ΑΡΙΣΤΟΤΕΛΕΙΟ ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ

ΑΡΙΣΤΟΤΕΛΕΙΟ ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ ΠΟΛΥΤΕΧΝΙΚΗ ΣΧΟΛΗ ΤΜΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΟΛΟΓΩΝ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΚΑΙ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΥΠΟΛΟΓΙΣΤΩΝ ΤΟΜΕΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΤΕΧΝΟΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΝΑΛΥΣΗ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΔΙΠΛΩΜΑΤΙΚΗ ΕΡΓΑΣΙΑ ΚΑΡΑΔΗΜΟΣ ΔΗΜΗΤΡΙΟΣ (7695) ΚΑΡΑΦΟΥΛΙΔΗΣ ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΣ-ΣΤΥΛΙΑΝΟΣ (7698) Επιβλέπων : Δημήτριος Λαμπρίδης Καθηγητής Α.Π.Θ. Θεσσαλονίκη, Μάρτιος 2017

ΑΡΙΣΤΟΤΕΛΕΙΟ ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ ΠΟΛΥΤΕΧΝΙΚΗ ΣΧΟΛΗ ΤΜΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΟΛΟΓΩΝ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΚΑΙ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΥΠΟΛΟΓΙΣΤΩΝ ΤΟΜΕΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΤΕΧΝΟΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΝΑΛΥΣΗ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Η τριμελής εξεταστική επιτροπή: Θεσσαλονίκη, Μάρτιος 2017 2

(Υπογραφή)... ΚΑΡΑΔΗΜΟΣ ΔΗΜΗΤΡΙΟΣ (Υπογραφή)... ΚΑΡΑΦΟΥΛΙΔΗΣ ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΣ-ΣΤΥΛΙΑΝΟΣ 3

Περίληψη Στην παρούσα διπλωματική εργασία αναπτύσσεται μια πλήρης τεχνοοικονομική μελέτη επικεντρωμένη στη χρήση Συστημάτων Αποθήκευσης Ηλεκτρικής Ενέργειας( Energy Storage Systems-ESSs) σε εφαρμογές του ηλεκτρικού δικτύου.o απώτερος σκοπός της διπλωματικής είναι η παρουσίαση μιας αναλυτικής μεθόδου εύρεσης της βέλτιστης θέσης και διαστασιολόγησης κάθε ESS, η οποία εξαρτάται από την παροχή υπηρεσιών δικτύου και μεγιστοποιεί τα περιθώρια κέρδους. Για την εκπόνηση της μελέτης δημιουργήθηκε ένα εργαλείο λογισμικού(μέσω της χρήσης MATLAB) το οποίο δέχεται από το χρήστη το σύνολο των απαραίτητων παραμέτρων, διαχωρίζει τις μελέτες εύρεσης βέλτιστης θέσης και βέλτιστης διαστασιολόγησης και αναδεικνύει το αποδοτικότερο σενάριο εγκατάστασης και λειτουργίας των συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας. Η υλοποίηση και η εξέταση των σεναρίων πραγματοποιείται σε δίκτυο μελέτης της IEEE, το οποίο ενδείκνυνται για ερευνητικές εφαρμογές ενώ γίνεται χρήση του λογισμικού Matpower για την ανάλυση ροής φορτίου. Για κάθε παρεχόμενη υπηρεσία διενεργείται μια οικονομική αξιολόγηση ώστε να διαφανούν τα περιθώρια κέρδους και οι κυριότεροι παράγοντες που επηρεάζουν τη λειτουργία και το κόστος ενός ESS. Λέξεις Κλειδιά : Σύστημα Αποθήκευσης Ηλεκτρικής Ενέργειας, τεχνοοικονομική μελέτη, οικονομική αξιολόγηση, ενσωμάτωση ανανεώσιμων πηγών ενέργειας, βέλτιστη θέση και διαστασιολόγηση συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας, στήριξη τάσης, έλεγχος περιορισμού παραγωγής ΑΠΕ, ρύθμιση αυξομείωσης ισχύος ΑΠΕ, αναβολή αναβάθμισης εξοπλισμού, πολλαπλές υπηρεσίες δικτύου 4

Abstract In this thesis, a detailed techno-economic approach that makes focus on Energy Storage Systems (ESS) integration within modern and multi-operation power grids, is developed. The main scope is to present an analytical solution to the optimal siting and sizing of an ESS problem, while considering stacked services scenarios and towards profit maximization. For this study, a software tool is built with MATLAB that considers a set of variable inputs, defines optimal allocation and sizing of the ESS units and provides the optimal operation schedule of the ESS. Implementation is based on IEEE distribution-level test-systems that match this study needs, while for the power-flow analysis Matpower software is utilized. For all ESS-based provided services, an economical evaluation study is conducted in order for the profit margins and the main factors that affect the cost and operation of an ESS to be highlighted. Key words: energy storage systems (ESS), techno-economic analysis, economic evaluation, renewable integration, energy storage siting and sizing, voltage support, RES curtailment control, ramp rate control, investment deferral, stacked grid services 5

ΕΥΧΑΡΙΣΤΙΕΣ Θα θέλαμε να ευχαριστήσουμε τον καθηγητή κ. Δημήτρη Λαμπρίδη για την εμπιστοσύνη που μας έδειξε και την ευκαιρία που μας έδωσε να ασχοληθούμε με ένα τόσο ενδιαφέρον θέμα καθώς και τον υποψήφιο διδάκτορα κ. Δημήτρη Δούκα για την άριστη συνεργασία και την καθοδήγηση του σε όλο το χρονικό διάστημα εκπόνησης της παρούσας εργασίας. Επίσης, ευχαριστούμε θερμά τον υποψήφιο διδάκτορα κ. Πασχάλη Γκαϊτατζή για τη βοήθεια του και τον κ. Αντώνη Μαρινόπουλο,εκ μέρους της ABB Corporate Research Center της Σουηδίας, για την τεχνογνωσία και τις πολύτιμες συμβουλές του κατά τη διάρκεια των συζητήσεων μας. Τέλος, θα θέλαμε να ευχαριστήσουμε τους γονείς μας και τους φίλους μας για την υποστήριξη τους όλα αυτά τα χρόνια. 6

Κατάλογος Περιεχομένων Κατάλογος Περιεχομένων... 7 Κατάλογος Εικόνων... 10 Κατάλογος Πινάκων... 12 1 Εισαγωγή... 13 1.1 Στόχοι έρευνας... 13 2 Υπηρεσίες και εφαρμογές δικτύου... 14 2.1 Περιοχές εγκατάστασης και διασύνδεσης με το δίκτυο... 14 2.2 Υπηρεσίες δικτύου... 15 3 Τεχνολογίες συστημάτων αποθήκευσης ενέργειας... 21 3.1 Κατηγορίες Τεχνολογιών... 21 3.2 Συστήματα Αποθήκευσης με Μπαταρίες... 22 3.3 Παράμετροι ενός BESS... 23 3.4 Χαρακτηριστικά Μπαταριών Ιόντων-Λιθίου... 24 4 Οικονομικά Δεδομένα... 26 4.1 Συνολικό Κόστος Συστημάτων αποθήκευσης Ηλεκτρικής Ενέργειας... 26 4.2 Κατηγοριοποίηση Κερδών... 28 4.3 Οικονομικοί δείκτες αξιολόγησης... 29 5 Είσοδοι Μοντέλου Μελέτης... 32 5.1 Τοπολογία Δικτύου Διανομής (DN Configuration)... 32 5.2 Διακύμανση Φορτίου Συστήματος (Load Variation)... 33 5.3 Διακύμανση Παραγωγής Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (Renewable Generation Variation)... 34 5.4 Κατάπτωση Χωρητικότητας/Γήρανση Μπαταριών (Battery Degradation)... 34 6 Εξεταζόμενες Λειτουργίες Συστήματος... 36 6.1 Λειτουργίες σχετικές με το δίκτυο... 36 6.1.1 Υποστήριξη Τάσης (Voltage Support)... 36 6.1.2 Αναβολή Αναβάθμισης Εξοπλισμού (Investment Deferral)... 37 6.2 Λειτουργίες σχετικές με τη παραγωγή ΑΠΕ... 38 6.2.1 Κανονισμός Λειτουργίας Περιορισμού Παραγωγής ΑΠΕ (RES Curtailment Regulation)... 39 6.2.2 Έλεγχος Ρυθμού Αυξομείωσης Ισχύος ΑΠΕ (RES Ramp Rate Control)... 40 7 Διατύπωση Προβλήματος (Problem Formulation)... 42 7.1 Περιορισμός Συνόλου Πιθανών Λύσεων... 42 7

7.2 Διάγραμμα Ροής Προβλήματος... 43 7.2.1 Είσοδοι Μοντέλου... 45 7.3 Ομαδοποίηση (Clustering)... 45 7.4 Ανάλυση Ευαισθησίας Δικτύου (Sensitivity Analysis)... 46 7.5 Επιλογή Ζυγών Εγκατάστασης (BESS Bus Selection)... 50 7.6 Βέλτιστη Ροή Ισχύος (OPF- Optimum Power Flow)... 52 7.7 Αξιολόγηση Εξόδων (Expenses Evaluation)... 52 7.8 Συνθήκη Επανάληψης (For Loop)... 54 8 Παρεχόμενες Υπηρεσίες... 55 8.1 Υπηρεσία 1- Στήριξη Τάσης... 55 8.1.1 Στήριξη Τάσης με συμβατικές μεθόδους... 56 8.1.2 Στήριξη Τάσης με Συστήματα Μπαταριών... 56 8.1.3 Οικονομική Αξιολόγηση της Στήριξης Τάσης... 61 8.2 Υπηρεσία 2- Αναβολή αναβάθμισης εξοπλισμού (Investment Deferral)... 61 8.2.1 Κόστος Αναβάθμισης Εξοπλισμού χωρίς Μπαταρίες... 62 8.3 Υπηρεσία 3- Ρύθμιση Περιορισμού Παραγωγής ΑΠΕ (RES Curtailment Regulation) 63 8.3.1 Περιορισμός Παραγωγής ΑΠΕ χωρίς Μπαταρίες... 63 8.3.2 Έλεγχος Περιορισμού Παραγωγής ΑΠΕ με Μπαταρίες... 64 8.4 Υπηρεσία 4- Έλεγχος Αυξομείωσης Ισχύος σε ΑΠΕ (RES Ramp rate Control)... 65 8.4.1 Έλεγχος Αυξομείωσης Ισχύος χωρίς Μπαταρίες... 65 8.4.2 Έλεγχος Αυξομείωσης Ισχύος με Μπαταρίες... 67 8.5 Υπηρεσία 5- Απαλοιφή Αιχμών σε ΑΠΕ (RES Capacity Firming)... 69 8.5.1 Απαλοιφή Αιχμών σε ΑΠΕ με μπαταρίες... 69 8.6 Συμπέρασμα για Μεμονωμένες Υπηρεσίες... 72 9 Μοντέλο Μελέτης Παράλληλων Λειτουργιών... 73 9.1 Χωροθέτηση ΑΠΕ... 73 9.2 Μέγιστα Επίπεδα Διείσδυσης ΑΠΕ... 74 9.3 Περιορισμοί Γραμμών Ισχύος... 75 9.4 Αποτελέσματα Μελέτης Παράλληλων Λειτουργιών... 75 9.4.1 Αποτελέσματα Σεναρίου 1... 76 9.4.2 Αποτελέσματα Σεναρίου 2... 77 10 Επίλογος... 80 10.1 Σύνοψη και Συμπεράσματα... 80 8

10.2 Μελλοντική Έρευνα... 81 11 Βιβλιογραφία... 83 12 Παράρτημα... 86 12.1 Παράρτημα Οικονομικών και Τεχνικών Δεδομένων Εισόδου... 86 12.1.1 Πίνακας Οικονομικών και Τεχνικών Στοιχείων Εισόδου του Συστήματος Αποθήκευσης Ηλεκτρικής Ενέργειας με Μπαταρίες Li-ion... 86 12.1.2 Πίνακας Οικονομικών δεδομένων Δικτύου και Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας 87 12.1.3 Πίνακας δεδομένων εισόδου Οικονομικών Συντελεστών Αγοράς... 88 9

Κατάλογος Εικόνων Εικόνα 2-1 Κατηγοριοποίηση συνολικού δικτύου [6]... 14 Εικόνα 2-2 Κατηγοριοποίηση των υπηρεσιών δικτύου ανάλογα με το σημείο διασύνδεσης [8]... 15 Εικόνα 2-3 Προκλήσεις και οφέλη κατά μήκος ολόκληρου του δικτύου [9]... 20 Εικόνα 3-1 Κατηγοριοποίηση των τεχνολογιών των ESS ανάλογα με την μορφή της αποθηκευμένης ενέργειας [10]... 21 Εικόνα 3-2 Κατηγοριοποίηση τεχνολογιών αποθήκευσης ενέργειας ανάλογα με την τοποθεσία και τη χωρητικότητα [7]... 22 Εικόνα 3-3 Δομή ενός συστήματος BESS [12]... 23 Εικόνα 3-4 Λειτουργία Μπαταρίας Λιθίου [13]... 24 Εικόνα 3-5 Εγκατάσταση μπαταριών λιθίου σε αιολικό πάρκο στην Αμερική [12]... 25 Εικόνα 5-1 Μονογραμμικό σχέδιο case 33... 33 Εικόνα 5-2 Απεικόνιση φορτίου της California στη διάρκεια ενός έτους... 34 Εικόνα 5-3 Διάγραμμα Κατάπτωσης Χωρητικότητας της Μπαταρίας... 35 Εικόνα 7-1 Σχέση πιθανών συνδυασμών και αριθμού ζυγών... 43 Εικόνα 7-2 Διάγραμμα ροής επίλυσης προβλήματος... 44 Εικόνα 7-3 Διάγραμμα Αξιοποίησης Clustering... 46 Εικόνα 7-4 Μονοφασικό ισοδύναμο παραδείγματος για ανάλυση ευαισθησίας... 48 Εικόνα 7-5 Ανάλυση ευαισθησίας ενεργού ισχύος... 49 Εικόνα 7-6 Ανάλυση ευαισθησίας αέργου ισχύος... 49 Εικόνα 7-7 Συνολική ανάλυση ευαισθησίας... 50 Εικόνα 7-8 Διάνυσμα Βαθμονόμησης Ζυγών... 51 Εικόνα 8-1 Διαφορετικοί τρόποι λειτουργίας ESS για στήριξη τάσης [7]... 55 Εικόνα 8-2 Προφίλ τάσης με μέγιστο φορτίο... 57 Εικόνα 8-3 Πρόγραμμα ενεργού ισχύος της μπαταρίας στο ζυγό 18 για ένα χρόνο... 58 Εικόνα 8-4 Πρόγραμμα άεργου ισχύος της μπαταρίας στο ζυγό 18 για ένα χρόνο... 59 Εικόνα 8-5 Προφίλ τάσης μετά την τοποθέτηση των μπαταριών... 60 Εικόνα 8-6 Λειτουργία Μπαταρίας για Αναβολή Αναβάθμισης Εξοπλισμού [12]... 62 Εικόνα 8-7 Περιορισμός Παραγωγής ΑΠΕ σε διαφορετικά ποσοστά της συνολικής ισχύος. 63 Εικόνα 8-8 Αξιολόγηση Επένδυσης Περικοπής Παραγωγής ΑΠΕ... 64 Εικόνα 8-9 Renewable ramp rate control [37]... 65 Εικόνα 8-10 Λειτουργία inverter στη διάρκεια μιας μέρας για διατήρηση των ορίων αυξομείωσης ισχύος... 66 Εικόνα 8-11 Λειτουργία inverter για συγκεκριμένα λεπτά για διατήρηση των ορίων αυξομείωσης ισχύος... 66 Εικόνα 8-12 Λειτουργία Μπαταρίας για Έλεγχο Αυξομείωσης Ισχύος σε μια μέρα... 67 Εικόνα 8-13 Renewable Energy Capacity Firming of short term intermittency [38]... 69 10

Εικόνα 8-14 Απαλοιφή Αιχμών στη διάρκεια μιας μέρας (1)... 70 Εικόνα 8-15 Απαλοιφή Αιχμών στη διάρκεια μιας μέρας (2)... 71 Εικόνα 8-16 Απαλοιφή Αιχμών στη διάρκεια μιας μέρας (3)... 71 Εικόνα 9-1 Χωροθέτηση ΑΠΕ στο case 33... 73 11

Κατάλογος Πινάκων Πίνακας 2-1 Υπηρεσίες σχετιζόμενες με τους ISOs/RTOs... 16 Πίνακας 2-2 Υπηρεσίες σχετιζόμενες με τις επιχειρήσεις παροχής ηλεκτρισμού... 17 Πίνακας 2-3 Υπηρεσίες σχετιζόμενες με τους καταναλωτές ηλεκτρικής ενέργειας... 18 Πίνακας 2-4 Υπηρεσίες σχετιζόμενες με τους διαχειριστές συστημάτων ανανεώσιμων πηγών ενέργειας... 19 Πίνακας 3-1 Παραμέτροι ενός Συστήματος Αποθήκευσης με Μπαταρίες... 23 Πίνακας 3-2 Χαρακτηριστικά Μπαταριών Λιθίου... 24 Πίνακας 4-1 Οικονομικοί Δείκτες Αξιολόγησης... 29 Πίνακας 5-1 Βασικά στοιχεία του case 33... 32 Πίνακας 7-1 Σειρά επιλογής ζυγών για το case 33... 52 Πίνακας 8-1 Αποτελέσματα για στήριξη τάσης με συμβατικές μεθόδους... 56 Πίνακας 8-2 Διαστασιολόγηση Μπαταριών για Στήριξη Τάσης στο case 33... 57 Πίνακας 8-3 Κόστη Μπαταριών για Στήριξη Τάσης στο case 33... 60 Πίνακας 8-4 Οικονομικοί δείκτες για την αξιολόγηση της στήριξης τάσης... 61 Πίνακας 8-5 Έλεγχος Αυξομείωση Ισχύος χωρίς Μπαταρίες... 67 Πίνακας 8-6 Τεχνικά Χαρακτηριστικά Μπαταρίας για Έλεγχο Αυξομείωσης Ισχύος... 67 Πίνακας 8-7 Κόστη Μπαταριών για Έλεγχο Αυξομείωσης Ισχύος στο case 33... 68 Πίνακας 8-8 Οικονομικοί δείκτες για την αξιολόγηση του ελέγχου αυξομείωσης ισχύος ενός Φ/Β... 68 Πίνακας 8-9 Χωρητικότητες Συστήματος για απαλοιφή αιχμών με διαφορετικές προσεγγίσεις... 70 Πίνακας 9-1 Μέγιστα επιτρεπτά όρια διείσδυσης ΑΠΕ ανάλογα τη τοποθεσία τους στο δίκτυο... 74 Πίνακας 9-2 Αλλαγή Θερμικών ορίων Κλάδων... 75 Πίνακας 9-3 Καθαρή Παρούσα Αξία Συνολικών Κερδών για το Σενάριο 1... 76 Πίνακας 9-4 Λόγος Κόστος-Οφέλους και Περίοδος Αποπληρωμής Συνολικών Κερδών για το Σενάριο 1... 76 Πίνακας 9-5 Χαρακτηριστικά Μπαταριών για το Σενάριο 1 ( Ομάδα 1 100% διείσδυση)... 77 Πίνακας 9-6 Καθαρή Παρούσα Αξία Συνολικών Κερδών για το Σενάριο 2... 78 Πίνακας 9-7 Λόγος Κόστος-Οφέλους και Περίοδος Αποπληρωμής Συνολικών Κερδών για το Σενάριο 2... 78 Πίνακας 9-8 Χαρακτηριστικά Μπαταριών για το Σενάριο 2 (Ομάδα 2 100% διείσδυση)... 78 12

1 Εισαγωγή Οι νέες προκλήσεις που προκύπτουν από την αυξανόμενη διείσδυση των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας στο σύνολο της παραγωγής, η οποία βασίζεται ως επί το πλείστον σε στοχαστικά φαινόμενα, φέρνουν στην επιφάνεια τη δυνατότητα διευρυμένης χρήσης των ESS λόγω της ικανότητας συμβολής τους σε ένα πιο σταθερό και αξιόπιστο δίκτυο. Η ικανότητα αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας (ESS) τείνει να αλλάξει τα δεδομένα του παραδοσιακού συστήματος ισχύος και η οικονομική αποδοτικότητα τέτοιων συστημάτων είναι απαραίτητο να αξιολογηθεί. Η πολυπλοκότητα της τεχνολογίας και των διαφόρων εφαρμογών που μπορεί να επιτελέσει ένα ESS καθιστά δύσκολη τη διερεύνηση των οικονομικών οφελών που παρέχουν. Συνεπώς καθίσταται αναγκαία η ανάπτυξη τεχνοοικονομικών μοντέλων για την εύρεση νέων μεθόδων αξιοποίησης και αξιολόγησης τέτοιων συστημάτων [1]. 1.1 Στόχοι έρευνας Ο στόχος της παρούσας εργασίας είναι η ανάπτυξη ενός λογισμικού το οποίο καθορίζει το βέλτιστο αριθμό, τη βέλτιστη θέση και τη βέλτιστη διαστασιολόγηση των ESS σύμφωνα με τις ανάγκες του δικτύου και εξερευνεί τα περιθώρια κέρδους ανάλογα με το πλήθος των παρεχόμενες υπηρεσιών. Η ανάλυση ευαισθησίας και η ανάλυση ροής φορτίου προσθέτουν ένα καινούργιο εργαλείο μελέτης και βέλτιστης λειτουργίας των ESSs στην ήδη υπάρχουσα βιβλιογραφία [2]. Πιο συγκεκριμένα, το εύρος των υπηρεσιών που μπορεί να προσφέρει ένα ESS είναι αρκετά μεγάλο και ποικίλει ανάλογα με την περιοχή εγκατάστασης και τον τρόπο διασύνδεσης του με το δίκτυο ενώ οι τεχνολογίες που χρησιμοποιούνται για την υλοποίηση του είναι πολλές και προσδίδουν ξεχωριστά χαρακτηριστικά. Επομένως αρχικά κρίθηκε σκόπιμη η ενασχόληση με τις υπηρεσίες σε δίκτυα διανομής ώστε να επεκταθεί η υπάρχουσα μελέτη σχετικά με την εγκατάσταση ESS σε δίκτυα διανομής [3]. Η επιλογή του λογισμικού Matpower και της εξέτασης των εφαρμογών πάνω σε δίκτυα της IEEE έγινε με γνώμονα την ευρεία χρήση τους σε ερευνητικές εφαρμογές και την ανάγκη ανάλυσης ροής φορτίου που καθιστά το λογισμικό περισσότερο δυναμικό. Η επιλογή των παρεχόμενων υπηρεσιών είναι άμεσα εξαρτώμενη από την ικανότητα ενός συστήματος να ικανοποιεί ταυτόχρονα μερικές, αν όχι όλες, από αυτές υπακούοντας συνεχώς στους κανόνες του δικτύου καθώς και στους κανόνες που θεσπίζει η αγορά ηλεκτρικής ενέργειας (energy market). Επίσης η αγορά ενέργειας είναι που καθορίζει τον τρόπο αποτίμησης των παρεχόμενων υπηρεσιών και επομένως των προσδοκώμενων κερδών που αποκομίζει κάθε ESS. Μέσω της ανάλυσης ροής φορτίου η εξαγωγή των αποτελεσμάτων από την συγκεκριμένη έρευνα αποτυπώνει τη λειτουργία ενός ESS στα πλαίσια του δικτύου και όχι ως ανεξάρτητης παραγωγικής μονάδας. 13

2 Υπηρεσίες και εφαρμογές δικτύου Σε ένα μεγάλο εύρος εφαρμογών η χρήση συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας μπορεί να καλύψει τις απαιτήσεις του δικτύου και να αντικαταστήσει τις υπάρχουσες μεθόδους δρομολογώντας τη δημιουργία ενός εξυπνότερου και πιο ευέλικτου δικτύου [4]. Σε αυτό το κεφάλαιο παρουσιάζονται οι υπηρεσίες που μπορεί να προσφέρει ένα ESS στο ηλεκτρικό δίκτυο και οι περιοχές εγκατάστασης και διασύνδεσης με το δίκτυο μαζί με ορισμένα παραδείγματα ήδη υπαρχουσών εφαρμογών. Είναι πολύ σημαντικό να ληφθεί υπόψη η δυνατότητα ταυτόχρονης κάλυψης περισσότερων υπηρεσιών ανάλογα την περιοχή διασύνδεσης. 2.1 Περιοχές εγκατάστασης και διασύνδεσης με το δίκτυο Το επίπεδο της τάσης και οι ανάγκες κάθε περιοχής του δίκτυο αποτελούν καθοριστικούς παράγοντες για την μελέτη και ανάλυση των συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας [5]. Μια αρκετά παραστατική προσέγγιση διαχωρισμού του δικτύου παρουσιάζεται στην εικόνα 2-1. Εικόνα 2-1 Κατηγοριοποίηση συνολικού δικτύου [6] Επίπεδο Παραγωγής και Μεταφοράς: Πρόκειται για το τμήμα του δικτύου πλησιέστερα στο σημείο παραγωγής της ενέργειας. Χαρακτηρίζεται από υψηλές τάσεις (εύρους 115-765kV) και περιλαμβάνει μεγάλους σταθμούς παραγωγής, γραμμές μεταφοράς, υποσταθμούς μεταφοράς και καταναλωτές συνδεδεμένους στην μεταφορά. Παράδειγμα εγκατάστασης ESS αποτελεί η εγκατάσταση ενός συστήματος μπαταριών λιθίου 20MW/5MWh στη βόρεια Χιλή [7]. Επίπεδο Διανομής: Πρόκειται για το τμήμα του δικτύου έπειτα από το μετασχηματισμό από υψηλή σε μέση τάση. Οι τάσεις που χαρακτηρίζουν αυτό το τμήμα του δικτύου είναι εύρους 4 έως 69kV και περιλαμβάνει γραμμές διανομής μέσης τάσης, υποσταθμούς διανομής και βιομηχανικούς- 14

εμπορικούς καταναλωτές, οι οποίοι συνδέονται απευθείας στο επίπεδο διανομής μέσω υποσταθμών καταναλωτών. Παράδειγμα εγκατάστασης ESS αποτελεί η εγκατάσταση συστήματος μπαταριών λιθίου 5MW/5MWh στη Γερμανία για ρύθμιση συχνότητας και ενσωμάτωση ανεμογεννητριών [7]. Πίσω από τον μετρητή: Είναι το τμήμα του δικτύου που βρίσκεται πλησιέστερα στην κατανάλωση της ηλεκτρικής ενέργειας. Χαρακτηρίζεται από χαμηλές τάσεις και περιλαμβάνει οποιοδήποτε σύστημα συνδεδεμένο στην πλευρά του καταναλωτή ή δίπλα σε οικιακά, εμπορικά και βιομηχανικά κτίρια. Μια πολύ σημαντική κατηγορία που γνωρίζει τρομερή άνοδο τα τελευταία χρόνια είναι τα ηλεκτρικά αυτοκίνητα, τα οποία συμπεριλαμβάνονται σε αυτό το επίπεδο. Χαρακτηριστικό παράδειγμα εγκατάστασης ESS αποτελεί η εγκατάσταση συστήματος μπαταριών μόλυβδου οξέος (lead acid batteries) στη Λουϊζιάνα [7]. Η παρούσα διπλωματική εργασία ασχολείται με υπηρεσίες σε συστήματα ανανεώσιμων πηγών ενέργειας. Ανάλογα με το επίπεδο σύνδεσης τους με το δίκτυο λαμβάνονται υπόψη τα παραπάνω χαρακτηριστικά όπως αναφέρθηκαν και επεξηγήθηκαν μέσω της εικόνας 2-1. 2.2 Υπηρεσίες δικτύου Το σύνολο και η κατηγοριοποίηση των υπηρεσιών που δύναται να ικανοποιήσει ένα σύστημα αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας ποικίλει πολλές φορές στο εύρος της βιβλιογραφίας. Μια πρώτη προσπάθεια διαίρεσης γίνεται με βάση το σημείο διασύνδεσης τους στο δίκτυο όπως φαίνεται στην εικόνα 2-2 Εικόνα 2-2 Κατηγοριοποίηση των υπηρεσιών δικτύου ανάλογα με το σημείο διασύνδεσης [8] 15

Διευκρινίζεται πως η ονομασία ορισμένων υπηρεσιών διαφέρει ανάλογα με τη βιβλιογραφία και η ταξινόμηση που γίνεται στην εικόνα 2-2 βασίζεται στη συχνότερη χρήση της ονομασίας. Ανάλογα με την εφαρμογή που επιτελείται από τα ESS ερευνάται το περιθώριο κέρδους και επομένως είναι ιδιαιτέρως χρήσιμη η κατηγοριοποίηση των υπηρεσιών ανάλογα με τις ενδιαφερόμενες ομάδες που αποσκοπούν στην επικερδή λειτουργία των ESSs. Αυτή η μορφή διαίρεσης των υπηρεσιών βοηθάει και στην καλύτερη κατανόηση του ταυτόχρονου οφέλους ορισμένων ομάδων όταν επιτελούνται περισσότερες υπηρεσίες. Οι ενδιαφερόμενες ομάδες χωρίζονται στις εξής κατηγορίες [5]: Οι ανεξάρτητοι διαχειριστές του συστήματος ( independent System Operators-ISOs) και οι τοπικοί οργανισμοί μεταφοράς ( Regional Transmission Operators-RTOs). Οι επιχειρήσεις ηλεκτρισμού Οι καταναλωτές ηλεκτρικής ενέργειας Οι διαχειριστές συστημάτων ανανεώσιμων πηγών ενέργειας Στους παρακάτω πίνακες παρουσιάζεται ο συσχετισμός των παρεχόμενων υπηρεσιών και των οικονομικά ενδιαφερόμενων ομάδων Πίνακας 2-1 Υπηρεσίες σχετιζόμενες με τους ISOs/RTOs ΟΝΟΜΑ ΥΠΗΡΕΣΙΑΣ ΟΡΙΣΜΟΣ Η χονδρική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας ενόσω οι τοπικές οριακές τιμές (LMPs) της ενέργειας είναι χαμηλές (συνήθως κατά τις νυχτερινές Χρονική Μετατόπιση της Τιμής Ενέργειας (Energy Arbitrage) ώρες) και η πώλησή της πίσω στην χονδρική αγορά ηλεκτρισμού όταν οι τιμές αυτές (LMPs) είναι οι υψηλότερες. Η υπηρεσία παρακολούθησης φορτίου (load following), η οποία διαχειρίζεται τη διαφορά ανάμεσα στην ημερήσια προγραμματισμένη έξοδο της γεννήτριας, την πραγματική έξοδο της γεννήτριας, και την πραγματική ζήτηση, μπορεί να αντιμετωπιστεί ως υποσύνολο της μετατόπισης ΥΠΗΡΕΣΙΕΣ ISO/RTO Ρύθμιση Συχνότητας (Frequency Regulation) ενέργειας. Η ρύθμιση συχνότητας περιλαμβάνει την άμεση και αυτόματη ανταπόκριση σε ισχύ στις αλλαγές της συχνότητας του συστήματος σε τοπικό επίπεδο, είτε από το ίδιο το σύστημα είτε από στοιχεία αυτού. Η ρύθμιση απαιτείται για να εξασφαλιστεί ότι η παραγωγή σε όλο το σύστημα ισοσκελίζεται απόλυτα με το φορτίο σε λεπτό-προς-λεπτό Στρεφόμενη και μη Στρεφόμενη Εφεδρεία (Spin/Non-Spin Reserves) βάση για να αποφευχθούν αιχμές ή κοιλίες της συχνότητας σε επίπεδο συστήματος, οι οποίες προκαλούν αστάθεια στο δίκτυο. Η στρεφόμενη εφεδρεία είναι η ποσότητα της παραγωγής που είναι διαθέσιμη και ικανή να εξυπηρετήσει το φορτίο άμεσα σε ανταπόκριση ενός μη αναμενόμενου φαινομένου, όπως μια απρόοπτη διακοπή της γεννήτριας. Η μη στρεφόμενη εφεδρεία είναι η ποσότητα της παραγωγής που μπορεί να ανταποκριθεί σε απροσδόκητα 16

φαινόμενα μέσα σε μικρό χρονικό διάστημα, συνήθως μικρότερο από δέκα λεπτά, αλλά δεν είναι ακαριαία διαθέσιμη. Στήριξη Τάσης (Voltage Support) Επανεκκίνηση από ολική διακοπή (Black Start) Η ρύθμιση της τάσης εξασφαλίζει την αξιόπιστη και συνεχή ροή της ηλεκτρικής ενέργειας κατά μήκος του ηλεκτρικού δικτύου. Στο σύστημα μεταφοράς και διανομής η τάση πρέπει να διατηρείται ανάμεσα σε κάποια αποδεκτά όρια για να εξασφαλιστεί ότι η παραγωγή πραγματικής και άεργου ισχύος ακολουθεί τη ζήτηση. Σε περίπτωση κάποιας διακοπής στο δίκτυο, οι υποδομές παραγωγής για επανεκκίνηση από ολική διακοπή ενεργοποιούνται για να καλύψουν τη λειτουργία μεγαλύτερων σταθμών παραγωγής έτσι ώστε να επαναφέρουν το περιφερειακό δίκτυο ξανά σε σύνδεση. Σε ορισμένες περιπτώσεις, οι μεγάλοι σταθμοί παραγωγής έχουν αυτονομία στην επανεκκίνηση από ολική διακοπή. Πίνακας 2-2 Υπηρεσίες σχετιζόμενες με τις επιχειρήσεις παροχής ηλεκτρισμού ΟΝΟΜΑ ΥΠΗΡΕΣΙΑΣ ΟΡΙΣΜΟΣ ΥΠΗΡΕΣΙΕΣ ΕΠΙΧΕΙΡΗΣΕΩΝ Επάρκεια Παραγωγικών Μονάδων (Resource Adequacy) Αναβολή Αναβάθμισης στη Διανομή (Distribution Deferral) Διαχείριση Συμφόρησης στη Μεταφορά (Transmission Congestion Relief) Αντί να γίνουν επενδύσεις σε νέους αεριοστρόβιλους καύσης φυσικού αερίου για να καλυφθούν οι απαιτήσεις παραγωγής κατά τη διάρκεια ωρών υψηλής κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας, οι διαχειριστές του συστήματος και οι επιχειρήσεις ηλεκτρισμού μπορούν να πληρώσουν για άλλες μονάδες παραγωγής, συμπεριλαμβανομένης της αποθήκευσης ενέργειας, για να αναβάλλουν ή να μειώσουν σταδιακά την ανάγκη για νέα παραγωγική δυναμικότητα και να ελαχιστοποιήσουν το ρίσκο της μεγάλης επένδυσης σε εκείνη την περιοχή. Η αναβολή, η μείωση του μεγέθους ή η εξ ολοκλήρου αποφυγή των επενδύσεων των επιχειρήσεων ηλεκτρισμού σε αναβαθμίσεις του συστήματος διανομής οι οποίες είναι απαραίτητες για να καλυφθεί η προβλεπόμενη αύξηση του φορτίου σε συγκεκριμένες περιοχές του δικτύου. Οι ανεξάρτητοι διαχειριστές του συστήματος (ISOs) χρεώνουν τις επιχειρήσεις ηλεκτρισμού για τη χρήση φορτισμένων γραμμών μεταφοράς στην διάρκεια συγκεκριμένων ωρών της ημέρας. Μονάδες παραγωγής όπως τα συστήματα αποθήκευσης ενέργειας μπορούν να τοποθετηθούν πλησιέστερα προς τις φορτισμένες γραμμές μεταφοράς για να εκφορτίζουν κατά τη διάρκεια περιόδων συμφόρησης και να ελαχιστοποιούν τη γενική συμφόρηση στο σύστημα μεταφοράς. 17

Αναβολή Αναβάθμισης στη Μεταφορά (Transmission Deferral) Η αναβολή, η μείωση του μεγέθους ή η εξ ολοκλήρου αποφυγή των επενδύσεων των επιχειρήσεων ηλεκτρισμού σε αναβαθμίσεις του συστήματος μεταφοράς οι οποίες είναι απαραίτητες για να καλυφθεί η προβλεπόμενη αύξηση του φορτίου σε συγκεκριμένες περιοχές του δικτύου. Πίνακας 2-3 Υπηρεσίες σχετιζόμενες με τους καταναλωτές ηλεκτρικής ενέργειας ΟΝΟΜΑ ΥΠΗΡΕΣΙΑΣ ΟΡΙΣΜΟΣ ΥΠΗΡΕΣΙΕΣ ΚΑΤΑΝΑΛΩΤΩΝ Διαχείριση του Λογαριασμού την Ώρα της Χρήσης (Time-of-Use Bill Management) Αύξηση Ιδιοκατανάλωσης Φωτοβολταϊκών (Increased PV Self- Consumption) Μείωση Προστίμων Υψηλής Ζήτησης (Demand Charge Reduction) Εφεδρικός Ενεργειακός Εφοδιασμός (Backup Power) Με την ελαχιστοποίηση της κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας κατά τη διάρκεια ωρών υψηλής κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας, δηλαδή όταν οι τιμές ώρας χρήσης (TOU) είναι οι υψηλότερες, και την μετακίνησή της σε περιόδους με χαμηλότερες τιμές, οι καταναλωτές που βρίσκονται πριν από τον μετρητή μπορούν να χρησιμοποιήσουν συστήματα αποθήκευσης ενέργειας για να μειώσουν τον λογαριασμό τους. Με την μείωση της εξαγωγής της ηλεκτρικής ενέργειας που παράγεται από φωτοβολταϊκά συστήματα (PV) πίσω από τον μετρητή μεγιστοποιείται το οικονομικό κέρδος των ηλιακών PV σε περιοχές με δομές συντελεστών που είναι δυσμενείς για διανεμημένα PV. Επειδή ένα πιο ομαλό και λιγότερο αιχμηρό προφίλ φορτίου είναι λιγότερο ζημιογόνο να ταυτιστεί με την έξοδο των κεντρικών μονάδων παραγωγής, υπάρχουν πρόστιμα για να ενθαρρύνουν τους τελικούς καταναλωτές να εξομαλύνουν το προφίλ φορτίου του μετρητή τους. Για να μειωθούν ή να αποφευχθούν τα πρόστιμα υψηλής ζήτησης, τα συστήματα αποθήκευσης ενέργειας φορτίζονται χρησιμοποιώντας πιθανόν φθηνή ενέργεια και εκφορτίζονται κατά τις περιόδους εμφάνισης υψηλών προστίμων ζήτησης. Σε περίπτωση αποτυχίας του δικτύου, η αποθήκευση ενέργειας σε συνδυασμό με μια κοντινή γεννήτρια μπορούν να παρέχουν εφεδρική ισχύ σε πολλά επίπεδα, με εύρος το οποίο κυμαίνεται από τη διατήρηση της ποιότητας ισχύος με ακρίβεια δευτερολέπτου για βιομηχανικές λειτουργίες, μέχρι ημερήσια εφεδρεία για οικιακούς καταναλωτές. 18

Πίνακας 2-4 Υπηρεσίες σχετιζόμενες με τους διαχειριστές συστημάτων ανανεώσιμων πηγών ενέργειας ΟΝΟΜΑ ΥΠΗΡΕΣΙΑΣ ΟΡΙΣΜΟΣ ΥΠΗΡΕΣΙΕΣ ΑΠΕ Απαλοιφή Αιχμών ΑΠΕ (RES Capacity Firming) Έλεγχος αυξομείωσης τάσης ΑΠΕ (RES Ramp Rate Control) Χρονική Μετατόπιση Ανανεώσιμης Ενέργειας (RES Time Shift) Ρύθμιση Περιορισμού Παραγωγής ΑΠΕ (RES Curtailment Regulation) Η ισχύς εξόδου των περισσότερων ανανεώσιμων πηγών ενέργειας, ιδιαίτερα ηλιακής και αιολικής, παρουσιάζει μεγάλη κυμάτωση. Η υπηρεσία απαλοιφής αιχμών εξαλείφει τις κυματώσεις και συμβάλλει στην παραγωγή μια σταθερής κυματομορφής. Σε περιπτώσεις όπου η παραγωγή παρουσιάζει απότομες μεταβολές λόγω καιρικών παραγόντων (σύννεφα ή στιγμές νηνεμίας)προκαλώντας ανεπιθύμητες απότομες μεταβολές της τάσης του δικτύου η λειτουργία της μπαταρίας παρέχει ή αποθηκεύει την απαιτούμενη ενέργεια ώστε οι μεταβολές να παραμένουν σε επιτρεπτά επίπεδα. Ουσιαστικά πρόκειται για τη χρονική μετατόπιση της ηλεκτρικής ενέργειας σε επίπεδο ανανεώσιμων πηγών με τη χονδρική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας ενόσω οι τοπικές οριακές τιμές (LMPs) της ενέργειας είναι χαμηλές (συνήθως κατά τις νυχτερινές ώρες) και την πώλησή της πίσω στην χονδρική αγορά ηλεκτρισμού όταν οι τιμές αυτές (LMPs) είναι οι υψηλότερες Τα ανανεώσιμα συστήματα είναι πολλές φορές υποχρεωμένα να διαθέτουν προς το δίκτυο πολύ μικρότερο ποσοστό της συνολικής παραγωγής τους για την εξασφάλιση της ομαλής λειτουργίας του δικτύου. Η χρήση συστημάτων αποθήκευσης επιτρέπει στους διαχειριστές των ανανεώσιμων συστημάτων να εκμεταλλεύονται όλη τη διαθέσιμη ενέργεια. Με βάση την προηγούμενη διαίρεση του δικτύου σε επιμέρους περιοχές και την παρουσίαση των πινάκων υπηρεσιών ανάλογα με τις ενδιαφερόμενες ομάδες συνοψίζονται οι προκλήσεις και τα οφέλη που μπορούν να προκύψουν μέσω της εγκατάστασης συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας κατά μήκος ολόκληρου του δικτύου. 19

Εικόνα 2-3 Προκλήσεις και οφέλη κατά μήκος ολόκληρου του δικτύου [9] 20

3 Τεχνολογίες συστημάτων αποθήκευσης ενέργειας Η τεχνολογία των συστημάτων αποθήκευσης ενέργειας βασίζεται στη διαδικασία μετατροπής μια μορφής ενέργειας( ηλεκτρικής ως επί το πλείστον) σε ενέργεια άλλης μορφής και την αποθήκευσης της ώστε όταν χρειάζεται η αποθηκευμένη ενέργεια μετατρέπεται ξανά σε ηλεκτρική και χρησιμοποιείται. 3.1 Κατηγορίες Τεχνολογιών Οι μορφές της ενέργειας που αποθηκεύονται στο σύστημα αποτελούν μια ευρέως χρησιμοποιούμενη μέθοδο κατηγοριοποίησης των τεχνολογιών υλοποίησης ενός ESS. Όπως φαίνεται και στην εικόνα 2-3 υπάρχουν οι ακόλουθες μορφές: Μηχανική ενέργεια (υδροηλεκτρική ενέργεια, αποθηκευόμενη ενέργεια με μορφή πεπιεσμένου αέρα, τεχνολογία Flywheel). Ηλεκτροχημική ενέργεια (συμβατικές επαναφορτιζόμενες μπαταρίες και μπαταρίες ροής). Ηλεκτρική ενέργεια (πυκνωτές, υπερπυκνωτές, τεχνολογία superconducting magnetic energy storage - SMEs). Θερμοχημική ενέργεια (κυψέλες αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας). Χημική ενέργεια (αποθήκευση υδρογόνου με κυψέλες καυσίμου). Θερμική ενέργεια (αποθήκευση αισθητής/λανθάνουσας θερμότητας). Εικόνα 3-1 Κατηγοριοποίηση των τεχνολογιών των ESS ανάλογα με την μορφή της αποθηκευμένης ενέργειας [10] 21

Εικόνα 3-2 Κατηγοριοποίηση τεχνολογιών αποθήκευσης ενέργειας ανάλογα με την τοποθεσία και τη χωρητικότητα [7] 3.2 Συστήματα Αποθήκευσης με Μπαταρίες Τα τελευταία χρόνια η τεχνολογία των συστημάτων αποθήκευσης με μπαταρίες (BESS) χρησιμοποιείται ευρέως και γνωρίζει συνεχώς μεγάλη αύξηση [11]. Η αποθήκευση ενέργειας γίνεται σε ηλεκτροχημική μορφή και είναι ιδανικές για εφαρμογές παροχής υπηρεσιών μέσω συστημάτων αποθήκευσης [9] καθώς δεν προσφέρουν μόνο ευελιξία στο καύσιμο και περιβαλλοντικά οφέλη, αλλά και ένα μεγάλο αριθμό σημαντικών λειτουργικών οφελών [10]. Μπορούν να ανταποκριθούν πολύ γρήγορα σε αλλαγές φορτίου και να προσφέρουν σταθερότητα δικτύου, ενώ έχουν μεγάλο βαθμό απόδοσης [9]. Γενικά κάθε BESS απαρτίζεται από δύο βασικά τμήματα: το τμήμα αποθήκευσης ενέργειας (Storage Section) και διαφέρει ανάλογα με το είδος της μπαταρίας (Lead-acid, NaS, Lithium-ion) και το τμήμα μετατροπής ισχύος (Power Conversion System, PCS). Στην Εικόνα 3-3 αναπαρίστανται τα επιμέρους τμήματα ενός BESS. Σε αυτή τη διπλωματική θα χρησιμοποιηθούν συστήματα αποθήκευσης με μπαταρίες και πιο συγκεκριμένα μπαταρίες λιθίου (Li-ion Batteries). 22

Εικόνα 3-3 Δομή ενός συστήματος BESS [12] 3.3 Παράμετροι ενός BESS Η λειτουργία των BESS εξαρτάται από πολλούς παράγοντες και οι σημαντικότεροι παρουσιάζονται στον πίνακα 3-1 [1] Παράμετρος Σύμβολο Χωρητικότητα ενέργειας W Β (MWh) Ισχύς Φόρτισης και Εκφόρτισης P Β (MW) Διάρκεια Εκφόρτισης T Β (hours) Αποδοτικότητα Ροής Ενέργειας η (%) Βάθος Φόρτισης DOC (%) Βάθος Εκφόρτισης DOD (%) Διάρκεια ζωής σε κύκλους C L (years) Υποβιβασμός Χωρητικότητας Df (%) Πίνακας 3-1 Παραμέτροι ενός Συστήματος Αποθήκευσης με Μπαταρίες Αναλυτικότερα η μέγιστη χωρητικότητα ορίζεται ως : W B = P B T B (1) και αποτελεί τη μέγιστη χωρητικότητα κάτω από κανονικές συνθήκες λειτουργίας 23

Η αποδοτικότητα ροής ενέργειας αντικατοπτρίζει την ποσότητα της ενέργειας που εξέρχεται από το σύστημα αποθήκευσης σε σχέση με την ποσότητα εκείνης που εισέρχεται και δίνεται από την σχέση (2): η Β = P in P out (2) 3.4 Χαρακτηριστικά Μπαταριών Ιόντων-Λιθίου Η τεχνολογία των μπαταριών λιθίου αποδεικνύεται η αποδοτικότερη για εφαρμογές συστημάτων αποθήκευσης. Η αρχή λειτουργίας τους φαίνεται στην Εικόνα 3-4 όπου γίνεται κατανοητή η ηλεκτροχημική μορφή αποθήκευσης. Εικόνα 3-4 Λειτουργία Μπαταρίας Λιθίου [13] Οι μπαταρίες λιθίου ενδείκνυνται για εφαρμογές όπου ο χρόνος ανταπόκρισης, οι μικρές διαστάσεις και το βάρος του εξοπλισμού είναι σημαντικά [14] [15]. Επίσης η απόδοση των μπαταριών λιθίου μπορεί να φτάσει σε πολύ υψηλές τιμές, ως και 97% [20]. Το βασικό μειονέκτημα είναι πως το βάθος εκφόρτισης επηρεάζει το συνολικό χρόνο ζωής και πολλές φορές αποτελεί απαραίτητη προϋπόθεση η ύπαρξη ενός ξεχωριστού συστήματος ελέγχου για τον έλεγχο της λειτουργίας της [9]. Αναλυτικότερα παρουσιάζονται ορισμένα ενδεικτικά μεγέθη σύμφωνα με υπάρχουσες βιβλιογραφίες [16]. Χαρακτηριστικά μεγέθη μπαταριών λιθίου Χρόνος απόκρισης Μερικά ms Διαστάσεις 1500-10000W/L Βάρος εξοπλισμού 150-2000W/kg Μέγιστη Απόδοση 97% Πίνακας 3-2 Χαρακτηριστικά Μπαταριών Λιθίου 24

Χαρακτηριστικό παράδειγμα χρήσης μπαταριών ιόντων-λιθίου αποτελεί η υποστήριξη ενός αιολικού πάρκου εγκατεστημένης ισχύος 98MW το 2011 μέσω της εγκατάστασης συστήματος μπαταριών ιόντνων-λιθίου 32MW/8MWh [17] [18]. Εικόνα 3-5 Εγκατάσταση μπαταριών λιθίου σε αιολικό πάρκο στην Αμερική [12] Τέλος, η τιμή της μπαταρίας αποτελεί κύριο παράγοντα επιλογής της τεχνολογίας αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας. Η πρόβλεψη για μείωση της τιμής της μπαταρίας τα επόμενα 10 χρόνια ως και 50% καθορίζει την επιλογή των μπαταριών λιθίου για τις υπηρεσίες που θα μελετηθούν στα επόμενα κεφάλαια [19]. Από αυτή τη στιγμή όποτε γίνεται αναφορά σε συστήματα αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας θα εννοείται η χρήση συστημάτων με τεχνολογία μπαταριών ιόντων-λιθίου. 25

4 Οικονομικά Δεδομένα Η οικονομική ανάλυση καθορίζει ουσιαστικά την πραγματοποίηση ή μη μιας επένδυσης σε συστήματα αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας. Σε αυτήν την ενότητα παρουσιάζεται το συνολικό κόστος εγκατάστασης και λειτουργίας ενός BESS, η κατηγοριοποίηση των κερδών καθώς και ορισμένοι οικονομικοί δείκτες, ενδεικτικοί για την αξιολόγηση μιας επένδυσης. 4.1 Συνολικό Κόστος Συστημάτων αποθήκευσης Ηλεκτρικής Ενέργειας Τα συνολικά κόστη ενός BESS κατά την διάρκεια του κύκλου ζωής του αποτελούνται από δυο κύρια μέρη: το συνολικό κεφαλαιουχικό κόστος (plant capital cost) το οποίο αποτελεί την εφάπαξ επένδυση η οποία καθιστά λειτουργικό το σύστημα και τα λειτουργικά κόστη (storage operating cost) τα οποία προκύπτουν καθ όλη την διάρκεια ζωής αυτού. Από την μεριά τους τα λειτουργικά κόστη διαχωρίζονται σε δυο επιμέρους τμήματα ανάλογα της εξάρτησής τους από την ενέργεια την οποία διαχειρίζεται το σύστημα. Συγκεκριμένα υπάρχουν τα σχετιζόμενα με την ενέργεια κόστη τα οποία αντικατοπτρίζουν τα έξοδα του συστήματος για την αγορά της απαραίτητης ενέργειας με την οποία φορτίζεται (charging costs). Αντίθετα, τα λειτουργικά κόστη τα οποία είναι ανεξάρτητα της ενέργειας που αποθηκεύεται στο σύστημα συμπεριλαμβάνουν τουλάχιστον τέσσερα επιμέρους τμήματα: τα κόστη μισθοδοσίας (labor of plant), τα κόστη λειτουργίας και συντήρησης (operating and maintenance costs), καθώς και τα κόστη αντικατάστασης (replacement costs) και απόρριψης/ανακύκλωσης (recycling/disposal costs) των επιμέρους τμημάτων του συστήματος. Στην συνέχεια της συγκεκριμένης ενότητας θα πραγματοποιηθεί ο αναλυτικός τρόπος υπολογισμού των επιμέρους κατηγοριών κόστους όπως αυτές αναφέρθηκαν προηγουμένως [11]. Συνολικό κεφαλαιουχικό κόστος (Total Capital Cost) Το συνολικό κεφαλαιουχικό κόστος (TCC) εκτιμά τα συνολικά κόστη που πρέπει να καλυφθούν για την αγορά, την εγκατάσταση και την παράδοση μίας μονάδας ενός ESS, συμπεριλαμβάνοντας: τα συνολικά κόστη του συστήματος μετατροπής ισχύος (TC PCS ), τα συνολικά κόστη του τμήματος αποθήκευσης ενέργειας (TC stor ) και τα συνολικά κόστη εγκατάστασης της μονάδας (TC BOP ). Η αναλυτική έκφραση υπολογισμού είναι η εξής: TCC = TC PCS + TC stor + TC BOP [ ] (3) Τo κόστος του συστήματος μετατροπής ισχύος (C PCS ) ενός ESS κατά κανόνα εκφράζεται σε μονάδες ισχύος [$/kw] και περιλαμβάνει τις δαπάνες για τις διασυνδέσεις ισχύος και τα ηλεκτρονικά ισχύος όπως οι μετατροπείς και οι ανορθωτές. Tα συνολικά κόστη του συστήματος μετατροπής ισχύος μπορούν να υπολογιστούν με τον ακόλουθο τρόπο: TC PCS = P B C PCS [ ] (4) 26

Το κόστος σχετικά με την αποθήκευση ενέργειας (C stor ) αποτελείται από τη δαπάνη για να κατασκευαστούν οι τράπεζες ή οι δεξαμενές αποθήκευσης ενέργειας και εκφράζεται σε μονάδες αποθηκευμένης ή παρεχόμενης ενέργειας [$/kwh]. Τα συνολικά κόστη του τμήματος αποθήκευσης ενέργειας μπορούν να υπολογιστούν με τον ακόλουθο τρόπο: TC stor = W B C stor [ ] (5) Το κόστος εγκατάστασης της μονάδας (C BOP ) περιέχει όλες τις δαπάνες για τη μηχανολογική σχεδίαση του έργου, τη διασύνδεση με το δίκτυο και την ενσωμάτωση στο συνολικό σύστημα, την μόνωση του ESS και τις προστατευτικές διατάξεις όπως οι διακόπτες και οι ασφάλειες. Επιπλέον, περιλαμβάνει τις δαπάνες για τη διαχείριση των κατασκευών, των γεωγραφικών εκτάσεων και της πρόσβασης, την οικοδόμηση και τη θεμελίωση, τα συστήματα ψύξης και τις αντλίες κενού, τα συστήματα ελέγχου και παρακολούθησης για τον έλεγχο της τάσης και της συχνότητας και τα κόστη μεταφοράς και εγκατάστασης. Το κόστος εγκατάστασης της μονάδας μπορεί να εκφραστεί είτε σε μονάδες ισχύος [$/KW], είτε σε μονάδες ενέργειας [$/KWh]. Τα συνολικά κόστη εγκατάστασης της μονάδας μπορούν να υπολογιστούν με τον ακόλουθο τρόπο: TC BOP = P B C BOP [ ] (6) Συνολικό Λειτουργικό Κόστος (Total Lifecycle Cost) Το συνολικό λειτουργικό κόστος είναι ο πιο σημαντικός δείκτης για την αξιολόγηση και σύγκριση διαφορετικών συστημάτων αποθήκευσης ενέργειας. Το TLC όπως αναφέρθηκε και στην εισαγωγή της ενότητας συμπεριλαμβάνει όλες τις δαπάνες που είναι σχετικές με: την πάγια και μεταβλητή λειτουργία και συντήρηση (fixed/ variable O&M), την αντικατάσταση, την αναβάθμιση και την ανακύκλωση του BESS. Η έκφρασή του παρουσιάζεται στην ακόλουθη εξίσωση: TLC = TC O&M + TC R,PCS + TC R,stor [ ] (7) Τα συνολικά O&M κόστη προκύπτουν από την εγκατεστημένη χωρητικότητα πολλαπλασιασμένη με το πάγιο λειτουργικό κόστος ( /kw-year) και τη συνολική ενέργεια που ανταλλάσσεται από και προς το BESS πολλαπλασιασμένη με το μεταβλητό λειτουργικό κόστος ( /MWh) TC O&M = C FOM W B + C VOM total energy [ ] (8) 27

Η αναβάθμιση και η αντικατάσταση ενός BESS έχουν ιδιαίτερη σημασία και επεξηγούνται αναλυτικότερα σε επόμενο κεφάλαιο. 4.2 Κατηγοριοποίηση Κερδών Η λειτουργία των συστημάτων αποθήκευσης μπορεί να προσφέρει πολλά πλεονεκτήματα στη λειτουργία των δικτύων ηλεκτρικής ενέργειας. Τα πλεονεκτήματα αυτά προκύπτουν από τη δυνατότητα αυτών των συστημάτων να προσφέρουν λύση στο πρόβλημα του ετεροχρονισμού της προσφοράς και της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας με τη διττή λειτουργία (φόρτιση-εκφόρτιση) που μπορούν να έχουν. Στο πλεονέκτημα αυτό βασίζονται διάφορες λειτουργίες ενός συστήματος αποθήκευσης. Μια προσπάθεια κατηγοριοποίησης των κερδών που μπορούν να προκύψουν από τις λειτουργίες αυτές παρουσιάζεται παρακάτω. 1. Κέρδη ισχυρής συσχέτισης με την αγορά ηλεκτρικής ενέργειας Σε αυτή την κατηγορία των κερδών η αγορά ηλεκτρικής ενέργειας στα πλαίσια της οποίας λειτουργεί το σύστημα αποθήκευσης καθορίζει τόσο ποιοτικά όσο και ποσοτικά τα κέρδη που μπορούν να προκύψουν. Αυτό γίνεται από ειδικά διαμορφωμένους ανταποδοτικούς μηχανισμούς που αναπτύσσει και ελέγχει η αγορά ηλεκτρικής ενέργειας για την επίτευξη συγκεκριμένων λειτουργιών (services) [21]. Το σύστημα αποθήκευσης είναι υποχρεωμένο να ανταποκρίνεται σε σήματα και απαιτήσεις του δικτύου ανά πάσα χρονική στιγμή με τα κέρδη που προκύπτουν να εξαρτώνται από την ικανότητα του να τηρεί τις υποχρεώσεις του αυτές ως προς το δίκτυο [22]. Παραδείγματα τέτοιων λειτουργιών είναι η λειτουργία στήριξης του δικτύου σε περιπτώσεις blackout (black start capability) [13], η λειτουργία της ρύθμισης συχνότητας (frequency regulation) [13] και η λειτουργία αποσυμφόρησης του δικτύου (congestion relief) [13]. Σε κάθε περίπτωση, η δομή της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας είναι αρκετά διαφορετική σε κάθε χώρα,κάθε περιοχή ακόμα και κάθε πάροχο υπηρεσιών δικτύου. Η εξέλιξη υπαρχόντων αγορών προς το μέρος των τεχνολογιών αποθήκευσης και των λειτουργιών που μπορούν να προσφέρουν βρίσκεται σε ποικίλα στάδια ανά τον κόσμο με κάποιες αγορές να έχουν τις έχουν ήδη εντάξει στη δομή τους, άλλες να βρίσκονται σε μεταβατικό στάδιο και άλλες να μην τις έχουν αναπτύξει ακόμα [23]. 2. Κέρδη ήπιας/μηδενικής σύνδεσης με την αγορά ηλεκτρικής ενέργειας Σε αυτή την κατηγορία ανήκουν τα κέρδη που μπορούν να προκύψουν χωρίς την ύπαρξη κάποιου στοχευμένου ανταποδοτικού μηχανισμού. Η λειτουργία των συστημάτων αποθήκευσης μπορεί να οδηγήσει σε αποφυγή ή καθυστέρηση αντικατάστασης εξοπλισμού των δικτύων μεταφοράς και διανομής. Ως κέρδη σε αυτές τις περιπτώσεις δεν προκύπτουν ταμειακές ροές εισόδων προς τους διαχειριστές αλλά μειώνονται οι αντίστοιχες ταμειακές ροές εξόδων για τα επόμενα χρόνια. Άλλες λειτουργίες των συστημάτων αποθήκευσης που μπορούν να δημιουργήσουν κέρδη αυτής της κατηγορίας είναι η λειτουργία μείωσης των απωλειών δικτύου αλλά και ο περιορισμός της διακοπτόμενης λειτουργίας των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας. Η παρούσα διπλωματική εργασία θα βασιστεί σε αυτή την 28

κατηγορία κερδών ώστε να παρουσιάσει τα περιθώρια κέρδους των συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας για το σύνολο των αγορών είτε έχουν εισάγει κανόνες για αυτά τα συστήματα είτε όχι. 3. Μακροοικονομικά κέρδη Όπως καταδεικνύεται και από τον τίτλο τα κέρδη αυτά αφορούν στη μακροοικονομική σκοπιά μια οικονομικής ανάλυσης. Είναι πολύ δύσκολο να υπολογιστούν όταν η ανάλυση αφορά ένα μικρό κομμάτι του συνολικού δικτύου ηλεκτρικής ενέργειας. Για παράδειγμα, η αύξηση των συστημάτων αποθήκευσης μπορεί να οδηγήσει σε κάλυψη αιχμών φορτίου τις οποίες το δίκτυο αντιμετώπιζε με λειτουργία σταθμών αιχμής οι οποίοι παράγουν με πολύ υψηλή τιμή/mwh με αποτέλεσμα να μπορεί να επωφεληθεί οικονομικά. Επίσης, ικανός αριθμός συστημάτων μπορεί να επιφέρει ακόμα και αποφυγή εγκατάστασης ολόκληρων παραγωγικών μονάδων οι οποίες έπρεπε να ενταχτούν και να κοστίσουν μεγάλα χρηματικά ποσά. Καθίσταται σαφές, λοιπόν, πως τέτοιου είδους κέρδη δεν μπορούν να εξεταστούν στα πλαίσια αυτής της διπλωματικής εργασίας. 4. Γενικά κέρδη Για αυτή την κατηγορία τα κέρδη που προκύπτουν δεν αποτελούν χρηματικά κέρδη σε άμεση ανταπόδοση. Πρόκειται για κέρδη που έχουν γενικά και ορισμένες φορές ασαφή όρια. Τέτοιου είδους κέρδη είναι τα περιβαλλοντικά που μπορούν να προκύψουν από τη λειτουργία των συστημάτων αποθήκευσης όπως η μείωση των αέριων εκπομπών ρύπων, η καλύτερη αξιοποίηση της πράσινης ενέργειας καθώς και η απεμπλοκή από συγκεκριμένους τύπους καυσίμων. Τέλος εμπεριέχονται και τα κέρδη της μεταστροφής των δικτύων στα λεγόμενα έξυπνα δίκτυα (smart grids) καθώς και τα πλεονεκτήματα που προκύπτουν από αυτή τους τη λειτουργία στην αντιμετώπιση προβλημάτων που μπορούν να παρουσιαστούν από τεχνολογικές εξελίξεις και προκλήσεις του μέλλοντος. Είναι φανερό πως τέτοιου είδους κέρδη είναι αδύνατον να αποτιμηθούν στα πλαίσια της παρούσας διπλωματικής εργασίας. 4.3 Οικονομικοί δείκτες αξιολόγησης Αρχικά κάθε οικονομική αξιολόγηση σχετίζεται άμεσα με την αγορά ηλεκτρικής ενέργειας στην οποία πραγματοποιείται. Το προεξοφλητικό επιτόκιο, ο δείκτης πληθωρισμού καθώς και ο συντελεστής φορολογίας καθορίζονται από την αγορά και επηρεάζουν την οικονομική ανάλυση. Στον πίνακα 4-1 παρουσιάζονται αυτά τα δεδομένα [3] Οικονομικά Δεδομένα Προεξοφλητικό Επιτόκιο (i) 10% Δείκτης Πληθωρισμού (a) 2% Συντελεστής Φορολογίας (F t) 35% Πίνακας 4-1 Οικονομικοί Δείκτες Αξιολόγησης 29

Γενικά: Τα αποτελέσματα που θα εξαχθούν από τη διαδικασία της τεχνικής ανάλυσης και προσομοίωσης θα είναι σε μορφή σεναρίων εγκατάστασης συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας με διαφορετική λειτουργία (operation schedule), σημεία εγκατάστασης (siting), μέγεθος (size and capacity) και αριθμό (number of BESS). Όλα αυτά τα διαφορετικά σενάρια εγκατάστασης θα πρέπει να μπορούν να συγκριθούν μεταξύ τους σε κοινή βάση για την εξαγωγή συγκριτικών αποτελεσμάτων. Για το λόγο αυτό θα γίνει αξιολόγηση τους σε μορφή επενδυτικών σεναρίων με τη χρήση των παρακάτω τριών δεικτών : 1. Καθαρή Παρούσα Αξία (NPV- Net Present Value) Αντιπροσωπεύει το πλεόνασμα ή το έλλειμμα των χρηματικών ταμειακών ροών εσόδων σε σχέση με τις αντίστοιχες ταμειακές ροές εξόδων σε επίπεδο παρούσας αξίας. Για τον υπολογισμό της παραμέτρου χρησιμοποιείται ο παρακάτω τύπος : T NPV = B t C t (1 + i) t C 0 t=0 (9) Όπου ο όρος B t και ο όρος C t είναι τα ετήσια έσοδα και τα ετήσια έξοδα αντίστοιχα, C 0 το αρχικό κεφάλαιο της εξεταζόμενης μελέτης, ο όρος i αντιπροσωπεύει το επιτόκιο ανάλυσης ώστε να έχουμε την αναγωγή σε παρούσα αξία και τέλος ο όρος T αντιπροσωπεύει τα χρόνια οικονομικής μελέτης της επένδυσης ενώ ο t είναι το έτος μελέτης. Τα αποτελέσματα μεταφράζονται ως εξής : NPV>0: Ο επενδυτής σε βάθος T χρόνων κερδίζει σε κεφάλαιο από τη συγκεκριμένη επένδυση. NPV=0: Ο επενδυτής σε βάθος T χρόνων θα ξοδέψει το ίδιο κεφάλαιο με το κεφάλαιο που θα του αποφέρει η συγκεκριμένη επένδυση. NPV<0: Ο επενδυτής σε βάθος T χρόνων χάνει σε κεφάλαιο από τη συγκεκριμένη επένδυση. Είναι σαφές πως μια επένδυση θα πρέπει να έχει θετική καθαρή παρούσα αξία για να θεωρηθεί επικερδής και η τιμή της να είναι αρκετά μεγαλύτερη από το μηδέν για να θεωρηθεί ελκυστική. 2. Λόγος Οφέλους-Κόστους (BCR- Benefit-Cost Ratio) Ο λόγος αυτός επιδιώκει τον προσδιορισμό της σχέσης που συνδέει το κόστος και το όφελος μιας εξεταζόμενης επένδυσης. Είναι ένας όρος που χρησιμοποιείται συχνά στην εταιρική χρηματοοικονομική. Ο τρόπος υπολογισμού του περιγράφεται από την παρακάτω εξίσωση : 30

BCR = T B t t=0 (1+i) t T C t t=0 (1+i) t (10) Οι όροι έχουν την ίδια μετάφραση με αυτούς της εξίσωσης καθαρής παρούσας αξίας. Τα αποτελέσματα μεταφράζονται αντίστοιχα με αυτά του δείκτη NPV : BCR>1: Η καθαρή παρούσα αξία (NPV) των κερδών της επένδυσης είναι μεγαλύτερη της καθαρής παρούσας αξίας (NPV) των εξόδων της επένδυσης για την περίοδο των T χρόνων της ανάλυσης. BCR=1: Η καθαρή παρούσα αξία (NPV) των κερδών της επένδυσης είναι ίση με την καθαρή παρούσα αξία (NPV) των εξόδων της επένδυσης για την περίοδο των T χρόνων της ανάλυσης. BCR<1: Η καθαρή παρούσα αξία (NPV) των κερδών της επένδυσης είναι μικρότερη της καθαρής παρούσας αξίας (NPV) των εξόδων της επένδυσης για την περίοδο των T χρόνων της ανάλυσης. Πιο απλά για ένα επενδυτικό σενάριο με BCR ίσο με 5 γίνεται κατανοητό πως για κάθε ένα ευρώ που ξοδεύεται, πέντε ευρώ εισπράττονται ως κέρδη. Για να θεωρηθεί μια επένδυση επικερδής θα πρέπει ο δείκτης να είναι μεγαλύτερος του ένα και για να θεωρηθεί ελκυστική θα πρέπει να είναι αρκετά μεγαλύτερος της μονάδας. 3. Περίοδος Αποπληρωμής (PP- Payback Period) Όπως δηλώνει και ο όρος είναι η απαιτούμενη χρονική περίοδος που απαιτείται για να εισπραχτεί το ποσό που ξοδεύτηκε κατά την έναρξη μιας επένδυσης. Είναι ένας σημαντικός παράγοντας που περιγράφει μια επένδυση καθώς είναι σύνηθες να θεωρούνται ελκυστικές οι επενδύσεις με χαμηλή περίοδο αποπληρωμής. Πρέπει να αναφερθεί, όμως, πως ο συγκεκριμένος δείκτης αγνοεί την χρονική αξία του χρήματος σε αντίθεση με τους δύο παραπάνω δείκτες. Για ισοσταθμισμένα ετήσια κέρδη και έξοδα η περίοδος αποπληρωμής μπορεί να υπολογιστεί από την παρακάτω εξίσωση : PP = SC B C (11) Όπου ο όρος SC είναι το αρχικό κεφάλαιο επένδυσης, B και C τα ετήσια κέρδη και κόστη αντίστοιχα. 31

5 Είσοδοι Μοντέλου Μελέτης Εισαγωγή Το μοντέλο που αναπτύχτηκε στα πλαίσια της διπλωματικής εργασίας με σκοπό την ανάλυση διάφορων σεναρίων λειτουργιών και τοπολογιών δικτύου απαιτεί ορισμένες παραμέτρους απαραίτητες για την προσομοίωση και την εξαγωγή συμπερασμάτων. Οι μεταβλητές εισόδου μπορούν να κατηγοριοποιηθούν σε τρεις κύριες ομάδες στοιχείων οι οποίες αναλύονται παρακάτω. 5.1 Τοπολογία Δικτύου Διανομής (DN Configuration) Για τις απαραίτητες προσομοιώσεις ήταν αναγκαία η ύπαρξη ενός αναλυτικού μοντέλου δικτύου διανομής το οποίο θα αποτελούσε τη βάση του μοντέλου δοκιμής (case study). Επιλέχτηκε το δίκτυο 33 ζυγών από τα μοντέλα του οργανισμού IEEE [24] ως κατάλληλο για ερευνητικούς σκοπούς καθώς και λόγω της ευρείας χρήσης του και αναγνωρισημότητας από την επιστημονική κοινότητα. Οι πλήρεις αναλυτικές τιμές όλων των στοιχείων που απαρτίζουν το δίκτυο υπάρχουν στο παράρτημα. Παρακάτω παρουσιάζονται ορισμένα βασικά στοιχεία του δικτύου: IEEE Case 33 Αριθμός Ζυγών 33 Αριθμός Γραμμών (Branches) 32 Ονομαστική Τάση 12.66 kv Συνολικό Φορτίο Ενεργού Ισχύος 3.9 MW Συνολικό Φορτίο Αέργου Ισχύος 2.4 MVAr Μονάδες Διανεμημένης Παραγωγής 0 Πίνακας 5-1 Βασικά στοιχεία του case 33 Επίσης παρουσιάζεται και η μορφή του συγκεκριμένου δικτύου σε μονογραμμική μορφή: 32

Εικόνα 5-1 Μονογραμμικό σχέδιο case 33 5.2 Διακύμανση Φορτίου Συστήματος (Load Variation) Η μελέτη ενός συστήματος αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας βασίζεται στην απλή και συνάμα σπουδαία ιδιότητα των συστημάτων αυτών να μετατοπίζουν χρονικά, ποσά ενέργειας [13]. Καθίσταται, λοιπόν, βασική η έννοια του χρόνου σε μια τέτοια ανάλυση. Άρα, είναι εξίσου απαραίτητη και η αντίστοιχη χρονική μεταβολή των φορτίων που συνθέτουν το εξεταζόμενο δίκτυο διανομής. Το δίκτυο IEEE-33 αποτελεί ένα στιγμιότυπο του δικτύου μέσα στο χρόνο συνεπώς απαιτείται η πρόσδωση χρονικής μεταβολής η οποία επιτυγχάνεται από τη χρήση πραγματικών δεδομένων μετρήσεων. Με τον τρόπο αυτό το φορτίο του δικτύου ακολουθεί καμπύλες φορτίου οι οποίες προέκυψαν από δεδομένα που πάρθηκαν από την περιοχή της California για τη διάρκεια του έτους 2015 [25]. Στο σχήμα 5-2 παρουσιάζεται η μορφή των καμπυλών αυτών για τη διάρκεια ενός έτους. Τα δεδομένα μετρήσεων μετατράπηκαν σε τιμές βάσης ώστε να προκύψουν καμπύλες ανεξάρτητες του μεγέθους του φορτίου, διατηρώντας μόνο τη σχετική τους μεταβολλή (levelized curves). Η πρόσδοση συγκεκριμένων τιμών έγινε από τις τιμές φορτίων του δικτύου διανομή. Τα δεδομένα είχαν δειγματοληψία σε επίπεδο ώρας. 33

Εικόνα 5-2 Απεικόνιση φορτίου της California στη διάρκεια ενός έτους 5.3 Διακύμανση Παραγωγής Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (Renewable Generation Variation) Η διανεμημένη παραγωγή διαδραματίζει σπουδαίο ρόλο στα πλαίσια της ανάλυσης συνεπώς είναι απαραίτητα και τα χρονικά μεταβαλλόμενα επίπεδα παραγωγής για τη διάρκεια ενός έτους. Στην πλαίσια της ανάλυσης εξετάστηκαν φωτοβολταϊκές εγκαταστάσεις με τα επίπεδα παραγωγής να αντιπροσωπεύουν περιοχές με υψηλό δυναμικό ηλιακής ακτινοβολίας. Τα δεδομένα πάρθηκαν από ερευνητικό φωτοβολταικό πλαίσιο που βρίσκεται στην περιοχή Vanrhynsdorp της Νότιας Αφρικής για το έτος 2015 [26]. Αξίζει να σημειωθεί πως έγιναν οι κατάλληλες τροποποιήσεις ώστε τα δεδομένα να αναχθούν σε αντίστοιχα δεδομένα φωτοβολταϊκής εγκατάστασης στο βόρειο ημισφαίριο. Τα δεδομένα είχαν δειγματοληψία σε επίπεδο λεπτού (1440 τιμές/μέρα). 5.4 Κατάπτωση Χωρητικότητας/Γήρανση Μπαταριών (Battery Degradation) Όπως αναφέρθηκε στην Ενότητα 3 η διπλωματική εργασία θα εξετάσει συστήματα αποθήκευσης αποτελούμενα από ηλεκτρικούς συσσωρευτές/μπαταρίες ιόντων λιθίου. Ένας χαρακτηριστικός παράγοντας των συστημάτων αυτής της τεχνολογίας είναι η σταδιακή μείωση της ονομαστικής χωρητικότητας εξαρτώμενη από τη συνολική χρήση ή τον αριθμό ενεργειακών κύκλων που εκτελεί, καθώς και μιας σωρείας άλλων παραγόντων όπως το επίπεδο φόρτισης και εκφόρτισης, η θερμοκρασία κ.α. [27]. Στην κατεύθυνση αυτή έχει υπάρξει μεγάλο επιστημονικό ενδιαφέρον και έχουν προταθεί πολλοί τρόποι εκτίμησης του παράγοντα γήρανσης [28] [29]. Στα πλαίσια της συγκεκριμένης ανάλυσης θα θεωρηθεί γραμμική σχέση που συνδέει τους ενεργειακούς κύκλους ενός συστήματος μπαταριών και 34

Ποσοστό Αρχικής Χωρητικότητας (%) της μείωσης χωρητικότητας. Επίσης, η γραμμική αυτή πτώση της χωρητικότητας θα συνδέει το μέγιστο επιτρεπόμενο αριθμό ενεργειακών κύκλων με την ελάχιστη τιμή χωρητικότητας η οποία θα σηματοδοτεί και την αντικατάσταση της μπαταρίας. Με τον τρόπο αυτό θα υπάρχει μια γενική εικόνα της επίπτωσης του φαινομένου χωρίς την ανάγκη πρόσθετης ανάλυσης σε μεγάλο βάθος η οποία για το εύρος της μελέτης αυτής της εργασίας θα ήταν ασύμφορη. Παρακάτω παρουσιάζεται η γραφική απεικόνιση της σχέσης για τα δεδομένα που θεωρήθηκαν ως είσοδοι. 120 Linear Degradation 100 80 60 40 Καμπλύλη Κατάπτωσης 20 0 Όριο Αντικατάστασης Μέγιστος Αριθμός Κύκλων Λειτουργίας Αριθμός Κύκλων Μπαταρίας Εικόνα 5-3 Διάγραμμα Κατάπτωσης Χωρητικότητας της Μπαταρίας 35

6 Εξεταζόμενες Λειτουργίες Συστήματος Γενικά Όπως περιεγράφηκε και στην Ενότητα 3 τα συστήματα αποθήκευσης είναι ικανά να αντιμετωπίσουν προβλήματα και να δώσουν λύσεις σε όλα τα μήκη και πλάτη του ενεργειακού χάρτη τόσο σε επίπεδο διαφορετικών εφαρμογών αλλά και επίπεδο διαφορετικών τάσεων λειτουργίας σε ένα ηλεκτρικό δίκτυο [13]. 6.1 Λειτουργίες σχετικές με το δίκτυο Η ανάλυση που ακολουθήθηκε στη συγκεκριμένη διπλωματική αφορούσε λειτουργίες των συστημάτων σε επίπεδο δικτύου διανομής. Η επιλογή αυτή έγινε κυρίως λόγω της μεγάλης έκτασης των δικτύων διανομής σε συνδυασμό με τα προβλήματα που έχουν προκύψει τα τελευταία χρόνια λόγω της αυξημένης εγκατεστημένης ισχύος μονάδων διανεμημένης παραγωγής σε αυτά. Επίσης, με την επιλογή αυτή καθίσταται δυνατή η ανάλυση τόσο των σχέσεων συστημάτων αποθήκευσης δικτύων διανομής όσο και των συστημάτων αποθήκευσης - μονάδων διανεμημένης παραγωγής. Παράλληλα, με την επιλογή αυτή, είναι δυνατή η ανάλυση συστημάτων αποθήκευσης αξιοποιώντας την τεχνική των στοιβαγμένων λειτουργιών (stacked services) για τη διερεύνηση πιθανών κερδών που μπορούν να προκύψουν. Με βάση αυτές τις παραμέτρους επιλέχτηκαν να συμπεριληφθούν στην ανάλυση οι παρακάτω λειτουργίες για τις οποίες ακολουθεί αναλυτική περιγραφή και ανάλυση τεχνοοικονομικών παραμέτρων. 6.1.1 Υποστήριξη Τάσης (Voltage Support) Η διατήρηση της τάσης του δικτύου ανάμεσα σε συγκεκριμένα και προκαθορισμένα όρια που υπαγορεύονται από συγκεκριμένα πρότυπα ποιότητας είναι ένα από τα κύρια προβλήματα που έχουν να αντιμετωπίσουν οι διαχειριστές των δικτύων διανομής. Όπως αναφέρθηκε και παραπάνω, η όλο και αυξανόμενη ανάγκη για τεχνολογίες παραγωγής αλλά και κατανάλωσης χαμηλής ανθρακικής επίπτωσης (low carbon technologies) με κύρια παραδείγματα τις μονάδες διανεμημένης παραγωγής από μεριάς παραγωγής και τα ηλεκτρικά αυτοκίνητα από μεριάς κατανάλωσης οδηγούν στην όξυνση του προβλήματος. Αυτό συμβαίνει διότι δημιουργούνται τροποποιήσεις στη ροή ισχύος με εμφάνιση αμφίδρομής ροής σε δίκτυα διανομής τα οποία είχαν αρχικά μελετηθεί και κατασκευαστεί για μονόδρομη ροή ισχύος [30]. Για τη λύση του συγκεκριμένου προβλήματος έχουν προταθεί αρκετοί διορθωτικοί μηχανισμοί. Η ενίσχυση του δικτύου είναι μια από αυτές τις λύσεις αλλά στα πλαίσια μιας ενεργειακής σκακιέρας που εμπλέκει όλο και περισσότερους παίκτες καθίσταται αναποτελεσματική και οικονομικά ασύμφορη. Επίσης, η λειτουργία των μεταβαλλόμενων μεταγωγέων των μετασχηματιστών του υποσταθμού δεν μπορεί να αντιμετωπίσει στοχευμένα προβλήματα. 36

Για το λόγο αυτό η εγκατάσταση συστημάτων αποθήκευσης εμφανίζεται ενθαρρυντική καθώς προσφέρει ένα δυναμικό χαρακτήρα στη λειτουργία του δικτύου, ικανό να αντιμετωπίσει τις ανεπιθύμητες μεταβολές της τάσης εκτός ορίων. Σε ανάλυση που ακολουθεί σε αντίστοιχη ενότητα προκειμένου να αξιολογήσουμε οικονομικά τα οφέλη που μπορούν να προκύψουν από τη λειτουργία της στήριξης τάσης γίνεται η εξής παραδοχή: Ο διαχειριστής του δικτύου διανομής προκειμένου να αντιμετωπίσει το πρόβλημα κυμάτωσης της τάσης θα εξετάζει δύο σενάρια. Το πρώτο θα αφορά στην εγκατάσταση συμβατικού εξοπλισμού αντιστάθμισης (πυκνωτές ή και πηνία) ανάλογα με τις ανάγκες άεργου ισχύος για την επίτευξη τάσεων εντός ορίων. Το δεύτερο θα αφορά στην εγκατάσταση συστημάτων αποθήκευσης ενέργειας ώστε να έχει παρόμοια αποτελέσματα. Γίνεται κατανοητό πως τα κέρδη που προκύπτουν από τη συγκεκριμένη λειτουργία αφορούν κέρδη από αποφυγή της εγκατάστασης του πρώτου σεναρίου. Συνεπώς σε συμπτυγμένη μαθηματική μορφή προκύπτει : VSP = Q Q cost FCR BESS cost (12) VSP : Voltage Support Profit, Κέρδος λειτουργίας στήριξης τάσης Q : Απαιτούμενη ισχύς αέργου ισχύος εγκατάστασης για αντιστάθμιση σε MVAr Q cost : Τιμή μονάδας αέργου ισχύος εγκατάστασης για αντιστάθμιση σε /MVAr FCR : Fixed Charge Rate, περιλαμβάνει όλα τα στοιχεία απαραίτητα για μονοετή αναγωγή [3] BESS cost : Κόστος εγκατάστασης και λειτουργίας του συνολικού συστήματος αποθήκευσης Επισημαίνεται πως η διάρκεια ζωής του εξοπλισμού που προκύπτει από το σενάριο ένα έχει ληφθεί ως 10 χρόνια, μετά από το πέρας τον οποίων θα πρέπει να γίνει αντικατάσταση. Επίσης, το κόστος συντήρησης του σεναρίου ένα περιλαμβάνεται στην τιμή Q cost. Τέλος, ο αναλυτικός τρόπος υπολογισμού του όρου BESS cost υπάρχει στην Ενότητα 3. 6.1.2 Αναβολή Αναβάθμισης Εξοπλισμού (Investment Deferral) Ο διαχειριστής ενός δικτύου είναι υποχρεωμένος να εξυπηρετεί τα φορτία τα οποία είναι συνδεδεμένα στο δίκτυο κάθε στιγμή. Αυτό ισοδυναμεί σε περιορισμούς οι οποίοι θέτονται λόγω του εξοπλισμού του δικτύου όπως τα θερμικά όρια των γραμμών μεταφοράς (είτε εναέριες είτε υπόγειες), τις ονομαστικές τιμές λειτουργίες των μετασχηματιστών και των μέσων προστασίας. Όπως είναι γνωστό, το φορτίο του δικτύου δεν είναι σταθερό ούτε σε 37

επίπεδο ώρας αλλά ούτε σε μεγαλύτερα χρονικά διαστήματα δημιουργώντας έτσι ένα σύνθετο πρόβλημα για το διαχειριστή. Το γεγονός αυτό σε συνδυασμό με την όλο και αυξημένη διείσδυση μονάδων διανεμημένης παραγωγής δημιουργεί σοβαρά προβλήματα στα λεγόμενα κρίσιμα σημεία του δικτύου [31]. Τα κρίσιμα αυτά σημεία συνιστούν συνήθως γραμμές ισχύος οι οποίες αναλαμβάνουν μεγάλο ποσοστό της μεταφερόμενης ισχύος σε σχέση με τις υπόλοιπες του δικτύου (bottlenecks) με αποτέλεσμα ορισμένες ημέρες ή ακόμα και ώρες ενός έτους να οδηγούνται σε υπερφόρτιση. Το γεγονός πως η αναβάθμιση των γραμμών αυτών είναι αρκετά ακριβή, με το κόστος να ξεπερνά το ένα εκατομμύριο ευρώ για τυπικές τιμές αναβάθμισης γραμμής δικτύου διανομής [32], καθώς και το μικρό χρονικό διάστημα που συναντάται το πρόβλημα αυτό καθιστούν τη συγκεκριμένη λειτουργία αρκετά δελεαστική για ένα σύστημα αποθήκευσης. Τα κέρδη που δημιουργούνται από αυτή τη λειτουργία ανήκουν στην κατηγορία κερδών μη εξαρτώμενων από την αγορά ηλεκτρικής ενέργειας όπως παρουσιάστηκε στην Ενότητα 4. Η μαθηματική έκφραση που περιγράφει τα κέρδη είναι ίδια με τη λειτουργία της υποστήριξης τάσης και δίνεται από τη σχέση : IDP = UG cost FCR (13) IDP : Voltage Support Profit, Κέρδος λειτουργίας στήριξης τάσης UG cost : UpGrade cost, Κόστος για την αναβάθμιση η οποία αποφεύγεται FCR : Fixed Charge Rate, περιλαμβάνει όλα τα στοιχεία απαραίτητα για μονοετή αναγωγή [3] BESS cost : Κόστος εγκατάστασης και λειτουργίας του συνολικού συστήματος αποθήκευσης 6.2 Λειτουργίες σχετικές με τη παραγωγή ΑΠΕ Ο διαχειριστής του δικτύου διανομής επιβάλλει περιορισμούς στην παραγωγή των μονάδων ανανεώσιμων πηγών ενέργειας ώστε να επιτύχει μια ομαλή λειτουργία για το δίκτυο. Αυτό συμβαίνει διότι στην πλειονότητα των περιπτώσεων οι κορυφές της ισχύος ζήτησης (peak of load demand) δε συγχρονίζονται με τις κορυφές της ισχύος διανεμημένης παραγωγής. Ως αποτέλεσμα, δημιουργούνται υπερτάσεις και υποτάσεις ανάλογα την περίσταση οδηγώντας το δίκτυο σε αστάθεια και λειτουργία εκτός προδιαγραφών. Παρακάτω αναλύονται οι δύο λειτουργίες τις οποίες θεωρεί το μοντέλο που αναπτύχτηκε. 38

6.2.1 Κανονισμός Λειτουργίας Περιορισμού Παραγωγής ΑΠΕ (RES Curtailment Regulation) Η λειτουργία αυτή αφορά σε συστήματα αποθήκευσης ενέργειας με στόχο να αντικρούσουν τους περιορισμούς παραγωγής που θέτει ο διαχειριστής σε μια μονάδα ΑΠΕ. Ο περιορισμός αυτός μπορεί να επιβάλλεται λόγω διάφορων παραγόντων όπως η παραβίαση των θερμικών ορίων γραμμών μεταφοράς, παραβίαση των επιπέδων τάσεων, αυξημένο ποσοστό αντίστροφης ροής ισχύος σε κάποιον υποσταθμό (reverse power flow) και γενικά παραγόντων που επηρεάζουν τη λειτουργία του δικτύου. Για παράδειγμα τέτοιοι περιορισμοί μπορεί να είναι η λειτουργία μέχρι ένα ποσοστό της μέγιστης επιτρεπτής λειτουργίας της μονάδας για ορισμένες ώρες της ημέρας. Προκειμένου να αξιολογηθεί οικονομικά η λειτουργία αυτή ακολουθείται η εξής ανάλυση. Υπολογίζεται η συνολική ενέργεια η οποία χάνεται λόγω του περιορισμού του δικτύου σε χρονικό βάθος ενός έτους βασιζόμενη στις καμπύλες ηλιακής ακτινοβολίας για το ίδιο έτος. Θεωρώντας πως ο διαχειριστής της μονάδας ΑΠΕ έχει μια συγκεκριμένη τιμή πώλησης της ενέργειας (feed-in tariff) υπολογίζεται το χρηματικό ποσό που αντίστοιχα χάνεται. Στη συνέχεια, γίνεται η επιλογή του απαραίτητου συστήματος αποθήκευσης ικανού να επιτελέσει τη συγκεκριμένη λειτουργία ώστε η μονάδα ΑΠΕ να παράγει στο μέγιστο των δυνατοτήτων της και ταυτόχρονα ο περιορισμός του δικτύου να ικανοποιείται. Προφανώς αυτό γίνεται με την απορρόφηση ενέργειας όταν το επίπεδο παραγωγής υπερβαίνει το όριο του δικτύου. Το κέρδος προκύπτει από τη σύγκριση του κέρδους της χαμένης ενέργειας και του κόστους του συστήματος αποθήκευσης. Μαθηματικά το κέρδος αυτής της λειτουργίας δίνεται από τον παρακάτω τύπο. NCP = E curt FiT BESS cost (14) NCP : Non Curtailment Profit, Κέρδος λειτουργίας αποφυγής περιορισμού ενέργειας E curt: Το ποσό της ενέργειας που χάνεται λόγω του περιορισμού του δικτύου σε MWh FiT: Feed in Tariff, η τιμή της ενέργειας που έχει συμφωνήσει ο διαχειριστής της μονάδας ΑΠΕ BESS cost: Κόστος εγκατάστασης και λειτουργίας του συνολικού συστήματος αποθήκευσης Τα κέρδη που προκύπτουν συσχετίζονται σε ένα βαθμό με την αγορά ενέργειας η οποία καθορίζει την τιμή αποπληρωμής της ενέργειας για τον διαχειριστή της μονάδας ΑΠΕ. 39

6.2.2 Έλεγχος Ρυθμού Αυξομείωσης Ισχύος ΑΠΕ (RES Ramp Rate Control) Οι μονάδες ΑΠΕ (κυρίως φωτοβολταϊκές μονάδες και ανεμογεννήτριες) παρόλα τα πλεονεκτήματα που προσφέρουν με τη λειτουργία τους έχουν και αντίστοιχα σοβαρά μειονεκτήματα τα οποία έχουν,κυρίως, επίπτωση στη λειτουργία των δικτύων. Το σύνολο των προβλημάτων που δημιουργούν οφείλεται στην αποκλειστική στήριξη της παραγωγής τους σε φυσικά φαινόμενα τα οποία δεν μπορούν να ελεγχθούν όπως ο άνεμος και η ηλιακή ακτινοβολία. Τα φαινόμενα αυτά έχουν στοχαστικές μεταβολές οι οποίες μπορούν μόνο εν μέρει να προβλεφθούν και οδηγούν σε απότομες μεταβολές της ισχύος εξόδου των μονάδων οι οποίες με τη σειρά τους δημιουργούν μεταβολές στην τάση και συχνότητα του δικτύου. Προκειμένου ο διαχειριστής του δικτύου να εξαλείψει τις όποιες απότομες μεταβολές οι οποίες θα θέσουν σε κίνδυνο την ομαλή λειτουργία του θέτει όρια αύξησης και μείωσης με τη μορφή kw/min. Η συγκεκριμένη πρακτική είναι αρκετά διαδιδόμενη σε πολλές νέες συμφωνίες μεταξύ των διαχειριστών ΑΠΕ και των υπηρεσιών ηλεκτρικής ενέργειας και τα όρια αφορούν την ενεργό ισχύ εξόδου της μονάδας ΑΠΕ [4]. Στην ανάλυση αυτής της διπλωματική εργασίας έγινε επιλογή φωτοβολταϊκών ως μονάδες ΑΠΕ επομένως η παρακάτω ανάλυση θα γίνει για τη συγκεκριμένη τεχνολογία. Ο διαχειριστής του φωτοβολταϊκού προκειμένου να μην ξεπεράσει τις οριακές ράμπες για τις οποίες έχει συμφωνήσει θα πρέπει να αλλάζει τις τιμές ισχύος εξόδου και να παραμένει στα όρια ώστε να μην υπάρχουν ποινές. Διακρίνονται, λοιπόν, δύο περιπτώσεις λειτουργίας. Η πρώτη αφορά τον τρόπο με τον οποίο η μονάδα θα πρέπει να περιορίσει την παραγωγή της ώστε να ακολουθήσει τη ράμπα ανόδου και η δεύτερη η μονάδα να αυξήσει την παραγωγή της ώστε να ακολουθήσει τη ράμπα καθόδου. Τη λειτουργία αυτή επιτελεί ο αντιστροφέας (inverter) της μονάδας ο οποίος μεταβάλλει το σημείο λειτουργίας ανάλογα [33]. Στην πρώτη περίπτωση οδηγώντας το σε ένα σημείο μικρότερης απόδοσης με σκοπό τη μείωση της ισχύος και στη δεύτερη οδηγώντας το σε ένα σημείο μεγαλύτερης απόδοσης. Γίνεται φανερό πως και στις δύο περιπτώσεις υπάρχει ενέργεια η οποία χάνεται λόγω του ότι η μονάδα δε λειτουργεί συνέχεια στο μέγιστο σημείο ισορροπίας (MPP). Επίσης, η περίπτωση της ρύθμισης της ισχύος καθόδου μας οδηγεί στο συμπέρασμα πως το σύστημα θα πρέπει να διαθέτει έναν τρόπο πρόβλεψης της παραγωγής διότι η ανάγκη για αύξηση του σημείου ισορροπίας ισοδυναμεί με αδυναμία του συστήματος να δουλεύει σε κάποιο πολύ κοντά στο μέγιστο. Για τον υπολογισμό των κερδών που μπορούν να προκύψουν από τη συγκεκριμένη λειτουργία ακολουθούμε την ίδια λογική με την παραπάνω λειτουργία με τη μόνη διαφορά πως η ενέργεια που θα χανόταν τώρα αντιπροσωπεύει ενέργεια που θα χανόταν λόγω των ορίων ράμπας ανόδου και καθόδου. RRCP = E lost FiT BESS cost (15) 40

RRCP : Ramp Rate control Profit, Κέρδος λειτουργίας ρυθμού αυξομείωσης ισχύος E lost: Το ποσό της ενέργειας που χάνεται λόγω του περιορισμού του δικτύου σε MWh FiT: Feed in Tariff, η τιμή της ενέργειας που έχει συμφωνήσει ο διαχειριστής της μονάδας ΑΠΕ BESS cost: Κόστος εγκατάστασης και λειτουργίας του συνολικού συστήματος αποθήκευσης 41

7 Διατύπωση Προβλήματος (Problem Formulation) Γενικά Όπως αναφέρθηκε, στόχος αυτής της διπλωματικής εργασίας είναι η εξέταση των συστημάτων αποθήκευσης στα πλαίσια ενός δικτύου διανομής καθώς και τις οικονομικές σχέσεις που συνδέουν τους διαχειριστές των δικτύων διανομής με τους διαχειριστές των ΑΠΕ συνδεδεμένων σε αυτό. Το γεγονός αυτό οδηγεί στην ανάπτυξη ενός δυναμικού μοντέλου το οποίο να είναι σε θέση να αναλύει και να εξετάζει τα συστήματα αποθήκευσης ως ενεργά μέρη το δικτύου καθώς και τις σχέσεις ισχύος που αυτά έχουν με το δίκτυο. Τελικά, το πρόβλημα που καλείται να αντιμετωπίσει το συγκεκριμένο εργαλείο είναι ο υπολογισμός του/της : Βέλτιστου Αριθμού συστημάτων αποθήκευσης. Βέλτιστης Χωροθέτησης των συστημάτων αποθήκευσης στο δίκτυο. Βέλτιστου Μεγέθους και Χωρητικότητας του κάθε ενός από τα συστήματα. Βέλτιστου Προγράμματος Λειτουργίας του κάθε ενός από τα συστήματα. Αριθμός Συστημάτων Πρόκειται για το συνολικό αριθμό ζυγών του δικτύου οι οποίοι θα φιλοξενούν σύστημα αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας με μπαταρίες. Χωροθέτηση Η χωροθέτηση προκύπτει ως προς ποιος ζυγός (αριθμός ταξινόμησης ζυγού) θα φιλοξενεί το κάθε ένα από τα συστήματα αποθήκευσης. Μέγεθος και Χωρητικότητα Το κάθε σύστημα αποθήκευσης όπως περιεγράφηκε στην ενότητα 3 περιγράφεται από το μέγεθος, το οποίο είναι η ισχύς του μετατροπέα του σε MVA, και τη χωρητικότητά του, η οποία περιγράφει τη διαθέσιμη χωρητικότητα προς αποθήκευση σε MWh. Πρόγραμμα Λειτουργίας Το αντίστοιχο πρόγραμμα ενεργού (φόρτιση και εκφόρτιση) και άεργου ισχύος (έκχυση και απορρόφηση) του κάθε συστήματος αποθήκευσης σε επίπεδο ενός έτους για την εξαγωγή αποτελεσμάτων σχετικών με τα απαιτούμενα έξοδα λειτουργίας. 7.1 Περιορισμός Συνόλου Πιθανών Λύσεων Είναι φανερό πως το συγκεκριμένο πρόβλημα είναι αρκετά σύνθετο καθώς απαιτείται η εξέταση πάρα πολλών συνδυασμών ώστε να προκύψει η βέλτιστη λύση. Αυτό γίνεται άμεσα κατανοητό αν υπολογίσει κανείς τους πιθανούς συνδυασμούς χωροθέτησης που μπορούν να προκύψουν ανάλογα με τον αριθμό ζυγών του κάθε δικτύου. Στο διάγραμμα 42

Αριθμός Σεναρίων που ακολουθεί απεικονίζεται αυτή η σχέση και προκύπτει πως η σχέση πιθανών συνδυασμών και αριθμού ζυγών είναι εκθετική. 45000 40000 35000 Συνδυασμοί Χωροθέτησης 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Αριθμός ζυγών δικτύου Εικόνα 7-1 Σχέση πιθανών συνδυασμών και αριθμού ζυγών Εάν συνυπολογιστεί το γεγονός πως στο μοντέλο που θα αναλυθεί παρακάτω γίνεται ανάλυση ροής φορτίου επιπέδου ενός έτους σε επίπεδο ώρας για κάθε σενάριο που εξετάζεται προκύπτει πως η ανάλυση όλων των πιθανών συνδυασμών χωροθέτησης είναι μια λύση με τρομακτικό υπολογιστικό βάρος και πρέπει να αποφευχθεί. Λόγω της παραπάνω διαπίστωσης η ανάγκη για εύρεση ενός τρόπου απόφασης περί χωροθέτησης των συστημάτων αποθήκευσης ήταν επιτακτική. Αυτό έγινε με την εισαγωγή στην ανάλυση και στο μοντέλο μιας ανάλυσης ευαισθησίας ισχύος-τάσης για το εξεταζόμενο δίκτυο διανομής. Με τον τρόπο αυτό έγινε εφικτή η αποφυγή εξέτασης του συνόλου των πιθανών συνδυασμών με το εργαλείο να εξάγει ικανοποιητικά αποτελέσματα σε μικρό προγραμματιστικό χρόνο χωρίς να υπάρχει έκπτωση στην ακρίβεια της λύσης που θα προκύπτει. 7.2 Διάγραμμα Ροής Προβλήματος Για να υπάρξει μια καλύτερη και πιο σαφής παρουσίαση της ροής επίλυσης που ακολουθεί το προγραμματιστικό εργαλείο, ο αναγνώστης καλείται να μελετήσει το παρακάτω διάγραμμα ροής με την αναλυτική επεξήγηση του κάθε πεδίου να ακολουθεί. 43

DN Configuration Year Load Variation Year RES Variation Economic Data Technical Data Clustering Sensitivity Analysis * For i=1:n BESS Bus Selection Servises OPF Capacity[1 i] Size[1 i] Year Cycles[1 i] BESS Degradation Expences Evaluation(c) Profits Evaluation(p) If tp(n)<tp(n-1) NO YES Scenario n-1 Εικόνα 7-2 Διάγραμμα ροής επίλυσης προβλήματος 44

7.2.1 Είσοδοι Μοντέλου Οι είσοδοι τις οποίες δέχεται το μοντέλο χωρίζονται σε 5 κατηγορίες DN Configuration: Η δομή του δικτύου διανομής το οποίο εξετάζεται. Economic & Technical Data: Όλα τα απαραίτητα τεχνοοικονομικά στοιχεία. Year Load & RES Variation: Οι καμπύλες φορτίου και διανεμημένης παραγωγής. Services: Η λίστα των εξεταζόμενων λειτουργιών. BESS Degradation: Το μοντέλο κατάπτωσης χωρητικότητας της μπαταρίας. Η αναλυτική παρουσίαση και περιγραφή της κάθε κατηγορίας έχει προηγηθεί στην Ενότητα 5. 7.3 Ομαδοποίηση (Clustering) Το συγκεκριμένο στάδιο είναι προαιρετικό για την ανάλυση και για το λόγο αυτό παρουσιάζεται με αστερίσκο στην Εικόνα 7-2. Όπως αναφέρθηκε παραπάνω η ανάλυση γίνεται σε επίπεδο έτους και βήμα μιας ώρας ώστε να συμβαδίζει με τη μορφή των αντίστοιχων καμπυλών φορτίου και παραγωγής. Αυτό σε συνδυασμό με την επίλυση εξισώσεων ροής φορτίου για κάθε βήμα έχει ως αποτέλεσμα ένα σημαντικό προγραμματιστικό χρόνο. Το γεγονός πως οι καμπύλες φορτίου και παραγωγής ακολουθούν κάποια συγκεκριμένα μοτίβα μας οδηγεί στην επιλογή της ομαδοποίησής τους με σκοπό τη μείωση των απαιτούμενων υπολογισμών. Έτσι, δημιουργήθηκε το αντίστοιχο προγραμματιστικό κομμάτι υπεύθυνο για ομαδοποίηση των 365 ημερών ενός έτους σε αριθμό ομάδων καθορισμένο από το χρήστη. Σκοπός της κάθε ομάδας είναι να περιγράφει με μια ημερήσια καμπύλη μια ομάδα παρόμοιων καμπυλών οι οποίες συναντώνται κατά τη διάρκεια ενός έτους. Ο διαχωρισμός των ημερήσιων καμπυλών σε ομάδες έγινε με τη βοήθεια της συνάρτησης kmeans του Matlab με χρήση της ευκλείδειας απόστασης. Ακολουθεί η περιγραφή της συνάρτησης όπως αποδίδεται από την επίσημη ιστοσελίδα του Matlab. «id = kmeans(x,k) performs k-means clustering to partition the observations of the n-by-p data matrix X into k clusters, and returns an n-by-1 vector (idx) containing cluster indices of each observation. Rows of X correspond to points and columns correspond to variables. By default, kmeans uses the squared Euclidean distance measure and the k-means++ algorithm for cluster center initialization.» Οι ημερήσιες καμπύλες οι οποίες προκύπτουν σε κοινή ομάδα δίνουν τη καμπύλη που τις αντιπροσωπεύει ως ο μέσος όρος τους για κάθε σημείο δειγματοληψίας. Για να γίνει πιο κατανοητή η λειτουργία του συγκεκριμένου πεδίου και να προκύψει ο βέλτιστος προτεινόμενος αριθμός ομάδων έγινε η εξής ανάλυση. Ένα συγκεκριμένο σενάριο ανάλυσης προσομοιώθηκε για αριθμό ομάδων διαχωρισμού από 1 έως 365. Στη συνέχεια οι 365 τιμές, οι οποίες προκύπτουν ως οικονομική αξιολόγηση του ίδιου σεναρίου 45

Ετήσια Κόστη ( ) σε επίπεδο μεταβλητού κόστους, συμπεριελήφθησαν σε κοινό διάγραμμα που παρουσιάζεται παρακάτω. Για καλύτερη οπτικοποίηση των διαφορών παρουσιάζονται οι αριθμοί ομάδων έως τις 150 όπου έχει επέλθει απόλυτη προσέγγιση. 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 0 20 40 60 80 100 120 140 160 Αριθμός Ομάδων Εικόνα 7-3 Διάγραμμα Αξιοποίησης Clustering Φυσικά σκοπός είναι η προσέγγιση του αποτελέσματος για αριθμό ομάδων ίσο με 365 (κόκκινη διακεκομμένη γραμμή), το σενάριο δηλαδή στο οποίο δεν έχει επέλθει καμία τροποποίηση. Εύκολα γίνεται αντιληπτό πως από τις 80 ομάδες και παραπάνω η σύγκλιση είναι πολύ ικανοποιητική. Αυτό μεταφράζεται ως την εκφύλιση των 365 ημερών ενός έτους σε 80 με αποτέλεσμα η προσομοίωση να μην παρουσιάζει σφάλμα μεγαλύτερο του 2% όταν ο αντίστοιχος χρόνος προσομοίωσης έχει γίνει 4 φορές μικρότερος. Αξίζει να σημειωθεί πως η λειτουργία αυτή έγινε με σκοπό κατά την συγγραφή του κώδικα να προκύπτουν αποτελέσματα σε εύλογα χρονικά διαστήματα ώστε να είναι δυνατή η πραγματοποίησης πολλών δοκιμών. Επισημαίνεται πως όταν ο χρόνος δεν αποτελεί περιοριστικό παράγοντα η ομαδοποίηση αυτή μπορεί να αποφευχθεί και το σφάλμα να είναι μηδενικό. 7.4 Ανάλυση Ευαισθησίας Δικτύου (Sensitivity Analysis) Όπως εξηγήθηκε παραπάνω η ανάλυση ευαισθησίας του δικτύου έχει το σκοπό της ταξινόμησης των ζυγών ενός δικτύου σε κρίσιμους για εγκατάσταση συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας και λιγότερο κρίσιμους. Αυτό γίνεται ώστε η χωροθέτηση να βασιστεί σε αυτά τα αποτελέσματα και για ένα συγκεκριμένο αριθμό εξεταζόμενων συστημάτων να προκύπτει εκ των προτέρων η χωροθέτηση τους αποφεύγοντας την επίπονη και ως αδύνατη εξέταση όλων των πιθανών συνδυασμών. 46

Η αξιολόγηση των ζυγών θα προκύψει από τον πίνακα ευαισθησίας ο οποίος θα πρόκειται για ένα τετραγωνικό πίνακα που θα δημιουργείται με βάση την παρακάτω μαθηματική ανάλυση. Με βάση τη δουλειά η οποία έχει προταθεί σε [34] και [35] η ανάλυση ξεκινά με τη σχέση 16 όπου οι όροι E i / P j και E i / Q j υποδεικνύουν το κέρδος της διακύμανσης τάσης ΔE i στο ζυγό i λόγω αντίστοιχης ενεργής/άεργης διακύμανσης (ΔP j και ΔQ j ) στο ζυγό j. E 1 E 1 E 1 E 1 E 1 E 1 P ΔE 1 P 2 P N Q 1 E ΔE 2 E 2 [ 2 ] = E ΔP 1 Q 2 Q N 1 2 E ΔP 2 E 2 P 1 P 2 P N [ 2 ] + E ΔQ 1 2 ΔQ Q 1 Q 2 Q N [ 2 ] (16) ΔE N E N E N E ΔP N N E N E N E ΔQ N N [ P 1 P 2 P N ] [ Q 1 Q 2 Q N ] Η σχέση 16 μπορεί να γραφεί σε συμπτυγμένη μορφή όπως η σχέση 17 με τους όρους s P και s Q να αποτελούν τους όρους ευαισθησίας ενεργού και αέργου ισχύος αντίστοιχα και να παρουσιάζονται από τις σχέσεις 18 και 19. Ο όρος [ΔE] αντιπροσωπεύει το διάνυσμα τάσεων των κόμβων και οι όροι [ΔP] και [ΔQ] τα διανύσματα ενεργής και άεργης διακύμανσης. [ΔE] = [s P ][ΔP] + [s Q ][ΔQ] (17) s P = E 1 E 1 E 1 E 1 P 1 P N Q 1 Q N (18) s Q = (19) E N E N E N E N [ P 1 P N ] [ Q 1 Q N ] Με περαιτέρω ανάλυση προκύπτει πως οι όροι των πινάκων ευαισθησίας δίνονται από τις σχέσεις 20 και 21 αντίστοιχα όπου PT i,j είναι το σύνολο των κόμβων οι οποίοι υπάρχουν στο μονοπάτι το οποίο αποτελείται από τα κλαδιά (branches) τα οποία είναι κοινά των αντίστοιχων μονοπατιών των ζυγών i και j από το ζυγό αναφοράς. E i = 1 [ R P j E hk ] (20) n hk PT i,j E i Q j = 1 E n [ X hk hk PT i,j ] (21) 47

Προκειμένου να γίνουν κατανοητές οι παραπάνω σχέσεις παρουσιάζεται το παρακάτω παράδειγμα όπου κατασκευάζονται οι πίνακες ευαισθησίας ενεργού και αέργου ισχύος (σχέσεις 22,23) για δίκτυο τεσσάρων κόμβων όπως αυτό παρουσιάζεται στην εικόνα 7-4 σε μορφή μονοφασικού ισοδυνάμου. Εικόνα 7-4 Μονοφασικό ισοδύναμο παραδείγματος για ανάλυση ευαισθησίας X 01 X 01 X 01 X 01 [s Q ] = 1 X [ 01 X 01 + X 12 X 01 + X 12 X 01 + X 12 ] (22) E n X 01 X 01 + X 12 X 01 + X 12 + X 23 X 01 + X 12 X 01 X 01 + X 12 X 01 + X 12 X 01 + X 12 + X 24 R 01 R 01 R 01 R 01 [s P ] = 1 R [ 01 R 01 + R 12 R 01 + R 12 R 01 + R 12 ] (23) E n R 01 R 01 + R 12 R 01 + R 12 + R 23 R 01 + R 12 R 01 R 01 + R 12 R 01 + R 12 R 01 + R 12 + R 24 Εάν αγνοηθεί ο όρος 1/E n προκύπτουν δύο πίνακες ευαισθησίας για κάθε δίκτυο οι οποίοι θα καταδεικνύουν τη σχετική επίπτωση που μπορεί να έχει η έγχυση ενεργού και άεργου ισχύος στην τάση σε όλο το μήκος και πλάτος του. Η ανάλυση αυτή, λοιπόν, κατέληξε στην σχετική ταξινόμηση των ζυγών ως προς τη κρισιμότητά τους να επηρεάσουν το δίκτυο με την εγκατάσταση ενός συστήματος αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας. 48

Με βάση την παραπάνω ανάλυση και με κατάλληλο κομμάτι κώδικα αναλύθηκε το δίκτυο δοκιμής (IEEE case 33) και οι αντίστοιχοι πίνακες ευαισθησίας ενεργού και αέργου ισχύος, μετά από οπτική παρέμβαση για να είναι εμφανής η κρισιμότητά τους ή μη, παρουσιάζονται στις εικόνες 7-5 και 7-6 αντίστοιχα. Εικόνα 7-5 Ανάλυση ευαισθησίας ενεργού ισχύος Εικόνα 7-6 Ανάλυση ευαισθησίας αέργου ισχύος Τα διαγράμματα αυτά μπορούν να ερμηνευτούν ως εξής: Για έγχυση ενεργού ή αντίστοιχα αέργου ισχύος σε κάποιο ζυγό του y άξονα παρατηρείται ο αντίστοιχος όρος μεταβολής της τάσης σε όλους τους ζυγούς του δικτύου στο x άξονα. Φυσικά, εφόσον πρόκειται για τετραγωνικό συμμετρικό πίνακα το διάβασμα μπορεί να γίνει και με αντίστροφη σειρά των αξόνων. 49

Πιο θερμά χρώματα αντιπροσωπεύουν όρους ευαισθησίας με μεγαλύτερη τιμή και τα πιο ψυχρά χρώματα όρους ευαισθησίας με μικρότερη σχετικά τιμή. Παρατηρείται, πως οι όροι ευαισθησίας της ενεργού ισχύος είναι μεγαλύτεροι από τους όρους αέργου ισχύος γεγονός το οποίο εξηγείται από τις μεγαλύτερες τιμές αντιστάσεων έναντι αντιδράσεων των γραμμών ενός δικτύου διανομής. Λόγω της δυνατότητας ενός συστήματος αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας να εγχύει και να απορροφά ενεργό και άεργο ισχύ για να υπάρξει μια καλύτερη εικόνα σχετικής βαθμονόμησης των ζυγών οδηγούμαστε σε πρόσθεση των δύο αυτών πινάκων όπως φαίνεται στην εικόνα 7-7 ώστε να υπάρχει μια καθολική οπτική. Εικόνα 7-7 Συνολική ανάλυση ευαισθησίας 7.5 Επιλογή Ζυγών Εγκατάστασης (BESS Bus Selection) Το επόμενο πεδίο στο διάγραμμα ροής επίλυσης το οποίο ακολουθείται είναι η επιλογή των ζυγών εγκατάστασης. Βέβαια, προηγείται η έναρξη μιας επανάληψης ο σκοπός της οποίας θα αναλυθεί παρακάτω ώστε ο αναγνώστης να έχει καλύτερη κατανόηση της χρησιμότητάς της. Η είσοδος στο πεδίο επιλογής ζυγών είναι ο δείκτης αυτής της επανάληψης ως ένας αύξων ακέραιος αριθμός. Ο αντίστοιχος κώδικας του πεδίου αυτού είναι υπεύθυνος για την απόφαση χωροθέτησης αριθμού συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας ίσο με το δείκτη i της επανάληψης στην οποία εμπεριέχεται. Αυτή η χωροθέτηση βασίζεται τόσο στον πίνακα ευαισθησίας όπως περιεγράφηκε παραπάνω όσο και στη υπάρχουσα χωροθέτηση της διανεμημένης παραγωγής στο δίκτυο. Η διαδικασία που ακολουθείται είναι η εξής: Δημιουργείται ένα διάνυσμα [1 (n-1)], όπου n ο αριθμός των ζυγών του δικτύου πλην του ζυγού αναφοράς με τη βαθμονόμηση του κάθε ζυγού να προκύπτει ως το άθροισμα της κάθε αντίστοιχης γραμμής του πίνακα ευαισθησίας. Το διάνυσμα αυτό για το δίκτυο δοκιμής παρουσιάζεται στην εικόνα 7-8. 50

Βαθμός Κρισιμότητας Διάνυσμα Βαθμονόμησης Ζυγών 14 12 10 8 6 4 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 Αύξων Αριμός Ζυγού Εικόνα 7-8 Διάνυσμα Βαθμονόμησης Ζυγών Μετά τη δημιουργία του διανύσματος βαθμονόμησης ζυγών ακολουθεί ο διαχωρισμός των ζυγών σε i ομάδες με βάση τη προγραμματιστική λογική που περιγράφεται παρακάτω: Αρχικά βρίσκεται ο μέγιστος βαθμός και ο αντίστοιχος ζυγός τοποθετείται στην πρώτη ομάδα. Κινούμαστε αριστερά στο διάγραμμα της εικόνας 7-8 και όσο οι τιμές είναι μικρότερες η μια από την άλλη τοποθετούμε τους ζυγούς στην ίδια ομάδα. Κινούμαστε αριστερά έως να φτάσουμε σε κάποια τιμή μεγαλύτερη (όταν φτάσουμε στο πρώτο ζυγό συνεχίζουμε από το τέλος). Εάν όλοι οι ζυγοί έχουν συμπεριληφθεί σε κάποια ομάδα και υπάρχει ανάγκη για δημιουργία περισσότερων ομάδων βρίσκεται η ομάδα με το μεγαλύτερο άθροισμα βαθμών και χωρίζεται σε δύο ομάδες ώστε να έχουν ίσο αριθμό βαθμών μετά το διαχωρισμό. Η διαδικασία αυτή συνεχίζεται έως ότου δημιουργηθεί i αριθμός ομάδων. Με την κάθε ομάδα να περιέχει έναν αριθμό ζυγών γίνεται αναγνώριση του αριθμού κρίσιμων ζυγών μέσα στην κάθε ομάδα. Ως κρίσιμοι ζυγοί αναγνωρίζονται οι ζυγοί στους οποίους υπάρχει εγκατεστημένη διανεμημένη παραγωγή και οι ζυγοί που ανήκουν σε άκρες του αρχικού δικτύου. Εάν υπάρχουν περισσότεροι του ενός κρίσιμοι ζυγοί σε μια ομάδα τότε επιλέγεται αυτός με τη μεγαλύτερη βαθμονόμηση. Στον πίνακα 7-1 δίνεται η σειρά επιλογής για το δίκτυο δοκιμής στο οποίο δεν έχουν προστεθεί μονάδες διανεμημένης παραγωγής για να γίνει κατανοητός ο αλγόριθμος επιλογής ζυγών εγκατάστασης. 51

Δείκτης Επανάληψης i Επιλογή Ζυγών Εγκατάστασης 1 18 2 18-33 3 18-33-13 4 18-33-13-16 Πίνακας 7-1 Σειρά επιλογής ζυγών για το case 33 7.6 Βέλτιστη Ροή Ισχύος (OPF- Optimum Power Flow) Έχοντας προκύψει η χωροθέτηση για ένα αριθμό συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας ο κώδικας είναι υπεύθυνος για τον υπολογισμό των βασικών χαρακτηριστικών του κάθε συστήματος, δηλαδή το μέγεθος, τη χωρητικότητα καθώς και τους απαιτούμενους κύκλους λειτουργίας ώστε να επιτελέσει κάποιες συγκεκριμένες λειτουργίες. Αυτό επιτυγχάνεται με τη λύση του προβλήματος της βέλτιστης ροής ισχύος του εξεταζόμενου δικτύου με τα συστήματα αποθήκευσης να προσομοιώνονται σε πρώτο στάδιο ως γεννήτριες πολύ μεγάλου κόστους με τη δυνατότητα θετικής και αρνητικής ενεργού και άεργου ισχύος λύσης. Οι υπολογισμοί επιτελούνται με τη βοήθεια της αντίστοιχης συνάρτησης της βιβλιοθήκης Matpower και η βέλτιστη λύση αυτών των μεγεθών προκύπτει από τη διαδικασία βελτιστοποίησης η οποία υπάρχει στη συνάρτηση αυτή. 7.7 Αξιολόγηση Εξόδων (Expenses Evaluation) Εφόσον έχουν υπολογιστεί τα απαραίτητα στοιχεία είναι πλέον εφικτή η αξιολόγηση των εξόδων του σεναρίου ανάλυσης (όρος c στο διάγραμμα ροής). Για να επιτευχθεί αυτό υπολογίζονται τα εξής έξοδα : Πάγια κόστη αγοράς και εγκατάστασης απαραίτητου υπολογισμού. Αντιπροσωπεύουν τη χρονιά μηδέν της ανάλυσης. Σε αυτά συμπεριλαμβάνονται : Αγορά μπαταριών απαραίτητης χωρητικότητας Αγορά συστήματος μετατροπής Κόστη εγκατάστασης, μελέτης κ.ο.κ Λειτουργικά έξοδα Σταθερά έξοδα συντήρησης και λειτουργίας Μεταβλητά έξοδα λειτουργίας βασιζόμενα στις ανταλλασσόμενες MWh του συστήματος Εικονικά έξοδα αντικατάστασης βασιζόμενα στους κύκλους λειτουργίας του συστήματος Εικονικά έξοδα αποκατάστασης χωρητικότητας λόγω κατάπτωσης Η αντικατάσταση των συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας είναι μια πολύ σημαντική παράμετρος που καθορίζει σε μεγάλο βαθμό τη βιωσιμότητα μιας επένδυσης. 52

Στην ανάλυση αυτής της διπλωματικής εργασίας έγινε μια διαφοροποίηση με άλλες παρόμοιες εργασίες σε δύο σημεία. Το πρώτο είναι το γεγονός πως οι κύκλοι που εκτελούνται από το κάθε σύστημα κάθε χρόνο προκύπτουν από επίλυση του προβλήματος ροής ισχύος και όχι από παραδοχές και το δεύτερο είναι το γεγονός πως τα κόστη αντικατάστασης δεν υπάρχουν σε κάποια συγκεκριμένη χρονιά αλλά μοιράζονται στις ετήσιες ράντες εξόδων. Αυτό έχει ως αποτέλεσμα η χρονιά αντικατάστασης να μη δημιουργεί μεγάλες μεταβολές στα έξοδα και να μην διαφοροποιεί τα οικονομικά αποτελέσματα ο συνολικός αριθμός χρόνων οικονομικής ανάλυσης. Στο τέλος κάθε χρόνου υπολογίζεται το ποσό το οποίο ο διαχειριστής του κάθε συστήματος αποθήκευσης θα χρειαστεί να πληρώσει εικονικά (δεν υπάρχει πραγματική συναλλαγή) με βάση την προβλεπόμενη τιμή τη μελλοντική χρονιά αντικατάστασης τόσο της χωρητικότητας όσο και του συστήματος μετατροπής ενέργειας. Με παρόμοιο τρόπο συνυπολογίζεται οικονομικά και η κατάπτωση της συνολικής χωρητικότητας κάθε συστήματος όπως αυτή αναλύεται στην ενότητα 5. Ανάλογα με τους ετήσιους κύκλους υπολογίζεται η απώλεια χωρητικότητας και στο τέλος του χρόνου αναπληρώνεται με τιμή αγοράς που αντιπροσωπεύει το κάθε αντίστοιχο έτος. Τελικά τα συνολικά κόστη σε μορφή ανομοιόμορφης ράντας για ένα συγκεκριμένο σενάριο μετατοπίζονται χρονικά σε παρούσα αξία (Net Present Value - NPV) θεωρώντας εικοσαετή ανάλυση. Είναι σημαντικό ο αναγνώστης να μην συγχέει τα είκοσι χρόνια οικονομικής ανάλυσης με τον έναν χρόνο τεχνικής ανάλυσης επιπέδου ροής ισχύος. Για τα είκοσι χρόνια θεωρούμε πως τα στοιχεία τα οποία έχουν προκύψει από την ανάλυση ισχύος θα παραμείνουν τα ίδια. Το ποσό αυτό είναι το ένα σκέλος που θα καθορίσει το οικονομικό αποτέλεσμα της επένδυσης. Το άλλο σκέλος είναι τα κέρδη που προκύπτουν από το επόμενο πεδίο του διαγράμματος ροής, την ανάλυση κερδών. Ανάλυση Κερδών (Profits Evaluation) Ο κώδικας αυτού του πεδίου είναι υπεύθυνος για τον υπολογισμό των οικονομικών οφελών που δημιουργεί η λειτουργία των συστημάτων ηλεκτρικής ενέργειας (όρος p στο διάγραμμα ροής). Ο τρόπος υπολογισμού των κερδών για κάθε ξεχωριστή λειτουργία υπάρχει στην ενότητα 4. Τα κέρδη υπολογίζονται επίσης σε ετήσια βάση και σε βάθος ανάλυσης είκοσι ετών, αντίστοιχα με τα έξοδα. Μετά από την αντίστοιχη χρονική μετατόπιση ώστε τα κέρδη να αντιπροσωπεύουν παρούσα χρονική αξία είναι δυνατός ο υπολογισμός των καθαρών κερδών της επένδυσης σε όρους παρούσας χρονικής αξίας (όρος tp στο διάγραμμα ροής), όπου προφανώς : i NPV tp = NPV i i p NPV c (24) 53

7.8 Συνθήκη Επανάληψης (For Loop) Το τελευταίο κομμάτι ανάλυσης είναι η επαναληπτική διαδικασία η οποία υπάρχει στο διάγραμμα ροής. Πρόκειται για μια επαναληπτική διαδικασία με βήμα ίσο με τη μονάδα η οποία αποσκοπεί στη εύρεση του αριθμού συστημάτων που θα εγκατασταθούν στο δίκτυο ανάλυσης ώστε το οικονομικό αποτέλεσμα να είναι βέλτιστο. Ουσιαστικά με την αύξηση των συστημάτων αυξάνεται το κόστος εγκατάστασης αλλά παράλληλα μειώνονται τα λειτουργικά έξοδα λόγω λιγότερων εκτελέσιμων συνολικών κύκλων λειτουργίας. Σκοπός της επαναληπτικής διαδικασίας είναι εύρεση της χρυσής τομής μεταξύ αυτών των δύο παραγόντων οι οποίοι θα συνεισφέρουν στην οικονομική αξιολόγηση του σεναρίου. Όσο προκύπτει χαμηλότερο κόστος και άρα περισσότερα κέρδη η επανάληψη συνεχίζει προσθέτοντας συστήματα αποθήκευσης έως ότου βρει την χειρότερο αποτέλεσμα όπου και σταματά (όρος i-1 στο διάγραμμα ροής). Φυσικά η λογική αυτή προϋποθέτει μια φθίνουσα διάταξη των αποτελεσμάτων για αυξανόμενο αριθμό συστημάτων αποθήκευσης από το τέλος της επανάληψης και μετά. Από δοκιμές που έγιναν σε όλη τη διάρκεια των προσομοιώσεων για το πλαίσιο αυτής της διπλωματικής εργασίας διαπιστώθηκε πως σε ποσοστό μεγαλύτερο από 90% η υπόθεση αυτή είναι σωστή. 54

8 Παρεχόμενες Υπηρεσίες Η επιλογή των υπηρεσιών που παρέχει ένα σύστημα αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας καθορίζει τον τρόπο λειτουργίας του και τα κέρδη που μπορούν να προκύψουν. Η ικανότητα ταυτόχρονης παροχής παραπάνω από μια υπηρεσιών αποτελεί τον κυριότερο παράγοντα επιλογής και ενασχόλησης με τις παρακάτω υπηρεσίες. Αρχικά υπενθυμίζεται ότι: 1) Η τεχνική ανάλυση πραγματοποιείται στα δίκτυα της IEEE όπως αυτά παρουσιάστηκαν στο κεφάλαιο 5. 2) Οι μελέτες τοποθέτησης και διαστασιολόγησης της μπαταρίας έχουν διαχωριστεί σύμφωνα με την ανάλυση του κεφαλαίου 7. 3) Σε όλες τις εφαρμογές χρησιμοποιούνται μπαταρίες λιθίου βασιζόμενοι στη βιβλιογραφία [36] όπως επεξηγήθηκε αναλυτικότερα στο κεφάλαιο 3. 4) Τα οικονομικά δεδομένα που χρησιμοποιούνται αναφέρονται σε συγκεκριμένες βιβλιογραφίες είτε μελλοντικές εκτιμήσεις και παρατίθενται συνολικά στο παράρτημα. 8.1 Υπηρεσία 1- Στήριξη Τάσης Προεπισκόπηση: Η διατήρηση της τάσης εντός συγκεκριμένων ορίων και η διατήρηση ενός συγκεκριμένου συντελεστή ισχύος αποτελεί κύρια απαίτηση του διαχειριστή του ηλεκτρικού δικτύου. Η εγκατάσταση συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας καλύπτει αυτήν την απαίτηση με έγχυση και απορρόφηση είτε ενεργού είτε άεργου ισχύος. Η ικανότητα σταθεροποίησης της τάσης μέσω έγχυσης άεργου ισχύος εξυπηρετεί την ταυτόχρονη κάλυψη περισσότερων υπηρεσιών και επιτρέπει την εγκατάσταση μπαταριών μικρότερης συνολικής χωρητικότητας. Παράλληλα όμως ο μετατροπέας πρέπει να είναι σε θέση να καλύψει τις ανάγκες σε άεργο ισχύ και να λειτουργεί σε ένα συντελεστή ισχύος διάφορο του 1 [13]. Τυπικά όρια διατήρησης της τάσης είναι ±5% του 1 p.u.. Η αυξανόμενη διείσδυση ανανεώσιμων συστημάτων και η αβεβαιότητα της παραγωγής τους συνδυασμένη με την τοπολογία του δικτύου έχει ως αποτέλεσμα αιχμές στο προφίλ της τάσης του δικτύου και ανεπιθύμητη λειτουργία εκτός των προκαθορισμένων ορίων [30]. Η αναλυτικότερη προσέγγιση παρουσιάζεται στο κεφάλαιο 6. Εικόνα 8-1 Διαφορετικοί τρόποι λειτουργίας ESS για στήριξη τάσης [7] 55

8.1.1 Στήριξη Τάσης με συμβατικές μεθόδους Η λειτουργία του δικτύου εντός των ορίων της τάσης επιτυγχάνεται με τη χρήση παθητικών στοιχείων (πηνία- πυκνωτές). Σύμφωνα με την ανάλυση ευαισθησίας (sensitivity analysis) γίνεται η επιλογή των θέσεων τοποθέτησης των στοιχείων και έπειτα γίνεται η ροή ανάλυσης φορτίου, όπου ο πυκνωτής εισέρχεται ως στοιχείο με μηδενική ενεργό και ικανότητα να προσφέρει άεργο ισχύ ενώ το πηνίο ως στοιχείο με μηδενική ενεργό ισχύ και ικανότητα να απορροφά άεργο ισχύ. Έχοντας υπολογίσει την απαραίτητη άεργο ισχύ χρειάζεται το κόστος εγκατάστασης και λειτουργίας του συστήματος πηνίων-πυκνωτών (Q cost)για τη διατήρηση της τάσης εντός των ορίων και τα συνολικό κόστος στήριξης τάσης (VSP) υπολογίζεται ως εξής και παρουσιάζονται παρακάτω: VSP = Q COST Q MVar (25) Η συνολική άεργος ισχύς που απαιτείται για τη διατήρηση της τάσης εντός ορίων καθώς και το συνολικό κόστος παρουσιάζεται στον παρακάτω πίνακα Λύση μέσω συμβατικών μεθόδων Bus selection 18-33 Q total (kvar) 2,900 Q cost ( /kvar) 100 VSP ( )/10year 290,000 Πίνακας 8-1 Αποτελέσματα για στήριξη τάσης με συμβατικές μεθόδους Θεωρώντας πως ο χρόνος αντικατάστασης του συστήματος συμβατικών μεθόδων για στήριξη τάσης είναι 10 χρόνια το συνολικό ποσό που προκύπτει είναι VSP= 2*290,000= 580,000 8.1.2 Στήριξη Τάσης με Συστήματα Μπαταριών Τεχνική Ανάλυση: Η διατήρηση της τάσης εντός των αποδεκτών ορίων γίνεται μέσω της τοποθέτησης και λειτουργίας συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας. Σύμφωνα με την ανάλυση ευαισθησίας και τα οικονομικά δεδομένα επιλέγονται οι βέλτιστοι ζυγοί τοποθέτησης και έπειτα γίνεται η ανάλυση ροής φορτίου. Η μπαταρία προσομοιώνεται ως μια ακριβή μονάδα παραγωγής ενέργειας που αναγκάζεται να δώσει ή να απορροφήσει είτε ενεργό είτε άεργο ισχύ μόνο όταν το δίκτυο ξεφεύγει εκτός των επιτρεπτών ορίων και ο ζυγός αναφοράς αδυνατεί να ανταποκριθεί για να διατηρήσει το δίκτυο εντός ορίων. Γενικά η προσομοίωση εξασφαλίζει ότι πρώτα θα εξαντληθούν τα περιθώρια διατήρησης της τάσης μέσω της ροής άεργου ισχύος από την μπαταρία. Επομένως η μπαταρία θα αρχίσει να απορροφά και να δίνει ενεργό ισχύ ανάλογα την περίσταση, όταν η άεργος ισχύς δεν 56

Επίπεδο Τάσης (pu) επαρκεί για τη λύση του προβλήματος. Πιο συγκεκριμένα, σε περιπτώσεις που η τάση πέφτει κάτω από 0.95pu η μπαταρία δίνει άεργο ισχύ και αν χρειαστεί ενεργό ενώ σε περιπτώσεις όπου έχουμε ανύψωση τάσης (V>1.05pu) η μπαταρία απορροφά άεργο και αν χρειαστεί ενεργό ισχύ. Παρακάτω παρουσιάζονται τα προφίλ τάσης πριν και μετά την τοποθέτηση των μπαταριών καθώς και τα αποτελέσματα για τη χωρητικότητα και την ισχύ που απαιτείται μέσω της ανάλυσης ροής φορτίου. Σαν φορτίο επιλέγεται το φορτίο της California πολλαπλασιασμένο με ένα συντελεστή 0.6. Τα αποτελέσματα στο προφίλ της τάσης αναφέρονται στη μέρα όπου το φορτίο έχει τη μέγιστη τιμή του και προκαλεί τη μεγαλύτερη πτώση τάσης και παρουσιάζονται παρακάτω 1,01 1 0,99 Προφίλ τάσης με μέγιστο φορτίο Όριο Τάσης Δικτύου Προφίλ Τασης 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91 0 5 10 15 20 25 30 35 Αριθμός ζυγού Εικόνα 8-2 Προφίλ τάσης με μέγιστο φορτίο Παρατηρείται πως για τους ζυγούς 8-18 υπάρχει πολύ μεγάλη πτώση τάσης η οποία φτάνει μέχρι και 0.915pu στο ζυγό 18. Στήριξη τάσης με μπαταρίες W (MWh) S (MVA) Cycles Total Energy (MW) Battery 1 in bus 18 0.4239 0.4206 150 84.084 Battery 2 in bus 33 0.4120 0.4238 150 66.116 Πίνακας 8-2 Διαστασιολόγηση Μπαταριών για Στήριξη Τάσης στο case 33 57

Επομένως για την περίπτωση του case 33 θα χρειαστεί ένα σύστημα 0.4239MWh/0.4206MW στο ζυγό 18 και ένα σύστημα 0.4120MWh/0.4238MW στο ζυγό 33 για τη διατήρηση της τάσης εντός επιτρεπτών ορίων (0.95-1.05pu). Παρακάτω παρουσιάζονται γραφικά τα προγράμματα ενεργού και άεργου ισχύος της μπαταρίας στο ζυγό 18 για να γίνει κατανοητός ο τρόπος επίλυσης του προβλήματος. Τα διαγράμματα αναφέρονται σε όλο το χρόνο όπως αυτός έχει διαμορφωθεί μέσω του clustering σε 80 μέρες, το οποίο επεξηγείται αναλυτικά στο κεφάλαιο 7. Για τη δεύτερη μπαταρία η ανάλυση είναι παρόμοια. Εικόνα 8-3 Πρόγραμμα ενεργού ισχύος της μπαταρίας στο ζυγό 18 για ένα χρόνο 58

Εικόνα 8-4 Πρόγραμμα άεργου ισχύος της μπαταρίας στο ζυγό 18 για ένα χρόνο Είναι φανερό πως εξαντλούνται τα περιθώρια διατήρησης της τάσης εντός ορίων μέσω έγχυσης και απορρόφησης άεργου ισχύος. Η χωρητικότητα της μπαταρίας προκύπτει λόγω του γεγονότος πως για σχετικά μεγάλα διαστήματα της μέρας η άεργος ισχύς δεν επαρκεί για την επίλυση του προβλήματος και τα συστήματα αποθήκευσης καταφεύγουν στην έγχυση ενεργού ισχύος. Η κυματομορφή της τάσης μετά την εγκατάσταση των μπαταριών εμφανίζεται παρακάτω: 59

Επίπεδο Τάσης (pu) 1,01 1 0,99 0,98 Προφίλ τάσης μετά την τοποθέτηση μπαταριών Όριο Τάσης Δικτύου Προφίλ τάσης χωρίς BESS Προφίλ τάσης με τοποθέτηση BESS 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91 0 5 10 15 20 25 30 35 Αριθμός ζυγού Εικόνα 8-5 Προφίλ τάσης μετά την τοποθέτηση των μπαταριών Οικονομική ανάλυση: Το συνολικό κόστος χωρίζεται σε κόστος εγκατάστασης και λειτουργικό κόστος, όπως έχει ήδη αναλυθεί. Τα λειτουργικά κόστη διαφέρουν κάθε χρόνο ανάλογα με τους κύκλους που κάνει η μπαταρία και ανάλογα με την τιμή που θα έχει η μπαταρία τον κάθε χρόνο. Η οικονομική ανάλυση γίνεται σε βάθος 20 χρόνων και στα λειτουργικά κόστη προστίθεται η μειωμένη αποθηκευτική ικανότητα της μπαταρίας (degradation factor) καθώς και η αντικατάσταση της. Συνολικά τα αποτελέσματα παρουσιάζονται στους παρακάτω πίνακες: Συνολικά Κόστη Μπαταριών για Στήριξη Τάσης Ζυγοί Τοποθέτησης 18-33 Κόστη Εγκατάστασης 889,260 Λειτουργικό Κόστος ενός χρόνου 104,120 Συνολικό Κόστος σε Παρούσα Αξία 1,775,700 μετά από 20 χρόνια Πίνακας 8-3 Κόστη Μπαταριών για Στήριξη Τάσης στο case 33 Υπενθυμίζεται πως οι τιμές για τα συστήματα αποθήκευσης καθώς και οικονομικά δεδομένα (επιτόκιο και πληθωρισμός) παρατίθενται αναλυτικά στο υπόμνημα. 60

8.1.3 Οικονομική Αξιολόγηση της Στήριξης Τάσης Σε αυτήν την υπηρεσία η τοποθέτηση μπαταριών έχει ουσιαστικά ως αποτέλεσμα την αποφυγή χρήσης συμβατικών μεθόδων για τη ρύθμιση της τάσης. Κέρδος ενδέχεται να προκύπτει και από την μείωση των απωλειών, στο οποίο η παρούσα εργασία δεν επικεντρώνεται και αποτελεί αντικείμενο μελέτης για περαιτέρω έρευνα. Η οικονομική αξιολόγηση της επένδυσης βασίζεται πάνω σε συγκεκριμένους οικονομικούς δείκτες (NPV,BCR,PP). Τα αποτελέσματα αναφέρονται στο case 33 και βασίζονται στους πίνακες 8-2 και 8-3. NPV profit = 580,000 NPV cost =1,775,700 NPV total = NPV profit NPV cost = 1,195,700 BCR = NPV profit NPV cost = 0.326 Υπολογισμός της περιόδου αποπληρωμής δεν γίνεται εφόσον η επένδυση κρίνεται μη συμφέρουσα. Οικονομική Αξιολόγηση Στήριξης Τάσης στο case 33 NPV 1,195,700 BCR 0.326 PP - Πίνακας 8-4 Οικονομικοί δείκτες για την αξιολόγηση της στήριξης τάσης Είναι εμφανές πως η παροχή στήριξης τάσης μέσω συστημάτων αποθήκευσης δεν είναι κερδοφόρα κάτω από αυτά τα δεδομένα και επιχειρείται ο συνδυασμός της με άλλες υπηρεσίες στα επόμενα κεφάλαια. 8.2 Υπηρεσία 2- Αναβολή αναβάθμισης εξοπλισμού (Investment Deferral) Προεπισκόπηση: Η αναβολή αναβάθμισης εξοπλισμού σε δίκτυα διανομής αφορά κυρίως την καθυστέρηση και σε κάποιες περιπτώσεις την ολοκληρωτική αποφυγή αγορά καινούργιου εξοπλισμού για την ομαλή λειτουργία του συστήματος [12]. Αναλυτικότερα, κάτω από συγκεκριμένες συνθήκες η μέγιστη ζήτηση του φορτίου (peak demand) ξεπερνά το μέγιστο επιτρεπτό όριο ισχύος για το οποίο έχει σχεδιαστεί η γραμμή μεταφοράς. Συνήθως πρόκειται για ένα σπάνιο φαινόμενο το οποίο συμβαίνει λίγες μόνο μέρες στη διάρκεια ενός χρόνου, αλλά επιβαρύνει τον υπάρχων εξοπλισμό και έχει ως αποτέλεσμα την ανάγκη αναβάθμισης του [7]. Τα συστήματα αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας 61

επιβαρύνονται ουσιαστικά με την απορρόφηση και μετέπειτα εκφόρτιση αυτής της περίσσιας ενέργειας όπως φαίνεται στην παρακάτω εικόνα: Εικόνα 8-6 Λειτουργία Μπαταρίας για Αναβολή Αναβάθμισης Εξοπλισμού [12] Ιδιαίτερα σημαντικό είναι το γεγονός ότι απαιτούνται λίγοι κύκλοι λειτουργίας της μπαταρίας για την παροχή της συγκεκριμένης υπηρεσίας, το οποίο αποτελεί ένα μεγάλο πλεονέκτημα στην ταυτόχρονη κάλυψη περισσότερων υπηρεσιών και επομένως στη διεύρυνση του κέρδους [13]. Αναλυτικότερη προσέγγιση παρουσιάζεται στην Ενότητα 6. 8.2.1 Κόστος Αναβάθμισης Εξοπλισμού χωρίς Μπαταρίες Η αυξημένη ζήτηση του φορτίου σε ορισμένα διαστήματα ενός χρόνου θα έχει ως αποτέλεσμα την καταπόνηση του εξοπλισμού στο δίκτυο διανομής. Το συνολικό κόστος (investment deferral profit-idp) για αναβάθμιση της γραμμής υπολογίζεται ως : IDP = U cost FCR (26) όπου το U cost δηλώνει το κόστος της αναβάθμισης της γραμμής και το FCR είναι ένας δείκτης που συνδυάζει όλα τα απαραίτητα στοιχεία για τον ετήσιο υπολογισμό του κόστους [12]. Τα δίκτυα της IEEE δεν αναφέρονται σε μήκος γραμμών και επομένως το κόστος για την αναβάθμιση του εξοπλισμού είναι δύσκολο να προβλεφθεί. Αναλυτική προσέγγιση για την αναβολή αναβάθμιση εξοπλισμού γίνεται στο κεφάλαιο 9, όπου παρουσιάζεται η ταυτόχρονη παροχή διαφορετικών υπηρεσιών. 62

Power Output (MW) 8.3 Υπηρεσία 3- Ρύθμιση Περιορισμού Παραγωγής ΑΠΕ (RES Curtailment Regulation) Προεπισκόπηση: Ο διαχειριστής του ηλεκτρικού δικτύου θέτει ορισμένους περιορισμός στην παραγωγή των ΑΠΕ για λόγους ευστάθειας και ομαλής λειτουργίας του δικτύου. Οι περιορισμοί αυτοί μπορεί να επιβάλλονται λόγω διάφορων παραγόντων όπως η παραβίαση των θερμικών ορίων γραμμών μεταφοράς, παραβίαση των επιπέδων τάσεων, αυξημένο ποσοστό αντίστροφης ροής ισχύος σε κάποιον υποσταθμό (reverse power flow) και γενικά παραγόντων που επηρεάζουν τη λειτουργία του δικτύου εν γένει. Για παράδειγμα τέτοιοι περιορισμοί μπορεί να είναι η λειτουργία μέχρι ένα ποσοστό της μέγιστης επιτρεπτής λειτουργίας της μονάδας για ορισμένες ώρες της ημέρας. 8.3.1 Περιορισμός Παραγωγής ΑΠΕ χωρίς Μπαταρίες Ο διαχειριστής του συστήματος ανανεώσιμων πηγών ενέργειας είναι υποχρεωμένος να περιορίσει την παραγωγή σε ένα ποσοστό της μέγιστης δυνατής. Οι ακριβείς περιορισμοί και οι λόγοι οι οποίοι προκύπτουν παρουσιάζονται διεξοδικά στο κεφάλαιο 9 με τις πολλαπλές υπηρεσίες. Η περίπτωση περιορισμού παραγωγής σε μερικά ποσοστά της συνολικής παραγωγής φαίνεται στην παρακάτω εικόνα: 0,9 0,8 0,7 0,6 Curtailment Levels 0,5 0,4 0,3 0,2 30% 20% 10% 0% 0,1 0 0 20 40 60 80 100 120 140 10 minutes Εικόνα 8-7 Περιορισμός Παραγωγής ΑΠΕ σε διαφορετικά ποσοστά της συνολικής ισχύος 63

Οικονομική Αξιολόγηση Επένδυσης ( ) 8.3.2 Έλεγχος Περιορισμού Παραγωγής ΑΠΕ με Μπαταρίες Τεχνική-Οικονομική Ανάλυση: Σε αυτήν την υπηρεσία δεν γίνεται χρήση της ανάλυσης ευαισθησίας για την επιλογή των ζυγών τοποθέτησης των μπαταριών. Η τοποθέτηση γίνεται πίσω από τον ζυγό κάθε φωτοβολταϊκού η αιολικού πάρκου ανεξάρτητα από το που αυτό βρίσκεται. Για την ανάλυση επιλέγεται ένα φωτοβολταϊκό πάρκο συνολικής εγκατεστημένης ισχύος 800kW και υπολογίζεται η συνολική εγκατεστημένη ισχύ ενός συστήματος μπαταριών για τις περιπτώσεις όπου ο διαχειριστής του δικτύου επιβάλλει περιορισμό 10, 20 και 30% αντίστοιχα. Ο αλγόριθμος βελτιστοποίησης έχει ως σκοπό το μέγιστο κέρδος του διαχειριστή των ΑΠΕ και γι αυτό το λόγο εξετάζονται πολυάριθμα σενάρια εγκατάστασης μπαταριών έτσι ώστε να εξαχθεί το βέλτιστο σενάριο κόστους μπαταριών/έξτρα αξιοποιήσιμη ενέργεια. Η οικονομική αποτίμηση γίνεται συνυπολογίζοντας τα συνολικά κόστη του συστήματος μπαταριών και το συνολικό κέρδος που προκύπτει από την πώληση όλης της διαθέσιμης ενέργειας στο δίκτυο Τα αποτελέσματα φαίνονται στο παρακάτω διάγραμμα: 0 Αξιολόγηση Επένδυσης Περικοπής Παραγωγής ΑΠΕ -100000-200000 -300000-400000 -500000-600000 -700000-800000 Μέγεθος Συστήματος Αποθήκευσης 10% 20% 30% Εικόνα 8-8 Αξιολόγηση Επένδυσης Περικοπής Παραγωγής ΑΠΕ 64

Είναι φανερό ότι για καμία περίπτωση δεν προκύπτουν κέρδη και μάλιστα αυξανόμενη χωρητικότητα μπαταρίας συνεπάγει μεγαλύτερη ζημία καταδεικνύοντας πως τα κόστη εγκατάστασης συνεχώς υπερβαίνουν τα κέρδη της έξτρα ενέργειας που αξιοποιείται. 8.4 Υπηρεσία 4- Έλεγχος Αυξομείωσης Ισχύος σε ΑΠΕ (RES Ramp rate Control) Προεπισκόπηση: Οι απότομες μεταβολές της παραγωγής των ΑΠΕ εξαιτίας της άμεσης εξάρτησης από καιρικά φαινόμενα (σύννεφα, στιγμές νηνεμίας) προκαλούν ανεπιθύμητες απότομες μεταβολές της τάσης του δικτύου. Το πρόβλημα αυτό αντιμετωπίζεται με τη χρήση συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας για τη διατήρηση των μεταβολών της παραγωγής των ΑΠΕ εντός επιτρεπτών ορίων. Η αναλυτικότερη προσέγγιση του φαινομένου παρουσιάζεται στο κεφάλαιο 6. Ένα παράδειγμα αντιμετώπισης του φαινομένου φαίνεται στην παρακάτω εικόνα όπου παρουσιάζονται τα δεδομένα της μπαταρίας για έλεγχο της ράμπας σε ένα φωτοβολταικό πάρκο από τη δουλειά της εργασίας [37]. Εικόνα 8-9 Renewable ramp rate control [37] 8.4.1 Έλεγχος Αυξομείωσης Ισχύος χωρίς Μπαταρίες Ο αντιστροφέας (inverter) της μονάδας μεταβάλλει το σημείο λειτουργίας του για να διατηρήσει τις μεταβολές της παραγωγής εντός επιτρεπτών ορίων, είτε οδηγώντας το σε ένα σημείο μικρότερης απόδοσης με σκοπό τη μείωση της ισχύος, είτε οδηγώντας το σε ένα σημείο μεγαλύτερης απόδοσης. Γίνεται φανερό πως και στις δύο περιπτώσεις υπάρχει ενέργεια η οποία χάνεται λόγω του ότι η μονάδα δε λειτουργεί συνέχεια στο μέγιστο σημείο ισορροπίας (MPP). Επίσης, η περίπτωση της ρύθμισης της ισχύος καθόδου μας οδηγεί στο συμπέρασμα πως το σύστημα θα πρέπει να διαθέτει έναν τρόπο πρόβλεψης της παραγωγής διότι η ανάγκη για αύξηση του σημείου ισορροπίας ισοδυναμεί με αδυναμία του συστήματος να δουλεύει σε κάποιο πολύ κοντά στο μέγιστο. Η λειτουργία του inverter φαίνεται στις παρακάτω εικόνες: 65

Power Output(MW) Power Output (MW) 1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 Ramp Regulation Without BESS 0 350 450 550 650 750 850 950 1050 1150 Minutes of one day Maximum PV Output Regulated PV Output Εικόνα 8-10 Λειτουργία inverter στη διάρκεια μιας μέρας για διατήρηση των ορίων αυξομείωσης ισχύος 1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 Ramp Regulation Without BESS Zoom In 0 700 720 740 760 780 800 820 840 860 880 900 Minute of one day Maximum PV Output Regulated PV Output Εικόνα 8-11 Λειτουργία inverter για συγκεκριμένα λεπτά για διατήρηση των ορίων αυξομείωσης ισχύος Η συνολική ενέργεια που δεν αξιοποιείται προκύπτει από τη αφαίρεση των εμβαδών που χάνονται στη διάρκεια ενός χρόνου. Η συνολική ζημία λόγω αυτής της λειτουργίας του αντιστροφέα παρουσιάζονται στον ακόλουθο Πίνακα 8-5. 66

Power Output(MW) Έλεγχος Αυξομείωση Ισχύος χωρίς Μπαταρίες Μη αξιοποιήσιμη ενέργεια (MWh) 15.059 Τιμή Ενέργειας ( /MWh) 300 Συνολική ζημία για ένα χρόνο ( ) 4,517.7 Παρούσα Αξία Ζημιών μετά από 20 χρόνια ( ) 38,311 Πίνακας 8-5 Έλεγχος Αυξομείωση Ισχύος χωρίς Μπαταρίες 8.4.2 Έλεγχος Αυξομείωσης Ισχύος με Μπαταρίες Τεχνική Ανάλυση Σε αυτήν την περίπτωση δεν γίνεται χρήση της ανάλυσης ευαισθησίας για την επιλογή των ζυγών τοποθέτησης των μπαταριών. Η τοποθέτηση γίνεται πίσω από τον ζυγό κάθε φωτοβολταϊκού η αιολικού πάρκου ανεξάρτητα από το που αυτό βρίσκεται. Υπολογίζεται πως για ένα φωτοβολταικό πάρκο συνολικής εγκατεστημένης ισχύος 800kW απαιτείται εγκατάσταση ενός συστήματος συνολικής χωρητικότητας 336.9kWh, ενώ θεωρούμε πως ο μετατροπέας που έχει το Φ/Β πάρκο καλύπτει και τις ανάγκες των μπαταριών. Χαρακτηριστικά Μπαταρίας για Έλεγχο Αυξομείωσης Ισχύος Εγκατεστημένη Ισχύ Φ/Β πάρκου (kw) 800 Τοποθέτηση Μπαταρίας Πίσω από το ζυγό του Φ/Β Χωρητικότητα Μπαταρίας (kwh) 336.9 Συνολική ανταλλασσόμενη ενέργειας (MW) 9.812 Κύκλοι Μπαταρίας 30 Πίνακας 8-6 Τεχνικά Χαρακτηριστικά Μπαταρίας για Έλεγχο Αυξομείωσης Ισχύος Η λειτουργία της μπαταρίας στο διάστημα μιας μέρας για έλεγχο αυξομείωσης της ισχύος παρουσιάζεται παρακάτω: 1 BESS Ramp Regulation 0,8 0,6 0,4 0,2 0 350 450 550 650 750 850 950 1050 1150-0,2 BESS Power Output -0,4 PV Regulated End Output -0,6 Minutes of one day Εικόνα 8-12 Λειτουργία Μπαταρίας για Έλεγχο Αυξομείωσης Ισχύος σε μια μέρα 67

Οικονομική Ανάλυση Τα συνολικά κόστη χωρίζονται σε κόστη εγκατάστασης και λειτουργικά κόστη, τα οποία αναφέρονται στο πρώτο έτος. Η ανάλυση γίνεται σε βάθος 20 χρόνων και λαμβάνεται υπόψη η κατάπτωση χωρητικότητας καθώς και η αντικατάσταση της μπαταρίας. Συνολικά Κόστη Μπαταριών για Έλεγχο Αυξομείωσης Ισχύος Ζυγός Τοποθέτησης Πίσω από το ζυγό του Φ/Β Κόστη Εγκατάστασης 229,000 Λειτουργικό Κόστος ενός χρόνου 2,043 Συνολικό Κόστος σε Παρούσα Αξία μετά 246,393 από 20 χρόνια Πίνακας 8-7 Κόστη Μπαταριών για Έλεγχο Αυξομείωσης Ισχύος στο case 33 Οικονομική Αξιολόγηση Η εγκατάσταση συστήματος μπαταριών επιτρέπει στο διαχειριστή του Φ/Β να εκμεταλλεύεται στο μέγιστο την ενέργεια που μπορεί να παράξει το Φ/Β πάρκο και επομένως να έχει το μέγιστο κέρδος. Ουσιαστικά μπορεί να αξιοποιήσει τη ενέργεια που χάνεται όταν ο inverter αλλάζει το σημείο λειτουργίας του. NPV profit = 38311 NPV cost = 246,393 NPV total = NPV profit NPV cost = 208,082 BCR = NPV profit NPV cost = 0.155 Υπολογισμός της περιόδου αποπληρωμής δεν γίνεται εφόσον η επένδυση κρίνεται μη συμφέρουσα. Οικονομική Αξιολόγηση ελέγχου αυξομείωσης ισχύος NPV 208,082 BCR 0.155 PP - Πίνακας 8-8 Οικονομικοί δείκτες για την αξιολόγηση του ελέγχου αυξομείωσης ισχύος ενός Φ/Β 68

Είναι εμφανές πως η παροχή ελέγχου αυξομείωσης ισχύος μέσω συστημάτων αποθήκευσης δεν είναι κερδοφόρα κάτω από αυτά τα δεδομένα και επιχειρείται ο συνδυασμός της με άλλες υπηρεσίες στα επόμενα κεφάλαια. 8.5 Υπηρεσία 5- Απαλοιφή Αιχμών σε ΑΠΕ (RES Capacity Firming) Προεπισκόπηση: Η παραγωγή των περισσότερων ΑΠΕ περιέχει πολλές κυματώσεις, εφόσον βασίζεται σε καιρικά φαινόμενα. Η μείωση των αιχμών και των κοιλάδων που εμφανίζονται στην παραγωγή επιτυγχάνεται με τη εγκατάσταση συστημάτων ηλεκτρικών ενέργειας, με σκοπό μια πιο ομαλή παραγωγή καθώς και μια απαγκιστρωμένη από ακραία καιρικά φαινόμενα παραγωγή. Η λειτουργία μιας μπαταρίας για την απαλοιφή αιχμών φαίνεται στην ακόλουθη εικόνα. Εικόνα 8-13 Renewable Energy Capacity Firming of short term intermittency [38] 8.5.1 Απαλοιφή Αιχμών σε ΑΠΕ με μπαταρίες Τεχνική Ανάλυση: Σε αυτήν την περίπτωση δεν γίνεται χρήση της ανάλυσης ευαισθησίας για την επιλογή των ζυγών τοποθέτησης των μπαταριών. Η τοποθέτηση γίνεται πίσω από τον ζυγό κάθε φωτοβολταϊκού η αιολικού πάρκου ανεξάρτητα από το που αυτό βρίσκεται. Στη συνέχεια η μπαταρία λειτουργεί ώστε να προκύψει μια ομαλή παραγωγή, η οποία προσεγγίζεται με πολυώνυμα. Για την προσομοίωση επιλέχθηκε Φ/Β πάρκο συνολικής ισχύος 800kW. Τα αποτελέσματα για διάφορους βαθμούς προσεγγιστικών πολυωνύμων παρουσιάζονται στον παρακάτω πίνακα: Παράγοντας Μέγεθος Προσέγγισης Συστήματος (MWh) 7 1.39 8 1.046 9 0.937 10 0.790 69

Παραγωγή Μονάδας (kw) 11 0.828 12 0.684 13 0.748 14 0.662 15 0.695 16 1.53 Πίνακας 8-9 Χωρητικότητες Συστήματος για απαλοιφή αιχμών με διαφορετικές προσεγγίσεις Διευκρινίζεται πως για άλλα δεδομένα Φ/Β οι όροι θα είναι ενδεχομένως διαφορετικοί Τα αποτελέσματα για ορισμένες ημερήσιες παραγωγές παρουσιάζονται στις ακόλουθες εικόνες: 900 800 700 Παραγωγή χωρίς εξομάλυνση Παραγωγή με εξομάλυνση 600 500 400 300 200 100 0 0 20 40 60 80 100 120 140 Δεκάλεπτο Εικόνα 8-14 Απαλοιφή Αιχμών στη διάρκεια μιας μέρας (1) 70

Παραγωγή Μονάδας (kw) Παραγωγή Μονάδας (kw) 900 800 700 600 Παραγωγή χωρίς εξομάλυνση Παραγωγή με Παραγωγή εξομάλυνση χωρίς εξομάλυνση Παραγωγή με εξομάλυνση 500 400 300 200 100 0 0 20 40 60 80 100 120 140 Δεκάλεπτο Εικόνα 8-15 Απαλοιφή Αιχμών στη διάρκεια μιας μέρας (2) 900 800 700 600 Παραγωγή χωρίς εξομάλυνση Παραγωγή με εξομάλυνση 500 400 300 200 100 0 0 20 40 60 80 100 120 140 Δεκάλεπτο Εικόνα 8-16 Απαλοιφή Αιχμών στη διάρκεια μιας μέρας (3) Οικονομική Ανάλυση-Οικονομική Αξιολόγηση Η οικονομική ανάλυση και αξιολόγηση αυτής της επένδυσης είναι ιδιαίτερη και σχετίζεται κυρίως με κανόνες χρηματιστηρίου. Η λειτουργία των μπαταριών έχει ως αποτέλεσμα η 71

παραγωγή των ΑΠΕ να είναι ιδιαίτερα ομαλή και καθόλου εξαρτώμενη από ακραία καιρικά φαινόμενα. Αυτό επιτρέπει στο διαχειριστή των ΑΠΕ να γνωρίζει την ακριβή παραγωγή του συστήματος και να μπορεί να εισέλθει στο χρηματιστήριο ενέργειας με μεγαλύτερη σιγουριά. Επίσης είναι ιδιαίτερα σημαντικό πως η ομαλή μεταβολή έχει θετικό αντίκτυπο στις μεταβολές της τάσης του δικτύου. Τα κέρδη που προκύπτουν από αυτή την υπηρεσία δεν εξετάζονται σε αυτήν την διπλωματική και αποτελεί ξεχωριστή ανάλυση βασιζόμενη στις αγορές ηλεκτρικής ενέργειας. 8.6 Συμπέρασμα για Μεμονωμένες Υπηρεσίες Οι προσομοιώσεις μεμονωμένων υπηρεσιών, είτε προς όφελος του δικτύου είτε προς όφελος του διαχειριστή μιας ΑΠΕ, αποδείχθηκαν μη κερδοφόρες. Εξαίρεση αποτελεί ενδεχομένως η περίπτωση της αναβολής αναβάθμισης εξοπλισμού αλλά η συνολική αποτίμηση καταδεικνύει την ανάγκη κάλυψης παράλληλων λειτουργιών για να προκύψει το μέγιστο κέρδος. 72

9 Μοντέλο Μελέτης Παράλληλων Λειτουργιών 9.1 Χωροθέτηση ΑΠΕ Το δίκτυο δοκιμής IEEE case33 αποτελεί το δίκτυο το οποίο ο κώδικας χρησιμοποιεί για τις απαραίτητες προσομοιώσεις όπως αναφέρθηκε στην ενότητα 5. Όπως γίνεται κατανοητό και από τα αναλυτικά στοιχεία που το περιγράφουν πρόκειται για δίκτυο στο οποίο δεν υπάρχουν συνδεδεμένες μονάδες ανανεώσιμων πηγών ενέργειας (ΑΠΕ). Για να είναι δυνατή η εξαγωγή συμπερασμάτων και αποτελεσμάτων όσον αφορά τον παραλληλισμό των διαθέσιμων λειτουργιών των συστημάτων αποθήκευσης κρίθηκε απαραίτητη η εισαγωγή τέτοιων μονάδων από τους συγγραφείς. Για να υπάρξει μια, όσο το δυνατόν, πιο στοχευμένη αλλά συνάμα και δυναμική ανάλυση, δημιουργήθηκε ένα δυναμικό μοντέλο χωροθέτησης μονάδων ΑΠΕ. Με τον τρόπο αυτό δεν περιορίζεται η ανάλυση σε μια συγκεκριμένη στατική περίπτωση αλλά είναι δυνατή η εξαγωγή αποτελεσμάτων τα οποία να μπορούν να αναχθούν και να συγκριθούν σε πολλές περιπτώσεις άλλων δικτύων ενδιαφέροντος. Το δυναμικό μοντέλο χωροθέτησης ομαδοποιεί τους ζυγούς του δικτύου κάνοντας χρήση του πίνακα ευαισθησίας. Οι ζυγοί με τη μεγαλύτερη ευαισθησία ομαδοποιούνται πρώτοι. Με τον τρόπο αυτό θα γίνει εγκατάσταση μονάδων ΑΠΕ, φωτοβολταϊκές εγκαταστάσεις συγκεκριμένα, και ανάλυση για κάθε ομάδα ζυγών ξεχωριστά. Ως ο πιο αντιπροσωπευτικός αριθμός ζυγών για κάθε ομάδα θεωρήθηκε το οκτώ το οποίο οδηγεί σε 4 ισάριθμες ομάδες ζυγών. Οπτικά ο διαχωρισμός του δικτύου δοκιμής IEEE case33 παρουσιάζεται στην εικόνα 9-1. Στους οχτώ ζυγούς κάθε ομάδας τοποθετήθηκαν ισάριθμες μονάδες ΑΠΕ με μέγεθος το οποίο υπολογίστηκε με την παρακάτω ανάλυση στο εύρος των 500-800 kw, τυπικές τιμές για εγκαταστάσεις σε δίκτυα διανομής. Εικόνα 9-1 Χωροθέτηση ΑΠΕ στο case 33 73