Akademia Górniczo - Hutnicza im. Stanisława Staszica Wydział EAIiE, kierunek Elektrotechnika ZAKŁAD ELEKTROENERGETYKI

PROJEKT

Przedmiot: GOSPODARKA ELEKTROENERGETYCZNA

Temat: Dokonać analizy technicznej i ekonomiczne istniejącej sieci średniego napięcia w perspektywie 15 lat, zaproponować dwa realne warianty funkcjonowania sieci oraz wybrać optymalny wariant pod względem ekonomicznym.

Autorzy: Łaz Michał

Babiarz Dariusz

Szymański Grzegorz

Koksa Paweł

Konsultant: dr inż. Waldemar Szpyra

Kraków 2004

Tabela 1. Dane projektowe

Zakład przemysłowy
Rok	Maksymalna moc zapotrzebowana Pz [MW]		Normalny		Awaryjny
						0.8		0
			1
									0.8		0
2
3
						3.0			1.0
			4
						4.0			1.5
			5 i następne
						6.0		2.0
Współczynnik mocy			0.8
Odległość odbioru (nowego GPZ) od linii 110kV [km]			0.8
Odległość odbioru od istniejącego GPZ [km]			5
Odległość odbioru od istniejącej linii ŚN [km]			0,85
Osiedle mieszkaniowe
Domki jednorodzinne [szt.]			30
Bloki 5-cio kondygnacyjne: [szt.]			6
- liczba klatek schodowych [szt.]			4
- liczba lokali mieszkalnych na jednym piętrze w jednej klatce [szt.]			4
- liczba mieszkańców w jednym bloku [szt.]			250
Bloki 11-sto kondygnacyjne: [szt.]			8
- liczba lokali mieszkalnych na jednym piętrze w jednej klatce [szt.]			8
- liczba mieszkańców w jednym bloku [szt.]			280
Garaże [% mieszkań]			65
Obiekty użyteczności publicznej: [szt.]			0
- szkoła [szt.]			1
- przedszkole [szt.]			1
- pawilon handlowy [szt.]			1
- poczta [szt.]			1
- kino [szt.]			1
- szpital [szt.]			0
Odległość osiedla od istniejącego GPZ [km]			0.6
Odległość osiedla od istniejących linii ŚN [km]			0.75
Dane GPZ
		Tr1		Tr2
Moc znamionowa transformatorów [MVA]		16		16
Straty jałowe transformatorów [kW]		-
Straty obciążeniowe transformatorów [kW]		-
Napięcie zwarcia transformatorów [%]		-
Prąd biegu jałowego transformatorów [%]		-
Obciążenie szczytowe w roku „0” GPZ [MW]		7		6
Współczynnik mocy w szczycie obciążenia w roku „0” [-]		0.95		0.9
Czas użytkowania mocy szczytowej w roku „0” [godz./rok]		3500		3750
Stopień odciążenia GPZ w wyniku budowy nowego GPZ [%]		20		15
Stopień zmniejszenia strat mocy czynnej w obwodach zasilanych z GPZ w wyniku budowy nowego GPZ [%]		35		25
Roczny przyrost mocy zapotrzebow. w GPZ [%]		1.1		1.2
Roczny przyrost energii pobieranej z GPZ [%]		1.3		1.5

1. Zasilanie osiedla mieszkaniowego

1. Obliczenie sumarycznej zapotrzebowanej mocy dla osiedla mieszkaniowego.

Tabela 2.

Osiedle
Domki jednorodzinne	ilość	moc przyłącza dla 1 domku [kW]	współczynnik jednoczesności	moc sumar szczytowa na przyłączu [kW]	moc potrzebna do zasilania [kW]
		30	4,41	0,44	132,3	55,3014
					Dla modelu energetycznego II (0,95)
Bloki 5 kondygnacyjne	ilość		moc na jeden blok kW	moc sumar szczytowa na przyłączu kW	moc potrzebna do zasilania [kW]
		6		67	402	381,9
	Bloki 11 kondygnacyjne	ilość		moc na jeden blok [kW]	moc sumar szczytowa na przyłączu [kW]	moc potrzebna do zasilania [kW]
		6		53	318	302,1
	Garaże	ilość	współ jedn dla garaży	ilość obliczona garaży	moc sumar szczytowa na przyłączu kW	moc potrzebna do zasilania [kW]
		60% l. mieszkań	0,2	770	462	92,4
	Przedszkole	ilość	powierzchnia [m^2]	współczynnik [W/m^2]	moc szczytowa na przyłączu [W]	moc potrzebna do zasilania [W]
		1	1000	14,6	14600	11680
	Pawilon handlowy	ilość	powierzchnia [m^2]	współczynnik W/m^2	moc szczytowa na przyłączu [W]	moc potrzebna do zasilania [W]
		1	600	56,8	34080	27264
	Poczta	ilość	powierzchnia [m^2]	współczynnik [W/m^2]	moc szczytowa na przyłączu [W]	moc potrzebna do zasilania [W]
		1	1200	17,5	21000	16800
	Kino	ilość	powierzchnia [m^2]	współczynnik [W/m^2]	moc szczytowa na przyłączu [W]	moc potrzebna do zasilania [W]
		1	1000	56,8	56800	45440
	liczba domków	liczba mieszkańców w blokach	moc dla zabudowy jednorodzinnej [W]	moc dla zabudowy wielorodzinnej [W]	moc potrzebna do zasilania [W]
Oświetlenie zewnętrzne	30	2390	3900	38240	42140
		wsk mocy [W/gd]	wsk mocy [W/m]		RAZEM [kW]:	975,03
		130	16

Przykłady obliczeń:

moc sumaryczna szczytowa na przyłączu:

moc szczytowa na przyłączu:

moc potrzebna do zasilania:

moc potrzebna do zasilania dla oświetlenia:

1.1. Planowany wzrost obciążenia w perspektywie 15 lat:

Zapotrzebowanie na moc wzrasta o 1,1% wciągu roku, zatem obciążenie linii zasilającej zakład będzie się zwiększać.

Można to zapisać w następujący sposób

1.1

gdzie:

q_p=0,011- wzrost zapotrzebowania na moc

n - kolejny rok

P_n - moc pozorna w n-tym roku

P₀ - moc pozorna w roku zerowym

Zapotrzebowanie na energię w kolejnych latach:

1.2

Zakładając, że
w naszym przypadku wynosi
gdzie T oznacza czas użytkowania największego obciążenia.

Tabela 3.

Osiedle cosφ = 0,93
P	S	Q	E	T	τ
[MW]	[MVA]	[MVAr]	[kWh/rok]	[h/rok]	[h/rok]
0,975	1,048	0,385	3510,09	3600	2400
0,986	1,060	0,390	3555,72	3607,12	2404,75
0,997	1,072	0,394	3601,95	3614,26	2409,50
1,008	1,083	0,398	3648,77	3621,41	2414,27
1,019	1,095	0,403	3696,21	3628,57	2419,05
1,030	1,107	0,407	3744,26	3635,75	2423,83
1,041	1,120	0,411	3792,93	3642,94	2428,63
1,053	1,132	0,416	3842,24	3650,15	2433,43
1,064	1,144	0,421	3892,19	3657,37	2438,25
1,076	1,157	0,425	3942,79	3664,60	2443,07
1,088	1,170	0,430	3994,04	3671,85	2447,90
1,100	1,182	0,435	4045,97	3679,12	2452,75
1,112	1,195	0,439	4098,56	3686,40	2457,60
1,124	1,209	0,444	4151,85	3693,69	2462,46
1,136	1,222	0,449	4205,82	3701,00	2467,33
1,149	1,235	0,454	4260,50	3708,32	2472,21

Przykłady obliczeń:

1.2. Budujemy linie napowietrzną od istniejącej sieci z węzła 30 do osiedla mieszkaniowego.

Dobór przewodu do maksymalnego obciążenia, które wystąpi w roku 15.

1.3

Wybieramy przewód o przekroju 35 mm² a jego długość wynosi 0,75 km, wiec rezystancja wynosi:

1.4

Tabela 4. Straty mocy i prąd w liniach zasilających osiedle mieszkaniowe w roku „0”

Długość	Przekrój	I0	Rezystancja	၄P
[m]	[mm^2]	[A]	[Ω]	[W]
105	120	123,85	0,03	1184,31
2553	70	123,85	1,07	49364,14
95	35	41,35	0,08	409,56
486	70	121,55	0,20	9051,39
705	35	44,25	0,59	3480,63
999	35	41,35	0,84	4306,89
40	35	42,85	0,03	185,19
1936	70	116,55	0,81	33151,27
194	35	42,05	0,16	864,93
105	35	40,75	0,09	439,64
367	35	40,75	0,31	1536,63
340	35	40,95	0,29	1437,59
574	35	41,95	0,48	2546,96
53	35	41,35	0,04	228,49
263	35	46,55	0,22	1436,93
410	70	114,55	0,17	6781,80
283	35	41,35	0,24	1220,07
369	70	113,15	0,16	5955,34
317	35	40,65	0,27	1320,78
619	70	106,25	0,26	8808,89
750	35	40,35	0,63	3078,92
			RAZEM	136790,36

Wzór do obliczenia strat mocy w linii:

1.5

Straty energii definiujemy jako

1.6

gdzie:

czas trwania największych strat obciążeniowych

straty mocy odpowiadające największej wartości prądu płynącego w linii

Straty energii w kolejnych latach po uwzględnieniu wzoru 1.6 można zapisać w postaci

1.7

Tabela 5.

Straty mocy i prąd w liniach zasilających osiedle mieszkaniowe w kolejnych latach

Rok	၄P	τ	၄E
		[W]	[h/rok]	[kWh/rok]
0	136790,36	2400	328296,87
1	140093,03	2404,75	336888,40
2	143475,44	2409,50	345704,77
3	146939,51	2414,27	354751,86
4	150487,21	2419,05	364035,72
5	154120,58	2423,83	373562,54
6	157841,66	2428,63	383338,67
7	161652,59	2433,43	393370,64
8	165555,53	2438,25	403665,15
9	169552,71	2443,07	414229,07
10	173646,39	2447,90	425069,45
11	177838,90	2452,75	436193,52
12	182132,65	2457,60	447608,70
13	186530,06	2462,46	459322,62
14	191033,64	2467,33	471343,09
15	195645,96	2472,21	483678,14

II. Warianty zasilania omawianego obszaru.

2. Wariant 1

W roku „0” budujemy linię z istniejącego GPZ P do zakładu przemysłowego i od osiedla do istniejącej linii ŚN.

W 3 roku budujemy linię od istniejącej sieci do zakładu przemysłowego, która to ma zapewnić rezerwę zasilania. Istniejący już fragment sieci SN nie musi być modernizowany, ponieważ przekrój przewodów jest wystarczający, aby przesłać moc awaryjną.

W tym samym roku dokonujemy wymiany transformatorów w GPZ P z urządzeń o mocy 16 [MVA] na 25 [MVA]. Jednocześnie należy zadbać o to, aby obydwa transformatory były obciążone równomiernie.

Budujemy linie napowietrzną od istniejącej sieci z węzła 30 do zakładu przemysłowego.

Dobór przewodu do maksymalnego obciążenia pracy awaryjnej która wynosi 0,8 MW.

Wybieramy przewód o przekroju 35 mm² a jego długość wynosi 0,85 km

Rys. 1. Lokalizacja osiedla i zakładu przemysłowego w wariancie I

2.1. Analiza wariantu pierwszego

Zakładamy, że nowa linia będzie zasilana z Tr1, więc w przykładowych obliczeniach wykorzystujemy współczynniki jak dla Tr1.

Straty mocy i energii:

Zgodnie z punktem z złożeniami zapotrzebowanie na moc wzrasta o 1,1% dla Tr1 oraz 1,2% dla Tr2 w ciągu roku, zatem obciążenie transformatorów i linii będzie się zwiększać.

Można to zapisać w następujący sposób - np. dla Tr1

2.1

gdzie

q_p=0,011- wzrost zapotrzebowania na moc

n - kolejny rok

S_n - moc pozorna w n-tym roku

S₀ - moc pozorna w roku zerowym

Straty mocy czynnej w transformatorach WN w kolejnych latach można przedstawić w następujący sposób:

Straty mocy w roku zerowym obliczamy ze wzoru

2.2

Straty mocy w roku n-tym wyrażają się wzorem

2.3

gdzie

⇒
2.4

stosując oznaczenie

2.5

straty w transformatorze w n-tym roku możemy zapisać w poniższy sposób

2.6

przykładowo dla transformatora 16 MVA i zerowego roku:

Natomiast straty mocy biernej:

2.7

2.8

Uwzględniamy równoważne straty mocy biernej:

2.9

gdzie k_e to energetyczny równoważnik mocy biernej dla transformatora 110/15 kV

więc suma wszystkich strat:

Straty mocy w linii w kolejnych latach przedstawiają się w następujący sposób:

Straty w roku zerowym wyrażają się wzorem 1.5 uwzględniając wzór 2.1 można zapisać straty w linii w n-tym roku zależnością

2.10

Straty energii w kolejnych latach po uwzględnieniu wzoru 1.6 można zapisać w postaci

2.11

Przekształcając ten wzór otrzymuje się

2.12

(5.8)

ostatecznie:

2.13

wzrost zapotrzebowania na energię

wzrost zapotrzebowania na moc

Dla przykładu straty energii w Tr1 w roku piątym wynoszą przy założonym

,
,
i

W przypadku zakładu przemysłowego zapotrzebowanie na moc nie zmienia się z biegiem lat (nie stosujemy obliczeń według powyższych wzorów). Zakładamy, że
.

Tabela 6. Moc czynna, bierna i pozorna oraz energia elektryczna transformatora.

	GPZ Istniejący
Rok	Transformator I						Transformator II
	P	S	Q	E	T		P	S	Q	E	T	
	[MW]	[MVA]	[MVAr]	[kWh/rok]	[h/rok]	[h/rok]	[MW]	[MVA]	[MVAr]	[kWh/rok]	[h/rok]	[h/rok]
0	6,65	7,00	2,19	23275,00	3500,00	2333,33	5,40	6,00	2,62	20250,00	3750,00	2500,00
1	6,72	7,08	2,21	23577,58	3506,92	2337,95	5,46	6,07	2,64	20513,25	3757,42	2504,95
2	6,80	7,15	2,23	23884,08	3513,86	2342,57	5,52	6,13	2,67	20779,92	3764,85	2509,90
3	6,87	7,23	2,26	24194,58	3520,81	2347,21	5,58	6,20	2,70	21050,06	3772,30	2514,87
4	6,95	7,31	2,28	24509,11	3527,78	2351,85	5,64	6,27	2,73	21323,71	3779,76	2519,84
5	7,02	7,39	2,31	24827,72	3534,76	2356,50	5,70	6,34	2,76	21600,92	3787,24	2524,83
6	7,10	7,47	2,33	25150,48	3541,75	2361,17	5,77	6,41	2,79	21881,73	3794,73	2529,82
7	7,18	7,56	2,36	25477,44	3548,76	2365,84	5,83	6,48	2,82	22166,19	3802,24	2534,83
8	7,26	7,64	2,39	25808,65	3555,78	2370,52	5,89	6,55	2,85	22454,36	3809,76	2539,84
9	7,34	7,72	2,41	26144,16	3562,81	2375,21	5,96	6,62	2,89	22746,26	3817,30	2544,86
10	7,42	7,81	2,44	26484,03	3569,86	2379,91	6,02	6,69	2,92	23041,96	3824,85	2549,90
11	7,50	7,90	2,47	26828,33	3576,92	2384,61	6,09	6,77	2,95	23341,51	3832,41	2554,94
12	7,58	7,98	2,49	27177,10	3584,00	2389,33	6,16	6,84	2,98	23644,95	3840,00	2560,00
13	7,67	8,07	2,52	27530,40	3591,09	2394,06	6,23	6,92	3,02	23952,33	3847,59	2565,06
14	7,75	8,16	2,55	27888,29	3598,19	2398,79	6,29	6,99	3,05	24263,71	3855,20	2570,14
15	7,84	8,25	2,58	28250,84	3605,31	2403,54	6,36	7,07	3,08	24579,14	3862,83	2575,22

Tabela 7. Straty mocy i energii w transformatorach.

	Tr. I	Tr. II	Suma	Tr. I	Tr. II	Tr. I	Tr. II	Suma
Rok	ΔPoC	ΔPoC	ΔPoC			ΔE	ΔE	ΔE
	[kW]	[kW]	[kW]	[h/rok]	[h/rok]	[kWh/rok]	[kWh/rok]	[kWh/rok]
0	69,08	57,70	126,78	2333,33	2500,00	161175,00	144250,00	305425,00
1	70,74	59,09	129,84	2337,95	2504,95	165392,95	148025,02	313417,97
2	72,45	60,52	132,97	2342,57	2509,90	169721,28	151898,84	321620,12
3	74,20	61,98	136,18	2347,21	2514,87	174162,89	155874,03	330036,92
4	75,99	63,48	139,47	2351,85	2519,84	178720,73	159953,25	338673,99
5	77,83	65,01	142,84	2356,50	2524,83	183397,86	164139,23	347537,09
6	79,71	66,58	146,28	2361,17	2529,82	188197,38	168434,76	356632,13
7	81,63	68,19	149,82	2365,84	2534,83	193122,50	172842,69	365965,20
8	83,60	69,83	153,43	2370,52	2539,84	198176,52	177365,99	375542,51
9	85,62	71,52	157,14	2375,21	2544,86	203362,80	182007,66	385370,45
10	87,69	73,25	160,93	2379,91	2549,90	208684,80	186770,80	395455,60
11	89,80	75,01	164,82	2384,61	2554,94	214146,09	191658,59	405804,67
12	91,97	76,83	168,80	2389,33	2560,00	219750,29	196674,29	416424,58
13	94,19	78,68	172,87	2394,06	2565,06	225501,16	201821,26	427322,42
14	96,47	80,58	177,05	2398,79	2570,14	231402,52	207102,92	438505,44
15	98,80	82,53	181,32	2403,54	2575,22	237458,33	212522,81	449981,13

Tabela 8. Straty mocy i energii w linii zasilającej zakład przemysłowy w kolejnych latach

Rok	၄P		၄E
	[W]	[h/rok]	[kWh/rok]
1	5447	2412,79	0
2	5447	4000,00	13142
3	76593	4000,00	21786
4	136166	4000,00	306373
5	306373	4000,00	544662
6	306373	4000,00	1225490
7	306373	4000,00	1225490
8	306373	4000,00	1225490
9	306373	4000,00	1225490
10	306373	4000,00	1225490
11	306373	4000,00	1225490
12	306373	4000,00	1225490
13	306373	4000,00	1225490
14	306373	4000,00	1225490
15	306373	4000,00	1225490

Tabela 9. Łączne straty mocy i energii w transformatorach i liniach zasilających oba odbiory.

Rok	၄P	၄E
	[W]	[kWh/rok]
0	264	633722
1	275	663448
2	282	689111
3	360	991161
4	426	1247372
5	603	1946590
6	610	1965461
7	618	1984826
8	625	2004698
9	633	2025090
10	641	2046015
11	649	2067488
12	657	2089523
13	666	2112135
14	674	2135339
15	683	2159149
Razem:	8668	26761129

3. Wariant 2

Budujemy nowy GPZ z jednym transformatorem o mocy 10 [MVA], jednocześnie pozostawiając możliwość wstawienia drugiego transformatora w przyszłości. Usytuowanie nowego GPZ będzie przy zakładzie przemysłowym, w pobliżu przebiegającej linii 110 [kV]. Będzie on zasilał, jednocześnie zakład przemysłowy i osiedle mieszkaniowe;

Budujemy linie napowietrzną od istniejącej sieci ŚN z węzła 30 do zakładu przemysłowego, co zapewnia rezerwowanie zasilania.

Dobór przewodu do maksymalnego obciążenia pracy awaryjnej, która wynosi 0,8 MW.

Wybieramy przewód o przekroju 35 mm² a jego długość wynosi 0,85 km

W 3 roku wstawiamy w nowym GPZ drugi transformator o mocy 10 [MVA].

Rys. 2. Lokalizacja osiedla i zakładu przemysłowego w wariancie II

1. Wyznaczanie mocy oraz strat mocy i energii po wybudowaniu nowego GPZ.

Uwzględniamy procentowe odciążenia linii i transformatorów:

gdzie ΔP_trA to odpowiednie straty wariantu 1.

Tabela 10. Straty mocy w transformatorach i liniach w wariancie 2

Rok	Transfor. I	Transfor. II	Suma transfor.	linie osiedle	RAZEM
	၄PtrIB	၄PtrIIB	၄Ptr	၄PliniiO_B	၄P
	[kW]	[kW]	[kW]	[kW]	[kW]
0	55,26	49,05	104,31	95,75	200,06
1	56,59	50,23	106,82	98,07	204,89
2	57,96	51,44	109,40	100,43	209,84
3	59,36	52,68	112,04	102,86	214,90
4	60,79	53,96	114,75	105,34	220,09
5	62,26	55,26	117,52	107,88	225,40
6	63,76	56,59	120,36	110,49	230,85
7	65,30	57,96	123,26	113,16	236,42
8	66,88	59,36	126,24	115,89	242,13
9	68,50	60,79	129,29	118,69	247,97
10	70,15	62,26	132,41	121,55	253,96
11	71,84	63,76	135,61	124,49	260,09
12	73,58	65,30	138,88	127,49	266,37
13	75,35	66,88	142,23	130,57	272,80
14	77,17	68,49	145,67	133,72	279,39
15	79,04	70,15	149,18	136,95	286,14

Tabela 11. Straty energii w transformatorach i liniach w wariancie 2

Rok	၄E
	[kWh/rok]
	transf. I	transf. II	linie osiedle	RAZEM
0	128940,00	122612,50	229807,81	481360,31
1	132314,36	125821,27	235821,88	493957,51
2	135777,03	129114,01	241993,34	506884,38
3	139330,31	132492,93	248326,31	520149,54
4	142976,59	135960,27	254825,00	533761,86
5	146718,28	139518,35	261493,78	547730,41
6	150557,90	143169,54	268337,07	562064,51
7	154498,00	146916,29	275359,45	576773,74
8	158541,22	150761,09	282565,61	591867,91
9	162690,24	154706,51	289960,35	607357,10
10	166947,84	158755,18	297548,61	623251,63
11	171316,87	162909,80	305335,46	639562,13
12	175800,23	167173,15	313326,09	656299,47
13	180400,92	171548,07	321525,83	673474,83
14	185122,02	176037,48	329940,17	691099,67
15	189966,66	180644,39	338574,70	709185,75

II. Porównanie wariantów. Rachunek ekonomiczny.

1. Zestawienie strat mocy czynnych i energii.

Tabela 12. Łączne straty mocy i energii w obu wariantach oraz ich różnica.

	Wariant 1		Wariant 2		Różnica
Rok	straty mocy	straty energii	straty mocy	straty energii	straty mocy	straty energii
	[kW]	[kWh/rok]	[kW]	[kWh/rok]	[kW]	[kWh/rok]
0	264	633722	200	481360	64	152362
1	275	663448	205	493958	70	169490
2	282	689111	210	506884	72	182227
3	360	991161	215	520150	145	471012
4	426	1247372	220	533762	206	713610
5	603	1946590	225	547730	378	1398859
6	610	1965461	231	562065	380	1403396
7	618	1984826	236	576774	381	1408052
8	625	2004698	242	591868	383	1412830
9	633	2025090	248	607357	385	1417733
10	641	2046015	254	623252	387	1422764
11	649	2067488	260	639562	389	1427926
12	657	2089523	266	656299	391	1433224
13	666	2112135	273	673475	393	1438660
14	674	2135339	279	691100	395	1444239
15	683	2159149	286	709186	397	1449964

2. Obliczenie kosztów bieżącej rocznej produkcji (K).

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

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

K_Z - koszty zmienne, zależne od obciążenia;

2.1 Koszty zmienne.

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

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 2003 roku. I tak dla naszego odbioru, który zaliczany jest do grupy B21

gdzie 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 = 156 [zł/MWh] = 0,156 [zł/kWh];

k_P = 3,29 [zł/kW/m-c] = 39,48 [zł/kW/rok];

2.2 Koszty roczne stałe.

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

Krs = K_es + K_rr

Koszty eksploatacyjne (K_es) obliczamy wg wzoru:

Kes = r_s * I = ( p + k + o )

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

Koszty rozszerzonej reprodukcji (Krr) obliczamy wg zależności:

gdzie:

r_rr - współczynnik rozszerzonej reprodukcji, który oblicza się jako:

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 = 0.149029489

linia napowietrzna r_rr = 0.101852209

Koszty inwestycyjne poszczególnych elementów dla wariantu 1 wynoszą:

Tabela 13. Koszty inwestycyjne w roku „0” dla wariantu 1

rok "0"
		jednostkowo	szt.
5 km linii napowietrznej 120 mm^2	900 000,00 zł	180 000,00 zł	5,00
0.85 km linii napowietrznej 35 mm^2	72 250,00 zł	85 000,00 zł	0,85
0.75 km linii napowietrznej 35 mm^2	63 750,00 zł	85 000,00 zł	0,75
koszty inwestycyjne na transformatory i GPZ	0,00 zł
koszty inwestycyjne na linie napowietrzne	1 036 000,00 zł
razem koszty inwestycyjne I	1 036 000,00 zł

Tabela 14. Koszty inwestycyjne w roku „3” dla wariantu 1

rok "3"
transformatory wymiana z 16 MVA na 25 MVA	220 000,00 zł	110 000,00 zł	2,00
koszty inwestycyjne na transformatory i GPZ	220 000,00 zł
koszty inwestycyjne na linie napowietrzne	0,00 zł
razem koszty inwestycyjne I	220 000,00 zł

Tabela 15. Zestawienie kosztów dla wariantu 1

Rok	Kz=kp*ΔPs+kA*ΔE	Ks=kse+krr	koszty/rok [Kz+Ks]
0	109 266,17 zł	162 498,89 zł	271 765,06 zł
1	114 369,70 zł	0,00 zł	114 369,70 zł
2	118 630,50 zł	0,00 zł	118 630,50 zł
3	168 822,66 zł	44 886,49 zł	213 709,15 zł
4	211 413,32 zł	0,00 zł	211 413,32 zł
5	327 487,46 zł	0,00 zł	327 487,46 zł
6	330 714,42 zł	0,00 zł	330 714,42 zł
7	334 025,27 zł	0,00 zł	334 025,27 zł
8	337 422,16 zł	0,00 zł	337 422,16 zł
9	340 907,36 zł	0,00 zł	340 907,36 zł
10	344 483,14 zł	0,00 zł	344 483,14 zł
11	348 151,87 zł	0,00 zł	348 151,87 zł
12	351 915,97 zł	0,00 zł	351 915,97 zł
13	355 777,91 zł	0,00 zł	355 777,91 zł
14	359 740,24 zł	0,00 zł	359 740,24 zł
15	363 805,58 zł	0,00 zł	363 805,58 zł
		Suma kosztów	4 724 319,13 zł

Koszty inwestycyjne poszczególnych elementów dla wariantu 2 wynoszą:

Tabela 16. Koszty inwestycyjne w roku „0” dla wariantu 2

rok "0"
		jednostkowo	szt.
2x0.8 km linii napowietrznej 540 mm^2 na 110 kV	464 000,00 zł	290 000,00 zł	1,60
0.85 km linii napowietrznej 35 mm^2	72 250,00 zł	85 000,00 zł	0,85
0.75 km linii napowietrznej 35 mm^2	63 750,00 zł	85 000,00 zł	0,75
Rozdzielnia	2 973 000,00 zł	2 973 000,00 zł	1,00	GPZ
budynek na 24 pola	480 000,00 zł	480 000,00 zł	1,00
wyposażenie jednego pola	150 000,00 zł	10 000,00 zł	15,00
transformator 10 MVA	570 000,00 zł	570 000,00 zł	1,00
miejsce na trafo	800 000,00 zł	400 000,00 zł	2,00
koszty ogólne [30% wartości stacji]	1 491 900,00 zł	4 973 000,00 zł	0,30
koszty inwestycyjne na transformatory i GPZ	6 464 900,00 zł
koszty inwestycyjne na linie napowietrzne	600 000,00 zł
razem koszty inwestycyjne I	7 064 900,00 zł

Tabela 17. Koszty inwestycyjne w roku „3” dla wariantu 2

rok "3"
transformator 10 MVA	570 000.00 zł	570 000.00 zł	1.00
koszty inwestycyjne na transformatory i GPZ	570 000.00 zł
koszty inwestycyjne na linie napowietrzne	0.00 zł
razem koszty inwestycyjne I	570 000.00 zł

Tabela 18. Zestawienie kosztów dla wariantu 2

Rok	Kz=kp*DPs+kA*DE	Ks=kse+krr	koszty/rok [Kz+Ks]
0	82 990,51 zł	1 413 141,57 zł	1 496 132,07 zł
1	85 146,37 zł	0,00 zł	85 146,37 zł
2	87 358,26 zł	0,00 zł	87 358,26 zł
3	89 627,64 zł	116 296,81 zł	205 924,45 zł
4	91 956,01 zł	0,00 zł	91 956,01 zł
5	94 344,89 zł	0,00 zł	94 344,89 zł
6	96 795,87 zł	0,00 zł	96 795,87 zł
7	99 310,55 zł	0,00 zł	99 310,55 zł
8	101 890,60 zł	0,00 zł	101 890,60 zł
9	104 537,71 zł	0,00 zł	104 537,71 zł
10	107 253,63 zł	0,00 zł	107 253,63 zł
11	110 040,14 zł	0,00 zł	110 040,14 zł
12	112 899,09 zł	0,00 zł	112 899,09 zł
13	115 832,35 zł	0,00 zł	115 832,35 zł
14	118 841,86 zł	0,00 zł	118 841,86 zł
15	121 929,61 zł	0,00 zł	121 929,61 zł
		Suma kosztów	3 150 193,47 zł

2.3 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 dla poszczególnych wariantów obliczamy w oparciu o zależność:

[zł/rok]

[zł/rok]

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.

Tabela 19. Porównanie kosztów zdyskontowanych w kolejnych latach w obu wariantach

Kzd [tys.zł]
Rok	Wariant 1	Wariant 2
0	271 765,06 zł	1 496 132,07 zł
1	105 897,87 zł	78 839,23 zł
2	101 706,53 zł	74 895,63 zł
3	169 649,22 zł	163 469,47 zł
4	155 395,10 zł	67 590,41 zł
5	222 882,46 zł	64 209,55 zł
6	208 406,19 zł	60 997,82 zł
7	194 900,53 zł	57 946,75 zł
8	182 298,70 zł	55 048,32 zł
9	170 538,55 zł	52 294,88 zł
10	159 562,35 zł	49 679,18 zł
11	149 316,37 zł	47 194,33 zł
12	139 750,67 zł	44 833,78 zł
13	130 818,80 zł	42 591,32 zł
14	122 477,54 zł	40 461,02 zł
15	114 686,69 zł	38 437,30 zł
Razem	2 600 052,64 zł	2 434 621,07 zł

Dla porównania ekonomicznego dwóch wariantów zasilania sprowadzono całkowite koszty na rok zerowy. Z analizy ekonomicznej jasno wynika, iż wariant drugi jest nieznacznie tańszą koncepcją budowy sieci elektroenergetycznej w perspektywie najbliższych 15.

W praktyce pozwala zaoszczędzić środki finansowe przy jednoczesnym osiągnięciu identycznego efektu - polegającego na zapewnieniu zasilania dla nowopowstałego odbiorcy przemysłowego osiedla.

Gospodarka Elektroenergetyczna

© Copyright by Łaz Michał, Babiarz Dariusz, Szymański Grzegorz, Koksa Paweł Styczeń 2004 Strona 21

---