Διαχείριση Ηλεκτρικής Ενέργειας Μεταφορά και Διανομή Ηλεκτρικής Ενέργειας

Διαχείριση Ηλεκτρικής Ενέργειας Μεταφορά και Διανομή Ηλεκτρικής Ενέργειας Αλέξανδρος Φλάμος Επίκουρος Καθηγητής e-mail: aflamos@unipi.gr Τσίλη Μαρίνα Δρ Ηλ/γος Μηχ/κος e-mail: marina.tsili@gmail.com Γραφείο 312, Κεντρικό Κτίριο Τηλέφωνο: 210 414 2460

Μεταφορά και διανομή 2 Εποπτικό διάγραμμα

Μεταφορά και διανομή 3 Τυποποιημένα επίπεδα τάσης για το ελληνικό σύστημα Χαμηλή Τάση (ΧΤ): 400V Μέση Τάση (ΜΤ): 20kV, 22kV, 15kVκαι 6.6kV Υψηλή Τάση (ΥΤ): 150kV και 66 kv Υπερυψηλή Τάση (ΥΥΤ): 400kV Tα παραπάνω μεγέθη είναι πολικά, αναφέρονται δηλαδή στην τάση μεταξύ δύο φάσεων του συμμετρικού τριφασικού συστήματος

Σύστημα μεταφοράς 4 Μεταφορά ηλεκτρικής ενέργειας Τα κέντρα παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από συμβατικές πηγές στην Ελλάδα βρίσκονται κυρίως στο Βορρά, ενώ τα κέντρα της κατανάλωσης βρίσκονται κυρίως στο Νότο Απαιτείται μεταφορά της παραγόμενης ενέργειας κατά μήκος γραμμών αρκετών χιλιομέτρων, με σημαντικές απώλειες

Σύστημα μεταφοράς 5 Σύστημα Μεταφοράς Η μεταφορά της ηλεκτρικής ενέργειας γίνεται σε μεγάλα επίπεδα τάσης (150kV και 400kV): Ισχύς S = VI I 1/V Για δεδομένη ισχύ που πρέπει να μεταφερθεί, όσο αυξάνεται η τάση μεταφοράς, τόσο μειώνεται το ρεύμα Μείωση διατομής απαιτούμενων αγωγών των γραμμών μεταφοράς Μείωση απωλειών στις γραμμές μεταφοράς ( I 2 )

Μεταφορά και διανομή 6 Σύστημα Μεταφοράς Το σύστημα μεταφοράς αποτελείται από δύο «υποσυστήματα» 400kV και 150kV τα οποία αναπτύσσονται «παράλληλα» και συνδέονται μεταξύ τους με μετασχηματιστές υποβιβασμού τάσης 400/150kV Οι μετασχηματιστές αυτοί ονομάζονται και Κέντρα Υπερυψηλής Τάσης (ΚΥΤ) Το σύστημα μεταφοράς είναι βροχοειδές, δηλαδή κάθε κόμβος (υποσταθμός) του συνδέεται τουλάχιστον με δύο γραμμές με το υπόλοιπο σύστημα, για λόγους αξιοπιστίας

Μεταφορά και διανομή 7 Σύστημα Μεταφοράς Λόγω πολυπλοκότητας και κόστους κατασκευής, το σύστημα των 400kV είναι μικρότερο από το αντίστοιχο των 150kV Είναι επιθυμητή η περαιτέρω ανάπτυξή του, για λόγους ευστάθειας και καλύτερης κατανομής της παραγόμενης ισχύος Ωστόσο υπάρχουν δυσκολίες στην ανάπτυξη τόσο λόγω κόστους όσο και αντιδράσεων από τοπικές κοινωνίες (τα έργα ΥΥΤ είναι μεγαλύτερα σε μέγεθος και απαιτούν αρκετές παρεμβάσεις)

Μεταφορά και διανομή 8 Ανύψωση τάσης Η ηλεκτρική ενέργεια στους μεγάλους σταθμούς παράγεται κατά κανόνα σε τάσεις μέχρι 20kV Απαιτείται ανύψωση της τάσης σε 150kV και 400kV ανάλογα με το σημείο και τον τρόπο σύνδεσης των σταθμών παραγωγής στο σύστημα μεταφοράς Η ανύψωση γίνεται με μετασχηματιστές ανύψωσης τάσης

Ενδεικτικό σύστημα μεταφοράς 9

Γραμμές Μεταφοράς ΥΤ 10 Εναέριες γραμμές 150kV και 400kV 400 kv 150 kv

Γραμμές μεταφοράς ΥΤ 11

ΚΥΤ 400/150kV 12

Υποσταθμός 150/20kV 13

Σύστημα μεταφοράς 14 Αξιόπιστη και ασφαλής λειτουργία συστήματος Η ηλεκτρική ενέργεια δεν μπορεί να αποθηκευθεί σε μεγάλες ποσότητες (λόγω υψηλού κόστους) => πρέπει να παραχθεί και να μεταφερθεί στο σημείο που θα ζητηθεί, τη στιγμή που θα ζητηθεί. Για την αξιόπιστη λειτουργία του συστήματος πρέπει: να εξασφαλίζεται διαρκώς το ισοζύγιο μεταξύ παραγωγής και φορτίου Να παρακολουθείται η ροή ισχύος μέσω γραμμών και μετασχηματιστών ούτως ώστε να μην υπερβούν τα θερμικά όρια κάθε στοιχείου

Σύστημα μεταφοράς 15 Ροή φορτίου Ο τρόπος με τον οποίο κατανέμεται η παραγόμενη ισχύς σε ένα σύστημα μεταφοράς δε μπορεί να προβλεφθεί άμεσα Εξαρτάται από πολλούς παράγοντες όπως Τις αντιστάσεις των γραμμών μεταφοράς Τα φορτία στους υποσταθμούς του συστήματος Τη χωροθέτηση των σταθμών παραγωγής σε σχέση με τα φορτία Υπολογίζεται με επίλυση ροής φορτίου για συγκεκριμένα στιγμιότυπα παραγωγής και φορτίου

Σύστημα μεταφοράς 16 Ροή φορτίου Το πρόβλημα είναι μη γραμμικό και επιλύεται με επαναληπτικές μεθόδους όπως Newton-Raphson, Gauss-Seidel κλπ. Για πολλούς κόμβους η επίλυση γίνεται μέσω κατάλληλου λογισμικού Αποτέλεσμα της επίλυσης είναι οι τάσεις στους κόμβους του συστήματος, οι ροές ρεύματος και ισχύος στις γραμμές Έτσι ελέγχεται εάν τα επίπεδα τάσης και οι φορτίσεις των γραμμών είναι εντός των προδιαγεγραμμένων ορίων

Σύστημα μεταφοράς 17 Κριτήριο Ν-1 και Ν-2 Κριτήριο Ν-1:Οι τάσεις των κόμβων και οι φορτίσεις των γραμμών πρέπει να παραμένουν εντός των ορίων κατά την απώλεια ενός στοιχείου του συστήματος, όπως γραμμή μεταφοράς, μονάδα παραγωγής, και αυτομετασχηματιστές ΚΥΤ Ειδικότερα, για τις γραμμές 400kV, ισχύει το κριτήριο Ν-2, δηλαδή η απώλεια δύο γραμμών (με κοινή όδευση ) Ο έλεγχος του παραπάνω κριτηρίου γίνεται με επίλυση ροής φορτίου σε όλες τις πιθανές διαταραχές που οδηγούν σε απώλεια στοιχείου του συστήματος (contingency analysis)

Σύστημα μεταφοράς 18 Ανάπτυξη συστήματος Σε περίπτωση που διαπιστώνεται ότι παραβιάζονται τα όρια ασφάλειας του συστήματος, εξετάζονται κατάλληλες ενισχύσεις, όπως: Προσθήκη γραμμής μεταφοράς 150kV ή 400kV Προσθήκη νέου ΚΥΤ Προσθήκη νέων μονάδων παραγωγής Ενισχύσεις μπορεί να απαιτηθούν: Λόγω της αύξησης των φορτίων Λόγω της σύνδεσης νέων μονάδων (πχ ΑΠΕ) η ισχύς των οποίων πρέπει να απορροφηθεί ασφαλώς από το σύστημα

Σύστημα μεταφοράς 19 Παράδειγμα ροής φορτίου

Σύστημα μεταφοράς 20

Σύστημα μεταφοράς 21

Σύστημα μεταφοράς 22 Στοιχεία ελληνικού συστήματος Τη σπονδυλική στήλη του Διασυνδεδεμένου Συστήματος Μεταφοράς αποτελούν οι τρεις εναέριες γραμμές διπλού κυκλώματος των 400 kv, που μεταφέρουν ηλεκτρική ενέργεια, κυρίως από το σπουδαιότερο για την χώρα μας ενεργειακό κέντρο παραγωγής, της Δυτικής Μακεδονίας. Στην περιοχή αυτή, παράγεται περίπου το 70% της συνολικής ηλεκτροπαραγωγής της χώρας, που στη συνέχεια μεταφέρεται στα μεγάλα κέντρα κατανάλωσης της Κεντρικής και Νότιας Ελλάδας, που καταναλώνεται περίπου το 65% της ηλεκτρικής ενέργειας.

Σύστημα μεταφοράς 23 Στοιχεία ελληνικού συστήματος Το Διασυνδεδεμένο Σύστημα Μεταφοράς διαθέτει επιπλέον εναέριες και υπόγειες γραμμές των 400 kv και 150 kv, καθώς επίσης και υποβρύχια καλώδια των 66 kv και 150 kv που συνδέουν την Άνδρο και τα Επτάνησα Κέρκυρα, Λευκάδα, Κεφαλονιά και Ζάκυνθο, ενώ έχει προγραμματιστεί η επέκταση των υποβρύχιων διασυνδέσεων και προς τα μεγαλύτερα νησιά των Κυκλάδων και την Κρήτη.

Σύστημα μεταφοράς 24 Στοιχεία ελληνικού συστήματος Το Διασυνδεδεμένο Σύστημα Μεταφοράς συνδέεται με τα συστήματα Μεταφοράς της Αλβανίας, της Βουλγαρίας, της Π.Γ.Δ.Μ., της Ιταλίας και της Τουρκίας. Η διασύνδεση με τη Βουλγαρία αποτελείται από μία Γραμμή των 400 kv, ενώ η διασύνδεση με την Π.Γ.Δ.Μ γίνεται με δύο Γραμμές των 400 kv, μετά την πρόσφατη αναβάθμιση της Γραμμής των 150 kv σε 400 kv. Η διασύνδεση με την Αλβανία αποτελείται από μία Γραμμή των 150 kv και μία των 400 kv. Η συνολική ονομαστική δυναμικότητα αυτών των διασυνδέσεων είναι περίπου 4.400 ΜW.

Σύστημα μεταφοράς 25 Στοιχεία ελληνικού συστήματος Η διασύνδεση με την Ιταλία αποτελείται από υποβρύχιο καλώδιο και ΓΜ συνεχούς ρεύματος (HVDC) ισχύος 500 MW. Η διασύνδεση με την Τουρκία ολοκληρώθηκε τον Ιούνιο του 2008 με την κατασκευή ΓΜ 400 kv απλού κυκλώματος με τρίδυμο αγωγό (2000 ΜVΑ). Από τον Οκτώβριο του 2004 το Ελληνικό Σύστημα Μεταφοράς επανασυνδέθηκε και λειτουργεί σύγχρονα και παράλληλα με το Διασυνδεδεμένο Ευρωπαϊκό Σύστημα της UCTE (Union for Coordination of Transmission of Electricity).

Δίκτυο διανομής 26 Υποβιβασμός τάσης Το δίκτυο διανομής ξεκινά από τους μετασχηματιστές υποβιβασμού τάσης 150/20kV (μετασχηματιστές ισχύος ) του συστήματος και τροφοδοτεί τους καταναλωτές ΜΤ (20kV) και ΧΤ (400V) Για την τροφοδοσία των καταναλωτών ΧΤ απαιτείται ένα ακόμη στάδιο υποβιβασμού τάσης που γίνεται με μετασχηματιστές 20kV/0.4kV (μετασχηματιστές διανομής) Το δίκτυο διανομής λειτουργεί ακτινικά

Ενδεικτικό δίκτυο διανομής 27

Υποσταθμοί 20/0.4 kv 28

Γραμμές ΜΤ 29

Γραμμές ΧΤ 30

Γραμμές ΜΤ και ΧΤ 31

Υποσταθμοί 20/0.4 kv 32

Ισχύς σε μονοφασικά κυκλώματα 33 Ημιτονοειδή μεγέθη Στο πεδίο της παραγωγής, μεταφοράς και διανομής, τα μεγέθη των κυκλωμάτων AC μεταβάλλονται ημιτονοειδώς με κυκλική συχνότητα ω (rad/sec). Έτσι, η χρονική μεταβολή της τάσης και του ρεύματος περιγράφονται από μια εξίσωση της μορφής x( t) X sin( t ) o

Ισχύς σε μονοφασικά κυκλώματα 34 Ημιτονοειδή μεγέθη Κατά την ανάλυση κυκλωμάτων, συνηθίζεται η αναπαράσταση των ημιτονοειδών μεγεθών με μιγαδικούς αριθμούς, σύμφωνα με την παρακάτω σχέση X X o

Ισχύς σε μονοφασικά κυκλώματα 35 Σύνθετη αντίσταση και συντελεστής ισχύος 2 2 Z R X L R R cos Z R X 2 2 L

Ισχύς σε μονοφασικά κυκλώματα 36 Φαινόμενη ισχύς H ενέργεια που καταναλώνεται από μια συσκευή ανά μονάδα χρόνου (δευτερόλεπτο) ονομάζεται φαινόμενη ισχύς (S). Τα VoltAmpere (VA) είναι η μονάδα μέτρησης της φαινόμενης ισχύος που απορροφάει ένας ηλεκτρικός καταναλωτής από την πηγή και είναι το γινόμενο της τάσης της πηγής επί την ένταση που διαρρέει τον καταναλωτή (συσκευή ή κύκλωμα). S VI

Ισχύς σε μονοφασικά κυκλώματα 37 Φαινόμενη ισχύς Το σύνολο της ισχύος (φαινόμενη ή μιγαδική S) μιας συσκευής χωρίζεται σε δύο υποσύνολα: την ενεργό ισχύ (P) και την άεργο (Q) S P Q 2 2 2

Ισχύς σε μονοφασικά κυκλώματα 38 Ενεργός ισχύς H ενεργός ή πραγματική ισχύς (P) είναι η ηλεκτρική ενέργεια ανά δευτερόλεπτο που παράγει πραγματικό έργο. Με τον όρο «πραγματικό έργο» εννοείται το σύνολο της ενέργειας που τελικά μετατρέπεται, σε ωφέλιμο έργο. Τα Watt (W) είναι η μονάδα μέτρησης της πραγματικής ισχύος που καταναλώνει ένας ηλεκτρικός καταναλωτής και είναι το γινόμενο της τάσης της πηγής επί την ένταση που διαρρέει τον καταναλωτή επί τον συντελεστή ισχύος (cosφ). P S cos

Ισχύς σε μονοφασικά κυκλώματα 39 Ενεργός ισχύς Το δεύτερο υποσύνολο της φαινόμενης ισχύος ονομάζεται άεργος ισχύς (Q) και μετριέται σε VoltAmpere reactive (VAR). Ονομάζεται άεργος ισχύς διότι σε αντίθεση με την ενεργό ισχύ δεν μετατρέπεται σε έργο, αλλά αντανακλάται από τη συσκευή και επιστρέφει στο ηλεκτρικό δίκτυο με διαφορετική μορφή. Q S sin Σε ωμικούς καταναλωτές (δηλαδή κυκλώματα μόνο με αντιστάσεις) όπου ο συντελεστής ισχύος είναι ίσος με 1, Q=0 και P=S

Ισχύς σε μονοφασικά κυκλώματα Διόρθωση συντελεστή ισχύος 40 H φαινόμενη ισχύς (S) είναι το γινόμενο της τάσης (V) και της έντασης (I). Συνεπώς, η άεργος ισχύς (Q), παρ όλο που δεν παράγει έργο, υπάρχει στους ηλεκτρικούς καταναλωτές ως ένταση (ρεύμα). Επειδή το ρεύμα είναι υπεύθυνο για τις θερμικές απώλειες των αγωγών, η άεργος ισχύς αντισταθμίζεται στις βιομηχανικές εγκαταστάσεις και από τη ΔΕΗ με αυτοματοποιημένες συστοιχίες ζεύξεις πυκνωτών

41 Παράδειγμα 1 Διόρθωση συντελεστή ισχύος καταναλωτή

Διόρθωση συντελεστή ισχύος 42 Καταναλωτής με P=100kW και Q=75kVAR 2 2 S P Q 125kVA P cos 0.8 S

Διόρθωση συντελεστή ισχύος 43 Καταναλωτής με P=100kW και Q=75kVAR Εάν θέλουμε να αυξήσουμε το ΣΙ από 0.8 σε 0.95 cos ' 0.95 ' 18.19 tan ' 0.329 Q ' tan ' Q ' P tan 100 0.329 32.9kVA P θα πρέπει να προστεθεί πυκνωτής με ισχύ Q C ώστε Q ' Q Q 32.9 Q Q Q C 75kVAR 32.9kVAR 42.1kVAR C 2 2 S ' P Q ' 105.3kVA

Ισχύς σε τριφασικά κυκλώματα Συμμετρική τριφασική πηγή τάσης V V V A B C V 0 o o 0 V 120 0 V 240 o 0 v ( t) 2V sin( t) A v t V t o 0 B( ) 2 o sin( 120 ) v t V t 0 C( ) 2 o sin( 240 ) 44

Ισχύς σε τριφασικά κυκλώματα 45 Συνδεσμολογία αστέρα I = I I I 0 n a b c V V V 3V ab bc ca o

Ισχύς σε τριφασικά κυκλώματα 46 Συνδεσμολογία τριγώνου I I I 0 a b c I I I 3I a b c o V V V V V V V a b c ab ac cb o

Ισχύς σε τριφασικά κυκλώματα Για τα τριφασικά κυκλώματα ισχύουν γενικά τα ακόλουθα, εκτός και εάν αναφέρεται κάτι διαφορετικό Δίνεται πάντα η τριφασική ισχύς (φαινόμενη, ενεργός και άεργος) Δίνεται πάντα η πολική τάση Εάν η συνδεσμολογία είναι σε αστέρα, η φασική τάση υπολογίζεται διαιρώντας με 3 Εάν η συνδεσμολογία είναι σε τρίγωνο, η φασική τάση είναι ίση με την πολική τάση 47

Τριφασικά vs Μονοφασικά κυκλώματα Γιατί χρησιμοποιούνται τριφασικά κυκλώματα Υπάρχουν μεγάλα φορτία που χρειάζονται τριφασική τάση (π.χ. κινητήρες που χρειάζονται σταθερή ροπή). Μπορούμε να πάρουμε περισσότερη ισχύ ανά μονάδα βάρους από μια τριφασική μηχανή παρά από μια μονοφασική. Η ισχύς που μεταφέρεται σε ένα τριφασικό σύστημα είναι πάντοτε σταθερή και όχι εναλλασσόμενη όπως σε ένα μονοφασικό σύστημα. Χρειαζόμαστε λιγότερη μάζα καλωδίου για τη μεταφορά τριφασικής ισχύος. 48

49 Παράδειγμα 2 Υπολογισμός τριφασικής ισχύος

Ισχύς σε τριφασικό κύκλωμα Τριφασικό φορτίο 100kVA και 20kV με συντελεστή ισχύος 0.8 συνδεδεμένο σε αστέρα 50 Ρεύμα ανά φάση Ι ph = S ph = 100kVA/3 = 5/ 3 = 2. 87A V ph 20kV/ 3 Ενεργός ισχύς P=Scosφ=100kVA*0.8=80kW Άεργος ισχύς Q=Ssinφ=100kVA*0.6=60kVAR

Γραμμές ΜΤ 51 Εναέριες γραμμές Οι αγωγοί που χρησιμοποιούνται στα εναέρια δίκτυα μέσης τάσης είναι χωρίς μόνωση και κατασκευάζονται από χαλκό, αλουμίνιο, αλουμίνιο-χάλυβα (ACSR). Οι αγωγοί μπορεί να είναι μονόκλωνοι ή πολύκλωνοι. Στα εναέρια δίκτυα σπάνια χρησιμοποιούνται ονόκλωνοι αγωγοί, γιατί έχουν πολύ μικρότερη μηχανική αντοχή από τους πολύκλωνους. Οι συνήθεις διατομές τους είναι 16, 35, 50 και 90mm 2

Γραμμές ΜΤ 52 Υπόγειες γραμμές (καλώδια) Οι αγωγοί τους είναι από χαλκό Η μόνωσή τους είναι από πλέγμα πολυαιθυλαινίου (XLPE) Οι τυποποιημένες διατομές των καλωδίων είναι 25, 35, 50, 70, 95, 120, 150, 185, 240 και 300 mm 2 3 2 1 4 5 5 2 1 3 4 6 1: χάλκινός αγωγός 2: θωράκιση κάτω και πάνω από τη μόνωση 3: μόνωση 4: πλέγμα από χαλκό 5: περίβλημα PVC 6: θώρακας από ατσάλι

Μετασχηματιστές διανομής Αρχή λειτουργίας Βασίζεται στο γεγονός ότι ένα ηλεκτρικό ρεύμα μπορεί να παράγει ένα μαγνητικό πεδίο (ηλεκτρομαγνητισμός) καθώς επίσης και ότι ένα μεταβαλλόμενο μαγνητικό πεδίο σε ένα τυλιγμένο σύρμα ("τύλιγμα"), επάγει διαφορά δυναμικού στα άκρα του τυλίγματος (ηλεκτρομαγνητική επαγωγή). 53 U1 I2 N1 a U I N 2 1 2

Μετασχηματιστές διανομής Διάταξη μονοφασικού μετασχηματιστή Στον πραγματικό μετασχηματιστή τα τυλίγματα τοποθετούνται ομοκεντρικά, το ένα μέσα στ άλλο. Το τύλιγμα της χαμηλής τάσης τοποθετείται εσωτερικά και το τύλιγμα της υψηλής εξωτερικά. 54

Μετασχηματιστές διανομής 55 Απώλειες σιδήρου Οι απώλειες σιδήρου (ή πυρήνα ή κενού φορτίου) είναι οι απώλειες στο υλικό του πυρήνα του μετασχηματιστή, οι οποίες καταναλώνονται διαρκώς κατά τη λειτουργία του μετασχηματιστή, ανεξάρτητα από το φορτίο του. Έτσι, επειδή εμφανίζονται κι όταν ο μετασχηματιστής λειτουργεί χωρίς φορτίο (σε κενό φορτίο), ονομάζονται και απώλειες κενού φορτίου. Η τιμή τους P Fe δίνεται από τον κατασκευαστή και αντιστοιχεί σε όλα τα επίπεδα φορτίου.

Μετασχηματιστές διανομής 56 Απώλειες χαλκού Οι απώλειες χαλκού (ή φορτίου) είναι οι απώλειες στο υλικό των τυλιγμάτων, οι οποίες είναι ανάλογες του τετραγώνου του ρεύματος που τα διαρρέει. Η τιμή P Cu που δίνεται από τον κατασκευαστή αντιστοιχεί σε 100% του φορτίου (ονομαστικό φορτίο) και υπολογίζεται από τη σχέση P Cu =3 I nom 2 R Cu, όπου R Cu είναι η συνολική αντίσταση των τυλιγμάτων (πρωτεύοντος και δευτερεύοντος) Εάν ο μετασχηματιστής λειτουργεί σε επίπεδο φορτίου L, δηλαδή διαρρέεται από ρεύμα I = L I nom τότε για τις απώλειες φορτίου θα ισχύει P Cu =3 Ι 2 R Cu =3 LΙ nom 2 R Cu =L 2 3 I nom 2 R Cu =L 2 P Cu

Μονοφασικοί μετασχηματιστές 57

Τριφασικοί μετασχηματιστές 58 Τριφασικός μετασχηματιστής λαδιού Μετασχηματιστής ξηρού τύπου. Χρησιμοποιείται σε εγκαταστάσεις όπου υπάρχει αυξημένος κίνδυνος πυρκαγιάς/έκρηξης (π.χ. σε ορυχεία)

Μετασχηματιστές διανομής 59 Τριφασικός μετασχηματιστής Λειτουργεί σαν συστοιχία από τρεις παρόμοιους μονοφασικούς μετασχηματιστές Στην περίπτωση τριφασικού μετασχηματιστή στα ονομαστικά μεγέθη αναφέρεται πάντα η πολική τάση, επομένως η φασική τάση προκύπτει ανάλογα με τη συνδεσμολογία των τυλιγμάτων πρωτεύοντος ή δευτερεύοντος.

Μετασχηματιστές διανομής 60 Τριφασικός μετασχηματιστής Έτσι, ένας τριφασικός μετασχηματιστής συνδεσμολογίας Δ-Υ με στοιχεία πινακίδας 20kV/0.4kV αν τροφοδοτηθεί στο πρωτεύον από τριφασικό δίκτυο πολικής τάσης 20 kv (δεδομένου ότι τα τυλίγματα των τριών φάσεων του πρωτεύοντος είναι σε συνδεσμολογία τριγώνου, η φασική τάση τους θα είναι ίδια με την πολική και ίση με 20 kv), θα δώσει στο δευτερεύον χωρίς φορτίο πολική τάση 400 V (δεδομένου ότι τα τυλίγματα των τριών φάσεων του δευτερεύοντος είναι σε συνδεσμολογία αστέρα, η φασική τάση τους προκύπτει από την πολική διαιρώντας με, οπότε είναι ίση με 231V). Αυτό ισχύει γενικότερα για τις πινακίδες όλων των τριφασικών ηλεκτρικών μηχανών.

Μετασχηματιστές διανομής Αναγωγή σε πρωτεύον/δευτερεύον Λόγω των διαφορετικών τάσεων στο πρωτεύον και το δευτερεύον, πρέπει να γίνεται κατάλληλη αναγωγή με τη χρήση του λόγου των σπειρών a = Ν 1 Ν 2 Η ισχύς και οι απώλειες είναι ίδια σε πρωτεύον/δευτερεύον Για τα υπόλοιπα μεγέθη ισχύει Αναγωγή στο πρωτεύον Αναγωγή στο δευτερεύον Τάση πρωτεύοντος U 1 = U 1 U 1 = au 1 Τάση δευτερεύοντος U 2 = U 2 α U 2 = U 2 61 Ρεύμα πρωτεύοντος Ι 1 = Ι 1 Ι 1 = Ι 1 α Ρεύμα δευτερεύοντος Ι 2 = αι 2 Ι 2 = Ι 2 Αντίσταση τυλιγμάτων R = R 1 + α 2 R 2 R = R 1 a 2 + R 2

62 Παράδειγμα 3 Υπολογισμός ρεύματος και απωλειών μετασχηματιστή

Απώλειες Μετασχηματιστή Τριφασικός μετασχηματιστής διανομής 20/0.4kV ισχύος 1000kVA, συνδεσμολογίας Δ-Υ, με απώλειες σιδήρου 1100W και απώλειες χαλκού 9500W 63 Ρεύμα πρωτεύοντος Ι 1 = S ph V 1, ph Ρεύμα δευτερεύοντος Ι 2 = S ph V 2, ph 1443. 38A = 1000kVA/3 20kV = 16. 67A = 1000kVA/3 0.4kV/ 3 = 2500 3 = Απώλειες στο 100% του φορτίου P=1100+9500=10600W Απώλειες στο 50% του φορτίου P 50% =1100+0.5 2* 9500=1100+2375=3475W Απώλειες στο 80% του φορτίου P 50% =1100+0.8 2* 9500=1100+6080=7180W

Απώλειες δικτύου 64 Απώλειες ισχύος Δύο είναι οι βασικές πηγές απωλειών σε ένα δίκτυο διανομής: Απώλειες γραμμών Προκύπτουν με βάση το ρεύμα που διαρρέει τη γραμμή και την αντίστασή της, με βάση τη σχέση P L = 3I 2 R L Απώλειες μετασχηματιστών Είναι το άθροισμα των απωλειών σιδήρου (σταθερές για οποιοδήποτε επίπεδο φόρτισης L του Μ/Σ) και τις απώλειες χαλκού, με βάση τη σχέση P T/F = P Fe + L 2 P Cu

Απώλειες δικτύου 65 Απώλειες ενέργειας Για μία καπύλη φορτίου η οποία είναι χωρισμένη σε i=1,n χρονικά διαστήματα μεγέθους Δt i, προκύπτουν από τις απώλειες ισχύος P i loss που υπολογίζονται για κάθε χρονικό διάστημα Δt i n E loss = P loss i Δt i = i=1 n i=1 (3I i 2 R L + P Fe + L i 2 P Cu )Δt i

66 Παράδειγμα 4 Υπολογισμός κόστους απωλειών δικτύου διανομής

Υπολογισμός κόστους απωλειών 67 Δίκτυο διανομής που αποτελείται από μία γραμμή ΜΤ μήκους 100km και τροφοδοτεί φορτίο ονομαστικής ισχύος 1 MVA Κόστος απωλειών ενέργειας 0.1 /kwh

Υπολογισμός κόστους απωλειών Φορτίο 1MVA με συντελεστή ισχύος 0.8 και ημερήσια καμπύλη φορτίου Ώρα S(MVA) 1 0.29 2 0.14 3 0.14 4 0.14 5 0.14 6 0.14 7 0.14 8 0.14 9 0.22 10 0.22 11 0.37 12 0.76 13 0.76 14 0.76 15 0.19 16 0.14 17 0.40 18 0.44 19 0.37 20 0.37 21 1.00 22 0.30 23 0.30 24 0.30 68

Υπολογισμός κόστους απωλειών Ρεύμα φορτίου Υπολογίζεται από τη σχέση S ph V ph για κάθε ώρα της καμπύλης φορτίου 69 Ώρα S(MVA) I(A) 1 0.29 8.33 2 0.14 4.03 3 0.14 4.03 4 0.14 4.03 5 0.14 4.03 6 0.14 4.03 7 0.14 4.03 8 0.14 4.03 9 0.22 6.27 10 0.22 6.27 11 0.37 10.75 12 0.76 21.96 13 0.76 21.96 14 0.76 21.96 15 0.19 5.47 16 0.14 4.03 17 0.40 11.56 18 0.44 12.64 19 0.37 10.58 20 0.37 10.58 21 1.00 28.87 22 0.30 8.70 23 0.30 8.70 24 0.30 8.70

Υπολογισμός κόστους απωλειών 70 Μ/Σ 150/20kV Ονομαστικό ρεύμα (στα 20kV) Ι Μ/ Σ1 = S ph = 50000kVA/3 20kV/ 3 V 2, ph = 2500 3 = 1443. 38A Μ/Σ 20/0.4kV Ονομαστικό ρεύμα (στα 20kV) Ι Μ/ Σ2 = S ph = 1000kVA/3 20kV/ 3 V 1, ph = 50 3 = 28. 87A

Υπολογισμός κόστους απωλειών Επίπεδα φόρτισης Μ/Σ Υπολογίζονται από το λόγο του ρεύματος φορτίου προς το ονομαστικό ρεύμα του κάθε Μ/Σ (1443.38 και 28.87Α, αντίστοιχα) Ώρα S(MVA) I(A) Φόρτιση Μ/Σ 1 (%) Φόρτιση Μ/Σ2 (%) 1 0.29 8.33 0.58% 28.87% 2 0.14 4.03 0.28% 13.97% 3 0.14 4.03 0.28% 13.97% 4 0.14 4.03 0.28% 13.97% 5 0.14 4.03 0.28% 13.97% 6 0.14 4.03 0.28% 13.97% 7 0.14 4.03 0.28% 13.97% 8 0.14 4.03 0.28% 13.97% 9 0.22 6.27 0.43% 21.73% 10 0.22 6.27 0.43% 21.73% 11 0.37 10.75 0.75% 37.25% 12 0.76 21.96 1.52% 76.06% 13 0.76 21.96 1.52% 76.06% 14 0.76 21.96 1.52% 76.06% 15 0.19 5.47 0.38% 18.94% 16 0.14 4.03 0.28% 13.97% 17 0.40 11.56 0.80% 40.05% 18 0.44 12.64 0.88% 43.77% 19 0.37 10.58 0.73% 36.63% 20 0.37 10.58 0.73% 36.63% 21 1.00 28.87 2.00% 99.99% 22 0.30 8.70 0.60% 30.14% 23 0.30 8.70 Μάθημα: Διαχείριση 0.60% Ηλεκτρικής Ενέργειας 30.14% 24 0.30 8.70 0.60% 30.14% 71

Υπολογισμός κόστους απωλειών Απώλειες ισχύος Μ/Σ και γραμμής Υπολογίζονται από τις σχέσεις P L = 3I 2 R L (για τη γραμμή) και P T/F = P Fe + L 2 P Cu (για τους Μ/Σ) Απώλειες Απώλειες Μ/Σ1 Απώλειες Μ/Σ2 Ώρα γραμμής (kw) (kw) (kw) 1 8.42 45.01 1.89 2 1.97 45.00 1.29 3 1.97 45.00 1.29 4 1.97 45.00 1.29 5 1.97 45.00 1.29 6 1.97 45.00 1.29 7 1.97 45.00 1.29 8 1.97 45.00 1.29 9 4.77 45.01 1.55 10 4.77 45.01 1.55 11 14.02 45.02 2.42 12 58.43 45.07 6.60 13 58.43 45.07 6.60 14 58.43 45.07 6.60 15 3.62 45.00 1.44 16 1.97 45.00 1.29 17 16.20 45.02 2.62 18 19.35 45.02 2.92 19 13.56 45.02 2.37 20 13.56 45.02 2.37 21 101.00 45.12 10.60 22 9.18 45.01 1.96 23 9.18 45.01 1.96 24 9.18 45.01 1.96 72

Υπολογισμός κόστους απωλειών 73 Απώλειες ενέργειας Μ/Σ και γραμμής Οι ημερήσιες απώλειες προκύπτουν από τη σχέση E loss = P i loss Δt i 24 i=1 Για το Μ/Σ1 είναι ίσες με 1080.51kWh Για το Μ/Σ2 είναι ίσες με 65.70kWh Για τη γραμμή είναι ίσες με 417.88kWh Οι ετήσιες απώλειες ενέργειας είναι ίσες με 365*(1080.51+65.70+417.88)=570892.43kWh Το ετήσιο κόστος απωλειών ενέργειας είναι ίσο με 0.1 /kwh*570892.43kwh=57089

Υπολογισμός κόστους απωλειών 74 Προσθήκη 2 ης γραμμής Με την προσθήκη 2 ης γραμμής, η αντίστασή της μειώνεται στο μίσο, δηλαδή R L = R L /2=0.202Ω/km Έτσι, οι απώλειες της γραμμής γίνονται P L = 3I2 R L 2 150 kv 20 kv 20 kv 0.4 kv 100km = P L 2 Μ/Σ 150/20 kv 50MVA Δ-Υ P fe =45kW P Cu =310kW Γραμμή ACSR 50 R=0.404Ω/km Μ/Σ 20/0.4 kv 1MVA Δ-Υ P fe =1.1kW P Cu =9.5kW φορτίο 1MVA cosφ=0.8

Υπολογισμός κόστους απωλειών 75 Προσθήκη 2 ης γραμμής Οι ημερήσιες απώλειες για τους Μ/Σ1 και Μ/Σ2 είναι ίδιες Οι ημερήσιες απώλειες για τη γραμμή είναι 417.88kWh/2=208.94MWh Οι ετήσιες απώλειες του δικτύου είναι 365*(1080.51+65.70+208.94)=494629.75kWh Το ετήσιο κόστος απωλειών ενέργειας είναι ίσο με 0.1 /kwh* 494629.75kWh=49463 μείωση κατά 7626

Υπολογισμός κόστους απωλειών 76 Προσθήκη πυκνωτή 150 kv 20 kv 20 kv 0.4 kv 100km Μ/Σ 150/20 kv 50MVA Δ-Υ P fe =45kW P Cu =310kW Με την προσθήκη πυκνωτή το ρεύμα μειώνεται μέσω της σχέσης I = S ph = U ph Γραμμή ACSR 50 R=0.404Ω/km P i 2 + Q i Q C 2 U ph πυκνωτής 50kVAR /3 Μ/Σ 20/0.4 kv 1MVA Δ-Υ P fe =1.1kW P Cu =9.5kW φορτίο 1MVA cosφ=0.8

Υπολογισμός κόστους απωλειών Προσθήκη πυκνωτή Ώρα S(MVA) I(A) P(MW) =Scosφ Q(MVAR)=Ssinφ Q'(MVAR)=Q-Q C S'(MVA) I (A) 1 0.29 8.33 0.23 0.17 0.12 0.26 7.56 2 0.14 4.03 0.11 0.08 0.03 0.12 3.37 3 0.14 4.03 0.11 0.08 0.03 0.12 3.37 4 0.14 4.03 0.11 0.08 0.03 0.12 3.37 5 0.14 4.03 0.11 0.08 0.03 0.12 3.37 6 0.14 4.03 0.11 0.08 0.03 0.12 3.37 7 0.14 4.03 0.11 0.08 0.03 0.12 3.37 8 0.14 4.03 0.11 0.08 0.03 0.12 3.37 9 0.22 6.27 0.17 0.13 0.08 0.19 5.53 10 0.22 6.27 0.17 0.13 0.08 0.19 5.53 11 0.37 10.75 0.30 0.22 0.17 0.34 9.96 12 0.76 21.96 0.61 0.46 0.41 0.73 21.12 13 0.76 21.96 0.61 0.46 0.41 0.73 21.12 14 0.76 21.96 0.61 0.46 0.41 0.73 21.12 15 0.19 5.47 0.15 0.11 0.06 0.16 4.74 16 0.14 4.03 0.11 0.08 0.03 0.12 3.37 17 0.40 11.56 0.32 0.24 0.19 0.37 10.76 18 0.44 12.64 0.35 0.26 0.21 0.41 11.83 19 0.37 10.58 0.29 0.22 0.17 0.34 9.78 20 0.37 10.58 0.29 0.22 0.17 0.34 9.78 21 1.00 28.87 0.80 0.60 0.55 0.97 28.03 22 0.30 8.70 0.24 0.18 0.13 0.27 7.92 23 0.30 8.70 0.24 0.18 0.13 0.27 7.92 24 0.30 8.70 0.24 0.18 0.13 0.27 7.92 77

Υπολογισμός κόστους απωλειών 78 Προσθήκη πυκνωτή

Υπολογισμός κόστους απωλειών 79 Προσθήκη πυκνωτή

Υπολογισμός κόστους απωλειών Προσθήκη πυκνωτή Επίπεδα φόρτισης Μ/Σ Υπολογίζονται από το λόγο του νέου ρεύματος φορτίου προς το ονομαστικό ρεύμα του κάθε Μ/Σ (1443.38 και 28.87Α, αντίστοιχα) Ώρα S'(MVA) I (A) Φόρτιση Μ/Σ 1 (%) Φόρτιση Μ/Σ2 (%) 1 0.26 7.56 0.52% 26.18% 2 0.12 3.37 0.23% 11.68% 3 0.12 3.37 0.23% 11.68% 4 0.12 3.37 0.23% 11.68% 5 0.12 3.37 0.23% 11.68% 6 0.12 3.37 0.23% 11.68% 7 0.12 3.37 0.23% 11.68% 8 0.12 3.37 0.23% 11.68% 9 0.19 5.53 0.38% 19.15% 10 0.19 5.53 0.38% 19.15% 11 0.34 9.96 0.69% 34.49% 12 0.73 21.12 1.46% 73.17% 13 0.73 21.12 1.46% 73.17% 14 0.73 21.12 1.46% 73.17% 15 0.16 4.74 0.33% 16.43% 16 0.12 3.37 0.23% 11.68% 17 0.37 10.76 0.75% 37.26% 18 0.41 11.83 0.82% 40.97% 19 0.34 9.78 0.68% 33.87% 20 0.34 9.78 0.68% 33.87% 21 0.97 28.03 1.94% 97.07% 22 0.27 7.92 0.55% 27.44% 23 0.27 7.92 Μάθημα: Διαχείριση 0.55% Ηλεκτρικής Ενέργειας 27.44% 24 0.27 7.92 0.55% 27.44% 80

Υπολογισμός κόστους απωλειών Προσθήκη πυκνωτή Απώλειες ισχύος Μ/Σ και γραμμής Υπολογίζονται από τις σχέσεις P L = 3I 2 R L (για τη γραμμή) και P T/F = P Fe + L 2 P Cu (για τους Μ/Σ) Ώρα Απώλειες γραμμής (kw) Απώλειες Μ/Σ1 (kw) Απώλειες Μ/Σ2 (kw) 1 6.92 45.01 1.75 2 1.38 45.00 1.23 3 1.38 45.00 1.23 4 1.38 45.00 1.23 5 1.38 45.00 1.23 6 1.38 45.00 1.23 7 1.38 45.00 1.23 8 1.38 45.00 1.23 9 3.71 45.00 1.45 10 3.71 45.00 1.45 11 12.01 45.01 2.23 12 54.08 45.07 6.19 13 54.08 45.07 6.19 14 54.08 45.07 6.19 15 2.73 45.00 1.36 16 1.38 45.00 1.23 17 14.03 45.02 2.42 18 16.95 45.02 2.69 19 11.59 45.01 2.19 20 11.59 45.01 2.19 21 95.19 45.12 10.05 22 7.60 45.01 1.82 23 7.60 45.01 1.82 24 7.60 45.01 1.82 81

Υπολογισμός κόστους απωλειών 82 Απώλειες ενέργειας Μ/Σ και γραμμής Οι ημερήσιες απώλειες προκύπτουν από τη σχέση E loss = P loss i Δt i 24 i=1 Για το Μ/Σ1 είναι ίσες με 1080.46kWh Για το Μ/Σ2 είναι ίσες με 61.62kWh Για τη γραμμή είναι ίσες με 374.49kWh Οι ετήσιες απώλειες ενέργειας είναι ίσες με 365*(1080.46+61.62+374.49)=553545.9kWh Το ετήσιο κόστος απωλειών ενέργειας είναι ίσο με 0.1 /kwh*553545.9kwh=55354 μείωση κατά 1735

Υπολογισμός κόστους απωλειών 83 Σύγκριση αποτελεσμάτων Αρχικά Με προσθήκη 2 ης γραμμής Με προσθήκη πυκνωτή Ημερήσιες απώλειες γραμμής (kwh) 417.88 208.94 374.49 Ημερήσιες απώλειες Μ/Σ1 (kwh) 1080.51 1080.51 1080.46 Ημερήσιες απώλειες Μ/Σ2 (kwh) 65.70 65.70 61.62 Συνολικές ετήσιες απώλειες (kwh) 570892.43 494629.75 553545.9 Ετήσιο κόστος απωλειών ( ) 57089 49463 55354 Μείωση κόστους (%) - 13.36 3.04

Υπολογισμός κόστους απωλειών 84 Σύγκριση αποτελεσμάτων Η προσθήκη 2 ης γραμμής μειώνει πολύ περισσότερο τις απώλειες του δικτύου σε σχέση με την εγκατάσταση πυκνωτή Είναι ωστόσο πιο δαπανηρή λύση (ενδεικτικό κόστος 20k /km 2000k για 100km γραμμής σε σχέση με 400 500k για την εγκατάσταση πυκνωτή) Επιπλέον η κατασκευή εναέριας γραμμής ΜΤ είναι περισσότερο χρονοβόρα και δύσκολη στην υλοποίηση

Περιβαλλοντικές επιπτώσεις 85 Εκπομπές αερίων θερμοκηπίου Ανά τομέα δραστηριότητας

Περιβαλλοντικές επιπτώσεις 86 Ενεργειακό μείγμα Είναι η σύνθεση των καυσίμων/πηγών που χρησιμοποιούνται για την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας Στις αρχές της δεκαετίας του 90, 70% του παγκόσμιου ενεργειακού μείγματος αποτελούνταν από ορυκτά καύσιμα: 58% στερεά, 23% φυσικό αέριο και 19% υγρά Οι εκπομπές αερίων και οι περιβαλλοντικές επιπτώσεις της ενεργειακής δραστηριότητας οδήγησαν σε στροφή σε ήπιες μορφές ενέργειας και τη λήψη μέτρων εξοικονόμησης ενέργειας

Περιβαλλοντικές επιπτώσεις 87 Ετήσιες απώλειες ενέργειας σε διάφορες χώρες

Περιβαλλοντικές επιπτώσεις 88 Περιβαλλοντικό κόστος απωλειών Κάθε kwh απωλειών ενέργειας εμπεριέχει περιβαλλοντικό κόστος Το κόστος αντικατοπτρίζει διάφορα είδη εκπομπών ως αποτέλεσμα της καύσης των καυσίμων των μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας για την κάλυψη της ενέργειας απωλειών Για την ποσοτικοποίηση του περιβαλλοντικού κόστους είναι αναγκαία η γνώση του τρόπου με τον οποίο κατανέμονται τα είδη των καυσίμων στις διάφορες μονάδες παραγωγής του συστήματος

Περιβαλλοντικές επιπτώσεις 89 Ισοδύναμες εκπομπές CO 2 Για κάθε τύπο καυσίμου fuel i του ενεργειακού μίγματος υπολογίζεται συντελεστής ισοδύναμης εκπομπής CO 2 GHG fueli, σε t CO2 M Wh, βάσει της σχέσης GHG Fueli = G CO2 + G CH4 21 + G N2 O 310 1 0.0036 n fueli 1 J T D G CO2 : ο συντελεστής εκπομπής του CO 2 σε kg/gj G CΗ4 : ο συντελεστής εκπομπής του CΗ 4 σε kg/gj G Ν2 Ο: ο συντελεστής εκπομπής του Ν 2 Ο σε kg/gj J T-D είναι οι απώλειες μεταφοράς και διανομής σε % n fueli είναι η απόδοση καυσίμου σε %

Περιβαλλοντικές επιπτώσεις Συντελεστής περιβαλλοντικού κόστους Ο ετήσιος συντελεστής κόστους των εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου C, εξαιτίας της επιπρόσθετης ενέργειας που απαιτείται να παραχθεί ώστε να καλυφθούν οι απώλειες, δίνεται από τη σχέση C = C cy N i=1 f i GHG Fueli C cy είναι το ετήσιο κόστος εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου σε /MWh GHG Fueli είναι ο συντελεστής εκπομπών (σε t CO2 /MWh) για κάθε τύπο καυσίμου i f i είναι το ποσοστό συμμετοχής του κάθε τύπου καυσίμου (σε %) Ν είναι το σύνολο των διαφορετικών καυσίμων που συμμετέχουν στην παραγωγή της ηλεκτρικής ενέργειας 90

91 Παράδειγμα 5 Yπολογισμός συντελεστή περιβαλλοντικού κόστους

Συντελεστής περιβαλλοντικού κόστους Ενεργειακό μείγμα 92 7.6% 7.6% 15% 0.03% Λιγνίτης Πετρέλαιο Νερό Φυσικό Αέριο Ποσοστό Απόδοση J T-D (%) Καύσιμο καυσίμου καυσίμου Λιγνίτης 69.8 35.0% 8 Πετρέλαιο 7.6 30.0% Νερό 7.6 100.0% Φυσικό Αέριο 15 45.0% ΑΠΕ 0.03 100.0% 69.8% ΑΠΕ

Συντελεστής περιβαλλοντικού κόστους Υπολογισμός Θεωρώντας ετήσιο κόστος εκπομπών ρύπων ίσο με 100 /t CO2 93 Καύσιμο f i (%) GHG CO, fuel 2 (kg/gj) i GHG CH, fuel 4 (kg/gj) i GHG N O, fuel 2 (kg/gj) i ni (%) λi (%) t CO 2 GHG fuel i /MWh) Λιγνίτης 69.8 94.6 0.002 0.003 35.0 8 1.069 Πετρέλαιο 7.6 74.1 0.002 0.002 30.0 8 0.975 Νερό 7.6 0.0 0.000 0.000 100.0 8 0.000 Φυσικό Αέριο 15 56.1 0.003 0.001 45.0 8 0.491 ΑΠΕ 0.03 0.0 0.000 0.000 100.0 8 0.000 euro 69.77 7.6 15 tco Cenv t 100 100 100 MWh 2 100 1.069 0.975 0.491 89.4 CO 2 euro MWh

Συντελεστής περιβαλλοντικού κόστους Ενεργειακό μείγμα 94 1.6% Πετρέλαιο ΑΠΕ Ποσοστό Απόδοση J T-D (%) Καύσιμο καυσίμου καυσίμου Λιγνίτης 0 0.0% 8 Πετρέλαιο 98.4 30.0% Νερό 0 0.0% Φυσικό Αέριο 0 0.0% ΑΠΕ 1.6 100.0% 98.4%

Συντελεστής περιβαλλοντικού κόστους Υπολογισμός Θεωρώντας ετήσιο κόστος εκπομπών ρύπων ίσο με 100 /t CO2 Ποσοστό καυσίμου G CO 2 (kg/gj) G CH 4 (kg/gj) GN 2 O n fuel i J T-D GHG Fuel i (tco 2 /MWh) Καύσιμο (kg/gj) (%) Λιγνίτης 0 0.0 0.0000 0.0000 0.0% 8 0.000 Πετρέλαιο 98.4 74.1 0.0020 0.0020 30.0% 8 0.975 Νερό 0 0.0 0.0000 0.0000 0.0% 8 0.000 Φυσικό 8 0.000 Αέριο 0 0.0 0.0000 0.0000 0.0% ΑΠΕ 1.6 0.0 0.0000 0.0000 100.0% 8 0.000 euro 98.4 C env 100 * 0.975 96 100 MWh 95

96 Παράδειγμα 6 Περιβαλλοντικό κόστος απωλειών δικτύου

Περιβαλλοντικό κόστος απωλειών 97 Δίκτυο διανομής που αποτελείται από μία γραμμή ΜΤ μήκους 100km και τροφοδοτεί φορτίο ονομαστικής ισχύος 1 MVA (Παράδειγμα 4) Περιβαλλοντικό κόστος απωλειών ενέργειας 0.0894 /kwh

Υπολογισμός κόστους απωλειών 98 Φορτίο 1MVA με συντελεστή ισχύος 0.8 και ημερήσια καμπύλη φορτίου Ώρα S(MVA) 1 0.29 2 0.14 3 0.14 4 0.14 5 0.14 6 0.14 7 0.14 8 0.14 9 0.22 10 0.22 11 0.37 12 0.76 13 0.76 14 0.76 15 0.19 16 0.14 17 0.40 18 0.44 19 0.37 20 0.37 21 1.00 22 0.30 23 0.30 24 0.30

Περιβαλλοντικό κόστος απωλειών 99 Σύγκριση αποτελεσμάτων Αρχικά Με προσθήκη 2 ης γραμμής Με προσθήκη πυκνωτή Ημερήσιες απώλειες γραμμής (kwh) 417.88 208.94 374.49 Ημερήσιες απώλειες Μ/Σ1 (kwh) 1080.51 1080.51 1080.46 Ημερήσιες απώλειες Μ/Σ2 (kwh) 65.70 65.70 61.62 Συνολικές ετήσιες απώλειες (kwh) 570892.43 494629.75 553545.9 Ετήσιο περιβαλλοντικό κόστος απωλειών ( ) 51038 44220 49487 Μείωση κόστους (%) - 13.36 3.04

Περιβαλλοντικό κόστος απωλειών Μ/Σ χαμηλών απωλειών Εξετάζεται η χρήση Μ/Σ 1 με χαμηλότερες απώλειες σιδήρου, 25kW αντί 45kW (για το αρχικό δίκτυο, χωρίς προσθήκη 2 ης γραμμής ή πυκνωτή) Οι απώλειες του Μ/Σ μεταβάλλονται σύμφωνα με τη σχέση P T/F = P Fe + L 2 P Cu Απώλειες γραμμής (kw) 100 Απώλειες Μ/Σ1 Απώλειες Ώρα (kw) Μ/Σ2 (kw) 1 8.42 25.01 1.89 2 1.97 25.00 1.29 3 1.97 25.00 1.29 4 1.97 25.00 1.29 5 1.97 25.00 1.29 6 1.97 25.00 1.29 7 1.97 25.00 1.29 8 1.97 25.00 1.29 9 4.77 25.01 1.55 10 4.77 25.01 1.55 11 14.02 25.02 2.42 12 58.43 25.07 6.60 13 58.43 25.07 6.60 14 58.43 25.07 6.60 15 3.62 25.00 1.44 16 1.97 25.00 1.29 17 16.20 25.02 2.62 18 19.35 25.02 2.92 19 13.56 25.02 2.37 20 13.56 25.02 2.37 21 101.00 25.12 10.60 22 9.18 25.01 1.96 23 Μάθημα: 9.18 Διαχείριση Ηλεκτρικής 25.01 Ενέργειας 1.96 24 9.18 25.01 1.96

Περιβαλλοντικό κόστος απωλειών 101 Μ/Σ χαμηλών απωλειών Οι ημερήσιες απώλειες για τους Μ/Σ2 και τη γραμμή είναι ίδιες Οι ημερήσιες απώλειες για το Μ/Σ1 είναι 600.51MWh Οι ετήσιες απώλειες του δικτύου είναι 365*(600.51+65.70+208.94)=395692.43kWh Το ετήσιο κόστος απωλειών ενέργειας είναι ίσο με 0.0894 /kwh* 395692.43kWh=35375 μείωση κατά 15663 30.67%!!!

Βιβλιογραφία 102 Σ. Παπαθανασίου, «Εξοπλισμός και κατασκευές των δικτύων διανομής», Σχολή Ηλεκτρολόγων Μηχανικών και Μηχανικών Υπολογιστών, ΕΜΠ, 2004. Η. Κυριακίδης, Διαλέξεις μαθήματος «Πολυτεχνικά και Τεχνικά Επαγγέλματα», Τμήμα Ηλεκτρολόγων Μηχανικών και Μηχανικών Υπολογιστών, Πολυτεχνική Σχολή, Πανεπιστήμιο Κύπρου, 2010.(http://www.eng.ucy.ac.cy/elias/Courses/PRY020/) Μ. Παπαδόπουλος, «Δίκτυα Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας». ΕΜΠ, 2003. Ε. Αμοιραλής, «Εξοικονόμηση ενέργειας στα συστήματα ηλεκτρικής ενέργειας αναπτύσσοντας προηγμένα ενιαία μοντέλα εκτίμησης κόστους κατασκευής και λειτουργίας μετασχηματιστών», Διδακτορική Διατριβή, Πολυτεχνείο Κρήτης, 2008. «Μεταφορά», Εταιρικό Έντυπο ΔΕΗ, 2010 (http://www.dei.gr/documents2/etairika%20entypa%20%20corporate/transmiss ION%20GR.pdf) Π. Κεμίδης, Δ. Μπαργιώτας, Χ. Σανδαλίδης, «Βιομηχανικές Εγκαταστάσεις - Υποσταθμοί» ΤΕΕ, 2 ος Κύκλος, Αθήνα, 2001.

Βιβλιογραφία 103 European Commission, EU against climate change: EU emissions trading - an open scheme promoting global innovation, Belgium, September 2005. European Commission, The EU emissions trading scheme-2009 edition, Belgium, 2008. European Commission, External Costs: Research results on socio-environmental damages due to electricity and transport, Directorate-General for Research, Directorate J-Energy, Brussels, Study 20198, 2003. RETScreen International, http://www.retscreen.net