Υβριδικά Συστήματα Πολύ Υψηλής Διείσδυσης ΑΠΕ σε Μικρά Νησιωτικά Δίκτυα

Υβριδικά Συστήματα Πολύ Υψηλής Διείσδυσης ΑΠΕ σε Μικρά Νησιωτικά Δίκτυα Ε. Βρεττός, Α. Τσικαλάκης και Σ. Παπαθανασίου Σχολή Ηλεκτρολόγων Μηχανικών & Μηχανικών Υπολογιστών ΕΜΠ Ν. Χατζηαργυρίου ΔΕΗ Α.Ε. Μ. Κάλλιος ΔΕΗ Ανανεώσιμες Α.Ε. ΠΕΡΙΛΗΨΗ Στην παρούσα εργασία παρουσιάζονται αποτελέσματα από την προμελέτη σκοπιμότητας για την εγκατάσταση υβριδικού συστήματος Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ) και αποθήκευσης ενέργειας στο αυτόνομο νησιωτικό σύστημα του Αγίου Ευστρατίου. Η προμελέτη πραγματοποιήθηκε το 2009 στο πλαίσιο πρωτοβουλίας της ΓΓΕΤ για τη δημιουργία Πράσινου Νησιού στο Αιγαίο. Στόχος του έργου ήταν να εξεταστεί η απαιτούμενη σύνθεση και διαστασιολόγηση του υβριδικού συστήματος, προκειμένου να επιτευχθούν διεισδύσεις ΑΠΕ πάνω από 90% επί της ετήσιας ζήτησης ενέργειας του νησιού. Στο πλαίσιο του έργου, το ΕΜΠ, σε συνεργασία με τη ΔΕΗ Α.Ε. και τη ΔΕΗ Ανανεώσιμες Α.Ε., ανέλαβε την προκαταρκτική σχεδίαση του συστήματος ηλεκτροπαραγωγής του νησιού. Το υβριδικό σύστημα που μελετήθηκε περιλαμβάνει ανεμογεννήτριες (Α/Γ) και φωτοβολταϊκά (Φ/Β) ως πρωτογενείς πηγές ενέργειας και συσσωρευτές ως διατάξεις αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας. Στην εργασία παρουσιάζεται η βασική δομή του συστήματος, η φιλοσοφία ελέγχου που προτείνεται και τα κύρια αποτελέσματα από την ενεργειακή μελέτη που εκπονήθηκε. Ειδικότερα παρουσιάζονται αποτελέσματα και αναλύσεις ευαισθησίας αναφορικά με την επιτυγχανόμενη διείσδυση ΑΠΕ για διάφορες συνθέσεις του συστήματος, τον βαθμό αξιοποίησης των επιμέρους μονάδων, καθώς και την επίπτωση στο κόστος λειτουργίας του αυτόνομου νησιωτικού συστήματος. 1. ΕΙΣΑΓΩΓΗ Η ζήτηση ενέργειας σε μικρά αυτόνομα νησιωτικά συστήματα καλύπτεται τυπικά από συμβατικές μονάδες παραγωγής που καταναλώνουν ελαφρύ πετρέλαιο (ντήζελ). Εξαιτίας του ευνοϊκού αιολικού και ηλιακού δυναμικού των νησιών υπάρχει εξαιρετικό επενδυτικό ενδιαφέρον για σταθμούς ΑΠΕ, γεγονός που έχει οδηγήσει στην εγκατάσταση αρκετών αιολικών σταθμών στα ελληνικά νησιά. Ωστόσο, οι τεχνικοί περιορισμοί των συμβατικών μονάδων (τεχνικά ελάχιστα και δυναμικοί περιορισμοί) δεν επιτρέπουν την επίτευξη υψηλών διεισδύσεων, οι οποίες κυμαίνονται εν γένει μεταξύ του 15-20% της ετήσιας ζήτησης ενέργειας (Hatziargyriou et al, 2006). Ως λύσεις για την αύξηση της διείσδυσης ΑΠΕ έχουν προταθεί η διασύνδεση των νησιών με το ηπειρώτικο σύστημα ή η εγκατάσταση διατάξεων αποθήκευσης ενέργειας, που αποτελεί και το θέμα της παρούσας εργασίας. Διεθνής λειτουργική εμπειρία και έρευνα έχουν δείξει ότι για μικρά αυτόνομα συστήματα, με αιχμή φορτίου στην κλίμακα των εκατοντάδων kw έως και λίγα MW, η πλέον ενδεδειγμένη τεχνολογία αποθήκευσης είναι αυτή των συσσωρευτών μολύβδου-οξέως (Haisheng et al, 2009 and Kaldellis et al, 2009). Στην παρούσα εργασία παρουσιάζονται αποτελέσματα από την προμελέτη σκοπιμότητας για την εγκατάσταση υβριδικού συστήματος Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ) και αποθήκευσης ενέργειας στο αυτόνομο νησιωτικό σύστημα του Αγίου Ευστρατίου. Η προμελέτη

πραγματοποιήθηκε το 2009 στο πλαίσιο πρωτοβουλίας της ΓΓΕΤ για τη δημιουργία Πράσινου Νησιού στο Αιγαίο. Στόχος του έργου ήταν να εξεταστεί η απαιτούμενη σύνθεση και διαστασιολόγηση του υβριδικού συστήματος, προκειμένου να επιτευχθούν διεισδύσεις ΑΠΕ πάνω από 90% επί της ετήσιας ζήτησης ενέργειας του νησιού. Στο πλαίσιο του έργου, το ΕΜΠ, σε συνεργασία με τη ΔΕΗ Α.Ε. και τη ΔΕΗ Ανανεώσιμες Α.Ε., ανέλαβε την προκαταρκτική σχεδίαση του συστήματος ηλεκτροπαραγωγής του νησιού. Το υβριδικό σύστημα που μελετήθηκε περιλαμβάνει ανεμογεννήτριες (Α/Γ) και φωτοβολταϊκά (Φ/Β) ως πρωτογενείς πηγές ενέργειας και συσσωρευτές ως διατάξεις αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας. Στην εργασία παρουσιάζεται η βασική δομή του συστήματος, η φιλοσοφία ελέγχου που προτείνεται και τα κύρια αποτελέσματα από την ενεργειακή μελέτη που εκπονήθηκε. 2. ΔΕΔΟΜΕΝΑ ΣΧΕΔΙΑΣΜΟΥ Ως έτος αναφοράς για το σχεδιασμό του συστήματος ηλεκτροπαραγωγής του Αγίου Ευστρατίου θεωρήθηκε το έτος 2008, για το οποίο υπήρχαν διαθέσιμα δεδομένα. H αιχμή της ζήτησης ανέρχεται σε 307 kw (μέσες τιμές ώρας), ενώ η ετήσια ζήτηση ενέργειας σε 1021 MWh. Η μέση ημερήσια κατανάλωση ενέργειας είναι περίπου 2800 kwh και η μέγιστη τιμή της ανέρχεται σε 5500 kwh κατά τις ημέρες αιχμής του Αυγούστου. Ο συντελεστής φορτίου του συστήματος είναι 36% και η μέση τιμή του Συντελεστή Ισχύος (ΣΙ) είναι 0.94 επαγ. Το αιολικό δυναμικό του νησιού είναι αρκετά πλούσιο. Με βάση μετρήσεις του ΚΑΠΕ, η μέση ταχύτητα ανέμου είναι 8.7 m/s στα 10 m και 9.3 m/s στα 50 m. H δυνητική ετήσια παραγωγή μιας τυπικής Α/Γ στη συγκεκριμένη θέση εγκατάστασης ανέρχεται σε περίπου 4300 kwh/kw εγκατεστημένης ισχύος. Χρησιμοποιώντας κατάλληλες χρονοσειρές ηλιακής ακτινοβολίας, η ετήσια Φ/Β παραγωγή ανά εγκατεστημένο kw Φ/Β συλλεκτών για τον Άγιο Ευστράτιο (Φ/Β πλαίσια κρυσταλλικού Si, σε κλίση 33 ο και νότιο προσανατολισμό) υπολογίζεται σε 1295 kwh/kwp. Ο εγκατεστημένος Τοπικός Σταθμός Παραγωγής (ΤΣΠ) του νησιού περιλαμβάνει τις μονάδες του Πιν. 1, συνολικής εγκατεστημένης ισχύος 840 kw. Όλες οι μονάδες καταναλώνουν ως καύσιμο ελαφρύ πετρέλαιο (diesel) και οι τιμές ειδικής κατανάλωσης καυσίμου δίνονται στον πίνακα. Το δίκτυο Μέσης Τάσης (ΜΤ) του νησιού περιλαμβάνει μία αναχώρηση 15 kv από τους ζυγούς του ΤΣΠ συνολικού μήκους περίπου 9 km. Σε απόσταση περί τα 3 km από τον ΤΣΠ έχει συνδεθεί μικρή Α/Γ 20 kw του ΚΑΠΕ. Κοντά στη θέση της Α/Γ αυτής προτείνεται να γίνει η εγκατάσταση των νέων Α/Γ και Φ/Β σταθμών του υβριδικού συστήματος ηλεκτροπαραγωγής του νησιού. Η βασική δομή του προτεινόμενου συστήματος ηλεκτροδότησης του νησιού παρουσιάζεται στο Σχ. 1. Όλες οι συνιστώσες του συστήματος διασυνδέονται μέσω του AC δικτύου του νησιού. Είναι προτιμητέα η κεντρική εγκατάσταση συστημάτων αποθήκευσης στο χώρο του ΤΣΠ, καθώς και η κεντρική ρύθμιση, ενδεχομένως με συμπληρωματικά μέσα πέραν του συστήματος αποθήκευσης, για λόγους ευστάθειας και λειτουργίας των προστασιών. Οι συσσωρευτές μολύβδου-οξέος αποτελούν τεχνολογία αποθήκευσης τεχνικά ώριμη και οικονομικά αποδεκτή, γι αυτό και επιλέχθηκε για περαιτέρω εξέταση στο πλαίσιο της μελέτης, για την πρώτη φάση ανάπτυξης του συστήματος. Βεβαίως δεν αποκλείεται η εφαρμογή και άλλων τεχνολογιών αποθήκευσης, υπό την αίρεση της δοκιμότητας και της δυνατότητας υποστήριξης της λειτουργίας τους στο περιβάλλον του μικρού νησιού. Μονάδα Πλήθος Αποδιδόμενη Τεχνικό ισχύς Δυναμική Ειδική κατανάλωση (g/kwh) ελάχιστο απόκριση (kw) (kw) (kw) 50% 75% 100% 90 kw 2 90 45 (50%) 27 (30%) 291,9 265,8 263,3 220 kw 3 220 110 (50%) 66 (30%) 250,7 240,3 242,8 Πιν. 1. Χαρακτηριστικά μονάδων παραγωγής του ΤΣΠ Αγ. Ευστρατίου (Πηγή: ΔΕΗ/ΔΔΝ).

G L D Φ ο ρ τίο νη σ ιο ύ G Φ /Β Α π ο θή κευσ η Τ ΣΠ Α/Γ Σχ. 1. Δομή του κύριου συστήματος ηλεκτροπαραγωγής του νησιού: Με μαύρο χρώμα η υφιστάμενη κατάσταση και με γκρίζο το εξεταζόμενο υβριδικό σύστημα. Ο αιολικός σταθμός προτείνεται να αποτελείται από Α/Γ μεγέθους άνω των 100 kw με δυνατότητα συνεχούς περιορισμού της ισχύος εξόδου και ικανότητα fault ride-through. Ο Φ/Β σταθμός μπορεί να αποτελείται από πλαίσια κρυσταλλικού Si ή thin film, κατά προτίμηση χωρίς trackers. Σημειώνεται ότι στo πλαίσιo της πρωτοβουλίας της ΓΓΕΤ για την ανάπτυξη Πράσινου Νησιού εξετάστηκαν και άλλες παρεμβάσεις περιβαλλοντικού χαρακτήρα, καθώς και η εγκατάσταση ελεγχόμενων ηλεκτρικών φορτίων, περιλαμβανομένης μίας μονάδας αποθήκευσης H 2, δυνατότητα η οποία δεν μελετάται στην παρούσα εργασία. Το κεντρικό σύστημα διαχείρισης και ελέγχου του υβριδικού συστήματος θα περιλαμβάνει σύστημα SCADA, κεντρικό ελεγκτή με αλγορίθμους διαχείρισης κανονικής λειτουργίας και εκτάκτων καταστάσεων, βάση δεδομένων για τα λειτουργικά στοιχεία όλων των επιμέρους συνιστωσών, ενώ επιθυμητή είναι και η δυνατότητα εξ αποστάσεως επικοινωνίας με το σύστημα ελέγχου και τη βάση δεδομένων. 3. ΑΛΓΟΡΙΘΜΟΣ ΔΙΑΧΕΙΡΙΣΗΣ Το Σχ. 2 παρουσιάζει τον κεντρικό αλγόριθμο διαχείρισης του συστήματος ο οποίος αποτελείται από τρία στάδια. Αρχικά, γίνεται πρόβλεψη του μέσου φορτίου του συστήματος και της παραγωγής των μονάδων ΑΠΕ κατά το επόμενο διάστημα κατανομής (τυπικά την επόμενη ώρα) λαμβάνοντας υπόψη τις απαιτήσεις εφεδρείας, ώστε να εκτιμηθεί η αναμενόμενη μέση καθαρή ζήτηση του συστήματος με βάση την εξ. 1. Η τιμή αυτή είναι η ισχύς την οποία καλούνται να εξυπηρετήσουν οι ελεγχόμενες μονάδες παραγωγής, δηλαδή οι συμβατικές μονάδες και τα συστήματα αποθήκευσης. Στο πρώτο αυτό στάδιο εκτιμώνται επίσης η κατάσταση φόρτισης καθώς και η δυνατότητα παροχής και απορρόφησης ισχύος και ενέργειας των συστημάτων αποθήκευσης για το επόμενο διάστημα κατανομής. P ˆ ˆ ˆ ˆ net PL PW PPV (1) Στο επόμενο στάδιο γίνεται ο προγραμματισμός της λειτουργίας για το ακόλουθο χρονικό διάστημα. Με βάση τα αποτελέσματα της πρόβλεψης ελέγχεται η επάρκεια των αποθηκευτικών μέσων για την κάλυψη της ζήτησης και ξεκινάει η προετοιμασία συμβατικών μονάδων εάν αυτό απαιτείται. Πιο συγκεκριμένα, η λειτουργία του συστήματος χωρίς την εκκίνηση συμβατικών μονάδων είναι εφικτή όταν ικανοποιείται μία από τις παρακάτω δύο προϋποθέσεις: Η κατάσταση φόρτισης των συσσωρευτών είναι επαρκώς υψηλή, άνω ενός ορίου SOC min1 (π.χ. 50%) και η ικανότητα απόδοσης ισχύος και ενέργειας της αποθηκευτικής διάταξης επαρκεί για την κάλυψη της αναμενόμενης καθαρής ζήτησης. Η κατάσταση φόρτισης των συσσωρευτών είναι χαμηλότερη του ορίου SOC min1, αλλά υψηλότερη ενός κατώτατου ορίου φόρτισης SOC min2 (π.χ. 40%), και ταυτόχρονα αναμένεται καθαρή περίσσεια ισχύος (φορτίο μικρότερο της παραγωγής ΑΠΕ).

Σχ. 2. Αλγόριθμος διαχείρισης και ελέγχου του όλου συστήματος ηλεκτροπαραγωγής. Στις παραπάνω περιπτώσεις το φορτίο καλύπτεται από τις μονάδες ΑΠΕ, με τη διάταξη αποθήκευσης να καλύπτει τα ελλείμματα ή να απορροφά τα πλεονάσματα ενέργειας, ενώ η ρύθμιση της συχνότητας και της τάσης γίνεται από τον κεντρικό αντιστροφέα του υβριδικού σταθμού. Αντίθετα, εάν οι συσσωρευτές είναι εκφορτισμένοι κάτω του SOC min2, είτε κάτω του SOC min1 και αναμένεται εκφόρτιση τους, τότε εντάσσονται μονάδες ντήζελ για την πλήρη καθαρή ζήτηση. Εάν οι συσσωρευτές μπορούν να αποδώσουν ισχύ, που όμως δεν επαρκεί, τότε εντάσσονται μονάδες ντήζελ για το τμήμα της ζήτησης που δεν μπορεί να καλυφθεί από την αποθηκευτική διάταξη. Κατόπιν, εκτιμώνται τα όρια απορρόφησης ισχύος (set-points) για τις μονάδες ΑΠΕ ανάλογα με τον τρόπο λειτουργίας του συστήματος (Παπαθανασίου, Μπουλαξής, 2006). Εάν δεν πρόκειται να ενταχθούν συμβατικές μονάδες, τότε η μέγιστη ισχύς ΑΠΕ που μπορεί να απορροφηθεί εκτιμάται από τη σχέση: P ˆ P ˆ P (2) RES max L Bch,max όπου PBch, max είναι η ανώτερη δυνατή ισχύς φόρτισης των συσσωρευτών στο επόμενο διάστημα κατανομής. Αντίθετα, εάν προγραμματίζεται η ένταξη συμβατικών μονάδων ονομαστικής ικανότητας P Dn και συντελεστή τεχνικού ελαχίστου c T, τότε το όριο P ˆ RES max διαμορφώνεται ως εξής: P ˆ RES P ˆ max L PBch, max ct PDn (3) προκειμένου οι συμβατικές μονάδες να μην υποφορτίζονται κάτω του τεχνικού τους ελαχίστου. Σε καταστάσεις όπου τα συστήματα αποθήκευσης βρίσκονται εκτός λειτουργίας, η παραπάνω σχέση εξακολουθεί να ισχύει, με P Bch, max 0, αλλά πρέπει να συνεκτιμηθεί και το δυναμικό όριο διείσδυσης που επιβάλλουν οι συμβατικές μονάδες. Η διαφορά μεταξύ της αναμενόμενης παραγωγής ΑΠΕ και του ορίου απορρόφησης μπορεί να τροφοδοτήσει τα ελεγχόμενα φορτία (εάν αυτά υπάρχουν), ενώ επιπλέον περίσσεια ισχύος οφείλει να απορρίπτεται. Μετά τον προγραμματισμό ένταξης μονάδων και ελεγχόμενων φορτίων ακολουθεί η φάση της λειτουργίας του συστήματος. Το σύστημα ελέγχου κατ αρχάς κατανέμει την ισχύ ζήτησης μεταξύ

των επιμέρους ελεγχόμενων μονάδων, λαμβάνοντας υπόψη την ικανότητα, οικονομικότητα και την κατάσταση φόρτισής τους (αν πρόκειται για διατάξεις αποθήκευσης). Προφανώς, προτεραιότητα διαθέτουν πάντα οι αποθηκευτικές διατάξεις, με τις μονάδες ντήζελ να αναλαμβάνουν το υπόλοιπο φορτίο. Σημειώνεται πάντως ότι η κατανομή του φορτίου μεταξύ συσσωρευτών και συμβατικών μονάδων είναι σκόπιμο να λαμβάνει υπόψη τη βραχυχρόνια πρόβλεψη λίγων ωρών, ώστε να ελαχιστοποιεί τον χρόνο λειτουργίας των μονάδων ντήζελ (π.χ. αυξάνοντας ελαφρώς τη φόρτισή τους όταν λειτουργούν, ώστε να επιτευχθεί ταχύτερη σβέση τους στη συνέχεια) και τον αριθμό εκκινήσεων-στάσεών τους. Δεύτερη βασική αποστολή του κεντρικού συστήματος είναι ο υπολογισμός των ορίων παραγωγής των μονάδων ΑΠΕ σε πραγματικό χρόνο. Κατά τη λειτουργία, τα set-points (εξ. 2 και 3) υπολογίζονται με βάση τα πραγματικά μεγέθη λειτουργίας αντί για εκτιμήσεις, ενώ η ισχύς φορτίου συμπεριλαμβάνει και τα ενταγμένα ελεγχόμενα φορτία. Το παραπάνω όριο διείσδυσης ΑΠΕ επιμερίζεται μεταξύ των μονάδων, με προτεραιότητα στα Φ/Β, ακολούθως στη μικρή Α/Γ και τέλος στις μεγάλες Α/Γ, οι οποίες διαθέτουν δυνατότητα συνεχούς περιορισμού της παραγωγής τους. 4. ΜΟΝΤΕΛΟΠΟΙΗΣΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑΣ ΚΑΙ ΠΡΟΣΟΜΟΙΩΣΗ Για την ενεργειακή και οικονομική ανάλυση του εξεταζόμενου υβριδικού συστήματος αναπτύχθηκε μοντέλο σε περιβάλλον MATLAB, το οποίο επιτρέπει την προσομοίωση της λειτουργίας του συστήματος για μεγάλα χρονικά διαστήματα (τυπικά ένα έτος) με μικρό χρονικό βήμα (τυπικά δέκα λεπτά). Το μοντέλο βασίζεται στο ενεργειακό ισοζύγιο μεταξύ παραγωγής, αποθήκευσης και κατανάλωσης και αγνοεί τα μεταβατικά φαινόμενα. Είσοδοι είναι οι ετήσιες χρονοσειρές φορτίου και δυναμικού ΑΠΕ και τα τεχνικά χαρακτηριστικά των μονάδων του ΤΣΠ, των μονάδων ΑΠΕ και των διατάξεων αποθήκευσης. Οι Α/Γ προσομοιώνονται μέσω της καμπύλης ισχύος τους και σε κάθε περίπτωση θεωρήθηκαν απώλειες 5% επί της υπολογιζόμενης από την καμπύλη ισχύος παραγωγής τους. Τα Φ/Β προσομοιώθηκαν μέσω της ετήσιας χρονοσειράς παραγωγής τους, η οποία υπολογίστηκε από χρονοσειρές ηλιακής ακτινοβολίας με εφαρμογή του μοντέλου των King et al 2004. Η μοντελοποίηση των συσσωρευτών μολύβδου-οξέως έγινε με τη χρήση του Kinetic Battery Model (KiBaM) το οποίο είναι το πλέον ενδεδειγμένο για συσσωρευτές αυτού του τύπου (Manwell, McGowan, 1993). Οι παραδοχές που χρησιμοποιήθηκαν στις προσομοιώσεις για την αποθηκευτική διάταξη είναι SOC min1 =50% και SOC min2 =40%. Η απόδοση του όλου συστήματος συσσωρευτών-αντιστροφέων θεωρήθηκε της τάξης του 80%. Για τους αντιστροφείς θεωρήθηκε επιπλέον ότι η ικανότητα διακίνησης ενεργού ισχύος σε μόνιμη κατάσταση λειτουργίας δεν υπερβαίνει το 90% της ονομαστικής ικανότητάς τους σε kva, ώστε να διαθέτουν περιθώριο παραγωγής αέργου ισχύος. Ο αλγόριθμος πρόβλεψης φορτίου και παραγωγής ΑΠΕ μοντελοποιήθηκε χρησιμοποιώντας την απλούστερη δυνατή μέθοδο πρόβλεψης, τύπου persistence (για διάστημα πρόβλεψης 1 και 4 ωρών). 5. ΔΙΑΣΤΑΣΙΟΛΟΓΗΣΗ ΤΟΥ ΥΒΡΙΔΙΚΟΥ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ Μία πρώτη εικόνα για τη διαστασιολόγηση των συνιστωσών του υβριδικού συστήματος (Α/Γ, Φ/Β, αποθήκευση, μετατροπέας) προκύπτει από τη στατιστική ανάλυση των χρονοσειρών ζήτησης και παραγωγής ΑΠΕ του νησιού. Η ανάλυση πραγματοποιείται χωρίς να λαμβάνεται υπόψη η τεχνολογία των συστημάτων αποθήκευσης, ούτε και ο αλγόριθμος διαχείρισης της λειτουργίας. Για τον σκοπό αυτόν εξετάστηκαν τρία αντιπροσωπευτικά σενάρια διαμόρφωσης των μονάδων ΑΠΕ του υβριδικού συστήματος, τα οποία παρουσιάζονται στον Πιν. 2 και αντιστοιχούν σε χαμηλή, μέση και υψηλή εγκατεστημένη ισχύ ΑΠΕ. Για κάθε ένα από τα σενάρια εξετάστηκαν παραλλαγές στη

χωρητικότητα των συστημάτων αποθήκευσης και ελήφθη υπόψη και η μικρή ανεμογεννήτρια 20 kw. Eξετάστηκαν δύο χαρακτηριστικά σενάρια εξέλιξης του φορτίου: Το σενάριο χαμηλού φορτίου (Low Load), το οποίο αντιστοιχεί στα επίπεδα ζήτησης του 2008, θεωρώντας ότι τα μέτρα εξοικονόμησης ενέργειας τυγχάνουν ευρείας εφαρμογής. Το σενάριο υψηλού φορτίου (High Load), όπου το φορτίο του συστήματος παρουσιάζει αύξηση 50% σε σχέση με την τιμή του έτους 2008 ως προς τη μέγιστη ισχύ και την ενέργεια. Εδώ λαμβάνονται υπόψη εκτεταμένες παρεμβάσεις στο νησί που αυξάνουν το φορτίο, καθώς και η αύξηση της τουριστικής κίνησης λόγω της προβολής του νησιού. Με βάση τα παραπάνω, αναλύθηκαν οι συνδυασμοί των σεναρίων διείσδυσης ΑΠΕ και εξέλιξης του φορτίου που παρουσιάζονται στον Πιν. 3. RES High RES Ανεμογεννήτριες 1 x 330 + 20 kw 2 x 330 + 20 kw 3 x 330 + 20 kw Φωτοβολταϊκά 100 kw 100 kw 150 kw Μπαταρίες 1.000 9.000 kwh 1.000 12.000 kwh 3.000 18.000 kwh Μετατροπέας (Inverter) 300 kva 600 kva 900 kva Πιν. 2. Σενάρια διαστασιολόγησης συνιστωσών του υβριδικού συστήματος. RES High RES Low Load 307 kw (Σενάριο 1) (Σενάριο 2) High Load 460 kw (Σενάριο 3) (Σενάριο 4) (Σενάριο 5) Πιν. 3. Τα πέντε εξεταζόμενα σενάρια φορτίου εγκατεστημένης ισχύος ΑΠΕ. Η διαστασιολόγηση των συσσωρευτών και του μετατροπέα βασίζεται στην κατανομή των αποκλίσεων (πλεονασμάτων ή ελλειμμάτων) ενέργειας και ισχύος αντίστοιχα. Αρχικά, η ωριαία χρονοσειρά της καθαρής ζήτησης ισχύος (P net = P load P w P pv ), ή και παράγωγες χρονοσειρές με μεγαλύτερα διαστήματα ολοκλήρωσης (π.χ. 12 h και 1 d), χρησιμοποιούνται για τον υπολογισμό της αθροιστικής κατανομής πιθανότητας, η οποία δίνει την εικόνα του μεγέθους και της συχνότητας εμφάνισης των αποκλίσεων ισχύος. Οι ενεργειακές αποκλίσεις είναι τα επιμέρους εμβαδά που ορίζονται από την χρονοσειρά καθαρής ζήτησης ισχύος και τις αντίστοιχες χρονικές διάρκειες. Οι θετικές ενεργειακές αποκλίσεις αντιστοιχούν σε ελλείμματα ενέργειας, τα οποία θα πρέπει να καλύπτονται από μονάδες ελεγχόμενης παραγωγής, ενώ οι αρνητικές αποκλίσεις σε πλεονάσματα ενέργειας ΑΠΕ, τα οποία αποθηκεύονται ή απορρίπτονται. Στη συνέχεια, με τη βοήθεια μιας απλουστευμένης ωριαίας προσομοίωσης της ετήσιας λειτουργίας του συστήματος εξάγονται οι καμπύλες που συσχετίζουν τη διαθέσιμη χωρητικότητα των διατάξεων αποθήκευσης (πραγματική ενέργεια που μπορεί να αποδοθεί και όχι ονομαστική χωρητικότητα) με τον βαθμό αυτονομίας του συστήματος, δηλαδή το ποσοστό του χρόνου για το οποίο δεν απαιτείται η λειτουργία μονάδων ντήζελ. Για λόγους οικονομίας της παρουσίασης, θα παρουσιαστούν οι καμπύλες που αντιστοιχούν μόνο στο σενάριο 4 (High Load RES). Στο Σχ. 3(a) δίνεται η καμπύλη διάρκειας των αποκλίσεων ισχύος για διάφορα διαστήματα ολοκλήρωσης. Παρατηρούμε ότι η μέγιστη τιμή καθαρής ζήτησης ισχύος είναι περίπου 400 kw, ενώ οι τιμές πλεονάσματος ισχύος ΑΠΕ υπερβαίνουν τα 600 kw για αμελητέο ποσοστό του χρόνου. Συνεπώς, με ενεργειακά κριτήρια και λαμβάνοντας υπόψη τα περιθώρια παραγωγής αέργου ισχύος, θα επαρκούσε αντιστροφέας ονομαστικής ικανότητας περί τα 600 kva. Από το Σχ. 3(b) διαπιστώνεται ότι μέγεθος διατάξεων αποθήκευσης περί τις 5 MWh (ικανότητα απόδοσης ενέργειας) εξασφαλίζει βαθμό αυτονομίας περί το 95%. Αύξηση της διείσδυσης ΑΠΕ σε ποσοστό 100% θα απαιτούσε πάντως μη ρεαλιστικά μεγέθη αποθήκευσης (ικανότητα απόδοσης ενέργειας άνω των 40 MWh).

Net demand (kw) 400 200 0-200 -400-600 1h 12h 1d Max Capacity (MWh) 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 Probability 0 0.65 0.7 0.75 0.8 0.85 0.9 0.95 1 Probability (a) (b) Σχ. 3. Διαστασιολόγηση του κεντρικού αντιστροφέα (a) και της διάταξης αποθήκευσης (b) του υβριδικού συστήματος με ανάλυση χρονοσειρών για το σενάριο High Load RES. Σενάριο Low Load Low Load High Load High Load High Load RES RES High RES Αυτονομία 90% 2.5 1 12 2.5 1.5 Αυτονομία 95% 5 2 40 5 2.5 Πιν. 4. Απαιτούμενη χωρητικότητα (MWh) για επίτευξη αυτονομίας 90% και 95% με βάση τη στατιστική ανάλυση. Η παραπάνω ανάλυση εφαρμόστηκε για καθένα από τα πέντε εξεταζόμενα σενάρια και συγκεντρωτικά αποτελέσματα παρουσιάζονται στον Πιν. 4. Το συμπέρασμα που προκύπτει είναι ότι με τα επίπεδα φορτίου του 2008, η εγκατάσταση Α/Γ της τάξης των 300-400 kw και Φ/Β περί τα 100 kw μπορεί να εξασφαλίζει εξαιρετικά υψηλά ποσοστά αυτονομίας του όλου συστήματος, άνω του 90% του χρόνου, χωρίς υπερβολικά μεγάλα μεγέθη αποθηκευτικής διάταξης. Αντίθετα, εάν ζητούμενο είναι η επίτευξη 100% διείσδυσης ΑΠΕ, τότε τα απαιτούμενα μεγέθη του συστήματος αποθήκευσης είναι εξαιρετικά μεγάλα. Πρέπει, ωστόσο, να τονιστεί ότι η 100% διείσδυση δεν προσφέρει κανένα τεχνικό ή οικονομικό πλεονέκτημα και εξάλλου δεν μπορεί πρακτικά να διασφαλιστεί, δεδομένου ότι συνδέεται με τη στοχαστικότητα της παραγωγής ΑΠΕ και του φορτίου. 6. ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΑ ΠΡΟΣΟΜΟΙΩΣΕΩΝ ΤΥΠΙΚΩΝ ΕΒΔΟΜΑΔΩΝ Στην ενότητα αυτή θα παρουσιαστούν τα αποτελέσματα των προσομοιώσεων για μία τυπική εβδομάδα χαμηλής και μία υψηλής παραγωγής ΑΠΕ. Το σενάριο στο οποίο αναφέρονται τα αποτελέσματα είναι το High Load RES. Η 26 η εβδομάδα του έτους (μέσα Ιουνίου) χαρακτηρίζεται από μέσο επίπεδο φορτίου και πολύ υψηλή παραγωγή ΑΠΕ, οδηγώντας σε 100% διείσδυση ενέργειας ΑΠΕ. Αρχικά, στο Σχ. 4(a) εικονίζεται η εξέλιξη του φορτίου και της παραγωγής των Α/Γ και των Φ/Β κατά τη διάρκεια της εβδομάδας (ανηγμένη επί της εγκατεστημένης ισχύος των αντίστοιχων μονάδων). Από το Σχ. 4(b) παρατηρούμε ότι κατά τις πρώτες πέντε ημέρες της εβδομάδας, οι συσσωρευτές εν γένει παραμένουν πλήρως φορτισμένοι χωρίς να ανταλλάσσουν ισχύ με το δίκτυο και μεγάλα ποσά περίσσειας ισχύος απορρίπτονται. Αντίθετα, στο τέλος της εβδομάδας η μείωση της αιολικής παραγωγής απαιτεί εκφόρτιση των συσσωρευτών ώστε να καλυφθεί το έλλειμμα της παραγωγής. Από το Σχ. 4(c) προκύπτει ότι κατά τη διάρκεια της εβδομάδας δεν απαιτείται εκκίνηση συμβατικών μονάδων. Μια άλλα σημαντική περίοδος λειτουργίας είναι εκείνη της 31 ης εβδομάδας του έτους εξαιτίας της σύμπτωσης υψηλής ζήτησης και χαμηλής αιολικής παραγωγής. Στο Σχ. 5 παρουσιάζονται τα αντίστοιχα διαγράμματα με αυτά της προηγούμενης περίπτωσης. Εδώ, η παρατεταμένη έλλειψη επαρκούς παραγωγής ΑΠΕ

οδηγεί σε ένταξη των συμβατικών μονάδων για σημαντικό χρόνο, ενώ οι συσσωρευτές αποδίδουν ενέργεια με μεγάλους ρυθμούς και για σημαντικό ποσοστό του χρόνου παραμένουν εκφορτισμένοι. (a) (b) (c) (d) Σχ. 4. Τρόπος λειτουργίας κατά την 26η εβδομάδα (υψηλή παραγωγή ΑΠΕ). (a) Η εξέλιξη του φορτίου και της παραγωγής ΑΠΕ. (b) Η απόρριψη ισχύος ΑΠΕ και η κατάσταση φόρτισης των συσσωρευτών. (c) Η συνεισφορά των συμβατικών μονάδων και των μονάδων ΑΠΕ στην κάλυψη της ζήτησης. (d) Η ανταλλαγή ισχύος μεταξύ συσσωρευτών και δικτύου κατά τη φόρτιση και την εκφόρτιση. (a) (b) (c) (d) Σχ. 5. Αντίστοιχα διαγράμματα για τον τρόπο λειτουργίας κατά την 31η εβδομάδα (χαμηλή παραγωγή ΑΠΕ).

Σενάριο 1 Σενάριο 2 Σενάριο 3 Σενάριο 4 Σενάριο 5 Βασικά δεδομένα του συστήματος Αιχμή ζήτησης (kw) 307 307 460 460 460 Ετήσια ζήτηση ενέργειας (MWh) 1020.8 1020.8 1531.33 1531.33 1531.33 Ισχύς μεγάλων Α/Γ (kw) 330 660 330 660 990 Ισχύς μικρής Α/Γ (kw) 20 20 20 20 20 Ισχύς Φ/Β (kw) 100 100 100 100 150 Χωρητικότητα συσσωρευτών (kwh) 3000 6000 3000 6000 9000 Ισχύς αντιστροφέα (kva) 300 600 600 600 600 Ετήσια αποτελέσματα: Συμβατικές μονάδες Παραγωγή ΤΣΠ (MWh) 129.25 27.36 358.485 121.2815 40.58 Κατανάλωση καυσίμου (tn) 33.93 7.11 90.94 30.8 10.35 Χρόνος λειτουργίας ΤΣΠ (h) 1102 222 2614 849 271 Εκκινήσεις μονάδων ΤΣΠ 261 47 340 129 49 Ετήσια αποτελέσματα: Μονάδες ΑΠΕ Δυνητική παραγωγή μεγ. Α/Γ (MWh) 1540.33 3005.46 1540.33 3005.46 4470.6 Παραγωγή μεγάλων Α/Γ (MWh) 759.1 848.14 1057.59 1294.77 1299.16 Capacity Factor μεγάλων Α/Γ (%) 26.00 15.14 35.27 22.46 15.29 Αποκοπή παραγωγής μεγάλων Α/Γ (%) 50.72 71.78 31.34 56.92 70.94 Δυνητική παραγωγή μικρής Α/Γ (MWh) 75.21 75.21 75.21 75.21 75.21 Παραγωγή μικρής Α/Γ (MWh) 74.94 74.93 75.21 75.21 75.03 Capacity Factor μικρής Α/Γ (%) 42.77 42.77 42.93 42.93 42.82 Αποκοπή παραγωγής μικρής Α/Γ (%) 0.36 0.38 0 0 0.26 Δυνητική παραγωγή Φ/Β (MWh) 129.42 129.42 129.42 129.42 194.13 Παραγωγή Φ/Β (MWh) 129.38 129.38 129.42 129.42 194.08 Capacity Factor Φ/Β (%) 14.77 14.77 14.77 14.77 14.77 Αποκοπή παραγωγής Φ/Β (%) 0.03 0.03 0 0 0.03 Ετήσια αποτελέσματα: Αποθηκευτική διάταξη Ενέργεια προς συσσωρευτές (ΜWh) 179.74 191.67 196.50 293.06 285.50 Ενέργεια από συσσωρευτές (ΜWh) 145.12 154.14 158.79 236.14 229.74 Ετήσια αποτελέσματα: Κύριοι συνολικοί δείκτες Ποσοστό διείσδυσης ΑΠΕ (%) 87.34 97.32 76.59 92.08 97.35 Απόρριψη παραγωγής μεγάλων Α/Γ (%) 50.72 71.78 31.34 56.92 70.94 Πιν. 5. Σύνοψη Αποτελεσμάτων Ετήσιας Λειτουργίας για το Χαμηλό Σενάριο. 7. ΣΥΓΚΕΝΤΡΩΤΙΚΑ ΕΤΗΣΙΑ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΑ ΠΡΟΣΟΜΟΙΩΣΕΩΝ Στον Πιν. 5 παρουσιάζονται τα αποτελέσματα των αναλυτικών προσομοιώσεων για καθένα από τα πέντε σενάρια φορτίου παραγωγής ΑΠΕ που μελετήθηκαν. Από αυτά προκύπτουν άμεσα συμπεράσματα: Σε όλα τα σενάρια η δυνητική παραγωγή των εγκατεστημένων μονάδων ΑΠΕ υπερκαλύπτει τη ζήτηση του φορτίου, άρα είναι αναπόφευκτη η απόρριψη σημαντικού ποσοστού της, το οποίο φτάνει μέχρι και το 72%. Η αποκοπή ισχύος αφορά κυρίως τις μεγάλες Α/Γ, οι οποίες εμφανίζουν πολύ χαμηλούς συντελεστές χρησιμοποίησης (15-35% περίπου). Στο σενάριο 4 υπάρχει ανάγκη αποκοπής ισχύος ΑΠΕ για περίπου το 48% του έτους. Η επιτυγχανόμενη διείσδυση ΑΠΕ κυμαίνεται στο εύρος 77-97% περίπου και είναι εξαιρετικά υψηλή ακόμα και στο σενάριο High Load. Ανάλογα περιορισμένος είναι ο χρόνος λειτουργίας των συμβατικών μονάδων και η ετήσια κατανάλωση καυσίμου ντήζελ. Μεγάλο

μέρος του χρόνου λειτουργίας των συμβατικών μονάδων συμβαίνει την εβδομάδα 31 του Αυγούστου, όπως ήδη εξηγήθηκε. Η αποθηκευτική διάταξη διακινεί χαμηλό ποσοστό, περί το 10-15%, της συνολικής ενέργειας του φορτίου, το οποίο κυρίως τροφοδοτείται απ ευθείας από τις μονάδες ΑΠΕ. Το γεγονός αυτό είναι θετικό καθώς αφενός περιορίζονται οι απώλειες στα συστήματα αποθήκευσης και αφετέρου μειώνεται η καταπόνησή τους. Συγκεκριμένα για το σενάριο 4, οι συσσωρευτές παραμένουν πλήρως φορτισμένοι για το 50% του έτους, ενώ η λειτουργία τους σε χαμηλά επίπεδα φόρτισης είναι πολύ περιορισμένη. 8. ΠΑΡΑΜΕΤΡΙΚΗ ΑΝΑΛΥΣΗ Στην ενότητα αυτή παρουσιάζονται αποτελέσματα των παραμετρικών αναλύσεων ευαισθησίας ως προς τη χωρητικότητα των συστημάτων αποθήκευσης, την ικανότητα των αντιστροφέων και την εγκατεστημένη ισχύ Φ/Β. Δεν παρουσιάζεται ιδιαίτερη ανάλυση για την αιολική ισχύ, καθώς η ισχύς των εμπορικά διαθέσιμων Α/Γ είναι έντονα κβαντισμένη. Η ανάλυση πραγματοποιείται για τα πέντε βασικά σενάρια που παρουσιάστηκαν στις προηγούμενες παραγράφους και αφορά την επίπτωση στην επιτυγχανόμενη διείσδυση ΑΠΕ και το κόστος παραγωγής του νησιού συνολικά. Οι παραδοχές οι οποίες έγιναν για τους οικονομικούς υπολογισμούς συνοψίζονται στον Πιν. 6. Παράμετρος Τιμή Παράμετρος Τιμή Επενδυτικό κόστος Μεταβλητό κόστος ΤΣΠ (2008) 312 /MWh Κόστος κτήσης Α/Γ 2000 /kw Εκπομπές CO 2 0.625 tn/mwh Κόστος κτήσης Φ/Β 4500 /kw Κόστος εκπομπών CO 2 25 /tn Κόστος κτήσης συσσωρευτών 150 /kwh O&M υβριδικού συστήματος 2% του CapEx Κόστος κτήσης μετατροπέων 500 /kw Αντικαταστάσεις συσσωρευτών 2 Λοιπά κόστη 15% του CapEx Γενικά Λειτουργικά έξοδα Διάρκεια ζωής έργου 20 έτη Σταθερό κόστος ΤΣΠ (2008) 331.65 /MWh Επιτόκιο αναγωγής (WACC) 8% Πιν. 6. Βασικά δεδομένα για την οικονομική ανάλυση. Από το Σχ. 6 προκύπτει ότι η αύξηση του μεγέθους της αποθήκευσης αρχικά οδηγεί σε αύξηση της διείσδυσης, όμως στη συνέχεια σημειώνεται έντονος κορεσμός που εμφανίζεται νωρίτερα για μεγάλες εγκατεστημένες ισχείς ΑΠΕ. Σε όλα τα σενάρια, αύξηση της χωρητικότητας πάνω από τις 6 MWh δεν προσφέρει ουσιαστική βελτίωση. Αντίθετα, με μικρές σχετικά διαστασιολογήσεις (1-3 MWh) επιτυγχάνονται πολύ υψηλές διεισδύσεις 71-94%. Στο ίδιο σχήμα δίνεται η εξάρτηση του κόστους παραγωγής του νησιού (υπολογισμένο σε βάθος 20ετίας) από την επιθυμητή διείσδυση ΑΠΕ, όπως αυτή μεταβάλλεται με τη χωρητικότητα των συσσωρευτών. Το ολικό κόστος παραγωγής λαμβάνει υπόψη την ανάκτηση του κεφαλαίου, το κόστος λειτουργίας, συντήρησης και αντικατάστασης των συνιστωσών, το σταθερό κόστος λειτουργίας του ΤΣΠ και τέλος το μεταβλητό κόστος λειτουργίας του ΤΣΠ περιλαμβανομένων των δικαιωμάτων εκπομπών CO 2. Το σημαντικό συμπέρασμα που προκύπτει από τα Σχ. 6(b),(d) είναι ότι για επίπεδα διείσδυσης μέχρι περίπου 90% το υβριδικό σύστημα μπορεί ακόμα και να μειώσει το κόστος παραγωγής του όλου συστήματος. Σημειώνεται ότι σε όλα τα διαγράμματα το κόστος παραγωγής του έτους 2008 παριστάνεται με την οριζόντια μαύρη γραμμή. Αντίθετα, για διεισδύσεις μεταξύ 90-95% το κόστος αυξάνεται κατά περίπου 10-20%, ενώ διεισδύσεις πάνω από 95% επιβαρύνουν δυσανάλογα το κόστος παραγωγής. Βέβαια, πρέπει να σημειωθεί ότι στις παρούσες αναλύσεις έχουν θεωρηθεί τα επίπεδα καυσίμων του έτους 2008, που ήταν εξαιρετικά υψηλά. Η σύγκριση με τη συμβατική ηλεκτροδότηση γίνεται δυσμενέστερη για το υβριδικό σύστημα εάν θεωρηθούν χαμηλά επίπεδα τιμών καυσίμου (π.χ. 2009).

Ενέργεια ΑΠΕ (% φορτίου) Διείσδυση ενέργειας ΑΠΕ - Χαμηλό φορτίο 100 95 90 85 80 75 70 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 Μέγεθος Συσσωρευτών (kwh) (a) Κόστος παραγωγής ( /MWh) Κόστος παραγωγής -Χαμηλό φορτίο 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 75 80 85 90 95 100 Διείσδυση ΑΠΕ (%) (b) ΤΣΠ 2008 Ενέργεια ΑΠΕ (% φορτίου) Ενέργεια ΑΠΕ (% φορτίου) 100 95 90 85 80 75 70 65 60 100 95 90 85 80 75 Διείσδυση ενέργειας ΑΠΕ - Υψηλό φορτίο 0 5000 10000 15000 20000 Μέγεθος Συσσωρευτών (kwh) Διείσδυση ενέργειας ΑΠΕ - Χαμηλό φορτίο (c) High RES 70 0 100 200 300 400 500 600 700 800 Ισχύς Inverter (kva) Κόστος παραγωγής ( /MWh) Ενέργεια ΑΠΕ (% φορτίου) 1000 900 800 700 600 500 400 Κόστος παραγωγής - Υψηλό φορτίο 300 70 75 80 85 90 95 100 100 95 90 85 80 75 70 65 60 Διείσδυση ΑΠΕ (%) Σχ. 6. Παραμετρική ανάλυση ως προς τη χωρητικότητα των συσσωρευτών. (a) Η εξάρτηση της διείσδυσης ΑΠΕ από το μέγεθος των συσσωρευτών για το σενάριο χαμηλού φορτίου. (b) Το κόστος παραγωγής για κάθε επίπεδο διείσδυσης για το σενάριο χαμηλού φορτίου. (c), (d) αντίστοιχα των (a), (b) αλλά για το σενάριο υψηλού φορτίου. Διείσδυση ενέργειας ΑΠΕ - Υψηλό φορτίο (d) High RES High RES ΤΣΠ 2008 0 200 400 600 800 1000 1200 Ισχύς Inverter (kva) (a) (b) Σχ. 7. Παραμετρική ανάλυση της διείσδυσης ΑΠΕ ως προς την ικανότητα του κεντρικού μετατροπέα για το σενάριο χαμηλού φορτίου (a) και για το σενάριο υψηλού φορτίου (b). Στο Σχ. 7 παρουσιάζεται η εξάρτηση της διείσδυσης ΑΠΕ από την ικανότητα του κεντρικού μετατροπέα. Για το σενάριο χαμηλού φορτίου, αντιστροφέας περί τα 300 kva είναι ενεργειακά επαρκής, ενώ για το υψηλό φορτίο απαιτείται ισχύς 400 kva. Τα συμπεράσματα αυτά είναι σύμφωνα με όσα προέκυψαν από την ανάλυση χρονοσειρών. Παρ όλα αυτά, μεγαλύτερα μεγέθη αντιστροφέα είναι μάλλον επιβεβλημένα για κάλυψη βραχυχρόνιων αιχμών ζήτησης, αυξημένο εύρος ρύθμισης ΣΙ, επάρκεια στάθμης βραχυκύκλωσης και κάλυψη μεταβατικών υπερρευμάτων. Στη συνέχεια παρουσιάζονται τα αποτελέσματα της παραμετρικής ανάλυσης ως προς την εγκατεστημένη ισχύ Φ/Β. Διαπιστώνεται ότι στα σενάρια υψηλής και μέσης ισχύος ΑΠΕ, λόγω κορεσμού του συστήματος, η αύξηση της Φ/Β ισχύος δεν αυξάνει σημαντικά τη διείσδυση ΑΠΕ. Ακόμα και στο σενάριο Low Load, όπου η αύξηση της διείσδυσης είναι αξιόλογη, η επίπτωση στο ολικό κόστος παραγωγής είναι μεγάλη. Είναι πάντως αξιοσημείωτο ότι με βάση το Σχ. 8(b) διεισδύσεις άνω του 90% μπορούν να επιτευχθούν με Φ/Β περί τα 200 kw (και συσσωρευτές 3000 kwh), ενώ από το Σχ. 6(b) προκύπτει ότι αντίστοιχη διείσδυση απαιτεί συσσωρευτές 5000 kwh (και Φ/Β 100 kw). Δηλαδή, η προσθήκη Φ/Β είναι προτιμητέα έναντι της υπερβολικής

Ενέργεια ΑΠΕ (% φορτίου) μεγέθυνσης της αποθήκευσης, καθώς και το κόστος παραγωγής προκύπτει παραπλήσιο στις δύο περιπτώσεις (περί τα 700 /MWh). Αντίστοιχα ισχύουν και για το σενάριο High Load. Ενέργεια ΑΠΕ (% φορτίου ) 100 95 90 85 80 75 Διείσδυση ενέργειας ΑΠΕ - Χαμηλό φορτίο 70 0 50 100 150 200 250 300 350 100 95 90 85 80 75 70 65 Ισχύς Φ/Β (kw) Διείσδυση ενέργειας ΑΠΕ - Υψηλό φορτίο (a) 60 0 50 100 150 200 250 300 350 Ισχύς Φ/Β (kw) High RES Κόστος παραγωγής ( /MWh) 1000 Κόστος Παραγωγής ( /MWh) 900 800 700 600 500 Κόστος παραγωγής -Χαμηλό φορτίο 400 84 86 88 90 92 94 96 98 100 102 850 800 750 700 650 600 550 500 450 ΤΣΠ 2008 Διείσδυση ΑΠΕ (%) (b) Κόστος παραγωγής - Υψηλό φορτίο ΤΣΠ 2008 400 70 75 80 85 90 95 100 105 Διείσδυση ΑΠΕ (%) (c) (d) Σχ. 8. Παραμετρική ανάλυση ως προς την εγκατεστημένη ισχύ των φωτοβολταϊκών. (a) Η εξάρτηση της διείσδυσης ΑΠΕ από την ισχύ των Φ/Β για το σενάριο χαμηλού φορτίου. (b) Το κόστος παραγωγής για κάθε επίπεδο διείσδυσης για το σενάριο χαμηλού φορτίου. (c), (d) αντίστοιχα των (a), (b) αλλά για το σενάριο υψηλού φορτίου. High RES ΒΙΒΛΙΟΓΡΑΦΙΑ Haisheng Chen, Thang Ngoc Cong, Wei Yang, Chunqing Tan, Yongliang Li, Yulong Ding (March 2009). Progress in electrical energy storage system: A critical review. Elsevier, Progress in Natural Science (Vol. 19), Issue 3: pp. 291-312. [1] Hatziargyriou N., Tsikalakis A., Androutsos A., Status Of Distributed Generation In The Greek Islands, In proc of the 2006 IEEE PES General Meeting 18-22 June2006, Montreal, Canada, PESGM2006-00368. Ibrahim H., Ilinca A., Perron J. (June 2008). Energy storage systems characteristics and comparisons. Elsevier, Renewable and Sustainable Energy Reviews (Vol. 12), Issue 5: pp. 1221-1250. King D. L., Boyson W. E., Kratochvil J. A. (August 2004), Photovoltaic Array Performance Model, Sandia National Laboratories Report, SAND2004-3535. Manwell J. F., McGowan, J. G (May 1993). A Lead Acid Battery Storage Model for Hybrid Energy Systems. Elsevier, Solar Energy (Vol. 50), Issue 5: pp 399-405. Papathanassiou S. A., Boulaxis N.G. (April 2006). Power limitations and energy yield evaluation for wind farms operating in island systems. Elsevier, Renewable Energy (Vol. 31), Issue 4: pp. 457-479.