Tελική Έκθεση. Ερευνητικό Έργο «ΙΕΡΕΥΝΗΣΗ ΤΕΧΝΙΚΩΝ ΚΑΙ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΩΝ ΖΗΤΗΜΑΤΩΝ ΕΝΤΑΞΗΣ ΥΒΡΙ ΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ ΣΤΑ ΜΗ ΙΑΣΥΝ Ε ΕΜΕΝΑ ΝΗΣΙΑ»

Transcript

1 Εθνικό Μετσόβιο Πολυτεχνείο Σχολή Μηχανολόγων Μηχανικών - Τομέας Ρευστών Σχολή Ηλεκτρολόγων Μηχανικών & Μηχανικών Υπολογιστών - Τομέας Ηλεκτρικής Ισχύος Tελική Έκθεση Ερευνητικό Έργο «ΙΕΡΕΥΝΗΣΗ ΤΕΧΝΙΚΩΝ ΚΑΙ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΩΝ ΖΗΤΗΜΑΤΩΝ ΕΝΤΑΞΗΣ ΥΒΡΙ ΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ ΣΤΑ ΜΗ ΙΑΣΥΝ Ε ΕΜΕΝΑ ΝΗΣΙΑ» Φορέας ανάθεσης ΡΥΘΜΙΣΤΙΚΗ ΑΡΧΗ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Αθήνα, Μάρτιος 28

2 Εθνικό Μετσόβιο Πολυτεχνείο Σχολή Μηχανολόγων Μηχανικών - Τομέας Ρευστών Σχολή Ηλεκτρολόγων Μηχανικών & Μηχανικών Υπολογιστών - Τομέας Ηλεκτρικής Ισχύος Τελική Έκθεση Ερευνητικό Έργο «ΙΕΡΕΥΝΗΣΗ ΤΕΧΝΙΚΩΝ ΚΑΙ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΩΝ ΖΗΤΗΜΑΤΩΝ ΕΝΤΑΞΗΣ ΥΒΡΙ ΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ ΣΤΑ ΜΗ ΙΑΣΥΝ Ε ΕΜΕΝΑ ΝΗΣΙΑ» Φορέας ανάθεσης ΡΥΘΜΙΣΤΙΚΗ ΑΡΧΗ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Συντάκτες. Παπαντώνης Μ. Παπαδόπουλος Ι. Αναγνωστόπουλος Σ. Παπαθανασίου Ε. Καραμάνου Σ. Παπαευθυμίου Αθήνα, Μάρτιος 28

3 ΠΕΡΙΕΧΟΜΕΝΑ 1. ΕΙΣΑΓΩΓΗ Αντικείμενο Προηγούμενες Εκθέσεις Περιεχόμενο της παρούσας Έκθεσης ΔΟΜΗ-ΔΙΑΜΟΡΦΩΣΗ ΤΩΝ ΣΥΓΧΡΟΝΩΝ ΥΒΣ Εισαγωγή Ηλεκτρομηχανολογικός εξοπλισμός αναστρέψιμων ΥΗΕ Αναστρέψιμες υδραυλικές μηχανές Το πρόβλημα της άντλησης κατά την αποταμίευση ενέργειας Ενεργειακές απώλειες Επιλογή του ηλεκτρομηχανολογικού εξοπλισμού ΠΟΛΙΤΙΚΕΣ ΔΙΑΧΕΙΡΙΣΗΣ ΜΔΝ ΜΕ ΥΒΣ Ανασκόπηση προηγούμενων πολιτικών διαχείρισης Στρατηγική Α Στρατηγική Β Στρατηγική Γ Ενδεικτικά αποτελέσματα Νέα πολιτική διαχείρισης ΥΒΣ Προτεινόμενες αρχές διαχείρισης Αλγόριθμος της νέας πολιτικής διαχείρισης Εσωτερική λειτουργία του ΥΒΣ Επιπτώσεις της ένταξης των ΥΒΣ στο σύστημα των ΜΔΝ Πρόσθετες τεχνικές απαιτήσεις για τους ΥΒΣ ΚΑΘΟΡΙΣΜΟΣ ΕΓΓΥΗΜΕΝΗΣ ΙΣΧΥΟΣ ΚΑΙ ΤΙΜΟΛΟΓΗΣΗ ΙΣΧΥΟΣ ΚΑΙ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΥΒΣ Καθορισμός εγγυημένης ισχύος ΥΒΣ Τιμολόγηση ισχύος και ενέργειας ΥΒΣ Τιμολόγηση ισχύος και ενέργειας στην Κρήτη Τιμολόγηση ισχύος και ενέργειας στη Λέσβο Τιμολόγηση ισχύος και ενέργειας στην Κάρπαθο ΕΦΑΡΜΟΓΕΣ-ΒΕΛΤΙΣΤΗ ΔΙΑΜΟΡΦΩΣΗ ΥΒΣ Αριθμητική Μεθοδολογία Δεδομένα Μεταβλητές και στόχος βελτιστοποίησης Παραγωγή υδροηλεκτρικής ενέργειας Άντληση Ανάπτυξη ΥΒΣ στην Κρήτη Οι περιπτώσεις ΥΒΣ που μελετήθηκαν Ετήσια καμπύλη φορτίου χωρίς και με ΥΒΣ 75 ΜW Ετήσια χρονοσειρά διακύμανσης χαρακτηριστικών μεγεθών του ΥΒΣ Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 3

4 5.2.4 Αποτελέσματα εβδομαδιαίας λειτουργίας του ΥΒΣ 75 ΜW Αποτελέσματα ετήσιας λειτουργίας ΥΒΣ 75 ΜW Επίδραση μεγέθους ταμιευτήρα Αποτελέσματα ετήσιας λειτουργίας Επίδραση μεγέθους αιολικού πάρκου Αποτελέσματα για Σταθμό 25 ΜW Αποτελέσματα για Σταθμό 5 ΜW Συμπέρασμα βέλτιστη διαμόρφωση ΥΒΣ στην Κρήτη Ανάπτυξη ΥΒΣ στη Λέσβο Οι περιπτώσεις ΥΒΣ που μελετήθηκαν Ετήσια καμπύλή φορτίου χωρίς και με ΥΒΣ Ετήσια χρονοσειρά διακύμανσης χαρακτηριστικών μεγεθών του ΥΒΣ Αποτελέσματα ετήσιας λειτουργίας Επίδραση ταμιευτήρα και αιολικού πάρκου Συμπέρασμα βέλτιστη διαμόρφωση ΥΒΣ στη Λέσβο Ανάπτυξη ΥΒΣ στην Κάρπαθο Οι περιπτώσεις ΥΒΣ που μελετήθηκαν Ετήσια καμπύλη φορτίου χωρίς και με ΥΒΣ Ετήσια χρονοσειρά διακύμανσης χαρακτηριστικών μεγεθών του ΥΒΣ Αποτελέσματα ετήσιας λειτουργίας ΥΒΣ Επίδραση μεγέθους ταμιευτήρα Αποτελέσματα ετήσιας λειτουργίας Επίδραση μεγέθους αιολικού πάρκου Συμπέρασμα βέλτιστη διαμόρφωση ΥΒΣ στην Κάρπαθο Συγκριτικά αποτελέσματα βέλτιστων Σταθμών ΕΦΑΡΜΟΓΕΣ-ΒΕΛΤΙΣΤΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΜΔΝ ΜΕ ΥΒΣ Εισαγωγή Ένταξη ΥΒΣ στο σύστημα της Κρήτης Χαρακτηριστικά μεγέθη του θεωρούμενου συστήματος Χαρακτηριστικά του ΥΒΣ Αποτελέσματα εφαρμογής Ένταξη ΥΒΣ στο σύστημα της Λέσβου Χαρακτηριστικά μεγέθη του θεωρούμενου συστήματος Χαρακτηριστικά του ΥΒΣ Αποτελέσματα εφαρμογής Ένταξη ΥΒΣ στο σύστημα της Καρπάθου Χαρακτηριστικά μεγέθη του θεωρούμενου συστήματος Χαρακτηριστικά του ΥΒΣ Αποτελέσματα εφαρμογής Οικονομική αξιολόγηση ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ Καθορισμός της βέλτιστης σύνθεσης των ΥΒΣ Επιλογή της πολιτικής διαχείρισης των ΥΒΣ Συμπεράσματα από τις Εφαρμογές σε Κρήτη, Λέσβο και Κάρπαθο Γενικά συμπεράσματα Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 4

5 ΔΙΕΡΕΥΝΗΣΗ ΤΕΧΝΙΚΩΝ ΚΑΙ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΩΝ ΖΗΤΗΜΑΤΩΝ ΕΝΤΑΞΗΣ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ ΣΤΑ ΜΗ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΑ ΝΗΣΙΑ 1. ΕΙΣΑΓΩΓΗ 1.1 Αντικείμενο Αντικείμενο του παρόντος ερευνητικού έργου είναι η διερεύνηση του βέλτιστου τρόπου με τον οποίο ενδείκνυται να γίνεται η ανάπτυξη «Υβριδικών Σταθμών Παραγωγής» (ΥΒΣ) σε νησιά με αυτόνομο ηλεκτρικό σύστημα και η ένταξή τους σε αυτό, σύμφωνα με τα οριζόμενα στον Ν. 3468/ Προηγούμενες Εκθέσεις Οι δύο προηγούμενες Εκθέσεις περιελάμβαναν τα ακόλουθα: 1) Στην «ΠΡΟΚΑΤΑΡΚΤΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ», η οποία υποβλήθηκε τον Οκτώβριο 27, περιλαμβάνονταν τα ακόλουθα: (α) Μια συνοπτική παρουσίαση των βασικών αρχών της «μεθοδολογίας» και του «λογισμικού» που αναπτύχθηκε για την ανάλυση της λειτουργίας ΥΒΣ που εντάσσονται σε αυτόνομα συστήματα νησιών, σύμφωνα με τα οριζόμενα στον Ν. 3468/6 και τον Κανονισμό Αδειών ΑΠΕ (β) Παρουσίαση των τεχνολογιών που εφαρμόζονται σήμερα διεθνώς στα συστήματα αποθήκευσης με αντλησιοταμιευτήρες, γενικά και ειδικότερα σε μικρούς σχετικά ΥΒΣ (γ) Μια πρώτη εφαρμογή των παραπάνω στο ηλεκτρικό σύστημα της Κρήτης, προκειμένου να εξαχθούν τα προκαταρκτικά συμπεράσματα, όσον αφορά την καταλληλότητα της μεθοδολογίας και του σχετικού λογισμικού. 2) Στην «ΕΝΔΙΑΜΕΣΗ ΕΚΘΕΣΗ», η οποία υποβλήθηκε το Δεκέμβριο 27, περιλαμβάνονταν τα ακόλουθα: (α) Αρχικά μια αποτίμηση των αποτελεσμάτων εφαρμογής της μεθοδολογίας ανάλυσης της λειτουργίας που είχε ήδη αναπτυχθεί και εφαρμοστεί στο σύστημα της Κρήτης και η επισήμανση των αδυναμιών αυτής, με σκοπό την διαμόρφωση μιας νέας μεθοδολογίας ανάλυσης της λειτουργίας. (β) Παρουσίαση και εφαρμογή της νέας μεθοδολογίας ανάλυσης της λειτουργίας αρχικά στο σύστημα της Κρήτης (θεωρούμενο ως τυπικό «μεγάλο αυτόνομο σύστημα») και ακολούθως στο σύστημα των διασυνδεδεμένων μεταξύ τους νησιών Καρπάθου-Κάσου (θεωρούμενο ως τυπικό «μικρό αυτόνομο σύστημα»). (γ) Παρουσίαση ενός υπολογιστικού αλγορίθμου προσομοίωσης της λειτουργίας ενός ΥΒΣ (με εφαρμογή στο σύστημα της Κρήτης) και διερεύνηση της επίδρασης που έχει η Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 5

6 επιλογή ορισμένων βασικών παραμέτρων διαμόρφωσής του, όπως το μέγεθος της δεξαμενής αποθήκευσης, η ύπαρξη απλού ή διπλού αγωγού, το μέγεθος του αιολικού πάρκου κ.ά. 1.3 Περιεχόμενο παρούσας Έκθεσης Στο Κεφάλαιο 2: «Δομή-Διαμόρφωση των σύγχρονων ΥΒΣ», περιλαμβάνονται τα ακόλουθα: (α) Αρχικά γίνεται μια γενική παρουσίαση των αναστρέψιμων υδραυλικών συστημάτων και ακολουθεί μια παρουσίαση της σύνθεσης και των διαφόρων κατηγοριών των υδροστρόβιλων που εφαρμόζονται στην πράξη. (β) Γίνεται αναλυτική παρουσίαση των αναστρέψιμων υδραυλικών μηχανών που χρησιμοποιούνται σε ΥΒΣ και του τρόπου με τον οποίο γίνεται η επιλογή αυτών, ανάλογα με τα χαρακτηριστικά και το ύψος της υδατόπτωσης. Ακολούθως εξετάζονται τα σχετικά προβλήματα λειτουργίας των μηχανών αυτών, όπως ο τρόπος εκκίνησης κλπ. (γ) Εξετάζονται ιδιαίτερα τα προβλήματα άντλησης των ΥΒΣ, όπως η επιλογή των αντλιών κλπ. (δ) Εξετάζεται ειδικότερα το θέμα των απωλειών στους ΥΒΣ, οι οποίες αποτελούν σημαντικό ποσοστό της παραγόμενης ενέργειας και οι τρόποι περιορισμού τους. (ε) Τέλος εξετάζεται ο τρόπος και τα κριτήρια επιλογής του κύριου ηλεκτρομηχανολογικού εξοπλισμού των ΥΒΣ. Στο Κεφάλαιο 3: «Πολιτικές διαχείρισης ΜΔΝ με ΥΒΣ», περιλαμβάνονται τα ακόλουθα: (α) Αρχικά γίνεται μια ανασκόπηση των τριών στρατηγικών διαχείρισης που αναπτύχθηκαν και εφαρμόστηκαν κατά τα προηγούμενα στάδια του παρόντος ερευνητικού έργου. Εντοπίζονται και περιγράφονται οι κύριες αδυναμίες τους με βάση ορισμένα ενδεικτικά αποτελέσματα προηγούμενων εφαρμογών, τα οποία παρατίθενται και σχολιάζονται. Γενικότερα στη παράγραφο αυτή παρουσιάζεται η εξελικτική πορεία στην αναζήτηση μιας στρατηγικής διαχείρισης, η οποία οδηγεί στην ένταξη του ΥΒΣ κατά το βέλτιστο τρόπο για το ηλεκτρικό σύστημα του νησιού, με την κατά το δυνατόν ακριβέστερη τήρηση των διαδικασιών που εκτιμάται ότι θα εφαρμόζονται στην πράξη. (β) Παρουσιάζεται μια νέα στρατηγική διαχείρισης, η οποία και προτείνεται τελικά, η οποία είναι μεν συνθετότερη από τις προηγούμενες, δίδει όμως καταφανώς ορθότερα αποτελέσματα. Ειδικότερα περιλαμβάνονται τα ακόλουθα: - Αρχικά παρουσιάζονται οι βασικές αρχές της προτεινόμενης νέας διαχείρισης - Ακολούθως εκτίθεται αναλυτικά ο αλγόριθμος αυτής - Τέλος παρουσιάζεται η εσωτερική λειτουργία του ΥΒΣ Το κύριο χαρακτηριστικό της νέας στρατηγικής ήταν η διαπίστωση της ανάγκης προσαρμογής της διαχείρισης του ΥΒΣ στις ανάγκες του ηλεκτρικού συστήματος του νησιού, σύμφωνα με τις εντολές του Διαχειριστή του νησιού, προς κοινό όφελος κατ αρχήν του ηλεκτρικού συστήματος του νησιού αλλά και του παραγωγού του ΥΒΣ. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 6

7 (γ) Εξετάζονται και αποτιμώνται ποιοτικά οι επιπτώσεις που ενδέχεται να έχει η ένταξη ΥΒΣ στη δυναμική συμπεριφορά του συστήματος του νησιού, τόσο κατά τις περιόδους «κανονικής λειτουργίας» όσο και σε περιπτώσεις «έκτακτης κατάστασης», όπως είναι οι περιπτώσεις βραχυκυκλωμάτων του δικτύου, απότομης απώλειας παραγωγής ή αποκοπής φορτίου κλπ. (δ) Απαριθμούνται οι πρόσθετες τεχνικές απαιτήσεις που θα πρέπει να πληρούν οι ΥΒΣ για τη σωστή εφαρμογή της νέας πολιτικής διαχείρισης και την ομαλή λειτουργία των αυτόνομων νησιωτικών συστημάτων. Στο Κεφάλαιο 4: «Καθορισμός εγγυημένης ισχύος και τιμολόγησης ισχύος και ενέργειας των ΥΒΣ», περιλαμβάνονται τα ακόλουθα: (α) Αρχικά καθορίζεται ο τρόπος με τον οποίο προσδιορίζεται η μέγιστη ισχύς ΥΒΣ για την οποία ο παραγωγός θα μπορεί να αποζημιώνεται. Ως βασική προϋπόθεση λαμβάνεται ότι ο ΥΒΣ θα συμβάλει στη καλή λειτουργία του ηλεκτρικού συστήματος του νησιού και θα βελτιώνει τον συντελεστή φορτίου, καθώς και ότι η εγγυημένη ισχύς θα μπορεί να παρέχεται και κατά τις περιόδους νηνεμίας. Στη συνέχεια υπολογίζεται η τιμή της μέγιστης εγγυημένης ισχύος για τα νησιά Κρήτη, Λέσβος και Κάρπαθος, για το έτος 212. (β) Ακολούθως παρουσιάζεται αναλυτικά ο τρόπος με τον οποίο γίνεται η τιμολόγηση ισχύος και ενέργειας ΥΒΣ με βάση το ισχύον θεσμικό πλαίσιο, με εφαρμογή στις τρεις χαρακτηριστικές περιπτώσεις νησιών, Κρήτης, Λέσβου, Καρπάθου. Στο Κεφάλαιο 5: «Εφαρμογές-Βέλτιστη διαμόρφωση ΥΒΣ», πραγματοποιείται μια παραμετρική διερεύνηση για τη βέλτιστη σύνθεση τουυβσ. Συγκεκριμένα, για δεδομένο μέγεθος υδροστρόβιλων, διερευνάται από οικονομική και ενεργειακή σκοπιά το βέλτιστο μέγεθος αντλιών, αιολικού πάρκου και δεξαμενής του ΥΒΣ, και υπολογίζονται διάφορα χαρακτηριστικά μεγέθη και αποτελέσματα από την προσομοίωση της ετήσιας λειτουργίας του. Η συγκεκριμένη βελτιστοποίηση εφαρμόστηκε και στις τρεις περιπτώσεις νησιών, καταλήγοντας σε συγκεκριμένες προτάσεις βέλτιστων συνθέσεων ΥΒΣ, αναλόγως της εγκατεστημένης ισχύος υδροστροβίλων. Τέλος, έγινε προσπάθεια αδιαστατοποίησης των αποτελεσμάτων με στόχο τη γενίκευση της εφαρμογής τους σε κάθε περίπτωση νησιού και ισχύος ΥΒΣ.. Στο Κεφάλαιο 6: «Εφαρμογές-Βέλτιστη λειτουργία συστήματος ΜΔΝ με ΥΒΣ», εξετάζονται και αναλύονται οι επιπτώσεις της ένταξης ΥΒΣ στα αυτόνομα νησιωτικά συστήματα με εφαρμογές στα νησιά Κρήτη, Λέσβο και Κάρπαθο, για μικρούς και μεγάλους ΥΒΣ, με εσωτερικές διαμορφώσεις αυτές που προέκυψαν από το Κεφάλαιο 5. Ειδικότερα για κάθε ένα από τα τρία νησιά εξετάζονται οι επιπτώσεις από την την ένταξη ενός σχετικά μικρού ΥΒΣ (1-2% της μέγιστης ζήτησης) και ενός σχετικά μεγάλου (3-4% της μέγιστής ζήτησης), χωριστά με απλό ή διπλό αγωγό προσαγωγής και υπολογίζονται: η μεταβολή που προκαλεί η ένταξή τους στην παραγόμενη από τις συμβατικές μονάδες ενέργεια, η ενέργεια που απορροφούν οι αντλίες, οι επιπτώσεις στην λειτουργία των εκτός του ΥΒΣ αιολικών πάρκων κλπ. Υπολογίζονται επίσης στο κόστος της παραγωγής και τέλος τα ετήσια έσοδα του παραγωγού του ΥΒΣ. Τέλος γίνεται μια Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 7

8 ενδεικτική οικονομική αξιολόγηση της βιωσιμότητας της επένδυσης ΥΒΣ στα ηλεκτρικά συστήματα των νησιών, με δεδομένα τα οποία παρατίθενται. Στο Κεφάλαιο 7: «Συμπεράσματα», παρουσιάζονται τα κυριότερα συμπεράσματα όπως αυτά προέκυψαν από την ανάλυση που πραγματοποιήθηκε στην παρούσα Έκθεση. Τα συμπεράσματα αναφέρονται αρχικά στον καθορισμό της βέλτιστης σύνθεσης των ΥΒΣ και ακολούθως στην βέλτιστη διαχείριση, όπως προέκυψε από τις προηγούμενες αναλύσεις. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 8

9 2. ΔΟΜΗ - ΔΙΑΜΟΡΦΩΣΗ ΤΩΝ ΣΥΓΧΡΟΝΩΝ ΥΒΣ 2.1 Εισαγωγή Τα αναστρέψιμα υδροηλεκτρικά έργα σκοπό έχουν την αποθήκευση ενέργειας υπό μορφή υδραυλικής ενέργειας, και στην συνέχεια την μετατροπή της υδραυλικής ενέργειας σε ηλεκτρική. Με τον τρόπο αυτό ηλεκτρική ενέργεια που παράγεται από ανελαστικές μονάδες βάσεως όπως είναι οι μεγάλες θερμικές μονάδες παραγωγής, σε χρονικές περιόδους όπου η ζήτηση του δικτύου είναι μικρή, μετατρέπεται σε υδραυλική, η οποία μετατρέπεται εκ νέου σε ηλεκτρική σε χρονικές περιόδους στις οποίες αυτό είναι επιθυμητό και συγκεκριμένα, σε περιόδους αυξημένης ζήτησης. Σύμφωνα με τα προηγούμενα, ένα αναστρέψιμο υδροηλεκτρικό έργο θα πρέπει να αποτελείται από τις ακόλουθες κύριες συνιστώσες: Αντλητικό συγκρότημα μέσω του οποίου αντλείται το νερό από έναν κάτω ταμιευτήρα προς έναν πάνω ταμιευτήρα μέσω ενός καταθλιπτικού αγωγού. Υδροστρόβιλο ή υδροστρόβιλους για την μετατροπή της υδραυλικής ενέργειας σε ηλεκτρική, λειτουργία που συνοδεύεται με την μεταφορά νερού από τον πάνω ταμιευτήρα προς τον κάτω ταμιευτήρα. Η άντληση του νερού γίνεται κατά την διάρκεια των ωρών ή ημερών χαμηλής κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας από την περίσσεια ενέργειας των μεγάλων θερμικών μονάδων (συμβατικών ή πυρηνικών) ή των υδροηλεκτρικών μονάδων βάσεως (κατά τον ρου του ποταμού). Οι μονάδες παραγωγής βάσεως, ιδιαίτερα οι μεγάλου μεγέθους θερμικές μονάδες, δεν έχουν την δυνατότητα γρήγορης ή σημαντικής μεταβολής του φορτίου τους έτσι ώστε η παραγόμενη από αυτές ηλεκτρική ισχύς να μπορεί να παρακολουθεί την καμπύλη ζήτησης από ένα ηλεκτρικό δίκτυο, η οποία παρουσιάζει έντονες μεταβολές από ώρα σε ώρα και από ημέρα σε ημέρα. Κατά συνέπεια, κατά την διάρκεια μίας ημέρας θα υπάρχουν ώρες κατά τις οποίες η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από τις μονάδες βάσεως είναι μεγαλύτερη από την ζήτηση (πχ. κατά τις μεταμεσονύκτιες ώρες ή τις αργίες), οπότε με την περίσσεια αυτή του δικτύου πραγματοποιείται η άντληση στα αναστρέψιμα ΥΗΕ. Επίσης θα υπάρχουν διαστήματα που συμβαίνει το αντίθετο: η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας είναι μεγαλύτερη από την παραγωγή των μονάδων βάσεως, ιδιαίτερα τις ώρες αιχμής. Η έλλειψη ενέργειας του δικτύου στις ώρες αιχμής καλύπτεται κατά σειρά ως εξής: με την λειτουργία ΥΗΕ με μεγάλο ταμιευτήρα αποταμίευσης με την λειτουργία αναστρέψιμων ΥΗΕ με την λειτουργία αεριοστροβίλων και τέλος με την εισαγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από γειτονικές χώρες Η προηγούμενη σειρά προτεραιότητας εκφράζει και το κόστος παραγωγής της μονάδας ενέργειας αιχμής (σημειώνεται ότι ο βαθμός απόδοσης αεριοστροβίλων είναι πολύ χαμηλός, της τάξεως του 3% και για τον λόγο αυτό το κόστος της kwh αιχμής είναι πολύ υψηλό). Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 9

10 Τα αναστρέψιμα ΥΗΕ έχουν λοιπόν διπλό όφελος: απορροφούν την περίσσεια ενέργειας κατά τις ώρες χαμηλής ζήτησης μετατρέποντάς την σε υδραυλική ενέργεια (και η οποία αποθηκεύεται στον πάνω ταμιευτήρα) και αποδίδουν στο δίκτυο κατά τις ώρες αιχμής την ενέργεια που έχουν αποταμιεύσει, ενώ, στις περισσότερες περιπτώσεις, παράγουν και πρωτογενή ενέργεια από την αξιοποίηση των φυσικών εισροών στον άνω ταμιευτήρα. Η προηγούμενη λειτουργία των αναστρέψιμων υδροηλεκτρικών έργων μπορεί να χαρακτηρισθεί και ως συμβατική, καθώς εφαρμόζεται από πολλά χρόνια σε όλες τις χώρες χάρη στα πλεονεκτήματα που δίνει στον διαχειριστή του ηλεκτρικού δικτύου, δίνοντάς του την δυνατότητα τροφοδοσίας του δικτύου με απόλυτα ελέγξιμη ηλεκτρική ενέργεια μεγάλης ισχύος, αρκεί βέβαια να υπάρχει αποθηκευμένη η αντίστοιχη ποσότητα νερού στον άνω ταμιευτήρα. Προφανώς για να μπορεί το αναστρέψιμο υδροηλεκτρικό έργο να παραλάβει μέρος των αιχμών ενός διασυνδεδεμένου δικτύου θα πρέπει αυτό να είναι σημαντικής ισχύος. Τα τελευταία χρόνια με την ανάπτυξη ανανεώσιμων πηγών ενέργειας, όπως η αιολική και η ηλιακή, τα αναστρέψιμα υδροηλεκτρικά έργα συνδυάζονται με τα προηγούμενα έτσι ώστε να αποθηκεύουν μέσω άντλησης την χρονικά μεταβαλλόμενη παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας και να την μετατρέπουν εκ νέου σε ηλεκτρική όταν αυτό απαιτείται, σε περιόδους μηδενικής ηλιοφάνειας ή πολύ μικρής ταχύτητας ανέμου. Πρόκειται για τα ονομαζόμενα υβριδικά συστήματα ή Υβριδικούς Σταθμούς Παραγωγής (ΥΒΣ). Σε αυτά το αναστρέψιμο υδροηλεκτρικό έργο παίζει τον ρόλο μίας ηλεκτρικής μπαταρίας (συσσωρευτή), με τη βασική διαφορά ότι η ποσότητα της ενέργειας που μπορεί να αποθηκευθεί είναι πάρα πολύ μεγάλη και εξαρτάται από τη χωρητικότητα του ταμιευτήρα (μπορεί να είναι μία φυσική ή τεχνητή λίμνη χωρητικότητας μερικών εκατομμυρίων κυβικών μέτρων) και την υψομετρική διαφορά μεταξύ άνω και κάτω ταμιευτήρα, η οποία μπορεί στις πρακτικές εφαρμογές να φθάσει έως τα 1 μέτρα. Στην περίπτωση όμως του υβριδικού συστήματος, το βασικό χαρακτηριστικό της αρχικής ενέργειας, αυτής δηλ. που προέρχεται από το αιολικό πάρκο, είναι η έντονη διακύμανση από το μηδέν (κατάσταση άπνοιας) στην μέγιστη τιμή (όταν η ένταση του ανέμου είναι υψηλότερη από την μέγιστη των ανεμογεννητριών) και οι έντονες χρονικές διακυμάνσεις λόγω των έντονων διακυμάνσεων του ανέμου. Άρα θα πρέπει το ιδεατό σύστημα μετατροπής της αιολικής ενέργειας αυτής σε υδραυλική, δηλ. το ιδεατό σύστημα άντλησης, να μπορεί να παρακολουθεί τις έντονες διακυμάνσεις (τόσο ποσοτικές όσο και του ρυθμού μεταβολής) της ενέργειας που προέρχεται από το αιολικό πάρκο. Φυσικά η διαδικασία αυτή μετατροπής της ηλεκτρικής ενέργειας σε υδραυλική (άντληση) και στην συνέχεια η εκ νέου μετατροπή της σε ηλεκτρική (λειτουργία υδροστροβίλων) συνοδεύεται με απώλειες ενέργειας. Εντούτοις η επένδυση είναι οικονομικά συμφέρουσα λόγω της σημαντικής διαφοράς στο κόστος της μονάδας ενέργειας αιχμής και βάσεως όσον αφορά τα συμβατικά αναστρέψιμα έργα, ενώ στην περίπτωση των υβριδικών συστημάτων το αναστρέψιμο υδροηλεκτρικό αποθηκεύει ποσότητες ενέργειας που με Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 1

11 καμία άλλη μέθοδο δεν θα μπορούσε να επιτευχθεί, πχ. με ηλεκτρικές μπαταρίες (συσσωρευτές). Οι συνολικές απώλειες ενέργειας σε έναν κύκλο άντλησης-παραγωγής ενέργειας φθάνει στο 25% περίπου (σε ΥΗΕ μεγάλου μεγέθους). Όπως είναι αναμενόμενο, οι συνολικές απώλειες ενέργειας είναι αναλογικά μεγαλύτερες όσο το μέγεθος των μηχανών γίνεται μικρότερο. Μεταξύ συμβατικών αναστρέψιμων YHE και αεριοστροβίλων διακρίνονται οι εξής διαφορές: το αναστρέψιμο ΥΗΕ δεν είναι δυνατόν να κατασκευασθεί παρά μόνο σε περιοχές που το επιτρέπει η φυσική και γεωλογική διαμόρφωση, δηλ. σε θέσεις που κατά κανόνα βρίσκονται μακρυά από την κατανάλωση. Από την άποψη αυτή το κόστος της ενέργειας επιβαρύνεται από τις γραμμές μεταφοράς και τις αντίστοιχες απώλειες το αναστρέψιμο ΥΗΕ έχει μεγάλο χρόνο κατασκευής και υψηλό κόστος ανά εγκατεστημένη μονάδα ισχύος. Ένα αναστρέψιμο ΥΗΕ παράγει επίσης πρωτογενή ενέργεια, εκτός από αυτήν που προέρχεται από την διαδικασία της άντλησης, και η οποία αντιστοιχεί στην φυσική παροχή της λεκάνης απορροής. Η φυσική παροχή της λεκάνης απορροής θα πρέπει να καλύπτει τουλάχιστον τις απώλειες του έργου, δηλ. τις διαρροές του φράγματος και την φυσική εξάτμιση. Σε σπάνιες περιπτώσεις το αναστρέψιμο ΥΗΕ λειτουργεί χωρίς φυσική εισροή στον άνω ταμιευτήρα, όπως είναι το ΥΗΕ του Vianden στο Λουξεμβούργο στο οποίο ο πάνω ταμιευτήρας είναι μία τεχνητή δεξαμενή στην κορυφή ενός λόφου. Στην περίπτωση ενός υβριδικού συστήματος δεν παράγεται πρωτογενής ενέργεια. Θα πρέπει να υπάρχει όμως πρόβλεψη για την συμπλήρωση του συστήματος με τις ποσότητες νερού που εξατμίζονται από επιφάνεια των δύο ταμιευτήρων (εκτιμάται ότι στην Ελλάδα η εξατμιζόμενη ποσότητα νερού από ελεύθερη επιφάνεια είναι τουλάχιστον ίση με 1 m/m 2 /έτος). Ενα άλλο χαρακτηριστικό των αναστρέψιμων ΥΗΕ είναι ο ρυθμός εναλλαγής της λειτουργίας τους μεταξύ άντλησης και παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας: η εναλλαγή αυτή μπορεί να συμβαίνει κατά τις περιόδους χαμηλής ζήτησης μία ή περισσότερες φορές την ημέρα, μία φορά την εβδομάδα ή μία φορά τον χρόνο (πχ. το Σαββατοκύριακο για εβδομαδιαία εναλλαγή). Οι δύο τελευταίες περιπτώσεις εναλλαγής της λειτουργίας απαιτούν την ύπαρξη δεξαμενής αποθήκευσης νερού (άνω ταμιευτήρα) πολύ μεγάλης χωρητικότητας. Στα υβριδικά συστήματα ο κύκλος λειτουργίας εξαρτάται από την πρωτογενή ενέργεια που θα πρέπει να αποθηκευθεί και από τη χωρητικότητα των ταμιευτήρων. Ενας άλλος σημαντικός ρόλος των συμβατικών αναστρέψιμων ΥΗΕ είναι η εφεδρεία που παρέχουν στο δίκτυο στην περίπτωση που, λόγω βλάβης, τεθεί εκτός λειτουργίας μία μεγάλη θερμική μονάδα βάσεως. Eνα αναστρέψιμο ΥΗΕ είναι τόσο περισσότερο οικονομικά αποδοτικό όσο μεγαλύτερη είναι η υδραυλική πτώση (υψομετρική διαφορά μεταξύ άνω και κάτω ταμιευτήρα): η Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 11

12 ενέργεια ανά μονάδα μάζας του νερού είναι μεγαλύτερη οπότε η ίδια ισχύς επιτυγχάνεται με μικρότερες παροχές, άρα έργα προσαγωγής και υδροστρόβιλοι μικρότερου όγκου και κατά συνέπεια μικρότερου κόστους. Στην Γαλλία θεωρείται ως συμφέρουσα η επένδυση για ένα συμβατικό αναστρέψιμο ΥΗΕ όταν η υδραυλική πτώση είναι μεγαλύτερη των 2 m περίπου, στην Ελβετία (όπου υπάρχουν άφθονες θέσεις με μεγάλες υψομετρικές διαφορές) τα αναστρέψιμα ΥΗΕ κατασκευάζονται σε υδραυλικές πτώσεις μεγαλύτερες των 3 m, ενώ στην Ιαπωνία κατασκευάζονται σε υδραυλικές πτώσεις από 5 έως 2 m. Εξαίρεση στα προηγούμενα αποτελούν τα αναστρέψιμα ΥΗΕ που αξιοποιούν την παλίρροια, όπως το ΥΗΕ της Rance στην Γαλλία που είναι εξοπλισμένο με 24 βολβοειδείς υδροστροβίλους, κάθε ένας ον. ισχύος 1 MW, που λειτουργούν σε πολύ μικρές τιμές της υδραυλικής πτώσης (Η=3-11 mσυ). 2.2 Ηλεκτρομηχανολογικός εξοπλισμός αναστρέψιμων ΥΗΕ Οσον αφορά τον ηλεκτρομηχανολογικό εξοπλισμό (υδροδυναμικές και ηλεκτρικές μηχανές), τα αναστρέψιμα ΥΗΕ διακρίνονται σε τρεις κατηγορίες, ανάλογα με την σύνθεση των μονάδων τους: i) τις σύνθετες (ή τριπλές), αυτές δηλαδή που είναι εξοπλισμένες με υδροστρόβιλο, φυγόκεντρη αντλία και ηλεκτρική μηχανή που λειτουργεί ως κινητήρας ή ως γεννήτρια. Και οι τρεις μηχανές έχουν κοινή άτρακτο. Ανάλογα με την υδραυλική πτώση ο υδροστρόβιλος είναι δράσεως (Pelton) ή αντιδράσεως (Francis), ενώ η αντλία είναι πολυβάθμια, μονοβάθμια, μονής ή διπλής αναρρόφησης ανάλογα με την υψομετρική διαφορά και την παροχή. Στις μονάδες αυτού του τύπου η φορά περιστροφής είναι η ίδια και για τις δύο λειτουργίες. Με σκοπό την μείωση των φθορών τοποθετείται συμπλέκτης (συνήθως υδροδυναμικός) στα δύο άκρα της ατράκτου της ηλεκτρικής μηχανής, έτσι ώστε όταν λειτουργεί ο υδροστρόβιλος η αντλία να μην περιστρέφεται, και αντιστρόφως. ii) αυτές στις οποίες το αντλητικό συγκρότημα είναι ανεξάρτητο από το υδραυλικό συγκρότημα παραγωγής, δηλ. τον υδροστρόβιλο και τη γεννήτριά του. Στην περίπτωση αυτή κάθε αντλία έχει τον δικό της κινητήρα και κάθε υδροστρόβιλος τη δική του γεννήτρια. iii) αυτές που είναι εξοπλισμένες με αναστρέψιμη υδροδυναμική μηχανή (στροβιλοαντλία όπως συνήθως ονομάζεται) και ηλεκτρική μηχανή που, όπως και στην προηγούμενη περίπτωση, λειτουργεί ως γεννήτρια ή ως κινητήρας. Η αναστρέψιμη υδροδυναμική μηχανή έχει την δυνατότητα λειτουργίας ως αντλίας και ως υδροστροβίλου με την αντιστροφή της φοράς περιστροφής της πτερωτής (του δρομέα) και της φοράς της ροής. Το βασικό πλεονέκτημα των λύσεων (i) και (ii) είναι ότι κάθε μηχανή (υδροστρόβιλος και αντλία) επιλέγεται ώστε να λειτουργεί στο αντίστοιχο κανονικό σημείο λειτουργίας της, χωρίς να είναι ανάγκη να γίνεται συμβιβασμός στα λειτουργικά χαρακτηριστικά της, όπως θα γίνει φανερό στην συνέχεια. Παρουσιάζει όμως το μειονέκτημα του σημαντικού κόστους του ηλεκτρομηχανολογικού εξοπλισμού (δύο υδροδυναμικές μηχανές συν συμπλέκτης αντί μίας αναστρέψιμης) ενώ επιπλέον κάθε μονάδα καταλαμβάνει χώρο Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 12

13 σημαντικά μεγαλύτερο σε σύγκριση με την λύση της αναστρέψιμης υδροδυναμικής μηχανής. Aπό πλευράς κόστους η λύση (ii) είναι χειρότερη από την λύση (i) επειδή περιλαμβάνει περισσότερες μηχανές (ηλεκτροκινητήρας και γεννήτρια) και καταλαμβάνει περισσότερο χώρο. Όμως σε περιπτώσεις μικρής σχετικά ισχύος, οπότε οι αντλίες και οι υδροστρόβιλοι μπορεί να είναι τυποποιημένοι (π.χ. περίπτωση υβριδικού Ικαρίας), η λύση αυτή έχει σημαντικά πλεονεκτήματα και τελικά μικρότερο κόστος. Στην περίπτωση όπου η προβλεπόμενη συχνότητα εναλλαγής της λειτουργίας είναι υψηλή, οι σύνθετες μονάδες (τριπλές) πλεονεκτούν έναντι των αναστρέψιμων (στις οποίες απαιτείται αντιστροφή της φοράς περιστροφής του δρομέα). Όταν όμως η διαθέσιμη υδραυλική πτώση είναι σημαντική και αντιστοιχεί σε υδροστρόβιλο τύπου Pelton (του οποίου η λειτουργία δεν μπορεί να αντιστραφεί ώστε να λειτουργήσει ως αντλία), είναι απαραίτητη η εγκατάσταση ανεξάρτητης αντλίας που θα εξασφαλίζει τη λειτουργία της αποταμίευσης. Σχήμα 2.2-1: Σύνθετη (τριπλή) αναστρέψιμη μονάδα ΥΗΕ Glems (Γερμανία) κατ. VOITH, Καν. σημείο λειτουργίας αντλίας αποταμίευσης: Q=9,6 m 3 /s, H=295 mσυ, n=6 RPM, N=32,8 ΜW Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 13

14 Σχήμα 2.2-2: Σύνθετη αναστρέψιμη μονάδα ΥΗΕ Lunersee (Αυστρία), κατασκευής VOITH. Kαν. σημείο λειτουργίας υδρ/λου Pelton: Q=5,4 m 3 /s, H=84-97 mσυ, n=75 RPM, N=46,2 MW. Σημείο λειτουργίας αντλίας: Q max =4,2 m 3 /s, H= mσυ, n=75 RPM N=43, ΜW Στο Σχήμα δίνεται παράδειγμα σύνθετης αναστρέψιμης μονάδας σε οριζόντιο διάταξη που περιλαμβάνει υδροστρόβιλο τύπου Francis, διβάθμια αντλία διπλής αναρρόφησης και ηλεκτρική μηχανή που λειτουργεί ως γεννήτρια ή ως κινητήρας. Μεταξύ της αντλίας και της ηλεκτρικής μηχανής παρεμβάλλεται υδροδυναμικός συμπλέκτης, καθώς και ο βοηθητικός υδροστρόβιλος Pelton για την εκκίνηση της αντλίας. Στο Σχήμα δίνεται διάταξη σύνθετης αναστρέψιμης μονάδας σε κατακόρυφο άξονα, που περιλαμβάνει υδροστρόβιλο τύπου Pelton με 4 δέσμες, 5-βάθμια αντλία, ηλεκτρική μηχανή και υδροδυναμικό συμπλέκτη. Πρόκειται για το ΥΗΕ Lunersee (Αυστρία), κατασκευής VOITH (1954). Στις περιπτώσεις σύνθετης μονάδας σε κατακόρυφη διάταξη η αντλία αποταμίευσης είναι πάντοτε τοποθετημένη στο χαμηλότερο σημείο, ώστε να εξασφαλίζεται η λειτουργία της χωρίς σπηλαίωση. Στο Σχήμα δίνεται διάταξη αναστρέψιμης υδροηλεκτρικής μονάδας, που περιλαμβάνει αναστρέψιμη υδροδυναμική μηχανή και την ηλεκτρική μηχανή, που λειτουργεί ως γεννήτρια ή ως κινητήρας. Πρόκειται για την μονάδα Χ του αναστρέψιμου ΥΗΕ Vianden, το οποίο δεν παράγει πρωτογενή ενέργεια, ενώ ο άνω ταμιευτήρας έχει διαμορφωθεί στην κορυφή ενός λόφου. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 14

15 Σχήμα 2.2-3: Αναστρέψιμη υδροηλεκτρική μονάδα ΥΗΕ Vianden, κατ. VOITH (1969). Περιοχή λειτουργίας ως αντλίας: Q=74,1-63,6 m 3 /s, Η= mσυ, n=333,3 RPM, N=215-22,5 ΜW. Περιοχή λειτουργίας ως στροβίλου: Q=76,4 m 3 /s, H=286 mσυ, n=333,3 RPM, N=195,8 MW 2.3 Αναστρέψιμες υδραυλικές μηχανές α) Γενικά Ο τύπος των αναστρέψιμων υδραυλικών μηχανών που μπορεί να επιλεγεί εξαρτάται από την τιμή της υδραυλικής πτώσης h, δηλ. της διαφοράς της στάθμης του νερού μεταξύ του άνω και του κάτω ταμιευτήρα. Όσο μεγαλύτερη είναι η υδραυλική πτώση, τόσο η ανά μονάδα μάζας ενέργεια του νερού είναι υψηλή (g h σε KJ/Kg) οπότε για τη μετατροπή μίας ποσότητας ισχύος από ηλεκτρική σε υδραυλική (ή το αντίστροφο) τόσο μικρότερη θα Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 15

16 είναι η διακινούμενη παροχή και τόσο μικρότερες οι διαστάσεις των ταμιευτήρων των μονάδων και του υδροηλεκτρικού σταθμού. Κατά κανόνα θα πρέπει να αναζητούνται θέσεις στις οποίες η υδραυλική πτώση είναι υψηλότερη των 2 m. Για τον λόγο αυτόν στη συνέχεια δεν εξετάζεται η περίπτωση υδραυλικής πτώσης μικρότερης των 4 m που αντιστοιχεί σε υδροστρόβιλο αξονικής ροής (όπως βολβοειδή, Kaplan). Στον πίνακα που ακολουθεί δίνονται οι τύποι των αναστρέψιμων υδραυλικών μηχανών που ενδείκνυνται ανάλογα με την τιμή της υδραυλικής πτώσης και σύμφωνα με την τρέχουσα τεχνολογική εξέλιξη και πρακτική. Υδραυλική πτώση h (m) Τύπος μηχανής Παρατηρήσεις 4 h 15 Deriaz με ρυθμιζόμενα πτερύγια δρομέα Πρακτική που εφαρμόζεται κυρίως σε ΗΠΑ και Ιαπωνία 8 h 5 (6) 4-5 h Φυγόκεντρη μονοβάθμια (τύπου Francis) Φυγόκεντρη πολυβάθμια Εχει κατασκευασθεί και για πολύ υψηλές τιμές της ισχύος (μέχρι και 3 MW) Καλύπτει μεγάλη περιοχή ισχύος Πρέπει να σημειωθεί ότι μία αναστρέψιμη υδραυλική μηχανή σχεδιάζεται κυρίως ως αντλία και χαρακτηρίζεται από το κανονικό σημείο λειτουργίας της ως αντλίας. Ο λόγος είναι ότι η λειτουργία ως αντλίας είναι περισσότερο απαιτητική όσον αφορά την σχεδίαση (επιβραδυνόμενη ροή, κίνδυνος αποκολλήσεων κλπ). Για τον λόγο αυτόν μία αντλία λειτουργεί πολύ ικανοποιητικά ως υδροστρόβιλος ενώ το αντίθετο δεν είναι δυνατό. Ο δρομέας της μηχανής μοιάζει με την πτερωτή φυγόκεντρης αντλίας ενώ επιπλέον η μηχανή εξοπλίζεται με στεφάνη ρυθμιστικών πτερυγίων, όπως συμβαίνει με τους τυπικούς υδροστροβίλους τύπου Francis. Όσον αφορά τη σπηλαίωση, η δυσμενέστερη λειτουργία είναι αυτή της αντλίας, οπότε γι αυτή τη λειτουργία υπολογίζεται η στάθμη τοποθέτησης της μηχανής. Όσον αφορά τα λειτουργικά χαρακτηριστικά της μηχανής ως αντλίας (δείκτης Ρ) και ως υδροστροβίλου (δείκτης Τ) στο αντίστοιχο κανονικό σημείο λειτουργίας τους (δείκτης Κ) και για την ίδια ταχύτητα περιστροφής, για λόγους και εξηγούνται από τους νόμους της μηχανικής ρευστών, ισχύουν τα ακόλουθα: Q PK < Q TK και H PK < H TK H διαφορά των σημείων λειτουργίας της ίδιας μηχανής για τη λειτουργία ως στροβίλου και ως αντλίας εκφράζεται από τις παραμέτρους Κ Q και Κ H, που ορίζονται στα αντίστοιχα κανονικά σημεία λειτουργίας ως: Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 16

17 Κ Q = Q Q T P και Κ H = H H T P η τιμή των οποίων είναι, σύμφωνα με τα προηγούμενα, μεγαλύτερη της μονάδας και μάλιστα τόσο περισσότερο, όσο η μορφή της πτερωτής είναι περισσότερο ακτινικής ροής (μεγάλο ύψος, μεγάλη διάμετρος και άρα αναλογικά μεγάλες οι υδραυλικές και ογκομετρικές απώλειες). Είναι όμως: η ΡΚ η ΤΚ δηλ. η μέγιστη τιμή του βαθμού απόδοσης δεν μεταβάλλεται μεταξύ της λειτουργίας ως αντλίας και ως υδροστροβίλου, στο αντίστοιχο κανονικό σημείο λειτουργίας Η διαφορά στα σημεία λειτουργίας της ίδιας μηχανής για λειτουργία ως αντλίας και ως στροβίλου επιτείνεται από την χαρακτηριστική της σωλήνωσης για τις δύο περιπτώσεις: i) για την λειτουργία ως αντλίας η χαρακτηριστική της σωλήνωσης (σε απόλυτες τιμές) περιγράφεται από την σχέση: Η ΣΡ = h + ζ Q 2 ii) για την λειτουργία ως υδροστροβίλου από την σχέση: Η ΣΤ = h ζ Q 2 στην οποία με h συμβολίζεται η υψομετρική διαφορά μεταξύ άνω και κάτω ταμιευτήρα και με ζ Q 2 οι υδραυλικές απώλειες της σωλήνωσης. Λαμβάνοντας λοιπόν υπόψη τις προηγούμενες παρατηρήσεις σχετικά με τη μετατόπιση των χαρακτηριστικών λειτουργίας της ίδιας μηχανής για λειτουργία ως αντλίας και ως στροβίλου, καθώς και τη διαφορά στις χαρακτηριστικές της σωλήνωσης, προκύπτει ότι το σημείο λειτουργίας (ως τομή κάθε φορά της χαρακτηριστικής της σωλήνωσης και της μηχανής) διαφέρει σημαντικά για τις δύο λειτουργίες. Εάν δηλαδή ληφθεί μέριμνα ώστε η μηχανή να λειτουργεί στο κανονικό σημείο λειτουργίας της ως αντλία, τότε το αντίστοιχο σημείο λειτουργίας ως στροβίλος θα διαφέρει σημαντικά από το αντίστοιχο κανονικό (Σχήμα 2.3-1). Αντίστοιχα συμβαίνουν εάν η μηχανή επιλεγεί ώστε να λειτουργεί ως στρόβιλος στο κανονικό σημείο λειτουργίας της: Στην περίπτωση αυτή η λειτουργία αντλίας θα γίνεται σε σημείο απομακρυσμένο από το αντίστοιχο κανονικό και μάλιστα με παροχή μικρότερη της αντίστοιχης κανονικής της. Γίνεται φανερό από τα προηγούμενα ότι στη μελέτη αναστρέψιμης υδροδυναμικής μηχανής θα πρέπει να γίνει ένας συμβιβασμός στην επιλογή των κριτηρίων σχεδίασης της. Η επιλογή αυτή γίνεται ακόμη πιό δύσκολη εάν ληφθεί υπόψη η διακύμανση της υψομετρικής διαφοράς h της εγκατάστασης, λόγω της μεταβολής του βαθμού πλήρωσης των ταμιευτήρων. Λαμβάνοντας υπόψη ότι η λειτουργία αντλίας με μερική παροχή είναι συνήθως ασταθής, επιλέγεται η πρώτη λύση, δηλαδή σχεδιάζεται η μηχανή ώστε η λειτουργία ως αντλίας να γίνεται κατά το δυνατόν κοντά στο κανονικό σημείο. Εάν επιπλέον ληφθεί υπόψη οτι επιδιώκεται η κατά το δυνατόν καλύτερη λειτουργία της μηχανής ως αντλία, προκύπτει ότι οι αναστρέψιμες πτερωτές πρέπει να σχεδιάζονται ώστε να ικανοποιούν την συνθήκη αυτή, δηλαδή σχεδιάζονται κύρια ως πτερωτές αντλίας, με ορισμένες μικρής έκτασης Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 17

18 τροποποιήσεις ώστε να βελτιώνεται η αντίστροφη λειτουργία ως στροβίλου (στρογγυλεύσεις των ακμών πρόσπτωσης και εκφυγής τόσο των πτερυγίων του δρομέα, όσο και των οδηγητικών και ρυθμιστικών πτερυγίων). Αποτέλεσμα των προηγούμενων επιλογών είναι να προκύπτει η διάμετρος της πτερωτής (του δρομέα) κατά 3% περίπου μεγαλύτερη από αυτή που θα είχε ο δρομέας ενός αντίστοιχου υδροστροβίλου Francis, και πλήθος πτερυγίων της τάξεως των 6-7 (αντί των 11 ή 13 που θα είχε ο δρομέας του αντίστοιχου Francis). H (H,Q) P Κανονικό σημείο λειτουργίας ως υδροστροβίλου ΜΡ Η ΣΡ Σημείο λειτουργίας ως αντλίας Σημείο λειτουργίας ως υδροστροβίλου H ΣΤ Μ Τ h (H,Q) T Q Σχήμα 2.3-1: Διαφορά στο σημείο λειτουργίας για λειτουργία αντλίας και στροβίλου. Στον πίνακα που ακολουθεί δίνονται μέσες ενδεικτικές τιμές των κύριων χαρακτηριστικών αναστρέψιμων υδροδυναμικών μηχανών στο κανονικό σημείο λειτουργίας για την λειτουργία τους ως αντλίας και ως υδροστροβίλου. Τα στοιχεία αυτά έχουν προκύψει από την ανάλυση μεγάλου πλήθους έργων και δίνονται για τρεις περιοχές της υψομετρικής διαφοράς h, δηλ. του ειδικού αριθμού στροφών. Aδιάστατες χαρακτηριστικές αναστρέψιμων υδροδυναμικών μηχανών στα αντίστοιχα κανονικά σημεία λειτουργίας Λειτουργία αντλίας Λειτουργία υδροστροβίλου h(m) Q 11 n 11 n S σ κ Q 11 n 11 n S 5, ,29, , ,21, , ,1, Σημειώνεται ότι οι αδιάστατοι αριθμοί του προηγούμενου πίνακα ορίζονται ως: n N 1/ 2 K S = n n H 5/ 4 11 = n Q11 = K H 2 D D Q H Σε ορισμένες περιπτώσεις το πρόβλημα του συμβιβασμού των σημείων λειτουργίας ως αντλίας και ως στροβίλου επιλύεται με διαφορετική ταχύτητα περιστροφής σε κάθε Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 18

19 περίπτωση: Για τη λειτουργία αντλίας η ταχύτητα περιστροφής είναι υψηλότερη από αυτή της λειτουργίας ως στροβίλου. Η λύση αυτή όμως είναι δαπανηρή, επειδή προϋποθέτει ηλεκτρική μηχανή με δύο διαφορετικά τυλίγματα (διαφορετικό πλήθος πόλων) ή την τροφοδοσία της μέσω συστήματος μεταβολής της συχνότητας του ηλεκτρικού ρεύματος τροφοδοσίας, λύση δύσκολα εφικτή για πολύ μεγάλες τιμές της ισχύος. Oι χαρακτηριστικές λειτουργίας μίας αναστρέψιμης υδροδυναμικής μηχανής δεν μπορούν εύκολα να παρασταθούν στις φυσικές κλίμακες (Η,Q), επειδή η ταχύτητα περιστροφής n αντιστρέφεται μεταξύ της λειτουργίας αντλίας και υδροστροβίλου. Επίσης, για τη μελέτη των μεταβατικών φαινομένων πρέπει να είναι γνωστές και οι ενδιάμεσες καταστάσεις λειτουργίας. Για τη χάραξη των πλήρων διαγραμμάτων, τα οποία ονομάζονται και διαγράμματα τεσσάρων τεταρτημορίων, ορίζονται ως θετικά τα μεγέθη (παροχή, ύψος, ταχύτητα περιστροφής, ροπή) που αναφέρονται στην κανονική λειτουργία ως στροβίλου, οπότε για την λειτουργία ως αντλίας τα μεγέθη αυτά είναι αρνητικά. Στο διάγραμμα 4 τεταρτημορίων το κάθε τεταρτημόριο χαρακτηρίζεται ως εξής: τεταρτημόριο Τ κανονικής λειτουργίας υδροστροβίλου τεταρτημόριο ΤΙ λειτουργίας αντίστροφου υδροστροβίλου (θετική φορά περιστροφής και αρνητική παροχή) τεταρτημόριο PI λειτουργίας ρυθμιζόμενης αντίστασης (δηλ. αρνητική ταχύτητα περιστροφής, θετική παροχή) τεταρτημόριο P κανονικής λειτουργίας ως αντλίας (αρνητική παροχή και ταχύτητα περιστροφής) Λόγω του ότι οι αναστρέψιμες υδραυλικές μηχανές είναι εξοπλισμένες με στεφάνη ρυθμιστικών πτερυγίων, κατά την λειτουργία της άντλησης είναι δυνατή η μεταβολή του σημείου λειτουργίας τους μέσω της μεταβολής της κλίσης των ρυθμιστικών πτερυγίων. Όμως κατά κανόνα αυτή η δυνατότητα ρύθμισης συνοδεύεται με έντονη μεταβολή, δηλ. πτώση του βαθμού απόδοσης, γεγονός που την καθιστά αντιπαραγωγική. β) Εκκίνηση της αναστρέψιμης μηχανής ως αντλίας Στην παράγραφο που ακολουθεί γίνεται αναφορά στην διαδικασία και μεθοδολογίες εκκίνησης μίας αναστρέψιμης μηχανής για τη λειτουργία αντλίας, ή μίας μεγάλης φυγόκεντρης αντλίας γενικότερα. Το πρόβλημα της εκκίνησης δεν έχει μόνο τεχνολογικό ενδιαφέρον αλλά επηρεάζει άμεσα την παραγωγική διαδικασία, και την δυνατότητα και ταχύτητα επέμβασης της αντλητικής εγκατάστασης επειδή: Η διαδικασία εκκίνησης για μηχανές μεγάλης ισχύος είναι χρονοβόρα, άρα δεν είναι προφανής η άμεση διαθεσιμότητα της μηχανής ώστε να απορροφήσει την παραγόμενη ισχύ, αλλά κυρίως Ο αριθμός εκκινήσεων ανά έτος είναι περιορισμένος λόγω της φόρτισης και καταπόνησης που προκαλεί η διαδικασία εκκίνησης στην εγκατάσταση. Ενδεικτικά αναφέρεται ότι η εκκίνηση φυγόκεντρης αντλίας με ασύγχρονο κινητήρα ισχύος 5 KW μπορεί να γίνεται με ρυθμό ενός ανά ώρα, ενώ για τις πολύ μεγάλες εγκαταστάσεις ο ρυθμός αυτός πρέπει να είναι ακόμη πιο αργός. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 19

20 Δεν γίνεται προς το παρόν ιδιαίτερη αναφορά στη διαδικασία εκκίνησης ενός υδροστροβίλου ή μίας αναστρέψιμης μηχανής ως υδροστρόβιλου (από θέση στάσης), επειδή αυτή η διαδικασία δεν έχει τους τεχνικούς περιορισμούς της εκκίνησης της αντλητικής εγκατάστασης. Όσον αφορά τη διάρκεια της διαδικασίας εκκίνησης υδροστροβίλου, αναφέρεται ότι αυτή διαρκεί 3-4 min για εκκίνηση από στάση, συμπεριλαμβανομένης της διαδικασίας σύνδεσης στο δίκτυο και συγχρονισμού, ενώ για μεταβολή του σημείου λειτουργίας ή από την λειτουργία stand-by σε παραλαβή πλήρους φορτίου απαιτούνται περί τα 6 έως 1 sec. Άρα η διαθεσιμότητα ενός τυπικού υδροστροβίλου είναι άμεση. Στην περίπτωση όμως που έχει εγκατασταθεί αναστρέψιμη μηχανή και εξετάζεται η περίπτωση αντιστροφής της λειτουργίας από αντλία σε υδροστρόβιλο, η διάρκεια της διαδικασίας ένταξης του υδροστροβίλου είναι πολύ μεγαλύτερη, γιατί θα πρέπει πρώτα να αντιστραφεί η φορά περιστροφής του δρομέα της μηχανής. H εκκίνηση μιας αντλίας απαιτεί ιδιαίτερη διαδικασία κυρίως λόγω της σημαντικής έντασης ηλεκτρικού ρεύματος που απορροφάται από τον ηλεκτρικό κινητήρα κατά την φάση της εκκίνησης. Το πρόβλημα της εκκίνησης των μεγάλων αντλιών αποταμίευσης των αναστρέψιμων ΥΗΕ είναι πολύ σημαντικό, λόγω του μεγέθους των μηχανών, και γι' αυτό έχουν αναπτυχθεί διάφορες τεχνικές εκκίνησης. Για να γίνει περισσότερο σαφές το πρόβλημα αναφέρονται στην συνέχεια τα ακόλουθα στοιχεία: i) Η ισχύς την οποία απορροφά η αντλία στην κανονική ταχύτητα περιστροφής της και με κλειστά τα ρυθμιστικά πτερύγια (μηδενική παροχή) είναι της τάξης του 35% της ονομαστικής της ισχύος. ii) Η ισχύς που απορροφά η αντλία στην κανονική ταχύτητα περιστροφής της με ανοικτά τα ρυθμιστικά πτερύγια αλλά κλειστή την βάννα της κατάθλιψης είναι της τάξης του 65% της ονομαστικής ισχύος. iii) Το ολικό ύψος για μηδενική παροχή είναι μεγαλύτερο από το ολικό ύψος στο κανονικό σημείο λειτουργίας (για την κανονική ταχύτητα περιστροφής), διαφορετικά η χαρακτηριστική θα ήταν ασταθής. iv) Η ισχύς που απορροφά η αντλία στην κανονική ταχύτητα περιστροφής όταν είναι κενή από νερό (λειτουργία σε περιβάλλον αέρα) είναι της τάξης του 1-3% της ονομαστικής ισχύος (πρόκειται ουσιαστικά για τις μηχανικές απώλειες εδράνων). Διακρίνονται έτσι οι ακόλουθοι μέθοδοι εκκίνησης της αντλίας: Εκκίνηση με την πτερωτή γεμάτη (πλημμυρισμένη στο νερό) και τη στεφάνη των ρυθμιστικών πτερυγίων κλειστή. Η μέθοδος αυτή μπορεί να εφαρμοσθεί αφού προηγουμένως το στροφείο της αντλίας φθάσει στη συνθήκη συγχρονισμού, δηλ. στην ονομαστική ταχύτητα περιστροφής της. Σύμφωνα με την παρατήρηση (i), για να γίνει αυτό θα πρέπει να υπάρχει βοηθητικός υδροστρόβιλος (στο ίδιο ή σε γειτονικό ΥΗΕ) που θα προσδώσει την απαιτούμενη ισχύ, της τάξης του 35% της ονομαστικής ισχύος της αντλίας. Μετά την επίτευξη της σύγχρονης ταχύτητας περιστροφής ανοίγουν σταδιακά τα ρυθμιστικά πτερύγια μέχρι την επίτευξη του επιθυμητού σημείου λειτουργίας. Η Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 2

21 μεταβατική αυτή κατάσταση λειτουργίας της αντλίας είναι θορυβώδης και ασταθής. Όσο διάστημα τα ρυθμιστικά πτερύγια είναι κλειστά, η σημαντική ενέργεια που απορροφάται μετατρέπεται σε θερμότητα στο εσωτερικό της μηχανής και γι' αυτό, μέσω ανεξάρτητου κυκλώματος, διατηρείται μία μικρή παροχή νερού στο εσωτερικό της μηχανής, μέσω της οποίας απάγεται η θερμότητα. Εκκίνηση με την πτερωτή κενή (σε περιβάλλον αέρα), τα ρυθμιστικά πτερύγια κλειστά και ανοικτή την βάννα της κατάθλιψης. Η πτερωτή εκκενώνεται από το νερό μέσω πεπιεσμένου αέρα που εκχύεται από ακροφύσιο στο επίπεδο του σπειροειδούς κελύφους. Η πίεση ρυθμίζεται συνεχώς, έτσι ώστε η ελεύθερη στάθμη του νερού στον αγωγό αναρρόφησης να είναι χαμηλότερη από το κατώτερο σημείο της πτερωτής. Στη συνέχεια το στροφείο τίθεται σε περιστροφή μέχρι την επίτευξη της ονομαστικής ταχύτητας περιστροφής, μέσω βοηθητικού υδροστροβίλου ή με κατ' ευθείαν σύζευξη στο δίκτυο υπό χαμηλή τάση. Ο συγχρονισμός του στροφείου στην περίπτωση αυτή είναι σχετικά πιό εύκολος, λαμβάνοντας υπόψη την πολύ μικρή ισχύ που απορροφά το στροφείο (βλέπε παρατήρηση (iv). Στη συνέχεια όμως η διαδικασία γίνεται ιδιαίτερα κρίσιμη. Ακολουθώντας την πλέον απλή διαδικασία, δηλ. μειώνοντας σταδιακά την πίεση του αέρα οπότε η στάθμη του νερού ανεβαίνει, το φαινόμενο εξελίσσεται κρουστικά τη χρονική στιγμή κατά την οποία η στάθμη του νερού ξεπερνάει ολόκληρη την ακμή εισόδου των πτερυγίων: Λόγω της περιστροφής της πτερωτής το νερό φυγοκεντρίζεται, γεμίζει απότομα η πτερωτή και αυξάνει πολύ γρήγορα η απορροφούμενη ισχύς (από 1-3% φθάνει το 3-4% της ονομαστικής ισχύος). Για την αποφυγή αυτών των κρουστικών φαινομένων έχουν δοκιμασθεί διάφοροι άλλοι τρόποι, όπως η πλήρωση της πτερωτής από τον πάνω ταμιευτήρα μέσω βοηθητικού αγωγού που καταλήγει στο σπειροειδές κέλυφος μεταξύ της πτερωτής και της στεφάνης των ρυθμιστικών πτερυγίων, ή η τροφοδοσία με δέσμες νερού που προκαλούν περιστροφική κίνηση, ενώ σταδιακά ο αέρας αφαιρείται από την κοίλη άτρακτο. Όταν πλέον έχει πληρωθεί η αντλία ανοίγουν σταδιακά τα ρυθμιστικά πτερύγια, όπως και κατά την προηγούμενη μέθοδο εκκίνησης. Από ηλεκτρολογικής πλευράς, με σκοπό την αντιμετώπιση της σημαντικής έντασης του ηλεκτρικού ρεύματος που απαιτείται κατά την εκκίνηση, έχουν αναπτυχθεί διάφορες διαδικασίες και μέθοδοι, κυριώτερες από τις οποίες είναι οι ακόλουθες: Εκκίνηση πλάτη-με-πλάτη (back to back) μεταξύ της μίας μηχανής που εκκινεί ως αντλία με μία άλλη ταυτόσημη της ίδιας μονάδας που λειτουργεί ως υδροστρόβιλος και κατ ευθεία σύζευξη της γεννήτριας του υδροστροβίλου με τον ηλεκτροκινητήρα της αντλίας τον οποίο εκκινεί. Eγκατάσταση βοηθητικού ηλεκτρικού κινητήρα (pony motor) στον ίδιο άξονα, ο οποίος θέτει σε περιστροφή το στροφείο μέχρι την σύγχρονη ταχύτητα του (και την φορά λειτουργίας ως αντλίας) και ενώ το στροφείο είναι κενό από νερό. Ο ίδιος ρόλος εκκινητή μπορεί να ανατεθεί σε μικρό υδροστρόβιλο δράσεως. Αντί για βοηθητικό ηλεκτρικό κινητήρα εγκαθίσταται βοηθητικό τύλιγμα στον κύριο κινητήρα. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 21

22 2.4 Το πρόβλημα της άντλησης κατά την αποταμίευση ενέργειας Μία φυγόκεντρη αντλία εγκατεστημένη σε μία αντλητική εγκατάσταση (δεδομένη υψομετρική διαφορά και δεδομένη σωλήνωση μεταξύ άνω και κάτω δεξαμενής), και η οποία στρέφεται με σταθερή ταχύτητα περιστροφής και με σταθερή κλίση των ρυθμιστικών πτερυγίων (εάν πρόκειται για αναστρέψιμη υδραυλική μηχανή τύπου Francis), λειτουργεί σε ένα σημείο λειτουργίας το οποίο είναι το σημείο τομής της χαρακτηριστικής (H,Q) της αντλίας με την χαρακτηριστική της σωλήνωσης: Η Σ = h + ζ Q 2 στην οποία με (ζ Q 2 ) συμβολίζονται οι υδραυλικές απώλειες της σωλήνωσης. Στο σημείο αυτό λειτουργίας με παροχή Q και ολικό ύψος Η, αντιστοιχεί μία τιμή η του βαθμού απόδοσης της αντλητικής εγκατάστασης (αντλίας και ηλεκτροκινητήρα). Επομένως η ισχύς που απορροφάται από το αντλητικό συγκρότημα είναι ίση προς: P P γ H Q = η Δεδομένου ότι η υψομετρική διαφορά h είναι ουσιαστικά σταθερή ή ότι μεταβάλλεται λίγο, ανάλογα με τον βαθμό πλήρωσης των ταμιευτήρων, η απορροφούμενη ισχύς από ένα δεδομένο αντλητικό συγκρότημα σε μία συγκεκριμένη εγκατάσταση είναι σταθερή. Άρα για να γίνει δυνατή η προσαρμογή της αντλητικής εγκατάστασης, ώστε η απορροφούμενη από αυτή ισχύς να μεταβάλλεται και να παρακολουθεί κατά το δυνατόν την παραγόμενη από το αιολικό πάρκο, υπάρχουν οι ακόλουθες δυνατότητες, όπου ως αντλίες μπορεί να εννοούνται και οι αναστρέψιμες υδραυλικές μηχανές: α) Η εγκατάσταση περισσότερων ταυτόσημων αντλιών παράλληλα συνδεδεμένων, σταθερής ταχύτητας περιστροφής. Όταν λειτουργεί η μία η παροχή είναι ίση προς Q 1 και η απορροφούμενη ισχύς Ρ 1. Όμως όταν λειτουργούν z αντλίες η διακινούμενη παροχή είναι ίση προς Q z < z Q 1, ενώ η απορροφούμενη ισχύς θα είναι ίση προς Ρ z <z Ρ 1. Άρα στην περίπτωση αυτή η αντλούμενη παροχή και η απορροφούμενη ισχύς είναι κλιμακωτές, με κλίμακα τόσο περισσότερο απότομη, όσο μικρότερο είναι το πλήθος των εγκατεστημένων αντλιών. β) Η εγκατάσταση περισσότερων ταυτόσημων αντλιών παράλληλα συνδεδεμένων, εκ των οποίων η μία έχει δυνατότητα μεταβολής της ταχύτητας περιστροφής της. Στην περίπτωση αυτή η αντλούμενη παροχή και η απορροφούμενη ισχύς είναι μία συνεχής καμπύλη, με παράμετρο τον αριθμό των εν λειτουργία αντλιών και την ταχύτητα περιστροφής. Η λύση αυτή, σε σύγκριση με την προηγούμενη, βελτιώνει την ανταπόκριση της εγκατάστασης σε μεταβαλλόμενες συνθήκες, όμως επιβαρύνει το κόστος εγκατάστασης, ενώ είναι δύσκολα εφαρμόσιμη για πολύ μεγάλες τιμές της ισχύος (του μεγέθους της αντλίας). Η παραλλαγή του να έχουν όλες οι αντλίες δυνατότητα μεταβολής της ταχύτητας περιστροφής τους βελτιώνει λίγο την απόδοση της αντλητικής εγκατάστασης, όμως επιβαρύνει δυσανάλογα το κόστος κατασκευής της. γ) Η εγκατάσταση περισσότερων ταυτόσημων μεγάλων αντλιών και ενός αριθμού (3 ή 4) μικρότερων αντλιών (jockey), όλες παράλληλα συνδεδεμένες. Με τον τρόπο αυτό οι Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 22

23 μεγάλης κλίμακας μεταβολές της απορροφούμενης ισχύος καλύπτονται από την λειτουργία των μεγάλων αντλιών (μεγάλα σκαλοπάτια της κλιμακωτής απόκρισης) και μεταξύ αυτών οι μικρότερες μεταβολές καλύπτονται από τη λειτουργία των μικρότερων αντλιών, οπότε ανάμεσα στα μεγάλα σκαλοπάτια διαμορφώνονται μικρότερα που προσομοιάζουν προς την συνεχή ανταπόκριση. δ) Η εγκατάσταση ταυτόσημων αναστρέψιμων υδραυλικών μηχανών και η μεταβολή της απορροφούμενης ισχύος μέσω της μεταβολής του αριθμού των εν λειτουργία μηχανών και μεταβολής του σημείου λειτουργίας τους με μεταβολή της κλίσης των ρυθμιστικών πτερυγίων τους. Από τις χαρακτηριστικές καμπύλες αναστρέψιμων μηχανών που έχουν ήδη κατασκευασθεί και δοκιμασθεί προκύπτει ότι είναι σε αυτές δυνατή η μεταβολή του σημείου λειτουργίας ως αντλίας, μέσω μεταβολής της κλίσης των ρυθμιστικών πτερυγίων τους. Όμως αυτή η αλλαγή του σημείου λειτουργίας (της διακινούμενης παροχής και ύψους) γίνεται με παράλληλη μεταβολή του βαθμού απόδοσης, με αποτέλεσμα να παραμένει σχεδόν αμετάβλητη η απορροφούμενη ισχύς. Επομένως, σε ένα υβριδικό σύστημα εξοπλισμένο με αναστρέψιμες υδροδυναμικές μηχανές είναι δυνατή μεταβολή της απορροφούμενης ισχύος μόνο μέσω της κλιμακωτής λειτουργίας των παράλληλων μηχανών. Η ισχύς που απορροφά μία αντλία ή η ισχύς της μικρότερης από τις εγκατεστημένες (για την περίπτωση αντλιών jockey) ή η ισχύς στην μικρότερη επιτρεπόμενη ταχύτητα περιστροφής (για αντλίες μεταβλητών στροφών) αποτελεί μία βασική παράμετρο του συστήματος, γιατί αντιστοιχεί στην ελάχιστη ισχύ που μπορεί να απορροφηθεί. Από τις 4 προηγούμενες δυνατότητες κάποιες είναι οικονομοτεχνικά εφικτές για μικρές μονάδες (της τάξεως των 5-8 MW), ενώ θα πρέπει να αποκλεισθούν για μονάδες ισχύος της τάξεως των 6-8 MW. Για την καλύτερη κάθε φορά επιλογή θα πρέπει να εξετασθεί αρχικά η διαθεσιμότητα του εξοπλισμού, κυρίως των υδραυλικών μηχανών (τυποποίηση, δυνατότητα κατασκευής αναστρέψιμων μηχανών μικρής ισχύος, κόστος κλπ). 2.5 Ενεργειακές απώλειες Κατά την διαδικασία αποθήκευσης της ενέργειας υπό υδραυλική μορφή και στη συνέχεια απόδοσής της στο ηλεκτρικό δίκτυο υπό μορφή ηλεκτρικής ενέργειας αναπτύσσονται ενεργειακές απώλειες, οι οποίες μειώνουν την αποδοτικότητα της εγκατάστασης. Σε μία μεγάλης κλίμακας υδραυλική εγκατάσταση αποταμίευσης, η οποία αποταμιεύει την περίσσεια ισχύος των θερμικών σταθμών της ώρες χαμηλής ζήτησης, ο συνολικός ενεργειακός βαθμός απόδοσης είναι της τάξης του 75%, δηλ. το 25% της προς αποθήκευση ενέργειας χάνεται σε απώλειες. Σε μία εγκατάσταση υδραυλικής αποταμίευσης ενός υβριδικού σταθμού, όπως οι εξεταζόμενοι, οι συνολικές απώλειες θα είναι ακόμη μεγαλύτερες λόγω κλίμακας και λόγω της έντονης διακύμανσης της υπό αποθήκευση ενέργειας. Οι ενεργειακές απώλειες που υπεισέρχονται και οι οποίες σε μία προσομοίωση θα πρέπει κατά το δυνατό να ληφθούν υπόψη είναι: Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 23

24 Υδραυλικές και μηχανικές απώλειες του αντλητικού συγκροτήματος (αντλίας και ηλεκτροκινητήρα). Εξαρτώνται από τον τύπο και το μέγεθος της αντλίας, τον τύπο και το μέγεθος του ηλεκτροκινητήρα και του σημείου λειτουργίας τους. Υδραυλικές απώλειες στον αγωγό κατάθλιψης (άντλησης). Εξαρτώνται κυρίως από τη διάμετρο του αγωγού και το μήκος του, δηλ. το μήκος μεταξύ του κάτω και άνω ταμιευτήρα. Υδραυλικές και μηχανικές απώλειες του συγκροτήματος υδροστροβίλου (υδροστροβίλου και γεννήτριας). Εξαρτώνται από τον τύπο και το μέγεθος του υδροστροβίλου, τον τύπο και το μέγεθος της γεννήτριας και του σημείου λειτουργίας τους. Υδραυλικές απώλειες στον αγωγό προσαγωγής (πτώσεως). Εξαρτώνται κυρίως από τη διάμετρο του αγωγού και το μήκος του, δηλ. το μήκος της όδευσης μεταξύ του κάτω και άνω ταμιευτήρα. Ο αγωγός αυτός μπορεί να είναι ο ίδιος που εξυπηρετεί την άντληση ή διαφορετικός που οδεύει παράλληλα. Επίσης ως απώλεια του συστήματος μπορεί να θεωρηθεί η αδυναμία του συστήματος να αποθηκεύσει ενέργεια στην περίπτωση όπου ο άνω ταμιευτήρας είναι γεμάτος, καθώς και η αδυναμία χρονικής ή ποσοτικής ανταπόκρισης του αντλητικού συγκροτήματος στις μεταβολές της ενέργειας προς αποθήκευση, ή της προς αποθήκευση ισχύος, όταν αυτή είναι μικρότερη από την ελάχιστη στην οποία μπορεί να λειτουργήσει. Από τα προηγούμενα προκύπτει ότι οι ανεξάρτητες παράμετροι που περιγράφουν την εγκατάσταση αποταμίευσης-παραγωγής της ενέργειας είναι πολλές και θα πρέπει να καθορισθούν με σκοπό την βέλτιστη οικονομοτεχνική επιλογή μέσα στα όρια της τρέχουσας εξέλιξης του εξοπλισμού και της τεχνολογίας 2.6 Επιλογή του ηλεκτρομηχανολογικού εξοπλισμού Η σύνθεση και διαμόρφωση του ηλεκτρομηχανολογικού εξοπλισμού εξαρτάται κυρίως από την ονομαστική ισχύ του υβριδικού συστήματος. Προφανώς η λύση που είναι βέλτιστη για υβριδικό σύστημα ισχύος 6 MW, πχ. με την εγκατάσταση 8 τυποποιημένων αντλιών των 8 KW και τυποποιημένου υδροστροβίλου Pelton, μπορεί να επεκταθεί αναλογικά σε υβριδικό των 6 MW είτε επιλέγοντας 8 αντλίες των 8 KW είτε επιλέγοντας 8 αντλίες των 8 MW. Για μονάδες μεγάλης ισχύος και συγκεκριμένα για αντλίες ισχύος μεγαλύτερης του 1 MW και υδροστροβίλους ισχύος μεγαλύτερης των 1 MW δεν υπάρχει τυποποιημένος εξοπλισμός. Θα πρέπει να σημειωθεί ότι η τυποποίηση των μηχανών αυτού του μεγέθους έχει την έννοια της γρηγορότερης παράδοσης (επειδή δεν απαιτείται η διαδικασία της εξ αρχής σχεδίασης και δοκιμών), του μικρότερου κόστους (επειδή τα έξοδα ανάπτυξης και σχεδίασης επιμερίζονται στην τυποποιημένη σειρά παραγωγής), ενώ υπάρχει η δυνατότητα μικρών τροποποιήσεων στη σχεδίαση και κατασκευή, ώστε να γίνει καλύτερη προσαρμογή στις ανάγκες του συγκεκριμένου έργου. Σε περιοχές λειτουργίας οι οποίες δεν καλύπτονται από τις τυποποιημένες μονάδες, οι μεγάλες κατασκευαστικές εταιρείες Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 24

25 είναι σε θέση να σχεδιάσουν και να κατασκευάσουν τον εξοπλισμό σύμφωνα με τις προδιαγραφές και απαιτήσεις του κάθε έργου. Ένα αντλιοστάσιο που αποτελείται από περισσότερες τυποποιημένες αντλίες έχει ως μειονέκτημα το μεγαλύτερο συνολικό κόστος των αντλιών, το μεγαλύτερο κόστος σωληνώσεων και εξαρτημάτων και τον μεγαλύτερο απαιτούμενο χώρο, δηλ. υψηλότερο κόστος αντλιοστασίου. Όμως το βασικό πλεονέκτημα είναι η δυνατότητα κλιμάκωσης της απορροφούμενης ισχύος, και από την πλευρά αυτή, η καλύτερη αξιοποίηση της ενέργειας που παράγεται από το αιολικό πάρκο. Τα υδραυλικά μεταβατικά φαινόμενα, χαρακτηριζόμενα και ως υδραυλικό πλήγμα, δεν αποτελούν κάποια ιδιαιτερότητα στην περίπτωση των υβριδικών συστημάτων. Επειδή σε αυτά κατά κανόνα η υδραυλική πτώση είναι σημαντική (άνω των 3 m 3 bar) η υπερπίεση ή υποπίεση που ενδέχεται να αναπτυχθεί αποτελεί ποσοστό της ονομαστικής πίεσης και άρα από την πλευρά αυτή δεν θα απαιτήσει ιδιαίτερη αντιμετώπιση. Λόγω της δυνατότητας πολύ γρήγορης απόκρισης των υδραυλικών μηχανών, αντλιών και υδροστροβίλων, τόσο στην παραλαβή όσο και στην απόρριψη φορτίου, της τάξεως των ολίγων sec, για τις ανάγκες της αριθμητικής προσομοίωσης της λειτουργίας του συστήματος (η οποία γίνεται με χρονικό βήμα 1 min=6 sec) οι χρόνοι αυτοί απόκρισης λαμβάνονται μηδενικοί. Ο μόνος τεχνικός περιορισμός που εισάγεται στην αριθμητική προσομοίωση είναι ο ρυθμός επανεκκινήσεων μίας αντλίας. Στην προσομοίωση έχει εισαχθεί ο περιορισμός, που αποτελεί μία μέση αποδεκτή τιμή για μεγάλου μεγέθους μηχανές, ότι μία αντλία για να εκκινήσει θα πρέπει να έχουν παρέλθει τουλάχιστον 3 min από την προηγούμενη εκκίνηση της (ο περιορισμός αυτός τίθεται από τον κατασκευαστή του ηλεκτροκινητήρα της αντλίας και συναρτάται με τον τρόπο εκκίνησης της αντλίας). Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 25

26 3. ΠΟΛΙΤΙΚΕΣ ΔΙΑΧΕΙΡΙΣΗΣ ΜΔΝ ΜΕ ΥΒΣ Το υφιστάμενο νομικό πλαίσιο παρέχει ορισμένες γενικές αρχές 1 όσον αφορά την αδειοδότηση, λειτουργία και τιμολόγηση των ΥΒΣ, χωρίς να προσδιορίζεται σαφής και συγκεκριμένη πολιτική λειτουργίας τους. Το στοιχείο αυτό είναι καίριας σημασίας καθώς επηρεάζει τη διαμόρφωση και οικονομικότητα των ΥΒΣ, αλλά και τις επιπτώσεις (λειτουργικές, ενεργειακές, οικονομικές) στο νησιωτικό σύστημα στο οποίο εντάσσονται. Στη συνέχεια κάνουμε αρχικά μια ανασκόπηση των πολιτικών διαχείρισης που εξετάστηκαν στις δύο προηγούμενες Εκθέσεις και των λόγων για τους οποίους απορρίφθηκαν, και ακολούθως παρουσιάζουμε μια νέα πολιτική διαχείρισης. 3.1 Ανασκόπηση προηγούμενων πολιτικών διαχείρισης Στρατηγική Α Η προσέγγιση που αρχικά υιοθετήθηκε και με βάση την οποία συντάχθηκαν ορισμένες προμελέτες και προτάσεις τέτοιων σταθμών βασίζεται στην απλή θεώρηση ότι: Οι υδροστρόβιλοι παράγουν την ονομαστική τους ισχύ σε προσυμφωνημένες ώρες του 24ώρου, οι οποίες γενικά συμπίπτουν με τις ώρες του ημερήσιου μέγιστου φορτίου (βραδινές ή και μεσημβρινές), παρέχοντας έτσι μια εγγυημένη ποσότητα ενέργειας σε υψηλή τιμή. Η παραγωγή των αιολικών του ΥΒΣ γενικά αντλείται καθ όλο το 24ωρο (με πιθανές διαφοροποιήσεις ως προς την συμμετοχή τους στην παροχή της εγγυημένης ισχύος των στροβίλων ή στο set-point απορρόφησης αιολικής ισχύος του συστήματος, οι οποίες όμως δεν αλλάζουν τη συνολική εικόνα). Ο ΥΒΣ αντλεί από το δίκτυο τις νυχτερινές ώρες, εφόσον αυτό απαιτείται προκειμένου να εξασφαλίσει την εγγυημένη παροχή ενέργειας την επόμενη ημέρα (αλλά και για αύξηση των προσόδων του, όταν η τιμολόγηση της ενέργειας των στροβίλων είναι επαρκώς υψηλή ώστε να καλύπτει τις απώλειες ενέργειας του κύκλου άντλησηςεπιστροφής στο δίκτυο) Στρατηγική Β Παραλλαγή της θεώρησης αυτής αποτελεί η παροχή στους στροβίλους του ΥΒΣ της δυνατότητας να εντάσσονται και σε ώρες εκτός μεγίστου (δηλαδή εκτός του διαστήματος εγγυημένης παροχής), εφόσον ο ταμιευτήρας του σταθμού διαθέτει επαρκή ποσότητα ενέργειας, σε εφαρμογή της υφιστάμενης πρόβλεψης του νόμου για προτεραιότητα των μονάδων αυτών έναντι των συμβατικών, προκειμένου να αξιοποιηθεί η αποθηκευμένη ενέργεια ΑΠΕ. Η λειτουργία αυτή επιλέγεται από τον παραγωγό, με βάση τον προγραμματισμό λειτουργίας του υβριδικού σταθμού που ο ίδιος καταρτίζει, και γνωστοποιείται στον Διαχειριστή ως προσφορά έγχυσης, π.χ. στο πλαίσιο ημερήσιου 1 Καθώς επίσης και κάποιες ιδιαίτερα λεπτομερείς προβλέψεις και περιορισμούς, ορισμένοι από τους οποίους ελέγχονται ως προς τη σκοπιμότητα και ακρίβειά τους. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 26

27 ενεργειακού προγραμματισμού, μαζί με τις δηλώσεις φορτίου του ΥΒΣ για το διάστημα ελεύθερης άντλησης. Η θεώρηση αυτή, η οποία εξετάστηκε στην Προκαταρκτική Έκθεση, είναι πλεονεκτική για τον ΥΒΣ, ιδίως όταν το μέγεθος του ταμιευτήρα του είναι περιορισμένο, καθώς επιτρέπει την αυξημένη παροχή ενέργειας από τους στροβίλους και άρα την καλύτερη εκμετάλλευση της διαθέσιμης παραγωγής του Α/Π, όταν αυτή υπάρχει. Από την άλλη πλευρά όμως οδηγεί στην κατά προτεραιότητα ένταξη των υδροστρόβιλων και σε ώρες μέσου φορτίου, δυσχεραίνοντας τον προγραμματισμό λειτουργίας των λοιπών συμβατικών μονάδων. Σημαντικό μειονέκτημα των παραπάνω στρατηγικών αποτελεί η προκαλούμενη επίπτωση στη λειτουργία των ήδη εγκατεστημένων (ή αδειοδοτημένων) Α/Π, παρ ότι τα Α/Π του ΥΒΣ δε συμμετέχουν στην κατανομή του set-point. Προκύπτει δηλαδή μείωση της απόδοσης των υφιστάμενων αιολικών σταθμών, παραβιάζοντας τις σχετικές συμβάσεις αγοραπωλησίας ηλεκτρικής ενέργειας. Αυτό συμβαίνει διότι οι στρόβιλοι υποκαθιστούν συμβατικές μονάδες, οι οποίες διαθέτουν ευελιξία φόρτισης και λειτουργίας, προκειμένου να διεισδύσει αιολική παραγωγή στο σύστημα, ενώ οι ίδιοι φορτίζονται σε σταθερή ισχύ Στρατηγική Γ Το πρόβλημα αυτό μπορεί να αντιμετωπιστεί προσδίδοντας στους υδροστρόβιλους χαρακτηριστικά φόρτισης αντίστοιχα των συμβατικών μονάδων. Συγκεκριμένα, κατά τον προγραμματισμό ένταξης μονάδων, οι στρόβιλοι αντιμετωπίζονται όπως οι λοιπές συμβατικές μονάδες. Εντάσσονται δηλαδή σύμφωνα με την ισχύ της προσφοράς έγχυσης του παραγωγού, υποκαθιστώντας συμβατικές μονάδες αντίστοιχης ικανότητας, αλλά κατά τη λειτουργία και προκειμένου να απορροφηθεί αιολική παραγωγή, η αποδιδόμενη ισχύς τους μπορεί να μειώνεται μέχρι ένα προκαθορισμένο κάτω όριο φόρτισης, π.χ. της τάξης του 5% της ονομαστικής τους ισχύος, το οποίο αποτελεί τον ισοδύναμο περιορισμό τεχνικού ελαχίστου για αυτούς. Με τη θεώρηση αυτή, η οποία παρουσιάστηκε στην Ενδιάμεση Έκθεση, η επίπτωση στη λειτουργία των λοιπών Α/Π δεν είναι αξιοσημείωτη (ενώ μπορεί να είναι ακόμη και θετική, δεδομένου του υψηλού δυναμικού ορίου φόρτισης των υδροστρόβιλων, λόγω της ταχύτητας ανάληψης φορτίου που τους χαρακτηρίζει). Από την άλλη πλευρά, η λειτουργία των στροβίλων σε μερική ισχύ προκειμένου να διευκολυνθούν τα λοιπά αιολικά, οδηγεί σε περιορισμό των εσόδων του ΥΒΣ, αλλά όχι σε βαθμό καθοριστικό για την οικονομικότητά του. 2 Για δεδομένο φορτίο, η αύξηση στην απορρόφηση αιολικής παραγωγής πραγματοποιείται μέσω της ισόποσης υποφόρτισης των ενταγμένων συμβατικών μονάδων, μέχρι το τεχνικό τους ελάχιστο, οι οποίες διατηρούν την αναγκαία στρεφόμενη εφεδρεία για κάλυψη ενδεχόμενης απώλειας της αιολικής παραγωγής. Υποκαθιστώντας μια συμβατική μονάδα με έναν υδροστρόβιλο που λειτουργεί υπό σταθερή ισχύ (π.χ. την ονομαστική του), το συνολικό περιθώριο υποφόρτισης για απορρόφηση αιολικής ισχύος προφανώς μειώνεται κατά τη διαφορά της ικανότητας της συμβατικής μονάδας από το τεχνικό της ελάχιστο. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 27

28 Η παραπάνω προσέγγιση οδηγεί σε μια πολιτική διαχείρισης που εξασφαλίζει ικανοποιητική απόδοση για τον ΥΒΣ, δε θίγει τους ήδη αδειοδοτημένους αιολικούς σταθμούς και οδηγεί σε αύξηση της απορρόφησης αιολικής ενέργειας από το νησιωτικό σύστημα (και άρα σε μείωση της κατανάλωσης καυσίμου). Η ενεργειακή αποδοτικότητα ενός ΥΒΣ εξαρτάται από το μέγεθος και τη διαμόρφωσή του, με τους σταθμούς διπλού αγωγού προσαγωγής (δηλαδή με δυνατότητα ταυτόχρονης παραγωγής και άντλησης) να υπερτερούν σημαντικά. Με την προϋπόθεση εξασφάλισης δεξαμενής επαρκούς μεγέθους 3, τέτοιοι σταθμοί επιτρέπουν την αξιοποίηση της πρόσθετης εγκατεστημένης αιολικής ισχύος σε βαθμό που δεν υπολείπεται σημαντικά των λοιπών αδειοδοτημένων Α/Π (δηλαδή με συντελεστές χρησιμοποίησης που προσεγγίζουν το 3%). Ακόμη, η ενσωμάτωση στο σύστημα παραγωγής του νησιού μονάδων ταχείας απόκρισης, όπως οι υδροστρόβιλοι, αναμφίβολα αναβαθμίζει τα δυναμικά του χαρακτηριστικά, βελτιώνοντας τη ρύθμιση συχνότητας. Παρ όλα αυτά, από τη σκοπιά του συστήματος παραγωγής του νησιού η ενσωμάτωση του ΥΒΣ, ακόμη και με την παραπάνω βελτιωμένη θεώρηση λειτουργίας, παρουσιάζει ορισμένα σημαντικά προβλήματα: Η «ελεύθερη» ένταξη των υδροστρόβιλων, ακόμη και εκτός του διαστήματος εγγυημένης παροχής, δυσχεραίνει σημαντικά τον προγραμματισμό λειτουργίας των συμβατικών μονάδων, ιδιαίτερα για ΥΒΣ μεγάλου μεγέθους. Στις περιπτώσεις αυτές, η ένταξη/απένταξη των στροβίλων απαιτεί την απένταξη/ένταξη συμβατικών μονάδων σημαντικής ισχύος, αυξάνοντας τη συχνότητα εκκινήσεων-στάσεων των τελευταίων και οδηγώντας σε υψηλούς ρυθμούς ανόδου/καθόδου της ισχύος εξόδου τους. Η λειτουργία των στροβίλων σε περιόδους μέσου (ή και χαμηλού) φορτίου συνεπάγεται ότι η παραγόμενη από αυτούς ενέργεια, παρ ότι τιμολογείται με το υψηλό κόστος των μονάδων αιχμής, υποκαθιστά ενέργεια οικονομικότερων συμβατικών μονάδων, γεγονός που οδηγεί σε αύξηση του συνολικού κόστους λειτουργίας του συστήματος (περιλαμβανομένου του σκέλους ενέργειας της αποζημίωσης του ΥΒΣ). Η αύξηση αυτή μερικώς αντισταθμίζεται από την έγχυση αυξημένης αιολικής παραγωγής (όταν αυτή γίνεται απ ευθείας και όχι μέσω των συστημάτων αποθήκευσης), το κόστος της οποίας είναι συχνά χαμηλότερο από αυτό των συμβατικών μονάδων. Γενικά προκύπτει μια σχετικά περιορισμένη αύξηση του συνολικού κόστους παραγωγής του συστήματος, η οποία υπολείπεται ως ποσοστό της επιτυγχανόμενης αύξησης στη διείσδυση των ΑΠΕ ή ισοδύναμα του περιορισμού της κατανάλωσης καυσίμου. Πλέον σημαντικό πρόβλημα, πάντως, είναι η παραμόρφωση της καμπύλης φορτίου του νησιού, όταν σε αυτό εντάσσεται ΥΒΣ μεγάλου μεγέθους 4 (π.χ. συγκρίσιμου με το 3 Είναι αξιοσημείωτο ότι το απαιτούμενο μέγεθος ταμιευτήρα δεν είναι ακραίο. Εκφρασμένο σε ώρες ισοδύναμης λειτουργίας σε πλήρη ισχύ των στροβίλων, ταμιευτήρες μεγέθους 1-2 ώρων εμφανίζονται απόλυτα επαρκείς στην πλειοψηφία των περιπτώσεων. 4 Αντίστοιχοι προβληματισμοί αναμένονται και στην περίπτωση λειτουργίας περισσοτέρων του ενός ΥΒΣ, μικρότερου μεγέθους, παρ ότι ο μερικός ετεροχρονισμός της λειτουργίας τους μπορεί να περιορίζει μερικώς την έκταση και συχνότητα εμφάνισης των προβλημάτων. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 28

29 ελάχιστο φορτίο ή και μεγαλύτερου στην περίπτωση μικρών νησιών). Με τον όρο καμπύλη φορτίου εδώ νοείται το φορτίο μετά τη συμβολή του ΥΒΣ (υπέρθεση της καθαρής ισχύος άντλησης από το δίκτυο και αφαίρεση της αποδιδόμενης από τους στροβίλους). Η παραμόρφωση προκαλείται για δύο λόγους: o Η ένταξη στροβίλων μεγάλης ισχύος σε συγκεκριμένες ώρες της ημέρας, με βάση συγκεκριμένη προσφορά έγχυσης του παραγωγού, δεν οδηγεί απλώς σε αποκοπή των σχετικών αιχμών της ζήτησης, αλλά στην αφαίρεση σημαντικού τμήματος της καμπύλης φορτίου. Το ίδιο συμβαίνει και τις περιπτώσεις ένταξης των στροβίλων εκτός των ωρών εγγυημένης παροχής 5. o Σε περιόδους χαμηλού ανέμου η εξασφάλιση της εγγυημένης ισχύος και ενέργειας του ΥΒΣ κατ ανάγκην πραγματοποιείται με άντληση από το δίκτυο κατά τις νυχτερινές ώρες. Το φορτίο που προσθέτει η άντληση μπορεί να είναι τόσο υψηλό, ώστε η αιχμή της 24ωρης καμπύλης φορτίου να μετατοπίζεται στις νυχτερινές ώρες Ενδεικτικά αποτελέσματα Οι διαπιστώσεις των προηγούμενων παραγράφων επιβεβαιώνονται από τα ενδεικτικά αποτελέσματα προσομοιώσεων που παρατίθενται στη συνέχεια για το σύστημα της Κρήτης του έτους 212, με τη θεώρηση ένταξης υποθετικών ΥΒΣ εγγυημένης ισχύος 75 MW (άντληση 1 MW και Α/Π 9 MW) και 25 MW (άντληση 25 MW και Α/Π 3 MW), ο πρώτος ως ρεαλιστικό και άμεσα υλοποιήσιμο μέγεθος και ο δεύτερος προκειμένου να εξεταστεί σταθμός πολύ μεγάλου μεγέθους. Και οι δύο σταθμοί θεωρείται ότι διαθέτουν ταμιευτήρες που εξασφαλίζουν παροχή εγγυημένης ισχύος περίπου 1 ωρών και μονό ή διπλό αγωγό προσαγωγής. Η εγκατεστημένη ισχύς Α/Π εκτός ΥΒΣ θεωρείται ίση με 22 MW. Οι δύο συγκεκριμένες περιπτώσεις ΥΒΣ εξετάστηκαν λεπτομερώς στις δύο προηγούμενες Εκθέσεις. Στα Σχήματα 3.1-1, και παρουσιάζεται μια ενδεικτική εβδομάδα λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης κατά το έτος 212, με τον ΥΒΣ των 75 MW (μονός αγωγός), η οποία περιλαμβάνει ημέρες χωρίς και με σημαντικό άνεμο. Στα διαγράμματα απεικονίζεται η παραγωγή των διαφόρων μονάδων, εντός και εκτός ΥΒΣ, καθώς και η λειτουργία άντλησης του ΥΒΣ. Αντίστοιχα αποτελέσματα για τον σταθμό των 25 MW απεικονίζονται στα Σχήματα 3.1-4, και Από τις ετήσιες προσομοιώσεις προκύπτουν συγκεντρωτικά αποτελέσματα για τα αναμενόμενα οφέλη και τις επιπτώσεις από την ένταξη των ΥΒΣ στο σύστημα της Κρήτης, τα οποία παρουσιάζονται στα Σχήματα έως Η ανάλυση πραγματοποιήθηκε για τις Στρατηγικές Α, Β και Γ, καθώς και για την περίπτωση διπλού αγωγού για το σταθμό των 75 MW. 5 Η μόνη περίπτωση όπου δεν διαταράσσεται αξιοσημείωτα η λειτουργία του συστήματος είναι τα διαστήματα πολύ υψηλού ανέμου, εντός των οποίων ΥΒΣ με διπλό αγωγό (ταυτόχρονη παραγωγή και άντληση) μπορούν να λειτουργούν συνεχώς τους στροβίλους τους, ακόμη και σε 24ωρη βάση. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 29

30 Σχήμα Ενδεικτική εβδομάδα λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης με τον ΥΒΣ ισχύος 75 MW (Στρατηγική Γ). Παραγωγή συμβατικών μονάδων, λοιπών Α/Π και ΥΒΣ. Σχήμα Παραγωγή υδροστρόβιλων και συμμετοχή των αιολικών του ΥΒΣ στην κάλυψη των προσφορών έγχυσης κατά το διάστημα λειτουργίας του Σχήματος Σχήμα Άντληση με χρήση της παραγωγής των αιολικών του ΥΒΣ και ενέργειας από το δίκτυο κατά το διάστημα λειτουργίας του Σχήματος Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 3

31 Σχήμα Ενδεικτική εβδομάδα λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης με τον ΥΒΣ ισχύος 25 MW (Στρατηγική Γ). Παραγωγή συμβατικών μονάδων, λοιπών Α/Π και ΥΒΣ. Σχήμα Παραγωγή υδροστροβίλων και συμμετοχή των αιολικών του ΥΒΣ στην κάλυψη των προσφορών έγχυση κατά το διάστημα λειτουργίας του Σχήματος Σχήμα Άντληση με χρήση της παραγωγής των αιολικών του ΥΒΣ και ενέργειας από το δίκτυο κατά το διάστημα λειτουργίας του Σχήματος Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 31

32 Στρατηγική Γ Στρατηγική Α Στρατηγική Β Στρατηγική Γ Στρατηγική Γ ιπλός αγωγός Σχήμα Ετήσια έσοδα του ΥΒΣ από τη διάθεση ενέργειας για εναλλακτικές τιμολογήσεις της ενέργειας των στροβίλων (14-2 /MWh) και των αντλιών (8-11 /MWh), με παράμετρο το ποσοστό συμμετοχής των αιολικών του ΥΒΣ στην παροχή εγγυημένης ισχύος (-1%). Οι διακεκομμένες γραμμές αντιστοιχούν στη θεώρηση της τέλειας πρόβλεψης της αιολικής παραγωγής κατά τον ημερήσιο προγραμματισμό ενώ οι συνεχείς γραμμές αντιστοιχούν στα αποτελέσματα του 24ωρου προγραμματισμού λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης με σφάλμα πρόβλεψης. Σχήμα Μείωση της ετήσιας παραγόμενης ενέργειας από τις συμβατικές μονάδες με την ένταξη ΥΒΣ. Θεωρήσεις και παράμετροι όπως στο Σχήμα Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 32

33 Σχήμα Ετήσιο συνολικό κόστος λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης (κόστος καυσίμου συμβατικών μονάδων, κόστος εκπομπών ρύπων, αποζημίωση αιολικών παραγωγών εκτός ΥΒΣ και αποζημίωση υβριδικού παραγωγού για το σκέλος ενέργειας μόνο). Θεωρήσεις και παράμετροι όπως στο Σχήμα Στρατηγική Α Στρατηγική Β Στρατηγική Γ Στρατηγική Γ ιπλός αγωγός Στρατηγική Γ Στρατηγική Γ Στρατηγική Α Στρατηγική Β Στρατηγική Γ Στρατηγική Γ ιπλός αγωγός Σχήμα Συντελεστής χρησιμοποίησης των λοιπών Α/Π, εκτός ΥΒΣ. Θεωρήσεις και παράμετροι όπως στο Σχήμα Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 33

34 Στρατηγική Α Στρατηγική Β Στρατηγική Γ Στρατηγική Γ ιπλός αγωγός Στρατηγική Γ Σχήμα Συντελεστής χρησιμοποίησης των αιολικών του ΥΒΣ. Θεωρήσεις και παράμετροι όπως στο Σχήμα Νέα πολιτική διαχείρισης Από τις αναλύσεις που πραγματοποιήθηκαν στις προηγούμενες Εκθέσεις καθίσταται σαφές ότι η ενσωμάτωση ΥΒΣ σημαντικού μεγέθους (σε σύγκριση με το μέγεθος του συστήματος) σε αυτόνομα νησιωτικά συστήματα είναι σκόπιμο και αναγκαίο να πραγματοποιηθεί με βάση τις αρχές που περιγράφονται στη συνέχεια, οι οποίες απαιτούν την ανάπτυξη μιας νέας στρατηγικής διαχείρισης των ΥΒΣ, καλύτερα προσαρμοσμένης στα χαρακτηριστικά του αυτόνομου συστήματος Προτεινόμενες αρχές διαχείρισης Η απόδοση της αποθηκευμένης στον ταμιευτήρα ενέργειας από τους στροβίλους πρέπει να προσαρμόζεται στην καμπύλη φορτίου του νησιού, αποκόπτοντας/εξομαλύνοντας τις αιχμές, ώστε να διευκολύνεται και να καθίσταται οικονομικότερη η λειτουργία των συμβατικών μονάδων παραγωγής. Συνεπώς, η ένταξη των στροβίλων δεν μπορεί να πραγματοποιείται στη βάση ωριαίων προσφορών ισχύος που διαμορφώνονται αποκλειστικά από τον υβριδικό παραγωγό, αλλά με βάση την ημερήσια προσφορά ενέργειας του τελευταίου, η οποία θα μεταφράζεται σε πρόγραμμα παραγωγής από τον Διαχειριστή του νησιού. Αντίστοιχα, η άντληση από το δίκτυο για εξασφάλιση της εγγυημένης ενέργειας θα πρέπει επίσης να προσαρμόζεται στην κοιλάδα της καμπύλης φορτίου. Άρα και πάλι δεν μπορεί να προκύπτει από αυθαίρετες δηλώσεις φορτίου του παραγωγού, αλλά πρέπει να κατανέμεται (ή έστω να περιορίζεται ως προς το μέγεθός της) από τον Διαχειριστή. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 34

35 Η ημερήσια παροχή εγγυημένης ενέργειας από τον ΥΒΣ θα πρέπει να προσαρμόζεται στις πραγματικές (ημερήσιες) ανάγκες του συστήματος, αντί να είναι ένα δεδομένο ποσό ενέργειας, σταθερό για όλες τις ημέρες του έτους. Π.χ. στις ημέρες χαμηλού φορτίου ενδέχεται να μην απαιτείται η παροχή εγγυημένης ενέργειας από τον ΥΒΣ. Με τον τρόπο αυτό μπορεί να ελαχιστοποιηθεί η άντληση από το δίκτυο κατά τις νυχτερινές ώρες, η οποία συνιστά απλώς μετάθεση ενέργειας μεταξύ διαφορετικών διαστημάτων της καμπύλης φορτίου, με σημαντικές όμως απώλειες και άρα αύξηση της κατανάλωσης καυσίμου 6, όταν δεν υφίσταται επαρκής αιολική παραγωγή. Αντίθετα, σε ό,τι αφορά την αποθηκευμένη στον ταμιευτήρα ενέργεια ΑΠΕ (η οποία μπορεί να υπερβαίνει την εγγυημένη), ο Διαχειριστής θα διασφαλίζει την κατά προτεραιότητα διάθεσή της από τους στροβίλους του ΥΒΣ, αλλά και πάλι κατά τρόπο που θα προσαρμόζεται στην καμπύλη φορτίου, όπως προαναφέρθηκε 7. Στη συνέχεια παρουσιάζονται αναλυτικότερα η διαδικασία, η μεθοδολογία και οι περιορισμοί με τους οποίους λαμβάνονται οι σχετικές αποφάσεις από τον Διαχειριστή του ΜΔΝ και τον Διαχειριστή του ΥΒΣ, σύμφωνα με τη νέα πολιτική διαχείρισης Αλγόριθμος της νέας πολιτικής διαχείρισης Ο Διαχειριστής του ΜΔΝ θα κάνει στο τέλος της προηγούμενης ημέρας τον 24ωρο προγραμματισμό ένταξης και λειτουργίας των μονάδων παραγωγής του αυτόνομου νησιωτικού συστήματος. Η υλοποίηση του 24ωρου προγραμματισμού θα συνίσταται από τα παρακάτω βήματα: Ο Διαχειριστής του ΜΔΝ απαιτεί από τον Διαχειριστή του ΥΒΣ ένα συγκεκριμένο ποσό εγγυημένης ενέργειας για το επόμενο 24ωρο, εφόσον κρίνει ότι το χρειάζεται, ώστε σε συνδυασμό με τις συμβατικές μονάδες παραγωγής να μπορεί να καλυφθεί αξιόπιστα το προβλεπόμενο φορτίο ζήτησης. Ο Διαχειριστής του ΥΒΣ λαμβάνοντας υπόψη την ποσότητα των νερών στη δεξαμενή του στο τέλος της ημέρας καθώς και την προβλεπόμενη αιολική παραγωγή του για το επόμενο 24ωρο, κάνει προσφορά ενέργειας τουλάχιστον ίση με την εγγυημένη ενέργεια. Εφόσον προβλέπει ότι τα ήδη υπάρχοντα νερά στην άνω δεξαμενή του καθώς και η προβλεπόμενη αιολική παραγωγή του δεν επαρκούν για την εξασφάλιση της εγγυημένης ενέργειας του επόμενου 24ωρου, τότε ο Διαχειριστής του ΥΒΣ θα κάνει δήλωση φορτίου για απορρόφηση ενέργειας από το δίκτυο ώστε να αντλήσει την απαιτούμενη ποσότητα νερών. Για να μην έχουμε ανεξέλεγκτη απορρόφηση ενέργειας από το δίκτυο δε θα επιτρέπεται στον Διαχειριστή του ΥΒΣ να κάνει προσφορά ενέργειας μεγαλύτερη από την εγγυημένη ενέργεια εφόσον κάνει και δήλωση φορτίου 6 Ο κύκλος άντλησης-απόδοσης ενός αντλησιοταμιευτικού συστήματος χαρακτηρίζεται από συνολικές απώλειες ενέργειας της τάξης του 3%. 7 Είναι επίσης αυτονόητο ότι ο προγραμματισμός ένταξης και φόρτισης των στροβίλων του ΥΒΣ θα πρέπει να προσαρμόζεται στους τεχνικούς περιορισμούς που εισάγει η λειτουργία των κύριων μονάδων βάσης του συστήματος (όπως π.χ. τα τεχνικά ελάχιστα των ατμοστροβίλων, η διακοπή της λειτουργίας των οποίων δεν είναι εφικτή). Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 35

36 και επιπλέον η δήλωση φορτίου δε θα μπορεί να είναι μεγαλύτερη από την εγγυημένη ενέργεια δια το συντελεστή απόδοσης του κύκλου άντλησης-παραγωγής του ΥΒΣ (π.χ. 7%). Όλα τα παραπάνω συνοψίζονται στις παρακάτω σχέσεις: EG ED (3.2-1) n n D offer P H [ E E ] E = E = max, (3.2-2) D offer G G H E E = E (3.2-3) όπου Ε D : η δήλωση φορτίου του ΥΒΣ Ε G : η εγγυημένη ενέργεια Ε offer : η προσφορά ενέργειας από τον ΥΒΣ Ε H : η διαθέσιμη ενέργεια του ΥΒΣ όπως αυτή υπολογίζεται με βάση την αποθηκευμένη ποσότητα νερών στην άνω δεξαμενή του και την προβλεπόμενη αιολική παραγωγή του τις επόμενες ώρες n P : ο συντελεστής απόδοσης των αντλιών, για λειτουργία στο τεχνικό ελάχιστο n Η : ο συντελεστής απόδοσης των υδροστρόβιλων, για λειτουργία στο τεχνικό ελάχιστο Ο Διαχειριστής του ΜΔΝ μεταφράζει την προσφορά ενέργειας και τη δήλωση φορτίου του ΥΒΣ σε αντίστοιχα προγράμματα παραγωγής και άντλησης. Συγκεκριμένα η προσφερόμενη ενέργεια του ΥΒΣ προσαρμόζεται στην ημερήσια καμπύλη φορτίου έτσι ώστε να αποκόπτονται/εξομαλύνονται οι αιχμές και να διευκολύνεται και να καθίσταται οικονομικότερη η λειτουργία των συμβατικών μονάδων παραγωγής. Αντίστοιχα η άντληση από το δίκτυο για εξασφάλιση της εγγυημένης ενέργειας προσαρμόζεται στην κοιλάδα της καμπύλης φορτίου κατά τις νυχτερινές ώρες. Κατά τον καθορισμό των προγραμμάτων παραγωγής και άντλησης του ΥΒΣ, ο Διαχειριστής του ΜΔΝ λαμβάνει υπόψη του τις ονομαστικές ισχείς και τα τεχνικά ελάχιστα των στροβίλων και των αντλιών του ΥΒΣ καθώς και τα τεχνικά χαρακτηριστικά τους (μεταβλητών ή σταθερών στροφών αντλίες). Επίσης στις περιόδους χαμηλού φορτίου λαμβάνει υπόψη και τα τεχνικά ελάχιστα των συμβατικών μονάδων βάσης. Οι ισχείς παραγωγής και άντλησης για κάθε ώρα του επόμενου 24ωρου ανακοινώνονται έγκαιρα στο Διαχειριστή του ΥΒΣ, ο οποίος στη συνέχεια γνωστοποιεί στο Διαχειριστή ΜΔΝ τον αριθμό των υδροστρόβιλων που προτίθεται να εντάξει για κάθε ώρα του επόμενου 24ώρου 8. Αφού έχει καθοριστεί το πρόγραμμα ένταξης και λειτουργίας του ΥΒΣ, ο Διαχειριστής ΜΔΝ πραγματοποιεί από την προηγούμενη ημέρα τον προγραμματισμό ένταξης των συμβατικών μονάδων του συστήματος για κάθε ώρα της επόμενης Ημέρας Κατανομής. Εάν είναι η ισχύς του φορτίου που προβλέπεται για την i ώρα του 24ώρου, η προγραμματισμένη ισχύς παραγωγής του ΥΒΣ, και η απορροφούμενη ισχύς από 8 Αυτό απαιτείται για τον υπολογισμό των περιορισμών διείσδυσης της αιολικής παραγωγής. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 36

37 το δίκτυο για άντληση τότε το φορτίο που θα πρέπει να εξυπηρετηθεί από τις συμβατικές μονάδες την i ώρα του 24ώρου θα είναι: (3.2-4) Ο Διαχειριστής ΜΔΝ προγραμματίζει να εντάξει τόσες συμβατικές μονάδες, ώστε η συνολική ονομαστική ισχύς τους να είναι μεγαλύτερη ή ίση της ισχύος του φορτίου, εξασφαλίζοντας ότι επιπλέον θα τηρείται το επιθυμητό ποσοστό στρεφόμενης εφεδρείας (π.χ. για εφεδρεία 1%,.Σημειώνεται ότι η σειρά ένταξης και η φόρτιση των συμβατικών μονάδων παραγωγής γίνεται γενικά κατά τον καθιερωμένο τρόπο, ώστε να ελαχιστοποιείται το κόστος παραγωγής τους και να ικανοποιούνται οι περιορισμοί όσον αφορά τις δυνατότητες συχνών εκκινήσεων των μονάδων. Κατόπιν ο Διαχειριστής ΜΔΝ υπολογίζει τους περιορισμούς διείσδυσης για κάθε ώρα της επόμενης ημέρας σύμφωνα με τις ακόλουθες σχέσεις και τους κοινοποιεί στους αιολικούς παραγωγούς από την προηγούμενη ημέρα. Ο περιορισμός του τεχνικού ελαχίστου των συμβατικών και υδροστροβιλικών μονάδων οδηγεί σε αντίστοιχο περιορισμό αιολικής διείσδυσης: (3.2-5) Όπου P Cn,i : η ονομαστική ισχύς κάθε συμβατικής μονάδας που προγραμματίζεται για ένταξη την ώρα i c T : o συντελεστής τεχνικού ελαχίστου της κάθε μονάδας, ως ποσοστό της ονομαστικής της ισχύος, ο οποίος είναι γενικά διαφορετικός ανά τύπο μονάδας : η ισχύς του φορτίου που προβλέπεται για την ώρα i : η ονομαστική ισχύς των υδροστροβίλων που προγραμματίζονται για ένταξη για την ώρα i : το θεωρητικό τεχνικό ελάχιστο των υδροστροβίλων δηλαδή η αιολική παραγωγή δεν μπορεί να υπερβαίνει την τιμή P Wmax,T, προκειμένου να μην υποφορτίζονται οι μονάδες παραγωγής κάτω από τα τεχνικά τους ελάχιστα. Προφανώς, όσο υψηλότερα τα τεχνικά ελάχιστα (δηλ. μεγαλύτερος ο συντελεστής c T ) και η ονομαστική ισχύς των εν λειτουργία συμβατικών γεννητριών, τόσο χαμηλότερο το προκύπτον όριο διείσδυσης των αιολικών. Ο δυναμικός περιορισμός, βασιζόμενος στο συντελεστή μέγιστης διείσδυσης αιολικής ισχύος, c D, καθορίζει τη μέγιστη επιτρεπόμενη αιολική ισχύ ως ποσοστό της εν λειτουργία συνολικής συμβατικής ισχύος προσαυξημένη κατά το ποσό παρεχόμενης εφεδρείας από τους υδροστρόβιλους, ήτοι: Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 37

38 CD PCn, i + PE, i m PHN, i = PW, i PW max, D (3.2-6) Όπου P Cn,i : η ονομαστική ισχύς κάθε συμβατικής μονάδας για την ώρα i C D : o συντελεστής στιγμιαίας διείσδυσης αιολικής ισχύος ως ποσοστό της εν λειτουργία συνολικής συμβατικής ισχύος P Ε,i : η προγραμματισμένη ισχύς παραγωγής του ΥΒΣ την ώρα i P HN,i : η ονομαστική ισχύς των υδροστρόβιλων που προγραμματίζονται για ένταξη την ώρα i, όπως έχει γνωστοποιηθεί από το Διαχειριστή του ΥΒΣ Το αποδεκτό όριο «στιγμιαίας» διείσδυσης της αιολικής ισχύος, το οποίο εκφράζεται μέσω του C D, εξαρτάται από τα χαρακτηριστικά των συμβατικών μονάδων και των ρυθμιστών τους, το είδος και τη γεωγραφική διασπορά των αιολικών πάρκων και τις ιδιαίτερες συνθήκες λειτουργίας κάθε συστήματος, τα διατιθέμενα μέσα παρακολούθησης και ελέγχου του συστήματος κ.ά. Ιδιαίτερα για τους υδροστρόβιλους το όριο αυτό δεν είναι άλλο από τη διαφορά της προγραμματισμένης ισχύος παραγωγής τους και της θεωρητικά ελάχιστης φόρτισής τους ( P Ε,i - m ΣP HN,i ) δεδομένου ότι τέτοιες μονάδες μπορούν να φορτιστούν πλήρως σε πολύ μικρό χρόνο (γρήγορος ρυθμός ανάληψης φορτίου σε περίπτωση απώλειας της αιολικής παραγωγής των λοιπών αιολικών πάρκων). Από τις μέχρι σήμερα αναλύσεις και κυρίως τη μέχρι σήμερα εμπειρία, γίνεται αποδεκτό ότι το μέγιστο στιγμιαίο όριο διείσδυσης μπορεί να κυμαίνεται περί 3% της ονομαστικής ισχύος των εν λειτουργία συμβατικών μονάδων, αν δεν λαμβάνονται ιδιαίτερα μέτρα. Ο συνολικός περιορισμός απορρόφησης αιολικής ισχύος προκύπτει από τις παραπάνω σχέσεις ως εξής: P P = min P P (3.2-7) W { } W max W max, T, W max, D δηλαδή υπερισχύει ο αυστηρότερος από τους δύο επιμέρους περιορισμούς Εσωτερική λειτουργία του ΥΒΣ Στη συνέχεια θα παρουσιάσουμε τη διαδικασία και τη μεθοδολογία με την οποία υποβάλλει την προσφορά ενέργειας και τη δήλωση φορτίου ο Διαχειριστής του ΥΒΣ στο τέλος της προηγούμενης ημέρας, καθώς και τους περιορισμούς στους οποίους υπόκειται. Επιπλέον θα περιγράψουμε τη λειτουργία του ΥΒΣ κατά τη διάρκεια του 24ωρου. Α) Προσφορά ενέργειας Ο Διαχειριστής του ΥΒΣ στο τέλος κάθε ημέρας, έχοντας υπόψη την ποσότητα των νερών στη δεξαμενή του καθώς και την προβλεπόμενη αιολική παραγωγή του για τις επόμενες ωρές, κάνει μια προσφορά ενέργειας τουλάχιστον ίση με την εγγυημένη ενέργεια που του ζητείται από το Διαχειριστή του ΜΔΝ. Εφόσον ο Διαχειριστής του ΥΒΣ αναγκασθεί να κάνει δήλωση φορτίου για να εξασφαλίσει την εγγυημένη ενέργεια του επόμενου 24ωρου, Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 38

39 τότε η προσφορά ενέργειας θα είναι υποχρεωτικά ίση με την εγγυημένη ενέργεια, σύμφωνα με τις σχέσεις (3.2-2) και (3.2-3). Σημαντικό ρόλο στη μεγιστοποίηση των εσόδων του ΥΒΣ συντελεί η επιλεγμένη μεθοδολογία συνυπολογισμού της αναμενόμενης αιολικής παραγωγής στην προσφορά ενέργειας. Στον αλγόριθμο προσομοίωσης που χρησιμοποιήθηκε για τη μελέτη των επιπτώσεων σε διάφορα νησιά, υιοθετήθηκε η παρακάτω απλή λογική συνυπολογισμού της αναμενόμενης αιολικής παραγωγής με κάποιους συντελεστές ασφαλείας οι οποίοι μεταβάλλονται στα διάφορα χρονικά διαστήματα του 24ωρου. Συγκεκριμένα η προσφορά ενέργειας για κάθε 24ωρο θα είναι το άθροισμα της αποθηκευμένης υδραυλικής ενέργειας στην άνω δεξαμενή (επί το συντελεστή απόδοσης των στροβίλων) συν τις παρακάτω ενέργειες, αναλόγως αν ο ΥΒΣ έχει ή όχι τη δυνατότητα ταυτόχρονης παραγωγής και άντλησης: Για ΥΒΣ διπλού αγωγού: o Το 8 % της προβλεπόμενης αιολικής παραγωγής (επί τους συντελεστές απόδοσης των στροβίλων και των αντλιών) έως τις 8:. Το άθροισμα όμως της συγκεκριμένης ενέργειας και της ήδη αποθηκευμένης υδραυλικής ενέργειας δεν μπορεί να είναι μεγαλύτερο της μέγιστης χωρητικότητας της δεξαμενής. o Το 5 % της προβλεπόμενης αιολικής παραγωγής (επί τους συντελεστές απόδοσης των στροβίλων και των αντλιών) από τις 8: έως και τις 16:. o Το 3 % της προβλεπόμενης αιολικής παραγωγής (επί τους συντελεστές απόδοσης των στροβίλων και των αντλιών) από τις 16: έως και τις 21:. Για ΥΒΣ μονού αγωγού: o Aν διαθέτει μεγάλη δεξαμενή και άρα η απόρριψη αιολικής ενέργειας λόγω πληρότητας της δεξαμενής θα είναι ελάχιστη, τότε δε συμφέρει ο συνυπολογισμός της προβλεπόμενης αιολικής παραγωγής στην προσφορά ενέργειας γιατί στην περίπτωση αυτή ο ΥΒΣ θα κληθεί να παράγει περισσότερες ώρες και συνεπώς θα προκύπτει περισσότερη απορριπτόμενη αιολική παραγωγή λόγω μη δυνατότητας ταυτόχρονης άντλησης. o Aν διαθέτει μικρή δεξαμενή και άρα η απόρριψη αιολικής ενέργειας λόγω πληρότητας της δεξαμενής θα είναι σημαντική, τότε συμφέρει να γίνεται κάποιος συνυπολογισμός της προβλεπόμενης αιολικής παραγωγής. Για παράδειγμα θα μπορούσε να συνυπολογίζεται το 8 % της προβλεπόμενης αιολικής παραγωγής (επί τους συντελεστές απόδοσης των στροβίλων και των αντλιών) για τις πρώτες πρωινές ώρες. Το άθροισμα όμως της συγκεκριμένης ενέργειας και της ήδη αποθηκευμένης υδραυλικής ενέργειας δεν μπορεί να είναι μεγαλύτερο της μέγιστης χωρητικότητας της δεξαμενής. Πρόκειται για μια απλουστευμένη και συντηρητική λογική που συνυπολογίζει την αναμενόμενη αιολική παραγωγή στην προσφορά ενέργειας έτσι ώστε να προκύπτει όσο το δυνατόν καλύτερη αξιοποίηση του αιολικού δυναμικού και μεγιστοποίηση των εσόδων Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 39

40 του ΥΒΣ. Οι παραπάνω συντελεστές ασφαλείας επιλέχτηκαν με το ακόλουθο σκεπτικό. Τις πρώτες ώρες του 24ώρου που συνήθως ο ΥΒΣ δε θα παράγει, επιλέγουμε ένα συντελεστή ασφαλείας 2% που αφορά κυρίως την αβεβαιότητα στην πρόβλεψη της αιολικής παραγωγής. Τις λοιπές ώρες που ο ΥΒΣ κατά πάσα πιθανότητα θα κληθεί να παράγει (κυρίως το μεσημέρι και το βράδυ που εντοπίζονται οι αιχμές στην ημερήσια καμπύλη φορτίου), οι συντελεστές ασφαλείας είναι πολύ μεγαλύτεροι λόγω της αβεβαιότητας που υφίσταται για το ποιες ώρες και σε τι ισχύ θα κληθεί από το Διαχειριστή του ΜΔΝ να παράγει ο ΥΒΣ. Ειδικά για ΥΒΣ μονού αγωγού η προβλεπόμενη αιολική παραγωγή τις συγκεκριμένες ώρες δε λαμβάνεται καθόλου υπόψη καθώς είναι πολύ πιθανό να κληθεί να παράγει και δεν έχει τη δυνατότητα να αντλεί ταυτόχρονα. Για παράδειγμα αν έχουμε σημαντική αιολική παραγωγή τις απογευματινές ώρες και αυτή συνυπολογιστεί στην προσφορά ενέργειας, τότε αν ζητηθεί στον ΥΒΣ να παράγει το μεσημέρι όπου συνήθως έχουμε αιχμή, είναι πολύ πιθανό να μην μπορέσει να αποδώσει την απαιτούμενη ενέργεια στο Σύστημα. Αυτό εξηγεί και το λόγο που δε συνυπολογίζουμε την αιολική παραγωγή των τριών τελευταίων ωρών του 24ωρου. Στην πράξη ο ΥΒΣ θα επιδιώκει να προβλέπει κάθε μέρα τόσο την αναμενόμενη αιολική παραγωγή του όσο και τις ώρες παραγωγής και θα προσαρμόζει ανάλογα τους συντελεστές ασφαλείας έτσι ώστε και να μεγιστοποιεί τις ημερήσιες προσφορές ενέργειας (και άρα τα έσοδά του) και να είναι σε θέση κάθε στιγμή να δίνει στο Σύστημα την ενέργεια που του ζητείται. Στην παρούσα ανάλυση θα περιοριστούμε στη χρησιμοποίηση της απλουστευμένης λογικής που παρουσιάστηκε στα ανωτέρω, η οποία κρίνεται ικανοποιητική για την εξαγωγή κάποιων ενδεικτικών αποτελεσμάτων όσον αφορά την οικονομικότητα των ΥΒΣ και τις επιπτώσεις τους στα αυτόνομα ηλεκτρικά συστήματα. Β) Δήλωση φορτίου Όταν ο Διαχειριστής του ΥΒΣ στο τέλος της ημέρας προβλέπει ότι τα ήδη υπάρχοντα νερά στην άνω δεξαμενή του καθώς και η αναμενόμενη αιολική παραγωγή του δεν επαρκούν για την εξασφάλιση της εγγυημένης ενέργειας του επόμενου 24ωρου, τότε θα υποβληθεί από μέρους του δήλωση φορτίου για απορρόφηση ενέργειας από το δίκτυο ώστε να αντληθεί η απαιτούμενη ποσότητα νερών. Για να μην έχουμε ανεξέλεγκτη απορρόφηση ενέργειας από το δίκτυο, κάτι που θα ευνοείται στις περιπτώσεις που η τιμή παραγωγής είναι σημαντικά μεγαλύτερη της τιμής άντλησης, ο Διαχειριστής του ΥΒΣ θα υπόκειται σε ορισμένους περιορισμούς: Εφόσον ο Διαχειριστής του ΥΒΣ κάνει δήλωση φορτίου, δε θα μπορεί να κάνει προσφορά ενέργειας μεγαλύτερη από την εγγυημένη ενέργεια Η δήλωση φορτίου δε θα μπορεί να είναι μεγαλύτερη από την εγγυημένη ενέργεια δια το συντελεστή απόδοσης του κύκλου άντλησης-απόδοσης του ΥΒΣ (π.χ. 7%). Γ) Λειτουργία του ΥΒΣ κατά τη διάρκεια του 24ωρου Αφού ο Διαχειριστής του ΥΒΣ έχει υποβάλλει την προσφορά ενέργειας και τη δήλωση φορτίου για το επόμενο 24ωρο, ο Διαχειριστής του ΜΔΝ καταρτίζει το πρόγραμμα Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 4

41 παραγωγής και άντλησης του ΥΒΣ και του ανακοινώνει ποιες ώρες και σε τι ισχύ υποχρεούται να παράγει ή να αντλήσει. Ο ΥΒΣ γνωρίζοντας ποιες ώρες και σε τι ισχύ θα παράγει, κάνει προγραμματισμό ένταξης των στροβίλων του. Η ονομαστική ισχύς των υδροστρόβιλων που προγραμματίζονται για ένταξη, P HN,i, επιλέγεται ελεύθερα από το Διαχειριστή του ΥΒΣ έτσι ώστε να βελτιστοποιείται η απόδοσή του αρκεί βέβαια το άθροισμα των ονομαστικών ισχύων των στροβίλων να είναι μεγαλύτερο ή ίσο της προγραμματισμένης ισχύος παραγωγής, P E,i. Η πραγματική ωριαία παραγωγή, P Hybrid,i, βέβαια μπορεί να είναι μικρότερη από την προγραμματισμένη μέχρι το θεωρητικό τεχνικό ελάχιστο των στροβίλων εφόσον έχουμε αυξημένη παραγωγή από τα αιολικά πάρκα εκτός ΥΒΣ. P HN, i PE, i (3.2-8) m PHN, i PHybrid, i PE, i (3.2-9) Η ισχύς που προσφέρει ο Διαχειριστής του ΥΒΣ στο Σύστημα μπορεί, εκτός από την παραγόμενη από υδροστρόβιλους, μερικώς να προέρχεται και από τις αιολικές μονάδες παραγωγής, κατά την επιλογή του. Στην περίπτωση όμως αυτή οπωσδήποτε θα πρέπει να διατηρείται εφεδρεία ισχύος στροβίλων που να υπερκαλύπτει την αιολική παραγωγή, ώστε να διασφαλίζεται πάντα η προγραμματισμένη ισχύς παραγωγής (που είναι η μέγιστη δυνατή ωριαία παραγωγή ισχύος του ΥΒΣ). Αυτό εξασφαλίζεται από τη στιγμή που εντάσσονται υδροστρόβιλοι ονομαστικής ισχύος ίσης ή μεγαλύτερης της προγραμματισμένης, όπως προαναφέραμε. Επιπλέον επειδή η αύξηση της συμμετέχουσας αιολικής παραγωγής, P WHs,i, συνεπάγεται υποφόρτιση των στροβίλων, τίθεται ένα άνω όριο στη συγκεκριμένη αιολική παραγωγή που καθορίζεται από τη διαφορά της πραγματικής ισχύος παραγωγής του ΥΒΣ, P Hybrid,i, και του γινομένου της ονομαστικής ισχύος των υδροστρόβιλων και του πραγματικού τεχνικού τους ελαχίστου, c T P HN,i. Συνεπώς οι πιθανές τιμές της συμμετέχουσας αιολικής παραγωγής θα κυμαίνονται μεταξύ των ορίων της σχέσης (3.2-1) και θα εξαρτώνται από τη δυνάμενη αιολική παραγωγή και την απόφαση του Διαχειριστή του ΥΒΣ για το ποσοστό συμμετοχής, ενώ τα αντίστοιχα όρια της ισχύος των υδροστρόβιλων θα δίνονται από τη σχέση (3.2-11). (3.2-1) P WHs, i PHybrid, i ct PHN, i c T PHN, i PH, i PHybrid, i (3.2-11) Το ποσοστό συμμετοχής της αιολικής παραγωγής και της παραγωγής των υδροστρόβιλων στην παροχή ισχύος στο Σύστημα, αποφασίζονται από το Διαχειριστή του ΥΒΣ, ως αποτέλεσμα της βελτιστοποίησης της λειτουργίας του σταθμού του, συνεκτιμώντας παραμέτρους όπως η ενεργειακή στάθμη της άνω δεξαμενής, η προβλεπόμενη αιολική παραγωγή κλπ., ενώ εξαρτάται και από την ύπαρξη ή όχι δυνατότητας ταυτόχρονης παραγωγής και άντλησης του ΥΒΣ καθώς και από τις τιμολογήσεις της αιολικής παραγωγής και της παραγωγής από υδροστρόβιλους. Για παράδειγμα αν η τιμή της παραγωγής από τους στροβίλους είναι μεγαλύτερη από την τιμή της αιολικής παραγωγής δια τον συντελεστή απόδοσης του κύκλου άντλησης-παραγωγής, που είναι και το συνηθέστερο, τότε συμφέρει η διαθέσιμη αιολική παραγωγή να αξιοποιείται για άντληση Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 41

42 και όχι να αποδίδεται απ ευθείας στο δίκτυο. Αν ο ΥΒΣ έχει τη δυνατότητα ταυτόχρονης παραγωγής και άντλησης (διπλός αγωγός) τότε θα μπορεί να αντλήσει την αιολική παραγωγή του κάθε στιγμή εκτός και αν η άνω δεξαμενή είναι γεμάτη. Αντίθετα αν ο ΥΒΣ είναι μονού αγωγού τότε θα μπορεί να αντλήσει μόνο αν οι στρόβιλοί του δεν παράγουν. Στην περίπτωση που έχουμε γεμάτη δεξαμενή και ΥΒΣ διπλού αγωγού τότε τίθεται θέμα για το αν συμφέρει να απορριφθεί η δυνάμενη αιολική παραγωγή ή να δίνεται απ ευθείας στο δίκτυο συμμετέχοντας στη συνολική προσφορά ισχύος του ΥΒΣ. Κριτήριο για την επιλογή της συμμετοχής ή όχι των αιολικών στην παροχή ισχύος στο Σύστημα θα είναι η προβλεπόμενη αιολική παραγωγή για τις επόμενες ώρες. Όταν θα προβλέπεται ότι θα έχουμε σημαντικό αιολικό δυναμικό τις επόμενες ώρες τότε θα συμφέρει να έχουμε παροχή ισχύος στο δίκτυο αποκλειστικά από τους στροβίλους και η αιολική παραγωγή που δεν μπορεί να απορροφηθεί για άντληση να απορρίπτεται, καθώς η δεξαμενή που θα αδειάζει λόγω παραγωγής των στροβίλων θα μπορεί να γεμίζει λόγω επαρκούς αιολικής παραγωγής τις επόμενες ώρες και άρα ο ΥΒΣ θα μπορεί να κάνει μεγάλη προσφορά ενέργειας και για το επόμενο 24ωρο. Αντίθετα όταν προβλέπεται χαμηλό αιολικό δυναμικό για τις επόμενες ώρες τότε η απόφαση δεν είναι ξεκάθαρη και εξαρτάται απο τις τιμολογήσεις των ενεργειών και το μέγεθος της προβλεπόμενης αιολικής παραγωγής. Ανάλογο θέμα έχουμε και στην περίπτωση του ΥΒΣ με μονό αγωγό τις ώρες που οι στρόβιλοί του παράγουν, οπότε η αιολική του παραγωγή αναγκαστικά είτε θα απορριφθεί είτε θα δοθεί απ ευθείας στο δίκτυο ως συμμετοχή στη συνολική προσφορά ενέργειας. Και σε αυτή την περίπτωση η επιλογή δεν είναι ξεκάθαρη και εξαρτάται από τις τιμολογήσεις των ενεργειών και από την προβλεπόμενη αιολική παραγωγή κάθε ημέρας. Πάντως όποια κι αν είναι η απόφαση, δεν θα έχουμε σημαντική επίδραση στα ετήσια έσοδα του ΥΒΣ, κυρίως στην περίπτωση της ταυτόχρονης δυνατότητας παραγωγής και άντλησης (διπλός αγωγός). Η ισχύς των ενταγμένων στροβίλων και αντλιών θα πρέπει κατά τη λειτουργία του ΥΒΣ να ακολουθεί τις διακυμάνσεις της αιολικής παραγωγής έτσι ώστε σε κάθε περίπτωση στην έξοδο του ΥΒΣ να ικανοποιείται η εξίσωση (3.2-12), η οποία εκφράζει το ισοζύγιο ισχύος: + P P P (3.2-12) P H, i WH, i p, i = Hybrid, i όπου P H,i : η ισχύς λειτουργίας των υδροστρόβιλων του ΥΒΣ την ώρα i P WH,i : η ισχύς λειτουργίας των ΑΠΕ του ΥΒΣ την ώρα i P p,i : η ισχύς των αντλιών του ΥΒΣ την ώρα i P Hybrid,i : η ισχύς του ΥΒΣ συνολικά την ώρα i, η οποία είναι θετική όταν παράγει και αρνητική όταν απορροφά ενέργεια από το δίκτυο Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 42

43 Παράλληλα, θα τίθενται ορισμένα όρια (set-points) στα αιολικά του ΥΒΣ για να ικανοποιείται το ισοζύγιο ισχύος, στις περιπτώσεις που είτε δεν υποφορτίζονται περαιτέρω οι υδροστρόβιλοι 9 είτε υφίσταται αδυναμία μεταβολής της ισχύος των αντλιών 1. Ο τρόπος λειτουργίας και τα χαρακτηριστικά λειτουργίας των αντλιών, όπως κυρίως είναι η δυνατότητα μεταβολής της παροχής και συνεπώς και της απορροφούμενης ισχύος, είναι βασικής σημασίας για την όλη λειτουργία του ΥΒΣ. Οι αντλίες μεταβλητών στροφών και συνεπώς και μεταβλητής παροχής έχουν τη δυνατότητα να παρακολουθούν τις μεταβολές της εκμεταλλευόμενης για άντληση αιολικής παραγωγής σε πραγματικό χρόνο. Αυτό έχει ως αποτέλεσμα την επιπλέον απορρόφηση αιολικής παραγωγής μέχρι την ονομαστική ισχύ των ενταγμένων αντλιών σε περίπτωση υποεκτίμησης της προβλεπόμενης παραγωγής των αιολικών (βραχυχρόνια πρόβλεψη της τάξης μερικών δεκάδων λεπτών). Στην αντίθετη περίπτωση υπερεκτίμησης της προβλεπόμενης αιολικής παραγωγής, η ισχύς άντλησης μειώνεται έως τα τεχνικά ελάχιστα των ενταγμένων αντλιών, ώστε να περιορίζεται η φόρτιση του συστήματος. Από την άλλη οι αντλίες σταθερών στροφών λειτουργούν μόνο στην ονομαστική τους ισχύ, πράγμα που οδηγεί στην βηματική απορρόφηση αιολικής παραγωγής, με αποτέλεσμα να μην επιτυγχάνεται η μέγιστη εκμετάλλευσή της. Συνεπώς η χρησιμοποίηση αντλιών σταθερών στροφών δεν παρέχει τη δυνατότητα αντιστάθμισης των διακυμάνσεων της αιολικής παραγωγής. Επιπλέον, όταν πρόκειται για αντλίες μεγάλου μεγέθους δεν είναι δυνατή η άμεση επανεκκίνηση τους, ενώ οι συχνές διακοπές και επανεκκινήσεις αυξάνουν τις καταπονήσεις και τις ανάκγες συντήρησης του αντλιοστασίου. Τέλος όταν η ικανότητα απορρόφησης αιολικής παραγωγής του συστήματος (set-point) υπερβαίνει την ισχύ των αιολικών εκτός ΥΒΣ, η περίσσεια μπορεί να διατίθεται στα Α/Π του ΥΒΣ. Στην περίπτωση αυτή αν η τιμή της παραγωγής από τους στροβίλους είναι μεγαλύτερη από την τιμή της αιολικής παραγωγής δια το συντελεστή απόδοσης του κύκλου άντλησης-παραγωγής, τότε θα συμφέρει το Διαχειριστή του ΥΒΣ να αξιοποιεί τη διαθέσιμη αιολική παραγωγή πρώτα για άντληση και την περίσσεια να τη διαθέτει στο Σύστημα. 3.3 Επιπτώσεις της ένταξης ΥΒΣ στα αυτόνομα συστήματα των νησιών Στα προηγούμενα εξετάστηκαν οι επιπτώσεις που έχει η ένταξη ΥΒΣ στα αυτόνομα συστήματα νησιών κατά την λειτουργία τους υπό κανονικές συνθήκες, θέτοντας δύο βασικούς περιορισμούς, όσον αφορά στο όριο της μέγιστης επιτρεπόμενης αιολικής διείσδυσης: 9 Οι υδροστρόβιλοι δεν μπορούν να υποφορτιστούν περαιτέρω, είτε λόγω τεχνικών ελαχίστων των στροβίλων είτε λόγω του ποσοστού συμμετοχής των αιολικών του ΥΒΣ στη συνολική παραγωγή του, όπως αυτό επιλέγεται κάθε φορά από το Διαχειριστή του ΥΒΣ. 1 Στην περίπτωση των αντλιών μεταβλητών στροφών, είτε θα είναι στα ονομαστικά τους και δε θα μπορούν να αυξήσουν άλλο την ισχύ τους είτε στα τεχνικά τους ελάχιστα. Αντίθετα οι αντλίες σταθερών στροφών λειτουργούν μόνο στην ονομαστική τους ισχύ. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 43

44 (α) τον περιορισμό του «τεχνικού ελαχίστου», ώστε να αποκλείεται η λειτουργία των συμβατικών μονάδων παραγωγής κάτω από ένα όριο που εξασφαλίζει την αποδοτική και χωρίς αυξημένες φθορές λειτουργία τους και (β) τον «δυναμικό περιορισμό», ο οποίος καθορίζει τη μέγιστη επιτρεπόμενη αιολική ισχύ που μπορεί να εγκατασταθεί ως ποσοστό της συνολικής συμβατικής ισχύος που βρίσκεται σε λειτουργία και εκφράστηκε με τον συντελεστή C D. Ο περιορισμός (α) αφορά τη μόνιμη κατάσταση λειτουργίας και καθορίζεται με σχετική ακρίβεια από τους κατασκευαστές των αντίστοιχων τύπων μηχανών ή και από τις προδιαγραφές τους. Αντίθετα ο περιορισμός (β) που αφορά κυρίως τις έκτακτες καταστάσεις του συνολικού ηλεκτρικού συστήματος, εξαρτάται από πολλούς παράγοντες και μεταβάλλεται ανάλογα με την εκάστοτε σύνθεση του ηλεκτρικού συστήματος (συμβατικών μονάδων και Α/Γ), την λειτουργική του κατάσταση, το είδος των προστασιών του αλλά και το είδος των διαταραχών που μπορεί να συμβούν. Έτσι, η έκφραση του δυναμικού περιορισμού με την θεώρηση του ορίου διείσδυσης ως σταθερού ποσοστού της ισχύος των συμβατικών μηχανών που βρίσκονται σε λειτουργία, αποτελεί μια απλουστευτική προσέγγιση, χωρίς διαπιστωμένη ακρίβεια. Η τιμή του συντελεστή C D που λαμβάνεται προέκυψε ως μέση τιμή από σχετικές μελέτες δυναμικής προσομοίωσης παρόμοιων συστημάτων αλλά και δεδομένων της εμπειρίας. Με τον απλοποιημένο αυτό τρόπο επιδιώκεται να εκφραστούν δύο κυρίως από τις αδυναμίες της αιολικής παραγωγής έναντι της συμβατικής: (α) Η αδυναμία ελέγχου του ρυθμού της πρωτογενούς ενεργειακής πηγής (του ανέμου), και συνεπώς του ρυθμού της παραγόμενης ισχύος και ιδιαίτερα των σχετικά απότομων μεταβολών της, λόγω διακυμάνσεων της ταχύτητας του ανέμου. (β) Του ενδεχόμενου αποσύνδεσης των αιολικών μονάδων σε περίπτωση απότομων μεταβολών της τάσεως ή και της συχνότητας του δικτύου πέραν ορισμένων ορίων, οι οποίες είναι επακόλουθα βραχυκυκλωμάτων στο δίκτυο. Ο ακριβέστερος προσδιορισμός των παραπάνω επιπτώσεων για ένα συγκεκριμένο αυτόνομο σύστημα, χωρίς ή και με ΥΒΣ, μπορεί να γίνει με προσομοίωση των κύριων στοιχείων αυτών με μαθηματικά μοντέλα στον Η/Υ και μεθόδους ανάλογες αυτών που εφαρμόζονται στα μεγάλα συστήματα ηλεκτρικής ενέργειας. Παρουσιάζει όμως σημαντικές δυσκολίες αφενός μεν διότι δε διατίθενται αξιόπιστα μοντέλα των επιμέρους στοιχείων (μηχανών), αφετέρου δε, και κυρίως, διότι δεν διατίθενται και δεν είναι εύκολο να προσδιοριστούν οι τιμές των παραμέτρων τους. Οπωσδήποτε, στην παρούσα Έκθεση ενδιαφέρει κυρίως το αν η υποκατάσταση ισχύος συμβατικών θερμικών μηχανών από υδροστρόβιλους και γενικότερα η ένταξη των ΥΒΣ βελτιώνει ή χειροτερεύει τη δυναμική συμπεριφορά του αυτόνομου συστήματος. Η εκτίμηση αυτή μπορεί να γίνει εύκολα και να διαπιστωθεί η υπεροχή των υδροστρόβιλων, έναντι των μηχανών Diesel ή και των αεριοστροβίλων, αν ληφθούν υπόψη τα εξής: Στις προδιαγραφές των υδροηλεκτρικών εγκαταστάσεων τίθεται γενικά ως απαίτηση η δυνατότητα ανάληψης του πλήρους φορτίου, δηλαδή από μηδενικού μέχρι του Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 44

45 ονομαστικού, σε χρονικό διάστημα 6 έως 1 δευτερολέπτων. Αν δηλαδή σε πρώτη προσέγγιση θεωρηθεί γραμμική μεταβολή, εξασφαλίζεται ένας ρυθμός ανάληψης φορτίου μεγαλύτερος από 1% x Ρ Ν ανά δευτερόλεπτο. Ο ρυθμός αυτός είναι κατά πολύ μεγαλύτερος από αυτόν των θερμικών μηχανών που χρησιμοποιούνται συνήθως στην ηλεκτροπαραγωγή. Συγκεκριμένα οι ρυθμοί ανάληψης φορτίου των θερμικών μηχανών είναι: Μηχανές Diesel: 4%xP N ανά πρώτο λεπτό Αεριοστρόβιλοι: 2%xP N ανά πρώτο λεπτό Επιπλέον, σημειώνεται ότι και ο χρόνος εκκίνησης των υδροστρόβιλων είναι γενικά σημαντικά μικρότερος από αυτόν των θερμικών μηχανών της αυτής ισχύος. Συνεπώς και σε περίπτωση μιας εκτεταμένης ανωμαλίας, της οποίας η αντιμετώπιση απαιτεί την εκκίνηση νέων μονάδων, η υπεροχή των υδροστρόβιλων είναι σαφής. Σημειώνεται επίσης ότι η λειτουργία των αντλιών, η οποία συχνά πραγματοποιείται κατά τις νυχτερινές ώρες ελάχιστου φορτίου, έχει ως συνέπεια την αύξηση της αδράνειας των περιστρεφόμενων μηχανών στο ηλεκτρικό σύστημα και συνεπώς συμβάλει θετικά στη μείωση των διακυμάνσεων της συχνότητας κατά τις μεταβολές του φορτίου ή της αιολικής παραγωγής, επιπλέον δε αυξάνει τη συνολική δυναμική ευστάθεια του συστήματος. Τέλος η δυνατότητα της θέσεως εκτός λειτουργίας των αντλιών σε μηδενικό πρακτικά χρόνο μπορεί να είναι πολύτιμη σε ώρες μη ομαλής λειτουργίας του συστήματος ή και για την αντιμετώπιση μεγάλων και απότομων μεταβολών της ταχύτητας του ανέμου, όπως π.χ. συμβαίνει κατά τη διάρκεια καταιγίδων. Όσον αφορά στις διαταραχές της τάσης σημειώνεται ότι το μέγεθός τους συνήθως εξαρτάται κυρίως από το δίκτυο παρά από την κεντρική παραγωγή. Οπωσδήποτε οι γεννήτριες όλων των συμβατικών θερμικών μονάδων όπως και των υδροστρόβιλων είναι σύγχρονες, με παρόμοιες δυνατότητες αυτόματης ρύθμισης της τάσης και συνεπώς δεν αναμένονται αξιόλογες διαφορές. Μπορεί συνεπώς να λεχθεί ότι η ένταξη των ΥΒΣ στο αυτόνομο σύστημα ενός νησιού θα έχει μόνο θετική συμβολή στην ποιότητα της λειτουργίας του και θα εξουδετερώσει τις πρόσθετες διαταραχές που ενδεχομένως θα προκαλεί η αυξημένη αιολική διείσδυση. Οπωσδήποτε όμως μια αναλυτική μελέτη της δυναμικής συμπεριφοράς, τόσο σε μικρές όσο και σε μεγάλες διαταραχές, με βάση τα συγκεκριμένα χαρακτηριστικά των εγκαταστάσεων-μηχανών ενός αυτόνομου συστήματος, εκτιμούμε ότι μπορεί να περιγράψει επακριβώς τα συμβαίνοντα και να δώσει σημαντικές ποσοτικές πληροφορίες, τόσο για τις επιπτώσεις στην ποιότητα της τάσης όσο και για τις μεταβολές της συχνότητας και την ευστάθεια των συστημάτων αυτών. 3.4 Πρόσθετες τεχνικές απαιτήσεις για τους ΥΒΣ Η εφαρμογή της νέας πολιτικής διαχείρισης στα αυτόνομα νησιωτικά συστήματα επισύρει και μια σειρά από τεχνικές απαιτήσεις που θα πρέπει να πληρεί ο ΥΒΣ για την ομαλή λειτουργία των συστημάτων, οι οποίες παρουσιάζονται στη συνέχεια: Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 45

46 Η υποκατάσταση συμβατικών μονάδων παραγωγής από τους υδροστρόβιλους του ΥΒΣ θα πρέπει να χαρακτηρίζεται από αντίστοιχο βαθμό ασφάλειας και αξιοπιστίας. Συνεπώς, ο ΥΒΣ θα πρέπει να εξασφαλίζει αντίστοιχα υψηλό συντελεστή διαθεσιμότητας των μονάδων εγγυημένης παροχής του, καθώς και της διασύνδεσής του με το νησιωτικό σύστημα. Η αρχή αυτή θα πρέπει να τηρείται κατά τη σχεδίαση του ΥΒΣ και ενδεχομένως να οδηγήσει στην πρόβλεψη εγκατάστασης εφεδρικών στροβίλων, καθώς και σε διασυνδετικά δίκτυα αναβαθμισμένα σε σύγκριση με τις απλές λύσεις που υιοθετούνται για τη σύνδεση σταθμών ΑΠΕ. Οι μονάδες ελεγχόμενης παραγωγής του ΥΒΣ υποκαθιστούν συμβατικές μονάδες υψηλού (ή και μέσου) φορτίου, οι οποίες παρέχουν πρωτεύουσα εφεδρεία και πραγματοποιούν την πρωτεύουσα ρύθμιση συχνότητας. Συνεπώς, οι υδροστρόβιλοι θα πρέπει να παρέχουν ανάλογες υπηρεσίες, μέσω κατάλληλης επιλογής τους και σχεδίασης των ρυθμιστών τους. Ομοίως, οι συμβατικές μονάδες πραγματοποιούν την κύρια ρύθμιση τάσης, υπηρεσία την οποία θα πρέπει να παρέχουν και οι μονάδες του ΥΒΣ, ανάλογα βέβαια με τη διαμόρφωση του δικτύου. Η ενσωμάτωση ΥΒΣ στα ηλεκτρικά συστήματα των νησιών θα συνοδεύεται υποχρεωτικά από αναβαθμισμένα συστήματα διαχείρισης του όλου συστήματος παραγωγής τους (Κέντρα Ελέγχου Ενέργειας - ΚΕΕ), τα οποία θα παρέχουν δυνατότητες πρόβλεψης του φορτίου και της αιολικής παραγωγής (καθώς και της Φ/Β, όπου η εγκατεστημένη ισχύς είναι σημαντική), αυτοματοποίηση της διαχείρισης των μονάδων παραγωγής (συμβατικών, υδροστροβίλων, αλλά και αντλιών), καθορισμό και διανομή του set-point των Α/Π κλπ. Οι επενδυτές ΥΒΣ θα πρέπει αφενός να συμβάλλουν, κατά το ποσοστό που τους αναλογεί, στο κόστος ανάπτυξης των συστημάτων αυτών και αφετέρου να διασφαλίσουν τη δυνατότητα συνεργασίας των μονάδων και τοπικών συστημάτων εποπτείας και ελέγχου των ΥΒΣ με τα ΚΕΕ των νησιών. Ο ΥΒΣ θα πρέπει να διαθέτει αυτόματο σύστημα ελέγχου που θα ρυθμίζει τις ισχείς των ενταγμένων στροβίλων και αντλιών ή θα εντάσσει/απεντάσσει εγκαίρως αντλίες προκειμένου να παρακολουθούνται οι διακυμάνσεις της αιολικής παραγωγής και να ικανοποιείται κάθε στιγμή στην έξοδο του ΥΒΣ το ισοζύγιο ισχύος που εκφράζεται από τη σχέση (3.2-12). Παράλληλα θα θέτει τα απαιτούμενα όρια (set-points) στα αιολικά του στην περίπτωση που δεν μπορούν να υποφορτιστούν άλλο οι στρόβιλοι ή να αυξηθεί η ισχύς των αντλιών προκειμένου και πάλι να ικανοποιείται το ισοζύγιο ισχύος και να μη δημιουργούνται προβλήματα ευστάθειας στο σύστημα και διαταραχές στη ρύθμιση της συχνότητας. Ιδιαίτερα στην έκτακτη περίπτωση της απότομης απώλειας της ιδίας αιολικής παραγωγής ή κάποιων αντλιών λόγω εσωτερικών σφαλμάτων, τότε θα πρέπει να προβλέπεται η αυτόματη απένταξη των απαιτούμενων αντλιών ή η μείωση της αιολικής παραγωγής (μέσω του pitch-control, με ρύθμιση των στροφών για A/Γ μεταβλητών στροφών ή με απένταξη Α/Γ) αντίστοιχα, ώστε να μην προστίθεται απότομα μεγάλο φορτίο ή μεγάλη επιπλέον παραγωγή στο σύστημα, κυρίως στις περιπτώσεις των μεγάλων ΥΒΣ, που μπορεί να ενεργοποιήσει τις προστασίες συχνότητας και να έχουμε απορρίψεις φορτίων ή αποσύνδεση των Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 46

47 αιολικών πάρκων εκτός ΥΒΣ, καθώς και πιθανό αποσυγχρονισμό των συμβατικών γεννητριών και γενικότερα προβλήματα αστάθειας του συστήματος. Φυσικά οι Α/Γ των ΥΒΣ θα πρέπει να έχουν οπωσδήποτε ικανότητα «fault-ride-through» ώστε να ελαχιστοποιηθεί η συχνότητα απώλειας της ιδίας αιολικής παραγωγής λόγω σφαλμάτων στο δίκτυο. Οι υδροστρόβιλοι θα πρέπει να εντάσσονται ομαλά στο σύστημα με έναν αποδεκτό ρυθμό αύξησης της φόρτισής τους, ώστε να μην καταπονούνται οι συμβατικές μονάδες και να μη διαταράσσεται η ομαλή ρύθμιση της συχνότητας. Το ίδιο θα πρέπει να ισχύει και για τις αντλίες μεταβλητών στροφών. Στην περίπτωση αντλιών σταθερών στροφών, όπου δε γίνεται να μεταβληθεί η ισχύς τους, ενδείκνυται η εγκατάσταση πολλών μικρών αντλιών, μεγέθους αρκετά μικρότερου του ελάχιστου φορτίου του νησιού. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 47

48 4. ΚΑΘΟΡΙΣΜΟΣ ΕΓΓΥΗΜΕΝΗΣ ΙΣΧΥΟΣ ΚΑΙ ΤΙΜΟΛΟΓΗΣΕΙΣ ΙΣΧΥΟΣ ΚΑΙ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΥΒΡΙΔΙΚΟΥ ΣΤΑΘΜΟΥ 4.1 Καθορισμός εγγυημένης ισχύος Σύμφωνα με το ισχύον θεσμικό πλαίσιο προβλέπεται αποζημίωση διαθεσιμότητας ισχύος του ΥΒΣ, με βάση την εγγυημένη ισχύ των μονάδων ελεγχόμενης παραγωγής του και το κόστος νέου συμβατικού σταθμού αντίστοιχης ισχύος, με το σκεπτικό ότι η παροχή εγγυημένης ισχύος και ενέργειας από τον ΥΒΣ επιτρέπει την αποφυγή επένδυσης σε συμβατικό σταθμό παραγωγής αντίστοιχης ικανότητας για την κάλυψη των αιχμών. Η τιμολόγηση της διαθεσιμότητας ισχύος των ΥΒΣ θα πρέπει να αντανακλά το πραγματικά αποφευγόμενο κόστος διαθεσιμότητας ισχύος συμβατικών μονάδων. Υπό την έννοια αυτή, για ΥΒΣ μεγάλου μεγέθους, μπορεί να μην αποζημιώνεται το σύνολο της εγκατεστημένης ισχύος των στροβίλων τους, εάν δεν προκύπτει δυνατότητα ισόποσης μείωσης της εγκατεστημένης συμβατικής παραγωγής του νησιού. Αυτό μπορεί να συμβαίνει διότι μεγάλη περικοπή της αιχμής της καμπύλης φορτίου απαιτεί την παροχή αντίστοιχα υψηλών ποσοτήτων ενέργειας, οι οποίες θα πρέπει να μπορούν να αντληθούν κατά τις νυχτερινές ώρες χαμηλού φορτίου (τις μέρες χωρίς αέρα), χωρίς να δημιουργείται νέα (και υψηλότερη από την ημερήσια) νυχτερινή αιχμή. Για να υπολογίσουμε τη μέγιστη ισχύ ΥΒΣ (capacity credit) που συνιστάται να αποζημιώνεται σε κάθε νησί, θα ακολουθήσουμε την παρακάτω διαδικασία. Συγκεκριμένα, για κάθε ημέρα υπολογίζουμε την ελάχιστη απαιτούμενη συμβατική ισχύ με βάση την οριζόντια ευθεία που εξισώνει το εμβαδόν (δηλαδή την ενέργεια) που περικλείεται από την ημερήσια καμπύλη φορτίου και την ευθεία αυτή, με το αντίστοιχο περικλειόμενο εμβαδόν κάτωθεν της ευθείας αυτής, πολλαπλασιασμένο με έναν τυπικό συντελεστή απόδοσης του κύκλου άντλησης-παραγωγής (π.χ. 7%). Εξισώνονται δηλαδή η ενέργεια αιχμής που θα μπορούσε να προσφερθεί με αυτή που θα μπορούσε να αντληθεί. Η μέγιστη ισχύς που υπολογίζεται από όλες τις υπολογιζόμενες ημερήσιες οριζόντιες ευθείες για ένα έτος αποτελεί την ελάχιστη απαιτούμενη εγκατεστημένη συμβατική ισχύ. Συνεπώς η μέγιστη ισχύς ΥΒΣ, CC, που θα πρέπει να αποζημιώνεται, θα ισούται με τη διαφορά της ετήσιας αιχμής, P αιχμής, και της ελάχιστης απαιτούμενης εγκατεστημένης συμβατικής ισχύος, P min,conv. CC = Pαιχμ ής Pmin, conv (4.1-1) Στον Πίνακα δίνονται τα υπολογισμένα capacity credit για το έτος 212 για τρία νησιά, Κρήτη, Λέσβο, Κάρπαθο. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 48

49 Πίνακας 4.1-1: Capacity credit για το έτος 212 Νησιωτικό Σύστημα ΚΡΗΤΗ ΛΕΣΒΟΣ ΚΑΡΠΑΘΟΣ Capacity Credit (MW) Τα παραπάνω φαίνονται αναλυτικότερα στα ακόλουθα δύο διαγράμματα, τα οποία αφορούν το σύστημα της Κρήτης κατά το έτος 212. Στο διάγραμμα απεικονίζεται μια τυπική εβδομαδιαία καμπύλη φορτίου, όπου με μαύρο χρώμα δείχνονται οι καμπύλες φορτίου και με μπλε χρώμα η τροποποιημένη καμπύλη φορτίου, όταν εντάσσεται ΥΒΣ ισχύος τουλάχιστον ίσης με το capacity credit, υπό την προϋπόθεση ότι δεν υπάρχει αιολική παραγωγή. Η κόκκινη γραμμή είναι η ελάχιστη απαιτούμενη εγκατεστημένη συμβατική ισχύς και η πράσινη γραμμή είναι η «ισχύς αναφοράς» κάθε ημέρας που κατανέμει τα εμβαδά (ενέργεια) στα δύο ισοδύναμα μέρη παραγωγή-άντληση, όπως προαναφέρθηκε. Στο διάγραμμα απεικονίζεται η ετήσια καμπύλη φορτίου, όπου με μαύρο χρώμα απεικονίζεται το φορτίο και με μπλε χρώμα απεικονίζεται το φορτίο που θα πρέπει να είναι ικανές να καλύψουν οι συμβατικές μονάδες (για την ελάχιστη εγκατεστημένη συμβατική ισχύ), μετά την αφαίρεση της εγγυημένης παροχής του ΥΒΣ και την πρόσθεση της αντίστοιχης άντλησης, στην περίπτωση που δεν έχουμε καθόλου αέρα. Σχήμα 4.1-1: Εβδομαδιαία καμπύλη φορτίου για το σύστημα της Κρήτης το 212, όπου απεικονίζεται η ελάχιστη απαιτούμενη εγκατεστημένη συμβατική ισχύς, η ισχύς αναφοράς κάθε ημέρας και η τροποποίηση της καμπύλης φορτίου με την είσοδο μεγάλου ΥΒΣ όταν δεν έχουμε καθόλου αέρα. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 49

50 Σχήμα 4.1-2: Ετήσια καμπύλη φορτίου για το σύστημα της Κρήτης το 212, όπου απεικονίζεται το φορτίο που θα πρέπει να είναι ικανές να καλύψουν οι συμβατικές μονάδες (για την ελάχιστη εγκατεστημένη συμβατική ισχύ), μετά την αφαίρεση της εγγυημένης παροχής του ΥΒΣ και την πρόσθεση της αντίστοιχης άντλησης, στην περίπτωση που δεν έχουμε καθόλου αέρα. 4.2 Τιμολόγηση ισχύος και ενέργειας ΥΒΣ Με βάση το υφιστάμενο θεσμικό πλαίσιο, η τιμολόγηση της παραγόμενης και απορροφούμενης ενέργειας από τον ΥΒΣ καθώς και της διαθεσιμότητας ισχύος του θα γίνεται ως εξής: Η παραγόμενη ενέργεια από τις μονάδες ΑΠΕ του ΥΒΣ θα τιμολογείται με το εκάστοτε ισχύον τιμολόγιο για αιολικούς σταθμούς στα μη διασυνδεδεμένα νησιά. Η τιμή τους σήμερα είναι 87 /MWh. Η παραγόμενη ενέργεια από τους υδροστρόβιλους τιμολογείται με βάση το μέσο μεταβλητό κόστος των συμβατικών μονάδων αιχμής του νησιωτικού συστήματος, λαμβάνοντας υπόψη το κόστος καυσίμου, το μεταβλητό κόστος λειτουργίας και συντήρησης και το κόστος αγοράς δικαιωμάτων εκπομπών ρύπων. Ως μονάδες αιχμής νοούνται αυτές που λειτουργούν για χρονικό διάστημα μικρότερο του 3% του έτους αναφοράς. Η απορροφούμενη ενέργεια από τις αντλίες τιμολογείται με βάση το μέσο μεταβλητό κόστος των μονάδων βάσης του συστήματος, λαμβάνοντας υπόψη το κόστος καυσίμου, το μεταβλητό κόστος λειτουργίας και συντήρησης και το κόστος αγοράς δικαιωμάτων εκπομπών ρύπων. Ως μονάδες βάσης νοούνται αυτές που λειτουργούν για χρονικό διάστημα μεγαλύτερο του 7% του έτους αναφοράς. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 5

51 Η τιμολόγηση της διαθεσιμότητας ισχύος του ΥΒΣ θα γίνεται με βάση την εγγυημένη ισχύ των μονάδων ελεγχόμενης παραγωγής του και το κόστος νεοεισερχόμενου συμβατικού σταθμού αντίστοιχης ισχύος. Με βάση τα παραπάνω, στη συνέχεια υπολογίζονται οι τιμολογήσεις ενέργειας και ισχύος ΥΒΣ για τα νησιωτικά συστήματα της Κρήτης, της Λέσβου και της Καρπάθου για το έτος 212, θεωρώντας τιμές ίσες με τις σημερινές τιμές (28). Συγκεκριμένα γίνεται προσομοίωση της λειτουργίας των αυτόνομων νησιωτικών συστημάτων για το έτος 212 χωρίς την παρουσία ΥΒΣ και καθορίζονται οι μονάδες αιχμής και βάσης. Με βάση τις ειδικές καταναλώσεις τους, τις τιμές των καυσίμων που καταναλώνουν, το μεταβλητό κόστος λειτουργίας τους, τις εκπομπές CO 2 ανά καύσιμο και το κόστος εκπομπών CO 2, υπολογίζονται οι τιμές ενέργειας του ΥΒΣ, σύμφωνα με τα οριζόμενα στο υφιστάμενο θεσμικό πλαίσιο που προαναφέρθηκε. Οι τιμές των καυσίμων, το μεταβλητό κόστος λειτουργίας και συντήρησης των διαφόρων μονάδων, οι εκπομπές CO 2 ανά καύσιμο για το έτος 28 δίνονται στους Πίνακες έως Το κόστος αγοράς δικαιωμάτων εκπομπών CO 2 θεωρείται ίσο με 25 /tnco 2. Για τον υπολογισμό της αποζημίωσης της διαθεσιμότητας ισχύος, λαμβάνεται υπόψη η ετήσια απόσβεση κεφαλαίου και το σταθερό κόστος λειτουργίας του θεωρητικά νεοεισερχόμενου συμβατικού σταθμού, σύμφωνα με τον Πίνακα Το κάτω όριο στα κόστη των δηζελογεννητριών αφορά εγκατάσταση στο σύστημα της Κρήτης ενώ το άνω όριο αφορά εγκατάσταση σε μικρότερα νησιωτικά συστήματα όπως στη Λέσβο και την Κάρπαθο. Για τον υπολογισμό του ετήσιου κεφαλαιουχικού κόστους (απόσβεση) των μονάδων έχει ληφθεί επιτόκιο 7.4% και διάρκεια ζωής 2 χρόνια. Πίνακας 4.2-1: Τιμές καυσίμων το 28 Καύσιμο Μαζούτ Diesel Φυσικό Αέριο Τιμή καυσίμου ( /tn) Πίνακας 4.2-2: Μεταβλητό κόστος λειτουργίας και συντήρησης το 28 Τύπος Μονάδων Δηζελ/νήτριες (Δ/Ζ) Ατμοηλ/κές (Α/Τ) Συνδ. Κύκλου (ΣΚ) Αεριο/βιλοι (Α/Σ) Μεταβλητό κόστος λειτουργίας και συντήρησης ( /kwh) Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 51

52 Πίνακας 4.2-3: Εκπομπές CO 2 ανά καύσιμο Καύσιμο Μαζούτ Diesel Φυσικό Αέριο Εκπομπές CO 2 (tnco 2 /TJ) Πίνακας 4.2-4: Ετήσιο κόστος διαθεσιμότητας ισχύος το 28 Τύπος Μονάδων Κόστος εγκατάστασης ( /kw) Ετήσιο Κεφαλαιουχικό κόστος ( /kw-έτος) Σταθερό κόστος ( /kw-έτος) Ετήσιο Κόστος Διαθεσιμότητας Ισχύος ( /kw-έτος) Δηζελ/νήτριες (Δ/Ζ) Ατμοηλ/κές (Α/Τ) Συνδ. Κύκλου (ΣΚ) Αεριο/βιλοι (Α/Σ) Τιμολόγηση ενέργειας και ισχύος ΥΒΣ στην Κρήτη Στον Πίνακα δίνεται η προβλεπόμενη σύνθεση του σταθμού παραγωγής για το έτος 212 καθώς και οι παραγόμενες ενέργειες ανά ομάδα μονάδων και σταθμό παραγωγής, οι χρόνοι λειτουργίας τους και τα μέσα κόστη λειτουργίας τους, όπως αυτά προέκυψαν από την προσομοίωση της λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης 11 και με βάση τα δεδομένα των Πινάκων έως Με βάση τους χρόνους λειτουργίας του Πίνακα 4.2-5, μονάδες βάσης είναι οι ατμοστρόβιλοι του Αθερινόλακκου και ο συνδυασμένος κύκλος της Κορακιάς, που καταναλώνουν μαζούτ και φυσικό αέριο αντίστοιχα (1 η και 2 η ομάδα μονάδων). Μονάδες αιχμής είναι οι ντηζελογεννήτριες των Λινοπεραμάτων, που καταναλώνουν μαζούτ και οι αεριοστρόβιλοι, που καταναλώνουν Diesel (5 η και 6 η ομάδα μονάδων). Αν C B,i είναι το μέσο κόστος λειτουργίας κάθε ομάδας μονάδων βάσης, C Α,i είναι το μέσο κόστος λειτουργίας κάθε ομάδας μονάδων αιχμής, Ε Β,i είναι η ετήσια παραγόμενη ενέργεια κάθε ομάδας μονάδων βάσης, Ε Α,i είναι η ετήσια παραγόμενη ενέργεια κάθε ομάδας μονάδων αιχμής, Ε Β είναι η ετήσια παραγόμενη ενέργεια όλων των μονάδων βάσης και Ε Α 11 Θεωρήθηκε ότι στο σύστημα της Κρήτης το 212 θα υπάρχουν αιολικά πάρκα εγκατεστημένης ισχύος 22 MW. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 52

53 είναι η ετήσια παραγόμενη ενέργεια όλων των μονάδων αιχμής, τότε οι τιμές της παραγόμενης (HydroCost) και απορροφούμενης ενέργειας (PumpCost) ΥΒΣ στην Κρήτη το 212 θα δίνονται από τις παρακάτω σχέσεις: HydroCost PumpCost 6 C A,i A,i 5 = (4.2-1) 2 C E A E E B,i B,i 1 = (4.2-2) EB Συνεπώς, με βάση τις σχέσεις (4.2-1) και (4.2-2) προκύπτουν οι παρακάτω τιμές: Τιμή παραγωγής υδροστρόβιλων: Τιμή άντλησης: 137 /MWh 81 /MWh Όσον αφορά την αποζημίωση της διαθεσιμότητας ισχύος του ΥΒΣ, θεωρούμε ως νεοεισερχόμενο σταθμό στην Κρήτη ένα σταθμό συνδυασμένου κύκλου με φυσικό αέριο, οπότε με βάση τον Πίνακα έχουμε: Τιμή διαθεσιμότητας ισχύος: 13 /kw-έτος Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 53

54 Ονομαστική ισχύς Αποδιδόμενη ισχύς Τεχνικό ελάχιστο Πίνακας 4.2-5: Παραγόμενες ενέργειες και κόστη των μονάδων παραγωγής της Κρήτης το 212 ΟΜΑΔΑ ΜΟΝΑΔΩΝ ST ATHERIN CC KORAKIAS CC XANIWN ICE ATHERIN ICE LINOPER GT LIN-XAN kw ΣΥΝΟΛΟ kw kw Καύσιμο Mazut Natural Gas Diesel Mazut Mazut Diesel Ενέργεια GWh Κόστος Καυσίμου M Κόστος Ρύπων M Κόστος Λειτουργίας & Συντήρησης Συνολικό Κόστος Μέσο Κόστος Μονάδων Χρόνος Λειτουργίας Μονάδες Βάσης/Αιχμής M M /MWh % Β Β Α Α Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 54

55 4.2.2 Τιμολόγηση ενέργειας και ισχύος ΥΒΣ στη Λέσβο Στον Πίνακα δίνεται η προβλεπόμενη σύνθεση του σταθμού παραγωγής για το έτος 212 καθώς και οι παραγόμενες ενέργειες ανά μονάδα, οι χρόνοι λειτουργίας τους και τα μέσα κόστη λειτουργίας τους, όπως αυτά προέκυψαν από την προσομοίωση της λειτουργίας του συστήματος της Λέσβου 12 και με βάση τα δεδομένα των Πινάκων έως Με βάση τους χρόνους λειτουργίας του Πίνακα 4.2-6, μονάδες βάσης είναι οι μονάδες Νο1, Νο2, Νο3 και Νο4 που καταναλώνουν μαζούτ. Μονάδες αιχμής είναι οι Νο8, Νο9 που καταναλώνουν μαζούτ και οι Νο1, Νο11 και Νο12 που καταναλώνουν Diesel. Αν C B,i είναι το μέσο κόστος λειτουργίας κάθε μονάδας βάσης, C Α,i είναι το μέσο κόστος λειτουργίας κάθε μονάδας αιχμής, Ε Β,i είναι η ετήσια παραγόμενη ενέργεια κάθε μονάδας βάσης, Ε Α,i είναι η ετήσια παραγόμενη ενέργεια κάθε μονάδας αιχμής, Ε Β είναι η ετήσια παραγόμενη ενέργεια όλων των μονάδων βάσης και Ε Α είναι η ετήσια παραγόμενη ενέργεια όλων των μονάδων αιχμής, τότε οι τιμές της παραγόμενης (HydroCost) και απορροφούμενης ενέργειας (PumpCost) ΥΒΣ στη Λέσβο το 212 θα δίνονται από τις παρακάτω σχέσεις: HydroCost = PumpCost = Συνεπώς, με βάση τις σχέσεις (4.2-3) και (4.2-4) προκύπτουν οι παρακάτω τιμές: Τιμή παραγωγής υδροστρόβιλων: Τιμή άντλησης: C C A, i E B, i E B E A 166 /MWh 1 /MWh E A, i B, i (4.2-3) (4.2-4) Όσον αφορά την αποζημίωση της διαθεσιμότητας ισχύος του ΥΒΣ, θεωρούμε ως νεοεισερχόμενο σταθμό στη Λέσβο έναν σταθμό Ντήζελ, οπότε με βάση τον Πίνακα έχουμε: Τιμή διαθεσιμότητας ισχύος: 186 /kw-έτος 12 Θεωρήθηκε ότι στο σύστημα της Λέσβου το 212 θα υπάρχουν αιολικά πάρκα εγκατεστημένης ισχύος 2MW. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 55

56 Πίνακας 4.2-6: Παραγόμενες ενέργειες και κόστη των μονάδων παραγωγής της Λέσβου το 212 Ονομαστική ισχύς Αποδιδόμενη ισχύς Τεχνικό ελάχιστο Καύσιμο Ενέργεια Κόστος Καυσίμου Μονάδα kw kw kw GWh M Κόστος Ρύπων M Κόστος Λειτουργίας & Συντήρησης Συνολικό Κόστος Μέσο Κόστος Μονάδων Χρόνος Λειτουργίας Μονάδες Βάσης/Αιχμής M M /MWh % Νο1 Νο2 Νο3 Νο4 Νο5 Νο6 Νο7 Νο8 Νο9 Νο1 Νο11 Νο12 Σύνολο Μazut Μazut Μazut Μazut Μazut Μazut Μazut Μazut Μazut Diesel Diesel Diesel 6,92 62,75 46,17 4,22 36,69 16,16 11,9 8,11 3,19 2,25 7,73,7 296,16 4,54 5,4 3,77 3,28 3,2 1,35 1,,68,3,36 1,67,2 25,2,886,985,735,64,59,264,194,133,58,4,187,2 4,72,35,314,231,21,183,81,6,41,16,9,31, 1,47 5,73 6,34 4,73 4,12 3,79 1,7 1,25,85,37,41 1,89,2 31,2 94,7 11,7 12,52 12,46 13,35 15,4 15,2 15,1 116,67 181,92 243,74 26,56 99,98 99,98 99,7 85,83 68,64 49,59 36,36 24,93 16,14 11,97 8,3,8 Β Β Β Β Α Α Α Α Α Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 56

57 4.2.3 Τιμολόγηση ενέργειας και ισχύος ΥΒΣ στην Κάρπαθο Στον Πίνακα δίνεται η προβλεπόμενη σύνθεση του σταθμού παραγωγής για το έτος 212 και οι παραγόμενες ενέργειες ανά μονάδα, οι χρόνοι λειτουργίας τους και τα μέσα κόστη λειτουργίας τους, όπως αυτά προέκυψαν από την προσομοίωση της λειτουργίας του συστήματος της Καρπάθου 13 και με βάση τα δεδομένα των Πινάκων έως Με βάση τους χρόνους λειτουργίας του Πίνακα 4.2-7, μονάδα βάσης είναι η Νο1, και μονάδες αιχμής είναι οι Νο3, Νο4. Η μονάδα Νο5 λειτουργεί μόνο σε έκτακτες περιπτώσεις. Όλες οι μονάδες καταναλώνουν Diesel. Οι τιμές ενέργειας του ΥΒΣ θα δίνονται από τις παρακάτω σχέσεις: HydroCost = C A,1 (4.2-5) PumpCost = 4 3 C B, i E B E B, i (4.2-6) Συνεπώς με βάση τις σχέσεις (4.2-5) και (4.2-6) προκύπτουν οι παρακάτω τιμές: Τιμή παραγωγής υδροστρόβιλων: Τιμή άντλησης: 183 /MWh 173 /MWh Με βάση όμως το υφιστάμενο θεσμικό πλαίσιο, η τιμή παραγωγής των υδροστρόβιλων δεν μπορεί να είναι κατώτερη από την τιμή με την οποία τιμολογείται η ηλεκτρική ενέργεια που απορροφά ο Υβριδικός Σταθμός από το Δίκτυο για την πλήρωση του συστήματος αποθήκευσής του, προσαυξημένη με ποσοστό 25%. Δηλαδή θα πρέπει να ισχύει: HydroCost 1.25 PumpCost PumpCost = HydroCost /1.25 (4.2-7) Επομένως αν κρατήσουμε ως τιμή παραγωγής των στροβίλων τα 183 /MWh τότε η μέγιστη δυνατή τιμή άντλησης είναι τα 146 /MWh 14. Άρα οι τελικές τιμές είναι: Τιμή παραγωγής υδροστρόβιλων: Τιμή άντλησης: 183 /MWh 146 /MWh Όσον αφορά την αποζημίωση της διαθεσιμότητας ισχύος του ΥΒΣ, θεωρούμε ως νεοεισερχόμενο σταθμό στην Κάρπαθο έναν σταθμό Ντήζελ, οπότε με βάση τον Πίνακα έχουμε: Τιμή διαθεσιμότητας ισχύος: 186 /kw-έτος 13 Θεωρήθηκε ότι στο σύστημα της Καρπάθου το 212 θα υπάρχουν αιολικά πάρκα εγκατεστημένης ισχύος 2.45MW. 14 Θα μπορούσαμε να κρατήσουμε σταθερή την τιμή άντλησης και να προσαυξήσουμε την τιμή παραγωγής, όμως έτσι θα αυξανόταν σημαντικά το συνολικό κόστος παραγωγής του συστήματος με ενδεχόμενη ένταξη κάποιου ΥΒΣ. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 57

58 Πίνακας 4.2-7: Παραγόμενες ενέργειες και κόστη των μονάδων παραγωγής της Καρπάθου το 212 Ονομαστική ισχύς Αποδιδόμενη ισχύς Τεχνικό ελάχιστο Καύσιμο Ενέργεια Μονάδα kw kw kw GWh Κόστος Καυσίμου M Κόστος Ρύπων M Κόστος Λειτουργίας & Συντήρησης M Συνολικό Κόστος M Μέσο Κόστος Μονάδων Χρόνος Λειτουργίας Μονάδες Βάσης/Αιχμής /MWh % Νο1 Νο2 Νο3 Νο4 Νο5 Σύνολο Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel 25,56 12,9,39,3, 37,19 3, ,84423,6214,423 5,639,424251,2653,696 4,74E-5,632,125281,6448,194 1,32E-5,186 4, ,11118,714,484 6, ,13 174,63 183,2 183, ,98 52,44,32,2 Β Α Α -- Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 58

59 5. ΕΦΑΡΜΟΓΕΣ - ΒΕΛΤΙΣΤΗ ΔΙΑΜΟΡΦΩΣΗ ΥΒΣ 5.1 Αριθμητική Μεθοδολογία Για την προσομοίωση της λειτουργίας του ΥΒΣ κατά τη διάρκεια ενός έτους αναπτύχθηκε νέος υπολογιστικός αλγόριθμος, με βάση τη νέα προτεινόμενη πολιτική διαχείρισής του (Κεφ. 3.2). Το λογικό διάγραμμα του αλγορίθμου σχεδιάζεται στο Σχήμα 5.1-1, ενώ στη συνέχεια αναλύονται περισσότερο τα περιεχόμενα στα διάφορα μέρη του. Η προσομοίωση της λειτουργίας του ΥΒΣ γίνεται για χρονικά διαστήματα ελέγχου ίσα με 1 min όσο είναι δηλαδή και η συνήθως διαθέσιμη ανάλυση των ανεμολογικών δεδομένων, καλύπτοντας ένα 24ωρο ή ένα ολόκληρο έτος. Σε κάθε τέτοιο διάστημα ο κώδικας επιλέγει τη βέλτιστη δυνατή λειτουργία όλων των μονάδων του ΥΒΣ, σύμφωνα με τα δεδομένα και τους περιορισμούς. Τα διάφορα ενεργειακά, τεχνικά και οικονομικά μεγέθη (π.χ. παραγόμενη ενέργεια, όγκος ταμιευτήρων, έσοδα-έξοδα κλπ.) υπολογίζονται επίσης σε κάθε χρονικό διάστημα και μπορούν να εκτυπώνονται σε ωριαία ή σε 24ωρη βάση Δεδομένα o Δεδομένα δικτύου: Καμπύλες φορτίου (ωριαίας ζήτησης) για ένα έτος αναφοράς. Ονομαστική ισχύς και τεχνικά ελάχιστα συμβατικών μονάδων νησιού, και σειρά ένταξής τους στο σύστημα. Εγγυημένη ισχύς (capacity credit) Υβριδικού Σταθμού. Ισχύς λοιπών αιολικών πάρκων νησιού (για υπολογισμό των υποφορτίσεων). o Δεδομένα εγκατάστασης: Ισχύς, τύπος και αριθμός των εγκατεστημένων μονάδων υδροστροβίλων, αντλιών ή/και αναστρέψιμων μηχανών, καθώς και ανεμογεννητριών. Χωρητικότητα ταμιευτήρων και γεωμετρική διαμόρφωσή τους. Γεωμετρικό ύψος ανύψωσης (διαφορά στάθμης ταμιευτήρων) και μήκος αγωγού προσαγωγής. o Δεδομένα ανεμολογικά: Πρόβλεψη ανέμου για το επόμενο 24ωρο και της αντίστοιχης δυνατότητας παραγωγής του αιολικού πάρκου, καθώς και ανεμολογικά δεδομένα προηγούμενων ετών, για χρήση κατά την προσομοίωση ετήσιας λειτουργίας του ΥΒΣ. Μεθοδολογία εκτίμησης της προβλεπόμενης αιολικής παραγωγής. o Τεχνικά δεδομένα: Χαρακτηριστικές καμπύλες (αδιάστατες) και τεχνικά ελάχιστα αντλιών και υδροστροβίλων διαφόρων τύπων και μεγεθών. Βαθμοί απόδοσης κινητήρων και γεννητριών. Τυποποιημένες διάμετροι και πάχη σωλήνων. o Οικονομικά δεδομένα: Τιμολόγηση της παραγόμενης ηλεκτρικής ενέργειας (και ισχύος) από τους υδροστροβίλους και τις Α/Γ, και της καταναλισκόμενης ενέργειας από το δίκτυο για άντληση. Τιμολόγηση της εγγυημένης ισχύος. Μοντέλα και εμπειρικές σχέσεις υπολογισμού του κόστους μελέτης και κατασκευής του ΥΒΣ (συνυπολογισμός κόστους για κάθε κύριο στοιχείο, δηλαδή ταμιευτήρες, ανεμογεννήτριες, αντλίες, υδροστρόβιλοι, κινητήρες, γεννήτριες, σωληνώσεις, ηλεκτρομηχανολογικά, έργα πολιτικού μηχανικού, μεταφορές, εργατικά και απρόβλεπτα). Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 59

60 5.1.2 Μεταβλητές και στόχος βελτιστοποίησης Ο αλγόριθμος χρησιμοποιείται για την εύρεση του βέλτιστου μεγέθους των κύριων τμημάτων του ΥΒΣ, για δεδομένη κάθε φορά ονομαστική ισχύ των υδροστροβίλων, που θεωρείται και ως ισχύς του ΥΒΣ. Ως βασικές παράμετροι σχεδιασμού για τη βελτιστοποίηση λαμβάνονται: α) Το μέγεθος (χωρητικότητα) των ταμιευτήρων. β) Η παραγόμενη ισχύς του αιολικού πάρκου του ΥΒΣ (ή η εγκατεστημένη). γ) Η εγκατεστημένη ισχύς του αντλιοστασίου (για ΥΒΣ διπλού αγωγού). Επίσης, διερευνήθηκαν και αρκετές ακόμη παράμετροι σχεδιασμού, όπως ο αριθμός των μηχανών (αντλιών ή υδροστροβίλων), η εγκατάσταση υδροστροβίλων δράσης (Pelton) αντί για αντίδρασης (Francis), καθώς και η εγκατάσταση αναστρέψιμων μηχανών με μονό αγωγό. Ως βέλτιστος σχεδιασμός του ΥΒΣ λαμβάνεται τελικά αυτός που επιτυγχάνει τη μεγιστοποίηση ενός κριτηρίου αποδοτικότητας, που ορίζεται ως ο λόγος των ετήσιων καθαρών εισπράξεων (net incomes) από την πώληση μείον την αγορά ηλεκτρικής ενέργειας από το δίκτυο, διαιρεμένων με το συνολικό κόστος κατασκευής του ΥΒΣ Παραγωγή υδροηλεκτρικής ενέργειας Για δεδομένη ισχύ υδροστροβίλων, ο αλγόριθμος αποφασίζει με μια εσωτερική διαδικασία βελτιστοποίησης για τον τύπο και τον αριθμό των μονάδων που θα ενταχθούν (από τις διαθέσιμες), καθώς και για το σημείο λειτουργίας κάθε μιας, ώστε να ικανοποιούνται μεν όλοι οι τεχνικοί και οι ενεργειακοί περιορισμοί (π.χ. τεχνικά ελάχιστα, εφεδρεία κλπ.), ενώ ταυτόχρονα να μεγιστοποιείται η απόδοση, δηλαδή η παραγόμενη ηλεκτρική ενέργεια ανά μονάδα παροχής νερού από τον άνω ταμιευτήρα. Πιο συγκεκριμένα, ο αλγόριθμος ελέγχει όλους τους δυνατούς συνδυασμούς υδροστροβίλων που υπερκαλύπτουν τη δεδομένη ισχύ και για κάθε έναν από αυτούς βρίσκει το κατάλληλο φορτίο λειτουργίας κάθε υδροστροβίλου, ώστε να καλύπτεται ακριβώς η ζητούμενη ισχύς με τη μέγιστη δυνατή συνολική απόδοση. Τέλος, επιλέγει τον βέλτιστο από πλευράς ενεργειακής απόδοσης συνδυασμό. Σημειώνεται ότι το λογισμικό έχει τη δυνατότητα να χειριστεί έναν αριθμό υδροστροβίλων διαφορετικού μεγέθους αλλά και τύπου (Pelton, Francis), σε μεμονωμένη ή σε ταυτόχρονη (παράλληλη) λειτουργία. Στην παρούσα μορφή επιτρέπεται η εκκίνηση/διακοπή και εναλλαγή μονάδων σε κάθε νέο χρονικό διάστημα ελέγχου (1 min), αλλά ενδέχεται, για μεγάλες σχετικά μηχανές, το ελάχιστο επιτρεπτό διάστημα τέτοιων χειρισμών να είναι μεγαλύτερο. Πάντως, με τον συγκεκριμένο τρόπο λειτουργίας του ΥΒΣ εναλλαγές σε τόσο μικρό χρονικό διάστημα συμβαίνουν πολύ σπάνια κατά τη διάρκεια ενός έτους. Ο βαθμός απόδοσης τόσο της άντλησης όσο και της παραγωγής ενέργειας στους υδροστροβίλους υπολογίζεται με ακρίβεια, λαμβάνοντας υπόψη τις αδιάστατες Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 6

61 στατιστικές καμπύλες λειτουργίας κάθε μηχανής, το μέγεθός της και το συγκεκριμένο σημείο λειτουργίας της (φορτίο). Επίσης, σε κάθε περίπτωση λαμβάνονται υπόψη και οι υδραυλικές απώλειες στις σωληνώσεις προσαγωγής του νερού. Τέλος, λαμβάνεται υπόψη και η μεταβολή του ύψους στάθμης του νερού στους ταμιευτήρες ανάλογα με το ποσοστό πλήρωσης, θεωρώντας μια τυπική τραπεζοειδή διαμόρφωση της λεκάνης τους Άντληση Η άντληση μπορεί να γίνεται με δύο εναλλακτικούς τρόπους: είτε με αναστρέψιμες μηχανές (αντλία-υδροστρόβιλος), είτε με ξεχωριστό αντλιοστάσιο, αποτελούμενο από έναν αριθμό ταυτόσημων αντλιών σε παράλληλη λειτουργία. Και στις δύο περιπτώσεις, για λόγους κάλυψης όλης της περιοχής αντλητικής ισχύος χωρίς κλιμάκωση, αλλά και απλούστερου ελέγχου του αντλιοστασίου και καλλίτερης παρακολούθησης της αιολικής παραγωγής, όλες οι αντλίες είναι εφοδιασμένες με κινητήρες μεταβλητών στροφών, οι οποίοι επιτρέπουν τη μείωση του φορτίου τους έως το 6%. Όπως διαπιστώθηκε κατά τις αρχικές αναλύσεις, η εναλλακτική χρησιμοποίηση ενός πολλαπλάσιου αριθμού αντλιών σταθερών στροφών έχει το σχεδόν το ίδιο ενεργειακό αποτέλεσμα, καθώς μπορεί να μειώσει αποτελεσματικά τις απώλειες λόγω κλιμάκωσης ισχύος. Όμως, σε μεγάλα μεγέθη αντλιών (τάξης MW) δημιουργούνται τεχνικά προβλήματα λειτουργίας και συντήρησης του αντλιοστασίου, λόγω της απαίτησης για συχνή διακοπή και επανεκκίνησή τους. Έτσι, η λύση αυτή δεν προτιμάται και κρίνεται σκόπιμο αρκετές, αν όχι όλες, από τις παράλληλες αντλίες του αντλιοστασίου να είναι μεταβλητών στροφών. Η άντληση με αντλίες ή με αναστρέψιμους υδροστροβίλους αντιμετωπίζεται με τον ίδιο τρόπο, ως άντληση γενικώς (το ίδιο και η ελάχιστη επιτρεπτή ισχύς των μηχανών). Το λογισμικό διαθέτει έναν εσωτερικό αλγόριθμο βελτιστοποίησης, ο οποίος, λαμβάνοντας υπόψη τις χαρακτηριστικές καμπύλες κάθε μηχανής, αποφασίζει σε κάθε χρονικό διάστημα ελέγχου ποιες από τις διαθέσιμες αντλίες και σε ποιο σημείο θα λειτουργήσουν, ώστε η απόδοση της άντλησης να γίνει μέγιστη, δηλαδή να ελαχιστοποιείται η ενέργεια ανά μονάδα παροχής αντλούμενου νερού, είτε αυτή προέρχεται από το αιολικό πάρκο, είτε απ ευθείας από το ηλεκτρικό δίκτυο. Το ελάχιστο χρονικό διάστημα για επανεκκίνηση μιας αντλίας μετά από μια διακοπή της λειτουργίας της λαμβάνεται ίσο με μισή ώρα, για όλα τα μεγέθη αντλιών που εξετάστηκαν Λογικό Διάγραμμα Αρχικά, ο υπολογιστικός αλγόριθμος διαβάζει όλα τα δεδομένα που αναφέρθηκαν προηγουμένως (Κεφ ), με βάση τα οποία υπολογίζει αρχικά την εγγυημένη ενέργεια, εάν αυτή υπάρχει για την επόμενη ημέρα, καθώς και τη διαθέσιμη υδραυλική ενέργεια που είναι αποθηκευμένη στον άνω ταμιευτήρα (Σχ ). Επίσης, συνεκτιμάται και η προβλεπόμενη αιολική παραγωγή της ημέρας, με τη μεθοδολογία που περιγράφηκε στην Παρ Εάν η συνολικά διαθέσιμη (μαζί με την προβλεπόμενη αιολική) ενέργεια είναι μεγαλύτερη της εγγυημένης, τότε δεν υπάρχει ανάγκη άντλησης με ενέργεια από το δίκτυο, και ο ΥΒΣ μπορεί να δώσει προσφορά ενέργειας μεγαλύτερη ή ίση της Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 61

62 εγγυημένης. Στην αντίθετη περίπτωση, η προσφορά του θα είναι ίση με την εγγυημένη και θα υποβάλει και δήλωση φορτίου ώστε να την εξασφαλίσει. Η ημερήσια προσφορά ενέργειας και η δήλωση φορτίου μετατρέπεται στη συνέχεια σε ωριαία κατανομή ισχύος, λαμβάνοντας υπόψη την καμπύλη φορτίου ζήτησης και τα τεχνικά ελάχιστα των μηχανών (αντλιών και υδροστροβίλων), καθώς και τα τεχνικά ελάχιστα των συμβατικών μονάδων του συστήματος, ώστε να είναι τεχνικώς υλοποιήσιμες. Για δεδομένη ισχύ, ο αλγόριθμος μπορεί στη συνέχεια να επιλέξει τον αριθμό των μηχανών που θα λειτουργήσουν ώστε να καλυφθεί η ισχύς με τον μέγιστο δυνατό συνολικό ενεργειακό βαθμό απόδοσης. Εδώ υπάρχει δυνατότητα επιλογής και μεγέθους ή και τύπου της μηχανής, εάν προβλέπεται τέτοια διαμόρφωση στον σχεδιασμό του ΥΒΣ (π.χ. στρόβιλος Pelton και Francis, ή υδροστρόβιλοι διαφορετικού μεγέθους). Στην παρούσα προσομοίωση της λειτουργίας του ΥΒΣ, ο υπολογισμός της υποφόρτισης των υδροστροβίλων για κάθε ώρα της ημέρας βασίζεται στην προβλεπόμενη χρονοσειρά ανέμου, όμως ο αλγόριθμος επιτρέπει τη θεώρηση τροποποιημένης αιολικής παραγωγής, η οποία μπορεί να προκύψει από κάποιο στοχαστικό ή άλλο μοντέλο πρόβλεψης. Σημειώνεται ότι στην περίπτωση αυτή το ίδιο μοντέλο θα χρησιμοποιείται και στον συνυπολογισμό της προβλεπόμενης αιολικής παραγωγής που γίνεται στο πρώτο τμήμα του αλγορίθμου. Ο υπολογισμός της αποφόρτισης γίνεται εδώ με ένα μοντέλο δύο παραμέτρων, της στιγμιαίας ισχύος (δεκαλέπτου) αιολικής παραγωγής και του αντίστοιχου φορτίου ζήτησης. Το μοντέλο ρυθμίστηκε με βάση αναλυτικούς υπολογισμούς για την Κρήτη και μπορεί να δώσει ικανοποιητική προσέγγιση σε κάθε περίπτωση νησιού. Με γνωστή την τελική ισχύ παραγωγής σε κάθε 1λεπτο, ο αλγόριθμος υπολογίζει το τελικό φορτίο κάθε ενταγμένου υδροστροβίλου, βελτιστοποιώντας και πάλι τη συνολική ενεργειακή απόδοση. Επίσης ανά 1λεπτο υπολογίζεται η βέλτιστη χρήση του αντλιοστασίου για τη μέγιστη δυνατή ενεργειακή αξιοποίηση της αντίστοιχης αιολικής παραγωγής. Εδώ επίσης τίθενται ενδεχόμενοι περιορισμοί άντλησης, π.χ. λόγω ύπαρξης μονού αγωγού, λόγω πλήρους άνω ταμιευτήρα ή λόγω μη-δυνατότητας άμεσης επανεκκίνησης κάποιας αντλίας. Το ενδεχόμενο υπόλοιπο της αιολικής παραγωγής που δεν καθίσταται δυνατό να αντληθεί μπορεί, εφόσον υπάρχει περιθώριο περαιτέρω υποφόρτισης των υδροστροβίλων έως το τεχνικό τους ελάχιστο, να διοχετευθεί απ ευθείας στο δίκτυο, ενώ όση παραμένει ακόμη, απορρίπτεται. Με γνωστή πλέον την τελική ενεργειακή κατανομή του 1λέπτου, ο αλγόριθμος υπολογίζει και αποθηκεύει τα διάφορα ενεργειακά μεγέθη, τον όγκο του νερού στον ταμιευτήρα και τα μέχρι στιγμής έσοδα από την πώληση της παραγωγής. Οι υπολογισμοί συνεχίζονται για το επόμενο δεκάλεπτο, έως το τέλος της ημέρας και επαναλαμβάνονται για όλες τις ημέρες ενός έτους. Υπάρχει επίσης δυνατότητα αυτόματης επαναληπτικής επίλυσης με διαφορετική κάθε φορά τιμή μιας εκ των εξεταζόμενων παραμέτρων, π.χ. της χωρητικότητας ταμιευτήρων. Τέλος, υπολογίζεται το συνολικό κόστος κατασκευής του ΥΒΣ με χρήση εμπειρικών και θεωρητικών εκφράσεων για κάθε ένα από τα κύρια Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 62

63 τμήματά του, και εκτυπώνονται τα αποτελέσματα σε κατάλληλη μορφή για γραφική παρουσίαση και επεξεργασία. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 63

64 Δεδομένα δικτύου, εγκατάστασης, ανεμολογικά, τεχνικά, οικονομικά Υπολογισμός Εγγυημένης Ενέργειας. Υπολογισμός Διαθέσιμης Ενέργειας (συνεκτίμηση πρόβλεψης αιολικής παραγωγής) Διαθέσιμη > Εγγυημένη ενέργεια; ΝΑΙ Προσφορά ενέργειας Βέλτιστη επιλογή υδροστροβίλων ΟΧΙ Δήλωση Φορτίου Προσφορά Εγγυημένης ενέργειας Βέλτιστη επιλογή αντλιών Υπολογισμός υποφόρτισης υδροστροβίλων επόμενης ώρας Βέλτιστη επιλογή υδροστροβίλων Παραγωγή Α/Γ επόμενου δεκαλέπτου Βέλτιστη επιλογή αντλιών και άντληση όσο επιτρέπει ο άνω ταμιευτήρας Έλεγχος δυνατότητας διοχέτευσης υπόλοιπης αιολικής παραγωγής στο δίκτυο Υπολογισμός μεγεθών (ενέργειες, απώλειες, κόστη, όγκος ταμιευτήρων κλπ.) Τέλος 24ώρου ΝΑΙ ΟΧΙ ΟΧΙ Τέλος ώρας Νέα ημέρα ΝΑΙ Σχήμα 5.1-1: Λογικό Διάγραμμα του αλγορίθμου προσομοίωσης λειτουργίας του ΥΒΣ. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 64

65 5.2 Ανάπτυξη ΥΒΣ στην Κρήτη Οι περιπτώσεις ΥΒΣ που μελετήθηκαν Για την Κρήτη η αριθμητική μελέτη και διαστασιολόγηση έγινε για τρεις διαφορετικούς ΥΒΣ με συνολική ισχύ υδροστροβίλων 75 ΜW, 25 MW και 5 ΜW. Τα κύρια μέρη της βασικής διαμόρφωσης των Σταθμών αυτών περιγράφονται στη συνέχεια: Υδροστρόβιλοι: 3 ταυτόσημοι υδροστρόβιλοι Francis, με τεχνικό ελάχιστο 5%. Αντλίες: 4 ίδιες αντλίες μεταβλητών στροφών σε παράλληλη λειτουργία, με τεχνικό ελάχιστο 6%, που αντιστοιχεί σε μείωση στροφών σχεδόν έως το 85% των ονομαστικών. Η μία εκ των αντλιών θεωρείται εφεδρική, ενώ η συνολική ισχύς του αντλιοστασίου (μαζί με την εφεδρική αντλία) διατηρείται ίση με την εγκατεστημένη ισχύ του αιολικού πάρκου του ΥΒΣ. Αγωγοί: Δύο ανεξάρτητοι αγωγοί, ένας προσαγωγής στους υδροστροβίλους και ένας κατάθλιψης των αντλιών. Ταμιευτήρες: Μελετήθηκε παραμετρικά η επίδραση της αξιοποιήσιμης χωρητικότητας των δύο ταμιευτήρων (άνω και κάτω), για σταθερή αιολική παραγωγή. Η διαφορά στάθμης άνω και κάτω ταμιευτήρα ελήφθη σε όλες της περιπτώσεις ίση με 42 ± 1 m. Έτσι, η κανονική παροχή των υδροστροβίλων θα είναι περίπου ανάλογη της ισχύος Ν = ρghqη. Προσεγγιστικά, για βαθμό απόδοσης έστω,87, θα έχουμε (g=9,81, ρ=1): Q N (N σε ΚW, Q σε m 3 /h). Οπότε ο λόγος της χωρητικότητας του ταμιευτήρα προς την εγκατεστημένη ισχύ του υδροστροβίλου αντιστοιχεί στις ώρες επάρκειας του ταμιευτήρα για λειτουργία του ΥΒΣ σε πλήρη ισχύ. Αιολικό πάρκο: Μελετήθηκε παραμετρικά η επίδραση της παραγόμενης ισχύος του αιολικού πάρκου, για σταθερή χωρητικότητα ταμιευτήρων. Σημειώνεται ότι δεν έχουν συνεκτιμηθεί οι απώλειες του αιολικού πάρκου. Αν αυτές εκτιμηθούν σε 1% περίπου, η εγκατεστημένη ισχύς των Α/Γ θα προκύπτει κάθε φορά διαιρώντας δια,9 την παραγόμενη ισχύ (η οποία χρησιμοποιείται σε όλα τα επόμενα διαγράμματα). Εκτός από την παραπάνω βασική διαμόρφωση, μελετήθηκε επίσης και η περίπτωση ΥΒΣ με αναστρέψιμες μηχανές και μονό αγωγό, η οποία έχει μικρότερο κατασκευαστικό κόστος. Στην περίπτωση αυτή οι μηχανές λειτουργούν ως στρόβιλοι Francis σταθερών στροφών, με τεχνικό ελάχιστο 5%, ή ως αντλίες μεταβλητών στροφών, με τεχνικό ελάχιστο ισχύος 6%. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 65

66 Επίσης, διερευνήθηκε η περίπτωση εγκατάστασης υδροστροβίλων δράσης Pelton (αντί για υδροστροβίλους αντίδρασης Francis), οι οποίοι έχουν πολύ χαμηλότερο τεχνικό ελάχιστο, που εδώ ελήφθη ίσο με 2%, καθώς και η περίπτωση χρησιμοποίησης μικρότερης εγκατεστημένης ισχύος άντλησης. Εξετάστηκε ακόμη η περίπτωση λειτουργίας του ΥΒΣ χωρίς υποφόρτιση, δηλαδή χωρίς μείωση του φορτίου των υδροστροβίλων του από τον Διαχειριστή του ΜΔΝ για να μην επηρεασθεί το set-point των άλλων αιολικών (ή σε περίπτωση που δεν υπάρχουν άλλα αιολικά πάρκα στο ΜΔΝ), ώστε να εκτιμηθεί η μείωση στα ετήσια έσοδα που θα προκύψει λόγω της εφαρμογής της υποφόρτισης. Τέλος, έγινε έλεγχος ευαισθησίας των αποτελεσμάτων της υπολογιστικής προσομοίωσης στα ανεμολογικά δεδομένα (χρονοσειρά ισχύος αιολικής παραγωγής), καθώς και στον τρόπο συνυπολογισμού της προβλεπόμενης αιολικής παραγωγής στην Προσφορά του ΥΒΣ. Όλες οι περιπτώσεις που μελετήθηκαν, μαζί με τα αντίστοιχα ποσοτικά μεγέθη, συγκεντρώνονται στον Πίνακα Σημειώνεται ότι οι χωρητικότητες των ταμιευτήρων και οι ισχείς των αιολικών που αναγράφονται στον Πίνακα δεν αντιστοιχούν ακριβώς στις τελικές, βέλτιστες τιμές, αλλά οι μεν είναι αυτές που χρησιμοποιήθηκαν ως σταθερές κατά την παραμετρική μελέτη των δε, και αντιστρόφως. Ισχύς Πίνακας 5.2-1: Οι περιπτώσεις ΥΒΣ που προσομοιώθηκαν. Στρόβιλοι (MW) Αντλίες (MW) Ταμιευτήρες (m 3 ) Αγωγοί Αιολικά (παραγωγή) A1 75 ΜW 3 x 25 4 x 25 1,3x1 6 2, D=3 m 9 ΜW 222,6 A2 75 ΜW 3 x 25 αναστρ. 1 x 25 1,3x1 6 1, D=3 m 9 ΜW 21,4 A3 75 ΜW 3 x 25 Pelton 4 x 25 1,3x1 6 2, D=3 m 9 ΜW 231, A4 75 ΜW 3 x 25 3 x 25 1,3x1 6 2, D=3 m 9 ΜW 214,3 Κόστος (Μ ) B1 25 MW 3 x 83,3 4 x 83,3 4x1 6 2, D=5 m 3 MW 646,8 B2 25 MW 3 x 83,3 αναστρ 1 x 83,3 4x1 6 1, D=5 m 3 MW 589,2 B3 25 MW 3 x 83,3 Pelton 4 x 83,3 4x1 6 2, D=5 m 3 MW 667, Γ1 5 MW 3 x 166,7 4 x 125 6x1 6 2, D=7 m 45 MW 18 Γ2 5 MW 3 x 166,7 1 x 5 6x1 6 2, D=7 m 45 MW 115 Η τιμολόγηση της ενέργειας για την Κρήτη ελήφθη ως εξής (βλ. Κεφ. 4.2): Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 66

67 Παραγωγή αιολικών: Παραγωγή υδροστροβίλων: Κατανάλωση αντλιών 87 / KWh 137 / KWh 81 / KWh Η τιμολόγηση της ισχύος ελήφθη ίση με 13 / Έτος / ΚW εγκατεστημένης ισχύος υδροστροβίλων, έως τα 17 ΜW (μέγιστο Capacity Credit, Κεφ. 4). Το κόστος κατασκευής των ΥΒΣ που αναγράφεται στην τελευταία στήλη του Πίνακα έχει προκύψει ως το άθροισμα του επιμέρους κόστους κάθε τμήματος του Σταθμού, περιλαμβάνοντας: κόστος μελετών και επιβλέψεων κόστος αγοράς και εγκατάστασης ανεμογεννητριών κόστος κατασκευής ταμιευτήρων κόστος αγοράς και εγκατάστασης υδροστροβίλων και γεννητριών κόστος αγοράς και εγκατάστασης αντλιών και κινητήρων κόστος αγοράς και εγκατάστασης αγωγού (ή αγωγών) προσαγωγής του νερού κόστος λοιπών έργων πολιτικού μηχανικού κόστος αγοράς και εγκατάστασης λοιπού ηλεκτρομηχανολογικού εξοπλισμού μεταφορικά εργατικά απρόβλεπτα Για κάθε ένα από τα παραπάνω χρησιμοποιούνται εμπειρικές προσεγγιστικές εκφράσεις υπολογισμού από τη βιβλιογραφία, που είναι συνήθως συναρτήσεις της ονομαστικής ισχύος της μηχανής ή του μεγέθους αναφοράς (π.χ. m 3 για τους ταμιευτήρες). Οι εκφράσεις αυτές μπορεί επίσης να διαφέρουν ανάλογα με τον τύπο της μηχανής (π.χ. υδροστρόβιλος Francis ή Pelton, κινητήρες σταθερών ή μεταβλητών στροφών, αναστρέψιμες μηχανές). Ο τρόπος λειτουργίας του Σταθμού είναι σε όλες τις περιπτώσεις ίδιος, σύμφωνα με την τελική στρατηγική, με δυνατότητα περιορισμού της παραγωγής των υδροστροβίλων έως το 5%. Αυτό αντιστοιχεί στο τεχνικό ελάχιστο των στροβίλων τύπου Francis, ενώ στους στροβίλους τύπου Pelton ο ΥΒΣ έχει τη δυνατότητα περαιτέρω μείωσης του φορτίου έως το 2%. Για την διαμόρφωση της Προσφοράς του Παραγωγού συνυπολογίζεται στον αλγόριθμο μέρος της προβλεπόμενης αιολικής παραγωγή, σύμφωνα με την παρακάτω φόρμουλα: 8 % της προβλεπόμενης έως : έως 8: 5 % της προβλεπόμενης από 8: έως 16: 3 % της προβλεπόμενης από 16: έως 21: % της προβλεπόμενης από 21: έως 24:. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 67

68 Στην περίπτωση όμως του μονού αγωγού με αναστρέψιμες μηχανές (Α2, Β2, Γ2, Πίν ), ένα βέλτιστο και ασφαλές σενάριο βρέθηκε ότι είναι ο συνυπολογισμός του 8% της προβλεπόμενης παραγωγής μόνο έως τις 12: Ετήσια καμπύλη φορτίου χωρίς και με ΥΒΣ 75 ΜW Στο Σχ σχεδιάζεται η δεδομένη καμπύλη φορτίου (ζήτησης) της Κρήτης, προσαρμοσμένη για το έτος 212 (βλ. Κεφ γ), καθώς και η τροποποιημένη καμπύλη φορτίου για τις λοιπές συμβατικές μονάδες, που προκύπτει μετά την εισαγωγή του βασικού ΥΒΣ Α1 (Πίν ), με ταμιευτήρες 1,3x16 m 3. Παρατηρείται ότι η λειτουργία του ΥΒΣ εξομαλύνει αισθητά τις αιχμές του φορτίου τις περισσότερες ημέρες του έτους, εκτός από ορισμένες περιόδους πολύ χαμηλής αιολικής παραγωγής (π.χ. κατά τις ώρες , Σχ ), όπου δεν παρέχει καθόλου παραγωγή από τον ΥΒΣ. Στο ίδιο διάγραμμα σχεδιάζεται με διακεκομμένη οριζόντια γραμμή και το όριο παροχής εγγυημένης ισχύος, που για τον υπό εξέταση ΥΒΣ βρίσκεται στα 745 ΜW (μέγιστο φορτίο 82 ΜW 75 ΜW). Όπως φαίνεται στο διάγραμμα, ελάχιστες είναι οι ημέρες που η ζήτηση υπερβαίνει το όριο αυτό, επομένως η απαιτούμενη εγγυημένη ισχύς και ενέργεια είναι πολύ μικρή (,75 GWh / έτος). Ακόμη λιγότερες (μόλις 3 στο έτος, Σχ ) είναι οι ημέρες που απαιτείται άντληση με κατανάλωση από το δίκτυο, αφού για να συμβεί αυτό θα πρέπει η υπέρβαση του ορίου ζήτησης να συνδυαστεί και με πολύ χαμηλή αιολική παραγωγή. Παρατηρείται επίσης σε ορισμένες περιόδους υψηλής αιολικής παραγωγής ότι ο υδροστρόβιλος απαιτείται να λειτουργεί πολλές ώρες ή ακόμη και καθ όλο το 24ώρο προκειμένου να απορροφηθεί η προσφερόμενη ενέργεια, καθώς ο ταμιευτήρας που θεωρείται εδώ έχει επάρκεια περίπου 2 ώρες για πλήρη ισχύ. Αυτό προκαλεί μια περαιτέρω μείωση των ελάχιστων τιμών της καμπύλης φορτίου κατά τις νυχτερινές ώρες, οι οποίες όμως παραμένουν πάνω από το επιτεύξιμο κατώτατο όριο, σύμφωνα με τα τεχνικά ελάχιστα των μονάδων βάσης συνεχούς λειτουργίας (περίπου 2 MW). Στην περίπτωση του ΥΒΣ Α2 (με μονό αγωγό) η παραγωγή του υδροστροβίλου περιορίζεται μόνο στη διάρκεια της ημέρας και κυρίως κατά τις περιόδους των αιχμών ζήτησης (Σχ ), καθώς είναι απαραίτητη η διάθεση αρκετών ωρών για πλήρωση του ταμιευτήρα με άντληση. Ενδεχόμενη αύξηση της προσφοράς του ΥΒΣ πάνω από αυτή που υπολογίζεται με το σενάριο πρόβλεψης που χρησιμοποιήθηκε (παρ ) προκαλεί την εμφάνιση περιπτώσεων μη-επάρκειας του ταμιευτήρα και μη-ικανοποίησης της προσφοράς, οι οποίες είναι τόσο συχνότερες όσο μικρότερο είναι το μέγεθος του ταμιευτήρα. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 68

69 Load (MW) Time (hours) Σχήμα 5.2-1: Ετήσιες καμπύλες φορτίου χωρίς και με λειτουργία του ΥΒΣ Αναφοράς Α1. Initial load curve Plant production Pumping from grid Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 69

70 Load (MW) Time (hours) Initial load curve Plant production Pumping from grid Σχήμα 5.2-2: Ετήσιες καμπύλες φορτίου χωρίς και με λειτουργία του Σταθμού Α2 (μονός αγωγός, αναστρέψιμες μηχανές). Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 7

71 5.2.3 Ετήσια χρονοσειρά διακύμανσης χαρακτηριστικών μεγεθών του ΥΒΣ 75 MW Στα ετήσια διαγράμματα λειτουργίας που σχεδιάζονται στα Σχήματα έως φαίνεται η μεταβολή των ακόλουθων ημερήσιων μεγεθών: E wind E E E W > Pumps E W > Grid E Hydro E P < grid E P < wind V R BA wind BA hydro Net incomes Ημερήσια παραγόμενη αιολική ενέργεια Συνολική παραγόμενη ενέργεια από τον ΥΒΣ. Αιολική ενέργεια που χρησιμοποιείται για άντληση Αιολική ενέργεια που παρέχεται απ ευθείας στο δίκτυο. Ενέργεια που παράγεται στους υδροστροβίλους Ενέργεια που καταναλώνεται από το δίκτυο για άντληση Ενέργεια αιολική που χρησιμοποιείται για άντληση Ποσοστό πλήρωσης του άνω ταμιευτήρα Βαθμός αξιοποίησης της παραγόμενης αιολικής ενέργειας Συνολικός βαθμός απόδοσης της παραγωγής των υδροστροβίλων Καθαρά ημερήσια έσοδα (πώληση ενέργειας αγορά για άντληση). Η ημερησίως παραγόμενη ενέργεια Ε Ε παρακολουθεί σε όλες τις περιπτώσεις τη διακύμανση της παραγόμενης αιολικής ενέργειας, είναι όμως σημαντικά μειωμένη στην περίπτωση του ΥΒΣ Α2 με μονό αγωγό (Σχ ). Συγκρίνοντας τα Σχ και διαπιστώνεται ότι όταν δεν υπάρχει υποφόρτιση των υδροστροβίλων (Σχ ), η παραγωγή του ΥΒΣ είναι αυξημένη κυρίως κατά τις περιόδους πολύ υψηλής αιολικής παραγωγής, οπότε και ο περιορισμός ισχύος θα ήταν σημαντικός. Αντίθετα, ο ΥΒΣ Α3 με υδροστροβίλους Pelton (Σχ ) δεν παρουσιάζει καμία ορατή διαφορά στην παραγόμενη ενέργεια, σε σχέση με τον βασικό Σταθμό Α1. Η αξιοποίηση της αιολικής παραγωγής, E W > Pumps, φαίνεται να είναι σχεδόν πλήρης στην υποθετική περίπτωση λειτουργίας του Α1 χωρίς υποφόρτιση υδροστροβίλων ισχύος (Σχ ), ενώ στην κανονική λειτουργία υπάρχει ένα μικρό ποσοστό απόρριψης κατά τις περιόδους υψηλής αιολικής παραγωγής (Σχ ). Σημειώνεται ότι ο βαθμός αξιοποίησης αιολικής ενέργειας, ΒΑ wind, που σχεδιάζεται επίσης στα Σχήματα αυτά εμφανίζει απότομες μειώσεις, έως και μηδενικές τιμές, μόνο όταν η αιολική παραγωγή είναι πολύ μικρή, ή μικρότερη από το τεχνικό ελάχιστο του αντλιοστάσιου. Όπως είναι αναμενόμενο, πολύ αυξημένη προκύπτει η απόρριψη της αιολικής ισχύος στην περίπτωση του Σταθμού Α2 (μονός αγωγός, Σχ ), καθώς η δυνατότητα διοχέτευσής της απ ευθείας στο δίκτυο (E W > Grid ) μειώνοντας το φορτίο των ενταγμένων υδροστροβίλων είναι περιορισμένη, λόγω του εφαρμοζόμενου περιορισμού ισχύος. Τέλος, στον Σταθμό Α3 η απορριπτόμενη αιολική παραγωγή δεν διαφέρει από αυτήν του Σταθμού Α1, αλλά αξιοποιώντας τη Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 71

72 δυνατότητα μείωσης του φορτίου στο 2%, ένα ποσοστό της αιολικής παραγωγής κατά τις περιόδους υψηλού αιολικού δυναμικού διοχετεύεται απ ευθείας στο δίκτυο (Σχ ). Η λειτουργία αυτή προκύπτει ότι είναι πλέον συμφέρουσα από ενεργειακής πλευράς, ενώ έχει πολύ μικρή επίδραση στα οικονομικά αποτελέσματα του ΥΒΣ, επειδή στις περιόδους αυτές ο άνω ταμιευτήρας είναι σχεδόν γεμάτος (V R, Σχ ). Αντίθετα, η αιολική ενέργεια που διοχετεύεται απ ευθείας στο δίκτυο (E W > Grid ) είναι ελάχιστη στην περίπτωση του βασικού Σταθμού Α1, καθώς όταν υπάρχει υποφόρτιση δεν είναι δυνατή η περαιτέρω σημαντική μείωση του φορτίου των ενταγμένων υδροστροβίλων (Σχ ), ενώ χωρίς υποφόρτιση σχεδόν όλη χρησιμοποιείται για άντληση (Σχ ). Το ποσοστό πλήρωσης, V R, του άνω ταμιευτήρα ακολουθεί γενικά τις διακυμάνσεις της αιολικής παραγωγής. Ο ταμιευτήρας αξιοποιείται πλήρως στους Σταθμούς Α1 και Α3 (Σχ και 5.2-6), αλλά μόνο μερικώς στις άλλες δύο περιπτώσεις που εξετάστηκαν (Σχ , 5.2-5). Επομένως, στις τελευταίες θα ήταν επαρκής η χρήση μικρότερων ταμιευτήρων περίπου μισής χωρητικότητας. Φαίνεται λοιπόν ότι η υποφόρτιση των υδροστροβίλων, εκτός από τη μείωση της παραγωγής και των εσόδων του ΥΒΣ, καθιστά αναγκαία και την κατασκευή μεγαλύτερων ταμιευτήρων. Σε όλους του ΥΒΣ που μελετήθηκαν η ανάγκη για άντληση από το δίκτυο, E P < grid, είναι σχεδόν μηδενική (Σχ έως 5.2-6), εφόσον οι ημέρες που απαιτείται εγγυημένη ισχύς είναι ελάχιστες (Σχ ). Ο συνολικός βαθμός απόδοσης των υδροστροβίλων, BA hydro, στον οποίο συνυπολογίζονται και οι απώλειες στον αγωγό προσαγωγής, είναι γύρω στο 85% για τον Σταθμό Α1 με και χωρίς υποφόρτιση υδροστροβίλων (Σχ και 5.2.5), αφού ο τελευταίος είναι σχετικά μικρός και όχι συχνός. Αντίθετα, ο βαθμός απόδοσης μειώνεται στους Σταθμούς Α2 και Α3 (Σχ και 5.2-6), στο μεν πρώτο επειδή οι υδροστρόβιλοι Francis λειτουργούν σε μικρότερο φορτίο ώστε ένα ποσοστό της αιολικής παραγωγής να διοχετεύεται απ ευθείας στο δίκτυο αντί να απορρίπτεται, στο δε δεύτερο επειδή οι υδροστρόβιλοι Pelton έχουν μικρότερο βαθμό απόδοσης από τους αντίστοιχους Francis. Τέλος, όσον αφορά στα καθαρά έσοδα του ΥΒΣ (Net incomes), όπως αναμένεται μεγιστοποιούνται στην περίπτωση που δεν υπάρχει υποφόρτιση (Σχ ) και ελαχιστοποιούνται στην περίπτωση Σταθμού Α2 (Σχ ). Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 72

73 MWh / day MWh / day MWh / day MWh / day (%) (%) Time (days) Time (days) Time (days) Time (days) Time (days) 9 Time (days) Net incomes 36 BA hydro E Wind E E E W > Pumps E W > Grid E Wind E Hydro E E E P < grid E P < wind V R (%) BA wind / day Σχήμα 5.2-3: Ετήσιο διάγραμμα λειτουργίας του Σταθμού Αναφοράς Α1. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 73

74 MWh / day MWh / day MWh / day MWh / day (%) (%) Time (days) Time (days) Time (days) Time (days) Time (days).7 BA hydro 9 Time (days) Net incomes 36 E Wind E E E W > Pumps E W > Grid E Wind E Hydro E E E P < grid E P < wind V R (%) BA wind / day Σχήμα 5.2-4: Ετήσιο διάγραμμα λειτουργίας του Σταθμού Α2 (μονός αγωγός, αναστρέψιμες μηχανές). Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 74

75 MWh / day MWh / day MWh / day MWh / day (%) (%) Time (days) Time (days) Time (days) Time (days) Time (days).7 BA hydro 9 Time (days) Net incomes 36 E Wind E E E W > Pumps E W > Grid E Wind E Hydro E E E P < grid E P < wind V R (%) BA wind / day Σχήμα 5.2-5: Ετήσιο διάγραμμα λειτουργίας του Σταθμού Αναφοράς Α1, χωρίς υποφόρτιση. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 75

76 MWh / day MWh / day MWh / day MWh / day (%) (%) Time (days) Time (days) Time (days) Time (days) Time (days).7 BA hydro 9 Time (days) Net incomes 36 E Wind E E E W > Pumps E W > Grid E Wind E Hydro E E E P < grid E P < wind V R (%) BA wind / day Σχήμα 5.2-6: Ετήσιο διάγραμμα λειτουργίας του Σταθμού Α3 (υδροστρόβιλοι Pelton). Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 76

77 5.2.4 Αποτελέσματα εβδομαδιαίας λειτουργίας του ΥΒΣ 75 ΜW Ενδεικτικά εβδομαδιαία αποτελέσματα κατά τη λειτουργία του Σταθμού Α1 και του Α2 δίνονται και συγκρίνονται στα Σχ και Η πρώτη εβδομάδα επιλέχθηκε έτσι ώστε να υπάρχει τις περισσότερες ημέρες μεγάλη αιολική παραγωγή, ενώ η ζήτηση είναι μέση. Στην περίπτωση αυτή επιβάλλεται περιορισμός της ισχύος και των δύο των Σταθμών (υποφόρτιση), ώστε να μην επηρεαστούν τα υπόλοιπα αιολικά του νησιού, που το μεγαλύτερο διάστημα φθάνει στο μέγιστο (5%, Σχ α,β). Τρεις από τις τέσσερις αντλίες του Σταθμού Α1 λειτουργούν συνεχώς όσο η αιολική παραγωγή βρίσκεται πάνω από το τεχνικό ελάχιστο του αντλιοστασίου, ενώ η τέταρτη ενεργοποιείται μόνο περιοδικά, όταν δημιουργείται ένα περιθώριο στον άνω ταμιευτήρα, που διατηρείται σχεδόν γεμάτος τις πρώτες τρεις ημέρες (Σχ α). Στα ενδιάμεσα διαστήματα απορρίπτεται ένα ποσοστό της αιολικής ενέργειας. Στις υπόλοιπες ημέρες που μειώνεται η στάθμη του ταμιευτήρα η απόρριψη είναι αμελητέα (Σχ α). Στον Σταθμό Α2 (με μονό αγωγό) το αντλιοστάσιο λειτουργεί κατά βάση μόνο κατά τις νυχτερινές ώρες, και σε μία περίπτωση και την ημέρα (5 η ημέρα, Σχ β), όσο δεν υπάρχει παραγωγή. Εφόσον ο ταμιευτήρας δεν είναι γεμάτος, απορροφάται ολόκληρη η αιολική παραγωγή για άντληση, ολόκληρη όμως και απορρίπτεται κατά της ώρες λειτουργίας του υδροστροβίλου (Σχ β). Έτσι η συνολικά απορριπτόμενη ενέργεια είναι τώρα πολύ περισσότερη. Τέλος, παρατηρείται ότι επειδή όταν μειώνεται η ισχύς των αιολικών μειώνεται και η υποφόρτιση, δημιουργούνται περιθώρια διοχέτευσης απ ευθείας στο δίκτυο μιας περιορισμένης ποσότητας αιολικής παραγωγής, λειτουργώντας τους υδροστροβίλους στο τεχνικό τους ελάχιστο (κίτρινες περιοχές, Σχ β). Η δεύτερη εβδομάδα επιλέχθηκε έτσι ώστε να υπάρχει μέση προς χαμηλή αιολική παραγωγή, με παράλληλη αυξανόμενη ζήτηση φορτίου. Για τον συνδυασμό αυτόν υποφόρτιση των υδροστροβίλων εφαρμόζεται μόνο για λίγες ώρες τις δύο πρώτες ημέρες (Σχ ). Η στάθμη του ταμιευτήρα διατηρείται κάτω από τη μέγιστη, έτσι ολόκληρη η αιολική παραγωγή αξιοποιείται στον Σταθμό Α1, εκτός όταν συμβαίνει να είναι μικρότερη του τεχνικού ελαχίστου του αντλιοστασίου και να μην λειτουργεί ούτε ο υδροστρόβιλος (Σχ α), Τη δεύτερη εβδομάδα στον Σταθμό Α2 οι υδροστρόβιλοι λειτουργούν σχεδόν συνεχώς στο τεχνικό τους ελάχιστο, αφού όταν δεν υπάρχει υποφόρτιση η παραγωγή συμπληρώνεται με αιολική ενέργεια, που διαφορετικά θα απορριπτόταν (Σχ β). Ακόμη και τότε όμως συνήθως δεν μπορεί να απορροφηθεί ολόκληρη η αιολική παραγωγή (3 η - 6 η ημέρα, Σχ β), και έτσι οι αθροιστικές απώλειες είναι σημαντικές. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 77

78 Power (KW) Power (KW) Power (KW) Time (hours) Time (hours) Time (hours) P Wind 8 P W GR Time (hours) Time (hours) (α).8.6 P Load P Grid P E P H P W P P P P D P W LOST.4.2 V (%) R Power (KW) Power (KW) Power (KW) Time (hours) Time (hours) Time (hours) P Wind 8 P W GR Time (hours) (β) Time (hours).8.6 P Load P Grid P E P H P W P P P P D P W LOST.4.2 V (%) R Σχήμα 5.2-7: Προσομοίωση λειτουργίας σε εβδομάδα υψηλής αιολικής παραγωγής: α) Σταθμός Α1 και β) Σταθμός Α2. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 78

79 Power (KW) Power (KW) Power (KW) Time (hours) Time (hours) Time (hours) P Wind 8 P W GR Time (hours) Time (hours) (α).8.6 P Load P Grid P E P H P W P P P P D P W LOST.4.2 V (%) R Power (KW) Power (KW) Power (KW) Time (hours) Time (hours) Time (hours) P Wind 8 P W GR Time (hours) (β) Time (hours).8.6 P Load P Grid P E P H P W P P P P D P W LOST.4.2 V (%) R Σχήμα 5.2-8: Προσομοίωση λειτουργίας σε εβδομάδα μέσης αιολικής παραγωγής: α) Σταθμός Α1 και β) Σταθμός Α2. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 79

80 5.2.5 Αποτελέσματα ετήσιας λειτουργίας ΥΒΣ 75 ΜW Επίδραση μεγέθους ταμιευτήρα Στα Σχήματα έως παρουσιάζονται διάφορα χαρακτηριστικά μεγέθη που προκύπτουν από την προσομοίωση της λειτουργίας του ΥΒΣ για διάστημα ενός έτους. Στα δύο πρώτα διαγράμματα κάθε Σχήματος δίνονται τα καθαρά ετήσια έσοδα από την πώληση μείον την αγορά ηλεκτρικού ρεύματος και συν τα έσοδα από τη διαθεσιμότητα ισχύος, σε Μ (net incomes per year) και ανοιγμένα στο συνολικό κόστος κατασκευής ολόκληρης της μονάδας (incomes/plant total cost). Στα επόμενα διαγράμματα δίνονται διάφορα ενεργειακά μεγέθη σε GWh. Η καθαρή παραγόμενη ενέργεια (net produced energy) αντιπροσωπεύει τη διαφορά μεταξύ της ενέργειας που παρέχεται στο δίκτυο από τους υδροστροβίλους και από το αιολικό πάρκο, μείον την ενέργεια που καταναλώνεται κατά τις ώρες νυχτερινής άντλησης. Στα δύο τελευταία διαγράμματα κάθε Σχήματος δίνονται δύο δείκτες απόδοσης του ΥΒΣ: Αριστερά σχεδιάζεται ο συνολικός βαθμός απόδοσης του συστήματος αντλησιοταμίευσης (αντλία, στρόβιλος και σωληνώσεις), και δεξιά ο συνολικός βαθμός αξιοποίησης της αιολικής παραγωγής, που εκφράζεται με τον λόγο της καθαρής παραγόμενης ενέργειας προς την συνολική παραγωγή του αιολικού πάρκου. Σημειώνεται ότι σε κάθε περίπτωση υπάρχει μια ελάχιστη τιμή της χωρητικότητας του ταμιευτήρα, κάτω της οποίας αρχίζουν να προκαλούνται περιπτώσεις μη-ικανοποίησης της προσφοράς ισχύος, λόγω έλλειψης νερού. Στο Σχήμα συγκρίνεται ο βασικός ΥΒΣ Α1 με τον Α2 (μονού αγωγού). Τα έσοδα του Α1 αυξάνουν με την χωρητικότητα των ταμιευτήρων, όμως η καμπύλη αυτή εμφανίζει μια αλλαγή κλίσης περίπου στα 1,3x1 6 m 3, όπου και μεγιστοποιείται το κριτήριο αποδοτικότητας (Incomes/Plant cost), που σχεδιάζεται στο γειτονικό διάγραμμα. Για μεγαλύτερο μέγεθος ταμιευτήρα η αύξηση των εσόδων αντισταθμίζεται από την αύξηση του κόστους κατασκευής του ταμιευτήρα. Το βέλτιστο αυτό μέγεθος είναι πολύ μικρότερο για τον ΥΒΣ Α2 (περίπου στα,9x1 6 m 3 ), αλλά πολύ χαμηλότερα είναι τα αντίστοιχα έσοδα, τόσο σε απόλυτες τιμές όσο και αδιάστατα. Όπως έχει αναφερθεί προηγουμένως, στον Σταθμό Α2 είναι αυξημένη η ποσότητα της αιολικής παραγωγής που διοχετεύεται απ ευθείας στο δίκτυο (περίπου 2 GWh, Σχ ), αλλά παρόλα αυτά παραμένει πολύ υψηλή η απορριπτόμενη ενέργεια, δίνοντας ενεργειακό βαθμό αξιοποίησης μικρότερο από 4%. Αντίθετα, οι ενεργειακές απώλειες είναι πολύ μικρότερες στον βασικό Σταθμό Α1, λόγω της δυνατότητας ταυτόχρονης άντλησης και παραγωγής αλλά και μεγαλύτερης παραγωγής συνολικά στους υδροστροβίλους. επιτυγχάνοντας πολύ πιο ικανοποιητικό βαθμό αξιοποίησης της αιολικής παραγωγής, άνω του 6% για ταμιευτήρα μεγέθους τουλάχιστον 1,3x1 6 m 3. Στο Σχήμα παρατηρείται ότι η ενδεχόμενη λειτουργία του Σταθμού Α1 χωρίς υποφόρτιση υδροστροβίλων θα έχει ως συνέπεια όχι μόνο την αύξηση των εσόδων κατά 5% περίπου, αλλά και μια ουσιαστική μείωση του βέλτιστου μεγέθους ταμιευτήρα κάτω από τα 1 6 m 3. Επίσης, η απορριπτόμενη ενέργεια μειώνεται σημαντικά, δίνοντας συνολική αξιοποίηση της παραγωγής περίπου 67%. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 8

81 Η καθαρή παραγόμενη ενέργεια στην περίπτωση χρησιμοποίησης υδροστροβίλων Pelton (Α3) αντί για Francis παραμένει ίδια, καθώς η μικρή μείωση της παραγόμενης στον υδροστρόβιλο ισοδυναμεί με την ποσότητα που διοχετεύεται απ ευθείας στο δίκτυο (Σχ ). Παρ όλα αυτά, τα οικονομικά αποτελέσματα του ΥΒΣ είναι λίγο μειωμένα, εξ αιτίας του κατά τι μικρότερου βαθμού απόδοσης και του μεγαλύτερου κόστους που έχει ο τύπος αυτός υδροστροβίλου σε σχέση με έναν Francis ίσης ονομαστικής ισχύος. Στο Σχ παρουσιάζεται και η περίπτωση χρησιμοποίησης μικρότερης αντλητικής ισχύος, ίσης με το 75% του βασικού Σταθμού Α1 (δηλαδή χρήση 3 αντί 4 αντλιών, Α4, Πιν ). Εδώ, παρόλο που υπάρχει μια μικρή, αναμενόμενη μείωση του ποσοστού εκμετάλλευσης της αιολικής παραγωγής και της καθαρής παραγόμενης ενέργειας, το κριτήριο αποδοτικότητας του ΥΒΣ αυξάνει ελαφρώς και μεγιστοποιείται σε λίγο μικρότερο μέγεθος ταμιευτήρα, 1,2x1 6 m 3 (Σχ ), λόγω του μειωμένου κόστους του αντλιοστασίου. Η λειτουργία του βασικού ΥΒΣ Α1 προσομοιώθηκε επίσης και για μια διαφορετική χρονοσειρά αιολικής παραγωγής, και πάλι από την Κρήτη αλλά σε άλλο ημερολογιακό έτος (23), προκειμένου να διαπιστωθεί η ευαισθησία των προηγούμενων συμπερασμάτων στις ετήσιες μεταβολές του αιολικού δυναμικού. Η συνολική αιολική παραγωγή είναι σχεδόν ίδια (314 GWh, έναντι 32 GWh της αρχικής), αλλά η κατανομή της είναι διαφορετική. Στα αποτελέσματα του Σχ παρατηρείται ότι τα ενεργειακά και οικονομικά αποτελέσματα του ΥΒΣ προκύπτουν μειωμένα κατά περίπου 5% με τη νέα χρονοσειρά (2% λόγω της μικρότερης συνολικά παραγωγής), αλλά η μορφή όλων των καμπυλών είναι ίδια και το βέλτιστο μέγεθος ταμιευτήρα παραμένει στα 1,3x1 6 m 3. Δοκιμάστηκε επίσης η επίδραση που μπορεί να έχει στα αποτελέσματα η μέθοδος συνυπολογισμού της προβλεπόμενης αιολικής παραγωγής στην προσφορά του ΥΒΣ, που εφαρμόζεται κατά την προσομοίωση της λειτουργίας του. Αντί για την βαθμιδωτή φόρμουλα που αναφέρεται στην Παρ , λαμβάνεται το 8 % της προβλεπόμενης αιολικής παραγωγής μόνο έως τις 1: της επόμενης ημέρας. Επειδή η φόρμουλα αυτή είναι πιο συντηρητική, στα αποτελέσματα του Σχ παρατηρείται μια μικρή μείωση στα καθαρά έσοδα, ενώ η αδιάστατη καμπύλη εσόδων (κριτήριο αποδοτικότητας) μεγιστοποιείται για αρκετά μεγαλύτερο ταμιευτήρα, περίπου 1,6x1 6 m 3, χωρίς όμως σημαντική απόκλιση από τη βασική. Τα αποτελέσματα αυτά υποδεικνύουν ότι η δυνατότητα ακριβέστερης πρόβλεψης της αιολικής παραγωγής μπορεί να βελτιώσει τα οικονομικά αποτελέσματα ενός ΥΒΣ, για δεδομένη χωρητικότητα ταμιευτήρων. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 81

82 net incomes per year (M ) Station A1 single pipe Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Incomes / Plant total cost Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Total wind park production = 32 GWh Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy =,75 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy efficiency (Net/Wind) Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Σχήμα 5.2-9: Σύγκριση ετήσιων μεγεθών του Σταθμού Αναφοράς A1 και του Σταθμού A2. Επίδραση χωρητικότητας ταμιευτήρα. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 82

83 net incomes per year (M ) Station A1 free production Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Incomes / Plant total cost Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Total wind park production = 32 GWh Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy =,75 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy efficiency (Net/Wind) Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Σχήμα 5.2-1: Σύγκριση ετήσιων μεγεθών του Σταθμού Αναφοράς A1, για λειτουργία με και χωρίς υποφόρτιση. Επίδραση χωρητικότητας ταμιευτήρα. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 83

84 net incomes per year (M ) Station A1 Pelton turbines Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Incomes / Plant total cost Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Total wind park production = 32 GWh Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy =,75 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy efficiency (Net/Wind) Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Σχήμα : Σύγκριση ετήσιων μεγεθών του Σταθμού Αναφοράς Α1 με τον Α3 (στρόβιλοι Pelton). Επίδραση χωρητικότητας ταμιευτήρα. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 84

85 net incomes per year (M ) Base Case 3 pumps Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Incomes / Plant cost Total wind park production = 32 GWh Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy =,75 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Energy efficiency (Net/Wind) Σχήμα : Σύγκριση ετήσιων μεγεθών του Σταθμού Α1 με τον Α4 (3 εγκατεστημένες αντλίες). Επίδραση χωρητικότητας ταμιευτήρα. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 85

86 net incomes per year (M ) Base Case Other wind data Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Total wind park production: Base = 32 GWh, Other = 314 GWh.16 Incomes / Plant cost Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy =,75 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Energy efficiency (Net/Wind) Σχήμα : Σύγκριση ετήσιων μεγεθών του Σταθμού Αναφοράς Α1, για δύο διαφορετικές χρονοσειρές αιολικής παραγωγής. Επίδραση χωρητικότητας ταμιευτήρα. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 86

87 net incomes per year (M ) Base Case Other wind estimation Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Total wind park production: Base = 32 GWh, Other = 314 GWh.16 Incomes / Plant cost Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy =,75 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Energy efficiency (Net/Wind) Σχήμα : Σύγκριση ετήσιων μεγεθών του Σταθμού Α1, για δύο διαφορετικές μεθόδους πρόβλεψης της ημερήσιας αιολικής παραγωγής. Επίδραση χωρητικότητας ταμιευτήρα. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 87

88 5.2.6 Αποτελέσματα ετήσιας λειτουργίας Επίδραση μεγέθους αιολικού πάρκου Στο Σχ παρουσιάζεται και συγκρίνεται η επίδραση της ισχύος του αιολικού πάρκου στα αποτελέσματα των Σταθμών Α1 και Α2, για σταθερό όγκο ταμιευτήρα (Πίν ). Αύξηση της εγκατεστημένης ισχύος του αιολικού πάρκου προκαλεί αντίστοιχη αύξηση των καθαρών ετήσιων εσόδων και της παραγόμενης ενέργειας και στους δύο ΥΒΣ, αλλά και ανάλογη αύξηση της απορριπτόμενης αιολικής παραγωγής και μείωση του ενεργειακού βαθμού απόδοσης (Σχ ). Έτσι, ο οικονομικός δείκτης της επένδυσης (έσοδα προς κόστος κατασκευής) αρχίζει να μειώνεται πάνω από τα 8 ΜW για τον Α1, καθώς η αύξηση των εσόδων αντισταθμίζεται από την αύξηση του κόστους του αιολικού πάρκου. Για τον Σταθμό Α2 φαίνεται ότι η βέλτιστη ισχύς είναι μόλις 5 ΜW ή και μικρότερη, εκεί δηλαδή που μεγιστοποιείται και η ενεργειακή απόδοση. Αντιθέτως, στον Σταθμό Α1 το βέλτιστο οικονομικό σημείο δεν ταυτίζεται με το βέλτιστο ενεργειακό (~7-8 ΜW και ~5 ΜW αντιστοίχως). Οι ενεργειακές απώλειες λόγω απόρριψης αρχίζουν να αυξάνουν γρήγορα πάνω από τα 8 MW, οπότε, αυτό μπορεί να θεωρηθεί ως ένα βέλτιστο άνω όριο, για όσο το δυνατό μεγαλύτερη ενεργειακή παραγωγή με ικανοποιητικό βαθμό εκμετάλλευσης των αιολικών. Για απώλειες του αιολικού πάρκου της τάξης του 1%, το αποτέλεσμα αυτό αντιστοιχεί σε εγκατεστημένη ισχύ ανεμογεννητριών περίπου 9 MW. Επειδή η παραπάνω επιλογή για την ισχύ των αιολικών είναι μικρότερη από αυτήν που χρησιμοποιήθηκε στην παραμετρική μελέτη της επίδρασης της χωρητικότητα των ταμιευτήρων (8 έναντι 9 MW), η παραμετρική αυτή μελέτη επαναλήφθηκε για την νέα επιλογή ισχύος Α/Γ. Τα αποτελέσματα σχεδιάζονται στο Σχ , από τα οποία φαίνεται καθαρά ότι το βέλτιστο μέγεθος ταμιευτήρα προκύπτει και αυτό λίγο μικρότερο, στα 1,2x1 6 m 3 αντί για 1,3x1 6 m 3 που θεωρήθηκε αρχικά (Πίν ). Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 88

89 net incomes per year (M ) Station A1 single pipe Wind generators (MW) Incomes / Plant total cost Wind generators (MW) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy =,75 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Wind generators (MW) Energy efficiency (Net/Wind) Wind generators (MW) Σχήμα : Σύγκριση ετήσιων μεγεθών του Σταθμού Αναφοράς Α1 και του Σταθμού Α2. Επίδραση ισχύος αιολικού πάρκου. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 89

90 net incomes per year (M ) Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Incomes / Plant total cost Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Total wind park production = 284,3 GWh Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy =,75 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy efficiency (Net/Wind) Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Σχήμα : Ετήσια μεγέθη για τη βέλτιστη διαμόρφωση ΥΒΣ 75 ΜW. Επίδραση χωρητικότητας ταμιευτήρα. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 9

91 5.2.7 Αποτελέσματα για ΥΒΣ 25 ΜW Η ετήσια καμπύλη φορτίου της Κρήτης, όπως διαμορφώνονται μετά την εισαγωγή του Σταθμού Β1 25 ΜW σχεδιάζεται στο Σχ Επειδή παρά το μεγάλο μέγεθος του Σταθμού το capacity credit παραμένει στα 17 MW, οι περιπτώσεις που απαιτείται πρόσθετη άντληση από το δίκτυο παραμένουν λίγες και η συνολική ενέργεια που καταναλώνεται δεν ξεπερνά το 5% της καθαρής παραγόμενης σε ετήσια βάση. Από την άλλη μεριά, αρκετές φορές η προσφορά του Σταθμού είναι πολύ μεγάλη, με αποτέλεσμα να παράγει ολόκληρο το 24ωρο. Σε όλες σχεδόν αυτές τις περιπτώσεις η προσφορά του ΥΒΣ απορροφάται ολόκληρη χωρίς να παραβιάζεται το τεχνικό ελάχιστο των συμβατικών μονάδων βάσης, ενίοτε όμως δημιουργούνται βαθειές κοιλάδες στην καμπύλη φορτίου κατά τις νυχτερινές ώρες (Σχ ). Στο ετήσιο διάγραμμα λειτουργίας του Σχ φαίνεται ότι ο ΥΒΣ αξιοποιεί μεγάλο μέρος της αιολικής παραγωγής, εκτός των περιπτώσεων πολύ υψηλού αιολικού δυναμικού, όπου εφαρμόζεται υποφόρτιση των ενταγμένων υδροστροβίλων και έτσι δεν μπορεί να διατηρηθεί επαρκής χώρος στον άνω ταμιευτήρα. Παρατηρείται επίσης μια έντονη διακύμανση της στάθμης του ταμιευτήρα, ο οποίος γεμίζει και αδειάζει πλήρως αρκετές φορές κατά τη διάρκεια του έτους, παρακολουθώντας τις μεταβολές του αιολικού δυναμικού. Στα διαγράμματα του Σχ συγκρίνονται τα ενεργειακά και οικονομικά αποτελέσματα του Σταθμού Β1 με την περίπτωση μονού αγωγού (Σταθμός Β2, Πίν ). Η συμπεριφορά των δύο ΥΒΣ είναι ανάλογη εκείνης των μικρότερων Σταθμών Α1 και Α2 (βλ. Σχ ). Η καθαρή παραγόμενη ενέργεια είναι διπλάσια στον Β1 από ότι στον Β2, ο οποίος εμφανίζει πολύ μεγάλο ποσοστό απόρριψης, και το ίδιο ισχύει και για τον βαθμό αξιοποίησης της αιολικής ενέργειας (energy efficiency, Σχ ). Ο βαθμός απόδοσης της αντλησιοταμίευσης του Β1 είναι τώρα πάνω από 7%, λόγω του μεγαλύτερου μεγέθους των μηχανών. Τέλος, η καμπύλη του κριτηρίου αποδοτικότητας (Incomes/Plant cost) δεν εμφανίζει μέγιστο και εξακολουθεί να αυξάνει όσο μεγαλώνει ο ταμιευτήρας. Όμως, η κλίση της μειώνεται πολύ για χωρητικότητα άνω των 4x1 6 m 3, η οποία μπορεί έτσι να θεωρηθεί ως ένα ρεαλιστικό όριο. Η εφαρμογή του περιορισμού ισχύος επιφέρει και εδώ μικρή μείωση της τάξης του 1% στα έσοδα του Σταθμού Β1 (Σχ ), και σε αυτόν οφείλεται, όπως αναφέρθηκε προηγουμένως, το σύνολο σχεδόν της απορριπτόμενης αιολικής ενέργειας, καθώς και η ανάγκη για μεγαλύτερο ταμιευτήρα. Η επίδραση της χρήσης υδροστροβίλων τύπου Pelton μελετήθηκε και σε αυτό το μέγεθος ΥΒΣ για λόγους πληρότητας (Σχ ), και βρέθηκε πολύ μικρή, όπως και στην περίπτωση του Α1 (Σχ ). Τέλος, στο Σχ παρουσιάζονται τα αποτελέσματα της παραμετρικής μελέτης επίδρασης της ισχύος του αιολικού πάρκου, για τον Σταθμό Β1 με και χωρίς υποφόρτιση. Εδώ η καμπύλη μεταβολής του κριτηρίου αποδοτικότητας παρουσιάζει ένα καθαρό μέγιστο γύρω στα 2 ΜW, ενώ από εκεί και πάνω αυξάνει απότομα η απορριπτόμενη Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 91

92 αιολική ενέργεια. Πάντως, ο βαθμός εκμετάλλευσης της αιολικής παραγωγής διατηρείται καλός (πάνω από 64%) και μέχρι τα 25 MW, ενώ παράλληλα αυξάνει η ετήσια καθαρή παραγόμενη ενέργεια. Λόγω της σημαντικής διαφοράς του βέλτιστου μεγέθους του αιολικού πάρκου από αυτό που θεωρήθηκε αρχικά (3 MW), η μελέτη επίδρασης της χωρητικότητας ταμιευτήρα επαναλαμβάνεται, για τις δύο παραπάνω ισχύς, 2 και 25 MW και τα αποτελέσματα δίνονται στο Σχ Η βέλτιστη χωρητικότητα δεν μεταβάλλεται για την περίπτωση αιολικής παραγωγής 25 MW, παραμένοντας στο 4x1 6 m 3 και άνω. Στο μικρότερο αιολικό πάρκο (2 ΜW παραγωγή ή 2/,9 = 222 ΜW εγκατεστημένη ισχύς), η καμπύλη μεταβολής του κριτηρίου αποδοτικότητας μεγιστοποιείται και πάλι στα 4x1 6 m 3, όμως από την μορφή της φαίνεται ότι θα μπορούσε δυνητικά να χρησιμοποιηθεί και μικρότερος ταμιευτήρας, έως τα 3,5x1 6 m 3, χωρίς μεγάλη αύξηση των απωλειών και μείωση των οικονομικών και ενεργειακών αποτελεσμάτων του ΥΒΣ. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 92

93 Load (MW) Time (hours) Σχήμα : Ετήσιες καμπύλες φορτίου χωρίς και με λειτουργία του Σταθμού B1. Initial load curve Plant production Pumping from grid Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 93

94 6 MWh / day 4 2 E Wind E E Time (days) MWh / day Time (days) E W > Pumps E W > Grid E Wind MWh / day 4 2 E Hydro E E Time (days) MWh / day (%) (%) Time (days) Time (days) 9 Time (days) Net incomes 36 BA hydro E P < grid E P < wind V R (%) BA wind / day Σχήμα : Ετήσιο διάγραμμα λειτουργίας του Σταθμού Β1 (25 MW). Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 94

95 net incomes per year (M ) Station B1 single pipe Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Incomes / Plant total cost Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Total wind park production = 166 GWh Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy = 27,8 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Energy efficiency (Net/Wind) Σχήμα : Σύγκριση ετήσιων μεγεθών των Σταθμών B1 και Β2 (μονός αγωγός). Επίδραση χωρητικότητας ταμιευτήρα. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 95

96 net incomes per year (M ) Station B1 free production Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Incomes / Plant total cost Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Total wind park production = 166 GWh Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy = 27,8 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy efficiency (Net/Wind) Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Σχήμα 5.2-2: Σύγκριση ετήσιων μεγεθών του Σταθμού Β1, με και χωρίς υποφόρτιση. Επίδραση χωρητικότητας ταμιευτήρα. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 96

97 net incomes per year (M ) Station B1 Pelton turbines Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Incomes / Plant total cost Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Total wind park production = 166 GWh Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy = 27,8 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy efficiency (Net/Wind) Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Σχήμα : Σύγκριση ετήσιων μεγεθών των Σαθμών Β1 και Β3 (στρόβιλοι Pelton). Επίδραση χωρητικότητας ταμιευτήρα. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 97

98 net incomes per year (M ) Station B Wind generators (MW) Incomes / Plant total cost Wind generators (MW) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy = 27,8 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Wind generators (MW) Energy efficiency (Net/Wind) Wind generators (MW) Σχήμα : Ετήσια μεγέθη του Σταθμού Β1. Επίδραση ισχύος αιολικού πάρκου. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 98

99 net incomes per year (M ) A/G 2 MW A/G 25 MW Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Incomes / Plant total cost Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy = 27,8 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy efficiency (Net/Wind) Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Σχήμα : Ετήσια μεγέθη για τη βέλτιστη διαμόρφωση ΥΒΣ 25 ΜW, για δύο διαφορετικά αιολικά πάρκα. Επίδραση χωρητικότητας ταμιευτήρα. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 99

100 5.2.8 Αποτελέσματα για ΥΒΣ 5 ΜW Η εισαγωγή του μεγάλου Σταθμού Γ1 των 5 ΜW στο δίκτυο της Κρήτης μειώνει δραματικά τις ανάγκες παραγωγής των συμβατικών μονάδων βάσης τις περισσότερες ημέρες του έτους (Σχ ), όταν υπάρχει έστω και μικρή αιολική παραγωγή. Φαίνεται όμως ότι δεν λειτουργεί ποτέ σε πλήρες φορτίο, είτε λόγω του περιορισμού ισχύος, είτε λόγω του περιορισμού τεχνικού ελαχίστου των συμβατικών μονάδων, ο οποίος εφαρμόζεται συχνά. Έτσι, σε σύγκριση με τον Σταθμό Β1 (Σχ ), η νέα καμπύλη φορτίου προκύπτει τώρα περισσότερο ομοιόμορφη. Στο ετήσιο διάγραμμα λειτουργίας του Σχ φαίνεται ότι ο ΥΒΣ Γ1 αξιοποιεί μεγάλο μέρος της αιολικής παραγωγής, όμως η τελευταία δεν έχει ληφθεί στην ίδια αναλογία ισχύος υδροστροβίλων με του Σταθμού Β1: ενώ ο στρόβιλος είναι διπλάσιος η ισχύς του αιολικού πάρκου είναι μόνο 5% μεγαλύτερη (45 ΜW, έναντι 3 ΜW του Β1, Πίν ). Έτσι, ενώ ο βαθμός εκμετάλλευσης της αιολικής παραγωγής φαίνεται να είναι ικανοποιητικός, ο βαθμός αξιοποίησης των υδροστροβίλων είναι αρκετά χαμηλότερος. Παρατηρείται επίσης μια έντονη διακύμανση της στάθμης του ταμιευτήρα, ο οποίος γεμίζει και αδειάζει πλήρως αρκετές φορές κατά τη διάρκεια του έτους, παρακολουθώντας τις μεταβολές του αιολικού δυναμικού. Λεπτομέρειες της λειτουργίας του Σταθμού Γ1 για δύο ενδεικτικές εβδομάδες του έτους μπορούν να παρατηρηθούν στα αποτελέσματα του Σχ Σε περιόδους υψηλής αιολικής παραγωγής που εναλλάσονται από ημέρες χαμηλής, όπως στο Σχ α, η εκμετάλλευσή της είναι σχεδόν πλήρης και η απόρριψη ενέργειας ελάχιστη. Όμως, ο τρίτος υδροστρόβιλος (3x167 ΜW) χρησιμοποιείται ελάχιστες φορές, και σχεδόν σε όλες υποφορτισμένος. Το ίδιο συμβαίνει και όταν η αιολική παραγωγή είναι μικρή, οπότε συνήθως λειτουργεί μόνο ένας υδροστρόβιλος, ενώ μπορεί να απαιτείται και άντληση από το δίκτυο για συμπλήρωση της εγγυημένης ενέργειας (Σχ β). Στο ίδιο Σχήμα μπορεί να παρατηρηθεί καλλίτερα και η εξομάλυνση της καμπύλης φορτίου που επιτυγχάνει ο Σταθμός Γ1 και στις δύο περιπτώσεις. Η παραμετρική μελέτη της επίδρασης του ταμιευτήρα καταλήγει στα διαγράμματα του Σχ Τόσο η καμπύλη ετήσιων εσόδων, όσο και το κριτήριο αποδοτικότητας αυξάνουν με τη χωρητικότητα του ταμιευτήρα και η βέλτιστη τιμή του τελευταίου λαμβάνεται σχεδόν στα 1x1 6 m 3. Το κριτήριο αποδοτικότητας λαμβάνει ικανοποιητική τιμή πάνω από τα 6x1 6 m 3, και το ίδιο ισχύει τόσο για την παραγόμενη ενέργεια, όσο και για τον βαθμό εκμετάλλευσης της αιολικής παραγωγής (φθάνει και ξεπερνά το 6%). Στο ίδιο Σχ σχεδιάζονται και οι αντίστοιχες καμπύλες για τον Σταθμό Γ2, η μόνη διαφορά του οποίου από τον Γ1 είναι ότι έχει περισσότερες και μικρότερες αντλίες (1 αντί 4) στο αντλιοστάσιο, με την ίδια όμως συνολική ισχύ. Παρόλο που η λύση αυτή δεν έχει την οικονομία κλίμακος, το κριτήριο αποδοτικότητας είναι σχεδόν ίσο με του Σταθμού Γ1, χάρις στη καλλίτερη εκμετάλλευση της αιολικής παραγωγής και τα ελαφρώς αυξημένα ετήσια έσοδα. Αυτό συμβαίνει επειδή μειώνεται το χάσμα ισχύος μεταξύ της πρώτης και της δεύτερης αντλίας, που προκαλείται από τα τεχνικά τους ελάχιστα (6%): αιολική Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 1

101 παραγωγή ισχύος μεταξύ 1% και 12% της ονομαστικής ισχύος της πρώτης αντλίας δεν μπορεί να απορροφηθεί και απορρίπτεται. Στο Σχ παρουσιάζονται τα αποτελέσματα της παραμετρικής μελέτης επίδρασης της ισχύος του αιολικού πάρκου για τους δύο Σταθμούς Γ1 και Γ2. Η καμπύλη μεταβολής του κριτηρίου αποδοτικότητας και των δύο παρουσιάζει μέγιστο γύρω στα 35 ΜW, ενώ από εκεί και πάνω οι απώλειες ενέργειας αυξάνουν προοδευτικά. Επειδή η βέλτιστη αυτή ισχύς είναι αρκετά μικρότερη από αυτήν που θεωρήθηκε αρχικά για του Σταθμούς Γ1 και Γ2 (45 MW, Πίν ), η μελέτη επίδρασης της χωρητικότητας ταμιευτήρα επαναλαμβάνεται για την νέα αυτή τιμή και τα αποτελέσματα δίνονται στο Σχ Το κριήριο αποδοτικότητας φθάνει και πάλι σχεδόν στη μέγιστη τιμή του στα 6x1 6 m 3, αλλά φαίνεται ότι θα μπορούσε να χρησιμοποιηθεί και ένας λίγο μικρότερος ταμιευτήρας, έως 5x1 6 m 3, χωρίς μεγάλη αύξηση των απωλειών και με ικανοποιητικό βαθμό εκμετάλλευσης της αιολικής παραγωγής (άνω του 65%). Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 11

102 Load (MW) Time (hours) Σχήμα : Ετήσιες καμπύλες φορτίου χωρίς και με λειτουργία του Σταθμού Γ1. Initial load curve Plant production Pumping from grid Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 12

103 12 MWh / day 8 4 E Wind E E Time (days) MWh / day Time (days) E W > Pumps E W > Grid E Wind MWh / day 8 4 E Hydro E E Time (days) MWh / day (%) (%) Time (days) Time (days) 9 Time (days) Net incomes 36 BA hydro E P < grid E P < wind V R (%) BA wind / day Σχήμα : Ετήσιο διάγραμμα λειτουργίας του Σταθμού Γ1. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 13

104 (α) (β) Power (KW) Time (hours) 4 P Load P Grid Power (KW) Time (hours) 4 P Load P Grid Power (KW) P E P H Power (KW) P E P H Time (hours) 3 2 P W P P P P D Time (hours) P W P 3 P P P D Power (KW) Time (hours) Time (hours) Time (hours) P Wind P W GR.8 P W LOST V.6 (%) R.4.2 Power (KW) Time (hours) P Wind 3 P W GR Time (hours) P W LOST.8 6 V (%) R Time (hours) Σχήμα : Προσομοίωση λειτουργίας του Σταθμού Γ1, σε εβδομάδα: α) μέσης και β) πολύ μικρής αιολικής παραγωγής..4.2 Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 14

105 net incomes per year (M ) Station Γ1 1 pumps Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Incomes / Plant total cost Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Total wind park production = 16 GWh Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy = 43,7 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Energy efficiency (Net/Wind) Σχήμα : Σύγκριση ετήσιων μεγεθών των Σταθμών Γ1 και Γ2 (με 1 αντλίες). Επίδραση χωρητικότητας ταμιευτήρα. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 15

106 net incomes per year (M ) Station Γ1 1 pumps Wind generators (MW) Incomes / Plant total cost Wind generators (MW) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy = 43,7 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Wind generators (MW) Energy efficiency (Net/Wind) Wind generators (MW) Σχήμα : Σύγκριση ετήσιων μεγεθών των Σταθμών Γ1 και Γ2 (με 1 αντλίες). Επίδραση ισχύος αιολικού πάρκου. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 16

107 net incomes per year (M ) Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Incomes / Plant total cost Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Total wind park production = 1244 GWh Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy = 43,7 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Energy efficiency (Net/Wind) Σχήμα : Ετήσια μεγέθη για τη βέλτιστη διαμόρφωση ΥΒΣ 5 ΜW. Επίδραση χωρητικότητας ταμιευτήρα. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 17

108 5.2.9 Συμπέρασμα βέλτιστη διαμόρφωση ΥΒΣ στην Κρήτη Στον παρακάτω Πίνακα συγκεντρώνονται τα αποτελέσματα με τη βέλτιστη διαμόρφωση των τριών ΥΒΣ που μελετήθηκαν, για εγκατεστημένη ισχύ υδροστροβίλων 75, 25 και 5 MW, με κριτήριο τη μεγιστοποίηση του κριτηρίου αποδοτικότητας, δηλαδή του λόγου των καθαρών ετήσιων εισπράξεων δια του συνολικού κόστους κατασκευής. Για τους δύο μεγαλύτερους ΥΒΣ δίνονται από δύο εναλλακτικές λύσεις, οι οποίες έχουν παρόμοια τιμή της συνάρτησης κόστους τους, κοντά στη μέγιστη. Όπως επεξηγείται στη συνέχεια, οι 4 πρώτες στήλες του Πίνακα περιέχουν τη διαστασιολόγηση των κύριων τμημάτων των ΥΒΣ (ταμιευρήρες, αιολική ισχύς, αριθμός και μέγεθος αντλιών), ενώ οι επόμενες αναφέρονται στα σημαντικότερα τεχνοοικονομικά και λειτουργικά στοιχεία τους. Πίνακας 5.2-2: Αποτελέσματα διαστασιολόγησης ΥΒΣ για την Κρήτη A B Γ Δ Ε Ζ Η Θ Ι Κ Λ 75 1,2 8 4x22,2 25,4, ,19,272,33, , 2 4x55,6 495,4,17 16,89,221,349, , 25 4x69,4 571,4, ,11,261,334, , 35 1x39 928,4,143 1,78,19,341, , 35 1x39 937,3,145 12,78,196,35,689 Στήλη Α: Εγκατεστημένη Ισχύς υδροστροβίλων και ΥΒΣ (ΜW) Στήλη Β: Μέγεθος ταμιευτήρων (x1 6 m 3 ). Στήλη Γ: Παραγόμενη αιολική ισχύς (MW) η εγκατεστημένη προκύπτει επί 1/,9. Στήλη Δ: Αριθμός και μέγεθος αντλιών (ΜW) Και στον ΥΒΣ 25 MW, θα μπορούσαν > 4. Επίσης, μία εξ αυτών θεωρείται εφεδρική. Στήλη Ε: Συνολικό κόστος κατασκευής ΥΒΣ (Μ ). Στήλη Ζ: Κριτήριο αποδοτικότητας (καθαρές ετήσιες εισπράξεις / συνολικό κόστος κατασκευής). Στήλη Η: Ώρες επάρκειας ταμιευτήρα για λειτουργία υδροστροβίλων σε πλήρη ισχύ. Στήλη Θ: Λόγος εγκατεστημένης ισχύος αιολικού πάρκου προς ισχύ υδροστροβίλων. Στήλη Ι: Βαθμός εκμετάλλευσης (capacity factor) υδροστροβίλων (ετήσια παραγόμενη ενέργεια / δυνάμενη να παραχθεί με συνεχή ετήσια λειτουργία). Επί 24 δίνει τον μέσο χρόνο λειτουργίας σε πλήρη ισχύ ανά 24ωρο. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 18

109 Στήλη Κ: Βαθμός εκμετάλλευσης (capacity factor) αιολικού πάρκου (συνολική, αξιοποιημένη αιολική παραγωγή / δυνάμενη να παραχθεί με συνεχή ετήσια λειτουργία του πάρκου). Στήλη Λ: Συνολικός βαθμός απόδοσης ΥΒΣ (ετήσια καθαρή παραγόμενη ενέργεια προς το δίκτυο / συνολική ετήσια παραγωγή του αιολικού πάρκου). Παραμένει από τον μέσο βαθμό απόδοσης της αντλησιοταμίευσης. Παρατηρείται ότι για τους ΥΒΣ των 75 και 25 ΜW υπάρχει σχεδόν η ίδια αναλογία αιολικής ισχύος (στήλες Γ και Θ) και χωρητικότητας ταμιευτήρων (στήλες Β και Η) ως προς την ισχύ των υδροστροβίλων. Η βελτιστη χωρητικότητα των ταμιευτήρων επαρκεί για 16 ώρες λειτουργίας των υδροστροβίλων σε πλήρες φορτίο (στήλη Η). Αντίθετα, το κριτήριο αποδοτικότητας (στήλη Ζ) εμφανίζει μια αισθητή αύξηση στον ΥΒΣ των 25 ΜW. Οι αναλογίες αυτές δεν διατηρούνται στον πιο μεγάλο ΥΒΣ των 5 MW, ο οποίος χρησιμοποιεί αναλογικά μικρότερους ταμιευτήρες και αιολικό πάρκο και εμφανίζει χαμηλότερη τιμή κριτηρίου αποδοτικότητας (στήλη Ζ). Επίσης, παρόλο που ο βαθμός εκμετάλλευσης των αιολικών διατηρείται υψηλός σε όλους τους Σταθμούς, (αρκετά πάνω του 3%, στήλη Κ), ο αντίστοιχος βαθμός για τους υδροστροβίλους (στήλη Ι) είναι μικρότερος. Μάλιστα, για τον ΥΒΣ των 5 ΜW πέφτει κάτω του 2%, υποδεικνύοντας και πάλι ότι η ισχύς των υδροστροβίλων του είναι μεγαλύτερη από αυτή που μπορεί να απορροφήσει το δίκτυο του νησιού (λόγω τεχνικών ελαχίστων των μονάδων βάσης), τουλάχιστον για τη δεδομένη καμπύλη φορτίου. Από υπολογισμούς που έγιναν διατηρώντας την αναλογία των επί μέρους στοιχείων, προκύπτει ότι ο βαθμός εκμετάλλευσης των υδροστροβίλων αρχίζει να μειώνεται για μεγέθη άνω των 35 MW περίπου, τιμή που μπορεί να θεωρηθεί ως ένα άνω τεχνοοικονομικό όριο μεγέθους ΥΒΣ για την Κρήτη (και πάλι όμως για τη δεδομένη ζήτηση), αφού η εγκατάσταση επιπρόσθετης ισχύος δεν φαίνεται να αυξάνει πλέον την παραγόμενη ενέργεια και το κριτήριο αποδοτικότητας του ΥΒΣ. Σημειώνεται επίσης ότι σε μεγάλου μεγέθους ΥΒΣ είναι σκόπιμη η εγκατάσταση περισσότερων και μικρότερων αντλιών από όσες θεωρήθηκαν εδώ (στήλη Δ). Όπως όμως δείχνουν τα αποτελέσματα που παρουσιάστηκαν προηγουμένως, ο αριθμός των αντλιών δεν έχει ουσιαστική επίδραση, οπότε δεν αποτέλεσε αντικείμενο βελτιστοποίησης. Τέλος, ο συνολικός βαθμός απόδοσης όλων των ΥΒΣ του Πίν είναι ικανοποιητικός (γύρω στο 65%, στήλη Λ), καθώς συμπεριλαμβάνει και την απορριπτόμενη αιολική παραγωγή. Το γεγονός πως ακόμη και ο ΥΒΣ των 5 ΜW επιτυγχάνει υψηλό ενεργειακό βαθμό απόδοσης οφείλεται στο ότι η βέλτιστη αιολική ισχύς είναι σε αυτόν σημαντικά μικρότερη της εγκατεστημένης ισχύος των υδροστροβίλων (35 έναντι 5 MW). Πρόσθετα συμπεράσματα από τα παραπάνω αποτελέσματα εξάγονται από την αδιαστατοποιημένη παράστασή τους, στα διαγράμματα του Κεφ Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 19

110 5.3 Ανάπτυξη ΥΒΣ στη Λέσβο Οι περιπτώσεις ΥΒΣ που μελετήθηκαν Για την Λέσβο η αριθμητική μελέτη και διαστασιολόγηση έγινε για τρεις ΥΒΣ, με συνολική ισχύ υδροστροβίλων 15, 3 και 6 ΜW. Τα κύρια μέρη της βασικής διαμόρφωσης των Σταθμών αυτών περιγράφονται στη συνέχεια: Υδροστρόβιλοι: 3 ταυτόσημοι υδροστρόβιλοι Francis, με τεχνικό ελάχιστο 5%. Αντλίες: 4 ίδιες αντλίες μεταβλητών στροφών σε παράλληλη λειτουργία, με τεχνικό ελάχιστο 6%, που αντιστοιχεί σε μείωση στροφών σχεδόν έως το 85% των ονομαστικών. Η μία εκ των αντλιών θεωρείται εφεδρική, ενώ η συνολική ισχύς του αντλιοστασίου (μαζί με την εφεδρική αντλία) διατηρείται ίση με την εγκατεστημένη ισχύ του αιολικού πάρκου του ΥΒΣ. Αγωγοί: Δύο ανεξάρτητοι αγωγοί, ένας προσαγωγής στους υδροστροβίλους και ένας κατάθλιψης των αντλιών. Ταμιευτήρες: Μελετήθηκε παραμετρικά η επίδραση της αξιοποιήσιμης χωρητικότητας των δύο ταμιευτήρων (άνω και κάτω), για σταθερή αιολική παραγωγή. Η διαφορά στάθμης άνω και κάτω ταμιευτήρα ελήφθη σε όλες της περιπτώσεις ίση με 42 ± 1 m. Αιολικό πάρκο: Μελετήθηκε παραμετρικά η επίδραση της παραγόμενης ισχύος του αιολικού πάρκου, για σταθερή χωρητικότητα ταμιευτήρων. Σημειώνεται ότι και εδώ δεν έχουν συνεκτιμηθεί οι απώλειες του αιολικού πάρκου. Μελετήθηκε επίσης και η περίπτωση ΥΒΣ με αναστρέψιμες μηχανές και μονό αγωγό, όπου οι μηχανές λειτουργούν ως στρόβιλοι Francis σταθερών στροφών με τεχνικό ελάχιστο 5%, ή ως αντλίες μεταβλητών στροφών, με τεχνικό ελάχιστο ισχύος 6%. Η βασική διαμόρφωση των περιπτώσεων που μελετήθηκαν συγκεντρώνονται στον Πίνακα Σημειώνεται ότι οι χωρητικότητες των ταμιευτήρων και οι ισχείς των αιολικών που αναγράφονται δεν αντιστοιχούν ακριβώς στις βέλτιστες τιμές που προέκυψαν τελικά. Ισχύς Πίνακας 5.3-1: Οι περιπτώσεις ΥΒΣ που προσομοιώθηκαν. Στρόβιλοι (MW) Αντλίες (MW) Ταμιευτήρες (m 3 ) Αγωγοί Αιολικά (παραγωγή) A1 15 ΜW 3 x 5 4 x 5 3x1 5 2, D=1,2 m 18 ΜW 61,4 A2 15 ΜW 3 x 5 αναστρ. 1 x 5 3x1 5 1, D=1,2 m 18 ΜW 55,7 Κόστος (Μ ) B1 3 MW 3 x 1 4 x 1 6x1 5 2, D=1,7 m 36 MW 19,7 Β2 3 MW 3 x 1 αναστρ. 1 x 1 6x1 5 2, D=1,7 m 36 MW 99,7 Γ1 6 MW 3 x 2 4 x 16,7 1x1 6 2, D=2,5 m 6 MW 175,2 Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 11

111 Η τιμολόγηση της ενέργειας για την Λέσβο ελήφθη ως εξής (βλ. Κεφ. 4.2): Παραγωγή αιολικών: 87 / KWh Παραγωγή υδροστροβίλων: 166 / KWh Κατανάλωση αντλιών 1 / KWh Η τιμολόγηση της ισχύος ελήφθη ίση με 186 / Έτος / ΚW εγκατεστημένης ισχύος υδροστροβίλων, έως τα 18,15 ΜW (μέγιστο Capacity Credit, Κεφ. 4). Ο τρόπος λειτουργίας του ΥΒΣ είναι σε όλες τις περιπτώσεις ίδιος, σύμφωνα με την τελική στρατηγική, με δυνατότητα περιορισμού της παραγωγής των υδροστροβίλων έως το 5%, δηλαδή έως το τεχνικό τους ελάχιστο. Επίσης, θεωρήθηκε ότι το τεχνικό ελάχιστο των συμβατικών μονάδων παραγωγής είναι μηδέν, δηλαδή είναι δυνατή η λειτουργία μόνο του ΥΒΣ στο δίκτυο. Για την διαμόρφωση της Προσφοράς του Παραγωγού συνυπολογίζεται στον αλγόριθμο μέρος της προβλεπόμενης αιολικής παραγωγή, σύμφωνα με την παρακάτω φόρμουλα: 8 % της προβλεπόμενης από : έως 8: 5 % της προβλεπόμενης από 8: έως 16: 3 % της προβλεπόμενης από 16: έως 21: % της προβλεπόμενης από 21: έως 24:. Στην περίπτωση του μονού αγωγού με αναστρέψιμες μηχανές (Α2, Β2, Πίν ), ένα βέλτιστο και ασφαλές σενάριο βρέθηκε ότι είναι ο συνυπολογισμός του 8% της προβλεπόμενης παραγωγής μόνο έως τις 9:. Τα αποτελέσματα παρουσιάζονται στα επόμενα Κεφάλαια. Τα μεγέθη που σχεδιάζονται έχουν οριστεί προηγουμένως, στο Κεφ Ετήσιες καμπύλες φορτίου χωρίς και με ΥΒΣ Η επίδραση της λειτουργίας του ενδιάμεσου Σταθμού Β1 (3 MW) στην καμπύλη φορτίου της Λέσβου (212, Κεφ γ) παρουσιάζεται στο Σχ Η μείωση των αιχμών είναι σημαντική τις περισσότερες ημέρες του έτους, ενώ δημιουργούνται χαμηλά ελάχιστα κατά το νυχτερινές ώρες, που πολύ σπάνια φθάνουν έως το μηδέν, δηλαδή στο κλείσιμο όλων των συμβατικών μονάδων. Ακριβώς στο τέλος του 24ώρου και στην έναρξη της επόμενης ημέρας μπορούν να παρατηρηθούν λίγες απότομες βυθίσεις, οι οποίες οφείλονται σε ασυνέχεια λόγω διαφορετικής ενεργειακής προσφοράς του ΥΒΣ σε δύο διαδοχικές ημέρες. Η εξομάλυνση αυτών των κορυφών μπορεί εύκολα να γίνει τόσο την πράξη όσο και στην προσομοίωση, όμως η συνολική επίπτωση στα ετήσια αποτελέσματα είναι πρακτικά μηδενική. Ο Σταθμός Β2 με μονό αγωγό έχει και εδώ σημαντικά μικρότερη ενεργειακή προσφορά και δεν παράγει κατά τις πρώτες πρωινές ώρες (Σχ ). Έτσι επιτυγχάνει εξομάλυνση των αιχμών χωρίς ενίσχυση των κοιλάδων του φορτίου, πράγμα που αποτελεί ίσως το Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 111

112 μόνο πλεονέκτημα που παρουσιάζει αυτή η διαμόρφωση για το δίκτυο. Επίσης, και αυτός ο ΥΒΣ εμφανίζει πολύ μικρές ανάγκες για άντληση από το δίκτυο Ετήσια χρονοσειρά διακύμανσης χαρακτηριστικών μεγεθών του ΥΒΣ Οι αντίστοιχες χρονοσειρές μεταβολής των μεγεθών των ΥΒΣ Β1 και Β2 σχεδιάζονται στα διαγράμματα των Σχ και 5.3.4, ενώ τα διάφορα έχουν ορισθεί στο Κεφ Όπως είναι αναμενόμενο, ο Σταθμός Β1 αξιοποιεί σε πολύ μεγάλο βαθμό την αιολική παραγωγή, E W > Pumps, αλλά και τους ταμιευτήρες (V R, Σχ ). Αντίθετα, ο βαθμός εκμετάλλευσης της αιολικής παραγωγής είναι πολύ χαμηλός στον Σταθμό Β2 (ΒΑ wind γύρω στο 5%, Σχ ), αφού δεν μπορούν να λειτουργήσουν οι αντλίες σε μεγάλο μέρος της ημέρας όταν ο ΥΒΣ παράγει, και το ίδιο ισχύει και για την αξιοποίηση του ταμιευτήρα, η στάθμη στον οποίο δεν ξεπερνά το 35% (V R, Σχ ). Επίσης, ο βαθμός απόδοσης των υδροστροβίλων του Β2 είναι αρκετά μικρότερος από του Β1 (~8% έναντι ~85%), καθώς λειτουργούν συχνά σε μειωμένο φορτίο. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 112

113 Load (MW) Time (hours) Σχήμα 5.3-1: Ετήσιες καμπύλες φορτίου χωρίς και με τη λειτουργία του Σταθμού Β1 (3 ΜW). Initial load curve Plant production Pumping from grid Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 113

114 Load (MW) Time (hours) Σχήμα 5.3-2: Ετήσιες καμπύλες φορτίου χωρίς και με τη λειτουργία του Σταθμού Β2 (μονός αγωγός). Initial load curve Plant production Pumping from grid Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 114

115 MWh / day MWh / day MWh / day MWh / day (%) (%) Time (days) Time (days) Time (days) Time (days) Time (days) 9 Time (days) Net incomes 36 Σχήμα 5.3-3: Ετήσιο διάγραμμα λειτουργίας του Σταθμού Β1 (3 ΜW). BA hydro E Wind E E E W > Pumps E W > Grid E Wind E Hydro E E E P < grid E P < wind V R (%) BA wind / day Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 115

116 MWh / day MWh / day MWh / day MWh / day (%) (%) Time (days) Time (days) Time (days) Time (days) Time (days) 9 Time (days) Net incomes 36 Σχήμα 5.3-4: Ετήσιο διάγραμμα λειτουργίας του Σταθμού Β2 (μονός αγωγός). BA hydro E Wind E E E W > Pumps E W > Grid E Wind E Hydro E E E P < grid E P < wind V R (%) BA wind / day Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 116

117 5.3.4 Αποτελέσματα ετήσιας λειτουργίας Επίδραση ταμιευτήρα και αιολικού πάρκου Η εξάρτηση των οικονομικών και ενεργειακών αποτελεσμάτων των ΥΒΣ από τη χωρητικότητα των ταμιευτήρων είναι και στη Λέσβο παρόμοια. Η καμπύλη ετήσιων εσόδων είναι αύξουσα αλλά εμφανίζει καμπή σε συγκεκριμένο σημείο, στο οποίο μεγιστοποιείται το κριτήριο αποδοτικότητας (Incomes/Plant cost, Σχ και 5.3-6). Τα σχετικά μεγέθη του Σταθμού Α2 προκύπτουν, όπως αναμενόταν, πολύ μικρότερα των αντίστοιχων του Α1 (~35% λιγότερα ετήσια έσοδα, ~4% μικρότερη παραγωγή και συνολική απόδοση κάτω από 4%, έναντι άνω του 65%, Σχ ). Παρόμοια είναι και η απόδοση του Β2 σε σχέση με τον Β1, στο Σχ Για τη διεξαγωγή της παραμετρικής μελέτης επίδρασης του ταμιευτήρα θεωρήθηκε για τους Σταθμούς Α και Β σταθερή παραγόμενη αιολική ισχύς, 2% μεγαλύτερη της εγκατεστημένης ισχύος υδροστροβίλων. Αντίθετα, όπως φαίνεται στον Πίν , για τον μεγάλο Σταθμό Γ1 ελήφθη μικρότερο αντλιοστάσιο, με βάση την εμπειρία από τη μελέτη του ανάλογου ΥΒΣ στην Κρήτη (Kεφ. 5.2). Στη συνέχεια έγινε παραμετρική μελέτη της επίδρασης της αιολικής ισχύος, για τις βέλτιστες τιμές ταμιευτήρων που προέκυψαν προηγουμένως (,3x1 6 και,6x1 6 m 3, για τους Α1 και Β1 αντιστοίχως, Σχ και 5.3-6, και 1x1 6 m 3 για τον Γ1). Όπως φαίνεται στα αντίστοιχα Σχ , και 5.3-9, οι βέλτιστες τιμές της παραγόμενης αιολικής ισχύος για τις οποίες μεγιστοποιείται το κριτήριο αποδοτικότητας είναι πολύ κοντά σε αυτές που θεωρήθηκαν αρχικά στον Πίν , και στις τρεις περιπτώσεις Σταθμών. Για τις τιμές αυτές η απορριπτόμενη ισχύς είναι πολύ μικρή, τα ετήσια αδιάστατα έσοδα ικανοποιητικά (~15% του κόστους κατασκευής του ΥΒΣ) και ο συνολικός βαθμός απόδοσης του ΥΒΣ πάνω από 6%, σε όλες τις περιπτώσεις. Τέλος, η ποσότητα ενέργειας που ζητείται από το δίκτυο για άντληση, καθώς και η αιολική παραγωγή που διοχετεύεται απ ευθείας σε αυτό είναι σε όλες τις περιπτώσεις ασήμαντες (< 1% και < 2 % αντιστοίχως, της καθαρής παραγόμενης ενέργειας του ΥΒΣ) Συμπέρασμα βέλτιστη διαμόρφωση ΥΒΣ στη Λέσβο Στον Πίνακα συγκεντρώνονται τα αποτελέσματα για τη βέλτιστη διαμόρφωση τριών ΥΒΣ που μελετήθηκαν για τη Λέσβο, με εγκατεστημένη ισχύ υδροστροβίλων 15, 3 και 6 MW, και με κριτήριο τη μεγιστοποίηση του κριτηρίου αποδοτικότητας. Τα διάφορα τεχνοοικονομικά μεγέθη που περιλαμβάνονται στις στήλες του Πίνακα έχουν οριστεί και επεξηγούνται στο Κεφ Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 117

118 Πίνακας 5.3-2: Αποτελέσματα διαστασιολόγησης ΥΒΣ για τη Λέσβο. A B Γ Δ Ε Ζ Η Θ Ι Κ Λ 15,3 18 4x5, 61,4, ,33,312,342,644 3,6 36 4x1, 19,7, ,33,318,339, , 6 4x16,7 175,2,151 16,7 1,11,265,335,656 Ο βαθμός εκμετάλλευσης του αιολικού πάρκου βρίσκεται στα ίδια ικανοποιητικά επίπεδα με την Κρήτη, γύρω στο 34% (στήλη Κ), και το ίδιο ισχύει και για τον συνολικό βαθμό απόδοσης του ΥΒΣ (στήλη Λ). Η αναλογία εγκατεστημένης αιολικής ισχύος είναι ίδια για τους δύο μικρότερους Σταθμούς, (1,33 στήλη Θ), μειώνεται όμως στον μεγαλύτερο. Το ίδιο ισχύει και για τη χωρητικότητα των ταμιευτήρων (στήλη Η). Έτσι, όπως και στην Κρήτη (Πίν ), είναι φανερό ότι η ισχύς του μεγαλύτερου ΥΒΣ (6 MW) υπερβαίνει αυτήν που μπορεί να απορροφηθεί στη δεδομένη καμπύλη φορτίου του νησιού, και έτσι ο βαθμός εκμετάλλευσής των υδροστροβίλων του είναι μειωμένος (στήλη Ι). Ένα ικανοποιητικό μέγιστο μέγεθος ΥΒΣ από τεχνοοικονομικής πλευράς προκύπτει αναλογικά εδώ στα 5 MW. Επειδή η διαφορά έως τα 6 ΜW δεν είναι μεγάλη, το κριτήριο αποδοτικότητας του μεγάλου Σταθμού δεν είναι πολύ μειωμένο σε σχέση με αυτά των δύο μικρότερων (στήλη Ζ). Είναι πάντως αξιοσημείωτο ότι το κριτήριο αποδοτικότητας (στήλη Ζ) είναι σχεδόν ανεξάρτητο του μεγέθους, δηλαδή ο χρόνος απόσβεσης παραμένει περίπου σταθερός ανεξαρτήτως μεγέθους ΥΒΣ και ύψους επένδυσης. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 118

119 net incomes per year (M ) Station A1 Station A Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Incomes / Plant total cost Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Total wind park production = 63,5 GWh Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy = 1,7 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Energy efficiency (Net/Wind) Σχήμα 5.3-5: Σύγκριση ετήσιων μεγεθών των Σταθμών Α1 και Α2. Επίδραση χωρητικότητας ταμιευτήρα. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 119

120 net incomes per year (M ) Station B1 Station B Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Incomes / Plant total cost Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Total wind park production = 127,1 GWh Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy = 4, GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Energy efficiency (Net/Wind) Σχήμα 5.3-6: Σύγκριση ετήσιων μεγεθών των Σταθμών Β1 και Β2. Επίδραση χωρητικότητας ταμιευτήρα. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 12

121 net incomes per year (M ) Station A1 Station A Wind generators (MW) Incomes / Plant total cost Wind generators (MW) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy = 1,7 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Energy efficiency (Net/Wind) Σχήμα 5.3-7: Σύγκριση ετήσιων μεγεθών των Σταθμών Α1 και Α2. Επίδραση ισχύος αιολικού πάρκου. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 121

122 net incomes per year (M ) Wind generators (MW) Incomes / Plant total cost Wind generators (MW) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy = 4, GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Energy efficiency (Net/Wind) Σχήμα 5.3-8: Ετήσια μεγέθη του Σταθμού Β1. Επίδραση ισχύος αιολικού πάρκου. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 122

123 net incomes per year (M ) Wind generators (MW) Incomes / Plant total cost Wind generators (MW) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy = 6,4 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Energy efficiency (Net/Wind) Σχήμα 5.3-9: Ετήσια μεγέθη του Σταθμού Γ1. Επίδραση ισχύος αιολικού πάρκου. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 123

124 5.4 Ανάπτυξη ΥΒΣ στην Κάρπαθο Οι περιπτώσεις ΥΒΣ που μελετήθηκαν Για την Κάρπαθο η αριθμητική μελέτη και διαστασιολόγηση έγινε για τρεις διαφορετικούς ΥΒΣ με συνολική ισχύ υδροστροβίλων 2 ΜW, 5 MW και 1 ΜW. Τα κύρια μέρη της βασικής διαμόρφωσης των Σταθμών αυτών περιγράφονται στη συνέχεια: Υδροστρόβιλοι: 3 ταυτόσημοι υδροστρόβιλοι Francis, με τεχνικό ελάχιστο 5%. Αντλίες: 4 ίδιες αντλίες μεταβλητών στροφών σε παράλληλη λειτουργία, με τεχνικό ελάχιστο 6%, που αντιστοιχεί σε μείωση στροφών σχεδόν έως το 85% των ονομαστικών. Η μία εκ των αντλιών θεωρείται εφεδρική, ενώ η συνολική ισχύς του αντλιοστασίου (μαζί με την εφεδρική αντλία) διατηρείται ίση με την εγκατεστημένη ισχύ του αιολικού πάρκου του ΥΒΣ. Αγωγοί: Δύο ανεξάρτητοι αγωγοί, ένας προσαγωγής στους υδροστροβίλους και ένας κατάθλιψης των αντλιών. Ταμιευτήρες: Μελετήθηκε παραμετρικά η επίδραση της αξιοποιήσιμης χωρητικότητας των δύο ταμιευτήρων (άνω και κάτω), για σταθερή αιολική παραγωγή. Η διαφορά στάθμης άνω και κάτω ταμιευτήρα ελήφθη σε όλες της περιπτώσεις ίση με 42 ± 1 m. Αιολικό πάρκο: Μελετήθηκε παραμετρικά η επίδραση της παραγόμενης ισχύος του αιολικού πάρκου, για σταθερή χωρητικότητα ταμιευτήρων. Σημειώνεται ότι και εδώ δεν έχουν συνεκτιμηθεί οι απώλειες του αιολικού πάρκου. Εκτός από την παραπάνω βασική διαμόρφωση, εξετάστηκε και η περίπτωση χρησιμοποίησης μόνο ενός υδροστροβίλου, ιδιαίτερα για την μικρότερη εγκατεστημένη ισχύ των 2 MW, όπου ο αριθμός των 3 παράλληλων υδροσττροβίλων μπορεί να θεωρηθεί υπερβολικός. Εξετάστηκαν επίσης οι αντίστοιχες περιπτώσεις χωρίς υποφόρτιση υδροστροβίλων. Οι περιπτώσεις ΥΒΣ με αναστρέψιμες μηχανές και μονό αγωγό, και με υδροστρόβιλο Pelton έχουν μελετηθεί στην περίπτωση της Κρήτης (Κεφ. 5.2) και δεν παρουσιάζονται εδώ, καθώς τα συγκριτικά αποτελέσματά τους βρέθηκε ότι είναι ανάλογα. Η βασική διαμόρφωση των περιπτώσεων που μελετήθηκαν συγκεντρώνονται στον Πίνακα Σημειώνεται ότι οι χωρητικότητες των ταμιευτήρων και οι ισχείς των αιολικών που αναγράφονται δεν αντιστοιχούν ακριβώς στις βέλτιστες τιμές που προέκυψαν τελικά. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 124

125 Ισχύς Πίνακας 5.4-1: Οι περιπτώσεις ΥΒΣ που προσομοιώθηκαν. Στρόβιλοι (ΜW) Αντλίες (MW) Ταμιευτήρες (m 3 ) Αγωγοί Αιολικά (παραγωγή) A1 2 ΜW 3 x,67 4 x,67 4x1 4 2, D=,5 m 2,4 ΜW 11,2 A2 2 ΜW 1 x 2, 4 x,67 4x1 4 2, D=,5 m 2,4 ΜW 1,5 B1 5 ΜW 3 x 1,67 4 x 1,67 1x1 5 2, D=,8 m 6 ΜW 22,6 Γ1 1 ΜW 3 x 3,33 4 x 3,33 2x1 5 2, D=1, m 12 ΜW 42,5 Κόστος (Μ ) Η τιμολόγηση της ενέργειας για την Κάρπαθο ελήφθη ως εξής (βλ. Κεφ. 4.2): Παραγωγή αιολικών: 87 / KWh Παραγωγή υδροστροβίλων: 183 / KWh Κατανάλωση αντλιών 146 / KWh Η τιμολόγηση της ισχύος ελήφθη ίση με 186 / Έτος / ΚW εγκατεστημένης ισχύος υδροστροβίλων, έως τα 3,47 ΜW (μέγιστο Capacity Credit, Κεφ. 4). Ο τρόπος λειτουργίας του ΥΒΣ είναι σε όλες τις περιπτώσεις ίδιος, σύμφωνα με την τελική στρατηγική, με δυνατότητα περιορισμού της παραγωγής των υδροστροβίλων έως το 5%, δηλαδή έως το τεχνικό τους ελάχιστο. Προσομοιώθηκε όμως και εδώ η περίπτωση λειτουργίας χωρίς εφαρμογή υποφόρτισης στους υδροστροβίλους. Επίσης, θεωρήθηκε ότι το τεχνικό ελάχιστο των συμβατικών μονάδων παραγωγής είναι μηδέν, δηλαδή είναι δυνατή η λειτουργία μόνο του ΥΒΣ. Για την διαμόρφωση της Προσφοράς του Παραγωγού συνυπολογίζεται στον αλγόριθμο μέρος της προβλεπόμενης αιολικής παραγωγή, σύμφωνα με την παρακάτω φόρμουλα: 8 % της προβλεπόμενης από : έως 8: 5 % της προβλεπόμενης από 8: έως 16: 3 % της προβλεπόμενης από 16: έως 21: % της προβλεπόμενης από 21: έως 24:. Τα αποτελέσματα παρουσιάζονται στα επόμενα Κεφάλαια. Τα μεγέθη που σχεδιάζονται έχουν οριστεί προηγουμένως, στο Κεφ Ετήσιες καμπύλες φορτίου χωρίς και με ΥΒΣ Στα Σχ σχεδιάζεται η δεδομένη καμπύλη φορτίου (ζήτησης) της Καρπάθου για το έτος 24, προσαρμοσμένη στη μέγιστη ζήτηση του 212 (Κεφ γ), καθώς και η τροποποιημένη καμπύλη φορτίου για τις συμβατικές μονάδες, μετά την εισαγωγή του ΥΒΣ. Στα ίδιο διαγράμματα σχεδιάζεται με διακεκομμένη οριζόντια γραμμή και το όριο παροχής εγγυημένης ισχύος, που ισούται με το μέγιστο φορτίο (11,9 ΜW) μείον την ονομαστική ισχύ των υδροστροβίλων του εκάστοτε ΥΒΣ, με ελάχιστη όμως τιμή όπως καθορίζεται από το capacity credit, δηλαδη 11,9 3,47 = 8,43 ΜW. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 125

126 Ο μικρότερος ΥΒΣ Α1 (Πίν ) λειτουργεί σχεδόν καθημερινά, εξομαλύνοντας τις κορυφές του φορτίου κατά τη διάρκεια της ημέρας, ενώ τις ελάχιστες ημέρες που η ζήτηση υπερβαίνει το όριο εγγυημένης ισχύος υπάρχει και σημαντική αιολική παραγωγή, οπότε, για τη συγκεκριμένη χρονοσειρά ανέμου δεν απαιτείται καθόλου αγορά ενέργειας από το δίκτυο για άντληση (Σχ ). Μάλιστα, αρκετές φορές ο ΥΒΣ παράγει και κατά τις νυχτερινές ώρες προκειμένου ικανοποιηθεί η προσφορά του, προκαλώντας μια περαιτέρω μείωση των ελάχιστων τιμών της καμπύλης φορτίου. Η μείωση αυτή είναι ακόμη πιο σημαντική στην περίπτωση του Σταθμού Β1 (Πιν ), φθάνοντας ορισμένες φορές και μέχρι το μηδέν, δηλαδή επιτρέποντας το κλείσιμο όλων των συμβατικών μονάδων (Σχ ). Τώρα ο υδροστρόβιλος παράγει σχεδόν αδιαλείπτως, και αρκετές φορές και σε πλήρες φορτίο, διατηρώντας έτσι την καμπύλη φορτίου των συμβατικών μονάδων σχεδόν πάντα κάτω από τα 6 ΜW, δηλαδή κάτω από το μισό του μέγιστου φορτίου. Τέλος, δοκιμάστηκε αριθμητικά και η ακραία περίπτωση εγκατάστασης ενός ακόμη πιο μεγάλου Σταθμού, Γ1 (1 ΜW Πιν ), και τα αποτελέσματα δίνονται στο Σχ Παρόλο που εκ πρώτης όψεως φαίνεται ότι η λειτουργία του ΥΒΣ καλύπτει από μόνη της το μεγαλύτερο ποσοστό της ζήτησης, σε συγκεκριμένες περιόδους χαμηλής αιολικής παραγωγής υπάρχει ανάγκη χρήσης συμβατικών μονάδων μέχρι και 6 ΜW. Από την άλλη μεριά, είναι επίσης φανερό στο Σχ ότι ο ΥΒΣ αυτός δεν μπορεί σχεδόν ποτέ να παράγει σε πλήρες φορτίο, αφού οι αιχμές της ζήτησης πολύ σπάνια ξεπερνούν τα 8 ΜW, ενώ οι μέσες τιμές της είναι πολύ χαμηλότερες. Έτσι, είναι αναμενόμενη μια μειωμένη απόδοση αυτού του ΥΒΣ. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 126

127 Load (MW) Time (hours) Σχήμα 5.4-1: Ετήσιες καμπύλες φορτίου χωρίς και με τη λειτουργία του Σταθμού Α1 (2 ΜW). Initial load curve Plant production Pumping from grid Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 127

128 Load (MW) Time (hours) Σχήμα 5.4-2: Ετήσιες καμπύλες φορτίου χωρίς και με τη λειτουργία του Σταθμού Β1 (5 ΜW). Initial load curve Plant production Pumping from grid Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 128

129 Load (MW) Time (hours) Σχήμα 5.4-3: Ετήσιες καμπύλες φορτίου χωρίς και με τη λειτουργία του Σταθμού Γ1 (1 ΜW). Initial load curve Plant production Pumping from grid Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 129

130 5.4.3 Ετήσια χρονοσειρά διακύμανσης χαρακτηριστικών μεγεθών του ΥΒΣ Στα ετήσια διαγράμματα λειτουργίας που σχεδιάζονται στα Σχήματα και φαίνεται η διακύμανση αρκετών ημερήσιων μεγεθών και αποτελεσμάτων (βλ. Κεφ ), για τους ΥΒΣ Α1 και Γ1 αντιστοίχως. Η ημερησίως παραγόμενη ενέργεια Ε Ε παρακολουθεί τη διακύμανση της αιολικής ενέργειας μόνο στον Α1 (Σχ ), ενώ στον Γ1 είναι πολύ πιο ομοιόμορφη, επειδή η προσφερόμενη ενέργεια περιορίζεται από ένα ανώτατο ημερήσιο όριο που μπορεί να απορροφηθεί, περίπου στις 1 MWh (Σχ ). Εξ αιτίας της αδυναμίας απορρόφησης της προσφοράς, σπανιότερα στον Α1 αλλά πολύ πιο συχνά στον Γ1 ο άνω ταμιευτήρας βρίσκεται στο ανώτατο σημείο του, με αποτέλεσμα να απορρίπτεται η πλεονάζουσα αιολική παραγωγή. Για τον ίδιο λόγο δεν τίθεται συνήθως θέμα διοχέτευσης αιολικής παραγωγής απ ευθείας στο δίκτυο, ούτε προκύπτει η ανάγκη αγοράς ενέργειας για άντληση από αυτό. Το ποσοστό πλήρωσης, V R, του άνω ταμιευτήρα ακολουθεί γενικά τις διακυμάνσεις της αιολικής παραγωγής και ο ταμιευτήρας αξιοποιείται πλήρως. Ο συνολικός βαθμός απόδοσης των υδροστροβίλων, BA hydro, στον οποίο συνυπολογίζονται και οι απώλειες στον αγωγό προσαγωγής, είναι γύρω στο 83% για τον Σταθμό Α1 και σχεδόν 85% για τον Γ1. Αυτό συμβαίνει επειδή ο αγωγός προσαγωγής των στροβίλων στην περίπτωση του Γ1 έχει διαστασιολογηθεί για την πλήρη εγκατεστημένη ισχύ των μηχανών, η οποία όμως ποτέ δεν χρησιμοποιείται, οπότε η παροχή και οι υδραυλικές απώλειες σ αυτόν είναι μειωμένες. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 13

131 6 MWh / day 4 2 E Wind E E Time (days) MWh / day Time (days) E W > Pumps E W > Grid E Wind MWh / day 4 2 E Hydro E E Time (days) MWh / day (%) (%) Time (days) Time (days) 9 Time (days) Net incomes 36 Σχήμα 5.4-4: Ετήσιο διάγραμμα λειτουργίας του Σταθμού A1 (2 ΜW). BA hydro E P < grid E P < wind V R (%) BA wind / day Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 131

132 3 MWh / day 2 1 E Wind E E Time (days) MWh / day Time (days) E W > Pumps E W > Grid E Wind MWh / day 2 1 E Hydro E E Time (days) MWh / day (%) (%) Time (days) Time (days) 9 Time (days) Net incomes 36 BA hydro E P < grid E P < wind V R (%) BA wind / day Σχήμα 5.4-5: Ετήσιο διάγραμμα λειτουργίας του Σταθμού Γ1 (1 ΜW). Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 132

133 5.4.4 Αποτελέσματα ετήσιας λειτουργίας ΥΒΣ Επίδραση μεγέθους ταμιευτήρα Συγκρίνεται αρχικά η λειτουργία του Σταθμού Α1 με και χωρίς υποφόρτιση, στο Σχ Λόγω του μικρού σχετικά μεγέθους του Α1, η μείωση των εσόδων που προκαλεί η εφαρμογή του περιορισμού ισχύος είναι μικρή, της τάξης του 5%, και λίγο μεγαλύτερη είναι η μείωση στα ενεργειακά αποτελέσματα. Επιπλέον, όπως έχει αναφερθεί και στα άλλα δύο νησιά, φαίνεται ότι η εφαρμογή της υποφόρτισης απαιτεί και λίγο μεγαλύτερο μέγεθος ταμιευτήρων για βέλτιστη λειτουργία, που εδώ είναι 4x1 4 m 3 αντί για 3x1 4 m 3 χωρίς υποφόρτιση (Σχ ). Στο Σχήμα παρουσιάζεται η επίδραση του μεγέθους του ταμιευτήρα στα οικονομικά και ενεργειακά αποτελέσματα του Σταθμού Α1, και συγκρίνονται με τα αντίστοιχα του Α2 (με έναν μόνο υδροστρόβιλο). Παρατηρείται κατ αρχήν ότι η συμπεριφορά των δύο ΥΒΣ είναι σχεδόν ταυτόσημη, με μηδενική κατανάλωση από το δίκτυο για άντληση, και την αιολική ενέργεια να χρησιμοποιείται μόνο για άντληση. Για ταμιευτήρες της τάξης των 4x1 4 m 3 και άνω η απορριπτόμενη ενέργεια σχεδόν μηδενίζεται και ο βαθμός αξιοποίησης της αιολικής παραγωγής μεγιστοποιείται, περίπου στο 65%, όσο δηλαδή είναι και συνολικός βαθμός απόδοσης της αντλησιοταμίευσης. Διαφορά εμφανίζεται μόνο στις καμπύλες μεταβολής του κριτηρίου αποδοτικότητας, όπου ο Σταθμός Α2 υπερτερεί, λόγω του μικρότερου κόστους κατασκευής και εγκατάστασης ενός μεγάλου, αντί τριών μικρών υδροστροβίλων. Αυτό έχει ως αποτέλεσμα και μια μικρή διαφορά στο σημείο μεγιστοποίησης του κριτηρίου αποδοτικότητας, που φαίνεται να επιτυγχάνεται με ταμιευτήρα χωρητικότητας 4x1 4 m στον Α1 και 3x1 4 m στον Α2. Από ενεργειακής πλευράς όμως δείχνει προτιμότερος ο μεγαλύτερος ταμιευτήρας και στους δύο ΥΒΣ. Άλλωστε, στην πράξη η πιο πλεονεκτική λύση θα ήταν η εγκατάσταση δύο ταυτόσημων υδροστροβίλων, τα οικονομικά αποτελέσματα της οποίας θα βρίσκονται ενδιάμεσα στα δύο προηγούμενα. Ακριβώς ανάλογη είναι συμπεριφορά του Σταθμού Β1, ισχύος 5 ΜW, τα αποτελέσματα του οποίου δίνονται στο Σχ Η ενεργειακή απόδοση αυξάνει ασυμπτωτικά με το μέγεθος των ταμιευτήρων, ενώ η βέλτιστη οικονομική απόδοση του Σταθμού επιτυγχάνεται σε χωρητικότητα 1x1 5 m 3. Μάλιστα, εδώ η μέγιστη τιμή του κριτηρίου αποδοτικότητας είναι λίγο μεταλύτερη από ότι στον Α1 (~,17 αντί για ~,15 στο Σχ ), επειδή ο βαθμός απόδοσης των μεγαλύτερων υδροστροβίλων και αντλιών, και επομένως και όλου του συστήματος αντλησιοταμίευσης, είναι λίγο καλλίτερος. Η εφαρμογή του περιορισμού ισχύος στην περίπτωση του Σταθμού Β1 έχει μεγαλύτερη επίπτωση, λόγω του μεγαλύτερου μεγέθους του Σταθμού, που ξεπερνά το 1% τόσο στα ενεργειακά, όσο και στα οικονομικά αποτελέσματα. Χαρακτηριστικό είναι επίσης ότι ο βαθμός απόδοσης του υδροστροβίλου μειώνεται επίσης αρκετά, επειδή ο στρόβιλος λειτουργεί πλέον συνήθως σε μερικό φορτίο (Σχ ). Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 133

134 Αυτή η οικονομία κλίμακας δεν ισχύει όμως στον ακόμη μεγαλύτερης ισχύος ΥΒΣ Γ1 (1 ΜW, Σχ ). Εδώ η προσφερόμενη ενέργεια είναι αναλογικά μικρότερη, λόγω του συχνότερου περιορισμού ισχύος, αλλά και επειδή αρκετά συχνά, ιδιαίτερα κατά τις νυχτερινές ώρες, η προσφερόμενη ισχύς φτάνει στο όριο της καμπύλης ζήτησης και επομένως ο υδροστρόβιλος λειτουργεί αναγκαστικά σε μερικό φορτίο. Έτσι, ο βαθμός απόδοσης της αντλησιοταμίευσης δεν βελτιώνεται, ενώ αντίθετα αυξάνει σημαντικά η ποσότητα απορριπτόμενης αιολικής ενέργειας, καθώς και το κόστος του ΥΒΣ, μειώνοντας το κριτήριο αποδοτικότητας. Πάντως, τα τελευταία μεγιστοποιούνται για ταμιευτήρα 2x1 5 m 3, δηλαδή στην ίδια αναλογία χωρητικότητας ισχύος (Σχ ). Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 134

135 net incomes per year (M ) Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Base Case Free production Incomes / Plant total cost Base Case Free production Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Total wind park production = 11,8 GWh Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy =,2 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy efficiency (Net/Wind) Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Σχήμα 5.4-6: Σύγκριση ετήσιων μεγεθών του Σταθμού Α1 (2 MW) με και χωρίς υποφόρτιση. Επίδραση χωρητικότητας ταμιευτήρα. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 135

136 net incomes per year (M ) Base Case 1 pipe Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Incomes / Plant total cost Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Total wind park production = 11,8 GWh Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy =,2 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Energy efficiency (Net/Wind) Σχήμα 5.4-7: Σύγκριση ετήσιων μεγεθών των Σταθμών Α1 και Α2 (ένας υδροστρόβιλος). Επίδραση χωρητικότητας ταμιευτήρα. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 136

137 net incomes per year (M ) Base Case Free production Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Incomes / Plant total cost Base Case Free production Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Total wind park production = 29,5 GWh Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy =,2 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy efficiency (Net/Wind) Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Σχήμα 5.4-8: Σύγκριση ετήσιων μεγεθών του Σταθμού Β1, με και χωρίς υποφόρτιση. Επίδραση χωρητικότητας ταμιευτήρα. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 137

138 net incomes per year (M ) Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Incomes / Plant total cost Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Total wind park production = 59, GWh Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy =,3 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Energy efficiency (Net/Wind) Σχήμα 5.4-9: Ετήσια μεγέθη του Σταθμού Γ1. Επίδραση χωρητικότητας ταμιευτήρα. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 138

139 5.4.5 Αποτελέσματα ετήσιας λειτουργίας Επίδραση μεγέθους αιολικού πάρκου Στα Σχ και συγκρίνεται η επίδραση της αιολικής ισχύος στην οικονομική και ενεργειακή συμπεριφορά των Σταθμών Α1 και Β1 για τον αντίστοιχο βέλτιστο όγκο ταμιευτήρα, όπως βρέθηκε στην προηγούμενη παραμετρική μελέτη. (Πίν ). Και εδώ η αύξηση της εγκατεστημένης ισχύος του αιολικού πάρκου προκαλεί αντίστοιχη αύξηση των καθαρών ετήσιων εσόδων και της παραγόμενης ενέργειας, αλλά και ανάλογη αύξηση της απορριπτόμενης αιολικής παραγωγής και μείωση του ενεργειακού βαθμού απόδοσης. Έτσι, η καμπύλη μεταβολής του κριτηρίου αποδοτικότητας εμφανίζει μέγιστο περίπου στα 2,4 ΜW για τον Σταθμό Α1 (Incomes/Plant cost, Σχ ) και στα 6 ΜW για τον Β1 (Σχ ), δηλαδή και πάλι στην ίδια περίπου αναλογία ισχύος αιολικών ισχύος υδροστροβίλων. Στο Σχήμα μπορεί να παρατηρηθεί ότι σε περίπτωση λειτουργίας του Σταθμού Α1 χωρίς εφαρμογή υποφόρτισης στους υδροστροβίλους η βέλτιστη απόδοση επιτυγχάνεται για περίπου 5% μεγαλύτερη ισχύ αιολικού πάρκου (παραγόμενη ισχύς ~3,6 ΜW αντί για 2,4 ΜW), με αντίστοιχη αύξηση και της καθαρής παραγόμενης ενέργειας, ενώ τα οικονομικά αποτελέσματα βελτιώνονται άνω του 15%. Σημαντικό μέρος της πρόσθετης αυτής αιολικής ενέργειας διοχετεύεται απ ευθείας στο δίκτυο, αφού ο υδροστρόβιλος έχει πλέον περιθώριο μείωσης του φορτίου του. Η επίδραση της παραγόμενης αιολικής ισχύος για τον πιο μεγάλο Σταθμό Γ1 δίνεται στα διαγράμματα του Σχ Η καμπύλη μεταβολής του κριτηρίου αποδοτικότητας εμφανίζει και εδώ μέγιστη τιμή, αλλά σε πολύ μικρότερο (αναλογικά) μέγεθος αιολικού πάρκου από ότι στους Σταθμούς Α1 και Β1 (στα 8 ΜW αντί στα 12 που θα ήταν αναλογικά). Το αποτέλεσμα αυτό φανερώνει ότι το δίκτυο δεν μπορεί να απορροφήσει όλη την ενέργεια που μπορεί να παραχθεί στον υδροστρόβιλου του πολύ μεγάλου Σταθμού Γ1, ο οποίος, όπως αναφέρθηκε προηγουμένως λειτουργεί συχνά σε μερικό φορτίο, όταν η ονομαστική του ισχύς υπερβαίνει τη συνολική καμπύλη φορτίου του νησιού. Εκτελώντας ξανά την παραμετρική μελέτη επίδρασης της χωρητικότητας ταμιευτήρα, αλλά για το μικρότερο αιολικό πάρκο, προκύπτουν νέες καμπύλες μεταβολής των μεγεθών του ΥΒΣ των 1 ΜW, που συγκρίνονται με αυτές του Σταθμού Γ1 του Πιν στο Σχ Όπως αναμενόταν, ο βέλτιστος ταμιευτήρας προκύπτει τώρα επίσης μικρότερος, περίπου στα 1,5x1 5 m 3, αντί για 2x1 5 m 3. Ο νέος βέλτιστος Σταθμός των 1 ΜW παράγει 15% περίπου λιγότερη καθαρή ενέργεια από τον Γ1, έχει όμως πολύ λιγότερη απόρριψη αιολικής παραγωγής και σημαντικά μεγαλύτερο βαθμό αξιοποίησης της αιολικής παραγωγής (σχεδόν 65% έναντι μόλις 5% του Γ1), καθώς και καλλίτερο βαθμό απόδοσης της αντλησιοταμίευσης (Σχ ). Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 139

140 net incomes per year (M ) Base case Free production Wind generators (MW) Incomes / Plant total cost Wind generators (MW) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy =,2 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Wind generators (MW) Energy efficiency (Net/Wind) Wind generators (MW) Σχήμα 5.4-1: Σύγκριση ετήσιων μεγεθών του Σταθμού Α1 με και χωρίς υποφόρτιση ισχύος. Επίδραση ισχύος αιολικού πάρκου. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 14

141 net incomes per year (M ) Wind generators (MW) Incomes / Plant total cost Wind generators (MW) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy =,2 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Wind generators (MW) Energy efficiency (Net/Wind) Wind generators (MW) Σχήμα : Ετήσια μεγέθη του Σταθμού Β1. Επίδραση ισχύος αιολικού πάρκου. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 141

142 net incomes per year (M ) Wind generators (MW) Incomes / Plant total cost Wind generators (MW) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy =,3 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Wind generators (MW) Energy efficiency (Net/Wind) Wind generators (MW) Σχήμα : Ετήσια μεγέθη του Σταθμού Γ1. Επίδραση ισχύος αιολικού πάρκου. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 142

143 net incomes per year (M ) Station Γ1 8 MW wind Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Incomes / Plant total cost Reservoir vol (x1 6 m 3 ) Energy from the grid (GWh) Wind energy to the grid (GWh) Wind energy for pumping (GWh) Wind energy losses (GWh) Hydroturbine energy (GWh) Yearly needed (guaranteed) energy =,3 GWh Net produced energy (GWh) Pumped-storage unit efficiency Energy efficiency (Net/Wind) Σχήμα : Ετήσια μεγέθη ΥΒΣ 1 ΜW, για παραγόμενη ισχύ αιολικών 12 και 8 ΜW. Επίδραση ισχύος αιολικού πάρκου. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 143

144 5.4.6 Συμπέρασμα βέλτιστη διαμόρφωση ΥΒΣ στην Κάρπαθο Στον Πίνακα συγκεντρώνονται τα αποτελέσματα για τη βέλτιστη διαμόρφωση τριών ΥΒΣ που μελετήθηκαν για την Κάρπαθο, με εγκατεστημένη ισχύ υδροστροβίλων 2, 5 και 1 MW, και με κριτήριο τη μεγιστοποίηση του κριτηρίου αποδοτικότητας. Τα διάφορα τεχνοοικονομικά μεγέθη που περιλαμβάνονται στις στήλες του Πίνακα έχουν οριστεί και επεξηγούνται στο Κεφ Πίνακας 5.4-2: Αποτελέσματα διαστασιολόγησης ΥΒΣ για την Κάρπαθο. A B Γ Δ Ε Ζ Η Θ Ι Κ Λ 2,4 2,4 4x,667 11,2,15 2 1,33,411,47,69 5,1 6, 4x1,67 22,6, ,33,48,456,65 1,15 8, 4x2,22 32,,16 15,89,279,456,621 Οι αναλογίες μεγέθους των κύριων τμημάτων των βέλτιστων ΥΒΣ στην Κάρπαθο προκύπτουν σχεδόν ίδιες με αυτές των δύο άλλων νησιών (στήλες Α-Δ και Η, Θ, βλ. και Πίν και 5.3-2), με εξαίρεση και πάλι τον μεγαλύτερο ΥΒΣ των 1 ΜW, όλα τα βέλτιστα μεγέθη του οποίου (ταμιευτήρας, αιολικά, αντλίες) προκύπτουν σημαντικά μικρότερα, όπως και για τον ΥΒΣ των 5 ΜW στην Κρήτη. Το κριτήριο αποδοτικότητας (στήλη Ζ) βρίσκεται και εδώ στο ίδιο επίπεδο για όλους τους ΥΒΣ (μεταξύ,15 και,17, στήλη Ζ), αν και υπάρχει μια ένδειξη μεγιστοποίησής του στον μεσαίο ΥΒΣ των 5 ΜW, για το οποίο είναι περίπου 15% υψηλότερο. Έτσι οι καθαρές εισπράξεις καλύπτουν το κόστος κατασκευής του αντίστοιχου ΥΒΣ σε 6-6,5 χρόνια. Και εδώ ο μεγαλύτερος ΥΒΣ των 1 ΜW δεν αξιοποιεί πλήρως του υδροστροβίλους του, οι οποίοι εμφανίζουν αρκετά χαμηλότερο βαθμό εκμετάλλευσης σε σχέση με τους δύο μικρότερους Σταθμούς (στήλη Ι). Όμως, τόσο ο βαθμός εκμετάλλευσης των στροβίλων όσο και αυτός του αιολικού πάρκου (στήλη Κ) προκύπτουν για την Κάρπαθο σημαντικά μεγαλύτεροι από τους αντίστοιχους βαθμούς των ΥΒΣ της Κρήτης και της Λέσβου: Ο πρώτος είναι της τάξης του,41 έναντι,27 και,31 αντιστοίχως, ενώ ο δεύτερος είναι γύρω στο,46 έναντι,33,35 στα άλλα δύο νησιά. Το αποτέλεσμα αυτό οφείλεται στο ότι το αιολικό δυναμικό της Καρπάθου, που ελήφθη εδώ μέσω της διαθέσιμης ετήσιας χρονοσειράς ανέμου, είναι σημαντικά αυξημένο (περίπου 4%) σε σχέση με τα αντίστοιχα της Κρήτης και της Λέσβου. Η σχετικά μεγαλύτερη ενεργειακή απόδοση των ΥΒΣ της Καρπάθου αντισταθμίζεται όμως από το μεγαλύτερο κόστος κατασκευής (λόγω μικρού μεγέθους), και γι αυτό το κριτήριο αποδοτικότητας (στήλη Ζ) διατηρεί τις ίδιες περίπου τιμές με την Κρήτη και τη Λέσβο. Τέλος, ο λίγο μικρότερος συνολικός βαθμός απόδοσης σε σχέση με τα άλλα δυο νησιά (στήλη Λ) οφείλεται κυρίως στο ότι οι μηχανές (υδροστρόβιλοι και αντλίες) που Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 144

145 χρησιμοποιούνται εδώ είναι αρκετά μικρότερης ισχύος και επομένως και χαμηλότερου βαθμού απόδοσης. 5.5 Συγκριτικά αποτελέσματα βέλτιστων ΥΒΣ Στα διαγράμματα του παρακάτω Σχήματος συγκεντρώνονται τα αποτελέσματα όλων των βέλτιστων διαμορφώσεων ΥΒΣ στα τρία νησιά, Κρήτη, Λέσβο και Κάρπαθο, που διερευνήθηκαν στην παρούσα μελέτη (βλ. Πίνακες 5.2.2, 5.3,2 και 5.4.2). Τα βασικά οικονομικά και λειτουργικά μεγέθη παρουσιάζονται αδιαστατοποιημένα, ώστε να είναι συγκρίσιμα ανεξαρτήτως μεγέθους ΥΒΣ, διευκολύνοντας έτσι την εξαγωγή γενικότερων συμπερασμάτων. Για τον ίδιο λόγο, όλα σχεδιάζονται ως συνάρτηση του μεγέθους του ΥΒΣ, P H,inst, διαιρεμένου με το μέσο φορτίο της καμπύλης ζήτησης, P L,mean, του εκάστοτε νησιού. Όπου υπάρχουν δύο προτεινόμενες λύσεις (για την Κρήτη, Πίν ), σχεδιάζεται η μέση τιμή τους. Κατ αρχήν πρέπει να σημειωθεί ότι όλες οι προτεινόμενες βέλτιστες διαμορφώσεις ΥΒΣ έχουν προκύψει θέτοντας ως στόχο βελτιστοποίησης τη μεγιστοποίηση των ετήσιων εσόδων, αδιαστατοποιημένων με το κόστος κατασκευής του ΥΒΣ (κριτήριο αποδοτικότητας). Η επιλογή όμως αυτή φαίνεται ότι επιτυγχάνει πολύ ικανοποιητικές, σχεδόν βέλτιστες τιμές και σε μια σειρά από λειτουργικά χαρακτηριστικά του ΥΒΣ, όπως η ελαχιστοποίηση της απορριπτόμενης αιολικής ενέργειας, η ελαχιστοποίηση των αναγκών για άντληση με ενέργεια από το δίκτυο, η μεγιστοποίηση του συνολικού ενεργειακού βαθμού απόδοσης του ΥΒΣ. Αυτό αποδεικνείει την ορθότητα επιλογής του συγκεκριμένου κριτηρίου ως αντικείμενο βελτιστοποίησης. Επίσης, η τελική επιλογή βρίσκεται πάντα στο σημείο καμπής της καμπύλης ετήσιων εσόδων και της καμπύλης καθαρής παραγόμενης ενέργειας του ΥΒΣ (π.χ. για την Κρήτη, Σχ , και αντίστοιχα για τη Λέσβο και την Κάρπαθο), η αύξηση των οποίων πέραν του σημείου αυτού είναι πλέον ασυμπτωτική και απαιτεί δυσανάλογη αύξηση του μεγέθους του (εγκατεστημένη ισχύς υδροστροβίλων, αιολικών και χωρητικότητα ταμιευτήρα). Έτσι, η ενδεχόμενη χρησιμοποίηση εναλλακτικών στόχων βελτιστοποίησης (π.χ. χρήση δυναμικών κριτηρίων οικονομικής αξιολόγησης), δεν αναμένεται να διαφοροποιήσει ιδιαίτερα το βέλτιστο μέγεθος των ΥΒΣ και των επιμέρους τμημάτων τους. Τα αδιαστατοποιημένα ετήσια έσοδα που δίνονται στο Σχ a, βρίσκονται για όλα τα νησιά στο ίδιο περίπου επίπεδο, αφού όπως αναφέρθηκε, το αυξημένο αιολικό δυναμικό στην Κάρπαθο συνδυάζεται με το αυξημένο κόστος κατασκευής του μικρού σχετικά ΥΒΣ. Στην Κρήτη και στην Κάρπαθο φαίνεται ότι πιθανώς υπάρχει κάποιο ενδιάμεσο μέγεθος Σταθμού, για το οποίο μεγιστοποιείται το κριτήριο αποδοτικότητας. Για ΥΒΣ μικρού έως μέσου μεγέθους η εγκατεστημένη ισχύς των αιολικών είναι περίπου 3% μεγαλύτερη των υδροστροβίλων (Σχ b), αλλά αρχίζει να μειώνεται σε μεγαλύτερα απόλυτα μεγέθη Σταθμού (καμπύλη Κρήτης), ή όταν το μέγεθος του ΥΒΣ ξεπεράσει το μέσο φορτίο του νησιού (καμπύλες Λέσβου, Καρπάθου). Ανάλογα ισχύουν Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 145

146 και για τον βαθμό εκμετάλλευσης των υδροστροβίλων του ΥΒΣ, ο οποίος μειώνεται με αύξηση τόσο του απόλυτου, όσο και του σχετικού μεγέθους του ΥΒΣ (Σχ c). Αντιθέτως, ο βαθμός εκμετάλλευσης του αιολικού πάρκου φαίνεται να είναι ανεξάρτητος του μεγέθους του ΥΒΣ, παραμένοντας περίπου ίδιος για όλους τους ΥΒΣ της Λέσβου και της Κρήτης (Σχ d), ενώ οι μεγαλύτερες τιμές της Καρπάθου οφείλονται στο ανάλογα αυξημένο αιολικό δυναμικό που θεωρήθηκε για το νησί αυτό. Η απαιτούμενη χωρητικότητα του ταμιευτήρα παρουσιάζεται στο Σχ e, εκφρασμένη σε ώρες επάρκειας του ταμιευτήρα για λειτουργία των υδροστροβίλων του ΥΒΣ σε πλήρη ισχύ. Η μεταβολή του μεγέθους αυτού παρακολουθεί την αντίστοιχη μεταβολή της απαιτούμενης αιολικής παραγωγής στο Σχ b. Για μικρούς ΥΒΣ είναι 2 ώρες, και αρχίζει να μειώνεται όταν το απόλυτο ή το σχετικό μέγεθος του ΥΒΣ υπερβεί κάποιο όριο. Τα αντίστοιχα όρια φαίνεται κι εδώ ότι είναι περίπου τα 6 MW για το απόλυτο μέγεθος, και σχεδόν το μέσο φορτίο του εκάστοτε νησιού για το σχετικό μέγεθος. Τέλος, ο συνολικός βαθμός απόδοσης του βέλτιστου ΥΒΣ φαίνεται ότι δεν εξαρτάται από τα ανεμολογικά χαρακτηριστικά του κάθε νησιού, αλλά επηρεάζεται κυρίως από τον βαθμό απόδοσης των επιμέρους μηχανών, υδροστροβίλων και αντλιών. Έτσι, στο Σχ f δείχνει να αυξάνει ελαφρώς με αύξηση του σχετικού μεγέθους και να μειώνεται με μείωση του απόλυτου μεγέθους του ΥΒΣ. Κλείνοντας, υπογραμμίζεται ότι πέραν της συγκριτικής αξιολόγησης των παρόντων αριθμητικών αποτελεσμάτων, η αξία των παραπάνω διαγραμμάτων έγκειται στη δυνατότητα που παρέχουν να γίνει για κάθε άλλο νησί μια πρώτη εκτίμηση όχι μόνο της βέλτιστης διαστασιολόγησης ενός ΥΒΣ, αλλά και των προσδοκώμενων ενεργειακών και οικονομικών αποτελεσμάτων του. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 146

147 Incomes / Plant total cost (a) P H, inst / P Q, mean ΚΡΗΤΗ ΛΕΣΒΟΣ ΚΑΡΠΑΘΟΣ P W, inst / P H, inst (b) P H, inst / P Q, mean Hydroturbine capacity factor (c) P H, inst / P Q, mean Wind farm capacity factor (d) P H, inst / P Q, mean Reservoir capacity (h) (e) P H, inst / P Q, mean Energy efficiency (Net / Wind) (f) P H, inst / P Q, mean Σχήμα 5.5-1: Συγκριτικά διαγράμματα χαρακτηριστικών των ΥΒΣ που προέκυψαν. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 147

148 6. ΕΦΑΡΜΟΓΕΣ - ΒΕΛΤΙΣΤΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΜΔΝ ΜΕ ΥΒΣ 6.1 Εισαγωγή Στο παρόν κεφάλαιο θα μελετηθούν και θα αναλυθούν οι επιπτώσεις της ένταξης και λειτουργίας ΥΒΣ σε αυτόνομα νησιωτικά συστήματα με την εφαρμογή της νέας πολιτικής διαχείρισης. Αναλυτικότερα θα προσομοιωθεί η λειτουργία τριών νησιών με ΥΒΣ και συγκεκριμένα της Κρήτης, της Λέσβου και της Καρπάθου, ως αντιπροσωπευτικά παραδείγματα νησιών μεγάλου, μέσου και μικρού μεγέθους αντίστοιχα. Τα αποτελέσματα που θα προκύψουν θα αναλυθούν και θα εξεταστεί τόσο η οικονομικότητα των ΥΒΣ όσο και οι ενεργειακές και οικονομικές επιπτώσεις τους στη λειτουργία των αυτόνομων ηλεκτρικών συστημάτων. Τέλος θα γίνει και μια οικονομική αξιολόγηση των επενδύσεων για ΥΒΣ σε αυτόνομα νησιωτικά συστήματα. Στις προσομοιώσεις της λειτουργίας των τριών νησιών έχουν γίνει ορισμενες παραδοχές. Καταρχήν έχει θεωρηθεί ότι ο Διαχειριστής του ΜΔΝ απαιτεί κάθε μέρα εγγυημένη ενέργεια ίση με το άθροισμα των διαφορών των προβλεπόμενων ωριαίων φορτίων και της ελάχιστης απαιτούμενης εγκατεστημένης συμβατικής ισχύος. Στην πράξη ο Διαχειριστής ΜΔΝ θα απαιτεί τόση εγγυημένη ενέργεια όση κρίνει ότι χρειάζεται, ώστε σε συνδυασμό με τις συμβατικές μονάδες να μπορεί να καλυφθεί αξιόπιστα το προβλεπόμενο φορτίο ζήτησης. Επιπλέον, για ΥΒΣ διπλού αγωγού γίνεται συνυπολογισμός της προβλεπόμενης αιολικής παραγωγής στις ημερήσιες προσφορές ενέργειας των παραγωγών, κατά τα αναφερόμενα στην Ενότητα Αντίθετα, για ΥΒΣ μονού αγωγού δεν γίνεται συνυπολογισμός της προβλεπόμενης αιολικής παραγωγής, λόγω ύπαρξης μεγάλης δεξαμενής. Επιπλέον, έχει θεωρηθεί ότι η δυνάμενη αιολική παραγωγή του ΥΒΣ θα αξιοποιείται για άντληση και η περίσσεια είτε θα απορρίπτεται είτε θα αποδίδεται απ ευθείας στο δίκτυο, εφόσον υπάρχει περισσευούμενο set-point από τα αιολικά εκτός ΥΒΣ. 6.2 Λειτουργία ΥΒΣ στην Κρήτη Στην Ενότητα που ακολουθεί εφαρμόζεται η νέα πολιτική διαχείρισης στο σύστημα της Κρήτης με ΥΒΣ. Συγκεκριμένα προσομοιώνεται η λειτουργία του ηλεκτρικού συστήματος της Κρήτης κατά το έτος 212, χωρίς ΥΒΣ και μετά την ένταξη ΥΒΣ ισχύος 75 MW και 25 MW Χαρακτηριστικά μεγέθη του θεωρούμενου ηλεκτρικού συστήματος α) Χαρακτηριστικά των συμβατικών μονάδων παραγωγής Στις προσομοιώσεις που πραγματοποιήθηκαν λάβαμε υπόψη την προβλεπόμενη σύνθεση και σειρά ένταξης των συμβατικών μονάδων παραγωγής για το έτος 212 με τα χαρακτηριστικά που φαίνονται στους Πίνακες και Η ένταξη των συμβατικών μονάδων παραγωγής, λαμβάνεται ότι θα γίνεται με την ακόλουθη σειρά: Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 148

149 Α) Ατμοστρόβιλοι (ΑΤΜ) Αθερινόλακου Β) Μονάδες Συνδυασμένου Κύκλου (ΣΚ) Κορακιάς Γ) Μονάδες ΣΚ Χανίων (όταν λειτουργεί) Δ) Diesel Αθερινόλακου Νο 1,2,3,4 Ε) Diesel Λινοπεραμάτων Νο 1,2,3,4 ΣΤ) ΑΕΡ Νο 3,5 Λινοπεραμάτων Ζ) ΑΕΡ Νο 2,11,12 Χανίων Η) ΑΕΡ 5,4,2 Λινοπεραμάτων Θ) ΑΕΡ 5,1 Χανίων Επίσης ότι κατά τη φόρτιση των παραπάνω μονάδων θα ακολουθούνται γενικά οι ακόλουθοι κανόνες: - Ως «μονάδες βάσεως» λειτουργούν οι ατμοστρόβιλοι Αθερινόλακου και ακολούθως η μονάδα Συνδυασμένου Κύκλου (ΣΚ) Κορακιάς, η οποία μπορεί να μειώνει την παραγωγή της μέχρι το τεχνικό της ελάχιστο. - Η μονάδα ΣΚ Χανίων εντάσσεται μόνο τους μήνες υψηλού φορτίου (Ιανουάριος, Φεβρουάριος, Ιούλιος, Αύγουστος, Σεπτέμβριος, Δεκέμβριος) και φορτίζεται στο τεχνικό της ελάχιστο. - Ακολουθούν οι μονάδες Diesel του Αθερινόλακου, οι οποίες αναλαμβάνουν το κύριο μέρος του «μέσου φορτίου». - Ακολουθούν οι Diesel Λινοπεραμάτων, οι οποίες αναλαμβάνουν το υπόλοιπο του μέσου φορτίου. - Τέλος τίθενται σε λειτουργία και φορτίζονται σταδιακά οι Αεριοστρόβιλοι, εφόσον έχουν πλήρως φορτιστεί οι αεριοστρόβιλοι των μονάδων ΣΚ και οι Diesel, προκειμένου να καλύψουν το «φορτίο αιχμής». Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 149

150 Πίνακας 6.2-1: Ονομαστική και αποδιδόμενη ισχύς, τεχνικό ελάχιστο και καύσιμο των μονάδων παραγωγής της Κρήτης ΟΝΟΜΑΣΤΙΚΗ, ΑΠΟ Ι ΟΜΕΝΗ ΙΣΧΥΣ ΚΑΙ ΤΕΧΝΙΚΟ ΕΛΑΧΙΣΤΟ ΣΥΜΒΑΤΙΚΩΝ ΜΟΝΑ ΩΝ ΚΑΤΑ ΣΕΙΡΑ ΕΝΤΑΞΗΣ Μονάδα Ονομαστική ισχύς (kw) Αποδιδόμενη ισχύς (kw) ST ATH CC KOR CC XAN ICE ATH No 1 ICE ATH No 2 ICE ATH No 3 & 4 ICE LIN ICE LIN ICE LIN GT LIN GT XAN GT LIN GT XAN GT XAN GT LIN GT XAN 2x x51. 4x51. 4x51. 2x x28. 2x x x5. 4x5. 4x5. 2x x25. 2x Τεχνικό 2x x x x5. 2x ελάχιστο(kw) Καύσιμο Mazut Natural Gas Diesel Mazut Mazut Mazut Mazut Mazut Mazut Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 15

151 ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΜΟΝΑ ΩΝ Πίνακας 6.2-2: Ειδικές καταναλώσεις και εκπομπές ρύπων των μονάδων παραγωγής της Κρήτης Τύπος μονάδας Ειδική Κατανάλωση (kg/kwh) Tιμή καυσίμου Εκπομπές ρύπων Μεταβλητό κόστος λειτουργίας 5% 75% 1% ( /kg) kgco 2 /kg καυσίμου /kgco 2 ( /kwh) ST ATH Νο Νο CC KORAKIAS CC XANIWN ICE ATH Νο Νο Νο Νο ICE LIN Νο Νο Νο Νο GT LIN No GT XAN No GT LIN No GT XAN No GT XAN No GT LIN No GT XAN No GT LIN No GT XAN No Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 151

152 β) Αιολικά πάρκα εκτός του Υβριδικού Σταθμού (ΥΒΣ) Η αδειοδοτημένη αιολική ισχύς για το έτος 212 εκτός αυτής του Υβριδικού Σταθμού- ΥΒΣ, είναι 22 MW. Σε κάθε περίπτωση λαμβάνεται ότι τα αιολικά πάρκα μπορούν να αποδώσουν μέγιστη ισχύ ίση με την ονομαστική τους, μείον τις απώλειες που θεωρούνται της τάξης του 1%. Ο υπολογισμός της ανά ώρα παραγόμενης ενέργειας γίνεται με βάση κατάλληλη ετήσια χρονοσειρά ανέμου (ετήσιας μέσης τιμής 8.5 m/s) και τυπική καμπύλη ισχύος Α/Γ, όπως εικονίζονται στα Σχήματα και Σχήμα 6.2-1: Ετήσια χρονοσειρά ανέμου 1 min (μέση ετήσια τιμή 8.5 m/s) Σχήμα 6.2-2: Καμπύλη ισχύος Α/Γ Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 152

153 γ) Χαρακτηριστικά φορτίου Λήφθηκε υπόψη τυπική ωριαία χρονοσειρά φορτίου (έτους 21), προσαρμοσμένη στη μέγιστη ζήτηση του 212, η οποία εκτιμάται σε 82 ΜW. Ο Συντελεστής Φορτίου προκύπτει 53.3%. Η χρονοσειρά του φορτίου της Κρήτης για το έτος 212 απεικονίζεται στο Σχήμα Σχήμα 6.2-3: Ετήσια χρονοσειρά φορτίου της Κρήτης το έτος Χαρακτηριστικά του Υβριδικού Σταθμού (ΥΒΣ) Εξετάζονται οι επιπτώσεις στο σύστημα της Κρήτης από την ένταξη και λειτουργία δύο ΥΒΣ με τα ακόλουθα χαρακτηριστικά: Α) ΥΒΣ 75 MW Άνω δεξαμενή, η οποία έχει χωρητικότητα που επαρκεί για λειτουργία των στροβίλων σε πλήρη ισχύ για 16 ώρες. Κάτω δεξαμενή χωρητικότητας που εξασφαλίζει την παραπάνω παροχή ισχύος. 3 υδροστρόβιλοι Francis ισχύος 25 ΜW, με τεχνικό ελάχιστο 5% 4 αντλίες μεταβλητών στροφών ισχύος 25 MW, με τεχνικό ελάχιστο 6% Αιολικά πάρκα συνολικής εγκατεστημένης ισχύος 9 MW Μονός ή διπλός αγωγός Β) ΥΒΣ 25 MW Άνω δεξαμενή, η οποία έχει χωρητικότητα που επαρκεί για λειτουργία των στροβίλων σε πλήρη ισχύ για 16 ώρες. Κάτω δεξαμενή χωρητικότητας που εξασφαλίζει την παραπάνω παροχή ισχύος. 5 υδροστρόβιλοι Francis ισχύος 5 ΜW, με τεχνικό ελάχιστο 5% Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 153

154 6 αντλίες μεταβλητών στροφών ισχύος 5 MW, με τεχνικό ελάχιστο 6% Αιολικά πάρκα συνολικής εγκατεστημένης ισχύος 275 MW Μονός ή διπλός αγωγός Ο θεωρούμενος βαθμός απόδοσης υδροστρόβιλων και αντλιών είναι 85% ενώ των αιολικών πάρκων 9%. Οι τιμολογήσεις ενέργειας και ισχύος των ΥΒΣ είναι αυτές του Κεφαλαίου 4. Επίσης επειδή το υπολογιζόμενο capacity credit για την Κρήτη είναι 168 MW, για τον ΥΒΣ των 25 MW θεωρούμε ότι θα αποζημιωθούν μόνο τα 168 MW και όχι η συνολική εγκατεστημένη του ισχύ Αποτελέσματα Εφαρμογής (α) Τυπικά διαγράμματα λειτουργίας Αρχικά παρουσιάζεται η ημερήσια λειτουργία του συστήματος της Κρήτης με ΥΒΣ 75 MW και 25 MW για δύο τυπικές εβδομάδες του έτους 212 (Σχήματα έως 6.2-7). Συγκεκριμένα, στο πρώτο αθροιστικό διάγραμμα των επόμενων σχημάτων παρουσιάζεται η κάλυψη του φορτίου μιας εβδομάδας του συστήματος της Κρήτης από τον ΥΒΣ, από τις συμβατικές μονάδες παραγωγής και από την παραγωγή των εκτός ΥΒΣ αιολικών. Επίσης απεικονίζεται και το συνολικό φορτίο του ηλεκτρικού συστήματος. Στα δύο άλλα διαγράμματα των επόμενων σχημάτων παρουσιάζεται αναλυτικότερα η λειτουργία του ΥΒΣ. Στο πρώτο διάγραμμα απεικονίζεται η παραγωγή των υδροστρόβιλων και η παραγωγή των αιολικών του ΥΒΣ, είτε αυτή συμπληρώνει την παροχή εγγυημένης ισχύος είτε δίνεται απ ευθείας στο δίκτυο, στην περίπτωση που διατίθεται επιπλέον set-point από το σύστημα στον ΥΒΣ. Στο επόμενο διάγραμμα απεικονίζεται η άντληση του ΥΒΣ, είτε αυτή επιτυγχάνεται απορροφώντας την αιολική παραγωγή του ΥΒΣ, είτε από το δίκτυο. Στα δύο τελευταία διαγράμματα των επόμενων σχημάτων φαίνεται και η στάθμη της δεξαμενής. Στα Σχήματα και παρουσιάζεται η λειτουργία του συστήματος της Κρήτης για μια εβδομάδα με υψηλό φορτίο, για τις περιπτώσεις των ΥΒΣ 75 MW και 25 MW αντίστοιχα. Τη συγκεκριμένη εβδομάδα ο Διαχειριστής του ΜΔΝ απαιτεί κάθε μέρα εγγυημένη ενέργεια από τον ΥΒΣ. Ο διαχειριστής του ΥΒΣ εξασφαλίζει την εγγυημένη ενέργεια αξιοποιώντας τη δική του αιολική παραγωγή για άντληση και πλήρωση της δεξαμενής και προσφέρει ενέργεια στο σύστημα μεγαλύτερη ή ίση της εγγυημένης. Ορισμένες μέρες λόγω χαμηλών αποθεμάτων δεξαμενής και έλλειψης αέρα, ο ΥΒΣ αναγκάζεται να απορροφήσει ενέργεια από το σύστημα τις νυχτερινές ώρες ώστε να εξασφαλιστεί η παροχή της εγγυημένης ενέργειας. Τη συγκεκριμένη ημέρα η προσφορά ενέργειας του ΥΒΣ είναι αναγκαστικά ίση με την εγγυημένη ενέργεια. Παρομοίως στα Σχήματα και παρουσιάζεται η λειτουργία του συστήματος της Κρήτης για μια εβδομάδα με χαμηλό φορτίο, όπου ο Διαχειριστής του ΜΔΝ δεν απαιτεί εγγυημένη ενέργεια. Ο ΥΒΣ προσφέρει ενέργεια στο σύστημα ανάλογα με τα αποθέματα στη δεξαμενή του και την προβλεπόμενη αιολική παραγωγή των επόμενων ωρών. Σε όλα τα σχήματα είναι εμφανής η εξομάλυνση των καμπυλών φορτίου λόγω της λειτουργίας των Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 154

155 ΥΒΣ και η αποκοπή των αιχμών με αποτέλεσμα την αποφυγή της ένταξης των συμβατικών μονάδων αιχμής. Επίσης με τη λογική των προσφορών ενέργειας αντί ισχύος και την κατανομή της συγκεκριμένης ενέργειας από το Διαχειριστή του ΜΔΝ, εξομαλύνεται η λειτουργία των συμβατικών μονάδων χωρίς συχνές στάσεις-εκκινήσεις και απότομες μεταβολές της αποδιδόμενης ισχύος τους, ανεξαρτήτως του μεγέθους του ΥΒΣ. Οι όποιες διαταραχές στη φόρτιση των συμβατικών μονάδων οφείλονται αποκλειστικά στις τυχαίες μεταβολές της αιολικής παραγωγής των πάρκων εκτός ΥΒΣ. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 155

156 Σχήμα 6.2-4: Ημερήσια λειτουργία του συστήματος της Κρήτης με ΥΒΣ 75 MW (διπλού αγωγού) για μια τυπική εβδομάδα του 212 με υψηλό φορτίο. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 156

157 Σχήμα 6.2-5: Ημερήσια λειτουργία του συστήματος της Κρήτης με ΥΒΣ 75 MW (διπλού αγωγού) για μια τυπική εβδομάδα του 212 με χαμηλό φορτίο. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 157

158 Σχήμα 6.2-6: Ημερήσια λειτουργία του συστήματος της Κρήτης με ΥΒΣ 25 MW (διπλού αγωγού) για μια τυπική εβδομάδα του 212 με υψηλό φορτίο. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 158

159 Σχήμα 6.2-7: Ημερήσια λειτουργία του συστήματος της Κρήτης με ΥΒΣ 25 MW (διπλού αγωγού) για μια τυπική εβδομάδα του 212 με χαμηλό φορτίο. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 159

160 (β) Συγκεντρωτικά αποτελέσματα μεταβολών βασικών μεγεθών Στη συνέχεια παρουσιάζονται τα συγκεντρωτικά αποτελέσματα των μεταβολών των σημαντικότερων μεγεθών του συστήματος, όπως είναι τα ακόλουθα (όλα σε ετήσια βάση): α) τα έσοδα του ΥΒΣ β) η συνολική παραγόμενη ενέργεια των συμβατικών μονάδων, γ) το συνολικό κόστος παραγωγής του συστήματος της Κρήτης (κόστος καυσίμου και μεταβλητό κόστος λειτουργίας και συντήρησης συμβατικού σταθμού, κόστος αιολικών παραγωγών, κόστος ΥΒΣ και κόστος δικαιωμάτων εκπομπής ρύπων), δ) ο συντελεστής χρησιμοποίησης των λοιπών αιολικών πάρκων (εκτός ΥΒΣ), ε) ο συντελεστής χρησιμοποίησης των αιολικών του ΥΒΣ στ) η συνολική απορροφούμενη από το δίκτυο ενέργεια για άντληση ως ποσοστό της συνολικής ενέργειας άντλησης Στο Σχήμα απεικονίζονται τα ετήσια έσοδα των ΥΒΣ από την πώληση της ενέργειας, από την αποζημίωση της διαθεσιμότητας ισχύος, καθώς και τα αθροίσματά τους, ανηγμένα στις εγκατεστημένες ισχείς των στροβίλων τους. Είναι εμφανής η αύξηση των εσόδων των ΥΒΣ όταν αυτοί διαθέτουν διπλό αγωγό σε σχέση με τους αντίστοιχους μονού αγωγού. Κι αυτό γιατί οι ΥΒΣ που έχουν τη δυνατότητα ταυτόχρονης παραγωγής και άντλησης, μπορούν να αξιοποιούν καλύτερα την αιολική παραγωγή τους αφού μπορούν να αντλούν ακόμα και όταν παράγουν. Αντίθετα οι ΥΒΣ μονού αγωγού μπορούν να αντλούν μόνο όταν δεν παράγουν και άρα έχουμε σημαντική απορριπτόμενη αιολική παραγωγή. Συγκρίνοντας τα έσοδα των ΥΒΣ 75 MW και 25 MW, παρατηρούμε ότι τα ανηγμένα έσοδα από την πώληση ενέργειας είναι μικρότερα για ΥΒΣ 25 MW γιατί λόγω μεγέθους λειτουργεί συχνά περιορισμένα. Η μη ευνοϊκή λειτουργία του ΥΒΣ 25 ΜW οφείλεται στο γεγονός ότι στο σύστημα της Κρήτης λειτουργούν ατμοστροβιλικές μονάδες, καθ όλη τη διάρκεια του έτους, με συνολική αποδιδόμενη ισχύ 455 MW. Οι παραπάνω μονάδες μπορούν να υποφορτιστούν μέχρι τα τεχνικά τους ελάχιστα συνολικής ισχύος 16 MW. Δεδομένου ότι το μέσο φορτίο της Κρήτης το έτος 212 είναι 44 MW, ο ΥΒΣ 25 MW υποφορτίζεται συχνά προκειμένου να απορροφηθεί η αιολική παραγωγή των άλλων αιολικών πάρκων (16MW + 25MW = 41 MW). Τα έσοδα του ΥΒΣ 25 MW μονού αγωγού είναι ακόμη λιγότερα, αφού καλείται από το Διαχειριστή ΜΔΝ να παράγει περισσότερες ώρες οπότε έχει λιγότερες ώρες να αντλήσει και να γεμίσει τη δεξαμενή του, που συνεπάγεται μικρότερες προσφορές ενέργειας. Όσον αφορά τα ανηγμένα έσοδα από την αποζημίωση της διαθεσιμότητας ισχύος, αυτά είναι περισσότερα για ΥΒΣ 75 MW, καθώς στην περίπτωση ΥΒΣ 25 MW αποζημιώνονται μόνο τα 168 MW και όχι όλη η εγκατεστημένη του ισχύ. Τα συνολικά ανηγμένα έσοδα ΥΒΣ 25 MW εμφανίζονται μικρότερα από τα αντίστοιχα ΥΒΣ 75 MW, σε κάθε περίπτωση αγωγού. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 16

161 Σχήμα 6.2-8: Ετήσια έσοδα των ΥΒΣ από την πώληση της ενέργειας, από την αποζημίωση της διαθεσιμότητας ισχύος, καθώς και το σύνολό τους, ανηγμένα στις εγκατεστημένες ισχείς των στροβίλων. Στο Σχήμα απεικονίζεται η συνολική παραγόμενη ενέργεια των συμβατικών μονάδων για το έτος 212 και η μείωσή της με την ένταξη ΥΒΣ στο σύστημα της Κρήτης. Η μείωση της συμβατικής ενέργειας είναι αρκετά μεγαλύτερη για ΥΒΣ διπλού αγωγού. Επίσης παρατηρούμε ότι για ΥΒΣ διπλού αγωγού και τριπλάσιου μεγέθους, η μείωση της συμβατικής ενέργειας είναι τριπλάσια, δηλαδή δεν εμφανίζεται κορεσμός στην απορρόφηση της ενέργειας που συνεισφέρει ο ΥΒΣ. Σχήμα 6.2-9: Συνολική παραγόμενη ενέργεια συμβατικών μονάδων. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 161

162 Στο Σχήμα απεικονίζεται το συνολικό κόστος παραγωγής του συστήματος που συμπεριλαμβάνει το κόστος καυσίμου και το μεταβλητό κόστος λειτουργίας και συντήρησης των συμβατικών μονάδων, το κόστος δικαιωμάτων εκπομπής ρύπων, την αποζημίωση αιολικών παραγωγών και την αποζημίωση ΥΒΣ. Για κάθε περίπτωση ΥΒΣ απεικονίζονται στο Σχήμα δύο τιμές του συνολικού κόστους του συστήματος. Η μικρότερη τιμή αφορά το συνολικό κόστος του συστήματος χωρίς την αποζημίωση για τη διαθεσιμότητα ισχύος του ΥΒΣ ενώ η μεγαλύτερη τιμή αφορά το συνολικό κόστος παραγωγής με την αποζημίωση. Συγκρίνοντας τα συνολικά κόστη παραγωγής χωρίς την αποζημίωση της διαθεσιμότητας ισχύος, με και χωρίς ΥΒΣ, διαπιστώνεται αύξηση του συνολικού κόστους από.9% για ΥΒΣ 75 MW μονού αγωγού έως 6.8% για ΥΒΣ 25 MW διπλού αγωγού. Η αύξηση του συνολικού κόστους είναι πολύ μικρή για τον ΥΒΣ 75 MW μονού αγωγού, αφού η παραγόμενη ενέργεια του ΥΒΣ είναι συγκρίσιμη με την αντίστοιχη ενέργεια των μονάδων αιχμής του συστήματος που υποκαθιστά. Αντίθετα στην περίπτωση του ΥΒΣ 25 MW διπλού αγωγού, η παραγόμενη ενέργεια είναι πολύ μεγαλύτερη και η αύξηση του συνολικού κόστους σημαντική (6.8%), καθώς ο ΥΒΣ πληρώνεται στην τιμή των μονάδων αιχμής παρόλο που υποκαθιστά, εκτός από μόνο μονάδες αιχμής και μονάδες μέσου φορτίου. Βέβαια η αύξηση του συνολικού κόστους είναι αρκετά μικρότερη από την αντίστοιχη μείωση της συμβατικής ενέργειας. Σχήμα 6.2-1: Συνολικό κόστος παραγωγής του συστήματος της Κρήτης. Στο Σχήμα παρουσιάζονται οι επιπτώσεις της ένταξης του ΥΒΣ στο συντελεστή χρησιμοποίησης των αιολικών πάρκων εκτός ΥΒΣ. Διαπιστώνεται ότι η ένταξη ΥΒΣ προκαλεί μικρή αύξηση στον συντελεστή χρησιμοποίησης των λοιπών αιολικών. Οι μικρές αυξήσεις του συντελεστή χρησιμοποίησης των λοιπών αιολικών πάρκων οφείλονται στο γεγονός ότι ο ΥΒΣ, υποκαθιστά μονάδες με μεγαλύτερο τεχνικό ελάχιστο. Η αύξηση του συντελεστή χρησιμοποίησης των λοιπών αιολικών είναι λίγο μεγαλύτερη όταν ο ΥΒΣ 75MW διαθέτει διπλό αγωγό, αφού η διαμόρφωση αυτή επιτρέπει τη συχνότερη Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 162

163 λειτουργία του ΥΒΣ. Αντίθετα, ΥΒΣ διπλού αγωγού και μεγάλου μεγέθους μπορεί να οδηγήσει από μικρές αυξήσεις έως και μειώσεις του συντελεστή χρησιμοποίησης των λοιπών αιολικών. Αυτό οφείλεται στο γεγονός ότι μέρες με χαμηλό και μέσο φορτίο, ΥΒΣ και υποχρεωτικά ενταγμένες συμβατικές μονάδες (ατμοστρόβιλοι) λειτουργούν, για την κάλυψη του φορτίου, στα τεχνικά τους ελάχιστα αποκλείοντας την όποια απορρόφηση αιολικής παραγωγής. Σχήμα : Συντελεστής χρησιμοποίησης των αιολικών πάρκων εκτός ΥΒΣ. Στο Σχήμα απεικονίζεται ο συντελεστής χρησιμοποίησης των αιολικών του ΥΒΣ. Ο συντελεστής χρησιμοποίησης για τα αιολικά ΥΒΣ με μονό αγωγό είναι μειωμένος λόγω του γεγονότος ότι απορρίπτεται σημαντική ποσότητα αιολικής παράγωγής αφού δεν μπορεί να αντληθεί, όταν οι παράγουν οι υδροστρόβιλοι του ΥΒΣ. Αντίθετα, τα αιολικά πάρκα ΥΒΣ με διπλό αγωγό εμφανίζουν μεγάλο συντελεστή χρησιμοποίησης. Σχήμα : Συντελεστής χρησιμοποίησης των αιολικών του ΥΒΣ. Στο Σχήμα απεικονίζεται η συνολική απορροφούμενη από το δίκτυο ενέργεια για άντληση ως ποσοστό της συνολικής ενέργειας άντλησης. Παρατηρούμε ότι τα ποσοστά Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 163

164 είναι αμελητέα, εξαιτίας της φιλοσοφίας της νέας πολιτικής διαχείρισης. Συγκεκριμένα με βάση τη νέα πολιτική διαχείρισης, ο ΥΒΣ θα κάνει δήλωση φορτίου μόνο τις ημέρες που του ζητείται εγγυημένη ενέργεια από το Διαχειριστή ΜΔΝ και εφόσον προβλέπει ότι δεν μπορεί να εξασφαλίσει τη συγκεκριμένη ενέργεια στηριζόμενος μόνο στην αιολική παραγωγή του. Η συνολική απορροφούμενη από το δίκτυο ενέργεια είναι μικρότερη για ΥΒΣ με διπλό αγωγό. Σχήμα : Συνολική απορροφούμενη από το δίκτυο ενέργεια για άντληση ως ποσοστό της συνολικής ενέργειας άντλησης. (γ) Καμπύλες διάρκειας Επιπλέον παρατίθενται καμπύλες διάρκειας για τη φόρτιση των ΥΒΣ 75 MW και 25 MW, τόσο στο σύνολό τους όσο και για τις επιμέρους συνιστώσες τους (υδροστρόβιλοι, αντλίες, δεξαμενή). Στο Σχήμα απεικονίζονται οι καμπύλες διάρκειας της συνολικής παραγόμενης ισχύος των ΥΒΣ. Παρατηρούμε ότι οι ΥΒΣ διπλού αγωγού φορτίζονται περισσότερο από τους αντίστοιχους μονού αγωγού. Επίσης ο ΥΒΣ των 25MW φορτίζεται περισσότερες ώρες σε χαμηλή ισχύ σε σύγκριση με τον αντίστοιχο των 75 MW, λόγω του μεγάλου του μεγέθους σε σχέση με το φορτίο του νησιού. Στο Σχήμα απεικονίζονται οι καμπύλες διάρκειας φόρτισης των υδροστρόβιλων και οι παρατηρήσεις είναι ίδιες με τις αντίστοιχες του Σχήματος αφού η συνολική παραγόμενη ισχύς των ΥΒΣ προέρχεται μόνο από τους στροβίλους. Κι αυτό γιατί έχει θεωρηθεί ότι η δυνάμενη αιολική παραγωγή του ΥΒΣ θα αξιοποιείται για άντληση και η περίσσεια είτε θα απορρίπτεται είτε θα αποδίδεται απ ευθείας στο δίκτυο εφόσον υπάρχει περισσευούμενο set-point από τα αιολικά εκτός ΥΒΣ. Στο Σχήμα απεικονίζονται οι καμπύλες διάρκειας φόρτισης των αντλιών των ΥΒΣ όπου φαίνεται ότι η φόρτιση των αντλιών για ΥΒΣ διπλού αγωγού είναι μεγαλύτερη από τη φόρτιση των αντλιών των ΥΒΣ μονού αγωγού. Επίσης οι αντλίες του ΥΒΣ 25 MW με μονό αγωγό, φορτίζονται λιγότερες ώρες από ότι οι αντίστοιχες του ΥΒΣ 75 MW γιατί ο ΥΒΣ 25 MW καλείται να παράγει περισσότερες ώρες και άρα έχει λιγότερες ώρες στη διάθεση του για να αντλήσει, που συνεπάγεται και μικρότερη φόρτιση της δεξαμενής του, Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 164

165 όπως προκύπτει και από το Σχήμα όπου απεικονίζονται οι καμπύλες διάρκειας φόρτισης της δεξαμενής των ΥΒΣ Σχήμα : Καμπύλες διάρκειας της συνολικής παραγόμενης ισχύος των ΥΒΣ. Σχήμα : Καμπύλες διάρκειας φόρτισης των υδροστρόβιλων των ΥΒΣ. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 165

166 Σχήμα : Καμπύλες διάρκειας φόρτισης των αντλιών των ΥΒΣ. Σχήμα : Καμπύλες διάρκειας φόρτισης της δεξαμενής των ΥΒΣ. (δ) Μεταβολή των εσόδων Τέλος γίνεται μια διερεύνηση σχετικά με το μέγεθος του ΥΒΣ για το οποίο επέρχεται κορεσμός στην απορρόφηση της ενέργειάς του από το σύστημα και άρα και στα έσοδά του. Για το σκοπό αυτό πραγματοποιήθηκαν προσομοιώσεις για διάφορα μεγέθη ΥΒΣ με βέλτιστες εσωτερικές διαμορφώσεις και στο Σχήμα απεικονίζονται συναρτήσει του μεγέθους του ΥΒΣ (της εγκατεστημένης ισχύος των υδροστρόβιλων), οι μεταβολές των ετήσιων εσόδων του ΥΒΣ μόνο από την πώληση της ενέργειας καθώς και των συνολικών Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 166

167 του εσόδων, ανηγμένα στις εγκατεστημένες ισχείς των υδροστρόβιλων. Παρατηρούμε ότι τα ανηγμένα έσοδα από την πώληση ενέργειας παραμένουν περίπου σταθερά για ΥΒΣ μικρού και μεσαίου μεγέθους, συγκριτικά με το φορτίο του νησιού, κάτι που σημαίνει ότι δεν φτάνουμε ουσιαστικά σε κορεσμό ως προς την απορρόφηση ενέργειας του ΥΒΣ από το σύστημα. Αντίθετα, για ΥΒΣ μεγάλης εγκατεστημένης ισχύος τα ανηγμένα έσοδα από την πώληση της ενέργειας είναι αρκετά μειωμένα, όπου πλέον είναι εμφανείς οι ενδείξεις έντονου κορεσμού. Τα συνολικά ανηγμένα έσοδα του ΥΒΣ μειώνονται με την αύξηση της εγκατεστημένης ισχύος του εξαιτίας του γεγονότος ότι η μέγιστη διαθεσιμότητα ισχύος που αποζημιώνεται είναι τα 168 MW. Στο Σχήμα απεικονίζεται η μεταβολή του συντελεστή χρησιμοποίησης των λοιπών αιολικών συναρτήσει της εγκατεστημένης ισχύος του ΥΒΣ και διαπιστώνουμε ότι στην περίπτωση ΥΒΣ άνω των 25 MW, η μείωση στους συντελεστές χρησιμοποίησης των αιολικών εκτός ΥΒΣ είναι ιδιαιτέρως σημαντική. Σχήμα : Μεταβολή των ανηγμένων ετήσιων εσόδων του ΥΒΣ συναρτήσει της εγκατεστημένης ισχύος του. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 167

168 Σχήμα : Μεταβολή του συντελεστή χρησιμοποίησης των λοιπών αιολικών συναρτήσει της εγκατεστημένης ισχύος του ενταγμένου ΥΒΣ. 6.3 Λειτουργία ΥΒΣ στη Λέσβο Στην Ενότητα που ακολουθεί εφαρμόζεται η νέα πολιτική διαχείρισης στο σύστημα της Λέσβου. Συγκεκριμένα προσομοιώνεται η λειτουργία του ηλεκτρικού συστήματος της Λέσβου κατά το έτος 212, χωρίς ΥΒΣ και μετά την ένταξη ΥΒΣ ισχύος 15 MW και 3 MW Χαρακτηριστικά μεγέθη του θεωρούμενου ηλεκτρικού συστήματος α) Χαρακτηριστικά των συμβατικών μονάδων παραγωγής Στις προσομοιώσεις που πραγματοποιήθηκαν λάβαμε υπόψη την προβλεπόμενη σύνθεση και σειρά ένταξης των συμβατικών μονάδων παραγωγής για το έτος 212 με τα ακόλουθα χαρακτηριστικά: Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 168

169 Πίνακας 6.3-1: Ονομαστική και αποδιδόμενη ισχύς, τεχνικό ελάχιστο και καύσιμο των μονάδων παραγωγής της Λέσβου Μονάδα Νο1 Νο2 Νο3 Νο4 Νο5 Νο6 Νο7 Νο8 Νο9 Νο1 Νο11 Νο12 Ονομαστική ισχύς (kw) Αποδιδόμενη ισχύς (kw) Τεχνικό ελάχιστο(kw) Καύσιμο Μazut Μazut Μazut Μazut Μazut Μazut Μazut Μazut Μazut Diesel Diesel Diesel Πίνακας 6.3-2: Ειδικές καταναλώσεις και εκπομπές ρύπων των μονάδων παραγωγής της Λέσβου Μονάδα Ειδική Κατανάλωση (kg/kwh) Tιμή καυσίμου Εκπομπές ρύπων Μεταβλητό κόστος λειτουργίας 5% 75% 1% ( /kg) kgco 2 /kg καυσίμου /kgco 2 ( /kwh) Νο1,196,187,183,396 3,93,25,5 Νο2,211,2,198,396 3,93,5 Νο3,21,25,2,396 3,93,5 Νο4,21,25,2,396 3,93,5 Νο5,221,28,26,396 3,93,5 Νο6,215,21,212,396 3,93,5 Νο7,215,21,212,396 3,93,5 Νο8,215,21,212,396 3,93,5 Νο9,245,236,236,396 3,93,5 Νο1,244,22,221,75 3,158,4 Νο11,32,29,26,75 3,158,4 Νο12,358,318,292,75 3,158,4 Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 169

170 β) Αιολικά πάρκα εκτός του Υβριδικού Σταθμού (ΥΒΣ) Η αδειοδοτημένη αιολική ισχύς για το έτος 212 εκτός αυτής του Υβριδικού Σταθμού- ΥΒΣ, είναι 2 MW. Σε κάθε περίπτωση λαμβάνεται ότι τα αιολικά πάρκα μπορούν να αποδώσουν μέγιστη ισχύ ίση με την ονομαστική τους, μείον τις απώλειες που θεωρούνται της τάξης του 1%. Ο υπολογισμός της ανά ώρα παραγόμενης ενέργειας γίνεται με βάση κατάλληλη ετήσια χρονοσειρά ανέμου (ετήσιας μέσης τιμής 8.56 m/s) και τυπική καμπύλη ισχύος Α/Γ, όπως εικονίζονται στα Σχήματα και Wind mean 2 V W (m/s) Hours Σχήμα 6.3-1: Ετήσια χρονοσειρά ανέμου 1 min (μέση ετήσια τιμή 8.56 m/s) Σχήμα 6.3-2: Καμπύλη ισχύος Α/Γ Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 17

171 γ) Χαρακτηριστικά φορτίου Λήφθηκε υπόψη τυπική ωριαία χρονοσειρά φορτίου (έτους 21), προσαρμοσμένη στη μέγιστη ζήτηση του 212, η οποία εκτιμάται σε 78 MW. Ο αντίστοιχος Συντελεστής Φορτίου εκτιμάται ότι θα είναι 51%. Η χρονοσειρά εικονίζεται στο Σχήμα x P LOAD (kw) Hours Σχήμα 6.3-3: Ετήσια χρονοσειρά φορτίου της Λέσβου το έτος Χαρακτηριστικά του Υβριδικού Σταθμού (ΥΒΣ) Εξετάζονται οι επιπτώσεις στο σύστημα της Λέσβου από την ένταξη και λειτουργία δύο ΥΒΣ με τα ακόλουθα χαρακτηριστικά: Α) ΥΒΣ 15 MW Άνω δεξαμενή, η οποία έχει χωρητικότητα που επαρκεί για λειτουργία των στροβίλων σε πλήρη ισχύ για 2 ώρες. Κάτω δεξαμενή χωρητικότητας που εξασφαλίζει την παραπάνω παροχή ισχύος. 3 υδροστρόβιλοι Francis ισχύος 5 ΜW, με τεχνικό ελάχιστο 5% 4 αντλίες μεταβλητών στροφών ισχύος 5 MW, με τεχνικό ελάχιστο 6% Αιολικά πάρκα συνολικής εγκατεστημένης ισχύος 2 MW Μονός ή διπλός αγωγός Β) ΥΒΣ 3 MW Άνω δεξαμενή, η οποία έχει χωρητικότητα που επαρκεί για λειτουργία των στροβίλων σε πλήρη ισχύ για 2 ώρες. Κάτω δεξαμενή χωρητικότητας που εξασφαλίζει την παραπάνω παροχή ισχύος. 3 υδροστρόβιλοι Francis ισχύος 1 ΜW, με τεχνικό ελάχιστο 5% 4 αντλίες μεταβλητών στροφών ισχύος 1 MW, με τεχνικό ελάχιστο 6% Αιολικά πάρκα συνολικής εγκατεστημένης ισχύος 4 MW Μονός ή διπλός αγωγός Ο θεωρούμενος βαθμός απόδοσης υδροστρόβιλων και αντλιών είναι 85% ενώ των αιολικών πάρκων 9%. Οι τιμολογήσεις ενέργειας και ισχύος των ΥΒΣ είναι αυτές του Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 171

172 Κεφαλαίου 4. Επίσης επειδή το υπολογιζόμενο capacity credit για τη Λέσβο είναι 18 MW, για τον ΥΒΣ των 3 MW θεωρούμε ότι θα αποζημιωθούν μόνο τα 18 MW και όχι η συνολική εγκατεστημένη του ισχύ Αποτελέσματα Εφαρμογής (α) Τυπικά διαγράμματα λειτουργίας Αρχικά παρουσιάζεται η ημερήσια λειτουργία του συστήματος της Λέσβου με ΥΒΣ 15 MW και 3 MW για 2 τυπικές εβδομάδες του έτους 212 (Σχήματα έως 6.3-7). Συγκεκριμένα, στο πρώτο αθροιστικό διάγραμμα των επόμενων σχημάτων παρουσιάζεται η κάλυψη του φορτίου μιας εβδομάδας του συστήματος της Λέσβου από τον ΥΒΣ, από τις συμβατικές μονάδες παραγωγής και από την παραγωγή των εκτός ΥΒΣ αιολικών. Επίσης απεικονίζεται και το συνολικό φορτίο του ηλεκτρικού συστήματος. Στα τρία άλλα διαγράμματα των επόμενων σχημάτων παρουσιάζεται αναλυτικότερα η λειτουργία του ΥΒΣ. Στο πρώτο διάγραμμα απεικονίζεται η παραγωγή των υδροστρόβιλων και η παραγωγή των αιολικών του ΥΒΣ, είτε αυτή συμπληρώνει την παροχή εγγυημένης ισχύος είτε δίνεται απ ευθείας στο δίκτυο, στην περίπτωση που διατίθεται επιπλέον set-point από το σύστημα στον ΥΒΣ. Στο επόμενο διάγραμμα απεικονίζεται η άντληση του ΥΒΣ, είτε αυτή επιτυγχάνεται απορροφώντας την αιολική παραγωγή του ΥΒΣ, είτε από το δίκτυο. Στο τελευταίο διάγραμμα φαίνεται η στάθμη της δεξαμενής. Στα Σχήματα και παρουσιάζεται η λειτουργία του συστήματος της Λέσβου για μια εβδομάδα με υψηλό φορτίο, για τις περιπτώσεις των ΥΒΣ 15 MW και 3 MW αντίστοιχα. Τη συγκεκριμένη εβδομάδα ο Διαχειριστής του ΜΔΝ απαιτεί κάθε μέρα εγγυημένη ενέργεια από τον ΥΒΣ. Ο διαχειριστής του ΥΒΣ εξασφαλίζει την εγγυημένη ενέργεια αξιοποιώντας τη δική του αιολική παραγωγή για άντληση και πλήρωση της δεξαμενής και προσφέρει ενέργεια στο σύστημα μεγαλύτερη ή ίση της εγγυημένης. Μόνο την τρίτη ημέρα λόγω άδειας δεξαμενής και έλλειψης αέρα, ο ΥΒΣ αναγκάζεται να απορροφήσει ενέργεια από το σύστημα τις νυχτερινές ώρες ώστε να εξασφαλιστεί η παροχή της εγγυημένης ενέργειας. Τη συγκεκριμένη ημέρα η προσφορά ενέργειας του ΥΒΣ είναι αναγκαστικά ίση με την εγγυημένη ενέργεια. Παρομοίως στα Σχήματα και παρουσιάζεται η λειτουργία του συστήματος της Λέσβου για μια εβδομάδα με χαμηλό φορτίο, όπου ο Διαχειριστής του ΜΔΝ δεν απαιτεί εγγυημένη ενέργεια. Ο ΥΒΣ προσφέρει ενέργεια στο σύστημα ανάλογα με τα αποθέματα στη δεξαμενή του και την προβλεπόμενη αιολική παραγωγή των επόμενων ωρών. Μάλιστα την πέμπτη ημέρα δεν προσφέρει καθόλου ενέργεια στο σύστημα λόγω μηδενικών αποθεμάτων στη δεξαμενή του. Σε όλα τα σχήματα είναι εμφανής η εξομάλυνση των καμπυλών φορτίου λόγω της λειτουργίας των ΥΒΣ και η αποκοπή των αιχμών με αποτέλεσμα την αποφυγή της ένταξης των συμβατικών μονάδων αιχμής. Επίσης με τη λογική των προσφορών ενέργειας αντί ισχύος και την κατανομή της συγκεκριμένης ενέργειας από το Διαχειριστή του ΜΔΝ, εξομαλύνεται η λειτουργία των συμβατικών μονάδων χωρίς συχνές στάσεις-εκκινήσεις και απότομες μεταβολές της αποδιδόμενης ισχύος τους, ανεξαρτήτως του μεγέθους του ΥΒΣ. Οι όποιες διαταραχές στη φόρτιση των συμβατικών μνάδων οφείλονται αποκλειστικά στις τυχαίες μεταβολές της αιολικής παραγωγής των πάρκων εκτός ΥΒΣ. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 172

173 1 9 8 Conventional Wind Hybrid Load 7 6 P (MW) time (hours) Phydro Pw indh Set-point Scheduled Generation P (MW) time (hours) Pgrid Pw indh P (MW) time (hours) Reservoir Capacity (%) time (hours) Σχήμα 6.3-4: Ημερήσια λειτουργία του συστήματος της Λέσβου με ΥΒΣ 15 MW (διπλού αγωγού) για μια τυπική εβδομάδα του 212 με υψηλό φορτίο. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 173

174 1 9 8 Conventional Wind Hybrid Load 7 6 P (MW) time (hours) Phydro Pw indh Set-point Scheduled Generation P (MW) time (hours) Pgrid Pw indh P (MW) time (hours) Reservoir Capacity (%) time (hours) Σχήμα 6.3-5: Ημερήσια λειτουργία του συστήματος της Λέσβου με ΥΒΣ 15 MW (διπλού αγωγού) για μια τυπική εβδομάδα του 212 με χαμηλό φορτίο. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 174

175 1 9 8 Conventional Wind Hybrid Load 7 6 P (MW) time (hours) Phydro Pw indh Set-point Scheduled Generation P (MW) time (hours) Pgrid Pw indh P (MW) time (hours) Reservoir Capacity (%) time (hours) Σχήμα 6.3-6: Ημερήσια λειτουργία του συστήματος της Λέσβου με ΥΒΣ 3 MW (διπλού αγωγού) για μια τυπική εβδομάδα του 212 με υψηλό φορτίο. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 175

176 Conventional Wind Hybrid Load 6 P (MW) time (hours) Phydro Pw indh Set-point Scheduled Generation P (MW) time (hours) Pgrid Pw indh P (MW) time (hours) Reservoir Capacity (%) time (hours) Σχήμα 6.3-7: Ημερήσια λειτουργία του συστήματος της Λέσβου με ΥΒΣ 3 MW (διπλού αγωγού) για μια τυπική εβδομάδα του 212 με χαμηλό φορτίο. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 176

177 (β) Συγκεντρωτικά αποτελέσματα μεταβολών βασικών μεγεθών Στη συνέχεια παρουσιάζονται τα συγκεντρωτικά αποτελέσματα των μεταβολών των σημαντικότερων μεγεθών του συστήματος, όπως είναι τα ακόλουθα (όλα σε ετήσια βάση): α) τα έσοδα του ΥΒΣ β) η συνολική παραγόμενη ενέργεια των συμβατικών μονάδων, γ) το συνολικό κόστος παραγωγής του συστήματος της Λέσβου (κόστος καυσίμου και μεταβλητό κόστος λειτουργίας και συντήρησης συμβατικού σταθμού, κόστος αιολικών παραγωγών, κόστος ΥΒΣ και κόστος δικαιωμάτων εκπομπής ρύπων), δ) ο συντελεστής χρησιμοποίησης των λοιπών αιολικών πάρκων (εκτός ΥΒΣ), ε) ο συντελεστής χρησιμοποίησης των αιολικών του ΥΒΣ στ) η συνολική απορροφούμενη από το δίκτυο ενέργεια για άντληση ως ποσοστό της συνολικής ενέργειας άντλησης Στο Σχήμα απεικονίζονται τα ετήσια έσοδα των ΥΒΣ από την πώληση της ενέργειας, από την αποζημίωση της διαθεσιμότητας ισχύος, καθώς και τα αθροίσματά τους, ανηγμένα στις εγκατεστημένες ισχείς των στροβίλων τους. Είναι εμφανής η αύξηση των εσόδων των ΥΒΣ όταν αυτοί διαθέτουν διπλό αγωγό σε σχέση με τους αντίστοιχους μονού αγωγού. Κι αυτό γιατί οι ΥΒΣ που έχουν τη δυνατότητα ταυτόχρονης παραγωγής και άντλησης, μπορούν να αξιοποιούν καλύτερα την αιολική παραγωγή τους αφού μπορούν να αντλούν ανά πάσα στιγμή. Αντίθετα οι ΥΒΣ μονού αγωγού μπορούν να αντλούν μόνο όταν δεν παράγουν και άρα έχουμε σημαντική απορριπτόμενη αιολική παραγωγή. Συγκρίνοντας τα έσοδα των ΥΒΣ 15 MW και 3 MW διαπιστώνουμε τα εξής. Στην περίπτωση ΥΒΣ μονού αγωγού, τα ανηγμένα έσοδα από την πώληση ενέργειας είναι μικρότερα για ΥΒΣ 3 MW γιατί καλείται από το Διαχειριστή ΜΔΝ να παράγει περισσότερες ώρες οπότε έχει λιγότερες ώρες να αντλήσει και να γεμίσει τη δεξαμενή του, που συνεπάγεται μικρότερες προσφορές ενέργειας. Αυτό όμως δεν αποτελεί πρόβλημα για ΥΒΣ διπλού αγωγού και γι αυτό τα ανηγμένα έσοδα από την πώληση ενέργειας όχι μόνο δεν είναι μικρότερα για ΥΒΣ 3 MW αλλά είναι και ελαφρώς περισσότερα. Όσον αφορά τα ανηγμένα έσοδα από την αποζημίωση της διαθεσιμότητας ισχύος, αυτά είναι περισσότερα για ΥΒΣ 15 MW, καθώς στην περίπτωση ΥΒΣ 3 MW αποζημιώνονται μόνο τα 18 MW και όχι όλη η εγκατεστημένη του ισχύ. Αυτός είναι και ο λόγος που τα συνολικά ανηγμένα έσοδα ΥΒΣ 3 MW διπλού αγωγού εμφανίζονται μικρότερα από τα αντίστοιχα ΥΒΣ 15 MW. Στο Σχήμα απεικονίζεται η συνολική παραγόμενη ενέργεια των συμβατικών μονάδων για το έτος 212 και η μείωσή της με την ένταξη ΥΒΣ στο σύστημα της Λέσβου. Όπως ήταν αναμενόμενο η μείωση της συμβατικής ενέργειας είναι αρκετά μεγαλύτερη για ΥΒΣ διπλού αγωγού. Επίσης παρατηρούμε ότι για ΥΒΣ διπλού αγωγού και διπλάσιου μεγέθους, η μείωση της συμβατικής ενέργειας είναι επίσης διπλάσια, δηλαδή δε σημειώνεται κορεσμός στην απορρόφηση της ενέργειας που συνεισφέρει ο ΥΒΣ. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 177

178 Ετήσια Έσοδα ΥΒΣ / Εγκατεστημένη Ισχύ (M /MW),7,6,5,4,3,2,1 ENERGY CAPACITY TOTAL ENERGY CAPACITY TOTAL ENERGY CAPACITY TOTAL ENERGY CAPACITY TOTAL ΥΒΣ 15 MW- Μονός Αγωγός ΥΒΣ 15 MW- Διπλός Αγωγός ΥΒΣ 3 MW- Μονός Αγωγός ΥΒΣ 3 MW- Διπλός Αγωγός Σχήμα 6.3-8: Ετήσια έσοδα των ΥΒΣ από την πώληση της ενέργειας, από την αποζημίωση της διαθεσιμότητας ισχύος, καθώς και το σύνολό τους, ανηγμένα στις εγκατεστημένες ισχείς των στροβίλων. 35 Conventional Energy (GWh) ,8% -13,4% -12,5% -25,7% Χωρίς ΥΒΣ ΥΒΣ 15 MW- Μονός Αγωγός ΥΒΣ 15 MW- Διπλός Αγωγός ΥΒΣ 3 MW- Μονός Αγωγός ΥΒΣ 3 MW- Διπλός Αγωγός Σχήμα 6.3-9: Συνολική παραγόμενη ενέργεια συμβατικών μονάδων. Στο Σχήμα απεικονίζεται το συνολικό κόστος παραγωγής του συστήματος που συμπεριλαμβάνει το κόστος καυσίμου και το μεταβλητό κόστος λειτουργίας και συντήρησης των συμβατικών μονάδων, το κόστος δικαιωμάτων εκπομπής ρύπων, την Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 178

179 αποζημίωση αιολικών παραγωγών και την αποζημίωση ΥΒΣ. Για κάθε περίπτωση ΥΒΣ απεικονίζονται στο Σχήμα δύο τιμές του συνολικού κόστους του συστήματος. Η μικρότερη τιμή αφορά το συνολικό κόστος του συστήματος χωρίς την αποζημίωση για τη διαθεσιμότητα ισχύος του ΥΒΣ ενώ η μεγαλύτερη τιμή αφορά το συνολικό κόστος παραγωγής με την αποζημίωση. Συγκρίνοντας τα συνολικά κόστη παραγωγής χωρίς την αποζημίωση της διαθεσιμότητας ισχύος, με και χωρίς ΥΒΣ, διαπιστώνεται αύξηση του συνολικού κόστους από 1.6% για ΥΒΣ 15 MW μονού αγωγού έως 1.6% για ΥΒΣ 3 MW διπλού αγωγού. Το πόσο μεγάλη θα είναι αυτή η αύξηση εξαρτάται από το ποσοτικό μέγεθος της παραγόμενης ενέργειας από τους υδροστρόβιλους συγκριτικά με την παραγόμενη ενέργεια από τις μονάδες αιχμής (με βάση τις οποίες καθορίζεται η τιμή παραγωγής των υδροστρόβιλων) του συστήματος χωρίς την παρουσία ΥΒΣ. Συγκεκριμένα η παραγόμενη ενέργεια του ΥΒΣ 15 MW μονού αγωγού είναι συγκρίσιμη με την αντίστοιχη ενέργεια των μονάδων αιχμής του συστήματος όταν δεν έχουμε ΥΒΣ και γι αυτό η αύξηση του συνολικού κόστους είναι πολύ μικρή. Αντίθετα στην περίπτωση του ΥΒΣ 3 MW διπλού αγωγού, η παραγόμενη ενέργεια είναι πολύ μεγαλύτερη και η αύξηση του συνολικού κόστους σημαντική, καθώς ο ΥΒΣ πληρώνεται στην τιμή των μονάδων αιχμής παρόλο που υποκαθιστά όχι μόνο μονάδες αιχμής αλλά και μονάδες μέσου φορτίου 15. Βέβαια η αύξηση του συνολικού κόστους είναι αρκετά μικρότερη από την αντίστοιχη μείωση της συμβατικής ενέργειας ,6% +1,6% +12% +4,2% +4% +13,3% +1,6% +19,9% Gross generating cost (M ) Χωρίς ΥΒΣ ΥΒΣ 15 MW- Μονός Αγωγός ΥΒΣ 15 MW- Διπλός Αγωγός ΥΒΣ 3 MW- Μονός Αγωγός ΥΒΣ 3 MW- Διπλός Αγωγός Σχήμα 6.3-1: Συνολικό κόστος παραγωγής του συστήματος της Λέσβου. Στο Σχήμα παρουσιάζονται οι επιπτώσεις της ένταξης του ΥΒΣ στο συντελεστή χρησιμοποίησης των αιολικών πάρκων εκτός ΥΒΣ. Διαπιστώνεται ότι η ένταξη ΥΒΣ Τις ημέρες χαμήλου φορτίου υποκαθιστά και μονάδες βάσης. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 179

180 ΜW επηρεάζει ελάχιστα το συντελεστή χρησιμοποίησης των λοιπών αιολικών και μάλιστα θετικά. Αντίθετα η ένταξη ΥΒΣ 3 MW προκαλεί μια σχετική μείωση στους συντελεστές χρησιμοποίησης. Πάντως οι όποιες μεταβολές στους συντελεστές χρησιμοποίησης των λοιπών αιολικών εξηγούνται από το ποιες συμβατικές μονάδες υποκαθιστά ο ΥΒΣ και από τα τεχνικά χαρακτηριστικά (τεχνικό ελάχιστο, ρυθμός ανάληψης φορτίου, ονομαστική ισχύς) αυτών των μονάδων. 31 +,35% Wind Capacity Factor (%) 3,5 3 29,5 29 +,2% -,6% -1,32% 28,5 28 Χωρίς ΥΒΣ ΥΒΣ 15 MW- Μονός Αγωγός ΥΒΣ 15 MW- Διπλός Αγωγός ΥΒΣ 3 MW- Μονός Αγωγός ΥΒΣ 3 MW- Διπλός Αγωγός Σχήμα : Συντελεστής χρησιμοποίησης των αιολικών πάρκων εκτός ΥΒΣ. Στο Σχήμα απεικονίζεται ο συντελεστής χρησιμοποίησης των αιολικών του ΥΒΣ. Όπως αναμενόταν, οι συντελεστές χρησιμοποίησης για τα αιολικά ΥΒΣ με μονό αγωγό είναι περιορισμένοι καθώς λόγω του γεγονότος ότι δεν μπορούν να αντλούν όταν παράγουν, έχουμε σημαντική απορριπτόμενη αιολική παραγωγή. Και όσο τα μεγέθη ΥΒΣ με μονό αγωγό αυξάνονται και άρα θα καλούνται να παράγουν περισσότερες ώρες, τόσο οι συντελεστές χρησιμοποίησης των αιολικών τους θα μειώνονται. Αυτό δεν υφίσταται για ΥΒΣ με δυνατότητα ταυτόχρονης παραγωγής και άντλησης, όπου διαπιστώνουμε ότι οι συντελεστές χρησιμοποίησης τους είναι αρκετά ικανοποιητικοί, άνω του 3%. Επίσης παρατηρούμε ότι ο συντελεστής χρησιμοποίησης του ΥΒΣ 3 MW (διπλού αγωγού) όχι μόνο δε μειώνεται σε σχέση με τον αντίστοιχο των 15 MW, αλλά είναι και ελαφρώς αυξημένος κάτι που σημαίνει ότι δεν έχει επέλθει ακόμη κορεσμός στην απορρόφηση της ενέργειας που συνεισφέρει ο ΥΒΣ. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 18

181 35 3 Hybrid Wind Capacity Factor (%) ΥΒΣ 15 MW- Μονός Αγωγός ΥΒΣ 15 MW- Διπλός Αγωγός ΥΒΣ 3 MW- Μονός Αγωγός ΥΒΣ 3 MW- Διπλός Αγωγός Σχήμα : Συντελεστής χρησιμοποίησης των αιολικών του ΥΒΣ. Στο Σχήμα απεικονίζεται η συνολική απορροφούμενη από το δίκτυο ενέργεια για άντληση ως ποσοστό της συνολικής ενέργειας άντλησης. Παρατηρούμε ότι τα ποσοστά είναι αμελητέα, όπως ήταν αναμενόμενο, εξαιτίας της φιλοσοφίας της νέας πολιτικής διαχείρισης. Συγκεκριμένα με βάση τη νέα πολιτική διαχείρισης, ο ΥΒΣ θα κάνει δήλωση φορτίου μόνο τις ημέρες που του ζητείται εγγυημένη ενέργεια από το Διαχειριστή ΜΔΝ και εφόσον προβλέπει ότι δεν μπορεί να εξασφαλίσει τη συγκεκριμένη ενέργεια στηριζόμενος μόνο στην αιολική παραγωγή του. Και αν ο ΥΒΣ έχει τη δυνατότητα ταυτόχρονης παραγωγής και άντλησης, τότε η απορρόφηση ενέργειας από το δίκτυο είναι ακόμα μικρότερη αφού η αξιοποίηση της αιολικής παραγωγής του είναι καλύτερη. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 181

182 Grid Pumping Energy/Total Pumping Energy (%) 2 1,8 1,6 1,4 1,2 1,8,6,4,2 ΥΒΣ 15 MW- Μονός Αγωγός ΥΒΣ 15 MW- Διπλός Αγωγός ΥΒΣ 3 MW- Μονός Αγωγός ΥΒΣ 3 MW- Διπλός Αγωγός Σχήμα : Συνολική απορροφούμενη από το δίκτυο ενέργεια για άντληση ως ποσοστό της συνολικής ενέργειας άντλησης. (γ) Καμπύλες διάρκειας Επιπλέον παρατίθενται καμπύλες διάρκειας για τη φόρτιση των ΥΒΣ 15 MW και 3 MW, τόσο στο σύνολό τους όσο και για τις επιμέρους συνιστώσες τους (υδροστρόβιλοι, δεξαμενή, αντλίες). Στο Σχήμα απεικονίζονται οι καμπύλες διάρκειας της συνολικής παραγόμενης ισχύος των ΥΒΣ. Παρατηρούμε ότι οι ΥΒΣ διπλού αγωγού φορτίζονται περισσότερο από τους αντίστοιχους μονού αγωγού όπως αναμενόταν. Επίσης ο ΥΒΣ των 3MW φορτίζεται περισσότερες ώρες σε χαμηλή ισχύ σε σύγκριση με τον αντίστοιχο των 15 MW, λόγω του μεγάλου του μεγέθους σε σχέση με το φορτίο του νησιού και εξαιτίας της φιλοσοφίας της εφαρμοζόμενης πολιτικής διαχείρισης να κατανέμεται η προσφερόμενη ενέργεια τουυβσ στην ημερήσια καμπύλη φορτίου έτσι ώστε πρώτα να αποκόπτονται/εξομαλύνονται οι αιχμές. Στο Σχήμα απεικονίζονται οι καμπύλες διάρκειας φόρτισης των υδροστρόβιλων και οι παρατηρήσεις είναι ίδιες με τις αντίστοιχες του Σχήματος αφού η συνολική παραγόμενη ισχύς των ΥΒΣ προέρχεται από τους στροβίλους. Κι αυτό γιατί έχουμε θεωρήσει ότι η δυνάμενη αιολική παραγωγή του ΥΒΣ θα αξιοποιείται για άντληση και η περίσσεια είτε θα απορρίπτεται είτε θα αποδίδεται απ ευθείας στο δίκτυο εφόσον υπάρχει περισσευούμενο set-point από τα αιολικά εκτός ΥΒΣ. Στο Σχήμα απεικονίζονται οι καμπύλες διάρκειας φόρτισης των αντλιών των ΥΒΣ όπου διαπιστώνουμε τη μεγαλύτερη φορτισή τους για ΥΒΣ διπλού αγωγού. Επιπλέον η μέγιστη φόρτισή τους ανέρχεται στο 9% της εγκατεστημένης ισχύος τους καθώς η Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 182

183 πραγματική αιολική παραγωγή του ΥΒΣ είναι το 9% της εγκατεστημένης ισχύος των αιολικών του. Επίσης οι αντλίες του ΥΒΣ 3 MW με μονό αγωγό, φορτίζονται λιγότερο από ότι οι αντίστοιχες του ΥΒΣ 15 MW γιατί ο ΥΒΣ 3 MW καλείται να παράγει περισσότερες ώρες και άρα έχει λιγότερες ώρες στη διάθεση του για να αντλήσει, που συνεπάγεται και μικρότερη φόρτιση της δεξαμενής του, όπως προκύπτει και από το Σχήμα όπου απεικονίζονται οι καμπύλες διάρκειας φόρτισης της δεξαμενής των ΥΒΣ MW-Μονός αγωγός 15 MW- ιπλός αγωγός 3 MW-Μονός αγωγός 3 ΜW- ιπλός αγωγός PHybrid (%) time (hours) Σχήμα : Καμπύλες διάρκειας της συνολικής παραγόμενης ισχύος των ΥΒΣ MW-Mονός αγωγός 15 MW- ιπλός αγωγός 3 MW-Μονός αγωγός 3 ΜW- ιπλός αγωγός PHydro (%) time (hours) Σχήμα : Καμπύλες διάρκειας φόρτισης των υδροστρόβιλων των ΥΒΣ. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 183

184 MW-Mονός αγωγός 15 MW- ιπλός αγωγός 3 ΜW-Moνός αγωγός 3 ΜW- ιπλός αγωγός Ppump (%) time (hours) Σχήμα : Καμπύλες διάρκειας φόρτισης των αντλιών των ΥΒΣ. Reservoir Capacity (%) MW-Μονός αγωγός 15 MW- ιπλός αγωγός 3 ΜW-Moνός αγωγός 3 ΜW- ιπλός αγωγός time (hours) Σχήμα : Καμπύλες διάρκειας φόρτισης της δεξαμενής των ΥΒΣ. (δ) Μεταβολή των εσόδων Τέλος γίνεται μια διερεύνηση σχετικά με το μέγεθος του ΥΒΣ για το οποίο επέρχεται κορεσμός στην απορρόφηση της ενέργειάς του από το σύστημα και άρα και στα έσοδά του. Για το σκοπό αυτό πραγματοποιήθηκαν προσομοιώσεις για διάφορα μεγέθη ΥΒΣ με ανάλογες εσωτερικές διαμορφώσεις (ίδιος αριθμός αντλιών και στροβίλων αλλά με αναλογική αύξηση της ονομαστικής ισχύος τους) και στο Σχήμα απεικονίζονται συναρτήσει του μεγέθους του ΥΒΣ (της εγκατεστημένης ισχύος των υδροστρόβιλων), οι μεταβολές των ετήσιων εσόδων του ΥΒΣ μόνο από την πώληση της ενέργειας καθώς και των συνολικών του εσόδων, ανηγμένα στις εγκατεστημένες ισχείς των υδροστρόβιλων. Παρατηρούμε ότι τα ανηγμένα έσοδα του ΥΒΣ από την πώληση ενέργειας παραμένουν Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 184

185 περίπου σταθερά ακόμα και για πολύ μεγάλες εγκατεστημένες ισχείς συγκριτικά με το φορτίο του νησιού, κάτι που σημαίνει ότι δεν φτάνουμε ουσιαστικά σε κορεσμό ως προς την απορρόφηση ενέργειας του ΥΒΣ από το σύστημα. Αυτό οφείλεται στο γεγονός ότι έχουμε προσφορές ενέργειας αντί ισχύος από τον ΥΒΣ, οι οποίες προσαρμόζονται κατάλληλα στην ημερήσια καμπύλη φορτίου από το Διαχειριστή του ΜΔΝ. Παρόλα αυτά τα συνολικά ανηγμένα έσοδα του ΥΒΣ μειώνονται με την αύξηση της εγκατεστημένης ισχύος του εξαιτίας του γεγονότος ότι η μέγιστη διαθεσιμότητα ισχύος που αποζημιώνεται είναι τα 18 MW. Στο Σχήμα απεικονίζεται η μεταβολή του συντελεστή χρησιμοποίησης των λοιπών αιολικών συναρτήσει της εγκατεστημένης ισχύος του ΥΒΣ και διαπιστώνουμε ότι στην περίπτωση ΥΒΣ άνω των 3 MW, η μείωση στους συντελεστές χρησιμοποίησης των αιολικών εκτός ΥΒΣ είναι ιδιαιτέρως σημαντική, κάτι που αποτελεί ανασταλτικό παράγοντα για την ένταξή τους στο σύστημα. Αυτό οφείλεται στο γεγονός ότι οι προσομοιωθέντες ΥΒΣ έχουν θεωρηθεί ότι διαθέτουν λίγους στροβίλους μεγάλης ονομαστικής ισχύος. Κατά συνέπεια οι ελάχιστες επιτρεπόμενες ισχείς λειτουργίας των υδροστρόβιλων θα είναι ιδιαίτερα μεγάλες και συγκρίσιμες με το ελάχιστο φορτίο της Λέσβου, με αποτέλεσμα να περιορίζεται η αιολική διείσδυση. Η μείωση των συντελεστών χρησιμοποίησης θα μπορούσε να αμβλυνθεί αν οι ΥΒΣ διέθεταν πολλούς στροβίλους ονομαστικής ισχύος αρκετά μικρότερης από το ελάχιστο φορτίο του νησιού. ENERGY TOTAL Ετήσια έσοδα ΥΒΣ / Εγκατεστημένη ισχύ (Μ /MW),7,6,5,4,3,2, Εγκατεστημένη ισχύς ΥΒΣ (MW) Σχήμα : Μεταβολή των ανηγμένων ετήσιων εσόδων του ΥΒΣ συναρτήσει της εγκατεστημένης ισχύος του. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 185

186 35 3 Wind capacity factor (%) Εγκατεστημένη ισχύς ΥΒΣ (MW) Σχήμα : Μεταβολή του συντελεστή χρησιμοποίησης των λοιπών αιολικών συναρτήσει της εγκατεστημένης ισχύος του ενταγμένου ΥΒΣ. 6.4 Λειτουργία ΥΒΣ στην Κάρπαθο Στην Ενότητα που ακολουθεί εφαρμόζεται η νέα πολιτική διαχείρισης στο σύστημα της Καρπάθου-Κάσου. Συγκεκριμένα προσομοιώνεται η λειτουργία του ηλεκτρικού συστήματος της Καρπάθου-Κάσου κατά το έτος 212, χωρίς ΥΒΣ και μετά την ένταξη ΥΒΣ ισχύος 2 MW και 5 MW Χαρακτηριστικά μεγέθη του θεωρούμενου ηλεκτρικού συστήματος α) Χαρακτηριστικά των συμβατικών μονάδων παραγωγής Στις προσομοιώσεις που πραγματοποιήθηκαν λάβαμε υπόψη την προβλεπόμενη σύνθεση και σειρά ένταξης των συμβατικών μονάδων παραγωγής για το έτος 212 με τα ακόλουθα χαρακτηριστικά: Πίνακας 6.4-1: Ονομαστική και αποδιδόμενη ισχύς, τεχνικό ελάχιστο και καύσιμο των μονάδων παραγωγής της Καρπάθου-Κάσου Μονάδα Νο1 Νο2 Νο3 Νο4 Νο5 Ονομαστική ισχύς (kw) Αποδιδόμενη ισχύς (kw) Τεχνικό ελάχιστο(kw) Καύσιμο Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 186

187 Πίνακας 6.4-2: Ειδικές καταναλώσεις και εκπομπές ρύπων των μονάδων παραγωγής της Καρπάθου-Κάσου Μονάδα Ειδική Κατανάλωση (kg/kwh) Tιμή καυσίμου Εκπομπές ρύπων Μεταβλητό κόστος λειτουργίας 5% 75% 1% ( /kg) kgco 2 /kg καυσίμου /kgco 2 ( /kwh) Νο1,217,27,26,75 3,1581,25,5 Νο2,217,27,26,75 3,1581,5 Νο3,238,227,223,75 3,1581,5 Νο4,238,227,223,75 3,1581,5 Νο5,242,24,238,75 3,1581,5 β) Αιολικά πάρκα εκτός του Υβριδικού Σταθμού (ΥΒΣ) Η αδειοδοτημένη αιολική ισχύς για το έτος 212 εκτός αυτής του Υβριδικού Σταθμού- ΥΒΣ, είναι 2.45 MW. Σε κάθε περίπτωση λαμβάνεται ότι τα αιολικά πάρκα μπορούν να αποδώσουν μέγιστη ισχύ ίση με την ονομαστική τους, μείον τις απώλειες που θεωρούνται της τάξης του 1%. Ο υπολογισμός της ανά ώρα παραγόμενης ενέργειας γίνεται με βάση κατάλληλη ετήσια χρονοσειρά ανέμου (ετήσιας μέσης τιμής 11 m/s) και τυπική καμπύλη ισχύος Α/Γ, όπως εικονίζονται στα Σχήματα και Wind mean 25 V w (m/s) Hours Σχήμα 6.4-1: Ετήσια χρονοσειρά ανέμου 1 min (μέση ετήσια τιμή 11 m/s) Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 187

188 Σχήμα 6.4-2: Καμπύλη ισχύος Α/Γ γ) Χαρακτηριστικά φορτίου Λήφθηκε υπόψη τυπική ωριαία χρονοσειρά φορτίου (έτους 24), προσαρμοσμένη στη μέγιστη ζήτηση του 212, η οποία εκτιμάται σε 11.9 MW. Ο αντίστοιχος Συντελεστής Φορτίου προκύπτει ότι είναι 42.7%. Η χρονοσειρά εικονίζεται στο Σχήμα Σχήμα 6.4-3: Ετήσια χρονοσειρά φορτίου της Καρπάθου-Κάσου το έτος Χαρακτηριστικά του Υβριδικού Σταθμού (ΥΒΣ) Εξετάζονται οι επιπτώσεις στο σύστημα της Καρπάθου-Κάσου από την ένταξη και λειτουργία δύο ΥΒΣ με τα ακόλουθα χαρακτηριστικά: Α) ΥΒΣ 2 MW Άνω δεξαμενή, η οποία έχει χωρητικότητα που επαρκεί για λειτουργία των στροβίλων σε πλήρη ισχύ για 2 ώρες. Ε.Μ.Π. ΕΡΓΟ ΥΒΡΙΔΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ 188