S1 = 
1. Dobór transformatora
Wariant I - wszystkie odbiory zasilane z jednego transformatora
Dane wyjściowe do doboru transformatora
UGN = 15kV
UDN = 0,4kV
Ps1 = 100kW
cos φ1 =0,9
Ps2 = 180kW
cos φ2 =0,95
Obliczam moc pozorną obu odbiorów przy obciążeniu szczytowym w pierwszym okresie eksploatacji.
S1 =
S2 =
Obliczam moc bierną obu odbiorów.
QS1 =
48,4 [kvar]
QS2 = 
[kvar]
Suma mocy pozornej obydwóch odbiorów wynosi
S = SI + SII =(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.
QS1 =
48,4 [kvar]
QS2 = 
[kvar]
Suma mocy pozornej obydwóch odbiorów wynosi
S = SI + SII =(100+j48,4)+(208,4+j65) = (308,4+j113,4) [kVA]
S = 
[kVA]
Dobieram transformator produkcji firmy Emit typu Tod400/15 o następujących danych:
SN = 400 kVA
UGN = 15,750 kV
UDN = 0,4 kV
Straty jałowe ΔPJ = 610 W
Straty obciążeniowe = 4600 W
Procentowe napięcie zwarcia uz% = 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
UGN = 15kV
UDN = 0,4kV
P1max = 100kW
cos φ1 =0,9
Moc pozorna transformatora
Dobieram transformator produkcji firmy Emit typu TOd 160/15 o następujących danych
SN = 160 kVA
UGN = 15,750 kV
UDN = 0,4 kV
Straty jałowe ΔPJ = 300 W
Straty obciążeniowe = 2350 W
Procentowe napięcie zwarcia uz% = 4,5%
I% = 2,1%
Układ połączeń Yzn5
Zakres regulacji ±2,5
Transformator zasilający odbiory projektowane
Dane wyjściowe do doboru transformatora
UGN = 15kV
UDN = 0,4kV
P2max = 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:
SN = 250 kVA
UGN = 15,750 kV
UDN = 0,4 kV
Straty jałowe ΔPJ = 425 W
Straty obciążeniowe = 3250 W
Procentowe napięcie zwarcia uz% = 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 Idd=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:
RL1 = 
Dla linii z przewodami izolowanymi reaktancję jednostkową odczytujemy z katalogu.
Dla przewodu AsXSn wynosi 0,129 
XL = XL· 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 Tk=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
Ith
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
IthN=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%
RT = 
6,5 [Ώ]
XT = 
24,5 [Ώ]
Obliczam składową czynną i bierną prądu roboczego i spadek napięcia na transformatorze.
Q = 
P = 
·UN·I·cosφ ale I·cosφ =I'
I' = 
Q = 
·UNI·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%
RT = 
11,7 [Ώ]
XT = 
38,79 [Ώ]
Obliczam składową czynną i bierną prądu roboczego i spadek napięcia na transformatorze.
Q = 
P = 
·UN· I·cosφ ale I·cosφ =I'
I' = 
Q = 
· UN·I· sinφ ale I· sinφ = I“
I” = 
59,5 [V]
0,4%
Obliczam spadek napięcia dla transformatora 160kVA.
1,47%
4,25%
RT = 
20,67 [Ώ]
XT = 
59,77 [Ώ]
Obliczam składową czynną i bierną prądu roboczego i spadek napięcia na transformatorze.
Q = 
P = 
·UN·I·cosφ ale I·cosφ =I'
I' = 
Q = 
·UN·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
Kr - wskaźnik całkowitych kosztów rocznych
Krr - koszt rozszerzonej reprodukcji
Io - 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
Kes - koszty eksploatacyjne stałe
Ku - koszty utrzymania i remontów występujących okresowo, część kosztów inwestycyjnych
[zł/a]
au - stopa odpisu na utrzymanie obiektów dla sieci wynosi - 0,5%
ar - stopa odpisu na remonty obiektów dla linii kablowych wynosi - 3%
Ko - koszty ogólne
[zł/a]
ao - stopa odpisu na koszty ogólne dla zakładów sieciowych wynosi - 1%
Kos - koszty osobowe
aos - stopa odpisu na koszty osobowe dla zakładów sieciowych wynosi 2xao = 2%
re - stopa odpisu na koszty eksploatacyjne (suma stóp odpisów)
re = 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 IoI =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 IoII=69688zł
Obliczenie wskaźnika całkowitych kosztów rocznych w wariancie I z jednym transformatorem 160kVA
Krr - koszt rozszerzonej reprodukcji
Kes - koszty eksploatacyjne stałe
Kez - 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
Kez - koszty eksploatacyjne zmienne zdyskontowane
Kz - koszty zawodności (nie dostarczonej energii)
Az - wielkość nie dostarczonej energii
Tz - roczny czas nie dostarczonej energii
Tp - 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
kz - 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
KrWI = 17708,903 zł
Obliczenie wskaźnika całkowitych kosztów rocznych w wariancie II z dwoma transformatorami i budową linii SN
Krr - koszt rozszerzonej reprodukcji
Kes - koszty eksploatacyjne stałe
Kez - 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
Kez - koszty eksploatacyjne zmienne zdyskontowane
Kz - koszty zawodności (nie dostarczonej energii)
Az - wielkość nie dostarczonej energii
Tz - roczny czas nie dostarczonej energii
Tp - 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
kz - 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
KrWII = 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 .
KrWI = 80734 KrWII = 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 kzspp = 0,1262 zł/kWh,
w szczycie popołudniowym kzspo = 0,1824 zł/kWh,
w pozostałych godzinach kzspg = 0,0384 zł/kWh,
Ceny za energię elektryczna czynną
- w szczycie przedpołudniowym Cespp = 0,1952 zł/kWh,
- w szczycie popołudniowym Cespo = 0,2919 zł/kWh,
- w pozostałych godzinach Cespg = 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 Kze.
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
