Σχολή Ηλεκτρολόγων Μηχανικών και Μηχανικών Υπολογιστών Τοµέας Ηλεκτρικής Ισχύος. Τεχνική Έκθεση

ΕΜΠ-ΕΠΙΣΕΥ Σχολή Ηλεκτρολόγων Μηχανικών και Μηχανικών Υπολογιστών Τοµέας Ηλεκτρικής Ισχύος Τεχνική Έκθεση Ερευνητικό Έργο «ΤΕΧΝΙΚΕΣ ΑΠΑΙΤΗΣΕΙΣ ΓΙΑ ΤΗ ΣΥΝ ΕΣΗ ΑΙΟΛΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ ΣΤΑ ΣΥΣΤΗΜΑΤΑ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΕΠΙΣΚΟΠΗΣΗ ΚΩ ΙΚΩΝ ΑΛΛΩΝ ΧΩΡΩΝ ΚΑΙ ΙΑΘΕΣΙΜΩΝ ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΩΝ ΑΝΕΜΟΓΕΝΝΗΤΡΙΩΝ» Φορέας ανάθεσης ΡΥΘΜΙΣΤΙΚΗ ΑΡΧΗ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Αθήνα, εκέµβριος 2006

ΕΜΠ-ΕΠΙΣΕΥ Σχολή Ηλεκτρολόγων Μηχανικών και Μηχανικών Υπολογιστών Τοµέας Ηλεκτρικής Ισχύος Τεχνική Έκθεση Ερευνητικό Έργο «ΤΕΧΝΙΚΕΣ ΑΠΑΙΤΗΣΕΙΣ ΓΙΑ ΤΗ ΣΥΝ ΕΣΗ ΑΙΟΛΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ ΣΤΑ ΣΥΣΤΗΜΑΤΑ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΕΠΙΣΚΟΠΗΣΗ ΚΩ ΙΚΩΝ ΑΛΛΩΝ ΧΩΡΩΝ ΚΑΙ ΙΑΘΕΣΙΜΩΝ ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΩΝ ΑΝΕΜΟΓΕΝΝΗΤΡΙΩΝ» Φορέας ανάθεσης ΡΥΘΜΙΣΤΙΚΗ ΑΡΧΗ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Συντάκτες Σ. Παπαθανασίου Μ. Τσίλη Αθήνα, εκέµβριος 2006

ΠΕΡΙΕΧΟΜΕΝΑ MEΡΟΥΣ Α 1. ΕΙΣΑΓΩΓΗ...3 1.1 ΑΝΟΧΗ ΣΕ ΒΥΘΙΣΕΙΣ ΤΑΣΗΣ ΚΑΙ ΑΠΟΚΡΙΣΗ ΚΑΤΑ ΤΗ ΙΑΡΚΕΙΑ ΚΑΙ ΜΕΤΑ ΤΗΝ ΕΚΚΑΘΑΡΙΣΗ ΣΦΑΛΜΑΤΩΝ ΣΤΟ ΙΚΤΥΟ...4 1.2 ΈΛΕΓΧΟΣ ΣΥΧΝΟΤΗΤΑΣ ΚΑΙ ΕΝΕΡΓΟΥ ΙΣΧΥΟΣ...6 1.3 ΈΛΕΓΧΟΣ ΤΑΣΗΣ ΚΑΙ ΑΕΡΓΟΥ ΙΣΧΥΟΣ...6 1.4 ΕΞΑΓΩΓΗ ΚΑΝΟΝΙΣΜΩΝ ΓΙΑ ΤΗ ΣΥΝ ΕΣΗ Α/Π ΣΤΟ ΙΚΤΥΟ...8 2. ΕΠΙΣΚΟΠΗΣΗ ΚΩ ΙΚΩΝ ΚΑΙ ΤΕΧΝΙΚΩΝ ΚΑΝΟΝΙΣΜΩΝ ΣΧΕΤΙΚΑ ΜΕ ΤΗ ΣΥΝ ΕΣΗ Α/Π ΣΤΟ ΙΚΤΥΟ...9 2.1 ΓΕΡΜΑΝΙΚΟΣ ΚΩ ΙΚΑΣ...9 2.2 ΒΡΕΤΑΝΙΚΟΣ ΚΩ ΙΚΑΣ...9 2.3 ΙΡΛΑΝ ΙΚΟΣ ΚΩ ΙΚΑΣ...10 2.4 ΚΟΙΝΟΣ ΚΩ ΙΚΑΣ ΑΝΙΑΣ/ΦΙΝΛΑΝ ΙΑΣ/ΝΟΡΒΗΓΙΑΣ/ΣΟΥΗ ΙΑΣ (NORDIC GRID CODE)...10 2.5 ΚΩ ΙΚΑΣ ΑΝΙΑΣ...10 2.6 ΚΩ ΙΚΑΣ ΦΙΝΛΑΝ ΙΑΣ...10 2.7 ΚΩ ΙΚΑΣ ΒΕΛΓΙΟΥ...10 2.8 ΚΩ ΙΚΑΣ ΚΑΝΑ Α...11 2.9 ΚΩ ΙΚΑΣ ΗΠΑ...11 2.10 ΕΛΛΗΝΙΚΟΣ ΚΩ ΙΚΑΣ...11 2.11 ΚΩ ΙΚΕΣ ΑΛΛΩΝ ΧΩΡΩΝ...12 3. ΚΟΙΝΕΣ ΑΠΑΙΤΗΣΕΙΣ ΚΩ ΙΚΩΝ...12 3.1 ΑΝΟΧΗ ΣΕ ΒΥΘΙΣΕΙΣ ΤΑΣΗΣ ΚΑΙ ΑΠΟΚΡΙΣΗ ΚΑΤΑ ΤΗ ΙΑΡΚΕΙΑ ΚΑΙ ΜΕΤΑ ΤΗΝ ΕΚΚΑΘΑΡΙΣΗ ΣΦΑΛΜΑΤΩΝ ΣΤΟ ΙΚΤΥΟ (LOW VOLTAGE RIDE THROUGH)...12 3.1.1 Γερµανικός κώδικας...13 3.1.2 Βρετανικός κώδικας...16 3.1.2.1 Βραχυκυκλώµατα διάρκειας έως 140 ms... 16 3.1.2.2 Bυθίσεις τάσης διάρκειας µεγαλύτερης των 140 ms (απαιτήσεις για σταθµούς παραγωγής που ολοκληρώνονται µετά την 1.4.2005)... 16 3.1.3 Ιρλανδικός κώδικας...17 3.1.3.1 Σύγκριση κώδικα Γερµανίας/Μεγάλης Βρετανίας/Ιρλανδίας... 18 3.1.4 Κοινός κώδικας ανίας/φινλανδίας/νορβηγίας/σουηδίας (Nordic Grid Code)...20 3.1.5 Κώδικας ανίας...20 3.1.6 Κώδικας Φινλανδίας...22 3.1.7 Κώδικας Βελγίου...22 3.1.8 Κώδικας Καναδά...24 3.1.8.1 Κώδικας Hydro-Quebec...24 3.1.8.2 Κώδικας AESO (Alberta Electric System Operator)...26 3.1.8.3 Σύγκριση κώδικα Hydro-Quebec και AESO...27 3.1.9 Κώδικας ΗΠΑ...28 3.1.10 Ελληνικός κώδικας...28 3.1.11 Κανονισµοί άλλων χωρών...30 3.1.12 Σχολιασµός απαιτήσεων κωδίκων για ανοχή σε βυθίσεις τάσης και τη συµπεριφορά των Α/Γ κατά τη διάρκεια και µετά την εκκαθάριση σφαλµάτων...32 3.2 ΈΛΕΓΧΟΣ ΣΥΧΝΟΤΗΤΑΣ ΚΑΙ ΕΝΕΡΓΟΥ ΙΣΧΥΟΣ...37 3.2.1 Γερµανικός κώδικας...37 3.2.2 Βρετανικός κώδικας...39 3.2.3 Ιρλανδικός κώδικας...39 3.2.3.1 Σύγκριση κώδικα Γερµανίας/Μεγάλης Βρετανίας/Ιρλανδίας... 42 3.2.4 Κοινός κώδικας ανίας/φινλανδίας/νορβηγίας/σουηδίας (Nordic Grid Code)...43 3.2.5 Κώδικας ανίας...45 3.2.6 Κώδικας Φινλανδίας...46 3.2.7 Κώδικας Βελγίου...47 ΈΚΘΕΣΗ ΈΡΓΟΥ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ

3.2.8 Κώδικας Καναδά...47 3.2.8.1 Κώδικας Hydro-Quebec...47 3.2.8.2 Κώδικας AESO (Alberta Electric System Operator)...48 3.2.9 Κώδικας ΗΠΑ...48 3.2.10 Ελληνικός κώδικας...48 3.2.11 Άλλοι κώδικες...50 3.2.12 Σύγκριση απαιτήσεων κωδίκων για έλεγχο συχνότητας και ενεργού ισχύος...53 3.3 ΈΛΕΓΧΟΣ ΤΑΣΗΣ ΚΑΙ ΑΕΡΓΟΥ ΙΣΧΥΟΣ...55 3.3.1 Γερµανικός κώδικας...55 3.3.2 Βρετανικός κώδικας...56 3.3.3 Ιρλανδικός κώδικας...58 3.3.3.1 Σύγκριση κώδικα Γερµανίας/Μεγάλης Βρετανίας/Ιρλανδίας... 59 3.3.4 Κοινός κώδικας ανίας/φινλανδίας/νορβηγίας/σουηδίας (Nordic Grid Code)...61 3.3.5 Κώδικας ανίας...61 3.3.6 Κώδικας Φινλανδίας...62 3.3.7 Κώδικας Βελγίου...62 3.3.8 Κώδικας Καναδά...63 3.3.8.1 Κώδικας Hydro-Quebec...63 3.3.8.2 Κώδικας AESO (Alberta Electric System Operator)...63 3.3.9 Κώδικας ΗΠΑ...65 3.3.10 Ελληνικός κώδικας...66 3.3.11 Άλλοι κώδικες...67 3.3.12 Σχολιασµός απαιτήσεων κωδίκων για έλεγχο τάσης και αέργου ισχύος...68 4. ΑΠΑΙΤΗΣΕΙΣ ΠΟΥ ΕΝ ΕΜΦΑΝΙΖΟΝΤΑΙ ΣΕ ΟΛΟΥΣ ΤΟΥΣ ΚΩ ΙΚΕΣ...72 4.1 ΑΠΑΙΤΗΣΕΙΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΑΕΡΓΟΥ ΡΕΥΜΑΤΟΣ ΚΑΤΑ ΤΗ ΙΑΡΚΕΙΑ ΣΦΑΛΜΑΤΟΣ...72 4.1.1 Γερµανικός κώδικας...72 4.1.2 Βρετανικός κώδικας...72 4.1.3 Ιρλανδικός κώδικας...73 4.2 ΑΠΑΙΤΗΣΕΙΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΑΛΛΑΓΗΣ ΤΑΣΗΣ (ΣΑΤΥΦ) ΓΙΑ ΤΟΝ Μ/Σ ΣΥΝ ΕΣΗΣ ΜΕ ΤΟ ΙΚΤΥΟ..73 4.3 ΑΠΑΙΤΗΣΕΙΣ ΓΙΑ ΜΟΝΤΕΛΑ ΠΡΟΣΟΜΟΙΩΣΗΣ ΤΗΣ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑΣ ΤΩΝ Α/Π...73 5. ΣΧΟΛΙΑ ΚΑΙ ΠΡΟΤΑΣΕΙΣ ΓΙΑ ΤΟΝ ΕΛΛΗΝΙΚΟ ΚΩ ΙΚΑ...74 ΈΚΘΕΣΗ ΈΡΓΟΥ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ

ΠΕΡΙΕΧΟΜΕΝΑ MEΡΟΥΣ Β 1. ΤΥΠΟΙ Α/Γ ΩΣ ΠΡΟΣ ΤΗ ΙΑΜΟΡΦΩΣΗ ΤΟΥ ΗΛΕΚΤΡΙΚΟΥ ΜΕΡΟΥΣ...2 1.1 Α/Γ ΣΤΑΘΕΡΩΝ ΚΑΙ ΜΕΤΑΒΛΗΤΩΝ ΣΤΡΟΦΩΝ...2 1.2 Α/Γ ΣΤΑΘΕΡΩΝ ΣΤΡΟΦΩΝ...3 1.2.1 Τύπος 1: Α/Γ µε γεννήτρια επαγωγής τύπου κλωβού...3 1.2.2 Τύπος 2: Α/Γ µε γεννήτρια επαγωγής τυλιγµένου δροµέα (περιορισµένη λειτουργία µεταβλητών στροφών)...6 1.3 Α/Γ ΜΕΤΑΒΛΗΤΩΝ ΣΤΡΟΦΩΝ...6 1.3.1 Τύπος 3: Α/Γ µε σύστηµα µετατροπέων µειωµένης ικανότητας και ασύγχρονη γεννήτρια διπλής τροφοδότησης...6 1.3.2 Τύπος 4: Α/Γ µε σύστηµα µετατροπέων πλήρους ισχύος και σύγχρονη ή ασύγχρονη γεννήτρια...8 2. ΑΠΟΚΡΙΣΗ ΤΩΝ Α/Γ ΣΕ ΚΑΤΑΣΤΑΣΕΙΣ ΣΦΑΛΜΑΤΩΝ ΚΑΙ ΜΕΘΟ ΟΙ ΙΚΑΝΟΠΟΙΗΣΗΣ ΤΩΝ ΑΠΑΙΤΗΣΕΩΝ ΤΩΝ ΚΩ ΙΚΩΝ...11 2.1 Α/Γ ΣΤΑΘΕΡΩΝ ΣΤΡΟΦΩΝ (ΤΥΠΟΥ 1 ΚΑΙ 2)...11 2.2 Α/Γ ΜΕΤΑΒΛΗΤΩΝ ΣΤΡΟΦΩΝ (ΤΥΠΟΥ 3 ΚΑΙ 4)...14 2.2.1 Αρχές ελέγχου και συµπεριφορά σε διαταραχές...14 2.2.2 Α/Γ Τύπου 3...15 2.2.3 Α/Γ Τύπου 4...18 3. ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ...19 ΈΚΘΕΣΗ ΈΡΓΟΥ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ

MEΡΟΣ Α

1. Εισαγωγή Τα αιολικά πάρκα (Α/Π) διαφέρουν τεχνικά από τους συµβατικούς σταθµούς παραγωγής από πάρα πολλές απόψεις. Ενώ ο σκοπός και των δύο τύπων εγκαταστάσεων είναι ο ίδιος, δηλαδή η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας, τα χαρακτηριστικά ενός Α/Π και ο τρόπος µε τον οποίο αλληλεπιδρά µε τις υπόλοιπες συνιστώσες ενός συστήµατος ηλεκτρικής ενέργειας είναι πολύ διαφορετικά από αυτά των συµβατικών µονάδων παραγωγής. Το κύριο σηµείο διαφοροποίησης συνίσταται στη διαφορετική φύση του ανέµου ως πρωτογενούς πηγής ενέργειας σε σχέση µε τις συµβατικές µονάδες και ειδικότερα στην έλλειψη δυνατότητας ελέγχου και ρύθµισής της. Η ηλεκτρική ισχύς που παράγεται από τις Α/Γ είναι συνάρτηση της µη ελεγχόµενης (και δύσκολα προβλεπόµενης) ταχύτητας του ανέµου στη θέση εγκατάστασης της κάθε µηχανής και όχι αποτέλεσµα εντολών κατανοµής ή τοπικών συστηµάτων ελέγχου, όπως οι ρυθµιστές στροφών. Η µεταβλητότητα του ανέµου και η δυσκολία πρόβλεψής του επηρεάζουν καθοριστικά τη συµπεριφορά των αιολικών σταθµών και τη δυνατότητα ενσωµάτωσής τους στα σηµερινά συστήµατα ηλεκτρικής ενέργειας (γεγονός που ισχύει σε µικρότερο βαθµό και για άλλες µορφές παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ανανεώσιµες πηγές, όπως οι φωτοβολταϊκοί και οι µικροί υδροηλεκτρικοί σταθµοί). Οι συµβατικοί σταθµοί περιλαµβάνουν έναν µικρό αριθµό µονάδων µεγάλης ικανότητας, αποτελούµενες από σύγχρονες γεννήτριες και τα συνήθη βοηθητικά τους συστήµατα, η συµπεριφορά των οποίων είναι σε µεγάλο βαθµό γνωστή και έχει µελετηθεί εκτενώς από τους σχεδιαστές των συστηµάτων. Αντίθετα, ένα µεγάλο Α/Π το οποίο συνδέεται στο σύστηµα µεταφοράς αποτελείται συνήθως από δεκάδες Α/Γ, µε µέγεθος κατά πολύ µικρότερο από αυτό των συµβατικών µονάδων (λίγα MW, έναντι λίγων εκατοντάδων MW), εγκατεστηµένες σε µεγάλο γεωγραφικό εύρος και συνδεδεµένες µεταξύ τους µέσω εκτεταµένου εσωτερικού δικτύου. Η τεχνολογία µετατροπής της µηχανικής ενέργειας σε ηλεκτρική στις Α/Γ αποτελεί επίσης ένα σηµαντικό σηµείο διαφοροποίησης σε σχέση µε τις συµβατικές σύγχρονες γεννήτριες. Οι σύγχρονες Α/Γ είναι στο µεγαλύτερο ποσοστό τους εφοδιασµένες µε ασύγχρονες γεννήτριες, σε συνδυασµό µε πολύπλοκα συστήµατα µετατροπέων ηλεκτρονικών ισχύος, παρουσιάζοντας θεµελιώδεις τεχνικές διαφορές σε σχέση µε τις συµβατικές µονάδες παραγωγής. Στο παρελθόν, όσο οι διεισδύσεις αιολικής ισχύος στα συστήµατα ηλεκτρικής ενέργειας ήταν ακόµη χαµηλές, οι αιολικοί σταθµοί αντιµετωπίζονταν ουσιαστικά ως «αρνητικά φορτία» του συστήµατος και όχι ως σταθµοί παραγωγής, οι οποίοι απαιτείται να συµβάλλουν στον έλεγχο και την ευστάθειά του. Έτσι, όσο οι αιολικές διεισδύσεις ήταν σχετικά µικρές, η άµεση αποσύνδεση των Α/Γ σε µη κανονικές συνθήκες λειτουργίας του δικτύου θεωρούνταν η ενδεδειγµένη λύση και δεν δηµιουργούσε ουσιαστικό κίνδυνο στο υπόλοιπο σύστηµα. Από την άλλη πλευρά, η µεταβλητότητα της παραγόµενης από τα Α/Π ισχύος και η έλλειψη δυνατοτήτων πρόβλεψής της, απασχολούσαν µεν τους διαχειριστές των συστηµάτων, αλλά δεν δηµιουργούσαν ανυπέρβλητες δυσκολίες στη διαχείριση της συµβατικής παραγωγής. ΈΚΘΕΣΗ ΈΡΓΟΥ ΜΕΡΟΣ Α 3

Η αντιµετώπιση αυτή έπαψε να είναι αποδεκτή από τη στιγµή που οι διεισδύσεις της αιολικής παραγωγής έγιναν υπολογίσιµες, πράγµα που έχει συµβεί εδώ και τουλάχιστον µια 5ετία σε χώρες όπως η Γερµανία, η ανία και η Ισπανία. Υπό τις συνθήκες αυτές, η κατά προτεραιότητα ένταξη των αιολικών σταθµών αναπόφευκτα επηρεάζει την ένταξη και φόρτιση των συµβατικών µονάδων, τη ρύθµιση τάσης και την όλη δυναµική συµπεριφορά του συστήµατος σε καταστάσεις διαταραχών. Συνεπώς, προκειµένου να διασφαλιστεί η οµαλή και ασφαλής λειτουργία των συστηµάτων, τίθενται αυτοµάτως απαιτήσεις για συµµετοχή των αιολικών σταθµών στον έλεγχο και τη ρύθµιση του συστήµατος, στο πρότυπο των συµβατικών µονάδων που υποκαθιστούν. Το νέο αυτό πλαίσιο αντιµετώπισης των αιολικών σταθµών άρχισε να διαµορφώνεται ήδη από τα τέλη της προηγούµενης δεκαετίας και σταδιακά αποτυπώθηκε στα κείµενα των Κωδίκων ιαχείρισης του Συστήµατος που εφαρµόζονται στις χώρες µε υψηλές διεισδύσεις αιολικής ισχύος (ήδη υφιστάµενες ή αναµενόµενες στο εγγύς µέλλον). Ο πρώτος Κώδικας µε συγκεκριµένες απαιτήσεις συµπεριφοράς για τους αιολικούς σταθµούς του συστήµατος µεταφοράς εκδόθηκε στις αρχές του 2003 από τη γερµανική εταιρία E.ON. και µέχρι σήµερα αντίστοιχοι Κώδικες τέθηκαν σε εφαρµογή σε πλήθος άλλων χωρών, όπως αναφέρεται αναλυτικότερα στις επόµενες παραγράφους. Στο πλαίσιο του Α Μέρους της παρούσας έκθεσης γίνεται η παρουσίαση και ανάλυση των τεχνικών απαιτήσεων που θέτουν οι Κώδικες διαφόρων χωρών για τους αιολικούς σταθµούς που συνδέονται στα συστήµατα ηλεκτρικής ενέργειας. Η παρουσίαση αφορά θέµατα αιολικών σταθµών µεγάλου µεγέθους, οι οποίοι κατά κανόνα συνδέονται απ ευθείας στο σύστηµα µεταφοράς ΥΤ, και όχι µικρών µονάδων και σταθµών διεσπαρµένης παραγωγής που συνδέονται στα δίκτυα διανοµής ηλεκτρικής ενέργειας. Στη δεύτερη περίπτωση, οι τεχνικές απαιτήσεις που τίθενται από τους αντίστοιχους Κώδικες ιαχείρισης του ικτύου ή τις σχετικές Οδηγίες Σύνδεσης αφορούν κυρίως ζητήµατα ποιότητας ισχύος, συµβολής στη στάθµη βραχυκύκλωσης και διαµόρφωσης των προστασιών απόζευξης, τα οποία δεν είναι κεντρικής σηµασίας για τους µεγάλους αιολικούς σταθµούς του συστήµατος µεταφοράς. Στη συνέχεια του παρόντος κεφαλαίου γίνεται µια γενική αναφορά σε τεχνικές απαιτήσεις που θέτουν οι Κώδικες για τα αιολικά πάρκα, οι οποίες θα εξεταστούν σε µεγαλύτερη λεπτοµέρεια στα επόµενα. 1.1 Ανοχή σε βυθίσεις τάσης και απόκριση κατά τη διάρκεια και µετά την εκκαθάριση σφαλµάτων στο δίκτυο Η εµφάνιση σφαλµάτων στα ηλεκτρικά δίκτυα οφείλεται σε βραχυκυκλώµατα µεταξύ των αγωγών µίας ή περισσοτέρων φάσεων και της γης. Συνηθέστερα είναι µε µεγάλη διαφορά τα µονοφασικά σφάλµατα γης, ενώ αντίθετα τα τριφασικά βραχυκυκλώµατα, τα οποία δηµιουργούν και τα εντονότερα προβλήµατα ευστάθειας, αντιπροσωπεύουν πολύ µικρό ποσοστό του συνόλου των σφαλµάτων. Οι κύριες συνιστώσες ενός συστήµατος ηλεκτρικής ενέργειας είναι εφοδιασµένες µε αυτόµατο εξοπλισµό προστασίας για την ανίχνευση και αποµόνωση των εσφαλµένων τµηµάτων του δικτύου µε άνοιγµα αντίστοιχων διακοπτών προστασίας. Γενικά δίνεται ιδιαίτερη βαρύτητα στη σχεδίαση των συστηµάτων ηλεκτρικής ενέργειας, έτσι ώστε να ΈΚΘΕΣΗ ΈΡΓΟΥ ΜΕΡΟΣ Α 4

µπορούν να αντεπεξέρχονται σε τέτοιου είδους σφάλµατα και να επανέρχονται σε κανονική λειτουργία µετά την εκκαθάρισή τους, µε την ελάχιστη δυνατή επίπτωση στην οµαλή εξυπηρέτηση των χρηστών (χρήση διπλών κυκλωµάτων, διπλών και εφεδρικών ζυγών, εφεδρικής παραγωγής κλπ., [33]). Πριν από την ανάπτυξη µη συµβατικών σταθµών παραγωγής (µη ελεγχόµενης ροής πρωτογενούς «καυσίµου», όπως στην περίπτωση της αιολικής παραγωγής) µε ισχείς της τάξης των δεκάδων MW, η σύνδεσή τους γινόταν στο δίκτυο διανοµής. Η απώλεια κάποιων MW διεσπαρµένης παραγωγής, ενσωµατωµένης στο τοπικό δίκτυο, λόγω σφαλµάτων στο ίδιο το δίκτυο διανοµής ή σε γειτονικές θέσεις του συστήµατος µεταφοράς, δεν είχε σηµαντική επίπτωση στο σύστηµα. Έτσι, δεν υπήρχε απαίτηση ανοχής (immunity) των σταθµών σε βυθίσεις τάσης, παρά το γεγονός ότι, σε καταστάσεις µεγάλης εγκατεστηµένης ισχύος τέτοιων σταθµών, ένα σοβαρό σφάλµα στο δίκτυο ΥΤ θα µπορούσε να οδηγήσει σε σηµαντική βύθιση τάσης στα γειτονικά δίκτυα διανοµής και άρα σε απώλεια σηµαντικού ποσοστού της παραγόµενης ισχύος. Με την ανάπτυξη αιολικών σταθµών ισχύος πολλών δεκάδων (ή και εκατοντάδων) MW, οι οποίοι συνδέονται µαζικά στο σύστηµα µεταφοράς, οι επιπτώσεις από την απότοµη απώλεια παραγωγής εξαιτίας σφαλµάτων (βυθίσεων τάσης) µπορεί να είναι καθοριστικές για την ευστάθεια του συστήµατος και την ασφάλεια εξυπηρέτησης των χρηστών. Για τον λόγο αυτό, οι σύγχρονοι κώδικες προβλέπουν συγκεκριµένες και αυστηρές απαιτήσεις για τη δυνατότητα παραµονής σε λειτουργία των Α/Γ σε καταστάσεις βυθίσεων της τάσης του δικτύου, οι οποίες είναι γνωστές ως Fault Ride- Through (FRT) ή Low Voltage Ride-Through (LVRT) Capability και εκφράζονται υπό τη µορφή καµπυλών τάσης-χρόνου. Στο Σχήµα 1 φαίνεται η τυπική µορφή µιας τέτοιας καµπύλης. Για βυθίσεις τάσεις πάνω από το όριο που προδιαγράφεται στο Σχήµα 1, τα Α/Π πρέπει να παραµένουν συνδεδεµένα στο δίκτυο, ενώ η αποσύνδεσή τους επιτρέπεται σε βυθίσεις τάσης κάτω από το όριο αυτό. Η τάση που εµφανίζεται στο διάγραµµα του Σχήµατος είναι κατά κανόνα η τάση στο σηµείο σύνδεσης µε το δίκτυο ενώ η βύθιση µπορεί να είναι είτε συµµετρική ή να αντιστοιχεί στη µεγαλύτερη από τις φασικές τάσεις στο σηµείο αυτό, ανάλογα µε τις προδιαγραφές του κάθε κώδικα. V (%) 100 95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Προδιαγραφόµενη Καµπύλη Ανοχής σε Βυθίσεις Τάσεις (Low Voltage Ride Through) δεν επιτρέπεται η αποσύνδεση Α/Γ 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 time (s) επιτρέπεται η αποσύνδεση Α/Γ Σχήµα 1. Τυπική καµπύλη προδιαγραφών ανοχής Α/Π σε βυθίσεις τάσης. ΈΚΘΕΣΗ ΈΡΓΟΥ ΜΕΡΟΣ Α 5

1.2 Έλεγχος συχνότητας και ενεργού ισχύος Η απαίτηση λειτουργίας των σταθµών παραγωγής σε συχνότητες άνω και κάτω της ονοµαστικής είναι θεµελιώδης, όταν δεν υπάρχει δυνατότητα διατήρησης του ισοζυγίου µεταξύ παραγωγής και κατανάλωσης ενεργού ισχύος. Για διασυνδεδεµένα συστήµατα σε κανονικές συνθήκες λειτουργίας, ο διαχειριστής πρέπει να µπορεί να διατηρεί τη συχνότητα σε σχετικά στενά όρια (±1%), µε την κατάλληλη κατανοµή της παραγωγής και τη χρήση των ευέλικτων µονάδων µε στρεφόµενη εφεδρεία για ρύθµιση ( free governor action ). Ωστόσο, σε µεταβατικές καταστάσεις λειτουργίας (π.χ. σε εξαναγκασµένες διακοπές των µονάδων παραγωγής, µεγάλες αποσυνδέσεις φορτίων ή σφάλµατα δικτύου που οδηγούν σε αποµονωµένη λειτουργία) η συχνότητα θα υπερβεί τα όρια κανονικής λειτουργίας κατά ποσοστό που καθορίζεται από τη διαφορά µεταξύ παραγωγής και κατανάλωσης. Οι θερµικές µονάδες παραγωγής µπορούν να συνεισφέρουν στη ρύθµιση συχνότητας µέσω διαφόρων µηχανισµών (π.χ. µεταβολή της ροής καυσίµου). Το ίδιο µπορεί να γίνει και από τις Α/Γ µε το σύστηµα ελέγχου κλίσης των πτερυγίων, ενώ η τεχνολογική εξέλιξη των τελευταίων ετών διευρύνει τις δυνατότητες απόκρισης συχνότητας. Η ανάγκη ασφαλούς λειτουργίας του συστήµατος υπό κανονικές συνθήκες και της αποφυγής προβληµάτων κατά την επαναφορά της συχνότητας µετά τις διαταραχές τάσης επηρεάζει το εύρος συχνοτήτων για το οποίο τα Α/Π πρέπει να παραµένουν συνδεδεµένα σε αυτό. Έτσι, στους κώδικες των διαφόρων χωρών προδιαγράφονται περιοχές συχνοτήτων εντός των οποίων τα Α/Π πρέπει να λειτουργούν συνεχώς, παράγοντας τη µέγιστη ισχύ τους, και περιοχές στις οποίες απαιτείται χρονικά περιορισµένη λειτουργία των Α/Π (παράγοντας ποσοστό της ονοµαστικής τους ισχύος), έτσι ώστε να συνεισφέρουν στην επαναφορά της συχνότητας και την ευσταθή λειτουργία του συστήµατος. Επιπλέον, πολλοί κώδικες απαιτούν τη συµµετοχή των Α/Π στην πρωτεύουσα και δευτερεύουσα ρύθµιση συχνότητας, όπως οι συµβατικές µονάδες παραγωγής. Η απαίτηση αυτή συνεπάγεται την ικανότητα απόκρισης συχνότητας και τον περιορισµό τόσο του ρυθµού µεταβολής όσο και των επιπέδων της παραγόµενης ενεργού ισχύος από τα Α/Π. Ως απόκριση συχνότητας ορίζεται η ικανότητα των Α/Π να µεταβάλλουν την παραγόµενη ενεργό ισχύ τους έτσι ώστε να ανταποκρίνονται άµεσα στις µεταβολές συχνότητας του συστήµατος. Ο περιορισµός του ρυθµού µεταβολής ενεργού ισχύος (θετικού ή και αρνητικού) αποσκοπεί στον περιορισµό των µεγάλων διακυµάνσεων συχνότητας που προκαλούνται από µεταβολές της ταχύτητας του ανέµου ή κατά την εκκίνηση και παύση των Α/Γ. 1.3 Έλεγχος τάσης και αέργου ισχύος Πολλά από τα φορτία ενός συστήµατος ηλεκτρικής ενέργειας καταναλώνουν άεργο ισχύ, η οποία παρέχεται κυρίως από σύγχρονες γεννήτριες. Για τη διατήρηση της τάσης εντός των επιτρεπτών ορίων λειτουργίας σε όλους τους ζυγούς του συστήµατος, είναι αναγκαία η εξασφάλιση του ισοζυγίου παραγωγής και κατανάλωσης αέργου ισχύος σε όλες τις ζώνες του. Ωστόσο, η άεργος ισχύς δε µπορεί να µεταφέρεται σε µεγάλες αποστάσεις (χωρίς να παραβιάζονται τα όρια τάσης) όπως η ενεργός ισχύς, γι αυτό και πρέπει να παρέχεται σε τοπικό επίπεδο. Στα σηµεία όπου η παραγωγή αέργου ισχύος δεν είναι αρκετή, είναι αναγκαία η προσθήκη µέσων αντιστάθµισης αέργου ισχύος (π.χ. πυκνωτές) για τη διατήρηση των επιθυµητών ορίων τάσης. ΈΚΘΕΣΗ ΈΡΓΟΥ ΜΕΡΟΣ Α 6

Ο συνήθης τρόπος µεταβολής της αέργου ισχύος συνίσταται στη µεταβολή της διέγερσης των συγχρόνων γεννητριών, και µεταβολή των ρυθµιστών τάσης στις µονάδες παραγωγής και τους µετασχηµατιστές µεταξύ των ζυγών. Όταν χρησιµοποιούνται µέσα αντιστάθµισης αέργου ισχύος ενδέχεται να είναι αναγκαία η αποσύνδεσή τους κατά τη διάρκεια της ηµέρας, ανάλογα µε τη µεταβολή της ζήτησης αέργου ισχύος, ενώ σε κάποια σηµεία είναι προτιµότερη η χρήση µεταβλητών µέσων αντιστάθµισης όπως είναι οι στατοί αντισταθµιστές αέργου ισχύος (SVCs). Οι παραπάνω απαιτήσεις επηρεάζονται σηµαντικά από την προσθήκη µη συµβατικών µονάδων παραγωγής στο σύστηµα, δηµιουργώντας την ανάγκη να προδιαγραφεί ο τρόπος µεταβολής της απορροφόµενης από αυτές αέργου ισχύος. Πρέπει επιπλέον να ληφθεί υπόψη ότι, εάν και οι πιο αυστηρές απαιτήσεις ανοχής σε βυθίσεις τάσης θα οδηγήσουν σε παραµονή των Α/Π στο σύστηµα για κοντινά σφάλµατα στο δίκτυο µεταφοράς, αυτό δεν αρκεί για να εξασφαλιστεί η ευστάθεια του συστήµατος. Εάν, για παράδειγµα, ένα Α/Π το οποίο συνδέεται στο δίκτυο µεταφοράς µέσω δύο γραµµών παραµείνει συνδεδεµένο κατά τη διάρκεια ενός σφάλµατος το οποίο προκαλεί την αποσύνδεση µίας εκ των δύο γραµµών, η ανταλλαγή ισχύος δε µπορεί να γίνει πλέον µε το ισοζύγιο που αντιστοιχούσε πριν το σφάλµα. Αυτό µπορεί να οδηγήσει σε αστάθεια τάσης, καθώς µπορεί να εµφανιστεί έλλειµµα αέργου ισχύος, σε περίπτωση έλλειψης άλλων µέσων αντιστάθµισης των τοπικών αναγκών αέργου ισχύος, [32]. (α) (β) Σχήµα 2. Τυπικές προδιαγραφόµενες καµπύλες µεταβολής αέργου ισχύος που παράγεται από Α/Π. ΈΚΘΕΣΗ ΈΡΓΟΥ ΜΕΡΟΣ Α 7

Οι προδιαγραφές του κώδικα των διαφόρων χωρών περιγράφονται συνήθως µε µία καµπύλη ορίων παραγωγής ή απορρόφησης αέργου ισχύος συναρτήσει της ενεργού ισχύος. Κατά τις µεταβολές της παραγόµενης αέργου ισχύος, ο συντελεστής ισχύος της µονάδας µπορεί να αποκλίνει από την ονοµαστική του τιµή (παρέχοντας χωρητικό ή επαγωγικό άεργο ρεύµα για την ικανοποίηση του ισοζυγίου αέργου ισχύος), γεγονός που λαµβάνεται υπόψη σε διάφορες προδιαγραφές, µε την παρουσίαση διαγραµµάτων επιτρεπόµενης µεταβολής του cosφ συναρτήσει της τάσης, όπως το ενδεικτικό διάγραµµα που φαίνεται στο Σχήµα 2 (α). Σε άλλους κανονισµούς, η µεταβολή της αέργου ισχύος µπορεί να δίνεται συναρτήσει της ενεργού ισχύος, όπως στο Σχήµα 2 (β). Σε µερικούς κώδικες η µεταβολή της παραγόµενης αέργου ισχύος προδιαγράφεται συναρτήσει της τάσης στο σηµείο σύνδεσης. Η προδιαγραφή αυτή είναι εξίσου σηµαντική, δεδοµένου ότι η υψηλή παραγωγή αέργου ισχύος συνεπάγεται αύξηση της τάσης, οδηγώντας σε πιθανή υπέρβαση των επιτρεπτών ορίων, εάν η τάση βρίσκεται ήδη σε υψηλά επίπεδα (ενδεχόµενο το οποίο δε λαµβάνεται υπόψη σε ορισµένους κώδικες, στους οποίους η απαίτηση για λειτουργία σε Σ.Ι. 0.9-0.95 επαγωγικό ακόµη και σε τάση 1.1 α.µ. µπορεί να οδηγήσει σε σηµαντικές καταπονήσεις, [28]). 1.4 Εξαγωγή κανονισµών για τη σύνδεση Α/Π στο δίκτυο Στις αρχές της δεκαετίας του 1990 εµφανίστηκαν οι πρώτοι τεχνικοί κανονισµοί για τη σύνδεση Α/Π στο δίκτυο, σε χώρες µε αυξηµένη ανάπτυξη Α/Π, όπως η ανία και η Γερµανία. Όµως, όπως είναι αναµενόµενο, η ανάπτυξη της διείσδυσης αιολικής ισχύος που σηµειώθηκε τις δύο τελευταίες δεκαετίες οδηγεί σε συνεχή µεταβολή των απαιτήσεων σύνδεσης στο δίκτυο σε εθνικό επίπεδο. Παρόλα αυτά. οι διαχειριστές δικτύου πολλών χωρών έχουν ακόµη ενιαίες απαιτήσεις σύνδεσης για όλα τα είδη των σταθµών παραγωγής, καθιστώντας ιδιαίτερα δύσκολη τη συµβατότητα των Α/Γ µε αυτές. Πρέπει να σηµειωθεί ότι η διαρκής µεταβολή των κανονισµών σύνδεσης Α/Π µε το δίκτυο, σε συνδυασµό µε την απελευθέρωση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας σε διάφορες χώρες καθιστά ιδιαίτερα δύσκολη τη σύγκρισή τους και την εξαγωγή συνολικών συµπερασµάτων, δεδοµένης και της πολυπλοκότητας που χαρακτηρίζει τα τεχνικά ζητήµατα στα οποία άπτονται, [23]. Ωστόσο, η σύγκριση αυτή, στο βαθµό που µπορεί να γίνει, συµβάλλει: - Στην επίλυση διαφορών µεταξύ κατασκευαστών Α/Γ και διαχειριστών συστήµατος σχετικά µε τον τρόπο σύνδεσής τους. - Στην καλύτερη κατανόηση των υφιστάµενων κανονισµών από τους κατασκευαστές Α/Γ, έτσι ώστε να µπορέσουν να βελτιώσουν την υφιστάµενη τεχνολογία και να διευκολύνουν τη σύνδεσή τους στο δίκτυο. - Στην εξαγωγή συµπερασµάτων και την κατανόηση των σχετικών προβληµάτων σε χώρες όπου οι κανονισµοί αυτοί είναι ακόµη υπό ανάπτυξη. - Στην επισήµανση των διαφορών που υπάρχουν σε εθνικό επίπεδο (σύµφωνα και µε τα χαρακτηριστικά του δικτύου κάθε χώρας), καθιστώντας ενδεχοµένως εφικτή την εναρµόνιση των κανονισµών αυτών σε ευρωπαϊκό επίπεδο. ΈΚΘΕΣΗ ΈΡΓΟΥ ΜΕΡΟΣ Α 8

Κατά την εξαγωγή κανονισµών για τη σύνδεση Α/Π στο δίκτυο πρέπει ωστόσο να δίνεται ιδιαίτερη προσοχή στα ακόλουθα σηµεία: - Η διάκριση µεταξύ των συµβατικών µονάδων παραγωγής και των Α/Π πρέπει να µη γίνεται σε βάρος των τελευταίων, µε την προσθήκη απαιτήσεων στις οποίες η τεχνολογία των Α/Γ είναι δύσκολο να ανταποκριθεί. - Οι απαιτήσεις για µεταβολή της ενεργού ισχύος πρέπει να περιορίζονται σε τεχνικό χαρακτήρα, µόνο στο βαθµό που επηρεάζουν την ασφάλεια και την απόδοση του συστήµατος, έτσι ώστε να επηρεάζεται στον ελάχιστο δυνατό βαθµό η οικονοµική βιωσιµότητα των Α/Γ. - Κατά την εξαγωγή των κανονισµών πρέπει να λαµβάνονται υπόψη οι υφιστάµενες τεχνολογικές δυνατότητες των Α/Γ, έτσι ώστε οι επιβαλλόµενες προδιαγραφές να είναι υλοποιήσιµες από αυτές χωρίς την ανάγκη πολυδάπανων αναβαθµίσεων οι οποίες θα επηρεάσουν αρνητικά τη σύνδεση νέων Α/Γ στο δίκτυο, [31]. 2. Επισκόπηση κωδίκων και τεχνικών κανονισµών σχετικά µε τη σύνδεση Α/Π στο δίκτυο Στη συνέχεια, γίνεται µια αναφορά των κωδίκων που περιγράφονται και συγκρίνονται στην παρούσα έκθεση, µε τη σειρά που παρατίθενται στη συνέχεια. Επιλέχθηκαν οι κώδικες χωρών µε σηµαντική διείσδυση αιολικής ισχύος καθώς και αυτοί που ήταν διαθέσιµοι σε αγγλικό ή γαλλικό κείµενο. 2.1 Γερµανικός κώδικας Η νεότερη έκδοση του γερµανικού κώδικα, [1], περιλαµβάνει γενικές διατάξεις για σταθµούς παραγωγής, οι οποίες ισχύουν ωστόσο και για αιολικά πάρκα (σύνδεση σε 380, 220 και 110 kv). Η τελευταία αναθεώρησή του (Grid Connection Regulations for High and Extra High Voltage, E.ON Netz GmbH, 1 η Απριλίου 2006) έχει προκύψει λαµβάνοντας υπόψη την υπάρχουσα εµπειρία από τη µεγάλη διείσδυση αιολικής ισχύος στο σύστηµα ηλεκτρικής ενέργειας, σε συνδυασµό µε την αναµενόµενη αύξηση των επόµενων ετών. 2.2 Βρετανικός κώδικας Ο Βρετανικός κώδικας (Issue 3, Revision 17, 1st September 2006, NATIONAL GRID ELECTRICITY TRANSMISSION plc), [2], παρουσιάζει τις απαιτήσεις για τα αιολικά πάρκα σε συνδυασµό µε τις υπόλοιπες απαιτήσεις για σταθµούς παραγωγής. Αναφέρεται σε επίπεδα τάσης 400, 275 και 132 kv, αν και σε πολλές από τις διατάξεις του (όπως η ανοχή σε βυθίσεις τάσης) κάνει ειδική αναφορά σε τάσεις άνω των 200 kv µόνο. Επισηµαίνεται ότι ο κώδικας αυτός ισχύει και για την Ουαλία και τη Σκοτία, αντικαθιστώντας τους µέχρι το 2006 ισχύοντες κώδικες 1. 1 Οποιαδήποτε µεµονωµένη αναφορά στη Σκοτία στη συνέχεια της έκθεσης έχει ληφθεί από τον παλιό κώδικά της. ΈΚΘΕΣΗ ΈΡΓΟΥ ΜΕΡΟΣ Α 9

2.3 Ιρλανδικός κώδικας Ο Ιρλανδικός κώδικας, [3], περιλαµβάνει ειδικές διατάξεις για σταθµούς παραγωγής µε αιολικά πάρκα (Section WPFS1, Wind Farm Power Station Grid Code Provisions). Οι απαιτήσεις αναφέρονται σε επίπεδα τάσης 400, 220 και 110 kv. Η νεότερη διαθέσιµη αναθεώρηση του κώδικα είναι η έκδοση 1.2, Μάιος 2005, από την ESB National Grid. Στον κώδικα αυτό γίνεται αναφορά και από το ιαχειριστή του Συστήµατος της Βόρειας Ιρλανδίας (System Operator for Northern Ireland-SONI), [4]. 2.4 Κοινός κώδικας ανίας/φινλανδίας/νορβηγίας/σουηδίας (Nordic Grid Code) Πρόκειται για κοινό κώδικα των τεσσάρων σκανδιναβικών χωρών, [5], ο οποίος δεν περιλαµβάνει ωστόσο ειδικές απαιτήσεις για Α/Π, αναφέρεται δε σε επίπεδα τάσης άνω των 110 kv 2. Γίνεται µόνο αναφορά στις σχετικές ειδικές απαιτήσεις που υπάρχουν στον κώδικα της ανίας. Ο κώδικας είναι διαθέσιµος από τη Nordel (Nordic Grid Code, 18 June 2004). 2.5 Κώδικας ανίας Εκτός από τον κοινό κώδικα των σκανδιναβικών χωρών, υπάρχει διαθέσιµη αγγλική έκδοση των διατάξεων που διέπουν τη σύνδεση Α/Π µε το δίκτυο στη ανία, µόνο όµως για σύνδεση σε τάση κάτω των 100 kv, [6]. Πρόκειται για την οδηγία English version of Technical Regulations TF 3.2.6, Official translation of Wind turbines connected to grids with voltages below 100 kv (Technical regulations for the properties and the control of wind turbines), 19 May 2004. Η οδηγία αυτή προέκυψε από συνεργασία των δύο διαχειριστών του συστήµατος της ανίας, της Eltra και της Elkraft. Από τους δύο αυτούς διαχειριστές, η Eltra έχει εκδώσει κώδικα που αναφέρεται σε σύνδεση σε τάση άνω των 100 kv, δεν υπάρχει ωστόσο διαθέσιµη έκδοσή του σε αγγλική γλώσσα (στη συνέχεια της έκθεσης γίνονται µεµονωµένες αναφορές σε αυτόν τον κώδικα, µε βάση στοιχεία που έχουν ληφθεί από τη βιβλιογραφία). 2.6 Κώδικας Φινλανδίας Εκτός από τον κοινό κώδικα των σκανδιναβικών χωρών, υπάρχει και για τη Φινλανδία αγγλική έκδοση του κώδικα, η οποία δεν περιλαµβάνει ωστόσο ειδική αναφορά σε αιολικά πάρκα, αλλά περιγράφει γενικές απαιτήσεις για τη σύνδεση διατάξεων παραγωγής, [7]. Η Αγγλική µετάφραση του τµήµατος που αναφέρεται στους σταθµούς παραγωγής δίνει απαιτήσεις σύνδεσης σε τάσεις 400, 220 και 110 kv (SPECIFICATIONS FOR THE OPERATIONAL PERFORMANCE OF POWER PLANTS, Fingrid, 2005). 2.7 Κώδικας Βελγίου Στο Βέλγιο υπάρχουν διάφοροι κώδικες ανά περιοχή (Φλαµανδία, Βαλλονία, Βρυξέλλες) όπως και οµοσπονδιακός κώδικας. Από αυτούς, µόνο ο κώδικας της Βαλλονίας, [8], υπάρχει σε γαλλική µετάφραση και µπορεί να χρησιµοποιηθεί ως αναφορά. Ο κώδικας του συστήµατος µεταφοράς (Wallonia grid code for the local 2 Ειδικότερα, τα επίπεδα τάσης στα οποία αναφέρεται ο κώδικας είναι: 110 και 400 kv για τη Φινλανδία, 132, 150, 220 και 400 kv για τη ανία, 132, 300 και 400 kv για τη Νορβηγία και 220 και 400 kv για τη Σουηδία. ΈΚΘΕΣΗ ΈΡΓΟΥ ΜΕΡΟΣ Α 10

transmission system, CWaPE, Commision Wallone pour l Energie, 17/8/2006) περιλαµβάνει τις ειδικές απαιτήσεις για διατάξεις διεσπαρµένης παραγωγής και διατάξεις παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ανανεώσιµες πηγές (σε αυτόν γίνεται παραποµπή και από τον κώδικα του δικτύου διανοµής). 2.8 Κώδικας Καναδά Οι απαιτήσεις για τη σύνδεση Α/Π στο δίκτυο του Καναδά που παρουσιάζονται στη συνέχεια περιγράφονται σε ειδικές διατάξεις του κώδικα της Hydro-Quebec, [9] και του Alberta Electric System Operator, [10] (έκδοση προς δηµόσια διαβούλευση). Οι διατάξεις του πρώτου ισχύουν για σύνδεση στο δίκτυο µεταφοράς (τάση άνω των 44 kv) ενώ του τελευταίου ισχύουν για τη σύνδεση Α/Π συνολικής ισχύος µεγαλύτερης των 5 MW σε τάση από 69 έως 240 kv. 2.9 Κώδικας ΗΠΑ Λαµβάνοντας υπόψη την ανοµοιοµορφία των διαφόρων απαιτήσεων και τεχνικών σύνδεσης νέων σταθµών παραγωγής (συµπεριλαµβανοµένων και των Α/Π), η Οµοσπονδιακή Ρυθµιστική Επιτροπή Ενέργειας (Federal Energy Regulatory Commission - FERC) εξέδωσε τον Ιούλιο του 2003 την Οδηγία 2003 (Order 2003) στην οποία προτείνεται διαδικασία σύνδεσης µεγάλων γεννητριών (Large Generator Interconnection Procedure - LGIP) προς εφαρµογή κατά τη σύνδεση γεννητριών ισχύος µεγαλύτερης των 20 MW στο σύστηµα µεταφοράς. Η οδηγία αυτή δεν έκανε καµία διάκριση µεταξύ σταθµών παραγωγής µε συµβατικές σύγχρονες γεννήτριες και των άλλων ειδών γεννητριών που χρησιµοποιούνται σε αιολικά πάρκα. Αναγνωρίζοντας τις παραπάνω αδυναµίες, η FERC εξέδωσε την αναθεωρηµένη Οδηγία 2003Α το Μάρτιο του 2004, δίνοντας την ευκαιρία στους κατασκευαστές Α/Γ να προτείνουν µεταβολές του κώδικα έτσι ώστε να ληφθούν υπόψη οι διάφορες τεχνικές ιδιαιτερότητές τους, µέσω της προσθήκης κατάλληλου παραρτήµατος (Appendix G). Η AWEA (American Wind Energy Association) ανταποκρίθηκε µέσω της αίτησης [11] τον Μάιο του 2004, στην οποία ζήτησε να ληφθούν υπόψη διάφορα τεχνικά ζητήµατα που προκύπτουν κατά τη σύνδεση Α/Π στο δίκτυο. Οι προτάσεις αυτές, σε συνδυασµό µε την ανταλλαγή απόψεων σε σχετικό συνέδριο το οποίο διοργανώθηκε τον Σεπτέµβριο του 2004, οδήγησε στην τελική µορφή της οδηγίας για τη σύνδεση Α/Π στο δίκτυο, η οποία εκδόθηκε από τη FERC τον Ιούνιο του 2005, [12], και παρουσιάζεται στη συνέχεια. 2.10 Ελληνικός κώδικας Ο Ελληνικός κώδικας περιλαµβάνει ειδικές προδιαγραφές σχεδιασµού και απόδοσης µόνο για θερµικές και υδροηλεκτρικές µονάδες παραγωγής (άρθρο 275 Κώδικα ιαχείρισης του Συστήµατος και Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας, [13]). Στις απαιτήσεις αυτές περιλαµβάνονται λεπτοµερή χαρακτηριστικά για τα διάφορα είδη µονάδων (λιγνιτικές, ατµοηλεκτρικές, ανθρακικές, αεριοστροβιλικές µη συνδυασµένου κύκλου, µηχανές εσωτερικής καύσης και συνδυασµένου κύκλου) τα οποία δεν παρουσιάζονται αναλυτικότερα στην παρούσα έκθεσης. Αντίθετα, παρατίθενται οι γενικές απαιτήσεις ανοχής σε βυθίσεις τάσης, ελέγχου συχνότητας ενεργού ισχύος και ελέγχου τάσης αέργου ισχύος, κατ αντιστοιχία µε τους υπόλοιπους εξεταζόµενους κώδικες. ΈΚΘΕΣΗ ΈΡΓΟΥ ΜΕΡΟΣ Α 11

2.11 Κώδικες άλλων χωρών Εκτός από τις χώρες που αναφέρθηκαν παραπάνω, ιδιαίτερες απαιτήσεις για Α/Π εµφανίζονται και σε κώδικες άλλων χωρών, όπως η Νέα Ζηλανδία, [14]. Ιδιαίτερο ενδιαφέρον παρουσιάζουν οι κώδικες χωρών µε µεγάλη διείσδυση αιολικής ισχύος, όπως η Ισπανία, η Πορτογαλία, η Σκοτία ή η Ολλανδία. Επειδή ωστόσο δεν υπάρχουν σε αγγλικό ή γαλλικό κείµενο, γίνεται αναφορά µε βάση άλλες πηγές από την υπάρχουσα βιβλιογραφία, κυρίως ως προς τη σύγκριση των απαιτήσεών τους. Στην τελευταία έκδοση του κώδικα της Αυστραλίας, [15], διευκρινίζεται ότι η ένταξη ειδικών διατάξεων για Α/Π ξεκινά από την 1 η Νοεµβρίου 2006 ενώ παρέχονται πληροφορίες για τους σχετικούς υπό ανάπτυξη κανονισµούς, [16]. Στη Γαλλία, εάν και το σύνολο των τεχνικών κανονισµών της διαχείρισης συστήµατος και της σύνδεσης σε αυτό είναι διαθέσιµο από την EDF, δεν υπάρχουν διατάξεις που να άπτονται των τεχνικών ζητηµάτων τα οποία περιγράφονται στη συνέχεια, γι αυτό και δε γίνεται ειδική αναφορά σε αυτούς. 3. Κοινές απαιτήσεις κωδίκων Οι κοινές απαιτήσεις που διέπουν την πλειοψηφία των κωδίκων που αναφέρονται στη σύνδεση Α/Π µε το δίκτυο αναφέρονται σε: 1. Ανοχή σε βυθίσεις τάσης και απόκριση κατά τη διάρκεια και µετά την εκκαθάριση σφαλµάτων στο δίκτυο 2. Έλεγχο συχνότητας και ενεργού ισχύος 3. Έλεγχο τάσης και αέργου ισχύος 4. Επικοινωνία, προστασία, µέτρηση και λοιπά τεχνικά και διαδικαστικά ζητήµατα Τα παραπάνω σηµεία αποτελούν τους βασικούς άξονες των προδιαγραφών τους οι οποίοι πρέπει να προσαρµοστούν (εάν δεν έχουν ήδη προσαρµοστεί) από τους Κώδικες των διαφόρων χωρών, γι αυτό και παρουσιάζονται αναλυτικά στη συνέχεια. Στην παρούσα έκθεση δίνεται έµφαση στις απαιτήσεις 1, 2 και 3, οι οποίες αποτελούν και τα πιο κρίσιµα τεχνικά ζητήµατα που πρέπει να λαµβάνονται υπόψη κατά τη σύνδεση Α/Π στο σύστηµα. 3.1 Ανοχή σε βυθίσεις τάσης και απόκριση κατά τη διάρκεια και µετά την εκκαθάριση σφαλµάτων στο δίκτυο (Low Voltage Ride Through) Κατά την εκδήλωση βραχυκυκλώµατος σε κάποιο σηµείο του δικτύου, εµφανίζεται µείωση της τάσης στις εσφαλµένες φάσεις. Λόγω της χαµηλής σύνθετης αντίστασης του δικτύου µεταφοράς, η πτώση τάσης γίνεται αισθητή σε µεγάλο εύρος περιοχών γύρω απ το σφάλµα, µέχρι την εκκαθάρισή του (εάν είναι παροδικό) ή µε το άνοιγµα των διακοπτών προστασίας (εάν είναι µόνιµο). Κατά τη διάρκεια των βυθίσεων τάσης, οι γεννήτριες επαγωγής τείνουν να αυξήσουν τη ζήτηση αέργου ισχύος, προκαλώντας έτσι περαιτέρω αύξηση της πτώσης τάσης, µε αποτέλεσµα να είναι πιο δύσκολη η επαναφορά της στα κανονικά επίπεδα µετά την εκκαθάριση του σφάλµατος. Επιπλέον, η αποσύνδεση των Α/Π κατά τη διάρκεια σφαλµάτων οδηγεί σε έλλειµµα ενεργού ισχύος και πτώση της συχνότητας του συστήµατος. Η ΈΚΘΕΣΗ ΈΡΓΟΥ ΜΕΡΟΣ Α 12

δυνατότητα των Α/Π να παραµένουν συνδεδεµένα στο δίκτυο κατά την εµφάνιση σφαλµάτων που συνοδεύονται από βυθίσεις τάσεις αποτελεί κατά συνέπεια αναγκαία λύση, προκειµένου να αποφευχθούν σηµαντικές απώλειες παραγόµενης ισχύος. Η δυνατότητα αυτή θα πρέπει να συνοδεύεται από γρήγορη αποκατάσταση της παραγωγής ενεργού και αέργου ισχύος στα επίπεδα προ του σφάλµατος. Στην πλειοψηφία τους, οι κώδικες διαχείρισης του συστήµατος κάνουν ειδική αναφορά στις απαιτήσεις ανοχής των Α/Π σε βυθίσεις τάσης κατά τη διάρκεια ή και µετά την εκκαθάριση σφαλµάτων στο δίκτυο. Οι απαιτήσεις αυτές µπορεί να αναφέρονται τόσο στο χρονικό διάστηµα που το Α/Π πρέπει να παραµένει συνδεδεµένο υπό τάση αρκετά χαµηλότερη από την ονοµαστική όσο και στο ρυθµό µεταβολής της παραγόµενης ενεργού ισχύος (πληροφορία που δεν παρέχεται ωστόσο από όλους τους κώδικες). Οι ανωτέρω προδιαγραφές περιγράφονται µε τον όρο Low Voltage Ride Through (LVRT) ή Fault Ride Through (FRT), ορολογίες πλήρως ισοδύναµες µεταξύ τους (δεδοµένου ότι η εµφάνιση ενός σφάλµατος συνεπάγεται άµεσα τη βύθιση τάσης), γι αυτό και οι δύο όροι χρησιµοποιούνται στη συνέχεια, περιγράφοντας την ίδια προδιαγραφή. Στις ακόλουθες παραγράφους γίνεται σύντοµη ξεχωριστή περιγραφή των απαιτήσεων που διέπουν κάθε κώδικα, ενώ η παρουσίαση ολοκληρώνεται µε συγκριτική συνοπτική παρουσίαση των σχετικών κανονισµών κάθε χώρας. Η παρουσίαση ξεκινά µε το γερµανικό κώδικα, ο οποίος, πέραν της πληρότητας των τεχνικών προδιαγραφών που προτείνει, έχει χρησιµοποιηθεί και από άλλες χώρες για την εξαγωγή των αντίστοιχων κανονισµών τους. Επιπλέον, µετά την παρουσίαση των απαιτήσεων των τριών πρώτων εξεταζόµενων χωρών (Γερµανία, Μ. Βρετανία και Ιρλανδία) γίνεται µία σύγκριση µόνο µεταξύ τους. Επιλέχθηκαν οι τρεις αυτές χώρες, τόσο λόγω της µεγάλης διείσδυσης αιολικής ισχύος αλλά και των διαφορετικών χαρακτηριστικών τους (η Γερµανία είναι τµήµα του διασυνδεδεµένου συστήµατος UCTE σε αντίθεση µε τα αποµονωµένα συστήµατα της Μ. Βρετανίας και της Ιρλανδίας), έτσι ώστε να προκύψουν συµπεράσµατα από τις διαφορές που συναντώνται σε διάφορους κώδικες λόγω των διαφορετικών χαρακτηριστικών των δικτύων τους. Σε αυτό το σηµείο αξίζει να τονιστεί ότι τα δίκτυα της Ιρλανδίας και της Ισπανίας είναι περισσότερο τρωτά στην εξάπλωση των σφαλµάτων, [17], απ ότι τα δίκτυα των υπολοίπων Ευρωπαϊκών χωρών, λόγω της µεγάλης διείσδυσης αιολικής ισχύος και της σχετικά αδύναµης διασύνδεσής τους µε τα γειτονικά τους δίκτυα. Πρέπει επίσης να σηµειωθεί ότι σε περιπτώσεις δικτύων στα οποία η αιολική ισχύς εγχύεται µέσω µικρών, αποµονωµένων Α/Γ µε ασύγχρονες γεννήτριες, ενδέχεται να είναι προτιµότερη η αποσύνδεση των Α/Γ κατά τη διάρκεια των βυθίσεων τάσης, έτσι ώστε να µειωθεί η ζήτηση αέργου ισχύος και να αυξηθεί η τάση του συστήµατος, [18]. Το γεγονός αυτό καταδεικνύει την ανάγκη να ληφθεί υπόψη το πλήθος και η τοπολογία των αιολικών πάρκων σε ένα σύστηµα µεταφοράς, και τα ιδιαίτερα τεχνικά τους χαρακτηριστικά, σε συνδυασµό µε τα χαρακτηριστικά του συστήµατος, πριν την εξαγωγή µίας κοινής απαίτησης για LVRT που να το διέπει. 3.1.1 Γερµανικός κώδικας Σύµφωνα µε το γερµανικό κώδικα δικτύου, οι απαιτήσεις FRT περιγράφονται σε διάγραµµα τάσης συναρτήσει του χρόνου (Σχήµα 3), το οποίο δεν περιγράφει ΈΚΘΕΣΗ ΈΡΓΟΥ ΜΕΡΟΣ Α 13

χαρακτηριστικά µεταβολής της τάσης αλλά τα όριά της. Η τάση που εµφανίζεται στο διάγραµµα του Σχήµατος αυτού αντιστοιχεί στη µεγαλύτερη από τις πολικές τάσεις στο σηµείο σύνδεσης του Α/Π µε το δίκτυο. Εκτός από το διάγραµµα που εικονίζεται στο Σχήµα 3 διευκρινίζεται ότι στην περίπτωση ασύµµετρων βυθίσεων τάσης, όταν η µέγιστη από τις πολικές τάσεις στο σηµείο σύνδεσης του Α/Π µε το δίκτυο πέφτει κάτω από το 85% της ελάχιστης τάσης κανονικής λειτουργίας 3, το Α/Π πρέπει να αποσυνδέεται µε χρονική καθυστέρηση 0.5 s. Επιπλέον, εάν η τάση στην πλευρά ΧΤ του Μ/Σ κάθε Α/Γ του Α/Π πέσει κάτω του 80 % της ελάχιστης τιµής του εύρους τάσης λειτουργίας (90% της ονοµαστικής τάσης σύµφωνα µε το Σχήµα 3) πρέπει να πραγµατοποιηθεί σταδιακή αποσύνδεση των Α/Γ του Α/Π (κατά οµάδες των 25% του συνόλου των Α/Γ του πάρκου) µε χρονική καθυστέρηση 1.5 s, 1.8 s, 2.1 s και 2.4 s, αντίστοιχα. Επισηµαίνεται ότι µπορούν να συµφωνηθούν διαφορετικές χρονικές καθυστερήσεις ανά περίπτωση. Περιλαµβάνεται ακόµη όριο µέγιστης επιτρεπτής τάσης λειτουργίας των Α/Γ ενός αιολικού πάρκου (το οποίο δε φαίνεται στο Σχήµα 3), σύµφωνα µε το οποίο όταν η η ελάχιστη από τις πολικές τάσεις στην πλευρά ΧΤ του Μ/Σ µιας Α/Γ φτάνει το 120% της ανώτερης επιτρεπτής τάσης κανονικής λειτουργίας 3, η Α/Γ πρέπει να αποσυνδέεται από το δίκτυο µε χρονική καθυστέρηση 100 ms. Τριφασικά βραχυκυκλώµατα και συµµετρικές βυθίσεις τάσεις πάνω από τη γραµµή του ορίου 1 που φαίνεται στο Σχήµα 3 δεν πρέπει να οδηγούν σε αποσυγχρονισµό και αποσύνδεση των Α/Π. Για τη γραµµοσκιασµένη περιοχή στο Σχήµα 3 διευκρινίζονται τα ακόλουθα: - Όλα τα Α/Π πρέπει να υφίστανται τη βύθιση τάσης χωρίς να αποσυνδέονται από το δίκτυο. Εάν αυτό δε µπορεί να αποφευχθεί, µπορεί κατόπιν συµφωνίας µε το διαχειριστή να απαιτείται µείωση του απαιτούµενου χρόνου επανασύνδεσης και της έγχυσης αέργου ισχύος στο σηµείο σύνδεσης. - Εάν κατά την εµφάνιση του σφάλµατος παρατηρείται ασταθής λειτουργία των Α/Γ ή απόκριση του συστήµατος προστασίας της, µπορεί να συµφωνηθεί η δυνατότητα σύντοµης αποσύνδεσής της. Ο επανασυγχρονισµός της Α/Γ µε το δίκτυο πρέπει ωστόσο να πραγµατοποιηθεί το πολύ εντός 2 s µετά την αποσύνδεση. Η έγχυση ενεργού ισχύος πρέπει να αυξηθεί σε σχέση µε την αρχική τιµή µε ρυθµό τουλάχιστον ίσο µε 10% της ονοµαστικής ισχύος της Α/Γ ανά s. - Η σύντοµη αποσύνδεση της Α/Γ από το δίκτυο είναι αποδεκτή στην περιοχή κάτω από τη γραµµή ορίου 2 που περιγράφεται στο Σχήµα 3. Σε αυτήν την περίπτωση επιτρέπεται χρόνος επανασυχρονισµού µεγαλύτερος από 2 s και ρυθµός µεταβολής ενεργού ισχύος µεγαλύτερος του 10% της ονοµαστικής ισχύος της Α/Γ (σε ειδικές ωστόσο περιπτώσεις και µετά από συµφωνία µε το διαχειριστή). 3 Τα επιτρεπτά όρια κανονικής λειτουργίας για τα διάφορα επίπεδα τάσης του συστήµατος µεταφοράς της Γερµανίας προδιαγράφονται ως εξής: 350-420 kv για το σύστηµα των 380 kv, 193-245 kv για το σύστηµα των 220 kv και 96-123 kv για το σύστηµα των 110 kv. ΈΚΘΕΣΗ ΈΡΓΟΥ ΜΕΡΟΣ Α 14

Όλα τα Α/Π τα οποία δεν αποσυνδέονται από το δίκτυο κατά τη διάρκεια σφαλµάτων πρέπει να συνεχίζουν να παράγουν ενεργό ισχύ µετά την εκκαθάρισή τους και να φτάνουν στην τιµή προ σφάλµατος µε ρυθµό µεταβολής 20% της ονοµαστικής ισχύος ανά s. Maximum L-L Voltage V/V N (%) 100 95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Fault Ride Through εύρος στο οποίο επιτρέπεται αποσύνδεση µόνο από το αυτόµατο σύστηµα επιλεκτική αποσύνδεση γεννητριών ανάλογα µε την κατάστασή τους 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 time (s) όριο 2 όριο 1 χαµηλότερη τιµή του εύρους τάσης λειτουργίας Σχήµα 3. Απαιτήσεις FRT γερµανικού κώδικα Στο σηµείο αυτό αξίζει να επισηµανθούν οι βασικές τροποποιήσεις του Γερµανικού κώδικα σε σχέση µε την προηγούµενη εκδοχή του (2005), οι οποίες προέκυψαν µετά την εκπόνηση του DENA Study, [19], στο οποίο συνοψίζονται τα συµπεράσµατα κοινής τεχνικής διερεύνησης διαχειριστών του συστήµατος, κατασκευαστών Α/Γ και ερευνητικών φορέων. Οι τροποποιήσεις αυτές δίνουν µία περαιτέρω εικόνα των βασικών αξόνων που πρέπει να λαµβάνονται υπόψη κατά την εξαγωγή τεχνικών κανονισµών για τη σύνδεση Α/Π στο ηλεκτρικό δίκτυο, και έχουν ως εξής, [20]-[22]: Θεωρείται πλέον ανεκτή η βύθιση τάσης στο µηδέν (στο σηµείο σύνδεσης µε το δίκτυο), χρονικής διάρκειας 150 ms, έναντι του 15% που επέβαλλε ο προηγούµενος κώδικας, Η συνολική διάρκεια της περιόδου βύθισης τάσης περιορίζεται στο 1.5 s, έναντι του σαφώς πιο αυστηρού χρονικού διαστήµατος των 3 s που επέβαλλε ο παλιός κανονισµός, Εισάγεται και απαιτείται πλέον η δυνατότητα σύντοµης αποσύνδεσης των Α/Γ από το δίκτυο (µε δυνατότητα επανασυγχρονισµού εντός συγκεκριµένων χρονικών ορίων) όταν η περίοδος βύθισης τάσης είναι µικρότερη του 1.5 s και οι απαιτήσεις FRT δεν είναι δυνατό να τηρηθούν χωρίς κάποιου είδους αποσύνδεση, Πρέπει να εξασφαλίζεται ότι µετά το FRT τα Α/Π συνεχίζουν να παράγουν ενεργό ισχύ µέσα στο µικρότερο δυνατό χρονικό διάστηµα. Για το σκοπό αυτό, προσδιορίζονται οι ελάχιστοι απαιτούµενοι ρυθµοί µεταβολής της ενεργού ισχύος, ΈΚΘΕΣΗ ΈΡΓΟΥ ΜΕΡΟΣ Α 15

3.1.2 Βρετανικός κώδικας Ο Βρετανικός κώδικας (αναφερόµενος σε τάση δικτύου άνω των 200 kv, την οποία ορίζει ως Supergrid Voltage) κάνει διάκριση των βυθίσεων τάσης σε δύο κατηγορίες: 1. Τα βραχυκυκλώµατα διάρκειας έως 140 ms και 2. Τις βυθίσεις τάσης διάρκειας µεγαλύτερης των 140 ms. Οι σχετικές απαιτήσεις για το κάθε είδος διαταραχής έχουν ως εξής: 3.1.2.1 Βραχυκυκλώµατα διάρκειας έως 140 ms Τα Α/Π πρέπει να παραµένουν συνδεδεµένα στο δίκτυο και να διατηρούν τη µεταβατική ευστάθεια σε περίπτωση κοντινού τριφασικού ή οποιουδήποτε ασύµµετρου σφάλµατος διάρκειας έως 140 ms στο σύστηµα µεταφοράς της Μ. Βρετανίας και σε τάση άνω των 200 kv. Τέτοιου είδους σφάλµατα οδηγούν σε βύθιση τάσης στο µηδέν στις εσφαλµένες φάσεις στο σηµείο του σφάλµατος. Η διάρκεια της µηδενικής αυτής τάσης εξαρτάται από τις τοπικές ρυθµίσεις προστασίας και τους χρόνους λειτουργίας των αυτοµάτων διακοπτών. Μετά την εκκαθάριση του σφάλµατος, η επαναφορά της τάσης του δικτύου στο 90% της ονοµαστικής τιµής µπορεί να διαρκέσει περισσότερο από 140 ms. Μετά την εκκαθάριση του σφάλµατος, τα Α/Π πρέπει να αποδίδουν ενεργό ισχύ τουλάχιστον ίση µε το 90% της ονοµαστικής (ή και περισσότερη) µέσα σε 0.5 s από την επαναφορά της τάσης του δικτύου στο σηµείο σύνδεσης (Grid Entry Point) στα ελάχιστα επιτρεπτά επίπεδα που ορίζονται από τον κώδικα 4 (ή µέσα σε 0.5 s από την επαναφορά της τάσης στο 90% στο σηµείο σύνδεσης µε το χρήστη - User System Entry Point). 3.1.2.2 Bυθίσεις τάσης διάρκειας µεγαλύτερης των 140 ms (απαιτήσεις για σταθµούς παραγωγής που ολοκληρώνονται µετά την 1.4.2005) Επιπλέον των απαιτήσεων που περιγράφονται στην προηγούµενη παράγραφο, τα Α/Π πρέπει να παραµένουν συνδεδεµένα στο δίκτυο και να διατηρούν τη µεταβατική ευστάθεια σε περίπτωση συµµετρικών βυθίσεων τάσης και για χρόνους που αντιστοιχούν στο Σχήµα 4 ή σε περιοχές άνω αυτής της γραµµής. Στη χρονική κλίµακα του Σχήµατος αυτού δεν περιλαµβάνεται µία ακόµη περιοχή, η οποία αντιστοιχεί σε βηµατική µεταβολή από 85% σε 90% στα 3 min. Σηµειώνεται ότι στο διάγραµµα που εµφανίζεται στο Σχήµα 4, το κάτω όριο που αντιστοιχεί σε βραχυκυκλώµατα διάρκειας µέχρι και 0.14s λαµβάνεται µηδενικό, σύµφωνα µε τις απαιτήσεις της προηγούµενης παραγράφου (αναφερόµενης σε βυθίσεις τάσεις διάρκειας µικρότερης των 140 ms). Οι παραπάνω απαιτήσεις διευκρινίζονται περαιτέρω µε ενδεικτικά παραδείγµατα σε αντίστοιχο Παράρτηµα του Βρετανικού κώδικα Σε αυτό το σηµείο διευκρινίζεται ότι ο Βρετανικός κώδικας κάνει λόγο για µη συµµετρικά σφάλµατα µόνο στην κατηγορία 2.1.2.1, ενώ οι υπόλοιπες εξεταζόµενες 4 Για το σύστηµα των 400 kv, τα όρια τάσης είναι ± 5% σε κανονικές συνθήκες λειτουργίας και ± 10% σε µη κανονικές συνθήκες (µε µέγιστη διάρκεια πτώσης τάσης µεταξύ 5%-10% ίση µε 15 min). Για το σύστηµα των 275 kv και 132 kv τα αντίστοιχα όρια τάσης σε κανονικές συνθήκες λειτουργίας είναι ± 10%, ενώ γα τάσεις κάτω των 132 kv τα όρια αυτά κυµαίνονται στο ± 6%. ΈΚΘΕΣΗ ΈΡΓΟΥ ΜΕΡΟΣ Α 16

βυθίσεις τάσεις (διάρκειας άνω των 140 ms) είναι συµµετρικές (συµπεριλαµβανοµένων των βυθίσεων που περιγράφονται στο Σχήµα 4). Low Voltage Ride Through Supergrid Voltage Level (% of Nominal) 100 95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 time (s) 3.1.3 Ιρλανδικός κώδικας Σχήµα 4. Απαιτήσεις Βρετανικού κώδικα για LVRT. Σύµφωνα µε τις απαιτήσεις του Ιρλανδικού κώδικα για Fault Ride Through, τα Α/Π πρέπει να παραµένουν συνδεδεµένα στο σύστηµα µεταφοράς για βυθίσεις τάσεις είτε σε µία ή σε όλες τις φάσεις, µετρούµενες στους ακροδέκτες ΥΤ του µετασχηµατιστή ο οποίος συνδέει τo Α/Π µε το δίκτυο, σύµφωνα µε την περιοχή που προσδιορίζεται από τη γραµµή που ορίζει το Σχήµα 5 και πάνω. ιευκρινίζεται ότι κατά τη διάρκεια της βύθισης τάσης το Α/Π πρέπει να αποδίδει ενεργό ισχύ ανάλογα µε την τάση. Επιπλέον, πρέπει να µπορεί να αποδώσει τουλάχιστον το 90% της µέγιστης διαθέσιµης ισχύος µε το µέγιστο δυνατό ρυθµό και µέσα σε 1 s από την αποκατάσταση της τάσης του συστήµατος µεταφοράς στα όρια κανονικής λειτουργίας. Σε αντίθεση µε την περίπτωση του Γερµανικού κώδικα, όπου παρέχονται διευκρινίσεις για το ρυθµό µεταβολής της ενεργού ισχύος κατά τη διάρκεια και µετά την αποκατάσταση βυθίσεων τάσης, ο Ιρλανδικός κώδικας δίνει γενικές κατευθύνσεις για το ρυθµό µεταβολής της ενεργού ισχύος που αποδίδεται από τα Α/Π, για όλες τις συνθήκες λειτουργίας (εκκίνηση, παύση και κανονική λειτουργία). Σύµφωνα µε τις κατευθύνσεις αυτές, προδιαγράφονται δύο µέγιστες τιµές ρυθµού µεταβολής. Η πρώτη µέγιστη τιµή αναφέρεται στη µεταβολή της µέσης τιµής ενεργού ισχύος ανά 1 min ενώ η δεύτερη στη µεταβολή της µέσης τιµής ενεργού ισχύος ανά 10 min. Τα δύο αυτά όρια µπορούν να µεταβάλλονται ανεξάρτητα µεταξύ 1 και 30 MW ανά min, καθορίζονται δε από το διαχειριστή του συστήµατος 60 ηµέρες πριν τη λειτουργία ΈΚΘΕΣΗ ΈΡΓΟΥ ΜΕΡΟΣ Α 17

του σταθµού παραγωγής 5. Low Voltage Ride Through V/Vn (%) 100 95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 time (s) Σχήµα 5. Απαιτήσεις Ιρλανδικού κώδικα για LVRT 3.1.3.1 Σύγκριση κώδικα Γερµανίας/Μεγάλης Βρετανίας/Ιρλανδίας Στο Σχήµα 6 αντιπαρατίθενται οι καµπύλες LVRT που προδιαγράφονται από τους κώδικες της Γερµανίας, της Μεγάλης Βρετανίας και της Ιρλανδίας, έτσι ώστε να γίνει ευκολότερα η µεταξύ τους σύγκριση. Οι κώδικες της Γερµανίας και της Μ. Βρετανίας απαιτούν τη δυνατότητα παραµονής των Α/Π στο δίκτυο σε βυθίσεις τάσεις στο µηδέν στο σηµείο σύνδεσης µε αυτό, σε αντίθεση µε τον κώδικα της Ιρλανδίας, στον οποίο η πιο δυσµενής βύθιση τάσης φτάνει το 15%. Επισηµαίνεται ότι και οι τέσσερις καµπύλες αναφέρονται σε σύνδεση σε τάσεις άνω των 110 kv (ο κώδικας της Μ. Βρετανίας αναφέρεται σε τάσεις άνω των 200kV) 6. Λαµβάνοντας υπόψη τυπικές τιµές σύνθετης αντίστασης του µετασχηµατιστή σύνδεσης µε το δίκτυο, και σύµφωνα µε απλούς υπολογισµούς αποδεικνύεται ότι βραχυκυκλώµατα που αντιστοιχούν σε βύθιση τάσης στο µηδέν στο σηµείο σύνδεσης µε το σύστηµα µεταφοράς (τάσεις άνω των 110 kv) ενδέχεται να οδηγούν σε βύθιση τάσης σε τιµή άνω του 15% στους ακροδέκτες κάθε Α/Γ, [33]. Το γεγονός αυτό καθιστά τη συµβατότητα των Α/Γ µε την παραπάνω απαίτηση περισσότερο εφικτή, καθώς µπορεί να υλοποιηθεί από τα περισσότερα είδη των υφιστάµενων τεχνολογιών Α/Γ. 5 ιευκρινίζεται ωστόσο ότι ο διαχειριστής δέχεται την υπέρβαση των ορίων αυτών κατά την απόκριση σε µεταβολές της συχνότητας, όπως αυτή προδιαγράφεται σε άλλη παράγραφο του κώδικα. 6 Επισηµαίνεται ότι στον παλιό κώδικα της EON-Netz (2003), η κατώτερη τιµή τάσης ήταν 15%, ωστόσο αναφερόταν σε τάση σύνδεσης άνω των 60 kv, έναντι των 110 kv του νέου κώδικα. ΈΚΘΕΣΗ ΈΡΓΟΥ ΜΕΡΟΣ Α 18

V/VN (%) 100 95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Fault Ride Through 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 time (s) Germany limit line 2 Germany limit line 1 Ireland UK Σχήµα 6. Σύγκριση απαιτήσεων Γερµανικού/Βρετανικού/Ιρλανδικού κώδικα για LVRT. To γεγονός ότι η καµπύλη του Βρετανικού κώδικα αναφέρεται σε τάσεις σύνδεσης άνω των 200 kv (δηλαδή στα επίπεδα τάσης των 275 και 400 kv), ενώ για τάση κάτω των 132 kv δεν απαιτείται παραµονή των Α/Π στο δίκτυο σε βυθίσεις τάσης στο µηδέν, καθιστά την απαίτηση LVRT λιγότερο αυστηρή σε σχέση µε την καµπύλη της Γερµανίας, η οποία αναφέρεται σε τάσεις 110 kv και άνω. Τέλος, η καµπύλη του Ιρλανδικού κώδικα παρουσιάζει την πιο αυστηρή απαίτηση ως προς τη διάρκεια της βύθισης τάσης, τόσο σε σχέση µε το Γερµανικό όσο και µε το Βρετανικό κώδικα. Μία θεµελιώδης διαφορά µεταξύ του Γερµανικού και του Βρετανικού κώδικα συνίσταται στο ρυθµό αύξησης της ενεργού ισχύος µετά την εκκαθάριση του σφάλµατος και την επαναφορά της τάσης. Ο Βρετανικός κώδικας απαιτεί άµεση αποκατάσταση της παραγοµένης ενεργού ισχύος (στο 90% µέσα σε 0.5 s) ενώ η ΕΟΝ-Netz απαιτεί επαναφορά µε ρυθµό τουλάχιστον ίσο µε 20% της ονοµαστικής ισχύος εξόδου ανά s (άρα απαιτεί επαναφορά στο 100% µέσα σε 5 s από την εκκαθάριση του σφάλµατος). Η λιγότερο αυστηρή απαίτηση του γερµανικού κώδικα οφείλεται στο γεγονός ότι η Γερµανία αποτελεί τµήµα του διασυνδεδεµένου συστήµατος της UCTE, µε πολύ µεγαλύτερη εγκατεστηµένη ισχύ σε σχέση µε το µη διασυνδεδεµένο σύστηµα της Βρετανίας, στο οποίο η ανάγκη για επαναφορά της ενεργού ισχύος στις ονοµαστικές τιµές είναι πολύ µεγαλύτερη, [33]. Οι απαιτήσεις του Ιρλανδικού κώδικα είναι ίδιες µε αυτές του βρετανικού κώδικα, µε διαφορά στο χρόνο αποκατάστασης (επαναφορά στο 90% της µέγιστης διαθέσιµης ισχύος µε το µέγιστο δυνατό ρυθµό και µέσα σε 1 s από την αποκατάσταση της τάσης του συστήµατος µεταφοράς στα όρια κανονικής λειτουργίας) ΈΚΘΕΣΗ ΈΡΓΟΥ ΜΕΡΟΣ Α 19

3.1.4 Κοινός κώδικας ανίας/φινλανδίας/νορβηγίας/σουηδίας (Nordic Grid Code) Μεταξύ των κοινών απαιτήσεων που προδιαγράφονται από τον παραπάνω κώδικα για σταθµούς παραγωγής, γίνεται ειδική αναφορά σε ανοχή σε σφάλµατα και βυθίσεις τάσεις. Προσδιορίζεται ότι θα πρέπει να παραµένουν συνδεδεµένοι και να συνεχίζουν να λειτουργούν κανονικά µετά την εµφάνιση οποιουδήποτε βραχυκυκλώµατος (τριφασικού ή ασύµµετρου) στην πλευρά ΥΤ του Μ/Σ σύνδεσης µε το δίκτυο, το οποίο εκκαθαρίζεται µέσα σε 0.25 s. Στο Nordic Grid Code περιλαµβάνεται και το Σχήµα 7, χωρίς ωστόσο να διευκρινίζεται ο συσχετισµός του µε την προηγούµενη απαίτηση, ενώ παρουσιάζεται και η ακόλουθη απαίτηση για ανοχή σε βυθίσεις τάσης που προκαλούνται από σφάλµατα στο δίκτυο και αποτελούνται από τα ακόλουθα χρονικά στάδια: Βηµατική µείωση της τάσης της γεννήτριας στο 25% της ονοµαστικής της τιµής για 0.25 s, ακολουθούµενη από γραµµική αύξηση µέχρι το 95% µέσα σε 0.5 s και στη συνέχεια σταθερή τάση ίση µε 95%. Για την απαίτηση αυτή, σηµειώνεται ότι δε διευκρινίζεται αν πρόκειται για συµµετρική µεταβολή τάσης. Σύµφωνα µε την ακριβή διατύπωση που χρησιµοποιείται στο Nordic Grid Code (µετά την περιγραφή της βύθισης τάσης κατά την οποία οι σταθµοί παραγωγής πρέπει να παραµένουν συνδεδεµένοι στο δίκτυο): «κατά συνέπεια, µπορεί να γίνει αποδεκτή µόνο µικρή µείωση της ενεργού ισχύος», χωρίς ωστόσο να αποσαφηνίζεται αν αυτή η µείωση µπορεί να γίνει κατά τη διάρκεια ή µετά την εκκαθάριση του σφάλµατος που προκαλεί τη βύθιση τάσης. Low Voltage Ride Through V (%) 100 95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 time (s) Σχήµα 7. Απαιτήσεις Nordic Grid Code για LVRT. 3.1.5 Κώδικας ανίας O κώδικας της ανίας είναι ο µοναδικός κώδικας Σκανδιναβικής χώρας στον οποίο γίνεται ειδική αναφορά σε Α/Π (όπως άλλωστε αναφέρεται και στον κοινό κώδικα ΈΚΘΕΣΗ ΈΡΓΟΥ ΜΕΡΟΣ Α 20