Ekonomiczne podstawy programowania rozwoju systemu
elektroenergetycznego
I. Analiza efektywności obniżania współczynnika tgj przez odbiorców średniego i niskiego
napięcia
1. Efektywność w sektorze energii elektrycznej
Wobec stałego wzrostu zużycia energii powstała potrzeba stworzenia radykalnych kroków
do działań, które docelowo zmniejsza emisję C02 generowaną przez sektor energii elektrycznej.
Sektor ten składa się z trzech zasadniczych elementów:
wytwarzanie energii elektrycznej
przesyłanie energii elektrycznej
dystrybucja energii elektrycznej
Co prawda sektor wytwarzania bezpośrednio odpowiada za emisję gazów, ale dwa pozostałe
mogą także wpływać na poziom emisji przez działania redukujące zapotrzebowania na energię
Generalnie rzecz biorąc zagadnienie to można rozpatrywać wg. 2 różnorodnych punktów
widzenia;
1. utrzymywania dotychczasowego stopnia przyrostu zapotrzebowania na energię
elektryczna
2. działań mających na celu wzrost efektywności
I. Działania dotychczasowe
Jeśli chodzi o pierwsze z nich to wymaga ono na wszystkich stopniach dużych inwestycji
dla sieci przesyłowej i dystrybucyjnej znacznego rozszerzenia infrastruktury sieciowej, dla
sektora wytwarzania kosztownych instalacji do redukcji emisji gazów. Rozwiązanie takie jest
nieadekwatne do dyrektyw Unii Europejskiej, stawiających na nowoczesne, ambitne rozwiązania.
II. Działalność efektywnościowa
Problem efektywności może być rozwiązywany w aspekcie:
technicznym
organizacyjnym
ekonomicznym
W przypadku dystrybucji energii elektrycznej mamy do czynienia z działaniami
skierowanymi do klientów i na sieć dystrybucyjną, w obu przypadkach działania te mogą mieć
aspekt a) technicznym , b)- ekonomicznym . Chodzi tutaj o zmniejszenie strat energii
elektrycznej oraz w konsekwencji zredukowanie obciążenia tych sieci. Prezentowane modelowe
rozwiązanie nawiązuje do głównych priorytetów Unii Europejskiej, a mianowicie zwiększania
udziału produkcji energii elektrycznej z odnawialnych zródeł energii elektrycznej oraz
podnoszenie efektywności w całym sektorze energetycznym. Jest to konieczne ponieważ
podpisany przez państwa europejskie Protokół z Kyoto zakłada zmniejszenie emisji gazów o 8%
w porównaniu z rokiem 19901 . Nieodzowne będą zatem przedsięwzięcia, które realizują
wspomniane priorytety. Referat ogranicza się do zagadnienia efektywności w dystrybucyjnym
przedsiębiorstwie energetycznym, proponując rozwiązania modelowe w tym zakresie.
1
Local energy action, Eu good practices, Directorate-General for Energy and Transport, European Union,
Luxembourg, Office for Official Publications of the European Communities, 2004
W zakresie techniczno- organizacyjnym, którego rezultaty maja wymiar ekonomiczny, występuje
strategia zarządzania popytem2. Dotychczasowe doświadczenia z zakresu DSM przedstawiają się
następująco: działania powszechnie stosowane m. in. w USA polegają na zmodyfikowanej
alokacji środków po stronie podażowej i popytowej. Energetyka zamiast przeznaczać duże środki
na rozwój ( budowa nowych elektrowni,), stymuluje projekty efektywnościowe ( programy
oszczędności energii) przeznaczając na nie środki zaoszczędzone na niezbędne inwestycje w
przypadku braku strategii DSM
Jak wiadomo polskie przedsiębiorstwa dystrybucyjne działają jako skonsolidowane
Grupy Energetyczne. W stosunku do tak pracujących spółek opracowano szereg rozwiązań
podnoszących sprawność rozdziału energii elektrycznej. Działania te to opracowanie Systemu
Zarządzania Sprawnością Sieci, w oparciu o programy do monitorowania sytuacji w tym
segmencie działalności przedsiębiorstwa dystrybucyjnego
Idea Systemu Zarządzania Sprawnością Sieci jest następująca 3:
Monitoring odbywa się na trzech poziomach zarządzania, a mianowicie:
Poziom I KONCERN, w tym przypadku jest to Centrala Grupy, w imieniu której
analizy prowadzi Koordynator Grupy Otrzymuje on pełen zestaw danych o działalności
podległych Oddziałów Grupy, dostarczanych poprzez internet i poprzez program
komputerowy KONSORCJUM dokonuje cały szereg analiz. Najbardziej istotne są
porównania benchmarkingowe wszystkich Oddziałów Grupy, pozwalające na wiarygodną
ocenę sytuacji w zakresie sprawności dystrybucji
Poziom II ODDZIAAY, w nich analizy dokonują Koordynatorzy Oddziału w oparciu o
dane przesłane z Rejonów Energetycznych. Każdy z koordynatorów wyposażony jest w
pakiet programów do obliczania strat , jest to pakiet STRATY`2005, który umożliwia
porównanie sytuacji we wszystkich rejonach Oddziału. Przeprowadzone analizy są istotną
podstawą do opracowania na poziomie Oddziału zaleceń w obszarze efektywności
rozdziału.
Poziom III REJONY, na tym poziomie wykorzystuje się identyczne oprogramowanie
jak w Oddziałach, przeprowadzany monitoring w zakresie strat w poszczególnych
podstawowych jednostkach Grupy jest podstawą do podejmowania decyzji w zakresie
polityki inwestycyjnej skierowanej na sieć rozdzielczą. Obliczenia symulacyjne
pozwalają wybrać właściwą strategię postępowania zmierzającą do podniesienia
sprawności w sieci.
Przedstawiony na rysunku schemat zarządzania sprawnością sieci aktualnie funkcjonuje
w Grupie Energetycznej ENEA S.A., trwają przygotowania do wdrożenia podobnego
systemu w pozostałych przedsiębiorstwach dystrybucyjnych w kraju.
Nowe priorytety Komisji Europejskiej wymagają od przedsiębiorstw dystrybucyjnych
nowych, nowatorskich rozwiązań, tworzących mechanizmy dotychczas nieznane. Dodatkową
możliwością podniesienia efektywności dystrybucji są działania skierowane na zmianę
wskaznika tgj , jest to wskaznik, który decyduje o wielkości przesyłanej energii biernej przez
2
Szkutnik J., Wpływ strategii DSM na sprawność i efektywność rozdziału energii elektrycznej w sieciach
rozdzielczych spółki dystrybucyjnej Konferencja APE`99 Jurata, czerwiec 1999 r.str. 245-250
3
Pełną koncepcję tego rozwiązania zawarto w: Szkutnik J., The model of the management of the efficiency in the
network of distribution energy-group, [w]Szkutnik J., Kolcun M (red) Technical and economic aspect of modern
technology transfer in context of integration with European Union, Mercury Smekal Publishing House, Kosice,
2004 , s.125-131
2
sieć, co w konsekwencji w znacznym stopniu wpływa na poziomi strat energii elektrycznej. Jest
tak ponieważ, energia bierna wpływa na wielkość czynnych strat energii. Zatem obniżając tgj
obniża się przepływ energii biernej co z kolei skutkuje lepszym poziomem efektywności
rozdziału energii elektrycznej w sieci dystrybucyjnej. Strategia ta należy do obszaru
przedsięwzięć inwestycyjnych , które powinny być oceniane pod kątem efektywności
ekonomicznej
Modelową analizę ekonomiczną w tym zakresie oparto o określenie okresu zwrotu
techniki powszechnie stosowanej przy ocenie ekonomicznej. Proponowana strategia dotyczy
relacji odbiorca dostawca energii elektrycznej i jest nakierowana na tzw. wielkich odbiorców
zasilanych zwłaszcza z sieci średniego i niskiego napięcia. Obowiązujące taryfy za energię
elektryczną wskazują na możliwość wymagania od tych odbiorców poboru energii przy tgj
zawartym w przedziale 0,2 0,4. Prawidłowość jest taka: im mniejsza wartość wskaznika tgj,
tym większa efektywność dystrybucji energii elektrycznej. Schemat funkcjonalny wdrożenia
takiej strategii prezentuje rysunek.1.
Rys.2 Schemat funkcjonalny strategii obniżania tgj w sieciach rozdzielczych.
DOSTAWCA
Ustalenie warunków dostawy
energii elektrycznej (zadany
wskaznik tg j )
ODBIORCA ODBIORCA
Rozliczenie z tgj Rozliczenie z tgj
Bez strategii DSM Ze strategią DSM
Ocena Ocena
ekonomiczna ekonomiczna
taryfowa -S1 kompleksowa
S2
yródło: Opracowanie własne
3
Możliwe są zatem następujące rozwiązania:
Bez strategii DSM strategia nieskojarzona
Ze strategią DSM strategia skojarzona, dla tej strategii są możliwe następujące
rozwiązania:
o ocena ekonomiczna taryfowa S1, uwzględniająca w analizach jedynie korzyści
dla odbiorcy ( por. wzór 1)
o ocena ekonomiczna kompleksowa S2, uwzględniająca w analizach korzyści dla
odbiorcy i dostawcy energii elektrycznej ( por. wzór 1)
Relacja dostawca klient jest następująca: klient podpisuje umowę na dostawę energii
elektrycznej z założonym tg j, który powinien być dotrzymany przez niego. Występują jednak
dwa rodzaje zachowań klienta:
odbiorca nie spełnia zaleceń dostawcy i wtedy płaci karę za niedotrzymanie tego
wskaznika
odbiorca spełnia zalecenia dostawcy, jest to jednak podyktowane koniecznością zakupu
dodatkowych urządzeń energetycznych (kondensatorów), pozwalających na spełnienie
wymagań dostawcy
Strategia bez DSM występuje wtedy, gdy całość kosztów związanych z inwestycją pokrywa
odbiorca.. Strategia skojarzona ( z DSM) zakłada udział w przedsięwzięciu także dostawcy. Jak
już wspomniano strategia ta powinna być poprzedzona analizami ekonomicznymi, przeprowadza
się ją w oparciu o poniższą zależność:
Kue
Ozw = (1)
kk + kde
gdzie: O - okres zwrotu - lata
zw
K - koszt urządzeń energetycznych , zł
ue
k - korzyści dla odbiorcy, zł
k
k - korzyści dla dostawcy , zł
de
W tej strategii ustala się dla odbiorcy docelowy wskaznik tgj (0,2), przy występującym
powszechnie w sieci tgj = 0,4. Pojedynczy odbiorca niewiele zmieni sytuację w całej sieci, ale
w przypadku rozszerzenia strategii na znaczącą już liczbę odbiorców energii wypadkowy
wskaznik zaczyna zmieniać swoją wartość, dążąc do tgj = 0,2. Ten proces jest jednak
długotrwały, rozciągnięty na wiele lat.
Korzyści dla odbiorcy wynikają z ustaleń taryfowych, które zakładają niższą cenę
dostarczanej energii przy tym wskazniku 0,2, są więc różnicą ceny jednostkowej dla dwóch
stanów pomnożoną przez pobraną energię. Dodatkową korzyścią dla odbiorcy jest przekazana na
czas okresu zwrotu kwota będąca korzyścią dla dostawcy wynikająca ze zmniejszenia strat
energii elektrycznej, powodowanych przez tego odbiorcę. Rysunek 3 prezentuje relacje kosztów
dla strategii skojarzonej i nieskojarzonej.
4
Rys.2 Mechanizm relacji kosztów dla strategii skojarzonej i nieskojarzonej
200
150
100
50
0
-50
tg 0,4 tg 0,2-S1 tg 0,2-S2 tg0,2-S2*
0 -10 0
korzyści-dostawca
0 -40 -40 0
korzyści-odbiorca
0 75 75 0
koszt inwest.
100 100 100 60
koszt energii
strategie
koszt energii koszt inwest. korzyści-odbiorca korzyści-dostawca
yródło: Opracowanie własne
Rysunek przedstawia następujące możliwe przypadki:
wariant tgj 0,4 odbiorca w cyklu rocznym płaci za energie elektryczną 100 tys.zł
wariant tgj 0,2 S1 ( skojarzony, ocena ekonomiczna taryfowa)- odbiorca w zamian za
utrzymywanie wskaznika tgj 0,2 otrzymuje od dostawcy bonifikatę w wysokości 40 tys.
zł rocznie, w efekcie płaci za energię 100 40 = 60 tys. zł. Bonifikata ta jednak zmusiła
tego odbiorcę do zakupu urządzeń, których okres zwrotu wynosi O = 75 : 40 = 1,875
zw
roku. Po upływie tego czasu odbiorca będzie płacił za energię rocznie 60 tys. zł, a więc
znacznie obniży swoje koszty działalności. Na rysunku korzyści mają ujemną wartość, o
tę wartość zostają pomniejszone koszty zakupu energii jak i koszty inwestycyjne.
wariant tgj 0,2 S2 ( skojarzony, ocena ekonomiczna kompleksowa)- odbiorca
dodatkowo otrzymuje na czas zwrotu inwestycji od dostawcy 10 tys. zł co jest
oszczędnością w przesyle energii na skutek poprawy tgj przez tego odbiorcę. W ten
5
koszty-tys.zł
sposób została wykreowana nowa strategia w ramach DSM. Rozwiązanie problemu
efektywności zostało przeprowadzone jednocześnie przez dwóch partnerów, odbiorcę i
dostawcę energii elektrycznej. Efekty takiego modelu są następujące: czas zwrotu
inwestycji maleje wynosi bowiem Ozw = 75 : 50 = 1,5, odbiorca zacznie korzystać dużo
wcześniej z rezultatów inwestycji, dostawca po krótkim okresie rezygnacji ze swojego
profitu, będzie mógł zaoszczędzoną energię sprzedać innemu odbiorcy. W stanowi jego
oszczędności w przesyle
wariant tgj 0,2 S2* ( skojarzony, ocena ekonomiczna kompleksowa) sytuacja po
okresie zwrotu inwestycji
Najlepszą strategię prezentuje wariant tgj 0,2 - S2, ponieważ czas zwrotu jest najszybszy, i
odbiorca po jego upływie redukuje swój koszt zakupu energii z 100 tys zł, na 60 tys zł
sytuacja tgj 0,2 S2*
Przedstawiona analiza kosztowa proponowanej strategii, wykazała zasadność ich
wdrożenia, tym bardziej że jest to , współbieżne z priorytetami Komisji Europejskiej
odnoszących się do sektora energetycznego.
2. Algorytm programu TANGENSEFEKT
Program komputerowy TANGENSEFEKT jest narzędziem do oceny wpływu obniżenia
wskaznika tgj z punktu widzenia : dostawcy energii elektrycznej oraz odbiorców energii
elektrycznej. Analizy są przeprowadzane zarówno w aspekcie technicznym jak ekonomicznym w
oparciu o prezentowany algorytm obliczeń, został on tak skonstruowany aby można uwzględnić
wszystkie elementy charakteryzujące danego odbiorcę oraz linię średniego lub niskiego napięcia
z której jest on zasilany. Parametry zmienne programu są następujące:
koszt baterii kondensatorów w linii nN i lub SN
Ts czas trwania obciążenia szczytowego w linii nN i lub SN
Pz moc czynna na wejściu do linii nn lub SN
Cs cena sprzedaży energii elektrycznej dla odbiorców zasilanych z linii nN lub SN
tgj - wskaznik w linii nN i SN, rzeczywisty i docelowy
Ll długość linii nN lub SN
sl przekrój linii nN lub SN
k1 udział mocy odbioru w całkowitej mocy linii nN lub SN
k2 wskaznik położenia odbioru w linii nN lub SN
Obliczenia i analizy przeprowadzane są dla szerokiego zakresu opcji, pokazuje je rysunek 4
Możliwe są obliczenia zarówno techniczne jak i ekonomiczne odnoszące się do sieci niskiego
napięcia jak także sieci średniego napięcia. Algorytm i program uwzględnia wpływ wybranego
odbiorcy na pracę sieci jak także ocenia sytuacje kompleksową w całej linii jednoczesny wpływ
wszystkich odbiorców na pracę sieci.
Program w założeniu ma w założeniu jest narzędziem dla właściwych służb energetyki
dla wydawania uzasadnionych decyzji pod względem tgj dla odbiorców grup taryfowych C i B
, rozpatrywani są oni pod kątem wpływu każdego z nich z osobna na pracę sieci.
6
Rys. 4 Opcje obliczeniowe programu TANGENSEFEKT
Linia niskiego napięcia Linia średniego napięcia
wszyscy odb.
wszyscy odb.
wybrany odb.
Straty wlinii
wybrany odb.
Straty w linie nN w linii nN + sieć
straty
w linii nN + sieć Koszty strat w nN
Koszty strat
Koszty strat w nN
Koszty nN + sieć
straty
Koszty nN + sieć
Koszty strat
Okres zwrotu - nN
Ocena taryf
linia
Ok.zwr nN + sieć Okres zwrotu
Ocena pełna
Ocena taryf
Ocena taryf
yródło : Opracowanie J. Szkutnik
Ocena pełna
Ocena pełna
7
Linia średniego napięcia
Obliczenia są dokonywane w oparciu o dwa podstawowe wzory
(k1 P )2 k2 L
ZSN
1
SN
DEoSN = { [2t2 + ts ] 8760} 0,982 (2)
sSN
2 SN
U 0,9272 34,8 sSN 3
(k1 PZ )2 k2 L
1
SN SN
DEopSN = { [2t2 + ts ] 8760} 0,982 [3]
sSN
2 SN
U Fod 2 34,8 sSN 3
gdzie: DEoSN - straty odniesienia powodowane przez wybranego odbiorcę, [MWh]
DEopSN- straty w sieci SN powodowane przez wybranego odbiorcę przy zadanym tgj
k - wskaznik udziału mocy wybranego odbiorcy w mocy całkowitej linii SN
1
k - wskaznik położenia wybranego odbiorcy w linii SN
2
PZ - moc zasilająca pojedynczą linię SN [kW]
SN
L - długość pojedynczej linii SN [km]
SN
U - napięcie sieci [kV]
F - funkcja cosj = f(tgj)
od
ts - względny czas trwania obciążenia szczytowego w linii SN
SN
s - średni przekrój w linii SN [mm2]
SN
Wszystkie wskazniki użyte we wzorze 2 i 3 , odpowiadają przeciętnym wartościom
wskazników obliczeniowych strat energii elektrycznej4, wskaznik 0,927 jest to wartość cosj,
odpowiadający wartości tg 0,4
W przypadku pomiaru zużycia energii elektrycznej przez odbiorcę po stronie niskiego
napięcia wzory 2 i 3 zostaną uzupełnione o segment związany ze stratami w transformatorze
SN/nN, wzory te przyjmą zatem następującą postać:
zostanie
(k1 PZ )2 k2 L
1
SN SN
DEoSN = { [2t2 + ts ] 8760} 0,982 +
sSN
2 SN
U 0,9272 34,8 sSN 3
+ DPCuN bs 2 F2 t + DPFeN Tr (4)
(k1 PZ )2 k2 L
1
SN SN
DEopSN = { [2t2 + ts ] 8760} 0,982
sSN
2 SN
U Fod 2 34,8 sSN 3
4
. Horak J., Sieci elektryczne część I Elementy sieci rozdzielczych, Brzozowska M., Szkutnik J., Zająć J.
przykłady obliczeniowe, Politechnika Częstochowska, Częstochowa 1977
9
8
+ DPCuN bs 2 F2 t + DPFeN Tr
(5)
gdzie:
DP - straty znamionowe w uzwojeniach transformatora SN/nN [kW]
CuN
bs - stopień obciążenia transformatora
t - czas trwania maksymalnych strat [h/a]
F2 - funkcja kT = f (bs )
DP - straty znamionowe w rdzeniu transformatora SN/nN [kW]
FeN
T -czas roczny, 8760 h
r
Skutki ekonomiczne obniżania tgj mogą być określane dla dwóch wariantów - z
punktu widzenia odbiorcy ocena taryfowa.
Podstawowe zależności określają wzory 6, oraz 7
KoSN = (DEoSN - DEopSN) ce
SN
(6)
gdzie: K - koszt zmniejszenia strat energii elektrycznej w pojedynczej linii SN, [zł ]
oSN
ce - jednostkowy koszt dostawy energii elektrycznej dla odbiorcy SN [zł/MWh]
SN
ocena taryfowa
K
kond
o =
zwt2
2
1 + tg j
o
2 s { -1} A
zvn od
2
1 + tg j
d
(7)
gdzie: o - okres zwrotu dla oceny taryfowej, [lata]
zwt1
K - koszt zakupu kondensatora [zł]
kond
s - składnik zmienny stawki sieciowej opłaty przesyłowej5
zvn
tgo - wartość tg j - odniesienia
tgd - wartość tg j - docelowy
A - pobrana energia czynna przez odbiorców [MWh/a]
Wzory 7 i 8 określają okres zwrotu, jest on zależny od ceny kondensatora oraz kosztu
energii, którą odbiorca płaci w przypadku niedotrzymania właściwego wskaznika tgj.
5
Taryfa dla energii elektrycznej ENION S.A. z siedzibą w Krakowie, Kraków, 2005
9
Linia niskiego napięcia
Obliczenia są dokonywane w oparciu o dwa następujące podstawowe wzory
(k1 PZ )2 k2 L
1
nN nN
DEonN = { [2t2 + ts ] 8760} 0,982 (8)
snN
2 nN
U 0,9272 34,8 snN 3
(k1 PZ )2 k2 L
1
nN nN
DEopnN = { [2t2 + ts ] 8760} 0,982 [9]
snN
2 nN
U Fod 2 34,8 snN 3
gdzie: DEonN - straty odniesienia powodowane przez wybranego odbiorcę, [MWh]
DEopnN- straty w sieci SN powodowane przez wybranego odbiorcę przy zadanym tgj
k - wskaznik udziału mocy wybranego odbiorcy w mocy całkowitej linii nN
1
k - wskaznik położenia wybranego odbiorcy w linii nN
2
PnN - moc zasilająca pojedynczą linię SN [kW]
L - długość pojedynczej linii nN [km]
nN
U - napięcie sieci [kV]
F - funkcja cosj = f(tgj)
od
ts - względny czas trwania obciążenia szczytowego w linii nN
nN
s - średni przekrój w linii SN [mm2]
nN
Obliczenia będą także uwzględniać wpływ zmian tgj na poziom strat energii w sieci
nadrzędnej w stosunku do niskiego napięcia, będą zatem uwzględnione straty w
transformatorze SN/nN zasilającego linię z której jest zasilany rozpatrywany odbiorca oraz w
linii SN z której jest zasilany transformator, odpowiednie zależności pokazano poniżej:
(k1 PZ )2 k2 L
1
nN nN
DEonN = { [2t2 + ts ] 8760} 0,982
snN
2 nN
U 0,9272 34,8 snN 3
2
+ DP (k b ) F t + DP T +
CuN 3 s 2 FeN r
(k4 PZ )2 k2 L
1
SN SN
+ { [2t2 + ts ] 8760} 0,982 (10)
sSN
2 SN
U 0,9272 34,8 sSN 3
(k1 PZ )2 k2 L
1
nN nN
DEopnN = { [2t2 + ts ] 8760} 0,982
snN
2 nN
U Fod 2 34,8 snN 3
2
+ DP (k b ) F t + DP T +
CuN 3 s 2 FeN r
10
(k4 PZ )2 k2 L
1
SN SN
+ { [2t2 + ts ] 8760} 0,982 (11)
sSN
2 SN
U 0,9272 34,8 sSN 3
gdzie:
k - udział mocy odbiorcy nN w obciążeniu transformatora SN/nN
3
k - udział mocy odbiorcy nN obciążeniu linii SN
4
Skutki ekonomiczne obniżania tgj mogą być określane dla dwóch wariantów - z punktu
widzenia odbiorcy ocena taryfowa.
Podstawowe zależności określają wzory 12, oraz 13
KonN = (DEonN - DEopnN) ce
nN
(12)
gdzie: K - koszt zmniejszenia strat energii elektrycznej w pojedynczej linii nN, [zł ]
onN
ce - jednostkowy koszt dostawy energii elektrycznej dla odbiorcy nN [zł/MWh]
nN
ocena taryfowa
Kkond
ozwt2 =
1+ tgo 2j
2 szvn { -1} Aod
1+ tgd 2j
(14)
gdzie: o - okres zwrotu dla oceny taryfowej, [lata]
zwt2
K - koszt zakupu kondensatora [zł]
kond
s - składnik zmienny stawki sieciowej opłaty przesyłowej6
zvn
tg - wartość tg j - odniesienia
o
tgd - wartość tg j - docelowy
A - pobrana energia czynna przez odbiorców [MWh/a]
Wzór 14 określa okres zwrotu, jest on zależny od ceny kondensatora oraz kosztu
energii, którą odbiorca płaci w przypadku niedotrzymania właściwego wskaznika tgj.
3. Przykład obliczeniowy
Przykładowe obliczenia przeprowadzono w oparciu wyprowadzone wzory, dla odbioru SN
Rys.5 Schemat linii SN
6
Taryfa dla energii elektrycznej ENION S.A. z siedzibą w Krakowie, Kraków, 2005
11
Miejsce
pomiaru
Założono zmiany tgj, położenia odbioru oraz jego mocy, wyniki prezentują rysunki 6 i 7
Rys.6. Zmiany strat energii w funkcji położenia i mocy odbiorcy dla tgj = 0,4
120
100
80
60
250
40
P, kW
150
20
0 50
0,2 0,4 0,6 0,8 1
k1
0-20 20-40 40-60 60-80 80-100 100-120
yródło: Opracowanie własne
12
Straty energii,[kWh/a]
Rys.7 Zmiany strat energii w funkcji położenia i mocy odbiorcy dla tgj = 0,2
100
80
60
40
250
P, kW
20
150
0 50
0,2 0,4 0,6 0,8 1
k1
0-20 20-40 40-60 60-80 80-100
yródło: Opracowanie własne
Porównanie rysunków 6 i 7 nasuwa następujące wnioski:
moc odbiorcy w znacznie większym stopniu wpływa na wielkość strat w linii, niż jego
położenie
wielkość tgj jest znaczącym elementem podnoszenia sprawności w liniach, pobór
mocy przez odbiorcę przy docelowym jego wskazniku tgj = 0,2 pozwala dla odbiorcy
o przeciętnej mocy 200 kW, położonego w środku linii SN o całkowitej jej długości
równej 10 km, na wygenerowanie oszczędności w wysokości 2,83 MWh w skali
całego roku. Strategia ta przynosząca korzyści zarówno odbiorcy ( redukcja kar za
niedotrzymanie wskaznika tgj) oraz dostawcy, w kontekście priorytetów Unii
Europejskiej powinna być rekomendowana do wdrażania, w zakresie podnoszenia
efektywności rozdziału energii elektrycznej w sieciach dystrybucyjnych.
13
Straty energii,[kWh/a]
II.. Określenie kosztów dostawy energii elektrycznej w spółkach dystrybucyjnych.
1. Analiza kosztów dostawy energii elektrycznej w
przedsiębiorstwach dystrybucyjnych.
Analiza kosztów dostawy energii elektrycznej zostanie przeprowadzona na podstawie
zależności7:
kPiDz lZO DE%ZEi lZO kZ
ZEi ZEi ZEi ZEi
kDO = kZ + kPiDs + +
[1]
ZEi ZEi ZEi
(l110 + lSN + lnN ) (l110 + lSN + lnN ) 100
gdzie: kDO - jednostkowy koszt dostawy energii elektrycznej w i-tym zakładzie
ZEi
energetycznym [zł/MWh]
kZ - jednostkowy koszt zakupu energii elektrycznej, [zł/MWh]
ZEi
kPiDs - jednostkowy koszt stały przesyłu i dystrybucji, [zł/MWh]
ZEi
kPiDz - jednostkowy koszt zmienny przesyłu i dystrybucji, [zł/MWh]
ZEi
lZO - długość linii zasilającej odbiorcę, [km]
ZEi
DE% - wskaznik strat bilansowych, [%]
l , l , l - przeciętne długości linii 110 [kV], SN i nN w krajowym systemie
110 SN nN
dystrybucji energii elektrycznej.
Poszczególne parametry obliczone na podstawie zestawu danych za rok 20028:
kZ - 129,06 [zł/MW] l - 83,3 [km]
110
ZEi
kPiDs - 67,62 [zł/MW] l - 21,7 [km]
SN
ZEi
kPiDs - 61,63 [zł/MW] l - 0,589 [km]
nN
ZEi
DE% - 10,39 [%] lZO - 105,59 [km]9
ZEi
Wyniki tych badań prezentuje wykres 1, dla zmieniających się wartości
poszczególnych parametrów w granicach { 40% +40 % }
7
Jerzy Szkutnik, Ph.D: Zarządzanie logistyczne dystrybucją energii elektrycznej. Koszyce 2005.
8
Statystyka energetyki Polskiej, 2002, Agencja Rynku Energii, Warszawa 2003, Sytuacja Finansowa
Przedsiębiorstw Elektroenergetyki w 2002 roku, Warszawa, 2003.
9
w wyjściowych obliczeniach przyjęto koszt dostawy do finalnego odbiorcy zasilanego z linii niskiego napięcia,
l = 105,589 km ( suma długości na poszczególnych napięciach).
14
Wykres1. Wpływ poszczególnych składników kosztów na całkowity koszt działalności
operacyjnej.
340
Wskaznik strat
320
koszt zakupu
300
280
260
240
koszty dystrybucji
220
długość linii
zasilającej
200
-60 -40 -20 0 20 40 60
zmiany, %
koszt zakupu koszt dystr. stały koszt dystr. zmienny
długość linii wskaznik strat
yródło: opracowanie włąsne
Z powyższego wykresu widać, że największy wpływ na koszt jednostkowy
dostarczanej energii elektrycznej ma jednostkowy koszt zakupu energii elektrycznej. O wiele
słabiej oddziaływują na koszt jednostkowy energii: jednostkowy koszt stały przesyłu
i dystrybucji, jednostkowy koszt zmienny przesyłu i dystrybucji oraz długość linii zasilającej
odbiorcę. Natomiast wskaznik strat bilansowych ma znikomy wpływ na koszt jednostkowy
dostarczanej energii.
15
jedn.koszt dostawy, zł/MWh
Na poniższym wykresie pokazany został zakres kosztów dostawy energii elektrycznej
dla odbiorców zasilanych z poszczególnych napięć. Znaczne różnice w koszcie dostawy
wynikają także z różnicy długości sieci przy zasilaniu tych odbiorców. Im zasilanie odbywa
się na niższym poziomie napięciowym, tym droga dostawy jest większa, a co za tym idzie
większy też jest koszt tej dostawy.
Wykres 2 Zakres kosztów dostawy na poszczególnych stopniach sieci.
290
270
250
230
210
190
Sieć SN
Sieć nN
170 Sieć 110 kV
150
0 20 40 60 80 100 120 140
długość linii zasilającej,km
jedn.doszt dostawy
yródło: Jerzy Szkutnik, Ph.D: Zarządzanie logistyczne dystrybucją energii elektrycznej.
Koszyce 2005.
Największe zmiany kosztu dostawy obserwuje się u odbiorców 110 kV, koszt ten
zmienia się od 197 zł/MW do 257 zł/MW, zmiany te są tak duże, ponieważ modelowa
długość toru linii 110 kV jest największa wśród sieci dystrybucyjnych. Zmiany w zakresie
średniego napięcia są 257 270 zł/MWh, zmiany w niskim napięciu zaczynają się od ok. 270
zł/MWh. Należy w tym miejscu dodać, że ceny na energię elektryczną są nieco wyższe,
zawierają one bowiem marżę, która jest nieodzowna w handlowej działalności.
16
jedn.koszt dostawy, zł/MWh
Dalsze rozważania będą przeprowadzone na przykładach zakładów energetycznych
skonsolidowanych w Grupie Energetycznej ENION SA.:
Beskidzka Energetyka,
Będziński Zakład Elektroenergetyczny,
Zakład Energetyczny Częstochowa,
Zakład Energetyczny Kraków,
Zakład Energetyczny Tarnów.
Rysunek 3 Mapa Grupy Energetycznej ENION SA.
yródło: http://www.enion.pl/pl
17
Poszczególne parametry10 dla poszczególnych zakładów energetycznych obliczone
na podstawie zestawu danych za rok 200211:
Tabela 1. Dane syntetyczne do określenia kosztów dostawy energii elektrycznej w
przedsiębiorstwach dystrybucyjnych Grupy Energetycznej ENION.
Zakład Energetyczny
kZ [zł/MW] 123,9 136,8 136,05 132,6 125,5
ZEi
k
PiDsZEi
[zł/MW] 61,54 45,71 81,6 82,08 66,78
k
PiDsZEi
[zł/MW] 62,61 56,27 65,55 59,86 60,59
DE%
[%] 11,07 5,45 9,56 7,20 7,38
lZO [km] 105,59
ZEi
yródło; opracowanie własne na podstawie przyjętych danych przykładowych
10
Jerzy Szkutnik, Ph.D: Zarządzanie logistyczne dystrybucją energii elektrycznej. Koszyce 2005.
11
Statystyka energetyki Polskiej, 2002, Agencja Rynku Energii, Warszawa 2003, Sytuacja Finansowa
Przedsiębiorstw Elektroenergetyki w 2002 roku, Warszawa, 2003.
18
Parametr
Zakład
Zakład
Zakład
Tarnów
Kraków
Beskidzka
Energetyka
Częstochowa
Energetyczny
Energetyczny
Energetyczny
Będziński Zakład
Elektroenergetyczny
Na podstawie zestawionych danych syntetycznych w tabeli 1 można ułożyć dla
każdego z zakładów energetycznych GE ENION równania kosztów dostawy energii
elektrycznej (posługując się wzorem [1]).
Będzie rozważana możliwość dwustronnego zasilania odbiorów leżących na granicy
dwóch zakładów energetycznych. Aby dowiedzieć się z którego zakładu energetycznego jest
korzystniej taniej doprowadzić energię elektryczną, należy obliczyć z zależności [1] koszty
dostawy energii z każdej z dwóch sąsiadujących spółek dystrybucyjnych.
Niech będą dane dwa zakłady energetyczne: Zakład Energetyczny 1, Zakład
Energetyczny 2. Równanie kosztu dostawy tych spółek można zapisać:
- dla Zakładu Energetycznego 1:
kPiDz1 lZO1 DE%1 lZO1 kZ1
kDO1 = kZ1 + kPiDs1 + +
[12]
(l110 + lSN + lnN ) (l110 + lSN + lnN )100
kDO1 = f (lZO1)
[13]
- dla Zakładu Energetycznego 2:
kPiDz 2 lZO2 DE%2 lZO2 kZ 2
kDO2 = kZ 2 + kPiDs 2 + +
[14]
(l110 + lSN + lnN ) (l110 + lSN + lnN ) 100
kDO2 = f (lZO2)
[15]
Na rysunku 2 pokazano problematykę zasilania punktów granicznych przedsiębiorstw
dystrybucyjnych. Z ilustracji widać, że jest korzystniejszym zasilenie odbiorów w punkcie
P0 (granicznym) z zakładu energetycznego 1. Różnica w koszcie dostawy energii elektrycznej
do P0 pomiędzy spółkami dystrybucyjnymi wynosi "kDO. Natomiast w punkcie P1
(skorygowany) koszt dostawy energii elektrycznej z obydwu przedsiębiorstw byłby
jednakowy. Odległość punktu P1 od punktu P0 wzdłuż odcinka lZO2 wynosi "lZO.
19
Rysunek 1. Model przedstawiający dwustronne zasilanie odbiorów leżących w strefie
granicznej zakładów energetycznych.
granica sąsiadujących
"lZO
zakładów energetycznych
ZE1 ZE2
P0
P1
lZO1
lZO2
kDO2=f(lZO2)
kDO1=f(lZO1)
"kDO
yródło: Opracowanie własne.
Aby znalezć położenie punktu P1, należy porównać ze sobą wzory [12] oraz [14], a
następnie tak dobrać odległości od punktu odbioru do punktów zasilających, aby obie strony
równania [16] były sobie równe, tzn. koszty dostawy energii elektrycznej z każdego z
dwóch zakładów do rozważanego punktu odbiorczego były jednakowe.
kDO1 = kDO2
kPiDz1 lZO1 DE%1 lZO1 kZ1
kZ1 + kPiDs1 + + =
(l110 + lSN + lnN ) (l110 + lSN + lnN ) 100
kPiDz 2 lZO2 DE%2 lZO2 kZ 2 [16]
= kZ 2 + kPiDs 2 + +
(l110 + lSN + lnN ) (l110 + lSN + lnN ) 100
20
Równanie [16] posiada dwie zmienne, które należy obliczyć:
- lZO1 - odległość między punktem P1, a pierwszym zakładem energetycznym,
- lZO2 - odległość między punktem P1, a drugim zakładem energetycznym.
Aby rozwiązać równanie [16], można posłużyć się metodą prób i błędów . Ten typ
rozwiązania jest jednak czasochłonny, tym bardziej jeśli chce się obliczać więcej takich
punktów. Ja postanowiłem rozwiązać to zagadnienie wykorzystując zalety komputerów oraz
odpowiedniego oprogramowanie. Do obliczeń użyłem programu Microsoft Office Excel. Aby
zrealizować obliczenia, model dwóch sąsiadujących zakładów energetycznych umieściłem
w układzie kartezjańskim. Rysunek 10 przedstawia wzajemne położenie dwóch punktów
dystrybucji energii elektrycznej: A (xA, yA), B (xB, yB) oraz punktu odbiorczego P1 (x1, y1).
2. Model matematyczny dwóch sąsiadujących ze sobą przedsiębiorstw dystrybucyjnych.
Rysunek 2. Model dwustronnego zasilania odbiorów leżących w strefie granicznej zakładów
energetycznych w układzie kartezjańskim.
y
A
xA
lZ0A
B
xB
lZ0B
P1
x1
x
yA y1 yB
yródło: Własne.
21
Korzystając z zależności [13], można zapisać równania kosztów dostawy energii
elektrycznej z punktu A do punktu P1, oraz z punktu B do punktu P1:
Dla wariantu zasilania z punktu A:
kDOA = f (lZOA)
kDOA = A1 + A2 lZOA
[17]
Dla wariantu zasilania z punktu B:
kDOB = f (lZOB )
kDOB = B1 + B2 lZOB
[18]
gdzie:
- A1, A2, B1, B2 stałe współczynniki zależne od wartości współczynników
kosztowych: kZ ,kPiDs , kPiDz , DE%, l , l , l odpowiednio dla
110 SN nN
ZEi ZEi ZEi
zakładu energetycznego A oraz B (omówione przy okazji wzoru [1]).
- lZOA, lZOB odległości punktu P1 od odpowiednio punktu A oraz B.
W oparciu o znajomość współrzędnych punktów A, B, P1 można wyznaczyć
współczynniki prostych, jakie tworzą te punkty:
Równanie prostej AP1:
y = aA x + bA [19]
Aby obliczyć współczynniki aA, bA należy rozwiązać układ równań:
y1 = aA x1 + bA
[20]
= aA xA + bA
yA
Po przekształceniach otrzymujemy:
x1 yA - xA y1
b =
A
x1 - xA
x1 yA - xA y1 [21]
y1 -
x1 - xA
aA =
x1
22
Równanie prostej BP1:
y = aB x + bB [22]
Aby obliczyć współczynniki aB, bB należy rozwiązać układ równań:
y1 = aB x1 + bB
[23]
= aB xB + bB
yB
Po przekształceniach otrzymujemy:
x1 yB - xB y1
b =
B
x1 - xB
x1 yB - xB y1 [24]
y1 -
x1 - xB
aB =
x1
Mając współrzędne punktów A, B, P1 można obliczyć długości AP1 oraz BP1. Są to
długości dostawy energii elektrycznej z danego zakładu energetycznego do danego punktu.
Odległość AP1:
AP1 = (x1 - xA)2 + (y1 - yA)2
[25]
po uwzględnieniu współczynników równania prostej otrzymujemy:
y1 - bA
AP1 = ( - xA)2 + (y1 - yA)2 [26]
aA
Odległość BP1:
BP1 = (x1 - xB )2 + (y1 - yB )2
[27]
po uwzględnieniu współczynników równania prostej otrzymujemy:
y1 - bB
BP1 = ( - xB )2 + (y1 - yB )2 [28]
aB
23
Mając zależności [26] dla AP1 oraz [27] dla BP1 można:
kDOA = A1 + A2 lZOA
wzór [17] zapisać w postaci:
kDOA = f (y1)
[29]
kDOB = B1 + B2 lZOB
wzór [18] zapisać w postaci:
kDOB = f (y1)
[30]
Zależności [29] oraz [30] posiadają tylko jedną zmienną y1. Szukając punktu
P1 punktu w którym koszty dostawy energii elektrycznej są z obydwu spółek
dystrybucyjnych jednakowe, można posłużyć się zmienną y1. Należałoby sprawdzić wartości
kosztów dostawy z obydwu przedsiębiorstw dystrybucyjnych w zależności od zmiennej y1 po
całej długości odcinków AP1 oraz BP1 z odpowiednio małym przyrostem y1. A następnie
wybranie z pośród tablicy wyników ten najbardziej optymalny. Można to zrealizować
w następujący sposób:
Obliczenia dla prostej AP1:
Przyjmujemy skrajne wartości parametru y1 i obliczamy dla nich wartości kosztów
dostawy z obydwu spółek dystrybucyjnych oraz znajdujemy różnicę tych kosztów "k:
1 y1 = y1
kDOA = f (y1) = A1 + A2 (AP1)
kDOB = f (y1) = B1 + B2 (BP1)
Dk1 = kDOA - kDOB
2 y1 = yA
kDOA = f (yA) = A1 + A2 (0)
kDOB = f (yA) = B1 + B2 (BP1 + AP1)
Dk2 = kDOA - kDOB
24
Następnie z spośród wartości "k1, "k2 wybieramy tą, która ma wartość mniejszą. Jeśli
"k1>"k2 wtedy:
1 y1 = yA
kDOA = f (yA) = A1 + A2 (0)
kDOB = f (yA) = B1 + B2 (BP1 + AP1)
Dk1 = kDOA - kDOB
y1 + yA
y1 =
2 (przyjmujemy wartość pośrednia współrzędnej
2
y punktów A i P1).
y1 + yA
kDOA = f ( ) = A1 + A2 (AP1 - Dl)
2
y1 + yA
kDOB = f ( ) = B1 + B2 (BP1 + Dl)
2
Dk2 = kDOA - kDOB
gdzie
y1 + yA
- bA
y1 + yA
2
Dl = ( - xA)2 + ( - yA)2
aA 2
Jeśli "k1<"k2 wtedy:
y1 + yA
y1 =
1
2
y1 + yA
kDOA = f ( ) = A1 + A2 (AP1 - Dl)
2
y1 + yA
kDOB = f ( ) = B1 + B2 (BP1 + Dl)
2
Dk1 = kDOA - kDOB
25
2 y1 = y1
kDOA = f (y1) = A1 + A2 (AP1)
kDOB = f (y1) = B1 + B2 (BP1)
Dk2 = kDOA - kDOB
Postępując w analogiczny sposób, otrzymujemy z każdym następnym krokiem coraz
mniejszą wartość różnicy kosztów dostawy energii elektrycznej "k. Im więcej takich kroków
zrobimy, tym dokładniejsze obliczenia ("k bliższe zeru) otrzymamy.
Obliczenia dla prostej BP1:
Przyjmujemy skrajne wartości parametru y1 i obliczamy dla nich wartości kosztów
dostawy z obydwu spółek dystrybucyjnych oraz znajdujemy różnicę tych kosztów "k:
1 y1 = y1
kDOA = f (y1) = A1 + A2 (AP1)
kDOB = f (y1) = B1 + B2 (BP1)
Dk1 = kDOA - kDOB
2 y1 = yB
kDOA = f (yB ) = A1 + A2 (BP1 + AP)
kDOB = f (yB ) = B1 + B2 (0)
Dk2 = kDOA - kDOB
Następnie z spośród wartości "k1, "k2 wybieramy tą, która ma wartość najmniejszą.
Jeśli "k1<"k2 wtedy:
y1 = y1
1
kDOA = f (y1) = A1 + A2 (AP1)
26
kDOB = f (y1) = B1 + B2 (BP1)
Dk1 = kDOA - kDOB
y1 + yB
y1 =
2 (przyjmujemy wartość pośrednia między współrzędną
2
y punktów B i P1).
y1 + yB
kDOA = f ( ) = A1 + A2 (AP1 + Dl)
2
y1 + yB
kDOB = f ( ) = B1 + B2 (BP1 - Dl)
2
Dk2 = kDOA - kDOB
gdzie
y1 + yB
- bB
y1 + yB
2
Dl = ( - xA)2 + ( - yA)2
aB 2
Jeśli "k1>"k2 wtedy:
y1 + yB
y1 =
1
2
y1 + yB
kDOA = f ( ) = A1 + A2 (AP1 + Dl)
2
y1 + yB
kDOB = f ( ) = B1 + B2 (BP1 - Dl)
2
Dk1 = kDOA - kDOB
2 y1 = yB
kDOA = f (yB ) = A1 + A2 (BP1 + AP)
kDOB = f (yB ) = B1 + B2 (0)
Dk2 = kDOA - kDOB
27
3. Program do obliczania i wizualizacji granicy skorygowanej dwóch spółek
dystrybucyjnych - KOSZT DOSTAWY .
Po wykonaniu n kroków obliczeń na prostych AP1 i BP1, otrzymujemy dwa wyniki dla
obydwu prostych. Wybieramy spośród nich o mniejszej wartości "k. Dysponując
odpowiednimi narzędziami obliczeniowymi np. Microsoft Office Excel można zrealizować
obliczenia o dowolnej precyzji. Przy obliczeniach o liczbie n kroków, odcinek między
punktem zasilającym a, punktem zasilanym jest dzielony na 2n części i w każdym z tych
punktów są dokonywane obliczenia. W programie KOSZT DOSTAWY precyzja obliczeń
wynosi n=14 kroków. Przyjmując, 100 km-owy odcinek, program wykonuje obliczenia
co około 6 m.
W wspomniana aplikacja wykonuje obliczenia dla wszystkich spółek dystrybucyjnych
GE ENION. Program KOSZT DOSTAWY wyznacza przebieg skorygowanej wybranej
granicy wewnętrznej GE ENION, oraz wizualizuje ją. Użytkownik może prześledzić
w każdym punkcie granicznym wartość kosztu dostawy energii elektrycznej oraz odległość
do granicy zarówno rzeczywistej jak i obliczonej skorygowanej, jak również długość
przesunięcia granic. Ponadto aplikacja umożliwia zasymulowanie przesunięcia dowolnie
granicy między przedsiębiorstwami i również wyznaczenie nowych wartości kosztów
dostawy energii elektrycznej, odległości od punktów zasilających i od granicy rzeczywistej.
Ponieważ parametry występujące we wzorze kosztów mogą się zmieniać, w moim
programie przewidziałem możliwość regulacji odpowiednich zmiennych:
kZ - jednostkowy koszt zakupu energii elektrycznej, [zł/MWh],
ZEi
kPiDs - jednostkowy koszt stały przesyłu i dystrybucji, [zł/MWh],
ZEi
kPiDz - jednostkowy koszt zmienny przesyłu i dystrybucji, [zł/MWh],
ZEi
DE% - wskaznik strat bilansowych, [%],
lZO - przeciętne długości linii w krajowym systemie dystrybucji energii elektrycznej.
ZEi
28
Rysunek 3. Program KOSZT DOSTAWY służący do obliczenia kosztów dostawy energii
elektrycznej GE ENION.
yródło: Własne.
Rysunek 11 przedstawia zdjęcie programu KOSZT DOSTAWY . W prawym
górnym rogu okna programu widzimy mapę GE ENION. Kolorem niebieskim są oznaczone
granice pomiędzy przedsiębiorstwami dystrybucyjnymi w chodzących w skład ENION-u.
W lewym górnym są przyciski, za pomocą których można włączyć bądz wyłączyć
obliczone przez program granice skorygowane.
Poniżej znajduje się pięć przycisków służących do z wizualizowania konkretnych par
spółek dystrybucyjnych.
W tabelce zebrane zostały parametry wzoru kosztu dostawy energii elektrycznej [1],
dla wszystkich spółek dystrybucyjnych GE ENION. Użytkownik ma możliwość sterowania
tymi parametrami w zakresie {-40% +40%}.
W dolnej części aplikacji znajduje się legenda, opisująca wspomniane parametry
zależności [1].
29
Rysunek 4. Program KOSZT DOSTAWY służący do obliczenia kosztów dostawy energii
elektrycznej - wizualizacja spółek dystrybucyjnych w Będzinie oraz Krakowie.
yródło: Własne.
Rysunek 12 przedstawia zdjęcie programu KOSZT DOSTAWY . W prawym
górnym rogu okna programu widzimy mapę dwóch przedsiębiorstw dystrybucyjnych:
Będziński Zakład Elektroenergetyczny,
Zakład Energetyczny Kraków.
Kolorem niebieskim jest oznaczona granica rzeczywista pomiędzy przedsiębiorstwami
dystrybucyjnymi. Kolorem czerwonym oznaczona jest granica skorygowana. Kolorem
fioletowym oznaczona jest granica sterowana.
W lewym górnym są przyciski, za pomocą których można włączyć bądz wyłączyć
obliczone przez program granice skorygowane oraz powrócić do strony głównej z mapą
GE ENION.
W górnej tabelce zebrane zostały parametry wzoru kosztu dostawy energii
elektrycznej [1], dla spółek dystrybucyjnych z Będzina oraz z Krakowa. Użytkownik
ma możliwość sterowania tymi parametrami w zakresie {-40% +40%}.
30
W dolnej tabelce są pokazane wyniki obliczeń dla granicy rzeczywistej kolor
niebieski, dla granicy skorygowanej kolor czerwony, dla granicy sterowanej kolor
fioletowy. Tabelka ta zawiera koszty dostawy z Krakowa oraz z Będzina do punktu
granicznego nr i (wybór punktu realizowany pokrętłem znajdującym się w prawym górnym
rogu tej tabelki), odległości między punktami dystrybucji, a punktami odbiorczymi (punkt nr
i), oraz dla granicy skorygowanej i sterowanej odległość między granicą rzeczywistą,
a skorygowaną/sterowaną. Drugie pokrętne służy do sterowania położenia granicy sterowanej
w stosunku do granicy rzeczywistej.
W dolnej części aplikacji znajduje się legenda, opisująca wielkości z dolnej tabeli.
31
4. Wyniki obliczeń programu KOSZT DOSTAWY .
W Grupie Energetycznej ENION sąsiaduje ze sobą pięć zakładów energetycznych. Tworzą one
między sobą pięć granic:
- Beskidzka Energetyka - Zakład Energetyczny Kraków,
Rysunek 5. Granica rzeczywista oraz skorygowana przedsiębiorstw dystrybucyjnych:
Beskidzka Energetyka - Zakład Energetyczny Kraków.
200
175
150
Kraków
125
[km]
100
Bielsko-Biała
75
50
25
0
25 50 75 100 125 150 175 200 225 250 275 300
[km]
yródło: Własne
32
Wyniki obliczeń (średnie) dla pary przedsiębiorstw dystrybucyjnych: Beskidzka
Energetyka oraz Zakład Energetyczny Kraków, można zebrać w tabeli:
Tabela 2. Średnia wyników dla spółek dystrybucyjnych: Beskidzka Energetyka - Zakład
Energetyczny Kraków.
Granica rzeczywista Granica skorygowana
kDOBielsko-Biała kDOKraków "k "l kDO
[zł/MW/h] [km] [zł/MW/h]
231,8 215,3 17,4 12,5 223,9
yródło: opracowanie własne
gdzie:
- kDOBielsko-Biała - średni koszt dostawy energii elektrycznej ze spółki dystrybucyjnej Beskidzka
Energetyka do granicy rzeczywistej,
- kDOKraków średni koszt dostawy energii elektrycznej ze spółki dystrybucyjnej Zakład
Energetyczny Kraków do granicy rzeczywistej,
-"k średnia różnica między kosztem dostawy energii elektrycznej ze spółki
dystrybucyjnej Beskidzka Energetyka a, kosztem dostawy ze spółki dystrybucyjnej
Zakład Energetyczny Kraków do granicy rzeczywistej,
-"l średnia odległość między granicami rzeczywistą a, skorygowaną,
-kDO średnia wartość kosztu dostawy energii elektrycznej do granicy skorygowanej (koszt
dostawy energii elektrycznej z obydwu przedsiębiorstw dystrybucyjnych jest jednakowy).
Na podstawie obliczeń programu koszty_dostawy można stwierdzić, iż z punktu widzenia
oceny kosztu dostawy energii elektrycznej, należałoby przesunąć granicę między spółką
dystrybucyjną Beskidzka Energetyka a, Zakład Energetyczny Kraków o około 12,5 [km]w
kierunku Bielsko-Białej.
33
- Będziński Zakład Elektroenergetyczny - Beskidzka Energetyka,
Rysunek 6. Granica rzeczywista oraz skorygowana przedsiębiorstw dystrybucyjnych:
Będziński Zakład Elektroenergetyczny - Beskidzka Energetyka.
200
Będzin
175
150
125
[km]
100
Bielsko-Biała
75
50
25
25 50 75 100 125 150 175
[km]
yródło: Własne
34
Wyniki obliczeń (średnie) dla pary przedsiębiorstw dystrybucyjnych: Będziński Zakład
Elektroenergetyczny oraz Beskidzka Energetyka:
Tabela 3. Średnia wyników dla spółek dystrybucyjnych: Będziński Zakład
Elektroenergetyczny oraz Beskidzka Energetyka.
Granica rzeczywista Granica skorygowana
kDOBielsko-Biała kDOBędzin "k "l kDO
[zł/MW/h] [km] [zł/MW/h]
222,8 206,1 16,7 13,2 214,1
yródło: opracowanie własne
gdzie:
- kDOBielsko-Biała - średni koszt dostawy energii elektrycznej ze spółki dystrybucyjnej Beskidzka
Energetyka do granicy rzeczywistej,
- kDOBędzin średni koszt dostawy energii elektrycznej ze spółki dystrybucyjnej Będziński
Zakład Elektroenergetyczny do granicy rzeczywistej,
- "k średnia różnica między kosztem dostawy energii elektrycznej ze spółki
dystrybucyjnej Beskidzka Energetyka a, kosztem dostawy ze spółki dystrybucyjnej Będziński
Zakład Elektroenergetyczny do granicy rzeczywistej,
- "l średnia odległość między granicami rzeczywistą a, skorygowaną,
- kDO średnia wartość kosztu dostawy energii elektrycznej do granicy skorygowanej (koszt
dostawy energii elektrycznej z obydwu przedsiębiorstw dystrybucyjnych jest jednakowy).
Na podstawie obliczeń programu koszty_dostawy można stwierdzić, iż z punktu
widzenia oceny kosztu dostawy energii elektrycznej, należałoby przesunąć granicę między
spółką dystrybucyjną Beskidzka Energetyka a, Będziński Zakład Elektroenergetyczny o około
13,2 [km] w kierunku Bielsko-Białej.
35
- Zakład Energetyczny Częstochowa - Będziński Zakład Elektroenergetyczny,
Rysunek 7. Granica rzeczywista oraz skorygowana przedsiębiorstw dystrybucyjnych: Zakład
Energetyczny Częstochowa - Będziński Zakład Elektroenergetyczny.
300
275
Częstochowa
250
225
[km]
200
Będzin
175
150
125
0 25 50 75 100 125 150
[km]
yródło: Własne
36
Wyniki obliczeń (średnie) dla pary przedsiębiorstw dystrybucyjnych: Zakład
Energetyczny Częstochowa oraz Będziński Zakład Elektroenergetyczny, można zebrać
w tabeli:
Tabela 4. Średnia wyników dla spółek dystrybucyjnych: Zakład Energetyczny Częstochowa -
Będziński Zakład Elektroenergetyczny.
Granica rzeczywista Granica skorygowana
kDOBędzin kDOCzęstochowa "k "l kDO
[zł/MW/h] [km] [zł/MW/h]
207,6 254,0 46,4 34,4 228,4
yródło: Opracowanie własne
gdzie:
- kDOBędzin - średni koszt dostawy energii elektrycznej ze spółki dystrybucyjnej Będziński
Zakład Elektroenergetyczny do granicy rzeczywistej,
- kDOCzęstochowa średni koszt dostawy energii elektrycznej ze spółki dystrybucyjnej Zakład
Energetyczny Częstochowa do granicy rzeczywistej,
- "k średnia różnica między kosztem dostawy energii elektrycznej ze spółki
dystrybucyjnej Będziński Zakład Elektroenergetyczny a, kosztem dostawy ze spółki
dystrybucyjnej Zakład Energetyczny Częstochowa do granicy rzeczywistej,
- "l średnia odległość między granicami rzeczywistą a, skorygowaną,
- kDO średnia wartość kosztu dostawy energii elektrycznej do granicy skorygowanej (koszt
dostawy energii elektrycznej z obydwu przedsiębiorstw dystrybucyjnych jest jednakowy).
Na podstawie obliczeń programu koszty_dostawy można stwierdzić, iż z punktu
widzenia oceny kosztu dostawy energii elektrycznej, należałoby przesunąć granicę między
spółką dystrybucyjną Będziński Zakład Elektroenergetyczny a, Zakład Energetyczny
Częstochowa o około 34,4 [km] w kierunku Częstochowa.
37
- Zakład Energetyczny Kraków - Będziński Zakład Elektroenergetyczny,
Rysunek 8. Granica rzeczywista oraz skorygowana przedsiębiorstw dystrybucyjnych: Zakład
Energetyczny Kraków - Będziński Zakład Elektroenergetyczny.
200
Będzin
175
150
Kraków
125
[km]
100
75
50
25
0
25 50 75 100 125 150 175 200 225 250 275 300
[km]
yródło: Własne
38
Wyniki obliczeń (średnie) dla pary przedsiębiorstw dystrybucyjnych: Zakład
Energetyczny Kraków oraz Będziński Zakład Elektroenergetyczny, można zebrać w tabeli:
Tabela 5. Średnia wyników dla spółek dystrybucyjnych: Zakład Energetyczny Kraków -
Będziński Zakład Elektroenergetyczny.
Granica rzeczywista Granica skorygowana
kDOBędzin kDOKraków "k "l kDO
[zł/MW/h] [km] [zł/MW/h]
208,6 223,0 14,4 10,9 215,1
yródło: Opracowanie własne
gdzie:
- kDOBędzin - średni koszt dostawy energii elektrycznej ze spółki dystrybucyjnej Będziński
Zakład Elektroenergetyczny do granicy rzeczywistej,
- kDOKraków średni koszt dostawy energii elektrycznej ze spółki dystrybucyjnej Zakład
Energetyczny Kraków do granicy rzeczywistej,
- "k średnia różnica między kosztem dostawy energii elektrycznej ze spółki
dystrybucyjnej Będziński Zakład Elektroenergetyczny a, kosztem dostawy ze spółki
dystrybucyjnej Zakład Energetyczny Kraków do granicy rzeczywistej,
- "l średnia odległość między granicami rzeczywistą a, skorygowaną,
- kDO średnia wartość kosztu dostawy energii elektrycznej do granicy skorygowanej (koszt
dostawy energii elektrycznej z obydwu przedsiębiorstw dystrybucyjnych jest jednakowy).
Na podstawie obliczeń programu koszty_dostawy można stwierdzić, iż z punktu
widzenia oceny kosztu dostawy energii elektrycznej, należałoby przesunąć granicę między
spółką dystrybucyjną Będziński Zakład Elektroenergetyczny a, Zakład Energetyczny Kraków
o około 14,4 [km] w kierunku Kraków.
39
- Zakład Energetyczny Tarnów - Zakład Energetyczny Kraków.
Rysunek 9. Granica rzeczywista oraz skorygowana przedsiębiorstw dystrybucyjnych: Zakład
Energetyczny Tarnów - Zakład Energetyczny Kraków.
200
175
150
Tarnów
Kraków
125
[km]100
75
50
25
0
100 125 150 175 200 225 250 275 300
[km]
yródło: Własne
40
Wyniki obliczeń (średnie) dla pary przedsiębiorstw dystrybucyjnych: Zakład
Energetyczny Tarnów oraz Zakład Energetyczny Kraków, można zebrać w tabeli:
Tabela 6. Średnia wyników dla spółek dystrybucyjnych: Zakład Energetyczny Tarnów -
Zakład Energetyczny Kraków.
Granica rzeczywista Granica skorygowana
kDOTarnów kDOKraków "k "l kDO
[zł/MW/h] [km] [zł/MW/h]
244,9 222,0 25,7 18,6 234,0
yródło: Opracowanie własne
gdzie:
- kDOTarnów - średni koszt dostawy energii elektrycznej ze spółki dystrybucyjnej Zakład
Energetyczny Tarnów do granicy rzeczywistej,
- kDOKraków średni koszt dostawy energii elektrycznej ze spółki dystrybucyjnej Zakład
Energetyczny Kraków do granicy rzeczywistej,
-"k średnia różnica między kosztem dostawy energii elektrycznej ze spółki
dystrybucyjnej Zakład Energetyczny Tarnów a, kosztem dostawy ze spółki dystrybucyjnej
Zakład Energetyczny Kraków do granicy rzeczywistej,
- "l średnia odległość między granicami rzeczywistą a, skorygowaną,
- kDO średnia wartość kosztu dostawy energii elektrycznej do granicy skorygowanej (koszt
dostawy energii elektrycznej z obydwu przedsiębiorstw dystrybucyjnych jest jednakowy).
Na podstawie obliczeń programu koszty_dostawy można stwierdzić, iż z punktu
widzenia oceny kosztu dostawy energii elektrycznej, należałoby przesunąć granicę między
spółką dystrybucyjną Zakład Energetyczny Tarnów a, Zakład Energetyczny Kraków o około
18,6 [km] w kierunku Tarnów.
41
Wszystkie powyższe koszty można zapisać w postaci jednej zależności:
kPiDz lZO DE%ZEi lZO kZ
ZEi ZEi ZEi ZEi
kDO = kZ + kPiDs + +
[1]
ZEi ZEi ZEi
(l110 + lSN + lnN ) (l110 + lSN + lnN ) 100
Na podstawie programu KOSZT DOSTAWY , wykorzystujący wzór [1], można
przeprowadzić analizę kosztów dostawy energii elektrycznej w GE ENION SA. Program
po wykonaniu obliczeń wygenerował nowy model mapy ENION-u.
Rysunek 10. Mapa ENION z obliczonymi granicami skorygowanymi.
300
250
Częstochowa
200
Będzin
[km]
150
Kraków Tarnów
100
Bielsko-Biała
50
0
0 50 100 150 200 250
[km]
yródło: Własne
42
Najważniejsze dane uzyskane z aplikacji KOSZT DOSTAWY zostały zestawione
w tabeli poniżej.
Tabela 7. Dane uzyskane z programu KOSZT DOSTAWY .
Granica rzeczywista Granica skorygowana
Spółki
kDOA kDOB "k "l kDO
dystrybucyjne
[zł/MW/h] [km] [zł/MW/h]
A-Bielsko-Biała
231,8 215,3 17,4 12,5 223,9
B-Kraków
A-Bielsko-Biała
222,8 206,1 16,7 13,2 214,1
B-Będzin
A-Będzin
207,6 254,0 46,4 34,4 228,4
B-Częstochowa
A-Będzin
208,6 223,0 14,4 10,9 215,1
B-Kraków
A-Tarnów
244,9 222,0 25,7 18,6 234,0
B-Kraków
yródło: Własne
gdzie:
- kDOA - średni koszt dostawy energii elektrycznej ze spółki dystrybucyjnej A do granicy
rzeczywistej,
- kDOB - średni koszt dostawy energii elektrycznej ze spółki dystrybucyjnej do granicy
rzeczywistej,
- "k średnia różnica między kosztem dostawy energii elektrycznej ze spółki
dystrybucyjnej A a, kosztem dostawy ze spółki dystrybucyjnej B do granicy rzeczywistej,
- "l średnia odległość między granicami rzeczywistą a, skorygowaną,
- kDO średnia wartość kosztu dostawy energii elektrycznej do granicy skorygowanej (koszt
dostawy energii elektrycznej z obydwu przedsiębiorstw dystrybucyjnych jest jednakowy).
43
44
Wyszukiwarka
Podobne podstrony:
Wykład V Ekonomika i Zarządzanie Inwestycjiegzamin odpowiedzi ekonomia i podstawy finansow (1)newWyklad 12 Podstawowe typy zwiazkow chemicznych blok s i p PCHN SKP studportWyklad 09 Podstawy Genetyki AIRachunkowosc wyklad 9 leasing podstawywykład Ekonomia dobrobytuWykład 1 pojęcia podstawoweMikroekonomia wykład 6 2010b Podstawowe struktury rynkoweWoroniecka Program wykładów z ekonomiiWyklad 07 Podstawy Genetyki AIWyklad 15 podstawy szczegolnej teorii wzglednoscihes notatki z wykladu ekonomia magisterskie 2 semestrWykład 10 Podstawowe algorytmy sterowaniawyklad2 rozwiniecie podstawowychWYKŁAD 1 chemiczne podstawy w biochemiiwięcej podobnych podstron