Διπλωματική Εργασία του φοιτητή του Τμήματος Ηλεκτρολόγων Μηχανικών και Τεχνολογίας Υπολογιστών της Πολυτεχνικής Σχολής του Πανεπιστημίου Πατρών

Transcript

1 ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΠΑΤΡΩΝ ΤΜΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΟΛΟΓΩΝ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΚΑΙ ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΑΣ ΥΠΟΛΟΓΙΣΤΩΝ ΤΟΜΕΑΣ: ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΕΡΓΑΣΤΗΡΙΟ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ ΙΣΧΥΟΣ, ΑΝΑΝΕΩΣΙΜΗΣ ΚΑΙ ΚΑΤΑΝΕΜΗΜΕΝΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ Διπλωματική Εργασία του φοιτητή του Τμήματος Ηλεκτρολόγων Μηχανικών και Τεχνολογίας Υπολογιστών της Πολυτεχνικής Σχολής του Πανεπιστημίου Πατρών Ζιώγα Δημητρίου του Βασιλείου Αριθμός Μητρώου: Θέμα «Επαναφορά λειτουργίας Ελληνικού Συστήματος Ηλεκτρικής Ενέργειας μετά από γενική συσκότιση» Επιβλέπων Δρ.-Μηχ. Νικόλαος Βοβός, Καθηγητής Αριθμός Διπλωματικής Εργασίας: Πάτρα, Μάιος 2018

2 Πανεπιστήμιο Πατρών, Τμήμα Ηλεκτρολόγων Μηχανικών και Τεχνολογίας Υπολογιστών [Δημήτριος Ζιώγας] [2018] Με την επιφύλαξη παντός δικαιώματος. All rights reserved. Το σύνολο της εργασίας αποτελεί πρωτότυπο έργο, παραχθέν από τον Δημήτριο Ζιώγα, και δεν παραβιάζει δικαιώματα τρίτων καθοιονδήποτε τρόπο. Αν η εργασία περιέχει υλικό το οποίο δεν έχει παραχθεί από το ίδιο, αυτό είναι ευδιάκριτο και αναφέρεται ρητώς εντός του κειμένου της εργασίας ως προϊόν εργασίας τρίτου, σημειώνοντας με παρομοίως σαφή τρόπο τα στοιχεία ταυτοποίησής του, ενώ παράλληλα βεβαιώνει πως στην περίπτωση χρήσης αυτούσιων γραφικών αναπαραστάσεων, εικόνων, γραφημάτων κλπ., έχει λάβει τη χωρίς περιορισμούς άδεια του κατόχου των πνευματικών δικαιωμάτων για την συμπερίληψη και επακόλουθη δημοσίευση του υλικού αυτού.

3 ΠΙΣΤΟΠΟΙΗΣΗ Πιστοποιείται ότι η Διπλωματική Εργασία με θέμα «Επαναφορά λειτουργίας του Ελληνικού Συστήματος Ηλεκτρικής Ενέργειας μετά από γενική συσκότιση» Του φοιτητή του Τμήματος Ηλεκτρολόγων Μηχανικών και Τεχνολογίας Υπολογιστών Ζιώγα Δημητρίου του Βασιλείου Αριθμός Μητρώου: Παρουσιάστηκε δημόσια και εξετάστηκε στο Τμήμα Ηλεκτρολόγων Μηχανικών και Τεχνολογίας Υπολογιστών στις.../../2018 Ο Επιβλέπων Ο Διευθυντής του Τομέα Νικόλαος Βοβός, Καθηγητής Ελευθερία Πυργιώτη, Αναπληρώτρια Καθηγήτρια

4

5 Αριθμός Διπλωματικής Εργασίας: Θέμα: «Επαναφορά λειτουργίας Ελληνικού Συστήματος Ηλεκτρικής Ενέργειας μετά από γενική συσκότιση» Φοιτητής: Επιβλέπων: Περίληψη Η παρούσα διπλωματική εργασία έχει ως στόχο τη διερεύνηση και την ανάπτυξη μιας συστηματικής μεθοδολογίας για τον προσδιορισμό των διαδικασιών επαναφοράς σε λειτουργία ενός συστήματος ηλεκτρικής ενέργειας μετά από ολική σβέση (black-out) και τον εντοπισμό των ιδιαίτερων χαρακτηριστικών που θα πρέπει να ληφθούν υπόψη, καθώς και την εκτίμηση των κινδύνων που εν δυνάμει εμφανίζονται κατά τη διαδικασία αποκατάστασης. Παράλληλος στόχος της διπλωματικής εργασίας είναι η διατύπωση συγκεκριμένων αρχών για τη διαμόρφωση κατάλληλου σχεδίου αποκατάστασης (restoration plan) για το Ελληνικό Σύστημα, στα πλαίσια των απαιτήσεων των Διεθνών προδιαγραφών, σε συμμόρφωση με τις σχετικές Ευρωπαϊκές Οδηγίες και με τις πολιτικές (policies) του Operational Handbook (OH) του ENTSO-E. Η συγκεκριμένη εργασία υλοποιήθηκε σε συνεργασία με τη Διεύθυνση Λειτουργίας και Ελέγχου του Συστήματος Μεταφοράς του ΑΔΜΗΕ, και βασίστηκε στα δεδομένα, τις μετρήσεις και τα αποτελέσματα των μελετών που πραγματοποιήθηκαν το έτος 2017 σε ολόκληρο το δίκτυο του Ελληνικού Διασυνδεδεμένου Συστήματος. Η εργασία προσεγγίζει το ζήτημα σε θεωρητικό και πρακτικό επίπεδο. Μελετάται η εύρεση των πλέον αποτελεσματικών διαδικασιών αποκατάστασης λειτουργίας του Ελληνικού Συστήματος μετά από πλήρη σβέση, τόσο από πλευράς ελαχιστοποίησης του χρόνου αποκατάστασης, όσο και της βέλτιστης επιλογής βημάτων επαναφοράς σε λειτουργία. Για τις ανάγκες αυτής της εργασίας, χρησιμοποιήθηκε το λογισμικό PSS/E στο χώρο του ΑΔΜΗΕ, με το μοντέλο του Ελληνικού ΣΗΕ που αυτός διαθέτει για δική του χρήση, και αποτελεί το πιο πρόσφατα ενημερωμένο μοντέλο εξομοίωσης του ελληνικού διασυνδεδεμένου ΣΗΕ. Στο περιβάλλον μόνιμης κατάστασης λειτουργίας, εξομοιώθηκε η κατάσταση κάθε συνιστώσας του ΣΗΕ και μελετήθηκαν οι ροές ισχύος στο σύστημα μεταφοράς και οι τάσεις στις γραμμές για κάθε ξεχωριστό βήμα της προτεινόμενης διαδικασίας επαναφοράς του ΣΗΕ ( και για top-down και για bottom-up διαδικασία ). Με αυτόν τον τρόπο έγινε εφικτό να διαπιστωθεί πως η προτεινόμενη διαδικασία επαναφοράς ανταποκρίνεται στην πραγματικότητα, πως είναι σύμφωνη με τις οδηγίες της Ευρωπαϊκής Ένωσης και αποφέρει στην πράξη το επιθυμητό αποτέλεσμα, δηλαδή την επαναφορά σε λειτουργία του συνόλου του Ελληνικού Διασυνδεδεμένου ΣΗΕ.

6 Στο πρακτικό μέρος της εργασίας γίνεται ανάλυση ροών φορτίου οι οποίες αποτυπώνουν την κατάσταση κατά την επαναφορά του συστήματος βήμα-βήμα, μέχρι την πλήρη τροφοδοσία των καταναλωτών και το συγχρονισμό με τα γειτονικά δίκτυα. Κάθε μια από τις διαδοχικές διαδικασίες στοχεύει στην εκτίμηση βιώσιμης διαδοχής ενεργειών ηλέκτρισης τμημάτων του συστήματος. Στο κεφάλαιο 1 γίνεται μια αναφορά σε βασικά θέματα θεωρίας που αφορούν τη δομή, τη λειτουργία και την εξασφάλιση της ευστάθειας των Συστημάτων Ηλεκτρικής Ενέργειας. Οι έννοιες αυτές είναι σημαντικές για την ανάλυση του θέματος της παρούσας εργασίας. Στο κεφάλαιο 2 παρουσιάζονται αναλυτικά οι βασικές συνιστώσες ενός Συστήματος Ηλεκτρικής Ενέργειας οποιουδήποτε μεγέθους, δηλαδή, η σύγχρονη γεννήτρια, οι σταθμοί παραγωγής, ο τριφασικός μετασχηματιστής ισχύος, η γραμμή μεταφοράς, οι διατάξεις αντιστάθμισης άεργου ισχύος και τα φορτία. Τα χαρακτηριστικά λειτουργίας τους επηρεάζουν τη λειτουργία όλου του συστήματος, καθώς και την ικανότητά του να παραμένει ευσταθές. Στο κεφάλαιο 3 γίνεται μια αναλυτική παρουσίαση του Ελληνικού Διασυνδεδεμένου Συστήματος, της δομής του και της λειτουργίας του. Στο κεφάλαιο 4 παρουσιάζονται αναλυτικά οι οδηγίες του Policy 5 του OPERATIONAL HANDBOOK του ENTSO-E πάνω στην αποκατάσταση των ΣΗΕ που αποτελούν τμήμα του δικτύου ENTSO-E. Με βάση αυτές τις οδηγίες και τις συστάσεις αναπτύχθηκαν οι προτεινόμενες διαδικασίες αποκατάστασης που παρουσιάζονται σε αυτήν την εργασία. Στο κεφάλαιο 5 αναλύονται εκτενώς οι σημερινές πρακτικές στην Ευρώπη επί των διαδικασιών «Έκτακτης Ανάγκης» και «Αποκατάστασης λειτουργίας Συστήματος», καθώς και οι σχετικές διαδικασίες που αφορούν τη λειτουργία της αγοράς. Παρουσιάζονται, επίσης, οι περιορισμοί στη λειτουργία των μονάδων ηλεκτροπαραγωγής που επηρεάζουν τη διαδικασία αποκατάστασης ενός συστήματος, καθώς και μια μέθοδος για την εύρεση της βέλτιστης «διαδρομής» ενεργοποίησης. Το κεφάλαιο 6 αποτελεί το πιο βασικό κεφάλαιο της εργασίας αυτής. Αναλύονται λεπτομερώς οι προτεινόμενες διαδικασίες αποκατάστασης για το Ελληνικό Διασυνδεδεμένο Σύστημα Ηλεκτρικής Ενέργειας, ενώ γίνεται παρουσίαση βήμα βήμα της αποκατάστασης τεσσάρων αυτόνομων περιοχών (νησίδων), της Ηπείρου, της Πελοποννήσου, της Θράκης και της Στερεάς Ελλάδας, όπως αυτές ορίζονται μέσα από την εργασία, καθώς και της αποκατάστασης του «κορμού» του Ελληνικού Διασυνδεδεμένου Συστήματος Ηλεκτρικής Ενέργειας, δηλαδή του δικτύου 400KV. Στο κεφάλαιο 7 παρουσιάζεται αναλυτικά η διαδικασία της ανάλυσης ροής φορτίου, καθώς αυτή χρησιμοποιήθηκε στο πρακτικό μέρος της εργασίας για την αποτύπωση της κατάστασης κατά την επαναφορά του συστήματος βήμα-βήμα με τη βοήθεια του λογισμικού PSS/E της Siemens. Τέλος, στο κεφάλαιο 8, τα Παραρτήματα, παρουσιάζονται κάποια σχέδια που διαμορφώθηκαν και χρησιμοποιούνται στα υπόλοιπα κεφάλαια της εργασίας.

7 Σε συνέχεια αυτής της εργασίας, υπάρχουν ποικίλα θέματα σχετικά με την αποκατάσταση λειτουργίας Συστημάτων Ηλεκτρικής Ενέργειας, και ειδικά του Ελληνικού Διασυνδεδεμένου Συστήματος Ηλεκτρικής Ενέργειας που θα μπορούσαν να διερευνηθούν περαιτέρω. Για παράδειγμα, σημαντικό ζήτημα αποτελεί η δυνατότητα αξιοποίησης των ΑΠΕ στις διαδικασίες αποκατάστασης, τόσο σε ευρωπαϊκό επίπεδο, όσο και για το Ελληνικό Σύστημα. Μπορούν επίσης να διερευνηθούν μέθοδοι και διαδικασίες που να καθιστούν την επικοινωνία μεταξύ των εμπλεκόμενων φορέων για την αποκατάσταση πιο αξιόπιστη και άμεση. Τέλος, ειδικά για το Ελληνικό Σύστημα, είναι σημαντική μια έρευνα για την εγκατεστημένη αντιστάθμισή του και την ενδεχόμενη βελτίωσή της καθώς, όπως φάνηκε κατά την ανάπτυξη των διαδικασιών αποκατάστασης μέσα από αυτή την εργασία, σε αρκετά σημεία η αντιστάθμιση του συστήματος δεν είναι επαρκής, δυσκολεύοντας σημαντικά την ασφαλή αποκατάσταση της λειτουργίας του μετά από σβέση.

8 Ευχαριστήριο Σημείωμα Θα ήθελα να ευχαριστήσω ιδιαίτερα τον Καθηγητή κ. Νικόλαο Βοβό για την δυνατότητα που μου έδωσε να πραγματοποιήσω την διπλωματική μου εργασία υπό την επίβλεψή του, την άριστη συνεργασία, την εμπιστοσύνη, την βοήθεια και τις πολύτιμες γνώσεις που μου πρόσφερε κατά την διάρκεια των σπουδών μου. Επίσης, θα ήθελα να ευχαριστήσω τα στελέχη του ΑΔΜΗΕ, αρμόδια για τη λειτουργία του Ελληνικού Συστήματος, που μου παρείχαν τη δυνατότητα χρήσης κατάλληλων εφαρμογών για τη μελέτη και ανάλυση των ροών φορτίου, καθώς και τη σχετική χρήση στοιχείων και εμπειριών λειτουργίας του ηλεκτρικού Συστήματος.

9 Περιεχόμενα Κεφάλαιο 1 ΕΙΣΑΓΩΓΗ Το Σύστημα Ηλεκτρικής Ενέργειας Οι έννοιες του συγχρονισμού και του παραλληλισμού Το Σύστημα Ελέγχου Ενέργειας Ευστάθεια ΣΗΕ, βασικές έννοιες και ορισμοί Εφεδρεία συστήματος ενέργειας Το φαινόμενο της αστάθειας τάσης Τύποι αστάθειας Διασύνδεση των ΣΗΕ Αποδοτικότερα συστήματα μεταφοράς και διανομής Κεφάλαιο 2 ΟΙ ΣΥΝΙΣΤΩΣΕΣ ΕΝΟΣ ΣΗΕ Οι σύγχρονες γεννήτριες Σταθμοί παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας Μετασχηματιστές Υποσταθμοί Γραμμές μεταφοράς Αντιστάθμιση άεργου ισχύος Τα φορτία Κεφάλαιο 3 ΤΟ ΕΛΛΗΝΙΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΗΕ Το Ευρωπαϊκό σύστημα ENTSO E RG CE Το νέο Σύστημα Ελέγχου Ενέργειας (ΣΕΕ) του ΑΔΜΗΕ Όρια Συστήματος Φυσική διάταξη βασικών συνιστωσών του Συστήματος και του Δικτύου Διαχειριστής Συστήματος (ΑΔΜΗΕ) Διαχειριστής Δικτύου (ΔΕΔΔΗΕ) Εγχώρια παραγωγή ενέργειας Διασυνδέσεις με γειτονικά δίκτυα... 77

10 Κεφάλαιο 4 ΑΠΑΙΤΗΣΕΙΣ ΚΑΙ ΚΑΤΕΥΘΥΝΤΗΡΙΕΣ ΟΔΗΓΙΕΣ ΕΠΑΝΑΦΟΡΑΣ ΣΕ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΤΩΝ ΣΗΕ (Policy 5 - Operational Handbook) Γενικά Συνθήκες που μπορεί να οδηγήσουν σε κατάσταση έκτακτης ανάγκης και σε σβέση (black-out) του συστήματος ισχύος Καθορισμός των καταστάσεων του συστήματος και της επικοινωνίας Σχέδιο άμυνας συστήματος ισχύος Αποκατάσταση λειτουργίας συστήματος (System restoration) Κεφάλαιο 5 ΑΡΧΕΣ ΔΙΑΔΙΚΑΣΙΑΣ ΑΠΟΚΑΤΑΣΤΑΣΗΣ ΣΗΕ (RESTORATION) Ο ρόλος του δικτύου 400kV Σχέδιο αποκατάστασης - βασικές αρχές Η διαδικασία αποκατάστασης στο δίκτυο ENTSO E Αναγνώριση των καταστάσεων λειτουργίας των συστημάτων και ανταλλαγή πληροφοριών Σχέδιο Άμυνας συστήματος ισχύος Αποκατάσταση συστήματος ισχύος Οικονομική αποδοτικότητα των σχεδίων Άμυνας και Αποκατάστασης Ρυθμιστικά ζητήματα Περιορισμοί λειτουργίας των Μονάδων Μεθοδολογία για την εύρεση της βέλτιστης «διαδρομής» ενεργοποίησης Κεφάλαιο 6 ΕΦΑΡΜΟΓΗ ΤΩΝ ΔΙΑΔΙΚΑΣΙΩΝ ΑΠΟΚΑΤΑΣΤΑΣΗΣ ΣΤΟ ΕΛΛΗΝΙΚΟ ΣΗΕ Γενικά Στρατηγική αποκατάστασης Νησίδες Συστήματος Νησίδα Ηπείρου Νησίδα Πελοποννήσου Νησίδα Θράκης Νησίδα Αττικής Βοιωτίας Ευβοίας Νησίδα Δυτικής Μακεδονίας Νησίδα Στερεάς Ελλάδος

11 6.10 Ηλέκτριση του κορμού του συστήματος Χρόνοι διαδικασιών αποκατάστασης Σημαντικές παρατηρήσεις διαδικασίας αποκατάστασης Κεφάλαιο 7 ΑΝΑΛΥΣΗ ΡΟΩΝ ΦΟΡΤΙΟΥ Γενικά Η ανάλυση ροής φορτίου Οι στατικές εξισώσεις ροής φορτίου Η επίλυση της ροής φορτίου Η ανάλυση ροής φορτίου στο πακέτο λογισμικού PSS/E Siemens Κεφάλαιο 8 ΠΑΡΑΡΤΗΜΑΤΑ Βιβλιογραφία

12 ΣΥΝΤΟΜΟΓΡΑΦΙΕΣ ΑΓΓΛΙΚΑ AC ACE AFR AGC ASVC B/S & N-B/S DC DSO DTS DVR EMS ENTSO-E FACTS FDS GUC HIS HVDC ΙΕΕΕ LTC MAP MMS MOV NTC PLC PMU PSR plan RTU SCADA SSSC STATCOM STATCON SVC SVS TCR TCSC TSC TSO TSSC UCTE UFLS UPS UTC WAN Alternating Current Area Control Error Automatic Frequency Restoration Automatic Generation Control Advanced Static Var Compensator Black Start & Non-Black Start Direct Current Distribution System Operator Dispatcher Training Simulator Dynamic Voltage Regulator Energy Management System European Network of Transmission System Operators for Electricity Flexible AC Transmission Systems Flexible Distribution Systems Generating Unit Controller Historical Information System High Voltage Direct Current Institute of Electrical and Electronics Engineers Load Tap Changer Maximum Available Power Market Management System Metal Oxide Varistor Net Transfer Capacity Power Line Communication Phasor Measurement Unit Power System Restoration Plan Remote Terminal Unit Supervisory Control and Data Acquisition Static Synchronous Series Compensator STATic synchronous COMpensator STATic CONdenser Static Var Compensator Static Var System Thyristor Controlled Reactor Thyristor Controlled Series Capacitor Thyristor Switched Capacitor Transmission System Operator Thyristor Switched Series Capacitor Union for the Coordination of the Transmission of Electricity Under Frequency Load Shedding Uninterrupted Power System Universal Time Coordinated Wide Area Network

13 Α/Γ ΑΔΜΗΕ ΑΗΣ ΑΜΣ ΑΠΕ ΑΡΦ ΒΠΚΕΕ ΓΜ ΔΔ ΔΕΔΔΗΕ ΔΠ ΔΣΜ ΔΣΔ ΕΚΕΕ ΗΔ ΗΕ ΗΕΠ ΘΗΣ ΚΔΕΣΜΗΕ ΚΕΕ ΚΚΕΕ ΚΥΤ ΛΑΓΗΕ ΜΔΝ ΜΤ Μ/Σ ΝΠΚΕΕ ΟΤΑ ΟΤΣ ΠΚΕΕ ΡΑΕ ΡΦ ΣΑΡΦ ΣΕΕ ΣΗΕ ΣΗΘ ΣΗΘΥΑ ΣΜ ΣΧΔ ΥΗΣ Υ/Σ ΥΤ ΥΤΣΡ ΥΥΤ Φ/Β ΧΤ ΕΛΛΗΝΙΚΑ Ανεμογεννήτριες Ανεξάρτητος Διαχειριστής Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας Ατμοηλεκτρικός Σταθμός Αυτομετασχηματιστής Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας Ανάλυση Ροής Φορτίου Βόρειο Περιφερειακό Κέντρο Ελέγχου Ενέργειας Γραμμές Μεταφοράς Δίκτυο Διανομής Διαχειριστής Ελληνικού Δικτύου Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας Διεσπαρμένη Παραγωγή Διαχειριστής Συστήματος Μεταφοράς Διαχειριστής Συστήματος Διανομής Εθνικό Κέντρο Ελέγχου Ενέργειας Ηλεκτρικό Δίκτυο Ηλεκτρική Ενέργεια Ημερήσιος Ενεργειακός Προγραμματισμός Θερμοηλεκτρικός Σταθμός Κώδικας Διαχείρισης Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας Κέντρο Ελέγχου Ενέργειας Κεντρικό Κέντρο Ελέγχου Ενέργειας Κέντρα Υπερυψηλής Τάσης Λειτουργός Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας Μη Διασυνδεδεμένα Νησιά Μέση Τάση Μετασχηματιστές Νότιο Περιφερειακό Κέντρο Ελέγχου Ενέργειας Οριακή Τιμή Αποκλίσεων Οριακή Τιμή Συστήματος Περιφερειακό Κέντρο Ελέγχου Ενέργειας Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας Ροή Φορτίου Συστήματα Αυτόματης Ρύθμισης Φορτίου Σύστημα Ελέγχου Ενέργειας Σύστημα Ηλεκτρικής Ενέργειας Συμπαραγωγή Ηλεκτρισμού-Θερμότητας Συμπαραγωγή Ηλεκτρισμού και Θερμότητας Υψηλής Απόδοσης Σύστημα Μεταφοράς Σημαντικός Χρήστης Δικτύου Υδροηλεκτρικός Σταθμός Υποσταθμοί Υψηλή Τάση Υψηλή Τάση Συνεχούς Ρεύματος Υπέρ-Υψηλή Τάση Φωτοβολταϊκά Χαμηλή Τάση

14 ΟΡΙΣΜΟΙ Άεργος Ισχύς Reactive Power Η άεργος ισχύς είναι η φανταστική συνιστώσα της φαινόμενης ισχύος και εκφράζεται σε μονάδες Var. Η άεργος ισχύς είναι το τμήμα της ΗΕ το οποίο αναφέρεται στη δημιουργία και διατήρηση του ηλεκτρομαγνητικού πεδίου στον εξοπλισμό του ηλεκτρικού δικτύου. Η άεργος ισχύς πρέπει να παρέχεται στις περισσότερες κατηγορίες μαγνητικού εξοπλισμού, όπως επαγωγικούς κινητήρες και μετασχηματιστές, και προκαλεί άεργες απώλειες στο σύστημα μεταφοράς. Η άεργος ισχύς παρέχεται από τις γεννήτριες και τους σύγχρονους πυκνωτές (βλ. συνέχεια λεξιλογίου) και επηρεάζει άμεσα την τάση του ηλεκτρικού δικτύου. Αιχμή Συστήματος Peak System Αιχμή συστήματος ορίζεται η αιχμή ζήτησης (μέση ωριαία τιμή) ΗΕ στα όρια του διασυνδεδεμένου Συστήματος (δηλαδή αυτό που καλύπτουν οι μονάδες συμβατικού καυσίμου μαζί με τις ΑΠΕ που είναι συνδεδεμένες στο δίκτυο των 150kV. Αιχμή Φορτίου Peak Load Η αιχμή φορτίου εκφράζει κατανάλωση και αποτιμάται σε MW ανά ώρα. Γενικά, υπολογίζεται ως το άθροισμα του μέσου φορτίου στην αιχμή λειτουργίας του συστήματος όλων των καταχωρημένων μετρητών τους οποίους εκπροσωπεί ο εκπρόσωπος φορτίου (βλ. συνέχεια λεξιλογίου). Αποκατάσταση λειτουργίας Συστήματος System restoration Ως αποκατάσταση λειτουργίας Συστήματος ορίζεται η άμεση αποκατάσταση παροχής ΗΕ σε ένα ηλεκτρικό φορτίο ή ΗΔ με το βέλτιστο δυνατό εναλλακτικό τρόπο κατά τη παρουσία σφάλματος. Αυτοεκκίνηση σταθμού παραγωγής Black Start Μονάδα Black start (Black start unit, BS) χαρακτηρίζεται μια μονάδα παραγωγής με την ικανότητα να μεταβαίνει από κατάσταση διακοπής λειτουργίας σε κατάσταση λειτουργίας και να αρχίσει να παρέχει ισχύ χωρίς εξωτερική παροχή ηλεκτρικής ενέργειας, και παρέχει δυνατότητα λειτουργίας νησίδας. Αφορά τη δυνατότητα που έχουν συγκεκριμένοι σταθμοί παραγωγής ώστε να κάνουν εκκίνηση λειτουργίας με ίδια μέσα, χωρίς την εξωτερική (π.χ. σύστημα) τροφοδότηση. Γραμμή Μεταφοράς Transmission Line Γραμμές Μεταφοράς ΗΕ είναι οι εναέριες γραμμές ΥΤ και ΥΥΤ. Οι γραμμές αυτές χαρακτηρίζονται ως απλού ή διπλού κυκλώματος με κριτήριο το αν φέρουν ένα ή δύο τριφασικά κυκλώματα. Γραμμή Μεταφοράς Διπλού Κυκλώματος Transmission Line Double Circuit Η ΓΜ διπλού κυκλώματος αποτελείται από δύο ανεξάρτητα τριφασικά κυκλώματα, παράλληλα μεταξύ τους, που αναρτώνται στον ίδιο πυλώνα ή σε γειτονικούς πυλώνες που διέρχονται, όμως, από την ίδια ζώνη διέλευσης. Διασυνδεδεμένο Σύστημα Interconnected System Ένα διασυνδεδεμένο σύστημα αποτελείται από δύο ή περισσότερα ξεχωριστά ηλεκτρικά συστήματα τα οποία κανονικά λειτουργούν σε συγχρονισμό (ίδια συχνότητα λειτουργίας 50Hz) και συνδέονται μέσω διασυνδετικών γραμμών.

15 Εγκατεστημένη Ενεργός Ισχύς Install Active Power Capacity Η ονομαστική ενεργός ισχύς μιας μονάδας όπως την προσδιορίζει ο κατασκευαστής και εκφράζεται σε μονάδες MW. Ενεργός Ισχύς Active Power Η ενεργός ισχύς είναι η πραγματική συνιστώσα της φαινόμενης ισχύος και εκφράζεται σε μονάδες Watt. Επαγωγική Αντίδραση - Inductive Reactance Εκφράζεται με την τάση λόγω αυτεπαγωγής που αναπτύσσεται στα άκρα ενός πηνίου καθώς διαρρέεται από μεταβαλλόμενο ρεύμα. Η τάση αυτή, λόγω του κανόνα του Lenz, έχει τέτοια φορά ώστε να αντιστέκεται στην αρχική αιτία που την προκαλεί με αποτέλεσμα να προκαλεί αντίδραση στην ροή του ρεύματος. Επικουρικές Υπηρεσίες Ancillary Services Επικουρικές Υπηρεσίες ονομάζονται οι υπηρεσίες που μπορούν να παρέχουν οι παραγωγοί ΗΕ στο Σύστημα με σκοπό την εξασφάλιση της ευστάθειας του ΣΗΕ και της ποιότητας της παρεχόμενης ΗΕ. Σύμφωνα με τον Κώδικα Διαχείρισης Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΚΔΕΣΜΗΕ), οι Επικουρικές Υπηρεσίες είναι: Πρωτεύουσα στρεφόμενη εφεδρεία και η αντίστοιχη ρύθμιση της συχνότητας, Δευτερεύουσα στρεφόμενη εφεδρεία και η αντίστοιχη ρύθμιση της συχνότητας, Τριτεύουσα στρεφόμενη εφεδρεία, Στατή εφεδρεία, Ρύθμιση Τάσης, Επανεκκίνηση του Συστήματος μετά από διακοπή. Ηλεκτρικές Απώλειες Συστήματος Electric System Losses Είναι οι συνολικές απώλειες ενέργειας στο ηλεκτρικό σύστημα. Οι απώλειες εξειδικεύονται σε απώλειες μεταφοράς, μετασχηματισμού και διανομής μεταξύ των πηγών παραγωγής και των σημείων διανομής. Η ΗΕ χάνεται κυρίως μέσω της θέρμανσης των διατάξεων μεταφοράς και διανομής λόγω της αντίστασης που εμφανίζουν. Ηλέκτριση Energization Είναι η διαδικασία χορήγησης τάσης σε ένα ηλεκτρικό στοιχείο, το οποίο προηγουμένως βρισκόταν εκτός τάσεως. Η χορήγηση τάσης δεν αποκλείει ακολούθως την «φόρτιση» του στοιχείου. Ηλεκτρική Ενέργεια Electrical Energy Είναι η ενέργεια που αποδίδεται ή καταναλώνεται σε ένα ηλεκτρικό σύστημα. Συνήθως εκφράζεται σε κιλοβάτ-ώρες (kwh), μεγαβάτ-ώρες (MWh), ή γιγαβάτ-ώρες (GWh). Ισχύς Power Ισχύς είναι ο ρυθμός παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας (ανά μονάδα χρόνου) από μια μονάδα παραγωγής ΗΕ, η οποία στη συνέχεια απορροφάται από το φορτίο του συστήματος. Καθαρή Διαθέσιμη Ενεργός Ισχύς Net Active Power Capacity Αφορά την καθαρή ενεργό ισχύ μιας μονάδας ηλεκτροπαραγωγής που αποδίδεται στο Σύστημα. Συνήθως προκύπτει από την «εγκατεστημένη» αν αφαιρεθούν οι ιδιοκαταναλώσεις του σταθμού παραγωγής κι εκφράζεται σε μονάδες MW.

16 Καθαρή Διαθέσιμη για Μεταφορά Ενεργός Ισχύς Διασυνδέσεων Net Transfer Capacity Αφορά την καθαρή ενεργό ισχύ με την οποία δύναται να μεταφερθεί ενέργεια με ασφαλή τρόπο μέσω των διασυνδέσεων. Λειτουργός του Συστήματος (Επόπτες λειτουργίας) Operators (Controllers) Αφορά το ειδικευμένο προσωπικό λειτουργίας και εποπτείας του Συστήματος το οποίο λειτουργεί εντός των αιθουσών ελέγχου των Κέντρων Ελέγχου Ενέργειας. Πρόκειται για εξουσιοδοτημένο προσωπικό, ικανό να διαχειρίζεται το EMS και MMS, και μέσω αυτών των συστημάτων να ελέγχει και να λειτουργεί το Σύστημα. Μέση Τάση Medium Voltage Θεωρούνται οι τριφασικές τάσεις μεταξύ 3 και 35 kv AC, όπως προβλέπεται από το IEC Το ελληνικό σύστημα διανομής λειτουργεί σε επίπεδα τάσεων 6.6, 15, 20 και 22 kv. Μη Διασυνδεδεμένο Σύστημα Non interconnected System Αφορά τα ηλεκτρικά δίκτυα των νησιών της ελληνικής επικράτειας, των οποίων το ΔΔ ΗΕ δεν συνδέεται με το σύστημα μεταφοράς και το ΔΔ της ηπειρωτικής χώρας. Μονάδα Παραγωγής Power Plant Μονάδα παραγωγής ονομάζεται η διάταξη που παράγει ΗΕ. Συνήθως, είναι ο συνδυασμός στροβίλου και γεννήτριας. Στη περίπτωση ενός ατμοηλεκτρικού σταθμού περιλαμβάνει και τον αντίστοιχο λέβητα, ενώ στην περίπτωση υδραυλικού σταθμού περιλαμβάνει τον ταμιευτήρα απόθήκευσης ύδατος (φράγμα). Νεκρός ζυγός Bus dead Είναι ο ζυγός που έχει μηδενική τάση, δηλαδή ο ζυγός που δεν έχει ενεργοποιηθεί. Γενικά ως «νεκρά» χαρακτηρίζονται τα ηλεκτρικά στοιχεία του Συστήματος που βρίσκονται εκτός τάσεως. Παραγωγοί Producers Με τον συγκεκριμένο όρο εκφράζονται οι κάτοχοι αδειών παραγωγής που παράγουν ΗΕ και στη συνέχεια την παρέχουν στο σύστημα μεταφοράς ή στο ΔΔ. Ποιότητα Ισχύος Power Quality Η ποιότητα ισχύος που παρέχεται στους καταναλωτές χαρακτηρίζεται ως αποδεκτή όταν ικανοποιούνται οι προδιαγραφές για τα χαρακτηριστικά της τάσης και της συχνότητας που ορίζουν εθνικοί και διεθνείς κανονισμοί (π.χ. EN 50160, IEC 61000). Σημαντικότερα από τα χαρακτηριστικά αυτά είναι οι αργές μεταβολές τάσης, οι ταχείες μεταβολές τάσης, η αρμονική παραμόρφωση της τάσης και οι μεταβολές της συχνότητας. Προμηθευτές Suppliers Με τον όρο αυτό εκφράζονται οι κάτοχοι άδειας προμήθειας που αγοράζουν την ΗΕ άμεσα από την χονδρεμπορική αγορά ΗΕ και τη χορηγούν στους πελάτες τους. Πύλη Gate Με τον όρο αυτό εκφράζεται το σύνολο των ηλεκτρικών στοιχείων (μηχανημάτων) μέσω των οποίων μια μονάδα παραγωγής, ΓΜ, ΑΜΣ ή ΜΣ ή άλλο ηλεκτρικό στοιχείο συνδέεται σε ένα ζυγό. Οι πύλες αποτελούνται από διακόπτες, αποζεύκτες, μετασχηματιστές εντάσεως, τάσεως, κ.λπ.

17 Στατοί Αντισταθμιστές Static Compensators Είναι διατάξεις συμβατικών πυκνωτών και πηνίων με διακοπτική ικανότητα μέσω ηλεκτρονικών ισχύος (Thyristors), που χρησιμοποιούνται για την αντιστάθμιση άεργου ισχύος κυρίως στο δίκτυο ΜΤ και ΥΤ. Σημείο συγχρονισμού Synchronizing Point Είναι εκείνο το σημείο του Συστήματος το οποίο ενδείκνυται για να επιτευχθεί ο συγχρονισμός, καθώς μπορούν να διαμορφωθούν οι απαιτούμενες συνθήκες συγχρονισμού. Σύγχρονα Διασυνδεδεμένα Συστήματα Synchronous Interconnected Systems Σύγχρονα διασυνδεδεμένα συστήματα είναι τα συστήματα των οποίων η συχνότητα είναι κοινή στη μόνιμη κατάσταση. Συντελεστής Ισχύος Power Factor Συντελεστής ισχύος είναι ο λόγος της ενεργού ισχύος προς τη φαινόμενη ισχύ (kw/kva). Σύστημα System Σύστημα είναι οι γραμμές ΥΤ, οι εγκατεστημένες στην ελληνική επικράτεια διασυνδέσεις, χερσαίες ή θαλάσσιες και όλες οι συναφείς εγκαταστάσεις, ο εξοπλισμός και οι εγκαταστάσεις ελέγχου που απαιτούνται για την ομαλή, ασφαλή και αδιάλειπτη διακίνηση ΗΕ από έναν σταθμό παραγωγής σε έναν υποσταθμό, από έναν υποσταθμό σε έναν άλλο ή προς ή από οποιαδήποτε διασύνδεση. Στο σύστημα δεν συμπεριλαμβάνονται οι εγκαταστάσεις παραγωγής ΗΕ, καθώς και το δίκτυο των μη διασυνδεδεμένων νησιών. Συχνότητα Συστήματος System Frequency Συχνότητα συστήματος είναι η ηλεκτρική συχνότητα υπό την οποία λειτουργεί ένα AC σύστημα. Διατηρείται στην ίδια τιμή (50 Hz για το Ελληνικό και Ευρωπαϊκό δίκτυο) σε όλα τα σημεία του δικτύου. Υποσταθμοί Substations Είναι εγκαταστάσεις οι οποίες μεταποιούν την κυματομορφή της ΗΕ (αυξομειώνουν την τάση του δικτύου) με σκοπό την μεταφορά της. Αύξηση γίνεται για να μπορεί να μεταφερθεί σε μεγάλες αποστάσεις και να έχουμε μικρές απώλειες, και μείωση για να επιτύχουμε την επιθυμητή τάση στα φορτία κατανάλωσης. Η ανύψωση και ο υποβιβασμός της τάσης πραγματοποιείται με χρήση αυτομετασχηματιστών και μετασχηματιστών. Υψηλή Τάση (ΥΤ) High Voltage Θεωρούνται οι τριφασικές τάσεις εντός του εύρους των kv AC σύμφωνα με το IEC Το ελληνικό ΣΜ ΥΤ λειτουργεί στις τάσεις των 66kV και 150kV. Υπερυψηλή Τάση (ΥΥΤ) Extra High Voltage Θεωρούνται οι τριφασικές τάσεις μεγαλύτερες των 245kV AC σύμφωνα με το IEC Το ελληνικό δίκτυο μεταφοράς ΥΥΤ λειτουργεί στα 400kV. Υψηλή Τάση Συνεχούς Ρεύματος (ΥΤΣΡ) High Voltage Direct Current (HVDC) Αφορά ένα σύστημα HVDC, στο οποίο η ΗΕ λαμβάνεται από ένα AC δίκτυο, μετατρέπεται σε DC μέσω ενός σταθμού μετατροπής AC/DC (διάταξη ανόρθωσης), μεταφέρεται μέσω DC εναέριων ΓΜ ή καλωδίων στο σημείο λήψης και μετατρέπεται ξανά σε AC με την βοήθεια ενός ακόμη σταθμού μετατροπής (διάταξη αντιστροφής), ο οποίος τροφοδοτεί το AC δίκτυο που συνδέεται σε αυτόν.

18 Φαινόμενη Ισχύς Apparent Power Φαινόμενη ισχύς ορίζεται το γινόμενο της τάσης και του ρεύματος. Αποτελείται από μια πραγματική συνιστώσα (ενεργός ισχύς) και μια φανταστική συνιστώσα (άεργος ισχύς) και εκφράζεται σε VA. Φόρτιση ηλεκτρικού στοιχείου Loading, Energization Πρόκειται για τη διαδικασία ροής ρεύματος μέσα από ένα ήδη ηλεκτρισμένο στοιχείο. Κατά τη «φόρτιση» έχουμε ροή ρεύματος (A) και ενέργειας (MWh), ενώ κατά την «ηλέκτριση» έχουμε μόνο χορήγηση τάσης (V) και δεν έχουμε ροή ρεύματος (A). Χαμηλή Τάση (ΧΤ) Low Voltage Είναι το δίκτυο που λειτουργεί στα 230/400V AC ±10%. Γενικά οι τριφασικές τάσεις στο εύρος V AC θεωρούνται ΧΤ σύμφωνα με το IEC

19 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 1 ΕΙΣΑΓΩΓΗ Στο κεφάλαιο αυτό αναλύονται μερικά βασικά θέματα θεωρίας σχετικά με τη δομή των Συστημάτων Ηλεκτρικής Ενέργειας, τη λειτουργία τους και την εξασφάλιση της ευστάθειάς τους. 1.1 Το Σύστημα Ηλεκτρικής Ενέργειας Ως Σύστημα Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΣΗΕ) ονομάζουμε το σύνολο των εγκαταστάσεων (γεννήτριες, μετασχηματιστές, γραμμές μεταφοράς, διατάξεις αντιστάθμισης, διακόπτες κλπ.) που χρησιμοποιούνται για να τροφοδοτηθεί με ηλεκτρική ενέργεια ένα σύνολο καταναλωτών. Για το σκοπό αυτό, κάθε ΣΗΕ διαθέτει: Σταθμούς παραγωγής Οι σταθμοί παραγωγής βρίσκονται εγκατεστημένοι κυρίως στις περιοχές όπου είναι διαθέσιμο το καύσιμο τους σε μεγάλες ποσότητες (για παράδειγμα, οι λιγνιτικοί σταθμοί βρίσκονται κοντά σε ορυχεία λιγνίτη). Αυτό συμβαίνει λόγω του υψηλού κόστους μεταφοράς του καύσιμου σε μεγάλες ποσότητες για μεγάλες αποστάσεις, σε αντίθεση με το χαμηλό κόστος μεταφοράς της ηλεκτρικής ενέργειας σε αντίστοιχες αποστάσεις. Το σύνολο της ηλεκτρικής ενέργειας παράγεται στους σταθμούς παραγωγής και στη συνέχεια μεταφέρεται προς τα φορτία. Γραμμές μεταφοράς Χρησιμοποιούνται για την μεταφορά μεγάλων ποσοτήτων ηλεκτρικής ενέργειας, με όσο το δυνατόν λιγότερες απώλειες, από τους σταθμούς παραγωγής στα κέντρα κατανάλωσης. Δίκτυο διανομής Το δίκτυο διανομής αναλαμβάνει τη διανομή της ηλεκτρικής ενέργειας στους επιμέρους καταναλωτές, έτσι ώστε να αξιοποιηθεί από αυτούς με τη μετατροπή της σε άλλες, πιο εξυπηρετικές μορφές, όπως θερμότητα, φως, κίνηση, κλπ. Ένα σύγχρονο ΣΗΕ θα πρέπει να σχεδιάζεται και να λειτουργεί κατά τέτοιο τρόπο ώστε να είναι ασφαλές, αξιόπιστο, φιλικό προς το περιβάλλον και να παρέχει ηλεκτρική ενέργεια καλής ποιότητας στη χαμηλότερη κατά το δυνατόν τιμή. Το μέγεθος ενός ΣΗΕ είναι ο παράγοντας που καθορίζει περισσότερο και τη δομή του. Αλλιώς δομείται ένα μικρό ΣΗΕ που σκοπό έχει να τροφοδοτήσει μια μικρή περιοχή και αλλιώς δομείται ένα μεγάλο σύστημα, το οποίο εξυπηρετεί μια εκτεταμένη γεωγραφική περιοχή. Επίσης, οι ιδιαιτερότητες που καλείται να εξυπηρετήσει κάθε σύστημα επηρεάζουν και τον τρόπο δόμησής του. Κοινό στοιχείο όλων των συστημάτων αποτελεί ωστόσο το γεγονός ότι εργάζονται σε διάφορα επίπεδα τάσης, τα οποία χωρίζονται μεταξύ τους με μετασχηματιστές. Για το λόγο αυτό, συνηθίζεται η διαίρεση των συστημάτων σε υποσυστήματα, με βάση την τάση λειτουργίας τους. Ξεκινώντας από το υψηλότερο επίπεδο τάσης, διακρίνουμε τα εξής υποσυστήματα: Σύστημα μεταφοράς Σύστημα υπομεταφοράς Σύστημα διανομής ~ 19 ~

20 Σχήμα 1.1: Τυπική δομή ενός ΣΗΕ. Ακόμη, στο σύστημα διανομής συναντάμε δύο επίπεδα τάσεων: Τη πρωτεύουσα τάση ή τάση τροφοδοσίας (π.χ. 15kV), η οποία ονομάζεται και μέση τάση (ΜΤ). Τη δευτερεύουσα τάση ή τάση κατανάλωσης (π.χ. 220V), η οποία ονομάζεται και χαμηλή τάση (ΧΤ). Το σύστημα διανομής αποτελείται από τα δίκτυα διανομής μέσης και χαμηλής τάσης και τους μετασχηματιστές διανομής, με τους οποίους υποβιβάζεται η μέση τάση σε χαμηλή. Το σύστημα διανομής τροφοδοτείται από τους υποσταθμούς διανομής, όπου γίνεται ο υποβιβασμός της τάσης στο επίπεδο της μέσης τάσης διανομής. Τροφοδοτεί με ηλεκτρική ενέργεια μικρούς οικιακούς καταναλωτές (υπό ΧΤ) καθώς και μεσαίου μεγέθους καταναλωτές (υπό ΜΤ). Τα δίκτυα διανομής σε πυκνοκατοικημένες αστικές περιοχές συνηθίζεται να είναι υπόγεια, ενώ σε άλλες περιοχές είναι εναέρια. Αποτελούν σημαντική οικονομική επένδυση, μερικές φορές μέχρι και το ήμισυ του επενδεδυμένου κεφαλαίου ενός ΣΗΕ. Το σύστημα υπομεταφοράς επιτελεί την διανομή της ηλεκτρικής ενέργειας στους υποσταθμούς διανομής μιας γεωγραφικής περιοχής, σε επίπεδο τάσης μεταξύ 23kV και 150kV. Η ενέργεια παρέχεται σε αυτό είτε απευθείας από σταθμούς παραγωγής, είτε από το σύστημα μεταφοράς, μέσω υποσταθμών (ζεύξεως ή/και μετασχηματισμού). Μπορεί να τροφοδοτήσει απευθείας ορισμένους μεγάλους καταναλωτές, όπως μεγάλες βιομηχανίες. Το σύστημα μεταφοράς διασυνδέει όλους τους σταθμούς παραγωγής και όλα τα σημεία μεγάλης κατανάλωσης μεταξύ τους. Διαχειρίζεται μεγαλύτερα ποσά ισχύος από τα συστήματα υπομεταφοράς και διανομής. Στο σύστημα αυτό, η ενέργεια παρέχεται απευθείας από τους σταθμούς παραγωγής, μέσω των μετασχηματιστών ανύψωσης της τάσης. Είναι δυνατόν πολύ ~ 20 ~

21 μεγάλοι καταναλωτές να εξυπηρετούνται απευθείας από το σύστημα μεταφοράς. Ακόμη, μέσω διασυνδετικών γραμμών, το σύστημα μεταφοράς μπορεί να ανταλλάσσει ποσά ενέργειας με άλλα γειτονικά συστήματα. 1.2 Οι έννοιες του συγχρονισμού και του παραλληλισμού Για να μπορεί να λειτουργεί ομαλά ένα ΣΗΕ, πρέπει η συχνότητα να διατηρείται σταθερή στο σύνολό του. Θα πρέπει δηλαδή κάθε στοιχείο που συνδέεται στο ΣΗΕ να λειτουργεί στην ίδια συχνότητα, η οποία είναι προκαθορισμένη για κάθε ΣΗΕ ( για το ENTSO E και κατ επέκταση και για το ελληνικό σύστημα είναι τα 50Hz). Επομένως, όποτε μια γεννήτρια πρόκειται να συνδεθεί με ένα ΣΗΕ, θα πρέπει να προηγηθεί ο συγχρονισμός της γεννήτριας με το σύστημα με το οποίο πρόκειται να συνδεθεί. VΑ V Γεννήτρια Σύστημα (Άπειρος ζυγός) Σχήμα 1.2: Τυπική σύνδεση γεννήτριας σε ΣΗΕ. Για να το επιτύχουμε αυτό, λειτουργούμε την γεννήτρια χωρίς φορτίο (ο διακόπτης ισχύος είναι ανοικτός) και εξασφαλίζουμε την ικανοποίηση των εξής συνθηκών σχετικά με τις τάσεις VΑ και V προτού κλείσουμε τον διακόπτη ισχύος και αρχίσουμε να παρέχουμε ισχύ στο σύστημα: Η συχνότητα να είναι η ίδια. Η φασική ακολουθία να είναι η ίδια. Η φασική γωνία τους να είναι η ίδια. VΑ = V, όπου VΑ είναι ίση με την εσωτερική τάση της μηχανής, καθώς πριν τον συγχρονισμό ο διακόπτης ισχύος είναι ανοιχτός και δεν έχουμε ροή ρεύματος. Στη λειτουργία πριν τον συγχρονισμό, ο στρόβιλος παρέχει πολύ λίγη ισχύ, τόση ώστε να καλύπτει τις απώλειες περιστροφής της μηχανής. Τον συγχρονισμό μιας μηχανής με το υπόλοιπο σύστημα θα μπορούσαμε να τον θεωρήσουμε με το μηχανικό του ανάλογο ως σύζευξη δυο γραναζιών ίσης διαμέτρου, ένα κινούμενο από το σύστημα (έστω Α) και ένα κινούμενο από τη μηχανή (έστω Β). Για να έχουμε επιτυχή σύζευξη των γραναζιών θα πρέπει, προτού τα συνδέσουμε, αυτά να κινούνται με την ίδια γωνιακή ταχύτητα και να έχουν μια κατάλληλη σχετική θέση (φάση), δηλαδή απέναντι από κάθε δόντι να μην υπάρχει άλλο δόντι. ~ 21 ~

22 Χωρίς φορτίο Γεννήτρια Κινητήρας Σχήμα 1.3: Μηχανικό ανάλογο του συγχρονισμού δύο ηλεκτρικών συστημάτων. Ως Περιοχή ελέγχου ορίζουμε ένα Σύστημα Ηλεκτρικής Ενέργειας με το δικό του σύστημα αυτομάτου ελέγχου παραγωγής, που φροντίζει να διατηρεί σταθερή τη συχνότητα καθώς και τις συνολικές ανταλλαγές ενέργειας με τα γειτονικά συστήματα. Στη περίπτωση συγχρονισμού μιας περιοχής ελέγχου σε ένα διασυνδεδεμένο σύστημα, οι συνθήκες συγχρονισμού παραμένουν οι ίδιες, απλά αφορούν τη τάση στο άκρο της διασυνδετικής γραμμής της περιοχής ελέγχου και τη τάση του συστήματος στο άλλο άκρο της γραμμής, και θα πρέπει ο διακόπτης ισχύος της διασυνδετικής γραμμής να παραμένει ανοικτός μέχρι να επιτευχθεί συγχρονισμός. Πολλές φορές, επιχειρούμε να συνδέσουμε δυο τμήματα του ίδιου δικτύου μεταφοράς, τα οποία ασφαλώς έχουν την ίδια συχνότητα. Η διαδικασία αυτή ονομάζεται παραλληλισμός και για να γίνει με δύο τμήματα Α και Β ενός συστήματος πρέπει να ισχύουν τα εξής: Η φασική ακολουθία να είναι η ίδια. Η φασική γωνία να είναι η ίδια. VΑ = VB. Οι διαδικασίες συγχρονισμού και παραλληλισμού θα χρησιμοποιηθούν κατά τη διαδικασία αποκατάστασης του συστήματος, για την ένωση των αυτονομημένων τμημάτων και την επανενεργοποίηση του συνόλου του δικτύου μεταφοράς. 1.3 Το Σύστημα Ελέγχου Ενέργειας Τα σύγχρονα ΣΗΕ είναι μεγάλα και πολύπλοκα συστήματα, με μεγάλο αριθμό γεννητριών, υποσταθμών, μετασχηματιστών, διακοπτών κ.λπ. Η λειτουργία τους έχει γίνει ιδιαίτερα πολύπλοκη. Καθίσταται, λοιπόν, αναγκαίος ο συντονισμός της λειτουργίας τους από ένα κεντρικό σημείο, το ονομαζόμενο Κέντρο Ελέγχου Ενέργειας (ΚΕΕ). Ο σκοπός κάθε ΚΕΕ είναι η συνολική εποπτεία της λειτουργίας του συστήματος σε πραγματικό χρόνο και η οικονομική κατανομή της παραγωγής της ηλεκτρικής ισχύος στο δίκτυο. Επίσης, ένα σύγχρονο ΚΕΕ είναι υπεύθυνο για τον έλεγχο της ασφάλειας του συστήματος που εποπτεύει. Λόγω της μεγάλης γεωγραφικής έκτασης των σύγχρονων ΣΗΕ και της πολυπλοκότητάς τους είναι συχνά τεχνοοικονομικά αναγκαία η δημιουργία περισσότερων του ενός ΚΕΕ για την ενεργειακή διαχείριση ενός συστήματος. Έτσι, έχουμε ένα ή περισσότερα Περιφερειακά Κέντρα Ελέγχου Ενέργειας (ΠΚΕΕ), όπου συλλέγονται οι πληροφορίες από διάφορες περιοχές του συστήματος, και ένα Κεντρικό Κέντρο Ελέγχου Ενέργειας (ΚΚΕΕ), το οποίο συντονίζει τη λειτουργία του συστή- ~ 22 ~

23 ματος. Δημιουργείται με αυτό το τρόπο ένα Σύστημα Ελέγχου Ενέργειας (ΣΕΕ), το οποίο απότελείται από περισσότερα του ενός ΚΕΕ. Τα ΚΕΕ επικοινωνούν με τους σταθμούς παραγωγής μέσω Τερματικών Μονάδων (Remote Terminal Units, RTUs) και Μονάδων Ελέγχου Παραγωγής (Generating Unit Controllers, GUCs) και με τους υποσταθμούς μεταφοράς μέσω Τερματικών Μονάδων. Τερματικές Μονάδες (RTUs): Είναι εγκατεστημένες στους σταθμούς παραγωγής και στους υποσταθμούς. Σκοπός τους είναι η συλλογή πληροφοριών για τη λειτουργία του σταθμού, καθώς και η έκδοση των εντολών που καταφθάνουν από τα ΚΕΕ προς τον εξοπλισμό του σταθμού. Τροφοδοτούνται από ένα σύστημα ανορθωτή συσσωρευτών, έτσι ώστε να έχουν αυτόνομη λειτουργία (π.χ. δύο ωρών) σε περίπτωση απώλειας της τάσης του δικτύου. Μονάδες Ελέγχου Παραγωγής (CUCs): Είναι εγκατεστημένες στους σταθμούς παραγωγής. Σκοπός τους είναι η έκδοση εντολών προς τους ρυθμιστές στροφών των μονάδων παραγωγής για την εξίσωση της παραγόμενης ισχύος (MW) με την εκάστοτε επιθυμητή τιμή, προστατεύοντας, συγχρόνως, την μονάδα από εσφαλμένο σήμα. Το Λογισμικό Εφαρμογών των ΣΕΕ περιλαμβάνει δύο κύριες ομάδες λειτουργιών: Η λειτουργία του Συστήματος Ενεργειακής Διαχείρισης (Energy Management System, EMS) Η λειτουργία του Προσομοιωτή Εκπαίδευσης Χειριστών (Dispatcher Training Simulator, DTS) Η λειτουργία του EMS περιλαμβάνει τρία υποσυστήματα: Εποπτικού Ελέγχου και Συλλογής Πληροφοριών (SCADA, Supervisory Control And Data Acquisition), Παραγωγής (Generation), Ηλεκτρικού Δικτύου Μεταφοράς (Network). Το υποσύστημα Εποπτικού Ελέγχου και Συλλογής Πληροφοριών (SCADA) χρησιμοποιείται για τον έλεγχο του ηλεκτρικού συστήματος. Αποτελεί τη βασική πηγή δεδομένων πραγματικού χρόνου για τα άλλα υποσυστήματα. Περιλαμβάνει τις εξής λειτουργίες: Εποπτικού Ελέγχου και Συλλογής Πληροφοριών (SCADA), Διατήρησης Ιστορικών Αρχείων (Historical Data Recording), Ανάρτησης Πινακίδων (Tagging), Επεξεργασίας Τοπολογίας (Topology Processing), Αποκοπής Φορτίου (Load Shedding). Το υποσύστημα Παραγωγής περιλαμβάνει λειτουργίες με τη βοήθεια των οποίων ελέγχεται η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας, έτσι ώστε να ικανοποιούνται οι προγραμματισμένες ανταλλαγές με τις γειτονικές χώρες και η ζήτηση φορτίου οικονομικά και με ασφάλεια. Οι βασικές του λειτουργίες είναι: Αυτόματος Έλεγχος Παραγωγής (Automatic Generation Control), Οικονομική Κατανομή Φορτίου (Economic Dispatch), Ένταξη Μονάδων (Unit Commitment), ~ 23 ~

24 Αξιολόγηση Ανταλλαγών (Interchange Evaluation), Βραχυπρόθεσμη Πρόβλεψη Φορτίου (Short Term Load Forecasting). Το υποσύστημα Ηλεκτρικού Δικτύου Μεταφοράς περιλαμβάνει λειτουργίες που χρησιμοποιούν το μοντέλο του ηλεκτρικού δικτύου μεταφοράς και τα δεδομένα πραγματικού χρόνου από το υποσύστημα SCADA, και παρέχουν στο χειριστή πληροφορίες για την ασφαλή και οικονομική διακίνηση ηλεκτρικής ενέργειας μέσω του δικτύου μεταφοράς. Οι βασικές λειτουργίες του είναι: Εκτίμηση Κατάστασης (State Estimation), Ροή Φορτίου (Load Flow), Ανάλυση Ενδεχόμενων Διαταραχών (Contingency Analysis). Στο πλαίσιο αυτής της εργασίας, για τη διεκπεραίωση των ροών φορτίου στις προτεινόμενες διαδικασίες αποκατάστασης του Ελληνικού Συστήματος, χρησιμοποιήθηκαν τα εργαλεία του ΣΕΕ του ΑΔΜΗΕ, το οποίο θα παρουσιαστεί αναλυτικά στο Κεφάλαιο 3. Η διαδικασία που ακολουθήθηκε για τη δημιουργία των ροών φορτίου, καθώς και οι ίδιες οι ροές φορτίου, θα παρουσιαστούν στο Κεφάλαιο Ευστάθεια ΣΗΕ, βασικές έννοιες και ορισμοί Ο όρος Ευστάθεια Συστήματος Ηλεκτρικής Ενέργειας χρησιμοποιείται στα ΣΗΕ εναλλασσόμενου ρεύματος για να δηλώσει τη κατάσταση όπου οι σύγχρονες μηχανές του συστήματος βρίσκονται σε συγχρονισμό, στρέφονται δηλαδή με την ίδια μέση ταχύτητα. Θεωρούμε το σύστημα του σχήματος 1.4(α), το οποίο αποτελείται από μια γεννήτρια G, έναν κινητήρα Κ και τη γραμμή μεταφοράς που συνδέει τις δυο μηχανές. Στο σχήμα 1.4(β) παρουσιάζεται η καμπύλη ισχύος γωνίας του συστήματος αυτού. Υποθέτουμε λειτουργία του στη μόνιμη κατάσταση στο σημείο Α. Σχήμα 1.4(α): Σύστημα γεννήτριας κινητήρα. ~ 24 ~

25 Σχήμα 1.4(β): Καμπύλη ισχύος γωνίας του συστήματος γεννήτριας κινητήρα. Στη μόνιμη κατάσταση λειτουργίας, η μηχανική είσοδος της γεννήτριας και η μηχανική έξοδος του κινητήρα, αν αφαιρεθούν ή προστεθούν αντίστοιχα οι απώλειες περιστροφής, είναι ίσες με την ηλεκτρική ισχύ P. Έστω ότι συμβαίνει μια αύξηση του φορτίου του κινητήρα. Η γωνία ισχύος δ θα αυξηθεί και θα γίνει τέτοια ώστε, στη νέα μόνιμη κατάσταση, η παρεχόμενη στον κινητήρα ηλεκτρική ισχύς P να καλύπτει το νέο αυξημένο φορτίο (σημείο Β). Υποθέτουμε τώρα ότι η αύξηση της εισόδου συνεχίζεται μέχρι το σημείο C. Μια περαιτέρω αύξηση του φορτίου θα επιφέρει και αύξηση της γωνίας δ, όμως η ισχύς εισόδου δεν θα αυξηθεί. Αντίθετα, θα παρατηρήσουμε μείωση της ισχύος εισόδου και κατά συνέπεια σημαντική μείωση της ταχύτητας περιστροφής του κινητήρα με σοβαρό κίνδυνο αποσυγχρονισμού του (ο κινητήρας πιθανώς θα σταματήσει εκτός και αν συνεχίσει να περιστρέφεται ως επαγωγικός κινητήρας λόγω των τυλιγμάτων απόσβεσης που ίσως έχει). Συνεπώς, υπάρχει ένα μέγιστο όριο στη μεταφερόμενη ισχύ (σημείο C). Η μέγιστη μεταφερόμενη ισχύς συμβολίζεται Pm και ορίζεται ως όριο ευστάθειας μόνιμης κατάστασης. Αν προσπαθήσουμε να ξεπεράσουμε αυτό το όριο και να μεταφέρουμε περισσότερη ισχύ, συμβαίνει αποσυγχρονισμός. Οι μεταβολές στη γωνία ισχύος δ δεν ακολουθούν στιγμιαία τις μεταβολές στο φορτίο λόγω της αδράνειας των στρεφόμενων μαζών των μηχανών. Μια αύξηση του φορτίου του κινητήρα θα επιφέρει μείωση της ταχύτητας περιστροφής του και συνεπακόλουθη αύξηση της γωνίας ισχύος του. Όταν η τιμή της γωνίας δ γίνει τέτοια ώστε η παρεχόμενη ηλεκτρική ισχύς να καλύπτει το νέο αυξημένο φορτίο, ο κινητήρας θα σταματήσει να επιβραδύνεται, ωστόσο η αδράνειά του εμποδίζει την απότομη αύξηση της ταχύτητάς του στην ονομαστική. Επομένως, ο κινητήρας συνεχίζει να κινείται αργά και η γωνία ισχύος αυξάνει πέρα από την κατάλληλη τιμή. Έτσι εμφανίζεται επιταχύνουσα ροπή καθώς η ισχύς εισόδου ξεπερνά την ισχύ εξόδου, και η ταχύτητα του κινητήρα αυξάνει. Η γωνία ισχύος, αφού αποκτήσει μια μέγιστη τιμή, θα αρχίσει να μειώνεται πλησιάζοντας στην κατάλληλη τελική τιμή της. Όταν όμως φτάσει στη τιμή αυτή θα τη ξεπεράσει πάλι λόγω αδράνειας. Παρατηρείται λοιπόν ταλάντωση του δρομέα του κινητήρα γύρω από τη νέα γωνιακή θέση μόνιμης κατάστασης. Οι ταλαντώσεις αυτές τελικά αποσβένονται λόγω των ροπών απόσβεσης. Η αποσβενύμμενη ταλαντωτική κίνηση αποτελεί χαρακτηριστικό ενός ευσταθούς συστήματος. Λόγω των ταλαντώσεων αυτών, ορίζεται ένα μέγιστο φορτίο στο οποίο ένας κινητήρας δύναται να εργάζεται προτού συμβεί κάποια συγκεκριμένη διαταραχή, ώστε να διατηρήσει τον συγχρονισμό του και μετά τη διαταραχή. Το μέγιστο αυτό φορτίο χαρακτηρίζεται ως όριο ευστάθειας μεταβατικής κατάστασης. Το όριο ευστάθειας μεταβατικής κατάστασης είναι ~ 25 ~

26 πάντα μικρότερο από το όριο ευστάθειας μόνιμης κατάστασης, λαμβάνει όμως πολλές διαφορετικές τιμές ανάλογα με τη φύση και το μέγεθος της διαταραχής. Για οποιαδήποτε όμως συγκεκριμένη διαταραχή, το αν το σύστημα είναι ευσταθές ή όχι εξαρτάται από το ποσό της μεταφερόμενης ισχύος πριν συμβεί το βραχυκύκλωμα. Για ένα ολόκληρο ΣΗΕ λοιπόν, για κάθε συγκεκριμένη διαταραχή και συγκεκριμένο τρόπο αντιμετώπισής της, υπάρχει μια τιμή μεταφερόμενης ισχύος κάτω από την οποία, όταν εργάζεται προσφαλματικά το ΣΗΕ, είναι ευσταθές. Η τιμή αυτή ονομάζεται όριο ευστάθειας μεταβατικής κατάστασης του ΣΗΕ και όταν αυτή ξεπεραστεί, το σύστημα γίνεται ασταθές. Στις πραγματικές συνθήκες τηρούνται τα όρια ευστάθειας μεταβατικής κατάστασης για τις διάφορες διαταραχές και κανένα ΣΗΕ δεν εργάζεται στο όριο ευστάθειας μόνιμης κατάστασης. Έτσι το σύστημα είναι ικανό να αντιμετωπίσει τυχόν σφάλματα και να λειτουργεί αξιόπιστα. Γενικά, οι διαταραχές που συμβαίνουν σε ένα διασυνδεδεμένο σύστημα ηλεκτρικής συχνότητας μπορούν να επηρεάσουν τόσο τη συχνότητα του συστήματος, όσο και τη γωνία του ρότορα επιμέρους μηχανών του συστήματος, καθώς επίσης την τάση στους ζυγούς του συστήματος. Προκειμένου το σύστημα να διατηρήσει την ευστάθεια του, θα πρέπει οι μεταβολές αυτές να συμβαίνουν εντός συγκεκριμένων ορίων. 1.5 Εφεδρεία συστήματος ενέργειας Ως εφεδρεία ενός συστήματος ενέργειας χαρακτηρίζουμε την ικανότητα του συστήματος να αντιμετωπίζει με επιτυχία τυχόν απώλειες στη παραγόμενη ισχύ λόγω σφαλμάτων. Για να διατηρείται σταθερή η συχνότητα του συστήματος, θα πρέπει κάθε χρονική στιγμή της λειτουργίας του η παραγόμενη ισχύ να είναι ίση με το φορτίο του συστήματος. Σε περιπτώσεις σφαλμάτων όμως (για παράδειγμα, απώλεια μιας μονάδας παραγωγής), αυτή η ισορροπία διαταράσσεται. Για να μην οδηγηθεί το σύστημα στην αστάθεια και, τελικά, στη κατάρρευση, στηριζόμαστε στη δράση μιας σειράς ελέγχων, σε διαφορετικά χρονικά διαστήματα. Έχουμε τρεις κατηγορίες: a) Πρωτεύουσα εφεδρεία Ορίζεται ως η δυνατότητα αύξησης της παραγόμενης Ενεργού Ισχύος της Μονάδας στο χρονικό διάστημα μεταξύ πέντε (5) και δεκαπέντε (15) δευτερολέπτων μετά από κάποιο σημαντικό συμβάν, ως αυτόματη αντίδραση του ρυθμιστή στροφών. Η ποσότητα και ο τρόπος διάθεσης της πρωτεύουσας εφεδρείας καθορίζονται σύμφωνα με τις σχετικές συστάσεις του ευρωπαϊκού οργάνου ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity). Παρέχεται από μονάδες συγχρονισμένες στο Σύστημα. b) Δευτερεύουσα εφεδρεία Είναι η δυνατότητα αύξησης της παραγόμενης Ενεργού Ισχύος της Μονάδας στο χρονικό διάστημα μεταξύ δεκαπέντε (15) και ενενήντα (90) δευτερολέπτων μετά από μια σημαντική διαταραχή. Η ενεργοποίησή της γίνεται αυτόματα από τον μηχανισμό Αυτόματου Ελέγχου Παραγωγής του Κέντρου Ελέγχου Ενέργειας. Η ποσότητα και ο τρόπος διάθεσης της δευτερεύουσας Εφεδρείας καθορίζονται σύμφωνα με τα προβλεπόμενα στο Policy 1 του Operational Handbook της ENTSO-Ε. Παρέχεται από συγκεκριμένες μονάδες, που είναι συγχρονισμένες στο Σύστημα. ~ 26 ~

27 c) Τριτεύουσα εφεδρεία Ορίζεται ως η δυνατότητα αύξησης της παραγόμενης Ενεργού Ισχύος της Μονάδας στο χρονικό διάστημα μεταξύ ενενήντα (90) δευτερολέπτων και είκοσι (20) λεπτών μετά από κάποιο σημαντικό συμβάν, η οποία απαιτείται για τη διατήρηση της Δευτερεύουσας Εφεδρείας στα προκαθορισμένα επίπεδα. Μπορεί να παρέχεται από συγχρονισμένες μονάδες ή/και από μονάδες που βρίσκονται σε κατάσταση ετοιμότητας για συγχρονισμό εντός περιορισμένου χρονικού διαστήματος. Σχήμα 1.5: Τα είδη ελέγχου ενός ΣΗΕ. Διακρίνουμε επίσης, ανάλογα με τη διαθεσιμότητα των μονάδων, τρία είδη εφεδρείας ενός ΣΗΕ: a) Στρεφόμενη εφεδρεία (Spinning reserve), η οποία, σε μια χρονική στιγμή, υπολογίζεται αν αφαιρέσουμε από τη συνολική διαθέσιμη ισχύ των συγχρονισμένων στο δίκτυο μονάδων το φορτίο (μαζί με τις απώλειες μεταφοράς) που εξυπηρετείται αυτή τη στιγμή. Είναι απαραίτητο για την αξιοπιστία της λειτουργίας του συστήματος να υπάρχει συνεχώς αρκετή στρεφόμενη εφεδρεία, έτσι ώστε η απώλεια μιας μονάδας παραγωγής να μην προκαλέσει μεγάλη πτώση στη συχνότητα. Θα πρέπει, δηλαδή, οι μονάδες παραγωγής που είναι σε λειτουργία να μπορούν, σε σύντομο χρονικό διάστημα, να καλύψουν την απώλεια μιας μονάδας λόγω βλάβης. ~ 27 ~

28 Οι κανόνες που καθορίζουν τη στρεφόμενη εφεδρεία διαφέρουν από περιοχή σε περιοχή. Συχνά απαιτείται η στρεφόμενη εφεδρεία να είναι μεγαλύτερη από κάποιο ποσοστό (π.χ. 10%) της προβλεπόμενης αιχμής του φορτίου ή να είναι αρκετή ώστε να καλύψει την απώλεια της μεγαλύτερης μονάδας του ΣΗΕ. Είναι σημαντικό, κατά τον υπολογισμό της στρεφόμενης εφεδρείας, να λαμβάνεται υπόψη και η ταχύτητα απόκρισης των μονάδων (MW/min), ώστε να μπορέσει ο Αυτόματος Έλεγχος Παραγωγής να αποκαταστήσει τη συχνότητα και τις ανταλλαγές ισχύος σε σύντομο χρονικό διάστημα μετά την απώλεια μιας μονάδας. b) Στατή εφεδρεία (Standing reserve), η οποία ορίζεται ως η μέγιστη ποσότητα ενεργού ισχύος που μπορεί να διατεθεί στο Σύστημα από μια μη συνδεδεμένη μονάδα παραγωγής, εντός μιας χρονικής περιόδου από είκοσι λεπτά έως τέσσερις ώρες, όπως αυτό το μέγεθος ορίζεται στα Δηλωμένα Χαρακτηριστικά της Μονάδας. c) Ψυχρή εφεδρεία (Non spinning reserve), η οποία περιλαμβάνει τις μονάδες με δυνατότητα γρήγορης εκκίνησης και συγχρονισμού με το δίκτυο (ντίζελ, αεριοστροβιλικές, συνδυασμένου κύκλου, υδροηλεκτρικές και υδραντλητικές). Οι μονάδες αυτές μπορούν σε μικρό χρονικό διάστημα να αποδώσουν πλήρη ισχύ στο σύστημα. Προφανώς, το σύνολο της ισχύος που καταναλώνει μια υδραντλητική μονάδα κατά τη περίοδο της άντλησης αποτελεί στρεφόμενη εφεδρεία του συστήματος. Οι εφεδρείες θα πρέπει να είναι κατανεμημένες στο σύστημα, έτσι ώστε να αποφεύγονται πιθανές υπερφορτίσεις των γραμμών μεταφοράς του δικτύου, όταν χρειαστεί να αξιοποιηθούν. 1.6 Το φαινόμενο της αστάθειας τάσης Η αστάθεια τάσης χαρακτηρίζεται από το γεγονός ότι η τάση σε κάποιο ζυγό ή σε κάποια περιοχή του συστήματος βαθμιαία ελαττώνεται (συνήθως μάλιστα καταρρέει, και για αυτό η αστάθεια αυτή ονομάζεται κατάρρευση τάσης). Το φαινόμενο αυτό δεν συνοδεύεται κατ ανάγκη από σημαντική μεταβολή της γωνίας του ρότορα των γεννητριών, τουλάχιστον στο αρχικό του στάδιο. Όμως, με τη πάροδο του χρόνου, είναι δυνατόν να προκαλέσει ενεργοποίηση των συστημάτων προστασίας, προκαλώντας και αστάθεια γωνίας ρότορα. Για ένα δεδομένο ΣΗΕ, η αστάθεια τάσης εξαρτάται κυρίως από τον τύπο του τροφοδοτούμενου φορτίου. Για να γίνει κατανοητή αυτή η εξάρτηση, θα θεωρήσουμε το παράδειγμα του απλού συστήματος που αποτελείται από μια γεννήτρια, μια γραμμή μεταφοράς και ένα φορτίο και παρουσιάζεται στο Σχήμα 1.6. Προκύπτει ότι: V = E {[ Z 2 s Z l cos(φ θ)+1] + [ Z 2 1/2 και P = V 2 s Z l sin(φ θ)] Z l cosθ } ~ 28 ~

29 Σχήμα 1.6: Απλό σύστημα γεννήτριας φορτίου με μια γραμμή μεταφοράς. Με σταθερή τη γωνία θ και μεταβάλλοντας το Z l, μεταβάλλεται η τάση του φορτίου V και κατά συνέπεια η πραγματική ισχύς P που αυτό απορροφά. Για κάθε τιμή του Z l παίρνουμε ένα ζεύγος αποδεκτών τιμών (P,V) από τις παραπάνω εξισώσεις. Η γραφική παράσταση των ζευγών αυτών μας δίνει τα χαρακτηριστικά P-V του συστήματος. Υπολογίζοντας τα χαρακτηριστικά αυτά για διαφορετικές τιμές του συντελεστή ισχύος του φορτίου (cosθ), έχουμε την ομάδα καμπύλων του Σχήματος 1.7. Σχήμα 1.7: Καμπύλες χαρακτηριστικών P-V για διαφορετικούς συντελεστές ισχύος. Παρατηρούμε ότι μια μεταβολή του συντελεστή ισχύος, π.χ. από σε επαγωγικό, επιταχύνει σημαντικά την κατάρρευση της τάσης. Για το λόγο αυτό, σε γραμμές μεταφοράς μεγάλου μήκους, για να έχουμε μεταφορά ισχύος σε λογικά πλαίσια, είναι πολύ σημαντικό να εξασφαλίζουμε συντελεστή ισχύος κοντά στη μονάδα (οπωσδήποτε μεγαλύτερο από 0.97 επαγωγικό). Θα πρέπει επίσης να αντισταθμίζουμε την άεργο ισχύ των φορτίων τοπικά. Για συγκεκριμένο συντελεστή ισχύος υπάρχει μια μέγιστη ισχύς Pm ( Maximum Available Power (MAP)) που μπορεί να τροφοδοτηθεί στο φορτίο, και αυτό συμβαίνει όταν Z l = Z s (για σταθερή τάση στην είσοδο της γραμμής). Σε αυτό το σημείο (στη «μύτη» της καμπύλης), η τάση ονομάζεται κρίσιμη ( V C ) και ισούται με: E V C = [(cos(φ θ)+1) 2 + sin 2 (φ θ)] 1/2 ~ 29 ~

30 Παρατηρούμε επίσης ότι, για ένα δεδομένο φορτίο (διαφορετικό του μέγιστου), υπάρχουν πάντα δυο σημεία λειτουργίας Α και Β. Το σημείο Α αντιστοιχεί στη «μεγάλη» τάση και το «μικρό» ρεύμα ( Z l > Z s και κατά συνέπεια V > V C ), και το σημείο Β αντιστοιχεί στη «μικρή» τάση και το «μεγάλο» ρεύμα ( Z l < Z s και κατά συνέπεια V < V C ), έτσι ώστε το γινόμενό τους να δίνει την ίδια ισχύ. Το σύστημα λειτουργεί ικανοποιητικά για τα σημεία λειτουργίας Α (που βρίσκονται στον άνω κλάδο των καμπύλων), καθώς εκεί έχουμε μικρότερες απώλειες (λόγω του μικρότερου ρεύματος) και ευσταθή λειτουργία (λόγω της απόστασης από την κρίσιμη τάση, μεταβολές εντός λογικών ορίων δεν προκαλούν την κατάρρευσή της). 1.7 Τύποι αστάθειας Στα ΣΗΕ ξεχωρίζουμε τρεις τύπους ασταθούς συμπεριφοράς: Αστάθεια μόνιμης κατάστασης Πρόκειται για δυνατό αλλά πρακτικά απίθανο φαινόμενο σε μεγάλα ΣΗΕ. Δεν είναι δυνατόν να οριστεί με ακρίβεια η αστάθεια μόνιμης κατάστασης για μεγάλα συστήματα σε σχέση με τις γωνιακές διαφορές των γεννητριών. Γενικά, μεταξύ απομακρυσμένων γεννητριών σε ένα μεγάλο σύστημα, μπορούμε να έχουμε γωνιακές διαφορές μεγαλύτερες των 90 χωρίς να υπάρχει κίνδυνος για αστάθεια μόνιμης κατάστασης. Σε άλλες περιπτώσεις όμως, ανάλογα με τα χαρακτηριστικά και τις θέσεις των φορτίων, μπορεί να έχουμε αστάθεια μόνιμης κατάστασης και για γωνιακές διαφορές μικρότερες των 90. Στα συστήματα όπου ο κίνδυνος για αστάθεια μόνιμης κατάστασης είναι υπαρκτός, οι χειριστές καταλαβαίνουν ότι επέρχεται μια τέτοια κατάσταση, όταν ξεπεραστούν ορισμένα όρια στις βαθμιαίες μεταβολές ορισμένων ποσοτήτων, όπως είναι, για παράδειγμα, το βύθισμα της τάσης. Τότε αλλάζουν τις συνθήκες λειτουργίας προκειμένου να αποφευχθεί η αστάθεια. Αφού ξεπεραστούν τα όρια, ο ρυθμός μεταβολής των ποσοτήτων αυξάνει ταχύτατα και σε λίγα δευτερόλεπτα επέρχεται αποσυγχρονισμός. Αστάθεια μεταβατικής κατάστασης Χαρακτηρίζεται έτσι η αδυναμία ενός συστήματος να διατηρήσει τον συγχρονισμό του μετά από κάποια διαταραχή, στο χρονικό διάστημα που μεσολαβεί από την εφαρμογή της διαταραχής μέχρι την ουσιαστική ενεργοποίηση των συστημάτων ελέγχου πραγματικής ισχύος. Μπορεί να συμβεί σε οποιοδήποτε ΣΗΕ δέχεται μεγάλες διαταραχές, όπως ένα βραχυκύκλωμα σε υπερφορτισμένη γραμμή μεγάλης ισχύος ή ξαφνική απόρριψη μεγάλων φορτίων. Από τη διαταραχή δημιουργούνται ταλαντώσεις στους δρομείς των γεννητριών και, κατά συνέπεια, μεγάλες διακυμάνσεις των γωνιακών ταχυτήτων και των γωνιακών διαφορών των δρομέων, από τις οποίες διαπιστώνεται η αστάθεια μεταβατικής κατάστασης. Η αντιμετώπιση της κατάστασης αυτής διευκολύνεται όταν διαθέτουμε επαρκή στρεφόμενη εφεδρεία. Δυναμική αστάθεια Χαρακτηρίζεται έτσι η αδυναμία ενός συστήματος να διατηρήσει τον συγχρονισμό του μετά την πρώτη αρχική ταλάντωση (περίοδος μεταβατικής ευστάθειας) και μέχρι να αποκατασταθεί μια νέα ισορροπία μόνιμης κατάστασης. Αν οι ταλαντώσεις δεν είναι αποσβενύμμενες αλλά αυξάνονται, δεν αποκαθίσταται νέα κατάσταση ισορροπίας και το σύστημα οδηγείται σε ~ 30 ~

31 αστάθεια. Αυτός ο τύπος αστάθειας οφείλεται κυρίως στη δράση των συστημάτων ελέγχου της συχνότητας και της ανταλλαγής ισχύος στις διασυνδετικές γραμμές. Με βάση τους τύπους αστάθειας που ορίστηκαν, χωρίζουμε τη μετασφαλματική περίοδο στα παρακάτω τρία χρονικά διαστήματα: Αρχικό διάστημα, το οποίο αρχίζει με την εφαρμογή της διαταραχής και τελειώνει μετά από ένα δευτερόλεπτο. Στο διάστημα αυτό έχουμε μόνο την επίδραση των πηνίων απόσβεσης, τη λειτουργία των συστημάτων προστασίας και των διακοπτών, την εισαγωγή πυκνωτών ενίσχυσης, κ.λπ. Οι ηλεκτρομηχανικές ταλαντώσεις των δρομέων των μηχανών δεν επηρεάζονται σε αυτό το διάστημα από τα συστήματα ελέγχου συχνότητας και τάσης. Ενδιάμεσο διάστημα, το οποίο ακολουθεί το αρχικό διάστημα και έχει συνολική διάρκεια περίπου 5 δευτερόλεπτα. Στο διάστημα αυτό έχουμε την επίδραση των συστημάτων ελέγχου συχνότητας και τάσης. Τελικό διάστημα, το οποίο διαρκεί μερικά λεπτά. Στο διάστημα αυτό έχουμε την επίδραση παραγόντων με μεγάλη χρονική σταθερά, όπως η χρονική σταθερά του λέβητα και των κυκλωμάτων αναθέρμανσης ατμού στους ατμοηλεκτρικούς σταθμούς, μόνιμη απώλεια γεννητριών, απόρριψη φορτίων κ.λπ. Ακόμα και αν το σύστημα διατηρήσει τον συγχρονισμό του μετά από αυτά τα διαστήματα, ο κίνδυνος δεν έχει ακόμα ξεπεραστεί. Πιθανή μόνιμη απώλεια συσκευών μπορεί να οδηγήσει σε απώλεια συχνότητας, με αργό ή γρήγορο ρυθμό. Τότε πρέπει να ενεργοποιηθεί ο δευτερεύων έλεγχος προκειμένου να αποκατασταθεί η συχνότητα. Αυτό σημαίνει κυρίως απόρριψη μικρότερης σημασίας φορτίων με σκοπό να σταματήσει το βύθισμα της συχνότητας σε περίπτωση που δεν διαθέτουμε επαρκή θερμή εφεδρεία ή τον χρόνο για την ενεργοποίησή της. 1.8 Διασύνδεση των ΣΗΕ Η διασύνδεση των Συστημάτων Ηλεκτρικής Ενέργειας με γειτονικά τους συστήματα και η μεταξύ τους συνεργασία για την αξιόπιστη και οικονομική εξυπηρέτηση των καταναλωτών τους απότελούν συχνό φαινόμενο. Οι λόγοι για τους οποίους συμφέρει η διασύνδεση των ΣΗΕ είναι πολλοί, αλλά μπορούν να ταξινομηθούν σε τρεις βασικές κατηγορίες: α) Λειτουργικοί λόγοι. β) Οικονομικοί λόγοι. γ) Περιβαλλοντικοί λόγοι. α) Λειτουργικοί λόγοι Η διασύνδεση των ΣΗΕ αυξάνει σημαντικά την αξιοπιστία τους. Το διασυνδεδεμένο σύστημα παρουσιάζει μεγαλύτερη αδράνεια στις απότομες μεταβολές του φορτίου (αιχμές φορτίου), αφού όλοι οι σταθμοί παραγωγής του διασυνδεδεμένου συστήματος συμμετέχουν στη κάλυψη των μεταβολών του φορτίου. Αυτό συνεπάγεται πως η απώλεια μιας μονάδας σε μια περιοχή ελέγχου του διασυνδεδεμένου συστήματος θα καλυφθεί από την αύξηση της παραγωγής όλων των ~ 31 ~

32 μονάδων του διασυνδεδεμένου συστήματος, τουλάχιστον έως ότου μπορέσει να αυξήσει η περιοχή αυτή την παραγωγή της για να καλύψει την απώλεια. Αυξάνεται, λοιπόν, σημαντικά η αξιοπιστία της λειτουργίας του διασυνδεδεμένου συστήματος. Η διασύνδεση επηρεάζει και την απαίτηση για στρεφόμενη εφεδρεία του συστήματος. Ένα ΣΗΕ που λειτουργεί αυτόνομα θα πρέπει να έχει προβλέψει αρκετή στρεφόμενη εφεδρεία, ώστε να μπορεί να καλύψει την απώλεια μιας μεγάλης μονάδας παραγωγής του. Αυτό σημαίνει ότι θα πρέπει να λειτουργήσουν περισσότερες μονάδες από όσες θα ήταν απαραίτητες για την κάλυψη του φορτίου και μόνο, άρα αντιοικονομική λειτουργία του συστήματος. Όταν όμως το σύστημα λειτουργεί ως μέρος ενός μεγαλύτερου, διασυνδεδεμένου συστήματος, τότε μπορεί να μειώσει την απαίτησή του σε στρεφόμενη εφεδρεία από τις δικές του μονάδες, και να βασιστεί στην εφεδρεία του διασυνδεδεμένου συστήματος, επιτυγχάνοντας οικονομικότερη λειτουργία. β) Οικονομικοί λόγοι Όταν ένα ΣΗΕ λειτουργεί αυτόνομα, προγραμματίζει και λειτουργεί τους δικούς του σταθμούς παραγωγής με τέτοιο τρόπο, ώστε να εξυπηρετεί όσο πιο οικονομικά γίνεται τους πελάτες του. Τα διασυνδεδεμένα, όμως, συστήματα, έχουν τη δυνατότητα να συνάψουν μια ποικιλία αμοιβαία επωφελών συμφωνιών, εφ όσον φυσικά το επιτρέπουν οι περιορισμοί στη μεταφορά ισχύος που τίθενται από το δίκτυο μεταφοράς. Μερικές από τις πιο συνηθισμένες συμβάσεις ανταλλαγών είναι οι εξής: Οικονομικές ανταλλαγές ενέργειας Στα πλαίσια της αγοράς ενέργειας, η διασύνδεση των ΣΗΕ επιτρέπει την πώληση και αγορά ενέργειας μεταξύ των συστημάτων, αποφέροντας οικονομικά οφέλη. Ανταλλαγές ισχύος Αν, για κάποιο λόγο, μια ηλεκτρική εταιρία αδυνατεί να αποκτήσει την απαιτούμενη για την αξιόπιστη λειτουργία της εγκατεστημένη ισχύ, μπορεί να συνάψει συμφωνία ανταλλαγής ισχύος με μια γειτονική εταιρεία, που την ίδια χρονική περίοδο τυχαίνει να έχει περίσσεια εγκατεστημένης ισχύος (γιατί π.χ. τέθηκε πρόσφατα σε λειτουργία μια καινούργια μονάδα της). Υπάρχουν μακροπρόθεσμες και βραχυπρόθεσμες συμφωνίες ανταλλαγών ισχύος. Ανταλλαγές λόγω ανομοιομορφίας φορτίου Όταν η αιχμή του φορτίου δύο εταιρειών παρουσιάζεται σε διαφορετικές χρονικές περιόδους, τότε οι δυο εταιρείες μπορούν να συνεργαστούν για την οικονομικότερη κάλυψη των φορτίων τους. Υδροθερμική συνεργασία συστημάτων Ένα κατά κύριο λόγο υδροηλεκτρικό σύστημα μπορεί να συνεργαστεί με ένα κυρίως θερμικό σύστημα. Σε περιόδους πολλών βροχοπτώσεων, το υδροηλεκτρικό σύστημα εξάγει ενέργεια στο θερμικό, ενώ εισάγει από αυτό σε περιόδους ξηρασίας. γ) Περιβαλλοντικοί λόγοι Η παγκόσμια ευαισθητοποίηση για το περιβάλλον επηρεάζει όλο και περισσότερο τις αποφάσεις για τις νέες πηγές ενέργειας, τις τοποθεσίες των νέων σταθμών παραγωγής και των συστημάτων μεταφοράς. Με τη διασύνδεση και τη συνεργασία των συστημάτων μπορούν να ελαττωθούν οι ~ 32 ~

33 συνολικές απαιτήσεις σε εγκατεστημένη ισχύ (μείωση απαίτησης για στρεφόμενη εφεδρεία κάθε συστήματος) ενώ μπορεί να δοθεί προτεραιότητα στη λειτουργία φιλικών προς το περιβάλλον σταθμών παραγωγής και να ελαχιστοποιηθεί η χρήση των ρυπογόνων σταθμών. Οι διασυνδέσεις των συστημάτων ξεκίνησαν σε τοπικά ηλεκτρικά δίκτυα για λόγους αξιοπιστίας. Γρήγορα όμως φάνηκαν τα οικονομικά οφέλη από τις διασυνδέσεις και σταδιακά εμφανίστηκαν και διεθνείς διασυνδέσεις. Η πρώτη διεθνής διασύνδεση έγινε μεταξύ Καναδά και ΗΠΑ το Στην Ευρώπη, η πρώτη διεθνής διασύνδεση έγινε το 1929 μεταξύ Αυστρίας και Γερμανίας. Σήμερα, σχεδόν όλα τα ΣΗΕ της Ευρώπης είναι διασυνδεδεμένα, σχηματίζοντας ένα ευρύτερο δίκτυο, το Ευρωπαϊκό Δίκτυο Διαχειριστών Συστημάτων Μεταφοράς (European Network of Transmission System Operators for Electricity, ENTSO E). Το ελληνικό ενεργειακό σύστημα είναι μέρος του ENTSO E. 1.9 Αποδοτικότερα συστήματα μεταφοράς και διανομής Κάθε γραμμή μεταφοράς έχει μια μέγιστη τιμή μεταφερόμενης ισχύος. Η τιμή αυτή καθορίζεται από τρία όρια, τα οποία, με σειρά μειούμενης τιμής, είναι: Θερμικό όριο, το οποίο είναι η ονομαστική μεταφορική ικανότητα της γραμμής για συγκεκριμένη θερμοκρασία, Ανεξέλεγκτο όριο ροής ισχύος, δηλαδή το όριο που προσδιορίζεται από το νόμο της φυσικής για μεταφορά ισχύος, χωρίς όμως να εξασφαλίζεται η δυναμική ευστάθεια, Όριο ευστάθειας, δηλαδή το όριο που επιβάλλεται για ασφαλή, δυναμικά ευσταθή μεταφορά ισχύος. Στα περισσότερα σύγχρονα διασυνδεδεμένα ΣΗΕ, η μεταφερόμενη από τις γραμμές ισχύς περιορίζεται από τη μεταβατική ευστάθεια και την ευστάθεια τάσης. Το όριο αυτό όμως, ανάλογα με τα χαρακτηριστικά του κάθε συστήματος, μπορεί να φτάνει για παράδειγμα τα MW για ασφαλή λειτουργία γραμμής 500kV τη στιγμή που το θερμικό της όριο μπορεί να φτάνει τα 3000 MW. Για το λόγο αυτό γίνονται συνεχώς προσπάθειες για αύξηση του ορίου ευστάθειας ώστε να έχουμε αποδοτικότερη χρήση των γραμμών μεταφοράς, χωρίς όμως να διακινδυνεύεται η ασφαλής λειτουργία του συστήματος. Στο πλαίσιο αυτό δημιουργήθηκαν τα Ευέλικτα Συστήματα Μεταφοράς ΕΡ και τα Ευέλικτα Συστήματα Διανομής. Ευέλικτα Συστήματα Μεταφοράς ΕΡ (Flexible AC Transmission Systems (FACTS)) ορίζουμε τα συστήματα μεταφοράς ΕΡ που ενσωματώνουν στη δομή τους ελεγκτές βασισμένους σε ηλεκτρονικά ισχύος αλλά και άλλους στατικούς ελεγκτές, με στόχο την αύξηση της δυνατότητας ασφαλούς μεταφοράς ισχύος και ταυτόχρονη βελτίωση της δυνατότητας ελέγχου. Ευέλικτα Συστήματα Διανομής (Flexible Distribution Systems (FDS)) ορίζουμε τα συστήματα διανομής τα οποία, χρησιμοποιώντας ηλεκτρονικούς ελεγκτές καθιστούν τη διανομή της ηλεκτρικής ενέργειας πιο αξιόπιστη, περισσότερο ελέγξιμη και ταυτόχρονα πιο αποδοτική. Στα FDS περιλαμβάνονται τα συστήματα διανομής με ενσωματωμένους ελεγκτές ηλεκτρονικών ισχύος ή διασυνδέσεις ΣΡ με μετατροπείς πηγής τάσης και συστήματα διανομής που χρησιμοποιούν μόνο ΣΡ. ~ 33 ~

34 ΟΙ ΣΥΝΙΣΤΩΣΕΣ ΕΝΟΣ ΣΗΕ ΚΕΦΑΛΑΙΟ 2 Ένα σύστημα ηλεκτρικής ενέργειας αποτελείται από πολλές διαφορετικές μεταξύ τους διατάξεις, οι οποίες επιτελούν διαφορετικές λειτουργίες. Η σύγχρονη γεννήτρια, οι σταθμοί παραγωγής, ο τριφασικός μετασχηματιστής ισχύος, η γραμμή μεταφοράς, οι διατάξεις αντιστάθμισης άεργου ισχύος και τα φορτία αποτελούν τις βασικές συνιστώσες ενός ΣΗΕ οποιουδήποτε μεγέθους. Τα χαρακτηριστικά λειτουργίας τους επηρεάζουν τη λειτουργία όλου του συστήματος, καθώς και την ικανότητά του να παραμένει ευσταθές. Προκειμένου να γίνει περισσότερο κατανοητή η διαδικασία επαναφοράς που θα περιγραφεί μέσα από την παρούσα εργασία, κρίνεται σκόπιμο να συνοψίσουμε στη συνέχεια τα χαρακτηριστικά των διατάξεων αυτών. 2.1 Οι σύγχρονες γεννήτριες Στα σύγχρονα συστήματα ηλεκτρικής ενέργειας, το μεγαλύτερο μέρος της ηλεκτρικής ισχύος παράγεται από τριφασικές σύγχρονες γεννήτριες. Οι μηχανές αυτές αποτελούν ένα αξιόπιστο και αποδοτικό μέσο μετατροπής μηχανικής ενέργειας (με τη περιστροφή του άξονά τους) σε ηλεκτρική ενέργεια. Εγκαθίστανται στους σταθμούς παραγωγής, όπου ενέργεια κάποιας άλλης μορφής (για παράδειγμα θερμική) μετατρέπεται αρχικά σε μηχανική ενέργεια περιστροφής του άξονά τους και στη συνέχεια, από αυτές, σε ηλεκτρική. Στις μέρες μας, σύγχρονες γεννήτριες ονομαστικής ισχύος της τάξεως μερικών εκατοντάδων MVA, μέχρι και πάνω από 1000 MVA, αποτελούν κοινή πρακτική. Η λειτουργία της σύγχρονης γεννήτριας βασίζεται στο νόμο της ηλεκτρομαγνητικής επαγωγής του Faraday. Ονομάζεται σύγχρονη διότι αυτός ο τύπος γεννήτριας λειτουργεί στη μόνιμη κατάσταση υπό σταθερή ταχύτητα και συχνότητα. Αποτελείται από δύο βασικά μέρη, τον στάτη, που είναι το ακίνητο μέρος της μηχανής, και τον δρομέα ή ρότορα, που είναι το περιστρεφόμενο μέρος. Στο στάτη υπάρχουν τρία τυλίγματα, τα οποία διευθετούνται στο χώρο σε τρεις συμμετρικές ζώνες (μία για κάθε φάση) και απέχουν μεταξύ τους 120. Στο δρομέα υπάρχει το τύλιγμα διέγερσης, το οποίο τροφοδοτείται από μια πηγή συνεχούς ρεύματος, τη διεγέρτρια. Η διεγέρτρια μπορεί να είναι μια γεννήτρια συνεχούς η οποία τοποθετείται στον ίδιο άξονα με αυτόν της σύγχρονης μηχανής, ή μια ξεχωριστή πηγή συνεχούς ρεύματος, συνδεόμενη στο τύλιγμα διέγερσης με ψήκτρες. Οι μεγάλες γεννήτριες έχουν συνήθως διεγέρτριες που αποτελούνται από πηγή εναλλασσόμενου που διαθέτει ανορθωτική διάταξη. Η τροφοδοσία της διεγέρτριας αποτελεί το κυριότερο από τα εσωτερικά φορτία μιας μονάδας παραγωγής, τα οποία ονομάζονται βοηθητικά (house load) και είναι απαραίτητα για τη λειτουργία της. Στο Σχήμα 2.1. παρουσιάζεται η σχηματική παράσταση της τομής μιας τριφασικής σύγχρονης γεννήτριας. ~ 34 ~

35 Σχήμα 2.1: Σχηματική παράσταση της τομής μιας τριφασικής σύγχρονης γεννήτριας. Ξεχωρίζουμε δύο βασικούς τύπους δρομέα, τον κυλινδρικό δρομέα και τον δρομέα με έκτυπους πόλους. Οι γεννήτριες υψηλής ταχύτητας συνηθίζεται να έχουν κυλινδρικό δρομέα (ουσιαστικά δρομέας δύο πόλων) και περιστρέφονται ως προς οριζόντιο άξονα. Αυτές χρησιμοποιούνται σε εγκαταστάσεις με ατμοστρόβιλους ή αεριοστρόβιλους, καθώς τα μηχανήματα αυτά λειτουργούν πιο αποδοτικά σε υψηλές ταχύτητες. Αντίθετα, οι υδροστρόβιλοι λειτουργούν πιο αποδοτικά σε χαμηλές ταχύτητες. Σε εφαρμογές υδροστροβίλων λοιπόν, χρησιμοποιούνται γεννήτριες μικρής ταχύτητας, με πολλούς έκτυπους πόλους, οι οποίες περιστρέφονται ως προς κατακόρυφο άξονα. Στις μηχανές με έκτυπους πόλους συναντάμε συνήθως τυλίγματα απόσβεσης, που αποτελούνται από βραχυκυκλωμένες ράβδους χαλκού, τοποθετημένες κατά μήκος της επιφάνειας των πόλων. Τα τυλίγματα αυτά μειώνουν τις μηχανικές ταλαντώσεις του ρότορα που προκαλούνται κατά τη διάρκεια μεταβατικών καταστάσεων της μηχανής, όπως κατά την εκκίνησή της ή υπό την επίδραση μη κανονικών συνθηκών λειτουργίας. Η σχεδίαση του στάτη και του δρομέα είναι τέτοια ώστε, για σταθερή ταχύτητα δρομέα, να παράγεται μια ημιτονοειδής τάση σε κάθε ένα από τα τυλίγματα του στάτη. Οι τρεις αυτές τάσεις έχουν ίδιο μέτρο και ίδια συχνότητα, ενώ παρουσιάζουν φασική διαφορά 120 μεταξύ τους. Έτσι, αν τα τρία τυλίγματα του στάτη συνδεθούν σε τριφασική διάταξη, σχηματίζεται μια τριφασική πηγή. Η συχνότητα της παραγόμενης τάσης συνδέεται με τη μηχανική συχνότητα περιστροφής του δρομέα με τη σχέση: f = p 2 N 60 = p 2 f m Hz όπου p ο αριθμός των πόλων, N η ταχύτητα του δρομέα σε στροφές ανά λεπτό (rpm), f m = N 60 η μηχανική συχνότητα σε στροφές ανά δευτερόλεπτο (Hz). Όταν η σύγχρονη γεννήτρια λειτουργεί στη μόνιμη κατάσταση και βρίσκεται υπό συμμετρική φόρτιση, παρουσιάζει τριφασική συμμετρία. Στη περίπτωση αυτή μπορούμε να τη μελετήσουμε ανά φάση, χρησιμοποιώντας το μονοφασικό ισοδύναμό της. Το ανά φάση ισοδύναμο κύκλωμα ~ 35 ~

36 σύγχρονης γεννήτριας κυλινδρικού δρομέα στη μόνιμη κατάσταση λειτουργίας φαίνεται στο Σχήμα 2.2. Σχήμα 2.2: Ισοδύναμο κύκλωμα σύγχρονης γεννήτριας κυλινδρικού δρομέα Όπως παρατηρούμε, αποτελείται από πηγή τάσης Εα συνδεδεμένη σε σειρά με αντίσταση Rs, που είναι η σύγχρονη αντίδραση της γεννήτριας και λαμβάνει υπόψιν τη ροή που παράγεται από τα ρεύματα του στάτη. Το μέτρο της, είναι ανάλογο του ρεύματος διέγερσης ( Ε ~if). Η πηγή τάσης Εα παριστά τη φασική τάση ανοικτού κυκλώματος, δηλαδή για λειτουργία χωρίς φορτίο, των τυλιγμάτων του στάτη, η οποία οφείλεται στο ρεύμα διέγερσης. Ισχύει: Εα = Vα + Rs Iα + j Xs Iα Γωνία ισχύος ορίζεται η γωνία του Vα. και ορίζεται θετική όταν το Εα προηγείται Σε μια πραγματική σύγχρονη γεννήτρια, εκτός από τις πολύ μικρές, ισχύει ότι Rs Xs οπότε, προκειμένου να απλοποιήσουμε την παράσταση, αμελούμε την αντίσταση του στάτη, δηλαδή θέτουμε Rs = 0. Τότε, για τη πραγματική και άεργο ισχύ της γεννήτριας αντίστοιχα έχουμε: PG = Ε V Xs sinδm και QG = V r Xs ( E cosδ m V ) Στις γεννήτριες με έκτυπους πόλους, η σύγχρονη αντίδραση της μηχανής μεταβάλλεται συναρτήσει της θέσης του δρομέα, κάτι που δεν συμβαίνει στις γεννήτριες κυλινδρικού δρομέα. Για το λόγο αυτό, στις γεννήτριες με έκτυπους πόλους χρησιμοποιούμε τον μετασχηματισμό Park, αναλύοντας τις ποσότητες του στάτη (ρεύματα, τάσεις και ροές) σε δύο κάθετες μεταξύ τους συνιστώσες, με τη μια τοποθετημένη κατά μήκος του άξονα του έκτυπου πόλου του δρομέα, που είναι γνωστός ως ευθύς άξονας (d άξονας) και την άλλη τοποθετημένη σε άξονα κάθετο προς τον ευθύ άξονα που υστερεί 90 έναντι αυτού και είναι γνωστός ως εγκάρσιος άξονας (q άξονας). Στις γεννήτριες με έκτυπους πόλους ισχύει: Εα = Vα + Rs Iα + j Xd Idα + j Xq Iqα ~ 36 ~

37 Λειτουργία των γεννητριών χωρίς κεντρικό έλεγχο Κάθε ΣΗΕ έχει την ικανότητα να εργάζεται χωρίς κεντρικό έλεγχο. Αυτό είναι δυνατό εξαιτίας των δυο συστημάτων ελέγχου που διαθέτει κάθε στροβιλογεννήτρια (η διάταξη της σύγχρονης γεννήτριας μαζί με τον στρόβιλο που την κινεί), δηλαδή τον έλεγχο πραγματικής ισχύος συχνότητας P f και τον έλεγχο άεργου ισχύος - τάσης Q V. Οι έλεγχοι αυτοί, μαζί με τη φυσική ρύθμιση του φορτίου, εξαναγκάζουν τις γεννήτριες μιας περιοχής να μοιράζονται το φορτίο. Σχήμα 2.3: Βρόχοι ελέγχου στροβιλογεννήτριας Ο σκοπός του ελέγχου πραγματικής ισχύος συχνότητας P f είναι να ελέγχει τη συχνότητα f και την ισχύ στις διασυνδετικές γραμμές. Η μεταβολή της συχνότητας Δfi και της ισχύος στις διασυνδετικές γραμμές ΔPtie, που δίνει έμμεση πληροφορία για τη μεταβολή της διαφοράς των γωνιών των τάσεων στα άκρα τους Δδ, αφού ενισχυθούν, μετατρέπονται σε ένα σήμα ρύθμισης της μηχανικής ισχύος που τροφοδοτείται στη γεννήτρια ΔPci. Αυτή η ρύθμιση έχει ως αποτέλεσμα μια μεταβολή στη πραγματική ισχύ εξόδου της γεννήτριας ΔPGi, που σκοπό έχει να μεταβάλει την αρχική κατάσταση του συστήματος. Ο σκοπός του ελέγχου άεργου ισχύος - τάσης Q V είναι να ελέγχει το μέτρο της τάσης Vi. Αρχικά, εκτιμάται το σφάλμα τάσης Δ Vi και αυτό το σφάλμα μετατρέπεται σε ένα σήμα μεταβολής της άεργου ισχύος ΔQci, που τροφοδοτείται στην πηγή διέγερσης. Το αποτέλεσμα είναι μια μεταβολή στο ρεύμα διέγερσης του δρομέα, που μεταβάλει την παραγωγή άεργου ισχύος ΔQGi και την τάση στους ακροδέκτες της γεννήτριας. Οι δυο αυτοί βρόχοι ελέγχου είναι σημαντικοί για τη διατήρηση της ευστάθειας των ΣΗΕ. Προσδίδουν ευελιξία στις μονάδες παραγωγής, με γρήγορη προσαρμογή της παραγωγής στις απαιτήσεις της κατανάλωσης και αποφυγή σφαλμάτων συχνότητας και τάσης εκτός των απόδεκτών ορίων. ~ 37 ~

38 2.2 Σταθμοί παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας Η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας γίνεται με την μετατροπή μιας άλλης μορφής ενέργειας πρώτα σε μηχανική (περιστροφή του άξονα της γεννήτριας) και στη συνέχεια σε ηλεκτρική (στα τυλίγματα του στάτη της). Η μετατροπή αυτή συμβαίνει στους σταθμούς παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Οι συμβατικοί σταθμοί παραγωγής, ανάλογα με την μορφή ενέργειας που αξιοποιούν για την περιστροφή του άξονα της γεννήτριας, χωρίζονται σε δύο τύπους, θερμοηλεκτρικοί (ΘΗΣ) και υδροηλεκτρικοί (ΥΗΣ). Θερμοηλεκτρικοί σταθμοί (ΘΗΣ) Στους θερμοηλεκτρικούς σταθμούς έχουμε παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από θερμότητα. Ανάλογα με το μέσο και τις μηχανές που χρησιμοποιούν για τον θερμοδυναμικό τους κύκλο, οι σταθμοί αυτοί χωρίζονται σε ατμοηλεκτρικούς σταθμούς (ΑΗΣ), αεριοστροβιλικούς σταθμούς, σταθμούς συνδυασμένου κύκλου, ντιζελοηλεκτρικούς σταθμούς και πυρηνικούς σταθμούς. Στη συνέχεια, θα αναφερθούμε συνοπτικά στη λειτουργία κάθε τύπου ξεχωριστά. Ατμοηλεκτρικοί σταθμοί (ΑΗΣ) Οι ΑΗΣ χρησιμοποιούν ατμό για την παραγωγή ενέργειας. Με τη καύση ορυκτών καυσίμων, δηλαδή γαιάνθρακα (λιθάνθρακα, λιγνίτη ή τύρφης) ή πετρελαίου (ντίζελ ή μαζούτ) ή φυσικού αερίου στους καυστήρες του λέβητα παράγεται υψηλή θερμότητα. Στους σταθμούς που χρησιμοποιούν γαιάνθρακα (η πιο συχνή περίπτωση), αυτός κονιορτοποιείται με ειδικούς μύλους σε κόκκους συγκεκριμένων διαστάσεων και, αφού αναμιχθεί με προθερμασμένο αέρα, τροφοδοτείται στο καυστήρα και αναφλέγεται. Η θερμότητα από την καύση αξιοποιείται για την παραγωγή ατμού υψηλής θερμοκρασίας ( C) και πίεσης (160 atm), ο οποίος στη συνέχεια τροφοδοτείται στους ατμοστροβίλους για την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας. Στην έξοδο των ατμοστρόβιλων ο ατμός έχει πλέον χαμηλή πίεση και θερμοκρασία. Με τη βοήθεια ενός συμπυκνωτή, συμπυκνώνεται σε υγρό νερό και με μια αντλία τροφοδοτείται πάλι στο λέβητα. Ο κύκλος αυτός του ατμού ονομάζεται κύκλος Rankine και στους σύγχρονους ατμοηλεκτρικούς σταθμούς τροποποιείται ώστε να περιλαμβάνει και υπέρθερμο ατμό, τροφοδοσία θερμού νερού και αναθέρμανση ατμού. Η χρήση ατμού στην υψηλότερη δυνατή πίεση και θερμοκρασία αυξάνει τη θερμική απόδοση της εγκατάστασης. Επομένως, γίνονται συνεχώς προσπάθειες βελτίωσης των υλικών και της σχεδίασης των λεβήτων για επίτευξη υψηλότερων θερμοκρασιών και πιέσεων, σε λογικό πάντα οικονομικό κόστος, χωρίς να υποβαθμίζεται όμως η ασφάλεια και η αξιοπιστία. Επίσης, το κόστος κεφαλαίου ελαττώνεται όσο αυξάνεται το μέγεθος των στροβίλων, κάτι που δικαιολογεί την κατασκευή στροβίλων 500MW και μεγαλύτερων στις μέρες μας. Παρά τις προσπάθειες αύξησης της απόδοσης των ατμοηλεκτρικών σταθμών, η φύση του θερμικού κύκλου είναι τέτοια, ώστε αυτή να παραμένει σχετικά μικρή (περίπου 40% για μεγάλες μονάδες). Για την εκμετάλλευση των μεγάλων ποσοτήτων θερμικής ενέργειας που απελευθερώνονται στο περιβάλλον κατά τη συμπύκνωση του νερού, δημιουργήθηκαν τα συστήματα συμπαραγωγής. Στα συστήματα αυτά έχουμε, μαζί με την ηλεκτροπαραγωγή, ταυτόχρονη παραγωγή ατμού (ή θερμού νερού) για βιομηχανική ή οικιακή χρήση (θέρμανση χώρου, ζεστό νερό κ.λπ.) από έναν ΘΗΣ (γνωστή και ως τηλεθέρμανση). Στην Ελλάδα συναντάμε τέτοια συστήματα στη Πτολεμαΐδα, Αμύνταιο, Κοζάνη, Φλώρινα και Μεγαλόπολη. Υπάρχει επίσης η δυνατότητα για μια βιομηχανική μονάδα που χρησιμοποιεί μεγάλες ποσότητες ατμού (όπως χημικές, χαρτιού, διυλιστήρια κ.λπ.) να αξιοποιήσει την αποβαλλόμενη θερμότητα για παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας είτε για δική της ~ 38 ~

39 χρήση είτε για τροφοδοσία στο δίκτυο. Η διαδικασία αυτή ονομάζεται ιδιοπαραγωγή και έχει ως αποτέλεσμα σημαντική αύξηση της απόδοσης των μονάδων καθώς και αδιάλειπτη τροφοδότησή τους με ηλεκτρική ενέργεια. Σχήμα 2.4: Σχηματική παράσταση λειτουργίας λιγνιτικής μονάδας. Εικόνα 2.1: Άποψη των ορυχείων Πτολεμαΐδας με τον ΑΗΣ Καρδιάς στο βάθος. Η καύση των γαιανθράκων στους σταθμούς παραγωγής απελευθερώνει αέρια που περιέχουν οξείδια του θείου σε ποσοστό όγκου 0,2 0,3%, προκαλώντας ρύπανση του περιβάλλοντος. Για το λόγο αυτό είναι πολλές φορές απαραίτητη η εγκατάσταση ηλεκτροστατικών φίλτρων κατακράτησης θείου, τα οποία έχουν σημαντικό οικονομικό κόστος αλλά μπορούν να περιορίσουν σημαντικά τη μόλυνση. ~ 39 ~

40 Οι ατμοηλεκτρικές μονάδες έχουν μεγάλο χρόνο ψυχρής εκκίνησης και ανάληψης ονομαστικού φορτίου, κυρίως λόγω των θερμοδυναμικών μεγεθών και του μεγέθους της ονομαστικής ισχύος τους. Για τις μεγάλες λιγνιτικές μονάδες ισχύος 500MW, ο χρόνος αυτός φτάνει τις 8 ώρες. Γι αυτό το λόγο, οι ατμοηλεκτρικές μονάδες χρησιμοποιούνται ως μονάδες βάσης σε ένα ΣΗΕ υπό κανονικές συνθήκες, προβλέπεται δηλαδή λειτουργία τους για ορισμένο χρονικό διάστημα και κάλυψη σταθερού ποσού ισχύος. Αεριοστροβιλικοί σταθμοί Χρησιμοποιούν έναν αεριοστρόβιλο για την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας. Ο αεριοστρόβιλος είναι ένας κινητήρας turboshaft, και με τη λειτουργία του περιστρέφει έναν άξονα, ο οποίος συνδέεται με τον άξονα της γεννήτριας και την περιστρέφει, παράγοντας ηλεκτρική ενέργεια. Ο αεριοστρόβιλος αποτελείται από τον θάλαμο καύσης, τον στρόβιλο και τον συμπιεστή. Ο συμπιεστής, κινούμενος από τον στρόβιλο, συμπιέζει τον αέρα που εισέρχεται σε αυτόν σε πίεση περίπου 10bar. Ο συμπιεσμένος αέρας τροφοδοτείται στον θάλαμο καύσης όπου αναμιγνύεται με καύσιμο (πετρέλαιο ή φυσικό αέριο) και το μίγμα αναφλέγεται. Τα θερμά αέρια της καύσης (περίπου 850 C) κινούν τον στρόβιλο, ο οποίος κινεί τον άξονα της μηχανής. Στην έξοδό τους, τα αέρια διατηρούν σχετικά υψηλή θερμοκρασία (περίπου 600 C), συμβάλλοντας, μαζί με τις απώλειες ενέργειας στον συμπιεστή, στη μείωση του βαθμού απόδοσης των αεριοστροβιλικών μονάδων στο 25 30%, καθιστώντας τις μονάδες αυτές αντιοικονομικές για κανονική λειτουργία. Η ικανότητά τους όμως για γρήγορη εκκίνηση και ανάληψη φορτίου, που είναι περίπου 4 λεπτά, τις καθιστά πολύ χρήσιμες σε ένα ΣΗΕ. Είναι κατάλληλες για την κάλυψη αιχμών φορτίου ενώ, σε πολλές περιπτώσεις, είναι οικονομικότερη η ψυχρή εκκίνηση ενός αεριοστροβιλικού σταθμού από τη θερμή εφεδρεία των ατμοηλεκτρικών σταθμών για την κάλυψη ξαφνικών αιχμών φορτίου. Ακόμη, οι αεριοστροβιλικές μονάδες μπορούν να χρησιμοποιηθούν και ως σύγχρονοι αντισταθμιστές, συμβάλλοντας στη διατήρηση της ονομαστικής τάσης στο δίκτυο. Στις μέρες μας, αεριοστροβιλικές μονάδες ισχύος 100MW αποτελούν συχνό φαινόμενο. Εικόνα 2.2: Αεριοστρόβιλος με το κάλυμμά του ανοιχτό. ~ 40 ~

41 Σταθμοί συνδυασμένου κύκλου Οι θερμοηλεκτρικοί σταθμοί συνδυασμένου κύκλου συνδυάζουν μια αεριοστροβιλική μονάδα με μια ατμοηλεκτρική. Για να γίνει καλύτερη εκμετάλλευση της θερμότητας που διαφεύγει στο περιβάλλον με τα θερμά καυσαέρια των αεριοστροβιλικών σταθμών, στους σταθμούς συνδυασμένου κύκλου αυτά διοχετεύονται σε ειδικούς λέβητες ανάκτησης θερμότητας για την παραγωγή ατμού, ο οποίος χρησιμοποιείται στη συνέχεια για παραγωγή ενέργειας σε ατμοστρόβιλο. Αυτή η εγκατάσταση έχει συνολικό βαθμό απόδοσης έως και 60%, υψηλότερο δηλαδή από τις ατμοηλεκτρικές μονάδες. Επίσης, η συνολική εγκατάσταση της μονάδας είναι μικρότερη και το κόστος κατασκευής είναι περίπου 35% του κόστους κατασκευής μιας αντίστοιχης ισχύος ατμοηλεκτρικής μονάδας. Μεγάλο μειονέκτημά τους είναι η χρήση πετρελαίου ή φυσικού αερίου ως καυσίμου. Οι μονάδες συνδυασμένου κύκλου έχουν μεγαλύτερο χρόνο εκκίνησης και ανάληψης φορτίου από τις αεριοστροβιλικές λόγω της μεσολάβησης του ατμοστροβίλου. Εικόνα 2.3: ΑΗΣ Αλιβερίου, ένας σταθμός συνδυασμένου κύκλου. Ντιζελοηλεκτρικοί σταθμοί Σταθμοί παραγωγής όπου για την περιστροφή της γεννήτριας χρησιμοποιείται εμβολοφόρος ντιζελοκινητήρας, χρησιμοποιώντας ως καύσιμο ποικίλους τύπους πετρελαίου, ανάλογα με το μέγεθός του. Η απόδοσή τους φτάνει το 50% αλλά λόγω του καυσίμου τους η χρήση τους είναι περιορισμένη. Πυρηνικοί σταθμοί Η γενική δομή τους είναι ίδια με των ατμοηλεκτρικών, με τη διαφορά ότι στη θέση του λέβητα των ατμοηλεκτρικών, στους πυρηνικούς έχουμε τον πυρηνικό αντιδραστήρα. Η θερμότητα παράγεται μέσω της ελεγχόμενης σχάσης του «καύσιμου» υλικού του αντιδραστήρα και χρησιμοποιείται, όπως και στους ατμοηλεκτρικούς σταθμούς, για παραγωγή ατμού, ο οποίος τροφοδοτείται σε ατμοστρόβιλο. Το «καύσιμο» μπορεί να είναι είτε ουράνιο είτε πλουτώνιο (πιο περιορισμένη η ~ 41 ~

42 χρήση του). Παρά το γεγονός ότι δεν προκαλούν ατμοσφαιρική μόλυνση, καθώς δεν απελευθερώνουν ρυπογόνα καυσαέρια, το υψηλό κόστος κατασκευής και οι κίνδυνοι διαρροής ραδιενέργειας σε περίπτωση ατυχήματος αποτελούν αποτρεπτικούς παράγοντες κατασκευής τους. Υδροηλεκτρικοί σταθμοί (ΥΗΣ) Η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας στους ΥΗΣ γίνεται αξιοποιώντας τη δυναμική ενέργεια των υδάτων. Για το σκοπό αυτό δημιουργείται ένας τεχνητός ταμιευτήρας, μέσω της κατασκευής φράγματος, σε κατάλληλο σημείο στη ροή ενός ποταμού. Η υψομετρική διαφορά μεταξύ της επιφάνειας του νερού του ταμιευτήρα και του υδροστροβίλου παρέχει κινητική ενέργεια στο νερό, το οποίο με τη ροή του την μεταδίδει στον υδροστρόβιλο, περιστρέφοντάς τον. Ο υδροστρόβιλος με τη κίνησή του περιστρέφει τη γεννήτρια, παράγοντας ηλεκτρική ενέργεια. Ανάλογα με το μέγεθος του ταμιευτήρα διαχωρίζουμε 3 τύπους υδροηλεκτρικών σταθμών: Μεγάλης δεξαμενής αποθήκευσης: η δεξαμενή γεμίζει σε περισσότερες από 400 ώρες, Μικρής δεξαμενής αποθήκευσης: η δεξαμενή γεμίζει σε 200 με 400 ώρες, Ροής ποταμών: χρησιμοποιούν τα νερά των ποταμών όπως ρέουν, ενώ είναι δυνατόν να δημιουργείται υψομετρική διαφορά 3 5m και μικρές δεξαμενές αποθήκευσης, οι οποίες γεμίζουν σε λιγότερο από 2 ώρες. Εικόνα 2.4: ΥΗΣ Κρεμαστά. Οι ΥΗΣ δεν ρυπαίνουν το περιβάλλον με τη λειτουργία τους και το λειτουργικό κόστος τους είναι πολύ μικρό. Ωστόσο, το κόστος κατασκευής του είναι υψηλό, κυρίως λόγω των έργων πολιτικού μηχανικού που απαιτούν οι σταθμοί αυτοί. Επίσης, η σχεδίαση και κατασκευή τους διαρκεί πέντε έως οκτώ χρόνια, ενώ των ατμοηλεκτρικών σταθμών τέσσερα έως έξι χρόνια. Για την κατασκευή τους απαιτούνται κατάλληλες εδαφικές συνθήκες, ενώ οικολογικοί και βιολογικοί παράγοντες θέτουν συχνά στενά όρια για την αξιοποίηση των υδάτινων πόρων στην παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας. Έτσι, αυτοί οι σταθμοί συνήθως σχεδιάζονται ώστε να εξυπηρετούν πολλούς σκοπούς ~ 42 ~

43 πέρα από τη παραγωγή ενέργειας, όπως είναι ο έλεγχος της ροής του ποταμού και η αποθήκευση νερού για άρδευση και πόση. Οι ΥΗΣ έχουν ικανότητα ψυχρής εκκίνησης και ανάληψης φορτίου σε περίπου 2 λεπτά, γι αυτό, όταν συνεργάζονται με θερμοηλεκτρικούς σταθμούς, είναι κατάλληλοι για την τροφοδοσία των φορτίων αιχμής. Ακόμη, σε περιπτώσεις που το νερό είναι λίγο ή το ηλεκτρικό φορτίο μικρό και η ηλεκτρική ενέργεια που παράγεται από ΑΗΣ βάσης μικρού κόστους, μπορούμε να χρησιμοποιήσουμε τον υδροστρόβιλο ως αντλιοστρόβιλο ώστε να αντλήσουμε νερό στον ταμιευτήρα. Για να έχουμε δυνατότητα τέτοιας λειτουργίας χρειαζόμαστε κατάλληλο υδροστρόβιλο καθώς και μια δεξαμενή στην έξοδό του (η οποία είναι επίσης χρήσιμη για τον έλεγχο των αρδεύσεων. Οι ΥΗΣ αυτοί ονομάζονται υδραντλητικοί σταθμοί. Η αλλαγή μεταξύ των δύο καταστάσεων μπορεί να γίνει σε 4 λεπτά, ενώ η σύγχρονη μηχανή σε αυτές τις εγκαταστάσεις μπορεί να χρησιμοποιηθεί και σαν σύγχρονος αντισταθμιστής άεργου ισχύος. Εικόνα 2.5: ΥΗΣ Θησαυρού, υδραντλητικός σταθμός. Ανανεώσιμες πηγές ενέργειας (ΑΠΕ) Τα τελευταία χρόνια, λόγω της ανάγκης προστασίας του περιβάλλοντος αλλά και μείωσης χρήσης των ορυκτών καυσίμων, καθώς τα αποθέματά τους συνεχώς μειώνονται, έχουν γνωρίσει μεγάλη ανάπτυξη οι λεγόμενες Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας. Ο όρος αυτός αναφέρεται σε μορφές ενέργειας το απόθεμα των οποίων στον πλανήτη μας ανανεώνεται καθημερινά, ενώ η εκμετάλλευσή τους για την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας δεν δημιουργεί ρύπους. Από αυτές έχουν αξιοποιηθεί πιο αποτελεσματικά η ηλιακή ενέργεια, με τη χρήση φωτοβολταϊκών πάνελ, καθώς και η αιολική ενέργεια, με τη χρήση ανεμογεννητριών. Συχνό φαινόμενο είναι η κατασκευή μεγάλων ηλιακών και αιολικών πάρκων, τα οποία συνδέονται στο δίκτυο μεταφοράς, παρέχοντας στο σύστημα ισχύ όπως μια συμβατική μονάδα παραγωγής. Μεγάλο μειονέκτημα των ΑΠΕ, ωστόσο, παραμένει το γεγονός ότι δεν αποτελούν αξιόπιστη πηγή ενέργειας, λόγω της στοχαστικής φύσης του ανέμου και των διαστημάτων ηλιοφάνειας και της αδυναμίας αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας σε μεγάλες ποσότητες με οικονομικό τρόπο. Για το λόγο αυτό, η χρήση των συμβατικών σταθμών παραγωγής ενέργειας παραμένει αναγκαία. ~ 43 ~

44 Εικόνα 2.6: Αιολικό πάρκο Παναχαϊκού. 2.3 Μετασχηματιστές Οι μετασχηματιστές είναι πολύ σημαντικές διατάξεις ενός συστήματος ηλεκτρικής ενέργειας. Μας παρέχουν τη δυνατότητα μετασχηματισμού της τάσης, και άρα να χρησιμοποιούμε διαφορετικά επίπεδα τάσης στο σύστημα, ανάλογα με αυτό που μας συμφέρει κάθε φορά από οικονομική άποψη. Στα σύγχρονα ΣΗΕ, η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από τις σύγχρονες γεννήτριες γίνεται σε χαμηλό σχετικά επίπεδο τάσης. Στη συνέχεια, με μετασχηματιστές ισχύος, η τάση αυξάνεται σε υψηλότερα επίπεδα για τη μεταφορά μέσω των γραμμών. Αυτό συμβαίνει διότι, ενώ στα τυλίγματα των γεννητριών δεν επιθυμούμε να έχουμε πολύ υψηλή τάση για οικονομικούς λόγους (κόστος μόνωσης), η μεταφορά της ηλεκτρικής ενέργειας είναι προτιμότερο να γίνεται σε υψηλή τάση, προκειμένου να έχουμε ελαχιστοποίηση των απωλειών και αύξηση της ικανότητας φόρτισης των γραμμών. Τελικά, το επίπεδο τάσης μεταφοράς υποβιβάζεται και πάλι σε πολλά χαμηλότερα επίπεδα, προκειμένου να διανεμηθεί η ηλεκτρική ενέργεια και να χρησιμοποιηθεί από τους καταναλωτές. Για τη μελέτη της λειτουργίας των μετασχηματιστών, ιδιαίτερα χρήσιμο είναι το π ισοδύναμο κύκλωμα μετασχηματιστή δυο τυλιγμάτων. Το π ισοδύναμο προκύπτει όπως φαίνεται στο σχήμα 2.3 : Σχήμα 2.3: Π ισοδύναμο κύκλωμα μετασχηματιστή. ~ 44 ~

45 με Ζπ = jx l a Y1 = 1 jx l (1-α) Y2 = 1 jx l α(α-1) όπου α είναι ο λόγος σπειρών, X l η συνολική αντίδραση σκέδασης του μετασχηματιστή, ανηγμένη στο πρωτεύον του. Στα συστήματα ισχύος ξεχωρίζουμε τρεις βασικούς τύπους μετασχηματιστών, τον τριφασικό μετασχηματιστή, τον αυτομετασχηματιστή και τον μετασχηματιστή με μεταβλητό λόγο μετασχηματισμού. Υπάρχουν επίσης μετασχηματιστές ρύθμισης μέτρου ή/και φασικής γωνίας τάσης, αλλά η χρήση τους είναι πιο περιορισμένη. Τριφασικός μετασχηματιστής Είναι ο πιο συχνά χρησιμοποιούμενος μετασχηματιστής. Οι πολύ μεγάλης ισχύος τριφασικοί μετασχηματιστές κατασκευάζονται συνήθως από τρεις ξεχωριστούς μονοφασικούς μετασχηματιστές, συνδεδεμένους μεταξύ τους με κατάλληλες συνδεσμολογίες. Αυτό γίνεται προκειμένου να μεταφέρονται πιο εύκολα, καθώς το μέγεθός τους και το βάρος τους είναι πολύ μεγάλο. Οι μικρότερης ισχύος μετασχηματιστές έχουν συνήθως ολοκληρωμένη τριφασική κατασκευή, με ενιαίο πυρήνα και για τις τρεις φάσεις. Ο τριφασικός μετασχηματιστής έχει δύο τυλίγματα, το πρωτεύον και το δευτερεύον. Κάθε του τύλιγμα μπορεί να είναι συνδεδεμένο είτε σε συνδεσμολογία τριγώνου (Δ), είτε σε συνδεσμολογία αστέρα (Y). Έχουμε δηλαδή τέσσερις διαφορετικούς συνδυασμούς σύνδεσης πρωτεύοντος δευτερεύοντος, και είναι Υ-Υ, Δ-Δ, Υ-Δ, Δ-Υ. Σύμφωνα με την αμερικάνικη τυποποίηση ANSI (American National Standards Institute), στους Υ-Δ και Δ-Υ μετασχηματιστές οι φάσεις μαρκάρονται έτσι, ώστε οι τάσεις ως προς ουδέτερο από τους ακροδέκτες του δευτερεύοντος να προηγούνται κατά 30 των τάσεων ως προς ουδέτερο από τους αντίστοιχους ακροδέκτες του πρωτεύοντος. Αυτό έχει ως αποτέλεσμα μια φασική απόκλιση 30 στο μονοφασικό ισοδύναμο μετασχηματιστών με τέτοιες συνδέσεις. Για το μονοφασικό ισοδύναμο ενός τριφασικού μετασχηματιστή, μετατρέπουμε τη συνδεσμολογία των τυλιγμάτων του σε μια ισοδύναμη Υ-Υ συνδεσμολογία. Οι λόγοι των φασικών τάσεων πρωτεύοντος δευτερεύοντος, t, φαίνονται στον Πίνακα 2.1 : ~ 45 ~

46 Πίνακας 2.1: Λόγοι των φασικών τάσεων πρωτεύοντος δευτερεύοντος όπου α = Ν1/Ν2 ο λόγος σπειρών. Αν, ανεξαρτήτως της συνδεσμολογίας, η μονοφασική βάση ισχύος Sb 1Φ ληφθεί να είναι η ίδια και στις δύο πλευρές της ισοδύναμης Υ-Υ συνδεσμολογίας, ενώ οι βάσεις τάσης ληφθούν διαφορετικές και να έχουν λόγο: δηλαδή ίσο με τον λόγο των αντίστοιχων πολικών τάσεων, τότε το ανά μονάδα μονοφασικό ισοδύναμο των τριφασικών μετασχηματιστών έχει τις εξής μορφές: Για Υ-Υ και Δ-Δ συνδεσμολογία Για Υ-Δ και Δ-Υ συνδεσμολογία ~ 46 ~

47 Αυτομετασχηματιστής Πρόκειται για μετασχηματιστή με ένα μόνο τύλιγμα, με δυνατότητα διαφορετικών λήψεων. Τα οφέλη του έναντι του παραδοσιακού μετασχηματιστή είναι κυρίως το χαμηλότερο κόστος, το μικρότερο μέγεθος και βάρος, η υψηλότερη απόδοσή του και η καλύτερη ρύθμιση τάσης. Στο Σχήμα 2.4 φαίνεται η τυπική μορφή ενός μονοφασικού αυτομετασχηματιστή. Με τις μεταβλητές λήψεις στο μοναδικό τύλιγμα, μπορούμε να έχουμε στην έξοδο διαφορετική, κάθε φορά, τάση. Σχήμα 2.4: Τυπική μορφή ενός μονοφασικού αυτομετασχηματιστή. Μετασχηματιστής με μεταβλητό λόγο μετασχηματισμού Αφού η ηλεκτρική ενέργεια μεταφερθεί στη περιοχή που πρόκειται να καταναλωθεί, είναι αναγκαίο η τάση της να υποβιβαστεί στο επίπεδο διανομής προκειμένου να μπορεί να αξιοποιηθεί. Για να είναι η τάση που παρέχεται στην κατανάλωση σταθερή και ανεξάρτητη των διακυμάνσεων της τάσης μεταφοράς, οι μετασχηματιστές υποβιβασμού τάσης, αλλά και πολλοί μετασχηματιστές διανομής, είναι εφοδιασμένοι με λήψεις για μεταβολή του λόγου μετασχηματισμού τους. Η μεταβολή αυτή γίνεται συνήθως με τη βοήθεια κινητήρων, οι οποίοι παίρνουν εντολή γ αυτό από ειδικούς ανιχνευτές επιπέδου τάσης (ηλεκτρονόμοι συνήθως). Η τάση εξόδου του μετασχηματιστή συγκρίνεται με μια επιθυμητή τάση αναφοράς και, αν διαπιστωθεί διαφορά, δίνεται εντολή για ανύψωση ή μείωση της τάσης, αλλάζοντας τη λήψη και μεταβάλλοντας το λόγο μετασχηματισμού. Στους μικρούς μετασχηματιστές διανομής, η περιοχή μεταβολής της τάσης έχει συνήθως εύρος της τάξης του ±5% εκατέρωθεν της ονομαστικής τάσης. Σε μεγαλύτερους μετασχηματιστές, το εύρος αυτής της περιοχής είναι της τάξης του ±10% και σε ορισμένες περιπτώσεις φτάνει το ±15%. Τα βήματα μεταβολής της τάσης είναι συνήθως 1.25% ή 2.5%. Στη πράξη, οι μεταβλητές λήψεις συνήθως υπάρχουν μόνο στο πρωτεύον τύλιγμα, ενώ το δευτερεύον έχει σταθερό αριθμό σπειρών. Τα συστήματα μετασχηματιστών με μεταβλητό λόγο μετασχηματισμού θα αναφερθούν και στη παράγραφο 2.6, καθώς χρησιμοποιούνται στον έλεγχο της τάσης των ζυγών ενός ΣΗΕ. Μετασχηματιστές ρύθμισης μέτρου ή/και φασικής γωνίας Κύριο έργο των μετασχηματιστών ρύθμισης τάσης είναι να μεταβάλλουν κατά μικρά ποσά ΔV την τάση σε ένα σημείο του συστήματος. Η μεταβολή της τάσης ΔV που προκαλείται από αυτούς τους μετασχηματιστές μπορεί γενικά να ελέγχεται και ως προς το μέτρο και ως προς τη φασική γωνία. Αυτή η μεταβολή της τάσης, παρόλο που συνήθως είναι μικρή, προκαλεί σημαντική επίδραση στην ισχύ που ρέει στη γραμμή μεταφοράς στην οποία παρεμβάλλεται ένας τέτοιος μετασχηματιστής. Συνεπώς, οι μετασχηματιστές ρύθμισης τάσης μπορούν να χρησιμοποιηθούν για έλεγχο της ροής πραγματικής ή/και άεργου ισχύος στο ενεργειακό σύστημα. ~ 47 ~

48 2.4 Υποσταθμοί Οι υποσταθμοί αποτελούν τα κύρια σημεία ελέγχου της ροής της ηλεκτρικής ενέργειας στο δίκτυο. Στις εγκαταστάσεις αυτές γίνεται ο μετασχηματισμός της τάσης μεταξύ διαφορετικών επιπέδων, συνδέοντας έτσι κομμάτια του δικτύου που λειτουργούν σε διαφορετική τάση. Οι υποσταθμοί αποτελούν τους κόμβους του δικτύου. Οι γραμμές μεταφοράς ξεκινούν από αυτούς και κατάλήγουν σε αυτούς. Η σύνδεση των γραμμών μεταφοράς και των υποσταθμών γίνεται στους ζυγούς των υποσταθμών. Με τη βοήθεια των διακοπτών και των αποζευκτών, οι γραμμές μπορούν να συνδέονται και να αποσυνδέονται, αλλάζοντας τη κατανομή της ισχύος στο δίκτυο με τον επιθυμητό τρόπο. Τους υποσταθμούς τους χωρίζουμε σε δυο κατηγορίες ανάλογα με την τάση τροφοδοσίας τους: Υποσταθμοί διανομής Υποσταθμοί μεταφοράς Οι υποσταθμοί μεταφοράς υπερυψηλής τάσης, όπου γίνεται μετασχηματισμός από 400kV (Υ.Υ.Τ.) σε 150kV (Υ.Τ.), στο ελληνικό σύστημα ονομάζονται Κέντρα Υπερυψηλής Τάσης (ΚΥΤ). Αυτοί συνδέουν το δίκτυο των 400kV με το δίκτυο των 150kV μέσω των μετασχηματιστών τους. Στο Παράρτημα παρατίθενται τα μονογραμμικά σχέδια του ΚΥΤ Αράχθου, ενός υδροηλεκτρικού σταθμού, καθώς και του ΚΥΤ Καρδιάς, ενός ατμοηλεκτρικού σταθμού. Στα σχήματα και που ακολουθούν, παριστάνονται σε μονογραμμική απεικόνιση οι χαρακτηριστικές δομές πύλης και αυτομετασχηματιστή αντίστοιχα κατά τη σύνδεσή τους με τους ζυγούς ενός Υ/Σ, για το Ελληνικό Σύστημα. Σχήμα 2.4.1: Μονογραμμικό σχέδιο «πύλης» ΓΜ που συνδέεται με τους ζυγούς ΥΣ. ~ 48 ~

49 Σχήμα 2.4.2: Μονογραμμικό σχέδιο σύνδεσης ΑΜΣ με τα δίκτυα 400kV και 150kV. 2.5 Γραμμές μεταφοράς Οι γραμμές μεταφοράς αποτελούν τις αρτηρίες των συστημάτων ηλεκτρικής ενέργειας. Η βασική τους λειτουργία είναι η μεταφορά της ηλεκτρικής ενέργειας, με όσο το δυνατόν μικρότερες απώλειες, από τους σταθμούς παραγωγής στα κέντρα κατανάλωσης. Η γεωγραφική απόσταση μεταξύ παραγωγής και κατανάλωσης συνήθως είναι πολύ μεγάλη, με αποτέλεσμα στα συστήματα μεταφοράς να συναντάμε γραμμές με μήκος εκατοντάδων χιλιομέτρων. Οι τρεις βασικές παράμετροι μιας γραμμής μεταφοράς είναι: Η εν σειρά αντίσταση r, σε Ω/m Παριστάνει την ωμική αντίσταση του υλικού των αγωγών. Η εν σειρά επαγωγή L, σε H/m Παριστάνει τις τάσεις σειράς που επάγονται στους αγωγούς και προκαλούνται από τα μαγνητικά πεδία που τους περιβάλλουν. Η εγκάρσια χωρητικότητα C, σε F/m Παριστάνει τα εγκάρσια ρεύματα διαρροής μεταξύ των αγωγών που προκαλούνται από τα ηλεκτρικά πεδία που υπάρχουν στο μεταξύ των αγωγών χώρο. Οι παράμετροι αυτές είναι ομοιόμορφα κατανεμημένες σε όλο το μήκος της γραμμής μεταφοράς και, στις περισσότερες πρακτικές περιπτώσεις, εκφράζονται ανά μονάδα μήκους της γραμμής. Αν έχουμε συμμετρική γραμμή μεταφοράς, είναι δυνατόν να εκφραστούν και ανά φάση της γραμμής. ~ 49 ~

50 Μια γραμμή μεταφοράς μπορεί να μελετηθεί ανά φάση υπό τη προϋπόθεση ότι είναι μετατιθέμενη και ότι λειτουργεί υπό ισοζυγισμένες συνθήκες και άρα έχει τριφασική συμμετρία. Τότε μπορεί να παρασταθεί με ένα μονοφασικό ισοδύναμο κύκλωμα. Η μορφή του μονοφασικού ισοδύναμου εξαρτάται κυρίως από το μήκος της γραμμής, το οποίο καθορίζει και το αν θα ληφθεί υπόψιν ο κατανεμημένος χαρακτήρας των παραμέτρων της ή αν αυτές θα θεωρηθούν συγκεντρωμένες σε ένα σημείο, καθώς και το ποιες από αυτές ίσως δεν είναι τόσο σημαντικές και μπορούν να παραληφθούν. Διαχωρίζουμε έτσι τρεις τύπους γραμμών: Μικρού μήκους: γραμμές μικρότερες από 80km. Σε τέτοια μήκη, η χωρητικότητα είναι αρκετά μικρή και μπορεί να παραληφθεί χωρίς σημαντικές επιπτώσεις στην ακρίβεια του ισοδύναμου κυκλώματος. Μια τέτοια γραμμή παριστάνεται με την ανά φάση συνολική επαγωγική αντίδραση R = rl, σε σειρά με την ανά φάση συνολική επαγωγική αντίδραση Χ = jωll, όπου l το μήκος της γραμμής, όπως φαίνεται στο Σχήμα 2.5. Σχήμα 2.5: Ισοδύναμο κύκλωμα γραμμής μικρού μήκους. Μεσαίου μήκους: γραμμές με μήκος από 80km μέχρι 250km. Οι γραμμές αυτές παριστάνονται με το ονομαστικό π ισοδύναμο, όπως φαίνεται στο Σχήμα 2.6. Σχήμα 2.6: Ισοδύναμο κύκλωμα γραμμής μεσαίου μήκους. Μεγάλου μήκους: γραμμές μεγαλύτερες από 250km. Στις γραμμές αυτές πρέπει να θεωρηθεί ότι οι παράμετροί τους είναι ομοιόμορφα κατανεμημένες σε όλο το μήκος τους. Έτσι, προκύπτει το π ισοδύναμο γραμμής μεγάλου μήκους, όπως φαίνεται στο Σχήμα 2.7. ~ 50 ~

51 Σχήμα 2.7: Π ισοδύναμο κύκλωμα γραμμής μεγάλου μήκους. Όπου Ζ = zl : η συνολική σύνθετη αντίσταση της γραμμής (Ω) Υ = yl : η συνολική εγκάρσια σύνθετη αγωγιμότητα της γραμμής (S) z = r + jωl : η εν σειρά σύνθετη αντίσταση της γραμμής ανά μονάδα μήκους (Ω/m) y = jωc : η εγκάρσια αγωγιμότητα της γραμμής ανά μονάδα μήκους (S/m) γ = zy : η σταθερά διάδοσης (m 1 ) Φυσική φόρτιση ή φόρτιση κυματικής αντίστασης (Surge Impedance Loading (SIL) ), ονομάζεται η φόρτιση της γραμμής κατά την οποία, η άεργος ισχύς που απορροφάται από τη γραμμή (λόγω της εν σειρά επαγωγικής αντίστασής της) είναι ίση με την παραγόμενη άεργο ισχύ (λόγω της εγκάρσιας χωρητικότητας της γραμμής). Υπό αυτές τις συνθήκες το μέτρο της αντίστασης φορτίου είναι: Ζ0 = V I = L C όπου L η εν σειρά επαγωγή της γραμμής, C η εγκάρσια χωρητικότητα της γραμμής, δηλαδή το φορτίο είναι ίσο με τη κυματική αντίσταση ( L C ) της γραμμής. Η φυσική φόρτιση μιας γραμμής είναι μια πολύ χρήσιμη ποσότητα, την οποία χρησιμοποιούμε ως αναφορά όταν αναφερόμαστε στη φόρτιση της γραμμής. Στη περίπτωση που μια γραμμή χωρίς απώλειες (r = 0) δεν τερματίζει στο φυσικό της φορτίο, τότε το προφίλ της τάσης κατά μήκος αυτής δεν είναι σταθερό. Ακόμη, αν μια γραμμή χωρίς απώλειες τερματίζει έτσι ώστε η τάση στο άκρο αναχώρησης αυτής να είναι σταθερή και ίση με την ονομαστική της τιμή, τότε το προφίλ της τάσης υπό φυσικό ( = PSIL ), υπό ελαφρύ ( < PSIL ) και υπό βαρύ φορτίο ( > PSIL ) θα είναι όπως φαίνεται στο Σχήμα 2.8. ~ 51 ~

52 Σχήμα 2.8: Κατανομή τάσης σε γραμμή χωρίς απώλειες για ελαφρύ, φυσικό και βαρύ φορτίο. Θα μελετήσουμε στη συνέχεια τη ροή ισχύος (ενεργού και άεργου) σε μια φορτισμένη γραμμή μικρού μήκους, χωρίς απώλειες (r = 0) και με σταθερό το μέτρο της τάσης εισόδου VS (το οποίο επιτυγχάνεται με έλεγχο της διέγερσης της γεννήτριας). Για το σκοπό αυτό θεωρούμε το παρακάτω σύστημα δύο ζυγών, όπου λαμβάνουμε ως αναφορά την τάση εξόδου Vr : Στο ανά μονάδα σύστημα, η μιγαδική ισχύς στην έξοδο της γραμμής είναι: Sr = Pr + jqr = Vr I* = Vr [ V s V r jx ] = Vr [ V s cosδ+j V s sinδ V r ] = jx = V s V r X sinδ + j [ V s V r cosδ V r 2 ] X Συνεπώς έχουμε: Pr = V s V r X sinδ = Pmax sinδ και Qr = V r X ( V s cosδ V r ) ~ 52 ~

53 Παρόμοια, για την είσοδο της γραμμής έχουμε: Ps = V s V r X sinδ = Pmax sinδ και Qs = V s X ( V s V r cosδ) Η γραμμή είναι χωρίς απώλειες, επομένως αναμέναμε Ps = Pr. Στο όριο ευστάθειας μόνιμης κατάστασης (δ = 90 ) η άεργος ισχύς στα δύο άκρα της γραμμής είναι ίση με Pmax και για δ > 90 υπερβαίνει την τιμή αυτή. Για V s V r, για παράδειγμα V s = 1 pu, V r = 0.9 pu και δ = 30 (συνηθισμένη τιμή λειτουργίας για εξασφάλιση ευστάθειας), από τις προηγούμενες σχέσεις έχουμε ότι Qs = 0.22/Χ pu και Qr = -0.03/Χ. Παρατηρούμε δηλαδή ότι αν και στην είσοδο της γραμμής παρέχεται σημαντική άεργος ισχύς, στην έξοδο δεν φτάνει τίποτε. Μάλιστα, η γραμμή απαιτεί παραπάνω άεργο ισχύ από την έξοδο (0.03/Χ). Είναι φανερό λοιπόν πως η γραμμή είναι ένας σημαντικός καταναλωτής άεργου ισχύος. Για μικρές τιμές της γωνίας δ, όπου ισχύει η προσέγγιση cosδ 1, η άεργος ισχύς στην έξοδο της γραμμής είναι: Qr = V r X ( V s V r ) και προκύπτει: V r = 1 2 V s V s (1 4XQ r / V s 2 ) 1/2 Σημειώνεται ότι η λύση με το αρνητικό πρόσημο δεν γίνεται αποδεκτή. Στη μόνιμη κατάσταση λειτουργίας, η άεργος ισχύς του φορτίου QD είναι ίση με την άεργο ισχύ εξόδου Qr. Επομένως, όταν αυξάνεται η άεργος ισχύς του φορτίου, αυξάνεται και η Qr, οδηγώντας σε μείωση της τάσης V r για να ικανοποιηθεί το νέο φορτίο και αντίστροφα. Όμως, είναι σημαντικό για την ομαλή λειτουργία του φορτίου να έχουμε τάση τροφοδοσίας με μέγιστη απόκλιση ±10% της ονομαστικής τιμής. Για να διατηρήσουμε λοιπόν την τάση V r εντός αυτών των ορίων είναι απαραίτητο να καλύπτουμε την μεταβολή της άεργου ισχύος του φορτίου με τοπικές συσκευές παραγωγής ή κατανάλωσης άεργου ισχύος. Η μέθοδος αυτή ονομάζεται αντιστάθμιση άεργου ισχύος και επιτρέπει την καλύτερη αξιοποίησης της ικανότητας μεταφοράς ισχύος των γραμμών μεταφοράς χωρίς να επηρεάζεται η ευστάθεια του συστήματος. Οι αντίστοιχες συσκευές θα παρουσιαστούν στην επόμενη ενότητα. 2.6 Αντιστάθμιση άεργου ισχύος Διακρίνεται στην εν σειρά και εγκάρσια αντιστάθμιση (ανάλογα με τη σύνδεσή της με τη γραμμή) καθώς και στην παθητική και ενεργό άεργη αντιστάθμιση (ανάλογα με το αν το αντίστοιχο σύστημα περιλαμβάνει έλεγχο με ανατροφοδότηση για ρύθμιση της τάσης ή κάποιας άλλης μεταβλητής). Οι πιο συνηθισμένες μορφές αντιστάθμισης άεργου ισχύος είναι οι εν σειρά πυκνωτές, οι εγκάρσιοι πυκνωτές ή/και επαγωγές, οι σύγχρονοι αντισταθμιστές καθώς και οι στατικοί αντισταθμιστές άεργου ισχύος. Επιπλέον, μορφή αντιστάθμισης άεργου ισχύος αποτελούν οι μετασχηματιστές με δυνατότητα μεταβολής του λόγου σπειρών υπό φορτίο. Με αυτούς ελέγχεται η τιμή της τάσης στους ζυγούς και συνεπώς, η ροή της άεργου ισχύος. ~ 53 ~

54 Η άεργος ισχύς, σε αντίθεση με την πραγματική ισχύ, δεν μπορεί να μεταφερθεί σε μεγάλες αποστάσεις. Είναι λοιπόν προτιμότερο να παράγεται κοντά στα φορτία, τοπικά. Τα τοπικά κατανεμημένα συστήματα άεργης αντιστάθμισης, σε συνεργασία με τα συστήματα ελέγχου τάσης των γεννητριών στους σταθμούς παραγωγής προσδίδουν στα σύγχρονα ΣΗΕ μεγάλη αξιοπιστία και απόδοση και η τάση στους καταναλωτές εμφανίζει διακύμανση μικρότερη του ±10% της ονομαστικής της τιμής. Στη συνέχεια θα αναφερθούμε αναλυτικά στα ξεχωριστά συστήματα άεργης αντιστάθμισης. Χωρητική αντιστάθμιση σειράς Με την χωρητική αντιστάθμιση σειράς ελαττώνεται η εν σειρά μιγαδική αντίσταση της γραμμής και συνεπώς αυξάνεται η μέγιστη μεταφερόμενη ισχύς, επιτυγχάνεται δηλαδή έλεγχος της τάσης και ταυτόχρονα βελτίωση της ευστάθειας του συστήματος. Σε μια αντισταθμισμένη κατ αυτόν τον τρόπο γραμμή, η πτώση τάσης ΔV δίνεται από τη σχέση: ΔV = IRcosφ + I(XL XC )sinφ όπου φ η γωνία ισχύος στην έξοδο της γραμμής, XC η χωρητική αντίσταση της αντιστάθμισης σειράς ανά φάση, XL η επαγωγική αντίσταση της γραμμής ανά φάση. Πρακτικά, είναι δυνατόν να επιλέξουμε αντιστάθμιση με XC τέτοιο ώστε ο όρος (XL XC )sinφ να γίνει αρνητικός και το μέτρο του ίσο με Rcosφ. Στη περίπτωση αυτή η πτώση τάσης γίνεται μηδέν και δεν έχουμε ροή άεργου ισχύος στη γραμμή. Ο λόγος XC / XL ονομάζεται συντελεστής αντιστάθμισης, και όταν εκφράζεται επί τοις εκατό, επί τοις εκατό αντιστάθμιση ή βαθμός αντιστάθμισης. Στις περισσότερες περιπτώσεις, η χωρητική αντιστάθμιση σειράς αποτελεί μέρος της γραμμής μεταφοράς και βρίσκεται εκτός της διευθέτησης των ζυγών του υποσταθμού. Συνήθως τοποθετείται στα άκρα της γραμμής, αλλά για γραμμές μεγάλου μήκους είναι απαραίτητη η τοποθέτησή της και σε ενδιάμεσες θέσεις. Προκειμένου να επιτύχουμε ομοιόμορφη κατανομή της τάσης κατά το μήκος της γραμμής, αλλά και για λόγους προστασίας, η αντιστάθμιση σε μια θέση δεν μπορεί να ξεπεράσει κάποια όρια (π.χ. για 70% αντιστάθμιση μια τυπική διευθέτηση είναι 35% αντιστάθμιση σε κάθε άκρο της γραμμής). Με τη χωρητική αντιστάθμιση σειράς, η φυσική φόρτιση της γραμμής αυξάνεται. Αντίθετα, με την εγκάρσια επαγωγική αντιστάθμιση η φυσική φόρτιση μειώνεται. Σε αντισταθμισμένες γραμμές, η φυσική φόρτιση P 0 συνδέεται με τη φυσική φόρτιση χωρίς αντιστάθμιση P 0 με τη σχέση: P 0 = P 0 1 k sh 1 k se όπου k se ο συντελεστής χωρητικής αντιστάθμισης σειράς, k sh ο συντελεστής εγκάρσιας αντιστάθμισης (θετικός για επαγωγές). Κατά τη φυσική φόρτιση, το ρεύμα και η τάση κατά μήκος της γραμμής είναι συμφασικά και έχουν σταθερό μέτρο. Σε γραμμές μεγάλου μήκους δεν γίνεται να μεταφερθεί ισχύς πολύ μεγαλύτερη από τη φυσική φόρτιση. Η χωρητική αντιστάθμιση σειράς τοποθετείται σε μονωμένες εξέδρες υπό τάση γραμμής και περιλαμβάνει τους πυκνωτές, το διάκενο διάσπασης για προστασία των πυκνωτών από υπερτάσεις, τη μη γραμμική αντίσταση (Metal Oxide Varistor (MOV)), το διακόπτη παράκαμψης, ~ 54 ~

55 την επαγωγή για τον περιορισμό του ρεύματος παράκαμψης, καθώς και το σύστημα ελέγχου. Στο Σχήμα 2.9 φαίνεται μια τυπική χωρητική αντιστάθμιση σειράς. Σχήμα 2.9: Τυπική χωρητική αντιστάθμιση σειράς. Στα σύγχρονα ΣΗΕ που μεταφέρουν μεγάλα ποσά ισχύος σε μεγάλες αποστάσεις, προκειμένου να βελτιωθεί η ευστάθειά τους χρησιμοποιείται ταχύτατη σύνδεση και αποσύνδεση της χωρητικής αντιστάθμισης σειράς. Για τέτοια σύνδεση/αποσύνδεση πυκνωτών σε πολύ μικρά χρονικά διαστήματα χρησιμοποιούνται μεγάλης ισχύος διακόπτες στερεάς κατάστασης, όπως είναι τα θυρίστορ. Η συσκευή που προκύπτει ονομάζεται πυκνωτής σειράς συνδεόμενος με θυρίστορ (Thyristor Switched Series Capacitor (TSSC)). Για να επιτύχουμε αποτελεσματικότερη συνεχή ρύθμιση της ενεργού μιγαδικής αντίστασης σειράς της γραμμής (και όχι βηματική όπως συμβαίνει με τη σύνδεση/αποσύνδεση πυκνωτών) τοποθετούμε παράλληλα με τον πυκνωτή μια επαγωγή σε σειρά με αντιπαράλληλα θυρίστορ των οποίων ελέγχουμε την γωνία έναυσης. Η συσκευή αυτή ονομάζεται πυκνωτής σειράς ελεγχόμενος με θυρίστορ (Thyristor Controlled Series Capacitor (TCSC)). Τέλος, η πιο σύγχρονη συσκευή για συνεχή έλεγχο της ενεργού μιγαδικής αντίστασης σειράς της γραμμής είναι ο στατικός σύγχρονος σειριακός αντισταθμιστής (Static Synchronous Series Compensator (SSSC)). Ένας SSSC με πυκνωτή παρέχει στην έξοδό του μια ελεγχόμενου μέτρου τάση, η οποία παρουσιάζει μια γωνία σε σχέση με το ρεύμα γραμμής περίπου ± 90, δηλαδή όμοια με την τάση μιας χωρητικής ή επαγωγικής μιγαδικής αντίστασης εν σειρά με τη γραμμή. Βασικό πρόβλημα που δημιουργεί η χωρητική αντιστάθμιση σειράς είναι η εμφάνιση υποσύγχρονων συντονισμών (subsynchronous resonance) στη περιοχή των Hz. Σε τέτοιες συχνότητες, η φυσική συχνότητα μηχανικής ταλάντωσης του άξονα των γεννητριών συμπίπτει με μια ηλεκτρική συχνότητα συντονισμού του δικτύου μεταφοράς ενέργειας. Συνεπώς, προκαλούνται στρεπτικές ροπές θραύσης των αξόνων των γεννητριών στις μονάδες. Πλέον, το φαινόμενο αυτό αντιμετωπίζεται με κατάλληλο έλεγχο και μέτρα προστασίας χαμηλού κόστους. Εγκάρσια χωρητική ή επαγωγική αντιστάθμιση Οι εγκάρσιοι πυκνωτές χρησιμοποιούνται κοντά σε επαγωγικά φορτία, ενώ οι εγκάρσιες επαγωγές χρησιμοποιούνται κοντά σε χωρητικά φορτία ή για τον έλεγχο της τάσης και σταθεροποίηση του φορτίου σε περιπτώσεις υποφόρτισης του συστήματος. Η σύνδεση των εγκάρσιων πυκνωτών γίνεται στους ζυγούς των υποσταθμών, ενώ οι εγκάρσιες επαγωγές συνδέονται και στους ζυγούς αλλά και στις γραμμές. Η εγκάρσια αντιστάθμιση γενικά συνδέεται απ ευθείας στο ζυγό ή στο τριτεύον τύλιγμα του κύριου μετασχηματιστή με μηχανικούς ή στερεάς κατάστασης διακόπτες. ~ 55 ~

56 Η εγκάρσια χωρητική αντιστάθμιση επιτρέπει στις γειτονικές γεννήτριες να εργάζονται με συντελεστή ισχύος κοντά στη μονάδα, συμβάλλοντας σημαντικά στην ευστάθεια της τάσης. Μεγάλο μειονέκτημά της ωστόσο αποτελεί το γεγονός ότι η παραγωγή άεργου ισχύος από τους εγκάρσιους πυκνωτές, η οποία είναι ανάλογη του τετραγώνου της τάσης, περιορίζεται σημαντικά σε καταστάσεις έκτακτης ανάγκης του συστήματος, όπου έχουμε βύθισμα της τάσης, στις καταστάσεις δηλαδή που χρειαζόμαστε την αντιστάθμιση. Αυτό δεν συμβαίνει με τη χωρητική αντιστάθμιση σειράς. Για τις συσκευές που λειτουργούν με σύνδεση/αποσύνδεση πυκνωτών (Thyristor Switched Capacitor (TSC)) ή με έλεγχο της επαγωγής (Thyristor Controlled Reactor (TCR)), αναπτύχθηκαν οι διακόπτες στερεάς κατάστασης, οι οποίοι εκτελούν αυτές τις λειτουργίες με αντιπαράλληλα θυρίστορ. Έτσι επιτυγχάνουμε μεγαλύτερη συχνότητα σύνδεσης/αποσύνδεσης και μεγαλύτερη αξιοπιστία από τους μηχανικούς διακόπτες. Ένα στατικό σύστημα var (Static Var System (SVS)) περιλαμβάνει εγκάρσια αντιστάθμιση με μηχανικούς και στερεάς κατάστασης διακόπτες, καθώς και έλεγχο για τον συντονισμό των εξόδων τους, ενώ ένας στατικός αντισταθμιστής var (Static Var Compensator (SVC)) έχει μόνο στερεάς κατάστασης διακόπτες. Η πλέον εξελιγμένη εγκατάσταση εγκάρσιας αντιστάθμισης είναι ο στατικός σύγχρονος αντισταθμιστής (Static Synchronous Compensator (SSC ή STATCOM) ή Static Condenser (STATCON) ή Advanced Static Var Compensator (ASVC)). Ο STATCOM παρέχει άεργο ισχύ στην έξοδό του που ελαττώνεται γραμμικά με την τάση του συστήματος, ενώ στο SVC ελαττώνεται ανάλογα με το τετράγωνο της τάσης, για αυτό σε καταστάσεις έκτακτης ανάγκης ο STATCOM παρέχει καλύτερη υποστήριξη της τάσης. Το ρεύμα εξόδου του STATCOM είναι ουσιαστικά ανεξάρτητο από την τάση και την ισοδύναμη σύνθετη αντίσταση του σημείου σύνδεσης, ενώ στο SVC υπάρχει ισχυρή εξάρτηση και για αυτό ο STATCOM επιτρέπει ταχύτερους χρόνους απόκρισης από το SVC για τις ίδιες έκτακτες ανάγκες λειτουργίας. Σχήμα 2.10 : Τυπική εγκατάσταση STATCOM. ~ 56 ~

57 Σύγχρονος αντισταθμιστής Ο σύγχρονος αντισταθμιστής είναι μια απλή σύγχρονη μηχανή, η οποία στρέφεται χωρίς φορτίο και έχει διέγερση ρυθμιζόμενη σε μια ευρεία περιοχή τιμών. Όταν υπερδιεγείρεται τροφοδοτεί άεργο ισχύ στο σύστημα, ενώ όταν υποδιεγείρεται απορροφά άεργο ισχύ από το σύστημα. Λόγω της αποθηκευμένης ενέργειας στα τυλίγματα του δρομέα, η μηχανή μπορεί να παρέχει μεγαλύτερη μεταβατική έξοδο άεργου ισχύος (για μικρό χρονικό διάστημα) σχετικά με το STATCOM και το SVC. Ακόμη, στα ασθενή δίκτυα, οι σύγχρονοι αντισταθμιστές έχουν τα εξής τεχνικά πλεονεκτήματα σε σχέση με τους SVC: α) η άεργος ισχύς στην έξοδό τους αυξάνεται αμέσως μετά την πτώση της τάσης, β) έχουν την ικανότητα υπερφόρτισης για δεκάδες δευτερόλεπτα, γ) με πλήρες φορτίο μπορούν να διατηρούν ονομαστικό ρεύμα. Η χρήση σύγχρονων αντισταθμιστών είναι ιδιαίτερα ελκυστική σε διασυνδέσεις ΣΡ ασθενών ΣΗΕ γιατί αυξάνουν την αντοχή σε βραχυκύκλωμα και παρέχουν την τάση μεταγωγής στους μετατροπείς σε περίπτωση απώλειας του ΣΗΕ. Ωστόσο, λόγω του υψηλού αρχικού κόστους εγκατάστασης και του λειτουργικού κόστους τους, καθώς και των προβλημάτων συντήρησης, οι σύγχρονοι αντισταθμιστές δεν είναι οικονομικά ανταγωνιστικοί προς τους STATCOM και τους SVC. Επίσης, κύριο τεχνικό μειονέκτημά τους είναι η δυνατότητα αποσυγχρονισμού τους (καθώς πρόκειται για σύγχρονες μηχανές). Στη περίπτωση αυτή παρατηρείται μεγάλο και ξαφνικό βύθισμα της τάσης, φαινόμενο εξαιρετικά επικίνδυνο για τη διατήρηση της ευστάθειας του ΣΗΕ. Έλεγχος τάσης με μετασχηματιστές Ένας απλός μετασχηματιστής έχει ως μοναδικό σκοπό τον μετασχηματισμό της ηλεκτρικής ενέργειας από ένα επίπεδο τάσης σε κάποιο άλλο. Όταν όμως ένας μετασχηματιστής έχει δυνατότητα μεταβολής του λόγου σπειρών του πέραν του ονομαστικού, τότε μπορεί να αντισταθμίζει μικρές μεταβολές της τιμής της τάσης από την ονομαστική της τιμή. Σε ορισμένους μετασχηματιστές η μεταβολή αυτή μπορεί να γίνει μόνο όταν είναι εκτός φορτίου (για μακροχρόνιες ρυθμίσεις) ενώ σε άλλους μπορεί να γίνει υπό φορτίο ( Συστήματα Αυτόματης Ρύθμισης Φορτίου (ΣΑΡΦ), Load Tap Changer (LTC)). Στους μετασχηματιστές LTC η αλλαγή του λόγου σπειρών μπορεί να γίνει είτε με το χέρι είτε αυτόματα με τη βοήθεια ηλεκτρονόμου. Οι μετασχηματιστές για τη ρύθμιση της τάσης στη διανομή καθώς και οι μετασχηματιστές σε συστήματα μεταφοράς μεγάλων ποσοτήτων ενέργειας έχουν ρύθμιση του λόγου σπειρών τους κατά ± 10% με 32 βήματα των 5/8% το καθένα και συνολικό χρόνο αλλαγής όλων των βημάτων περίπου 2 λεπτά. Οι αυτομετασχηματιστές του δικτύου μεταφοράς είναι ταχύτεροι. Τα συστήματα LTC αποτελούν μια βασική αιτία που οδηγεί σε αστάθεια ή κατάρρευση τάσης στα σύγχρονα ΣΗΕ. Αν υποθέσουμε ότι συμβαίνει μια μεγάλη διαταραχή (όπως απώλεια μιας μεγάλης μονάδας παραγωγής σε περιοχή φορτίου ή απώλεια σημαντικής γραμμής μεταφοράς), λόγω των μεγάλων απωλειών άεργου ισχύος, η τάση στη περιοχή του φορτίου βυθίζεται. Λόγω της εξάρτησης του φορτίου από την τάση, το φαινόμενο αυτό προκαλεί μερική απελευθέρωση φορτίου και συνεπώς, ανακούφιση στο σύστημα και το ΣΗΕ παραμένει μεταβατικά ευσταθές. Όμως, σε λιγότερο από ένα λεπτό, τα συστήματα LTC αρχίζουν να αποκαθιστούν τη τάση στο φορτίο και άρα την ισχύ που αυτό απορροφά. Με την αποκατάσταση αυτή του φορτίου προκαλείται περαιτέρω βύθισμα της τάσης καθώς δεν μπορούν να καλυφθούν οι απαιτήσεις άεργου ισχύος. Οι κοντινές γεννήτριες τότε υπερδιεγείρονται και υπερφορτίζονται, όμως οι χειριστές των μονάδων ή τα συστήματα ελέγχου επαναφέρουν το ρεύμα πεδίου στην ονομαστική του τιμή καθώς ο χρόνος υπερφόρτισης τελειώνει σύντομα (ένα ή δύο λεπτά). Σε αυτό το σημείο ~ 57 ~

58 καλούνται οι μακρινές γεννήτριες να παράσχουν την απαιτούμενη άεργο ισχύ, κάτι το οποίο όμως παραμένει ανεπαρκές και αναποτελεσματικό. Η παραγωγή και το σύστημα μεταφοράς δεν μπορούν πλέον να καλύψουν το φορτίο και τις άεργες απώλειες με αποτέλεσμα μια συνεχή και γρήγορη μείωση της τάσης, οδηγώντας σε μερική ή και πλήρη κατάρρευσή της. Προκειμένου να αποφύγουμε την κατάσταση αυτή θα πρέπει η δράση των αυτόματων ρυθμιστών του λόγου σπειρών υπό φορτίο να συντονίζεται με τα συστήματα σύνδεσης των εγκάρσιων αντισταθμιστών ή να συνδέονται μόνο οι εγκάρσιοι αντισταθμιστές στη περίπτωση που έχουμε μείωση της τάσης και στις δύο πλευρές του αυτομετασχηματιστή με έλεγχο του λόγου σπειρών. Ο μετασχηματιστής αντιστάθμισης (booster) χρησιμοποιείται στις περιπτώσεις που επιθυμούμε να αυξήσουμε τη τάση σε ενδιάμεσο σημείο της γραμμής και όχι στα άκρα της. Συνδέεται σε σειρά με τη γραμμή και το πρωτεύον του τροφοδοτείται από το δευτερεύον ενός μετασχηματιστή με ρύθμιση LTC συνδεδεμένο εγκάρσια. Σχήμα 2.11 : Σύνδεση μετασχηματιστή αντιστάθμισης με μετασχηματιστή ρύθμισης. Σήμερα, έχουν αναπτυχθεί πλέον συστήματα LTC χωρίς μηχανικά, κινούμενα μέρη (στατικόηλεκτρονικό LTC). Η υπερβολικά μεγάλη ταχύτητα ρύθμισης του λόγου σπειρών των μετασχηματιστών αυτών δεν είναι απαραίτητη για τον έλεγχο βραδέων μεταβολών της τάσης, και έτσι η εφαρμογή τους στράφηκε στην αντιστάθμιση των γρήγορων μεταβολών της τάσης, οι οποίες εμφανίζονται κυρίως στο επίπεδο της διανομής. Οι μετασχηματιστές αυτοί εντάσσονται στην κατηγορία των πρόσφατα αναπτυχθέντων συσκευών, που διασφαλίζουν την ποιότητα της τροφοδοτούμενης ισχύος στα φορτία και ιδιαίτερα στην υποκατηγορία των δυναμικών ρυθμιστών τάσης (Dynamic Voltage Regulator (DVR)). 2.7 Τα φορτία Ο όρος φορτίο αποδίδεται σε μια συσκευή ή ένα σύνολο συσκευών που απορροφούν ηλεκτρική ενέργεια από το δίκτυο. Η ισχύς που καταναλώνουν τα φορτία κυμαίνεται από μερικά Watt μέχρι αρκετά MW. Ξεχωρίζουμε τις εξής κύριες κατηγορίες φορτίων: Κινητήρες Συσκευές θέρμανσης Ηλεκτρονικές συσκευές Φωτιστικά ~ 58 ~

59 Από ηλεκτρική άποψη, τα διάφορα φορτία παρουσιάζουν μεγάλες διαφορές μεταξύ τους όσο αφορά το μέγεθος, τη συμμετρία (μονοφασικά, τριφασικά), τη σταθερότητα (ως προς το χρόνο, τη συχνότητα και τη τάση) καθώς και τη περίοδο χρήσης (κανονική ή τυχαία). Όμως, οι νόμοι της στατιστικής φροντίζουν ώστε στους μετασχηματιστές διανομής να γίνεται αντιληπτός κάποιος μέσος όρος ζήτησης. Στο επίπεδο υπομεταφοράς, αυτός ο μέσος όρος γίνεται ακόμα πιο συγκεκριμένος και, φτάνοντας στο επίπεδο μεταφοράς, η κατάσταση της ζήτησης μπορεί σχεδόν να προβλεφθεί. Ένα τυπικό σύνθετο ηλεκτρικό φορτίο έχει τα εξής χαρακτηριστικά: Τόσο το μέγεθός του όσο και ο τρόπος μεταβολής του με το χρόνο μπορούν να προβλεφθούν σε μεγάλο βαθμό. Μεταβάλλεται πολύ αργά με το χρόνο, έτσι ώστε από λεπτό σε λεπτό να μένει σχεδόν σταθερό. Αυτό μας επιτρέπει να θεωρούμε ότι το σύστημα λειτουργεί σε μια μόνιμη κατάσταση μια μόνιμη κατάσταση που μεταβάλλεται αργά κατά τη διάρκεια της ημέρας. Καταναλώνει πάντοτε άεργο ισχύ, καθώς τα πιο βασικά στοιχεία ενός φορτίου είναι οι επαγωγικοί κινητήρες, οι οποίοι είναι πάντα επαγωγικοί. Είναι πάντοτε συμμετρικό. Οι μεγάλοι κινητήρες σχεδιάζονται για συμμετρική τριφασική λειτουργία, ενώ στα μονοφασικά φορτία, η συμμετρία επιτυγχάνεται με σκόπιμη κατανομή των φορτίων στο επίπεδο διανομής και στις τρεις φάσεις. Εξαρτάται από τη τάση και τη συχνότητα. Στη διάρκεια διαταραχών η εξάρτηση αυτή προκαλεί μεγάλες διακυμάνσεις στα φορτία. Εικόνα 2.7: Νυχτερινός φωτισμός της Ευρώπης. ~ 59 ~

60 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 3 ΤΟ ΕΛΛΗΝΙΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΗΕ 3.1 Το Ευρωπαϊκό σύστημα ENTSO E RG CE Το Ευρωπαϊκό Δίκτυο Διαχειριστών Συστημάτων Μεταφοράς (European Network of Transmission System Operators for Electricity, ENTSO E) αντιπροσωπεύει συνολικά 43 Διαχειριστές Συστημάτων Μεταφοράς (Transmission System Operators, TSO) από 36 χώρες σε ολόκληρη την Ευρώπη. Το δίκτυο ENTSO-E δημιουργήθηκε και έλαβε νομικές εντολές από το τρίτο νομοθετικό πακέτο της ΕΕ για την εσωτερική αγορά ενέργειας το 2009, η οποία στοχεύει στην περαιτέρω απελευθέρωση των αγορών φυσικού αερίου και ηλεκτρικής ενέργειας στην ΕΕ. Ο ρόλος των TSO έχει εξελιχθεί σημαντικά με το τρίτο νομοθετικό πακέτο. Λόγω της άρσης του μονοπωλίου και της απελευθέρωσης της αγοράς ενέργειας, οι TSO έχουν καταστεί τόπος συνάντησης για την αλληλεπίδραση των διάφορων φορέων στην αγορά. Η Επιτροπή Διαχείρισης Συστημάτων (System Operations Committee) διαθέτει 5 μόνιμες Περιφερειακές Ομάδες (Regional Groups, RG) που βασίζονται στις σύγχρονες περιοχές (ηπειρωτική Ευρώπη, βόρεια, βαλτική, Βρετανία και Ιρλανδία βόρεια Ιρλανδία) και 2 εθελοντικές Περιφερειακές Ομάδες (Βόρεια Ευρώπη και απομονωμένα συστήματα). Έχοντας ένα μόνιμο χαρακτήρα, αυτές οι Περιφερειακές Ομάδες εξασφαλίζουν τη συμβατότητα μεταξύ των λειτουργιών του συστήματος, αφενός, και των λύσεων της αγοράς και των θεμάτων ανάπτυξης του συστήματος, αφετέρου. Περιφερειακή Ομάδα Ηπειρωτική Ευρώπη Βόρεια Βαλτική Ηνωμένο Βασίλειο Ιρλανδία Χώρες που συμμετέχουν Αυστρία, Βέλγιο, Βοσνία Ερζεγοβίνη, Βουλγαρία, Γαλλία, Γερμανία, Δανία(δυτική), Ελβετία, Ελλάδα, Ιταλία, Ισπανία, Κροατία, Λουξεμβούργο, Μαυροβούνιο, Ολλανδία, Ουγγαρία, Πολωνία, Πορτογαλία, Ρουμανία, Σερβία, Σλοβακία, Σλοβενία, Τσεχία, FYROM Δανία(ανατολική), Νορβηγία, Σουηδία, Φινλανδία Εσθονία, Λετονία, Λιθουανία Μεγάλη Βρετανία Ιρλανδία, Μεγάλη Βρετανία Πίνακας 3.1: Οι περιφερειακές ομάδες του δικτύου ENTSO E. ~ 60 ~

61 Εικόνα 3.1: Οι Περιφερειακές Ομάδες του δικτύου ENTSO E. Οι Περιφερειακές Ομάδες θα συνεχίσουν τις δραστηριότητες των συστημάτων των προηγούμενων ενώσεων των TSO στην Ευρώπη, αντιμετωπίζοντας τόσο τεχνικές όσο και επιχειρησιακές πτυχές που σχετίζονται με τη λειτουργία του σύγχρονου διασυνδεδεμένου συστήματος. Ηπειρωτική Ευρώπη - πρώην UCTE Βόρεια πρώην NORDEL Βαλτική πρώην BALTSO Ηνωμένο Βασίλειο πρώην UKTSOA Ιρλανδία πρώην ATSOI Με τη δημιουργία του ENTSO E, τα ΣΗΕ τα οποία το αποτέλεσαν απέκτησαν τα πλεονεκτήματα των διασυνδεδεμένων ΣΗΕ (τα οποία αναφέρθηκαν στη παράγραφο 1.8), σχηματίζοντας ένα μεγάλο και ισχυρό διασυνδεδεμένο ευρωπαϊκό σύστημα. Το ελληνικό ΣΗΕ, με τη σύνδεσή του στο δίκτυο ENTSO E RG CE, ωφελήθηκε σημαντικά. Εκτός από το οικονομικό όφελος της δυνατότητας ανάπτυξης εμπορίου ενέργειας με τα υπόλοιπα δίκτυα του ENTSO E RG CE, μέσω των διασυνδέσεων, απέκτησε μεγαλύτερη σταθερότητα, μεγαλύτερη αντοχή σε σφάλματα και συνεπώς μεγαλύτερη αξιοπιστία, χαρακτηριστικά τα οποία ως ένα μικρό ΣΗΕ που είναι, δεν θα μπορούσε να έχει από μόνο του σε τέτοιο βαθμό. Στόχοι του ENTSO E Τα μέλη του ENTSO-E μοιράζονται τον κοινό στόχο της δημιουργίας της εσωτερικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας και της διασφάλισης της βέλτιστης λειτουργίας της και της υποστήριξης του ευρωπαϊκού στόχου για την ενέργεια και το κλίμα. Ένα από τα σημαντικά ζητήματα της ημερήσιας ~ 61 ~

62 διάταξης είναι η ενσωμάτωση σε μεγάλο βαθμό ανανεώσιμων πηγών ενέργειας στο ενεργειακό σύστημα της Ευρώπης. Το ENTSO-E συμβάλλει στην επίτευξη αυτών των στόχων μέσω: πολιτικών θέσεων (policy positions), τη σύνταξη των κωδίκων δικτύου και τη συμβολή στην υλοποίησή τους, περιφερειακή συνεργασία μέσω των Πρωτοβουλιών Συντονισμού Περιφερειακής Ασφάλειας (Regional Security Coordination Initiatives, RSCIs), τεχνική συνεργασία μεταξύ των TSOs, τη δημοσίευση των εκθέσεων τόσο επισκόπησης όσο και προοπτικής των συνθηκών καλοκαιρινής και χειμερινής λειτουργίας των συστημάτων για την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας για τη βραχυπρόθεσμη επισκόπηση της επάρκειας του συστήματος, την ανάπτυξη μακροπρόθεσμων πανευρωπαϊκών σχεδίων δικτύου (TYNDP: δεκαετές πρόγραμμα ανάπτυξης). το συντονισμό των προγραμμάτων έρευνας και ανάπτυξης, τις δραστηριότητες καινοτομίας και τη συμμετοχή σε ερευνητικά προγράμματα όπως το πρόγραμμα «Ορίζοντας 2020». 3.2 Το νέο Σύστημα Ελέγχου Ενέργειας (ΣΕΕ) του ΑΔΜΗΕ Ο ΑΔΜΗΕ, για την εποπτεία και τον έλεγχο του Ελληνικού Διασυνδεδεμένου Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας, χρησιμοποίησε για περισσότερο από δύο δεκαετίες ένα Σύστημα Ελέγχου Ενέργειας (ΣΕΕ) που κατασκευάστηκε και τέθηκε σε λειτουργία στα μέσα της δεκαετίας του Εντός του 2017 ο ΑΔΜΗΕ έθεσε σε λειτουργία το νέο EMS. Με το έργο αυτό, ο ΑΔΜΗΕ, εκσυγχρόνισε τα κεντρικά συστήματα του προηγούμενου ΣΕΕ με αντίστοιχα σύγχρονης τεχνολογίας εξοπλισμού και εφαρμογών. Ο Ανάδοχος του έργου χρησιμοποίησε τις πλέον σύγχρονες εμπορικές εφαρμογές (ιδιόκτητου ή τρίτων κατασκευαστών λογισμικού) και τον πλέον σύγχρονο εξοπλισμό για την υλοποίηση του έργου. Υποστηρίζεται η ανταλλαγή δεδομένων με τα υφιστάμενα RTUs καθώς και η επικοινωνία με τους νέους υποσταθμούς του Συστήματος Μεταφοράς με τα σύγχρονα διεθνή πρωτόκολλα IEC και IEC Το νέο ΣΕΕ είναι επαρκές για την εποπτεία και έλεγχο, μέσω τηλεχειρισμών, του Συστήματος Μεταφοράς και μπορεί, χωρίς την προσθήκη καμιάς επιπρόσθετης υποδομής (λογισμικού ή εξοπλισμού), να υποστηρίζει την εποπτεία και τον έλεγχο 500 Υποσταθμών του Συστήματος Μεταφοράς, καθώς και την εποπτεία 200 Υποσταθμών Εξωτερικών Συστημάτων (ξένων Διαχειριστών Συστημάτων Μεταφοράς ή του Δικτύου Διανομής). Εκτιμάται ότι το νέο ΣΕΕ επαρκεί για την κάλυψη των αναγκών ελέγχου και εποπτείας του Συστήματος Μεταφοράς στην ηπειρωτική χώρα για μια τουλάχιστον δεκαετία. Στη συνέχεια, περιγράφεται συνοπτικά το νέο ΣΕΕ, το οποίο μόλις πρόσφατα, στις 12 Σεπτεμβρίου 2017, τέθηκε σε πλήρη λειτουργία, μετά από μια ομαλή μετάβαση από το προηγούμενο ΣΕΕ. ~ 62 ~

63 Αρχιτεκτονική του νέου ΣΕΕ Το νέο ΣΕΕ είναι εγκατεστημένο στα ακόλουθα Κέντρα Ελέγχου Ενέργειας (ΚΕΕ): Εθνικό Κέντρο Ελέγχου Ενέργειας (ΕΚEΕ) και Εφεδρικό ΕΚΕΕ (disaster site), καθώς επίσης στα Περιφερειακά Κέντρα Ελέγχου Ενέργειας (ΠΚΕΕ), δηλαδή το Νότιο (ΝΠΚΕΕ), το Βόρειο (ΒΠΚΕΕ) και της Θεσσαλονίκης (ΠΚΕΕΘ). Η αρχιτεκτονική αυτή είναι συμβατή με την οργανωτική δομή της λειτουργίας των ΚΕΕ, τη συγκέντρωση πληροφοριών από τα RTUs σε ΒΠΚΕΕ και ΝΠΚΕΕ και την οδήγηση των υφιστάμενων μιμικών διαγραμμάτων. Επιπλέον ισχύουν τα ακόλουθα: Το εκσυγχρονισμένο ΣΕΕ υποστηρίζει την ταυτόχρονη λειτουργία πολλών ΚΕΕ με δυνατότητες εφεδρείας μεταξύ αυτών (τεχνολογία multisite). Επίσης, παρέχει τη δυνατότητα της αυτόνομης λειτουργίας του κάθε Περιφερειακού Κέντρου με τις πληροφορίες που αυτό συλλέγει και απεικονίζει (στα μιμικά του διαγράμματα, οθόνες γραφικών, ηχητικές σημάνσεις, ψηφιακές απεικονίσεις, κλπ.). Το ΒΠΚΕΕ και το ΝΠΚΕΕ ενημερώνουν το ΕΚΕΕ με τα στοιχεία που συλλέγουν από το Σύστημα Μεταφοράς. Όλα τα συστήματα (υπολογιστές, δίκτυα και ελεγκτές, οι βάσεις δεδομένων και οι εφαρμογές) κάθε ΚΕΕ έχουν εφεδρικά συστήματα αυτόματης μετάπτωσης, ούτως ώστε να μην υπάρχει μοναδικό σημείο σφάλματος (no single point of failure). Το disaster site του ΕΚΕΕ διαθέτει όλες τις εφαρμογές του κανονικού ΕΚΕΕ. Σε περίπτωση σημαντικής βλάβης του κανονικού ΕΚΕΕ, το disaster site μπορεί τεχνικά να αναλάβει άμεσα τον ρόλο του ΕΚΕΕ και να προσφέρει όλες τις λειτουργίες του. Οι Εμπρόσθιοι Υπολογιστές (Front Ends) των ΒΠΚΕΕ και ΝΠΚΕΕ επικοινωνούν με τα RTUs που είναι εγκατεστημένα στους Υποσταθμούς και Σταθμούς Παραγωγής των αντίστοιχων γεωγραφικών περιοχών του Συστήματος Μεταφοράς και ενημερώνουν τους SCADA servers και των δύο αυτών ΠΚΕΕ. Κατά αυτόν τον τρόπο μπορεί να υπάρχει πρόσβαση στα στοιχεία όλου του Συστήματος Μεταφοράς από τους κεντρικούς υπολογιστές και τις εφαρμογές SCADA των ΒΠΚΕΕ και ΝΠΚΕΕ, υποστηρίζοντας εφεδρικούς ρόλους μεταξύ τους. Έτσι σε περίπτωση βλάβης των SCADA servers ενός εξ αυτών των ΠΚΕΕ, τη λειτουργία SCADA μπορεί να την αναλάβει το άλλο Περιφερειακό ΚΕΕ. Κάθε RTU συνδέεται τηλεπικοινωνιακά σε δύο ανεξάρτητους Front Ends του οικείου ΠΚΕΕ. Το ΠΚΕΕ της Θεσσαλονίκης, σε κανονική λειτουργία, συνδέεται με το ΒΠΚΕΕ, ενώ σε περίπτωση προβλήματος έχει τη δυνατότητα σύνδεσης με το ΝΠΚΕΕ. Τα απαιτούμενα τηλεπικοινωνιακά κυκλώματα για τη δικτυακή σύνδεση των Κέντρων Ελέγχου Ενέργειας, στο τρίγωνο Κρυονέρι - Πτολεμαΐδα - Θεσσαλονίκη, έχουν διατεθεί με μίσθωση διπλών προστατευμένων κυκλωμάτων 100 Mbps και 10 Mbps. Για την επικοινωνία των ΠΚΕΕ με τις RTU χρησιμοποιήθηκαν οι υφιστάμενες τηλεπικοινωνιακές συνδέσεις και το υφιστάμενο πρωτόκολλο HNZ μέσω του οποίου επικοινωνούσαν με το προηγούμενο ΣΕΕ. Όμως ήδη από τη φάση της δοκιμαστικής λειτουργίας του νέου ΣΕΕ ξεκίνησαν με επιτυχία και οι πρώτες συνδέσεις υποσταθμών με τα ΚΕΕ με τη χρήση του πρωτοκόλλου IEC Το νέο ΣΕΕ περιλαμβάνει ξεχωριστά συστήματα ιστορικής καταγραφής πραγματικού χρόνου (Historical Information System - HIS) με τεχνολογία ασφαλείας έναντι απώλειας δεδομένων (Oracle DB RAC) στο ΕΚΕΕ και στο disaster site του. Το HIS συγχρονίζεται με τις κυριότερες βάσεις δεδομένων του ΕΚΕΕ σε πραγματικό χρόνο (περίοδος μικρότερη του ενός λεπτού) για να καταγράφει δεδομένα του Συστήματος Μεταφοράς. Το νέο αυτό HIS ενημερώνει συστηματικά και το υφιστάμενο σύστημα ιστορικής καταγραφής και στατιστικής ανάλυσης μεγάλου χρόνου (Data Warehouse), που είναι επίσης εγκατεστημένο στο ΕΚΕΕ. Υπάρχει και δεύτερο HIS για να χρησιμοποιηθεί για την καταγραφή στοιχείων από το disaster site του ΕΚΕΕ στην περίπτωση ενεργοποίησης του. ~ 63 ~

64 Το νέο ΣΕΕ περιλαμβάνει ξεχωριστά συστήματα αναπαραγωγής πληροφοριών (Replication System) με τα οποία παρέχεται η δυνατότητα περιορισμένης λήψης ορισμένων πληροφοριών, από χρήστες του εσωτερικού δικτύου του ΑΔΜΗΕ, για τη λειτουργία του Συστήματος Μεταφοράς σε πραγματικό χρόνο λειτουργίας. Τα συστήματα αυτά συνδέονται στα κύρια παραγωγικά συστήματα λειτουργίας κατά τρόπο που δεν παρέχεται πρόσβαση σε μη εξουσιοδοτημένους χρήστες στα κύρια συστήματα. Βασικά χαρακτηριστικά του νέου ΣΕΕ Ειδικές απαιτήσεις Το νέο ΣΕΕ περιλαμβάνει σύγχρονες εφαρμογές για τον προηγμένο έλεγχο και την εποπτεία του Συστήματος Μεταφοράς. Οι λειτουργίες και οι εφαρμογές του νέου ΣΕΕ είναι σύμφωνες με τις αντίστοιχες τεχνικές απαιτήσεις που επιβάλλονται από το Operation Handbook του ENTSO-E, Continental Europe Synchronous Area (CESA). Ενδεικτικά αναφέρονται οι σημαντικότερες εφαρμογές που διαθέτει το νέο ΣΕΕ: 1. SCADA (για λήψη μετρήσεων & σημάνσεων από το πεδίο και τηλεποπτεία, που περιλαμβάνει τηλεχειρισμούς, alarms, επικοινωνία για ανταλλαγή στοιχείων με ΚΕΕ άλλων Διαχειριστών κλπ.), 2. Generation Control Αpplications (εφαρμογές για τον έλεγχο της παραγωγής των μονάδων που περιλαμβάνουν αυτόματη ρύθμιση ενεργού παραγωγής Automatic Generation Control, αυτόματη ρύθμιση άεργου παραγωγής και τάσης Automatic Voltage Control, παρακολούθηση και έλεγχο παραγωγής από ΑΠΕ - RES monitoring and control, κλπ.), 3. Network Applications (εφαρμογές ανάλυσης δικτύου που διακρίνονται σε εφαρμογές που εκτελούνται σε πραγματικό χρόνο και σε μελετητικό περιβάλλον, περιλαμβάνοντας: State Estimator, Dispatcher Power Flow, Contingency Evaluation, On line Short Circuit Calculation, Optimal Power Flow, Voltage/Var Scheduling, Reactive Power Remedial Action, Emergency Constrained Dispatch, Active Power Remedial Action, Outage Scheduler, Voltage Stability Analysis via Quick Stab, κλπ.), 4. Load Forecast (εφαρμογές για την πρόβλεψη φορτίου του Συστήματος Μεταφοράς που περιλαμβάνουν short term load forecast, very short term load forecast), 5. Reports (εφαρμογές για την παραγωγή αναφορών από τα στοιχεία λειτουργίας του Συστήματος Μεταφοράς που περιλαμβάνουν στοιχεία παραγωγής, φορτίων, διασυνδετικών ροών, κλπ.), 6. Dispatching Training Simulator (για την εκπαίδευση του Προσωπικού Λειτουργίας των ΚΕΕ μέσω προσομοίωσης της λειτουργίας του Συστήματος Μεταφοράς υπό συνθήκες διαφόρων σεναρίων). Η διεπαφή των χρηστών (User Interface - UI) με το ΣΕΕ γίνεται μέσω κατάλληλων σταθμών εργασίας (workstations) με χρήση οθονών με γραφικά. Στις εικόνες παρουσιάζονται τα περιεχόμενα μερικών από τις οθόνες που βλέπουν οι χρήστες του νέου ΣΕΕ. ~ 64 ~

65 Εικόνα 3.2: Οθόνη γενικής εποπτείας Συστήματος Ελέγχου Παραγωγής. Εικόνα 3.3: Οθόνη εφαρμογής Αυτόματου Ελέγχου Παραγωγής (AGC). ~ 65 ~

66 Εικόνα 3.4: Οθόνη γενικής εποπτείας τάσεων Συστήματος Μεταφοράς. Εικόνα 3.5: Μονογραμμική απεικόνιση περιοχής Δυτικής Μακεδονίας. ~ 66 ~

67 Εικόνα 3.6: Τμήμα μονογραμμικού διαγράμματος ΚΥΤ Καρδιάς. Επίσης, υλοποιήθηκαν οι ακόλουθες ειδικές απαιτήσεις για την επικοινωνία του νέου ΣΕΕ : Με τα υφιστάμενα μιμικά διαγράμματα (mosaic mimic boards) στις αίθουσες ελέγχου του ΕΚΕΕ, ΝΠΚΕΕ και ΒΠΚΕΕ, τα οποία οδηγούνται μέσω παλαιού τύπου ελεγκτών για την απεικόνιση της κατάστασης των στοιχείων του Συστήματος Μεταφοράς. Στο ΠΚΕΕ της Θεσσαλονίκης χρησιμοποιήθηκε το υφιστάμενο σύγχρονης τεχνολογίας Προβολικό Σύστημα (Display Wall). Οι οθόνες του αναφερόμενου Display Wall πλέον οδηγούνται από το νέο ΣΕΕ προβάλλοντας σε αυτές μια αναλυτική απεικόνιση του βορειοανατολικού τμήματος του Συστήματος Μεταφοράς, η οποία αναπτύχθηκε εξ ολοκλήρου εντός του ΑΔΜΗΕ κατά τη διάρκεια υλοποίησης του έργου με τη χρήση των διαθέσιμων εργαλείων γραφικών του νέου ΣΕΕ. Σημειώνεται ότι στο εγγύς μέλλον προβλέπεται η προμήθεια και εγκατάσταση Προβολικών Συστημάτων (Display Walls) και για τα τρία άλλα ΚΕΕ (Εθνικό, Νότιο και Βόρειο) τα οποία θα οδηγούνται από το νέο ΣΕΕ. Με το σύστημα Διαχείρισης Αγοράς Ενέργειας (Market Management System MMS), αμφίδρομα μέσω της τυποποιημένης διεπαφής (βασισμένης σε ανταλλαγή XML αρχείων δεδομένων σε συγχρονισμένα πεντάλεπτα, με χρήση FTP και TCP/IP sockets), η οποία υλοποιήθηκε από την πλευρά του νέου ΣΕΕ για να γίνεται η απαραίτητη ανταλλαγή στοιχείων για την Οικονομική Κατανομή του φορτίου στις μονάδες παραγωγής σε πραγματικό χρόνο, με βάση τις οικονομικές προσφορές των Παραγωγών. Επίσης, με ίδιου τύπου αρχεία μεταφέρονται προς το νέο ΣΕΕ άλλες πληροφορίες όπως: (i) τα προγράμματα ροών ισχύος στις διασυνδετικές γραμμές του Συστήματος Μεταφοράς, ώστε να χρησιμοποιηθούν, μέσω του λογισμικού Interchange Transaction Scheduler, από την εφαρμογή Automatic Generation Control- AGC, (ii) οι απαιτήσεις εφεδρειών, ώστε να χρησιμοποιηθούν από το λογισμικό Reserve Monitor της εφαρμογής AGC, (iii) τα κόστη λειτουργίας των μονάδων για να ~ 67 ~

68 χρησιμοποιηθούν, εφόσον χρειαστεί, από το λογισμικό Economic Dispatch της εφαρμογής AGC. Με το υφιστάμενο σύστημα ιστορικής καταγραφής και στατιστικής ανάλυσης μεγάλου χρόνου Data Warehouse (με βάσεις δεδομένων τεχνολογίας Oracle) που είναι εγκατεστημένο στο ΕΚΕΕ και το οποίο ενημερώνεται με αυτόματες ροές από το νέο HIS. Το νέο HIS παρέχει τα απαραίτητα δεδομένα σε κατάλληλη μορφή (παρόμοια γραμμογράφηση και δεδομένα με το παλαιότερο HIS), ώστε να ελαχιστοποιήσει τις τροποποιήσεις που απαιτούνται στις ροές ενημέρωσης των αναφερόμενων δεδομένων και στις εσωτερικές εφαρμογές της εταιρείας. Εκτέλεση και θέση σε λειτουργία του έργου Στο αντικείμενο του έργου είχε περιληφθεί και η προμήθεια από τον Ανάδοχο όλου του εξοπλισμού (hardware) και λογισμικού τρίτων που χρησιμοποιήθηκαν στην υλοποίηση του νέου ΣΕΕ σύμφωνα με τις απαιτήσεις του ΑΔΜΗΕ. Επίσης κατά την υλοποίηση του εκσυγχρονισμού του ΣΕΕ ικανοποιήθηκαν και οι παρακάτω βασικές αρχές που είχαν τεθεί στις προδιαγραφές του έργου: I. Παραδόθηκε το έργο σε πλήρη λειτουργία για εκμετάλλευση, περιλαμβανομένης της μεταφοράς στο νέο ΣΕΕ όλων των βάσεων δεδομένων με τα στοιχεία του Συστήματος Μεταφοράς, όλων των displays και όλων των Reports που είναι καταχωρημένα στο παλαιότερο ΣΕΕ. Ειδικά όλα τα μονογραμμικά διαγράμματα του Συστήματος Μεταφοράς πάνω στα οποία απεικονίζονται όλες οι καταστάσεις και τα μεγέθη πραγματικού χρόνου από το SCADA, ξανασχεδιάστηκαν από την αρχή και κατασκευάστηκαν όλα από το προσωπικό του ΑΔΜΗΕ μέσα στα πλαίσια της προβλεπόμενης συμμετοχής του στο Έργο, μετά από σχετική εκπαίδευση από τον Ανάδοχο. II. III. Υλοποιήθηκαν, με συμβάσεις του ΑΔΜΗΕ με άλλες τρίτες εταιρείες, όλες οι επικοινωνίες του νέου ΣΕΕ με τα άλλα συστήματα που αναφέρθηκαν. Εξασφαλίσθηκε η εμπιστευτικότητα και ακεραιότητα των πληροφοριών του νέου ΣΕΕ και παρέχεται η δυνατότητα της πρόσβαση στο νέο ΣΕΕ μόνον των εξουσιοδοτημένων χρηστών, με αντίστοιχα δικαιώματα χρήσης. Χρησιμοποιήθηκε εξοπλισμός και λογισμικό (firewalls, routers) για την ασφάλεια και τον διαχωρισμό του νέου ΣΕΕ από τα υπόλοιπα συστήματα. Επίσης, χρησιμοποιήθηκαν σύγχρονες τεχνολογίες και ασφαλή πρωτόκολλα επικοινωνίας για την εξασφάλιση των ανταλλασσόμενων στοιχείων με τρίτους και ειδικότερα με τους άλλους Διαχειριστές, μέλη του ENTSO-E (secure TASE2). IV. Σχεδιάστηκε επιμελώς και υλοποιήθηκε με ασφάλεια και επιτυχία η μετάπτωση της λειτουργίας των ΚΕΕ από το προηγούμενο προς το νέο ΣΕΕ, με τη στενή συνεργασία του Αναδόχου με το αρμόδιο προσωπικό του ΑΔΜΗΕ. Με δεδομένο ότι το νέο ΣΕΕ θα επικοινωνεί με τις υφιστάμενες RTUs, με βάση το παλαιό πρωτόκολλο HNZ δόθηκε ιδιαίτερη βαρύτητα στην επίτευξη της επικοινωνίας αυτής. Σημαντική πρόκληση αποτελεί το γεγονός πως όλες οι δοκιμές έπρεπε να γίνουν με τις ίδιες RTUs που επικοινωνούσαν με το παλαιότερο ΣΕΕ, το οποίο χρησιμοποιείτο για την κανονική λειτουργία του Συστήματος Μεταφοράς και συνεπώς λήφθηκε πρόνοια ώστε να διαταραχθούν όσο το δυνατόν λιγότερο τόσο ο έλεγχος και η εποπτεία του Συστήματος όσο και η ροή πληροφοριών προς άλλα συστήματα του ΑΔΜΗΕ και άλλων φορέων για τη λειτουργία της αγοράς. Για το σκοπό αυτό για αρκετό διάστημα τα δύο ΣΕΕ (το νέο και το παλιό) λειτουργούσαν παράλληλα, με χρήση της δυνατότητας του νέου ΣΕΕ ~ 68 ~

69 να λαμβάνει δεδομένα από τις RTU του πεδίου χωρίς να αποστέλλει εντολές επικοινωνίας (listening mode). Το νέο Σύστημα Ελέγχου Ενέργειας εγκαταστάθηκε και στα τέσσερα Κέντρα Ελέγχου Ενέργειας (ΚΕΕ) του ΑΔΜΗΕ (Εθνικό, Νότιο, Βόρειο και Θεσσαλονίκης) και είναι εξοπλισμένο με όλες τις απαραίτητες εφαρμογές που εξασφαλίζουν την αξιόπιστη εποπτεία και έλεγχο της λειτουργίας του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας. Χρησιμοποιεί προϊόντα τελευταίας τεχνολογίας σε επίπεδο εξοπλισμού και λογισμικού από κατασκευαστές παγκόσμιας εμβέλειας και διαθέτει εφεδρείες σε όλα τα επίπεδα λειτουργίας των Κέντρων Ελέγχου Ενέργειας, συμπεριλαμβάνοντας ένα πλήρες εφεδρικό σύστημα για τη λειτουργία του Εθνικού Κέντρου Ελέγχου Ενέργειας, το οποίο είναι εγκατεστημένο σε ξεχωριστή γεωγραφική τοποθεσία. Το νέο ΣΕΕ ενσωματώνει σύγχρονες εφαρμογές για τον προηγμένο έλεγχο και την εποπτεία του Διασυνδεμένου Συστήματος Παραγωγής και Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας και υποστηρίζει την επικοινωνία των ΚΕΕ με τους νέους υποσταθμούς του Συστήματος Μεταφοράς με τα σύγχρονα διεθνή πρωτόκολλα IEC και IEC Επιπροσθέτως των ανωτέρω τεχνικών πλεονεκτημάτων του νέου ΣΕΕ, σημαντική είναι η μείωση στο κόστος συντήρησής του σε σχέση με αυτό του προηγούμενου ΣΕΕ. Τέλος η αναβάθμιση του ΣΕΕ εξασφαλίζει την πλήρη συμβατότητα της λειτουργίας του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας με το Εθνικό και Ευρωπαϊκό ρυθμιστικό πλαίσιο καθώς και με τις απαιτήσεις του ENTSO E. Σχήμα 3.1: Ιεραρχική δομή των Κέντρων Ελέγχου Ενέργειας του Ελληνικού Διασυνδεδεμένου Συστήματος. ~ 69 ~

70 3.3 Όρια Συστήματος Σχήμα 3.2: Οριοθέτηση του Ελληνικού Συστήματος (ΑΔΜΗΕ) σε σχέση με το Ελληνικό Δίκτυο (ΔΕΔΔΗΕ). Το ηλεκτρικό ενεργειακό σύστημα επιμερίζεται σε τρεις μεγάλους τομείς. Αυτοί είναι: Ο τομέας της παραγωγής, στον οποίο ανήκουν οι μονάδες παραγωγής. Ο τομέας αυτός περιλαμβάνει τους σταθμούς παραγωγής ηλεκτρικού ρεύματος και τους μετασχηματιστές ανύψωσης της τάσης για τη μεταφορά του ρεύματος με ΥΥΤ και ΥΤ. Η σύγχρονη βιομηχανία ΗΕ έχει βασισθεί στη μετατροπή σε ΗΕ της θερμικής ενέργειας των ορυκτών καυσίμων και της μηχανικής ενέργειας των υδάτινων ροών και των υδατοπτώσεων, μέσω θερμικών και υδροηλεκτρικών σταθμών, αντίστοιχα. Ο τομέας της μεταφοράς, στον οποίο ανήκουν τα δίκτυα 400kV και 150kV. Αυτός ο τομέας διασυνδέει όλους τους μεγάλους σταθμούς παραγωγής καθώς και διαφορετικά συστήματα μεταξύ τους και μεταφέρει μεγάλες ποσότητες ενέργειας σε μεγάλες αποστάσεις με τελικό προορισμό τα κέντρα κατανάλωσης. Αποτελεί τη σπονδυλική στήλη του συστήματος ΗΕ και λειτουργεί στα μέγιστα δυνατά επίπεδα τάσης (400kV και 150kV). Περιλαμβάνει τα δίκτυα των γραμμών ΥΥΤ και ΥΤ, τους υποσταθμούς ζεύξης των δικτύων αυτών και τους υποσταθμούς μετασχηματισμού μεταξύ των διαφόρων επιπέδων τάσης που χρησιμοποιούνται. Σημειώνεται ότι οι μεγάλοι βιομηχανικοί καταναλωτές τροφοδοτούνται συνήθως απευθείας από το σύστημα 150kV. Όσο το σύστημα ΗΕ επεκτείνεται δημιουργείται ανάγκη για μεταφορά υπό υψηλότερα επίπεδα τάσης. ~ 70 ~

71 Ο τομέας της διανομής, στον οποίο ανήκουν τα δίκτυα 22 kv, 20 kv, και 15 kv. Περιλαμβάνει τα δίκτυα διανομής ΗΕ ΜΤ και ΧΤ, στα οποία υπάγονται και οι Υ/Σ διανομής μέσω των οποίων η ΜΤ υποβιβάζεται σε ΧΤ. Μέσω των δικτύων διανομής η ΗΕ διανέμεται σε μικρότερες περιοχές στους καταναλωτές ΜΤ και ΧΤ. Το ΔΔ ΗΕ περιλαμβάνει το δίκτυο ΜΤ και ΧΤ από τα κέντρα ΚΥΤ μέχρι τον τελικό καταναλωτή. Το δίκτυο περιλαμβάνει τους Υ/Σ ΜΤ των 20 kv/0,4 kv, τις εναέριες γραμμές, τα καλώδια ΜΤ και ΧΤ και το σχετικό εξοπλισμό προστασίας και ελέγχου. Στο ΔΔ συνδέονται οι καταναλωτές ΜΤ (στα 20 kv) και οι καταναλωτές ΧΤ (400V- 230V). 3.4 Φυσική διάταξη βασικών συνιστωσών του Συστήματος και του Δικτύου Όπως θα παρατηρήσουμε στο Σχήμα 3.3, οι διατάξεις των βασικών ηλεκτρικών στοιχείων που αποτελούν το Σύστημα και το Δίκτυο διαχωρίζονται, εκτός των άλλων, κυρίως με βάση την τάση λειτουργίας (Σχ.3.2). Το όριο μεταξύ Συστήματος και Δικτύου είναι ο διακόπτης υψηλής (150kV) κάθε μετασχηματιστή (ΜΣ 150KV/20KV) εντός των υποσταθμών (ΥΣ). Σχήμα 3.3: Σχηματική διάταξη ηλεκτρικών στοιχείων Συστήματος (ΑΔΜΗΕ) σε σχέση με το Δίκτυο (ΔΕΔΔΗΕ). ~ 71 ~

72 Πίνακας 3.5: Μεγέθη των ηλεκτρικών στοιχείων που συνιστούν το Σύστημα. Οι ανεξάρτητοι φορείς που διαχειρίζονται την ενέργεια, μεταξύ των οποίων περιλαμβάνονται τα θεσμικά όργανα που διαδραματίζουν σημαντικό ρόλο στην απελευθερωμένη αγορά ΗΕ είναι : η ΡΑΕ, ο ΑΔΜΗΕ, ο ΛΑΓΗΕ, ο ΔΕΔΔΗΕ και η ΔΕΗ με τους άλλους ανεξάρτητους παραγωγούς (ΑΔΜΗΕ και ΛΑΓΗΕ ανέλαβαν τις αρμοδιότητες που ανήκαν μέχρι το 2011 στον ΔΕΣΜΗΕ). 3.5 Διαχειριστής Συστήματος (ΑΔΜΗΕ) Ο Ανεξάρτητος Διαχειριστής Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΑΔΜΗΕ) Α.Ε. συστάθηκε σύμφωνα με το Ν. 4001/2011 και σε συμμόρφωση με την Οδηγία 2009/72/ΕΚ της Ευρωπαϊκής Ένωσης σχετικά με την οργάνωση των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας, με σκοπό να αναλάβει τα καθήκοντα του Διαχειριστή του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΣΜΗΕ). Στο πλαίσιο αυτό, σκοπός του ΑΔΜΗΕ είναι η λειτουργία, συντήρηση και ανάπτυξη του ΕΣΜΗΕ ώστε να διασφαλίζεται ο εφοδιασμός της χώρας με ηλεκτρική ενέργεια με τρόπο ασφαλή, αποδοτικό και αξιόπιστο. Ο ΑΔΜΗΕ, από 20 Ιουνίου 2017, ακολουθεί το μοντέλο του ιδιοκτησιακά διαχωρισμένου Διαχειριστή (Ownership Unbundling) και είναι εναρμονισμένος πλήρως με την Οδηγία 2009/72/ΕΚ. Η μετοχική σύνθεση του ΑΔΜΗΕ είναι η εξής: 51% ΑΔΜΗΕ ΣΥΜΜΕΤΟΧΩΝ Α.Ε. 25% ΔΕΣ ΑΔΜΗΕ Α.Ε. 24% State Grid Europe Limited Το Ελληνικό Δημόσιο είναι κάτοχος ποσοστού 51% στην ΑΔΜΗΕ Α.Ε. μέσω της ΔΕΣ ΑΔΜΗΕ Α.Ε. από 24 Ιουλίου 2017, με την μεταβίβαση των μετοχών της ΑΔΜΗΕ ΣΥΜΜΕΤΟΧΩΝ Α.Ε. που κατείχε το Ελληνικό Δημόσιο και το Ταμείο Αξιοποίησης Ιδιωτικής Περιουσίας του Δημοσίου (ΤΑΙΠΕΔ). ~ 72 ~

73 3.6 Διαχειριστής Δικτύου (ΔΕΔΔΗΕ) Η ΔΕΔΔΗΕ Α.Ε. (Διαχειριστής του Ελληνικού Δικτύου Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας) συστάθηκε με την απόσχιση του κλάδου Διανομής της ΔΕΗ Α.Ε., σύμφωνα με το Ν. 4001/2011 και σε συμμόρφωση με την Οδηγία 2009/72/ΕΚ της Ευρωπαϊκής Ένωσης, σχετικά με την οργάνωση των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας, με σκοπό να αναλάβει τα καθήκοντα του Διαχειριστή του Ελληνικού Δικτύου Διανομής. Είναι κατά 100% θυγατρική εταιρεία της ΔΕΗ Α.Ε., ωστόσο είναι ανεξάρτητη λειτουργικά και διοικητικά, τηρώντας όλες τις απαιτήσεις ανεξαρτησίας που ενσωματώνονται στο παραπάνω νομικό πλαίσιο. Έργο της εταιρείας είναι η λειτουργία, η συντήρηση και η ανάπτυξη του δικτύου διανομής ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα και η διασφάλιση της διαφανούς και αμερόληπτης πρόσβασης των καταναλωτών και γενικότερα όλων των χρηστών του δικτύου. Στόχος η αξιόπιστη τροφοδοσία των καταναλωτών, η ποιότητα του ρεύματος (τάση και συχνότητα) και η διαρκής βελτίωση της ποιότητας εξυπηρέτησης. Το Διοικητικό Συμβούλιο της ΔΕΗ Α.Ε., κατά τη συνεδρίασή του στις 12 Οκτωβρίου 2010, ενέκρινε όπως όλες οι δραστηριότητες της Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας, δηλαδή, τόσο της διαχείρισης του δικτύου όσο και της παροχής των υπηρεσιών δικτύου στο σύνολο της χώρας, καθώς και οι δραστηριότητες του Διαχειριστή Μη Διασυνδεδεμένων Νησιών, που ασκούνται σήμερα από τη ΔΕΗ Α.Ε., περιέλθουν σε μία κατά 100% θυγατρική εταιρεία της ΔΕΗ Α.Ε. 3.7 Εγχώρια παραγωγή ενέργειας Η εγκατεστημένη ισχύς του ελληνικού συστήματος αποτελείται κυρίως από θερμικούς και υδροηλεκτρικούς σταθμούς παραγωγής. Ένα μικρό ποσό ισχύος καλύπτεται από αιολικά πάρκα καθώς και από φωτοβολταϊκά συστήματα, εγκατεστημένα σε διάφορα σημεία της χώρας. Στο παρόν μοντέλο λειτουργίας του συστήματος, οι εγκαταστάσεις φωτοβολταϊκών καλύπτουν μέρος του φορτίου της περιοχής τους, δηλαδή η λειτουργία τους δεν ελέγχεται ρυθμίζεται από κάποιον διαχειριστή του ΣΗΕ. Επομένως, δεν αντιμετωπίζονται ως μονάδες παραγωγής του διασυνδεδεμένου ΣΗΕ. Οι θερμικοί σταθμοί παραγωγής αποτελούνται από ατμοηλεκτρικούς (οι οποίοι έχουν ως καύσιμο τον λιγνίτη) και από σταθμούς συνδυασμένου κύκλου (χρησιμοποιούν φυσικό αέριο). Αυτοί καλύπτουν το μεγαλύτερο ποσό του φορτίου του συστήματος, ενώ η λειτουργία των υδροηλεκτρικών σταθμών δρα συμπληρωματικά για την συνολική κάλυψη της απαιτούμενης ισχύος. Τα αιολικά πάρκα, η παρεχόμενη ισχύς των οποίων είναι άμεσα εξαρτώμενη από τις τοπικές καιρικές συνθήκες ημερησίως, καλύπτουν επίσης μικρά ποσά της συνολικής απαιτούμενης ισχύος. Τέλος, εισαγωγή και εξαγωγή ενέργειας γίνεται από τις διασυνδέσεις με Αλβανία, FYROM, Βουλγαρία, Τουρκία καθώς και τη διασύνδεση με DC καλώδιο με την Ιταλία. Παρακάτω παρατίθεται συγκεντρωτικός πίνακας των μονάδων παραγωγής και της εισαγόμενης και εξαγόμενης ισχύος για τη περίοδο 15/06/17-15/08/17: ~ 73 ~

74 ΙΚΑΝΟΤΗΤΑ ΜΟΝΑΔΩΝ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΤΟΥ ΕΛΛΗΝΙΚΟΥ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΣΤΑΘΜΟΙ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ Εγκατεστημένη Ισχύς (MW) ΘΕΡΜΙΚΟΙ Καθαρή Ονομαστική ΙΚΑΝΟΤΗΤΑ ΣΕ (MW) Καθαρή Ελάχιστη Αγ. Δημήτριος Αγ. Δημήτριος Αγ. Δημήτριος Αγ. Δημήτριος Αγ. Δημήτριος Καρδιά Καρδιά Καρδιά Καρδιά Μεγαλόπολη Μεγαλόπολη Αμύνταιο Αμύνταιο Μελίτη ΣΥΝΟΛΟ ΛΙΓΝΙΤΙΚΩΝ = Λαυρίου 4 (GT1) Λαυρίου 4 (GT2) Λαυρίου 4 (GT3) Λαυρίου 4 (ST) ΣΥΝΟΛΟ Λαυρίου 4 = ΛΑΥΡΙΟ 5 = ΚΟΜΟΤΗΝΗ (GT1) ΚΟΜΟΤΗΝΗ (GT2) ΚΟΜΟΤΗΝΗ (ST) ΣΥΝΟΛΟ Κομοτηνής = ΑΛΙΒΕΡΙ Μεγαλόπολη 5 (GT1) Μεγαλόπολη 5 (GT2) Μεγαλόπολη 5 (ST) ΣΥΝΟΛΟ Μεγαλόπολης 5= ΗΡΩΝ Ι ΗΡΩΝ ΙΙ ΒΟΙΩΤΙΑΣ HELPEDISON_THESS HELPEDISON_THISVI 421, PROTERGIA_CC ΚΟΡΙΝΘΟΣ POWER ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ (GT1) ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ (GT2) ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ (ST) ΣΥΝΟΛΟ Αλουμινίου = ΣΥΝΟΛΟ ΑΕΡΙΟΥ = ΣΥΝΟΛΟ ΘΕΡΜΙΚΩΝ = ~ 74 ~

75 ΥΔΡΟΗΛΕΚΤΡΙΚΟΙ Κρεμαστά Καστράκι Στράτος Ι,ΙΙ Ιλαρίων Πολύφυτο Σφηκιά Ασώματα Μακροχώρι Αώος Πουρνάρι I Πουρνάρι II Λούρος Πλαστήρας Θησαυρός Πλατανόβρυση Γκιώνα 8 8 Λάδωνας ΣΥΝΟΛΟ ΥΗΣ = ΣΥΝΟΛΟ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ = NTC ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΕΩΝ ΕΙΣΑΓΩΓΙΚΟ ΕΞΑΓΩΓΙΚΟ ΒΟΡΕΙΕΣ AC ΙΤΑΛΙΑ DC Παρουσιάζεται επίσης ένας συγκεντρωτικός πίνακας της εγκατεστημένης παραγωγής ανά είδος καυσίμου, τόσο σε όλο το σύστημα και δίκτυο, όσο και στα όρια του συστήματος μόνο για την περίοδο : 1 Ο προσδιορισμός του NTC επηρεάζεται από τις μεταβολές της τοπολογίας του δικτύου μεταφοράς και κατανομής των μονάδων παραγωγής που είναι συγχρονισμένες σε αυτό. ~ 75 ~

76 I. Παραγωγή σε όλη την επικράτεια ανεξαρτήτως του επιπέδου τάσεως δικτύου στο οποίο εγχέεται. II. Παραγωγή που η ενέργειά της εγχέεται εντός των ορίων του Συστήματος ~ 76 ~

77 3.8 Διασυνδέσεις με γειτονικά δίκτυα Οι διασυνδέσεις ενός ΣΗΕ είναι ένα από τα σημαντικότερα στοιχεία του. Η σημαντικότητα συνίσταται τόσο σε λόγους ενίσχυσης της ευσταθούς λειτουργίας του συστήματος, όσο και στη δυνατότητα ανάπτυξης και λειτουργίας του διασυνοριακού εμπορίου ηλεκτρικής ενέργειας. Το Ελληνικό Σύστημα λειτουργεί σύγχρονα και παράλληλα με το διασυνδεδεμένο Ευρωπαϊκό Σύστημα υπό το γενικότερο συντονισμό του ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity), ο οποίος αποτελεί διάδοχο και ευρύτερο σχήμα της UCTE (Union pour la Coordination du Transport de l Electricité). Η παράλληλη λειτουργία του Ελληνικού Συστήματος με το Ευρωπαϊκό επιτυγχάνεται μέσω διασυνδετικών ΓΜ, κυρίως 400 kv, με τα Συστήματα της Αλβανίας, της Βουλγαρίας και της FYROM. Επιπλέον, το Ελληνικό Σύστημα συνδέεται ασύγχρονα (μέσω υποβρύχιας σύνδεσης συνεχούς ρεύματος) με την Ιταλία. Από την 18 η Σεπτεμβρίου 2010, το Ελληνικό Σύστημα έχει συνδεθεί και με το Σύστημα της Τουρκίας, το οποίο με τη σειρά του έχει συνδεθεί με το Σύστημα της Βουλγαρίας. Το Σύστημα της Τουρκίας είναι έκτοτε σε δοκιμαστική παράλληλη λειτουργία με το Ευρωπαϊκό. Οι δοκιμές εκτελούνται υπό την εποπτεία του ENTSO-E. Σχήμα 3.4: Διασυνδέσεις του Ελληνικού Διασυνδεδεμένου Συστήματος με τα γειτνιάζοντα Συστήματα. ~ 77 ~

78 Αναλυτικότερα, οι διασυνδέσεις του Ελληνικού Συστήματος είναι με : 1) ΑΛΒΑΝΙΑ Μεταξύ Ελληνικού και Αλβανικού συστήματος υφίστανται δυο διασυνδέσεις: Σε επίπεδο 150kV ελαφρού τύπου μεταξύ Υ/Σ Μούρτου και ΥΗΣ Bistrica στην Αλβανία, ονομαστικής ικανότητας μεταφοράς τάξεως MW. Σε επίπεδο 400kV απλού κυκλώματος με δίδυμο αγωγό, μεταξύ ΚΥΤ Καρδιάς και Zemblak (Αλβανία). 2) FYROM Μεταξύ των συστημάτων Ελλάδος και FYROM υφίστανται δυο διασυνδέσεις: Μια ΓΜ 400 kv απλού κυκλώματος με δίδυμο αγωγό, μεταξύ ΚΥΤ Θεσσαλονίκης και Dubrovo στην FYROM. Μια ΓΜ 400 kv απλού κυκλώματος με δίδυμο αγωγό, μεταξύ ΚΥΤ Μελίτης και Bitola στην FYROM. 3) ΒΟΥΛΓΑΡΙΑ Με το Βουλγαρικό Σύστημα η Ελλάδα συνδέεται μέσω ΓΜ 400 kv (αναρτημένη σε πυλώνες τύπου Β Β, δηλαδή πυλώνες απλού κυκλώματος υπερβαρέως τύπου, με δίδυμους αγωγούς ανά φάση, διατομής 936 κυκλικών χιλιοστών), μεταξύ ΚΥΤ Θεσσαλονίκης και Blagoevgrad στην Βουλγαρία. 4) ΤΟΥΡΚΙΑ Το καλοκαίρι του 2008 ολοκληρώθηκε η κατασκευή της ΓΜ 400 kv ΚΥΤ Φιλίππων ΚΥΤ Ν. Σάντας Babaeski (Τουρκία). Πρόκειται για ΓΜ διπλού κυκλώματος ( αναρτημένη σε πυλώνες τύπου 2Β Β, δηλαδή πυλώνες διπλού κυκλώματος υπερβαρέως τύπου, με δίδυμους αγωγούς ανά φάση, διατομής 936 κυκλικών χιλιοστών) στο τμήμα ΚΥΤ Φιλίππων Ν. Σάντα και απλού κυκλώματος (αναρτημένη σε πυλώνες τύπου Β Β Β, δηλαδή απλού κυκλώματος υπερβαρέως τύπου, με τρίδυμους αγωγούς ανά φάση, διατομής 936 κυκλικών χιλιοστών) στο τμήμα Ν. Σάντα - Babaeski. Στις 18 Σεπτεμβρίου 2010 πραγματοποιήθηκε η έναρξη δοκιμαστικής σύγχρονης και παράλληλης λειτουργίας του Συστήματος της Τουρκίας με το σύγχρονο Ευρωπαϊκό διασυνδεδεμένο Σύστημα μέσω της προαναφερθείσας ΓΜ (Ν. Σάντα Babaeski), καθώς και με δύο υφιστάμενες ΓΜ 400 kv από τη Βουλγαρία (Maritsa 3 - Hamitabat). Έκτοτε η διασύνδεση του Συστήματος της Τουρκίας με το Ευρωπαϊκό Σύστημα παραμένει σε δοκιμαστική λειτουργία. 5) ΙΤΑΛΙΑ Με την Ιταλία η διασύνδεση είναι συνεχούς ρεύματος. Συνδέει το ΚΥΤ Αράχθου με τον Υ/Σ Galatina στην Ιταλία και περιλαμβάνει: I. Σταθμούς μετατροπής ΥΤΣΡ (HVDC) 400 kv ικανότητας 500 MW. II. Τμήματα εναερίων ΓΜ DC μήκους 45 km επί Ιταλικού εδάφους και 107 km επί ελληνικού εδάφους. III. Τμήμα υπογείου καλωδίου DC μήκους 4 km επί Ιταλικού εδάφους. IV. Υποθαλάσσιο καλώδιο DC 400 kv ισχύος 500 MW και μήκους 160 km. 2 Καθορίζεται από τα συστήματα προστασίας που επιτηρούν την ΓΜ. ~ 78 ~

79 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 4 ΑΠΑΙΤΗΣΕΙΣ ΚΑΙ ΚΑΤΕΥΘΥΝΤΗΡΙΕΣ ΟΔΗΓΙΕΣ ΕΠΑΝΑΦΟΡΑΣ ΣΕ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΤΩΝ ΣΗΕ (Policy 5 - Operational Handbook) Για την ομαλότερη λειτουργία των διάφορων διασυνδεδεμένων συστημάτων ενέργειας στο δίκτυο ENTSO E, υπάρχουν πολιτικές ασφαλείας (Policies) με καθορισμένα πρότυπα και κατευθυντήριες γραμμές για περιπτώσεις έκτακτης ανάγκης. Όσον αφορά τη διαδικασία αποκατάστασης (restoration plan) ενός ΣΗΕ που αποτελεί τμήμα του δικτύου ENTSO E, σε αυτήν αναφέρεται το POLICY 5 του OPERATIONAL HANDBOOK του ENTSO-E. Το Policy 5 βασίζεται στη σύσταση των εκθέσεων έρευνας που υποβλήθηκαν μετά την κατάρρευση του συστήματος της Ιταλίας το 2003, και το πανευρωπαϊκό συμβάν του Επικεντρώνεται σε βάθος στις ευθύνες των TSO, οι οποίες υποστηρίζονται από τις απαιτήσεις έκτακτης ανάγκης για τους παραγωγούς και τους διαχειριστές του δικτύου διανομής. Τα κυριότερα ζητήματα αφορούν (i) την ευαισθητοποίηση των κρατών μελών, ακολουθούμενη από (ii) τα αμυντικά σχέδια (defense plans) σε εθνικό επίπεδο - που επιτρέπει τον συντονισμό μεταξύ των TSO - και στο τελευταίο στάδιο, (iii) τη διαδικασία αποκατάστασης (system restoration) για επιστροφή του συστήματος στην κανονική λειτουργία. Για τις ανάγκες της παρούσας εργασίας παρουσιάζονται στο επόμενο κεφάλαιο οι σχετικές οδηγίες του Policy 5, που αναφέρονται στις διαδικασίες αποκατάστασης, σύμφωνα με τις οποίες θα αναπτυχθεί, στη συνέχεια, η διαδικασία αποκατάστασης του ελληνικού ΣΗΕ. 4.1 Γενικά Με αφορμή το συμβάν της 4 ης Νοεμβρίου 2006, κατά το οποίο το ευρωπαϊκό δίκτυο δοκιμάστηκε από μια πολύ σοβαρή διαταραχή, η έκθεση της σχετικής έρευνας που εκπονήθηκε για τη διαταραχή αυτή επεσήμανε τα ακόλουθα θέματα: Διαχείριση περιφερειακών ή τοπικών διαταραχών του δικτύου της ηπειρωτικής Ευρώπης ( RG CE ) Οι συνθήκες λειτουργίας των ΣΗΕ έχουν αλλάξει πλέον σημαντικά. Σήμερα, το διασυνδεδεμένο σύστημα ηλεκτρικής ενέργειας λειτουργεί όλο και πιο κοντά στα όριά του και τα εθνικά συστήματα γίνονται όλο και περισσότερο αλληλοεξαρτώμενα. Συνεπώς, θα πρέπει να δίδεται ιδιαίτερη προσοχή στις διασυνοριακές διαταραχές και στις συνέπειες των εθνικών διαταραχών σε ολόκληρο το ηπειρωτικό διασυνδεδεμένο σύστημα. Ορισμένα θέματα στο πλαίσιο της συμπεριφοράς των TSO πρέπει να είναι προκαθορισμένα και εναρμονισμένα εντός των δικτύων των TSO. Κατά συνέπεια, ο ENTSO-E ορίζει πιθανά σενάρια, διαδικασίες και αρχές που πρέπει να ακολουθούνται από τους TSO για την πρόληψη οποιουδήποτε περιστατικού, για τον περιορισμό της διάδοσης της διαταραχής σε περιπτώσεις έκτακτης ανάγκης και για την ταχεία αποκατάσταση. ~ 79 ~

80 Ιδιαίτερη προσοχή θα πρέπει να δίνεται στα ακόλουθα: Εναρμονισμός των εθνικών αμυντικών σχεδίων απέναντι στις διαταραχές, ιδίως των κριτηρίων αποκοπής των φορτίων. Διαχείριση συνθηκών λειτουργίας υπό υψηλή συχνότητα. Εναρμόνιση των κριτηρίων επανενεργοποίησης των συστημάτων. Αρχές επανασυγχρονισμού. Συντονισμός διαχείρισης του ελέγχου φορτίου συχνότητας. Διαδικασίες συντονισμού και επικοινωνίας. Συντονισμός των σχεδίων άμυνας και αποκατάστασης συστήματος Τα αμυντικά σχέδια έναντι των διαταραχών συνήθως σχεδιάζονται για τη διαχείριση της απώλειας ισορροπίας ισχύος των μονάδων παραγωγής ως προς τη ζήτηση ενέργειας και των σχετικών μειώσεων της τιμής της συχνότητας σε εθνικό επίπεδο. Συνήθως, τα σχέδια άμυνας και αποκατάστασης συστήματος περιλαμβάνουν τους TSO, τους βιομηχανικούς πελάτες και τους παραγωγούς. Ωστόσο, η ευθύνη και το κανονιστικό και νομικό πλαίσιο δεν καθορίζονται πάντοτε με σαφήνεια σε κάθε χώρα και δεν είναι ομοιογενείς σε όλη την έκταση της Ευρώπης. Ως εκ τούτου, καθορίζεται ένα σαφές συμβατικό ή κανονιστικό πλαίσιο για τον ακριβέστερο προσδιορισμό της ευθύνης και του ρόλου του κάθε εταίρου στο αμυντικό σχέδιο: TSO (Transmission System Operator), DSO ( Distribution System Operator ), παραγωγοί, βιομηχανικοί πελάτες και δημόσιες αρχές. Το Εγχειρίδιο Λειτουργίας των Ευρωπαϊκών Συστημάτων, το οποίο ήδη παρέχει ορισμένες αρχές για το θέμα αυτό, βελτιώνεται συνεχώς, έτσι ώστε να διασφαλίζεται η συνοχή και η επάρκεια των σχεδίων άμυνας και αποκατάστασης συστήματος κάθε TSO σε επίπεδο RG CE. Επανασυγχρονισμός Λαμβάνοντας υπόψη ότι κάθε υποθετικός διαχωρισμός των διασυνδεδεμένων συστημάτων ισχύος της Ευρώπης θα συνέβαινε κατά μήκος διαφορετικών συνόρων που είναι δύσκολο να προβλεφθούν, δεν είναι δυνατόν να αναπτυχθούν σχετικές, καθολικές διαδικασίες συντονισμού ενεργειών που να εφαρμόζονται σε διαφορετικά σενάρια. Έτσι, φαίνεται προτιμότερη η αποκεντρωμένη προσέγγιση, έστω και αν εμπεριέχει εγγενώς τον κίνδυνο αποτυχημένων προσπαθειών, γεγονός που συνεπάγεται έναν ορισμένο κίνδυνο για τα συστήματα ισχύος λόγω των ταλαντώσεων που προκαλούνται (όπως συνέβη και στις 4 Νοεμβρίου). Αυτός ο κίνδυνος είναι αναπόφευκτος εάν ο επανασυγχρονισμός πρόκειται να πραγματοποιηθεί γρήγορα. Εντούτοις, συνιστάται όλοι οι TSO να εξασφαλίζουν ότι οι σημαντικότεροι υποσταθμοί τους είναι εφοδιασμένοι με σχετικές συσκευές συγχρονισμού, κατά προτίμηση ελεγχόμενες εξ αποστάσεως, απευθείας από το Κέντρο Ελέγχου του TSO. Οι βασικές κοινές αρχές αναπτύσσονται για πρώτη φορά. Διαχείριση ελέγχου φορτίου συχνότητας Το Εγχειρίδιο Λειτουργίας δεν καθορίζει ακόμα αρχές για τις διάφορες λειτουργίες ή καταστάσεις του ελέγχου φορτίου συχνότητας. Εντούτοις, σε διαταραχές στις οποίες εμπλέκονται διάφοροι TSO, ο συντονισμός των ελεγκτών συχνότητας της περιοχής ελέγχου των διαφόρων TSO μπορεί να ~ 80 ~

81 επηρεάσει σημαντικά την ταχύτητα της αποκατάστασης του συστήματος. Επομένως, τα οφέλη και οι πιθανές επιπτώσεις αυτών των διαφορετικών λειτουργιών ή καταστάσεων ελέγχου πρέπει να αναλυθούν διεξοδικά και η εφαρμογή τους να είναι προκαθορισμένη. Η RG CE προτείνει αρχές και καθορίζει στρατηγικές για τις διαφορετικές λειτουργίες/καταστάσεις του ελέγχου συχνότητας, με ιδιαίτερη προσοχή στη λειτουργία ελέγχου συχνότητας ( LFC : Load Frequency Control ). 4.2 Συνθήκες που μπορεί να οδηγήσουν σε κατάσταση έκτακτης ανάγκης και σε σβέση (black-out) του συστήματος ισχύος Στο Σχήμα 4.1 παρουσιάζονται οι κυριότερες συνθήκες που μπορεί να οδηγήσουν σε κατάσταση έκτακτης ανάγκης και σε σβέση ( black-out ) ένα ΣΗΕ, ενώ στη συνέχεια δίδεται μια σύντομη περιγραφή κάθε προβλήματος ευστάθειας, σύμφωνα και με τους ορισμούς της CIGRE. Η κατηγοριοποίηση αυτή είναι απαραίτητη για την κατανόηση των βαθύτερων αιτιών του προβλήματος, προκειμένου να αναπτυχθούν οι κατάλληλες διαδικασίες σχεδιασμού και λειτουργίας. Κατά τη διάρκεια μεγάλων διαταραχών ή σβέσης, όλα αυτά τα φαινόμενα αστάθειας μπορούν να εμφανιστούν ταυτόχρονα ή διαδοχικά με πολύ περίπλοκο τρόπο. Αυτό ισχύει ιδιαίτερα στις περιπτώσεις λειτουργίας των συστημάτων στα όριά τους και για διαταραχές με διαδοχικά αποτελέσματα. Καθώς τα συστήματα καταρρέουν, μία μορφή αστάθειας μπορεί τελικά να οδηγήσει σε μια άλλη μορφή. Ευστάθεια γωνίας ρότορα Η ευστάθεια της γωνίας του ρότορα αναφέρεται στην ικανότητα των σύγχρονων γεννητριών ενός διασυνδεδεμένου ΣΗΕ να παραμείνουν σε συγχρονισμό μετά από μια διαταραχή. Εξαρτάται από την ικανότητα διατήρησης / αποκατάστασης ισορροπίας μεταξύ της ηλεκτρομαγνητικής ροπής και της μηχανικής ροπής κάθε σύγχρονης μηχανής στο σύστημα καθώς και από την αρχική κατάσταση λειτουργίας του συστήματος. Η αστάθεια που μπορεί να προκύψει εμφανίζεται με τη μορφή αυξανόμενων γωνιακών ταλαντώσεων ορισμένων γεννητριών, που τελικά οδηγούν στην απώλεια συγχρονισμού τους με άλλες γεννήτριες. Η μεταβολή της ηλεκτρομαγνητικής ροπής μιας σύγχρονης γεννήτριας μετά από μια διαταραχή μπορεί να αναλυθεί σε δύο συνιστώσες, μια συνιστώσα ροπής συγχρονισμού, σε φάση με την απόκλιση της γωνίας του ρότορα, και μια συνιστώσα ροπής απόσβεσης, σε φάση με την απόκλιση της ταχύτητας. Η ευστάθεια της γωνίας ρότορα του συστήματος απαιτεί την ύπαρξη και των δύο συνιστωσών. Η έλλειψη επαρκούς ροπής συγχρονισμού έχει ως αποτέλεσμα την μη ταλαντωτική αστάθεια, ενώ η έλλειψη επαρκούς ροπής απόσβεσης έχει ως αποτέλεσμα την ταλαντωτική αστάθεια. Τα προβλήματα ευστάθειας της γωνίας ρότορα μπορούν να χωριστούν σε υποκατηγορίες μικρής διαταραχής και παροδικής ευστάθειας. ~ 81 ~

82 Σχήμα 4.1: Κατηγοριοποίηση ευστάθειας συστήματος ισχύος. Ευστάθεια γωνίας μικρής διαταραχής Για αυτή την υποκατηγορία αστάθειας, ένα ΣΗΕ θεωρείται ευσταθές εάν είναι ικανό να διατηρείται σε συγχρονισμό κάτω από μικρές διαταραχές. Το μέγεθος των διαταραχών επιτρέπει τη γραμμικοποίηση των εξισώσεων του συστήματος για τους σκοπούς της ανάλυσης. Το πρόβλημα ευστάθειας συνδέεται συνήθως με ανεπαρκή απόσβεση των ηλεκτρομηχανικών ταλαντώσεων. Οι μικρές διαταραχές της γωνίας του ρότορα μπορεί να είναι τοπικές ή καθολικές. Τα τοπικά προβλήματα αφορούν ένα μικρό μέρος του συστήματος ισχύος και συσχετίζονται συνήθως με τις ταλαντώσεις του ρότορα μιας μονάδας ισχύος έναντι του υπόλοιπου συστήματος ισχύος. Τέτοιες ταλαντώσεις ονομάζονται τοπικές ταλαντώσεις λειτουργίας μονάδας. Καθολικά προβλήματα προκαλούνται από την αλληλεπίδραση μεγάλων ομάδων γεννητριών και έχουν ευρύτατες συνέπειες. Περιλαμβάνουν ταλαντώσεις μιας ομάδας γεννητριών σε μια περιοχή έναντι μιας ομάδας γεννητριών σε άλλη περιοχή. Αυτές οι ταλαντώσεις χαρακτηρίζονται ως ταλαντώσεις μεταξύ των περιοχών. Το χρονικό πλαίσιο ενδιαφέροντος, για την ευστάθεια γωνίας ρότορα μικρής διαταραχής είναι της τάξεως των 10 έως 20 δευτερολέπτων μετά από μία διαταραχή. ~ 82 ~

83 Παροδική ευστάθεια (Μεταβατική) Η παροδική ευστάθεια γωνίας ρότορα αναφέρεται στην ικανότητα των γεννητριών να διατηρούν τον συγχρονισμό τους μετά από κάποια σοβαρή διαταραχή (όπως βραχυκύκλωμα σε γραμμή μεταφοράς ή ζυγό). Η αστάθεια είναι συνήθως μη ταλαντωτικής μορφής, λόγω ανεπαρκούς ροπής συγχρονισμού. Το χρονικό πλαίσιο ενδιαφέροντος σε μελέτες μεταβατικής ευστάθειας είναι συνήθως 3 έως 5 δευτερόλεπτα μετά τη διαταραχή και η προκύπτουσα απόκριση του συστήματος περιλαμβάνει μεγάλες εκτροπές γωνιών ρότορα των γεννητριών και επηρεάζεται από τη μη γραμμική σχέση ισχύος-γωνίας. Μπορεί να εκτείνεται σε δευτερόλεπτα για πολύ μεγάλα συστήματα με σοβαρές ταλαντώσεις μεταξύ περιοχών. Όπως φαίνεται στο Σχήμα 4.1, και οι δύο τύποι ευστάθειας γωνίας ρότορα ταξινομούνται ως βραχυπρόθεσμα φαινόμενα. Ευστάθεια συχνότητας Η ευστάθεια συχνότητας σχετίζεται με την ικανότητα ενός ΣΗΕ να διατηρεί σταθερή συχνότητα μετά από κάποια σοβαρή διαταραχή, που οδηγεί σε σημαντική ανισορροπία μεταξύ παραγωγής και κατανάλωσης ισχύος. Η αστάθεια που μπορεί να προκύψει συμβαίνει με τη μορφή παρατεταμένων ταλαντώσεων συχνότητας που οδηγούν τελικά σε διακοπή λειτουργίας των μονάδων παραγωγής ή / και αποκοπή φορτίων. Σε μεγάλα διασυνδεδεμένα συστήματα ισχύος, αυτός ο τύπος κατάστασης συσχετίζεται συχνότερα με καταστάσεις που ακολουθούν τη διάσπαση του συστήματος σε νησίδες. Η ευστάθεια, στην περίπτωση αυτή, καθορίζεται από την ικανότητα κάθε νησίδας να φτάσει σε κατάσταση σταθερής, ισορροπημένης λειτουργίας, με ελάχιστη απροσδόκητη απώλεια φορτίου. Καθορίζεται από τη συνολική απόκριση της κάθε νησίδας, όπως ορίζεται από τη μέση συχνότητά της, παρά από τη σχετική κίνηση των μηχανών. Τα προβλήματα ευστάθειας συχνότητας συνδέονται με ανεπάρκειες στις αποκρίσεις του εξοπλισμού, με τον κακό συντονισμό του εξοπλισμού ελέγχου και προστασίας ή με ανεπαρκή διαθέσιμη εφεδρεία και αντίστοιχη υπερβολική ανισορροπία φορτίου. Κατά τη διάρκεια των αποκλίσεων συχνότητας, οι σταθερές χρόνου των συμμετεχόντων διεργασιών και συσκευών θα κυμαίνονται από το κλάσμα των δευτερολέπτων (που αντιστοιχούν στην απόκριση συσκευών όπως τα ρελέ χαμηλής συχνότητας και τα συστήματα ελέγχου και προστασίας της γεννήτριας) σε διάστημα αρκετών λεπτών, που αντιστοιχούν στην απόκριση συσκευών όπως τα συστήματα τροφοδοσίας καυσίμου των μονάδων και τους ρυθμιστές τάσης φορτίου. Έτσι, η ευστάθεια συχνότητας μπορεί να είναι βραχυπρόθεσμο ή μακροπρόθεσμο φαινόμενο. ~ 83 ~

84 Ευστάθεια τάσεως Η ευστάθεια τάσης αναφέρεται στην ικανότητα ενός ΣΗΕ να διατηρεί αποδεκτές τιμές τάσης σε όλους τους ζυγούς του, υπό κανονικές συνθήκες και μετά από κάποια διαταραχή, και εξαρτάται από την ικανότητα του συστήματος να τροφοδοτεί το ενεργό (MW) και άεργο (MVar) φορτίο μέσω του δικτύου μεταφοράς. Η αστάθεια που μπορεί να προκύψει παρουσιάζεται με τη μορφή προοδευτικής πτώσης ή ανόδου τάσεων σε ορισμένους ζυγούς. Ένα πιθανό αποτέλεσμα της αστάθειας της τάσης είναι η απώλεια φορτίου σε μια περιοχή ή ακόμα η διακοπή των γραμμών μεταφοράς και άλλων στοιχείων από τα συστήματα προστασίας τους, που οδηγούν σε διαδοχικές διακοπές. Η απώλεια συγχρονισμού ορισμένων γεννητριών μπορεί να οφείλεται σε αυτές τις διακοπές ή σε συνθήκες λειτουργίας που οδηγούν σε παραβίαση του ορίου του ρεύματος πεδίου. Επιπροσθέτως, η προοδευτική πτώση των τάσεων των ζυγών είναι ένα φαινόμενο που εμφανίζεται λόγω της αστάθειας της γωνίας του ρότορα. Για παράδειγμα, η σταδιακή απώλεια συγχρονισμού καθώς οι γωνίες του ρότορα μεταξύ δύο ομάδων μηχανών προσεγγίζουν ή υπερβαίνουν τις 180, θα είχε ως αποτέλεσμα πολύ χαμηλές τάσεις στα ενδιάμεσα σημεία του δικτύου, κοντά στο ηλεκτρικό «κέντρο». Οι τάσεις κοντά στο ηλεκτρικό «κέντρο» θα ταλαντώνονται ταχέως μεταξύ υψηλών και χαμηλών τιμών. Τα παραπάνω θέματα φανερώνουν ότι η διάκριση μεταξύ αστάθειας γωνίας ρότορα και αστάθειας τάσης δεν είναι πάντα ξεκάθαρη. Ωστόσο, μια τέτοια διάκριση είναι ιδιαίτερα σημαντική για την κατανόηση των βαθύτερων αιτίων του προβλήματος, και για την ανάπτυξη κατάλληλων διαδικασιών σχεδιασμού και λειτουργίας. Συνήθως, τα φορτία είναι αυτά που οδηγούν το σύστημα σε αστάθεια τάσης. Μετά από μια διαταραχή, η ισχύς που καταναλώνεται από τα φορτία τείνει να αποκατασταθεί με τη δράση της ρύθμισης ολίσθησης του κινητήρα, τους ρυθμιστές τάσης διανομής, τα LTC συστήματα των μετασχηματιστών και τους θερμοστάτες. Με την αποκατάσταση αυτή του φορτίου προκαλείται περαιτέρω βύθισμα της τάσης καθώς δεν μπορούν να καλυφθούν οι απαιτήσεις άεργου ισχύος. Η αστάθεια τάσης συμβαίνει όταν η δυναμική συμπεριφορά του φορτίου επιχειρεί να αποκαταστήσει την κατανάλωση ενέργειας πέρα από την ικανότητα του δικτύου μεταφοράς και της συνδεδεμένης σε αυτό παραγωγής. Μπορεί να εφαρμοστεί μια κατηγοριοποίηση της ευστάθειας τάσης σε ευστάθεια τάσης μεγάλης και μικρής διαταραχής. Επιπλέον, επειδή το χρονικό πλαίσιο ενδιαφέροντος για τα προβλήματα ευστάθειας τάσης μπορεί να ποικίλει από λίγα δευτερόλεπτα έως δεκάδες λεπτά, λόγω του γεγονότος ότι η δυναμική της αστάθειας εξαρτάται τόσο από σύντομους δυναμικούς παράγοντες, όπως επαγωγικούς κινητήρες, ηλεκτρονικά ελεγχόμενα φορτία, SVC, HVDC μετατροπείς, τον ελεγκτή τάσης και τους περιορισμούς των γεννητριών, όσο και από βραδύτερους μηχανισμούς, όπως τα συστήματα LTC των μετασχηματιστών, τα συστήματα περιορισμού ρεύματος της γεννήτριας, τα θερμοστατικά ελεγχόμενα φορτία ή τον δευτερεύοντα έλεγχο τάσης, το φαινόμενο αυτό μπορεί να θεωρηθεί βραχυπρόθεσμο ή μακροπρόθεσμο, σύμφωνα με το Σχήμα 4.1. ~ 84 ~

85 4.3 Καθορισμός των καταστάσεων του συστήματος και της επικοινωνίας Για κάθε ΣΗΕ, είναι πρωταρχικής σημασίας η γνώση της κατάστασής του. Οι διαφορετικές καταστάσεις στις οποίες μπορεί να βρίσκεται ένα ΣΗΕ ορίζονται σύμφωνα με το μέγεθος του δικτύου, τα επίπεδα κινδύνου φορτίου/συχνότητας, καθώς και τις απαραίτητες ενέργειες για τον περιορισμό της διάδοσης των σφαλμάτων στο δίκτυο. Έχουμε τις εξής 4 καταστάσεις για ένα οποιοδήποτε ΣΗΕ: Κανονική κατάσταση λειτουργίας (Normal State), είναι η κατάσταση λειτουργίας στην οποία το σύστημα βρίσκεται μέσα στα όρια ασφαλούς λειτουργίας του, σε σταθερή κατάσταση και μετά την εμφάνιση τυχόν έκτακτης ανάγκης, λαμβάνοντας υπόψιν και την επίδραση των διαθέσιμων διορθωτικών ενεργειών. Κατάσταση συναγερμού (Alert State), ορίζεται η κατάσταση λειτουργίας στην οποία το ΣΗΕ βρίσκεται μέσα στα όρια ασφαλούς λειτουργίας του, αλλά έχει εντοπιστεί μια έκτακτη ανάγκη για την οποία οι διαθέσιμες ενέργειες αποκατάστασης δεν επαρκούν ώστε να διατηρηθεί η κανονική κατάσταση λειτουργίας. Κατάσταση έκτακτης ανάγκης (Emergency State), είναι η κατάσταση λειτουργίας στην οποία τα όρια ασφαλούς λειτουργίας του συστήματος έχουν παραβιαστεί και τουλάχιστον μια από τις παραμέτρους λειτουργίας είναι εκτός των αντίστοιχων ορίων. Κατάσταση συσκότισης (Blackout State), ορίζεται η κατάσταση συστήματος όπου ένα μέρος ή το σύνολο του συστήματος μεταφοράς βρίσκεται εκτός λειτουργίας. Τέλος, ορίζουμε επίσης την Κατάσταση επαναφοράς (Restoration State), ως τη κατάσταση συστήματος στην οποία το σύνολο των ενεργειών αποσκοπούν στην αποκατάσταση λειτουργίας του συστήματος μεταφοράς και διατήρηση της ασφαλούς λειτουργίας του συστήματος μετά από κατάσταση συσκότισης ή κατάσταση έκτακτης ανάγκης. Σχήμα 4.2: Κατάταξη των καταστάσεων λειτουργίας του συστήματος. Το βασικό κριτήριο ασφάλειας Ν-1 στο σχεδιασμό δικτύων, δηλώνει ότι εάν ένα στοιχείο - π.χ. ένας μετασχηματιστής ή ένα κύκλωμα ενδέχεται να αστοχήσει ή πρόκειται να τεθεί εκτός λειτουργίας σε ένα δίκτυο που λειτουργεί στα μέγιστα προβλεπόμενα επίπεδα μεταφοράς και παροχής τροφοδοσίας, πρέπει να διασφαλίζεται η ασφάλεια του δικτύου. Αυτό σημαίνει ότι σε αυτή την περίπτωση δεν πρέπει να υπάρξουν αδικαιολόγητες διακοπές στην τροφοδοσία ή εξάπλωση μιας βλάβης. Επιπλέον, η τάση πρέπει να παραμείνει εντός των επιτρεπόμενων ορίων ~ 85 ~

86 και τα υπόλοιπα στοιχεία δεν πρέπει να υπερφορτωθούν. Αυτός ο κανόνας για την τεχνολογία είναι γενικά αποδεκτός σε όλα τα επίπεδα του δικτύου. Εντούτοις, οι διακοπές της προσφοράς είναι ανεκτές σε κάποιο βαθμό στο δίκτυο διανομής ανάλογα με τη διάρθρωση του πελάτη και εφόσον μπορούν να διορθωθούν εντός καθορισμένης χρονικής περιόδου. Από την άλλη πλευρά, υπάρχουν πιο ευαίσθητες περιοχές του δικτύου μεταφοράς, όπου εφαρμόζεται ένα άλλο μέτρο επιπλέον των κριτηρίων Ν-1, όταν πρέπει να τροφοδοτούνται ιδιαίτερα ευαίσθητοι πελάτες όπως τα εργοστάσια στη χημική βιομηχανία ή χαλυβουργική βιομηχανία ή όταν ένα σφάλμα μπορεί να οδηγήσει σε μια διαταραχή μεγαλύτερης κλίμακας ή μια πολύ επικίνδυνη κατάσταση. Σε αυτή την περίπτωση, το δίκτυο είναι κατασκευασμένο έτσι ώστε η ασφάλεια του δικτύου να μπορεί να εγγυηθεί ακόμη και αν ένα στοιχείο κλείσει για επιχειρησιακούς λόγους και ένα άλλο θα αστοχήσει ταυτόχρονα (περίπτωση Ν-2). Ο όρος κατάσταση ευρείας περιοχής (Wide Area) αναφέρεται στην αναγνώριση κατάστασης συναγερμού, έκτακτης ανάγκης ή συσκότισης όπου υπάρχει σοβαρός κίνδυνος διάδοσης του σφάλματος σε γειτονικά διασυνδεδεμένα ΣΗΕ. Σύστημα εποπτείας ENTSO-E (EAS: European Awareness System) Το εργαλείο EAS για ανταλλαγές δεδομένων σε πραγματικό χρόνο για πανευρωπαϊκή χρήση στο πλαίσιο του ENTSO-E έχει δημιουργηθεί για να αυξήσει τις γνώσεις σχετικά με την κατάσταση του συστήματος και, κατά συνέπεια, να επιτρέπει την κατάλληλη ενεργοποίηση των συναγερμών. Στόχος της επικοινωνίας μεταξύ των TSO Ο στόχος της επικοινωνίας μεταξύ των TSO είναι να παράσχει στους TSO την κατάλληλη αμοιβαία γνώση και κατανόηση των καταστάσεων του συστήματος σε πραγματικό χρόνο και στο βραχυπρόθεσμο μέλλον. Ένα επαρκές επίπεδο ανταλλαγής πληροφοριών σχετικά με τις ενέργειες που τίθενται σε λειτουργία ή την εξέλιξη της κατάστασης του συστήματος είναι απαραίτητο κατά τη διάρκεια της κανονικής ή διαταραγμένης κατάστασης του συστήματος προκειμένου : να προβλεφθούν οι συνέπειες των εξελίξεων στα συστήματα των γειτονικών TSO που πρέπει να ληφθούν υπόψη (π.χ. αλλαγή τοπολογίας κοντά στα σύνορα), να περιοριστεί η επιδείνωση μιας διαταραγμένης κατάστασης και να αποτραπεί η επέκταση των φαινομένων, να ζητηθεί η εφαρμογή διασυνοριακών αντιμέτρων για τον περιορισμό των συνεπειών μιας διαταραχής, να συντονίζονται οι διαδικασίες άμυνας, αποκατάστασης, επανασυγχρονισμού και / ή επανενεργοποίησης, να διατίθενται ταχεία, αξιόπιστα και μονοσήμαντα μέσα επικοινωνίας ( τα οποία θα καθοριστούν) για τη μεταφορά των απαραίτητων πληροφοριών (π.χ. των καταστάσεων του συστήματος κατά τη διάρκεια μιας κατάσταση έκτακτης ανάγκης). ~ 86 ~

87 Έτσι, η επικοινωνία βασίζεται σε προκαθορισμένες πολύπλευρες διαδικασίες οι οποίες καθορίζουν: τις συνθήκες υπό τις οποίες πρέπει να ενεργοποιηθεί, τις συντονισμένες δράσεις (αλλαγές τοπολογίας, μείωση της μεταφορικής ικανότητας ή περικοπή κ.λπ.) που μπορούν να εφαρμοστούν για να ρυθμίσουν τη ροή ενέργειας, τη διαχείριση της τάσης ή για την επαναφορά της ισορροπίας παραγωγής φορτίου, τα πιθανά μέσα που μπορούν να ζητηθούν, τις κατάλληλες τηλεπικοινωνιακές εγκαταστάσεις (τηλέφωνο, φαξ, EMS, σύστημα ενημέρωσης κ.λπ.) που πρόκειται να χρησιμοποιηθούν και τα πρότυπα πληροφοριών (π.χ. το σχέδιο του δικτύου για φαξ) που πρόκειται να ανταλλαχθούν. Αυτές οι διαδικασίες ενημερώνονται και βελτιώνονται τακτικά, και σχεδιάζονται νέα μέσα συντονισμού σε περιφερειακό και σε ευρωπαϊκό επίπεδο. Δημιουργούνται πλατφόρμες συντονισμού που επιτρέπουν τη γρήγορη ανταλλαγή μηνυμάτων και συναγερμών, καθώς και συνολική επισκόπηση με τη χρήση νέων εργαλείων, όπως το σύστημα ευαισθητοποίησης, και την περιφερειακή εποπτεία που καλύπτει το σύνολο των TSO που εμπλέκονται στις διασυνδεδεμένες σύγχρονες αγορές. Η επικοινωνία μεταξύ των TSO γίνεται προεπιλεγμένα στην αγγλική γλώσσα. Για να γίνει αυτό, ο χειριστής βοηθάται με ένα γλωσσάριο Αγγλικών με επιχειρησιακούς όρους (Βλ. Πολιτική 8 "Εκπαίδευση"). Συνθήκες αποστολής μηνυμάτων Εάν ένας TSO αναγνωρίσει κάποιο σημαντικό κίνδυνο για τους γείτονες, αποστέλλονται κατάλληλα μηνύματα. Τα μηνύματα αυτά μπορεί να αποτελούν μια πρόσκληση για συντονισμό. Χρονικά πλαίσια και σχετικά μηνύματα προς αποστολή Το χρονοδιάγραμμα θα πρέπει να έχει οριστεί για την έγκαιρη αποστολή μηνυμάτων σε γείτονες ή στην κοινότητα RG CE. Πρέπει να έχει καθοριστεί ανάλογα με την πιθανή πρόβλεψη εξηγώντας ότι η κατάσταση θα συμβεί σχεδόν σίγουρα. Η κατάσταση αυτή μπορεί να εκτιμηθεί από το στάδιο επιχειρησιακού προγραμματισμού έως σχεδόν και σε πραγματικό χρόνο. Τα μηνύματα που αποστέλλονται νωρίτερα συμβάλλουν στην μετρίαση ή/και αποφυγή της μη ασφαλούς λειτουργίας, επιτρέποντας στον TSO με πρόβλημα να επιταχύνει τις περιφερειακά συντονιζόμενες ενέργειες. Περιεχόμενο μηνυμάτων Η λίστα των προ-διαμορφωμένων μηνυμάτων μπορεί να δομηθεί σε ένα δέντρο για να διευκολύνει την επιλογή του σχετικού, κάθε φορά, μηνύματος, για αποστολή σε καταστάσεις ανάγκης. Ο κατάλογος δεν είναι απόλυτος: ~ 87 ~

88 ΦΟΡΤΙΟ / ΑΣΤΑΘΕΙΑ Απόκλιση συχνότητας o Απόκλιση συχνότητας υψηλότερη από 200 mhz o Απόκλιση συχνότητας υψηλότερη από 1 Hz Εφεδρεία παραγωγής o Περιθώριο κάτω από το ελάχιστο απαιτούμενο Πρωτεύουσα εφεδρεία Δευτερεύουσα εφεδρεία άλλα o Απώλεια άνω των 3000 MW o Ασταθές σύστημα χωρίς περιθώριο ασφαλείας πλέον Απώλεια φορτίου (κίνδυνος υψηλής συχνότητας) o Π.χ. Εθνικές ενέργειες για εξοικονόμηση ενέργειας o άλλα Αποκοπή φορτίου o Χειροκίνητη αποκοπή φορτίου o Αυτόματη αποκοπή φορτίου ΔΙΚΤΥΟ Τάση o Περιοχές εκτός τάσης - κίνδυνος κατάρρευσης τάσης σε N-1 o Περιοχές εκτός τάσης αναμένεται επιδείνωση της κατάστασης Ροές Ισχύος o Σχετική παραβίαση N-1 (Ανατρέξτε στην Πολιτική 3) o Ροές ισχύος πέρα από τα όρια ασφαλείας αναμενόμενη επιδείνωση της κατάστασης ΓΕΓΟΝΟΤΑ ΕΚΤΑΚΤΗΣ ΑΝΑΓΚΗΣ Διαίρεση του δικτύου o Μερική νησιδοποίηση σε μια περιοχή ελέγχου o Μεγάλος (διασυνοριακός) διαχωρισμός του δικτύου Κρίσιμο γεγονός (καιρικά φαινόμενα / καταστροφή /...) o γεγονότα έκτακτης ανάγκης (P3-A1-D2) αναμένεται επιδείνωση της κατάστασης ΔΙΑΤΑΡΑΧΗ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ ΠΛΗΡΟΦΟΡΗΣΗΣ ( ΙΤ ) Η ανάλυση ασφάλειας δεν είναι διαθέσιμη Το SCADA (κύριο και εφεδρικό) δεν είναι διαθέσιμο ΑΛΛΑ Σβέση Αποκατάσταση σε εξέλιξη Επιστροφή στην κανονική κατάσταση ~ 88 ~

89 Πρότυπα 1. Αξιολόγηση της κατάστασης του συστήματος Η κατάσταση του συστήματος καθορίζεται από τον περιορισμένο TSO σύμφωνα με την προηγούμενη αξιολόγηση ασφάλειας του συστήματος, με βάση την πιθανή επίδραση στα γειτονικά συστήματα και λαμβάνοντας υπόψιν την αποτελεσματικότητα των διορθωτικών ενεργειών. 2. Πληροφόρηση μεταξύ των κέντρων ελέγχου από τον Διαχειριστή (TSO) η περιοχή του οποίου έχει υποστεί διαταραχή στην κατάσταση λειτουργίας της, O TSO πρέπει να ενημερώνει σε πραγματικό χρόνο όλους τους άλλους TSO εντός του ENTSO-E RG CE σχετικά με την κατάσταση «ευρείας περιοχής» του συστήματος (Wide Area). 3. Περιεχόμενο των πληροφοριών Ο TSO παρέχει την πληροφορία για την κατάσταση ευρείας περιοχής του συστήματος (Wide Area) και στη περίπτωση που δεν βρίσκεται σε Normal State παρέχει περισσότερες λεπτομέρειες σχετικά με τις κρίσιμες συνθήκες λειτουργίας και, τουλάχιστον στους διασυνδεδεμένους TSO, τον αναμενόμενο χρόνο επαναφοράς σε Normal State ζητώντας βοήθεια, αν αυτό χρειάζεται, σύμφωνα με τις διμερείς συμφωνίες των TSO. 4. Μέσα επικοινωνίας Οι πληροφορίες που καθορίζονται στο 3. παρέχονται από τον TSO με τους ακόλουθους τρόπους: EAS. Προδιαμορφωμένα μέσω φαξ, ηλεκτρονικού ταχυδρομείου κ.λπ. Τηλεφωνικές κλήσεις για τη συμπλήρωση των μηνυμάτων. 5. Κατάλογοι επαφών μεταξύ των TSO για τη λειτουργία του συστήματος Οι συμφωνίες μεταξύ των TSO θα πρέπει να περιλαμβάνουν κατάλογο λειτουργικών θέσεων που εμπλέκονται άμεσα στη λειτουργία του συστήματος προς επαφή ανά πάσα στιγμή με αριθμούς τηλεφώνου, φαξ και διευθύνσεις ηλεκτρονικού ταχυδρομείου, οι οποίοι παρέχονται από όλους τους TSO και ενημερώνονται τακτικά. Στον κατάλογο αυτό περιλαμβάνονται τα γραφεία των κέντρων ελέγχου καθώς και το σχετικό προσωπικό. Το σύνολο των κρίσιμων πληροφοριών σχετικά με τη λειτουργία του συστήματος σε πραγματικό χρόνο αποστέλλονται στους αντίστοιχους αντισυμβαλλόμενους TSO. 6. Τηλεφωνική επικοινωνία μεταξύ των κέντρων ελέγχου των TSO Ανεξάρτητα από την κατάσταση του συστήματος, η τηλεφωνική επικοινωνία μεταξύ των γειτονικών TSO και από/προς το κέντρο ελέγχου αντιστοίχως, σχεδιάζεται με σκοπό την εξασφάλιση υψηλού επιπέδου διαθεσιμότητας. 7. Εξασφαλισμένες λειτουργίες των κέντρων ελέγχου / Εφεδρεία λειτουργίας των κέντρων ελέγχου Οι λειτουργίες των κέντρων ελέγχου θα πρέπει να έχουν εφεδρεία προκειμένου να αντιμετωπίζονται πιθανές βλάβες στη κύρια εγκατάσταση. Η εφεδρική λειτουργία θα πρέπει να ενεργοποιείται σε λιγότερο από 3 ώρες και να δοκιμάζεται τουλάχιστον μια φορά το χρόνο. ~ 89 ~

90 8. Εξασφαλισμένες λειτουργίες των κέντρων ελέγχου / Εφεδρεία πηγών τροφοδοσίας Η τροφοδοσία των κύριων βοηθητικών συσκευών στα κέντρα ελέγχου πρέπει να εξασφαλίζεται με εσωτερικές, ανεξάρτητες πηγές τροφοδοσίας για να επιτρέπουν σε ζωτικές λειτουργίες (όπως τηλεχειρισμός, τηλεπικοινωνίες, εγκαταστάσεις ηλεκτρονικών υπολογιστών κ.λπ.) να παραμένουν λειτουργικές στη περίπτωση βλάβης των γειτονικών πηγών ισχύος. Η λειτουργικότητα των εφεδρικών πηγών τροφοδοσίας θα πρέπει να δοκιμάζεται τουλάχιστον μια φορά το χρόνο. 9. Εξασφαλισμένες λειτουργίες των κέντρων ελέγχου/αξιοπιστία των συστημάτων ελέγχου Οι TSO οφείλουν να διασφαλίζουν, στη διάρκεια οποιασδήποτε διαταραχής στο δίκτυο, πλήρη λειτουργικότητα και αξιοπιστία των: συστημάτων SCADA/EMS, σύστημα φωνητικών επικοινωνιών για αποστολή σε κέντρα ελέγχου, εξοπλισμός ελέγχου φορτίου-συχνότητας. Κατευθυντήριες γραμμές 1. Λειτουργικός κατάλογος επαφών RG CE Ο κατάλογος των τηλεφωνικών αριθμών, αριθμών φαξ και διευθύνσεων ηλεκτρονικού ταχυδρομείου των κέντρων ελέγχου του TSO θα πρέπει να μοιράζεται μεταξύ των RG CE TSO και να διατηρείται ενημερωμένος. 2. Επικοινωνία μεταξύ κέντρου ελέγχου και κέντρου συνεργασίας (Coordination Centre) Το κέντρο ελέγχου θα πρέπει να παρέχει επικοινωνιακό σύνδεσμο (συμπεριλαμβανομένου του τηλεφώνου) από/προς το κέντρο συνεργασίας (Βόρειο ή/και Νότιο) που να εγγυάται μεγάλο επίπεδο διαθεσιμότητας. 3. Πληροφορίες στους χρήστες του δικτύου Σύμφωνα με τους ισχύοντες κανονισμούς, οι TSO ελέγχουν τη λειτουργία και κρατούν ενήμερους τους παραγωγούς και τους DSO (τουλάχιστον) που εμπλέκονται στην διασφάλιση λειτουργίας και στην επακόλουθη διαδικασία αποκατάστασης για κρίσιμες καταστάσεις του συστήματος. 4. Συναγερμός απόκλισης συχνότητας Συνιστάται η εφαρμογή ειδικού συναγερμού (ηχητικού ή/και φωτός) σε κέντρο ελέγχου του TSO σε περίπτωση απόκλισης συχνότητας μεγαλύτερης από 200 mhz σε σχέση με την ονομαστική τιμή. 5. Έλεγχος των εφεδρικών λειτουργιών των κέντρων ελέγχου Συνίσταται ο έλεγχος τους συχνότερα από ότι προτείνεται στο Πρότυπο 7. για την εκπαίδευση των χειριστών. ~ 90 ~

91 4.4 Σχέδιο άμυνας συστήματος ισχύος Η ασφάλεια της λειτουργίας ορίζεται ως η ικανότητα εξασφάλισης μιας κανονικής λειτουργίας του συστήματος ισχύος, περιορισμού της διάρκειας και του αριθμού των διαταραχών, αποφυγής οποιωνδήποτε μεγάλων διαταραχών, και ο περιορισμός των συνεπειών μιας μεγάλης κατάρρευσης, όταν αυτή εμφανίζεται, με την προοπτική να διευκολυνθεί η αποκατάσταση του συστήματος, μετά από συσκότιση, στην κανονική λειτουργία. Το Σχέδιο Άμυνας RG CE βασίζεται κυρίως στα εθνικά σχέδια άμυνας, τα οποία αποτελούν υποχρεώσεις για τους TSO μέσω κανονισμών (κώδικες δικτύου). Τα σχέδια άμυνας μπορούν να οριστούν ως ένα σύνολο συντονισμένων μέτρων, τα οποία αποσκοπούν στη διατήρηση της ακεραιότητας του συστήματος σε περίπτωση μη φυσιολογικών συνθηκών λειτουργίας, που οφείλονται σε ακραίες διαταραχές. Εδώ θα αναπτυχθούν οι διαδικασίες και οι συναφείς ενέργειες υπό την εποπτεία των Κέντρων Ελέγχου, καθώς και ο απαραίτητος συντονισμός μεταξύ των TSO, σε λειτουργία σε πραγματικό χρόνο. Εννοείται ότι οι ρόλοι άλλων, πολύ ταχέων συστημάτων, δεν θα αναφερθούν. Όταν τα μέσα για εφεδρεία (περίπτωση έλλειψης παραγωγής) και οι προκαθορισμένες διορθωτικές ενέργειες ενδέχεται να μην επαρκούν για ασφαλή λειτουργία του συστήματος (π.χ. μετά από αστοχία ενός στοιχείου του δικτύου, εμφάνιση νέας διαταραχής εντός της περιόδου ανάκτησης Ν-1 ή πολλαπλών έκτακτων συμβάντων), το σύστημα θεωρείται ότι βρίσκεται σε συνθήκες μη ασφαλούς λειτουργίας: τα όρια της τάσης, του ρεύματος, της συχνότητας και του ισοζυγίου εφεδρείας μπορούν, ως εκ τούτου, να παραβιαστούν. Ο στόχος ενός ενιαίου Σχεδίου Άμυνας για την RG CE είναι η δημιουργία τεχνικών συστάσεων και κανόνων για αυτόματες ενέργειες για τη διαχείριση κρίσιμων συνθηκών λειτουργίας του συστήματος, ώστε να αποτραπεί η απώλεια ευστάθειας του συστήματος RG CE ή τμημάτων του, και η κλιμάκωση των φαινομένων, αποτελέσματα που μπορούν να οδηγήσουν σε μεγάλες σβέσεις. Το σύνολο των κανόνων πρέπει να αναπτυχθεί με βάση διάφορα φυσικά φαινόμενα, τα οποία επηρεάζουν διαφορετικούς ΔΣΜ ή έχουν παγκόσμια επιρροή στο σύστημα RG CE. Πρέπει να διασφαλιστεί μια γενική προσέγγιση, ανεξάρτητη από τις οργανωτικές δομές, και εφαρμογή σε όλα τα επίπεδα τάσης, συμπεριλαμβανομένης της παραγωγής, της μεταφοράς, της διανομής και των καταναλωτών. Συντονισμένες διορθωτικές ενέργειες σε πραγματικό χρόνο για κατάσταση έκτακτης ανάγκης Οι συνθήκες υψηλής φόρτισης του ηλεκτρικού συστήματος μπορούν να ακολουθηθούν από απροσδόκητη αλληλουχία σβέσεων. Οι TSO αναγκάζονται μερικές φορές να λειτουργούν το σύστημα ισχύος πιο κοντά στα όρια ευστάθειάς του και όχι στις πιο ασφαλείς συνθήκες. Οι TSO δεν μπορούν πάντοτε να προβλέπουν και να αναμένουν την ακολουθία διαταραχών με χαμηλή πιθανότητα εμφάνισης, οι οποίες καθιστούν τα συστήματα ισχύος πιο ευάλωτα στις σβέσεις. Σε περιπτώσεις ανεπαρκούς κάλυψης των απαιτήσεων άεργου ισχύος, εμφανίζονται εξαιρετικά χαμηλές τάσεις, ενδέχεται να προκύψουν υπερφορτίσεις στις γραμμές μεταφοράς και επακόλουθη λειτουργία της προστασίας αποστάσεως ή άλλων τύπων ηλεκτρονόμων προστασίας. Μερικές φορές, ο ανεπαρκής συντονισμός των ρυθμίσεων των συστημάτων προστασίας και άλλων προστατευτικών συσκευών ή συστημάτων έχει ως αποτέλεσμα μια σειρά απροσδόκητων συμβάντων, με κατάληξη τη σβέση του συστήματος ισχύος. ~ 91 ~

92 Ο διαχωρισμός του συστήματος ισχύος σε διαφορετικά τμήματα μπορεί να συμβεί ανά πάσα στιγμή και κάτω από όλες τις συνθήκες φόρτισης. Ο διαχωρισμός του συστήματος (όπως στις 4 Νοεμβρίου 2006) ή, σε χειρότερη περίπτωση, η συσκότιση (όπως στην Ιταλία το 2003) είναι αποτέλεσμα μιας περισσότερο ή λιγότερο ταχείας διαδοχής γεγονότων που δεν αναλύθηκαν επαρκώς σε πραγματικό χρόνο ή μη προβλέψιμων, όπως οι αλλαγές των κορυφών του φορτίου με τις καιρικές συνθήκες που παρατηρούνται να μη συμφωνούν με τις προβλεπόμενες, οι κεραυνοί, βλάβες σε υποσταθμούς μεταφοράς ή σε σταθμούς ηλεκτροπαραγωγής. Το χειρότερο αποτέλεσμα είναι η έλλειψη παροχής ηλεκτρισμού στις εμπλεκόμενες περιοχές, για όλους τους καταναλωτές και τις εγκαταστάσεις που συνδέονται με το δίκτυο. Σε γενικές γραμμές, τα ακόλουθα ζητήματα επισύρουν την προσοχή των χειριστών των Κέντρων Ελέγχου ως πιθανές αιτίες δημιουργίας κατάστασης έκτακτης ανάγκης στο σύστημα: Ροές ισχύος σε στοιχεία δικτύου και διασυνδετικές γραμμές πέρα από τα όρια ασφαλείας (κατάσταση υπερφόρτισης, π.χ. λόγω απρόβλεπτων ροών), Έλλειψη (βραχυπρόθεσμης) πρωτεύουσας, δευτερεύουσας ή άλλης εφεδρικής ισχύος (μειωμένη παραγωγή, π.χ. λόγω διακοπών μονάδων ή περιορισμένης μεταφορικής ικανότητας), Έλλειψη άεργου ισχύος που οδηγεί σε κρίσιμη στάθμη τάσης (χαμηλή ή υψηλή), Έλλειψη παρατηρησιμότητας και ελέγχου (π.χ. απώλεια συστήματος SCADA, δυσλειτουργία ελέγχου πραγματικής ισχύος συχνότητας, απώλεια συστήματος ελέγχου), Ενδείξεις αστάθειας, όπως πτώση τάσης, πτώση συχνότητας, ανεπιθύμητες εναλλαγές ισχύος ή αύξηση γωνιών φάσης τάσης. Ως εξ ορισμού, η κατάσταση έκτακτης ανάγκης αναφέρεται σε μια κατάσταση που συμβαίνει σε πραγματικό χρόνο. Συνεπώς, μπορούν να ληφθούν μόνο θεραπευτικά μέτρα (έχουν ήδη εφαρμοστεί προληπτικά μέτρα σε αυτό το στάδιο). Η διαθεσιμότητα και η αποτελεσματικότητα τέτοιων θεραπευτικών ενεργειών δεν εξασφαλίζονται καθόλου και η χρονική περίοδος για την εφαρμογή τους δεν μπορεί πάντοτε να επιτρέψει τη βέλτιστη επιλογή τους. Ορισμένες μάλιστα από τις ενέργειες αυτές πρέπει να είναι αυτόματες. Καθώς η αποτελεσματικότητα αυτών των διορθωτικών μέτρων δεν μπορεί πάντοτε να αξιολογείται σωστά και συντονισμένα σε πραγματικό χρόνο, κάθε TSO πρέπει να αναπτύξει ειδικές διαδικασίες που να αντιμετωπίζουν τις ενδεχόμενες καταστάσεις έκτακτης ανάγκης που ορίζονται ανωτέρω, οι οποίες θα μπορούσαν να συμβούν στην περιοχή ευθύνης του. Στόχος αυτών των διαδικασιών είναι να δοθεί στους χειριστές του Κέντρου Ελέγχου η ειδική ενέργεια που πρέπει να αναληφθεί σε κάθε κατάσταση (ή τα κριτήρια). Δεδομένου ότι ορισμένοι όροι (κριτήρια) που ενεργοποιούν το σχέδιο άμυνας και τα συναφή διορθωτικά μέτρα θα μπορούσαν να έχουν μια περιφερειακή, ακόμη και ευρεία επιρροή στο σύστημα RG CE, είναι σημαντικό οι TSO να συντονίζουν τα σχέδια άμυνας των συστημάτων τους σε διμερές, πολυμερές, περιφερειακό επίπεδο και μέχρι το RG CE επίπεδο. Η Πολιτική 5 καθορίζει τους κανόνες και τις κατευθυντήριες γραμμές για τη διαχείριση των διορθωτικών μέτρων με επιρροή σε όλο το σύστημα RG CE. Οι TSO θα πρέπει να διαχειρίζονται τα διορθωτικά μέτρα με επιρροή και σε άλλους TSO βάσει διμερών έως και περιφερειακών διαδικασιών. Αυτές οι διαδικασίες θα πρέπει αφενός να επιτρέπουν σε κάθε εμπλεκόμενο TSO να γνωρίζει και να λαμβάνει υπόψη την επίδραση των διορθωτικών μέτρων από το σχέδιο άμυνας ~ 92 ~

93 ενός άλλου TSO στην περιοχή αρμοδιότητάς του και, αφετέρου, να καθορίζει ποια διορθωτικά μέτρα μπορούν να συμπεριληφθούν στο σχέδιο άμυνας ενός γειτονικού TSO. Λόγω της έλλειψης χρόνου και της κρισιμότητας της κατάστασης, καθώς και του μεγέθους των ενεργειών που πρέπει να αναληφθούν όταν ένας TSO βρίσκεται σε κατάσταση έκτακτης ανάγκης, οι διαδικασίες αυτές θα πρέπει επίσης να ελαχιστοποιούν το επίπεδο συντονισμού και ανταλλαγής πληροφοριών που χρειάζεται μεταξύ των TSO, κατά την εφαρμογή κάθε επιμέρους σχεδίου άμυνας. Όταν απαιτείται συντονισμός και ανταλλαγή πληροφοριών, οι διαδικασίες πρέπει στη συνέχεια να καθορίζουν με σαφήνεια ποιες πληροφορίες, με ποιο εργαλείο και σε ποιον. Σε περίπτωση κατάστασης έκτακτης ανάγκης, κάθε TSO θα καταβάλει κάθε δυνατή προσπάθεια για την εφαρμογή όλων των διαθέσιμων ενεργειών, μέχρι την αποκοπή φορτίου, σε εσωτερικό, περιφερειακό ή σε επίπεδο RG CE. Η μέγιστη υποστήριξη θα εφαρμοστεί μεταξύ των TSO προκειμένου να ενισχυθεί η επιτυχία της σταθεροποίησης της κατάστασης και να επιστρέψει το σύστημα το συντομότερο δυνατόν σε μια νέα, ασφαλή, κανονική κατάσταση. Στον παρακάτω πίνακα παρουσιάζεται ένας μη απόλυτος κατάλογος των διορθωτικών ενεργειών που πρέπει να εφαρμόζονται στο σύστημα ισχύος στην περίπτωση της κατάστασης έκτακτης ανάγκης. Περιέχει μια ένδειξη για κλιμάκωση των επανορθωτικών δράσεων, από τις μη δαπανηρές σε δαπανηρές ενέργειες, από δευτερόλεπτα έως ώρες καθυστέρησης, στην επίτευξη της πλήρους αποτελεσματικότητας των διορθωτικών μέτρων και με την ένδειξη της επιρροής, από εσωτερικές σε ευρύ ευρωπαϊκό επίπεδο RG CE : Κλιμάκωση των διορθωτικών ενεργειών, Καθυστέρηση της πλήρους αποτελεσματικότητας των διορθωτικών ενεργειών, Από τις αλλαγές τοπολογίας σε περικοπή φορτίου, Από την εσωτερική επιρροή σε ευρεία ευρωπαϊκή επιρροή RG-CE. ~ 93 ~

94 ΔΙΟΡΘΩΤΙΚΕΣ ΕΝΕΡΓΕΙΕΣ Απαιτούμενος χρόνος Θεραπευτική Προληπτική Manual Automatic Προκαθορισμένη αυτόματη ενέργεια (έξοδος γεννητριών ή ανακατανομή / αποκοπή φορτίου σε περίπτωση διακοπής) Αλλαγή τοπολογίας μέσω αυτόματων διακοπτών Αλλαγή τοπολογίας μέσω χειροκίνητων διακοπτών Λίγα δευτερόλεπτα Θ A Εσωτερικά Λίγα λεπτά Π/Θ M Εσωτερικά Λεπτά ή ώρες: ανάλογα με τη διαθεσιμότητα του λειτουργού του δικτύου Π/Θ M Εσωτερικά Αλλαγή θέσης των tap των Μ/Τ Λίγα λεπτά Π/Θ M Εσωτερικά Ενεργοποίηση/Απενεργοποίηση Λίγα λεπτά Π/Θ M Εσωτερικά αντιστάθμισης άεργου ισχύος Αλλαγή θέσης tap των Μ/Τ μεταβολής φάσης Λίγα λεπτά Π/Θ M Εσωτερικά/ Μεταξύ TSO Ανακατανομή φορτίου Λίγα λεπτά Π/Θ M Εσωτερικά (συνεργασία TSO/DSO) Διαχείριση ροών βρόγχου Λεπτά Θ M Μεταξύ TSO (π.χ. μέσω DC διασυνδέσεων) Ρύθμιση άεργου ισχύος (MVar) από τις Λίγα λεπτά Π/Θ M Εσωτερικά μονάδες παραγωγής Έναρξη άντλησης Λίγα λεπτά Π/Θ M Εσωτερικά Εσωτερική αναδιανομή των μονάδων Λίγα λεπτά Π/Θ M Εσωτερικά παραγωγής Έναρξη/Παύση λειτουργίας μονάδων Λεπτά ή ώρες: Π/Θ M Εσωτερικά παραγωγής ανάλογα με την μονάδα Εσωτερική αναδιανομή των μονάδων Λίγα λεπτά Π/Θ M Μεταξύ TSO παραγωγής γειτονικών TSO Αποκατάσταση φορτίων Αρκετές ώρες Π/Θ M Εσωτερικά Περιορισμός της ικανότητας ανταλλαγής Π M Μεταξύ TSO ισχύος Χειροκίνητη αποκοπή φορτίου, βάσει Λίγα λεπτά Π/Θ M Εσωτερικά συμβολαίων Διασυνοριακή ρύθμιση ανταλλαγής Π/Θ M Μεταξύ TSO ισχύος (περικοπή) Αυτόματη/Χειροκίνητη αποκοπή Λίγα λεπτά Π/Θ M Εσωτερικά φορτίου εκτός συμβολαίων Ρύθμιση τάσης MV (5%) Λίγα λεπτά Θ M Εσωτερικά (Αυτόματη) αποσύνδεση των διασυνοριακών γραμμών Λίγα δευτερόλεπτα Θ A/M Μεταξύ TSO RG CE Αποκλεισμός του OLTC Λίγα λεπτά Θ A Εσωτερικά Κατάσταση ελέγχου λειτουργίας Λίγα λεπτά Θ A/M RG CE περιοχής ελέγχου Αυτόματη αποκοπή φορτίου Λίγα λεπτά Θ A RG CE ~ 94 ~

95 4.5 Αποκατάσταση λειτουργίας συστήματος (System restoration) Ως αποκατάσταση λειτουργίας συστήματος (System restoration) εννοούμε το σύνολο των ενεργειών που εκτελούνται μετά από μια διαταραχή με συνέπειες μεγάλης κλίμακας με σκοπό την επαναφορά του συστήματος από Emergency ή Blackout State σε Normal State. Οι ενέργειες αποκατάστασης ξεκινούν μόλις το σύστημα σταθεροποιηθεί. Η αποκατάσταση αποτελεί μια σύνθετη αλληλουχία συντονισμένων δράσεων το πλαίσιο της οποίας μελετάται και, όσο αυτό είναι δυνατό, προετοιμάζεται εκ των προτέρων. Σχήμα 4.3: Η διαδικασία επαναφοράς (restoration) ενός ΣΗΕ. Λειτουργία Νησίδων ορίζεται η ανεξάρτητη λειτουργία ενός συνόλου ή μέρους του συστήματος, το οποίο απομονώνεται μετά την αποσύνδεσή του από το διασυνδεδεμένο δίκτυο, έχοντας κατά το ελάχιστο μία μονάδα παραγωγής η οποία τροφοδοτεί ισχύ στο σύστημα αυτό (τη νησίδα) και ελέγχει τη συχνότητα και τη τάση του. Δυνατότητα λειτουργίας νησίδων: Μια μονάδα παραγωγής μπορεί να προσδώσει σταθερότητα σε μια νησίδα και κατά τη διάρκεια των βημάτων ανάληψης φορτίου στη περίπτωση επανατροφοδότησης της νησίδας. Αυτό σημαίνει ότι ένας ρυθμιστής ταχύτητας και ένας αυτόματος ρυθμιστής τάσης είναι ικανοί να εξισορροπήσουν το πλεόνασμα ή έλλειμμα ενεργού και άεργου ισχύος μετά από ανάληψη ή απόρριψη φορτίου σε μικρές νησίδες προκειμένου να τροφοδοτηθούν, να ρυθμιστούν η τάση και η συχνότητα και να επανατροφοδοτήσουν απομονωμένες περιοχές. Μονάδα Black start (Black start unit) χαρακτηρίζεται μια μονάδα παραγωγής με την ικανότητα να μεταβαίνει από κατάσταση διακοπής λειτουργίας σε κατάσταση λειτουργίας και να αρχίσει να παρέχει ισχύ χωρίς εξωτερική πηγή ηλεκτρικής ενέργειας και παρέχει δυνατότητα λειτουργίας νησίδας. Επανενεργοποίηση (reenergisation) Η διαδικασία αποκατάστασης λειτουργίας συστήματος για επανενεργοποίηση στηρίζεται σε δυο βασικές αρχές: Bottom-up: ξεκινώντας από την αυτοεπανενεργοποίηση κάθε νησίδας και στη συνέχεια επανασυγχρονισμό των νησίδων μεταξύ τους (ακόμα και με το κύριο ENTSO-E RG CE σύστημα). Top-down: με χρήση εξωτερικών πηγών τάσης μέσω των διασυνδετικών γραμμών (της ισχύος ενός ασφαλούς συστήματος το οποίο μπορεί και να είναι το κύριο ENTSO-E RG CE σύστημα) προκειμένου να επανενεργοποιηθεί ένα αποκομμένο και διαταραγμένο σύστημα. ~ 95 ~

96 House load λειτουργία μονάδας ορίζεται η ικανότητα μιας μονάδας παραγωγής να τροφοδοτήσει τα εσωτερικά απαραίτητα για τη λειτουργία της φορτία (βοηθητικά) μετά από αποσύνδεσή της από το δίκτυο. Ο TSO θα πρέπει να λάβει υπόψη ότι ορισμένες μονάδες μπορούν να διατηρήσουν τη λειτουργία αυτή για περιορισμένο χρονικό διάστημα μόνο. Διαταραγμένη περιοχή ορίζεται μια περιοχή η οποία είναι δίπλα σε μια ασφαλή περιοχή ή σε άλλη διαταραγμένη περιοχή. Αυτή είναι η περιοχή που αντιμετωπίζει προβλήματα λόγω κάποιου συμβάντος. Μπορεί να είναι είτε μέρος του χώρου ευθύνης ενός TSO, ολόκληρος ο χώρος ευθύνης του, ή μια διαταραγμένη ζώνη που περιλαμβάνει περιοχές ευθύνης διάφορων TSO εν μέρει ή εξ ολοκλήρου. Η περιοχή αυτή θεωρείται μια μικρή ή μεγάλη σύγχρονη νησίδα. Αυτό σημαίνει επίσης ότι ένας TSO μπορεί να λειτουργήσει ταυτόχρονα σε δύο ασύγχρονα δίκτυα όταν η διαχωριστική γραμμή κόβει την περιοχή ευθύνης, για παράδειγμα, σε δύο μέρη. Η διαταραγμένη περιοχή είναι ασύγχρονη σε σύγκριση με την διαφορετική συχνότητα συγχρονισμού των γειτονικών περιοχών. Αυτή η περιοχή είναι το σύστημα ENTSO-E RG CE, όταν διατηρείται ακέραιο (unsplit) μετά από μια μεγάλη διαταραχή ή αμέσως μετά τον τελευταίο επανασυγχρονισμό. Ιεράρχηση και συντονισμός της διαδικασίας αποκατάστασης λειτουργίας του συστήματος Σε μια περιοχή με τουλάχιστον δύο TSO, όπου εμφανίζεται κάποιο πρόβλημα, όσον αφορά την διαδικασία αποκατάστασης επιλέγονται δύο ιεραρχίες σχετικά με τις καταστάσεις: μία για τον έλεγχο της συχνότητας των διαταραγμένων περιοχών και μία για την διαδικασία επανασυγχρονισμού των περιοχών. 1. Ιεραρχία ενεργειών για τον έλεγχο της συχνότητας Ένας επικεφαλής διαχείρισης συχνότητας είναι υπεύθυνος για το συντονισμό του ελέγχου της συχνότητας μέσα σε μια σύγχρονη περιοχή, με βάση τα όρια των διαθέσιμων μέσων και εκείνων του καθενός TSO αντίστοιχα. Ο επικεφαλής διαχείρισης συχνότητας συντονίζει την παραγωγή μαζί με τους TSO εντός της διαταραγμένης περιοχής, προκειμένου η συχνότητα να επανέλθει και να διατηρηθεί κοντά στα 50 Hz, με μέγιστη ανοχή ±200 mhz. Ο επικεφαλής διαχείρισης συχνότητας ορίζει την ποσότητα ισχύος (προς τα πάνω και προς τα κάτω) που πρέπει να ζητηθεί από κάθε περιοχή ευθύνης του TSO. 2. Ιεραρχία για την διαδικασία επανασυγχρονισμού Ο επικεφαλής του επανασυγχρονισμού είναι υπεύθυνος για το συντονισμό των επικεφαλής διαχείρισης συχνότητας κατά τη διάρκεια της διαδικασίας επανασυγχρονισμού δύο γειτονικών περιοχών και για την εκτέλεση του επανασυγχρονισμού αυτών των δύο περιοχών, με βάση τα όρια των διαθέσιμων μέσων και εκείνων του κάθε TSO αντιστοίχως. Στην περίπτωση πολλών χωρισμάτων, οι περιοχές επανασυγχρονίζονται σταδιακά. Διαχείριση συχνότητας Η διαχείριση συχνότητας είναι ένα σύνολο λειτουργιών του δευτερεύοντος ελέγχου κάθε EMS (:Energy Management System) που εξασφαλίζει τον έλεγχο της συμπεριφοράς της διαταραγμένης περιοχής σε περίπτωση που η απόκλιση συχνότητας είναι μεγαλύτερη από 200 mhz. Η διαχείριση συχνότητας αντιπροσωπεύει επίσης τη συμπεριφορά των παραγωγών (μονάδων), που παρέχουν ενέργεια κατά τη δευτερεύουσα ρύθμιση, και τη παροχή εφεδρείας εντός της διαταραγμένης περιοχής ελέγχου. Σε αυτή την κατάσταση η αλλαγή του ελέγχου συχνότητας των μονάδων γίνεται από τους TSO. ~ 96 ~

97 1. Frozen Mode Μια λειτουργία του δευτερεύοντος ελέγχου που εξασφαλίζει πως οι πάροχοι δευτερεύουσας εφεδρείας και ρύθμισης που είναι συνδεδεμένοι στην διαταραγμένη περιοχή ελέγχου διατηρούν σταθερό το τελευταίο σήμα ελέγχου (δηλαδή, η παραγωγή ενεργού ισχύος παραμένει σταθερή, εξαιρουμένης της πρωτεύουσας ρύθμισης). 2. Switched off Control Mode Μια λειτουργία του δευτερεύοντος ελέγχου που σταματά και εξασφαλίζει πως οι πάροχοι (μονάδες παραγωγής) δευτερεύουσας εφεδρείας και ρύθμισης που είναι συνδεδεμένοι στην διαταραγμένη περιοχή δεν λαμβάνουν σήματα ελέγχου. 3. Frequency Control Mode Μια λειτουργία του δευτερεύοντος ελέγχου που ρυθμίζει την ισχύ εξόδου των παρόχων (μονάδων παραγωγής) δευτερεύουσας εφεδρείας και ρύθμισης για τη σταθεροποίηση της συχνότητας στην διαταραγμένη περιοχή. 4. Local Frequency Control Mode Μια λειτουργία των μονάδων που αλλάζουν τον ελεγκτή τους σε έλεγχο ταχύτητας και διατηρούν την τελευταία συχνότητα ως σημείο αναφοράς, μετά την αποσύνδεσή τους από τον δευτερεύοντα έλεγχο (π.χ. απόκλιση συχνότητας που υπερβαίνει τα συγκεκριμένα όρια). Πρότυπα Γενικές εκτιμήσεις 1. Διαδικασία αποκατάστασης Ο TSO αρχίζει τη διαδικασία αποκατάστασης βάσει διαδικασιών μετά τα αμυντικά μέτρα και όταν το δίκτυο βρίσκεται σε σταθεροποιημένη κατάσταση. 2. Σχέδιο αποκατάστασης του TSO Κάθε TSO πρέπει να προετοιμάσει εκ των προτέρων και να διατηρεί ενημερωμένο ένα σχέδιο αποκατάστασης. Αυτό το σχέδιο αποκατάστασης περιλαμβάνει τουλάχιστον μια διαδικασία επαναφοράς μετά από κατάσταση συσκότισης (Blackout State) και με top down και με bottom up προσέγγιση. 2.1.Το σχέδιο αποκατάστασης του TSO θα πρέπει να έχει αποδειχθεί τουλάχιστον με προσομοίωση ή υπολογισμούς εκτός λειτουργίας Κάθε TSO πρέπει να έχει γνώση των μονάδων ικανών να εργάζονται σε house load λειτουργία Κάθε TSO πρέπει να αξιολογήσει τον αριθμό των απαραίτητων μονάδων Black start που θα συμβάλλουν στη διαδικασία αποκατάστασης Οι μονάδες Black start δοκιμάζονται επί τόπου τουλάχιστον μία φορά ανά τρία έτη. 3. Επικοινωνία σε περίπτωση αποκατάστασης του συστήματος Οι λειτουργοί του Συστήματος (Dispatchers) πρέπει να επικεντρωθούν στην ανταλλαγή πληροφοριών που σχετίζονται άμεσα με τη λειτουργία του συστήματος ισχύος, δηλαδή σχέδια άμυνας και σχέδια αποκατάστασης. Σε αυτές τις περιπτώσεις κρίσης, η επικοινωνία για μη ~ 97 ~

98 επιχειρησιακούς σκοπούς πρέπει να διαχειρίζεται από τους TSO με ξεχωριστό τρόπο (για τη μετάδοση πληροφοριών π.χ. στα μέσα ενημέρωσης). 4. Συντονισμός μεταξύ των TSO σε περίπτωση αποκατάστασης του συστήματος Οι TSOs πρέπει να συμφωνήσουν γραπτώς σε διμερείς / πολυμερείς διαδικασίες με όλους τους γείτονές τους. Οι γειτονικοί TSO πρέπει να προετοιμάσουν και να συμφωνήσουν γραπτώς για τις διμερείς αρχές με επάρκεια ανταλλαγής πληροφοριών που πρέπει να εφαρμόζονται σε περίπτωση αποκατάστασης του συστήματος. Επανενεργοποίηση μετά από Blackout State 1. Γνώση της κατάστασης του εσωτερικού συστήματος ισχύος μετά από διακοπή της λειτουργίας Οι TSO πρέπει να γνωρίζουν την κατάσταση οποιουδήποτε στοιχείου του συστήματος ισχύος τους μετά από μια διακοπή της λειτουργίας του, π.χ. κατεστραμμένα στοιχεία δικτύου, νησιδοποιημένες περιοχές, συσκοτισμένες περιοχές, μονάδες παραγωγής σε λειτουργία house load και έτοιμες να προσφέρουν ισχύ, μονάδες που έχουν δυσκολία στην λειτουργία house load και βρίσκονται σε επείγουσα ανάγκη μιας εξωτερικής πηγής τάσης, μονάδες black - start. 2. Διαδικασία επανενεργοποίησης (reenergisation) Η διαδικασία αυτή πρόκειται να εφαρμοστεί στην περίπτωση κατάστασης Blackout. Οι ακόλουθες στρατηγικές μπορούν να εφαρμοστούν σύμφωνα με την υπάρχουσα κατάσταση (διαθεσιμότητα μονάδων black start και μονάδων σε house load λειτουργία εντός της περιοχής ευθύνης, αναμενόμενη διάρκεια και των δύο στρατηγικών, κατάσταση της τάσης στο γειτονικό δίκτυο): 2.1. Επανενεργοποίηση top down χρησιμοποιώντας εξωτερικές πηγές τάσης Σε συνεργασία με έναν γειτονικό TSO, το δίκτυο του οποίου παρέμεινε ασφαλές και σταθερό, το διαταραγμένο δίκτυο θα επανενεργοποιηθεί βήμα προς βήμα ξεκινώντας από τις διασυνδετικές γραμμές Όρια ροής ενεργού και άεργου ισχύος Κατά τη διάρκεια της διαδικασίας αποκατάστασης, ο TSO που έχει το πρόβλημα πρέπει να εγγυηθεί ότι θα τηρηθούν τα όρια ροής ενεργού και άεργου ισχύος στις διασυνδετικές γραμμές όπως αυτά έχουν καθοριστεί με διμερείς συμφωνίες. Αυτά τα όρια θα τηρούνται και σε αποφάσεις λειτουργίας από τους λειτουργούς του Συστήματος (dispatchers) των σχετικών TSO Επανενεργοποίηση bottom up βάσει των δυνατοτήτων των εσωτερικών πηγών ενέργειας. Οι TSO επανενεργοποιούν το σύστημα με τις μονάδες black start ή/και με τις μονάδες σε λειτουργία house load με ικανότητα λειτουργίας νησίδας Στρατηγική επανενεργοποίησης top down και bottom up Εάν κριθεί απαραίτητο, και οι δύο στρατηγικές επανενεργοποίησης μπορούν να υλοποιηθούν παράλληλα. ~ 98 ~

99 3. Διαχείριση συχνότητας εντός της διαταραγμένης περιοχής σε περίπτωση κατάστασης Blackout Στην περίπτωση Blackout State, η διαχείριση συχνότητας εξαρτάται από τη στρατηγική επανενεργοποίησης. Για τη στρατηγική bottom up, εναπόκειται στον TSO να θέσει τον δευτερεύων έλεγχο σε Switched off Control Mode ή Frequency Control Mode, για να μοιράσει τη συμβολή στη συχνότητα σε όλες τις μονάδες της διαταραγμένης περιοχής. Για τη στρατηγική top down, ο δευτερεύων έλεγχος λειτουργίας πρέπει να βρίσκεται σε Switched off Control Mode στην περιοχή που χρειάζεται επανενεργοποίηση, διασφαλίζοντας ότι η αλλαγή της ενεργής ισχύος εξόδου γίνεται μόνο χειροκίνητα από τους λειτουργούς του Συστήματος (dispatchers). Ο TSO, στην περιοχή (control area) του οποίου εκδηλώθηκε η ανωμαλία, επιβεβαιώνει προς τους TSO που τον συνδράμουν ότι ο δευτερεύων έλεγχος λειτουργίας του βρίσκεται σε Switched off Control Mode και ενημερώνει εάν ορισμένες μονάδες είναι σε τοπικό Frequency Control Mode. Διαχείριση συχνότητας 1. Προσδιορισμός της έκτασης της περιοχής με την ίδια συχνότητα Κάθε TSO πρέπει να προσδιορίσει: την κατάσταση της διαταραγμένης περιοχής (με μία ή περισσότερες χωριστές ασύγχρονες περιοχές), την έκταση και τα όρια της σύγχρονης περιοχής, συμπεριλαμβανομένων των γειτονικών TSO και σε συντονισμό με αυτούς, την κατάσταση του διαθέσιμου αποθέματος ισχύος στη δική του διαταραγμένη περιοχή (με ενδεχομένως χωρισμένες περιοχές). 2. Κριτήριο καθορισμού του επικεφαλής ελέγχου συχνοτήτων Μετά από μια σοβαρή διαταραχή με απόκλιση συχνότητας μεγαλύτερη από ±200 mhz που διαρκεί περισσότερο από 15 λεπτά ή σε περίπτωση διαίρεσης του συστήματος, ο επικεφαλής ελέγχου συχνότητας επιλέγεται μέσα σε κάθε σύγχρονη περιοχή, βάσει των ακόλουθων κριτηρίων: Ως προεπιλεγμένος Διαχειριστής Συστήματος Μεταφοράς (TSO) με τον υψηλότερο συντελεστή Κ υπό λειτουργία (ή με αναφορά στην πιο πρόσφατη δημοσιευμένη τιμή) στην διαταραγμένη περιοχή θα οριστεί επικεφαλής ελέγχου συχνότητας, λαμβάνοντας υπόψη και τα ακόλουθα κριτήρια: τον προηγουμένως εφαρμοζόμενο συντονισμό για τη διαχείριση της συχνότητας, υψηλή ποσότητα εφεδρικής παραγωγής που μπορεί να ενεργοποιηθεί μέσα σε λίγα λεπτά (αύξηση σε περίπτωση κατάστασης κάτω από την ονομαστική συχνότητα, μείωση σε περίπτωση κατάστασης πάνω από την ονομαστική συχνότητα) και μεγάλη διαθέσιμη εφεδρεία (η μισή να αναμένεται να βρίσκεται σε Frequency Control Mode). περιθώριο ικανότητας των διασυνδετικών γραμμών (κατά την εξαγωγή σε περίπτωση κατάστασης κάτω από την ονομαστική συχνότητα, κατά την εισαγωγή σε περίπτωση κατάστασης πάνω από την ονομαστική συχνότητα), ~ 99 ~

100 απόκτηση τιμών συχνοτήτων τουλάχιστον από τα άμεσα γειτονικά δίκτυα και, εάν είναι εφικτό, από μη άμεσα γειτονικά δίκτυα που είναι τμήματα του ίδιου (α)σύγχρονου συστήματος, με μετρήσεις (EAS, τηλεφωνικές κλήσεις, κλήσεις συνδιάσκεψης κ.λπ.). 3. Ανακοίνωση επικεφαλής ελέγχου συχνότητας Ο επικεφαλής ελέγχου συχνότητας ανακοινώνει την υποψηφιότητά του ή την παραίτησή του σε όλους τους TSO της RGCE μέσω του συστήματος EAS. 4. Διαχείριση συχνότητας για απόκλιση συχνότητας μεγαλύτερη από 200 mhz Ο δευτερεύων έλεγχος του επικεφαλής συχνότητας μεταβαίνει στη λειτουργία Frequency Control Mode, οι άλλοι δευτερεύοντες έλεγχοι παραμένουν σε (ή, αν δεν είναι ακόμη, χειροκίνητα, μεταβαίνουν σε) Frozen Mode. Ο επικεφαλής ελέγχου συχνοτήτων συντονίζει την διαχείριση των εφεδρειών παραγωγής εντός της σύγχρονης περιοχής, προκειμένου να ανακτήσει τη συχνότητα, σε σχέση με ενδεχόμενες συμφορήσεις του δικτύου. Κάθε TSO υποστηρίζει τον επικεφαλής ελέγχου συχνοτήτων, ανάλογα με την δική του κατάσταση, ακόμη και από απόσταση από την περιοχή, όταν αυτό ζητηθεί. Σε περίπτωση ενεργοποίησης της λειτουργίας τοπικού Frequency Control Mode σε μονάδες, ο TSO που έχει το πρόβλημα θα πρέπει να ενημερώνει τον επικεφαλής ελέγχου συχνοτήτων ώστε να εφαρμοστούν ειδικά αντίμετρα εντός του TSO με το πρόβλημα. 5. Διαχείριση συχνότητας σε περίπτωση διαίρεσης δικτύου Ο δευτερεύων έλεγχος του επικεφαλής συχνότητας μεταβαίνει στη λειτουργία Frequency Control Mode οι άλλοι δευτερεύοντες έλεγχοι τίθενται σε Frozen Mode. Ο επικεφαλής ελέγχου συχνότητας συντονίζει την κινητοποίηση του αποθέματος παραγωγής εντός της σύγχρονης περιοχής, προκειμένου να ανακτήσει τη συχνότητα μέχρι τον πλήρη επανασυγχρονισμό, σε σχέση με τις πιθανές συμφορήσεις του δικτύου. Σε περίπτωση πολύ μεγάλης ασύγχρονης περιοχής, κάθε TSO υποστηρίζει τον επικεφαλής ελέγχου συχνότητας, ακόμη και μακριά από την περιοχή του, όταν αυτό ζητηθεί. Σε περίπτωση ενεργοποίησης της λειτουργίας Local Frequency Control Mode σε μονάδες, ο TSO που έχει το πρόβλημα θα πρέπει να ενημερώνει τον επικεφαλής ελέγχου συχνότητας ώστε να εφαρμοστούν ειδικά αντίμετρα εντός του TSO η περιοχή του οποίου έχει το πρόβλημα. 6. Ισοζύγιο κατανάλωσης / παραγωγής Κατά τη διάρκεια των διαδικασιών επανενεργοποίησης, η κατανάλωση και η παραγωγή εξισορροπούνται με στόχο την επιστροφή κοντά στα 50 Hz, με μέγιστη ανοχή ±200 mhz, υπό το συντονισμό του επικεφαλής ελέγχου συχνότητας της περιοχής Επανατροφοδότηση φορτίου Σε περίπτωση απόρριψης φορτίου, ο TSO επανατροφοδοτεί το φορτίο όχι όταν η συχνότητα είναι χαμηλότερη από 49,8 Hz για το κύριο σύστημα (εκτός από τις περιφερειακές νησίδες), διατηρώντας ένα περιθώριο παραγωγής που να επαρκεί για να αντιμετωπίσει το επόμενο μπλοκ φορτίου προς επανατροφοδότηση. Η επανατροφοδότηση του φορτίου πραγματοποιείται βήμα προς βήμα, προκειμένου να ελαχιστοποιηθεί ο αντίκτυπος στην απόκλιση συχνότητας. Η διαδικασία αποκατάστασης των πελατών πρέπει να πραγματοποιείται σταδιακά σε μπλοκ φορτίου μέγιστου μεγέθους που ορίζει ο TSO σε σχέση με το φορτίο του δικτύου του TSO. ~ 100 ~

101 7. Συντονισμός με τους DSO για την επανασύνδεση του φορτίου Οι TSO πρέπει να συντονίζουν την επανατροφοδότηση του φορτίου με τους DSO. Τοπική και απομακρυσμένη επανασύνδεση των φορτίων των πελατών πρέπει να συμφωνηθεί εκ των προτέρων σε συνεργασία μεταξύ του TSO και των DSO του. Πρέπει να αποφεύγεται η αυτόματη επανασύνδεση. 8. Επανασύνδεση των γεννητριών μετά από μη φυσιολογική εκτροπή συχνοτήτων Ο TSO πρέπει να συντονίσει τον επανασυγχρονισμό των γεννητριών που έχουν διακοπεί λόγω μη φυσιολογικής απόκλισης συχνότητας. Σε αυτή την περίπτωση απώλειας παραγωγής, ο TSO επανασυνδέει τους παραγωγούς, με βάση τις οδηγίες του επικεφαλής ελέγχου συχνοτήτων, διατηρώντας επαρκή περιθώρια για το αποθεματικό εξισορρόπησης προς τα κάτω τουλάχιστον για να αντιμετωπίσει την επόμενη επανασύνδεση παραγωγής. Η επανασύνδεση των γεννητριών διαχειρίζεται βήμα προς βήμα, προκειμένου να ελαχιστοποιηθεί ο αντίκτυπος στην απόκλιση συχνότητας και τα περιθώρια εφεδρειών. Η διαδικασία επανασύνδεσης των γεννητριών πρέπει να γίνει σταδιακά σε μπλοκ μέγιστης ισχύος που ορίζει ο TSO ανάλογα με τα αποθεματικά λειτουργίας του δικού του δικτύου. Για τις μονάδες παραγωγής που είναι συνδεδεμένες σε δίκτυο του TSO ή του DSO, κριτήρια επανασύνδεσης και απόρριψης πρέπει να έχουν συμφωνηθεί εγγράφως εκ των προτέρων μεταξύ του TSO, των DSO και των μονάδων παραγωγής αντίστοιχα. Επανασυγχρονισμός 1. Επιλογή και ρόλος του επικεφαλής επανασυγχρονισμού Για καταστάσεις διαίρεσης του δικτύου, ο επικεφαλής επανασυγχρονισμού πρέπει να επιλεγεί για διαφορετικές σύγχρονες περιοχές (ένας επικεφαλής για δύο περιοχές) για να επανασυγχρονίσει αυτές τις περιοχές. Σε περίπτωση πολλών διαχωρισμών, οι περιοχές επανασυγχρονίζονται σταδιακά ανά δύο, με διαδοχικό τρόπο. Ο επικεφαλής επανασυγχρονισμού πρέπει να συντονίσει τη διαδικασία επανασυγχρονισμού. Θα έχει τις ακόλουθες δυνατότητες (απαιτήσεις): Να έχει τουλάχιστον έναν υποσταθμό υπό την ευθύνη του με γραμμή υψηλής ικανότητας προκειμένου να επανασυγχρονίσει και τις δύο περιοχές, Να είναι σε θέση να αποκτήσει τις τιμές συχνότητας και των δύο περιοχών (από το σύστημα EAS, με μέτρηση ή τουλάχιστον τηλεφωνικά), Να είναι σε θέση να αποκτήσει την τιμή της τάσης και των δύο υποσταθμών του σημείου σύνδεσης (με μέτρηση ή τουλάχιστον τηλεφωνικά), Να είναι σε θέση να διαχειριστεί τη διακύμανση της τάσης τουλάχιστον για το σημείο σύνδεσης. Ο επικεφαλής επανασυγχρονισμού εκτελεί τις ακόλουθες ενέργειες: Συντονίζει τους επικεφαλής ελέγχου συχνοτήτων, Επιλέγει τον υποσταθμό για επανασυγχρονισμό ο οποίος είναι ένας υπό την ευθύνη του και είναι εξοπλισμένος με PSD (parallel switching device - συσκευή μεταγωγής για παραλληλισμό). ~ 101 ~

102 Συντονίζει ένα γρήγορο επανασυγχρονισμό των επόμενων διασυνδετικών γραμμών μεταξύ δύο ήδη επανασυγχρονισμένων νησίδων (ακόμη και εκτός της διαταραγμένης περιοχής) μετά την επανασύνδεση της πρώτης για γρήγορη ενίσχυση της σύνδεσης μεταξύ των δύο περιοχών. 2. Ανακοίνωση επικεφαλής επανασυγχρονισμού Ο επικεφαλής επανασυγχρονισμού ανακοινώνει την υποψηφιότητά του και την παραίτησή του σε όλους τους TSO του RG CE χρησιμοποιώντας το μηχανισμό EAS. Ο επικεφαλής επανασυγχρονισμού πρέπει επίσης να ενημερώσει τους επικεφαλής ελέγχου συχνότητας σχετικά με το διορισμό του τηλεφωνικώς. 3. Ιεράρχηση της διαδικασίας επανασυγχρονισμού Ο επικεφαλής επανασυγχρονισμού των σχετικών περιοχών σε συνεργασία με τους δύο επικεφαλής ελέγχου συχνότητας θα εφαρμόσουν τις απαιτούμενες ενέργειες για να εκτελέσουν τον επανασυγχρονισμό σύμφωνα με τα ακόλουθα κριτήρια: Και τα δύο συστήματα πρέπει να είναι σε σταθερή κατάσταση και οι δύο συχνότητες πρέπει να είναι κοντά στα 50 Hz, με μέγιστη ανοχή ±200 mhz, για επανασυγχρονισμό με μέγιστη δυνατή ασφάλεια. Μια διαφορά συχνότητας μεταξύ δύο περιοχών πρέπει να είναι κάτω από τα 150 mhz πριν τη χρήση του PSD για συγχρονισμό των περιοχών. Και οι δύο τάσεις πρέπει να κυμαίνονται μεταξύ kv. Χρήση γραμμών υψηλής τάσης kv. Να γίνουν προβλέψεις για άμεσο κλείσιμο μιας δεύτερης γραμμής που είναι ηλεκτρικά κοντά στη πρώτη γραμμή. Να γίνει επιλογή κατά προτίμηση μιας γραμμής συγχρονισμού που δεν βρίσκεται κοντά σε μεγάλη θερμική μονάδα υπό λειτουργία. Ο επικεφαλής επανασυγχρονισμού δίνει εντολές στους υπεύθυνους συχνότητας για τις κατάλληλες ενέργειες έτσι ώστε να ελαχιστοποιηθεί η απόκλιση συχνότητας και τάσης μεταξύ των δύο περιοχών τη στιγμή του επανασυγχρονισμού. 4. Διαχείριση συχνότητας μετά τον επανασυγχρονισμό δύο περιοχών Πριν από την επανασύνδεση, επιλέγεται ένας επικεφαλής ελέγχου συχνότητας για την υπόλοιπη αποκατάσταση του συστήματος. Ο εν λόγω επικεφαλής ελέγχου συχνότητας ανακοινώνει τη θέση του σε όλους τους TSO του RG CE χρησιμοποιώντας το σύστημα EAS (συνοψίζοντας την παραίτηση του άλλου επικεφαλής συχνότητας). Εάν οι δευτερεύοντες έλεγχοι και των δύο επικεφαλής συχνότητας ήταν προηγουμένως σε Frequency Control Mode, ένας από τους δύο επικεφαλής συχνότητας πρέπει να αλλάξει το δευτερεύον έλεγχο σε Frozen Mode για να αποφευχθεί η παραμονή με δύο δευτερεύοντες ελέγχους σε Frequency Control Mode. ~ 102 ~

103 Τελική αποκατάσταση Επαναφορά του δευτερεύοντος ελέγχου σε Normal Mode Οι TSO συντονίζουν μια μη αυτόματη αναδιάταξη του προγράμματος (νέα προγράμματα για τις ανταλλαγές ισχύος) με βάση τις πραγματικές φυσικές ανταλλαγές ενέργειας μετά την αποκατάσταση. Το ACE κάθε διαταραγμένης περιοχής πρέπει να επιστρέφεται κοντά στο μηδέν. Εάν έχει οριστεί ένας επικεφαλής ελέγχου συχνότητας, διατάζει την επιστροφή σε Normal Mode για όλους τους TSO βήμα προς βήμα. Ο επικεφαλής ελέγχου συχνότητας είναι ο τελευταίος που επιστρέφει σε Normal Mode. Κατευθυντήριες γραμμές 1. Αυτόματη επανασύνδεση των μονάδων παραγωγής Η αυτόματη επανασύνδεση στο σύστημα των μονάδων παραγωγής θα πρέπει να απαγορεύεται. 2. Έγκριση του σχεδίου αποκατάστασης των TSO Το σχέδιο αποκατάστασης των TSOs θα πρέπει να επικυρώνεται τουλάχιστον ανά τριετία. 3. Δοκιμή της δυνατότητας black start Συνιστάται η δοκιμή της δυνατότητας black start ως εξής: Απλή δοκιμή εκκίνησης για γενικό έλεγχο της δυνατότητας λειτουργίας μέσω τηλεχειριστηρίου ή τουλάχιστον μέσω τηλεφωνικής κλήσης από την αίθουσα ελέγχου του TSO στην αίθουσα ελέγχου της τοπικής μονάδας παραγωγής ενέργειας. Η μονάδα παραγωγής πρέπει να μπορεί να λειτουργήσει στην ονομαστική ταχύτητα και τάση το συντομότερο δυνατόν και να λειτουργεί σε αυτή τη κατάσταση λειτουργίας χωρίς φορτίο τουλάχιστον για 30 λεπτά. Σύνθετη δοκιμή εκκίνησης για έλεγχο της δυνατότητας πλήρους εξυπηρέτησης για αποκατάσταση συστήματος. Εκτός από την απλή δοκιμή έναρξης, η μονάδα παραγωγής πρέπει να είναι σε θέση να ρυθμίζει τη συχνότητα και την τάση σε μια απομονωμένη νησίδα του δικτύου συνδεδεμένη στη μονάδα black start και να εξισορροπεί τη σύνδεση ενεργού και άεργου φορτίου (ενεργοποίηση και απενεργοποίηση) μέσω διασυνδετικών γραμμών και κατάλληλου φορτίου (π.χ. αντλίες, βοηθητικά / εσωτερικά φορτία μονάδων ή εργοστασίων, συμβεβλημένο φορτίο ως βοηθητικές υπηρεσίες) σε ορισμένα βήματα. Σχετικά με τη διάρκεια της δοκιμής και το μέγεθος του φορτίου πρέπει να συμφωνείται εκ των προτέρων με τους συμμετέχοντες. 4. Επανενεργοποίηση με μονάδες black - start ή / και με μονάδες σε λειτουργία house load σε ένα σύστημα που έχει καταρρεύσει (bottom up) Εκτός από τις επιτόπιες δοκιμές, κάθε TSO θα πρέπει να φροντίζει για την δοκιμή της ικανότητας των μονάδων black start να παρέχουν ισχύ, να ρυθμίζουν την τάση και τη συχνότητα. ~ 103 ~

104 Οι διαδρομές επανενεργοποίησης συνδέουν μονάδες παραγωγής black start ή λειτουργίας house load με: εσωτερικά φορτία άλλων μονάδων παραγωγής, σημαντικές λόγω του μεγέθους ή της θέσης τους, προκαθορισμένα τμήματα φορτίων (για τον περιορισμό των προβλημάτων υψηλής τάσης). Ειδικότερα, η διαδρομή επανενεργοποίησης πρέπει να είναι προκαθορισμένη: για την παροχή εγκαταστάσεων αποκατάστασης (άλλες μονάδες παραγωγής, γραμμές, εξοπλισμός ελέγχου τάσης, παράλληλοι διακόπτες, κλπ.) για κάθε τμήμα της δικής της περιοχής ελέγχου, να παρέχει φορτίο στρατηγικής σημασίας. Πρέπει να προετοιμαστούν επιπλέον διαδρομές επανενεργοποίησης για τις σημαντικότερες εγκαταστάσεις (πυρηνικοί σταθμοί ηλεκτροπαραγωγής, κλπ.). 5. Προτεραιότητα για επανενεργοποίηση Μετά από διακοπή ρεύματος, οι εγκαταστάσεις (π.χ. κέντρα τηλεχειρισμού, κρίσιμες εγκαταστάσεις του TSO, βοηθητικές υπηρεσίες σταθμών ηλεκτροπαραγωγής κ.λπ.) οι οποίες, εάν δεν είναι διαθέσιμες, θα μπορούσαν να θέσουν σε κίνδυνο την συνέχεια των διαδοχικών ακολουθιών μεταγωγής ή που είναι σημαντικές για τη διασφάλιση της σταθερότητας του δικτύου θα πρέπει να έχουν προτεραιότητα στην επανενεργοποίησή τους και αυτή να συμβεί σε κατάλληλο χρονικό διάστημα ανάλογα με την ενεργειακή τους αυτονομία. ~ 104 ~

105 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 5 ΑΡΧΕΣ ΔΙΑΔΙΚΑΣΙΑΣ ΑΠΟΚΑΤΑΣΤΑΣΗΣ ΣΗΕ (RESTORATION) Η ικανότητα επαναφοράς ενός Συστήματος Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΣΗΕ) μετά από οποιοδήποτε σφάλμα είναι κρίσιμης σημασίας για την οργάνωση και τη λειτουργία του. Επιτρέπει την ασφαλή και αποδοτική αποκατάσταση της λειτουργίας του ΣΗΕ μετά από σημαντικές διαταραχές. Η διαδικασία επαναφοράς μπορεί να χωριστεί σε τρία στάδια: εκκίνηση των γεννητριών, αποκατάσταση του συστήματος μεταφοράς και αποκατάσταση παροχής στους καταναλωτές (φορτία). Αφότου καθοριστεί η ακολουθία εκκίνησης των μονάδων παραγωγής, είναι πολύ σημαντικό να βρεθεί ο συντομότερος «δρόμος» μεταφοράς της ενέργειας στο δίκτυο μεταφοράς, ώστε να έχουμε άμεσα παροχή ενέργειας στο δίκτυο. Στο κεφάλαιο αυτό θα αναλυθούν οι σημερινές πρακτικές στην Ευρώπη επί των διαδικασιών «Έκτακτης Ανάγκης» και «Αποκατάστασης λειτουργίας Συστήματος» καθώς και οι σχετικές διαδικασίες που αφορούν τη λειτουργία της αγοράς. Αναλύονται, επίσης, οι περιορισμοί στη λειτουργία των μονάδων ηλεκτροπαραγωγής που επηρεάζουν τη διαδικασία αποκατάστασης ενός συστήματος, καθώς και μια μέθοδος για την εύρεση της βέλτιστης «διαδρομής» ενεργοποίησης. 5.1 Ο ρόλος του δικτύου 400kV Η μεταφορά του μεγαλύτερου όγκου ηλεκτρικής ενέργειας του Ελληνικού Συστήματος, διεκπεραιώνεται μέσω του δικτύου 400kV. Τα σημεία σύνδεσης των δικτύων μεταφοράς 400kV και 150 kv, είναι οι Αυτομετασχηματιστές 400/150/30kV οι οποίοι είναι εγκατεστημένοι στα ΚΥΤ. Στο Σχ.5.1 φαίνεται το δίκτυο των 400kV, καθώς και η ικανότητα ροής ενέργειας από το δίκτυο των 400 kv προς το δίκτυο των 150kV μέσω των Αυτομετασχηματιστών 400/150/30 kv. 5.2 Σχέδιο αποκατάστασης - βασικές αρχές Η αποκατάσταση ενός συστήματος ηλεκτρικής ενέργειας μετά από μια πλήρη ή μερική κατάρρευση είναι μια σημαντική διαδικασία που μπορεί να πετύχει μόνο εάν οι Λειτουργοί (Επόπτες λειτουργίας) του Συστήματος αναπτύξουν και εκτελέσουν ένα σαφές και συνοπτικό σχέδιο. Το σχέδιο θα πρέπει να επιδιώξει να χρησιμοποιήσει τα εργαλεία που διατίθενται στους Λειτουργούς εκείνη τη στιγμή. Το σχέδιο που μελετήσαμε και προτείνουμε προς τους Λειτουργούς του Συστήματος διαχωρίζεται σε βασικά βήματα και αποτελείται από καθήκοντα που μπορούν να ανατεθούν σε άτομα για εκτέλεση. Συνοπτικά, το σχέδιο περιλαμβάνει τα παρακάτω βήματα: ~ 105 ~

106 Πίνακας Α 1. Επικοινωνία Βήματα / ενέργειες Επικοινωνία με τον Διευθυντή Λειτουργίας. Έκδοση «μπλε» συναγερμού και σήματος τερματισμού λειτουργίας των αιολικών πάρκων. Επικοινωνία με τα περιφερειακά κέντρα (ΝΠΚΕΕ, ΠΚΕΕ-Π, ΠΚΕΕ-Θ και με τον DSO (ΔΕΔΔΗΕ). Στελέχωση NCC/ECC. Κοινοποίηση στους κύριους εμπλεκόμενους (Διευθυντής Λειτουργίας). Εργαλεία Το ΕΚΕΕ και μόνο ελέγχει τη λίστα στο πίσω μέρος του σχεδίου επαναφοράς (Restoration Plan) για τα: -Σταθερά, κινητά τηλέφωνα. -Λίστα τηλεφώνων (NCC restoration press). 2. Καθορισμός κατάστασης των BlackStart και Non - BlackStart μονάδων παραγωγής Επικοινωνία με B/S μονάδες καθορισμός χρόνου για blackstart. Επικοινωνία με non B/S μονάδες καθορισμός κατάστασής τους, κρίσιμου χρόνου για αποκατάσταση παροχής ισχύος και χρόνου επανεκκίνησης αφότου έχει αποκατασταθεί η παροχή ισχύος. Σχετικές πληροφορίες αναφέρονται στο restoration plan κάθε υποσυστήματος (ΕΚΕΕ). Προτεραιότητα non B/S μονάδων για τροφοδότηση. 3. Διαίρεση του συστήματος μεταφοράς σε υποσυστήματα Διαίρεση του συστήματος μεταφοράς σε υποσυστήματα. Χρήση του restoration plan ως οδηγού και σχεδιασμός διαχωριστικών Σαφής οριοθέτηση των υποσυστημάτων. γραμμών στο σχέδιο του δικτύου. 4. Επιλογή διαδρομής από B/S μονάδες σε Non - B/S μονάδες με προτεραιότητα Έλεγχος με τους TSO αν οι χειριστές λείπουν από οποιονδήποτε σταθμό με μπλε συναγερμό. Ακύρωση και επανέκδοση μπλε συναγερμού στους σταθμούς αυτούς. Συμβουλευτείτε το restoration plan για την επιλογή της διαδρομής. Ανασκόπηση κατάστασης του συστήματος μεταφοράς. Συνεργασία με τους TSO έτσι ώστε να διασφαλιστεί ότι η διαδρομή είναι στελεχωμένη. 5. Έναρξη επαναφοράς υποσυστημάτων και ανάληψης φορτίου Χρήση σταδιακής ενεργοποίησης αν είναι διαθέσιμη. Χρήση συσκευής τηλεδιάσκεψης κατά την ανάληψη βοηθητικών τμημάτων φορτίου από τις μονάδες. Ανάληψη τοπικού φορτίου για σταθεροποίηση των μονάδων Κατά την ανάληψη φορτίου να εξασφαλίζεται πως η συχνότητα είναι μεγάλη και η πτώση τάσης που θα συμβεί με την σύνδεση δεν θα δημιουργήσει πολύ χαμηλές τάσεις. Μελέτες, εκθέσεις/ EMS / Αναγνώριση μπλε συναγερμού. NCC restoration press. Συμβουλευτείτε τους DCC S. Σιγουρευτείτε ότι έχει απενεργοποιηθεί ο AFR. Σελίδα επιθεώρησης συχνότητας στο EMS δίνει τη συχνότητα για τις B/S μονάδες. Έναρξη επανασύνδεσης φορτίου μέσα στα όρια των διαθέσιμων γεννητριών διατήρηση των μονάδων μερικώς φορτισμένων. 6. Συγχρονισμός των υποσυστημάτων Σύνδεση των αδύναμων υποσυστημάτων με ισχυρά υποσυστήματα. Χρήση σημείων συγχρονισμού όπως αυτά καθορίζονται στο restoration plan αν είναι εφικτό. Καθοδήγηση των χειριστών κατά τη διαδικασία συγχρονισμού. Ισχυροποίηση των συνδέσεων μεταξύ των υποσυστημάτων με την σύνδεση παράλληλων γραμμών διασύνδεσής τους. 7. Ολοκλήρωση της διαδικασίας επαναφοράς Σταδιακή επανασύνδεση του συστήματος με προσοχή. Προτεραιότητα των φορτίων για επανασύνδεση σε συνεννόηση με τους DCC s. Restoration Plan- Χρήση ενδεδειγμένων σημείων συγχρονισμού. Contingency ανάλυση του EMS. ~ 106 ~

107 Ενέργειες των σταθμών παραγωγής: Εάν για οποιονδήποτε λόγο, κατά τη διάρκεια ενός μπλε συναγερμού, χαθεί η επικοινωνία μεταξύ οποιουδήποτε από τους σταθμούς παραγωγής τύπου «Blackstart» και του ΕΚΕΕ, τότε οι σταθμοί «Blackstart» είναι εξουσιοδοτημένοι έτσι ώστε, εάν δεν υπάρχει τάση, να ανοίξουν όλους τους (εξωτερικούς ως προς τον σταθμό) διακόπτες, να έρθουν φορτωμένοι και να αναλάβουν (να τροφοδοτήσουν) επαρκές τοπικό ή παρακείμενο φορτίο ώστε να εξασφαλίσουν την ευσταθή λειτουργία τουλάχιστον μίας κύριας γεννήτριας (σύμφωνα με τις τοπικές διαδικασίες «Blackstart») και να ενημερώσουν το ΕΚΕΕ το συντομότερο δυνατόν. Ενέργειες του ΕΚΕΕ: Εάν ένας θερμικός σταθμός παραγωγής έχει «αποκοπεί» από το σύστημα και παραμείνει σε λειτουργία, τροφοδοτώντας τα βοηθητικά του φορτία, θα πρέπει να δίδεται προσοχή όταν ενεργοποιούνται (ηλεκτρίζονται) οι εγκαταστάσεις μεταφοράς για να αποφευχθεί τυχόν απώλεια συγχρονισμού με άλλα εσωτερικά ή εξωτερικά υποσυστήματα. Σχήμα 5.1: Δίκτυο μεταφοράς 400kV του Ελληνικού Διασυνδεδεμένου Συστήματος. Σε θερμικούς σταθμούς παραγωγής, η τροφοδοσία των βοηθητικών μηχανημάτων πρέπει να αποκατασταθεί εντός σύντομου κρίσιμου χρόνου, προκειμένου να επιτευχθεί μια "θερμή επανεκκίνηση", ωστόσο το ΕΚΕΕ θα αποφασίσει εάν απαιτείται μια θερμή επανεκκίνηση. Εάν ~ 107 ~

108 ξεπεραστεί αυτός ο κρίσιμος χρόνος, θα υπάρξει πλήρης τερματισμός λειτουργίας του σταθμού με επακόλουθη καθυστέρηση αρκετών ωρών/ημερών πριν από τον επανασυγχρονισμό των γεννητριών του. Για το λόγο αυτό, είναι σημαντική η ταχεία αποκατάσταση της τροφοδοσίας των βοηθητικών του θερμικού σταθμού. Εάν μια πλήρης διακοπή λειτουργίας της εγκατάστασης είναι αναπόφευκτη, αυτό μπορεί να επιτευχθεί με ασφαλή και τακτικό τρόπο χωρίς τη τροφοδοσία του συστήματος. Όπως αναφέρθηκε, πρέπει από το ΕΚΕΕ να δοθεί προτεραιότητα στη παροχή τροφοδοσίας όσο το δυνατόν ταχύτερα στα βοηθητικά των θερμικών σταθμών παραγωγής. Ενδεικτικές πληροφορίες σχετικά με τους χρόνους επανεκκίνησης των σταθμών παραγωγής περιέχονται σε ειδική βάση δεδομένων του ΕΚΕΕ. Το ΕΚΕΕ αφού συγκεντρώσει αυτές τις πληροφορίες, θα πρέπει να δώσει προτεραιότητα, ώστε να τροφοδοτηθούν τα βοηθητικά των Non-Black Start σταθμών παραγωγής από έναν σταθμό Black start. Αποκατάσταση τροφοδοσίας καταναλωτών: Προκειμένου να ληφθεί απόφαση για έναρξη τροφοδοσίας των φορτίων (καταναλωτών), το EKEE θα πρέπει να γνωρίζει τα φορτία που κατά προτεραιότητα θα πρέπει να τροφοδοτηθούν και ως εκ τούτου να συνεργάζεται στενά με τον Διαχειριστή Δικτύου (DSO). Κατά την αποκατάσταση του οποιουδήποτε υποσυστήματος, το ΕΚΕΕ του TSO και ο DSO θα πρέπει να: Βεβαιωθούν ότι οι εγκαταστάσεις αυτόματης αποκατάστασης συχνότητας (AFR) είναι απενεργοποιημένες σε όλα τα κυκλώματα τροφοδοσίας φορτίων που περιλαμβάνονται στο σχέδιο αποκοπής φορτίου λόγω υποσυχνότητας. Η AFR μπορεί να αποκατασταθεί μόνο με συμφωνία με το ΕΚΕΕ. Βεβαιωθούν ότι τα συστήματα υπότασης είναι απενεργοποιημένα σε όλους τους κλάδους τροφοδοσίας φορτίων. Βεβαιωθούν ότι τα ειδικά συστήματα προστασίας είναι απενεργοποιημένα (εάν είναι απαραίτητο) σε όλους τους κλάδους τροφοδοσίας φορτίων. Όταν γίνει επανατροφοδότηση φορτίων από το σύστημα το ΕΚΕΕ θα πρέπει να έχει διασφαλίσει ότι: H συχνότητα του συστήματος ή η τοπική συχνότητα πρέπει να είναι τουλάχιστον 50,0 Hz (κατά προτίμηση υψηλότερη) πριν από την τροφοδότηση οποιουδήποτε φορτίου. Το φορτίο πρέπει να αποκαθίσταται σε μικρές αυξητικές ποσότητες για να ελαχιστοποιηθούν οι αποκλίσεις τόσο της συχνότητας του συστήματος όσο και της τάσης. Τα βήματα αποκατάστασης φορτίου πρέπει να είναι τέτοιου μεγέθους και το φορτίο να έχει τέτοια θέση που να καθορίζονται από το ΕΚΕΕ. Το φορτίο πρέπει να αποκατασταθεί αρχικά σε εκείνα τα μέρη του συστήματος που είναι δίπλα σε πηγές παραγωγής. ~ 108 ~

109 5.3 Η διαδικασία αποκατάστασης στο δίκτυο ENTSO E Στο πλαίσιο της ανάπτυξης του κώδικα δικτύου για την έκτακτη κατάσταση και την αποκατάσταση συστήματος, ο ENTSO-E συγκέντρωσε τους υφιστάμενους κανόνες και πρακτικές στις διάφορες ομαδοποιημένες σύγχρονες περιοχές, ως βάση για τις επόμενες εργασίες σύνταξης. Στόχος της παραγράφου αυτής είναι να δώσει, για κάθε ζήτημα που σχετίζεται με το θέμα της έκτακτης ανάγκης και της αποκατάστασης του δικτύου, μια επισκόπηση των υφιστάμενων πρακτικών, εστιάζοντας στις πληροφορίες σε περιφερειακό / σύγχρονο επίπεδο περιοχής (Βαλτική, Ηπειρωτική Ευρώπη, Μεγάλη Βρετανία, Ιρλανδία / Nordic), προσδιορίζοντας τις κοινές / παρόμοιες πρακτικές, αυτές που διαφέρουν από περιοχή σε περιοχή, και το υπάρχον επίπεδο εναρμόνισης Αναγνώριση των καταστάσεων λειτουργίας των συστημάτων και ανταλλαγή πληροφοριών Ορισμός της κατάστασης λειτουργίας συστήματος Απαιτείται σαφής επικοινωνία μεταξύ των TSO, για να εξασφαλιστεί ότι κάθε TSO έχει την κατάλληλη γνώση των καταστάσεων συστήματος των γειτονικών συστημάτων. Προκειμένου να υποστηριχθεί η σαφής επικοινωνία, οι ορισμοί των συνθηκών του συστήματος αναφέρονται γενικά στις υπογεγραμμένες διαδικασίες και στις διμερείς / περιφερειακές συμφωνίες εντός σύγχρονων περιοχών, σε ορισμένες περιπτώσεις χρησιμοποιώντας εναρμονισμένους ορισμούς. Στο σύστημα της περιοχής της Βαλτικής, οι καταστάσεις είναι οι εξής: Normal, Alert, Emergency και Blackout. Αυτές ταξινομούνται σε σχέση με το επίπεδο του δικτύου ή το επίπεδο κινδύνου φορτίου/συχνότητας και τον επείγοντα χαρακτήρα των ενεργειών που σχετίζονται με τον κίνδυνο διάδοσης προς άλλα γειτονικά συστήματα. Στην περιοχή της ηπειρωτικής Ευρώπης, το Policy 5 του Operational Handbook ορίζει τέσσερις ξεχωριστές καταστάσεις συστήματος: Κανονική, Συναγερμός, Έκτακτη ανάγκη και Blackout. Αυτές ταξινομούνται σε σχέση με το επίπεδο του δικτύου ή το επίπεδο κινδύνου φορτίου/ συχνότητας και τον επείγοντα χαρακτήρα των ενεργειών που σχετίζονται με τον κίνδυνο διάδοσης προς άλλα γειτονικά συστήματα. Στις περιοχές της Μεγάλης Βρετανίας και της Ιρλανδίας/Βόρειας Ιρλανδίας, οι ορισμοί τόσο του Ολικού όσο και του Μερικού Τερματισμού περιέχονται στους αντίστοιχους Κώδικες Δικτύων. Στη σύγχρονη περιοχή λειτουργίας της Ιρλανδίας/Βόρειας Ιρλανδίας, οι καταστάσεις του συστήματος Alert, Emergency και Blackout ορίζονται στις πολιτικές δικαιοδοσίας, οι οποίες σήμερα είναι κοινές και θα εναρμονιστούν στο εγγύς μέλλον. Η περιοχή των σκανδιναβικών χωρών χρησιμοποιεί τις καταστάσεις συστήματος που ορίζονται στον Κώδικα Δικτύου για επιχειρησιακή ασφάλεια, αν και οι προδιαγραφές των καταστάσεων του συστήματος στη συμφωνία λειτουργίας του σκανδιναβικού συστήματος ενδέχεται να μην είναι πλήρως εναρμονισμένες με τον κώδικα. Ωστόσο: Όσον αφορά τις καταστάσεις έλλειψης ισχύος, υπάρχει μια διαφορετική προδιαγραφή για τις καταστάσεις συστήματος στο σκανδιναβικό SOA. Όταν αυξάνεται η ετοιμότητα (εντός του TSO και των παρόχων υπηρεσιών) λόγω αναμενόμενων ακραίων καιρικών συνθηκών για παράδειγμα, κάθε TSO έχει τις δικές ~ 109 ~

110 του προδιαγραφές των διαφόρων καταστάσεων λειτουργίας και οι ενέργειες αναλαμβάνονται σε αυτές τις καταστάσεις. Αξιολόγηση της κατάστασης λειτουργίας του συστήματος: εργαλεία και διαδικασίες Κατά τη λειτουργία σε πραγματικό χρόνο, το πρώτο βήμα των TSO ώστε να εξασφαλίσουν την ασφαλή διαχείριση του δικτύου τους είναι να γνωρίζουν την κατάσταση του συστήματος όχι μόνο εντός της περιοχής ευθύνης τους αλλά και στα γειτονικά δίκτυα. Σε όλη την Ευρώπη υπάρχουν υποχρεωτικές διαδικασίες που περιλαμβάνουν: On-line απόκτηση δεδομένων συστήματος (τιμές από μετρητές, καταστάσεις εξοπλισμού μεταγωγής) Σε όλες τις σύγχρονες περιοχές, τα κυριότερα εργαλεία που χρησιμοποιούν οι TSO για τη συλλογή δεδομένων σε πραγματικό χρόνο είναι Συστήματα Εποπτείας Ελέγχου και Απόκτησης Δεδομένων (SCADA: Supervisory Control And Data Acquisition). Τα συστήματα αυτά επιτρέπουν στους χειριστές, μέσω ειδικών οθονών, με την απεικόνιση προειδοποιήσεων και συναγερμών, να παρακολουθούν και να ενεργούν τουλάχιστον στις ακόλουθες τιμές, στην περιοχή παρατηρησιμότητάς τους: ροές ισχύος (συμπεριλαμβανομένης της κατεύθυνσης μεταφοράς και εξαγωγής-εισαγωγής), συχνότητα, τάση, (επί των ακροδεκτών των γεννητριών, σημεία σύνδεσης), τιμές μετρητών και καταστάσεις εξοπλισμού διακοπτών και ισχύος βραχυκυκλωμάτων. Οι συναγερμοί παράγονται στην περίπτωση παραβιάσεων των κατωφλίων ασφαλείας. Όταν η μέτρηση σε πραγματικό χρόνο της φόρτισης ή η τάση ενός στοιχείου του δικτύου έχει παραβιαστεί όσο αφορά αυτό το όριο, ο αντίστοιχος συναγερμός εμφανίζεται στην οθόνη του λειτουργού του συστήματος (Dispatcher) και μπορεί να ενεργοποιήσει έναν ηχητικό συναγερμό στην αίθουσα ελέγχου. Περιοδική προσομοίωση ενδεχόμενων συμβάντων Κάθε TSO στο πλαίσιο του ENTSO-E εκτελεί τακτική αυτόματη αξιολόγηση ασφαλείας δικτύου σε πραγματικό χρόνο, χάρη στα εργαλεία ανάλυσης έκτακτης ανάγκης. Η βάση αυτών των μελετών είναι η κατάσταση Ν, η οποία καθορίζεται από την εκτίμηση κατάστασης με βάση τις μετρήσεις και την τοπολογία. Στην περιοχή της Βαλτικής δεν υπάρχουν εργαλεία ανάλυσης έκτακτης ανάγκης σε πραγματικό χρόνο. Στην περιοχή της ηπειρωτικής Ευρώπης, η αυτόματη προσομοίωση N-1 σε πραγματικό χρόνο πρέπει να εκτελείται τουλάχιστον κάθε 15 λεπτά. Όταν ο αυτόματος υπολογισμός ασφαλείας με βάση το κριτήριο ασφαλείας N-1, δείχνει παραβιάσεις προκαθορισμένων ορίων φόρτισης και τάσης, θα πρέπει να παράγεται ένας κατάλογος περιορισμών. Στην περιοχή της Μεγάλης Βρετανίας, ο TSO υποχρεούται να εργάζεται στα πρότυπα ασφαλείας N-2. Η αυτόματη προσομοίωση N-2 σε πραγματικό χρόνο εκτελείται κάθε 10 λεπτά. ~ 110 ~

111 Στην περιοχή της Ιρλανδίας / Βόρειας Ιρλανδίας, η αυτόματη ανάλυση έκτακτης ανάγκης N-1 εκτελείται τουλάχιστον ανά 5 λεπτά και οι TSO λαμβάνουν κατάλληλη προληπτική δράση για την αποφυγή ενδεχόμενων κινδύνων. Στη σκανδιναβική περιοχή, η απαίτηση κριτηρίου N-1 αναφέρεται στη συμφωνία λειτουργίας του σκανδιναβικού συστήματος, αλλά η συμφωνία δεν περιέχει απαιτήσεις για αυτόματη προσομοίωση. Κάθε TSO αποφασίζει τον τρόπο χρήσης της περιοδικής προσομοίωσης έκτακτης ανάγκης. Για παράδειγμα, στη Φινλανδία η προσομοίωση εκτελείται κάθε δέκα λεπτά. Αυτή η συνεχής αξιολόγηση που ολοκληρώνεται με μελέτες με ροή φορτίου είναι απαραίτητη για να διασφαλιστεί ότι οι TSO που συμμορφώνονται με το δίκτυο συμμορφώνονται με το N-k, λαμβάνοντας υπόψη την πιθανή επίδραση στα γειτονικά συστήματα και την αποτελεσματικότητα των διορθωτικών ενεργειών. Εκτός από τις προαναφερόμενες υποχρεωτικές διαδικασίες, οι περισσότεροι TSO χρησιμοποιούν και άλλες διαδικασίες για να συμπληρώσουν την «εικόνα του συστήματος» και να εκτιμήσουν την πιθανότητα εμφάνισης και τις πιθανές συνέπειες των απρόβλεπτων συμβάντων καθώς και να καθορίσουν τις διαγνώσεις σε περίπτωση συμβάντος. Τα εργαλεία εντοπισμού βλαβών ή η παρακολούθηση βίντεο των υποσταθμών (για τον έλεγχο της μεταγωγής των αποζευκτών σε περίπτωση πλήρους τηλεχειρισμού) μπορούν επίσης να συμβάλουν στη διάγνωση συμβάντων και να βοηθήσουν τους χειριστές στη λήψη αποφάσεων. Ανταλλαγή πληροφοριών μεταξύ των διαχειριστών Στόχος της επικοινωνίας μεταξύ των TSO είναι η παροχή σχετικών πληροφοριών για την εξασφάλιση της κατάλληλης αμοιβαίας γνώσης και κατανόησης των καταστάσεων του συστήματος σε πραγματικό χρόνο. Όταν τα συστήματα των αντίστοιχων Διαχειριστών βρίσκονται σε λειτουργικούς περιορισμούς, οι TSO του ENTSO-Ε οφείλουν να ενημερώνουν τουλάχιστον όλους τους άμεσους γειτονικούς TSO σχετικά με την κατάσταση των συστημάτων τους, και να παρέχουν λεπτομέρειες σχετικά με την κατάσταση, τις ενέργειες αποκατάστασης που βρίσκονται ήδη σε εξέλιξη και την απαιτούμενη υποστήριξη. Τα διαθέσιμα μέσα για την δήλωση-αναγγελία της κατάστασης του συστήματος και την ανταλλαγή πληροφοριών μεταξύ των TSO είναι: Σύστημα εποπτείας (EAS: European Awareness System) του ENTSO-E Προδιαμορφωμένα μηνύματα: Η ηπειρωτική Ευρώπη, η Μεγάλη Βρετανία και η Σκανδιναβική περιφερειακή ομάδα χρησιμοποιούν τουλάχιστον ένα από τα ακόλουθα προδιαμορφωμένα συστήματα μηνυμάτων: φαξ, ηλεκτρονικό ταχυδρομείο, ειδικό εργαλείο βασισμένο στο διαδίκτυο. Τηλεφωνικές κλήσεις: όλοι οι TSO στο πλαίσιο του ENTSO-E χρησιμοποιούν τηλεφωνήματα για να επιβεβαιώσουν με τους άμεσα γειτονικούς TSO την μη φυσιολογική κατάσταση του δικού τους συστήματος και να παράσχουν λεπτομέρειες σχετικά με την κατάσταση, τις ενέργειες διορθωτικών μέτρων που βρίσκονται ήδη σε εξέλιξη και την απαιτούμενη υποστήριξη. ~ 111 ~

112 ENTSO E Awareness System (EAS) Το EAS λειτουργεί σε ολόκληρη την Ευρώπη από τις 4 Νοεμβρίου Αυτό το σύστημα ευαισθητοποίησης-εποπτείας είναι μια πλατφόρμα πληροφόρησης που επιτρέπει στους TSO να έχουν μια γενικότερη άποψη σε πραγματικό χρόνο για το ευρωπαϊκό σύστημα μεταφοράς ενέργειας, ώστε να αντιδρούν γρήγορα στις πραγματικές επιχειρησιακές ανάγκες. Οι κύριοι στόχοι αυτού του εργαλείου είναι: Σε περίπτωση οριακής κατάστασης λειτουργίας: να παρέχονται αυτόματες ή μη αυτόματες πληροφορίες που θα επιτρέπουν στους TSO να κατανοήσουν μια κατάσταση που είναι επικίνδυνη σε ευρύτερο επίπεδο, Σε περίπτωση μεγάλης διαταραχής: παροχή πληροφοριών στους TSO που θα σπεύσουν να βοηθήσουν, ώστε να εντοπίσουν την προέλευση της διαταραχής, τα όριά της, και να βοηθήσουν στην επίλυση αυτής της διαταραχής. Και στις δύο περιπτώσεις, το EAS επιτρέπει στους TSO να ενισχύσουν την εκτίμησή τους για τη φύση και το μέγεθος των διαταραχών, να επιταχύνουν τη διαδικασία λήψης αποφάσεων περιορίζοντας τους κινδύνους επιδείνωσης της κατάστασης, και να συμβάλουν στη διασυνοριακή συνεργασία. Το EAS συγκεντρώνει και εμφανίζει δύο τύπους δεδομένων που παρέχονται από όλους τους TSO ENTSO-E: Αυτόματη μέτρηση στοιχείων σε πραγματικό χρόνο: συχνότητα (εθνική και τοπική), σφάλμα ελέγχου περιοχής (στιγμιαία και μέση τιμή για 15min), διασυνοριακές ανταλλαγές φυσικές και εμπορικές, ισοζύγιο ισχύος (προγραμματισμένο και σε πραγματικό χρόνο). Δείκτες ποιότητας (ενημερώνονται χειροκίνητα στις περισσότερες περιπτώσεις): Κατάσταση των συστημάτων (κανονική, συναγερμού, έκτακτης ανάγκης, blackout και αποκατάσταση), προκαθορισμένα μηνύματα που παρέχουν πρόσθετες πληροφορίες σχετικά με την κατάσταση του δικτύου και ελεύθερα μηνύματα. Η εναρμονισμένη εφαρμογή του EAS σε όλη την Ευρώπη, συμπεριλαμβανομένης της δήλωσης κατάστασης του συστήματος, εξασφαλίζεται μέσω κοινών διαδικασιών και κατάλληλης εκπαίδευσης Σχέδιο Άμυνας συστήματος ισχύος Τα αμυντικά σχέδια μπορούν να οριστούν ως ένα σύνολο συντονισμένων μέτρων, τα οποία αποσκοπούν στη διατήρηση της ακεραιότητας του συστήματος σε περίπτωση μη φυσιολογικών συνθηκών λειτουργίας του συστήματος, που οφείλονται σε ακραία συμβάντα. Στόχος των αμυντικών σχεδίων είναι να θεσπιστούν τεχνικές συστάσεις και κανόνες για χειρωνακτικές και αυτόματες ενέργειες για τη διαχείριση κρίσιμων συνθηκών του συστήματος, ώστε να αποφευχθεί η απώλεια της σταθερότητας και των δυσμενών επιπτώσεων που οδηγούν σε μεγάλες διακοπές. Γενικά, οι δράσεις των TSO για τα αμυντικά σχέδια μπορούν να χωριστούν σε: ~ 112 ~

113 Δράσεις μεταξύ των TSO: δράσεις συντονισμένες μεταξύ των TSO Δράσεις TSO: ενέργειες που έχουν ρυθμιστεί σε επίπεδο TSO Σε περίπτωση κατάστασης έκτακτης ανάγκης, αυτές οι ενέργειες θα αποτρέψουν περαιτέρω βλάβη του συστήματος και μπορεί να είναι θεραπευτικές ή προληπτικές. Ειδικά στα διασυνδεδεμένα συστήματα ισχύος, ο συντονισμός των δράσεων έχει ζωτική σημασία. Ενέργειες μεταξύ των TSO Κάθε TSO πρέπει να λειτουργεί το δικό του σύστημα με τέτοιο τρόπο ώστε να μην προκαλεί προβλήματα στους γείτονές του. Ένα σφάλμα σε ένα υποσύστημα δεν πρέπει να προκαλεί σοβαρές λειτουργικές διαταραχές σε άλλα υποσυστήματα. Οι γειτονικοί TSO παρέχουν τη μέγιστη δυνατή συνδρομή για τη στήριξη των TSO με πρόβλημα και, όσον αφορά την ασφάλεια των συστημάτων τους, για τον περιορισμό της διάδοσης της διαταραχής. Σε περίπτωση κατάστασης συναγερμού ή έκτακτης ανάγκης, οι TSO που αντιμετωπίζουν δυσκολίες στο δίκτυό τους πρέπει να υιοθετήσουν όλα τα εσωτερικά μέτρα και να ζητήσουν συντονισμένα μέτρα από άλλους TSO, με τους οποίους συμφωνήθηκε συνεργασία, για την ελάφρυνση του κινδύνου. Σε όλους τους τομείς, οι διαδικασίες με τους γειτονικούς TSO αποτελούν μέρος συμφωνιών μεταξύ των TSO και περιέχουν διάφορες δράσεις για την επίτευξη αμοιβαίας συνδρομής. Οι συμφωνίες αυτές επανεξετάζονται και ενημερώνονται τακτικά, ώστε να λαμβάνονται υπόψη οι αλλαγές στο δίκτυο, οι εξελίξεις των αμυντικών σχεδίων και η προσαρμογή της οργάνωσης όταν χρειάζεται. Δεδομένου ότι οι TSO υποτίθεται ότι παρέχουν μέγιστη βοήθεια σε περίπτωση έκτακτης ανάγκης που αντιμετωπίζουν γειτονικοί TSO, οι γραμμές διασύνδεσης θεωρούνται ως η ραχοκοκαλιά του διασυνδεδεμένου συστήματος. Για το λόγο αυτό, η αποσύνδεση από το διασυνδεδεμένο σύστημα με το άνοιγμα των ζεύξεων θα πρέπει να θεωρείται ως η επανορθωτική δράση της έσχατης λύσης και θα πραγματοποιηθεί μόνο μετά από συντονισμό με τους γειτονικούς TSO, διασφαλίζοντας ότι η ενέργεια αυτή δεν θα θέσει σε κίνδυνο το υπόλοιπο διασυνδεδεμένο σύστημα. Η διατήρηση των διασυνδέσεων σε λειτουργία όσο το δυνατόν περισσότερο πρέπει να συμβαδίζει με τους περιορισμούς λειτουργίας. Επομένως, κάθε χειροκίνητο άνοιγμα πρέπει να ανακοινώνεται και να προετοιμάζεται σε συντονισμό με τους γειτονικούς TSO. Επιπλέον, η χρήση συνδέσεων HVDC σε αυτές τις ακραίες καταστάσεις καλύπτεται σε ορισμένους τομείς: o Στις περιοχές της Μεγάλης Βρετανίας και της Ιρλανδίας / Βορείου Ιρλανδίας υπάρχουν πρωτόκολλα έκτακτης βοήθειας όσον αφορά τις διασυνδέσεις HVDC. Αυτά περιγράφονται στις συμφωνίες διασύνδεσης μεταξύ των TSO. Οι ροές διασυνδέσεων HVDC μπορούν να μειωθούν σε ακραίες περιπτώσεις όταν ένα από τα μέρη προβλέπει δυσκολία στην κάλυψη της αναμενόμενης ζήτησης στο σύστημά του ή προβλέπει δυσκολία στη διατήρηση της ασφάλειας στο σύστημα μεταφοράς. o Παρόμοια πρωτόκολλα υπάρχουν στη σκανδιναβική περιοχή, τόσο στις διασυνδέσεις HVDC εντός της σύγχρονης περιοχής όσο και στις διασυνδέσεις σε γειτονικές σύγχρονες ~ 113 ~

114 περιοχές. Αυτά τα πρωτόκολλα περιλαμβάνουν δράσεις χειρωνακτικής ρύθμισης για να βοηθήσουν τον γειτονικό TSO, καθώς και αυτόματες λειτουργίες όπως ο έλεγχος ισχύος έκτακτης ανάγκης (EPC), η απόσβεση ταλαντώσεων και ο έλεγχος συχνότητας. Διαχείριση συχνότητας του συστήματος Μια απόκλιση συχνότητας από την ονομαστική συχνότητα προκύπτει από μια ανισορροπία μεταξύ παραγωγής και ζήτησης, που εμφανίζεται κατά τη διάρκεια της κανονικής λειτουργίας του συστήματος ή μετά από ένα περιστατικό. Επί του παρόντος, διαφορετικές περιοχές συχνοτήτων για κανονική λειτουργία ισχύουν σε διαφορετικές σύγχρονες περιοχές. Όταν η συχνότητα αποκλίνει από το κανονικό εύρος συχνότητας λειτουργίας, χρησιμοποιούνται ειδικές ενέργειες αποκατάστασης έκτακτης ανάγκης. o Το σύστημα της Βαλτικής λειτουργεί με το σύστημα IPS / UPS (Ρωσία, Ουκρανία, Μολδαβία). Οι συμφωνίες σύγχρονης περιοχής Brell περιγράφουν τη διαχείριση έκτακτης ανάγκης, συμπεριλαμβανομένων των παραβιάσεων συχνοτήτων. Το λειτουργικό όριο για τη συχνότητα είναι 50,00 ± 0,05 Hz. Σε περίπτωση απόκλισης συχνότητας 50,0 ± 0,2 Hz, πρέπει να επιτευχθεί το κανονικό όριο λειτουργίας εντός 15 λεπτών. o Στην περιοχή της ηπειρωτικής Ευρώπης, η απόκλιση απόλυτης συχνότητας δεν πρέπει να υπερβαίνει τα 200 mhz. o Στην περιοχή της Μεγάλης Βρετανίας, το κανονικό όριο λειτουργίας για υψηλή συχνότητα είναι 50,2 Hz και το κανονικό όριο λειτουργίας για χαμηλή συχνότητα είναι 49,8 Hz. Τα νόμιμα όρια από την ασφάλεια και την ποιότητα των προτύπων παροχής είναι 49,5 Hz για χαμηλή συχνότητα και 50,5 Hz για υψηλή συχνότητα. o Στην περιοχή της Ιρλανδίας / Βόρειας Ιρλανδίας, το κανονικό εύρος λειτουργίας είναι 49,8 έως 50,2 Hz. Οι γεννήτριες πρέπει να λειτουργούν συνεχώς με κανονική ονομαστική ισχύ μεταξύ 49,5 Hz και 50,5 Hz. o Στη σκανδιναβική περιοχή, το κανονικό εύρος λειτουργίας είναι 50,0 ± 0,1 Hz. Έκτακτη διακοπή της αγοράς Σε περίπτωση έκτακτης ανάγκης, οι TSO έχουν τη δυνατότητα να διακόψουν ή να σταματήσουν τις αγορές ενέργειας της ημέρας και των επόμενων ημερών. Οι TSO μπορούν να μειώσουν τα προγράμματα που διοργανώνονται από την αγορά και, συνεπώς, να μειώσουν τις εμπορικές ανταλλαγές, εάν η τρέχουσα κατάσταση του συστήματος δεν επιτρέψει περαιτέρω δραστηριότητα στην αγορά. Δεδομένου ότι η διακοπή της αγοράς θα επηρεάσει ολόκληρο τον τομέα της οικονομίας, πρέπει να εξασφαλιστεί η ταυτόχρονη ενημέρωση όλων των συμμετεχόντων σχετικά με τη διακοπή. Η αποστολή των πληροφοριών σχετικά με τη διακοπή αποτελεί ευθύνη των TSO. o Μεγάλη Βρετανία: Σε περίπτωση ολικού ή μερικού τερματισμού λειτουργίας, ο TSO θα ενημερώσει τους Χρήστες και την Εταιρεία Κώδικα Εκκαθάρισης Εξισορρόπησης ότι ο TSO ~ 114 ~

115 σκοπεύει να εφαρμόσει ένα Black Start. Ο TSO θα ενημερώσει την Εταιρεία Κώδικα Εκκαθάρισης Εξισορρόπησης για την ώρα και την ημερομηνία που ξεκίνησε η Συνολική ή Μερική Διακοπή (τουλάχιστον το 5% του προβλεπόμενου εθνικού φορτίου). Μετά από αυτό και σύμφωνα με τις διατάξεις του Κώδικα Εκκαθάρισης Εξισορρόπησης, η Εταιρεία Κώδικα Εκκαθάρισης Εξισορρόπησης θα καθορίσει την Περίοδο Εκκαθάρισης για την οποία αναστέλλεται η Αγορά. o Το σκανδιναβικό και το βαλτικό σύστημα: Οι αγορές ημέρας λειτουργούν κανονικά όσο το δυνατόν περισσότερο. Σε περίπτωση που η ικανότητα φυσικής μετάδοσης μειωθεί απροσδόκητα (π.χ. διακοπή γραμμής), όλες οι συναλλαγές που πραγματοποιούνται στις αγορές θα παραμείνουν έγκυρες, καθώς και η ανταλλαγή μεταξύ των ζωνών προσφοράς. Όταν είναι απαραίτητο, οι TSO θα μειώσουν τις διασυνοριακές ροές με την εφαρμογή αντισταθμιστικών συναλλαγών. o Στην Ιρλανδία και τη Βόρεια Ιρλανδία η αγορά ρυθμίζεται εκ των υστέρων και καθορίζονται ειδικοί κανόνες για τη διευθέτηση σε περίπτωση που έχουν κινηθεί διαδικασίες Black Start Αποκατάσταση συστήματος ισχύος Το σχέδιο αποκατάστασης λειτουργίας (restoration plan) του Συστήματος συνίσταται από ένα σύνολο ενεργειών, που υλοποιούνται μετά από μια διαταραχή με συνέπειες μεγάλης κλίμακας, για την επαναφορά του συστήματος από κατάσταση έκτακτης ανάγκης ή από κατάσταση Blackout σε κανονική κατάσταση λειτουργίας. Οι ενέργειες αποκατάστασης αρχίζουν μόλις σταθεροποιηθεί το σύστημα, μετά την ενεργοποίηση του αμυντικού σχεδίου του συστήματος. Η αποκατάσταση λειτουργίας του συστήματος επιτυγχάνεται μέσω ενός πλαισίου μιας πολύ περίπλοκης αλληλουχίας συντονισμένων ενεργειών που μελετάται και κατά το δυνατόν, προετοιμάζεται εκ των προτέρων. Οι TSO εκπαιδεύονται στον τρόπο χρήσης του πλαισίου και υποβάλλονται σε τακτικές δοκιμές. Τα σχέδια αποκατάστασης καταρτίζονται λαμβάνοντας υπόψη τις διαθέσιμες μονάδες παραγωγής και τις δυνατότητες των διασυνδέσεων συνεχούς (HVDC: High Voltage Direct Current) στην περιοχή του TSO. Στρατηγικές ενεργοποίησης μετά από ένα blackout Η διαδικασία αποκατάστασης για επανενεργοποίηση του συστήματος ισχύος σε περίπτωση Blackout βασίζεται σε δύο βασικές αρχές σε όλη την Ευρώπη: Bottom-up: οι περιοχές που έχουν υποστεί τη διαταραχή αποκαθίστανται με την αυτο επανενεργοποίηση της περιοχής κατά τμήματα έτοιμα για επανασυγχρονισμό με άλλη περιοχή, χρησιμοποιώντας μονάδες Black Start ή / και μονάδες σε λειτουργία τροφοδοσίας βοηθητικών (house load) με δυνατότητα λειτουργίας νησίδας. Top-down: ένα γενικά διαχωρισμένο σύστημα με σοβαρή διαταραχή ενεργοποιείται εκ νέου αξιοποιώντας εξωτερικές πηγές τάσης, χρησιμοποιώντας γραμμές διασύνδεσης για τη μεταφορά της ενέργειας από ένα ασφαλές σύστημα. Στην περίπτωση αυτή, ο TSO που έχει υποστεί τη διαταραχή πρέπει να εγγυηθεί ότι θα τηρήσει τα όρια ενεργών και άεργων ροών ισχύος στις γραμμές διασύνδεσης που συμφωνήθηκαν σε διμερή σύμφωνα. ~ 115 ~

116 Οι τρέχουσες πρακτικές είναι: Στην περιοχή της Βαλτικής, τα σχέδια αποκατάστασης βασίζονται στην αρχή Top-down. Στην ηπειρωτική Ευρώπη και τις σκανδιναβικές περιοχές, χρησιμοποιούνται και οι δύο μεθοδολογίες (σε μερικές περιπτώσεις και οι δύο μεθοδολογίες εφαρμόζονται παράλληλα), λαμβάνοντας υπόψη την υφιστάμενη κατάσταση (διαθεσιμότητα μονάδων Black Start και μονάδων σε λειτουργία τροφοδοσίας βοηθητικών εντός της περιοχής ευθύνης του TSO, τη χρονική διάρκεια των δύο στρατηγικών, τη κατάσταση της τάσης στο γειτονικό δίκτυο). Στη Μεγάλη Βρετανία τα σχέδια αποκατάστασης βασίζονται στην αρχή Bottom-up. Στην περιοχή της Ιρλανδίας / Βόρειας Ιρλανδίας, μόλις εκκινήσουν οι μονάδες Black Start, θα ενεργοποιηθούν οι διαδρομές αποκατάστασης τροφοδοσίας των Non Black Start μονάδων στόχων και θα απαιτηθεί αρχική αποκατάσταση φορτίου για τη σταθεροποίηση των διαδρομών αποκατάστασης (εξισορρόπηση παραγωγής ζήτησης). Ο TSO καθορίζει τα βήματα αποκατάστασης φορτίου που απαιτούνται από άποψη μεγέθους και θέσης και ο σχετικός συντονιστής φορτίου DSO θα τα εφαρμόσει. Απαιτείται πολύ καλός συντονισμός μεταξύ του TSO και του DSO, ιδιαίτερα στα πρώτα στάδια αποκατάστασης ευσταθούς λειτουργίας και ελαχιστοποίησης των αποκλίσεων συχνότητας και τάσης. Επανασυγχρονισμός των γεννητριών και απόρριψη φορτίου Σε όλες τις περιοχές, ο Διαχειριστής Συστήματος Μεταφοράς πρέπει να συντονίσει τον επανασυγχρονισμό των γεννητριών που έχουν τεθεί εκτός λειτουργίας λόγω της μη φυσιολογικής απόκλισης συχνοτήτων και των περικοπών φορτίων. Σε περίπτωση απώλειας παραγωγής, ο TSO επανασυνδέει τους παραγωγούς, με βάση τις οδηγίες του επικεφαλής συχνότητας, όπου γίνεται, διατηρώντας επαρκή περιθώρια εφεδρείας για την αντιμετώπιση της επόμενης μονάδας παραγωγής ενέργειας για επανασύνδεση. Η επανασύνδεση των γεννητριών πραγματοποιείται βήμα προς βήμα, προκειμένου να ελαχιστοποιηθεί η επιρροή στην απόκλιση συχνοτήτων και στα περιθώρια εφεδρειών. Η διαδικασία επανασύνδεσης των μονάδων ηλεκτροπαραγωγής πρέπει να γίνεται σταδιακά σε τεμάχια μέγιστης ισχύος που ορίζει ο TSO με σεβασμό στην εφεδρεία λειτουργίας του δικτύου του DSO. Ορισμένοι TSO (Fingrid) επιτρέπουν σε μονάδες παραγωγής οι οποίες είναι μέχρι ένα καθορισμένο μέγεθος να επανασυνδεθούν με το σύστημα μόλις το καταφέρουν, χωρίς να ζητήσουν άδεια. Στην Ιρλανδία / Βόρειο Ιρλανδία και τη Μεγάλη Βρετανία, οι TSO συντονίζουν όλη την παραγωγή και την επανασύνδεση φορτίου με τους παραγωγούς και τους DSO μετά από ένα Blackout. Αν και στην Ιρλανδία / Βόρειο Ιρλανδία έχει ενεργοποιηθεί η αυτόματη αποκατάσταση συχνότητας του φορτίου μετά την απόρριψη φορτίου σε τοπική / μικρής κλίμακας, δεν επιτρέπεται η αυτόματη επανασύνδεση φορτίου μετά από Blackout και πρέπει να απενεργοποιηθούν τα αυτόματα ρελέ αποκατάστασης συχνότητας. Δεν επιτρέπεται επανασύνδεση μονάδων παραγωγής χωρίς οδηγίες από τον TSO. Για τις εγκαταστάσεις που συνδέονται με τα δίκτυα των DSO, η τοπική και απομακρυσμένη επανασύνδεση πρέπει να συμφωνηθεί εκ των προτέρων για τις κύριες μονάδες και αυτό θα γίνει ~ 116 ~

117 σε συνεργασία μεταξύ του TSO και των DSO. Η αυτόματη επανασύνδεση των γεννητριών απαγορεύεται σε ορισμένες περιοχές μέσω της εθνικής νομοθεσίας. Σε περίπτωση απόρριψης φορτίου, ο TSO δεν ενεργοποιεί εκ νέου το απορριφθέν φορτίο όταν η συχνότητα είναι μικρότερη από 49,8 Ηz, για το κύριο σύστημα (εκτός από τις περιφερειακές νησίδες), διατηρώντας ένα περιθώριο παραγωγής επαρκές τουλάχιστον για να αντιμετωπίσει το επόμενο μπλοκ φορτίου προς επανενεργοποίηση. Η επανενεργοποίηση του φορτίου προσδιορίζεται βήμα προς βήμα προκειμένου να ελαχιστοποιηθεί η επιρροή στην απόκλιση συχνότητας καθώς και στα περιθώρια εφεδρειών. Οι TSO πρέπει να συντονίζουν την επανασύνδεση του φορτίου σε συνεργασία με τους DSO. Η τοπική και απομακρυσμένη επανασύνδεση των φορτίων των πελατών πρέπει να συμφωνείται εκ των προτέρων σε συνεργασία μεταξύ του TSO και των DSO. Ρόλος των DSO και Σημαντικών Χρηστών Δικτύου κατά το σχέδιο αποκατάστασης Σε όλες τις χώρες, η συνολική ευθύνη του συστήματος ανατίθεται στον TSO. Αυτό περιλαμβάνει την ευθύνη για την ασφάλεια λειτουργίας και την αποκατάσταση μετά από διαταραχές. Οι Διαχειριστές Συστήματος Διανομής (DSO) και οι Σημαντικοί Χρήστες Δικτύου πρέπει να συνεργάζονται με τον TSO κατά την προετοιμασία των σχεδίων Άμυνας και Αποκατάστασης και να ακολουθούν τις οδηγίες των TSO. Οι μονάδες των ΣΧΔ πρέπει να παρέχουν στον Διαχειριστή Συστήματος Μεταφοράς όλες τις απαραίτητες πληροφορίες σε περίπτωση αποκατάστασης σχετικά με την τρέχουσα κατάσταση (συμπεριλαμβανομένων των πληροφοριών σχετικά με τη διαθεσιμότητα, τη λειτουργία των βοηθητικών φορτίων των μονάδων τους, την κατάσταση του σταθμού ηλεκτροπαραγωγής, καθώς και τον έλεγχο του σταθμού ηλεκτροπαραγωγής). Σε περίπτωση αποκατάστασης, οι DSO είναι υπεύθυνοι για την αποκατάσταση του φορτίου σύμφωνα με τις οδηγίες των TSO και σύμφωνα με τα σχέδια αποκατάστασης. Οι DSO πρέπει να παρέχουν στον TSO όλες τις απαραίτητες πληροφορίες σχετικά με την τρέχουσα κατάσταση του δικτύου τους. (1) Δυνατότητα λειτουργίας παραγωγής εντός της νησίδος. (2) Δυνατότητα τροφοδοσίας των βοηθητικών σταθμών παραγωγής. (3) Black Start μονάδες. (4) HVDC Black Start δυνατότητες. Συντονισμός TSO σε αποκατάσταση συχνότητας έκτακτης ανάγκης Οι διαδικασίες αποκατάστασης συχνότητας έκτακτης ανάγκης αρχίζουν μετά από σοβαρή διαταραχή με απόκλιση συχνότητας υψηλότερη από τη μέγιστη επιτρεπτή ή σε περίπτωση διαίρεσης του συστήματος σε υποσυστήματα. Στην περιοχή της ηπειρωτικής Ευρώπης, σε περίπτωση απόκλισης συχνότητας άνω των 200 mhz για περισσότερο από 15 λεπτά, πρέπει να επιλέγεται ένας «υπεύθυνος οδηγός» συχνότητας για κάθε σύγχρονη περιοχή. Αυτός ο επικεφαλής συχνοτήτων είναι υπεύθυνος για τον συντονισμό της διαδικασίας αποκατάστασης συχνοτήτων έκτακτης ανάγκης εντός μιας σύγχρονης περιοχής, ενεργοποιώντας τις εφεδρείες παραγωγής στην περιοχή που αντιμετωπίζει προβλήματα, μαζί με τους TSO σε αυτή την περιοχή, προκειμένου να ανακτήσει ~ 117 ~

118 και να διατηρήσει τη συχνότητα κοντά στα 50,0 Hz, με μέγιστη ανοχή +/- 200 mhz. Ο επικεφαλής συχνότητας καθορίζει την ποσότητα ισχύος (προς τα πάνω και προς τα κάτω) που πρέπει να ζητηθεί από κάθε TSO ώστε να χορηγηθεί κατά τη διαδικασία αποκατάστασης. Ως προεπιλογή, ο επικεφαλής συχνότητας είναι ο TSO με τον υψηλότερο συντελεστή Κ υπό λειτουργία (ή με αναφορά στην πιο πρόσφατη δημοσιευμένη τιμή) στην περιοχή LFC. Εκτός αυτού πρέπει να λαμβάνονται υπόψη τα ακόλουθα κριτήρια: Υψηλή ποσότητα παραγωγής εφεδρείας που μπορεί να ενεργοποιηθεί μέσα σε λίγα λεπτά και μεγάλη ικανότητα ελεύθερης δευτερεύουσας εφεδρείας. Περιθώριο ικανότητας των διασυνδετικών γραμμών με γειτονικούς Διαχειριστές. Απόκτηση τιμών συχνότητας τουλάχιστον από τα άμεσα γειτονικά δίκτυα και, εάν είναι εφικτό, από γειτονικά δίκτυα που αποτελούν μέρη του ίδιου σύγχρονου συστήματος με μετρήσεις. Το Policy 5 αναπτύσσει επίσης ειδικές αρχές συντονισμού για τη διαχείριση συχνοτήτων σε μια σύγχρονη περιοχή, όπως οι ελεγκτές συχνότητας φορτίου που χρησιμοποιούν οι TSO, μόλις οριστεί ο επικεφαλής συχνότητας. Στις περιοχές Σκανδιναβίας, Ιρλανδίας / Βόρειας Ιρλανδίας και Μεγάλης Βρετανίας, οι TSO συντονίζουν τις απαιτούμενες ενέργειες, λαμβάνοντας υπόψη την τρέχουσα κατάσταση. Επανασυγχρονισμός Σε ένα κατακερματισμένο δίκτυο, πρέπει να ξεκινήσει μια διαδικασία επανασυγχρονισμού μετά την αποκατάσταση συχνότητας έκτακτης ανάγκης. Στην περιοχή της Βαλτικής, υπάρχει συμφωνία μεταξύ των TSO όσον αφορά τον επικεφαλής επανασυγχρονισμού. Αυτή η συμφωνία περιγράφει την κατάσταση υπό την οποία λαμβάνει χώρα ο επανασυγχρονισμός. Στην περιοχή της ηπειρωτικής Ευρώπης, οι επικεφαλής συχνότητας πρέπει να επιλεγούν για διαφορετικές σύγχρονες περιοχές (ένας επικεφαλής συχνότητας ανά δύο περιοχές) για τον εκ νέου συγχρονισμό αυτών των περιοχών. Αυτός θα έχει τις ακόλουθες δυνατότητες: Θα έχει τουλάχιστον έναν υποσταθμό υπό την ευθύνη του με γραμμή "υψηλής χωρητικότητας" για να επανασυνδέσει και τις δύο περιοχές. Να είναι σε θέση να μετρά τις συχνότητες των δυο περιοχών. Να είναι σε θέση να μετράει την τάση και των δύο υποσταθμών του σημείου επανασύνδεσης. Να είναι σε θέση να διαχειριστεί την απόκλιση τιμής της τάσης τουλάχιστον στο σημείο επανασύνδεσης. Ο επικεφαλής επανασυγχρονισμού θα εφαρμόσει τις απαιτούμενες ενέργειες για να εκτελέσει τον επανασυγχρονισμό σύμφωνα με τα ακόλουθα κριτήρια: Και τα δυο συστήματα πρέπει να είναι σε σταθερή κατάσταση και οι δύο συχνότητες πρέπει να είναι κοντά στα 50,0 Hz, με μέγιστη ανοχή +/- 200 mhz από τα 50,0 Hz, ώστε να συγχρονίζονται όσο το δυνατόν πιο ασφαλώς. Μια διαφορά συχνότητας μεταξύ δύο περιοχών πρέπει να είναι κάτω από τα 150 mhz πριν από τη χρήση των συστημάτων συγχρονισμού για συγχρονισμό των περιοχών. Και οι δύο τάσεις πρέπει να κυμαίνονται μεταξύ 380 και 420 kv. Χρήση γραμμών kv ικανών να φέρουν υψηλό φορτίο. ~ 118 ~

119 Δημιουργία συνθηκών ώστε να κλείσει αμέσως τουλάχιστον μια δεύτερη γραμμή που είναι ηλεκτρικά κοντά στην πρώτη γραμμή προκειμένου να ενισχυθεί η σύνδεση του συστήματος. Επιλογή, κατά προτίμηση, μιας γραμμής για συγχρονισμό που δεν βρίσκεται κοντά σε μεγάλες θερμικές μονάδες που είναι σε λειτουργία. Ο επικεφαλής συγχρονισμού (TSO) δίνει εντολές στον επικεφαλής συχνοτήτων για εκτέλεση κατάλληλων ενεργειών ώστε να ελαχιστοποιήσει την απόκλιση συχνότητας και την απόκλιση τάσης μεταξύ των δύο περιοχών κατά τη στιγμή του επανασυγχρονισμού. Στην Ιρλανδία / Βόρειο Ιρλανδία, ο επανασυγχρονισμός των δύο συστημάτων δεν προσδιορίζεται στις διαδικασίες αποκατάστασης, αλλά μετά το διαχωρισμό, τα δύο συστήματα θα επανασυγχρονιστούν το συντομότερο δυνατόν. Στη Μεγάλη Βρετανία, η διαδικασία συγχρονισμού δεν προσδιορίζεται στον Κώδικα δικτύου, αλλά οι δημιουργημένες ενεργειακές νησίδες θα επανασυγχρονιστούν το συντομότερο δυνατόν. Στη σκανδιναβική περιοχή, η διαδικασία συγχρονισμού δεν προσδιορίζεται στη Συμφωνία Λειτουργίας του Σκανδιναβικού Συστήματος. Οι TSO συμφωνούν διμερώς ποιος θα είναι υπεύθυνος για τον συγχρονισμό και τον τρόπο διεξαγωγής του συγχρονισμού. Οι τάσεις και οι συχνότητες στις δύο περιοχές πρέπει να είναι αρκετά κοντά και είναι συνήθως ευθύνη της ασθενέστερης περιοχής να το εξασφαλίσει. Εάν υπάρχουν εσωτερικές ενεργειακές νησίδες, αυτές συγχρονίζονται με το κυρίως σύστημα ισχύος μετά από άδεια του TSO. Δοκιμαστική εφαρμογή σχεδίου αποκατάστασης συστήματος Για να είναι εφαρμόσιμο και ανά πάσα στιγμή διαθέσιμο το σχέδιο αποκατάστασης, κάθε TSO πρέπει να προετοιμάσει εκ των προτέρων και να ενημερώσει τους εμπλεκόμενους γι αυτό το σχέδιο αποκατάστασης. Στο ENTSO-E, όλοι οι TSO πρέπει να αξιολογούν τακτικά το σχέδιό αποκατάστασης. Στη Βαλτική, την ηπειρωτική Ευρώπη, τη Μεγάλη Βρετανία, την Ιρλανδία / τη Βόρειο Ιρλανδία και τις σκανδιναβικές περιοχές, τα σχέδια αποκατάστασης αξιολογούνται μετά από σχετικές προσομοιώσεις ή υπολογισμούς off-line. Επιπλέον, πραγματοποιούνται πραγματικές δοκιμές από ορισμένους TSO, για τις δυνατότητες Black Start των μονάδων παραγωγής, τη δυνατότητα λειτουργίας νησίδων (για τμήματα του συστήματος μεταφοράς) και τα μονοπάτια επανενεργοποίησης. Διμερείς συμφωνίες για συντονισμό μεταξύ Διαχειριστών Οι γειτνιάζοντες TSO πρέπει να προετοιμάσουν και να συμφωνήσουν γραπτώς τις διμερείς διαδικασίες που θα εφαρμοστούν στην περίπτωση της αποκατάστασης του συστήματος. Τέτοιες διμερείς διαδικασίες συμφωνούνται επίσης με τον ιδιοκτήτη του δικτύου, όταν διαφέρει από τον διαχειριστή του δικτύου. Αυτές οι διμερείς συμφωνίες επιτρέπουν να περιγράφονται λεπτομερώς οι γενικές αρχές που περιγράφονται στους "περιφερειακούς κώδικες δικτύου", με όλες τις επιχειρησιακές λεπτομέρειες που απαιτούνται για την αποκατάσταση του συστήματος μετά από πλήρη ή μερική διακοπή λειτουργίας. ~ 119 ~

120 Εξέταση ειδικών αναγκών του χρήστη σχετικά με το δίκτυο στο σχέδιο αποκατάστασης Στα σχέδια αποκατάστασης, οι TSO λαμβάνουν υπόψη τις συγκεκριμένες ανάγκες των χρηστών του δικτύου, σύμφωνα με την εθνική νομοθεσία και σε συντονισμό με τους DSO, όταν αυτό απαιτείται. Στα πρώιμα στάδια της αποκατάστασης, η πρώτη προτεραιότητα για τους TSO είναι η διασφάλιση της λειτουργίας των μονάδων φορτίου Black Start ή / και τροφοδοσίας βοηθητικών. Μόλις συγχρονιστούν οι πρόσθετες γεννήτριες, θα πρέπει να επανασυνδεθούν τα φορτία προτεραιότητας. Για τους καταναλωτές στα δίκτυα διανομής, η προτεραιότητα για την τροφοδοσία καθορίζεται από τους διαχειριστές συστημάτων διανομής (π.χ. νοσοκομεία, υπηρεσίες έκτακτης ανάγκης, αεροδρόμια κ.λπ.). Αποκατάσταση της αγοράς Η αποκατάσταση της αγοράς μπορεί να πραγματοποιηθεί μόνο μετά την αποκατάσταση της λειτουργίας του συστήματος. Για να επαναλειτουργήσει η αγορά, το δίκτυο μεταφοράς πρέπει να αποκατασταθεί όσο το δυνατόν περισσότερο και να σταθεροποιηθεί. Για να ξεκινήσει εκ νέου η αγορά, ο TSO οφείλει να διασφαλίσει ότι όλοι οι συμμετέχοντες στην αγορά λαμβάνουν ακριβείς πληροφορίες σχετικά με τον ακριβή χρόνο επανεκκίνησης και σχετικά με τη διαδικασία που αποφάσισε να χρησιμοποιήσει ο TSO. Μέχρι στιγμής δεν υφίστανται κοινοί κανόνες και καμία περιφερειακή ή σύγχρονη περιοχή δεν έχει ακόμη θεσπίσει μια υποχρεωτική αναλυτική περιγραφή της διαδικασίας αποκατάστασης της αγοράς. Ωστόσο, ορισμένοι τομείς ακολουθούν τους εξής γενικούς κανόνες: Μεγάλη Βρετανία: Κατόπιν του καθορισμού της χρονικής στιγμής κατά την οποία το Σύστημα θα μπορούσε να επανέλθει σε κανονική λειτουργία, η Εταιρεία Κώδικα Εκκαθάρισης Εξισορρόπησης θα καθορίσει, μετά από διαβούλευση με το Διαχειριστή Συστήματος Μεταφοράς, την Περίοδο Εκκαθάρισης, όταν θα συνεχιστεί η κανονική λειτουργία της Αγοράς. Σύστημα Σκανδιναβίας και Σύστημα Βαλτικής: Εναπόκειται στους TSO να αξιολογήσουν πότε θα αυξήσουν τις εμπορικές ικανότητες για την ημερήσια αγορά εάν έχουν μειωθεί λόγω ενός γεγονότος. Εναπόκειται επίσης στους TSO να αξιολογήσουν πότε θα ανοίξει η ημερήσια αγορά εάν έχει κλείσει τελείως. Οι προγραμματισμένες ανταλλαγές επαναλαμβάνονται όσο το δυνατόν συντομότερα. Οι κανόνες εκκαθάρισης και εξισορρόπησης εφαρμόζονται ανεξάρτητα από το κλείσιμο της αγοράς. Στην Ιρλανδία / Βόρεια Ιρλανδία, η αγορά θα αποκατασταθεί με την ειδοποίηση προς τους χρήστες ότι το σύστημα δεν είναι πλέον σε κατάσταση Blackout. ~ 120 ~

121 5.3.4 Οικονομική αποδοτικότητα των σχεδίων Άμυνας και Αποκατάστασης Η οικονομική αποδοτικότητα των σχεδίων Άμυνας και Αποκατάστασης λαμβάνεται υπόψη από τους TSO. Αυτά τα σχέδια οργανώνονται με στόχο την ελαχιστοποίηση της συνολικής επίπτωσης για τους χρήστες του δικτύου που χρησιμοποιούν τους ελάχιστους δυνατούς πόρους. Η πολύπλοκότητα αυτού του προβλήματος βελτιστοποίησης αυξάνεται από το γεγονός ότι τα σχέδια αυτά πρέπει να εξετάζουν ζητήματα πολιτικής ασφάλειας, τα οποία εντοπίζονται συνήθως από τις αρμόδιες εθνικές αρχές. Στις περισσότερες χώρες, η ελαχιστοποίηση του συνολικού αντίκτυπου για τους χρήστες του δικτύου είναι ένας στόχος που επιβάλλεται ρητά από την εθνική νομοθεσία. Οικονομική αποδοτικότητα των defence plans Η οικονομική αποδοτικότητα λαμβάνεται υπόψη από τους TSO στα defence plans. Τα defence plans και ειδικότερα η απόρριψη φορτίων (ως έσχατη λύση) σχεδιάζονται με στόχο την ελαχιστοποίηση του συνολικού φορτίου που πρέπει να απορριφθεί, λαμβάνοντας υπόψη τους αντίστοιχους περιορισμούς. Αυτοί οι περιορισμοί, είτε επιβάλλονται από τις απαιτήσεις πολιτικής ασφάλειας είτε από τον οικονομικό αντίκτυπο που έχει μια διακοπή σε ορισμένους χρήστες του δικτύου (όπως καλύπτονται στις συμφωνίες σύνδεσης αυτών των χρηστών του δικτύου). Ο συντονισμός των TSO με τους DSO πραγματοποιείται συνήθως σε αυτή την πτυχή. Η εκ περιτροπής κυκλική περικοπή φορτίου εφαρμόζεται επίσης με στόχο την ελαχιστοποίηση των επιπτώσεων για τους χρήστες του δικτύου. Οι αγορές που βασίζονται στην απόκριση της πλευράς του φορτίου είτε βρίσκονται σε σχεδιασμό, είτε βρίσκονται σε εξέλιξη σε πολλές χώρες. Στο πλαίσιο των defence plans, οι TSO προμηθεύουν διακοπτόμενο φορτίο συνήθως μέσω διαγωνισμών. Η οικονομική αποτελεσματικότητα εξασφαλίζεται μέσω της διαδικασίας υποβολής προσφορών. Η διακοψιμότητα φορτίου πρέπει να πληροί ορισμένα κριτήρια προεπιλογής. Οι χρήστες δικτύου με συμβάσεις διακοπτόμενης φόρτωσης πρέπει πρώτα να χρησιμοποιηθούν κατά την περικοπή φορτίου (πριν από την περικοπή οποιουδήποτε άλλου φορτίου). Οικονομική αποδοτικότητα των restoration plans Η οικονομική αποδοτικότητα λαμβάνεται έμμεσα υπόψη από τους TSO σε σχέδια αποκατάστασης. Ο στόχος αυτών των σχεδίων αυτών είναι να ελαχιστοποιηθεί ο χρόνος επαναφοράς του συνόλου του συστήματος σε λειτουργία με τους ελάχιστους διαθέσιμους πόρους λαμβάνοντας υπόψη τους αντίστοιχους περιορισμούς. Αυτοί οι περιορισμοί αυξάνουν σημαντικά την πολυπλοκότητα του προβλήματος. Προκειμένου να επιλέξουν τη βέλτιστη λύση, οι TSO αναλύουν διαφορετικά σενάρια. Αυτή η ανάλυση εξασφαλίζει την επιλογή της πιο αποτελεσματικής επιλογής. Οι διαδικασίες υποβολής προσφορών / σύναψης συμβάσεων εφαρμόζονται σε πολλές χώρες σχετικά με τις μονάδες Black Start. Η οικονομική αποτελεσματικότητα εξασφαλίζεται μέσω της διαδικασίας υποβολής προσφορών / ανάθεσης συμβάσεων. ~ 121 ~

122 5.3.5 Ρυθμιστικά ζητήματα Συμμετοχή των Ρυθμιστικών Αρχών στα defence και restoration plans Επί του παρόντος, η κανονιστική συμμετοχή σε προγράμματα defence και restoration έχει διαφορετικά επίπεδα συμμετοχής στις ευρωπαϊκές χώρες. Όλοι οι TSO έχουν την υποχρέωση να σχεδιάσουν defence και restoration plans και να τα εφαρμόσουν, αλλά σε πολλές χώρες δεν απαιτείται να εγκριθούν επισήμως από την Ρυθμιστική Αρχή. Διαβιβάζονται μόνο για ενημέρωση. Για ορισμένους TSO, η Ρυθμιστική Αρχή πρέπει να εγκρίνει ορισμένες συγκεκριμένες πτυχές στο σχεδιασμό των σχεδίων αποκατάστασης, για παράδειγμα: τα γενικά κριτήρια που εφαρμόζονται στα defence και restoration plans (όπως τα στάδια του προγράμματος αποκοπής φορτίου, ρυθμίσεις των ηλεκτρονόμων συχνότητας για γεννήτριες (κατάσταση χαμηλής συχνότητας και υψηλής συχνότητας), υπηρεσίες διακοψιμότητας). αιτιολόγηση των δαπανών που πραγματοποιήθηκαν για το defence και restoration του συστήματος, ως μέρος της έγκρισης για την ανάκτηση του κόστους των TSO. Σε άλλες χώρες, η Ρυθμιστική Αρχή εγκρίνει είτε γενική επισκόπηση του σχεδίου αποκατάστασης είτε του ίδιου του αναλυτικού σχεδίου αποκατάστασης, είτε άμεσα είτε έμμεσα, δεδομένου ότι αποτελεί μέρος του κώδικα δικτύου που έχει εγκριθεί από την Εθνική Ρυθμιστική Αρχή. Διαφάνεια Για λόγους ασφαλείας, κανένας από τους ΔΣΜ δεν δημοσιεύει λεπτομερή defence και restoration plans. Μόνο οι γενικές αρχές και το βασικό περιεχόμενο των σχεδίων αποκατάστασης είναι διαθέσιμα στο κοινό. Τα εμπλεκόμενα μέρη ενημερώνονται πάντα για τα σχέδια αποκατάστασης στα οποία συμμετέχουν, για να τους δοθούν συγκεκριμένες οδηγίες. ~ 122 ~

123 5.4 Περιορισμοί λειτουργίας των Μονάδων Ένα τυπικό διάγραμμα που περιγράφει με απλό και κατανοητό τρόπο τις διάφορες φάσεις λειτουργίας μίας μονάδας παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας φαίνεται στο Σχήμα 5.2: EntityMW Xup = 1 MinUp MinGen SynLoad Xup = 0 MinDn Xsu = 1 Xsd = 1 SynTime Soak Time DeSynTime Time Σχήμα 5.2: Τυπικό διάγραμμα φάσεων λειτουργίας μονάδων ηλεκτροπαραγωγής. Ισχύει ότι : UpTime = SynTime + SoakTime + DispatchTime + DesynTime και πρέπει : UpTime MinUp [UpTime]: Κατάσταση λειτουργίας: Ορίζεται από τη χρονική στιγμή έναυσης της μονάδας έως τη χρονική στιγμή του αποσυγχρονισμού της μονάδας από το ηλεκτρικό δίκτυο. [SynTime]: Χρόνος για το συγχρονισμό (κατόπιν εντολής), δηλαδή η περίοδος προετοιμασίας συγχρονισμού, η οποία ορίζεται από τη χρονική στιγμή έναυσης της μονάδας έως και το συγχρονισμό της μονάδας. Η μονάδα, κατά την περίοδο προετοιμασίας συγχρονισμού, καταναλώνει καύσιμο ή μίγμα καυσίμων έτσι ώστε να επιτύχει τις κατάλληλες συνθήκες πίεσης και θερμοκρασίας που απαιτούνται για την έναρξη της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Κατά την περίοδο προετοιμασίας συγχρονισμού η μονάδα δεν εγχέει ενέργεια στο Σύστημα. [SoakTime]: Χρόνος από την κατάσταση συγχρονισμού έως την κατάσταση Ελάχιστης Παραγωγής, δηλαδή η περίοδος παραμονής στο ενδιάμεσο φορτίο, η οποία ορίζεται από το συγχρονισμό της Μονάδας με το ηλεκτρικό δίκτυο έως ότου η Μονάδα φτάσει το τεχνικό της ελάχιστο. ~ 123 ~

124 [DispatchTime]: Περίοδος κανονικής λειτουργίας, η οποία ορίζεται από το τέλος της περιόδου παραμονής της μονάδας στο ενδιάμεσο φορτίο έως τη χρονική στιγμή που η μονάδα βρίσκεται στο τεχνικό της ελάχιστο για αποσυγχρονισμό. Κατά την περίοδο αυτή, η φόρτιση της μονάδας γίνεται μεταξύ του τεχνικού της ελαχίστου και της μέγιστης διαθεσιμότητάς της. [DesynTime]: Περίοδος αποσυγχρονισμού, η οποία ορίζεται από τη χρονική στιγμή που η μονάδα βρίσκεται στο τεχνικό της ελάχιστο για αποσυγχρονισμό έως τον αποσυγχρονισμό της από το ηλεκτρικό δίκτυο. [ΜinUp]: Ελάχιστος χρόνος λειτουργίας μονάδας μετά την εκκίνηση, δηλαδή η ελάχιστη τιμή του UpTime, όπως δηλώνεται για τη μονάδα από τον παραγωγό. [ΜinDn]: Ελάχιστος χρόνος κράτησης ή αναμονής, δηλαδή το χρονικό διάστημα κατά το οποίο η μονάδα πρέπει να παραμείνει σε κατάσταση κράτησης ή αναμονής, όπως δηλώνεται για τη μονάδα από τον παραγωγό. 5.5 Μεθοδολογία για την εύρεση της βέλτιστης «διαδρομής» ενεργοποίησης Βασικό βήμα στη διαδικασία αποκατάστασης ενός ΣΗΕ αποτελεί η διαδικασία ηλέκτρισης του δικτύου μεταφοράς και ο συνολικός χρόνος διάρκειας της αποκατάστασης. Μετά την εκκίνηση των Black Start (BS) μονάδων, πρέπει να μεταφερθεί από αυτές ενέργεια στις Non Black Start (NBS) μονάδες όσο το δυνατόν ταχύτερα, μέσω του συστήματος μεταφοράς, έτσι ώστε να αρχίσει η διαδικασία εκκίνησής τους. Επειδή η εκκίνηση των NBS μονάδων είναι γενικά μια χρονοβόρα διαδικασία, είναι σημαντικό αυτή να ξεκινήσει το συντομότερο δυνατόν. Επίσης, όσο μεγαλύτερο είναι το χρονικό διάστημα που μεσολαβεί από την παύση της λειτουργίας της μονάδας (λίγο μετά τη σβέση του συστήματος) μέχρι και την έναρξη της διαδικασίας εκκίνησης, τόσο μεγαλύτερος είναι και ο απαιτούμενος χρόνος θερμής εκκίνησης αυτής. Δηλαδή είναι σημαντικό να χορηγηθεί τάση στις NBS μονάδες προκειμένου να ενεργοποιηθούν όσο βρίσκονται, από πλευράς χρόνου, στη ζώνη της θερμής εκκίνησης. Απαιτείται, λοιπόν, η εύρεση του συντομότερου (βέλτιστου) «μονοπατιού» ηλέκτρισης, αυτού δηλαδή που θα εξασφαλίσει τον μικρότερο απαιτούμενο χρόνο για την χορήγηση τάσης (Σχήμα 5.3) στα εργοστάσια παραγωγής τα οποία δεν διαθέτουν σύστημα Black Start. Στο Σχήμα 5.3 γίνεται φανερό ότι η επαναφορά του Συστήματος, μετά από black out, είναι εξαιρετικά κρίσιμο να επιτευχθεί σε όσο το δυνατό ελάχιστο χρόνο. Αυτό σημαίνει, βλέποντας το Σχήμα 5.3, ότι θα πρέπει να ελαχιστοποιήσουμε το σκιασμένο εμβαδό. Κάθε στοιχείο του συστήματος μεταφοράς έχει έναν απαιτούμενο χρόνο ηλέκτρισης. Σε αυτό το χρόνο συμπεριλαμβάνεται η Εντολή Κατανομής από το Κέντρο Ελέγχου, η διαβίβασή της είτε τηλεφωνικά είτε ηλεκτρονικά στο συγκεκριμένο υποσταθμό που ανήκει το στοιχείο και ακολούθως η εκτέλεσή της. Σε μια γραμμή μεταφοράς, ο χρόνος αυτός προκύπτει από τον χρόνο που εκπορεύεται η Εντολή Κατανομής από το Κέντρο Ελέγχου, η αντίδραση του χειριστή στον σταθμό που ανήκει η ΓΜ και η λειτουργία των διακοπτών. Σε ένα ζυγό, ο χρόνος αυτός προκύπτει κυρίως από τους χρόνους λειτουργίας των διακοπτών που παρεμβάλλονται μεταξύ των γραμμών και του ζυγού. Για λόγους απλότητας της διαδικασίας, εδώ θα θεωρήσουμε τον ίδιο χρόνο ηλέκτρισης για κάθε στοιχείο του συστήματος μεταφοράς (γραμμές και ζυγούς) και ίσο με 1 per unit (p.u.). Αυτός ~ 124 ~

125 ο χρόνος μπορεί να θεωρηθεί ότι είναι η χρονική διάρκεια της βασικής διαδικασίας αποστολής και εκτέλεσης της «Εντολής Κατανομής», δηλαδή της εντολής που εκδίδεται από τους λειτουργούς του Συστήματος που βρίσκονται στο Κέντρο Ελέγχου προς τους επιτηρητές-χειριστές των υποσταθμών, και η υλοποίηση αυτής της εντολής από τους τελευταίους. Στην πράξη αυτός ο χρόνος είναι της τάξεως του 1 λεπτού. Σχήμα 5.3: Καμπύλη ζήτησης και επιρροή της λόγω του Black-out. Στο ανωτέρω Σχήμα 5.3 παρουσιάζεται με τη συνεχόμενη (μπλε) καμπύλη η ζήτηση ενέργειας στα όρια του Συστήματος, με τη διακεκομμένη (κόκκινη) η αλλοίωσή της λόγω του black out και η σκιασμένη περιοχή (πορτοκαλί χρώμα) εκφράζει την απωλεσθείσα ενέργεια λόγω του black out. Μεθοδολογία βελτιστοποίησης χρόνου αποκατάστασης Αρχικά, αντιστοιχούμε μια δυαδική μεταβλητή σε κάθε στοιχείο (ζυγό, γραμμή, ΑΜΣ κ.λπ.), η οποία συμβολίζεται UB ή UL αντίστοιχα. Η μεταβλητή αυτή συμβολίζει την κατάσταση του στοιχείου σε μια χρονική τιμή t, με την τιμή 1 να δηλώνει ότι το στοιχείο είναι ενεργοποιημένο και την τιμή 0 να δηλώνει ότι είναι απενεργοποιημένο. Με βάση την ανωτέρω θεώρηση, προκύπτουν οι παρακάτω περιορισμοί για την εύρεση του βέλτιστου μονοπατιού ηλέκτρισης. ~ 125 ~

126 Σχήμα 5.3: Τυπικό μοντέλο σύνδεσης δυο ζυγών με μια γραμμή μεταφοράς. a) Αν και οι δύο ζυγοί είναι απενεργοποιημένοι τη χρονική στιγμή t, τότε και η γραμμή που τους συνδέει είναι απενεργοποιημένη τη χρονική στιγμή t. Για παράδειγμα, αν και οι δύο ζυγοί m και n στο Σχήμα 5.3 είναι απενεργοποιημένοι τη στιγμή t, δεν παρέχεται ισχύς στη γραμμή mn από κανένα άκρο της, και επομένως είναι απενεργοποιημένη τη στιγμή t. Αν όμως έστω και ένας από τους δύο ζυγούς είναι ενεργοποιημένος τη στιγμή t, τότε δεν μπορούμε να γνωρίζουμε αν η γραμμή είναι ενεργοποιημένη ή απενεργοποιημένη την ίδια στιγμή t. b) Αν και οι δύο ζυγοί είναι απενεργοποιημένοι τη χρονική στιγμή t, τότε και η γραμμή που τους συνδέει είναι απενεργοποιημένη τη χρονική στιγμή t+1. Αν η γραμμή είναι ενεργοποιημένη την στιγμή t+1, τότε τουλάχιστον ένας από τους ζυγούς στα άκρα της είναι ενεργοποιημένος την στιγμή t. Ο περιορισμός αυτός διευκρινίζει τον χρόνο ηλέκτρισης (1 p.u.). Για παράδειγμα, αν και οι δύο ζυγοί m και n στο Σχήμα 5.3 είναι απενεργοποιημένοι τη στιγμή t, η γραμμή mn είναι επίσης απενεργοποιημένη τη στιγμή t (από το 1 ). Παραμένει ωστόσο απενεργοποιημένη και τη στιγμή t+1, εφόσον χρειάζεται χρόνος 1p.u. για την ηλέκτριση των ζυγών που πρέπει να προηγηθεί. c) Αν κάποιος ζυγός δεν είναι συνδεδεμένος με BS μονάδα, στη περίπτωση που όλες οι γραμμές που συνδέονται με αυτόν είναι απενεργοποιημένες, ο ζυγός αυτός είναι απενεργοποιημένος. Με άλλα λόγια, ένας ζυγός ο οποίος συνδέεται με BS μονάδα θα λαμβάνει ισχύ από την BS μονάδα, αλλιώς, τουλάχιστον μια από τις γραμμές που συνδέονται με αυτόν θα πρέπει να παρέχει την ισχύ για την ηλέκτριση του ζυγού. d) Από τη στιγμή που κάποιος ζυγός ή κάποια γραμμή ενεργοποιείται, δεν θα απενεργοποιηθεί ξανά. e) Σαν αρχική κατάσταση, όλες οι γραμμές θεωρούνται απενεργοποιημένες. Επίσης, όλοι οι ζυγοί θεωρούνται απενεργοποιημένοι, εκτός από αυτούς που συνδέονται με BS μονάδες. f) Λαμβάνεται επίσης υπόψη η μεταφορική ικανότητα των γραμμών, έτσι ώστε να αποφευχθεί πιθανή υπερφόρτισή τους. Για το σκοπό αυτό χρησιμοποιούνται στοιχεία όπως το θερμικό όριο της κάθε γραμμής μεταφοράς. ~ 126 ~

127 Η διαδικασία εύρεσης του βέλτιστου μονοπατιού ηλέκτρισης μπορεί να συνδεθεί με την ακολουθία εκκίνησης των μονάδων σύμφωνα με τους πιο κάτω περιορισμούς. Η διαδικασία εκκίνησης των μονάδων NBS ξεκινά αφού ο ζυγός σύνδεσής τους με το δίκτυο ενεργοποιηθεί. Το χρονικό διάστημα που μεσολαβεί από αυτή την ηλέκτριση μέχρι την έναρξη παροχής ισχύος από τη μονάδα στο δίκτυο ισοδυναμεί με τον χρόνο εκκίνησης της NBS μονάδας. Η χρονική στιγμή ενεργοποίησης του ζυγού σύνδεσης μιας BS μονάδας με το δίκτυο είναι η χρονική στιγμή στην οποία η συνδεδεμένη BS μονάδα ξεκινά να παρέχει ισχύ. Τηρώντας τους περιορισμούς που αναφέρθηκαν, βρίσκουμε τελικά το βέλτιστο μονοπάτι ηλέκτρισης λαμβάνοντας ταυτόχρονα υπόψιν και την ακολουθία εκκίνησης των μονάδων παραγωγής. Στην ανάλυση των ροών φορτίου που εκπονήθηκαν ελήφθη υπόψη και η καταγεγραμμένη χρονική επιβάρυνση σε p.u κάθε επιλεγείσας «διαδρομής» αποκατάστασης, ώστε να καταλήξουμε στην συντομότερη. Έτσι, ο απαιτούμενος χρόνος για την εκτέλεση της διαδικασίας αποκατάστασης μειώνεται στο ελάχιστο δυνατό, με αποτέλεσμα την γρήγορη επαναφορά του συστήματος σε κανονική λειτουργία και μείωση των οικονομικών απωλειών και την ταχύτατη επανεκκίνηση λειτουργίας της αγοράς. Λαμβάνεται επίσης υπόψιν η αντιστάθμιση της άεργου ισχύος για τη μείωση των υπερτάσεων που εμφανίζονται κατά την ηλέκτριση ελαφρά φορτισμένων γραμμών μεταφοράς, καθώς και διάφορα μεταβατικά φαινόμενα που προκύπτουν κατά την ηλέκτριση μεγάλων τμημάτων του συστήματος μεταφοράς, έτσι ώστε να αποφευχθούν προβλήματα δυναμικής φύσεως. ~ 127 ~

128 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 6 ΕΦΑΡΜΟΓΗ ΤΩΝ ΔΙΑΔΙΚΑΣΙΩΝ ΑΠΟΚΑΤΑΣΤΑΣΗΣ ΣΤΟ ΕΛΛΗΝΙΚΟ ΣΗΕ 6.1 Γενικά Για κάθε νέα τεχνολογική εφαρμογή, είναι απαραίτητο να διαπιστώνεται η ορθή λειτουργία της σύμφωνα με τις προδιαγραφές της πριν την τελική εφαρμογή της ( για παράδειγμα, δεν μπορεί να γίνει χρήση ενός νέου μοντέλου κινητήρα turbofan σε αεροσκάφη αν δεν αποδειχθεί πως αυτός μπορεί να λειτουργεί σε όλα τα στάδια της πτήσης, σε κάποια όρια καιρικών συνθηκών κλπ., δηλαδή αν δεν ικανοποιεί τις τεχνικές απαιτήσεις ). Αυτό ισχύει τόσο για τις υλικές εφαρμογές ( πχ. ένας νέου τύπου ηλεκτρονόμος ) όσο και για τις διαδικασίες που καθορίζουν τη λειτουργία τους ( πχ. ακολουθία εκκίνησης ενός θερμικού σταθμού παραγωγής ). Επομένως, δεν θα μπορούσε να μην ισχύει κάτι τέτοιο και για το PSR plan ενός οποιουδήποτε ΣΗΕ. Είναι ιδιαίτερης σημασίας η διαπίστωση της αποτελεσματικότητας του PSR plan πριν εμφανιστεί η ανάγκη χρήσης του, καθώς οποιαδήποτε πιθανά λάθη του μπορεί να έχουν ως αποτέλεσμα από περαιτέρω καθυστέρηση στην επαναφορά λειτουργίας του συστήματος μέχρι δημιουργία σοβαρών βλαβών σε διάφορα στοιχεία του ΣΗΕ. Προκειμένου λοιπόν να είναι ολοκληρωμένη η εργασία αυτή, εκτός από τη θεωρητική περιγραφή και μελέτη της διαδικασίας επαναφοράς, είναι απαραίτητα και κάποια πρακτικά αποτελέσματα τα οποία θα επιβεβαιώνουν την ορθότητα και την αποτελεσματικότητα της διαδικασίας καθώς και την εναρμόνισή της με τις σχετικές οδηγίες του ENTSO. Είναι φανερό και από όσα ειπώθηκαν στην παραπάνω παράγραφο πως για να έχουμε τα απαραίτητα πρακτικά δεδομένα για ένα PSR plan δεν μπορούμε να το εφαρμόσουμε απευθείας στο ΣΗΕ για το οποίο το προορίζουμε. Για το σκοπό αυτό καταφεύγουμε σε υπολογιστική προσομοίωση της διαδικασίας. Αυτό είναι εφικτό με τα λογισμικά ανάλυσης και μελέτης της δομής και της λειτουργίας των ΣΗΕ. Σε ένα τέτοιο λογισμικό, με εξομοίωση της δομής του ΣΗΕ και εφαρμογή του PSR plan είναι δυνατό να διαπιστωθεί η ορθή λειτουργία της διαδικασίας επαναφοράς. Στο κεφάλαιο αυτό παρουσιάζεται ο διαχωρισμός του Ελληνικού Συστήματος σε νησίδες και οι διαδικασίες αποκατάστασης που προέκυψαν μετά από τις αναλύσεις των ροών φορτίου που επιλύθηκαν και παρουσιάζονται στο Κεφάλαιο 7. Τα αποτελέσματα αυτά προέκυψαν με χρήση του λογισμικού PSS/E του ΑΔΜΗΕ για τις ροές φορτίου, ενώ χρησιμοποιήθηκε ενημερωμένο μοντέλο του ηλεκτρικού συστήματος της Ελλάδας. Στις διαδικασίες αυτές τηρήθηκαν οι κανόνες και οι οδηγίες που παρουσιάστηκαν στα προηγούμενα Κεφάλαια 4,5. ~ 128 ~

129 6.2 Στρατηγική αποκατάστασης Τα στοιχεία που καθορίζουν τη διαδικασία αποκατάστασης του Ελληνικού Συστήματος είναι: Οι λιγνιτικοί σταθμοί δεν διαθέτουν black start δυνατότητα και συνεπώς απαιτείται το συντομότερο δυνατό να τους χορηγηθεί τάση από άλλα σημεία του Συστήματος ώστε να αρχίσουν οι διαδικασίες εκκίνησης. Ομοίως, οι σταθμοί φυσικού αερίου, εκτός από τον ΘΗΣ Κομοτηνής και τον ΘΗΣ Μεγαλόπολης V οι οποίες είναι Black Start μονάδες, θα πρέπει να λάβουν τάση προκειμένου να εκκινήσουν διαδικασίες ώστε να συγχρονίσουν στο υπό αποκατάσταση σύστημα. Όλες οι υδραυλικές μονάδες διαθέτουν δυνατότητα black start και συνεπώς μπορούν να εκκινήσουν εντός λίγων λεπτών (3-7 λεπτά). Το Ελληνικό Σύστημα μπορεί να λάβει τάση από γειτονικά συστήματα καθώς διαθέτει 5 διασυνδετικές γραμμές μεταφοράς AC 400kV με Βαλκανικές χώρες μέσω των Βορείων συνόρων και μια DC 400kV με υποθαλάσσιο καλώδιο με Ιταλία. Η θέση που βρίσκονται εγκατεστημένες οι μονάδες εντός του Συστήματος. Συγκεκριμένα, οι λιγνιτικές μονάδες οι οποίες απαιτούν τον μεγαλύτερο χρόνο για εκκίνηση βρίσκονται στο Βορρά, ενώ οι περισσότερες μονάδες που χρησιμοποιούν φυσικό αέριο για ηλεκτροπαραγωγή, και οι οποίες χρειάζονται λιγότερο χρόνο εκκίνησης σε σχέση με τις λιγνιτικές, βρίσκονται στο Νότιο τμήμα του Συστήματος. Με βάση τα ανωτέρω χαρακτηριστικά, το Κέντρο Ελέγχου του Διαχειριστή, ακολουθώντας βήμα βήμα ελεγχόμενους χειρισμούς επιδιώκει, στην περίπτωση που υπάρχει διαθέσιμο σημείο λήψης τάσης σε γειτονικά συστήματα, να χρησιμοποιηθεί αυτή η τάση και με κατάλληλη διαδρομή που μελετήθηκε με ροές φορτίου στο Κεφάλαιο 7, να οδηγηθεί σε όσο το δυνατό λιγότερο χρόνο στις θερμικές μονάδες τόσο του Βορείου Συστήματος (λιγνιτικές) όσο και στις θερμικές μονάδες αερίου του Νοτίου Συστήματος. Κατά τη σύνθεση του «βασικού κορμού ενεργοποίησης» του Ελληνικού Συστήματος, χρησιμοποιήθηκαν αρχικά όλες οι AC διασυνδέσεις με τα συστήματα των Βόρειων Διαχειριστών, εκτός από τη διασύνδεση της Τουρκίας και τη DC διασύνδεση με Ιταλία. Η εξαίρεση των δύο διασυνδέσεων που αναφέρεται στην προηγούμενη παράγραφο, ως σημεία λήψης τάσης στο αρχικό στάδιο αποκατάστασης οφείλεται σε: I. Η διασυνδετική ΓΜ 400KV με Τουρκία είναι μια απλoύ κυκλώματος γραμμή 400KV που συνδέει δυο μεγάλα συστήματα, δηλαδή το Ευρωπαϊκό με της Τουρκίας μέσω μιας «ασθενικής» σύνδεσης. Στις περιπτώσεις αυτές εκδηλώνονται χαμηλής συχνότητας (0,1~0,5 Hz) ταλαντώσεις ενέργειας σε συχνότητες χαμηλότερες από τις συχνότητες των τοπικών ταλαντώσεων. Οι ταλαντώσεις αυτές εμφανίζονται ανάμεσα σε μια ομάδα μηχανών ενός συστήματος και σε μηχανές ενός άλλου συστήματος, όταν τα δύο συστήματα συνδέονται με ασθενή διασυνδετική γραμμή. Ως αποτέλεσμα, ακόμη και αργά συστήματα διέγερσης μπορούν να επιδράσουν αρνητικά στη ροπή απόσβεσης. Λόγω του γεγονότος ότι εμπλέκονται πολλές μηχανές στις ταλαντώσεις διασύνδεσης, η απόσβεση των ταλαντώσεων επιτυγχάνεται με μια σειρά καλά ρυθμισμένων διατάξεων απόσβεσης. ~ 129 ~

130 II. Το HVDC Link Ελλάδος Ιταλίας, ενώ διαθέτει black start σύστημα εκκίνησης (diesel) προϋποθέτει να είναι ενεργοποιημένος τουλάχιστον ένας ζυγός 400KV του ΚΥΤ Αράχθου με μια τουλάχιστον από τις δυο ΓΜ 400KV που συνδέονται με το ΚΥΤ, σε λειτουργία (δηλαδή ενεργοποιημένη).πρόκειται για μια από τις απαιτήσεις λειτουργίας του AC/DC μετατροπέα. Στο Κεφάλαιο 7, παρουσιάζονται όλα τα βήματα των αποτελεσμάτων της μελέτης που οδήγησαν στον προσδιορισμό ενός βασικού κορμού ο οποίος παρουσιάζεται στο Σχήμα 6.1. Σχήμα 6.1: Διαμόρφωση βασικού κλάδου διαβίβασης τάσεως σε θερμικές μονάδες «Non Black- Start» του Συστήματος. Ο βασικός «κορμός» που παρουσιάζεται στο Σχήμα 6.1 σχηματίζεται με συγκεκριμένη σειρά ενεργειών που περιλαμβάνουν αντισταθμίσεις στο δίκτυο των 400kV, οι οποίες βασίζονται στα εξής: Μετακίνηση της θέσης των taps στους αυτομετασχηματιστές, Θέση σε λειτουργία αυτεπαγωγών οι οποίες είναι συνδεδεμένες στο κύκλωμα 30 kv των Αυτομετασχηματιστών 400 kv/ 150 kv/ 30 kv, Μεταβολή της διέγερσης των συγχρονισμένων μονάδων στο βασικό «κορμό» του δικτύου. ~ 130 ~

131 Με τη δημιουργία του βασικού «κορμού» που σχηματικά παρουσιάζεται στο Σχ.6.1 παρέχεται η δυνατότητα να χορηγηθεί τάση για εκκίνηση σε 19 μονάδες συνολικής ικανότητας παραγωγής της τάξεως των 6000MW σε χρόνο 20 t p.u. 6.3 Νησίδες Συστήματος Οι ηλεκτρικές νησίδες μπορούν να κατηγοριοποιηθούν σε δυο μεγάλες κατηγορίες με βάση τη δυνατότητα ή μη παραγωγής ενέργειας εντός των ορίων τους. Συγκεκριμένα, όταν ένα τμήμα του ολοκληρωμένου δικτύου λειτουργεί με δική του συχνότητα (ξεχωριστή από το κύριο σύστημα), η οποία ελέγχεται από μονάδα παραγωγής που βρίσκεται εντός των ορίων της νησίδος, τότε η συγκεκριμένη νησίδα ονομάζεται «ενεργητική νησίδα». Κάθε «ενεργός νησίδα» μπορεί να τροφοδοτηθεί με όλους τους τρόπους επαναφοράς (top down και bottom up). Στην περίπτωση που μια νησίδα έχει μόνο φορτίο (ζήτηση) και όχι παραγωγή, τότε αυτή θεωρείται «παθητική νησίδα». Κάθε «παθητική νησίδα» έχει τη συχνότητα του συστήματος (ζυγού) που την τροφοδοτεί. Κάθε παθητική νησίδα απαιτεί τη διαδικασία «top down» προκειμένου να τροφοδοτηθεί. Η ιδέα της αποκατάστασης των υποσυστημάτων ανεξάρτητα είναι να επιτρέπεται η πρόοδος στην ταυτόχρονη ανάπτυξη σε διαφορετικά μέρη του δικτύου με ελεγχόμενο τρόπο. Είναι επίσης επιθυμητό να ελαχιστοποιηθεί η πιθανότητα μιας δεύτερης συνολικής κατάρρευσης του συστήματος, διατηρώντας το δίκτυο χωρισμένο σε ανεξάρτητα υποσυστήματα. Ωστόσο, καθώς η αποκατάσταση αναπτύσσεται σε κάθε υποσύστημα, θα υπάρξει χρόνος όταν κρίνεται σκόπιμο να συγχρονιστούν αυτά τα υποσυστήματα μεταξύ τους. Αυτό θα πρέπει να γίνει μόνο όταν τα υποσυστήματα έχουν αναπτυχθεί σε ένα στάδιο όπου λειτουργούν με ευσταθή τρόπο και η πιθανότητα ενός υποσυστήματος να προκαλέσει «κατάρρευση» ενός δεύτερου υποσυστήματος να θεωρείται ελάχιστη. Ο διαχειριστής του συστήματος ελέγχου ενέργειας παρακολουθεί την πρόοδο αποκατάστασης κάθε υποσυστήματος και αποφασίζει πότε είναι σκόπιμος ο συγχρονισμός των υποσυστημάτων. Ο συγχρονισμός θα πρέπει να πραγματοποιείται μόνο όταν υπάρχει ελεγχόμενη εγκατάσταση συγχρονισμού (συγχρονοσκόπιο). Η χρήση ελεγχόμενων εγκαταστάσεων συγχρονισμού σε όλους τους διακόπτες θα πρέπει να διεξάγεται από προσωπικό με τα κατάλληλα προσόντα. Ακολούθως, παραθέτουμε στο Σχήμα 6.2 (Παράρτημα) την κατηγοριοποίηση του Ελληνικού Συστήματος σε «ηλεκτρικές νησίδες». Η εν λόγω κατηγοριοποίηση προέκυψε μετά από ανάλυση ροών φορτίου και μελέτη των περιοχών όσο αφορά την κατανομή του φορτίου (ζήτηση), έτσι όπως αυτή καταγράφεται στα ιστορικά στοιχεία του Διαχειριστή του Ελληνικού Συστήματος. ~ 131 ~

132 Σχήμα 6.2: Διαχωρισμός σε νησίδες του Ελληνικού Διασυνδεδεμένου Συστήματος. Στην ανάλυση που έγινε ελήφθη υπόψη η ύπαρξη ευέλικτων μονάδων (κυρίως υδροηλεκτρικών) εντός των ορίων της νησίδος ώστε να παρέχουν δυνατότητα ρύθμισης συχνότητας, καθώς και η συνολική ικανότητά τους για παραγωγή σε σχέση με το «εγκατεστημένο φορτίο», δηλαδή τη κατανάλωση της περιοχής, ώστε να μπορούν να τροφοδοτήσουν αυτή την κατανάλωση. Ένα άλλο σημαντικό στοιχείο για τον καθορισμό της εκάστοτε «ηλεκτρικής νησίδος» είναι οι δυνατότητες ρύθμισης της τάσεως αυτής. Τέλος, κατά την μελέτη σύστασης ή οριοθέτησης της εκάστοτε νησίδος, βασικό στοιχείο αποτελεί ο προσδιορισμός των σημείων συγχρονισμού αλλά και τα σημεία που ενδείκνυται να γίνεται ο παραλληλισμός των δικτύων. Τα «σημεία συγχρονισμού» είναι συγκεκριμένοι διακόπτες της νησίδος οι οποίοι μπορούν να παρέχουν δυνατότητα συγχρονισμού της νησίδος με άλλη νησίδα ή με το κύριο σύστημα. 6.4 Νησίδα Ηπείρου Η περιοχή Ηπείρου οριοθετείται, ως ηλεκτρική νησίδα, όπως παρουσιάζεται στο Παράρτημα. Η περιοχή αυτή διαθέτει τη διασύνδεση HVDC του Ελληνικού Συστήματος με το σύστημα της Ιταλίας, μέσω του AC/DC μετατροπέα που βρίσκεται στο ΚΥΤ Αράχθου. Εκτός από δίκτυο 150kV διαθέτει και δυο εναέριες ΓΜ 400 kv που συνδέουν το HVDC Link Ελλάδος Ιταλίας με το Ελληνικό δίκτυο μεταφοράς 400 kv μέσω των ΚΥΤ Τρικάλων και ΚΥΤ Αχελώου. ~ 132 ~

133 Η νησίδα της Ηπείρου διαθέτει δυο μεγάλους υδροηλεκτρικούς σταθμούς παραγωγής, τον ΥΗΣ Πουρναρίου (3μονάδες Χ 100 MW = 300MW) και τον ΥΗΣ Αώου (2μονάδες Χ 110 MW = 220MW). Στην ανάλυση που έγινε ακολουθήθηκε η διαδικασία δημιουργίας νησίδας μέσω των black-start μονάδων στους ΥΗΣ ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι και ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ. Σημειώνεται ότι το HVDC Link Ελλάδος Ιταλίας, διαθέτει μεν δυνατότητα black - start, απαιτείται όμως μεγάλη επαγωγική αντιστάθμιση και για αυτό το λόγο δεν χρησιμοποιείται. Νησίδα Ηπείρου σε κατάσταση black-out. Τα βήματα ηλέκτρισης της αυτόνομης νησίδας της Ηπείρου (47 συνολικά) με διαδικασία «bottom up» που προτείνονται στην εργασία αυτή παρουσιάζονται παρακάτω: ~ 133 ~

134 ΒΗΜΑ ΕΝΕΡΓΕΙΕΣ ΣΥΝΘΗΚΕΣ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΑ/ΠΑΡΑΤΗΡΗΣΕΙΣ 1 Εκκίνηση λειτουργίας ΜΟΝ. ΝΟ.1 ΥΗΣ ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ Ι Ζυγός I 150KV V SCH: 0,97 φ=0 ο Ζυγός ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι sluck bus. Black-start μονάδα. ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι: 152,8KV 2 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ Ζυγός Ι & ΙI 150KV Ενεργοποίηση ΚΥΤ Αράχθου. ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι: 152,9KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 152,9KV 3 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ Υ/Σ ΚΑΝΑΛΑΚΙ Ζυγός Ι 150KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι: 153,5KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 153,6KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 153,8KV 4 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ Υ/Σ ΠΡΕΒΕΖΑΣ Ζυγός Ι 150KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι: 154,1KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 154,2KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 154,4KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 154,4KV ~ 134 ~

135 5 Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ Δ1 ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ χωρίς πυκνωτές Ρ=30,68MW Q=0,91MVar Ρύθμιση συχνότητας της νησίδας. ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι: 152,7KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 152,7KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 152,9KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 152,8KV 6 Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ Δ2 ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ χωρίς πυκνωτές Ρ=29,64W Q=-0,15MVar Ρύθμιση συχνότητας της νησίδας. ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι: 151,3KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 151,1KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 151,3KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 151,3KV Εκκίνηση λειτουργίας ΜΟΝ. ΝΟ.2 ΥΗΣ ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ Ι ΜΟΝ. ΝΟ.3 ΥΗΣ ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ Ι ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΦΟΡΤΙΟ: P = 61 MW Βελτίωση ευστάθειας νησίδας με την αύξηση της δυνατότητας ρύθμισης. 7 V SCH: 0,97 ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 152,5KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2&3): 152,4KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 152,3KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 152,5KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 152,5KV 8 Αύξηση παραγωγής ΜΟΝ. ΝΟ.1 ΥΗΣ ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ Ι σε Ρ = 20MW Διατήρηση ισοζυγίου νησίδας. ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 152,4KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 152,5KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 152,4KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 152,4KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 152,6KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 152,5KV Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 1 Y/Σ ΠΡΕΒΕΖΑΣ Ρύθμιση συχνότητας και τάσης της νησίδας. 9 Ρ=10,8MW Q=2,6MVar ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 152,1KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 152,2KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 152,1KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 152,0KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 152,2KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 151,5KV Αύξηση φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 2 Y/Σ ΠΡΕΒΕΖΑΣ Ρύθμιση συχνότητας και τάσης της νησίδας. 10 Ρ=10,8MW Q=2,1MVar ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 151,9KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 151,8KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 151,8KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 151,7KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 151,9KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 150,5KV ~ 135 ~

136 Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 1 Υ/Σ ΚΑΝΑΛΑΚΙ Έλεγχος συχνότητας και τάσης της νησίδας μέσω των μονάδων του ΥΗΣ ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ Ι. 11 Ρ=5,0MW Q=0,6MVar ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 151,8KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 151,9KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 151,7KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 151,6KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 151,6KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 150,4KV Αύξηση φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ2 Υ/Σ ΚΑΝΑΛΑΚΙ Έλεγχος συχνότητας και τάσης της νησίδας μέσω των μονάδων του ΥΗΣ ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ Ι. 12 Ρ=17,7MW Q=0,4MVar ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 151,6KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 151,6KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 151,5KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 151,4KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 150,6KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 150,1KV ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΦΟΡΤΙΟ P = 106 MW ~ 136 ~

137 13 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΚΑΝΑΛΑΚΙ Υ/Σ ΜΟΥΡΤΟΣ Ζυγός Ι 150KV Ηλέκτριση ζυγού Ι Υ/Σ ΜΟΥΡΤΟΥ ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 151,7KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 151,8KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 151,6KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 151,5KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 151,0KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 150,3KV ΜΟΥΡΤΟΣ (Ζυγός Ι από Καναλάκι): 151,1KV 14 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΠΡΕΒΕΖΑΣ Υ/Σ ΜΟΥΡΤΟΣ Ζυγός ΙΙ 150KV Ηλέκτριση ζυγού ΙΙ Υ/Σ ΜΟΥΡΤΟΥ Ρύθμιση άεργου ισχύος μέσω μονάδων του ΥΗΣ ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ Ι. ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 152,0KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 152,1KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 151,9KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 151,9KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 151,4KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 151,2KV ΜΟΥΡΤΟΣ (Ζυγός Ι από Καναλάκι): 151,4KV ΜΟΥΡΤΟΣ (Ζυγός ΙΙ από Πρέβεζα): 151,6KV 15 Έλεγχος συνθηκών παραλληλισμού στον διακόπτη σύζευξης ζυγών (coupler) 150KV του Υ/Σ ΜΟΥΡΤΟΥ ΔV 10KV ΔΘ 25 ΜΟΥΡΤΟΣ (Ζυγός Ι ηλεκτρισμένος από Καναλάκι): 151,4KV, -5,5 ο ΜΟΥΡΤΟΣ (Ζυγός ΙΙ ηλεκτρισμένος από Πρέβεζα): 151,6KV, -5,3 ο 16 Παραλληλισμός στον coupler 150KV του Υ/Σ ΜΟΥΡΤΟΥ ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 152,0KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 152,1KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 151,9KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 151,9KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 151,4KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 151,1KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 151,5KV ~ 137 ~

138 Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 1 Υ/Σ ΜΟΥΡΤΟΥ Έλεγχος συχνότητας και τάσης της νησίδας μέσω των μονάδων του ΥΗΣ ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ Ι. 17 Ρ=3,4MW Q=-0,16 MVar ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 152,0KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 152,0KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 151,9KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 151,8KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 151,3KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 151,1KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 151,4KV Αύξηση φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 2 Υ/Σ ΜΟΥΡΤΟΥ Έλεγχος συχνότητας και τάσης της νησίδας μέσω των μονάδων του ΥΗΣ ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ Ι. 18 Ρ=12,98MW Q=4,27MVar ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 151,4KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 151,5KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 151,3KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 151,2KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 149,9KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 150,0KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 149,6KV ~ 138 ~

139 19 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ ΥΗΣ ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ Ζυγός ΙΙ 150KV (ΥΗΣ Π. Αώου) Διαδικασία για κλείσιμο βρόγχου μέσω του ΥΗΣ ΠΗΓΩΝ ΑΩΟΥ. ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 151,8KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 151,8KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 151,6KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 151,5KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 150,3KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 150,3KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 149,9KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ: 152,1KV 20 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΜΟΥΡΤΟΣ Υ/Σ ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ Ζυγός Ι 150KV Διαδικασία για κλείσιμο βρόγχου μέσω του ΥΗΣ ΠΗΓΩΝ ΑΩΟΥ. ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 151,8KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 151,8KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 151,7KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 151,6KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 150,4KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 150,4KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 150,1KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 150,1KV 21 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ Υ/Σ ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι Ζυγός Ι 150KV Διαδικασία για κλείσιμο βρόγχου μέσω του ΥΗΣ ΠΗΓΩΝ ΑΩΟΥ. ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 152,1KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 152,1KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 151,9KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 151,9KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 150,9KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 150,8KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 150,8KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 150,9KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι: 151,2KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ: 152,4KV 22 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι Υ/Σ ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ Ζυγός Ι 150KV ~ 139 ~ Διαδικασία για κλείσιμο βρόγχου μέσω του ΥΗΣ ΠΗΓΩΝ ΑΩΟΥ. ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 152,1KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 152,1KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 150,0KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 151,9KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 151,0KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 150,9KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 150,9KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 151,1KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ: 152,4KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι: 151,5KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ: 151,5KV

140 23 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ ΥΗΣ ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ Ζυγός Ι 150KV Διαδικασία για κλείσιμο βρόγχου μέσω του ΥΗΣ ΠΗΓΩΝ ΑΩΟΥ. ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 152,3KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 152,3KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 152,2KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 152,1KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 151,4KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 151,2KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 151,4KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 151,6KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ (από πλευρά Κ.ΑΡΑΧΘΟΥ): 152,6KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ (από πλευρά ΙΩΑΝΝΙΝΩΝ): 152,7KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι: 152,5KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ: 152,6KV 24 Έλεγχος συνθηκών παραλληλισμού στον διακόπτη σύζευξης ζυγών (coupler) 150KV του ΥΗΣ ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ ΔV 10KV ΔΘ 25 ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ (από πλευρά Κ.ΑΡΑΧΘΟΥ): 152,6KV, -5,7 ο ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ (από πλευρά ΙΩΑΝΝΙΝΩΝ): 152,7KV, -7,7 ο 25 Παραλληλισμός στον coupler 150KV του ΥΗΣ ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 152,3KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 152,3KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 152,2KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 152,1KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 151,4KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 151,2KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 151,4KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 151,6KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ: 152,6KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ: 152,7KV ~ 140 ~

141 26 27 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι ΥΗΣ ΛΟΥΡΟΣ (Ρ20 του ΥΗΣ ΛΟΥΡΟΥ) Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ ΥΗΣ ΛΟΥΡΟΣ Ζυγός I 150KV ~ 141 ~ ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 152,5KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 152,5KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 152,4KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 152,4KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 151,8KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 151,6KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 151,9KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 152,1KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ: 153,3KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι: 153,4KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ: 153,4KV ΛΟΥΡΟΣ: 153,7KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 152,6KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 152,6KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 152,5KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 152,4KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 151,9KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 151,6KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 151,9KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 152,2KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ: 153,4KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι: 153,5KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ: 153,5KV ΛΟΥΡΟΣ (από ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ): 152,4KV ΛΟΥΡΟΣ (από Υ/Σ ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι):153,7KV

142 28 29 Έλεγχος συνθηκών παραλληλισμού στον Ρ20 του ΥΗΣ ΛΟΥΡΟΥ Παραλληλισμός στον P20 του ΥΗΣ ΛΟΥΡΟΥ ΛΟΥΡΟΣ (από ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ): 154,6KV, -5,7 ο ΛΟΥΡΟΣ (από Υ/Σ ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι): 155,7KV, -6,8 ο ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 152,6KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 152,6KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 152,5KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 152,4KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 151,7KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 151,5KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 151,6KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 151,8KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ: 153,0KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι: 152,8KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ: 152,9KV ΛΟΥΡΟΣ: 152,6KV ~ 142 ~

143 30 Αύξηση παραγωγής ΜΟΝ. ΝΟ.1 ΠΗΓΩΝ ΑΩΟΥ σε Ρ = 25MW. Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 1 Υ/Σ ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι χωρίς πυκνωτές. Ρ=33,7MW Q=8,61MVar Διατήρηση ισοζυγίου νησίδας. ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 151,7KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 150,6KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 150,6KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 150,4KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 150,4KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ: 152,4KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι: 150,5KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ: 151,0KV 31 Αύξηση παραγωγής ΜΟΝ. ΝΟ.3 ΥΗΣ ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ Ι σε Ρ = 50MW. Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 2 Υ/Σ ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι χωρίς πυκνωτές. Ρ=27,72MW Q=7,18 MVar Διατήρηση ισοζυγίου νησίδας. ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 151,3KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 151,4KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 151,4KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 151,1KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 149,6KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 149,8KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 149,2KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 149,1KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ: 151,3KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι: 148,3KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ: 149,0KV ΛΟΥΡΟΣ: 150,6KV ΛΟΥΡΟΣ: 152,6KV 32 Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 1 Υ/Σ ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ με πυκνωτές Ρ=18,69MW Q=3,28MVar ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΦΟΡΤΙΟ P = 187 MW Ένταξη πυκνωτών για ρύθμιση άεργου ισχύος. ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 151,0KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 151,0KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 151,0KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 150,7KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 149,1KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 149,3KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 148,6KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 148,4KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ: 150,6KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι: 147,1KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ: 147,7KV ΛΟΥΡΟΣ: 150,0KV 33 Αύξηση φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ2 Υ/Σ ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ χωρίς πυκνωτές Χωρίς πυκνωτές η τάση στον Υ/Σ ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ διαμορφώνεται στα επίπεδα ~ KV (όρια κώδικα). ~ 143 ~

144 34 Ένταξη πυκνωτών στον Υ/Σ ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ για ρύθμιση τάσεως. Αύξηση παραγωγής ΜΟΝ. ΝΟ.2 ΠΗΓΩΝ ΑΩΟΥ σε Ρ = 25MW. Βελτίωση τάσεων περιοχής Υ/Σ ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ ΥΗΣ ΠΗΓΩΝ ΑΩΟΥ. ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 150,4KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 150,4KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 150,4KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 150,1KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 148,3KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 148,5KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 147,7KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 147,5KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ: 149,1KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι: 145,8KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ: 146,3KV ΛΟΥΡΟΣ: 149,3KV Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑΣ Υ/Σ ΑΓ.ΒΑΣΙΛΕΙΟΥ Ζυγός I 150KV ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΦΟΡΤΙΟ P = 238 MW Διαδικασία τροφοδότησης νήσου Κέρκυρας. Πριν την ηλέκτριση εντάσσονται οι 2 αυτεπαγωγές στον Υ/Σ ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑΣ λόγω του υποθαλάσσιου καλωδίου (παρουσιάζει μεγάλη χωρητική αντίδραση). 35 ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 151,6KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 151,6KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 151,6KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 151,3KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 150,7KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 150,5KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 150,8KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 149,1KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ: 149,9KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι: 147,7KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ: 148,0KV ΛΟΥΡΟΣ: 151,1KV ΑΓ. ΒΑΣΙΛΕΙΟΣ: 153,8KV ~ 144 ~

145 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΜΟΥΡΤΟΥ Υ/Σ ΜΕΣΣΟΓΓΗΣ Ζυγός I 150KV Πριν την ηλέκτριση εντάσσονται οι 2 αυτεπαγωγές στον Υ/Σ ΜΟΥΡΤΟΥ λόγω του υποθαλάσσιου καλωδίου (παρουσιάζει μεγάλη χωρητική αντίδραση). 36 ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 151,8KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 151,8KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 151,8KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 151,6KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 151,3KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 150,9KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 151,5KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 151,8KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι: 148,1KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ: 148,3KV ΛΟΥΡΟΣ: 150,9KV ΑΓ. ΒΑΣΙΛΕΙΟΣ: 154,5KV ΜΕΣΣΟΓΓΗ: 153,1KV ~ 145 ~

146 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΜΕΣΣΟΓΓΗΣ Υ/Σ ΚΕΡΚΥΡΑΣ ΙΙ Ζυγός I 150KV Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΚΕΡΚΥΡΑΣ ΙΙ Υ/Σ ΑΓ. ΒΑΣΙΛΕΙΟΣ Ρ10 Υ/Σ ΑΓ.ΒΑΣΙΛΕΙΟΥ Έλεγχος συνθηκών παραλληλισμού στον Ρ10 του Υ/Σ ΑΓ. ΒΑΣΙΛΕΙΟΥ ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 151,9KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 151,9KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 151,9KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 151,6KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 151,4KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 151,0KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 151,7KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 151,9KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ: 150,1KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι: 148,2KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ: 148,4KV ΛΟΥΡΟΣ: 151,0KV ΑΓ. ΒΑΣΙΛΕΙΟΣ: 154,6KV ΜΕΣΣΟΓΓΗ: 153,4KV ΚΕΡΚΥΡΑ ΙΙ: 153,4KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 151,9KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 151,9KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 151,9KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 151,7KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 151,5KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 151,1KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 151,8KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 152,0KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι: 148,2KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ: 148,4KV ΛΟΥΡΟΣ: 151,0KV ΑΓ. ΒΑΣΙΛΕΙΟΣ (από πλευρά ΚΕΡΚΥΡΑΣ ΙΙ): 153,6KV ΑΓ. ΒΑΣΙΛΕΙΟΣ (από πλευρά ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑΣ): 154,7KV ΜΕΣΣΟΓΓΗ: 153,5KV ΚΕΡΚΥΡΑ ΙΙ: 153,6KV ΑΓ. ΒΑΣΙΛΕΙΟΣ (από πλευρά ΚΕΡΚΥΡΑΣ ΙΙ): 153,6KV, -9,7 ο ΑΓ. ΒΑΣΙΛΕΙΟΣ (από πλευρά ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑΣ): 154,7KV, -10,1 ο ~ 146 ~

147 40 Παραλληλισμός στον Ρ10 του Υ/Σ ΑΓ. ΒΑΣΙΛΕΙΟΥ ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 151,9KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 151,9KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 151,9KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 151,7KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 151,5KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 151,1KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 151,8KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 152,0KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ: 150,1KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι: 148,2KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ: 148,4KV ΛΟΥΡΟΣ: 151,0KV ΑΓ. ΒΑΣΙΛΕΙΟΣ: 154,3KV ΜΕΣΣΟΓΓΗ: 153,9KV ΚΕΡΚΥΡΑ ΙΙ: 154,2KV ~ 147 ~

148 41 Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 1 Υ/Σ ΑΓ.ΒΑΣΙΛΕΙΟΥ Αύξηση παραγωγής ΥΗΣ ΠΗΓΩΝ ΑΩΟΥ από ΡΜΟΝ.1: 25MW σε 50MW και από ΡΜΟΝ.2: 25MW σε 50MW Ρ=21,67MW Q=12,71MVar ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 150,9KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 150,8KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 150,8KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 150,5KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 149,1KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 149,2KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 148,8KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 148,7KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ: 149,4KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι: 146,5KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ: 146,9KV ΛΟΥΡΟΣ: 149,8KV ΑΓ. ΒΑΣΙΛΕΙΟΣ: 149,6KV ΜΕΣΣΟΓΓΗ: 149,9KV ΚΕΡΚΥΡΑ ΙΙ: 149,7KV Αύξηση παραγωγής για ολοκλήρωση τροφοδότησης καταναλωτών Αύξηση φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 2 Υ/Σ ΑΓ.ΒΑΣΙΛΕΙΟΥ Ρ=21,66MW Q=9,03MVar ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 150,8KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 150,8KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 150,8KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 150,5KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 149,2KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 149,2KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 148,8KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 148,8KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ: 149,7KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι: 146,8KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ: 147,2KV ΛΟΥΡΟΣ: 149,9KV ΑΓ. ΒΑΣΙΛΕΙΟΣ: 149,5KV ΜΕΣΣΟΓΓΗ: 149,9KV ΚΕΡΚΥΡΑ ΙΙ: 150,0KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 150,7KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 150,7KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 150,7KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 150,3KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 148,7KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 148,9KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 148,2KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 148,1KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ: 149,6KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι: 146,5KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ: 147,0KV ΛΟΥΡΟΣ: 149,6KV ΑΓ. ΒΑΣΙΛΕΙΟΣ: 148,7KV ΜΕΣΣΟΓΓΗ: 149,1KV ΚΕΡΚΥΡΑ ΙΙ: 148,9KV ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΦΟΡΤΙΟ P = 283 MW ~ 148 ~

149 Αύξηση φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 1 Υ/Σ ΚΕΡΚΥΡΑΣ ΙΙ Αύξηση φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 2 Υ/Σ ΚΕΡΚΥΡΑΣ ΙΙ με πυκνωτές Αύξηση παραγωγής ΥΗΣ ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ Ι Από ΡΜΟΝ.2: 50MW σε 70MW και Από ΡΜΟΝ.3: 50MW σε 70MW Αύξηση φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 1 Υ/Σ ΜΕΣΟΓΓΗΣ με πυκνωτές ~ 149 ~ Ρ=12,11MW Q=0,74MVar Ρ=21,66MW Q=9,03MVar Ρ=12,10MW Q=2,16MVar ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 150,3KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 150,3KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 150,3KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 150,0KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 147,9KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 148,2KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 147,2KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 147,1KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ: 149,3KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι: 145,9KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ: 146,5KV ΛΟΥΡΟΣ: 149,2KV ΑΓ. ΒΑΣΙΛΕΙΟΣ: 147,2KV ΜΕΣΣΟΓΓΗ: 147,7KV ΚΕΡΚΥΡΑ ΙΙ: 147,3KV Διαδικασία τροφοδότησης καταναλωτών με ταυτόχρονη ρύθμιση τάσεως. ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 150,8KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 150,8KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 150,8KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 150,5KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 148,8KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 149,0KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 148,4KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 148,3KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ: 149,6KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι: 146,6KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ: 147,1KV ΛΟΥΡΟΣ: 149,8KV ΑΓ. ΒΑΣΙΛΕΙΟΣ: 148,9KV ΜΕΣΣΟΓΓΗ: 149,3KV ΚΕΡΚΥΡΑ ΙΙ: 149,2KV Διαδικασία τροφοδότησης καταναλωτών με ταυτόχρονη ρύθμιση τάσεως. ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 151,0KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 151,0KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 151,0KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 150,7KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 149,1KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 149,3KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 148,8KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 148,7KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ: 149,8KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι: 147,0KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ: 147,4KV ΛΟΥΡΟΣ: 150,0KV ΑΓ. ΒΑΣΙΛΕΙΟΣ: 149,2KV ΜΕΣΣΟΓΓΗ: 149,9KV ΚΕΡΚΥΡΑ ΙΙ: 149,6KV

150 47 Αύξηση φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 2 Υ/Σ ΜΕΣΟΓΓΗΣ Ρ=12,10MW Q=2,16MVar ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.1): 150,5KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.2): 150,6KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι (ΜΟΝ.3): 150,6KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 150,2KV ΚΑΝΑΛΑΚΙ: 148,0KV ΠΡΕΒΕΖΑ: 148,4KV ΜΟΥΡΤΟΣ: 147,4KV ΗΓΟΥΜΕΝΙΤΣΑ: 147,3KV ΠΗΓΕΣ ΑΩΟΥ: 149,5KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ Ι: 146,2KV ΙΩΑΝΝΙΝΑ ΙΙ: 146,7KV ΛΟΥΡΟΣ: 149,5KV ΑΓ. ΒΑΣΙΛΕΙΟΣ: 147,4KV ΜΕΣΣΟΓΓΗ: 147,9KV ΚΕΡΚΥΡΑ ΙΙ: 147,7KV ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΦΟΡΤΙΟ P = 335 MW ΟΛΟΚΛΗΡΩΣΗ ΤΡΟΦΟΔΟΤΗΣΗΣ ΝΗΣΙΔΑΣ ~ 150 ~

151 6.5 Νησίδα Πελοποννήσου Η περιοχή Πελοποννήσου οριοθετείται, ως ηλεκτρική νησίδα, όπως παρουσιάζεται στο Παράρτημα. Η νησίδα της Πελοποννήσου διαθέτει τρείς μεγάλους θερμοηλεκτρικούς σταθμούς παραγωγής, τον ΑΗΣ Μεγαλόπολης Α και Β με τις λιγνιτικές μονάδες Νο.3 και Νο.4 (300 MW/μονάδα ) και το νέο ΘΗΣ Μεγαλόπολη V (811MW), με καύσιμο Φυσικό Αέριο, o οποίος διαθέτει και δυνατότητα Black Start. Επίσης, στην περιοχή Πελοποννήσου, λειτουργεί και ο ΥΗΣ Λάδωνα (2Χ 30MW = 60MW), ο οποίος διαθέτει δυνατότητα Black Start. Συγκεκριμένα, κατά τη μελέτη του restoration plan για την περιοχή Πελοποννήσου, έγινε η θεώρηση ότι η μονάδα φυσικού αερίου Korinthos Power (420MW), καθώς και δυο μονάδες (επί συνόλου τεσσάρων) του ΥΗΣ Καστρακίου (2Χ80=160MW), θα συμβάλουν για την επαναφορά της περιοχής Πελοποννήσου. Στην περίπτωση που ολοκληρωθεί το έργο σύνδεσης του ΘΗΣ Μεγαλόπολης V με το σύστημα των 400kV, τότε θα παρέχεται η δυνατότητα, κάνοντας χρήση της black-start διαδικασίας που παρέχει η μονάδα ΘΗΣ Μεγαλόπολης V, να χορηγηθεί σε μικρό χρονικό διάστημα τάση για εκκίνηση σε τρείς μονάδες φυσικού αερίου της περιοχής Βοιωτίας (Ήρων ΙΙ, Θίσβη και Αγ. Νικόλαος), αλλά και στις μονάδες της Αττικής Ευβοίας (Λαύριο IV, Λαύριο V και Αλιβέρι V). Νησίδα Πελοποννήσου σε κατάσταση black-out. Παρακάτω παρουσιάζονται τα προτεινόμενα βήματα (43 συνολικά) για την «bottom up» ηλέκτριση της νησίδας Πελοποννήσου. Η ηλέκτριση αυτή χρησιμοποιείται και στη διαδικασία ηλέκτρισης του κορμού του συστήματος, βοηθητικά, παράλληλα με τις βόρειες διασυνδέσεις, όπως θα αναλυθεί στη παράγραφο 6.9. ~ 151 ~

152 ΒΗΜΑ ΕΝΕΡΓΕΙΕΣ ΣΥΝΘΗΚΕΣ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΑ/ΠΑΡΑΤΗΡΗΣΕΙΣ 1 Εκκίνηση ΜΟΝ. ΝΟ.1 ΥΗΣ ΛΑΔΩΝΑ Ζυγός I 150KV V SCH : 0,95 Έλεγχος TAP: 0,98 Ζυγός ΛΑΔΩΝΑΣ sluck bus. Black-start μονάδα. ΛΑΔΩΝΑΣ: 153,2KV 2 Εκκίνηση ΜΟΝ. ΝΟ.2 ΥΗΣ ΛΑΔΩΝΑ Ζυγός I 150KV V SCH: 0,95 ΛΑΔΩΝΑΣ: 153,2KV Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΛΑΔΩΝΑΣ ΗΡΑΙΑ Ζυγός I 150KV Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΗΡΑΙΑ ΜΕΓΑΛΟΠΟΛΗ Α Ζυγός I 150KV Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΜΕΓΑΛΟΠΟΛΗ Α - - ΚΥΤ ΜΕΓΑΛΟΠΟΛΗΣ Ζυγός I 150KV Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛΟΠΟΛΗΣ - ΜΕΓΑΛΟΠΟΛΗ Β Ζυγός I 150KV Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΜΕΓΑΛΟΠΟΛΗ Α ΔΟΡΙΖΑ Ι Ζυγός I 150KV Προσπαθούμε να «χτίσουμε» σύντομο μονοπάτι ηλέκτρισης μέχρι τον ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ. ΛΑΔΩΝΑΣ: 153,6KV ΗΡΑΙΑ: 153,6KV ΛΑΔΩΝΑΣ: 154,4KV ΗΡΑΙΑ: 154,5KV ΜΕΓΑΛ.Α: 154,6KV ΛΑΔΩΝΑΣ: 154,5KV ΗΡΑΙΑ: 154,7KV ΜΕΓΑΛ.Α: 154,8KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ.: 154,8KV ΛΑΔΩΝΑΣ: 154,6KV ΗΡΑΙΑ: 154,7KV ΜΕΓΑΛ.Α: 154,9KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ.: 154,9KV ΜΕΓΑΛ.Β: 154,9KV ΛΑΔΩΝΑΣ: 155,2KV ΗΡΑΙΑ: 155,4KV ΜΕΓΑΛ.Α: 155,6KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ.: 155,6KV ΜΕΓΑΛ.Β: 155,6KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 155,7KV ~ 152 ~

153 Υποδιέγερση ΜΟΝ. ΝΟ.1 και ΝΟ. 2 ΥΗΣ ΛΑΔΩΝΑ VSCH: 0,950,92 QΛΑΔ.Ι= QΛΑΔ.ΙΙ=4,6MVar Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΔΟΡΙΖΑ Ι Υ/Σ ΚΟΡΙΝΘΟΥ Ζυγός I 150KV Ρύθμιση άεργου ισχύος μέσω ΜΟΝ. ΝΟ.1 και ΝΟ.2 ΥΗΣ ΛΑΔΩΝΑ ώστε: QΛΑΔ.Ι= QΛΑΔ.ΙΙ=10,5MVar Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΚΟΡΙΝΘΟΥ ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ Ζυγός I 150KV Τροφοδότηση βοηθητικών του ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ προκειμένου να εκκινήσει η μονάδα P=6 MW Q=-5MVar Ρύθμιση άεργου ισχύος μέσω ΜΟΝ. ΝΟ.1 και ΝΟ. 2 ΥΗΣ ΛΑΔΩΝΑ ώστε: QΛΑΔ.Ι= QΛΑΔ.ΙΙ=16,6MVar Αν η ηλέκτριση προς Κόρινθο συνεχιζόταν, η τάση θα ανέβαινε πολύ, πέρα από τα όρια του κώδικα. Για το λόγο αυτό, υποδιεγείρουμε τις μονάδες Ν0.1 και ΝΟ.2 του ΛΑΔΩΝΑ, ελαττώνοντας τη τάση σε αποδεκτά επίπεδα. ΛΑΔΩΝΑΣ: 150,3KV ΗΡΑΙΑ: 150,4KV ΜΕΓΑΛ.Α : 150,7KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 150,7KV ΜΕΓΑΛ.Β: 150,7KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 150,8KV ΛΑΔΩΝΑΣ: 152,6KV ΗΡΑΙΑ: 153,0KV ΜΕΓΑΛ.Α : 153,9KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 153,9KV ΜΕΓΑΛ.Β: 153,9KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 154,2KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 154,8KV ΛΑΔΩΝΑΣ: 153,0KV ΗΡΑΙΑ: 153,6KV ΜΕΓΑΛ.Α : 154,5KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 154,5KV ΜΕΓΑΛ.Β: 154,5KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 154,9KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 155,7KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 155,7KV ΛΑΔΩΝΑΣ: 154,9KV ΗΡΑΙΑ: 155,5KV ΜΕΓΑΛ.Α : 156,6KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 156,6KV ΜΕΓΑΛ.Β: 156,6KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 156,1KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 158,7KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 158,9KV ~ 153 ~

154 12 13 Υποδιέγερση ΜΟΝ. ΝΟ.1 και ΝΟ.2 ΥΗΣ ΛΑΔΩΝΑ VSCH: 0,920,90 QΛΑΔ.Ι= QΛΑΔ.ΙΙ=16,1MVar Έναυση ΜΟΝ. ΝΟ.1 ΘΗΣ ΑΓ. ΘΕΟΔΩΡΩΝ Υποδιεγείρουμε τις μονάδες Ν0.1 και ΝΟ.2 του ΛΑΔΩΝΑ, ελαττώνοντας τη τάση σε αποδεκτά επίπεδα. ΛΑΔΩΝΑΣ: 151,6KV ΗΡΑΙΑ: 152,2KV ΜΕΓΑΛ.Α : 153,3KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 153,3KV ΜΕΓΑΛ.Β: 153,3KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 153,9KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 155,4KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 155,5KV Χρήση ως sluck bus του ΘΗΣ ΑΓ. ΘΕΟΔΩΡΩΝ λόγω της μεγαλύτερης ονομαστικής ισχύος ( 400MW/ ±100MVar ). ΛΑΔΩΝΑΣ: 150,1KV ΗΡΑΙΑ: 150,5KV ΜΕΓΑΛ.Α : 151,3KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 151,3KV ΜΕΓΑΛ.Β: 151,3KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 151,6KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 152,4KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 152,4KV ~ 154 ~

155 14 Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω Μ/Σ Δ1 Υ/Σ ΚΟΡΙΝΘΟΥ ΛΑΔΩΝΑΣ: 149,5KV ΗΡΑΙΑ: 149,9KV ΜΕΓΑΛ.Α : 150,6KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 150,6KV ΜΕΓΑΛ.Β: 150,6KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 150,9KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 151,4KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 151,8KV 15 Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω Μ/Σ Δ2 Υ/Σ ΚΟΡΙΝΘΟΥ ΛΑΔΩΝΑΣ: 147,6KV ΗΡΑΙΑ: 147,8KV ΜΕΓΑΛ.Α : 148,0KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 148,0KV ΜΕΓΑΛ.Β: 148,0KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 148,0KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 147,5KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 149,4KV 16 Ρύθμιση ΜΟΝ. ΝΟ.1 και ΝΟ.2 ΛΑΔΩΝΑ ώστε: VSCH: 0,900,95 P ΑΓ.ΘΕΟΔ. = 50,46ΜW Q ΑΓ.ΘΕΟΔ.=+32,7 ΜVar ΛΑΔΩΝΑΣ: 152,1KV ΗΡΑΙΑ: 151,9KV ΜΕΓΑΛ.Α : 151,2KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 151,2KV ΜΕΓΑΛ.Β: 151,2KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 150,8KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 148,5KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 150,0KV ~ 155 ~

156 17 Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω Μ/Σ Δ3 Υ/Σ ΚΟΡΙΝΘΟΥ P ΑΓ.ΘΕΟΔ. = 69,49ΜW Q ΑΓ.ΘΕΟΔ.=+63,68ΜV ar ΛΑΔΩΝΑΣ: 150,6KV ΗΡΑΙΑ: 150,2KV ΜΕΓΑΛ.Α : 149,1KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 149,1KV ΜΕΓΑΛ.Β: 149,1KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 148,5KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 145,4KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 148,1KV 18 Ένταξη 3 Πυκνωτών 20 KV Υ/Σ ΚΟΡΙΝΘΟΥ P ΑΓ.ΘΕΟΔ. = 68,9ΜW Q ΑΓ.ΘΕΟΔ. =+19,6 ΜVar ΛΑΔΩΝΑΣ: 152,7KV ΗΡΑΙΑ: 152,5KV ΜΕΓΑΛ.Α : 152,0KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 152,0KV ΜΕΓΑΛ.Β: 152,0KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 151,7KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 149,6KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 150,9KV 19 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΚΟΡΙΝΘΟΥ Ρ140 - Υ/Σ ΑΡΓΟΥΣ ΙΙ Ρ30 (Γ.Μ. Β) Ζυγός I 150KV ΛΑΔΩΝΑΣ: 152,8KV ΗΡΑΙΑ: 152,6KV ΜΕΓΑΛ.Α : 152,1KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 152,1KV ΜΕΓΑΛ.Β: 152,1KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 151,8KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 149,8KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 151,0KV ΑΡΓΟΣ ΙΙ: 149,9KV 20 Δοκιμαστική ηλέκτριση Μ/Σ Δ1 ΑΡΓΟΥΣ ΙΙ Δεν μπορεί να γίνει η ηλέκτριση, γιατί τα μεγάλα επαγωγικά φορτία δημιουργούν χαμηλή τάση VΑΡΓ.ΙΙ = 142KV. 21 Ρύθμιση άεργου ισχύος μέσω ΜΟΝ. ΘΗΣ ΑΓ. ΘΕΟΔΩΡΩΝ με αλλαγή VSCH: 0,920,95 ΛΑΔΩΝΑΣ: 155,1KV ΗΡΑΙΑ: 155,2KV ΜΕΓΑΛ.Α : 155,3KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 155,3KV ΜΕΓΑΛ.Β: 155,3KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 155,3KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 154,4KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 155,8KV ΑΡΓΟΣ ΙΙ: 154,6KV ~ 156 ~

157 22 Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω Μ/Σ Δ1 Υ/Σ ΑΡΓΟΥΣ ΙΙ με πυκνωτές 20KV P ΑΓ.ΘΕΟΔ. = 87,65ΜW Q ΑΓ.ΘΕΟΔ. =+55,1 ΜVar ΛΑΔΩΝΑΣ: 153,6KV ΗΡΑΙΑ: 153,5KV ΜΕΓΑΛ.Α : 153,2KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 153,2KV ΜΕΓΑΛ.Β: 153,2KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 153,0KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 151,3KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 153,8KV ΑΡΓΟΣ ΙΙ: 147,7KV 23 Ρύθμιση άεργου ισχύος μέσω ΜΟΝ. ΘΗΣ ΑΓ. ΘΕΟΔΩΡΩΝ με αλλαγή VSCH: 0,950,97 ΛΑΔΩΝΑΣ: 155,3KV ΗΡΑΙΑ: 155,4KV ΜΕΓΑΛ.Α : 155,5KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 155,5KV ΜΕΓΑΛ.Β: 155,5KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 155,5KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 154,7KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 157,1KV ΑΡΓΟΣ ΙΙ: 151,3KV 24 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΑΡΓΟΥΣ ΙΙ - Υ/Σ ΑΡΓΟΥΣ Ι Ζυγός I 150KV ΛΑΔΩΝΑΣ: 155,3KV ΗΡΑΙΑ: 155,5KV ΜΕΓΑΛ.Α : 155,6KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 155,6KV ΜΕΓΑΛ.Β: 155,6KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 155,6KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 154,8KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 157,2KV ΑΡΓΟΣ ΙΙ: 151,5KV ΑΡΓΟΣ Ι: 151,5KV 25 Δοκιμαστική ηλέκτριση Μ/Σ Δ1 ΑΡΓΟΥΣ Ι χωρίς πυκνωτές 20KV Δεν μπορεί να γίνει η ηλέκτριση, γιατί η τάση πέφτει πολύ χαμηλά (όρια κώδικα). 26 Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω Μ/Σ Δ1 Υ/Σ ΑΡΓΟΥΣ Ι με πυκνωτές 20KV P ΑΓ.ΘΕΟΔ. = 119,2ΜW Q ΑΓ.ΘΕΟΔ. =+63,5 ΜVar ΛΑΔΩΝΑΣ: 155,4KV ΗΡΑΙΑ: 155,5KV ΜΕΓΑΛ.Α : 155,7KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 155,7KV ΜΕΓΑΛ.Β: 155,7KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 155,7KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 155,0KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 157,4KV ΑΡΓΟΣ ΙΙ: 151,7KV ΑΡΓΟΣ Ι: 151,8KV ~ 157 ~

158 27 Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω Μ/Σ Δ2 Υ/Σ ΑΡΓΟΥΣ Ι με πυκνωτές 20KV P ΑΓ.ΘΕΟΔ. = 160,3ΜW Q ΑΓ.ΘΕΟΔ. =+60,7 ΜVar ΛΑΔΩΝΑΣ: 154,9KV ΗΡΑΙΑ: 155,0KV ΜΕΓΑΛ.Α : 155,0KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 155,0KV ΜΕΓΑΛ.Β: 155,0KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 155,0KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 154,0KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 156,9KV ΑΡΓΟΣ ΙΙ: 149,7KV ΑΡΓΟΣ Ι: 149,3KV Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ - ΜΕΓΑΡΑ Ζυγός I 150KV Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω Μ/Σ Δ1 Υ/Σ ΜΕΓΑΡΩΝ χωρίς πυκνωτές 20KV ΛΑΔΩΝΑΣ: 155,1KV ΗΡΑΙΑ: 155,2KV ΜΕΓΑΛ.Α : 155,3KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 155,3KV ΜΕΓΑΛ.Β: 155,3KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 155,3KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 154,5KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 157,3KV ΑΡΓΟΣ ΙΙ: 150,2KV ΑΡΓΟΣ Ι: 149,8KV ΜΕΓΑΡΑ: 157,6KV ΛΑΔΩΝΑΣ: 154,9KV ΗΡΑΙΑ: 154,9KV ΜΕΓΑΛ.Α : 154,9KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 154,9KV ΜΕΓΑΛ.Β: 154,9KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 154,9KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 153,9KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 156,8KV ΑΡΓΟΣ ΙΙ: 149,5KV ΑΡΓΟΣ Ι: 149,1KV ΜΕΓΑΡΑ: 156,2KV 30 Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω Μ/Σ Δ2 Υ/Σ ΜΕΓΑΡΩΝ ΛΑΔΩΝΑΣ: 154,5KV ΗΡΑΙΑ: 154,6KV ΜΕΓΑΛ.Α : 154,5KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 154,5KV ΜΕΓΑΛ.Β: 154,5KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 154,4KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 153,2KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 156,1KV ΑΡΓΟΣ ΙΙ: 148,8KV ΑΡΓΟΣ Ι: 148,3KV ΜΕΓΑΡΑ: 154,7KV ~ 158 ~

159 31 Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω Μ/Σ Δ3 Υ/Σ ΜΕΓΑΡΩΝ P ΑΓ.ΘΕΟΔ. = 194,3ΜW Q ΑΓ.ΘΕΟΔ. = +81 ΜVar Q ΛΑΔΩΝΑ = -3 ΜVar ΛΑΔΩΝΑΣ: 154,3KV ΗΡΑΙΑ: 154,3KV ΜΕΓΑΛ.Α : 154,2KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 154,2KV ΜΕΓΑΛ.Β: 154,2KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 154,1KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 152,8KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 155,8KV ΑΡΓΟΣ ΙΙ: 148,3KV ΑΡΓΟΣ Ι: 147,9KV ΜΕΓΑΡΑ: 153,8KV 32 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΛΑΔΩΝΑΣ - ΠΥΡΓΟΣ Ζυγός I 150KV P ΑΓ.ΘΕΟΔ. = 194,4ΜW Q ΑΓ.ΘΕΟΔ.=+79,6 ΜVar Q ΛΑΔΩΝΑ = -4,3 ΜVar ΠΥΡΓΟΣ: 155,1KV ΛΑΔΩΝΑΣ: 154,9KV ΗΡΑΙΑ: 154,9KV ΜΕΓΑΛ.Α : 154,6KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 154,6KV ΜΕΓΑΛ.Β: 154,6KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 154,5KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 153,0KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 155,9KV ΑΡΓΟΣ ΙΙ: 148,5KV ΑΡΓΟΣ Ι: 148,0KV ΜΕΓΑΡΑ: 153,9KV ~ 159 ~

160 33 34 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΠΥΡΓΟΣ - ΣΙΜΟΠΟΥΛΟ Ζυγός I 150KV Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΣΙΜΟΠΟΥΛΟ ΠΑΤΡΑ ΙΙ Ζυγός I 150KV P ΑΓ.ΘΕΟΔ. = 194,4ΜW Q ΑΓ.ΘΕΟΔ.=+78,9 ΜVar Q ΛΑΔΩΝΑ = -5,1 ΜVar P ΑΓ.ΘΕΟΔ. = 194,4ΜW Q ΑΓ.ΘΕΟΔ.=+76,8 ΜVar Q ΛΑΔΩΝΑ = -6,9 ΜVar ΣΙΜΟΠΟΥΛΟ: 155,5KV ΠΥΡΓΟΣ: 155,5KV ΛΑΔΩΝΑΣ: 155,2KV ΗΡΑΙΑ: 155,1KV ΜΕΓΑΛ.Α : 154,8KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 154,8KV ΜΕΓΑΛ.Β: 154,8KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 154,6KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 153,0KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 155,9KV ΑΡΓΟΣ ΙΙ: 148,5KV ΑΡΓΟΣ Ι: 148,1KV ΜΕΓΑΡΑ: 154,0KV ΠΑΤΡΑ ΙΙ: 156,9KV ΣΙΜΟΠΟΥΛΟ: 156,7KV ΠΥΡΓΟΣ: 156,6KV ΛΑΔΩΝΑΣ: 155,9KV ΗΡΑΙΑ: 155,8KV ΜΕΓΑΛ.Α : 155,4KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 155,4KV ΜΕΓΑΛ.Β: 155,4KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 155,1KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 153,2KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 156,0KV ΑΡΓΟΣ ΙΙ: 148,8KV ΑΡΓΟΣ Ι: 148,3KV ΜΕΓΑΡΑ: 154,1KV 35 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΠΑΤΡΑ ΙΙ ΠΑΤΡΑ Ι Ζυγός I 150KV P ΑΓ.ΘΕΟΔ. = 194,4ΜW Q ΑΓ.ΘΕΟΔ.=+76,7 ΜVar Q ΛΑΔΩΝΑ = -7,1 ΜVar ΠΑΤΡΑ Ι: 157,1KV ΠΑΤΡΑ ΙΙ: 157,1KV ΣΙΜΟΠΟΥΛΟ: 156,8KV ΠΥΡΓΟΣ: 156,7KV ΛΑΔΩΝΑΣ: 156,0KV ΗΡΑΙΑ: 155,8KV ΜΕΓΑΛ.Α : 155,4KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 155,4KV ΜΕΓΑΛ.Β: 155,4KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 155,1KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 153,2KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 156,0KV ΑΡΓΟΣ ΙΙ: 148,8KV ΑΡΓΟΣ Ι: 148,3KV ΜΕΓΑΡΑ: 154,1KV ~ 160 ~

161 36 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΠΑΤΡΑ Ι ΠΑΤΡΑ ΙΙΙ Ζυγός I 150KV P ΑΓ.ΘΕΟΔ. = 194,4ΜW Q ΑΓ.ΘΕΟΔ.=+76,5 ΜVar Q ΛΑΔΩΝΑ = -7,2 ΜVar ΠΑΤΡΑ ΙΙΙ: 157,2KV ΠΑΤΡΑ Ι: 157,2KV ΠΑΤΡΑ ΙΙ: 157,2KV ΣΙΜΟΠΟΥΛΟ: 157,0KV ΠΥΡΓΟΣ: 156,8KV ΛΑΔΩΝΑΣ: 156,0KV ΗΡΑΙΑ: 155,9KV ΜΕΓΑΛ.Α : 155,5KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 155,5KV ΜΕΓΑΛ.Β: 155,5KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 155,2KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 153,3KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 156,0KV ΑΡΓΟΣ ΙΙ: 148,8KV ΑΡΓΟΣ Ι: 148,3KV ΜΕΓΑΡΑ: 154,1KV 37 Δοκιμαστική ηλέκτριση Γ.Μ.150KV ΠΑΤΡΑ ΙΙΙ - - ΤΡΙΧΩΝΙΔΑ (καλώδιο) Δεν μπορεί να γίνει η ηλέκτριση, γιατί η τάση αυξάνεται στα επίπεδα ~171KV (όρια κώδικα). Για το λόγο αυτό δοκιμάζουμε ηλέκτριση του καλωδίου από τον ΥΗΣ ΚΑΣΤΡΑΚΙΟΥ. 38 Εκκίνηση ΜΟΝ. ΝΟ. 3 και ΝΟ.4 ΥΗΣ ΚΑΣΤΡΑΚΙΟΥ Ζυγός I 150KV VSCH: 1 0,95 και στις 2 μονάδες. (ανοιχτό coupler: 2 MON. στο ΣΥΣΤΗΜΑ & 2 ΜΟΝ. ΠΕΛ/ΣΟ) Έλεγχος TAP Μ/Σ για ρύθμιση τάσεως. Χρήση ως sluck bus του ΥΗΣ ΚΑΣΤΡΑΚΙΟΥ για τη δημιουργία μικρής νησίδας που αποτελείται από τις δύο μονάδες του ΥΗΣ ΚΑΣΤΡΑΚΙΟΥ και το υποθαλάσσιο καλώδιο της Τριχωνίδας. Ο διακόπτη σύζευξης ζυγών είναι ανοιχτός (coupler) και έχουμε 2 μονάδες στο ΣΥΣΤΗΜΑ και 2 μονάδες στη νησίδα ΠΕΛΟΠΟΝΝΗΣΟΥ. Q ΚΑΣΤΡ.3,4 = 0 MVar P ΚΑΣΤΡ.3,4 = 0 ΜW V ΚΑΣΤΡ.3,4 = 153,2 KV 39 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΚΑΣΤΡΑΚΙ ΤΡΙΧΩΝΙΔΑ Ζυγός I 150KV Q ΚΑΣΤΡ.3,4 = -0,8 MVar ΚΑΣΤΡΑΚΙ 3&4: 153,5KV ΤΡΙΧΩΝΙΔΑ: 153,5KV ~ 161 ~

162 40 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΤΡΙΧΩΝΙΔΑ ΠΑΤΡΑ ΙΙΙ (καλώδιο) Ζυγός I 150KV ΚΑΣΤΡΑΚΙ 3&4: 156,2KV ΤΡΙΧΩΝΙΔΑ: 157,7KV ΠΑΤΡΑ ΙΙΙ: 159,1KV 41 Διαμόρφωση συνθηκών συγχρονισμού με τη νησίδα ΠΕΛΟΠΟΝΝΗΣΟΥ στα 150KV του Υ/Σ ΠΑΤΡΑ ΙΙΙ, μέσω του ΥΗΣ ΚΑΣΤΡΑΚΙΟΥ V SCH: 0,95 0,94 ΚΑΣΤΡΑΚΙ 3&4: 154,6KV, -5 o ΤΡΙΧΩΝΙΔΑ 156KV ΠΑΤΡΑ ΙΙΙ (πλευρά ΚΑΣΤΡΑΚΙΟΥ): 157,4KV, -5,3 o ΠΑΤΡΑ ΙΙΙ (πλευρά Πελοποννήσου):157,4KV, -5,2 o 42 Συγχρονισμός Q ΚΑΣΤΡ.3,4 =20,5 MVar P ΑΓ.ΘΕΟΔ. = 194,5ΜW Q ΑΓ.ΘΕΟΔ. =+76,4 ΜVar Q ΛΑΔΩΝΑ = +7,3 ΜVar ΚΑΣΤΡΑΚΙ 3&4: 154,6KV, -5 ο ΤΡΙΧΩΝΙΔΑ: 156,0KV ΠΑΤΡΑ ΙΙΙ: 157,3KV ΠΑΤΡΑ Ι: 157,3KV ΠΑΤΡΑ ΙΙ: 157,3KV ΣΙΜΟΠΟΥΛΟ: 157,0KV ΠΥΡΓΟΣ: 156,8KV ΛΑΔΩΝΑΣ: 156,1KV ΗΡΑΙΑ: 155,9KV ΜΕΓΑΛ.Α : 155,5KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ. : 155,5KV ΜΕΓΑΛ.Β: 155,5KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 155,2KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 153,3KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 156,0KV ΑΡΓΟΣ ΙΙ: 148,8KV ΑΡΓΟΣ Ι: 148,4KV ΜΕΓΑΡΑ: 154,1KV ~ 162 ~

163 43 Διαμόρφωση συνθηκών συγχρονισμού στον coupler του ΥΗΣ ΚΑΣΤΡΑΚΙΟΥ με τη νησίδα ΠΕΛΟΠΟΝΝΗΣΟΥ, μέσω ΥΗΣ ΚΑΣΤΡΑΚΙΟΥ QΚΑΣΤΡ.3,4 = 22,2 MVAR, Γωνία Καστρακίου: -5 ο -1 ο ΚΑΣΤΡΑΚΙ Ζυγός Ι (πλευρά ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ): 152,7KV, -1,7 o ΚΑΣΤΡΑΚΙ Ζυγός ΙΙ (πλευρά Πελοποννήσου):154,8KV, -1,9 o Μεταφορά στο Βήμα 65 της ηλέκτρισης του Κορμού του Συστήματος. ~ 163 ~

164 6.6 Νησίδα Θράκης Η περιοχή της Θράκης οριοθετείται, ως ηλεκτρική νησίδα, όπως παρουσιάζεται στο Παράρτημα. Η περιοχή αυτή διαθέτει εκτός από δίκτυο 150kV και δίκτυο 400kV. Η νησίδα της Θράκης, από πλευράς παραγωγής, διαθέτει μια μονάδα φυσικού αερίου, τον ΘΗΣ Κομοτηνής (440MW), και δύο υδροηλεκτρικές μονάδες, εγκατεστημένες στον ρου του ποταμού Νέστου. Πρόκειται για τον ΥΗΣ Θησαυρού (300MW) και ΥΗΣ Πλατανόβρυσης (110MW) οι οποίοι συνδέονται στο ΚΥΤ Φιλίππων. Σημειώνεται επίσης ότι το δίκτυο των 400kV της περιοχής Θράκης διασυνδέεται με το δίκτυο του γειτονικού διαχειριστή της Τουρκίας (TEIAS), με τερματικό σημείο από την Ελληνική πλευρά το ΚΥΤ Νέας Σάντα και από την Τουρκική πλευρά το S/S Babaeski. Η περίπτωση χρήσης της διασυνδετικής ΓΜ 400kV Ελλάδος-Τουρκίας δεν ενδείκνυται όταν έχει γίνει ήδη χρήση μιας ή περισσοτέρων εκ των άλλων τεσσάρων AC διασυνδέσεων καθώς στην περίπτωση αυτή ενδέχεται να διασυνδέονται κατά περίπτωση δυο μεγάλα συστήματα, δηλαδή το Ευρωπαϊκό ENTSO E με αυτό της Τουρκίας, μέσω ενός ασθενούς «δεσμού», γεγονός που μπορεί να οδηγήσει σε χαμηλής συχνότητας ταλαντώσεις ενέργειας μεταξύ των συστημάτων, επηρεάζοντας με ταλαντώσεις τους στροβίλους των μονάδων του Ελληνικού Συστήματος, με κίνδυνο να τις οδηγήσει σε αποσυγχρονισμό. Νησίδα Θράκης σε κατάσταση black-out. Τα βήματα ηλέκτρισης της αυτόνομης νησίδας της Θράκης (44 συνολικά) με διαδικασία «bottom up» που προτείνονται στην εργασία αυτή παρουσιάζονται παρακάτω: ~ 164 ~

165 ΒΗΜΑ ΕΝΕΡΓΕΙΕΣ ΣΥΝΘΗΚΕΣ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΑ/ΠΑΡΑΤΗΡΗΣΕΙΣ Εκκίνηση ΜΟΝ. ΝΟ.1 ΥΗΣ ΘΗΣΑΥΡΟΥ Ζυγός I 150KV V SCH: 0,98 Έλεγχος TAP: 1,05 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΥΗΣ ΘΗΣΑΥΡΟΥ Υ/Σ ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗΣ Ζυγός I 150KV Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗΣ ΚΥΤ ΦΙΛΛΙΠΩΝ Ζυγός Ι & ΙΙ 150KV Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΚΥΤ ΦΙΛΛΙΠΩΝ Υ/Σ ΙΑΣΜΟΥ Ζυγός Ι 150KV Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΙΑΣΜΟΥ ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ Ζυγός Ι 150KV Τροφοδότηση βοηθητικών του ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ προκειμένου να εκκινήσει η μονάδα (P1=4MW/Q1=2,24MVar) (P2=3,5MW/Q2=2,94MVar) Ζυγός ΘΗΣΑΥΡΟΣ sluck bus. Black-start μονάδα. ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 154,5KV Προσπαθούμε να «χτίσουμε» σύντομο μονοπάτι ηλέκτρισης μέχρι τον ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ. ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 154,5KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 154,5KV ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 154,9KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 155,0KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 155,1KV ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 155,9KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 156,1KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 156,9KV ΙΑΣΜΟΣ: 157,7KV ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 156,2KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 156,5KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 157,5KV ΙΑΣΜΟΣ: 158,8KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 158,9KV ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 155,3KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 155,4KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 155,6KV ΙΑΣΜΟΣ: 155,1KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 154,7KV ~ 165 ~

166 7 Εκκίνηση ΜΟΝ. ΝΟ.2 ΥΗΣ ΘΗΣΑΥΡΟΥ V SCH: 0,98 ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 154,8KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 154,9KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 155,2KV ΙΑΣΜΟΣ: 154,6KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 154,2KV 8 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ Υ/Σ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ Ζυγός Ι 150KV ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 154,9KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 155,0KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 155,3KV ΙΑΣΜΟΣ: 155,0KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 154,7KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 154,7KV 9 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ Υ/Σ ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ Ζυγός Ι 150KV ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 155,2KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 155,4KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 156,2KV ΙΑΣΜΟΣ: 156,9KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 156,8KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 157,0KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 157,3KV ~ 166 ~

167 10 Διαμόρφωση συνθηκών παραλληλισμού μεταξύ ΥΗΣ ΘΗΣΑΥΡΟΥ - ΚΥΤ ΦΙΛΙΠΠΩΝ. Παραλληλισμός Ηλέκτριση 2 η Γ.Μ. 150KV ΥΗΣ ΘΗΣΑΥΡΟΥ - ΚΥΤ ΦΙΛΙΠΠΩΝ ΔV 10KV ΔΘ 25 ΥΗΣ ΘΗΣΑΥΡΟΥ V=155,2KV, -0,5 ο ΚΥΤ ΦΙΛΙΠΠΩΝ V.=156,2KV, -0,9 ο Για να εντάξουμε φορτία, χρειαζόμαστε τη 2 η γραμμή ΥΗΣ ΘΗΣΑΥΡΟΥ-ΚΥΤ ΦΙΛΙΠΠΩΝ. Οι συνθήκες παραλληλισμού για την ηλέκτριση της γραμμής αυτής δεν γίνεται να διαμορφωθούν αργότερα, επομένως πραγματοποιούμε την ηλέκτριση σε αυτό το στάδιο. ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 155,4KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 155,6KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 155,9KV ΙΑΣΜΟΣ: 156,7KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 156,6KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 156,7KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 157,0KV ~ 167 ~

168 11 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΚΥΤ ΦΙΛΙΠΠΩΝ Υ/Σ ΚΑΒΑΛΑΣ Ζυγός Ι 150KV Διαδικασία για κλείσιμο βρόγχου μέσω του Υ/Σ ΙΑΣΜΟΥ. ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 155,5KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 155,7KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 156,1KV ΙΑΣΜΟΣ: 156,9KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 156,8KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 156,9KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 157,2KV ΚΑΒΑΛΑ: 156,1KV 12 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΚΑΒΑΛΑΣ Υ/Σ ΞΑΝΘΗΣ - - Υ/Σ ΙΑΣΜΟΣ (Ρ30) ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 156,0KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 156,2KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 156,9KV ΙΑΣΜΟΣ (από Ξάνθη): 157,7KV ΙΑΣΜΟΣ (από Ρ30 Ιάσμου): 157,6KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 157,6KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 157,7KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 158,0KV ΚΑΒΑΛΑ: 157,2KV ΞΑΝΘΗ: 157,6KV 13 Έλεγχος συνθηκών παραλληλισμού στον Ρ30 του Υ/Σ ΙΑΣΜΟΥ ΔV 10KV ΔΘ 25 Υ/Σ ΙΑΣΜΟΥ (από πλευρά ΞΑΝΘΗΣ) V=157,7KV, -0,8 ο Υ/Σ ΙΑΣΜΟΥ (από Ρ30 ΙΑΣΜΟΥ) V=157,6KV, -1,5 ο 14 Παραλληλισμός στον Ρ30 του Υ/Σ ΙΑΣΜΟΥ Ζυγός ΙΙ 150KV ΚΥΤ ΦΙΛΙΠΠΩΝ ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 156,0KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 156,2KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 156,9KV ΙΑΣΜΟΣ: 157,7KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 157,6KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 157,7KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 158,0KV ΚΑΒΑΛΑ: 157,2KV ΞΑΝΘΗ: 157,6KV ~ 168 ~

169 15 16 Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ Δ1 ΚΥΤ ΦΙΛΛΙΠΩΝ P=6,63MW Q=2,24MVar Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ Δ2 ΚΥΤ ΦΙΛΛΙΠΩΝ χωρίς πυκνωτές P=19,7MW Q=6,5MVar Ρύθμιση συχνότητας της νησίδας. ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 155,7KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 155,9KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 156,4KV ΙΑΣΜΟΣ: 157,2KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 157,1KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 157,3KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 157,6KV ΚΑΒΑΛΑ: 156,7KV ΞΑΝΘΗ: 157,2KV ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 155,0KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 155,0KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 154,9KV ΙΑΣΜΟΣ: 155,6KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 155,5KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 155,7KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 156,0KV ΚΑΒΑΛΑ: 155,1KV ΞΑΝΘΗ: 155,6KV ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΦΟΡΤΙΟ P = 34 MW ~ 169 ~

170 Αύξηση παραγωγής ΜΟΝ ΝΟ.2 ΥΗΣ ΘΗΣΑΥΡΟΥ σε ΡΜΟΝ.2: 20MW Αυξάνουμε την παραγωγή για να προσθέσουμε περισσότερα φορτία καταναλωτών Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 1 Υ/Σ ΙΑΣΜΟΥ χωρίς πυκνωτές P=15,75MW Q=1,4MVar Αύξηση φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 2 Υ/Σ ΙΑΣΜΟΥ χωρίς πυκνωτές P=8,25MW Q=-0,29MVar Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 1 Υ/Σ ΚΑΒΑΛΑΣ χωρίς πυκνωτές P=23,7MW Q=-1,05MVar ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 155,0KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 155,0KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 154,9KV ΙΑΣΜΟΣ: 155,7KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 155,6KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 155,7KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 156,0KV ΚΑΒΑΛΑ: 155,1KV ΞΑΝΘΗ: 155,6KV ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 154,5KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 154,5KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 154,0KV ΙΑΣΜΟΣ: 153,8KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 153,7KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 153,8KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 154,1KV ΚΑΒΑΛΑ: 154,0KV ΞΑΝΘΗ: 154,0KV ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΦΟΡΤΙΟ P = 50 MW ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 154,4KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 154,3KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 153,6KV ΙΑΣΜΟΣ: 153,1KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 153,0KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 153,2KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 153,4KV ΚΑΒΑΛΑ: 153,7KV ΞΑΝΘΗ: 153,5KV ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΦΟΡΤΙΟ P = 59 MW ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 154,0KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 153,8KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 152,7KV ΙΑΣΜΟΣ: 152,0KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 151,9KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 152,0KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 152,3KV ΚΑΒΑΛΑ: 152,4KV ΞΑΝΘΗ: 152,3KV ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΦΟΡΤΙΟ P = 83 MW ~ 170 ~

171 Αύξηση φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 2 Υ/Σ ΚΑΒΑΛΑΣ με 1 από 2 πυκνωτές P=34,1MW Q=6,7MVar Εκκίνηση ΜΟΝ. ΝΟ.3 ΥΗΣ ΘΗΣΑΥΡΟΥ Αύξηση παραγωγής ΜΟΝ. ΝΟ.3 ΥΗΣ ΘΗΣΑΥΡΟΥ σε ΡΜΟΝ.3: 20MW Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΚΑΒΑΛΑΣ ΤΑΠ ΦΩΣΦΟΡΙΚΩΝ - - ΕΤ.ΠΕΤ.Β.ΑΙΓ. Υ/Σ ΚΕΡΑΜΩΤΗΣ Ζυγός Ι 150KV Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 2 Υ/Σ ΚΕΡΑΜΩΤΗΣ χωρίς πυκνωτές P=18,16MW Q=-3,38MVar Αύξηση φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 1 Υ/Σ ΚΕΡΑΜΩΤΗΣ P=17,69MW Q=2,51MVar ~ 171 ~ ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 153,5KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 153,1KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 151,7KV ΙΑΣΜΟΣ: 150,8KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 150,7KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 150,8KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 151,1KV ΚΑΒΑΛΑ: 151,1KV ΞΑΝΘΗ: 151,0KV ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΦΟΡΤΙΟ P = 118 MW Αυξάνουμε την παραγωγή και «χτίζουμε» μονοπάτι ηλέκτρισης για να προσθέσουμε περισσότερα φορτία καταναλωτών. ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 154,0KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 153,6KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 152,3KV ΙΑΣΜΟΣ: 151,4KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 151,3KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 151,5KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 151,7KV ΚΑΒΑΛΑ: 151,8KV ΞΑΝΘΗ: 151,7KV ΚΕΡΑΜΩΤΗ: 151,9KV ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 153,8KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 153,4KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 151,8KV ΙΑΣΜΟΣ: 150,8KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 150,7KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 150,9KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 151,1KV ΚΑΒΑΛΑ: 151,1KV ΞΑΝΘΗ: 151,1KV ΚΕΡΑΜΩΤΗ: 151,0KV ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΦΟΡΤΙΟ P = 137 MW ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 153,2KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 152,6KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 150,5KV ΙΑΣΜΟΣ: 149,3KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 149,2KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 149,3KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 149,6KV ΚΑΒΑΛΑ: 149,4KV ΞΑΝΘΗ: 149,5KV ΚΕΡΑΜΩΤΗ: 148,6KV

172 25 26 Αύξηση παραγωγής ΜΟΝ. ΝΟ.2 ΥΗΣ ΘΗΣΑΥΡΟΥ από 20MW σε 60 MW Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 1 Υ/Σ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ με πυκνωτές P=19,8MW Q=0,51MVar Αύξηση παραγωγής ΜΟΝ. ΝΟ.3 ΥΗΣ ΘΗΣΑΥΡΟΥ από 20MW σε 60 MW Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ2 ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ με πυκνωτές P=28,44MW Q=1,43MVar ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 153,5KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 153,0KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 151,0KV ΙΑΣΜΟΣ: 150,5KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 150,8KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 151,2KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 151,5KV ΚΑΒΑΛΑ: 150,1KV ΞΑΝΘΗ: 150,5KV ΚΕΡΑΜΩΤΗ: 149,2KV ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΦΟΡΤΙΟ P = 177 MW ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 153,3KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 152,6KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 150,3KV ΙΑΣΜΟΣ: 149,5KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 149,8KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 150,2KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 150,5KV ΚΑΒΑΛΑ: 149,2KV ΞΑΝΘΗ: 149,5KV ΚΕΡΑΜΩΤΗ: 148,3KV ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΦΟΡΤΙΟ P = 209 MW ~ 172 ~

173 Αύξηση παραγωγής ΥΗΣ ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗΣ ΡΜΟΝ.1 = ΡΜΟΝ.2 =25MW Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ - - Υ/Σ ΠΡΟΒΑΤΩΝΑΣ Υ/Σ ΔΙΔΥΜΟΤΕΙΧΟ Ζυγός Ι 150KV Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΔΙΔΥΜΟΤΕΙΧΟ Υ/Σ ΟΡΕΣΤΙΑΔΑ Ζυγός Ι 150KV Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΙΑΣΜΟΣ ΚΥΤ Ν.ΣΑΝΤΑΣ Ζυγός Ι 150KV V SCH: 0,98 Έλεγχος TAP: 1,05 ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 153,8KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 153,5KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 151,1KV ΙΑΣΜΟΣ: 150,3KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 150,7KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 151,1KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 151,4KV ΚΑΒΑΛΑ: 150,0KV ΞΑΝΘΗ: 150,3KV ΚΕΡΑΜΩΤΗ: 149,2KV ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 154,1KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 153,9KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 151,8KV ΙΑΣΜΟΣ: 152,0KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 152,9KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 153,6KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 154,7KV ΚΑΒΑΛΑ: 151,0KV ΞΑΝΘΗ: 151,7KV ΚΕΡΑΜΩΤΗ: 150,1KV ΔΙΔΥΜΟΤΕΙΧΟ: 155,4KV ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 154,2KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 153,9KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 151,9KV ΙΑΣΜΟΣ: 152,4KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 153,4KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 154,1KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 155,4KV ΚΑΒΑΛΑ: 151,2KV ΞΑΝΘΗ: 152,0KV ΚΕΡΑΜΩΤΗ: 150,3KV ΔΙΔΥΜΟΤΕΙΧΟ: 156,4KV ΟΡΕΣΤΙΑΔΑ: 156,5KV Ενεργοποίηση ΚΥΤ Ν. Σάντας. ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 154,3KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 154,1KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 152,3KV ΙΑΣΜΟΣ: 153,3KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 154,4KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 155,1KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 156,5KV ΚΑΒΑΛΑ: 151,7KV ΞΑΝΘΗ: 152,8KV ΚΕΡΑΜΩΤΗ: 150,8KV ΔΙΔΥΜΟΤΕΙΧΟ: 157,5KV ΟΡΕΣΤΙΑΔΑ: 157,5KV ΚΥΤ Ν.ΣΑΝΤΑΣ: 153,6KV ~ 173 ~

174 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΚΥΤ Ν.ΣΑΝΤΑΣ - Υ/Σ ΚΕΡΒΕΡΟΣ - Υ/Σ ΣΑΠΚΑΣ Ζυγός Ι 150KV Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΣΑΠΚΑΣ - Υ/Σ ΚΕΧΡΟΣ - - Υ/Σ ΠΑΤΡΙΑΡΧΗΣ Υ/Σ ΟΡΕΣΤΙΑΔΑΣ (Ρ10) Υποδιέγερση ΥΗΣ ΘΗΣΑΥΡΟΥ και ΥΗΣ ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗΣ VSCH: 0,98 0,97 ~ 174 ~ Διαδικασία για κλείσιμο βρόγχου μέσω του Υ/Σ ΟΡΕΣΤΙΑΔΑΣ (Ρ10). ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 154,4KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 154,2KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 152,6KV ΙΑΣΜΟΣ: 153,9KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 154,9KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 155,7KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 157,1KV ΚΑΒΑΛΑ: 152,0KV ΞΑΝΘΗ: 153,2KV ΚΕΡΑΜΩΤΗ: 151,1KV ΔΙΔΥΜΟΤΕΙΧΟ: 158,1KV ΟΡΕΣΤΙΑΔΑ: 158,1KV ΚΥΤ Ν.ΣΑΝΤΑΣ: 154,5KV ΣΑΠΚΑ: 154,6KV ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 154,6KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 154,5KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 153,1KV ΙΑΣΜΟΣ: 155,1KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 156,2KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 157,0KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 158,4KV ΚΑΒΑΛΑ: 152,7KV ΞΑΝΘΗ: 154,3KV ΚΕΡΑΜΩΤΗ: 151,8KV ΔΙΔΥΜΟΤΕΙΧΟ: 159,4KV ΟΡΕΣΤΙΑΔΑ (από Ν.ΣΑΝΤΑ): 157,3KV ΟΡΕΣΤΙΑΔΑ (από ΑΛΕΞ/ΠΟΛΗ): 159,4KV ΚΥΤ Ν.ΣΑΝΤΑΣ: 156,4KV Υποδιέγερση των μονάδων για να μειωθούν οι τάσεις. ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 152,9KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 152,7KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 151,2KV ΙΑΣΜΟΣ: 153,0KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 154,0KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 154,7KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 156,1KV ΚΑΒΑΛΑ: 150,7KV ΞΑΝΘΗ: 152,2KV ΚΕΡΑΜΩΤΗ: 149,8KV ΔΙΔΥΜΟΤΕΙΧΟ: 151,1KV ΟΡΕΣΤΙΑΔΑ (από Ν.ΣΑΝΤΑ): 155,1KV ΟΡΕΣΤΙΑΔΑ (από ΑΛΕΞ/ΠΟΛΗ): 157,1KV ΚΥΤ Ν.ΣΑΝΤΑΣ: 154,2KV

175 34 35 Έλεγχος συνθηκών παραλληλισμού στον Ρ10 του Υ/Σ ΟΡΕΣΤΙΑΔΑΣ Παραλληλισμός στον Ρ10 του Υ/Σ ΟΡΕΣΤΙΑΔΑΣ ΔV 10KV ΔΘ 25 Υ/Σ ΟΡΕΣΤΙΑΔΑΣ (από Ν.ΣΑΝΤΑ) V=155,1KV, -12,1 ο Υ/Σ ΟΡΕΣΤΙΑΔΑΣ (από ΑΛΕΞ/ΠΟΛΗ) V= 157,1KV, -14,6 ο ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 152,9KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 152,7KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 151,0KV ΙΑΣΜΟΣ: 152,6KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 153,3KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 154,0KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 155,0KV ΚΑΒΑΛΑ: 150,5KV ΞΑΝΘΗ: 151,9KV ΚΕΡΑΜΩΤΗ: 149,6KV ΔΙΔΥΜΟΤΕΙΧΟ: 155,6KV ΟΡΕΣΤΙΑΔΑ: 155,5KV ΚΥΤ Ν.ΣΑΝΤΑΣ: 154,2KV ΣΑΠΚΑ: 154,7KV ~ 175 ~

176 Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 1 Υ/Σ ΟΡΕΣΤΙΑΔΑΣ P=13,92MW Q=0,72MVar Αύξηση φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 2 Υ/Σ ΟΡΕΣΤΙΑΔΑΣ με πυκνωτές P=13,92MW Q=0,36MVar Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 1 Υ/Σ ΔΙΔΥΜΟΤΕΙΧΟΥ P=5,05MW Q=1,55MVar ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 152,5KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 152,2KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 150,0KV ΙΑΣΜΟΣ: 150,5KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 151,0KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 151,6KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 152,3KV ΚΑΒΑΛΑ: 149,2KV ΞΑΝΘΗ: 150,0KV ΚΕΡΑΜΩΤΗ: 148,3KV ΔΙΔΥΜΟΤΕΙΧΟ: 152,3KV ΟΡΕΣΤΙΑΔΑ: 152,1KV ΚΥΤ Ν.ΣΑΝΤΑΣ: 151,5KV ΣΑΠΚΑ: 151,9KV ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 152,6KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 152,3KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 150,2KV ΙΑΣΜΟΣ: 151,3KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 152,1KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 152,7KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 154,0KV ΚΑΒΑΛΑ: 148,4KV ΞΑΝΘΗ: 150,6KV ΚΕΡΑΜΩΤΗ: 148,5KV ΔΙΔΥΜΟΤΕΙΧΟ: 154,9KV ΟΡΕΣΤΙΑΔΑ: 154,8KV ΚΥΤ Ν.ΣΑΝΤΑΣ: 153,0KV ΣΑΠΚΑ: 153,7KV ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΦΟΡΤΙΟ P = 240 MW ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 152,4KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 152,0KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 149,6KV ΙΑΣΜΟΣ: 150,2KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 150,8KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 151,4KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 152,3KV ΚΑΒΑΛΑ: 148,8KV ΞΑΝΘΗ: 149,7KV ΚΕΡΑΜΩΤΗ: 147,9KV ΔΙΔΥΜΟΤΕΙΧΟ: 152,8KV ΟΡΕΣΤΙΑΔΑ: 152,9KV ΚΥΤ Ν.ΣΑΝΤΑΣ: 151,5KV ΣΑΠΚΑ: 152,1KV ~ 176 ~

177 39 Αύξηση φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 2 Υ/Σ ΔΙΔΥΜΟΤΕΙΧΟΥ με πυκνωτές P=10,38MW Q=3,41MVar ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 152,4KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 152,1KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 149,7KV ΙΑΣΜΟΣ: 150,8KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 151,6KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 152,3KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 153,8KV ΚΑΒΑΛΑ: 148,9KV ΞΑΝΘΗ: 150,1KV ΚΕΡΑΜΩΤΗ: 148,1KV ΔΙΔΥΜΟΤΕΙΧΟ: 155,1KV ΟΡΕΣΤΙΑΔΑ: 155,0KV ΚΥΤ Ν.ΣΑΝΤΑΣ: 152,7KV ΣΑΠΚΑ: 153,5KV Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 1 Υ/Σ ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗΣ με 1 από 2 πυκνωτές P=22,22MW Q=1,33MVar Έναυση 1 GT (65MW) και 1 ST (65MW) ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ ΡΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ = 130MW V SCH: 0,98 Μείωση παραγωγής στον ΥΗΣ ΘΗΣΑΥΡΟΥ ΡΜΟΝ.2 = ΡΜΟΝ MW ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΦΟΡΤΙΟ P = 258 MW ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 151,9KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 151,5KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 148,5KV ΙΑΣΜΟΣ: 148,7KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 149,5KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 150,3KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 152,0KV ΚΑΒΑΛΑ: 147,4KV ΞΑΝΘΗ: 148,2KV ΚΕΡΑΜΩΤΗ: 146,5KV ΔΙΔΥΜΟΤΕΙΧΟ: 153,0KV ΟΡΕΣΤΙΑΔΑ: 152,9KV ΚΥΤ Ν.ΣΑΝΤΑΣ: 150,5KV ΣΑΠΚΑ: 151,3KV ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 152,9KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 152,8KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 151,6KV ΙΑΣΜΟΣ: 153,0KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 153,3KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 154,1KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 156,1KV ΚΑΒΑΛΑ: 151,1KV ΞΑΝΘΗ: 152,4KV ΚΕΡΑΜΩΤΗ: 150,1KV ΔΙΔΥΜΟΤΕΙΧΟ: 157,5KV ΟΡΕΣΤΙΑΔΑ: 157,4KV ΚΥΤ Ν.ΣΑΝΤΑΣ: 155,0KV ΣΑΠΚΑ: 155,8KV ~ 177 ~

178 42 Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 2 Υ/Σ ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗΣ P=28,18MW Q=0,14MVar ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 152,8KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 152,7KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 151,1KV ΙΑΣΜΟΣ: 152,1KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 152,5KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 152,9KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 153,5KV ΚΑΒΑΛΑ: 150,5KV ΞΑΝΘΗ: 151,6KV ΚΕΡΑΜΩΤΗ: 149,6KV ΔΙΔΥΜΟΤΕΙΧΟ: 155,3KV ΟΡΕΣΤΙΑΔΑ: 155,3KV ΚΥΤ Ν.ΣΑΝΤΑΣ: 153,6KV ΣΑΠΚΑ: 154,2KV Ένταξη φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 1 Υ/Σ ΞΑΝΘΗΣ P=28,5MW Q=0,36MVar Αύξηση φορτίου καταναλωτών μέσω του Μ/Σ 2 Υ/Σ ΞΑΝΘΗΣ με πυκνωτές P=28,5MW Q=0,36MVar Αύξηση παραγωγής ΥΗΣ ΘΗΣΑΥΡΟΥ ΡΜΟΝ.2 = ΡΜΟΝ.3 = 50MW ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΦΟΡΤΙΟ P = 301 MW ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 152,5KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 152,3KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 150,3KV ΙΑΣΜΟΣ: 151,1KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 152,0KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 152,4KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 152,8KV ΚΑΒΑΛΑ: 149,4KV ΞΑΝΘΗ: 150,0KV ΚΕΡΑΜΩΤΗ: 148,5KV ΔΙΔΥΜΟΤΕΙΧΟ: 154,5KV ΟΡΕΣΤΙΑΔΑ: 154,5KV ΚΥΤ Ν.ΣΑΝΤΑΣ: 153,3KV ΣΑΠΚΑ: 152,7KV ΘΗΣΑΥΡΟΣ: 152,4KV ΠΛΑΤΑΝΟΒΡΥΣΗ: 152,1KV Κ.ΦΙΛΛΙΠΩΝ: 149,9KV ΙΑΣΜΟΣ: 150,9KV ΘΗΣ ΚΟΜΟΤΗΝΗΣ: 151,9KV ΚΟΜΟΤΗΝΗ: 152,3KV ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗ: 152,7KV ΚΑΒΑΛΑ: 149,0KV ΞΑΝΘΗ: 149,8KV ΚΕΡΑΜΩΤΗ: 148,1KV ΔΙΔΥΜΟΤΕΙΧΟ: 154,3KV ΟΡΕΣΤΙΑΔΑ: 154,3KV ΚΥΤ Ν.ΣΑΝΤΑΣ: 152,4KV ΣΑΠΚΑ: 153,1KV ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΦΟΡΤΙΟ P = 364 MW ~ 178 ~

179 ΟΛΟΚΛΗΡΩΣΗ ΤΡΟΦΟΔΟΤΗΣΗΣ ΝΗΣΙΔΑΣ 6.7 Νησίδα Αττικής Βοιωτίας Ευβοίας Στην περιοχή της Αττικής είναι εγκατεστημένο το μεγαλύτερο φορτίο (ζήτηση) του Ελληνικού Συστήματος. Οι μονάδες παραγωγής που βρίσκονται στην περιοχή δεν διαθέτουν δυνατότητα Black Start. Πρόκειται για την μονάδα Αλιβέρι V (420MW) και τις μονάδες Λαύριο IV (550MW) και Λαύριο V (380MW), όλες φυσικού αερίου συνδυασμένου κύκλου, ενώ η μονάδα Λαύριο IV (550MW) είναι πολλαπλών αξόνων, αποτελούμενη από τρεις αεριοστρόβιλους και έναν ατμοστρόβιλο. Οι ανωτέρω μονάδες, για να εκκινήσουν χρειάζονται τάση, η οποία πρέπει να τους χορηγηθεί από το σύστημα με διαδικασία «top-down». 6.8 Νησίδα Δυτικής Μακεδονίας Η περιοχή Δυτικής Μακεδονίας (βλέπε Παράρτημα), στην περίπτωση που θα απαιτηθεί να συσταθεί ως νησίδα κατά τη διαδικασία αποκατάστασης, θα πρέπει να βασιστεί στις υδροηλεκτρικές μονάδες του συγκροτήματος Αλιάκμονα, που είναι οι μόνες που διαθέτουν δυνατότητα Black Start. ~ 179 ~

180 Οι μονάδες αυτές βρίσκονται τοποθετημένες στον ποταμό Αλιάκμονα, έχοντας ως πρώτη βαθμίδα τον ΥΗΣ Πολυφύτου (3Χ105MW=315MW), δεύτερη βαθμίδα τον ΥΗΣ Σφηκιάς (3Χ100MW = 300 MW), ο οποίος σταθμός λειτουργεί και σαν αντλητικός, και τελευταίες βαθμίδες αποτελούμενες από τον ΥΗΣ Ασωμάτων (2Χ40MW=80MW) και τον ΥΗΣ Μακροχωρίου ως ροής. Στην περίπτωση της «bottom up» διαδικασίας, οι ΥΗΣ που προαναφέρθηκαν έχουν και την αποστολή να χορηγήσουν τάχιστα τάση στα βοηθητικά των λιγνιτικών μονάδων της περιοχής. 6.9 Νησίδα Στερεάς Ελλάδος Η περιοχή Στερεάς Ελλάδος οριοθετείται, ως ηλεκτρική νησίδα, όπως παρουσιάζεται στο Παράρτημα. Η νησίδα της Στερεάς Ελλάδος διαθέτει τρείς μεγάλους υδροηλεκτρικούς σταθμούς παραγωγής τον ΥΗΣ Κρεμαστών (4Χ105 MW = 420MW), τον ΥΗΣ Καστρακίου (4Χ80 MW = 320MW) και τον ΥΗΣ Στράτου (2μονάδες Χ 75 MW = 150MW), εγκατεστημένους στον ποταμό Αχελώο. Οι σταθμοί αυτοί, με ικανότητα Black start, σε περίπτωση νησιδοποίησης θα πρέπει να παράσχουν το συντομότερο δυνατόν ισχύ (εντός μισής ώρας) στο μεγαλύτερο καταναλωτή του Ελληνικού Συστήματος, το ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ ΑΕ, για την τροφοδότηση των λεκανών ηλεκτρόλυσης της βιομηχανίας. Αν οι λεκάνες αυτές μείνουν χωρίς τροφοδοσία για μεγάλο χρονικό διάστημα, το υλικό εντός αυτών μπορεί να στερεοποιηθεί, με καταστροφικές συνέπειες. Νησίδα Στερεάς Ελλάδας σε κατάσταση black-out. Παρακάτω παρουσιάζεται η διαδικασία αυτή της ηλέκτρισης της νησίδος και της αποκατάστασης τροφοδοσίας του ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ ΑΕ μέσω των ΥΗΣ. Η ηλέκτριση αυτή χρησιμοποιείται και στη διαδικασία ηλέκτρισης του κορμού του συστήματος, βοηθητικά, παράλληλα με τις βόρειες διασυνδέσεις, όπως θα αναλυθεί στη παράγραφο 6.9. ΒΗΜΑ ΕΝΕΡΓΕΙΕΣ ΣΥΝΘΗΚΕΣ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΑ/ΠΑΡΑΤΗΡΗΣΕΙΣ 1 2 Εκκίνηση ΜΟΝ. ΝΟ.1 και ΝΟ.2 ΥΗΣ ΚΑΣΤΡΑΚΙΟΥ Ζυγός I 150KV Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΚΑΣΤΡΑΚΙ ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ Κλείσιμο του διακόπτη σύζευξης ζυγών (coupler) στο ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ V SCH: 0,97 Έλεγχος TAP: 1,00 Ζυγός ΚΑΣΤΡΑΚΙ sluck bus. Black-start μονάδα. ΚΑΣΤΡΑΚΙ: 156,5KV ΚΑΣΤΡΑΚΙ: 156,5KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ: 156,5KV ~ 180 ~

181 3 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ-ΛΕΥΚΑ Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ-ΘΕΡΜΟ Q ΚΑΣΤΡ.: -6,6 MVar Προσπαθούμε να «χτίσουμε» μονοπάτι ηλέκτρισης μέχρι το ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ. ΚΑΣΤΡΑΚΙ: 157,4KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ: 157,5KV ΛΕΥΚΑ: 157,6KV ΘΕΡΜΟ: 157,8KV 4 Υποδιέγερση ΜΟΝ. ΝΟ. 2 ΥΗΣ ΚΑΣΤΡΑΚΙΟΥ VSCH: 0,97 0,95 Q ΚΑΣΤΡ. = -10,4 MVar Υποδιεγείρουμε την μονάδα ΝΟ.2 για να μειώσουμε τις τάσεις σε αποδεκτά επίπεδα. ΚΑΣΤΡΑΚΙ: 156,2KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ: 156,5KV 5 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΛΕΥΚΑ ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ Ζυγός Ι 150KV ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ Τροφοδοσία καταναλωτή ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ ΑΕ. Ο καταναλωτής ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ ΑΕ : έχει δυνατότητα black start, έχει ρυθμό κατανάλωσης 30MW/min από το Σύστημα, σε βήματα των 10MW, και μετά τη τροφοδοσία οι λεκάνες, με βήματα των 50MW τουλάχιστον. ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ (Ζυγός Ι): 158,5KV/-0,2 ο 6 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΘΕΡΜΟ ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ Ζυγός ΙΙ 150KV ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ(Ζυγός ΙΙ):158,5KV/-0,2 ο 7 Έλεγχος συνθηκών παραλληλισμού στο ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ ΔV 10KV ΔΘ 25 ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ (Ζυγός Ι, πλευρά Βουνιχώρας): V = 158,4KV, -0,8 ο ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ (Ζυγός ΙΙ, πλευρά Μαραθιά): V = 158,4KV, -0,8 ο 8 Παραλληλισμός στο ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ P=10MW Q=6MVAR Αύξηση παραγωγής ΜΟΝ. ΝΟ.2 ΥΗΣ ΚΑΣΤΡΑΚΙΟΥ ΡΚΑΣΤΡΑΚΙ 2=10MW Αύξηση παραγωγής ΚΑΤΣΤΡΑΚΙΟΥ ΝΟ.2 για να μειωθεί η τάση σε αποδεκτά επίπεδα. ΚΑΣΤΡΑΚΙ: 155,3KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ: 155,4KV ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ: 155,7KV ~ 181 ~

182 9 Εκκίνηση ΜΟΝ. ΝΟ.1 ΥΗΣ ΚΡΕΜΑΣΤΩΝ Ζυγός I 150KV V SCH = 1 Έλεγχος TAP: 1,00 Χρήση ως sluck bus του ΥΗΣ ΚΡΕΜΑΣΤΩΝ λόγω της μεγαλύτερης ονομαστικής ισχύος. Black-start μονάδα. ΚΡΕΜΑΣΤΑ (ζυγός Ι- πλευρά ΥΗΣ): 157,3KV 10 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ - ΚΡΕΜΑΣΤΑ Ζυγός ΙI 150KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ: 155,7KV ΚΡΕΜΑΣΤΑ (ζυγός ΙΙ- πλευρά ΚΥΤ Αχελώου): 155,7KV / -1,2 ο 11 Έλεγχος συνθηκών συγχρονισμού ΚΡΕΜΑΣΤΩΝ με τη νησίδα ΚΑΣΤΡΑΚΙΟΥ- - ΑΛΟΥΜΙΝΙΟΥ στα 150KV των ΚΡΕΜΑΣΤΩΝ, μέσω ΚΡΕΜΑΣΤΩΝ V SCH: 1 0,975 ΚΡΕΜΑΣΤΑ (πλευρά ΥΗΣ): 157,3KV ΚΡΕΜΑΣΤΑ (πλευρά ΚΥΤ Αχελώου): 155,7KV 12 Συγχρονισμός ΚΡΕΜΑΣΤΑ: 156,6KV ΚΑΣΤΡΑΚΙ: 156,0KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ: 156,3KV ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ: 156,6KV 13 Εκκίνηση ΜΟΝ. ΝΟ.2 ΥΗΣ ΚΡΕΜΑΣΤΩΝ Ζυγός I 150KV V SCH=0,98 ΚΡΕΜΑΣΤΑ: 156,9KV ΚΑΣΤΡΑΚΙ: 156,2KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ: 156,5KV ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ: 156,8KV 14 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΚΡΕΜΑΣΤΑ-ΚΑΡΠΕΝΗΣΙ- -ΛΑΜΙΑ Ζυγός 150KV ΚΑΡΠΕΝΗΣΙ Ζυγός 150KV ΛΑΜΙΑ ΚΡΕΜΑΣΤΑ: 156,2KV ΚΑΡΠΕΝΗΣΙ: 156,6KV ΛΑΜΙΑ: 156,9KV ΚΑΣΤΡΑΚΙ: 155,7KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ: 156,0KV ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ: 156,3KV ~ 182 ~

183 15 Υποδιέγερση ΜΟΝ. ΝΟ.1 και ΝΟ.2 ΥΗΣ ΚΡΕΜΑΣΤΩΝ 1: V SCH= 0,97 2: V SCH:=0,97 Q ΚΡΕΜ.Ι = +6,9 MVar Q ΚΡΕΜ.ΙΙ = -14,0 MVar Q ΣΥΝ.ΚΡΕΜ = -7,1 MVar Υποδιεγείρουμε τις μονάδες Ν0.1 και ΝΟ.2 του ΥΗΣ ΚΡΕΜΑΣΤΩΝ, ελαττώνοντας τη τάση σε αποδεκτά επίπεδα. ΚΡΕΜΑΣΤΑ: 155,3KV ΚΑΡΠΕΝΗΣΙ: 155,8KV ΛΑΜΙΑ: 156,1KV ΚΑΣΤΡΑΚΙ: 155,2KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ: 155,3KV ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ: 155,7KV 16 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΛΑΜΙΑ-ΓΚΙΩΝΑ-ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ (150KV πλευρά Γκιώνας) Q ΚΡΕΜ.Ι = +4,4 MVar Q ΚΡΕΜ.ΙΙ= -16,6 MVar Q ΚΡΕΜ=-12,2 MVar ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ (πλευρά Γκιώνας): 157,7KV / 0,8 ο ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ (πλευρά μονάδας): 157,2KV / 0,8 ο ΚΑΡΠΕΝΗΣΙ: 156,6KV ΛΑΜΙΑ: 157,3KV ΚΡΕΜΑΣΤΑ: 155,8KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ: 155,9KV ΚΑΣΤΡΑΚΙ: 155,7KV Έλεγχος συνθηκών παραλληλισμού στο ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ Παραλληλισμός στο ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ (ΑΠΟ ΠΛΕΥΡΑ ΓΚΙΩΝΑΣ) V=157,7KV, ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ (ΑΠΟ ΠΛΕΥΡΑ ΜΟΝΑΔΑΣ) V =157,2KV ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ: 157,3KV ΛΑΜΙΑ: 157,2KV ΚΡΕΜΑΣΤΑ: 155,8KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ: 155,9KV ΚΑΣΤΡΑΚΙ: 155,7KV 19 Αύξηση τροφοδοσίας ΑΛΟΥΜΙΝΙΟΥ PΑΛΟΥΜΙΝΙΟΥ: 10MW 20MW Q : 6 MVAR 12MVAR ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ: 155,7KV ΛΑΜΙΑ: 156,2KV ΚΡΕΜΑΣΤΑ: 155,5KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ: 155,4KV ΚΑΣΤΡΑΚΙ: 155,2KV ~ 183 ~

184 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ Ζυγός I 150KV Αύξηση τροφοδοσίας ΑΛΟΥΜΙΝΙΟΥ PΑΛΟΥΜΙΝΙΟΥ= 20MW 30MW Q = 12 MVAR 18 MVAR Υποδιέγερση ΜΟΝ. ΝΟ.1 και ΝΟ.2 ΥΗΣ ΚΡΕΜΑΣΤΩΝ VSCH = 0,96 QΚΡΕΜ.Ι = -15,0 MVAR QΚΡΕΜ.ΙΙ = +4,6 MVAR Ενεργοποίηση ΚΥΤ Διστόμου. ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: 155,8KV ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ: 155,8KV ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: 154,1KV ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ: 154,1KV Μειώνουμε περαιτέρω τις τάσεις με την υποδιέγερση των μονάδων. ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ (πλευρά Αλουμινίου): 153,1KV ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ: 153,1KV Μεταφορά στο Βήμα 62 της ηλέκτρισης του κορμού του Συστήματος. ~ 184 ~

185 6.10 Ηλέκτριση του κορμού του συστήματος Εδώ θα παρουσιαστεί το σενάριο ηλέκτρισης του βασικού κορμού του συστήματος με διαδικασία «top down». Χρησιμοποιώντας τάση από τις βόρειες διασυνδέσεις και με παράλληλες ενέργειες σε επιμέρους νησίδες, τροφοδοτούνται τα λιγνιτικά εργοστάσια στο Βορρά και τα εργοστάσια αερίου στο Νότο, ώστε να αρχίσουν οι διαδικασίες εκκίνησής τους το συντομότερο δυνατόν. Ξεκινώντας από τις διασυνδέσεις με Dubrovo και Bitola, γίνονται παράλληλα ηλεκτρίσεις μέχρι το ΚΥΤ Καρδιάς, όπου γίνεται παραλληλισμός. Παρακάτω, φαίνονται τα κύρια βήματα (91 συνολικά) ηλέκτρισης, με διαδικασία «top down» του κορμού του Ελληνικού Συστήματος από τις βόρειες διασυνδέσεις. ΒΗΜΑ ΕΝΕΡΓΕΙΕΣ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΑ/ΠΑΡΑΤΗΡΗΣΕΙΣ Ηλέκτριση Γ.Μ. 400KV DUBROVO ΚΥΤ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ Ζυγός I 400KV Ζυγός II 400KV Ηλέκτριση ΑΜ/Σ 6 ΚΥΤ ΘΕΣ/ΝΙΚΗΣ (χωρίς την αυτεπαγωγή του) Ζυγός I 150KV Δοκιμή ηλέκτρισης Γ.Μ. 400KV ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ ΚΥΤ ΘΕΣ/ΝΙΚΗΣ Ηλέκτριση αυτεπαγωγής του ΑΜ/Σ 6 ΚΥΤ ΘΕΣ/ΝΙΚΗΣ Ζυγός DUBROVO sluck bus. Vsch=1, φ=0 ο Από τη διασύνδεση με DUBROVO ενεργοποιούμε το ΚΥΤ ΘΕΣ/ΝΙΚΗΣ. QDUBR.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΝΙΚΗΣ: Ηλέκτριση του δικτύου 150ΚV. -64,2 MVar 403,1KV Έλεγχος TAP του ΑΜ/Σ για ρύθμιση τάσεως. QDUBR.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΝΙΚΗΣ: -64,2 MVar 403,1 / 158,6KV Η άεργος ισχύς από τη διασύνδεση με DUBROVO αυξάνεται σημαντικά: QDUB= -129,2 MVar Η ηλέκτριση δεν μπορεί να γίνει σε αυτό το στάδιο καθώς υπερβαίνουμε τα όρια τάσεως ασφαλούς λειτουργίας. Με τη σύνδεση της αυτεπαγωγής του ΑΜ/Σ αντιμετωπίζεται η χωρητική συμπεριφορά της ηλεκτρισμένης Γ.Μ. 400ΚV. QDUBR.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΝΙΚΗΣ: -29,1 MVar 399,7KV / 146,8KV 5 Ηλέκτριση Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΘΕΣ/ΝΙΚΗΣ ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ Ζυγός I 400KV QDUBR.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΝΙΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: -92,9 MVar 405,9KV / 144,5KV 408,7KV ~ 185 ~

186 Δοκιμή ηλέκτρισης Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΣ-ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ Ηλέκτριση ΑΜ/Σ 1 και 2 (GEMINI) ΚΥΤ ΘΕΣ/ΝΙΚΗΣ (χωρίς την κοινή αυτεπαγωγή) Ζυγός II 150KV (προς Εύοσμο) Δοκιμή ηλέκτρισης Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΣ-ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ Ηλέκτριση της κοινής αυτεπαγωγής των ΑΜ/Σ 1 και 2 (GEMINI) ΚΥΤ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ Ηλέκτριση Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ - ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ Ζυγός I 400KV Ηλέκτριση ΑΜ/Σ 1 ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ (χωρίς την αυτεπαγωγή του) Ηλέκτριση ΑΜ/Σ από τα 400KV ως τον διακόπτη 150KV Θέλουμε να «χτίσουμε» μονοπάτι ηλέκτρισης 400KV μεταξύ ΚΥΤ ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ και ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ. Η άεργος ισχύς από τη διασύνδεση με DUBROVO αυξάνεται σημαντικά: QDUB: -102,1 MVar Οι τάσεις διαμορφώνονται: VΚΑΡΔΙΑΣ=410,5KV VΑΓ.ΔΗΜ.=410,4KV Επομένως, η ηλέκτριση δεν μπορεί να γίνει σε αυτό το στάδιο καθώς έχουν υπερβεί τα όρια τάσεως ασφαλούς λειτουργίας. Έλεγχος TAP του ΑΜ/Σ για ρύθμιση τάσεως. QDUBR.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΝΙΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: QDUB=-98,7 MVar -89,5 MVar 405,6KV / 148,9KV / 154,6KV 408,4KV VΚΥΤ ΘΕΣ/ΝΙΚΗΣ = 406,5 / 149,2 / 154,9 KV VΑΓ.ΔΗΜ.=410,1KV VΚΑΡΔΙΑΣ=410,1KV Οι τάσεις και η άεργος ισχύς από DYBOVO αυξάνονται σημαντικά, επομένως η ηλέκτριση δεν μπορεί να γίνει. Με τη σύνδεση της αυτεπαγωγής των ΑΜ/Σ αντιμετωπίζεται η χωρητική συμπεριφορά της ηλεκτρισμένης Γ.Μ. 400ΚV. Έλεγχος TAP του ΑΜ/Σ για ρύθμιση τάσεως. QDUBR.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΝΙΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: QDUBR.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΝΙΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: -54,7 MVar 402,3KV / 144,8KV / 158,2KV 405,0KV -63,7 MVar 403,1KV / 145,1KV / 158,6KV 406,6KV 406,7KV Έλεγχος TAP του ΑΜ/Σ για ρύθμιση τάσεως. QDUBR.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΝΙΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: -63,7 MVar 403,1KV / 145,1KV / 158,6KV 406,6KV 406,7KV / 155,0KV ~ 186 ~

187 12 Έλεγχος συνθηκών συγχρονισμού στα 150KV του ΑΜ/Σ 1 του ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ μέσω ΠΟΛΥΦΥΤΟΥ ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ (ΑΠΟ ΠΛΕΥΡΑΣ ΑΜΣ) V=155,0KV ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ (ΑΠΟ ΠΛΕΥΡΑΣ ΠΟΛΥΦΥΤΟΥ) V=157,1KV Χρήση του ζυγού του ΥΗΣ ΠΟΛΥΦΥΤΟΥ ως sluck bus. 13 Συγχρονισμός με νησίδα ΠΟΛΥΦΥΤΟΥ (παράλληλο βήμα) QDUBR.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΝΙΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: -68,1 MVar 403,5KV / 145,3KV / 158,8KV 407,5KV 407,6KV / 155,8KV 156,1KV 14 Ηλέκτριση αυτεπαγωγής του ΑΜ/Σ 1 ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ Με τη σύνδεση της αυτεπαγωγής του ΑΜ/Σ αντιμετωπίζεται η χωρητική συμπεριφορά των ηλεκτρισμένων Γ.Μ. 400KV με αποτέλεσμα να μειώνονται οι τάσεις. QDUBR.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΝΙΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: -61,0 MVar 402,8KV / 145,0KV / 158,5KV 406,2KV 406,2KV / 146,8KV 150,1KV ~ 187 ~

188 15 Έλεγχος συνθηκών παραλληλισμού στα 400KV του ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ με τη νησίδα BITOLA, μέσω του ΥΗΣ ΠΟΛΥΦΥΤΟΥ ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ (ΑΠΟ ΠΛΕΥΡΑΣ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ) V=402,8KV, 0 ο ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ (ΑΠΟ ΠΛΕΥΡΑΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ) V=406,2KV, 0,3 ο Χρήση του ζυγού του ΥΗΣ ΠΟΛΥΦΥΤΟΥ ως sluck bus. 16 Παραλληλισμός με νησίδα BITOLA (παράλληλο βήμα) QDUBR.: QBIT.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: -50,0 MVar -76,6 MVar 401,7KV / 144,7KV / 158,1KV 404,1KV 404,0KV / 146,2KV 402,9KV 401,9KV 149,7KV Έναρξη διαδικασίας ηλέκτρισης από διασύνδεση με ZEMPLAK Έλεγχος συνθηκών παραλληλισμού στα 400KV του ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ με ZEMPLAK Χρήση του ζυγού ZEMPLAK ως sluck bus. QZEMP.: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ (από Zemplak): ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ (ΑΠΟ ΠΛΕΥΡΑΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ) V=404,0KV, 0,4 ο ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ (ΑΠΟ ΠΛΕΥΡΑΣ ZEMPLAK) V =402,0KV, 0 ο -50,1 MVar 402,0KV ~ 188 ~

189 Χρήση του ζυγού του ΥΗΣ ΠΟΛΥΦΥΤΟΥ ως sluck bus. 19 Παραλληλισμός με ZEMPLAK QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: -45,8 MVar -67,2 MVar -64,3 MVar 401,3KV / 144,5KV / 157,8KV 403,3KV 403,2KV / 146,0KV 402,5KV 401,6KV 149,6KV Έναρξη διαδικασίας εκκίνησης του ΑΗΣ ΚΑΡΔΙΑΣ. 20 Τροφοδότηση βοηθητικών ΑΗΣ ΚΑΡΔΙΑΣ 30 MW (10MW ανά μονάδα) 8,8 MVar ανά μονάδα QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: -41,9 MVar -58,6 MVar -55,1 MVar 401,0KV / 144,4KV / 157,8KV 402,6KV ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: 402,4KV / 143,6KV ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: 402,0KV ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: 401,4KV ΠΟΛΥΦΥΤΟ: 148,4KV ~ 189 ~

190 Ενέργεια για να αυξηθεί η τάση στα 150KV του ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ σε αποδεκτά όρια Ρύθμιση άεργου ισχύος μέσω ΥΗΣ ΠΟΛΥΦΥΤΟΥ Θέλουμε: Vsch = 1 Έναρξη διαδικασιών για τη τροφοδοσία των βοηθητικών των μονάδων στα ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ και ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: -43,3 MVar -61,8 MVar -58,6 MVar 401,1KV / 144,4KV / 157,8KV 402,9KV 402,6KV / 144,4KV 407,2KV 401,5KV 150,0KV Η τροφοδοσία των βοηθητικών των μονάδων είναι απαραίτητη για την εκκίνηση των σταθμών παραγωγής και την έναρξη της εγχώριας παραγωγής του Συστήματος. Έλεγχος TAP του ΑΜ/Σ για ρύθμιση τάσεως. 23 Ηλέκτριση ΑΜ/Σ 1 ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ (χωρίς την αυτεπαγωγή του) Ζυγός ΙΙ 400KV QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: -43,3 MVar -61,8 MVar -58,6 MVar 401,1KV / 145,0KV / 152,8KV 402,9KV 402,7KV / 144,5KV 402,2KV / 158,2KV 401,5KV 150,0KV Απαιτείται εισαγωγή ισχύος προκειμένου να τροφοδοτηθούν τα βοηθητικά των ΑΗΣ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ και ΑΗΣ ΜΕΛΙΤΗΣ στη συνέχεια. 24 Εισαγωγή ισχύος από FYROM μέσω της διασύνδεσης με BITOLA PBIT = 30MW QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: -43,2 MVar -64,4 MVar -58,2 MVar 401,1KV / 144,4KV / 157,8KV 402,9KV 402,7KV / 144,7KV 402,2KV / 158,2KV 401,5KV 149,8KV ~ 190 ~

191 Έναρξη διαδικασιών εκκίνησης του ΑΗΣ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ. 25 Τροφοδοσία βοηθητικών του ΑΗΣ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ 40 MW (20MW/μονάδα) 14 MVar (7 MVar/μονάδα) QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: -41,4 MVar -51,8 MVar -53,8 MVar 400,9KV / 144,4KV / 157,7KV 402,5KV 402,3KV / 144,3KV 401,6KV / 156,0KV 401,1KV 150,0KV Η ηλέκτριση γίνεται για την τροφοδοσία των βοηθητικών του ΑΗΣ ΜΕΛΙΤΗΣ. Τα βοηθητικά τροφοδοτούνται από το δίκτυο των 150KV. 26 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ Ζυγός I 150KV QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: Έναρξη διαδικασιών εκκίνησης του ΑΗΣ ΜΕΛΙΤΗΣ. -41,6 MVar -53,1 MVar -54,3MVar 400,9KV / 144,4KV / 157,7KV 402,6KV 402,4KV / 144,3KV 401,6KV / 156,3KV 401,2KV / 156,4KV 150,0KV Τροφοδοσία βοηθητικών του ΑΗΣ ΜΕΛΙΤΗΣ 20 MW 7 MVar Έλεγχος συνθηκών συγχρονισμού στα 150KV του ΥΗΣ ΠΟΛΥΦΥΤΟΥ - ΥΗΣ ΣΦΗΚΙΑΣ, μέσω ΥΗΣ ΣΦΗΚΙΑΣ (νησίδα ΣΦΗΚΙΑΣ) QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: -40,2 MVar -45,2 MVar -51,0 MVar 400,8KV / 144,3KV / 157,7KV ΠΟΛΥΦΥΤΟ (ΑΠΟ ΠΛΕΥΡΑ ΣΦΗΚΙΑΣ) V=152,9KV 402,3KV 402,1KV / 143,9KV 401,2KV / 155,0KV 400,9KV / 153,8KV 149,9KV ΠΟΛΥΦΥΤΟ (ΑΠΟ ΠΛΕΥΡΑ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ) V=149,9KV ~ 191 ~

192 Χρήση του ζυγού του ΥΗΣ ΠΟΛΥΦΥΤΟΥ ως sluck bus. QDUBR.: -41,0 MVar QBIT.: -46,8 MVar 29 Συγχρονισμός με νησίδα ΣΦΗΚΙΑΣ (παράλληλο βήμα) QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: -52,8 MVar 400,9KV / 144,3KV / 157,7KV 402,5KV ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: 402,2KV / 144,4KV ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: 401,3KV / 155,1KV ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: 401,0KV / 153,9KV ΠΟΛΥΦΥΤΟ: 150,8KV ΣΦΗΚΙΑ: 151,3KV 30 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΣΦΗΚΙΑΣ ΚΥΤ ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ Ζυγός I 150KV ~ 192 ~ Η ηλέκτριση γίνεται για την τροφοδοσία των βοηθητικών του ΑΗΣ ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ. Τα βοηθητικά τροφοδοτούνται από το δίκτυο των 150KV. QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: ΣΦΗΚΙΑ: -41,0 MVar -46,9 MVar -53,0 MVar 400,9KV / 144,3KV / 157,7KV 402,5KV / 151,4KV 402,2KV / 144,4KV 401,3KV / 155,1KV 401,0KV / 153,9KV 150,8KV 151,4KV

193 31 32 Αύξηση παραγωγής του ΥΗΣ ΣΦΗΚΙΑΣ PΣΦΗΚΙΑΣ = 150MW (75MW x 2 Μονάδες) Τροφοδοσία βοηθητικών του ΑΗΣ ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ (σε 3 Μονάδες) 90 MW (30MW x 3 Μονάδες) 36 MVar (12 MVar x 3 Μονάδες) Ρύθμιση άεργου ισχύος μέσω ΜΟΝ. ΝΟ.1 και ΝΟ.2 ΥΗΣ ΣΦΗΚΙΑΣ VSCH = 1 Έναρξη διαδικασιών εκκίνησης του ΑΗΣ ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ. ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: ΣΦΗΚΙΑ: 145,2KV 143,4KV 149,0KV 149,0KV Με ρύθμιση της διέγερσης, συνεπώς έλεγχο της άεργου ισχύος, επαναφέρουμε τις τάσεις στο δίκτυο των 150KV σε αποδεκτά επίπεδα. ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: ΣΦΗΚΙΑ: 148,3KV 144,6KV 151,1KV 152,0KV Τροφοδοσία του συνόλου των βοηθητικών του ΑΗΣ ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ Τροφοδοσία των βοηθητικών του ΑΗΣ ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ (των υπόλοιπων 2 Μονάδων) 60 MW (30MW x 2 Μονάδες) 24 MVar (12 MVar x 2 Μονάδες) Ολοκλήρωση διαδικασίας τροφοδοσίας των βοηθητικών των ΑΗΣ ΚΑΡΔΙΑΣ ΑΗΣ ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ ΑΗΣ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ ΑΗΣ ΜΕΛΙΤΗΣ QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: ΣΦΗΚΙΑ: -40,4 MVar -45,4 MVar -51,3 MVar 400,8KV / 144,3KV / 157,7KV 402,3KV / 143,5KV 402,1KV / 144,0KV 401,2KV / 155,0KV 400,9KV / 153,0KV 150,0KV 150,1KV Οι ΑΗΣ έχουν αρχίσει τη διαδικασία εκκίνησής τους (η οποία είναι χρονοβόρα) προκειμένου να παρέχουν ισχύ στο Σύστημα σε επόμενο στάδιο. Συνολικά στο Σύστημα, σε αυτό το στάδιο, έχουμε : Φορτίο: 240MW Παραγωγή: 215MW Εισαγωγές: 30MW ~ 193 ~

194 35 36 Ηλέκτριση Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ Ζυγός I 400KV Δοκιμή ηλέκτρισης Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ - ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ Θέλουμε να «χτίσουμε» μονοπάτι ηλέκτρισης 400KV μέχρι τα ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ και ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ. QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: ΣΦΗΚΙΑ: -55,2 MVar -71,8 MVar -80,4 MVar 402,4KV / 144,9KV / 158,3KV 405,4KV / 143,7KV 404,4KV / 144,6KV 402,6KV / 155,6KV 401,7KV / 154,4KV Η τάση στο ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ διαμορφώνεται: VΛΑΡΥΜΝΑΣ = 429,0KV Η άεργος ισχύς από τις διασυνδέσεις διαμορφώνεται ως εξής: QDUB = -76,9 MVar QBIT = -106,4 MVar QZEB = -118,5 MVar 409,2KV 150,7KV 150,8KV Η ηλέκτριση δεν μπορεί να γίνει διότι υπερβαίνουμε τα όρια τάσης ασφαλούς λειτουργίας. Επιλέγεται η ηλέκτριση των ΑΜ/Σ 4 και 5 επειδή έχουν ήδη τα TAP τους στη κατάλληλη θέση (θέση 12) ώστε οι τάσεις που θα προκύψουν να έχουν αποδεκτά επίπεδα. Οι ΑΜ/Σ 1 και 6 έχουν τα TAP τους στη θέση 11, με αποτέλεσμα η τάση στη πλευρά του δικτύου 150KV να αυξάνεται πέρα από τα όρια ασφαλούς λειτουργίας. 37 Ηλέκτριση ΑΜ/Σ 5 ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ (χωρίς την αυτεπαγωγή του) QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: ΣΦΗΚΙΑ: -56,9 MVar -71,7 MVar -80,3 MVar 402,4KV / 144,9KV / 158,3KV 405,4KV / 143,7KV 404,4KV / 144,6KV 402,6KV / 155,6KV 401,7KV / 154,4KV 409,2KV / 158,5KV 150,3KV 150,2KV ~ 194 ~

195 38 Δοκιμή ηλέκτρισης Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ - ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ Οι τάσεις στα ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ και ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ διαμορφώνονται ως εξής: VΛΑΡΥΜΝΑΣ = 429,2KV VΛΑΡΙΣΑΣ = 423,1KV / 163,9KV Η άεργος ισχύς από τις διασυνδέσεις διαμορφώνεται ως εξής: QDUB = -76,9 MVar QBIT = -106,4 MVar QZEB = -118,5 MVar Η ηλέκτριση δεν μπορεί να γίνει διότι υπερβαίνουμε τα όρια τάσης ασφαλούς λειτουργίας. Με τη σύνδεση της αυτεπαγωγής του ΑΜ/Σ αντιμετωπίζεται η χωρητική συμπεριφορά της Γ.Μ. 400ΚV που θέλουμε να ηλεκτρίσουμε Ηλέκτριση της αυτεπαγωγής του ΑΜ/Σ 5 ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ Δοκιμή ηλέκτρισης Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ - ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: ΣΦΗΚΙΑ: -49,1 MVar -59,4 MVar -66,7 MVar 401,7KV / 144,6KV / 158,0KV 404,0KV / 143,6KV 403,3KV / 144,3KV 401,9KV / 155,3KV 401,3KV / 154,1KV 404,2KV / 144,2KV 150,2KV 150,1KV Οι τάσεις στα ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ και ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ διαμορφώνονται ως εξής: VΛΑΡΥΜΝΑΣ = 424,1KV VΛΑΡΙΣΑΣ = 417,9KV Η άεργος ισχύς από τις διασυνδέσεις διαμορφώνεται ως εξής: QDUB = -70,6 MVar QBIT = -93,5 MVar QZEB = -104,3 MVar Η ηλέκτριση δεν μπορεί να γίνει διότι υπερβαίνουμε τα όρια τάσης ασφαλούς λειτουργίας. ~ 195 ~

196 41 42 Ηλέκτριση ΑΜ/Σ 4 ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ (χωρίς την αυτεπαγωγή του) Δοκιμή ηλέκτρισης Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ - ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: ΣΦΗΚΙΑ: -48,1 MVar -57,7 MVar -64,8 MVar 401,6KV / 145,1KV / 153,0KV 403,8KV / 143,6KV 403,2KV / 144,4KV 401,9KV / 155,3KV 401,3KV / 154,1KV 403,5KV / 149,6KV 150,2KV 150,1KV Οι τάσεις στα ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ και ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ διαμορφώνονται ως εξής: VΛΑΡΥΜΝΑΣ = 423,4KV VΛΑΡΙΣΑΣ = 417,2KV Η άεργος ισχύς από τις διασυνδέσεις διαμορφώνεται ως εξής: QDUB = -69,5 MVar QBIT = -91,7 MVar QZEB = -102,4 MVar Η ηλέκτριση δεν μπορεί να γίνει διότι υπερβαίνουμε τα όρια τάσης ασφαλούς λειτουργίας. Με τη σύνδεση της αυτεπαγωγής του ΑΜ/Σ αντιμετωπίζεται η χωρητική συμπεριφορά της Γ.Μ. 400ΚV που θέλουμε να ηλεκτρίσουμε. 43 Ηλέκτριση της αυτεπαγωγής του ΑΜ/Σ 4 ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: ΣΦΗΚΙΑ: -41,0 MVar -46,4 MVar -52,4 MVar 400,9KV / 144,3KV / 157,7KV 402,5KV / 143,5KV 402,2KV / 144,0KV 401,3KV / 155,1KV 401,0KV / 153,9KV 399,0KV / 142,8KV 150,0KV 150,1KV ~ 196 ~

197 44 45 Ηλέκτριση Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ Ζυγός I 400KV Δοκιμή ηλέκτρισης ΑΜΣ 5 ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ (χωρίς την αυτεπαγωγή του) Ενεργοποίηση του ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ. QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: ΣΦΗΚΙΑ: -61,7 MVar -79,3 MVar -88,7 MVar 402,9KV / 145,1KV / 158,5KV 406,3KV / 143,7KV 405,1KV / 144,7KV 402,9KV / 155,7KV 401,9KV / 154,5KV 412,2KV / 147,5KV Η τάση στο ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ παραμένει σε υψηλά επίπεδα: VΛΑΡΥΜΝΑΣ = 418,2KV / 167,0KV 418,2KV 150,3KV 150,3KV Ειδικά στη πλευρά των 150KV, η τάση που προκύπτει είναι πολύ υψηλή. Επομένως, είναι απαραίτητο ο μετασχηματιστής να συνδεθεί με την αυτεπαγωγή του, ώστε να αντισταθμιστεί η χωρητική συμπεριφορά των ηλεκτρισμένων Γ.Μ. και να μειωθεί η τάση. Έλεγχος TAP του ΑΜ/Σ για ρύθμιση τάσεως. 46 Ηλέκτριση ΑΜ/Σ 5 ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ (με την αυτεπαγωγή του) QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: ΣΦΗΚΙΑ: -53,7 MVar -66,6 MVar -74,7 MVar 402,1KV / 144,8KV / 158,2KV 404,8KV / 143,6KV 404,0KV / 144,4KV 402,3KV / 155,5KV 401,5KV / 154,3KV 407,1KV / 145,7KV 408,6KV / 150,0KV 150,6KV 150,2KV ~ 197 ~

198 47 Δοκιμή ηλέκτρισης Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ - ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ Θέλουμε να ενεργοποιήσουμε το ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ, επομένως να ηλεκτρίσουμε την Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ-ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ. Από αυτή την ενέργεια, οι τάσεις διαμορφώνονται ως εξής: VΤΡΙΚΑΛΩΝ=409,2KV VΚΑΡΔΙΑΣ = 406,2KV Η άεργος ισχύς από τις διασυνδέσεις διαμορφώνεται ως εξής: QBIT = -91,6 MVar QZEB = -102,2 MVar Η ηλέκτριση δεν μπορεί να γίνει διότι υπερβαίνουμε τα όρια για την άεργο ισχύ στις διασυνδέσεις. ~ 198 ~

199 48 Ηλέκτριση ΑΜ/Σ 3 και 4 (GEMINI) ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ (χωρίς την κοινή αυτεπαγωγή τους) Έλεγχος TAP των ΑΜ/Σ για ρύθμιση τάσεως. QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: Ενεργοποίηση του ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ. -48,4 MVar -55,0 MVar -61,9 MVar 403,0KV / 149,0KV Ηλέκτριση Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ - ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ Ζυγός I 400KV Δοκιμή ηλέκτρισης Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: ΣΦΗΚΙΑ: -59,4 MVar -79,4 MVar -88,8 MVar 402,7KV / 145,0KV / 158,4KV 405,9KV / 145,2KV 405,1KV / 149,6KV 402,9KV / 155,7KV 401,9KV / 154,5KV 408,2KV / 146,1KV 409,7KV / 150,4KV 408,1KV 152,5KV 151,7KV Θέλουμε να «χτίσουμε» μονοπάτι ηλέκτρισης μέχρι το ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ ώστε να συγχρονίσουμε με τη νησίδα του ΥΗΣ ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ Ι. Η άεργος ισχύς από τις διασυνδέσεις διαμορφώνεται ως εξής: QBIT = -106,3 MVar QZEB = -118,4 MVar Η ηλέκτριση δεν μπορεί να γίνει διότι υπερβαίνουμε τα όρια για την άεργο ισχύ στις διασυνδέσεις. Πρέπει να προσθέσουμε επαγωγές. 51 Ηλέκτριση ΑΜ/Σ 2 ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ (με την αυτεπαγωγή του) QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: ΣΦΗΚΙΑ: -53,6 MVar -66,5 MVar -74,6 MVar 402,1KV / 144,8KV / 158,2KV 404,8KV / 145,1KV 404,0KV / 149,2KV 402,3KV / 155,5KV 401,5KV / 154,3KV 407,1KV / 145,7KV 408,6KV / 150,0KV 403,8KV / 146,0KV 152,3KV 151,6KV ~ 199 ~

200 52 Δοκιμή ηλέκτρισης Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ Η άεργος ισχύς από τις διασυνδέσεις διαμορφώνεται ως εξής: QBIT = -92,5 MVar QZEB = -103,1 MVar Η ηλέκτριση δεν μπορεί να γίνει διότι υπερβαίνουμε τα όρια για την άεργο ισχύ στις διασυνδέσεις. Πρέπει να προσθέσουμε επαγωγές. 53 Ηλέκτριση της αυτεπαγωγής του ΑΜ/Σ 4 ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: ΣΦΗΚΙΑ: Ενεργοποίηση του ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ. -51,0 MVar -60,7 MVar -68,1 MVar 401,8KV / 144,7KV / 158,1KV 404,3KV / 143,9KV 403,5KV / 145,4KV 402,0KV / 155,3KV 401,4KV / 154,2KV 406,6KV / 145,5KV 408,1KV / 149,8KV 403,3KV / 145,8KV 150,6KV 150,5KV 54 Ηλέκτριση Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ Ζυγός I 400KV QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: ΣΦΗΚΙΑ: -62,7 MVar -86,6 MVar -96,6 MVar 403,0KV / 145,1KV / 158,5KV 406,5KV / 144,1KV 405,8KV / 146,1KV 403,3KV / 155,9KV 402,1KV / 154,7KV 408,8KV / 146,3KV 410,3KV / 150,6KV 411,8KV / 148,9KV 414,3KV 151,0KV 150,7KV ~ 200 ~

201 55 56 Ηλέκτριση ΑΜ/Σ 2 ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ (με την αυτεπαγωγή του) Έλεγχος συνθηκών συγχρονισμού στη πλευρά των 150KV του ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ, μέσω ΥΗΣ ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ Ηλεκτρίζουμε τον ΑΜ/Σ για να προχωρήσουμε σε συγχρονισμό με το δίκτυο των 150KV. Έλεγχος TAP του ΑΜ/Σ για ρύθμιση τάσεως. QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: ΣΦΗΚΙΑ: -56,8 MVar -73,4 MVar -82,2 MVar 402,4KV / 144,9KV / 158,3KV 405,4KV / 144,0KV 404,6KV / 145,7KV 402,6KV / 155,6KV 401,7KV / 154,4KV 407,7KV / 145,9KV 409,2KV / 150,2KV 407,5KV / 147,3KV 407,5KV / 150,4KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ (ΑΠΟ ΠΛΕΥΡΑ ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ) V=152,9KV, -6 ο ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ (ΑΠΟ ΠΛΕΥΡΑ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ) V=150,7KV, -6,7 ο Χρήση του ζυγού του ΥΗΣ ΠΟΛΥΦΥΤΟΥ ως sluck bus. 150,8KV 150,6KV 57 Συγχρονισμός με νησίδα ΥΗΣ ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ Ι (παράλληλο βήμα) QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: ΣΦΗΚΙΑ: ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι: -57,9 MVar -76,0 MVar -85,0 MVar 402,5KV / 144,9KV / 158,4KV 405,6KV / 144,0KV 404,8KV / 145,8KV 402,8KV / 155,6KV 401,8KV / 154,5KV 407,9KV / 146,0KV 409,4KV / 150,3KV 408,3KV / 147,6KV 408,8KV / 151,5KV 150,8KV 150,6KV 151,5KV ~ 201 ~

202 Θέλουμε να «χτίσουμε» μονοπάτι ηλέκτρισης μέχρι το ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ, ώστε να συγχρονίσουμε με τη νησίδα ΚΑΣΤΡΑΚΙΟΥ - ΑΛΟΥΜΙΝΙΟΥ στη πλευρά των 150KV του ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ. QDUBR.: -63,9 MVar QBIT.: -85,4 MVar 58 Ηλέκτριση Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ Ζυγός I 400KV QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: -95,4 MVar 403,1KV / 145,1KV / 158,6KV 406,7KV / 144,1KV 405,7KV / 146,1KV ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: 403,2KV / 155,8KV ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: 402,1KV / 154,7KV ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: 411,8KV / 147,4KV ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: 416,8KV / 153,0KV ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: 409,1KV / 147,9KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 409,5KV / 151,7KV ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: 417,3KV ΠΟΛΥΦΥΤΟ: 150,9KV ΣΦΗΚΙΑ: 150,7KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι: 151,7KV ~ 202 ~

203 Έλεγχος TAP του ΑΜ/Σ για ρύθμιση τάσεως. QBIT.: -73,4 MVar 59 Ηλέκτριση ΑΜ/Σ 4 ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ (με την αυτεπαγωγή του) QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: -82,1 MVar 402,4KV / 144,9KV / 158,3KV 405,3KV / 144,0KV 404,6KV / 145,7KV ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: 402,6KV / 155,6KV ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: 401,7KV / 154,4KV ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: 406,8KV / 145,6KV ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: 407,3KV / 149,5KV ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: 408,1KV / 147,6KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 408,6KV / 151,4KV ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: 406,6KV / 146,8KV QDUBR.: -63,0 MVar QBIT.: -84,0 MVar 60 Ηλέκτριση Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ Ζυγός I 400KV QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: -93,9 MVar 403,0KV / 145,1KV / 158,6KV 406,5KV / 144,1KV 405,5KV / 146,0KV ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: 403,2KV / 155,8KV ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: 402,1KV / 154,6KV ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: 411,3KV / 147,2KV ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: 415,7KV / 152,6KV ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: 409,0KV / 147,9KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 409,4KV / 151,6KV ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: 416,0KV / 150,2KV ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ: 416,7KV 61 Έλεγχος συνθηκών συγχρονισμού στη πλευρά των 150KV του ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ, μέσω ΥΗΣ ΚΑΣΤΡΑΚΙΟΥ ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ(ΑΠΟ ΠΛΕΥΡΑ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ) V=150,2KV, -6,5 ο, ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ (ΑΠΟ ΠΛΕΥΡΑ ΑΛΟΥΜΙΝΙΟΥ) V=153,1KV, -1,7 ο ~ 203 ~

204 Χρήση του ζυγού του ΥΗΣ ΠΟΛΥΦΥΤΟΥ ως sluck bus. QDUBR.: -64,5 MVar QBIT.: -86,5 MVar QZEMP.: -96,6 MVar 62 Συγχρονισμός με νησίδα ΚΑΣΤΡΑΚΙΟΥ-ΑΛΟΥΜΙΝΙΟΥ (παράλληλο βήμα) ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: 403,1KV / 145,2KV / 158,6KV 405,8KV / 146,2KV 403,3KV / 155,9KV 402,1KV / 154,7KV ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: 412,1 KV / 147,5KV ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: 417,2KV / 153,1KV ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: 409,2KV / 147,9KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 409,6KV / 151,7KV ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: 417,8KV / 151,3KV ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ: 418,5KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ 153,5KV ~ 204 ~

205 Στη πλευρά των 150KV του ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ έχουμε: Ζυγός ΙΙ (από ΑΜ/Σ 4) = 149,2KV Ζυγός Ι (από ΑΜ/Σ 1) = 146,9KV Πραγματοποιούμε παραλληλισμό των δύο ζυγών, ώστε να προχωρήσουμε στη συνέχεια σε συγχρονισμό με τη νησίδα ΠΕΛΟΠΟΝΝΗΣΟΥ στο δίκτυο των 150KV. 63 Ηλέκτριση του ΑΜ/Σ 1 ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ (με την αυτεπαγωγή του) Παραλληλισμός ζυγού Ι και ζυγού ΙΙ στα 150KV του ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: -59,1 MVar -78,1 MVar -87,3 MVar 402,5KV / 145,0KV / 158,4KV ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: 405,8KV / 144,0KV ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: 405,0KV / 145,9KV ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: 402,9KV / 155,7KV ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: 401,9KV / 154,5KV ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: 408,6KV / 146,2KV ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: 410,6KV / 150,7KV ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: 408,5KV / 147,7KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 409,0KV / 151,5KV ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: 410,3KV / 148,4KV ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ: 411,0KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ 152,7KV 64 Έλεγχος συνθηκών συγχρονισμού στον coupler του ΥΗΣ ΚΑΣΤΡΑΚΙΟΥ με τη νησίδα ΠΕΛΟΠΟΝΝΗΣΟΥ, μέσω ΥΗΣ ΚΑΣΤΡΑΚΙΟΥ ΚΑΣΤΡΑΚΙ Ζυγός Ι (πλευρά ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ) V=152,7KV, -1,7 o ΚΑΣΤΡΑΚΙ Ζυγός ΙΙ (πλευρά Πελοποννήσου) V=154,8KV, -1,9 o QΚΑΣΤΡ.3,4 = 22,2 MVar ~ 205 ~

206 QDUBR.: -59,5 MVar QBIT.: -78,7 MVar QZEMP.: -88,0 MVar ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: 402,7KV / 145,0KV / 158,4KV ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: 405,1KV / 146,0KV ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: 402,9KV / 155,7KV ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: 401,9KV / 154,5KV ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: 408,9KV / 146,3KV ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: 411,1KV / 150,9KV ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: 408,6KV / 147,7KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 409,0KV / 151,5KV ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: 410,9KV / 148,7KV ΚΥΤ AΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: 405,9KV / 144,0KV ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ: 411,5KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ: 153,3KV 65 Συγχρονισμός με νησίδα ΠΕΛΟΠΟΝΝΗΣΟΥ (παράλληλο βήμα) ΤΡΙΧΩΝΙΔΑ: ΚΑΣΤΡΑΚΙ: ΚΡEΜΑΣΤΑ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: 155,0KV 153,5KV 153,3KV 150,8KV ΣΦΗΚΙΑ: 150,6KV ΛΑΔΩΝΑΣ: 155,7KV Q=6,3MVar ΠΑΤΡΑ Ι, ΙΙΙ: 156,5KV ΠΑΤΡΑ ΙΙ 156,6KV ΠΥΡΓΟΣ: 156,3KV ΣΙΜΟΠΟΥΛΟ: 156,5KV ΗΡΑΙΑ: 155,5KV ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ.,ΜΕΓΑΛ.Α, ΜΕΓΑΛ.Β: 155,0KV ΔΟΡΙΖΑ Ι: 154,8KV ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 153,1KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 155,9KV P=186,6MW Q=78,6MVar ΑΡΓΟΣ ΙΙ: 148,6KV ΑΡΓΟΣ Ι: 148,1KV ΜΕΓΑΡΑ: 154,0KV ~ 206 ~

207 66 67 Δοκιμή ηλέκτρισης Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ - ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ Ηλέκτριση Γ.Μ. 400KV BLAGOEVGRAD ΚΥΤ ΘΕΣ/ΝΙΚΗΣ Ζυγός I 400KV Ζυγός II 400KV ~ 207 ~ Η Γ.Μ. αφόρτιστη παράγει ~100MVar. Οι τάσεις στα ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ και ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ διαμορφώνονται ως εξής: VΔΙΣΤΟΜΟΥ = 418KV VΤΡΙΚΑΛΩΝ = 416KV Η ηλέκτριση δεν μπορεί να γίνει γιατί οι τάσεις ανεβαίνουν πολύ. Καθώς έχουμε χρησιμοποιήσει όλους τους ΑΜ/Σ του ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ, δεν μπορούμε να συνεχίσουμε με αντιστάθμιση των χωρητικών της γραμμής, συνεπώς η ηλέκτριση δεν μπορεί να συνεχιστεί προς την Αττική. Για το λόγο αυτό θα στραφούμε στη διασύνδεση με BLAGOEVGRAD. Ζυγός BLAGOEVGRAD sluck bus. Vsch=1, φ=0 ο Η Γ.Μ. που ηλεκτρίζουμε παράγει ~99MVar. Θα προχωρήσουμε σε παραλληλισμό με το υπόλοιπο δίκτυο 400KV στο ΚΥΤ ΘΕΣ/ΝΙΚΗΣ.

208 68 Έλεγχος συνθηκών παραλληλισμού με BLAGOEVGRAD στη πλευρά των 400KV του ΚΥΤ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ ΚΥΤ ΘΕΣ/ΝΙΚΗΣ (ΑΠΟ ΠΛΕΥΡΑΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ) V=402,7KV, 4,4 ο ΚΥΤ ΘΕΣ/ΝΙΚΗΣ (ΑΠΟ ΠΛΕΥΡΑΣ BLAGOEVGRAD) V=407,3KV, 0,1 ο Χρήση του ζυγού του ΥΗΣ ΠΟΛΥΦΥΤΟΥ ως sluck bus. 69 Παραλληλισμός με BLAGOEVGRAD QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: QBLAG.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ: ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: -72,8 MVar -82,6 MVar -92,3 MVar -76,0 MVar 403,9KV / 145,5KV / 158,9KV 406,3KV / 144,1KV 405,4KV / 146,1KV 403,1KV / 155,8KV 402,0KV / 154,6KV 409,3KV / 146,5KV 411,5KV / 151,0KV 408,9KV / 147,8KV 408,9KV / 151,6KV 411,8KV 411,2KV / 148,8KV Έλεγχος TAP του ΑΜ/Σ για ρύθμιση τάσεως. Θέλουμε να «χτίσουμε» μονοπάτι ηλέκτρισης μέχρι το ΚΥΤ ΑΛΙΒΕΡΙΟΥ από το δίκτυο των 150KV. 70 Ηλέκτριση ΑΜ/Σ 7 ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ (με την αυτεπαγωγή του) QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: QBLAG.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ: ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ -68,7 MVar -74,3 MVar -83,1 MVar -73,3 MVar 403,6KV / 145,3KV / 158,8KV 405,4KV / 144,0KV 404,7KV / 145,8KV 402,7KV / 155,6KV 401,8KV / 154,4KV 405,7KV / 145,2KV 404,7KV / 148,3KV 408,2KV / 147,6KV 408,2KV / 151,5KV 404,7KV / 146,9KV 405,4KV 152,9KV ~ 208 ~

209 71 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ Υ/Σ ΚΟΚΚΙΝΟ Ζυγός I 150KV ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: 404,9KV / 148,4KV 404,9KV / 147,0KV ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ: 405,5KV ΚΟΚΚΙΝΟ: 148,4KV 72 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΚΟΚΚΙΝΟ Υ/Σ ΥΛΙΚΗ Ζυγός I 150KV QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: QBLAG.: -68,9 MVar -74,7 MVar -83,5 MVar -73,5 MVar ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: 405,0KV / 148,5KV ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: 405,0KV / 147,0KV ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ: 405,7KV ΚΟΚΚΙΝΟ: 148,5KV ΥΛΙΚΗ: 148,5KV QDUBR.: -69,1 MVar 73 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΥΛΙΚΗ Υ/Σ ΣΧΗΜΑΤΑΡΙ Ζυγός I 150KV QBIT.: QZEMP.: QBLAG.: ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: -75,0 MVar -83,9 MVar -73,6 MVar 405,3KV / 148,7KV ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: 405,3KV / 147,1KV ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ: 405,9KV ΚΟΚΚΙΝΟ: 148,7KV ΥΛΙΚΗ: 148,8KV ΣΧΗΜΑΤΑΡΙ: 148,9KV QDUBR.: -69,5 MVar QBIT.: -75,9 MVar 74 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΣΧΗΜΑΤΑΡΙ Υ/Σ ΨΑΧΝΑ Ζυγός I 150KV QZEMP.: QBLAG.: ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: -84,8 MVar -73,8 MVar 406,0KV / 149,1KV 406,4KV / 145,4KV ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: 406,0KV / 147,3KV ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ: 406,6KV ΚΟΚΚΙΝΟ: 149,3KV ΥΛΙΚΗ: 149,5KV ΣΧΗΜΑΤΑΡΙ: 149,8KV ΨΑΧΝΑ: 149,9KV ~ 209 ~

210 QDUBR.: -70,7 MVar 75 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΨΑΧΝΑ ΚΥΤ ΑΛΙΒΕΡΙΟΥ Ζυγός I 150KV QBIT.: QZEMP.: QBLAG.: ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: -78,3 MVar -87,6 MVar -74,6 MVar 408,0KV / 150,4KV ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: 407,4KV / 145,8KV ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: 407,9KV / 147,8KV ΚΟΚΚΙΝΟ: 151,0KV ΥΛΙΚΗ: 151,5KV ΣΧΗΜΑΤΑΡΙ: 152,5KV ΨΑΧΝΑ: 153,6KV ΚΥΤ ΑΛΙΒΕΡΙΟΥ: 154,3KV Έλεγχος TAP του ΑΜ/Σ για ρύθμιση τάσεως. Θέλουμε να ηλεκτρίσουμε την Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ - ΚΥΤ ΑΓ.ΣΤΕΦΑΝΟΥ. Συνδέουμε λοιπόν και την αυτεπαγωγή του ΑΜ/Σ προκειμένου να αντισταθμιστεί η χωρητική συμπεριφορά της γραμμής. 76 Ηλέκτριση ΑΜ/Σ 3 ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ (με την αυτεπαγωγή του) QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: -66,6 MVar -69,9 MVar -78,3 MVar QBLAG.: -71,9 MVar ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: 403,4KV / 145,2KV / 158,7KV ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: 404,9KV / 144,0KV ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: 404,3KV / 145,7KV ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: 402,5KV / 155,5KV ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: 401,6KV / 154,3KV ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: 403,8KV / 144,5KV ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: 401,1KV / 147,2KV ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: 407,8KV / 147,5KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 408,3KV / 151,4KV ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: 401,3KV / 145,9KV ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ: 402,0KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ 152,7KV ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ: 146,9KV ~ 210 ~

211 Ενεργοποίηση ΚΥΤ ΑΓ.ΣΤΕΦΑΝΟΥ. QDUBR.: -72,0 MVar QBIT.: -81,1 MVar QZEMP.: -90,6 MVar 77 Ηλέκτριση Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ ΚΥΤ ΑΓ. ΣΤΕΦΑΝΟΥ Ζυγός I 400KV QBLAG.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: -75,5 MVar 403,9KV / 145,4KV / 158,9KV 406,2KV / 144,0KV 405,3KV / 146,0KV ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: 403,0KV / 155,8KV ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: 402,0KV / 154,6KV ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: 408,6KV / 146,3KV ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: 410,3KV / 150,6KV ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: 408,7KV / 147,8KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 409,2KV / 151,6KV ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: 410,1KV / 148,5KV ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ: 410,7KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ 153,2KV ΚΥΤ ΑΓ. ΣΤΕΦΑΝΟΥ: 411,8KV ΚΥΤ ΑΛΙΒΕΡΙΟΥ: 154,5KV Έλεγχος TAP του ΑΜ/Σ για ρύθμιση τάσεως. QDUBR.: -68,2 MVar QBIT.: -73,3 MVar QZEMP.: -82,1 MVar 78 Ηλέκτριση ΑΜ/Σ 1 ΚΥΤ ΑΓ. ΣΤΕΦΑΝΟΥ (με την αυτεπαγωγή του) Ζυγός Ι 150KV QBLAG.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: -73,0 MVar 403,5KV / 145,3KV / 158,8KV 405,2KV / 144,0KV 404,6KV / 145,8KV 402,6KV / 155,6KV ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: 401,7KV / 154,4KV ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: 405,3KV / 145,0KV ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: 403,9KV / 148,3KV ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: 408,1KV / 147,6KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 408,6KV / 151,4KV ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: 404,0KV / 146,7KV ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ: 404,6KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ 152,8KV ΚΥΤ ΑΓ. ΣΤΕΦΑΝΟΥ: 403,3KV / 147,4KV ΚΥΤ ΑΛΙΒΕΡΙΟΥ: 152,1KV ~ 211 ~

212 Ηλέκτριση Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ ΚΥΤ ΗΡΩΝ Ζυγός I 400KV Ηλέκτριση ΑΜ/Σ 5 ΚΥΤ ΑΓ. ΣΤΕΦΑΝΟΥ (με την αυτεπαγωγή του) Ζυγός ΙΙ 150KV Έλεγχος συνθηκών παραλληλισμού στη πλευρά των 150KV του ΚΥΤ ΑΓ.ΣΤΕΦΑΝΟΥ Παραλληλισμός στη πλευρά των 150KV του ΚΥΤ ΑΓ.ΣΤΕΦΑΝΟΥ ~ 212 ~ QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: QBLAG.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ: ΚΥΤ ΗΡΩΝ: ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ ΚΥΤ ΑΓ. ΣΤΕΦΑΝΟΥ: ΚΥΤ ΑΛΙΒΕΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΑΓ. ΣΤΕΦΑΝΟΥ (ΖΥΓΟΣ Ι) V =146,7KV, -4,0 ο ΚΥΤ ΑΓ. ΣΤΕΦΑΝΟΥ (ΖΥΓΟΣ ΙΙ) V =142,9KV, -4,0 ο -72,4 MVar -81,8 MVar -91,4 MVar -75,7 MVar 403,9KV / 145,4KV / 158,9KV 406,2KV / 144,1KV 405,3KV / 146,0KV 403,1KV / 155,8KV 402,0KV / 154,6KV 408,9KV / 146,4KV 410,8KV / 150,8KV 408,8KV / 147,8KV 409,2KV / 151,6KV 411,9KV / 149,0KV 412,5KV 412,8KV 153,4KV 410,2KV / 149,9KV 154,7KV Κλείνουμε τον coupler που συνδέει τους ζυγούς Ι και ΙΙ στη πλευρά των 150KV. QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: QBLAG.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ: ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: ΚΥΤ ΗΡΩΝ: ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ ΚΥΤ ΑΓ. ΣΤΕΦΑΝΟΥ: ΚΥΤ ΑΛΙΒΕΡΙΟΥ: -68,3 MVar -73,4 MVar -82,2 MVar -73,1 MVar 403,5KV / 145,3KV / 158,8KV 405,3KV / 144,0KV 404,6KV / 145,8KV 402,6KV / 155,6KV 401,7KV / 154,4KV 405,3KV / 145,1KV 404,0KV / 148,3KV 408,1KV / 147,6KV 408,6KV / 151,4KV 406,0KV 405,3KV / 147,1KV 406,3KV 152,9KV 401,2KV / 144,7KV 152,1KV

213 Προσπαθούμε να «χτίσουμε» μονοπάτι ηλέκτρισης μέχρι το ΚΥΤ ΛΑΥΡΙΟΥ. 82 Ηλέκτριση Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΑΓ.ΣΤΕΦΑΝΟΥ ΚΥΤ ΠΑΛΛΗΝΗΣ Ζυγός I 400KV QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: QBLAG.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ: ΚΥΤ ΗΡΩΝ: ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ ΚΥΤ ΑΓ. ΣΤΕΦΑΝΟΥ: ΚΥΤ ΠΑΛΛΗΝΗΣ: ΚΥΤ ΑΛΙΒΕΡΙΟΥ: Ενεργοποίηση ΚΥΤ ΛΑΥΡΙΟΥ. -69,5 MVar -75,8 MVar -84,8 MVar -73,8 MVar 403,6KV / 145,3KV / 158,8KV 405,5KV / 144,0KV 404,8KV / 145,9KV 402,8KV / 155,6KV 401,8KV / 154,5KV 406,4KV / 145,4KV 405,9KV / 149,0KV 408,3KV / 147,6KV 408,8KV / 151,5KV 407,2KV / 147,7KV 407,8KV 408,1KV 153,1KV 403,8KV / 145,6KV 403,9KV 152,9KV 83 Ηλέκτριση Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΠΑΛΛΗΝΗΣ ΚΥΤ ΛΑΥΡΙΟΥ Ζυγός I 400KV QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: QBLAG.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ: ΚΥΤ ΗΡΩΝ: ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ ΚΥΤ ΑΓ. ΣΤΕΦΑΝΟΥ: ΚΥΤ ΠΑΛΛΗΝΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΥΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΑΛΙΒΕΡΙΟΥ: -71,9 MVar -80,8 MVar -90,3 MVar -75,4 MVar 403,9KV / 145,4KV / 158,9KV 406,1KV / 144,0KV 405,3KV / 146,0KV 403,0KV / 155,7KV 402,0KV / 154,6KV 408,5KV / 146,2KV 410,1KV / 150,5KV 408,7KV / 147,8KV 409,2KV / 151,6KV 411,1KV / 148,8KV 411,8KV 412,1KV 153,3KV 409,2KV / 147,6KV 409,6KV 409,9KV 154,4KV ~ 213 ~

214 Προσπαθούμε να «χτίσουμε» μονοπάτι ηλέκτρισης μέχρι το ΚΥΤ ΚΟΥΜΟΥΝΔΟΥΡΟΥ Ηλέκτριση Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΑΓ. ΣΤΕΦΑΝΟΥ ΚΥΤ ΑΧΑΡΝΩΝ Ζυγός I 400KV Ηλέκτριση ΑΜ/Σ 6 ΚΥΤ ΑΧΑΡΝΩΝ (με την αυτεπαγωγή του) ~ 214 ~ QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: QBLAG.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ: ΚΥΤ ΗΡΩΝ: ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ ΚΥΤ ΑΓ. ΣΤΕΦΑΝΟΥ: ΚΥΤ ΑΧΑΡΝΩΝ: ΚΥΤ ΠΑΛΛΗΝΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΥΡΙΟΥ: -72,7 MVar -82,4 MVar -92,1 MVar -75,9 MVar 403,9KV / 145,4KV / 158,9KV 406,3KV 405,4KV / 146,1KV 403,1KV / 155,8KV 402,0KV 409,2KV / 146,5KV 411,3KV / 151,0KV 408,9KV / 147,8KV 409,3KV / 151,6KV 412,3KV / 149,1KV 413,0KV 413,3KV 153,4KV 410,9KV / 148,2KV Έλεγχος TAP του ΑΜ/Σ για ρύθμιση τάσεως. QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: QBLAG.: ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ: ΚΥΤ ΗΡΩΝ: ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ ΚΥΤ ΑΓ. ΣΤΕΦΑΝΟΥ: ΚΥΤ ΑΧΑΡΝΩΝ: ΚΥΤ ΠΑΛΛΗΝΗΣ: ΚΥΤ ΛΑΥΡΙΟΥ: ΚΑΣΤΡΑΚΙ: ΜΕΓΑΛ.Α, ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ., ΜΕΓΑΛ.Β: 410,9KV 411,3KV 411,6KV -68,7 MVar -74,2 MVar -83,0 MVar -73,3 MVar 403,6KV / 145,3KV / 158,8KV 404,7KV / 145,8KV 402,7KV / 155,6KV 401,8KV 405,6KV / 145,2KV 404,6KV / 148,5KV 408,2KV / 147,6KV 408,2KV / 151,5KV 405,9KV / 147,3KV 406,5KV 406,8KV 153,0KV 402,0KV / 145,0KV 401,7KV / 143,2KV 402,3KV 402,6KV 153,2KV 155,4KV

215 86 Ηλέκτριση Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΑΧΑΡΝΩΝ ΚΥΤ ΚΟΥΜΟΥΝΔΟΥΡΟΥ Ζυγός I 400KV QDUBR.: QBIT.: QZEMP.: QBLAG.: -69,6 MVar -76,1 MVar -85,1 MVar -73,9 MVar ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: 403,6KV / 145,3KV / 158,8KV ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: 404,8KV / 145,9KV ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: 402,8KV / 155,7KV ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: 401,8KV ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: 406,5KV / 145,5KV ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: 406,1KV / 149,1KV ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: 408,3KV / 147,6KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 408,8KV / 151,5KV ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: 407,4KV / 147,7KV ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ: 408,0KV ΚΥΤ ΗΡΩΝ: 408,3KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ: 153,1KV ΚΥΤ ΑΓ. ΣΤΕΦΑΝΟΥ: 404,0KV / 145,7KV ΚΥΤ ΑΧΑΡΝΩΝ: 403,8KV / 143,9KV ΚΥΤ ΠΑΛΛΗΝΗΣ: 404,4KV ΚΥΤ ΛΑΥΡΙΟΥ: 404,7KV ΚΥΤ ΚΟΥΜΟΥΝΔΟΥΡΟΥ: 403,9KV ΚΑΣΤΡΑΚΙ: 153,3KV ΜΕΓΑΛ.Α, ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ., ΜΕΓΑΛ.Β: 155,5KV ~ 215 ~

216 Στη συνέχεια θα πραγματοποιήσουμε παραλληλισμό με την πλευρά ΕΛΕΥΣΙΝΑΣ - ΜΕΓΑΡΩΝ από τη πλευρά του δικτύου 150KV στο ΚΥΤ ΚΟΥΜΟΥΝΔΟΥΡΟΥ. QDUBR.: -69,6 MVar QBIT.: -76,1 MVar QZEMP.: -85,1 MVar QBLAG.: -73,9 MVar ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: 403,6KV / 145,3KV / 158,8KV 87 Ηλέκτριση ΑΜ/Σ 1 ΚΥΤ ΚΟΥΜΟΥΝΔΟΥΡΟΥ (χωρίς την αυτεπαγωγή του) Ζυγός I 150KV ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: 404,8KV / 145,9KV 402,8KV / 155,7KV 406,5KV / 145,5KV 406,1KV / 149,1KV 408,3KV / 147,6KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 408,0KV / 151,5KV ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: 407,4KV / 147,7KV ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ: 408,0KV ΚΥΤ ΗΡΩΝ: 408,3KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ 153,1KV ΚΥΤ ΑΓ. ΣΤΕΦΑΝΟΥ: 404,0KV / 145,7KV ΚΥΤ ΑΧΑΡΝΩΝ: 403,8KV / 143,9KV ΚΥΤ ΠΑΛΛΗΝΗΣ: 404,4KV ΚΥΤ ΛΑΥΡΙΟΥ: 404,7KV ΚΥΤ ΚΟΥΜΟΥΝΔΟΥΡΟΥ: 403,9KV / 156,4KV ΚΑΣΤΡΑΚΙ: 153,3KV ΜΕΓΑΛ.Α, ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ., ΜΕΓΑΛ.Β: 155,5KV 88 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΜΕΓΑΡΩΝ Υ/Σ ΕΛΕΥΣΙΝΑΣ Ζυγός 150KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: ΚΟΡΙΝΘΟΣ: ΜΕΓΑΡΑ: 156,5KV 153,9KV 154,7KV ΕΛΕΥΣΙΝΑ: 154,7KV 89 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV Υ/Σ ΕΛΕΥΣΙΝΑΣ ΚΥΤ ΚΟΥΜΟΥΝΔΟΥΡΟΥ Ζυγός ΙΙ 150KV ΚΥΤ ΚΟΥΜΟΥΝΔΟΥΡΟΥ πλευρά 150kV (ζυγός ΙΙ) ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 155,0KV 156,6KV 154,0KV ΜΕΓΑΡΑ: 155,6KV ΕΛΕΥΣΙΝΑ: 154,9KV 90 Έλεγχος συνθηκών παραλληλισμού στη πλευρά των 150KV του ΚΥΤ ΚΟΥΜΟΥΝΔΟΥΡΟΥ ΚΥΤ ΚΟΥΜΟΥΝΔΟΥΡΟΥ (από Αττική) (ΖΥΓΟΣ Ι) V=156,4KV, -4,0 ο ΚΥΤ ΚΟΥΜΟΥΝΔΟΥΡΟΥ(από Ελευσίνα)(ΖΥΓΟΣ ΙΙ) V=155,0KV, -4,6 ο ~ 216 ~

217 Κλείνουμε τον coupler που συνδέει τους ζυγούς Ι και ΙΙ στη πλευρά των 150KV. QDUBR.: -69,2 MVar QBIT.: -75,6 MVar QZEMP.: -84,3 MVar QBLAG.: -73,7 MVar ΚΥΤ ΘΕΣ/ΚΗΣ: 403,6KV / 145,3KV / 158,8KV ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: 404,8KV / 145,9KV ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: 402,7KV / 155,6KV ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ: 401,8KV ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ: 406,1KV / 145,4KV ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ: 405,5KV / 148,9KV ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ: 408,3KV / 147,6KV ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ: 408,8KV / 151,5KV 91 Παραλληλισμός στη πλευρά των 150ΚV του ΚΥΤ ΚΟΥΜΟΥΝΔΟΥΡΟΥ ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ: ΚΥΤ ΘΙΣΒΗΣ: ΚΥΤ ΗΡΩΝ: 406,8KV / 147,5KV 407,4KV 407,7KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ 153,0KV ΚΥΤ ΑΓ. ΣΤΕΦΑΝΟΥ: 403,3KV / 145,4KV ΚΥΤ ΑΧΑΡΝΩΝ: 403,0KV / 143,6KV ΚΥΤ ΠΑΛΛΗΝΗΣ: 403,6KV ΚΥΤ ΛΑΥΡΙΟΥ: 403,9KV ΚΥΤ ΚΟΥΜΟΥΝΔΟΥΡΟΥ: 403,0KV / 155,7KV ΚΑΣΤΡΑΚΙ: 153,3KV ΠΑΤΡΑ Ι, ΙΙ, ΙΙΙ: 156,6KV ΘΗΣ ΑΓ.ΘΕΟΔΩΡΩΝ: 156,8KV Q=63.7Mvar ΚΟΡΙΝΘΟΣ: 154,2KV ΜΕΓΑΡΑ: 155,3KV ΕΛΕΥΣΙΝΑ: 155,5KV ΑΡΓΟΣ Ι: 151,6KV ΑΡΓΟΣ ΙΙ: 151,9KV ΜΕΓΑΛ.Α, ΚΥΤ ΜΕΓΑΛ., ΜΕΓΑΛ.Β: 155,7KV ~ 217 ~

218 ~ 218 ~

219 Παρακάτω παρουσιάζονται τα ενδιάμεσα παράλληλα βήματα της έναυσης της μονάδας 1 ΠΟΛΥΦΥΤΟΥ, της ηλέκτρισης από BITOLA, της έναυσης των μονάδων 1,2 ΣΦΗΚΙΑΣ και της έναυσης της μονάδας 1 ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ. Έναυση ΠΟΛΥΦΥΤΟΥ ΒΗΜΑ ΕΝΕΡΓΕΙΕΣ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΑ/ΠΑΡΑΤΗΡΗΣΕΙΣ 1 Εκκίνηση ΜΟΝ. ΝΟ.1 ΥΗΣ ΠΟΛΥΦΥΤΟΥ Ζυγός I 150KV Ζυγός ΥΗΣ ΠΟΛΥΦΥΤΟΥ sluck bus. Vsch=1, φ=0 ο 2 3 Ρύθμιση άεργου ισχύος μέσω ΜΟΝ. ΝΟ.1 ΥΗΣ ΠΟΛΥΦΥΤΟΥ VSCH = 0,98 Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΠΟΛΥΦΥΤΟ ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ Ζυγός I 150KV ΠΟΛΥΦΥΤΟ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ: Μεταφορά στο Βήμα 13 της ηλέκτρισης του Κορμού του Συστήματος 159,7KV 156,5KV 157,0KV 157,1KV Ηλέκτριση από BITOLA ΒΗΜΑ ΕΝΕΡΓΕΙΕΣ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΑ/ΠΑΡΑΤΗΡΗΣΕΙΣ 1 BITOLA Ζυγός BITOLA sluck bus. Vsch=1, φ=0 ο Ηλέκτριση Γ.Μ. 400KV BITOLA ΜΕΛΙΤΗ Ζυγός 400KV QBIT.: ΜΕΛΙΤΗ: -20 MVar 400,3KV Ηλέκτριση Γ.Μ. 400KV ΜΕΛΙΤΗ ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ Ζυγός 400KV QBIT.: -35 MVar ΜΕΛΙΤΗ: ΚΥΤ AMYNTAIOY: 400,7KV 400,9KV Ηλέκτριση Γ.Μ. 400KV ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ - ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ QBIT.: -63,5 MVar ΜΕΛΙΤΗ: ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ: ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ (από ΑΜΥΝΤΑΙΟ): 401,5KV 402,3KV 402,8KV Μεταφορά στο Βήμα 16 της ηλέκτρισης του Κορμού του Συστήματος ~ 219 ~

220 Έναυση ΣΦΗΚΙΑΣ ΒΗΜΑ ΕΝΕΡΓΕΙΕΣ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΑ/ΠΑΡΑΤΗΡΗΣΕΙΣ 1 Εκκίνηση ΜΟΝ. ΝΟ.1 ΥΗΣ ΣΦΗΚΙΑΣ Ζυγός I 150KV Ζυγός ΥΗΣ ΣΦΗΚΙΑΣ sluck bus. Vsch = 0,99, φ=0 ο Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΣΦΗΚΙΑ ΠΟΛΥΦΥΤΟ Ζυγός I 150KV Ρύθμιση άεργου ισχύος μέσω ΜΟΝ. ΝΟ. 1 ΥΗΣ ΣΦΗΚΙΑΣ ΣΦΗΚΙΑ: ΣΦΗΚΙΑ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ (πλευρά ΣΦΗΚΙΑΣ): ΠΟΛΥΦΥΤΟ (πλευρά ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ): 155,5KV 155,7KV 155,7KV 149,9KV VSCH = 1 ΣΦΗΚΙΑ: 152,9KV Εκκίνηση ΜΟΝ. ΝΟ. 2 ΥΗΣ ΣΦΗΚΙΑΣ Ρύθμιση άεργου ισχύος μέσω ΜΟΝ. ΝΟ.2 ΥΗΣ ΣΦΗΚΙΑΣ VSCH = 0,97 ΠΟΛΥΦΥΤΟ (πλευρά ΣΦΗΚΙΑΣ): ΠΟΛΥΦΥΤΟ (πλευρά ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ): ΣΦΗΚΙΑ: ΠΟΛΥΦΥΤΟ (πλευρά ΣΦΗΚΙΑΣ): ΠΟΛΥΦΥΤΟ (πλευρά ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ): 153,0KV 149,9KV 152,0KV 152,0KV 149,9KV Μεταφορά στο Βήμα 29 της ηλέκτρισης του Κορμού του Συστήματος Έναυση ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ Ι ΒΗΜΑ ΕΝΕΡΓΕΙΕΣ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΑ/ΠΑΡΑΤΗΡΗΣΕΙΣ 1 2 Εκκίνηση ΜΟΝ. ΝΟ.1 ΥΗΣ ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ Ι Ζυγός I 150KV Ηλέκτριση Γ.Μ. 150KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ Ζυγός ΙI 150KV Ζυγός ΥΗΣ ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ Ι sluck bus. Vsch = 1, φ=0 ο ΠΟΥΡΝΑΡΙ: ΠΟΥΡΝΑΡΙ: ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ (πλευρά ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ Ι): ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ (πλευρά ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ): 157,5KV 157,6KV 157,6KV 150,4KV ~ 220 ~

221 3 Έλεγχος συνθηκών συγχρονισμού στη πλευρά των 150KV του ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ, μέσω ΥΗΣ ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ Ι VSCH: 0,97 ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ (ΠΛΕΥΡΑ ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ Ι) V = 152,9KV, -6 ο ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ (ΠΛΕΥΡΑ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ) V = 150,4KV, -6,7 ο Μεταφορά στο Βήμα 57 της ηλέκτρισης του Κορμού του Συστήματος 6.11 Χρόνοι διαδικασιών αποκατάστασης Στον κάτωθι πίνακα παρουσιάζονται ενδεικτικά αποτελέσματα χρονικής διάρκειας των διαδικασιών αποκατάστασης που επελέγησαν, είτε αφορά τη διαδικασία Top-down είτε Bottomup και συνδυασμού αυτών. ΠΙΝΑΚΑΣ 6.1 Κατανομή χρονικής διάρκειας διαδικασιών αποκατάστασης ΧΡΟΝΟΙ - ΒΗΜΑΤΑ ΑΠΟΚΑΤΑΣΤΑΣΗΣ ΒΗΜΑΤΑ ΟΝΟΜΑ ΒΗΜΑΤΑ ΚΟΡΜΟΥ ΝΗΣΙΔΑΣ ΝΗΣΙΔΩΝ pu-time time (min) 3 1 DUBROVO KV DUBROVO ΚΥΤ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ ΑΜ/Σ 6 (χωρίς Α/Ε) ΚΥΤ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ Α/Ε του ΑΜ/Σ ΚΥΤ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ KV ΚΥΤ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ ΚΥΤ ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ ΑΜ/Σ 1&2 GEMINI (χωρίς Α/Ε) ΚΥΤ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ Α/Ε των ΑΜ/Σ 1&2 ΚΥΤ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ KV ΚΥΤ ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ ΑΜ/Σ 1 (χωρίς Α/Ε) ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ 1 3 ΠΟΛΥ ΦΥΤΟ 1 Έναυση ΜΟΝ.1 ΠΟΛΥΦΥΤΟΥ (sluck) Υποδιέγερση ΜΟΝ.1 ΠΟΛΥΦΥΤΟΥ (sluck) KV ΠΟΛΥΦΥΤΟ ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ ΣΥΓΧΡΟΝΙΣΜΟΣ ΝΗΣΙΔΑΣ ΠΟΛΥΦΥΤΟΥ ΜΕ ΚΟΡΜΟ Α/Ε του ΑΜ/Σ1 ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ ΑΜ/Σ 8 (δεν έχει Α/Ε) ΚΥΤ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ 1 3 ΔΙΑΣ/ΣΗ BITOLA 1 BITOLA (sluck) KV BITOLA ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ KV ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ KV ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ ΠΑΡΑΛΛΗΛΙΣΜΟΣ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ BITOLA ΜΕ ΚΟΡΜΟ KV ZEMPLAK ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ, [ ZEMPLAK (sluck)] ΠΑΡΑΛΛΗΛΙΣΜΟΣ στα 400KV ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ Βοηθητικά ΑΗΣ ΚΑΡΔΙΑΣ Άρση υποδιέγερσης ΠολυΦύτου ΑΜ/Σ 1 (χωρίς Α/Ε) ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ Εισαγωγές από BITOLA 30ΜW Βοηθητικά ΑΗΣ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ KV ΚΥΤ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ Βοηθητικά ΑΗΣ ΜΕΛΙΤΗΣ 2 6 ΝΗΣΙΔΑ ΣΦΗΚΙΑΣ 1 Έναυση ΜΟΝ.1 ΣΦΗΚΙΑΣ (sluck) KV ΣΦΗΚΙΑΣ ΠΟΛΥΦΥΤΟ Υποδιέγερση ΜΟΝ.1 ΣΦΗΚΙΑΣ Έναυση ΜΟΝ.2 ΣΦΗΚΙΑΣ ΣΥΓΧΡΟΝΙΣΜΟΣ ΝΗΣΙΔΑΣ ΣΦΗΚΙΑΣ ΜΕ ΚΟΡΜΟ KV ΣΦΗΚΙΑΣ ΚΥΤ ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ ΣΦΗΚΙΑ:150MW & Βοηθητικά ΑΗΣ ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ (3 ΜΟΝ.) Άρση υποδιέγερσης ΣΦΗΚΙΑΣ 0 27 Βοηθητικά ΑΗΣ ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ (2 ΜΟΝ.) KV ΚΥΤ ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ ΑΜ/Σ 5 (χωρίς Α/Ε) ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ Α/Ε του ΑΜ/Σ5 ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ ΑΜ/Σ 4 (χωρίς Α/Ε) ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ Α/Ε του ΑΜ/Σ4 ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ KV ΚΥΤ ΛΑΡΙΣΑΣ ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ ΑΜ/Σ 5 (με Α/Ε) ΚΥΤ ΛΑΡΥΜΝΑΣ ΑΜ/Σ 3&4 GEMINI (χωρίς Α/Ε) ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ KV ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ ΑΜ/Σ 1 (με Α/Ε) ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ Α/Ε του ΑΜ/Σ4 ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ KV ΚΥΤ ΤΡΙΚΑΛΩΝ ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ ΑΜ/Σ 2 (με Α/Ε) ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ 1 3 ΠΟΥ Ρ- Έναυση ΜΟΝ.3 ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ (sluck) KV ΠΟΥΡΝΑΡΙ Ι ΚΥΤ ΑΡΑΧΘΟΥ ΣΥΓΧΡΟΝΙΣΜΟΣ ΝΗΣΙΔΑΣ ΠΟΥΡΝΑΡΙΟΥ Ι ΜΕ ΚΟΡΜΟ 1 3 ΝΗΣΙΔΑ ΚΑΣΤΡΑΚΙΟΥ - ΑΛΟΥΜΙΝΙΟΥ 1 Έναυση ΜΟΝ.1&2 ΚΑΣΤΡΑΚΙΟΥ (sluck) KV ΚΑΣΤΡΑΚΙ ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ ΛΕΥΚΑ KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ ΘΕΡΜΟ Υποδιέγερση ΜΟΝ.2 ΚΑΣΤΡΑΚΙΟΥ KV ΛΕΥΚΑ ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ KV ΘΕΡΜΟ ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ ΠΑΡΑΛΛΗΛΙΣΜΟΣ στα 150KV ΑΛΟΥΜΙΝΙΟΥ & 10MW Έναυση ΜΟΝ.1 ΚΡΕΜΑΣΤΩΝ (sluck) KV ΚΥΤ ΑΧΕΛΩΟΥ ΚΡΕΜΑΣΤΑ ΣΥΓΧΡΟΝΙΣΜΟΣ ΝΗΣΙΔΑΣ ΚΡΕΜΑΣΤΩΝ ΜΕ ΚΑΣΤΡΑΚΙΟΥ Έναυση ΜΟΝ.2 ΚΡΕΜΑΣΤΩΝ KV ΚΡΕΜΑΣΤΑ ΚΑΡΠΕΝΗΣΙ ΛΑΜΙΑ Υποδιέγερση ΜΟΝ.1&2 ΚΡΕΜΑΣΤΩΝ KV ΛΑΜΙΑ ΓΚΙΩΝΑ ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ ΠΑΡΑΛΛΗΛΙΣΜΟΣ στα 150KV ΑΛΟΥΜΙΝΙΟΥ MW στο ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ KV ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ ΚΥΤ ΔΙΣΤΟΜΟΥ MW στο ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ Υποδιέγερση ΜΟΝ.1&2 ΚΡΕΜΑΣΤΩΝ ΣΥΓΧΡΟΝΙΣΜΟΣ ΝΗΣΙΔΑΣ ΚΑΣΤΡΑΚΙΟΥ ΑΛΟΥΜΙΝΙΟΥ ΜΕ ΚΟΡΜΟ 1 3 ~ 221 ~

222 6.12 Σημαντικές παρατηρήσεις διαδικασίας αποκατάστασης Κατά τη διαδικασία αποκατάστασης πρέπει να δοθεί μεγάλη προσοχή στα εξής: 1) Απώλεια των βοηθητικών της μονάδας / Μικρά συστήματα νησίδων. Οι γεννήτριες που χάνουν τα βοηθητικά τους φορτία μπορεί να μην είναι σε θέση να παραμείνουν σε αυτή την κατάσταση για πολύ καιρό. Σε πολλούς σταθμούς δεν είναι δυνατό να κλείσει ο διακόπτης υψηλής τάσης (HV) με «νεκρό ζυγό», ώστε να μην είναι δυνατή η δημιουργία ενός υποσυστήματος από μία μόνο γεννήτρια. Εάν μια γεννήτρια απωλέσει τα βοηθητικά της φορτία ή μια μικρή νησίδα, το ΕΚΕΕ θα πρέπει να εξετάσει τη βιωσιμότητα της δημιουργίας ενός συστήματος από μια μικρή νησίδα λαμβάνοντας υπόψη το προφίλ της μονάδας, την ικανότητά της να λειτουργεί με ευστάθεια σε χαμηλά φορτία και τη θέση του πλησιέστερου ελεγχόμενου σημείου συγχρονισμού. Ωστόσο, συνιστάται η πρώτη προτεραιότητα του ΕΚΕΕ σε κατάσταση μπλε συναγερμού (blue alert), να διασφαλιστεί ότι ο σταθμός blackstart σε αυτό το υποσύστημα είναι στελεχωμένος και να μπορεί να ξεκινήσει η διαδικασία του blackstart. 2) Ορισμένοι διακόπτες υψηλής τάσεως (ΥΤ) πιθανώς να μην άνοιξαν εγκαίρως. Σύμφωνα με τις αρχές αποκατάστασης, όλοι οι σταθμοί πρέπει να απομονωθούν, πράγμα που σημαίνει ότι πρέπει να ανοίξουν όλοι οι διακόπτες των κυκλωμάτων. Το ΕΚΕΕ θα πρέπει να αξιολογήσει την κατάσταση όπου ένας διακόπτης είναι γνωστό ότι έχει περιορισμένο κύκλο λειτουργίας. Εάν το ΕΚΕΕ αποφασίσει να εφαρμόσει μια εξαίρεση, πρέπει να το γνωστοποιήσει στον φορέα εκμετάλλευσης / DSO, το συντομότερο δυνατό. 3) Συνολική απώλεια των εγκαταστάσεων επικοινωνίας. Το δίκτυο κινητής τηλεφωνίας σχεδόν βέβαια θα υποστεί συμφόρηση και μπορεί ακόμη και να καταρρεύσει λόγω εθνικής διακοπής. Ωστόσο, αυτό είναι πιθανό να συμβεί μόνο όταν οι άνθρωποι συνειδητοποιήσουν το μήκος / την έκταση του blackout. Εκτιμάται ότι το δίκτυο κινητής τηλεφωνίας θα επιβιώσει από την αρχική άμεση εκκίνηση ενός Blue Alert και γι'αυτό το λόγο, όταν εκδίδεται το Blue Alert, αποστέλλεται ένα μήνυμα κειμένου στο βασικό προσωπικό που έχει μόνιμες εντολές για να παρευρεθεί στον τόπο εργασίας του κατά την παραλαβή του μηνύματος. Η πλήρης αστοχία όλων των συστημάτων επικοινωνίας, είναι εξαιρετικά απίθανη. Δορυφορικά τηλέφωνα, αν έχουν εγκατασταθεί σε πολλές θέσεις-κλειδιά, συμπεριλαμβανομένων όλων των τοποθεσιών Blackstart και όλων των Κέντρων Ελέγχου, θα παραμείνουν λειτουργικά σε όλα τα σενάρια. Εάν αυτά τα τηλέφωνα είναι οι μόνες διαθέσιμες μέθοδοι επικοινωνίας, ο χρόνος αποκατάστασης θα είναι σημαντικά πιο μεγάλος. Αναμένεται ότι οι σταθμοί blackstart θα συνεχίσουν να εκκινούν τις γεννήτριές τους, ωστόσο οι διαδρομές αποκατάστασης θα είναι αργές: καθώς η επικοινωνία μεταξύ των χειριστών και των κέντρων ελέγχου μπορεί να απαιτεί από το προσωπικό να οδηγεί μεταφερόμενο από τη μια θέση στην άλλη. Τα σχέδια αποκατάστασης συστήματος ισχύος πρέπει να προσαρμόζονται όπως απαιτείται. ~ 222 ~

223 4) Όλα τα ηλεκτρικά στοιχεία του Συστήματος μεταφοράς δεν είναι διαθέσιμα όπως έχουν προβλεφθεί στο σχέδιο αποκατάστασης. Το σχέδιο αποκατάστασης (PSR) προϋποθέτει ότι όλες οι συνιστώσες (στοιχεία) του συστήματος μεταφοράς είναι διαθέσιμες και ότι οι σταθμοί διαμορφώνονται σύμφωνα με τις τυποποιημένες διαμορφώσεις τους. Στην πραγματικότητα πολλά κυκλώματα μπορεί να βρίσκονται σε προγραμματισμένες απομονώσεις, οι ζυγοί δεν είναι δυνατόν να διαμορφωθούν όπως έχει προγραμματιστεί ενώ τμήμα του συστήματος μεταφοράς μπορεί να καταστραφεί κατά τη διάρκεια της εκκίνησης της διαδικασίας αποκατάστασης. Εάν η αρχική διαδρομή black start σε ένα υποσύστημα είναι εξ ολοκλήρου ή εν μέρει μη διαθέσιμη λόγω διακοπής λειτουργίας ή βλάβης, τότε το ΕΚΕΕ θα πρέπει να τροποποιήσει το σχέδιό του και να ενημερώσει τους εμπλεκόμενους για τυχόν απαιτούμενες αλλαγές στις ρυθμίσεις προσωπικού. Κατά την επιλογή μιας νέας διαδρομής θα πρέπει να προτιμώνται διαδρομές που έχουν δοκιμαστεί στο παρελθόν ως μέρος της δοκιμής αποκατάστασης συστήματος ισχύος. Αυτά περιγράφονται στις σχετικές ενότητες του σχεδίου αποκατάστασης του συστήματος ενέργειας. Στους περισσότερους υποσταθμούς, οι αποζεύκτες των ζυγών δεν ανοίγουν πλέον ως μέρος του σχεδίου αποκατάστασης, ενώ τα μονογραμμικά διαγράμματα και τα σχέδια μεταγωγής σε αυτό το σχέδιο περιγράφουν ενός τύπου διαμόρφωση των ζυγών. Το ΕΚΕΕ θα προσαρμόσει τα σχέδια για να αντιμετωπίσει τη διαμόρφωση του συστήματος που υφίσταται την ημέρα του συμβάντος. Συνιστάται, ωστόσο, στους υποσταθμούς όπου αναμένεται να γίνει συγχρονισμός ή παραλληλισμός δύο υποσυστημάτων, το ΕΚΕΕ να ανοίξει τους αποζεύκτες των ζυγών και να διαμορφώσει τον υποσταθμό και να πραγματοποιήσει την αλλαγή βάσει αυτού του σχεδίου. 5) Χρόνος και διαθεσιμότητα πόρων. Οι ανεξέλεγκτες παράμετροι, όπως το χάος της κυκλοφορίας και οι ακραίες καιρικές συνθήκες, μπορούν να καθυστερήσουν σημαντικά την πρόσβαση του προσωπικού στους υποσταθμούς/κέντρα ελέγχου κατά την ημέρα του συμβάντος. Πρόσθετες προκλήσεις περιλαμβάνουν την κινητοποίηση του προσωπικού στις πρωινές ώρες, ειδικά όταν τα δίκτυα επικοινωνιών έχουν υποστεί βλάβη. Οι χρόνοι επαναφοράς του συστήματος προϋποθέτουν ότι η στελέχωση μπορεί να επιτευχθεί εντός του χρονικού πλαισίου 30/60 λεπτών. Ωστόσο, ενώ πρέπει να καταβληθούν όλες οι προσπάθειες για την αντιμετώπιση αυτών των χρόνων και ο μακροπρόθεσμος στρατηγικός σχεδιασμός πρέπει να λάβει υπόψη αυτή την απαίτηση, ενδέχεται να χρειαστεί περισσότερος χρόνος σε ορισμένες περιοχές. Οι εμπλεκόμενοι πρέπει να ενημερώνουν το ΕΚΕΕ για τυχόν γνωστές/αναμενόμενες καθυστερήσεις στους σταθμούς προτεραιότητας του προσωπικού ή για δυσκολίες επικοινωνίας με το προσωπικό. Το ΕΚΕΕ, είναι σημαντικό να χρησιμοποιήσει αυτές τις πληροφορίες για να αποφασίσει εάν πρέπει να επιλεγεί μια εναλλακτική διαδρομή αποκατάστασης. 6) Λειτουργία εγκαταστάσεων και συντήρησης. Υπάρχουν αποζεύκτες και διακόπτες κυκλωμάτων που είναι γνωστό ότι έχουν έναν περιορισμένο κύκλο λειτουργίας, όπως και άλλες ιδιαιτερότητες. Το ΕΚΕΕ θα πρέπει σε συνεργασία με τα περιφερειακά κέντρα να εξετάσει όλες τις ιδιαιτερότητες και να τις διαχειριστεί έτσι ώστε να υπάρχει διαθεσιμότητα κατά την αποκατάσταση. ~ 223 ~

224 ΑΝΑΛΥΣΗ ΡΟΩΝ ΦΟΡΤΙΟΥ ΚΕΦΑΛΑΙΟ Γενικά Στο τομέα των λογισμικών σχετικών με τη μελέτη δομής και λειτουργίας των ΣΗΕ, το PSS/E Siemens αποτελεί ένα από τα πιο διαδεδομένα πακέτα λογισμικού. Αποτελείται από ένα σύνολο προγραμμάτων τα οποία δίνουν στο χρήστη πολλές διαφορετικές δυνατότητες. Πρόκειται για ένα εξαιρετικό εργαλείο για τη μελέτη συστημάτων μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας καθώς και για τη μελέτη της συμπεριφοράς γεννητριών σε ένα δίκτυο. Το λογισμικό επιτρέπει στο χρήστη ανάλυση και μελέτη τόσο στη μόνιμη κατάσταση λειτουργίας όσο και σε επίπεδο μεταβατικών φαινομένων, σε δυο ειδικά διαμορφωμένα περιβάλλοντα εργασίας. Προκειμένου να μελετηθεί ένα οποιοδήποτε ΣΗΕ στο PSS/E θα πρέπει πρώτα να παρασταθεί σε κατάλληλη μορφή ( μοντέλο εξομοίωσης ) σε ένα «πηγαίο» ( raw ) αρχείο. Για διευκόλυνση του χρήστη, προσφέρεται και δυνατότητα δημιουργίας του μοντέλου του ΣΗΕ ή τροποποίησής του με γραφικά εργαλεία. Για τις ανάγκες αυτής της εργασίας, χρησιμοποιήθηκε το λογισμικό PSS/E στο χώρο του ΑΔΜΗΕ, με δεδομένο το πραγματικό μοντέλο του ελληνικού ΣΗΕ. Στο περιβάλλον μόνιμης κατάστασης λειτουργίας, εξομοιώθηκε η κατάσταση κάθε συνιστώσας του ΣΗΕ και μελετήθηκε η ροή ισχύος στο σύστημα μεταφοράς και οι τάσεις στις γραμμές για κάθε ξεχωριστό βήμα της προτεινόμενης διαδικασίας επαναφοράς του ΣΗΕ ( και για top-down και για bottom-up ). Με αυτόν τον τρόπο έγινε εφικτό να διαπιστωθεί πως η προτεινόμενη διαδικασία επαναφοράς ανταποκρίνεται στην πραγματικότητα, πως είναι σύμφωνη με τις οδηγίες της Ευρωπαϊκής Ένωσης και αποφέρει στην πράξη το επιθυμητό αποτέλεσμα, την επαναφορά της λειτουργίας του συνόλου του ελληνικού διασυνδεδεμένου ΣΗΕ. 7.2 Η ανάλυση ροής φορτίου Η ανάλυση ροής φορτίου είναι η πιο σημαντική μέθοδος για τη μελέτη των Συστημάτων Ηλεκτρικής Ενέργειας. Επιτρέπει τη μελέτη της συμπεριφοράς ενός συστήματος ισχύος, το οποίο υφίσταται συγκεκριμένη φόρτιση, στη μόνιμη ημιτονοειδή κατάσταση λειτουργίας. Με την ανάλυση ροής φορτίου υπολογίζονται οι τάσεις σε όλους τους ζυγούς του δικτύου, καθώς και οι ροές ισχύος (ενεργού και άεργου) σε όλες τις γραμμές μεταφοράς και τους μετασχηματιστές του συστήματος. Η ανάλυση ροής φορτίου χρησιμοποιείται σε πολλές διαφορετικές μελέτες των ΣΗΕ. Αρχικά, σε περιπτώσεις μεταβολών ή μελλοντικών επεκτάσεων σε ένα ήδη υπάρχον ΣΗΕ, όπως: όδευση νέων γραμμών μεταφοράς, ανάπτυξη νέων μονάδων παραγωγής, τροφοδοσία νέων φορτίων, νέες διασυνδέσεις με γειτονικά συστήματα, προτού προχωρήσουμε στην υλοποίησή τους, θα πρέπει να μελετηθούν οι επιπτώσεις που αυτές θα έχουν στη λειτουργία του συστήματος ισχύος. Θα πρέπει επίσης να αναλυθεί η αποτε- ~ 224 ~

225 λεσματικότητα και η αποδοτικότητα διάφορων, εναλλακτικών λύσεων, έτσι ώστε να συγκριθούν μεταξύ τους και να επιλεχθεί η καλύτερη. Ακόμη, η ανάλυση ροής φορτίου είναι πολύ σημαντική για τον προσδιορισμό της βέλτιστης διαδικασίας λειτουργίας ενός ΣΗΕ, είτε στη κανονική κατάσταση λειτουργίας του είτε μετά από κάποια σφάλματα. Στη μόνιμη κατάσταση λειτουργίας, το ενεργειακό σύστημα καλείται να καλύψει μια ορισμένη ζήτηση ισχύος, και μπορεί να το επιτύχει με πολλούς διαφορετικούς τρόπους. Θα πρέπει, λοιπόν, με τη βοήθεια της ανάλυσης ροής φορτίου, από ένα πλήθος δυνατών καταστάσεων λειτουργίας να επιλεχθεί αυτή που οδηγεί στην πιο αξιόπιστη και οικονομική λειτουργία του συστήματος. Παρόμοια, μετά από την εμφάνιση κάποιου σφάλματος (όπως απώλεια μιας ή περισσότερων μονάδων παραγωγής ή γραμμών μεταφοράς), η ανάλυση ροής φορτίου χρησιμοποιείται για τον προσδιορισμό της βέλτιστης διαδικασίας λειτουργίας του συστήματος υπό τις νέες συνθήκες. Επίσης, η ανάλυση ροής φορτίου είναι χρήσιμη για την εκτίμηση της επίδρασης που έχουν στη λειτουργία του ενεργειακού συστήματος διαφορετικές συνθήκες φόρτισής του, ενώ πολλές φορές χρησιμοποιείται και για την εύρεση αρχικών τιμών απαραίτητων για άλλες μελέτες, όπως μελέτες βραχυκυκλωμάτων, μεταβατικής ευστάθειας κ.λπ. Για να είναι αποδεκτές οι λύσεις μιας ανάλυσης ροής φορτίου θα πρέπει, εκτός από το να ικανοποιούν τους δύο κανόνες του Kirchhoff, να ικανοποιούν και τους εξής περιορισμούς: Να μη γίνεται υπέρβαση των οριακών δυνατοτήτων των πηγών άεργου ισχύος, Να μη γίνεται υπέρβαση των ορίων λήψης των μετασχηματιστών ελέγχου, Να μη συμβαίνει υπερφόρτιση των γραμμών μεταφοράς και των μετασχηματιστών, Οι τάσεις των ζυγών να παραμένουν στα προδιαγεγραμμένα όριά τους. Άλλωστε, η σχεδίαση ενός ενεργειακού συστήματος θα πρέπει να γίνεται έτσι ώστε να ικανοποιούνται οι παραπάνω περιορισμοί και κάτω από συνθήκες μέγιστης φόρτισης και κατά τη διάρκεια αιφνίδιων μεταβολών της κατάστασής του. 7.3 Οι στατικές εξισώσεις ροής φορτίου Στη μόνιμη ημιτονοειδή κατάσταση λειτουργίας, τα ΣΗΕ συνήθως λειτουργούν ισοζυγισμένα. Για το λόγο αυτό, στην ανάλυση ροής φορτίου χρησιμοποιείται το μονοφασικό ισοδύναμο του συστήματος, επιτρέποντας σημαντική απλοποίηση των υπολογισμών. Οι ποσότητες που χρησιμοποιούνται είναι οι ανά φάση ισχείς και οι φασικές τάσεις. Για την ανάλυση που θα ακολουθήσει θα θεωρήσουμε τον ζυγό i ενός συστήματος n ζυγών. Στη γενική του μορφή, στον ζυγό i συνδέονται γεννήτριες που τροφοδοτούν μιγαδική ισχύ SGi, φορτία που καταναλώνουν μιγαδική ισχύ SLi, καθώς και γραμμές μεταφοράς που μεταφέρουν μιγαδική ισχύ STi εκτός του ζυγού. Μπορούμε να αντικαταστήσουμε την παραγωγή των γεννητριών και την κατανάλωση των φορτίων με μια ισοδύναμη πηγή ισχύος Si = SGi - SLi όπως φαίνεται στο Σχήμα 7.1. ~ 225 ~

226 Σχήμα 7.1: Γενική μορφή ζυγού i. Όπως ήδη αναφέρθηκε, η ανάλυση ροής φορτίου γίνεται για ορισμένη φόρτιση του συστήματος, επομένως η κατανάλωση SLi είναι γνωστή. Η παραγωγή SGi καθορίζεται από τον χειριστή του ΣΗΕ έτσι ώστε να επιτευχθεί αποδεκτή κατάσταση λειτουργίας του συστήματος ισχύος, επομένως θεωρείται γνωστή στις μελέτες ροής φορτίου. Η έκφραση της μεταφερόμενης ισχύος STi όμως απαιτεί τη γνώση των τάσεων των άλλων ζυγών. Η ισχύς Si = SGi - SLi χαρακτηρίζεται ως καθαρή ισχύς που χύνεται στο ζυγό i. Μπορούμε να παραστήσουμε το σύστημα των n ζυγών όπως φαίνεται στο Σχήμα 7.2. Το παθητικό τμήμα του δικτύου, που περιλαμβάνει τις γραμμές μεταφοράς και τους μετασχηματιστές, παριστάνεται με σύστημα n ακροδεκτών που αντιστοιχούν στους ζυγούς. Σε κάθε ακροδέκτη γίνεται έγχυση ρεύματος Ii που αντιστοιχεί στην ισχύ Si. Σχήμα 7.2: Παράσταση συστήματος n ζυγών. Για την ανάλυση χρησιμοποιείται η μέθοδος των κόμβων, καθώς αυτή μας δίνει τις τάσεις των ζυγών. Οι εξισώσεις που περιγράφουν τη συμπεριφορά του δικτύου γράφονται : Ibus = Ybus - Vbus ~ 226 ~

227 όπου: Ibus το διάνυσμα των ρευμάτων Ii που εισέρχονται στους ζυγούς, με διαστάσεις n 1. Vbus το διάνυσμα των τάσεων ζυγών που μετρούνται ως προς το ζυγό αναφοράς, με διαστάσεις n 1 και στοιχεία της μορφής Vi = Vi δi. Ybus ο πίνακας αγωγιμοτήτων ζυγών, με διαστάσεις n n και στοιχεία της μορφής yij = yij γij. Για τον σχηματισμό του πίνακα Ybus λαμβάνουμε ως ζυγό αναφοράς τη γη. Συνεπώς, κατά τη κατασκευή του λαμβάνονται υπόψη και τα εγκάρσια στοιχεία που συνδέονται με τη γη, όπως είναι οι στατικοί πυκνωτές και οι εγκάρσιοι κλάδοι των ισοδύναμων κυκλωμάτων των μετασχηματιστών και των γραμμών. Τελικά έχουμε: Οι εξισώσεις αυτές εκφράζουν το ισοζύγιο πραγματικής και άεργου ισχύος για κάθε ζυγό του δικτύου. Χαρακτηρίζονται ως στατικές εξισώσεις ροής φορτίου υπό πραγματική μορφή. Έχουν τα εξής χαρακτηριστικά: Είναι αλγεβρικές εξισώσεις. Περιγράφουν τη συμπεριφορά του συστήματος ισχύος στη μόνιμη ημιτονοειδή κατάσταση λειτουργίας. Είναι εξισώσεις μη γραμμικές. Συνεπώς, είναι δύσκολο να έχουμε αναλυτικές λύσεις. Για το λόγο αυτό καταφεύγουμε σε αριθμητικές λύσεις, οι οποίες μπορούν να υπολογιστούν από ψηφιακό υπολογιστή. Οι εξισώσεις αυτές συσχετίζουν τάσεις και ισχείς. Το ισοζύγιο πραγματικής ισχύος εκφράζεται από τη σχέση: Αυτή η σχέση δηλώνει ότι το σύνολο της παραγόμενης πραγματικής ισχύος ισούται με το σύνολο της καταναλισκόμενης πραγματικής ισχύος συν τις πραγματικές απώλειες PL. Οι απώλειες συνήθως είναι μικρές, μερικές μονάδες επί τοις εκατό της συνολικής κατανάλωσης. Το ισοζύγιο άεργου ισχύος εκφράζεται από τη σχέση: Οι πραγματικές και άεργες απώλειες είναι συναρτήσεις των μέτρων και των γωνιών των τάσεων, δηλαδή ισχύει: Οι φασικές γωνίες δi των τάσεων ζυγών δεν εμφανίζονται ποτέ μόνες τους, αλλά πάντα σαν διαφορές δi δj. ~ 227 ~

228 7.4 Η επίλυση της ροής φορτίου Οι εξισώσεις ροής φορτίου είναι μη γραμμικές, γεγονός που καθιστά δύσκολη έως αδύνατη την αναλυτική επίλυση του προβλήματος ροής φορτίου. Για το λόγο αυτό, η επίλυση γίνεται με αριθμητικές μεθόδους, οι οποίες περιλαμβάνουν κάποια διαδικασία επανάληψης. Από τα μέσα της δεκαετίας του 1950 ξεκίνησε η χρήση ψηφιακών υπολογιστών για την επίλυση των προβλημάτων ροής φορτίου. Με προγράμματα που χρησιμοποιούσαν διάφορες υπολογιστικές τεχνικές και τη σταδιακή αύξηση της υπολογιστικής ισχύος και της μνήμης των ψηφιακών υπολογιστών, έγινε εφικτή η επίλυση όλο και πιο πολύπλοκων προβλημάτων ροής φορτίου. Μια υπολογιστική τεχνική που θα χρησιμοποιηθεί για την επίλυση των εξισώσεων ροής φορτίου θα πρέπει: να χειρίζεται μη γραμμικές αλγεβρικές εξισώσεις, να χειρίζεται μεγάλα ενεργειακά συστήματα, με εκατοντάδες ζυγούς και χιλιάδες γραμμές μεταφοράς, να είναι ακριβής, να είναι γρήγορη, αφού συχνά αναγκαζόμαστε να κάνουμε μια ολόκληρη σειρά από υπολογισμούς ροής φορτίου, με διάφορους συνδυασμούς τάσεων και ισχύων ζυγών, μέχρι να καταλήξουμε στην καλύτερη δυνατή κατανομή ισχύος. Σχήμα 7.3: Διάγραμμα ροής μεθόδου N-R. ~ 228 ~

229 Με τη πάροδο του χρόνου αναπτύχθηκαν διάφορες τεχνικές για την επίλυση μη γραμμικών εξισώσεων. Μια από τις πρώτες τεχνικές ήταν η μέθοδος Gauss Seidel (G-S). Η μέθοδος αυτή χρησιμοποιούταν ευρέως στα πρώτα χρόνια χρήσης των ψηφιακών υπολογιστών. Η αρχή αυτής της μεθόδου είναι σχετικά απλή και έχει μικρή απαίτηση μνήμης. Αυτές οι ιδιότητες την έκαναν κατάλληλη για το επίπεδο της υπολογιστικής ισχύος και της θεωρίας συστημάτων ισχύος της εποχής. Ωστόσο, η σύγκλιση της δεν είναι ικανοποιητική. Ενώ η κλίμακα του συστήματος αυξάνεται, ο αριθμός των επαναλήψεων αυξάνεται σημαντικά και μερικές φορές η διαδικασία επανάληψης δεν μπορεί να συγκλίνει. Μια τεχνική που χρησιμοποιήθηκε πιο μετά και ξεπέρασε αυτά τα προβλήματα είναι η μέθοδος Newton Raphson (N-R). Η μέθοδος αυτή συγκλίνει εξίσου γρήγορα και για μικρά και για μεγάλα συστήματα και συνήθως λίγες επαναλήψεις είναι αρκετές για να επιτευχθεί σύγκλιση. Στο Σχήμα 7.3 παρουσιάζεται το διάγραμμα ροής της μεθόδου Newton Raphson. Η N-R, μαζί με τις παραλλαγές της που προέκυψαν στη συνέχεια, αποτελεί τη πιο δημοφιλή μέθοδο για την επίλυση ενεργειακών συστημάτων, παρόλο που οι υπολογισμοί ανά επανάληψη είναι περισσότεροι και πιο πολύπλοκοι απ ότι στη μέθοδο G-S. 7.5 Η ανάλυση ροής φορτίου στο πακέτο λογισμικού PSS/E Siemens Το PSS/E Siemens αποτελεί ένα ολοκληρωμένο πακέτο λογισμικού, το οποίο αποτελείται από ένα σύνολο προγραμμάτων. Είναι ένα πολύ χρήσιμο εργαλείο για τους ενεργειακούς μηχανικούς. Το πεδίο εφαρμογής του είναι οι μελέτες συστημάτων μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας και συμπεριφοράς των γεννητριών. Αποτελείται από δύο περιβάλλοντα, ένα για ανάλυση στη μόνιμη ημιτονοειδή κατάσταση λειτουργίας και ένα για δυναμική προσομοίωση για καταστάσεις μετά από σφάλματα, αιφνίδιες αλλαγές κ.λπ. Το γραφικό περιβάλλον εργασίας, διευκολύνει την αλληλεπίδραση χρήστη και προγράμματος. Το λογισμικό αυτό χρησιμοποιείται και από τον Διαχειριστή του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς, τον ΑΔΜΗΕ, για μελέτες που αφορούν την ασφάλεια λειτουργίας του συστήματος, αλλά και τη λειτουργίας της αγοράς. Για τη συγκεκριμένη εργασία, αξιοποιήθηκε για την εκπόνηση των ροών φορτίου στο προσομοιωμένο υπό αποκατάσταση Ελληνικό Σύστημα, από τις οποίες προέκυψαν οι διαδικασίες αποκατάστασης που παρουσιάστηκαν στο Κεφάλαιο 6. Η διαδικασία ήταν η εξής: Τα απαραίτητα αρχικά δεδομένα (αρχικές τιμές τάσεων ζυγών, στοιχεία δικτύου κ.λπ.) εισάγονται στο πρόγραμμα μέσω ενός αρχείου τύπου.raw. Τα αρχεία.raw αποτελούν στιγμιότυπα της κατάστασης του Ελληνικού Συστήματος στο πρόσφατο παρελθόν, και έχουν ληφθεί από το EMS. Αποτελούν, δηλαδή, την πιο ενημερωμένη προσομοίωση του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς. Στη συνέχεια, ανάλογα με τη διαδικασία που αποφασίζουμε να επιλέξουμε (Top down, Bottom up ή Islanding ) επιλέγεται το κατάλληλο σημείο εκκίνησης. Ξεκινάμε λοιπόν, βήμα βήμα, να ενεργοποιούμε στοιχεία στο υπό αποκατάσταση δίκτυο, επιλύοντας, για κάθε βήμα, το πρόβλημα ροής φορτίου. Η επίλυση γίνεται με τη μέθοδο Newton Raphson. Ελέγχουμε τις τιμές των τάσεων στους ζυγούς και των ροών ενεργού και άεργου ισχύος στις γραμμές και τους μετασχηματιστές. Πρέπει να βρίσκονται εντός των προδιαγεγραμμένων ορίων ασφάλειας. Οι τάσεις πρέπει να έχουν απόκλιση το πολύ ±10% από την ονομαστική τους τιμή, ενώ θα πρέπει να φροντίσουμε να μην γίνεται υπερφόρτιση στις γραμμές και τους μετασχηματιστές. ~ 229 ~

230 Κάθε φορά που η ανάλυση ροής φορτίου καταλήγει σε μη αποδεκτή λύση (παραβιάζονται κάποια όρια) εκτελούμε διορθωτικές ενέργειες. Με τη προσθήκη συσκευών αντιστάθμισης άεργου ισχύος (πυκνωτές ή αυτεπαγωγές των ΑΜΣ) μπορούμε να ρυθμίσουμε το μέτρο της τάσης και τη ροή άεργου στα αντίστοιχα σημεία του δικτύου. Η αύξηση παραγωγής πραγματικής ισχύος απαιτεί τη σύνδεση νέων φορτίων, ώστε να εξισορροπείται η παραγωγή με τη κατανάλωση και να διατηρείται ο συγχρονισμός. Μετά από κάθε διόρθωση επιλύουμε ξανά το πρόβλημα ροής φορτίου. Αν καμία διορθωτική ενέργεια δεν οδηγεί σε αποδεκτή λύση, παραλείπουμε το συγκεκριμένο βήμα και επιλέγουμε διαφορετική διαδικασία ηλέκτρισης. Όταν ολοκληρώσουμε το μονοπάτι ηλέκτρισης και η επίλυση ροής φορτίου μας δίνει αποδεκτή λύση θεωρούμε πως η όλη διαδικασία αποκατάστασης είναι επιτυχής και πραγματοποιήσιμη. Τα μονοπάτια ηλέκτρισης επιλέχθηκαν έτσι ώστε να συμφωνούν με τους κανόνες και τις οδηγίες που αναλύθηκαν στα Κεφάλαια 4 και 5. ~ 230 ~

231 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 8 ΠΑΡΑΡΤΗΜΑΤΑ Διαγράμματα Μονογραμμικό σχέδιο Ελληνικού Διασυνδεδεμένου Συστήματος Ηλεκτρικής Ενέργειας (150KV & 400KV), σελ Πίνακας ονομάτων Υ/Σ κωδικοποίησής τους στο μονογραμμικό σχέδιο, σελ Μονογραμμικό σχέδιο Νησίδας Πελοποννήσου, σελ Μονογραμμικό σχέδιο Νησίδας Αττικής, σελ Μονογραμμικό σχέδιο Νησίδας Στερεάς Ελλάδας, σελ Μονογραμμικό σχέδιο Νησίδας Ηπείρου, σελ Μονογραμμικό σχέδιο Νησίδας Μακεδονίας και Θεσσαλίας, σελ Μονογραμμικό σχέδιο Νησίδας Θράκης, σελ ~ 231 ~

232 ~ 232 ~