Kraków, styczeń 2003

PROJEKT

Z

GOSPODARKI

ELEKTROENERGETYCZNEJ

Konsultacje: Wykonanie:

Dr inż. Waldemar Szpyra Paweł Baniak

Mgr inż. Wojciech Tylek Krzysztof Bisikiewicz

Piotr Cagara

Jacek Niklewicz

Zawartość projektu:

1. Temat projektu.

2. Wariant pierwszy:

1. założenia projektowe dla wariantu pierwszego

2. spadki napięć w magistralach

3. straty mocy czynnej w magistralach i transformatorach

4. straty energii w magistralach i transformatorach

3. Dobór nowobudowanych linii SN oraz wyznaczenie jej parametrów

4. Wariant drugi:

1. założenia projektowe dla wariantu drugiego

2. straty mocy czynnej w GPZ

3. straty energii w GPZ

5. Rachunek ekonomiczny.

6. Harmonogram inwestycji.

7. Porównanie wariantów.

Tabela 1

Dane projektowe.

Dane odbioru
Rok	Moc zapotrzebowana Pz [MW]	Nominalna	Poawaryjna
1			1	0
2			2	0
3			4	4
4			6	4
5 i następne			8	4
Współczynnik mocy		0,9
Odległość odbioru (nowego GPZ) od linii 110kV [km]		1
Dane GPZ
Moc znamionowa transformatorów [MVA]		2x10
Straty jałowe transformatorów [kW]		11
Straty obciążeniowe transformatorów [kW]		64
Napięcie zwarcia transformatorów [%]		11
Prąd biegu jałowego transformatorów [%]		0,5
Obciążenie szczytowe GPZ [MW]		2,412
Współczynnik mocy		0,9
Energia pobierana z GPZ w ciągu roku [GWh]
Straty mocy w obwodach zasil. z GPZ [kWh]		85,5
Straty energii w obwodach zasil. z GPZ [MWh]
Roczny przyrost mocy zapotrzebow. w GPZ [%]
Roczny przyrost energii pobieranej z GPZ [%]

I. Wariant pierwszy:

Wykorzystanie istniejących oraz budowa dwóch nowych odcinków linii SN wraz z RS do zasilenia osiedla mieszkaniowego.

1. Założenia projektowe.

1. Na podstawie projektu z sieci elektroenergetycznych stwierdzamy, że w naszej sieci istnieją 63 stacje transformatorowe napowietrzne na terenach wiejskich o mocy 63, 100, 160 [kVA].

2. Przewidywany maksymalny czas budowy osiedla mieszkaniowego (5000 mieszkańców) oraz domków jednorodzinnych (w ilości 25) wynosi 3 lata.

3. Proponujemy budowę dwóch linii SN (15 [kV]) oraz rozdzielni sieciowej do której te linie są przyłączone w celu zasilenia budowanego osiedla mieszkaniowego. Przewidywana długość tych linii wynosi odpowiednio 1700 [m] oraz 1500 [m].

4. Do zasilenia naszych obiektów wykorzystujemy trzy istniejące magistrale SN o napięciu 15 [kV].

Poniżej zamieszczono tabele, w których podane są odbiory zasilane przez poszczególne magistrale oraz wzajemne rezerwowanie się tych magistral w przypadkach awaryjnych.

Tabela 2. Zasilanie odbiorów przez poszczególne magistrale

Magistrala:	Zasilane węzły:	W przypadku awarii zasilane z:	Uwagi:
I	od w31 do w63	II
II	od w1 do w28	-
III	Równe do RS	II

2. Spadki napięć w magistralach I, II i III w [%].

Spadki napięć zostały wyznaczone na podstawie poniższych wzorów:

Dla roku zerowego:

(1)

Dla pozostałych lat:

(2)

gdzie:

q_n - roczny przyrost mocy = 1,5 %

Tabela 3. Spadki napięć w magistrali na przestrzeni 15 lat

	Magistrala 1	Magistrala 2	Magistrala 3
Rok	ΔU	ΔU	ΔU
1	0,621	0,73	0,05
2	0,63	0,92	0,10
3	0,64	1,11	0,20
4	0,65	1,16	0,21
5	0,66	1,18	0,21
6	0,67	1,20	0,22
7	0,68	1,21	0,22
8	0,69	1,23	0,22
9	0,70	1,25	0,23
10	0,71	1,27	0,23
11	0,72	1,29	0,23
12	0,73	1,31	0,24
13	0,74	1,33	0,24
14	0,75	1,35	0,24
15	0,76	1,37	0,25

3. Straty mocy czynnej w magistralach I, II i III oraz w transformatorach.

a) straty przesyłu

Straty mocy czynnej powstałe na wskutek przesyłu zostały policzone wg następujących wzorów:

(3)

(4)

(5)

Tabela 4. Straty mocy czynnej w przesyle w magistralach

	Magistrala 1	Magistrala2	Magistrala 3
Rok	ΔP [kW]	ΔP [kW]	ΔP [kW]
1	15,48	24,91	0,91
2	15,95	35,48	2,09
3	16,19	42,47	3,74
4	16,43	44,90	3,95
5	16,68	45,53	4,01
6	16,93	46,16	4,07
7	17,18	46,81	4,12
8	17,44	47,47	4,18
9	17,7	48,13	4,24
10	17,97	48,80	4,30
11	18,23	49,49	4,36
12	18,51	50,18	4,42
13	18,79	50,88	4,48
14	19,07	51,60	4,54
15	19,35	52,32	4,61

b) straty mocy czynnej w transformatorach

Natomiast straty mocy czynnej w transformatorach zostały policzone na podstawie poniższych wzorów:

(6)

(7)

Tabela 5. Straty mocy czynnej w transformatorach

	Magistrala 1	Magistrala2	Magistrala 3
Rok	ΔP [kW]	ΔP [kW]	ΔP [kW]
1	19,69	23,38	3,82
2	20,29	26,75	7,42
3	20,59	29,03	12,28
4	20,90	30,81	13,03
5	21,21	31,27	13,23
6	21,53	31,74	13,43
7	21,85	32,22	13,63
8	22,18	32,70	13,83
9	22,51	33,19	14,04
10	22,85	33,69	14,25
11	23,19	34,20	14,46
12	23,54	34,71	14,68
13	23,89	35,23	14,90
14	24,25	35,76	15,12
15	24,62	36,29	15,35

4. Straty energii w transformatorach oraz w magistralach.

a) transformatory

Straty te wyliczono na podstawie zamieszczonych poniżej wzorów:

(8)

gdzie:

ΔP_Fe, ΔP_Cun - straty jałowe i obciążeniowe transformatorów

τ - czas trwania maksymalnych strat obciążeniowych, który wynosi 2400 [h/rok]

Tabela 6. Straty energii w transformatorach

	Magistrala 1	Magistrala2	Magistrala 3
Rok	ΔE [kWh]	ΔE [kWh]	ΔE [kWh]
1	95 167	114201	19350
2	99 012	132474	38164
3	100 992	145260	70172
4	103 012	157 235	75956
5	105 072	160 379	77476
6	107 173	163 587	79025
7	109 317	166 859	80606
8	111 503	170 196	82218
9	113 733	173 600	83862
10	116 008	177 072	85539
11	118 328	180 613	87250
12	120 695	184 225	88995
13	123 109	187 910	90775
14	125 571	191 668	92590
15	128 082	195 501	94442

b) magistrale

Straty energii w sieci wyznaczamy wg zależności:

(9)

Tabela 7. Straty energii na magistralach

	Magistrala 1	Magistrala2	Magistrala 3
Rok	ΔE [kW]	ΔE [kW]	ΔE [kW]
1	47 256	59785	2179
2	48 684	85150	5018
3	49 415	101903	8980
4	50 156	110303	9720
5	50 908	112509	9915
6	51 672	114759	10113
7	52 447	117055	10315
8	53 234	119396	10522
9	54 032	121784	10732
10	54 843	124219	10947
11	55 665	126704	11166
12	56 500	129238	11389
13	57 348	131822	11617
14	58 208	134459	11849
15	59 081	137148	12086

II. Dobór linii SN oraz wyznaczanie jej parametrów.

1) Dobór przekroju linii:

Doboru przekroju linii dokonujemy na podstawie kryterium dopuszczalnej obciążalności długotrwałej (nagrzewanie prądem obciążenia długotrwałego);

Warunek:

(10)

I_r - prąd roboczy odbiornika;

I_dop - dopuszczalny prąd obciążenia długotrwałego;

(11)

ΣP_cal = 1206 [kW] - moc płynąca do odbioru nową linią zasilaną z istniejących magistral

I_r = 51 [A]

Wartość prądu I_dop odczytujemy z Poradnia Inżyniera Elektryka (PIE), tak aby był on większy od I_r i wynosi on dla linii napowietrznej AFL:

I_dop = ? [A] dla przekroju 70 [mm²].

Parametry jednostkowe takiej linii przedstawia tabela 9.

Tabela 8. Rezystancja i reaktancja jednostkowa linii.

Ro [Ω/km]	Xo [Ω/km]
0,248	0,4

A po przeliczeniu na długość linii:

Tabela 9. Rezystancja i reaktancja linii.

	R[Ω]	X[Ω]
linia A	0,372	0,6
linia B	0,421	0,68

III Wariant drugi:

Budowa nowego GPZ-u do zasilenia osiedla mieszkaniowego.

1. Założenia projektowe.

1. Na podstawie projektu z sieci elektroenergetycznych stwierdzamy, że w naszej sieci istnieją 63 stacje transformatorowe napowietrzne na terenach wiejskich o mocy 63, 100, 160 [kVA].

2. Przewidywany maksymalny czas budowy osiedla mieszkaniowego (5000 mieszkańców) oraz domków jednorodzinnych (w ilości 25) wynosi 3 lata.

3. Proponujemy budowę nowego GPZ-u w celu zasilenia budowanego osiedla mieszkaniowego oraz zasilenia całej istniejącej magistrali. Dane dotyczące GPZ-u zamieszczono na początku projektu.

2. Spadki napięć.

Tabela 10. Spadki napięć

	Praca normalna	Awaria
Rok	ΔU [%]	ΔU [%]
0	1,090	6,80
1	1,106	6,902
2	1,123	7,006
3	1,140	7,111
4	1,157	7,217
5	1,174	7,326
6	1,192	7,435
7	1,210	7,547
8	1,228	7,660
9	1,246	7,775
10	1,265	7,892
11	1,284	8,010
12	1,303	8,130
13	1,323	8,252
14	1,343	8,376
15	1,363	8,502

2. Straty mocy (suma).

Tabela 11. Straty mocy

	Przesyłu	Transformacji
Rok	ΔP [kW]	ΔP [kW]
0	43,67	39,82
1	44,33	77,06
2	44,99	84,95
3	45,66	93,45
4	46,35	99,18
5	47,04	100,67
6	47,75	102,18
7	48,47	103,71
8	49,19	105,27
9	49,93	106,85
10	50,68	108,45
11	51,44	110,08
12	52,21	111,73
13	53,00	113,40
14	53,79	115,11
15	54,60	116,83

3. Straty energii (suma).

Tabela 12. Straty energii

	Przesyłu	Transformacji
Rok	ΔP [kWh]	ΔP [kWh]
0	104 808	211040
1	106 904	441662
2	109 042	481137
3	111 223	529 015
4	113 448	572623
5	115 717	584075
6	118 031	595757
7	120 391	607672
8	122 799	619825
9	125 255	632222
10	127 760	644866
11	130 316	657764
12	132 922	670919
13	135 580	684337
14	138 292	698024
15	141 058	711984

IV Porównanie wariantów. Rachunek ekonomiczny.

1. Zestawienie strat mocy czynnych i energii.

W tabelach 14, 15 i 16 zostały zestawione wszystkie straty energii dla dwóch różnych wariantów oraz ich suma, która posłuży do wyznaczenia kosztów zmiennych.

Tabela 13. Straty mocy czynnej w transformatorach

	Magistrala 1	Magistrala2	Magistrala 3	ΣΔP [kW]
Rok	ΔP [kW]	ΔP [kW]	ΔP [kW]
1	19,69	23,38	3,82	46,89
2	20,29	26,75	7,42	54,46
3	20,59	29,03	12,28	61,9
4	20,90	30,81	13,03	64,74
5	21,21	31,27	13,23	65,71
6	21,53	31,74	13,43	66,7
7	21,85	32,22	13,63	67,7
8	22,18	32,70	13,83	68,71
9	22,51	33,19	14,04	69,74
10	22,85	33,69	14,25	70,79
11	23,19	34,20	14,46	71,85
12	23,54	34,71	14,68	72,93
13	23,89	35,23	14,90	74,02
14	24,25	35,76	15,12	75,13
15	24,62	36,29	15,35	76,26

Tabela 14. Straty energii elektrycznej w transformatorach i ich suma.

	Magistrala 1	Magistrala2	Magistrala 3	ΣΔE [MWh]
Rok	ΔE [kWh]	ΔE [kWh]	ΔE [kWh]
1	95 167	123 016	32797	250,980
2	99 012	151 399	57605	308,016
3	100 992	171 114	116874	388,980
4	103 012	185 219	126 508	414,739
5	105 072	188 924	129 038	423,034
6	107 173	192 702	131 619	431,494
7	109 317	196 556	134 251	440,124
8	111 503	200 487	136 936	448,926
9	113 733	204 497	139 675	457,905
10	116 008	208 587	142 469	467,064
11	118 328	212 759	145 318	476,405
12	120 695	217 014	148 224	485,933
13	123 109	221 354	151 189	495,652
14	125 571	225 781	154 213	505,565
15	128 082	230 297	157 297	515,676

Tabela 15. Straty mocy czynnej w przesyle w magistralach

	Magistrala 1	Magistrala2	Magistrala 3	ΣΔP [kW]
Rok	ΔP [kW]	ΔP [kW]	ΔP [kW]
1	15,48	24,91	0,91	41,3
2	15,95	35,48	2,09	53,52
3	16,19	42,47	3,74	62,4
4	16,43	44,90	3,95	65,28
5	16,68	45,53	4,01	66,22
6	16,93	46,16	4,07	67,16
7	17,18	46,81	4,12	68,11
8	17,44	47,47	4,18	69,09
9	17,7	48,13	4,24	70,07
10	17,97	48,80	4,30	71,07
11	18,23	49,49	4,36	72,08
12	18,51	50,18	4,42	73,11
13	18,79	50,88	4,48	74,15
14	19,07	51,60	4,54	75,21
15	19,35	52,32	4,61	76,28

Tabela 16. Straty energii elektrycznej w sieciach i ich suma.

	Magistrala 1	Magistrala2	Magistrala 3	ΣΔE [MWh]
Rok	ΔE [kWh]	ΔE [kWh	ΔE [kWh]
1	47 256,0	64 312,5	22 632,0	134,200
2	48 684,3	82 519,9	40 839,3	172,043
3	49 414,6	94 920,9	79 756,7	224,092
4	50 155,8	100 745,6	84 650,8	235,552
5	50 908,1	102 256,8	85 920,6	239,085
6	51 671,8	103 790,6	87 209,4	242,671
7	52 446,8	105 347,5	88 517,5	246,311
8	53 233,5	106 927,7	89 845,3	250,006
9	54 032,0	108 531,6	91 193,0	253,756
10	54 842,5	110 159,6	92 560,9	257,563
11	55 665,2	111 812,0	93 949,3	261,426
12	56 500,1	113 489,1	95 358,5	265,347
13	57 347,6	115 191,5	96 788,9	269,328
14	58 207,8	116 919,4	98 240,7	273,367
15	59 081,0	118 673,1	99 714,4	277,468

Tabela 17. Suma strat energii i mocy w sieciach i transformatorach.

Rok	∑ΔP [kW]	∑ΔE [MWh]
1	88,19	385,181
2	107,98	480,060
3	124,3	613,072
4	130,02	650,291
5	131,93	662,120
6	133,86	674,166
7	135,81	686,436
8	137,8	698,933
9	139,81	711,662
10	141,86	724,627
11	143,93	737,832
12	146,04	751,281
13	148,17	764,980
14	150,34	778,933
15	152,54	793,145

Tabela 18. Straty mocy w nowym GPZ.

	Przesyłu	Transformacji	∑ΔP [kW]
Rok	ΔP [kW]	ΔP [kW]
0	43,67	39,82	83,49
1	44,33	77,06	121,39
2	44,99	84,95	129,94
3	45,66	93,45	139,11
4	46,35	99,18	145,53
5	47,04	100,67	147,71
6	47,75	102,18	149,93
7	48,47	103,71	152,18
8	49,19	105,27	154,46
9	49,93	106,85	156,78
10	50,68	108,45	159,13
11	51,44	110,08	161,52
12	52,21	111,73	163,94
13	53,00	113,40	166,4
14	53,79	115,11	168,9
15	54,60	116,83	171,43

Tabela 19. Straty energii elektrycznej w nowym GPZ.

	Przesyłu	Transformacji	∑ΔE [MWh]
Rok	ΔE [kWh]	ΔE [kWh]
0	104 808	211040	315,848
1	106 904	441662	548,566
2	109 042	481137	590,179
3	111 223	529 015	640,238
4	113 448	572623	686,071
5	115 717	584075	699,792
6	118 031	595757	713,788
7	120 391	607672	728,063
8	122 799	619825	742,624
9	125 255	632222	757,477
10	127 760	644866	772,626
11	130 316	657764	788,080
12	132 922	670919	803,841
13	135 580	684337	819,917
14	138 292	698024	836,316
15	141 058	711984	853,042

2. Obliczenie kosztów bieżącej rocznej produkcji (K).

Przewidywany koszt bieżącej rocznej produkcji dla obiektów sieciowych określamy jako sumę dwóch zasadniczych składników:

K = K_S + K_Z (12)

gdzie: K_S - koszty stałe bieżące, praktycznie niezależne od obciążenie;

K_Z - koszty zmienne, zależne od obciążenia;

1) Koszty zmienne.

Koszty zmienne, będące sumą kosztów strat mocy i energii elektrycznej, oblicza się wg wzoru:

[zł/rok] (13)

gdzie:

k_P - jednostkowy koszt moc [zł/rok/kW];

k_A - jednostkowy koszt energii elektrycznej [zł/kWh];

ΔP_S - straty mocy przy obciążeniu szczytowym [kW];

ΔE - roczna strata energii [kWh/rok];

Wartości k_P i k_A odczytujemy z taryfikatora Zakładu Energetycznego Kraków, który obowiązuje od 1 lipca 2002 roku. Nasz odbiór zaliczany jest do grupy B21. Poszczególne symbole oznaczają:

B - poziom napięcia sieci, z której energia jest dostarczana odbiorcom (tu: SN);

2- wysokość zamówionej mocy (tu: moc wyższa niż 40 [kW]);

1 - rodzaj strefy czasowej rozliczeniowej (tu: jednostrefowa);

Wg tego taryfikatora wartości te kształtują się na poziomie:

k_A = 256 [zł/MWh] = 0,256 [zł/kWh];

k_P = 3,23 [zł/kW/m-c] = 38,76 [zł/kW/rok];

Obliczone wartości kosztów zmiennych wg wzoru (13) zostały przedstawione w Tabeli 21.

Tabela 20. Koszty zmienne.

Rok	Kz [ tys. zł/rok]
		Wariant I	Wariant II
1	102,024	84,093
2	127,080	145,137
3	161,764	156,122
4	171,514	169,292
5	174,616	181,274
6	177,774	184,871
7	180,991	188,541
8	184,268	192,282
9	187,604	196,098
10	191,003	199,990
11	194,463	203,960
12	197,988	208,009
13	201,577	212,137
14	205,234	216,348
15	208,957	220,643

2) Koszty roczne stałe.

Koszty roczne stałe (K_rs) można przedstawić jako sumę kosztów eksploatacyjnych (K_es) oraz kosztów rozszerzonej reprodukcji (K_rr):

K_rs = K_es + K_rr (14)

Koszty eksploatacyjne (K_es) obliczamy wg wzoru:

K_es = r_s * I = ( p + k + o )*I (15)

gdzie:

r_s - współczynnik kosztów stałych;

p - współczynnik kosztów robocizny;

k - współczynnik kosztów remontów;

o - współczynnik kosztów ogólnych;

I - wartość nakładów inwestycyjnych;

Wartości poszczególnych współczynników odczytujemy z tabel i wynoszą one dla poszczególnych rodzajów urządzeń:

- linie napowietrzne na słupach stalowych:

p = 0,025 k = 0,02 o = 0,01

- urządzenia stacyjne (rozdzielnie, transformatory):

p = 0,025 k = 0,05 o = 0,01

3) Koszty rozszerzonej reprodukcji (K_rr) obliczamy wg zależności:

K_rr = r_rr * I (16)

gdzie:

r_rr - współczynnik rozszerzonej reprodukcji, który oblicza się jako:

(17)

i - czynnik dyskontujący ( i = 0,08);

n - okres (lata) amortyzacji danego rodzaju urządzenia: linia napowietrzna ( n = 20 lat ), transformator/GPZ ( n = 10 lat);

Wartość współczynnika r_rr wynosi dla: transformator/GPZ (r_rr = 0,149), a dla linii napowietrznej (r_rr = 0,102).

Wykaz kosztów budowy poszczególnych elementów zamieszczono w tabeli poniżej:

Tabela 21. Wykaz rodzajów i kosztów inwestycji.

Rodzaj inwestycji	Koszt inwestycji [tys. zł]
Transformator 10 [MVA] ^1)	920
Rozdzielnia 110 [kV] - układ H4 ^2)	3355
Budowa 1 km linii napowietrznej 15 [kV] o przekroju 70 [mm^2]	65
Transformator 15/0,4 [kV] o mocy 630 [kVA]	30
Punkt odłącznikowy	3
Koszty ogólne	1024
Wyposażenie pola SN w GPZ	80
Budowa budynku rozdzielni SN (24 pola)	500
Wyposażenie 1 pola rozdzielni SN	100

¹⁾ uwzględniono koszt stanowiska, montażu, fundamentu, konstrukcji i zabezpieczeń

²⁾ cena podana bez transformatorów i kosztów ogólnych^*. W skład ceny rozdzielni wchodzą:

• wyłączniki

• odłączniki, przekładniki

• konstrukcje wsporcze pod aparaturę

• montaż, oszynowanie i aparatura obwodów pierwotnych

• obwody wtórne

• konstrukcje wysokie (bramki) i fundamenty

^* koszty ogólne (ogrodzenie, drogi, budynki nastawni, oświetlenie itp.) przyjmuje się procentowo od kosztów całkowitych stacji z transformatorami w wysokości 30 [%]

W 24 polowej rozdzielni 15 [kV], zostało wyposażonych 15 pól: 2 zasilające, 8 odpływowych (z czego 2 do odbioru), 2 pomiarowe, 1 sprzęgłowe, 2 potrzeb własnych.

Tabela 22. Harmonogram przebiegu inwestycji w poszczególnych latach.

Rok	Wariant I	Wariant II
0	Budowa linii SN o długości 1,7 km oraz RS	Budowa nowego GPZ-u i wstawienie pierwszego transformatora 10 MVA; budowa rozdzielni SN 24 polowej; budowa 1 km odcinka linii SN łączącego GPZ z osiedlem
1	Dalsza rozbudowa RS (drugi trafo)
2	Budowa linii SN o długości 1,5 km	Wstawienie drugiego transformatora. Do GPZ-u o mocy 10 MVA
3		Budowa drugiego 1 km odcinka linii SN łączącego GPZ z osiedlem

Tabela 23

Wykaz kosztów rocznych stałych (K_rs) oraz kosztów inwestycyjnych (K_i) w poszczególnych latach.

Rok	Ki [ tyś.zł/rok]		Krs [ tyś.zł/rok]
		Wariant I	Wariant II	Wariant I	Wariant II
0	2865	7300	0	0
1	30	0	662	1720
2	97,5	920	668,2	1720
3	0	200	683,5	1935,3
4	0	0	683,5	1966,7
5	0	0	683,5	1966,7
6	0	0	683,5	1966,7
7	0	0	683,5	1966,7
8	0	0	683,5	1966,7
9	0	0	683,5	1966,7
10	0	0	683,5	1966,7
11	0	0	273,2	879
12	0	0	268,7	879
13	0	0	268,7	801
14	0	0	268,7	801
15	0	0	268,7	801

4) Suma kosztów.

Na sumę kosztów (ΣK) składają się koszty roczne stałe (K_rs) oraz koszty zmienne (K_z) związane z eksploatacją.

Sumę całkowitych kosztów można odczytać z tabeli 24.

Tabela 24

Suma kosztów rocznych stałych (K_rs) oraz kosztów zmiennych (K_z).

Rok	ΣK [ tyś.zł/rok]
		Wariant I	Wariant II
0	2865	7300
1	794,024	2008,493
2	892,78	2989,537
3	845,264	2439,622
4	855,014	2252,792
5	858,116	2264,774
6	861,274	2268,371
7	864,491	2272,041
8	867,768	2275,782
9	871,104	2279,598
10	874,503	2283,49
11	467,663	454,06
12	466,688	458,109
13	470,277	303,137
14	473,934	307,348
15	477,657	311,643

3. Porównanie wariantów.

Określenie wyższości jednego wariantu nad drugim będzie polegało na porównaniu kapitału początkowego w roku poprzedzającym rozpoczęcie inwestycji ( tzw. roku zerowy ) jaki musimy posiadać aby móc zrealizować daną inwestycję. Korzystniejszym wariantem jest oczywiście ten, do realizacji którego potrzeba mniejszych nakładów kapitału. Wartość początkową kapitału obliczamy w oparciu o zależność:

(1.23)

gdzie:

i - czynnik dyskontujący, który w naszym przypadku wynosi 0,08 (8%);

K - suma kosztów (obecna wartość kapitału w danym roku n;

n - dany rok;

Wartości początkowa nakładów, tj. w roku poprzedzającym rozpoczęcie inwestycji, zgodnie z wzorem (1.23) w obu są podane w Tabeli 27.

Tabela 25. Wartość kosztów sprowadzonych na rok zerowy.

Kzd [tys.zł]
Wariant A	Wariant B
7603,0	16238,0

Z przeprowadzonych obliczeń wynika, że wariant A rozłożenia nakładów inwestycyjnych jest korzystniejszy od wariantu B, bo suma początkowych nakładów inwestycyjnych jest w tym wariancie mniejsza przeszło dwa razy.

---