rr - koszt rozszerzonej reprodukcji

I_o - koszt urządzeń elektroenergetycznych wybudowanych w ciągu jednego roku

r - czynnik umorzeniowy, rata rozszerzonej reprodukcji, rata zwrotu kapitału

n - okres zwrotu kapitału wynosi 25lat

i - stopa oprocentowania kapitału w jednostkach niemianowanych wynosi 0,1

K_es - koszty eksploatacyjne stałe

K_u - koszty utrzymania i remontów występujących okresowo, część kosztów inwestycyjnych

[zł/a]

a_u - stopa odpisu na utrzymanie obiektów dla sieci wynosi - 0,5%

a_r - stopa odpisu na remonty obiektów dla linii kablowych wynosi - 3%

K_o - koszty ogólne

[zł/a]

a_o - stopa odpisu na koszty ogólne dla zakładów sieciowych wynosi - 1%

K_os - koszty osobowe

a_os - stopa odpisu na koszty osobowe dla zakładów sieciowych wynosi 2xa_o = 2%

r_e - stopa odpisu na koszty eksploatacyjne (suma stóp odpisów)

r_e = 6,5%

Obliczenia kosztów inwestycyjnych w wariancie I z jednym transformatorem 160 kVA

Na koszty inwestycyjne w tym wariancie składają się:

Koszt budowy złącza napowietrznego pomiarowego

Koszt budowy linii kablowej YAKY 4X95mm² o długości 0,1 km

Demontaż stacji transformatorowej napowietrznej

Budowa stacji transformatorowej słupowej

Koszt transformatora (różnica w cenie transformatora 160kVA- 0,8x cena transformatora demontowanego 100kVA

Inwestycja będzie zrealizowana w ciągu jednego roku

Wycenę przeprowadzono na podstawie „Cennika modernizacyjnego na 2003r Zakładu Energetycznego Płock S.A.”

Ceny jednostkowe:

Budowa złącza kablowego 550 zł/szt.

Koszt budowy linii kablowej YAKY 4x95mm² 64270 zł/km

Demontaż stacji transformatorowej napowietrznej 2641 zł/szt.

Budowa stacji transformatorowej słupowej 26407 zł/szt.

Koszt transformatora 160kVA 11190 zł/szt.

Koszt transformatora 100kVA 9505 zł/szt.

Koszty inwestycyjne

Koszt budowy złącza napowietrznego pomiarowego 550 zł

Koszt budowy linii kablowej YAKY 4x95mm² o długości 0,3 km 19281zł

Demontaż stacji transformatorowej napowietrznej 2641 zł

Budowa stacji transformatorowej słupowej 26407 zł

Koszt transformatora (różnica w cenie transformatora 400kVA- 0,8x cena transformatora demontowanego 160kVA 3586 zł

Dokumentacja techniczno prawna linii 5000zł

Razem koszt inwestycyjny wariant I I_oI =57465zł

Obliczenia kosztów inwestycyjnych w wariancie II z dwoma stacjami transformatorowymi istniejącą 100kVA i projektowaną 100kVA.

Na koszty inwestycyjne w tym wariancie składają się:

Koszt budowy złącza kablowego ZK-2

Koszt budowy linii kablowej 3xYHAKXS1x50mm²o długości 0,25 km

Budowa stacji transformatorowej słupowej

Koszt transformatora

Inwestycja będzie zrealizowana w ciągu jednego roku

Wycenę przeprowadzono na podstawie „Cennika modernizacyjnego na 2003r Zakładu Energetycznego Płock S.A.”

Ceny jednostkowe:

Budowa złącza kablowego 1276 zł/szt.

Koszt budowy linii kablowej 3xYHAKXS1x50mm² 110000zł/km

Budowa stacji transformatorowej słupowej 26407 zł/szt.

Koszt transformatora 100kVA 9505zł/szt.

Koszty inwestycyjne

Koszt budowy złącza kablowego 1276 zł

Koszt budowy linii kablowej 3xYHAKXS1x500mm²o długości 0,25km 27500 zł

Budowa stacji transformatorowej słupowej 26407 zł

Koszt transformatora 100kVA 9505zł/szt.

Dokumentacja techniczno prawna linii 5000zł

Razem koszt inwestycyjny wariant II I_oII=69688zł

Obliczenie wskaźnika całkowitych kosztów rocznych w wariancie I z jednym transformatorem 160kVA

K_rr - koszt rozszerzonej reprodukcji

K_es - koszty eksploatacyjne stałe

K_ez - koszty eksploatacyjne zmienne

koszt zakupu energii elektrycznej na poziomie niskiego napięcia wynosi 0,8* cena energii elektrycznej wynikającej z „Taryfy dla energii elektrycznej”

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

K_ez - koszty eksploatacyjne zmienne zdyskontowane

K_z - koszty zawodności (nie dostarczonej energii)

A_z - wielkość nie dostarczonej energii

T_z - roczny czas nie dostarczonej energii

T_p - czas pracy bez przerwowej

q - współczynnik awaryjności danego układu

q₁ - współczynnik awaryjności linii napowietrznych nn

q₂ - współczynnik awaryjności stacji transformatorowej

Poniżej przedstawiam tabelę awaryjności na przykładzie jednego z Zakładów Energetycznych

L.P.	Rodzaj urządzeń	Roczna liczba uszkodzeń	Roczny czas awarii na danym urządzeniu Ta
1	Kable niskiego napięcia	0,17 szt/km	2,56h
2	Linie napowietrzne niskiego napięcia	1,833 szt/km	5,85h
3	Kable średniego napięcia	0,55szt/km	1,96h
4	Linie napowietrzne średniego napięcia	0,1179szt/km	4,41h
5	Stacje transformatorowe SN/nn	0,275 uszkodzenia / na jedną stację	3,45h

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

k_z - jednostkowy koszt nie dostarczonej energii u odbiorcy przyjęto wartość kary umownej jaką Zakład energetyczny jest zapłacić odbiorcy z tytułu nie dostarczonej energii - pięciokrotną cenę nie dostarczonej energii

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Wskaźnik całkowitych kosztów rocznych w wariancie I wynosi

K_rWI = 17708,903 zł

Obliczenie wskaźnika całkowitych kosztów rocznych w wariancie II z dwoma transformatorami i budową linii SN

K_rr - koszt rozszerzonej reprodukcji

K_es - koszty eksploatacyjne stałe

K_ez - koszty eksploatacyjne zmienne

koszt zakupu energii na danym poziomie napięcia

koszt zakupu energii elektrycznej na poziomie niskiego napięcia wynosi 0,8* cena energii elektrycznej wynikającej z „Taryfy dla energii elektrycznej”

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

K_ez - koszty eksploatacyjne zmienne zdyskontowane

K_z - koszty zawodności (nie dostarczonej energii)

A_z - wielkość nie dostarczonej energii

T_z - roczny czas nie dostarczonej energii

T_p - czas pracy bezprzerwowej

q - współczynnik awaryjności danego układu

q₁ - współczynnik awaryjności linii kablowej SN

q₂ - współczynnik awaryjności stacji transformatorowej

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

k_z - jednostkowy koszt nie dostarczonej energii u odbiorcy przyjęto wartość kary umownej jaką Zakład energetyczny jest zapłacić odbiorcy z tytułu nie dostarczonej energii - pięciokrotną cenę nie dostarczonej energii

W pierwszym okresie eksploatacji

W drugim okresie eksploatacji

Wskaźnik całkowitych kosztów rocznych w wariancie II wynosi

K_rWII = 14156zł

Porównując wskaźniki całkowitych kosztów rocznych w obydwu wariantach stwierdzamy że bardziej opłacalną inwestycją jest wybudowanie dla nowego odbiorcy stacji transformatorowej w pobliżu planowanego miejsca odbioru .

K_rWI = 80734 K_rWII = 17943

9.Przychody ze sprzedaży energii

Odbiorcy rozliczani są wg stawek zamieszczonych w taryfie dla energii elektrycznej na podstawie wskazań liczników.

Taryfa C23

Składnik zmienny stawki sieciowej

w szczycie przedpołudniowym k_zspp = 0,1262 zł/kWh,

w szczycie popołudniowym k_zspo = 0,1824 zł/kWh,

w pozostałych godzinach k_zspg = 0,0384 zł/kWh,

Ceny za energię elektryczna czynną

- w szczycie przedpołudniowym C_espp = 0,1952 zł/kWh,

- w szczycie popołudniowym C_espo = 0,2919 zł/kWh,

- w pozostałych godzinach C_espg = 0,1283 zł/kWh,

Roczna opłata za przesył energii elektrycznej.

W szczycie przedpołudniowym

W szczycie popołudniowym

W pozostałych godzinach

Roczna opłata za pobraną energię.

W szczycie przedpołudniowym

W szczycie popołudniowym

W pozostałych godzinach

Całkowity roczny przychód ze sprzedaży energii.

Koszt zakupu energii K_ze.

Koszt 1MWh = 125,73zł wg

Roczny dochód brutto.

10.Wskaźnik NPV

Wpływy ze sprzedaży.

Koszty.

Dla wariantu I.

Dla wariantu II.

Koszty amortyzacyjne.

Wariant I.

Wariant II.

Podatki od dochodów.

Wariant I.

Wariant II.

Całkowite rozliczenie przepływów pieniężnych

Wariant I.

Wariant II.

Wskaźnik NPV.

Ze względu na krótki czas trwania inwestycji wynoszący jeden rok cały nakład inwestycyjny dla poszczególnych wariantów zostanie poniesiony w roku rozpoczynającym inwestycję. Stopę procentową przyjąłem na poziomie 10%.

Wariant I.

Wariant II.

Obliczenia szczegółowe dla powyższych wariantów zamieszczone w tabelach poniżej.

Dla wariantu I
Lata eksploatacji	Przepływy pieniężne	Współczynnik dyskontowy		Zdyskontowane przepływy pieniężne
-	tyś.zł			tyś.zł
0	-42,180	1,00000		-42,180
1	100,560	0,90909		91,418
2	100,560	0,82645		83,107
3	100,560	0,75131		75,552
4	100,560	0,68301		68,684
5	100,560	0,62092		62,440
6	119,110	0,56447		67,234
7	119,110	0,51316		61,122
8	119,110	0,46651		55,566
9	119,110	0,42410		50,514
10	119,110	0,38554		45,922
11	119,110	0,35049		41,747
12	119,110	0,31863		37,952
13	119,110	0,28966		34,502
14	119,110	0,26333		31,365
15	119,110	0,23939		28,514
16	119,110	0,21763		25,922
17	119,110	0,19784		23,565
18	119,110	0,17986		21,423
19	119,110	0,16351		19,475
20	119,110	0,14864		17,705
21	119,110	0,13513		16,095
22	119,110	0,12285		14,632
23	119,110	0,11168		13,302
24	119,110	0,10153		12,093
25	119,110	0,09230		10,993
				968,667
Dla wariantu II
Lata eksploatacji	Przepływy pieniężne		Współczynnik dyskontowy		Zdyskontowane przepływy pieniężne
-	tyś.zł				tyś.zł
0	-54,888		1,00000		-54,888
1	120,630		0,90909		109,664
2	120,630		0,82645		99,694
3	120,630		0,75131		90,631
4	120,630		0,68301		82,392
5	120,630		0,62092		74,902
6	143,100		0,56447		80,776
7	143,100		0,51316		73,433
8	143,100		0,46651		66,757
9	143,100		0,42410		60,688
10	143,100		0,38554		55,171
11	143,100		0,35049		50,156
12	143,100		0,31863		45,596
13	143,100		0,28966		41,451
14	143,100		0,26333		37,683
15	143,100		0,23939		34,257
16	143,100		0,21763		31,143
17	143,100		0,19784		28,312
18	143,100		0,17986		25,738
19	143,100		0,16351		23,398
20	143,100		0,14864		21,271
21	143,100		0,13513		19,337
22	143,100		0,12285		17,579
23	143,100		0,11168		15,981
24	143,100		0,10153		14,528
25	143,100		0,09230		13,208
					1158,857

Wybór ostatecznego wariantu

Po przeanalizowaniu na podstawie obliczeń obu wariantów bardziej ekonomiczny jest wariant II czyli wybudowanie dla nowego odbiorcy linii kablowej SN i zainstalowanie nowego transformatora w pobliżu odbioru.

Literatura

„Instalacje elektryczne” Henryk Markiewicz (obciążalność długotrwała przewodów i kabli o żyłach miedzianych i aluminiowych.,

Katalog transformatorów firmy EMIT,

Cennik modernizacyjny na rok 2003 Zakładu Energetycznego Płock S.A,

Cennik wyrobów firmy EMIT,

„Rachunek ekonomiczny w elektroenergetyce”- Damazy Laudyn

„Taryfa dla energii elektrycznej” Zakładu Energetycznego Płocku S.A.,

Dane Elektrociepłowni w Łodzi,

PN-IEC 60364 Instalacje elektryczne w obiektach budowlanych. Dobór i montaż wyposażenia elektrycznego. Oprzewodowanie. Obciążalność prądowa długotrwała (projekt normy).

14

---