Minimizimi i humbjeve ne sistemin e transmetimit

Minimizimi i Humbjeve në Sistemin e Transmetimit
1
REPUBLIKA E SHQIPERISE
UNIVERSITETI POLITEKNIK I TIRANES
FAKULTETI I INXHINIERISE ELEKTRIKE
DEPARTAMENTI I SISTEMEVE ELEKTRIKE TE FUQISE
PROJEKT DIPLOME
TEMA: Minimizimi i Humbjeve në Sistemin e
Transmetimit
DEKANI I FAKULTETIT Prof. Orion ZAVALANI
PERGJEGJESI DEPARTAMENTIT Prof. Marialis ÇELO
UDHEHEQESI Prof. Marialis ÇELO
DIPLOMANTI Albi ISLAMI
TIRANE 2017

2
REPUBLIKA E SHQIPERISE
UNIVERSITETI POLITEKNIK I TIRANES
FAKULTETI I INXHINIERISE ELEKTRIKE
DEPARTAMENTI I SISTEMEVE ELEKTRIKE TE FUQISE
Sheshi Nene Tereza, Nr.1, Tirane
Tel/Fax: (+355) 4 228360
D E K A N I
Prof. Orion ZAVALANI
FLETE -DETYRE
MBI PROJEKTIN – DIPLOMEN
Studenti Albi Merush Islami Nr.Regj..........................................
Dega Elektrike Drejtimi Energjitik
I. Tema e projektit të diplomës
II. Afati i dorëzimit të projektit të mbaruar nga studenti:
09.10.2017
III. Të dhëna mbi projektin
1. Është folur mbi ecurinë dhe zhvillimin e Energjisë Elektrike.
2. Është ndërtuar modeli matematikor i stabilitetit të tensionit.
3. Është përdorur Softi Neplan për të studiuar Shpërndarjen e Flukseve të Fuqisë në Sistemin e
Transmetimit dhe është tentuar të minimizohen humbjet me anë të metodave të ndryshme.
4. Janë bërë krahasimet midis metodave për të zgjedhur më optimalen.
IV. Përmbajtja e projektit të diplomës
A. Relacioni
1. Është folur mbi ecurinë dhe zhvillimin e Energjisë Elektrike.
2. Është ndërtuar modeli matematikor i stabilitetit të tensionit.
3. Është përdorur Softi Neplan për të studiuar Shpërndarjen e Flukseve të Fuqisë në Sistemin e
Transmetimit dhe është tentuar të minimizohen humbjet me anë të metodave të ndryshme.

3
4. Janë bërë krahasimet midis metodave për të zgjedhur më optimalen.
B. Vizatimet
1. Skema e sistemit të Transmetimit në nivelin 400 kV, 220 kV dhe 110 kV.
2. Struktura e kompensatoreve:
a) Struktura e një kompesatori static Var (SVC)
b) Struktura e nje kompesatori sinkron statik (STATCOM)
GF1 GF2 GF3 GF4
TF1 TF2 TF3 TF4
GP1
TP1
GK1 GK2 GK3 GK4
TK1 TK2 TK3 TK4
GVD2 GVD3 GVD4 GVD5
TVD2 TVD3 TVD4 TVD5
GVD1
TVD1
FTV1
TTV1
Tec Vlore Zbara 1
N/st Babic
N/st Fier
N/st Elbasan 1
N/st Elbasan 2 N/st Sharre
N/st Tirana 2 N/st Tirana 1
N/st Koplik
HEC Vau Dejes
HEC Koman
N/st Burrel
HEC Peshqesh
HEC Fierz
N/st Tiran 2
N/st Rrashbull
Kurum
N/st Zemblak
N/st Titan N/st Cement
N/st Kolacem
L 220 -9/1/a
L 220-10/1
L 220-11
L 220-9/1/b
L 220-9/2
L 220-13/1
L 220-14/1L 220-14/2
L 220-1
L 220-3
L 220-2
L 220-4/1
L 220-10/2
L 220-5
L 220-6
L 220-15/1
L 220-15/2
L 220-14/3
L 220-13/2L 220-13/3
L 220-8/2
L 220-8/1
L 220-19
L 220-7
L 220-15/3
L 220-16L 220-17
L 220 - Titan Cement
L 400 Elb 2-Zemblak
L400Ze-Ka
Tiran2-KosoB
L 220 Ko-Po1
Tiran2-Podg2
L 220 Fi-Pr
Legend
Line Loads
10.500 kV
11.500 kV
13.800 kV
35.000 kV
110.000 kV
154.000 kV
220.000 kV
400.000 kV
6.000 kV
Single Line Diagram Albanian Transmission System
Shunt reaktor Tirana 2
N/st Elb 2
Fierz
Gropaj
B.Curri B.C. Ri
L 110-33/1
Hec Dardhe
L 110-27/1
G- Dardhe
F. Arze
L 110-27/2
Kalimash Gjegjan
TuneliL 110-28/1
L 110-28/2
L 110-29/1
G Lapaj G Bele
HEC Lapaj HEC Bele
L110-29/2
L110-29/3
Burrel
HEC Cerruje (Klos)
G Cerruje
Suc
L 110-33/2
Peshkopi
L 110 Peshkopi Lapaj
Vojnik
HEC Lure&Malla
Bulqize
HEC Ternove HEC Gjorice
Shupenz
L110-26
L110-25
L110Ternove-Bulqize
L110-20/3
G GjoriceG Ternove
G Lure G Malla
Kurbnesh
L110-48
HEC Ulze
G1 G3 G4G2
L110-3
Shutri
L110DegShutri
G Prelle
Spac (Reps)
L110-24
L110-20/1
HEC Shkopet
G Shkopet G2 Shkopet
Lac 2
Rubik
L110-23
Lac 1
V. DejesRencShkoder 1Shkoder 2
L110-8/5
HEC Ashta 1
GAshta1
L110-8/1
Bushat 2(KOSMAC)
L110/8/2
HEC Ashta 2
L110-8/3
L110-8/4
GAshta2
Bushat 1Lezhe
L110-7
F.Kuqe
L110-36
Pod 2Kosova B
Prizren
Prizren
Pod 1
Mamurras
L110-13
Tirana 1
Qender
L110-43
Kashar
L110-2
F.Kruje
L11013
Traktora
L110-22/1
L110-22/2
Kruje
L110-44
Tirana 2
L110-45
SeliteFarke
L110-4/2b
L110-4/1
L110-46
L110-47
Ibe
L110-4/2a
TR Sharre
L110-6/1
Rrashbull
L110-6/2
Shkozet
L110RrashbulShkozet
P. Romanio
Sukth
L110Rrashbull-P.Romano
L110Rrashbull-Sukth
Golem
Kavaje
L 110-21/1
Lushnje
L110-21/2
Elb 1
L110-4/3
CerrikGsa (F.Kromi)Met. 3 (NI-CO)
Belsh
Kajan
L110-14
L110-4/4
L110-4/5
L110-35/1
Met.2
L110-35/2
L110-42
L110-5/4
G1 banjeG2 BanjeG3 Banje
Fier
L110-21/3
Fiber
Kusarth(Elbkom)
L110-35/2Fiber-Elb1
L110-16/1
L110-16/1a
Kucove
L110-5/2
Berat
Uznove
Marinez
L110-41/1L110-41/2
L110-2/1
L110-1
L110-8/6
L110-19
Babic
HEC Rapun 1Hec Rapun 2Hec Slabinje Hec BishnicePrrenjasG. i KuqPogradec
Korce
Zemblak
L110-18/1
L110-18/2
L110-16/2aL110-16/2b
G Rapun 1G Rapun 2G BishniceG Slabinje
L110-16/3
L110-17/1L110-17/2
L110-18
Vlora 1
Selenica
Drenove
Ballsh
Kelcyre
Permet
Hec Lengarice
Erseke
L110-32
L110 Ersek Lengarice
L110 Lengarice-Permet
L110-31
G Lengarice
L110-15
L110-39/1
Kaferaj
L110-40
L110-39/2
Vlore 2
L110-38L110-37
KrahesMemaliaj
Tepelene
Gjir 2
Gjir 1
L110-10/2.
L110-30
L110-11/1L110-11/2L110-12/1
L110-12/2
Sarande
Delvine
L110 -20/2
L110 Cerruje-Suc
L110Gjorice-Shupenz
L110Shupenz-Vojnik
L110 Slabinje-Bishnice
L110-9
L1109
L110-10/1
Himare
L 110 Babic sarande

4
3. Shpërndarja e përgjithëshme e flukseve të fuqisë.
Sij Sji Sj
Si Sik Ski
Sk
V. Kontrolloi në departament (Studenti është i detyruar që me materialet e përgatitura në
atë kohë të paraqitet në departament).
1. ...............................................................Kontrolloi..............................................................
2. ...............................................................Kontrolloi..............................................................
3. ...............................................................Kontrolloi..............................................................
Udhëheqësi Prof. Marialis ÇELO
Data e dhënies së detyrës ...............................................
Detyrën e mori për ta kryer studenti Albi ISLAMI
Përgjegjësi i Departamentit
Prof. Marialis ÇELO
1. Kjo fletë detyrë plotësohet në dy kopje, një i bashkëngjitet Projekt-Diplomës të kryer që
bashkë me të paraqitet në Komisionin Shtetëror të mbrojtjes së Projekt-Diplomave, ndërsa
tjetra i jepet studenit.

5
PËRMBAJTJA
I. Hyrje
1. Qëllimi i tezës......................................................................................................... 8
2. Sistemi Elektroenergjitik Shqiptar.......................................................................... 9
2.1 Fillimet e përdorimit të energjisë elektrike...................................................... 9
2.2 Krijimi i sistemit elektroenergjitik................................................................... 10
2.3 Gjenerimi i energjisë........................................................................................ 11
2.4 Transmetimi i energjisë.................................................................................... 13
2.5 Shpërndarja e energjisë..................................................................................... 14
II. Shpërndarja e flukseve dhe ndërtimi matematikor i stabilitetit të tensionit
3. Vlerësimi i gjëndjes së rrjetit elektrik...................................................................... 17
3.1 Shpërndarja e përgjithëshme e flukseve të fuqisë.............................................. 17
3.1.1 Klasifikimi i variablave................................................................... 19
3.1.2 Nyjet e sistemit................................................................................ 22
4. Ndërtimi matematikor i stabilitetit të tensionit......................................................... 23
4.1 Klasifikimi i stabiliteti të tensionit...................................................................... 23
4.2 Limiti i stabilitetit të tensionit............................................................................. 23
4.3 Karakteristikat e paisjeve kompesuese reaktive.................................................. 26
4.3.1 Kontrollli i fuqisë aktive dhe tensionit............................................. 26
4.3.2 Prodhimi dhe absorbimi i fuqisë reaktive........................................ 26
5. Humbjet e fuqisë në sistemin e transmetimit............................................................. 27
5.1 Formulimi matematik i humbjeve të fuqisë......................................................... 28
III. Minimizimi i Humbjeve në Sistemin e Transmetimit
6. Faktorët që ndikojnë në humbjet e fuqisë.................................................................. 31
7. Menyrat e minimizimit të humbjeve.......................................................................... 33
7.1 Me ndihmën e paisjeve FACTS........................................................................... 34
7.2 Me ndihmën e ancafkave të transformatoreve..................................................... 34
8. Paisjet FACTS............................................................................................................ 37
8.1 Karakteristikat SVC............................................................................................. 38
8.2 Karakteristikat STATCOM.................................................................................. 38

6
IV. Simulime
9 Simulime..................................................................................................................... 41
9.1 Minimizimi i humbjeve me vendosjen e SVC në nyjen Zemblak....................... 44
9.2 Minimizimi i humbjeve me vendosjen e SVC në nyjen Tirana 2........................ 47
9.3 Minimizimi i humbjeve me vendosjen e SVC në nyjen Zemblak dhe Tirana 2... 48
9.3.1 Simulime në regjim importi............................................................... 48
9.3.2 Simulime në regjim eksporti.............................................................. 52
9.4 Ndikimi i topologjisë së rrjetit në humbjet e fuqisë.............................................. 54
9.5 Ndikimi i HEC-eve të vegjël në humbjet e fuqisë................................................. 57
V. Krahasime dhe Përfundime
10 Krahasime..................................................................................................................... 60
11 Përfundime.................................................................................................................... 64

7
HYRJE

8
1. QËLLIMI I TEZËS
Teza e paraqitur është një kontribut i vogël në studimet e vazhdueshme qe behen për minimizimin e
humbjeve. Për minimizimin e humbjeve në sistemin e transmetimit jane përdorur paisjet FACTS
(Flexible AC Transmission system). Motivimi për zgjedhjen e kësaj teme lidhet me faktin se eshte
nje ndër problemet kryesore të cdo sistemi transmetimi dhe ka shumë për tu bërë.
Ky punim analizon rezultatet e përfituara nga metoda të ndryshme për të përfituar nje zgjidhje sa
më optimale për të minimizuar humbjet. Fillimisht kam trajtuar rrugëtimin e sistemit tonë
energjitik, dhe më pas me ndihmën e softit aplikativ NEPLAN kam arritur të ndërtoj skemen e
sistemit të transmetimit të Shqipërisë.
Duke studiuar për regjime të ndryshme, jam munduar që të minimizoj humbjet në sistem duke
gjetur një vendodhje sa më optimale për të vendosur paisjet SVC (Static VAr Compensator) të cilat
ndihmojnë në uljet e humbjeve duke kontrolluar stabilitetin e tensionit. Fillimisht kam analizuar
vendosjen e SVC në nyjen Babicw dhe më pas në nyjen Tirana 2 duke qënë se janë dy nyje
kryesore në të cilat ngarkesa është e përqëndruar.
Një metodë tjeter eshte edhe ajo me Tapchanger e cila kontrollon tensionin me ndihmen e
ancafkave të transformatorit, rrjedhimisht kjo sjell një zvogëlim të humbjeve të fuqisë duke qënë se
humbjet e fuqisë aktive janë në përpjestim të drejtë me katrorin e rrymës dhe në përpjestim të
zhdrejte më katrorin e tensionit. Pra, duke mbajtur tensionin sa më afër vlerës nominale te tij
mund të arrijmë të minimizojmë humbjet.Gjithashtu kam menduar që do të vinte në ndihmë edhe
një studim mbi ndikimin e HEC-eve të vegjël të lidhura në sistemin e transmetimit në humbjet e
fuqisë.
Më pas, kam tentuar të tregoj ndikimin e topologjisë së rrjetit elektroenergjitik në humbjet e fuqisë
aktive dhe të tregoj që më manovrimet e duhura të fituara nga eksperienca mundet ti reduktojmë
ndjeshëm humbjet. Të dhënat janë reale duke shpresuar që mund të jete fillimi i një studimi më të
detajuar për të minimiauar humbjet ne OST.
Nisur nga sa u tha më sipër, gjetja për te optimizuar humbjet e fuqisë do të vijë si pasojë e
studimeve të shumta, të cilat duke i krahasuar do të na japin nje vlerë të kënaqëshme.

9
2 SISTEMI ELEKTROENERGJITIK SHQIPTAR
2.1 Fillimet e përdorimit të energjisë elektrike
Vitet e para të çlirimit të Shqipërisë ishin të vështira sepse vendi duhej ndërtuar. Një rëndësi e
veçantë iu kushtua sistemi energjetik pasi nuk kishim trashëgimi në fushën e studimeve,
projektimeve, ndërtimit dhe shfrytëzimit të veprave energjetike dhe duhej të fillohej çdo gjë nga e
para. Hapi i rëndësishëm për atë periudhë ishte ndërtimi i HEC Lanabregas në Lanabregas të
Tiranës. Ai filloi në vitin 1947 dhe u vu në shfrytëzim në fund të vitit 1951. Të gjithë specialistët
dhe punëtorër ishin të rinj, pa përvojë ne fushën e energjisë. Punimet duhet të kryheshin në terren
malor e në kushte të vështira meteorologjike. U gërmuan dhe u betonuan rreth 7 km tunele. Për
ndërtimin e tij, u bënë me mijra metër kub gërmime, mbushje dhe betonime nën dhe mbi tokë,
montime tubacionesh dhe konstruksionesh metalike. Prodhimtaria mesatare vjetore nga 20 milion
kW/orë në vit u rrit në rreth 40 milion kW/orë.
Fillimi i përdorimit të energjisë elektrike daton më 1923 me instalimit e te parit grup Diesel në
Tiranë. Pas ndërtimit dhe vënies në shfrytëzim të mjaft objekteve energjetike për prodhimin e
energjisë elektrike u rriten nevojat për energji elektrike. Në Dhjetor të vitit 1967 u vendos
elektrifikimi i plotë i fshatit. Ishin elektrifikuar vetëm 30 % e tyre. Në atë kohë, vendi kishte 2546
fshatra gjithsej. Gjatë kësaj periudhe 1968-1971 do të duheshin të elektrifikoheshin 70% e
fshatrave ose 1760 prej tyre, ato në kushte të vështira malore dhe larg qendrave të mëdha të
banuara. Kështu 25 Tetori i vitit 1970 u caktua si “dita e dritës” ku u elektrifikua dhe fshati i fundit
në vend. Në këtë mënyrë, vendi ynë dikur i prapambetur u rradhit në vendet e pakta me fshatra
plotësisht të elektrifikuar. Ky aksion u realizua me ndihmë jo vetëm të specialistëve elektrikë, por
dhe shumë punonjësve nga fshati dhe qyteti. U hoq njëherë e përgjithmonë ndriçimi me pisha dhe
llampa vajguri, duke u zëvendësuar me dritën elektrike. Përsosmëria ka vazhduar në vite ku dhe
janë të shumta investimet e kryera për sistemin tonë elektroenergjetik. Gjatë këtyre viteve janë
ndërtuar edhe termocentrale të cilat janë më të lira në ndërtim, por kushtojnë në shfrytëzim. Për të
krijuar një ide më të qartë mbi dinamikën e zhvillimit të elektroenergjitikës në vendin tonë mjafton
të shohim grafikun ku tregohet ecuria e prodhimit të energjisë elektrike nga viti 1985 deri ne vitin
2013. Rritja e prodhimit të energjisë është e lidhur ngushtë me shtimin e centraleve, fuqisë së
vendosur dhe të vitit hidrologjik.

10
2.2 Krijimi i Sistemit Elektroenergjitik
Disa vepra të mëdha:
 HEC Ulëz
Është ndërtuar në afërsi të fshatit Ulëz, në pjesën e sipërme të lumit Mat. Fillimi i punimeve u bë
më 11 janar 1952. Më pas filloi ndërtimi i rrugës Milot - Ulëz, një zonë krejtësisht e izoluar. Për
ndërtimin e saj, punuan jo vetëm specialistët që ndërtuan hidrocentralin e Lanabregasit në Tiranë,
por edhe fshatarë nga rrethet e Matit, Mirditës, Krujës dhe Dibrës.
Diga është e lartë 64 metra me volum betoni 260,000 m3. Vellimi i liqenit është 360,000,000 m3
ujë, me sipërfaqe rreth 13, 5 km2. Shkarkimi i ujërave bëhet nga portat me aftësi 3200 m3 / sec.
Hidrocentrali kishte të vendosur 4 agregatë me fuqi 25,000 kW. Inaugurimi shfrytëzimit u bë më
11/01/1958.
Përfundimi dhe lidhja me rrjetin elektrik me tension 110 kV bënë të mundur krijimin e sistemit
unik energjitik të vendit që drejtohej nga qendra dispeçer në Tiranë. Ulëza do të kthehej në
“universitet të praktikës” për shumë inxhinierë, të cilët njohuritë e shkollës i përsosën në këtë
hidrocentral i cili mbart vlera të mëdha për vendin.
 HEC Shkopet
Ky hidrocentral ndodhet rreth 20 km më poshtë nga HEC i Ulzës afër Shkopetit. Fuqia e vendosur
e tij 24,000 kW me dy turbina nga 12,000 kW secila. Punimet filluan në janar të vitit 1958, ndërsa
HEC-i u vu në shfrytëzim më 10/07/1963.
Pas një pune intensive prej gati tre vitesh, specialistët përfunduan studimet me disa variante dhe në
fillim të vitit 1964 u miratuan. U gjykua se mund të ndërtoheshin 5 HEC-e: Skavicë, Fierzë,
Koman, Vau i Dejes dhe Bushat me fuqi të përgjithshme të vendosur prej rreeth 1, 800,000 kW.

11
Në studim u trajtuan edhe probleme të tjera si tipi i digave, lartësia e tyre, materialet e ndërtimit,
radha e ndërtimit, koha e vënies në shfrytëzim, numri i punonjësve, kuadrot etj.
 HEC Vau i Dejës
Ky objekt ngrihet në pjesën e poshtme të lumit Drin, para se ai të bashkohet me lumin e Bunës
rreth 18 km larg qytetit të Shkodrës. Punimet e ndërtimit filluan në janar të vitit 1967. Diga u
ndërtua me material vendi. Inaugurimi i shfrytëzimit u bë më nëntor të vitit 1971. Fuqia e instaluar
e centralit ështe 250 MW, 5 agregatë me nga 50 MW secili.
 HEC Fierzë
Ky hidrocentral është ndërtuar në brigjet shkëmbore të Drinit, afër bashkimit me Valbonën.
Gjatësia e lumit Drin brenda vendit deri në derdhje është 285 km. Karakteristikat teknike të tij do
të ishin fuqia 500 MW me 4 turbina nga 125 kW secila. Në vitin 1980 vepra u vu në punë
plotësisht.
 HEC Koman
Ky HEC është rreth 2 km afër fshatit Koman. Punimet e para gjeologjike - inxhinierike filluan në
vitin 1974, ndërsa punimet normale në vitin 1981. Për herë të parë u ndërtua një digë e cila jo
vetëm uli shpenzimet, por krijoi mundësi për të shkurtuar afatin e vënies në punë të objektit.
Hidrocentrali ka 4 turbina me fuqi të instaluar 150 MW secili.
 HEC Bistrica 1
Ky hidrocentral është ndërtuar mbi lumin e Bistricës. Ka një fuqi të vendosur 22.5 MW me 3
agregatë me 7.5 MW secili. Punimet filluan në Janar 1958 dhe u vu në shfrytëzim në Maj 1964.
 HEC Bistrica 2
Me një turbine me kapacitet të instaluar 5MW. U vu në punë më 1966. Për ndërtimin e dy HEC-
eve u kryen mijra metër kub gërmime të jashtme, nëntokësore dhe betonime të ndryshme.
Projektimet e ndërtimit u bënë nga specialistët tanë.
2.3 Gjenerimi i energjisë
Korporata Elektroenergjitike Shqiptare (KESH) është prodhuesi publik dhe në të njëjtën kohë
prodhuesi më i madh i energjisë elektrike në Shqipëri. KESH ka nën administrim impiantet
kryesore të prodhimit të energjisë elektrike në vend. Këto asete përbëhen nga hidrocentralet e
Kaskadës së Drinit, (HEC Fierzë, HEC Koman dhe HEC Vau i Dejës) me një fuqi të instaluar prej
1,350 MW, dhe TEC Vlora me fuqi të instaluar prej 98 MW. Kaskada e ndërtuar mbi Pellgun e
Lumit Drin është më e madhja në Ballkan si për nga kapaciteti i instaluar ashtu edhe nga madhësia
e veprave hidroteknike. Duke pasur në funksionim 79% të kapaciteteve prodhuese në vend, KESH
furnizon rreth 70-75 % të kërkesës për energji elektrike të klientëve tariforë, siguron energjinë e
nevojshme për mbulimin e humbjeve në sistemin e transmetimit, si dhe nëpërmjet energjisë
balancuese e shërbimeve ndihmëse garanton sigurinë e sistemit energjitik shqiptar. Gjithashtu,

12
KESH ka përgjegjësinë për administrimin, operimin korrekt dhe garantimin e sigurisë teknike e
operacionale të veprave energjitike që administron. KESH, jo vetëm është një nga prodhuesit e
energjisë elektrike nga burimet hidrike më të rëndësishëm në rajon, por konsiderohet edhe një
faktor me ndikim rajonal përsa i përket sigurisë së veprave hidrike
Misioni
Të prodhosjë energjinë e së nesërmes, të sigurtë, me inteligjencë dhe me ndikime minimale në
mjedis nëpërmjet:
 rritjes së kompetencës së punonjësve dhe besimit të tyre për të qenë pjesë e shoqërisë
 orientimit drejt komercializimit të shoqërisë
 shërbimit me përkushtim ndaj shfrytrëzimit racional dhe mirëmbajtjen efektive të aseteve
prodhuese
Kërkesa gjithnjë në rritje për energji e bën të domosdoshme rritjen e burimeve dhe kapaciteteve
prodhuese.
Strategjia
Shoqëria KESH sh.a. synon të ruajë dhe konsolidojë pozitën në sektorin e prodhimit të energjisë
elektrike në Shqipëri duke u përshtatur me ndryshimet në mjedisin e biznesit, teknologjinë,
mundësive për financim dhe ruajtjen e mjedisit. E ndërsa tregjet e energjisë elektrike në rajon
bëhen më konkuruese dhe të orientuara nga kostot e arsyeshme, synimi i përgjithshëm i KESH
përqëndrohet në rritjen e performancës, zhvillimin e kapaciteteve dhe krijimin e kulturës së
përmirësimit të vazhdueshëm. Për këtë qëllim, shoqëria merr përsipër:
 të fokusohet në veprimtarinë e prodhimit dhe tregtimit të energjisë elektrike, duke ndjekur
dinamikat e zhvillimit të tregut dhe garantuar veprimtarinë e vet në përputhje me
legjislacionin në fuqi dhe me parimet e mirëqeverisjes;
 të arrijë cilësi, përsosmëri, inovacion dhe efiçensë në aspektet administrative dhe
teknologjike të prodhimit të energjisë elektrike, duke vepruar me respekt, ndershmëri,
besueshmëri dhe transparencë përkundrejt klientëve, punonjësve, furnitorëve dhe palëve të
tjera të interesuara.
 të inkurajojë angazhimin dhe idetë e punonjësve, me qëllim që të rrisë besimin e tyre për të
qenë pjesë e shoqërisë, duke identifikuar punonjësit si asete themelore dhe mbështetur
zhvillimin e karrierës së tyre.
 të orientohet drejt zhvillimit të qëndrueshëm dhe me përgjegjshmëri të lartë social –
mjedisore.

13
2.4 Transmetimi i energjisë
OST është operator i Sistemit, Transmetimit dhe Tregut të energjisë elektrike të Republikës së
Shqipërisë.
I themeluar me 14 Korrik 2004, si rezultat i ristrukturimit të sektorit të energjisë në bazë të
Traktatit të Komunitetit të Energjisë për Evropën Juglindore, OST sh.a funksionon në bazë të dy
licencave të lëshuara nga Zyra e Rregullatorit të Energjisë:
• Licenca e Operatorit të Sistemit të Transmisionit
• Licenca e Operatorit të Tregut të Energjisë Elektrike
Operatori i Sistemit të Transmetimit është një shoqëri anonime e krijuar si rezultat i ndarjes se
aktivitetit te transmetimit nga KESH sh.a ne baze te VKM Nr 797, date 4.12.2003 për krijimin e
shoqërisë Operatori i Sistemit te Transmetimit OST sh.a. është përgjegjëse për planifikimin,
zhvillimin, mirëmbajtjen dhe funksionimin e sistemit të transmisionit të energjisë elektrike në
Shqiperi; sigurimin e qasjes së hapur dhe jodiskriminuese; funksionimin e tregut të ri të energjisë
elektrike; sigurimin e kushteve të cilat nxisin konkurrencën në Shqiperi; bashkëpunimin me
Operatorët e Sistemit të Transmisionit (OST) fqinjë në dobi të Shqiperise dhe të rajonit.
Përgjegjësi e OST është që në mënyrë të sigurt dhe të besueshme të transmetojë energjinë elektrike
nga njësitë e gjenerimit deri te sistemi i shpërndarjes, 24 orë në ditë, 365 ditë në vit.OST
menaxhon rrjetin e transmisionit të tensionit të lartë 400 kV, 220 kV dhe 110 kV. Aktualisht, rrjeti
i transmisionit të Shqiperise lidhet me shtetet fqinje përmes pesë linjave ndërkufitare dhe së shpejti
do të fillojë ndërtimi edhe i linjës së gjashtë ndërkufitare.
Klientët kryesore me të cilët operon Operatori i Sistemit të Transmetimit janë:
a) Operatori i Sistemit te Shperndarjes (OSHEE)
b) Korporata Elektroenergjitike Shqiptare (KESH sh.a.)
c) Klient të Kualifikuar.
Funksionet e OST sh.a.
OST sh.a. kryen funksionet e Operatorit të Rrjetit të Transmetimit, Operatorit të Sistemit të
Dispacimit dhe Operatorit të tregut.
 OST në funksionin e saj si Operator i Rrjetit te Transmetimit është përgjegjese për:
a. Mirembajtjen e rrjetit të transmetimit.
b. Zhvillimin e rrjetit të transmetimit në perputhje me parashikimet afat gjata dhe
me planet e zhvillimit të sektorit elektroenergjetik.
c. Mirembajtjen dhe zhvillimin e aseteve ndihmese të transmetimit.
d. Mirembajtjen e rrjetit të telekomunikacionit dhe sistemit të matjes.
e. Furnizimin e klienteve konsumator të kualifikuar.
f. Menazhimin e ndertimeve dhe lidhjet e reja në rrjetin e transmetimit.
g. Krijimin e aksesit per të gjithe pjesmaresit e tregut te energjise elektrike.

14
 OST në funksionin e saj si Operatori i Sistemit të Dispacimit është përgjegjese për:
a. Ruajtjen kualitetit të shërbimit dhe sigurinë e Sistemit Elektroenergjetik.
b. Sigurimin e informacionit të përditshem për Operatorin e Tregut
c. Do të menaxhojë rrjetin e transmetimit dhe interkoneksionet.
d. Kordinimin e importit dhe eksportit sipas marveshjeve që ekzistojnë.
e. Balancimin e kërkeses dhe gjenerimit dhe normalizimin e devijimeve.
f. Planifikimin e ndërprerjeve për rrjetin e transmetimit.
g. Prokuron energji elektrike peër shërbimet ndihmëse dhe humbjet në
transmetim.
 OST ne funksionin e saj si Operatori i Tregut është përgjegjëse për:
a. Shlyerjen e pagesave të enegjisë elektrike midis pjesmaresve të tregut.
b. Mbajtjen e llogarive në emer të palëve tregetare për energjinë e balancuar dhe
shërbimet e kerkuara nga OST.
c. Menaxhon procesin e njoftimit të shlyerjeve.
d. Mban detyrimet financiare për shërbimet ndihmese dhe humbjet në
transmetim.
e. Grumbullon dhe përpunon të dhënat e matjes.
f. Menaxhon procesin e modifikimit të rregullave të tregut.
g. Përgatit informacionin e tregut në përputhje me rregullat e tregut.
2.5 Shperndarja e energjisë
Operatori i Shpërndarjes së Energjisë Elektrike Sh.A. (OSHEE) është person juridik që
funksionon si shoqëri aksionare, organizimi i së cilës bëhet në përputhje me parashikimet e Ligjit
Nr. 9901, date 14.4.2008 “Për tregtarët dhe shoqëritë tregtare” (i ndryshuar).
OSHEE Sh.A është regjistruar si person juridik, në Regjistrin Tregtar të mbajtur nga Qendra
Kombëtare e Regjistrimit me Numër Unik të Identifikimit (NIPT) K72410014H, në bazë të
Vendimit nr. 38587, datë 19.06.2007, të Gjykatës së Rrethit Gjyqësor Tiranë.
Në 23 Qershor 2014 ndërmjet Republikës së Shqipërisë dhe shoqërisë CEZ a.s, është nënshkruar
Marrëveshja e Mirëkuptimit.
Kjo Marrëveshje është miratuar edhe me Vendimin e Këshillit të Ministrave Nr. 428, datë
02.07.2014. Marrëveshja e lartpërmendur është miratuar me ligjin nr. 114/2014.
Me Urdhrin Nr.454, datë 22.10.2014, të Ministrit të Zhvillimit Ekonomik, Tregtisë dhe
Sipërmarrjes, aksionet e Shoqërisë OSHEE sha, janë 100% në pronësi të Shtetit shqiptar.
Aksioneri i Shoqërisë “OSHEE” për periudhën nga 23.10.2014 deri në 05.05.2016 ka qenë
Ministria e Zhvillimit Ekonomik, Tregtisë dhe Sipërmarrjes (MZHETS). Me hyrjen në fuqi të
Vendimit të Këshillit të Ministrave Nr. 317, datë 27.04.2016 (datë 05.05.2016), Autoriteti publik,
që përfaqëson shtetin si pronar të aksioneve të shoqërisë “OSHEE” është Ministria e Energjisë dhe
Industrisë.

15
Me Vendim Nr. 96 dhe 97 date 27.10.2014 te Bordit te Komisionereve te Entit Rregullator te
Energjise Elektrike, Shoqeria eshte licensuar per ushtrimin e aktivitetit te shperndarjes dhe
furnizimit me pakice te energjise elektrike per konsumatoret tarifore.
Objekti kryesor i aktivitetit të Shoqërisë është të ofrojë energji elektrike nëpërmjet rrjetit të
shpërndarjes për fushat e mëposhtme:
a. Kryerja e veprimtarive të nevojshme dhe të drejtpërdrejta të lidhura me blerjen dhe shitjen e
energjisë elektrike, për furnizimin e klientëve tariforë të lidhur me rrjetin e saj të shpërndarjes, me
tarifa të rregulluara në përputhje me legjislacionin në fuqi dhe licensën e akorduar;
b. Kryerja e veprimtarive të nevojshme dhe drejtpërdrejt të lidhura me funksionimin e rrjetit të
shpërndarjes, në përputhje me legjislacionin në fuqi dhe licensën e akorduar, duke përfshirë, por pa
u kufizuar në:
– ndërtimin, funksionimin dhe pronësinë e rrjetit të shpërndarjes së energjisë elektrike për
sigurimin e energjisë elektrike klientëve;
– lidhjen e klientëve dhe përdoruesve të rrjetit të shpërndarjes së energjisë elektrike; dhe
– instalimin dhe shërbimet e matjes së energjisë elektrike.
c. Zhvillimi i rrjetit të shpërndarjes së energjisë elektrike në përputhje me perspektivat e zhvillimit
ekonomik dhe bazuar në ndryshimet rajonale apo territoriale të kërkesës;
d. Shërbime të tjera për klientët, që janë të nevojshme për të përmbushur detyrimet ndaj tyre në
përputhje me legjislacionin në fuqi.
Gjithashtu, në përputhje me legjislacionin shqiptar dhe licensat e Shoqërisë të lëshuara nga
autoritetet kompetente, Shoqëria mund të kryejë çdo veprimtari që lidhet drejtpërdrejt ose
tërthorazi, apo që ndërvaret ose lidhet me aktivitetet e renditura më sipër.
Misioni dhe Prioritetet Strategjike
Permbushja e kerkesave te konsumatoreve per furnizim te panderprere dhe cilesor me energji
elektrike nepermjet nje sherbimi efikas dhe modern. Integriteti, perkushtimi dhe pergjegjshmeria
janë shtyllat kryesore për realizimin e misionit.
Prioritetet Strategjike:
– Forcimi i marredhenieve me konsumatoret dhe me partneret publike e private
– Arritja e performancës solide financiare
– Konsolidimi i besueshmerise se kompanise në tregun vendas dhe ndërkombetar.

16
Shpërndarja e flukseve dhe ndërtimi
matematikor i stabilitetit të tensionit

17
3. VLERËSIMI I GJËNDJES SË RRJETIT ELEKTRIK
Gjëndja e rrjetit elektrik të sistemit quhet e njohur kur njihen me saktësi të pranueshme vlerat e
moduleve të tensionit në nyjet e rrjetit si dhe flukset e fuqive në të gjithë linjat dhe
transformatorët. Për të njohur këtë gjëndje, kryhen llogaritjet e zakonshme të shpërndarjes së
flukseve të fuqisë të cilat kërkojnë si të dhëna madhësitë e ngarkesave në nyje, regjimin e punës
dhe fuqitë e njesive prodhuese si dhe konfiguracionin e rrjetit. Këto llogaritje bëhen për qëllime
dispecerike për ditën tjetër ose për një regjim të afert, dhe përfundimet krahasohen me matjet në
sistemin e castit kur vendoset në të ky regjim i llogaritur. Problem i shpërndarjes së flukseve të
fuqisë në rrjetin elektrik mund të shtrohet edhe në një formë tjetër të ndryshme nga mënyra e
zakonshme, si njohje e gjëndjes së rrjetit elektrik duke u nisur nga matjet e kryera në system.
Nevoja për të lind në raste kur është i nevojshëm rindërtimi i gjëndjes së kaluar të rrjetit, pas
ndodhjes së ndonjë avarie në të, avari e cila duhet të analizohet. Puna normale e nje sistemi
elektroenergjitik eshte regjimi me i rendesishem i tij, sepse ky eshte regjimi per te cilin ai eshte
ndertuar dhe qe vazhdon per kohen më të gjatë. Regjimi normal është regjim i qëndrueshëm
simetrik që karakterizohet nga një frekuencë konstante dhe parametra teknikë elektrike të
pranueshëm nga përdoruesit, pra një balancë midis fuqisë aktive dhe reaktive të prodhuara dhe të
konsumuara. Në vecanti fuqia aktive e prodhuar shërben për të mbuluar kërkesat për fuqi
reaktive të përdoruesve dhe të humbjeve reaktive në rrjet. Sikriter për plotësimin e saj shërbejnë
vlerat e madhësive të tensioneve në pika të ndryshme të rrjetit elektrik. Detyra që shtrohet është
llogaritja e këtyre fuqive reaktive dhe aktive nëpër gjeneratorët dhe përcaktimi i niveleve të
tension it në rrjetin elektrik kur njihen ngarkesat elektrike. Kjo detyrë është pika fillestare e
shumë studimeve të tjera mbi sistemin elektroenergjitik. Për të arritur rezultate sa më të sakta në
vlerësimin e gjëndjes, duhet që sasia e madhe e informacionit të marra nga matjet në system të
shfrytëzohet plotësisht. Në rast se janë M matje ku M>2N-1 atëherë atom und të kombinohen
linearisht, me qëllim që të fitohet një numër 2N-1 ekuacionesh i barabartë me numrin e panjohur
të variablave të gjëndjes.
3.1 Shpërndarja e përgjithshme e flukseve të fuqisë
Në figurën 2. tregohet nje pjesë e rrjetit elektrik me tre nyje dhe dy linja për të cilat janë matur
të gjitha fuqitë elektrike dhe pikërisht
a. Si, Sj, Sk Janë fuqitë e nyjeve i,j dhe k.
b. Sij, Sji janë fuqitë e nyjeve i, j dhe k.
c. Sik, Ski njëlloj për linjën i,k.
Sij Sji Sj
Si Sik Ski
Sk
Figura 2. Paraqitja skematike e disa matjeve në rrjet
elektrik

18
Në matjen: S = P + jQ
Matjet e fuqive në linjat janë matjet më të dobishme dhe që shfrytëzohen më shumë me
vlerësimin e gjëndjes.
Për nyjen ‘i’ është e nevojshme që të shkruhen dy ekuacione një për fuqinë aktive dhe një për
fuqinë reaktive. Formohet në këtë rast një matje e vetme e fuqisë si kombinim linear i matjeve të
kryera dhe pikërisht:
Pkmi = Pi + Pij – Pji + Pik – Pki
Qkmi = Qi + Qij – Qji + Qik – Qki
Në rast se shënohet me ai një vektor rrjesht të formës:
Ai = | 1 0 0 1 -1 1 -1|
dhe me W vektori i të gjithë matjeve për cdo fuqi ( Ne rastin tonë M=7)
WP
T = | Pi, Pj, Pk, Pij, Pji, Pik, Pki |
WQ
T = | Qi, Qj, Qk, Qij, Qji, Qik, Qki |
Atëhere matjet e kombinuara Pmi dhe Qmi shkruhen:
Pkmi = Ai*WP
Qkmi = Ai*WQ
Duke e përgjithësuar problemin, në rast se shënohet WkM vektori i matjeve të kombinuar me
gjatësi 2N-1 dhe me A matrica e formuar nga rrjeshtat Ai, në formë matricore mund të shkruhet:
WkM = A*W
Matrica A që ka dimensione (2N-1)*M quhet matrica e incidencës dhe elementët e saj aij janë 0,1
ose -1, dhe pikërisht:
0 kur matja e j-të nuk ndikon në ekuacionin e nyjes së i-të
Aij = 1 kur matja e j-të hyn në ekuacionet e nyjes se I-të me shenjë +
-1 kur matja e j-të hyn në ekuacionin e nyjes se i-të me shenjë –

19
Formimi i ekuacioneve bëhet edhe në mënyrë të tjera p.sh.:
Skmi= Si + Sij + Sik
Por studimet kanë treguar që formae kombinuar ka rezultate më të mira në vlerësimin e gjëndjes
të rrjetit elektrik. Në rast se merret kombinimi i thjeshtë:
Skmi= Si
Atëherë do të fitohet problem klasik i shpërndarjes se flukseve të fuqisë. Ekuacioni paraqitet tani
në formën e sistemit të ekuacioeve algjebrike jolineare të shkruar për elementët e Ë.
WKM= A*F(X)
Sistemi 2N-1 i ekuacioneve algjebrike jolineare përbën modelin matematik të shpërndarjes së
përgjithësuar të flukseve të fuqisë në rrjetin elektrik. Forma klasike e shpërndarjes së flukseve
është vetëm një rast i vecantë i tij.
3.1.1 Klasifikimi i variablave
Një ndër detyrat kryesore që shtrohet në llogaritjen e flukseve është: “ Si duhet të klasifikohen
variablat që të zgjidhet problemi i shpërndarjes së flukseve”. Për këtë qëllim do të përdoren disa
koncepte të cilat kanë gjetur një zbatim të madh në automatikën dhe në studimin e qarqeve
elektrike, konceptet e variablave të gjëndjes, të variablave shqetësues, drejtues, etj. Kjo bëhet me
qëllim që të arrihet një përgjithësim dhe një uniformitet i shtrimit të problemeve në fushën e
analizës së sistemeve elektrike.
a) Variablat shqetësues ose variablat e pakontrolluar
Nga të gjithë variablat e mësipërme, fuqitë e ngarkesave PNi, QNi janë ato të cilat nuk
kontrollohen. Rritja e fuqisë së përdoruesve bëhet në bazë të zhvillimit ekonomik dhe detyra e
sistemit elektroenergjitik është vetëm ti paraprijë në mënyrë që të jetë në gjëndjeqë ti mbulojë
kërkesat. Për një studiues të sistemit kjo është edhe detyra e tij të arrijë që të mbulojë me një
shpërndarje të fuqive ndër burimet, kërkesat për fuqi nga konsumatorët. Prandaj nga pikpamja e
kontrollitfuqitë e përdoruesvepërbëjnë variablat shqetësues apo të pakontrolluar. Quhen
shqetësues sepse ndryshimet në to shkaktojnë devijimin e sistemit elektroenergjitik nga regjim ii
tij normal i qetë i punës, që në të vërtet si rezultat i hyrjes dhe daljes nga puna të konsumatorëve
të rastit, ndodhet gjithnjë në ekuilibër dinamik. Këto paraqiten si komponentet e një vektori
shqetësues që zakonisht shënohet me “P”.

20
PNi
QNi
PN2
P = QN2
.
.
PNn
QNn
b) Variablat e kontrollit
Kur rritet ose zvoglohet kërkesa për fuqi nga ana e përdoruesve, dispeceri komandon centralet
elektrik duke rritur ose zvogeluar fuqinë aktive dhe reaktive të tyre. Pra në sistemin
elektroenergjitik fuqitë e burimeve ndryshojnë dhe me anën e tyre vendoset në të një regjim i
caktuar dhe për më tepër i kontrolluar. Rregullatorët e ndryshëm të sistemit ndryshojnë fuqitë
aktive (rregullatorë e shpejtësisë këndore), ose fuqinë reaktive (rregullatorët e tensionit) në
mënyrë automatike. Në mënyrë të ngjashme një studiues i sistemit bën po këtë punë, duke
ndryshuar fuqitë e nyjeve të cilat janë burime, pra duke i kontrolluar ato.Prandaj do të quhen
variabla kontrolli fuqitë aktive dhe reaktive të gjeneratoreve dhe do të paraqiten këto si
komponente të nje vektori të kontrollit që zakonisht shënohet me “U”.
PGi
QGi
PG2
Q = QG2
.
.
PGn
QGn

21
c) Variablat e gjëndjes të rrjetit elektrik
Termat gjëndje, variabla gjëndje, ekuacionet e gjëndjes etj, janë terma që përdoren shumë në
analizën e sistemeve të rregullimit por gjithashtu po përdoren gjithmonë e më shumë në analizën
e qarqeve elektrik. Epërsitë më të mëdha teknike e variablave të gjëndjes i ka në fushën e
studimit të dinamikës së sistemve por si raste të vecantë do të përdoret në analizën e një gjënde
statike sic është shpërndarja e flukseve. Duke u nisur nga koncepti i variablave të gjëndjes, si një
numër minimal variablash të aftë të përshkruajnë komplet gjëndjen e sistemit në një cast kohe,
për rastin tonë, del e nevojshme të përcaktohet si të tillë mund të zgjidhen edhe madhësi të tjera
por dihet mirë që nëse janë të dhënë tensionet në cdo nyje të rrjetit elektrik si modul dhe
argument, mund të përcaktohen fare lehtë madhësitë e tjera. Zakonisht vektori i variablave të
gjëndjes shënohet me X dhe komponentët e tij janë modulet dhe këndet e tensioneve në nyjet e
rrjetit elektrik.
Vi
δi
V2
X = δ2
.
.
Vn
δ n
Për problemin e shpërndarjes së flukseve të fuqisë supozohet i njohur konfiguracioni dhe
parametrat e rrjetit elektrik, pra parametra te linjave, transformatorëve…
d) Funksionet algjebrike jo lineare
Në këto kushte në rastin e përgjithsëm mund të shkruhet një funksion i “i”-të për gjeneratorin e
“i”-të:
fi(X,U,P)=0

22
Ky funksion është një term i vektorit funksion jolinear:
f1
f2
f = .
.
fn
Vektori i funksioneve i mësipërm përfaqëson formën vektoriale të ekuacioneve që përshkruajnë
gjëndjen e qetë të punës të një sistemi elektroenergjitik.
3.1.2 Nyjet e sistemit
Me termin nyje kuptojme pikën e përbashkët të dy elementëve ku energjia elektrike do të
prodhohet ose konsumohet. Në rastin e përgjithshëm për cdo nyje janë 6 variabla:
Vi, δi, PNi, QNi, PGi, QGi
Dy të parat janë gjithmonë të përhershme kurse katër të fundit mund të mos jenë, p.sh. ka nyje
vetëm ngarkesë ose nyje vetem gjenerim. Për cdo nyje shkruhen vetëm dy ekuacione prandaj në
cdo rast duhet të lihen vetëm dy të panjohura. Nga kjo pikpamje dallohen 4 lloje nyjesh.
a) Nyje tipi 1 ose nyje ballancuese.
Për këtë lloj nyje caktohen si të njohura moduli Vi dhe këndi δi (zakonisht 0) ndërsa të panjohura
PGi -PNi, QG i- QNi. Kjo nyje është e vetme në një skemë.
b) Nyje tipi 2 ose nyje e zakonshme
Për këtë lloj nyjesh njihen PGi-PNi dhe QGi-QNi, ose rastet e tyre të vecanta kur mungon ngarkesa
(nyje burim) ose gjeneratori (nyje ngarkese). Të pa njohura janë moduli Vi dhe δi i tensionit.
c) Nyje tipi 3 ose nyje me tension të kontrolluar
Për këto nyje njihen moduli i tensionit Vi dhe fuqia aktive PGi – PNi dhe sit ë panjohura janë fuqia
reaktive QGi – QNi dhe kendi δi.
d) Nyje tipi 4
Për këto nyje njihen moduli i tensionit Vi dhe fuqia reaktive QGi – QNi dhe si të panjohura janë
fuqia aktive PGi –PNi dhe këndi δi.

23
4 NDËRTIMI MATEMATIKOR I STABILITETIT TË TENSIONIT
Qëndrueshmëria e tensioni në system përcaktohet si aftësia e sistemit për të mbajtur tensionin
brënda vlerave të lejuara në të gjithë nyjet e sistemit në kushte normale pune edhe kur ngacmohet
nga një shqetësim i jashtem. Në kushte normale operimi tensioni është i qëndrueshëm, por kur ka
ndonje shqetësim në system, tensioni behet i paqëndrueshëm dhe progresiv duke shkaktuar një
rënie drastike të tij. Shpeshhere qendrueshmëria e tensionit është quajtur qëndrueshmëri
ngarkese.
Gjatë jostabilitetit te tensionit, nje system mund të pësojë një kolaps tensioni, nëse tensioni afer
ngarkesës ështe nën nivelin e lejuar. Kolpasi i tensionit mund te jetë blackout total ose i
pjesshëm.
4.1 Klasifikimi i stabiliteti të tensionit
Stabiliteti i tensionit mund të klasifikohet në dy kategori:
1. Shqetësime të mëdha të stabilitetit të tensionit
Shqetësimet e mëdha të tensionit lidhen me humbjen e një sasie të madhe ngarkese ose
gjenerimi. Për përcaktimin e kësaj formetë stabilitetit kerkohet ekzaminimi i performancës
dinamike mbi nje interval kohe të mjaftueshëm për të dalluar paisjet nëse janë brënda limteve të
tyre. Shqetësimet e mëdha mund të studiohen duke modeluar sa më sakte paisjet.
2. Shqetësime të vogëla të stabilitetit të tensionit.
Gjëndja e operimit e një sistemi ka shqetësime te shpeshta të vogla. Shqetësim i vogël quhet cdo
shqetësim i cili nuk e ndryshon tensionin afer ngarkesave ose e ndryshon shumë pak. Koncepti i
shqetësimeve të vogla lidhet me faktin që sistemi pas shqetësimit vazhdon të jetë i qëndrueshëm.
4.2 Limiti i stabilitetit të tensionit
Limiti i stabilitetit të tensionit mund të referohet si gjëndja e sistemit përtej të cilit asnjë sasi
injektimi fuqie reaktive do të rrise tensionin në gjëndjen e tij nominale. Tension ii sistemit mund
te rregullohet vetëm me injektime të fuqisë reaktive.
Fuqia e tranmetuar ne nje linjë pa humbje është:
Ku: P= fuqia e transmetuar për fazë

24
Vs= tensioni i fazës ne fund të dërgimit (Sending-end phase voltage)
Vr = tensioni i fazës ne fund të marrjes (receiving-end phase voltage)
X = reaktanca e transmetimit per fazë (transfer reactance per phase)
δ = këndi fazës midis Vs dhe Vr (phase angle betëeen Vs and Vr).
Meqënëse linja është pa humbje kemi:
Supozojmë se gjenerimi i fuqisë aktive është konstant:
Për të transmetuar maksimumin e fuqisë aktive:
δ = 90º, kështu që δ→∞
Ekuacioni i mësipërm tregon vendodhjen e pikës kritike δ kundrejt vijës VS . Upozohet se
tensioni fundor marrës (Receiving end voltage) është konstant.
Rezultate të ngjashme mund të përfitohen duke supozuar se tensioni dërfimit fundor është
konstant dhe të analizojme Vr si një parametër variabël. Në këtë rast ekuacioni është:
Ekuacioni i fuqisë reaktive në nyjen marrëse fundore është:

25
Dhe kemi:
Duke zëvënsësuar vlerën ds/dVr, marrim:
Ose:
Në gjëndje ekuilibri kemi: δ = 90º kështu që δ→∞
Ekuacioni i mësipërm prezanton gjendjen e ekuilibrit te limitit të qëndrueshmërisë së tensionit.
Ajo tregon që në gjëndje të qëndrueshmë te limitit të stabilitetit fuqia reaktive shkon ne infinit,
kjo dmth që dQ/dVr bëhet zero. Qëndrueshmëria e tensionit ndikohet gjithashtu nga ngarkesa.

26
4.3 Karakteristikat e paisjeve kompesuese reaktive
4.3.1 Kontrolli i fuqisë Reaktive dhe Tensionit
Për një operim eficient dhe të besueshëm të sistemeve elektroenergjitike, kontrolli i tensionit dhe
i fuqisë reaktive duhet të plotësoje objektivat e mëposhtme:
1. Tensionet në terminalet e cdo paisje duhet të qëndrojnë brënda limiteve të lejuara.
Operimi për një kohe të gjatë i paisjeve përtej kufijëve të lejuar të tensionit ndikon
drejtperdrejt në performancën e tyre mundësisht duke shkaktuar dëmtimin e tyre.
2. Fluksi i fuqisë reaktive zvogëlohet me qëllim që të zvogëlohen humbjet RI2 dhe XI2 në
një vlerë minimale të pranueshme. Kjo na siguron se sistemi i transmetimit operon në
mënyrë efektive kryesisht në drejtim te fuqisë aktive që transmetohet.
3. Qëndrueshmëria e sistemit është rritur me qëllim që të maksimizojë shfrytëzimin e
sistemit të transmetimit. Kjo pasi kontrolli i tensionit dhe i fuqisë reaktive ka një impakt
të madh në qëndrueshmërinë e sistemit.
Problem i ruajtjes së tensioneve brënda kufijëve të lejuar është paksa i komplikuar nga fakti se
sistemi elektroenergjitik furnizon me energji një numër të madh ngarkesash dhe ai vetë ushqehet
nga disa njësi gjeneruese. Me ndryshimin e ngarksesës, kërkesat e rretit të transmetimit për fuqi
reaktivendryshojnë. Në kushte kur fuqia reaktive nuk mund të transmetohet dot në distance të
mëdha, kontrolli i tensionit duhet të realizohet përmes përdorimit të paisjeve special të
shpërndara në system. Kjo është në contrast me kontrollin e frekuencës i cili varet nga balanca e
përgjithëshme e fuqisë aktive të sistemit. Përzgjedhja dhe kordinimi i duhur i paisjeve të
kontrollit të fuqisë reaktive dhe tensionit janë ndër sfidat më të mëdha të inxhinierëve të sistemit.
4.3.2 Prodhimi dhe absorbimi i fuqisë reaktive.
Gjeneratorët sinkron – mund të gjenerojnë ose absorbojnë fuqi reaktive në varësi të eksitimit.
Kur janë të mbieksituar ata furnizojnë me fuqi reaktive, dhe kur janë të nëneksituar ata
absorbojne fuqi reaktive. Mundësia për të gjeneruar apo absorbuar vazhdimisht me fuqi reaktive
është e limituar nga rryma e fushës rryma e armaturës, dhe kufiri i ngrohjes. Gjeneratorët
sinkronë janë normalisht të paisur me rregullatorë automatic të tensionit të cilët rregullojnë
eksitimin në mënyrë që të kontrollojnë tensionin e armaturës.
Linjat ajrore – në varësi të rrymës së ngarkesës, ato edhe absorbojnë edhe gjenerojnë fuqi
reaktive. Për ngarkesat me vlerë poshtë ngarkesës natyrale, linja prodhon fuqi reaktive, për
ngarkesa poshtë ngarkesës natyrale linja absorbon fuqi reaktive.
Linjat kabllore – për shkak të kapacitetit të tyre të lartë, ata kanë ngarkesë natyrale të lartë. Ata
gjithmonë ngarkohen poshtë vlerës natyrale, dhe kështu gjenerojnë fuqi reaktive për të gjithë
regjimet e punës.

27
Transformatorët – gjithmonë absorbojnë fuqi reaktive pavarësisht ngarkimit të tyre. Në punimin
pa ngarkesë, dominon ndikimi i reaktancës së magnetizimit shunt dhe në punim me ngarkesë të
plotë, dominon ndikimi i induktancës seri.
Paisjet kompensuese – zakonisht i shtohen sistemit me qëllim gjenerimin apo absorbimin e
fuqisë reaktive dhe në këtë mënyrë kontrollojnë bilancin e fuqisë reaktive në mënyrën e
dëshiruar.
Ngarkesat - normalisht absorbojnë fuqi reaktive.
5 HUMBJET E FUQISË NË SISTEMIN E TRANSMETIMIT
Transmetimi i energjisë me tension të lartë zvogëlon energjinë e humbur, e cila ndryshon në
varësi të përçuesve specifik, rrymës rrjedhëse dhe gjatësisë së linjës së transmetimit. Për
shembull, një hapësirë prej 160 km në 765 kV me 1000 MW fuqi mund të ketë humbje 1.1% deri
në 0.5%. Një linjë 345 kV që mban të njëjtën ngarkesë në të njëjtën distancë ka humbje prej
4.2%. Për një sasi të caktuar të energjisë, një tension më i lartë zvogëlon humbjet aktuale. Për
shembull, ngritja e tensionit me një faktor 10 zvogëlon rrymën me një faktor përkatës prej 10 dhe
rrjedhimishthumbjet zvogëlohen me një faktor 100. Me kusht që të përdoren përçuesit me të
njëjtat madhësi në të dyja rastet. Transmetimet në distanca të gjata zakonisht bëhen me linja
ajrore në tension prej 115 deri në 1.200 kV. Në tensione jashtëzakonisht të larta ekziston
potencial më shumë se 2,000 kV midis konduktorit dhe terrenit, humbjet e shkarkimit të
koronave janë aq të mëdha sa që ato mund të kompensojnë humbjet më të ulëta të rezistencës në
përçuesit e linjës. Masat për të reduktuar humbjet koronare përfshijnë përçuesit që kanë diametra
më të mëdhenj;
Faktorët që ndikojnë në rezistencën, dhe kështu edhe në humbjet e përçuesve të përdorur në linjat
e transmetimit përfshijnë temperaturën, spiralizimin dhe efektin e lëkurës. Rezistenca e një
përcuesi rritet me temperaturën e saj. Ndryshimet e temperaturës në linjat e energjisë elektrike
mund të kenë një efekt të rëndësishëm në humbjet e energjisë në linjë. Spiralizimi, që i referohet
mënyrës së spiralizimit të përçuesve rreth qendrës, gjithashtu kontribuon në rritjen e rezistencës
së përçuesit. Efekti i lëkurës shkakton rritjen e rezistencës efektive të një përçuesi në frekuenca
më të larta të alternuara.
Në përgjithësi, humbjet vlerësohen nga mospërputhja midis fuqisë së prodhuar (siç raportohet
nga Hidrocentralet) dhe fuqisë së shitur tek konsumatorët fundorë; Diferenca në mes asaj që
prodhohet dhe asaj që konsumohet përbëjnë humbjet e transmetimit dhe të shpërndarjes, duke
supozuar se nuk ka vjedhje të shërbimeve.
Që nga viti 1980, distanca më e gjatë me kosto efektive për transmetimin e rrymës DC u
përcaktua të jetë 7,000 kilometra (4300 milje). Për rrymë alternative ishte 4,000 kilometra (2.500
milje), megjithëse të gjitha linjat e transmetimit në përdorim sot janë shumë më të shkurtëra se
kjo.

28
Në çdo linjë të transmetimit të rrymës alternative, induktanca dhe kapaciteti i përçuesve mund të
jenë të rëndësishëm. Rrymat që rrjedhin vetëm në 'reagim' ndaj këtyre karakteristikave të qarkut
(të cilat së bashku me rezistencën përcaktojnë impedancën) përbëjnë rrjedhjen e fuqisë reaktive,
e cila nuk transmeton fuqi të 'vërtetë' për ngarkesën. Megjithatë, këto rryma reaktive janë shumë
reale dhe shkaktojnë humbje shtesë në qarkun e transmetimit. Raporti i fuqisë 'reale' (i
transmetuar në ngarkesë) tek fuqia 'e dukshme' (produkti i tensionit dhe rrymës së një qarku, pa u
referuar në kënd fazor) është faktori i fuqisë. Ndërsa rritet rryma reaktive, fuqia reaktive rritet
dhe faktori i fuqisë zvogëlohet. Për sistemet e transmetimit me faktor të ulët të fuqisë, humbjet
janë më të larta se sa për sistemet me faktor të lartë të fuqisë. Shërbimet komunale shtojnë bankat
e kondensatorëve, reaktorët dhe komponentët e tjerë (si transformatorët me zhvendosjen e
fazave, kompensuesit statik të VAR dhe sistemet fleksibël të transmetimit AC, FACTS) në të
gjithë sistemin te cilet ndihmojnë në kompensimin e rrjedhës së fuqisë reaktive, zvogëlimin e
humbjeve në transmetimin e energjisë dhe stabilizimin e sistemit nga pikëpamja e tensioneve.
Këto masa quhen ‘mbështetje reaktive’.
5.1 Formulimi matematik i humbjeve të fuqisë
Gjatë transmetimit të energjisë elektrike nga burimet tek konsumatorët, në linjat dhe
transformatorët kemi humbje të fuqisë aktive dhe reaktive si dhe humbjE të energjisë. Humbjet e
fuqisë aktive në linjat përcaktohen nga:
ΔP = 3I2R10-3 = 3 ( Ia
2 – Ir
2 ) R10-3 (kW)
Ku: I, Ia, Ir - rryma e plotë, aktive dhe reaktive në linja, në amper (A)
R – Rezistenca e përcjellësit të linjës në om (Ω)
Po të vendosim në formulën e mësipërme madhësitë e fuqisë së plotë S, të fuqisë aktive P dhe të
asaj reaktive Q që kalon në linjë ( në të tre fazat), atëherë do të kemi:
ΔP =
𝑆2
𝑈2 R =
𝑃2
+ 𝑄2
𝑈2 R =
𝑃2
𝑈2 R +
𝑄2
𝑈2 R ku U – është tensioni linear i rrjetit
Nga formula e mësipërme duket qartë se një pjesë e humbjeve të fuqisë aktive rrjedhimisht dhe
të energjisë aktive shkaktohen nga qarkullimi i fuqisë reaktive. Mbulimi i humbjeve të fuqisë
aktive, është i lidhur me investime dhe shpenzime shtesë. Përvec humbjeve të fuqisë aktive P në
linjat dhe transformatorët kemi dhe humbje të fuqisë reaktive Q.
ΔQ = 3I2X10-3 = 3 ( Ia
2 + Ir
2 ) X10-3 (kVar)
Ose duke u referuar fuqive:
ΔQ =
𝑆2
𝑈2 X =
𝑃2
+ 𝑄2
𝑈2 X =
𝑃2
𝑈2 X +
𝑄2
𝑈2 X
Meqënëse në transformatorët dhe linjat e transmetimit X>>R humbjet e fuqisë reaktive në
elementët e rrjetit transmetues janë disa here më të mëdha se humbjet e fuqisë aktive. Ndonëse
këto humbje në vetvete nuk përbëjnë humbje të energjisë së dobishme ato kanë një ndikim
negative në ngarkimin dhe rritjen e humbjeve në elementët e mësipërm (më pranë burimeve) të
rrjetit, deri tek gjeneratorët. Në rast se në nyjet e ngarkesës që përfaqësojnë fuqinë e

29
konsumatorëve kemi një ngarkesë me një koeficient fuqie të caktuar, për shkak të humbjeve të
mëdha të fuqisë reaktive në elementët e rrjetit transmetues, koeficienti i fuqisë në gjeneratorët e
centraleve rezulton shumë më i ulët, megjithëse linjat e transmetimit për shkak të kapacitetit që
përfaqësojnë japin një gjenerim të rëndësishëm të fuqisë reaktive. Për këtë arsye në sistemet
elektroenergjitike vendosen burime të vecanta të fuqisë reaktive si kondesatorët dhe
kompensatorët sinkronë.
Në sistemin tonë elektroenergjitik, ku mjetet e kompensimit të fuqisë reaktive janë të pakta, në
orët e pikut të ngarkesës nuk ka disponilitet të mjaftueshëm të gjeneratoreve për të ruajtur
balancimin e energjisë reaktive. Gjeneratorët që janë në punë për të mbuluar ngarkesën aktive,
janë të pamjaftueshëm për të mbuluar ate reaktive. Për këtë arsye ne sistemin tonë niveli i
tensionit është i ulët dhe fluksi reaktiv që hyn ndërmjet linjës 400 kV të interkonjeksionit është
shumë i madh.

30
Minimizimi i Humbjeve në Sistemin e
Transmetimit

31
6 FAKTORËT QË NDIKOJNË NË HUMBJET E FUQISË
Si edhe çdo proces tjetër fiziko-teknik, ashtu edhe ai i bartjes dhe distribuimit të energjisë
elektrike në sistem është i përcjellur me humbje përkatëse të fuqisë dhe energjisë. Vlera e këtyre
humbjeve në sistemet elektroenergjetike është e konsiderueshme dhe rëndom gjendet diku në
intervalin prej 8-14% bruto sasisë së energjisë së prodhuar elektrike, pjesa më e madhe e të
cilave shkaktohet në rrjetin distributiv, ndërsa ajo më e vogël në rrjetin bartës. Prandaj meqë
humbjet paraqesin një barrë të konsiderueshme jo vetëm teknike, por edhe financiare në
eksploatimin e sistemeve elektroenergjetike, analiza, llogaritjet dhe vlerësimi përkates i tyre janë
të domosdoshme që të mund të konkludohet lidhur me masat për zvogëlimin e tyre dhe
reduktimin e tyre në minimumin e mundshëm teknik.
Humbjet e fuqisë në sistemet elektroenergjetike përgjithësisht mund të klasifikohen në:
 humbje teknike,
 humbje komerciale.
Humbjet varen nga shumë faktorë nga të cilët më të rëndësishëm janë:
 dendësia e rrjetit,
 ngarkesa,
 seksionet e përcjellësve në elementet e ndryshme të sistemit,
 largësia e qendrave konsumuese nga ato prodhuese, etj...
Humbjet e fuqisë dhe energjisë në sistemet elektroenergjetike duhet të kompensohen me prodhim
të shtuar në centralet elektrike.
Humbjet teknike
Humbjet teknike në elementet e ndryshme të sistemit elektroenergjetik mund të ndahen edhe
sipas shkakut të paraqitjes së tyre dhe atë në:
 humbje që nuk varen nga ngarkesa,
 humbje që varen nga ngarkesa.
Humbjet e pavarura nga ngarkesa paraqiten si pasojë e vënies së sistemit elektroenergjetik nën
tension dhe pavarësisht nga ngarkesa e sistemit ato krijohen dhe janë praktikisht konstante për
kah intensiteti i tyre, për arsye se tensioni i sistemit si shkaktar themelor i tyre, rëndom nuk
pëson devijime të mëdha nga tensioni nominal. Për dallim nga këto,humbjet e varura nga
ngarkesa paraqiten në sistem si pasojë e drejtpërdrejtë e ngarkesës, përkatësisht e rrjedhës së
rrymës elektrike nëpër elementet e ndryshme të sistemit elektroenergjetik dhe ndryshojnë në
proporcion me ndryshimin e katrorit të rrymës. Humbjet teknike në sistemet elektroenergjetike
shkaktohen në pjesën më të madhe në përcjellësit e linjave ajrore dhe kabllovike dhe në
transformatorë. Humbjet e shkaktuara në pjesët e tjera të sistemit për kah sasia e tyre janë shumë
më të vogla.

32
Humbjet e pavarura nga ngarkesa
Humbjet e fuqisë aktive gjatë punës pa ngarkesë të transformatorit konsistojnë në humbjet e
histerezës dhe humbjet e Fukos dhe janë pasojë e rrymës në hekur, meqë humbjet në bakër janë
të papërfillshme për shkak të vlerës së vogël të rrymës. Humbjet e fuqisë të pavarura nga
ngarkesa në transformatorë më së shpeshti nuk ka nevojë të llogariten, sepse pothuajse gjithmonë
jepen nga prodhuesi i pajisjes si një nga të dhënat themelore. Duhet theksuar se humbjet e punës
pa ngarkesë të transformatorëve, për kah vlera e tyre paraqesin bindshëm pjesën më të madhe të
humbjeve të pavarura nga ngarkesa dhe mund të arrijnë edhe mbi 80% të tyre ose mbi 15% të
humbjeve të gjithëmbarshme të sistemit. Prandaj, kyqjet dhe shkyqjet e transformatorëve në
sistem paraqesin dukuritë për optimizmin e punës së tij.
Humbjet e varura nga ngarkesa
Humbjet e fuqisë aktive të varura nga ngarkesa shkaktohen nga rrjedha e rrymës së ngarkesës
nëpër elementet e sistemit elektroenergjetik që kanë një rezistencë të caktuar. Vlera e këtyre
humbjeve varet nga vlera momentale e katrorit të rrymës së ngarkesës. Meqë ajo ndryshon
vazhdimisht gjatë orës, ditës dhe vitit llogaritja e humbjeve përkatëse të fuqisë dhe energjisë
elektrike është mjaft e përbërë. Humbjet e fuqisë aktive në linja që varen nga ngarkesa paraqesin
humbjet e Joule-it. Mirëpo meqë rryma në sistem është fare e ndryshueshme, për të ardhur në një
përfundim parimor shqyrtohet rasti i një linje njëkahore me rezistencë R. Vlera e humbjeve të
humbjeve të energjisë elektrike në sistem varet nga varësia kohore e ngarkesës d.m.th nga forma
e diagramit ditor të ngarkesës. Humbjet e fuqisë dhe energjisë në transfomatorë, ato të varura nga
ngarkesa, paraqesin, pas humbjeve në linja, humbjet më të mëdha që shkaktohen në sistemet
elektroenergjetike. Këto humbje aktive shkaktohen me rrjedhën e rrymës së ngarkesës nëpër
rezistencën e pështjellave të transformatorit, prandaj edhe quhen humbje në bakër. Humbjet në
transformator janë shumë të rëndësishme meqë energjia e prodhuar elektrike gjersa të vijë te
konsumatori pëson shpeshherë transformime. Humbjet e tjera të varura nga ngarkesa shkaktohen
në transformator matës dhe paisjet e tjera për matje dhe mbrojtje reale, mirëpo ato nuk kanë
ndonjë pjesëmarrje të konsiderueshme në bilancin e humbjeve të përgjithshme.
Humbjet komerciale
Humbjet komerciale paraqiten si pasojë e organizimit jo të përkryer të eksploatimit
elektroenergjetik dhe kryesisht konsistojnë në:
 konsumin e paregjistruar dhe palejuar të energjisë elektrike, dukuri kjo që është prezent
vetëm në nivelin distributiv të sistemit,
 mossaktësinë e matjes së instrumenteve matëse për shkak të bazhdarimit të tyre,
mossaktësi që mund të jetë pozitive ose negative,
 humbjet e energjisë që shkaktohen me rastin e prishjeve të ndryshme në sistem si janë
lidhjet e shkurtëra, lidhjet me tokë, dhe të tjera, humbje këto që janë aq më të mëdha, sa
më të rënda të jenë vetë prishjet dhe sa më e shpeshtë të jetë frekuenca e paraqitjes së
tyre.

33
Humbjet komerciale janë shumë të ndryshueshme dhe disa prej tyre janë gati të pamundshme për
t'u llogaritur. Kjo vlen në radhë të parë për konsumin e paregjistruar, ndërsa të tjerat edhe pse do
të mund të përcaktoheshin procedurën e llogaritjes do ta kishin fare të vështirësuar. Për këtë
arsye, mënyrë pothuajse vetme dhe mjaft e saktë e llogaritjes së tyre është përcaktimi sa më i
saktë i humbjeve teknike, të cilat pastaj hiqen nga humbjet e gjithëmbarshme duke na dhënë si
diferencë humbjet komerciale. Megjithatë, në një sistem elektroenergjetik me organizim
relativisht të mirë të eksploatimit, humbjet komerciale mbesin fare te vogla.
7 MENYRAT E MINIMIZIMIT TË HUMBJEVE
Duke pasur parasysh se humbjet e energjisë dhe fuqisë në sistemet elektroenergjetike nganjëherë
mund të arrijnë edhe mbi 15% të sasisë së prodhuar, që e ngarkojnë sistemin jo vetëm
financiarisht, por edhe teknikisht duke kushtëzuar prishje më të shpeshta në sistem si dhe
vjetërsimin më të shpejtë të paisjeve, zvogëlimit të humbjeve duhet kushtuar një kujdes të
veqantë. Masat për zvogëlimin e humbjeve në sistemet elektroenergjetike janë të shumta dhe
përgjithësisht mund të klasifikohen në dy grupe kryesore:
 masa konstruktive
 masa për optimizmin e punës së sistemit.
Masat konstruktive në sistem kërkojnë investime të konsiderueshme materiale dhe kohë
relativisht të gjatë për t'u zbatuar, mirëpo sjellin rezultate shumë më të mira, ndërsa masat për
optimalizimin e punës së sistemit nuk kërkojnë investime të mëdha dhe kuptohet edhe efektet i
kanë shumë më modeste. Në grupin e masave konstruktive bëjnë pjesë:
 kalimi në nivele më të larta tensioni si për bartje, ashtu edhe për distribuimin e energjisë
elektrike,
 rritja e seksionit të përcjellësve,
 vendosja e trafostacioneve të reja në sistem,
 rritja e numrit të fushave dalëse të trafostacioneve me qëllim të shkarkimit të drejtimeve
të mbingarkuara,
 zgjerimi dhe fuqizimi i rrjetit,
 vendosja e paisjeve për kompensimin e energjisë reaktive.
Në grupin e masave optimizuese bëjnë pjesë:
 optimizimi i rrjedhave të fuqisë, përkatësisht përmirësimi i profilit të tensioneve në
sistem,
 shfrytëzimi sa më i njëtrajtshëm i kapaciteteve elektroenergjetike,
 ngarkesa simetrike në sistem, veçanërisht në nivelin distribuitiv,
 optimizimi i punës paralele të transformatorëve në nënstacione elektrike.
Aplikimi i këtyre masave mund të sjellë kursime të konsiderueshme të energjisë, veçanërisht në
sistemet e pazhvilluara elektroenergjetike.

34
7.1 Me ndihmën e paisjeve FACTS
Një nga mënyrat me eficente në minimizimin e humbjeve janë paisjet FACTS. Keto paisje do ti
studiojme ne detaj dhe do të jene pjesë e eksperimentit tonë.
FACTS janë zhvilluar dhe përdoren si mjete ekonomike dhe efikase për të kontrolluar
transferimin e energjisë në sistemet e transmetimit AC të ndërlidhur. Përfitimi i sjellë nga
FACTS përfshin përmirësimin e sjelljes dinamike të sistemit dhe kështu rritjen e besueshmërisë
së sistemit. Përfitimet për shkak të FACTS janë të shumta. Ata kontribuojnë në funksionimin
optimal të sistemit duke zvogëluar Humbjet e fuqisë dhe përmirësimin e profilit të tensionit.
Kufiri i stabilitetit të përkohshëm rritet duke përmirësuar sigurinë dinamike të sistemit dhe duke
reduktuar incidentet e ndërprerjeve të shkaktuara nga ndërprerjet seri. Gjendja e qëndrueshme
ose stabiliteti i sinjalit të vogël
Gjëndja e qëndrueshme mund të rritet duke siguruar kontrolluesit stabilizues ndihmës për të
zvogëluar lëkundjet e frekuencave të ulëta. Paisjet FACTS si TCSC mund të kundërshtojnë
problemin e Rezonancës Nën-sinkron (SSR).
Problemi i luhatjeve të tensionit dhe në veçanti, tejkalimet dinamike te tensionit mund të
kapërcehen nga paisjet FACTS. Megjithatë, funksioni i tyre kryesor është kontrollimi i rrjedhave
të fuqisë. Duke u vendosur në mënyrë optimale, paisjet FACTS janë në gjendje të rrisin aftësinë
e ngarkesës së sistemit gjithashtu. Këto aspekte po luajnë gjithnjë e më shumë rol të madh në
operimin dhe kontrollin e sistemeve të energjisë.
Tabela 1. Modelet e paisjeve FACTS
Tipi Parametrat qe kontrollon Paisjet FACTS
Tipi A P dhe Q UPFC
Tipi B P TCSC
Tipi C Q SVC, STATCOM
7.2 Me ndihmën e ancafkave të transformatoreve
Tap changer e transformatorëve është një nga metodat më të rëndësishme të kontrollit të
tensionit. Ai punon në parimin e rregullimit të tensionit të mesëm bazuar në konceptin e
ndryshimit të numrit të spirave në anën primare ose sekondare të transformatorit. Një rritje në në
madhësinë e f.e.m për spirë sjell një rritje në tensionin e mesëm Më posjtë do të shikojmë
ndikimin e ndryshimit të ancafkave të transformatorëve në minimizimin e humbjeve të energjisë
elektrike.
Më poshtë do të shikojmë ndryshimin e tensionit për cdo pozicion të ancafkave dhe gjithashtu
diapazonin e rregullimit. Duke qënë se humbjet janë propocional me katrorin e rrymës dhe invers
propocional me katrorin e tensionit, nje tension sa me afer vlerës nominale do të na zvogelonte
humbjet.

35
Tabela 2: Transformatorët dhe diapazoni i ndryshimit të nivelit të tensionit
N/St Diapazoni i ndryshimit
(statusi)
Pozicioni aktual
i ancafkes
Ndryshimi per
pozicion (kV)
Fierza Gjenerim 242 ± 2x2.5% 3 6.05
242 ± 2x2.5% 3 6.05
242 ± 2x2.5% 3 6.05
242 ± 2x2.5% 3 6.05
Transmetim 242 ± 2x2.5% 3 6.05
242 ± 2x2.5% 3 6.05
Koman Gjenerim 242 ± 2x2.5% 3 6.05
242 ± 2x2.5% 3 6.05
242 ± 2x2.5% 3 6.05
242 ± 2x2.5% 3 6.05
V.Dejes Gjenerim 242 ± 2x2.5% 4 6.05
242 ± 2x2.5% 4 6.05
242 ± 2x2.5% 4 6.05
242 ± 2x2.5% 4 6.05
242 ± 2x2.5% 4 6.05
Transmetim 230 ± 8x1.25% 8 2.875
230 ± 8x1.25% 7 2.875
Tirana 1 Transmetim 220 ± 8x1.25% 10 2.75
220 ± 8x1.25% 10 2.75
220 ± 8x1.25% 10 2.75
220 ± 10x1.5% 13 3.3
220 ± 10x1.25% 14 3.3
Tirana 2 Transmetim 400 ± 12x1.25% 14 5
400 ± 12x1.25% 14 5
220 ± 8x1.25% 9 2.75
220 ± 8x1.25% 9 2.75
Elbasan 1 Transmetim 220 ± 2x2.5% 2 5.5
220 ± 2x2.5% 3 5.5
220 ± 2x2.5% 3 5.5
Elbasan 2 Transmetim 220 ± 9x1.25% 6 2.75
220 ± 9x1.25% 6 2.75
Fieri Transmetim 220 ± 8x1.25% 10 2.75
220 ± 8x1.25% 10 2.75
220 ± 8x1.25% 10 2.75
Babica Transmetim 220 ± 12x1.25% 10 2.75
Rrazhbull Transmetim 220 ± 8x1.25% 13 2.75
220 ± 8x1.25% 13 2.75
Burrel Transmetim 230 ± 2x2.5% 5 5.75
230 ± 4x2.5% 5 5.75
Sharre Transmetim 130 ± 6x2.5% 2 3.25
130 ± 6x2.5% 2 3.25
Zemblak Transmetim 400 ± 12x1.25% Automatik 5

36
Tabela e mëposhtme eshte nje pasqyrim i ndryshimeve që u be ne pozicionin e ancafkave per
shkak të tensionit të ulët në nivelin 110 kV dhe 220 kV dhe si rrjedhojë dhe humbjeve të larta.
Tabela 3: Ndryshimi i tensionit per nivelin 220 kV
Tensioni mesatar 220 kV
N/St Pozicioni 1 Pozicioni 2
Niveli Tensionit
për Pozicionin 1
Niveli Tensionit
për Pozicionin 2 ΔU (kV)
Tirana 1 8 10 222.4 221 -1.4
Tirana 2 12 14 220 222 2
Rrashbull 10 13 219.5 218.3 -1.2
Fier 8 10 216.5 216 -0.5
Babice 8 10 216.5 216 -0.5
Tabela 4: Ndryshimi i tensionit per nivelin 110 kV
N/St
Pozicioni
1
Pozicioni 2
Niveli Tensionit
për Pozicionin 1
Niveli Tensionit
për Pozicionin 2 ΔU (kV)
Tirana 1 8 10 109.9 113.5 3.6
Tirana 2 7 9 110.9 113.6 2.7
Rrashbull 10 13 108 114 6
Fier 8 10 110.8 113.6 2.8
Babice 8 10 110 113.5 3.5
Një ndryshim i tille na solli uljen e humbjeve me 8.5%.
Humbjet para ndryshimit të ancafkave
12 13 11 11 12 13 15 17 20 21 23 23 23 24 23 22 21 22 22 21 24 23 20 15 451
Humbjet pas ndryshimit të ancafkave
11 11 10 10 10 11 13 16 19 20 21 21 20 20 19 19 19 19 20 22 24 24 21 16 416

37
8 PAISJET FACTS
Sistemet fleksibile të Transmisionit AC (FACTS) mund të ofrojnë përfitime në rritjen e
kapacitetit të transmetimit, fleksibilitetin dhe shpejtësinë e kontrollit të rrjedhës së fuqisë. Paisjet
FACTS janë konvertues elektronike që kanë aftësi për të kontrolluar parametrat e ndryshëm
elektrik në sistemin e transmetimit. Këto pajisje përfshijnë Thyristor Controlled Series
Compensator (TCSC), Static VAR Compensator (SVC), Unified Power Flow Controller
(UPFC), Static Compensator (STATCOM).
SVC është më e përdorura nga paisjet FACTS në rrjetet e energjisë për shkak të kostos së ulët
dhe performancës së mirë në zgjerimin e sistemit. Eshtë një Gjenerator statik Var ose absorbues
me një Output të rregullueshëm, i cila lejon shkëmbimin e rrymës kapacitive ose induktive në
mënyrë që të sigurojë tensionin sa më afër nominalit.
Kur instalohet në vendndodhjen e duhur, SVC-ja ul humbjet e fuqisë. STATCOM është
gjithashtu një kompensator shunt dhe një nga anëtarët e rëndësishëm të familjes FACTS që
gjithnjë e më shumë po përdoret për linjat e transmetimit në sistemet moderne të energjisë.
STATCOM ka aplikime të ndryshme në operimin dhe kontrollin e një sistemi energjetik, siç
është skedulimi i rrjedhës së energjisë, duke zvogëluar numrin e komponentëve jo-metrikë që
shkaktojnë oshilimet e fuqisë, dhe përmisimin e qëndrueshmërisë.
Përfitimet e kompensimit të fuqisë reaktive varen nga vendosja dhe madhësia e compensatorëve.
Instalimi i paisjeve shunt në të gjitha zbarat është e pamundur dhe e panevojshme për shkak të
kostos së lartë. Identifikimi i vendndodhjes më të mirë për kompensatoret Var bëhet me disa
metoda:
 Analiza e ndjeshmërisë së humbjes
 Analiza e stabilitetit të tensionit duke përdorur analizën modale dhe Fluksin e
vazhdueshëm të fuqisë (CPF)
 Analiza e kostos duke përdorur Optimal Power Flow (OPF)
 Teknika optimizuese heuristike
Nga kategoritë, optimizimi heuristic është aplikuar gjerësisht në zgjidhjen optimale të problemit
për vendosjen e SVC dhe STATCOM.
Kjo analizë përfshin teknika të rëndësishme optimizuese heuriste si Strategjitë evolucionare
(ESs), Algoritmet gjenetike (GAs), Simulating Annealing (SA), Particle Swarm Optimization
(PSO), dhe Harmonia Search (HS) të cilat janë algoritme të përdorura në zgjidhjen e problemit te
optimizimit të sistemit.

38
8.1 Karakteristikat SVC
SVC është një gjenerator/ngarkesë statike Var i lidhur në shunt prodhimi i të cilit është rregulluar
për të shkëmbyer rryme kapacitive ose inductive në mënyrë që të mbajë ose të kontrollojë një
variabël specific.
Variabli i kontrollit është tensioni i zbarave. SVC kanë dy mënyra konfigurimi. Një konfigurim
përbëhet nga një Capacitor fiks (FC) dhe një reaktor i kontrolluar nga tiristorët (TCR) dhe tjetri
përbëhet nga një Thyristor-Sëitched Capacitor (TSC) dhe një TCR. Në kufirin minimal ose
maksimal të një susceptance, SVC sillet si një kapacitor ose inductor fiks. Zgjedhja e madhësisë
së duhur është një nga çështjet e rëndësishme në aplikimin e SVCs për rritjen e stabilitetit të
tensionit.
8.2 Karakteristikat STATCOM
STATCOM është një burim i tensionit, i bazuar në një konvertues që konverton një tension të
hyrjes DC në një dalje AC për të kompensuar nevojat aktive dhe reaktive të sistemit. STATCOM
kanë karakteristika më të mira se SVC. Kur voltazhi i sistemit të bjerë mjaftueshëm për të
detyruar STATCOM te arrije maksimumin e prodhimit te saj, maksmimumi i fuqisë reaktive nuk
ndikohet nga madhesia e tensionit. Prandaj, STATCOM shfaq një karakteristike konstante rryme
kur tensioni është nën limit.
Figura 3: Struktura e kompensatoreve:
a) Struktura e nje kompesatori static Var (SVC)
b) Struktura e nje kompesatori sinkron statik (STATCOM)

39
Figura 4: Karakteristikat e rrymës:
a) Karakteristikat e rrymes të SVC
b) Karakteristikat e rrymës të STATCOM

40
Simulime

41
9 SIMULIME
Simulimet mbi minimizimin e humbjeve do të bëhen në mënyrë që të kemi mundësinë të
shikojmë efektin e paisjeve FACTS në system. Ato do të bëhen me ndihmën e softit NEPLAN.
Neplan
Neplan është një soft për të analizuar, planifikuar, optimizuar dhe simuluar rrjetat elektrik.
Ndërfaqa grafike është shumë miqesore dhe lejon përdoruesin të kryejë raste studimi me shumë
efikasitet. Softueri mbulon të gjitha aspektet elektrike në transmetim, shpërndarje, gjenerim.
Neplan i përshtatet më së miri burimeve të rinovueshme të energjisë dhe aplikimeve të rrjetave
Smart pasi të gjithe modelet janë të integruar me një saktësi dhe performancë shumë të lartë.
Përveç llogaritjeve të qëndrueshme të gjendjes, aspektet e cilësisë së energjisë dhe optimizimit,
dizajnit të mbrojtjes, simulatori NEPLAN mundëson modelimin e termocentraleve të erës dhe të
diellit me kontrollet e tyre për simulimet dinamike (RMS / EMT) në detaje dhe gjithashtu
integron modelet Matlab / Simulink.
Për të kryer simulimet e nevojshme është e nevojshme qe të krijojmë skemen e sistemit te
transmetimit me te gjithe parametrat e saj. Fillimisht kam krijuar skemen në nivelin 400/220 me
parametrat e nevojshëm per simulime statike.
Figura 5: Skema e sistemit të Transmetimit në nivelin 400 kV dhe 220 kV
GF1 GF2 GF3 GF4
TF1 TF2 TF3 TF4
GP1
TP1
GK1 GK2 GK3 GK4
TK1 TK2 TK3 TK4
GVD2 GVD3 GVD4 GVD5
TVD2 TVD3 TVD4 TVD5
GVD1
TVD1
FTV1
TTV1
Tec Vlore Zbara 1
N/st Babic
N/st Fier N/st Elbasan 1
N/st Elbasan 2
N/st Sharre
N/st Tirana 2
N/st Tirana 1
N/st Koplik
HEC Vau Dejes
HEC Koman
N/st Burrel
HEC Peshqesh
HEC Fierz
N/st Tiran 2
N/st Rrashbull
Kurum
N/st Zemblak
N/st Kolacem
L 220 -9/1/a
L 220-10/1
L 220-11
L 220-9/1/b
L 220-9/2
L 220-13/1
L 220-14/1L 220-14/2
L 220-1
L 220-3
L 220-2
L 220-4/1
L 220-10/2
L 220-5
L 220-6
L 220-15/1
L 220-15/2
L 220-14/3
L 220-13/2L 220-13/3
L 220-8/2
L 220-8/1
L 220-19
L 220-7
L 220-15/3
L 220-16L 220-17
L400Elb2-Zemblak
L400Ze-Ka
Tiran2-KosoB
L 220 Ko-Po1
Tiran2-Podg2
L 220 Fi-Pr
Legend
Line Loads
10.500 kV
11.500 kV
13.800 kV
220.000 kV
400.000 kV
N/st Elb 2
Prizren

42
Më pas përditësova skemen edhe në nivelin 110 kV.
Figura 6: Skema e sistemit të Transmetimit në nivelin 400 kV, 220 kV dhe 110 kV.
Për të bërë shpërndarjen e flukseve është e nevojshme që të njihen madhësia e ngarkesës në nyje,
prodhimi i centraleve, programi i shkembimit dhe të përditësohet topologjia e rrjetit.
Nje perqasje tjeter e skemes, me shtrirje vertikale te cilën e kam punuar me ndihmen e softit
Visio ku jam munduar të ruaj sa më shumë pozicionin e centraleve dhe nënstacioneve referuar
pozitës gjeografike të tyre, ku vihet re qartë se problem kryesor i sistemit elektroenergjitik
shqiptar është gjenerimi në veri të vendit dhe ngarkesa në jug të vendit, gjë që na sjell edhe
humbje të medha për shkak të transmetimit në distanca të medha është si më poshtë:
GF1 GF2 GF3 GF4
TF1 TF2 TF3 TF4
GP1
TP1
GK1 GK2 GK3 GK4
TK1 TK2 TK3 TK4
GVD2 GVD3 GVD4 GVD5
TVD2 TVD3 TVD4 TVD5
GVD1
TVD1
FTV1
TTV1
Tec Vlore Zbara 1
N/st Babic
N/st Fier
N/st Elbasan 1
N/st Elbasan 2 N/st Sharre
N/st Tirana 2 N/st Tirana 1
N/st Koplik
HEC Vau Dejes
HEC Koman
N/st Burrel
HEC Peshqesh
HEC Fierz
N/st Tiran 2
N/st Rrashbull
Kurum
N/st Zemblak
N/st Kolacem
L 220 -9/1/a
L 220-10/1
L 220-11
L 220-9/1/b
L 220-9/2
L 220-13/1
L 220-14/1L 220-14/2
L 220-1
L 220-3
L 220-2
L 220-4/1
L 220-10/2
L 220-5
L 220-6
L 220-15/1
L 220-15/2
L 220-14/3
L 220-13/2L 220-13/3
L 220-8/2
L 220-8/1
L 220-19
L 220-7
L 220-15/3
L 220-16L 220-17
L 400 Elb 2-Zemblak
L400Ze-Ka
Tiran2-KosoB
L 220 Ko-Po1
Tiran2-Podg2
L 220 Fi-Pr
Legend
Line Loads
10.500 kV
11.500 kV
13.800 kV
35.000 kV
110.000 kV
154.000 kV
220.000 kV
400.000 kV
6.000 kV
N/st Elb 2
Fierz
Gropaj
B.Curri B.C. Ri
L 110-33/1
Hec Dardhe
L 110-27/1
G- Dardhe
F. Arze
L 110-27/2
Kalimash Gjegjan
TuneliL 110-28/1
L 110-28/2
L 110-29/1
G Lapaj G Bele
HEC Lapaj HEC Bele
L110-29/2
L110-29/3
Burrel
HEC Cerruje (Klos)
G Cerruje
Suc
L 110-33/2
Peshkopi
L 110 Peshkopi Lapaj
Vojnik
HEC Lure&Malla
Bulqize
HEC Ternove HEC Gjorice
Shupenz
L110-26
L110-25
L110Ternove-Bulqize
L110-20/3
G GjoriceG Ternove
G Lure G Malla
Kurbnesh
L110-48
HEC Ulze
G1 G3 G4G2
L110-3
Shutri
L110DegShutri
G Prelle
Spac (Reps)
L110-24
L110-20/1
HEC Shkopet
G Shkopet G2 Shkopet
Lac 2
Rubik
L110-23
Lac 1
V. DejesRencShkoder 1Shkoder 2
L110-8/5
HEC Ashta 1
GAshta1
L110-8/1
Bushat 2(KOSMAC)
L110/8/2
HEC Ashta 2
L110-8/3
L110-8/4
GAshta2
Bushat 1Lezhe
L110-7
F.Kuqe
L110-36
Pod 2Kosova B
Prizren
Prizren
Pod 1
Mamurras
L110-13
Tirana 1
Qender
L110-43
Kashar
L110-2
F.Kruje
L11013
Traktora
L110-22/1
L110-22/2
Kruje
L110-44
Tirana 2
L110-45
SeliteFarke
L110-4/2b
L110-4/1
L110-46
L110-47
Ibe
L110-4/2a
TR Sharre
L110-6/1
Rrashbull
L110-6/2
Shkozet
L110RrashbulShkozet
P. Romanio
Sukth
L110Rrashbull-P.Romano
L110Rrashbull-Sukth
Golem
Kavaje
L 110-21/1
Lushnje
L110-21/2
Elb 1
L110-4/3
CerrikGsa (F.Kromi)Met. 3 (NI-CO)
Belsh
Kajan
L110-14
L110-4/4
L110-4/5
L110-35/1
Met.2
L110-35/2
L110-42
L110-5/4
G1 banjeG2 BanjeG3 Banje
Fier
L110-21/3
Fiber
Kusarth(Elbkom)
L110-35/2Fiber-Elb1
L110-16/1
L110-16/1a
Kucove
L110-5/2
Berat
Uznove
Marinez
L110-41/1L110-41/2
L110-2/1
L110-1
L110-8/6
L110-19
Babic
HEC Rapun 1Hec Rapun 2Hec Slabinje Hec BishnicePrrenjasG. i KuqPogradec
Korce
Zemblak
L110-18/1
L110-18/2
L110-16/2aL110-16/2b
G Rapun 1G Rapun 2G BishniceG Slabinje
L110-16/3
L110-17/1L110-17/2
L110-18
Vlora 1
Selenica
Drenove
Ballsh
Kelcyre
Permet
Hec Lengarice
Erseke
L110-32
L110 Ersek Lengarice
L110 Lengarice-Permet
L110-31
G Lengarice
L110-15
L110-39/1
Kaferaj
L110-40
L110-39/2
Vlore 2
L110-38L110-37
KrahesMemaliaj
Tepelene
Gjir 2
Gjir 1
L110-10/2.
L110-30
L110-11/1L110-11/2L110-12/1
L110-12/2
Sarande
Delvine
L110 -20/2
L110 Cerruje-Suc
L110Gjorice-Shupenz
L110Shupenz-Vojnik
L110 Slabinje-Bishnice
L110-9
L1109
L110-10/1
Himare
L 110 Babic sarande

43
SKEMA NJEPOLARE E SISTEMIT TRANSMETIMIT
HEC V.DEJA HEC KOMAN HEC FIERZ
5 x 50 MW 4 x 125 MW4 x 150 MW
K OPLIK
TIRANA-1
B URRE LI
Prizren
S uç
B ulqize
S hupenze
V ojnik
P eshkopi
2x60MV A
Renc V.Deja
HEC Ulez
2x6.4MW
HEC
P rell e
Kurbnesh
2x12MW
HEC
S hkopet
Skuraj
Rubik
Reps
Kolacem
K alimash
K ukes
Tunel
S hkod.1
S hkod.2
B ushat 2
Lezhe
Lac-2
F.K uqe
Lac-1
K ruje
F.Kruje
Mam uras
K ashar
90+100MVA
Qender
Traktora
S elite
S HA RRE
RRAS HBULL
S ukth
P.Romano
S hkozet1
K avaje Lushnje
2x100MVA
3x90MVA
110kV
ELBASAN1
E LBA SA N2
2x300MV A
220kV
Fiber
NI-CO
Met.2
Cerri k
Ibe
220kV
Librazhd
Prenjas
G.Kuq
P ogradec
K orce
E rseke
KARDIAMYRTOS
B istrice1
Gji rokaster Gji rok.Re Tepelene Mem aliaj K elcyre
P erm et
S arande
B elsh
Berat
Uznove
K rahes
Vlora 2
K afarajV lora 1
S elenice
3x120MVA
FIER
Drenove B allsh
B AB ICE
2x100MV A
TE C V LORE
97MW
ZE MB LAK
1x150MV A110kV
400kV
2X30MV A
FierzeB.Curri
35kV
1X40MVA
35 kV
K ajan
K ucove
Marinez
Podgorica 2
TITA N
154kV
Golem
F.Krom
K usar
B ushat 1
2x63MVA
K URUM
10kV
10kV
HEC Ulez
2x6.4MW
20kV
Linja 400 kV
Linja 220 kV
Linja 154 kV
Linja 110 kV
220-4/2 (17 km) 220-4/1 (28 km)
220-3(77km)
220-2(77km)
220-10/2(24km)
220-1 (21 km)
220-13/1(97km)
220-14/1(43km)
220-11 (29 km)
220-9/2
(61km)
220-9/2
220-12 (26.3 km)
220-6 (38 km)
220-5 (38 km)
220-19 (1 km)
220-8/1 (4 km)
220-8/2 (4 km)
220-15/1
(11km)
220-15/2 (20.3 km)
220-15/3
(79 km)
220-7 (69 km)220-17 (8 km)
220-7 (69 km)
Çeles 220 kV I mbyllur
Çeles 220 kV I hapur
Ndares 110 kV I mbyllur
Ndares 110 kV I hapur
S hkozet2
110kV
100MVA
3x7.5MW
35kV
35kV
35kV
20kV
10kV
35kV
20kV
35kV
35kV
110-13(6km)
110-36110-2(35km)
110-1
110-23
(26 km)
110-20/2
(9 km)
110-27/1 (11.5 km)
110-28
(25 km)
110-22/1(20km)
110-4/3
(20km)
110-8/1 (6 km)
110-7 (19.4 km)
110-15 (9 km)
110-21/2
110-3 (12 km)
110-20 (16 km)
110-29
(14 km)
110-24
(30 km)
110-8/2(8.6km)
110-8/6(26km)
20kV
110-5/4
(13.6km)
110-5/2
(16km)110-9
110-10/1
110-21/1 (38 km)
110-17/1(20.8km)
110-16/1
Çeles 35 kV I mbyllur Çeles 35 kV I hapur
110-30
(23 km)
110-31
(16 km)
110-10/2
(23km)
110-11/1
110-40
(20 km)
110-38 (9 km) 110-37 (7.7 km)110-39/2 (16 km)
110-39/1
(15km)
110-32
(36km)
110-18
(35km)
110-16/1a
(4km)
110-14
110-4/4
110-35/1
110-34/2
110-34/1
110-9
F.A rres
TIRANA 2
220-13/2(11km)
220-14/3 (48 km)
220-14/2
(55km)
B.CurriRi
110-4/2
HEC Slabi nje
2x6 +1x3 MW
HEC
B ishni ce
2.5 MW
HEC Ashta 1
110-27/2(24km)
HEC Dardha
8 MW
HEC
Lapaj
2x7 MW
HEC Ashta 2
110-8/3(2.6km)
110-19 (3km)110-8/4 (3 km)
2x300MVA
2x120MVA
110-45
110-46(10km)
HEC Lura &
Mal la
16 & 6 MW
ÇIM ENTO
20kV
1x 5MW
B istrice2
HEC
Bele
K los
Farke
Legjenda
Podgorica 1
Kosova B
Tirana 2- Kufi (126 km)
110-48
Tirana 2 – Kufi (125 km)
31 MW
220-10/1 (97 km)
HEC Peshqesh
28 MW
220-9/1/a
63km
220-9/1/b(36km)
HEC
Cerruj e
11 MW
Lapaj-P eshkopi (28 km)
HEC
Ternove
9 MW
HEC
Gjorice
18 MW
110-25
110-26
(12 km)
S hutri
110-47(10km)
110-33/1 (0.5 km)
Tirana 2- E lbasan 2
(48 km)
220-13/3 (38 km)
110-4/1 (9 km)
110-4/2a
110-42
(11km)
110-16/2a110-16/2b
HEC
Rapun 2
11 MW
HEC
Rapun 1
8 MW
110-16/3(26km)
110-16/4
110-17/2
(5km)
HEC
Lengarice
10.5 MW
Babice-Sarande(38km)
110-12/2 (28 km) 110-12/1 110-11/2
(24 km)
110-10/1
Zemblak-Kufi(20km)
B istrice-S arande
Figura 7: Skema e sistemit të Transmetimit në nivelin 400 kV, 220 kV dhe 110 kV me shtrirje
vertikale.

44
9.1 Minimizimi i humbjeve me vendosjen e SVC në nyjen Zemblak
Pasi kam të ndërtuar skemën në softin Neplan kam përditësuar një regjim të datës 21/06/2017,
ora 21.00 me eksport 192 MW. Kam hedhur prodhimin për cdo nyje prodhuese dhe ngarkesën
për cdo nyje me ngarkesë. Gjithashtu kam perditësuar edhe topologjinë në mënyrë që rezultati të
jetë sa më i përafert. Më pas kam bërë një shpërndarje fluksesh dhe kam vene re që humbjet për
regjimin e vendosur ishin 28 MW. Pasi kam vendosur edhe Kompensatorin Statik Var dhe kam
kryer perseri një shpërndarje fluksesh në mënyrë që të shikojme se si do të ndikoje në humbje
paisja SVC.
Programi i shkembimit është:
Tabela 5: Program i shkëmbimit per orën 21.00
KESH
gsa 22
gsa 0
gsa 0
future 10
eft 90
axpo 0
noa 0
ayen 0
net for trading 50
danske 0
total 172
OSHEE
0
total 0
Qualified Consumers and producers
QC&P
kurum-gsa 16
kurum-gsa 0
gen-I tr-antea+albcrome 0
ayen 0
ayen 6
ayen-trade 7
ayen-albpetrol -7
banja-devolli hp 36
gsa-kk -38
total 20
KESH+OSHEE+QC&P
total 192

45
Regjim i ardhur nga KESH sh.a. me date 20/06/2017 per diten ne avance, ora 21.00 eshte:
Tabela 6: Regjimi i KESH sh.a.
HEC FIERZЁ Ngarkesa Nr Ag.në punë
MW 290
3
HEC KOMAN Ngarkesa Nr Ag.në punë
MW 450
3
HEC V.DEJES Ngarkesa Nr Ag.në punë
MW 185
4
NGARKESA TOTALE EKESH Gen MW 925
Tabela e mesiperme tregon qarte Programin e shkembimit i cili do te jete 192. Pasi kam
perditesuar ngarkesen dhe fuqine reaktive per cdo nyje, kam hedhur skedulimin nga HEC-et e
vegjel te lidhur ne sistemin e transmetimit.
Tabela 7: Gjenerimet e HEC-eve të vegjël.
HEC Peshqesh 4
HEC Banja 4
HEC Bistrica1,2 16
HEC Ulza 1
HEC Shkopet 1
HEC Ashta1,2 42
HEC Slabinje 2
HEC Bishnice 1
HEC Dardhe 0
HEC Lapaj 4
HEC Lura 0
HEC Lengarica 0
HEC Bele1,2 12
HEC Cerruja 0
HEC Gjorice 4
HEC Rrapuni 1
HEC Rrapuni3,4 1
HEC Ternova 0
HEC Malla 0
HEC Prelle 0

46
Në nyjen Zemblak skema do të jetë si me poshtë:
Figura 8: Vendosja e SVC ne nyjen Zemblak
Shpërndarja e flukseve do të bëhet njëher me paisjen SVC te kycur dhe njëher sic është aktualisht (pa
paisje FACTS).
Humbjet pa FACTS (MW) Humbjet me FACTS (MW)
28.3 25.9
Figura 9: Pasqyrimi i shpërndarjes se flukseve
N/st Zemblak
L400Ze-Ka
Kardia
Pogradec
Korce
Zemblak
L110-18/1
L110-18/2
L110-18
Erseke
L110-32
SVC

47
9.2 Minimizimi i humbjeve me vendosjen e SVC në nyjen Tirana 2
Skema me vendosjen e SVC ne nyjen Tirana 2 eshte e paraqitur me poshte:
Figura 9: Vendosja e SVC ne nyjen Tirana 2
Pas shume eksperimentesh vendosen parametrat e SVC qe japin rezultatet me te mira.
Figura 10: Parametrat e paisjes FACTS

48
Shohim se ndikimi i kompensatorit ne humbje eshte:
28.3 26
9.3 Minimizimi i humbjeve me vendosjen e SVC në nyjen Zemblak dhe Tirana 2
Kjo skemë do të studiohet për tre regjime të ndryshme që të krijojmë një ide më të qartë te
ndikimit të SVC në system.
9.3.1 Simulime në regjim importi
Per te kryer llogaritjet kam marre daten 21/07/2017 oren 22.00 me import 650 MW.
Tabela 7: Programi i shkëmbimit për datën 21/07/2017, 22.00.
KESH
gsa 13
gsa 0
total 13
OSHEE
devolli hp -15
axpo -15
trade -5
eft ag -207
gsa -120
gen-I tr -215
noa -35
total -612
QC&P
kurum-gen-I tr 0
kurum-gen-I tr 0
gen-I tr-antea+albcrome -20
ayen -6
ayen 0
ayen-trade 6
albpetrol-trade -1
banja-devolli hp 6
gsa-kk -38
total -53
KESH+OSHEE+QC&P
total -652

49
Ndersa regjimi i KESH sh.a. është:
MW 90
1
MW 137
1
MW 40
1
Gjenerimi hidrocentraleve te vegjël te lidhur në sistemin e transmetimit është:
Tabela 9: Gjenerimet e HEC-eve të vegjël
HEC Peshqesh 0
HEC Banja 6
HEC Bistrica1,2 15
HEC Ulza 1
HEC Shkopet 1
HEC Ashta1,2 15
HEC Slabinje 1
HEC Bishnice 0
HEC Dardhe 0
HEC Lapaj 1
HEC Lura 0
HEC Lengarica 0
HEC Bele1,2 5
HEC Cerruja 0
HEC Gjorice 3
HEC Rrapuni 0
HEC Rrapuni3,4 0
HEC Ternova 2
HEC Malla 0
HEC Prelle 0
Ngarkesa e vendit per daten 21/07/2017 ora 22.00 eshte llogaritur të jetë 900 MW.
Fillimisht shohim humbjet e fuqisë aktive pa perdorur paisjet FACTS.

50
Figura 11. Pasqyrimi i shpërndarjes së flukseve
Nga shpërndarja e flukseve e bërë shohim se humbjet e fuqisë janq 22.9 MW. Pasi vendosim dy
paisje FACTS nje në nyjen Zemblak dhe një në nyjen Tirana 2 do te shikojme ndryshimin.
Figura 12: Vendosja e SVC ne Tirana 2

51
Figura 13: Vendosja e SVC ne Zemblak
Figura 14: Pasqyrimi i shpërndarjes së flukseve

52
Shohim që humbjet janë ulur rreth 6 MW me përdorimin e paisjeve FACTS.
22.9 16.5
9.3.2 Simulime në regjim eksporti
Në softin Neplan kam përditësuar një regjim të datës 21/06/2017, ora 21.00 me eksport 192
MW. Kam hedhur prodhimin për cdo nyje prodhuese dhe ngarkesën për cdo nyje me ngarkese.
Gjithashtu kam perditësuar edhe topologjinë në mënyrë që rezultati të jetë sa më i përafert.
ProgramI i shkembimit është:
Tabela 10: Program i shkëmbimit per orën 21.00
KESH
gsa 22
gsa 0
gsa 0
future 10
eft 90
axpo 0
noa 0
ayen 0
net for trading 50
danske 0
total 172
OSHEE
0
total 0
QC&P
kurum-gsa 16
kurum-gsa 0
gen-I tr-antea+albcrome 0
ayen 0
ayen 6
ayen-trade 7
ayen-albpetrol -7
banja-devolli hp 36
gsa-kk -38
total 20
KESH+OSHEE+QC&P
total 192

53
Regjim i ardhur nga KESH sh.a. me date 20/06/2017 per ditën në avancë, ora 21.00 është:
MW 290
3
MW 450
3
MW 185
4
Tabela e mësiperme tregon qartë Programin e shkembimit i cili do të jetë 192. Pasi kam
përditesuar ngarkesën dhe fuqine reaktive për cdo nyje, kam hedhur skedulimin nga HEC-et e
vegjël të lidhur në sistemin e transmetimit.
Tabela 12: Gjenerimet e HEC-eve të vegjël.
HEC Peshqesh 4
HEC Banja 4
HEC Bistrica1,2 16
HEC Ulza 1
HEC Shkopet 1
HEC Ashta1,2 42
HEC Slabinje 2
HEC Bishnice 1
HEC Dardhe 0
HEC Lapaj 4
HEC Lura 0
HEC Lengarica 0
HEC Bele1,2 12
HEC Cerruja 0
HEC Gjorice 4
HEC Rrapuni 1
HEC Rrapuni3,4 1
HEC Ternova 0
HEC Malla 0
HEC Prelle 0
Shperndarja e flukseve do te bëhet njëher me paisjet SVC të kycura dhe njeher sic janë aktualisht
(pa paisje FACTS) dhe rezultatet e marra janë:
28.3 24.8

54
9.4 Ndikimi i topologjisë së rrjetit
Për të minimizuar humbjet në sistemin e transmetimit ka disa mënyra. Një prej tyre është
rikonfiguracioni i rrjetit. Ka një studim të caktuar e cila e percakton saktësisht se si ndikon
topologjia e rrjetit në humbjet e fuqisë por ne do të shikojme disa skenarë praktik të cila do të na
tregojnë qartësisht se si ndryshojnë humbjet me ndryshimin e topologjisë.
Do të shikojmë disa skenarë të ndryshëm si më poshtë:
Skema normale
Figura 15 : Skema ne gjëndje normale
Shohim se per një skemë normale humbjet e fuqisë për regjimin e caktuar janë 24 MW. Për të
njëjtin regjim provojmë skenarët e mëposhtëm në mënyrë që të reflektojmë mbi ndryshimin e
humbjeve të fuqisë aktive si rrjedhojë e ndryshimit të topologjisë së rrjetit:

55
Stakim të linjës 220-11 Koman-Fierzë
Figura 16 : Skema me stakim të linjës 220-11 Koman-Fierzë
Figura 17 : Humbjet e Fuqisë për stakimin e linjës 220-11 Koman-Fierzë
Shohim se humbjet e fuqisë rriten nga 24 MW ne 29 .9 MW me ndryshimin e skemës.

56
Stakim të linjës Tirana 1- Titan dhe Tirana 1- V. Dejës
Figura 18 : Skema me Stakim të linjës Tirana 1- Titan dhe Tirana 1- V. Dejës
Figura 19 : Humbjet e fuqisë me Stakim të linjës Tirana 1- Titan dhe Tirana 1- V. Dejës
Përsëri shohim se humbjet ndryshojnë me stakimin e linjes Tirana 1 – Titan dhe Tirana 1 – V.
Dejës dhe kemi përsëri një rritje të humbjeve nga 24 MW në skemë normale në 32.7 MW. Këto
dy simulime tregojnë qartë ndikimin e topologjisë së rrjetit në humbjet e fuqisë. Nga eksperienca
e fituar ndër vite e dispecerave, mund të arrihet ne nje skemë qe mund të na siguroje një
shpërndarje optimale të flukseve të fuqisë. Pra për ta përmbyllur këtë metodë, mund të themi se

57
topologjia e rrjetit ndikon shumë në humbjet e fuqisë, prandaj kërkohet që me eksperiencën e
duhur të bëhën manovrime për ti minimizuar ato.
9.5 Ndikimi i HEC-eve të vegjël në humbjet e fuqisë
Do të shqyrtojmë skemen fillestare në të cilën janë të gjithë centralet e vegjël të lidhur me
sistemin dhe do të shikojmë humbjet e fuqisë. HEC-et që do të stakohen me gjenerimin përkatës:
Tabela 13: Hec-et që do të stakohen me gjenerimin përkatës
HEC Slabinje 2
HEC Bishnice 1
HEC Dardhe 1
HEC Lapaj 4
HEC Lura 1
HEC Lengarica 2
HEC Bele1,2 12
HEC Cerruja 2
HEC Gjorice 4
HEC Rrapuni 3
HEC Rrapuni3,4 3
HEC Ternova 0.5
HEC Malla 2
HEC Prelle 4
Regjimi do të jetë i njëjtë me regjimin e mësipërm, data 21/06/2017, ora 21.00 me eksport 192
MW. Kam hedhur prodhimin për cdo nyje prodhuese dhe ngarkesën për cdo nyje me ngarkesë.
Gjithashtu kam perditësuar edhe topologjinë në mënyrë që rezultati të jetë sa më i përafert.
Humbjet jane 28.3 MW. Pasi kemi stakuar nga rrjeti centralet e vendosura ne tabelen 13 bëjme
shpërndarjen e flukseve të fuqisë dhe marrim:
Figura 20: Skema e sistemit me HEC-et e shkycur
Dhe rezultatet e marra jane si më poshtë:

58
Figura 21: Rezultatet e marra nga shpërndarja e flukseve
Nga tabela e mëposhtëme shohim ndryshimin e humbjeve të fuqisë aktive para dhe pas
përdorimit të paisjeve FACTS:
Humbjet me HEC-et e vegjël (MW) Humbjet pa HEC-et e vegjël (MW)
28.3 30.08

59
Krahasime dhe përfundime

60
10. KRAHASIME
Duke u nisur nga studimi i mesiperm do te shohim një përmbledhje per secilin rast. Fillimisht
shikojmë skemën e reduktuar e më pas analizojmë rastet:
Figura 22: Përqasje e thjeshtuar e skemës për nivelin 400 kv dhe 220 kV

61
A. Në rastin e minimizimit të humbjeve me ndihmën e ancafkave të transformatorëve:
Tabela 3: Ndryshimi i tensionit ne nivelin 220 kV
N/St
Pozicioni
1
Pozicioni
2
Niveli
Tensionit
për
Pozicionin 1
Niveli
Tensionit
për
Pozicionin 2
ΔU
(kV)
Tirana 1 8 10 222.4 221 -1.4
Tirana 2 12 14 220 222 2
Rrashbull 10 13 219.5 218.3 -1.2
Fier 8 10 216.5 216 -0.5
Babice 8 10 216.5 216 -0.5
Tabela 4: Ndryshimi i tensionit ne nivelin 110 kV
N/St
Pozicioni
1
Pozicioni
2
Niveli
Tensionit për
Pozicionin 1
Niveli
Tensionit për
Pozicionin 2
ΔU
(kV)
Tirana 1 8 10 109.9 113.5 3.6
Tirana 2 7 9 110.9 113.6 2.7
Rrashbull 10 13 108 114 6
Fier 8 10 110.8 113.6 2.8
Babice 8 10 110 113.5 3.5
Një ndryshim i tille na solli uljen e humbjeve me 8.5%.
B. Minimizimi i humbjeve me vendosjen e SVC në nyjen Zemblak:
Regjimi eksport
Data 21/06/2017
Ora 21.00
Eksport 192 MW
KESH 925 MW
Hec-e të vegjël 90 MW
28.3 25.9

62
C. Minimizimi i humbjeve me vendosjen e SVC në nyjen Tirana 2
Regjimi është i njëjtë me regjimin e mësipërm
28.3 26
D. Minimizimi i humbjeve me vendosjen e SVC në nyjen Zemblak dhe Tirana 2
Regjimi import
Ora 22.00
Import 650 MW
KESH 267 MW
HEC-et e vegjël rreth 40 MW
22.9 16.5
Regjim eksport
Ora 21.00
Eksport 192 MW
KESH 925 MW
Hec-et e vegjël 90 MW
28.3 24.8
E. Ndikimi i topologjisë së rrjetit
Regjim eksport
Ora 19.00
Eksport 192 MW
KESH 820 MW
Hec-et e vegjël 60 MW

63
Rast 1: Stakim të linjës 220-11 Koman-Fierzë
Humbjet para stakimit Humbjet pas stakimit
24 29.9
Rast 2: Stakim të linjës Tirana 1- Titan dhe Tirana 1- V. Dejës
Humbjet para stakimit Humbjet pas stakimit
24 32.7
F. Ndikimi i HEC-eve të vegjël në humbjet e fuqisë
Regjimi eksport
Data 21/06/2017
Ora 21.00
Eksport 192 MW
KESH 925 MW
Hec-e të vegjël 40 MW
Humbjet me HEC-et e vegjël (MW) Humbjet pa HEC-et e vegjël (MW)
28.3 30.1

64
11. PËRFUNDIME
 Nga analiza e bërë me vendosjen e paisjes FACTS, tipi SVC në nyjen Zemblak dhe
Tirana 2, shohim se humbjet reduktohen me afër 6 %.
 Nga skenarët e ndryshëm të analizuar shohim se vendodhja më optimale e nje paisje
FACTS është sa më afër ngarkesës.
 Më pas një metodë tjetër, duke qënë se humbjet e fuqisë aktive janë në përpjëstim të
drejtë me katrorin e rrymës dhe në përpjestim të zhdrejtë me katrorin e tensionit, është
minimizimi i humbjeve me ndihmën e ancafkave te transformatorëve. Duke mbajtur
tensionin sa më afër vlerës nominale kemi parë se humbjet reduktohen ndjeshëm.
 Problemi i luhatjeve të tensionit dhe në veçanti, tejkalimet dinamike te tensionit mund të
kapërcehen nga paisjet FACTS. Megjithatë, funksioni i tyre kryesor është kontrollimi i
rrjedhave të fuqisë. Duke u vendosur në mënyrë optimale, paisjet FACTS janë në gjendje
të rrisin aftësinë e ngarkesës së sistemit gjithashtu.
 Minimizimi i humbjeve ndërmjet topologjisë së rrjetit kërkon eksperiencën e duhur por
është tepër eficent.
 Nga studimet e bera ne kete prezantim vihet re se humbjet ulen shume me manovrimet e
duhura por gjithashtu, rriten shumë në rast të një shpërndarje të gabuar të ngarkesës.
 Ne këtë punim vihet re se humbjet në rrjet janë më të ulëta në rastin e importit. Kjo
ndodh pasi fuqia aktive futet nga të katërta anët dhe jo vetëm në veri, pra është e
shpërndarë më afër qëndrës së ngarkesës.
 Gjithashtu, vumë re se humbjet lidhen ndjeshëm edhe me shtimin e HEC-eve të vegjël.
Duke qënë shtimi i tyre na rrit shpërndarjen e gjenerimit rrjedhimisht, edhe humbjet e
fuqisë aktive do të jenë më të ulëta.
 Masat konstruktive në sistem për minimizimin e humbjeve kërkojnë investime të
konsiderueshme materiale dhe kohë relativisht të gjatë për t'u zbatuar, mirëpo sjellin
rezultate shumë më të mira, ndërsa masat për optimalizimin e punës së sistemit nuk
kërkojnë investime të mëdha dhe kuptohet edhe efektet i kanë shumë më modeste.

Minimizimi i humbjeve ne sistemin e transmetimit

Minimizimi i humbjeve ne sistemin e transmetimit

Recommandé

Recommandé

Contenu connexe

Tendances

Tendances (20)

Minimizimi i humbjeve ne sistemin e transmetimit