1) Koszty kapitałowe

Kr(roczne)=Kk(kapitałowe)+Ke(eksploatacyjne)

Kk=Kopr+Kam

Kopr -roczne koszty obsługi kapitału, świadczenia na rzecz państwa (podatki)

Kam -pieniądze odkładane na zakup nowych (wymianę) maszyn i sprzętu gdy obecnie używany starzeje się (niszczy), zużycie maszyn:

a)techniczne -na skutek długiej pracy

b)moralne -zmniejszenie wydajności maszyn z powodu powstawania nowych o większej wydajności i lepszych parametrach

Ke=Krem+Kruch+Kadm

Krem -(remontu) konserwacje i remonty okresowe eksploatacyjnych elementów takie które się wycierają w czasie pracy (Krem=Krk+Krb; Krk-kapitalne, Krb-bierzące)

Kruch -materiały, energia, paliwo, transport, obsługa (pensje) pracowników (Kruch=Kmr+Kpr+Kor; Kmr-materiałów i surowców,Kpr-paliwa i energii, Kor-osobowe ruchu)

Kadm -administracyjne, koszty utrzymania działów pomocniczych nie związanych bezpośrednio z produkcją np.transport, zaopatrzenie, narzędzia, wysoko wyspecjalizowany dział konstrukcyjny, dyrekcja, kadry.

Ke=Kes(stałe, nie zależą od wielkości produkcji)+Kez(zmienne zależne od wielkości produkcji)

Kes=Krk+Krg+Kor+Kadm

Kez=Kmr+Kpr

Kr=Kk+Kes+Kez

Współczynnik r mówi o tym jaki udział ma dana inwestycja w całości tego ile warta jest spółka Kn-(wartość nakładu na inwestycję)

Metody amortyzacji

-stała/liniowa -odpis amortyzacyjny co roku jest jednakowy i wynosi
, natomiast różny jest Kr(roczne koszty obsługi kapitału) koszty akumulacji

-rosnąca/progresywna -odpis na amortyzację jest najmniejszy w pierwszym roku , wynosi
gdzie a-współczynnik odpisu amortyzacyjnego dla roku 1; następnie odpisy amortyzacyjne rosną co roku ale tak że suma ich Kam i rocznych środków trwałych Kopr była stała Kki=Kopri+Kami=const (i-każdego roku)

2)Transformatory

Straty czynne

Straty bierne

Dla mocy chwilowej

Dobór mocy transformatora

Obciążenie ekonomiczne trafo (takie przy którym jednostkowe straty są najmniejsze)

Zależność strat jednostkowych trafo od obciążenia

Przy wzroście mocy biernej rośnie moc pozorna, wzrasta natężenie prądu co powoduje straty mocy czynnej.

ke- energetyczny równoważnik mocy biernej

Określenie liczby transformatorów na pokrycie obciążenia (Sx-obciążenie)

Z uwzględnieniem przepływu mocy biernej

Praca równoległa trafo

warunki: a)równość przekładni, b)jednakowe przesunięcia fazowe, c)stosunek mocy nie może być większy niż 1/3

Straty mocy dPt transformatorów w funkcji obciążenia St dla; a) n-transformatorów, b)n+1 trafo

Jednakowe trafo:

Dla różnych trafo

3. Straty mocy

Charakterystyka przenoszenia mocy

Straty energii

Wszystko podłączone do napięcia zawsze pobiera energię nawet gdy nie jest używane, energię tę zużywa na magnesowanie wewnętrzne

-stopień zatrudnienia, zazwyczaj roczny {r lub a}

4) wykresy obciążeń

Zmienność obciążeń można przedstawić wykresami: kalendarzowymi, uporządkowanymi, całkowymi, oraz określić wskaźniki charakterystyczne określające tę zmienność

Dobowy wykres obciążeń

Pdśr-średnia

Pds-szczytowa

Pdi-zainstalowana

Pdt-chwilowa

Energia dobowa-pobrana/zużyta

Średnia moc pobierana w czasie doby -pobierając moc średnią przez 24h zużyje się tyle energii ile wynika z jej wahań.

Straty jakie wywoła nie dostarczenie 1KWh E(ka)=30zł/KWh

Analiza dobowej zmienności obciążeń:

Zmienność obciążeń związana z czasem

Tds-czas wykorzystania mocy/obciążenia szczytowego jest zastępczym czasem w którym pracując z mocą szczytową Pds pobrana lub wyprodukowana będzie energia dobowa Ad. Tds=Ad/Pds

Tdi- czas przez który wyprodukowana/zużyta zostanie Ad przy pracy z mocą Pi

Dobowy wykres uporządkowany odczytujemy z niego przez jaki przedział czasu trwa dana moc

Konstrukcja graficzna dobowego wykresu całkowego obciążeń Adt=f(tdk)

Roczny uporządkowany wykres obciążeń

Roczny wykres obciążeń tworzymy z 365 wykresów dobowych

Metoda 4 wykresów charakterystycznych

100razy doba robocza zimowa

200razy doba robocza letnia

33razy doba świąteczna zimowa

32razy doba świąteczna letnia

Lub 6 wykresów charakterystycznych.

Urzywając 365 wykresów dobowych błąd wyniesie do koło 10% (niewiele)

5) kompensacja mocy biernej

Gabaryty generatora w elektrowni zalezą od J w jego uzwojeniach

P=const, gdy cosfi maleje to J rośnie

Spadek napięcia w sieci która ma odbiory rezystancyjne i reaktancyjne, sinus rośnie dużo szybciej ze spadkiem cosinusa

Sposoby poprawy cos(fi)

Naturalne -racjonalne używanie odbiorów elektrycznych

Sztuczne -instalowanie urządzeń kompensacyjnych

Naturalne odpowiednie racjonalne gospodarczo użytkowanie maszyn i urządzeń elektroenergetycznych, polega na tym by przy mniejszym obciążeniu linii technologicznej wyłączać część urządzeń obciążając pozostałe (niedociążony silnik ma niski cos(fi))

Przełączanie uzwojeń silników

Gwiazda trójkąt, prąd po przełączeniu będzie taki sam ale mniejsze napięcie sprawi że spadnie moc wtedy nawet małe obciążenie bardziej dociąży silnik i cos(fi) urośnie

Przegrupowanie silników w celu ich dociążenia, jeżeli silniki są trwale niedociążone to możemy zainstalować silniki o mniejszej mocy celowość tego działania okresla warunek

, P1,Q1większe od P2,Q2

Sztuczne sposoby kompensacji mocy biernej polegają na wytworzeniu m biernej na miejscu tak aby nie było konieczności jej przesyłania

Przy zmiennej mocy czynnej pobieranej przez odbiory przyłączone do tych samych szyn zmieniać się też musi moc kompensacyjna, realizowane to jest przez bateriękondensatorów przyłączonych przez regulator współczynnika mocy.

Kondensatory powodują

-powstawanie wyższych harmonicznych

-wzrost napięcia

Baterie kondensatorów maja te wadę że zwiększaja amplitudę wyższych harmonicznych jeżeli obwód jest nieliniowy

Stosowanie kompensacji mocy biernej kondensatorów jest sposobem najtańszym i najprostszym.

Kompensacja może być indywidualna, grupowa lub centralna

-indywidualna, do zacisków każdego odbiornika podłączony jest kondensator

Stosowanie slników synchronicznych

Najskuteczniejsze przy stałym obciążeniu, potrzebują regulatora i wzbudzenia. Silnik synchroniczny przewzbudzony jest Źródłem mocy biernej pojemnościowej, do wad należą duże straty mocy czynnej na wyprodukowanie mocy biernej

6) stopa dyskonta

d -to wartość zwana stopą dyskonta/kapitałową która jest stopą zrzeczenia się przyszłych środków finansowych na rzecz aktualnie dostępnych środków. Istnienie stopy dyskontowej wynika ze zmiennej w czasie wartości pieniądza i wyraża stosunek w jakim przyszły kapitał zrównuje swoją efektywna wartość z kapitałem bieżącym. Stopa dyskonta umożliwia przeliczanie przyszłej wartości kapitału na jej wartość bierzącą co nazywa się dyskontowaniem.

*Przy stosowaniu odpisów akumulacyjnych stosuje się normatywny czas eksploatacji urządzeń N po upływie którego urządzenie będzie miało wartość złomu po odjęciu kosztu demontażu np. kondensatory statyczne 25lat, baterie akumulatorów 12lat, linie kablowe 33lata

*Podstawowymi czynnikami które wpływają na wartość urządzeń są:

-zużycie fizyczne

-zużycie moralne (ekonomiczne)

-nie przystosowanie maszyn i urządzeń do zmiennych w czasie obciążeń i wydajności urządzeń współpracujących

12121: RACHUNEK DYSKONTA

Rachunek ekonomiczny (stopa dyskonta) - uwzględnia efekty zamrożenia kosztów oraz opiera się na założeniu, że przyszłe koszty i zyski można przeliczyć na koszty równoważne. Te koszty równoważne oblicza się dla roku "0" poprzedzającego okres eksploatacji. Podstawowym założeniem rachunku dyskonta jest założenie, że dzisiejsze koszty Ko po "i" latach są równoważne kosztom Ki równym Ki=K(1+d)^i . Stopa dyskonta d wyraża średni roczny przyrost wartości w gospodarce narodowej lub w danej branży. Dla inwestycji euroenergetycznych przyjmuje się, że d = 0,08-0,10 tzn., że te środki zainwestowane w energetykę dają od 8 do 10% zysku rocznego. 1 typ - inwestycja realizowana jest w jednym roku, zerowym, a w okresie eksploatacji koszty eksploatacyjne i efekty są w każdym roku takie same 2 typ - inwestycja realizowana jest od roku -M do roku zerowego, po którym rozpoczyna się eksploatacja i nast. w roku M ponoszone są dodatkowe koszty na modernizację bądź rozbudowę inwestycji, natomiast koszty eksploatacji i efekty każdego roku są inne. 3 typ - koszty inwestycyjne ponoszone są od roku- M do roku 0 następuje eksploatacja czyli początek eksploatacji rok 1 .w czasie eksploatacji ponoszone są dalsze koszty powiązane z rozbudową, modernizacją a koszty eksploatacyjne i efekty są równe.

X Taryfy elektroenergetyczne

1.Podstawowe równania taryf

- taryfa 3-czonowa

K= Kn+ Km*Ps'+ Ke*A

K- opłata za licznik(odczyt), Kn- koszt urządzeń pomiarowych i ich obsługi(opłata obrachunkowa),

Km- jednostkowa opłata za moc szczytową, Ps'- udział w obciążeniu szczytowym,

A-Ilość energii pobranej w okresie obrachunkowym

Opłata stała + opłata za moc+ opłata za energię

- taryfa 2-członowa

K= K'm*Ps' + Ke*A

Dla uproszczenia opłatę obrachunkową (Kn) łączy się z opłatą za moc i wówczas taryfa 3-członowa stała się 2-członową.

Zwykle zwiększa się koszt jednostkowy mocy pobieranych w godzinach szczytowych a zmniejsza w pozaszczytowych. Zachęca się klientów do przesuwania większych obciążeń na ten drugi okres.

-Taryfa ryczałtowa

K= Kn+ Km*Ps'+ A/Ts' *KeTs'= Kn+Ps'(Km+ KeTs')= Kn+ Ps'*Kor

Kor= (Km+ Ke*Ts')

W tej taryfie nie uwzględnia się opłaty za energię a jedynie za moc. Taryfa ryczałtowa nie wymaga stosowania do pomiaru licznika energii lecz jedynie wskaźnika mocy szczytowej lub tzw. Ogranicznika czyli urządzenia powodującego samoczynne wyłączenia odbiorcy w przypadku przekroczenia przez niego ustalonej w umowie. Odpowiednio dla odbiorców którzy używają energię zawsze w tych samych godzinach.

2. Podstawowe definicje taryfowe

- taryfa- cena za dostawę energii elektrycznej która konstruowana jest przy użyciu odpowiednich kryteriów. Akt prawny, zasady i cennik

- grupa przyłączeniowa- grupa podmiotów przyłączonych do sieci sklasyfikowana w nast. sposób:

- podmiot- kategoria prawna, odbiorca

- grupa2- odbiorcy przyłączeni do sieci 110kV

- grupa3- odbiorcy przyłączeni do nap 1kV<x <110kV

- grupa4- odbiorcy Un≤ 1kV ale Pprzył> 40kW albo Izab> 63A

- grupa5- odbiorcy Un≤ 1kV ale Pprzył< 40kW albo Izab≤ 63A

- grupa6- tymczasowe przyłączenie na zasadach indywidualnej umowy która jest zawierana na czas nie dłuższy niż 1 rok ( plac budowy)

- moc przyłączeniowa- moc deklarowana do przyłączenia określona w umowie o przyłączanie jako wartość max ze średnich wartości mocy w okresie 15min służąca do zaprojektowania przyłącza- moc umowna moc czynna pobierana z sieci o określona jako wartość 15 minutowej.

- niskie napięcie- Un<1kV np. 230/400 V

- odbiorca- podmiot który pobiera energię elektryczną na podstawie umowy

- okres rozliczeniowy- ustalony podział czasowy pomiędzy rozliczeniami np. 1 miesiąc

- tgφ- stosunek moy biernej do mocy czynnej pobranej przez odbiorcę w danym okresie rozliczeniowym

3. Taryfy obowiązujące w kraju

XXXX

-(pierwszy) X- A,B,C - grupy zależne od wartości napięcia z którego odbiorca jest zasilany

A- WN 110kV, B- SN( 30,15,20) kV, C- nn(230/400) V, G- gospodarstwa domowe

R- taryfa ryczałtowa

-(drugie) X- 1,2 1- P zamówiona ≤ 40kW, In< 63A, 2- P zamówiona> 40kW, In>63A

-(trzecie) X- 1,2,3 - liczba rozliczeniowych stref czasowych,

1- jednostrefowa nie rozróżnia podziału energii pobieranej w poszczególnych częściach doby

2- z godzinami szczytowymi, 3- zima/lato

-(czwarty) X- a,b - a - szczytowa/ pozaszczytowa, b- dzienna/nocna

A21, A22, A23, B21, B22, B23, C21, C22b, C22a

rozróżnia się strefy czasowe

- szczytowe ranne i wieczorowe

- pozaszczytowe dzienne i nocne

C11, C12a, C12b

R- jednostkowe bez względu na poziom napięcia

G11 i G12 - 1 lub 2 strefowe

---