69

ZHVILLIMI HISTORIK DHE GJENDJA AKTUALE E SHFRYTËZIMIT TË ENERGJISË SË ERËS

Hyrje:

Energjia e erës ka të paktën 3000 vjet që vazhdon të shfrytëzohet.

Deri në fillim të shek.XX, energjia e erës është përdorur si burim për përftimin e energjisë mekanike, që nevojitej në procesin e bluarjes së grurit.

Energjia që përftohej nga era, kishte luhatje të vazhdueshme, pra nuk ishte konstante gjatë gjithë kohës.

Në këtë mënyrë, në fillim të “periudhës” së modernizimit të industrisë, ky burim u zëvendësua me motorrët me djegie të brendshme (MDB), ose me rrjetin elektrik, të cilët siguronin një burim energjitik më të qendrueshëm dhe me luhatje tepër të pakta.

Në fillim të viteve 1970, me rritjen masive të çmimit të naftës, u rishfaq interesi për përdorimin e energjisë së erës. Këtë herë, energjia e erës nuk do të përdorej më vetëm për përftimin e energjisë makanike, por tashmë të energjisë elektrike.

Turbinat e para të erës, në funksion të prodhimit të energjisë elektrike, morën zhvillim në fillim të shek.XX. Më konkretisht, në fund të vitit 1990, energjia e erës konsiderohej si një nga burimet më të sigurta të energjisë.

Gjatë dekadës së fundit, kapaciteti ose sasia vëllimore erës, në mbarë botën ka ardhur duke u dyfishuar afërsisht në cdo tre vjet.

Kostoja e energjisë elektrike, të prodhuar nga energjia e erës, është duke u reduktuar ndjeshëm dhe sipas parashikimeve, kapaciteti ose sasia vëllimore botërore e erës do të vazhdojë të rritet gradualisht.

Me poshtë, për të konkretizuar këtë fakt me anë të shifrave, po japim tabelën e ndryshimit të përmasave të turbinave të erës nga viti 1985-2004:

69

Viti Fuqia (kW) Diametri i Rotorit (m)

1985 50 151989 300 301992 500 371994 600 461998 1500 702003 3000-3600 90 - 1042004 4500-5000 112 - 128

Ndryshimi i përmasave dhe fuqisë së turbinave të erës nga viti 1985-2004

Siç shihet, nga viti në vit, kemi një përmirësim dhe zhvillim të dukshëm të teknologjisë së erës. Mendohet se në një të ardhme të afërt, të punohet me turbina 6-7 MW.

Zhvillimi historik:

Le të trajtojmë përdorimin e energjisë së erës, si burim natyror i energjisë në dy drejtime:

1. në prodhimin e energjisë mekanike2. në prodhimin e energjisë elektrike

Prodhimi i energjisë mekanike:

Mullinjtë e parë të erës ishin mullinj me bosht gjatësor, të cilat përdoreshin në malesitë e Afganistanit, për të bluar grurin, që në shek.VII (p.e.s). Shumë më vonë, rreth viteve 1200, mullinjtë e erës me bosht horizontal filluan të qarkullojnë nga Persia e hershme në drejtim të Lindjes së Mesme, të vendeve të Mesdheut dhe në Europën Qendrore.

Në fund të shek.XIX, filluan të përdoreshin më shumë mullinjtë e erës me diametër të rotorit 25m dhe gjatësi të aksit vertikal 30m.

Psh, në Hollandë, 90% e energjisë që perdorej në industri bazohej në energjinë e erës. Në Amerikën e Veriut, filluan të përdoreshin mullinjtë e erës, si pompa uji, pra me qëllim që të transportonin ujin në lartësi dhe pozicione të ndryshme nepër fermat e tyre.

69

Prodhimi i energjisë elektrike:

Në vitin 1891 danezi Paul LaCour ishte njeriu i parë që ndërtoi një turbinë ere për prodhimin energjisë elektrike. Ndërsa ne vitin 1941 amerikani Palmer Putnam ndërtoi një turbinë ere gjigante me diameter 53 m. Këto dy tipe ndryshonin krejtësisht njeri me tjetrin.

Filozofia daneze bazohej në pozicionimin e helikës (rotorit) kundër drejtimit të erës. Ky rotor kishte vetëm 1 shkallë rregullimi të shpejtesisë dhe vepronte për vlera të vogla të shpejtësisë së erës.

Filozofia amerikane bazohej në pozicionimin e helikës (rotorit)në drejtim të erës. Ky rotor kishte shumë shkallë rregullimi të shpejtësisë. Megjithatë, stili amerikan nuk ishte shumë i suksesshëm, pasi mekanizmi i rregullimit të shpejtesisë me shumë shkallë paraqiste probleme teknike.

Në vitin 1967 gjermani Hütter ndërtoi një model të ri turbine ere, helika e së cilës ishte e pajisur me 2 fletë të holla, të veshura me fije xhami dhe të pozicionuara në drejtim të erës. Kjo lloj turbine rezultoi mjaft efektive për shumë kohe.

Më vonë, turbinat e erës me pak shkallë rregullimi të shpejtesisë dhe me fuqi të vogla filluan të përdoren për karikimin e baterive.

Me anë të politikave subvencionuese, shtetet e fuqishme të Europës përkrahnin në mënyrë të vazhdueshme përmirësimin e teknologjive të prodhimit të energjisë elektrike, duke përdorur burimet e rinovueshme.

Në këtë mënyrë, në vitet 1990 u bë e mundur që turbinat e erës me fuqi 1.5-2 MW të ishin të pranishme kudo në këto shtete.

69

Gjendja aktuale e përdorimit të energjisë së erës:

Sistemet e shfrytëzimit të energjisë së erës ndahen ne dy grupe:

A- Sisteme që shfrytëzojnë energjinë e erës të lidhur në rrjet me njeri-tjetrin.

Sistemet që shfrytëzojnë energjinë e erës të lidhur në rrjet me njeri-tjetrin.

Sipas të dhënave statistikore, në fund të vitit 2003, rreth 70% e shfrytëzimit të energjisë së erës në mbarë botën i përkiste Europës, 18% Amerikës së Veriut dhe 8% Azisë.

Çmimi për blerjen e energjisë elektrikë të prodhuar nga përdorimi i energjisë së erës është 5.9 cent/kWh në Gjermani dhe 0.017 $ /kWh në Amerikën e Veriut.

Në Europë, për shkak të mungesës së hapësirave boshe të mjaftueshme dhe të dendesisë së madhe të popullsisë, më tëpër përdoren turbina, fuqia totale në rrjet e të cilave shkon deri në 20-50 MW.

Ndërsa në Amerikën e Veriut, nuk ekzistojnë këto pengesa dhe fuqia totale në rrjet e turbinave shkon nga 50 MW – 200 MW.

Sistemet që shfrytëzojnë energjinë e erës të lidhur në rrjet me njeri-tjetrin kanë përdorim më të gjërë dhe janë më produktiv.

Sistemet vetjake të shfrytëzimit të energjisë

së erës, të cilët kanë përdorim më të

kufizuar.

69

Lidhur me këtë grup sistemesh, po japim të dhënat për sasinë e energjisë elektrike të konsumuar sipas linjave të transmetimit përkatëse:

Linja e Transmetimit Fuqia instaluese e erës Konsumi

132 / 150 KV <500 kW i lartë

200 KV 151 – 500 kW mesatar400 KV 501 – 1000 kW mesatarTension i Vazhduar >400 KV >1000 kW i ulët (në zonat rurale)

Konsumi dhe transmetimi i energjisë elektrike ne Danimarkë.

B - Sistemet vetjake të shfrytëzimit të energjisë së erës

Këto sisteme përdorin turbina me fuqi të vogla deri në 50kW. Ato përdoren më tepër në zonat rurale, ku ka konsum më të vogël të energjisë elektrike, si dhe në sistemet e telekomunikacionit. Në rast se nevoja për konsum është më e lartë se zakonisht, ato mund të punojnë të kombinuara me gjenerator me naftë ose me sistem baterish.

69

Si përfundim, disavantazhi i turbinave të erës, mund të konsiderohet ndotja akustike që ato shkaktojnë, si dhe një panoramë jo estetike që ofrojnë, në rast se vendosen pranë zonave të banuara.

Zhvillimi i teknologjisë së turbinave të erës:

Sistemet e shndërrimit të energjisë së erës ndahen në:

1. Sisteme që varen kryesisht nga rezistenca aerodinamike e ajrit. Këto kanë koeficient fuqie tepër të vogël, maksimumi i të cilit merr vlerën 0.16.

2. Sisteme që varen nga ndikimi që ka ajri në ngritjen aerodinamike të fletëve të rotorit, të cilët në ditët e sotme kanë përdorim shumë të madh.Turbinat e këtij sistemi janë të pajisura me fletë që rrotullohen në drejtim të kundërt me drejtimin e erës.Forca rezultante që shkakton rrotullimin e fletëve të turbinës është perpendikulare me drejtimin e fryerjes së erës.

Këto sisteme, sipas mënyrës së rrotullimit të aksit ndahen në turbina me aks vertikal dhe turbina me aks horizontal.

Turbinat e erës me aks vertikal, të njohura ndryshe si ”Turbinat Darrieus”, sipas emrit të inxhinierit francez që i shpiku ato në vitin 1920, përbëhen nga fletë vertikale, simetrike dhe pjesërisht të lakuara.

Avantazhi i Turbinave Darrieus është pozicionimi i kutisë së shpejtësisë dhe gjeneratorit në kullë mund të arrijë deri në nivelin e tokës.Disavantazhi i tyre qendron se kanë mundësi të kufizuara të rregullimit të shpejtësisë në rastin e erërave të fuqishme.

69

Turbina Darrieus, me aks vertikal

Grafiku i varësisë së fuqisë nga shpejtësia e erës për turbinën me aks vertikal

69

Turbina më e madhe me aks vertikal ndodhet në Kanada, e quajtur Ecole C, me fuqi 4.2 MW.

Pas vitit 1980 zhvillimi i këtyre lloj turbinave pothuajse ka ndaluar.

Turbinat me aks horizontal, ose tipi me helikë, filluan të merrnin zhvillim më të madh. Ato përbëhen nga një kullë e gjatë dhe nga kabina motorike, e vendosur në majë të kullës. Në kabinën motorrike përfshihen gjeneratori, kutia e shpejtësisë dhe rotori. Me anë të mekanizmave të ndryshme, kabina motorrike mund të pozicionohet në atë drejtim që është edhe era, ose mund të kthehet në drejtim të kundërt të erës për shpejtësi të mëdha të erës.Për turbina me fuqi të vogla, kabina së bashku me rotorin orientohen në bazë të flugerit (erëtreguesit). Për turbina të mëdha, kabina së bashku me rotorin orientohen në mënyrë elektrike, pasi që marrin sinjal nga një erëtregues specific elektrik. Numri i fletëve të turbinave me aks horizontal ndryshon në varësi të qëllimit të përdorimit të këtyre turbinave. Turbinat me dy ose tre fletë, zakonisht përdoren për prodhimin e energjisë elektrike, ndërsa turbinat me 20 ose më shumë fletë për qëllime mekanike: lëvizjen ose zhvendosjen e ujit.

Pamja e një turbine ere me aks horizontal me 3 fletë, dhe elementët përbërës të saj

69

Në mënyrë indirekte numri i fletëve të rotorit lidhet me raportin e shpejtësive:

λ=ωRV

,

ku λ−¿raporti i shpejtësiveω−¿ frekuenca e rrotullimitR−¿ rrezja e rotoritV−¿ shpejtësia e erës.

Ndërmjet numrit të fletëve dhe λ−¿raportit të shpejtësive ekziston një varësi inverse. Pra, turbinat me numër të madh fletësh kanë raport shpejtësie të vogël, por kanë një moment lëshimi M L të madh. Sipas të njëjtit arsyetim, turbinat me 2-3 fletë kanë raport shpejtësie të madh dhe moment lëshimi të vogël.

Një vlerë e lartë e raportit të shpejtësive na jep mundësinë të përdorim kuti shpejtësie jo shumë të sofistikuar, në mënyrë që të marrim vlerat e dëshiruara të shpejtësisë së rrotullimit të rotorit.

Sistemet që shfrytëzojnë energjinë e erës të lidhur në rrjet me njeri-tjetrin përdorin turbina me fletë.

Përdorim më të gjërë kanë turbinat me tre fletë ndaj atyre me dy fletë, pasi momenti i inercisë së rotorit në turbinat e erës me tre fletë kontrollohet më me lehtësi sesa në turbinat me dy fletë, si dhe shkaktojnë më pak zhurmë.

Sigurisht, që nga ana ekonomike, turbinat me dy fletë janë më të parapëlqyera meqë kanë kosto më të ulët.

69

ENERGJIA E ERËS NË SISTEMET ELEKTRIKE TË FUQISË:

KONCEPTE THEMELORE

Historia sistemit të fuqisë:

Në vitin 1880, Thomas Alva Edison ishte personi i parë që hodhi themelet e sistemeve të fuqisë.

Pas kësaj risie idetë e përfitimit nga avantazhet e elektricitetit filluan të përhapeshin në mbarë botën.

Instalimet e para kishin një të përbashkët: njësitë prodhuese ishin të vendosura shumë pranë ngarkesës, në mënyrë që humbjet gjatë transmetimit në tension të ulët të vazhduar të ishin minimale.

Më zhvilllimin e transformatorëve u bë e mundur që burimi dhe konsumatori të ishin jo më detyrimisht pranë njeri-tjetrit, por në distanca të largëta. Në këtë mënyrë, transmetimi i energjisë elektrike filloi të realizohej në tension alternativ.

Duke u nisur nga ky fakt, në vitin 1920 çdo qendër e ngarkesës së fuqishme kishte sistemin e vet të fuqisë. Me kalimin e kohës, u bë e mundur që të lidheshin me njeri-tjetrin edhe sisteme të ndryshme të fuqisë, fillimisht me fuqi të vogël. Dhe kështu u themelua një stukturë organizative, institucionale me bazë elektrike ndërmjet këtyre sistemeve. Institucionet shtetërore filluan të bashkëvepronin me kompanitë e tjera private lidhur me këtë qëllim.

Sistemet e fuqishme të fuqisë u ndërtuan pranë njeri-tjetrit.

69

Gjendja aktuale e energjisë së erës në sistemet e fuqisë:

Në vendet si Gjermania Veriore, Danimarka ¸ Suedia energjia e erës përmbush pjesën kryesore të nevojave totale për energji. Sipas statistikave të viteve të fundit, energjia e erës përbën 4200 GWh të nevojave totale të sistemit prej 13 353 GWh (31.45 %) në provincën gjermane të Schleswig–Holstein; 3800 GWh të nevojave totale të sistemit prej 20 800 GWh (18 %) në Danimarkë dhe 2000 GWh të nevojave totale të sistemit prej 900 GWh (22%) në ishullin suedez të Gotland-it.

Shumë vende të botës, po investojnë në sistemet e energjisë së erës, pasi përdorimi i këtij burimi energjie sjell reduktim të sasisë së CO2

të çliruar në ambjent dhe ka kosto të ulët.

Përsa i përket aspektit teknik, inxhinierat e sistemit të fuqisë duhet të kenë parasysh gjithmonë se qëllimi kryesor i sistemit elektrik të fuqisë është furnizimi me energji elektrike i konsumatorit në çdo kohë.

Ndërsa sfida kryesore e sistemeve të energjisë së erës që operojnë të lidhur në rrjet përqendrohet në dy aspekte:

Mbajtja konstant i nivelit të duhur të tensionit për të gjithë konsumatorët e sistemit të fuqisë: Konsumatorët duhet të jenë në gjendje të vazhdojnë të përdorin të njëjtin tension dhe rrymë që po përdornin.

Ruajtja e ekuilibrit të sistemit të fuqisë: Përmbushja e kërkesave të konsumatorëve për energji nëpërmjet përdorimit të impianteve të energjisë së erës.

Konceptet bazë të Inxhinierisë elektrike:

Vlerat e çastit të rrymës dhe tensionit përkatësisht shprehen:

u (t) = U M cos (ωt ¿i (t) = I M cos (ωt−φ ¿

69

ku U M−amplituda e tensionit ω=2 πf f −frekuenca, normalisht 50 ose 60 Hz I M−amplituda errymësφ−këndi ndërmjet rrymësdhe tensionit

Fuqia e çastit jepet nga produkti:

p (t)= u (t) i (t)= U M cos (ωt ¿ I M cos (ωt−φ ¿

= P [ 1+cos (2ωt) ] + Q sin (2 ωt ¿

ku

P=U M

√2∙I M

√2∙ cosφ përbën fuqinë aktive

Q=U M

√2∙

I M

√2∙ sinφ përbën fuqinë reaktive

Konceptet e mësipërme i ilustrojmë më anë të figurës:

69

Grafiku i tensionit,rrymës dhe i fuqisë në funksion të kohësPër të thjeshtuar llogaritjet, në sistemet elektrike të fuqisë përdoren format komplekse të madhësive të rrymës, tensionit dhe fuqisë, të cilat jepen si mëposhtë:

U=U M

√2∙ e j arg ( U )

I=I M

√2∙ e j arg ( I )

S=P+ jQ=U ∙ I=U M

√2∙

I M

√2e j arg (U )−arg (I )=

UM

√2∙I M

√2e j φ

Në shumicën e sistemeve elektrike të fuqisë, fuqia transmetohet nëpërmjet sistemit tre-fazor, i cili, sigurisht parapëlqehet të jetë simetrik (amplitudat e tensioneve dhe të rrymave janë të njëjta dhe të tre fazat janë të zhvendosura ndërmjet tyre me kënd 120 °).

Gjatë përdorimit të sistemit tre-fazor simetrik kemi përfitim sepse fuqia totale tre-fazore mbetet konstante. Pra, fuqia e castit e çdo faze mbetet konstante.

69

Gjithashtu përfitim tjetër është se shuma e rrymave në të tre fazat është zero. Kjo do të thotë se nuk kemi rrjedhje në drejtim të kundërt të rrymave lineare nëpër përcjellësa.

Në sistemin tre-fazor simetrik kemi:

U a=U M

√2∙ e j 0 °

Ub=U M

√2∙ e− j 120 °

U c=U M

√2∙ e j 120°

I a=I M

√2∙ e− j φ°

I b=I M

√2∙ e− j (120+φ ) °

I c=I M

√2∙ e j ( 120−φ ) °

Tensioni i linjës llogaritet:

U ab=U a−U b=U aM

√2∙ (1−e− j120 ° )=√3

U aM

√2e j 30 °

Koeficienti √3 shërben për kalimin nga tension faze në tension linje.

Gjatë analizës së sistemit elektrik të fuqisë ngarkesa, linjat e transmetimit dhe transformatorët mund të përfaqësohen ose mund të ekuivalentohen me anë të rezistencave Z.

Të dhënat e mësipërme ilustrohen me anë të figurës:

69

Rënia e tensionit në rezistencën Z llogaritet:

U 1−U 2=√3 I Z

Tensioni U 2 në figurë llogaritet:

U 2={−2 a1−U 12

2+[(2a1−U 1

2

3 )2

−(a12+a2

2) ]12 }

12

,

ku a1=−R ( Perës−Png )−X (Qerës−Qng )

a1=−X ( Perës−Png )+R (Qerës−Qng )

Nga ekuacioni i tensionit U 2 shohim se tensioni U 2varet nga energjia reaktive e erës Qerës.

Duke ditur që gjeneratorët sinkronë të përdorur në sistemet e e energjisë së erës për të prodhuar energjinë elektrike, konsumojnë energji reaktive, merren masa për të reduktuar

69

fuqinë reaktive. Kjo arrihet duke vendosur kondensatorë, të quajtur kompensatorët e fuqisë, sepse reduktojnë energjinë reaktive dhe këndin e fuqisë φ.

Karakteristikat e energjisë së erës

Në këtë pjesë do të trajtohet shfrytëzimi i erës si burim energjie, duke përfshirë karakterin e saj luhatës dhe kushtet fizike që kufizojnë përdorimin e saj.

Masat e ajrit lëvizin si shkak i ndryshimit të kushteve termike të këtyre masave.

Turbinat e erës përdorin kryesisht energjinë që zotëron era në nivelin e tokës, pra energjinë potenciale dhe sigurisht atë kinetike. Pikërisht në këtë zonë, nisur nga ashpërsia e terrenit, lëvizja e erës eshtë më e çrregullt dhe në formë stuhie.

Shpejtësia e erës ndryshon në funksion të kohës dhe të lartësisë. Ky ndryshim pasqyrohet grafikisht në trajtën e spektrit të frekuencës së erës, si në figurë:

Spektri i frekuencës së erës

69

Maksimumi sinoptik varet nga ndryshimet e kushteve atmosferike ditore, javore, duke përfshirë gjithashtu edhe ciklet sezonale.

Maksimumi ditor varet nga ndryshimet e shpejtësisë së erës gjatë një dite, lidhur me temperaturën e terrenit.

Maksimumi i stuhisë merret nga ndryshimi i menjëhershëm i shpejtësisë së erës në kufirin e një minuti. Ky maksimum dobëson cilësinë e energjisë së elektrike të prodhuar nga impiantet e energjisë së erës, pasi ndikon drejtpërsëdrejti në llojin e teknologjisë që duhet aplikuar në turbinat e erës. Kjo do të thotë që sasia e energjisë elektrike të prodhuar në të tilla kushte, është më e vogël, edhe pas përdorimit të teknologjive të avancuara, sidomos për turbinat e erës që funksionojnë të lidhura në rrjet njera me tjetrën.

Konceptet fizike:

Fuqia e një,mase të caktuar ajri, e cila qarkullon me shpejtësi V nëpër një zonë ajrore mund të llogaritet si vijon:

W erës=12

∙ ρ AV 3 [Watt ]

ku

ρ−¿ densiteti i ajrit (kg m−3)V−¿ shpejtësia e erës (m s−1)A−¿ hapësira ajrore

Vetë densiteti i ajrit është funksion i presionit të ajrit dhe temperaturës së ajrit, ku këto të fundit janë funksion i lartësisë, sipas formulës:

ρ ( z )=P0

RT∙ exp(−gz

RT ) ,

ku

69

ρ−¿ densiteti i ajrit si funksion i lartësisë (kg m−3)P0−¿shtypja atmosferike standarte në nivelin e detit (1.225 kg m−3);

R−¿ konstantja specifike e gazeve për ajrin (287.050 Jkg−1 K−1)

g−¿ konstantja e rëndesës (9.81 m s−2)T−¿ temperatura (K);z−¿lartësia mbi nivelin e detit (m).

Energjia e erës përbën energjinë totale të mundshme të erës në njësinë e kohës. Kjo energji, gjatë rrotullimit të rotorit të turbinës së erës shndërrohet në energji mekanike, e cila vjen e pakësohet si pasojë e reduktimt të shpejtësisë së rrotullimt për masë të caktuar ajri. Pra, jo e gjithë energjia e erës shndërrohet në energji mekanike, pasi jo e gjithë energjia e erës shfrytëzohet maksimalisht nga turbinat e erës. Masat ajrore që fryjnë nuk mund të ndalen ose orientohen plotësisht vetëm në zonën vepruese të rotorit; një pjesë ndalen aty, ndërsa një pjesë tjetër vazhdon rrugëtimin e tyre në drejtime të tjera.

Idenë e mësipërme e konkretizojmë me anë të figurës:

69

ku

d - diametri i rotoritWT 1,2,3 - turbinat përkatëse të erës në pozicione e drejtime të

ndryshme, si dhe të vendosura në distanca të caktuara njera nga tjera.

Bazat e para teorike rreth mundësisë së përdorimit të energjisë së erës nëpërmjet reduktimit të shpejtësisë së saj u hodhën nga Betz, në 1926. Sipas Betz-it, fuqia maksimale teorike që mund të përftohet nga era jepet:

PBetz=12

∙ ρ AV 3CP Betz=12

∙ ρ AV 3∙ 0.59

Prandaj, edhe sikur do të ishte i mundur përftimi i energjisë pa asnjë humbje, vetëm 59 % e energjisë së erës mund të përdoret nga një turbinë ere.

Kurba e fuqisë:

Referuar ekuacionit të fuqisë, energjia e mundshme e erës varet nga shpejtësia e erës. Me rritjen 10% të fuqisë së erës, kemi një rritje në masën 30% të energjisë së mundshme.

Kurba e energjisë i referohet lidhjes ndërmjet shpejtësisë fillestare të erës (shpejtësia në momentin e lëshimit të turbinës së erës) dhe fuqisë nominale.

69

Kurba e fuqisë, tipike për një turbine ere me pjerrësi të fletëve të rregullueshme

Turbina e erës arrin fuqinë e saj nominale për shpejtësi të erës ndërmjet 12–16ms -1 (43.2 – 57.6 km/h), në varësi të llojit të projektimit të turbinës së erës.

Pjesa e grafikut me vija të ndërprera tregon efektin e histerezës.

Për shpejtësi të erës më të mëdha se shpejtësia nominale e erës, produkti maksimal i energjisë do të jetë i kufizuar, ose, me fjalë të tjera, një pjesë e konsiderueshme e energjisë së mundshme të erës do të humbasë. Kontrollimi i fuqisë arrihet nëpërmjet rregullimit të pjerrësisë së fletëve të rotorit. Siç shihet nga grafiku, turbina e erës arrin të prodhojë fuqinë maksimale pikërisht brenda intervalit në të cilin era ka kufirin e saj maksimal: për shpejtësi të erës të tilla që tentojnë të ndalojnë rrotullimin e derimëparshëm të rotorit, me qëllim që ta rrotullojnë atë në drejtim të kundërt. Këtë lloj shpejtësie e quajmë shpejtësia prerëse e erës, vlera e së cilës në bazë të grafikut, merret në kufirin e 20 – 25 ms−1.

Kurba e fuqisë varet nga shtypja e ajrit: kjo në kuptimin e varësisë nga lartësia mbi nivelin e detit, po ashtu dhe nga ndryshimet në formën aerodinamike të fletëve të rotorit, të cilat

69

shkaktohen nga prania e papastërtive të ndryshme të ngelura në to ose nga prezenca e shtresave të akullit.

Faktor tjetër që ndikon në kurbën e fuqisë është dhe sasia e erërave që fryjnë në zonën ndërmjet turbinave. Për shembull, në qoftë se turbinat e rreshtit të parë përballen direkt me shpejtësinë më të madhe të erës, prej 15 ms−1, turbinat e rreshtit të dytë përballen me erëra me shpejtësi prej 10 ms−1. Kështu që, turbinat e rreshtit të parë do të veprojnë me fuqi nominale 1500 kW, ndërsa ato të rreshtit të dytë me fuqi më të vogël se fuqia nominale (p.sh 1100 kW, për disa lloj turbinash).

Efekti i histerezës dhe i shpejtësisë së prerjes:

Nëse era e tejkalon kufirin e shpejtësisë së prerjes (25 ms−1 për turbinën e rastit në fjalë) turbina e erës ndalon së funksionuari dhe kështu nuk prodhohet më energji elektrike.

Kjo mund të ndodhë gjatë stuhive të forta.

Nëse shpejtësia e erës bie në vlera më të vogla se shpejtësia e prerjes, turbinat nuk e rifillojnë punën menjëherë. Në fakt, mund të ekzistojë një kohë vonese e pastër që varet nga teknologjia përkatëse e turbinës së erës (me fletë rotori të vendosura në pjerrësi të caktuara; me shpejtësi të ndryshueshme ose fikse) dhe nga regjimi i erës për të cilin operojnë turbinat. Rivënia në punë e turbinës së erës, duke iu referuar gjithashtu ciklit të histerezës, zakonisht kërkon një ulje të shpejtësisë deri në 3 – 4 ms−1.

Për sistemin e fuqisë ndalimi i punës së turbinës, si shkak i tejkalimit të shpejtësisë së erës mbi kufirin e shpejtësisë së prerjes, rezulton si humbje relativisht e papritur e një sasie domethënëse të energjisë së erës. Në zonat gjeografike të vogla ku janë të instaluara turbina ere jo shumë të fuqishme kjo ndërprerje e punës së turbinave mund të zgjasi për disa orë. Ndërsa kur në këto janë të insataluara turbina ere të të mëdha, të fuqishme ndërprerja e punës është për një kohë më të shkurtër (më pak se 1 orë).

Nëpërmjet ciklit të histerezës përcaktohet se kur do të rifunksionojë turbina e erës, pasi që stuhia ka kaluar.

Për të reduktuar ndikimin që kanë ndërprerjet e papritura të shfrytëzimit të sasive të mëdha të energjisë së erës dhe për të zgjidhur çështjet e efektit të histerezës, projektuesit e turbinave të erës propozojnë turbina ere me kurba fuqie, të cilat në vend të ndërprerjeve të papritura, reduktojnë hap pas hapi prodhimin e energjisë elektrike, me rritjen e shpejtësive të erërave.

69

Kurba e fuqisë së një turbinë ere të fuqisë 1500 kW, me pjerrësi të rregullueshme, që operon me reduktim hap pas hapi të energjisë, për shpejtësi tepër të mëdha të erërave

Sigurisht që ky model redukton në mënyrë të ndjeshme efektet negative që mund të kenë erërat tepër të fuqishme në sistemin elektrik të fuqisë.

69

Ndikimi i shpërndarjes gjeografike të turbinave të erës dhe i numrit tyre në prodhimin e energjisë elektrike

Komentojmë figurën:

Rritja e numrit të turbinave redukton ndikimin pikut të stuhisë pasi stuhia e vrullshme e erës nuk i godet të gjitha turbinat në të njëjtën kohë. Në kushte ideale, kemi një ndryshim të energjisë elektrike të prodhuar sipas ligjit eksponencial n−1/2, ku n - është numri i gjeneratorëve të erës. Prandaj, numri i turbinave të erës në një zonë fushore nuk është e nevojshme të jetë tepër i madh.

Një hapësirë ose shtrirje gjeografike më e gjërë redukton ndikimin e pikut ditor dhe atij sinoptik, pasi ndryshimet e kushteve atmosferike nuk i prekin të gjitha turbinat e erës në të njëjtën kohë.

69

Çështjet kryesore që lidhen me integrimin e energjisë së erës

Sfida që parashtron integrimi i energjisë së erës mund të ilustrohet me anë të figurës:

Ilustrim i një sistemi të thjeshtë fuqie

Në këtë sistem elektrik fuqie, paraqiten idustritë dhe konsumatorët familjarë, të cilët konsumojnë energjinë WD dhe një stacion i energjisë së erës që prodhon energjinë WW. Energjia shtesë, WG, prodhohet në një tjetër stacion. Rezistencat Z1 – Z3 përfaqësojnë rezistencat e linjave të transmetimit dhe transformatorëve përkatës. Balanca energjitike jepet me anë të relacionit të mëposhtëm:

W G=W D+W L−W W ,

ku

W G - energjia shtesë e kërkuarW D - energjia e konsumuarW L - humbjet elektrike në rezistencat Z1−Z3

W W - produkti i energjisë së erës

69

Ekuacioni i ekuilibrit energjitik vlen përçdo rast: si për kohëzgjatje të shkurtër (p.sh. minuta) ashtu dhe për kohëzgjatje të madhe (p.sh. vite). Prandaj, në qoftë se ka rritje të kërkesës për konsumin e energjisë elektrike, kërkesë kjo e cila nuk mund të përmbushet nga sistemet e energjisë së erës, atëherë nevojat e konsumatorëve mund të plotësohen nga burimet e tjera energjitike brenda sistemit elektrik të fuqisë.

Duke iu referuar figurës së mësipërme, për çështjet e depërtimit të energjisë së erës në sistemin elektrik të fuqisë, fillimisht pranojmë që impiantet e erës nuk janë të lidhur në rrjet. Tensioni i gjeneratorëve të burimit U0 mbahet konstant. Në qoftë se ka ndryshim në kërkesat e konsumatorëve, atëherë rryma I3, rrjedhimisht dhe rryma I1 do të ndryshojnë. Prandaj do të ketë një rënie tensioni përkatësisht në rezistencat Z3 dhe Z1. Nëse rezistencat Z3 dhe Z1 janë në vlera të mëdha (në rastin e linjave të gjata), tensioni U3 do të ndryshonte kur do të ndryshonin kërkesat e konsumatorëve.

Masat e mundshme që merren për të shmangur luhatjet e mëdha të tensionit U3 janë:

a) Përdorimi i një rrjeti të fuqishëm (rezistencat Z3 dhe Z1 janë në vlera të vogla). Kjo bëhet e mundur duke përdorur linja në tension të lartë dhe transformatorë jo me fuqi shumë të ulët.

b) Kontrolli i tensionit U3 duke vendosur transformatorë tensioni pranë konsumatorëve.

c) Kontrolli i tensionit U1 duke përdorur transformatorë tensioni dhe/ose mjete të tjera të kontrollimit të tensionit si kapacitorë të lidhur në të shkurtër dhe/ose reaktorë të lidhur në të shkurtër.

Tani pranojmë që impiantet e erës janë të lidhur me rrjetin. Me ndryshimin e produktit të energjisë së erës WW, do të ndryshojë dhe rryma I2. Prandaj rryma I1 do të ndryshojë, ndryshim ky, i cili do të shkaktojë një rënie tensioni në rezistencën Z1.

Në këtë mënyrë tensioni U1 do të ndryshojë, gjithashtu edhe tensioni në pikën e lidhjes me konsumatorin U3 mund të do të ndryshojë. Ndikimi i luhatjeve të energjisë së erës në luhatjet e tensionit U3 varen kryesisht nga madhësia e rezistencës Z1. Nga ana tjetër, nëse vlera e Z1 është shumë e madhe, luhatjet e shumta të energjisë së erës do të sillnin luhatje të mëdha të tensionit U3. Në të vërtetë vetëm konsumatorët që gjenden pranë impianteve të erës, mund të ndikohen nga luhatjet e energjisë së erës. Për të shmangur problemet për ketë grup konsumatorësh, përdoren turbina ere me vetërregullim të tensionit U2.

69

Nevojat kryesore të konsumatorëve mund të përmblidhen në tre çështje kryesore :

Niveli i tensionit me të cilin furnizohen konsumatorët duhet të jetë konstant (në rastin e ndriçimit 230 V ± 10 %¿.

Furnizimi me energji elektrike duhet të jetë i vazhdueshëm dhe pa ndërprerje.

Kjo nënkupton që kur kërkesat e konsumatorëve rriten, prodhuesit duhet të jenë në gjendje të përmbushin menjëherë këto kërkesa.Siç dihet, turbina është e lidhur me gjeneratorin sinkron nëpëmjet një aksi, që teorikisht paraqitet si në figurë:

Turbina rrotullon rotorin e gjeneratorit. PT është fuqia e turbinës dhe PS është fuqia që transmetohet nga energjia kinetike e rezervuar në masat rrotulluese të turbinës, aks dhe rotor. Gjatë punimit normal PS=0. PG përfaqëson fuqinë e gjeneratorit, energjia elektrike e prodhuar nga i cili i transmetohet sistemit elektrik të fuqisë.

Në qoftë se kemi rritje të nevojës për konsum, energjia elektrike e prodhuar nga gjeneratori direkt do të rritet. Megjithatë një rritje fillestare e energjisë së prodhuar nuk ec paralelisht me një rritje të fuqisë prodhuese të turbinës. Rritja e PG do të nisë nga energjia kinetike e rezervuar PS. Sapo energjia kinetike fillon të konsumohet, sistemi rrotullues Turbinë - Aks - Gjenerator do të ngadalësohet. Tani, meqë shpejtësia e rrotullimit të gjeneratorit sinkron, është e lidhur direkt sistemin e frekuencës, një ulje e shpejtësisë do të sjellë ulje të frekuencës elektrike. Në këtë mënyrë një rritje e ngarkesës do të kushtëzojë në një ulje të frekuencës.

Me qëllim kufizimin e uljes së frekuencës, shumë impiante elektrike po bashkëpunojnë me të ashtuquajturin sistem të kontrollit primar. Ky sistem mat frekuencën dhe rregullon prodhimin e e energjisë në impiantet elektrike, në rastet kur ka ndryshim të frekuencës. Koha e veprimit të sistemit të kontrollit primar varet nga impianti i energjisë (sesa shpejt ato mund të rrisin prodhimtarinë e tyre).

69

Zakonisht, kjo kohë mund të jetë 30 sekonda – 1 minutë. Kështu që impiantet elektrike duhet të kenë gjithmonë rezerva të mjaftueshme energjitike, në mënyrë që të rrisin prodhimin e energjisë elektrike deri në nivelin e kërkuar, për plotësimin e nevojave të konsumatorëve.

Konsumatorët duhet të furnizohen me energji elektrike me çmim sa më të arsyeshëm dhe të përballueshëm për ta.

Kërkesat e impianteve të energjisë së erës :

Ashtu si konsumatorët e thjeshtë, edhe impiantet e energjisë së erës kanë kërkesa ndaj sistemit elektrik ekzistues të fuqisë, në mënyrë që të jenë në gjendje të shesin produktet e tyre:

Niveli i tensionit me të cilin furnizohen duhet të jetë konstant pasi turbinat e erës zakonisht janë të projektuara për të punuar në tension konstant (në tensionnominal ±10 % ¿.

Impiantet e energjisë së erës duhet të jenë në gjendje t’i shesin produktin e tyre koorporatës kryesore energjitike, në kohën kur prodhimi i energjisë elektrike nga përdorimi i energjisë së erës është plotësisht i mundur (kur era ka shpejtësi të mjaftueshme). Në rast të kundërt, prodhimi i energjisë elektrike do të pësojë rënie, gjë kjo e cila do të sillte humbje në të ardhurat financiare të vetë prodhuesve.

Duhet të ketë siguri në pikat e lidhjes së sistemit elektrik të fuqisë me impiantet e erës. Siç dihet ekziston një lidhje e drejtë ndërmjet kësaj sigurie dhe kostos: sa më e madhe siguria, aq më të larta janë kostot.

Si përfundim, qëllimi primar i punës së sistemit elektrik të fuqisë është të furnizojë konsumatorët me tension në nivel konstant dhe të ruajë në çdo kohë ekuilibrin ndërmjet prodhimit dhe konsumit të energjisë elektrike.

69

Shotjcë: Një Ekuivalentim Mekanik i Sistemit Elektrik të Fuqisë për Energjinë e Erës

Kryesisht ky fragment shërben për t’i ardhur në ndihmë atyre inxhnierëve, të cilët nuk janë shumë të familjarizuar me analizimin e sistemit të fuqisë dhe me ndërfutjen e energjisë së erës në sistemin elektrik të fuqisë.

Ekuivalentimi mekanik lidhet me parimin e punës së një biçiklete shumëvendëshe:

Pamja e një biçiklete shumëvendëshe

Referuar figurës së mësipërme, balanca e energjisë aktive i lidhet me lëvizjen e biçikletës me shpejtësi konstante. Qëllimi për të mbajtur tensionin konstant (për të ruajtur balancën e energjisë reaktive) i korrespondon sfidës për të mbajtur biçikletën në ekuilibër (mbajtja e biçikletës pa u rrëzuar në një anë). Momenti rrotullues frenues i pedaleve dhe rezistenca e ajrit nuk merren parasysh. Gjatë pedalimit të kësaj lloj biçiklete të gjitha pedalet duhet të jenë në të njëjtin pozicion, ashtu siç tregohet në figurë.

69

Balanca e energjisë aktive:

Në këtë biçikletë ka lloje të ndryshme çiklistësh: çiklistët që vazhdojnë të pedalojnë që përkojnë me gjeneratorët, dhe çiklistët që frenojnë ose tentojnë të frenojë përkojnë me ngarkesat ose ngarkesat motorike. Kuptohet që jo të gjithë çiklistët ushtrojnë të njëjtën forcë mbi pedanat, edhe pse zinxhiri rrotullohet me të njëjtën shpejtësi. Shpejtësia e biçikletës përkon me sistemin e frekuencës.

Me fjalë të tjera, meqë momenti frenues dhe rezistenca e ajrit nuk merren parasysh, biçikleta shumëvendëshe do të ecë me shpejtësi konstante në qoftë se forca totale e çiklistëve që pedalojnë vazhdimisht (prodhimi total i energjisë elektrike) është ekzaktësisht e barabartë me forcën totale të çiklistëve që frenojnë (ngarkesa totale). Në të kundërt, shpejtësia e biçikletës do të ndryshojë (frekuenca në sistemin elektrik të fuqisë do të ndryshojë).

Makinat sinkrone

Disa çiklistë, të ashtuquajtur “ çiklistë sinkronë ”, i kanë pedalet e tyre të lidhura direkt me zinxhirët përkatës. Kjo është mënyra më e mirë e lidhjes së pedaleve me zinxhirët, për grupin e ‘çiklistëve të rritur’ (impiantet e mëdha të energjisë elektrike), por për çikistët të cilët pedalojnë vetëm në kohë me erë (impiantet e energjisë së erës), kjo mënyrë lidhjeje është shumë e rrallë. Kjo nënkupton që të gjithë çiklistët sinkronë do të pedalojnë me të njëjtën shpejtësi. Duhet të theksohet që zinxhirët që lidhin pedalet janë në gjendje të përkulshme dhe jo të sforcuar. Nga ky fakt rrjedh që ndërmjet pedaleve përkatëse të çiklistëve do të ekzistojë një diferencë këndore. Pra, pedalet përkatëse nuk do të jenë në pozicionin në majë ekzaktësisht në të njëjtën kohë[këndet e tensionit, arg (U), në pika të ndryshme të sistemit elektrik të fuqisë janë të ndryshëm ]. Mund të themi që disa çiklistë (të cilët konsiderohen si hidrocentrale) preferojnë të ecin më ngadalë. Për të realizuar këtë gjë, biçikleta duhet të jetë të pajisur me rrota të dhëmëzuara, kurset, (polet e disa gjeneratorëve). Është e qartë se një ndryshim i papritur i forcës së ushtruar gjatë pedalimit do të shkaktojë luhatje (ndryshimet e këndeve në sistemin elektrik të fuqisë), përderisa ka inerci në ingranazhin e lidhur me pedalet.

Makinat asinkrone

Disa çiklistë, zakonisht fëmijë, që nuk mund të pedalojnë aq mirë sa të tjerët (gjeneratorët me fuqi të vogël, si në rastin e turbinave të erës), preferojnë të përdorin lidhje më të zbutur

69

mes pedaleve dhe ingranazheve. Pra ata lëvizin me shpejtësi më të vogël, të detyruar nga përdorimi i kurseve të lehta. Pranda ky grup çiklistësh quhen ”çiklistët asinkronë” (ngarkesat në motorin asinkron).

Ndërfutja e elektronikës së fuqisë

Një tjetër teknikë përdoret nga “çiklistët variabël” (Impiantet e energjisë elektrike me lidhje elektrike mes gjeneratorit dhe rrjetit): një lloj tjetër transmisioni (psh.impiantet e energjisë së erës me gjenerator asikron me ushqim të dyfishtë) ndërmjet pedaleve dhe ingranazhit në vend të kutisë së shpejtësisë ose marsheve. Në këtë mënyrë shpejtësia e rrotullimit të pedaleve të këtyre çiklistëve është më e pavarur nga shpejtësia e biçikletës shumëvendëshe.

Kontrolli i frekuencës

Disa nga çiklistët sinkronë vazhdimisht kujdesen për shpejtësinë e biçikletës shumëvendëshe (impiantet e energjisë elektrike të përdorur për kontrollin e frekuencës). Në qoftë se shpejtësia e biçikletës zvogëlohet, si shkak i ndonjë çiklisti “jo të besueshëm” (ndërprerja e detyruar e energjisë në një impiant elektrik) ose si shkak i një numri shumë të madh çiklistësh frenues (rritja e ngarkesës në sistem), atëherë këta “kontrollues të shpejtësisë” e menaxhojnë mirë sasinë e forcës që duhet të ushtrojnë në pedalet e tyre në mënyrë që të rregullojnë shpejtësinë. Ata duhet të ruajnë gjithmonë një kufi të caktuar (impiantet e energjisë nuk mund të arrijnë deri në maksimumin e fuqisë së instaluar) dhe nuk mund të pedalojnë vazhdimisht me kapacitetin e tyre maksimal. Nëse shpejtësia e biçikletës ndryshon shumë shpesh ose ndryshon në vlera të mëdha, ata kërkojnë që çiklistë të tjerë të ndryshojnë mënyrën e pedalimit të tyre. Në disa biçikleta shumëvendëshe (në sistemet e çrregullta të fuqisë) një përson i veçantë, i cili nuk është duke pedaluar dhe që është përgjegjës për kontrollin e shpejtësisë (operatori i pavarur i sistemit) përcakton se cili çiklist është i përgatitur dhe i gatshëm për të realizuar këto ndryshime me sa më pak shpenzime.

Energjia e erës

Disa çiklistë pedalojnë vetëm kur ka erë. Kur shpejtësia e erës është e vogël, këta çiklistë do të pedalojnë me më pak forcë. Për pasojë, biçikleta shumëvendëshe do të ecë pak më ngadalë dhe kontrolluesit e shpejtësisë së biçikletës do të rrisin forcën e tyre mbi pedale. Kur është erë, disa çiklistë të tjerë mund të pedalojnë më pak. Këta çiklistë mund të pijnë

69

pak ujë që të kenë rezerva energjie për kohën kur nuk do të ketë erë (ruajta e ujit në rezervuarët e ujit). Kujtojmë që është akoma kontrolluesi i shpejtësisë, ai që bën të mundur që biçikleta të ecë me të njëjtën shpejtësi (ruan ekuilibrin mes prodhimit dhe konsumit).

Balanca e energjisë reaktive:

Në biçikletën shumëvendëshe ekziston një problem: ndenjëset e disa çiklistëve dhe të përsonave frenues nuk janë të vendosur në mesin e biçikletës. Për rrjedhojë biçikleta do të rrëzohet (një rënie e theksuar e tensionit, e cila ndodh kur nuk ka burime të energjisë reaktive që ta mbajnë tensionin në vlera të pranueshme) në qoftë se këto forca nuk janë në ekuilibër. Figura e mëposhtme tregon se si mund të duket një biçikletë 4-vëndeshe nga sipër:

Forcat që ushtrohen në një biçikletë të gjatë 4-vendëshe

PG - çiklistët pedalues, që përpiqen të përshpejtojnë biçikletën PD - çiklistët frenues, që përpiqen të ngadalësojnë biçikletën QL - forcat që tentojnë ta përmbysin biçikletën nga ana e majtë (prodhuesit e

energjisë reaktive) QR - forcat që tentojnë ta përmbysin biçikletën nga ana e djathtë (konsumatorët e

energjisë reaktive)

Qëllimi është që biçikleta të mbahet në një pozicion vertikal ekzakt (tensionet = vlerën e tensionit nominal), megjithatë është e pranueshme edhe një zhvendosje e lehtë këndore (një devijim i vogël i tensionit nga tensioni nominal).

69

Makinat asinkrone

Çilkistët asinkronë, gjithmonë qëndrojnë pak në të djathtë të mesit të biçikletës. Ushtrimi i këtyre forcave (ata konsumojnë energji reaktive) do të shkaktojë rrëzim të biçikletës nga ana e djathtë nëse këta forca nuk ekuilibrohen nga ana tjetër. Nuk ka rëndësi nëse çiklistët pedalojnë (gjeneratorët asinkronë) apo frenojnë (motorët asinkronë).

Kapacitorët

Ekzistojnë disa çiklistë specialë të fuqishëm, të cilët nuk pedalojnë kurrë ose nuk frenojnë. Ata thjesht ulen janë të pozicionuar në anën e majtë të mesit të biçikletës (kondensatorët që prodhojnë energji reaktive). Pozicionimi më i mirë i tyre do të ishte pranë çiklistëve asinkronë në mënyrë që t’i kompensojnë direkt këta të fundit (kondensatorët duhet të vendosen pranë impianteve të energjisë së erës me gjeneratorë asinkronë). Nëse çiklistët e fuqishëm kanë vendndodhje tjetër, atëherë në trupin e biçikletës do të shfaqen forca të tjera shtesë (në qoftë se nuk ka kompensim lokal të konsumit të energjisë reaktive në gjeneratorët asinkronë të energjisë së erës, energjia reaktive do të prodhohet në vende të tjetra dhe transportohet në vendet ku do të përdoret; gjë e cila do të rrisë humbjet në rrjet).

Makinat sinkrone

Çiklistët sinkronë janë të vendosur në pozicione që mund të lëvizin nga ana e djathtë e mesit të biçikletës (konsumi i energjisë reaktive) në anën e majtë (prodhimi i energjisë reaktive). Ata zhvendosen sa majtas – djathtas në mënyrë që të ruajnë ekuilibrin e biçikletës (kontrolli i prodhimit tëe energjisë reaktive për të mbajtur tensionin në nivel konstant). Duhet të theksohet që mundësia e zhvendosjes sa majtas–djathas kufizohet nga forca e ushtruar në pedale. Kuptohet që nëse ata pedalojnë shumë, si rezultat i lodhjes, muk mund të zhvendosen me lehtësi sa majtas-djathtas (rryma totale kufizon prodhimin ose konsumin e energjisë reaktive).

Ndërfutja e elektronikës së fuqisë

Nëpërmjet idesë së çiklistëve variabël tregohet mundësia e kontrollit të tensionit nëpërmjet ndryshimit të prodhimit ose konsumit të energjisë reaktive. Zgjidhja më e mirë është që çiklisti variabël të jetë i ulur fiks në mesin e biçikletës në kohën kur ai pedalon në maksimumin e fuqive të tij (faktori i energjisë =1 në fuqinë e instaluar në impiantet e energjisë së erës me shpejtësi të ndryshueshme).

69

STANDARTET E CILËSISË SË ENERGJISË PËR TURBINAT E ERËS

Karakteristikat e turbinave të erës janë të domosdoshme për t’u njohur, pasi në bazë të tyre gjykohet ndikimi i pritshëm që mund të kenë këto turbina mbi cilësinë e tensionit elektrik. Të dhënat rreth cilësisë së energjisë së turbinave të erës janë të dokumentuara dhe organizuara sipas IEC (International Electrotechnical Commission) – Komisionit Ndërkombëtar Elektroteknik, të themeluar në vitin 1996.

Sipas IEC 61400-21, parametrat që karakterizojnë cilësinë e energjisë së një turbine ere janë:

Të dhënat nominale (Pn , Qn , Sn , U n dhe I n); Fuqia maksimale e lejuar, Pmc (mesatarisht për 10 minuta); Fuqia maksimale e matur, P60 (mesatarisht për 60 sekonda) dhe P0.2 (mesatarisht

për 0.2 sekonda); Fuqia reaktive, Q, për 10 minuta, vlerësimi i saj në funksion të fuqisë aktive; Koeficienti i dridhjes - flicker, c (ψk , νa), në funksion të këndit të rezistencës së fazës

së rrjetit ψk dhe shpejtësisë mesatare vjetore të erës (νa); Numri maksimal i manovrave operative specifike (kyçje/çkyçje) të turbinës së erës

për një kohëzgjatje prej 10-minutash, N10, dhe për një kohëzgjatje prej 2-orësh, N120;

Faktori hapit të dridhjes - flicker, k f (ψk ), dhe faktori i ndryshimit të tensionit, k u(ψk), për manovra operative të specifikuara të turbinës së erës në funksion të këndit (ψk );

Rrymat harmonike maksimale, I h, gjatë manovrave të vazhdueshme përgjatë 10 minutave, përçdo harmonikë më të madhe se e 50-ta.

Le të sqarojmë pak secilin prej këtyre parametrave:

1. Të dhënat nominale

Fuqia aktive nominale, Pn, përfaqëson fuqinë maksimale elektrike të vazhdueshme dalëse, të cilën turbina e erës është e projektuar të zhvillojë në kushte normale pune.

69

Fuqia reaktive nominale, Qn, përfaqëson fuqinë reaktive të turbinës së erës, gjatë funksionimit në fuqi aktive nominale, tension nominal dhe frekuencë nominale.

Fuqia e plotë nominale,Sn, përfaqëson fuqinë e plotë të turbinës së erës, gjatë funksionimit në fuqi aktive nominale, tension nominal dhe frekuencë nominale.

Rryma nominale,I n, përfaqëson rrymën e turbinës së erës, gjatë funksionimit në fuqi aktive nominale, tension nominal dhe frekuencë nominale.

2. Fuqia maksimale e lejuar

Për një kohë prej 10-minutash, fuqia e turbinës së erës, në varësi nga lloji i turbinës, mund të tejkalojë vlerën e saj nominale. Ky parametër, Pmc, shërben për të dhënë një përcaktim të qartë të maksimumit të fuqisë, gjatë 10 minutave, që pritet nga turbina e erës.

Për disa lloj turbinash (me kontrollim të pjerrësisë së fletëve të rotorit dhe me kontrollim të shpejtësisë), Pmc=Pn.

Për turbinat me shpejtësi të pandryshueshme, Pmc është 20 % më emadhe se Pn.

3. Fuqia maksimale e matur

Fuqia maksimale e matur, P60, e matur për 60 sekonda dhe P0.2 e matur për 0.2 sekonda lidhen përkatësisht me mbrojtjen rele dhe me turbinat e erës në rrjetet elektrike të izoluara.

Për turbinat e erës me shpejtësi të ndryshueshme P0.2=P60=Pn.

Për turbinat e erës me shpejtësi fikse P0.2>Pn.

4. Fuqia reaktive

Për kohën 10 minuta energjia reaktive përcaktohet si funksion i 0.1 %, …, 90 %, 100 % të fuqisë nominale. Turbinat e erës të pajisura me gjenerator të lidhur direkt me rrjetin elektrik konsumojnë energji reactive, si funksion i energjisë aktive. Ky konsum kompensohet nga kapacitorët. Turbinat e erës të pajisura me shndërrues modern të frekuencës janë në gjendje të kontrollojnë prodhimin/konsumin e energjisë reaktive sipas nevojave të sistemit.

69

5. Koeficienti i dridhjes – flicker

Luhatjet e energjisë nga turbinat e erës shkaktojnë luhatje të tensionit në rrjetin elektrik. Në figurën e mëposhtme paraqiten grafikisht luhatjet e sipërpërmendura.

Luhatjet e energjisë elektrike

Amplituda e luhatjeve të tensionit do të varet jo vetëm nga luhatjet e energjisë, por edhe nga këndi i rezistencës së fazës dhe faktorit të fuqisë së turbinës së erës.

Kjo dukuri, (e ndryshimit të fluksacionit) që vërehet tek llambat e tensionit njihet me emrin “flicker” dhe matet me flickermetër. Flickermetri në hyrje merr tensionin dhe në dalje jep dozën flicker.

Në figurë paraqitet rrezatimi Flicker në funksion të energjisë aktive:

69

Doza Flicker

Shkaktarë të dukurisë flicker mund të jenë edhe ndryshimet e shpejta dhe të shpeshta të ngarkesës elektrike.

Ky ndryshim i shpeshtë tensionit zakonisht ëhtë në vlerat 5 % - 10 % të U n.

Koeficienti flicker jepet me anë të formulës:

c (ψk , νa )=P st

Sk

Sn

,

ku

Pst−¿rrezatimi flicker prej turbinës së erës, Sn−¿fuqia nominale e turbinës së erës, Sk−¿fuqia e rrjetit në rastin e lidhjes së shkurtër.

Vlerat që merr këndi ψk janë 30° , 50 °, 70 °, 85 °, ndërsa vlerat e νa janë 6 m/s, 7.5 m/s 8.5 νadhe 10 m/s.

69

6. Numri maksimal i manovrave operative specifike (kyçje/çkyçje)

Këto manovra marrin rëndësi të madhe për arsye se mund të shkaktojnë luhatje tensioni që lidhen me:

Lëshimin e turbinës së erës për shpejtësi të prerjes Lëshimin e turbinës së erës për shpejtësi nominale

Miratimi i veprimeve kyçëse/çkyçëse varet jo vetëm nga ndikimi që ato kanë në tensionin e rrjetit elektrik, por edhe nga fakti se sa shpesh ato ndodhin. Prandaj nevojiten numrat maksimal N10 dhe N120.

7. Faktori hapit të dridhjes – flicker

Ky faktor është një njësi matëse e dozës flicker, për një veprim të vetëm operativ: vetëm për kyçje ose vetëm për çkyçje të turbinës së erës, i cili jepet me anë të formulës:

k f (ψk )= 1130

∙Sk

Sn

Pst T p0.31,

ku

Sn−¿fuqia nominale e turbinës së erës;Sk−¿fuqia e rrjetit elektrik në rastin e lidhjes së shkurtër;T p−¿kohëzgjatja e luhatjeve të tensionit gjatë veprimit kyçës/çkyçës;Pst−¿doza e rrezatimit flicker e turbinës së erës.

Turbinat e erës me shpejtësi të ndryshueshme pritet të kenë faktor hapi flicker të ulët, ndërsa turbinat me shpejtësi të pandryshueshme kanë vlera nga mesatare deri të larta të këtij faktori.

Ilustrojmë këtë fakt me anë të impiantit të erës me 5 turbina me fuqi 750 kW të lidhura në rrjet njera me tjetrën. Secila prej turbinave është e pajisur me elementë të elektronikës së fuqisë (për të kufizuar rrymën e lidhjes së shkurtër, që mund të lindin në momentin e lëshimit të gjeneratorit) dhe me kondensatorë, të cilët përmirësojnë koeficientin e fuqisë, si në figurë:

69

Impianti i erës me turbina

U n−¿tensioni nominal Sk−¿fuqia e rrjetit elektrik në rastin e lidhjes së shkurtër ψk−¿këndi i rezistencës së fazës së rrjetit EPst−¿kufiri i sipërm i dozës flickerEPlt−¿kufiri i poshtë i dozës flicker

69

Të dhënat për cilësinë e energjisë elektrike për shembullin e turbinave të erës janë:

SASIA VLERA

Fuqia aktive nominale, Pn (kW) 750

Fuqia reaktive nominale, Qn(kVAr) 0

Tensioni nominal,U n(kV) 0.69

Fuqia maksimale e lejuar, Pmc 1.2 Pn

Koeficienti i dridhjes - flicker, c (ψk=55 ° , νa=8.2 m/ s) 10.9

Numri maksimal i manovrave (kyçje/çkyçje) për 10minuta, N10 1

Numri maksimal i manovrave (kyçje/çkyçje) për 2 orë, N120 12

Faktori hapit të dridhjes - flicker, k f (ψk=55°) 1.2

Faktori i ndryshimit të tensionit, k u(ψk=55 °) 1.5

Ndikimi në cilësinë e tensionit

Në rastin më ideal, kurba e tensionit do t’i përngjante një kurbë sinusoidale me amplitudë dhe frekuencë konstante. Megjithatë, dihet se në realitet kemi devijim nga idealja, kështu që edhe tensioni nuk do të jetë i atillë forme. Mospërputhjet mes prodhimit dhe konsumit, në rastin e kurbës së tensionit shkaktojnë devijime në frekuencën e tensionit; ndërsa humbjet në linjat elektrike shkaktojnë devijime në amplitudën e tensionit. Devijimiet në amplitudën e tensionit varen nga forca ose fuqia e rrjetit.

Si përfundim nuk është se ka rregulla të caktuara ose proçedura standarte për të përcaktuar karakteristikat e cilësisë së energjisë së një turbine ere.

Zakonisht, projektuesit ofrojnë vetëm të dhënat nominale, duke dhënë kështu një kontribut të vogël lidhur me ndikimin e turbinës së erës në cilësinë e tensionit. Për këtë arsye, përdoruesit mjaftohen me vendosjen e disa rregullave të thjeshta, si psh: gjatë instalimit të një turbine ere, rritja e tensionit duhet të jetë më e vogël se 1 %. Një numër i madh turbinash po lidhen dhe po funksionojnë duke u bazuar në këta rregulla të thjeshta.

69

Për të konkretizuar këtë fakt marrim një shembull të thjeshtë, të bazuar në të dhënat nominale:

Fuqia aktive e impiantit të energjisë së erës, P, është 3750 kW; fuqia reaktive e impiantit të energjisë së erës, Q, është 0 kVAr. Për të llogaritur rritjen e tensionit, është e nevojshme të njihet vlera e rezistencës së plotë të pjesës së linjës ndërmjet impiantit të erës dhe një pikë nyje imagjinare. Për shembullin në fjalë, vlera e rezistencës, R, është 8.83 Ω dhe e reaktancës, X, është 9.17 Ω, duke dhënë një rritje tensioni ΔU ≈ 6.8 % , e cila merret nga ekuacioni:

ΔU ≈RP+ XQ

U n2

Nga rezultati i mësipërm, nxjerrim se ky impiant i energjisë së erës tejkalon kufirin e lejuar të rritjes së tensionit dhe si i tillë nuk mund të lidhet në rrjet.

P ËRMASAT E CILËSISË SË ENERGJISË:

Termi “cilësi e energjisë”, lidhur me turbinën e erës, përshkruan përformancën elektrike të sistemit të prodhimit të energjisë elektrike të turbinës së erës.

Ai reflekton ndikimin e turbinës së erës në cilësinë e tensionit të rrjetit.

Kjo performancë përcaktohet jo vetëm nga karakteristikat e komponentëve elektrikë: si gjeneratorë, transformatorë, etj., por edhe nga mënyra e reagimit, lëvizja, forma aerodinamike dhe mekanike e rotorit.

Turbinat e erës dhe cilësia e tyre e energjisë janë të çertifikuara sipas matjeve bazë, referuar standartit kombëtar dhe ndërkombëtar.

69

Kërkesat rreth përmasave të cilësisë së energjisë

Deri më sot, filozofia e lidhjes së turbinave të erës me rrjetin elektrik ishte e tillë që në rast difekti në rrjet, impianti i energjisë së erës duhet të çkyçej. Sipas udhëzimeve të reja, kjo filozofi ka ndryshuar. Tani kërkohet që turbinat e erës të qëndrojnë të lidhura me rrjetin edhe në rast të difekteve në rrjet (luhatjet e tensionit në rastin e lidhjeve të shkurtra). Impiantet e energjisë së erës duhet të jenë në gjendje të përballojnë rrjetin elektrik. Prandaj, ato duhet të kontrollojnë energjinë reaktive deri në një kufi të caktuar dhe të qendrojnë të lidhura në rrjet edhe në rastin e lidhjeve të shkurta.

Për të siguruar që impiantet e energjisë së erës do të përmbushin këto kërkesa të reja, në Gjermani është themeluar një organizatë e re, FGW, e cila përfshin matjet dhe kontrollet e mëposhtme:

Kufirin e energjisë reaktive (kapacitive ose induktive); Koeficientin e fuqisë pas humbjeve në rrjet; Funksionimin në frekuenca të ulëta ose në frekuenca të larta; Reduktimin e energjisë që sinjalizohet në pika të caktuara; Sistemin mbrojtës gjatë luhatjeve të frekuancës dhe të tensionit; Reagimin e turbinës së erës në rastin e lidhjeve të shkurta.

RREGULLAT TEKNIKE PËR INTERKONJEKSIONIN E TURBINAVE TË ERËS NË SISTEMIN ELEKTRIK TË FUQISË

Në vitin 1980 kompanitë shpërndarëse të energjisë elektrike filluan të themelonin rregullat ose standartin e vet të interkonjeksionit, filimisht në nivel kombëtar (në Gjermani ose

69

Danimarkë). por pas disa viteve këto rregulla u përforcuan dhe morën zgjerim në nivel ndërkombëtar. Standarti përshin çështjet kryesore lidhur me cilësinë e energjisë dhe me sigurinë në punë.

Rregullat e interkonjeksionit, sipas zonës së aplikimit:

Për impiantet e erës ose turbinat e erës të lidhura në rrjetin me tension më të vogël se 110 kV (tension të ulët dhe tension të mesëm) ;

Për impiantet e erës ose turbinat e erës të lidhura në rrjetin me tension më të madh se 110 kV (tension të mesëm dhe tension të lartë);

Për të gjitha impiantet e erës ose turbinat e erës, pavarësisht nivelit të tensionit.

KËRKESAT E SISTEMIT ELEKTRIK TË FUQISË NDAJ ENERGJISË SË ERËS

Meqë burimet e energjisë së erës, si burime të ndryshueshme, varen nga njësitë e kohës: sekonda, minuta, orë, ditë, muaj dhe vite, atëherë çdo ndryshim i këtyre burimeve do të ketë ndikimin e vet në sistemin elektrik të fuqisë. Analizimi i këtij ndikimi do të bazohet në zonën gjeografike që na intereson.

Zakonisht, operatori i pavarur i sistemit (ISO) është sistemi përgjegjës që kujdeset për krejt sistemin elektrik, duke përdorur rezervat e energjisë aktive dhe reaktive për të ruajtur qendrueshmërinë e sistemit: tensionin dhe frekuencën.

Kontrolli i frekuencës

Sistemi që funksionon normalisht, ka frekuencë të njëjtë. Siç është theksuar, frekuenca e një sistemi elektrik fuqie, konsiderohet si element tregues i ekuilibrit ose inekuilibrit ndërmjet prodhimit dhe konsumit të energjisë. Prodhimi dhe konsumi, duke përfshirë humbjet në linjat e transmetimit dhe në rrjetin e shpërndarjes, janë në ekuilibër për frekuencë nominale (në Europë 50 Hz, në SHBA 60 Hz).

69

Në qoftë se frekuenca është më e vogël se 50 Hz, konsumi i energjisë elektrike është më i madh se prodhimi.

Në qoftë se frekuenca është më e madhe se 50 Hz, konsumi i energjisë elektrike është më i vogël se prodhimi.

Sa më i ekuilbruar të jetë sistemi, aq më të pakta janë devijimet e frekuencës nga vlera nominale. Psh. në vendet nordike lejohet që frekuenca të luhatet ndërmjet vlerave 49.9 Hz dhe 50.1 Hz. Figurat e mëposhtme tregojnë ndryshimet e frekuencës përkatësisht gjatë 1 dite dhe gjatë 1 jave.

Luhatjet e frekuencës gjatë 1 dite (orë)

69

Luhatjet e frekuencës gjatë 1 jave

Kontrolli i tensionit

Raporti i tensionit për nivele të ndryshme tensioni mund të rregullohet nëpërmjet ndryshimit të ansafkave në transformatorët e fuqisë. Kjo kërkon një humbje të energjisë reaktive ndërmjet niveleve të ndryshme të tensionit.

Efekti i energjisë së erës në sistemin elektrik të fuqisë

Ndikimi i energjisë së erës në sistemin e fuqisë, sigurisht varet nga penetrimi i energjisë së erës në sistemin e fuqisë. Kur studiohet rasti në fjalë, i referohemi një zonë gjeografike më të mëdhe se hapësira e një impianti ere.

Lidhur me të ardhmen e energjisisë së erës në sistemin elektrik të fuqisë, nëse sistemi përbëhet nga burime energjitike të mëdha dhe me kosto të lartë, është e qartë se prioritet do t’i jepet burimeve më të vogla, me investime dhe kosto më të ulëta.

Impiantet tepër të mëdha të erës (qindra megawat) përbëjnë një risi për integrimin e energjisë së erës. Si rrjedhojë, luhatjet e vogla të shkaktuara nga ndryshimet gjeografike

69

mund të neglizhohen. Megjithatë, këto impiante kaq të mëdha janë të detyruara të paguajnë kostot për teknologjinë më të re, për të përballuar ndryshimet e sipërpërmendura. Përforcimi i elementëve të elektronikës ë fuqisë dhe kontrollit digjital të impianteve të erës siguron besueshmërinë dhe përmirëson cilësinë e përdorimit të energjisë së erës.

Impiantet e mëdha të erës duhet të përballojnë avaritë, pa shfaqur probleme në prodhimin e energjisë elektrike, gjatë dhe pas avarisë.

Pritet që këto impiante të sigurojnë mbështetje të energjisë reaktive për sistemin gjatë avarive të ndryshme.

Energjia e erës do të ketë ndikimin e vet edhe në rezervat e sistemit elektrik të fuqisë, ashtu siç ka në humbjet në prodhim, në transmetim dhe në shpërndarje. Përdorimi i energjisë së erës kontribuon në reduktimin e përdorimit të naftës dhe të rrezatimeve të padëshiruara.

Lidhur me sistemin elektrik të fuqisë, disavantazhi i energjisë së erës qëndron se produkti i energjisë së erës është variabël dhe i vështirë për t’u parashikuar.

Një shtrirje e madhe gjeografike e energjisë së erës do të reduktojë ndryshueshmërinë, do të rrisë besueshmërinë dhe do të zvogëlojë rastet e pikut. Sistemet e fuqisë janë të pajisur me mekanizma fleksibël që monitorojnë karakterin e ndryshueshëm të ngarkesës, gjë e cila jo gjithmonë mund të parashikohet.

Produkti i energjisë së erës, gjatë funksionimit me ngarkesë maksimale do të ketë ndikimin e vet edhe në ecurinë e sistemit elektrik të fuqisë, e cila shprehet si aftësia kapacitive e energjisë së erës.

Për një penetrim të lartë të energjisë së erës në sistem, ky kapacitet tregon se një impiant krejt i besueshëm i energjisë së erës prodhon të njëjtën energji elektrike mesatare edhe gjatë rasteve me avari.

VLERA E ENERGJISË SË ERËS

69

Vlerat e një impianti energjie ndahen:

Vlera e kostos së punës

Vlera e kostos së punës përfaqëson aftësinë që ka impianti i ri i energjisë për të ulur koston e punës në sistemin ekzistues të fuqisë. Nëse një impiant i ri energjitik (impianti i erës) shtohet në sistemin elektrik të fuqisë, ky impiant energjie duhet të sigurojë një mbështetje energjie për sistemin. Kjo do të thotë që produkti energjitik i impianteve të tjera të fuqisë në sistemin ekzistues do të zvogëlohet. Për pasojë, kostoja e punës së këtyre impianteve do të zvogëlohet.

Krediti i mundësisë

Krediti i mundësisë tregon aftësinë që ka impianti i ri i energjisë për të rritur besueshmërinë e sistemit elektrik të fuqisë. Në sistemin ekzistues të fuqisë, gjithmonë ekziston risku i një defiçiti të mundshëm, i ashtuquajturi “ humbja e probabilitetit të ngarkesës”, LOLP(Loss Of Load Probability). Ky risk, normalisht është shumë i ulët. Në rast të një defiçiti të mundshëm, disa ngarkesa duhet të çkyçen. Nëse një impiant i ri energjitik i shtohet sistemit elektrik të fuqisë, rritet mundësia që konsumatorët të mos mbesin kaq shpesh pa energji, për aq kohë sa edhe kapaciteti i sistemit elektrik të fuqisë vazhdon të rritet. Nga kjo, nxirret se me integrimin e një impianti të ri energjitik në sistem, besueshmëria e sistemit rritet.

Vlera e kontrollit

Vlera e kontrollit tregon aftësinë që ka një impiant i ri energjie për të ndjekur ose përmbushur kërkesën për energji. Në sistemin elektrik të fuqisë, është e nevojshme të bëhet kontrolli i vazhdueshëm i prodhimit, ngaqë produkti përfundimtar gjithmonë duhet të jetë i barabartë me sistemin e ngarkesës, duke përfshirë edhe humbjet. Meqë ngarkesa ndryshon vazhdimisht, edhe prodhimi duhet të ndryshojë vazhdimisht, gjithashtu.

Kjo vlerë është e ndryshme për impiante të ndryshme energjie. Ajo mund të jetë negative, në qoftë se impianti i ri i energjisë rrit nevojën për kontroll në sistem.

Vlera e reduktimit të humbjeve

69

Vlera e reduktimit të humbjeve lidhet me aftësinë që ka një impiant i ri energjie për të reduktuar humbjet e rrjetit në sistemin elektrik të fuqisë.

Transmetimi i energjisë gjithmonë shoqërohet me humbje në rrjet. Në qoftë se energjia transmetohet në distanca të gjata dhe/ose në tension të ulët, humbjet do të jenë relativisht të mëdha. Nëse impianti i ri i energjisë ndodhet pranë konsumatorit, krahasuar me impiantet ekzistuese të energjisë, atëherë humbjet në sistem do të zvogëlohen, për aq kohë sa sasia e energjisë së transmetuar zvogëlohet. Kjo nënkupton që impianti i ri i energjisë, disponon vlera shtesë, lidhur me mundësinë e reduktimit të humbjeve. Megjithatë, një vlerë negative do të thotë që impianti i ri i energjisë kontibuon në rritjen e humbjeve të sistemit.

Vlera e investimit në rrjet

Vlera e investimit në rrjet i referohet aftësisë që ka impianti i ri i energjisë për të reduktuar nevojën e investimeve në sistemin elektrik të fuqisë. Nëse impianti i ri i energjisë ndodhet pranë konsumatorit, një rritje e kërkesës së konsumatorëve për energji do të ndikonte në reduktimin e nevojës për investime të reja në rrjet. Kjo vlerë mund të jetë negative, në qoftë se impianti i ri i energjisë rrit nevojën për investime në rrjet.

VLERA E ENERGJISË SË ERËS

Vlerat e përmendura mësipër tashmë do t’i referohen energjisë së erës. Sistemi do të konsiderohet si sistem ideal ekonomik, ku vlera është e barabartë me zvogëlimin e kostove totale. Shembujt numerikë bazohen në sistemin elektrik të Suedisë dhe bëhen krahasime me burimet e tjera energjitike, si ai hidrik, termik, etj.

1. Vlera e kostos së punës

Përfaqëson aftësinë e energjisë së erës për të ulur kostot e punës së burimeve të tjera energjitike. Vlera, në vetvete, tregon që çdo kilowatt-orë që prodhohet nga energjia erës do të zëvendësojë një kilowatt-orë, që do të ishte prodhuar nga një tjetër burim energjie. Në sistemin hidrik suedez të fuqisë, energjia hidrike pothuajse asnjëherë nuk zëvendësohet me energjinë e erës, pasi uji që ruhet në rezervuarë gjatë periudhave me kapacitet prodhues të lartë, mund të përdoret më vonë për të prodhuar energji elektrike. Për ngarkesa tepër të ulëta dhe erëra shumë të fuqishme mund të kemi rrjedhje të padëshiruara të ujit, si shkak i energjisë së madhe të erës. Situata të tilla janë të rralla dhe në këto raste energjia shtesë që përftohet mund t’i shitet sistemeve fqinje.

69

Situata më e zakonshme është kur produkti i energjisë së erës zëvendëson prodhimin e energjisë elektrike të bazuar në përdorimin e lëndëve djegëse (gjeneratorët me naftë) në stacionet e energjisë termike. Prodhimi mund të zëvendësohet menjëherë (prodhimi në stacioniet e energjisë termike reduktohet nëse ka produkt të energjisë së erës). Në bazë të kësaj, energjia erës, normalisht, zëvendëson lëndën djegëse në njësitë e prodhimit me kosto të larta pune, meqë një nga qëllimet e sistemit të fuqisë është të operojë me kosto sa më të ulët të mundshme.

2. Krediti i mundësisë së energjisë së erës

Kreditin e mundësisë së energjisë së erës e sqarojmë me anë të grafikut të ngarkesës javore:

Ngarkesa javore

69

Kapaciteti i mundshëm është 3250 MW. Meqë ky nuk është kapaciteti real, do të kishim një defiçit kapaciteti përgjatë 40 orëve të javës. Gjatë kësaj jave, fuqia prodhuese reale është 396 MW. Fuqia totale e instaluar është 1994 MW. Krediti i mundësisë është 300 MW (15 % e fuqisë së instaluar). Megjithëse teorikisht krediti i mundësisë luhatet në vlerat e 18 – 24 % të fuqisë së instaluar.

Integrimi i energjisë së erës do të ndikojë në rritjen e fuqisë prodhuese reale dhe zvogëlimin e orëve me defiçit. Është e qartë se kjo gjë do të rrisë besueshmërinë e sistemit elektrik.

Mund të krahasojmë kreditin e mundësisë së energjisë së erës me atë të një impianti të energjisë termike:

Energjia e prodhuar në një vit është =(396 MW) x (365 x 24h) = 3496 GWh.

Pranojmë që impianti termik punon me kapacitet të plotë në 92 % të kohës, dhe pastaj çkyçet për 4 javë. Në mënyrë që të prodhohet e njëjta sasi energjie si sistemi i energjisë së erës (3496 GWh) kemi:

3496 GWh =(produkti i energjisë termike) x (92/100) x [ (48/52) x 8760 orë ].

Prandaj, duke rigrupuar kemi:

produkti i energjisë termike = 3496 GWh x (100/92) x (52/48) x (1/ 8760) =

0.466 GWh = 466 MW.

Krediti i mundësisë së impiantit të energjisë termike është rreth 429 MW (92 % e 466 MW). Kjo do të thotë që kredititi i mundësisë së impiantit të energjisë së erës (300 MW) i korrespondon afërsisht 70 % të kreditit të mundësisë së impiantit të energjisë termike.

3. Vlera e kontrollit të energjisë së erës

Nëpërmjet kontrollit primar kontrollohet balanca e sistemit përçdo sekond të kohës prej 1 minuti. Vlera e kontrollit të energjisë së erës konsiderohet aftësia e energjisë së erës për të marrë pjesë në balancimin e prodhimit dhe konsumit. Mëqë energjia elektrike nuk mund të

69

ruhet, konservohet, është e nevojshme që, në çdo kohë, të prodhohet energji elektrike ekzaktësisht aq sa konsumohet.

Kontrolli primar

Shumica e gjeneratorëve të sistemit elektrik të fuqisë janë gjeneratorë sinkronë. Në këta lloj gjeneratorësh ekziston një lidhje e drejtë mes shpejtësisë së rrotullimit të rotorit dhe frekuencës elektrike. Kur shpejtësia e rrotullimit ulet edhe frekuenca ulet, gjithashtu. Kjo do të thotë që nëse prodhohet një sasi tepër e vogël energjie nga sistemi elektrik i fuqisë, frekuenca do të ulet; përderisa energjia shtesë e kërkuar përftohet nga energjia rrotulluese në makinat sinkrone.

Kontrolli sekondar

Nëpërmjet kontrollit sekondar kontrollohet balanca e sistemit për kohën mbi 1 orë.

Kontrolli ditor dhe javor

Gjatë 24 orëve kërkesat për kontroll janë të mëdha, sepse konsumi i energjisë elektrike është më i madh gjatë ditës sesa gjatë natës. Disa pozicione gjeografike të impianteve të erës shfrytëzojnë erëra me shpejtësi më të mëdha gjatë ditës sesa gjatë natës. Në këtë rast vlera e kontrollit është pozitive; në të kundërt është negative.

Kontrolli stinor

Është i nevojshëm, pasi ngarkesa është më e madhe gjatë dimrit sesa gjatë verës. Po ashtu edhe produkti i energjisë së erës është më e madh gjatë dimrit sesa gjatë verës. Prandaj kjo vlerë kontrolli është pozitive.

4. Vlera e reduktimit të humbjeve të energjisë së erës

Nëse ngarkesa pranë impiantit të erës është e së njëjtës madhësi me impiantin, atëherë energjia elektrike nuk ka nevojë të transmetohet në distanca të largëta. Kjo do të thotë që kemi reduktim të humbjeve, si rezultat i prodhimit të energjisë së erës. Në këtë rast, vlera e reduktimit të humbjeve të energjisë së erës do të jetë pozitive.

69

Humbjet në linja mund të llogariten me anë të ekuacionit:

PL=3 I 2 R=RP2

Q2 =R( 1+ tan2 φU 2 )P2=kP2 ,

ku

PL−¿ humbjet e fuqisë në linjë;R−¿ rezistenca e linjës;I−¿ rryma e linjës;P−¿ fuqia aktive totale e transmetuar;Q−¿ fuqia reaktive totale e transmetuar; U−¿ tensioniφ−¿ këndi mes tensionit dhe rrymës së linjës

dhe

k=R(1+ tan2 φ )

U 2 .

Duke pranuar U dhe φ konstante, humbjet janë proporcionale me katrorin e fuqisë së transmetuar. Gjithashtu pranojmë që linja ka fuqi fillestare të transmetimit P0, e cila në bazë të humbjeve rezulton:

PL0=k2 P0 .

Për këtë transmetim, humbjet në formë përqindjeje llogariten si vijon:

PL0 (% )=100PL0

P0

¿100 kP0 .

Ky fakt shoqërohet me figurën:

69

Nëse një burim lokal energjie shkakton zvogëlim të fuqisë së transmetuar në P1, humbjet reduktohen në PL1. Në qofë se ndryshimi në transmetim është i vogël, niveli i ri i humbjeve llogaritet nëpërmjet linearizimit të humbjeve, si në figurë (pjesa me vija të ndërprera):

PL1≈ PL0−dPL

dP( P0−P1 )=PL 0−2k P0(P¿¿0−P1)¿

Prodhimi lokal ∆ P, i barabartë me ( P0−P1 ), shkakton reduktim të humbjeve ∆ PL, të

barabartë më PL0−PL1. Reduktimi i humbjeve në përqindje shprehet:

∆ PL (% )=100∆ PL

∆ P=

PL0−PL 1

P0−P1

≈ 100 x 2 k PL 0=2PL 0 (% ) .

Në këtë mënyrë, rritja apo zvogëlimi i humbjeve në sistem nga ana e energjisë së erës, varet nga vendndodhja e impiantit të erës, vendndodhja e ngarkesës dhe vendndodhja e burimit të energjisë që zëvendësohet nga energjia e erës.

69

Është e rëndësishme të theksohet se duhet të merren parasysh të gjitha humbjet e rrjetit dhe jo vetëm një pjesë e tyre.

5. Vlera e investimit në rrjet të energjisë së erës

Në mënyrë që të jemi në gjendje të studiojmë këtë vlerë, është e nevojshme që fillimisht të studiohet se si dimensionohet rrjeti pa përfshirjen e energjisë së erës dhe pastaj si ndryshon ai, me përfshirjen e energjisë së erës. Është pak e vështirë të nxirret një përfundim i përgjithshëm lidhur me këtë çështje. Kostot që janë pjesë e investimeve në rrjet, janë të përfshira gjithashtu në kostot e impiantit të erës.

Në qoftë se nuk ekziston nevoja për investime të tjera në rrjet, kjo vlerë është krahasimisht e vogël.

Sipas parashikimeve, kostot e energjisësë erës do të ulen, në varësi të sasisë fuqësë instaluese të energjisë së erës. Në vlera numerike kjo shprehet:

(30 000 Euro – Kosto totale) /(43 000 kW – Fuqia instaluese) = 0.70 Euro / kilowatt.

ENERGJIA E ERËS NË SISTEMIN DANEZ TË FUQISË

Sistemi energjitik në Danimarkë ndahet në 2 sisteme elektrike fuqie, të pavarura elektrikisht njera nga tjetra:

Sistemi elektrik në Danimarkën Lindore, me operator të sistemit të transmetimit të quajtur Elkraft. Ky sistem është pjesë përbërëse e sistemit Nordik sinkron të fuqisë (Nordel).

Sistemi elektrik në Danimarkën Perëndimore, me operator të sistemit të transmetimit të quajtur Eltra. Ky sistem është pjesë përbërëse e sistemit Europian sinkron të fuqisë, Unionit për koordinimin e transmetimit të energjisë elektrike, [Union pour la Coordination du Transport d’Electricité,(UCTE)].

69

Kapaciteti total i energjisë elektrike në Danimarkë është 3000 MW, nga të cilat 2400 MW përfshihen në rrjetin e Eltra-s. Gjithashtu Eltra disponon sasinë më të madhe të energjisë së erës së instaluar në botë, në krahasim me kapacitetin e sistemit elektrik të fuqisë të këtij vendi.

Si rrjedhojë, sistemi elektrik i fuqisë i Danimarkës Perëndimore duhet të përballet me sfidat e mëdha teknike që dalin nga penetrimi kaq domethënës i energjisë së erës në sistemin e fuqisë.

Sistemi i prodhimit të energjisë elektrike në Danimarkë ka ndryshuar në mënyrë rrënjësore, ashtu siç tregohet në figurën e mëposhtme.

Sistemi tradicional bazohej në stacionet e energjisë elektrike të pozicionuara pranë zonave bregdetare me përdorim të qymyrgurit. Tani, sistemi ka një numër të madh të impianteve të erës, fuqia e të cilave varion nga 11 kW në 2 MW.

69

Ndryshimet në sistemin danez të prodhimit

Rrjeti i transmetimit i Eltra-s përfshin linja me gjatësi 712 km në tension 400 kV dhe linja me gjatësi 1739 km në tension 150 kV. Rrjeti i Eltra-s lidhet me Norvegjinë dhe Suedinë nëpërmjet transmetimit në tension të lartë të vazhduar (High Votage Direct Corrent, HVDC) ndërsa me Gjermaninë në tension alternativ (400 kV, 220 kV, 150 kV, 6 kV). Ky fakt ilustohet me anë të figurës:

69

Rrjeti i transmetimit i Eltra-s

69

Bashkëpunimi me shtetet fqinje ka një kapacitet prej rreth 3000 MW, ku 2315 MW i takojnë kontributit të energjisë së erës.

Kapaciteti i prodhimit përçdo nivel tensioni brenda zonës së Eltra-s

ÇËSHTJET OPERATIVE

Tregu elektrik nordik përfshin vendet si Suedia, Norvegjia, Finlanda dhe Norvegjia. Edhe Islanda gjithashtu bën pjesë në këtë treg, megjithëse nuk lidhet drejtpërdrejt me këto vënde. Popullsia e krejt kësaj zone arrin afërsisht 24 milion banorë, nga ku 5.4 milion në Danimarkë, 5.2 milion në Finlandë, 4.5 milion në Norvegji dhe 8.9 milion në Suedi.

69

Tregu elektrik nordik përbëhet prej disa tregjesh:

1) Tregu fizik i një dite më përpara (Elspot)2) Tregu i një ore më përpara (Elbas)3) Tregu në kohë reale

Tregu fizik i një dite më përpara (Elspot)

Ky treg përfshin Danimarkën, Finlandën, Norvegjinë dhe Suedinë. Tregu fizik përfaqëson rrjetin e transmetimit me një numër të caktuar operatorësh,

me të drejta që bazohen në tarifat e rrjetit. Tregu Nordik është treg i integruar. TSO (Operator i sistemit të transmetimit) përcakton sasinë e energjisë së

transmetuar, në varësi të çmimit të energjisë. Tregu Nordik bashkëpunon me tregjet e tjera fqinje sipas parimit energjitik

“përdore ose e humbet “. Në sistemin Nordik përfshin 5 operatorë të sistemit të transmetimit, qëllimi i të

veprojnë si një operator i vetëm. Pasditen e ditës para operimit, përcaktohet programacioni i detajuar i prodhimit,

me qëllimin kryesor të balancimit të sistemit.

Tregu i një ore më përpara (Elbas)

Shembulli i një tregu të tillë jepet si mëposhtë:

KOHA VEPRIMET

08.00 – 09.30 Sasia e nevojshme e energjisë për treg llogaritet sipas parimit energjitik ‘përdore ose e humbet’ referuar kufirit mes Danimarkës dhe Gjermanisë

10.00 – 10.30 TSO informon tregun e Polit të Veriut për sasinë e energjisë së transmetuar, sipas çmimit përkatës

12.00 Kufiri përfundimitar për kërkesën dhe ofertën e energjisë në treg13.00 – 14.00 Fshirja e të dhënave të derimëparshme nga Poli i Veriut 14.00 – 19.00 Gjeneratorët realizojnë planet përfundimtare të prodhimit të energjisë

elektrike15.00 – 19.00 Këto plane i parashtrohen TSO – së 16.00 – 19.00 TSO përcakton listën e produkteve përfundimtare 16.00 – 19.30 Bëhen oferta të reja për të rregulluar tregun energjitik20.00 – 24.00 Realizohet parashikimi i ngarkesave të mundshme nga ana e TSO-së

Shënim: TSO = Operatori i sistemit të transmetimit

Ka diskutime të ndryshme nëse tregu Elbas duhet të zgjerohet ose jo.

69

Tregu në kohë reale

Komiteti i Operimeve Nordike ka zhvilluar një koncept të ri lidhur me bashkëpunimin ndërmjet vendeve nordike për rregullimin e ekuilibrit energjitik. Qëllimi është që të krijohet një treg i përbashkët i rregullimit të kësaj balance për të gjithë vendet. Si pjesë e kontrollit të bashkëpunimit në fjalë, pjesa e sistemit me kosto më të vogël do të përdoret për qëllimet e rregullimit. Rregullat dhe çmimet për të gjithë pjesëmarrësit e sistemit i përshtaten maksimalisht interesave të tyre.

o Shembull se si Eltra kontrollon balancën e sistemit:

Detyra kryesore e TSO-së është të sigurojë ekuilibrin ndërmjet prodhimit dhe konsumit. Kjo mund të arrihet:

në kufirin e sekondave në mënyrë automatike; në kufirin e minutave në mënyrë automatike dhe manuale (telegraf); në kufirin e orëve; në kufirin e ditëve.

Normalisht, detyra e balancimit lidhet me:

ndryshimet në kërkesat e konsumatorëve për energji; çkyçjet e impianteve të prodhimit të energjisë elektrike; variacionet në energjinë e prodhuar prej njësive të prodhimit.

Energjia e erës e grumbulluar nga të gjitha turbinat e erës në kohën bazë prej 15 minutash paraqitet si në figurë:

69

Produkti i energjisë së erës në javën e 50-të të vitit

Energjia e përftuar nga përdorimi i energjisë së erës ndryshon si rezultat i karakteristikës së fuqisë dhe luhatjeve të shpejtësisë së erës. Në qoftë se shpejtësia e erës, si hyrje, luhatet nga 5 m/s dhe 15 m/s; kjo luhatje do të rezultojë në ndryshimin e daljes nga zero deri në maksimumin e në fuqisë instaluese.

Një rol të rëndësishëm, në përcaktimin energjisë elektrike të mundshme, të prodhuar nga energjia e erës luan edhe parashikimi i shpejtësisë së erës, në varësi të pozicionit gjeografik. Kjo për arsye se një luhatje prej 1 m/s në shpejtësinë e erës rezulton në një luhatje prej 300 MW në energjinë elektrike të prodhuar nga shfrytëzimi i energjisë së erës.

Zakonisht institutet meterologjike të specifikuara në parashikimet e erës, bëjnë parashikime kryesisht për vlerat ekstremale dhe jo në luhatjet në rangun ndërmjet 5 m/s dhe 15 m/s. Në këtë drejtim është e domosdoshme që të bëhen përjekje të konsiderueshme për përmirësimin e mëtejshëm të këtij shërbimi.

69

Dalja faktike e një turbine ere është pak a shumë lineare në kufirin ndërmjet 5 m/s dhe 13 m/s. Mbi 13 m/s, prodhimi ulet dhe në vlerën 20 m/s ose 25 m/s turbina ndalet. Nën vlerën 5 m/s dhe mbi 25 m/s nuk ka prodhim të energjisë elektrike, siç tregohet në figurë:

Eltra njofton konsumatorët tre muaj përpara për përqindjen e energjisë së prodhuar, të cilën ata mund ta blejnë sipas çmimeve përkatëse. Parashikimi tre muajve përpara i shërben pjesëmarrësve në tregun energjitik për të menaxhuar mënyrën e veprimit në treg. Ky parim pune është specifik vetëm në Danimarkë.

Nëpërmjet figurës së mëposhtme jepen vlerat e parashikimeve të tre muajve, gjatë 24 orëve dhe parashikimit të një dite para këtij afati:

69

Vlerat e parashikimeve

Duke u nisur nga të dhënat e saj bazë dhe nga kushtet atmosferike, Eltra llogarit vlerën e mundshme të produktit të energjisë së erës. Diferenca ndërmjet vlerës së parashikimit të tre muajve të ardhshëm dhe parashikimit të fundit mund të jetë pozitive ose negative; bazuar në të cilën Eltra sillet si shitës me çmim zero ose si blerës me çmim maksimal. Figura e mëposhtme tregon diferencën mes këtyre dy vlerave, me anë të së cilave Eltra operon në treg:

69

Parashikimi atmosferik duhet të ketë një saktësi relativisht të lartë, megjithëse kjo, jo gjithmonë është plotësisht e mundur.

Bazuar në këtë saktësi, parashikimi ndahet në:

i mirë, kur prodhimi i parashikuar përputhet me prodhimin aktual; i keq, ku diferenca ndërmjet parashikimit dhe prodhimit është mbi 900 MW (e cila

është afërsisht e barabartë me 1/3 e ngarkesës totale); i shëmtuar, ku diferenca ndërmjet parashikimit dhe prodhimit është ± 800 MW.

Nëpërmjet figurave të mëposhtme ilustrohen këto 3 raste:

69

Parashikimi i mirë

Parashikimi i keq

69

Parashikimi i dobët

Analiza e sistemit

Në vitin 2002, impianti i erës 160 MW, në Kepin e Revit, në Detin e Veriut, në det të hapur (80 x 2 MW) u lidh nëpërmjet linjës së transmetimit në rrymë altenative, me sistemin e transmetimit 150 kV të Eltra-s.

Gjatë kësaj kohe, vazhdon të punohet për ndërtimin e impianteve të reja të erës më të fuqishme në det të hapur.

Për impiantet e erës që punojnë të sinkronizuar me njeri-tjetrin, me rritjen e distancës ndërmjet impianteve, faktori i ndërlidhjes mes impianteve zvogëlohet. Duke shpjeguar këtë fakt, faktori i ndërlidhjes është më i madh në rastin e lidhjes së dy impianteve të erës të ndërtuar në tokë, sesa ndërmjet një impianti ere në det të hapur dhe atij në tokë.

69

Modelet e parashikimeve të energjisë së erës

Për parashikimin e energjisë së erës, Eltra përdor paketën e programit WPPT (Wind Power Prediction Tool), të prodhuar nga Departamenti i Informatikës dhe i Modelimit Matematik (IMM) në Universitetin Teknik të Danimarkës. WPPT parashikon prodhimin e energjisë elektrike duke përdorur të dhënat online të zonës së mbuluar me turbina ere. Zona perëndimore e Danimarkës ndahet në nënzona, ku secila zonë është e mbuluar nga një impiant ere i caktuar. Përçdo nënzonë, për të parashikuar energjinë e erës shfrytëzohen matjet lokale të variablave klimaterikë, si: parashikimet metereologjike të shpejtësisë dhe të drejtimit të erës.

Parashikimi i energjisë së erës për impiantin e erës duhet të mbulojë të gjitha turbinat e këtij impianti. Më pas, parashikimet për nënzonat përpilohen në mënyrë që të arrijnë një parashikim të përgjithshëm për komplet zonën e Eltra-s.

Tabela e mëposhtme jep statistikat e parashikimeve për energjinë e erës brenda zonës së Eltra-s të vitit paraardhës:

SASIA VLERA

Kapaciteti i energjisë së erës:

Fillimi i vitit (MW)Fundi i vitit (MW)

17802000

Energjia e erës:

Energjia e prodhuar (GWh)Energjia e keqllogaritur (GWh)Mosllogaritja (%)

3478109531

Kostot shtesë të energjisë së erës:

Pagesa e mosekuilibrit energjitik në kohë reale (milion Krono Danez)Kostot shtesë të energjisë së erës (Krono Danez / kWh)

680.02

Shënim: në vitin 2003, 1 Krono Danez = 7.5 euro

Nga tabela nxjerrim që keqllogaritja 31 % korrespondon me:

69

{[(1095 GWh) / (3478 GWh)] x 100 }

të produktit përfundimtar të energjisë së erës.

Energjia e paparashikuar e erës shkakton probleme të mëdha në ruajtjen e ekuilibrit energjitik dhe ndikon në reduktimin e sigurisë së sistemit. Keqllogaritja ditore njëhësohet si shumë e vlerës absolute të devijimeve mes parashikimeve të prodhimit të ditës së nesërme dhe prodhimit aktual. Nepërmjet keqllogaritjeve ditore arrihet në keqllogaritjen vjetore. Kostot shtesë llogariten 68 milion Krono Danez/ 3478 milion kWh.

Vitet e fundit po punohet për krijimin e një sistemi më të plotë parashikimesh, i cili bazohet në dhënien e disa parashikimeve në vend të një parashikimi të vetëm dhe ka për qëllim parashikimin e shpejtësisë së saktë të erës, në vend të sigurimit të një parashikimi të përgjithshëm të besueshëm.

Modeli meterologjik përbëhet rej 25 parashikimeve të erës, prej të cilëve përzgjidhet vetëm një më i miri. Përdorimi i këtij sistemi redukton në masën 20 % parashikimet e gabuara. 25 parashikimet merren nga kombinimi i 5 skemave të ndryshme të shpërndarjes vertikale të erës dhe i 5 skemave të ndryshme të kondensimit.

Lidhja në rrjet

Lidhja e impianteve të erës me rrjetin ndahet në dy grupe:

me tension mbi 110 kV me tension nën 110 kV

Impiantet e erës, si çdo impiant madhor prodhimi, duhet të jenë në gjendje të ruajnë qëndrueshmërinë në punë, gjatë lidhjeve të shkurtra që mund të ndodhin. Me fjalë të tjera turbinat e erës duhet të përballojnë situatën e krijuar, e cila mund të ketë një kohëzgjatje prej rreth 100 ms.

Në këto raste impiantet e erës duhet të reduktojnë prodhimin e tyre nga me ngarkesë të plotë, në nivele ndërmjet 0 % dhe 20 % brenda pak sekondave.

Përsa i përket tregut energjitik, kur ka kohë me të erëra të mëdha, e cila shfrytëzohet maksimalisht (kur energjia elektrike e prodhuar është në nivele të larta), kuptohet që kjo do të ndikojë në uljen e çmimit të energjisë elektrike.

69

Në terma ekonomikë, meqë numri i prodhuesve me produktivitet të lartë rritet, atëherë çmimi tenton të ulet.

Figura e mëposhtme konkretizon këtë ide, me anë të paraqitjes së së tregut energjitik:

Tregu energjitik

Si rrjedhojë, nëse energjia e erës është e vogël, çmimet e energjisë elektrike do të rriten.

Në vitin 2012 në zonën e Eltra-s ekzistojnë turbina ere të vendosura në tokë me kapacitet 2500 MW dhe turbina ere në det të hapur me fuqi 760 MW.

Mund të theksojmë se një impiant ere në det të hapur me fuqi 1000 MW mund të prodhojë një sasi energjie prej 4.2 TWh.

69

ASPEKTET EKONOMIKE TË ENERGJISË SË ERËS NË SISTEMET E FUQISË

Duke konsideruar që sistemi elekrik i fuqisë në shumë vende ishte i projektuar në lidhje me burimet tradicionale të energjisë, si qymyri, gazi, uji, etj., integrimi i energjisë së erës mund të kërkojë një riprojektim të sistemit të fuqisë dhe /ose një ndryshimin në funksionimin e sistemit elektrik të fuqisë. Kjo do të ndikojë në koston e furnizimit me energji elektrike.

Kostot e energjisë së erës ndahen në:

1) Kostot e interkonjeksionit të cekët2) Kostot e interkonjeksionit të thellë

Kostot e interkonjeksionit të cekët

Përfshijnë kostot e lidhjes direkte me rrjetin. Pra, kostot për linjat e reja të shërbimit në një pikë ekzistuese të rrjetit dhe pjesërisht edhe kostot për transformatorët që nevojiten për të rritur nivelin e tensionit të impiantit të erës deri në tensionin e rrjetit të shpërndarjes ose të transmetimit.

Në Danimarkë, autoritet qeveritare përcaktojnë zonën e caktuar në të cilën do të ndërtohet impianti i energjisë së erës. Investitorët e impiantit të erës përgjigjen për të gjitha kostot e rrjetit brenda zonës (për kostot e interkonjeksionit të turbinave të erës). Në kufirin e kësaj zone, përcaktohet një pikë lidhjeje. Interkonjeksioni i një impianti ere ka të bëjë me një lidhje të re me anë të linjës nëntokësore, ndërmjet pikës së lidhjes dhe një pike “fikse“ tjetër brenda rrjetit të shpërndarjes, zakonisht një nënstacion ekzistues. Kjo ka avantazhin se zgjidh një sërë çështjesh teknike, si:

Meqë asnjë konsumator tjetër nuk është i lidhur në linjën e re, luhatjet e tensionit mund të tolerohen disi. Po ashtu edhe doza flicker dhe harmonikat përbëjnë një shqetësim më të vogël.

Linja nëntokësore krahasimisht e gjatë do të ndikojë në uljen e luhatjeve të tensionit të pikës “fikse” të lidhjes në rrjetin e shpërndarjes.

Në rastet kur prodhimi lokal i tejkalon kërkesat lokale për energji elektrike, sistemi i mbrojtjes ka nevojë vetëm të riprojektohet ndërmjet pikës së lidhjes në rrjetin e shpërndarjes dhe sistemit të transmetimit.

Në Gjermani kompania e rrjetit të shpërndarjes përcakton fuqinë e pikave lidhëse A, B ose të nënstacionit.

69

Figura e mëposhtme jep një ilustrim të rrjetit elektrik, në të cilin përfshihen impianteve të erës:

Rrjeti i thjeshtë elektrik

Kostot e integrimit të energjisë së erës në rrjetin elektrik për megawatt janë të ndryshme. Ato mund të variojnë ndërmjet 1.1 milion Kronove Danez për megawatt dhe 0.18 milion për megawatt (15 000 Euro – 24 000 Euro për megawatt).

Me anë të tabelës paraqiten kostot e impiantit të erës në vite:

69

ENERGJIA E ERËSViti Fuqia instaluese

MWKosto totale për vit(milion Krono Danez)

Kosto për MW(milion Krono Danez)

1993 0 0 -1994 15 2 0.131995 10 11 1.11996 70 60 0.81997 125 65 0.521998 280 52 0.181999 210 68 0.322000 210 131 0.622001 420 51 0.122002 220 76 0.34Total 1950 516 0.26

Kostot e interkonjeksionit të thellë

Përfshijnë kostot për përforcimet e nevojshme në rrjetin e transmetimit. Këto kosto nuk paguhen as nga impiantet elektrike të fuqisë, as nga konsumatorët.

Kostoja marxhinale e energjisë së erës është e ulët, prandaj edhe çmimi i energjisë elektrike të prodhuar nga energjia e erës është më i favorshëm për konsumatorin.

Mund të theksojmë që, rreth 33 % e energjisë elektrike të konsumuar nga konsumatorët familjarë prodhohet nga energjia e erës.

Kur energjia e erës nuk arrin të prodhojë energji elektrike të mjaftueshme sipas çmimit dhe prodhimit të parashikuar, aktorët e tjerë në treg duhet të rrisin ose të zvogëlojnë sasinë e prodhimit, në mënyrë që të ruhet ekuilibri i tregut.

Në tregun Nordik të energjisë, investitorët e impianteve të erës që prodhojnë më tepër energji nga parashikimi i tyre fillestar, do të përballen me çmimin aktual të tregut, për krejt sasinë e produktit të tyre. Megjithatë, ata duhet të paguajnë edhe një kosto tjetër për arsye se impiantet e tjera të energjisë duhet të reduktojnë prodhimin e tyre, si pasojë e tejkalimit të parashikimit të prodhimit nga ana e impianteve të energjisë së erës.

69