ΠεριεχόμεναΠεριεχόμενα......................................................................................................................................... 1Κεφάλαιο 1: Εισαγωγή.........................................................................................................................3Κεφάλαιο 2: Αξιοπιστία....................................................................................................................... 4

2.1. Πώς πραγματευόμαστε την έννοια της αξιοπιστίας................................................................. 42.2. Δείκτες Αξιοπιστίας ή Δείκτες Υφιστάμενων Διακοπών του Συστήματος Διανομής.............42.2.1. SAIFI -Δείκτης Μέσης Συχνότητας Διακοπής Συστήματος ................................................ 42.2.2. SAIDI- Δείκτης Μέσης Διάρκειας Διακοπής Συστήματος................................................... 42.3. Δείκτες Διασυνδεδεμένου Συστήματος.................................................................................... 5 Μεταφοράς..................................................................................................................................... 52.4. Η σημασία των δεικτών αξιοπιστίας........................................................................................ 62.5. Σύνθεση του φορτίου ενός feeder.............................................................................................72.6. Οικονομική Θεώρηση της Αξιοπιστίας.................................................................................... 82.7. Από τη στατιστική στις πιθανότητες........................................................................................ 9

Κεφάλαιο 3. Ελληνικό πρόγραμμα ανάπτυξης φωτοβολταϊκών σταθμών........................................ 123.1 Τεχνικά στοιχεία φωτοβολταϊκών σταθμών............................................................................ 123.1.1 Γενικά................................................................................................................................... 123.1.2 Στοιχεία μιας διασυνδεδεμένης Φ/Β εγκατάστασης ............................................................123.1.2.1 Κυψέλες............................................................................................................................. 123.1.2.2 Πλαίσια (Συστοιχίες)......................................................................................................... 153.1.3 Σύνδεση των Φ/Β πλαισίων.................................................................................................. 163.1.4 Διασύνδεση...........................................................................................................................163.2 Ελληνικό πρόγραμμα ανάπτυξης φωτοβολταικών σταθμών...................................................173.2.1 Δυνατότητες χρηματοδότησης της επένδυσης..................................................................... 173.2.2 Κατηγοριοποίηση Φ/Β σταθμών βάση διαδικασιών αδειοδότησης και τιμή πώλησης ενέργειας........................................................................................................................................ 18

Κεφάλαιο 4: Μεθοδολογία Κατανομής..............................................................................................204.1. Σχεδιασμός (στον οποίο αναφερόμαστε)................................................................................204.2. Παραδοχές – Προβλέψεις....................................................................................................... 214.3. Τα βήματα για την επιλογή των ακριβών τοποθεσιών........................................................... 244.4. Οι τοποθεσίες ανά νομό..........................................................................................................254.5. Επιλογές - Παραδοχές στις Παραμέτρους του Λογισμικού................................................... 264.6. Παρατηρήσεις από τα αρχικά δεδομένα του λογισμικού....................................................... 29

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια...........................................325.1. Σενάριο Α...............................................................................................................................325.1.1. Χωρισμός Περιοχών............................................................................................................ 325.1.2. Αποκοπές φορτίου: μέγεθος-κατανομή.............................................................................. 355.1.3. Παραγωγή ισχύος σε κάθε περιοχή..................................................................................... 365.1.4. Αποκοπές που αποφεύγονται ..............................................................................................395.1.5. Σενάριο Α – Παράδείγματα................................................................................................. 425.1.6. Βελτίωση Δεικτών Αξιοπιστίας...........................................................................................435.1.7. Οικονομική Προσέγγιση......................................................................................................445.2. Σενάριο Β................................................................................................................................465.2.1 Περιγραφή Σεναρίου Β.........................................................................................................465.2.2. Αποτελέσματα σεναρίου Β.................................................................................................. 465.2.3. Σχόλια και παρατηρήσεις – Η χρησιμότητα του σεναρίου Β.............................................. 515.3. Σενάριο Γ................................................................................................................................ 515.3.1 Περιγραφή Σεναρίου Γ......................................................................................................... 515.3.2. Αποτελέσματα σεναρίου Γ.................................................................................................. 525.3.3. Συγκρίσεις με τα αποτελέσματα του σεναρίου Α – Σχόλια - Παρατηρήσεις...................... 54

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 1

5.4. Σενάριo Δ................................................................................................................................545.4.1. Περιγραφή Σεναρίου Δ........................................................................................................ 545.4.2. Αποτελέσματα σεναρίου Δ.................................................................................................. 555.4.3. Σχόλια - Παρατηρήσεις........................................................................................................56

Κεφάλαιο 6: Συμπεράσματα - Σχόλια................................................................................................ 576.1 Συμπεράσματα ........................................................................................................................ 576.2 Σχόλια – Προσωπικές Σκέψεις................................................................................................ 58

Παράρτημα Ι : Λογισμικό METEONORM........................................................................................61Παράρτημα ΙΙ : Λογισμικό PVSYST................................................................................................. 67Βιβλιογραφία - Αναφορές.................................................................................................................. 76

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 2

Κεφάλαιο 1: Εισαγωγή

Μεγάλη συζήτηση γίνεται τα τελευταία χρόνια γύρω από την ανάπτυξη των λεγόμενων εναλλακτικών τεχνολογιών για την παραγωγή ενέργειας. Ο λόγος φαίνεται και από τις άλλες ονομασίες τους: ανανεώσιμες, ήπιες μορφές ενέργειας.

Η οριακή κατάσταση στην οποία έχει φτάσει η ισορροπία του παγκόσμιου κλίματος λόγω της εκπομπής αερίων του θερμοκηπίου, τα οποία σε μεγάλο βαθμό οφείλονται στον τρόπο που παράγεται η ενέργεια κυρίως μέσω ορυκτών καυσίμων, κάνει επιτακτική την ανάγκη μεταξύ άλλων προώθησης και ευρείας εφαρμογής αυτών των τεχνολογιών.

Έτσι ο σχεδιασμός γίνεται σε πολλές περιπτώσεις κεντρικά από κρατικούς και υπερκρατικούς φορείς και επιτροπές και οι πολιτικές κινούνται μεταξύ “μαστίγιου και καρότου”. Δηλαδή από τη μια επιβάλλονται μέτρα και όροι για τη μείωση των εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου και για τα ελάχιστα επίπεδα συμμετοχής των ΑΠΕ στην παραγωγή ισχύος και από την άλλη θεσπίζονται ελκυστικά πολλές φορές κίνητρα ώστε οι στόχοι να επιτευχθούν και με τη σύμπραξη της ιδιωτικής πρωτοβουλίας και με τη μορφή επενδύσεων.Κάπως έτσι σχεδιάστηκε και το ελληνικό πλάνο για την πιο γενική και συγκροτημένη είσοδο των τεχνολογιών των φωτοβολταϊκών στο διασυνδεδεμένο δίκτυο της ελληνικής επικράτειας. Για τα Φ/Β γενικά, αλλά και για το ελληνικό πρόγραμμα ανάπτυξης Φ/Β σταθμών θα γίνει αναφορά στο 3ο κεφάλαιο της παρούσας μελέτης.

Με βάση τον αρχικό αυτό σχεδιασμό οργανώθηκε η ανάλυση που θα ακολουθήσει. Κάνοντας ορισμένες παραδοχές και καταστρώνοντας διάφορα σενάρια (με προσπάθεια να είναι όσο γίνεται ρεαλιστικά) διερευνήσαμε τα ζητήματα της βελτιστοποίησης υπό όρους της κατανομής των προβλεπόμενων μονάδων Φ/Β στην ελληνική επικράτεια, αλλά και την εν δυνάμει συμμετοχή τους στους δείκτες αξιοπιστίας των συστημάτων μεταφοράς και διανομής της ηλεκτρικής ισχύος και πώς αυτό αποτυπώνεται σε οικονομικά μεγέθη.

Στο κεφάλαιο 4 μπορεί κανείς να βρει τη μεθοδολογία με την οποία οργανώθηκε η ανάλυση, ενώ στο κεφάλαιο 5 γίνεται η καταγραφή των αποτελεσμάτων των τεσσάρων διαφορετικών σεναρίων που μελετήθηκαν μαζί με κάποια μερικά σχόλια και παρατηρήσεις. Στο 2ο κεφάλαιο της μελέτης θα ξεκινήσουμε με μια αναφορά στα ζητήματα της αξιοπιστίας ώστε να ορίσουμε το πλαίσιο και τις έννοιες τις οποίες θα χρησιμοποιήσουμε σε όλη την έκταση της ανάλυσης, ενώ στο τελευταίο κεφάλαιο θα επιχειρηθούν κάποια γενικότερα σχόλια και μια εκτίμηση των προεκτάσεων που μπορεί να λάβει η επεξεργασία και η χρήση στο επίπεδο του σχεδιασμού των αποτελεσμάτων της μελέτης.

Στο τέλος του παρόντος παρατίθενται δύο παραρτήματα για τη βοήθεια στη χρήση του λογισμικού που χρησιμοποιήθηκε για τη διεκπεραίωση των προσομοιώσεων που χρειαστήκαμε ώστε να είναι άμεσα σε θέση ο κάθε αναγνώστης της μελέτης αυτής, να τα επαναλάβει, επαληθεύσει ή και αλλάξει. Θα θέλαμε να σημειώσουμε πως αυτός ο “οδηγός” δημιουργήθηκε κατά βάση από τις συναδέλφους Ευαγγελοπούλου Κλειώ και Κουτρούλη Λήδα (p) με επιμέλεια τέτοια ώστε σε εμάς να αναλογεί απλά η μεταγραφή του.

Κεφάλαιο 1: Εισαγωγή 3

Κεφάλαιο 2: Αξιοπιστία

2.1. Πώς πραγματευόμαστε την έννοια της αξιοπιστίας

Μιλώντας για αξιοπιστία συστήματος στην παρούσα εργασία, αναφερόμαστε σε δύο διαφορετικά επίπεδα, πρώτον σε αυτό της μεταφοράς και κατόπιν σε αυτό της διανομής ηλεκτρικής ενέργειας. Η βελτίωση των δεικτών αξιοπιστίας θα μελετηθεί κατά βάση στο δεύτερο επίπεδο, αυτό δηλαδή της διανομής στους καταναλωτές. Θα πρέπει, όμως, σε κάθε περίπτωση να μελετήσουμε και το πρώτο, καθώς, αυτό που μας ενδιαφέρει είναι η βελτίωση της αξιοπιστίας όχι όσον αφορά πχ στα σφάλματα ή σε κακοτεχνίες και φθορές του συστήματος διανομής, αλλά σε σχέση με την υπερφόρτιση του δικτύου (μεταφοράς) σε διαστήματα αυξημένης ζήτησης που δεν μπορεί να καλυφθεί από την παραγωγή και οδηγεί σε αποκοπές φορτίου. Παρακάτω, θα περιγράψουμε τους δείκτες αξιοπιστίας τους οποίους θα χρησιμοποιήσουμε, αλλά και τις παραδοχές για τον τρόπο και την διαδικασία με την οποία γίνονται οι παραπάνω αποκοπές.

2.2. Δείκτες Αξιοπιστίας ή Δείκτες Υφιστάμενων Διακοπών του Συστήματος Διανομής

2.2.1. SAIFI -Δείκτης Μέσης Συχνότητας Διακοπής Συστήματος

(System Average Interruption Frequency Index)

O SAIFI δείχνει πόσο συχνά ο μέσος καταναλωτής υφίσταται μια διακοπή μέσα σε μια προκαθορισμένη χρονική περίοδο. Μαθηματικά δίνεται από την εξίσωση:

SAIFI= ∑ Συνολικός Αριθμός Καταναλωτών Με ΔιακοπήΣυνολικός Αριθμός Καταναλωτών Που Εξυπηρετούνται

(1) ή

SAIFI=∑ N i

N T (2)

2.2.2. SAIDI- Δείκτης Μέσης Διάρκειας Διακοπής Συστήματος

(System Average Interruption Duration Index)

Ο SAIDI δείχνει τη συνολική διάρκεια της διακοπής για το μέσο καταναλωτή κατά τη διάρκεια μιας καθορισμένης χρονικής περιόδου. Μετριέται συνήθως σε λεπτά διακοπής καταναλωτή ή σε ώρες διακοπής καταναλωτή και δίνεται μαθηματικά από την εξίσωση:

Κεφάλαιο 2: Αξιοπιστία 4

SAIDI= ∑ Διάρκεια Διακοπής ΚαταναλωτήΣυνολικός Αριθμός Εξυπηρετούμενων Καταναλωτών

(3) ή

SAIDI=∑ r i N i

N T (4)

2.2.3. CAIDI- Δείκτης Μέσης Διάρκειας Διακοπής Καταναλωτή(Customer Average Interruption Duration Index) Ο CAIDI αντιπροσωπεύει το μέσο χρόνο αποκατάστασης της παροχής. Δίνεται από την εξίσωση:

CAIDI= ∑ Διάρκεια Διακοπής ΚαταναλωτώνΣυνολικός Αριθμός Καταναλωτών Με Διακοπή

(5) ή

CADII=∑ r i N i

∑ N i

=SAIDISAIFI (6),

όπου σε όλα τα παραπάνω:

Ni = Ο αριθμός των καταναλωτών με διακοπή για κάθε γεγονός υφιστάμενης διακοπής κατά τη διάρκεια της περιόδου αναφοράς ri = Χρόνος αποκατάστασης για κάθε γεγονός διακοπήςNT = Συνολικός αριθμός καταναλωτών που εξυπηρετούνται στην κάθε περιοχή

2.3. Δείκτες Διασυνδεδεμένου Συστήματος

Μεταφοράς

Βασικός παράγοντας που επηρεάζει την αξιοπιστία, και ο οποίος θα μας απασχολήσει εδώ, είναι οι διακοπές λόγω αποκοπής φορτίου. Η αποκοπή φορτίου είναι η διαδικασία διακοπής της παροχής ηλεκτρικής ενέργειας σε συγκεκριμένες γραμμές, όταν η παραγωγή δε δύναται να καλύψει την πλεονάζουσα ζήτηση για ισχύ. Σε αυτή την περίπτωση λαμβάνεται υπόψη ο δείκτης Πιθανότητα Απώλειας Φορτίου LOLP (Loss of Load Probabillty).

Ο LOLP εκφράζει το πλήθος ημερών ή ωρών κατά τη διάρκεια του έτους κατά τις οποίες το Σύστημα Παραγωγής αδυνατεί να καλύψει τη ζήτηση ηλεκτρικής ισχύος. Ο προσδιορισμός του δείκτη βασίζεται σε στοχαστική μεθοδολογία που προσδιορίζει για κάθε μέρα (ή ώρα) του έτους την πιθανότητα να μην είναι επαρκής η διαθέσιμη παραγωγή να καλύψει τις ανάγκες του φορτίου.Για τον υπολογισμό του, για παράδειγμα για ένα χρόνο, χρειάζεται να διαιρέσουμε τον αριθμό αυτό με το 8760 (αριθμός ωρών σε ένα έτος). Αυτή είναι η πιθανότητα να έχουμε

Κεφάλαιο 2: Αξιοπιστία 5

υπέρβαση της εγκατεστημένης από την ισχύ που ζητείται μέσα σε αυτό το χρόνο.

Μαζί με αυτό το δείκτη αναφέρουμε και την Πιθανότητα Έλλειψης Ενέργειας LOEP (Loss of Energy Probability) που προσδιορίζεται παρόμοια με τον LOLP, στοχαστικά, και εκφράζει το ποσό της συνολικής ενέργειας μέσα σε μια χρονική περίοδο ενός έτους, που είναι αδύνατο να εξυπηρετηθεί από τη διαθέσιμη παραγωγή.

Διεθνώς, τιμές LOLP της τάξης των λίγων ωρών έως μιας ημέρας ανά έτος θεωρούνται εν γένει ικανοποιητικές. Αυτό επιτυγχάνεται εύκολα εφόσον η διαθέσιμη εφεδρεία παραγωγής είναι της τάξης του 15-20% της αναμενόμενης μέγιστης ζήτησης. Γενικά ο σχεδιασμός του Συστήματος Παραγωγής προκύπτει από έναν συμβιβασμό μεταξύ των απαιτήσεων ικανοποιητικής κάλυψης της ζήτησης και κόστους.

Υψηλές τιμές των δεικτών αυτών δεν μπορούν να ερμηνεύονται με τρόπο ντετερμινιστικό, ότι δηλαδή για συγκεκριμένο αριθμό ωρών θα γίνονται διακοπές στην ηλεκτροδότηση. Περιέχουν, όμως, ενδείξεις ότι πρέπει να αυξηθεί η εγκατεστημένη ισχύς Ηλεκτρικής Παραγωγής ώστε να καλύπτεται ασφαλώς η ζήτηση της ηλεκτρικής ενέργειας.

Με βάση τα παραπάνω, μπορούμε να πούμε πως ο LOLP για ένα έτος ουσιαστικά παρέχει πληροφορίες για τη διάρκεια των αποκοπών φορτίου που συμβαίνουν μέσα σε αυτό το έτος. Βασιζόμενοι σε στοιχεία από το ΔΕΣΜΗΕ (Διαχειριστής Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας), ο LOLP καθορίζεται από την αιχμή της ζήτησης φορτίου που στην Ελλάδα συμβαίνει μόνο κατά τους καλοκαιρινούς μήνες και μάλιστα μεταξύ 11.00 και 15.00. Για αυτό το λόγο και στην εργασία αυτή, κάθε ανάλυση θα αφορά μονάχα τις ώρες αυτές, δηλαδή πιο συγκεκριμένα τις ώρες 11.00-15.00 από την 1η Ιούνη μέχρι την 31η Αυγούστου του έτους 2007, που όντως περιλαμβάνει όλες τις αποκοπές φορτίου για αυτή τη χρονιά.

Σε κάθε αποκοπή φορτίου ο διαχειριστής του συστήματος μεταφοράς θεωρείται πως ζητά από το διαχειριστή του συστήματος διανομής να αποκόψει συγκεκριμένες γραμμές στο δίκτυο διανομής των 20 kV. Αυτό συμβαίνει ώστε η παραγωγή να μπορέσει να καλύψει την παρούσα ζήτηση και να αποφευχθούν φθορές άλλων στοιχείων του δικτύου ή ακόμα και μια γενική συσκότιση (black out). Κάθε feeder στην παρούσα μελέτη, θεωρείται (ως παραδοχή) πως εξυπηρετεί αστικά φορτία, συνολικής ονομαστικής ισχύος 10 MW και συνεπώς κυρίως οικιακούς και εμπορικούς καταναλωτές.

2.4. Η σημασία των δεικτών αξιοπιστίας

Οι αποκοπές φορτίου κοστίζουν. Στον παραγωγό της ενέργειας (Σταθμοί Παραγωγής, κρατικές ή ιδιωτικές εταιρίας παραγωγής από ορυκτά καύσιμα, ΑΠΕ κτλ.) που για κάποιο χρονικό διάστημα δεν την πουλάει και συνεπώς δεν αποκομίζει κάποιο ποσό για αυτό το διάστημα (που σε κανονική λειτουργία θα το κέρδιζε), στο διανομέα για τον ίδιο λόγο, αλλά και στον καταναλωτή που ενδεχομένως να μην έχει δυνατότητα να παράξει

Κεφάλαιο 2: Αξιοπιστία 6

σε αυτό το διάστημα ή να έχει οποιαδήποτε άλλη οικονομική δραστηριότητα. Σε κάποιες περιπτώσεις μια διακοπή μπορεί να έχει πολύ δυσάρεστες συνέπειες για τον καταναλωτή που μπορεί να αντιμετωπίσει βλάβες σε ευαίσθητα ηλεκτρικά και ηλεκτρονικά είδη, να υποστεί καταστροφές σε κατεψυγμένα τρόφιμα κ.α. Όταν μελετούμε δείκτες αξιοπιστίας ουσιαστικά χρησιμοποιούμε ένα εργαλείο που μπορεί να συνδέσει χαρακτηριστικά του συστήματος ενέργειας με τα οικονομικά μεγέθη που περικλείονται στις παραπάνω περιπτώσεις. Η ποιότητα της ισχύος (που αναφέρεται τόσο στις διακοπές όσο και στην ποιότητα της τάσης, παίρνει μια διαρκώς αυξανόμενη σημασία στη διαδικασία της διανομής καθώς και στις ρυθμιστικές διαδικασίες. Έτσι οι δείκτες αξιοπιστίας που μελετούμε μέσα από διάφορες μεθόδους, που αναπτύχθηκαν ακριβώς για αυτό το λόγο, έχουν ενταχθεί στις παραμέτρους της επίβλεψης και της διαχείρισης των ηλεκτρικών δικτύων και συστημάτων.

2.5. Σύνθεση του φορτίου ενός feeder

Η θεώρηση στην οποία βασίζονται οι παρακάτω αναλύσεις είναι πως το φορτίο ενός feeder χωρίζεται ως εξής:-60% της εγκατεστημένης ισχύος της γραμμής: οικιακοί καταναλωτές-15% της εγκατεστημένης ισχύος της γραμμής: μικροί εμπορικοί καταναλωτές-15% της εγκατεστημένης ισχύος της γραμμής: μεσαίοι εμπορικοί καταναλωτές-10% της εγκατεστημένης ισχύος της γραμμής: μεγάλοι εμπορικοί καταναλωτές

Παράλληλα εκτιμάται πως η ταυτοχρονισμένη ισχύς φορτίου για κάθε μια από τις παραπάνω κατηγορίες καταναλωτών έχει ως εξής:-2,5kW για οικιακούς-10kW για μικρούς εμπορικούς (επιχειρήσεις) -20kW για μεσαίους εμπορικούς (επιχειρήσεις)-200kW για μεγάλους εμπορικούς (οργανισμοί)

Σε έναν feeder των 10MW αυτό σημαίνει πως η ζήτηση κάθε τύπου καταναλωτών και ο αριθμός καταναλωτών που η κάθε κατηγορία περιέχει για αυτή την παροχή διαφέρει και χωρίζεται όπως φαίνεται στον πίνακα 2.1:

Πίνακας 2.1Τύπος Καταναλωτή Συνολική Ζήτηση

(kW)Ταυτοχρονισμένο

Φορτίο (kW)Αριθμός

Καταναλωτών

Οικιακός 6000 2,5 2400

Μικρός Εμπορικός 1500 10 150

Μεσαίος Εμπορικός 1500 20 75

Μεγάλος Εμπορικός 1000 200 5

Κεφάλαιο 2: Αξιοπιστία 7

2.6. Οικονομική Θεώρηση της Αξιοπιστίας

Μελέτη του ΕΜΠ το 2001 (a), εκτίμησε για πρώτη και μοναδική ως τώρα φορά, την ανάλυση του κόστους της αναξιοπιστίας ή αντίστροφα το κόστος της βελτίωσης της αξιπιστίας των συστημάτων ηλεκτρικής ενέργειας. Αυτό έγινε με έρευνα στους καταναλωτές, από τους οποίους ζητήθηκε να εκτιμήσουν τις οικονομικές τους απώλειες σε περίπτωση διακοπής της παροχής ηλεκτρικής ενέργειας για διάφορα σενάρια διακοπών, ανάλογα με τη διάρκεια της διακοπής, τη χρονική περίοδο της ημέρας που αυτή συμβαίνει, το αν είναι από πριν γνωστή ή όχι. Αν και με αρκετά κενά και προβλήματα, σε μεγάλο βαθμό και λόγω της απροθυμίας πολλών από όσους στάλθηκαν τα ερωτηματολόγια να απαντήσουν, τα συμπεράσματά της θα χρησιμοποιηθούν στις αναλύσεις μας, για να δοθεί και μια οικονομική διάσταση στα συμπεράσματά μας. Κι αυτό θεωρώντας πως οι γενικοί δείκτες αξιοπιστίας έχουν πολύ περιορισμένη σημασία, τεχνικής και μόνο φύσης, αν δε συνδυάζονται με τα απτό, το κατανοητό των οικονομικών μεγεθών. Οι πρώτοι δεν μπορούν από μόνοι τους μες στην “επιστημονική καθαρότητά” τους να προάγουν και να στηρίξουν αποφάσεις και πολιτικές, οι οικονομικοί δείκτες σαφέστατα μπορούν.

Ο χωρισμός σε αυτή την περίπτωση των καταναλωτών των feeders γίνεται σε τρεις κατηγορίες: οικιακούς, εμπορικούς μικρούς και μεσαίους (επιχειρήσεις) και εμπορικούς μεγάλους (οργανισμούς).Στην έρευνα περιλαμβανόταν και οι βιομηχανικοί καταναλωτές που δεν θα απσχολήσουν, όμως, αυτή την ανάλυση.Από τη μελέτη προέκυψαν δύο ειδών στοιχεία κόστους διακοπής το μέσο κόστος ανά διακοπή (€/διακοπή) και το κανονικοποιημένο κατά την ετήσια ζήτηση αιχμής κόστος (€/kW). Αυτό παρουσιάζεται και στον πίνακα 2.2:

Πίνακας 2.2Τύπος Καταναλωτή Κόστος Κανονικοποιημένο Κατά την

Ετήσια Ζήτηση Αιχμής (€/kW)

Οικιακοί 1,5

Επιχειρήσεις 5,4

Οργανισμοί 14,5

Η εκτίμηση για το κόστος για τους οικιακούς καταναλωτές προέρχεται από άλλη μελέτη (d).

Έτσι λοιπόν και στα πλαίσια των καταναλωτών που εξυπηρετούνται από έναν feeder το συνολικό κόστος σύμφωνα με τα παραπάνω μπορεί να υπολογιστεί ως εξής:

Κεφάλαιο 2: Αξιοπιστία 8

Πίνακας 2.3Τύπος Καταναλωτή Συνολικό Εκτιμώμενο Κόστος Διακοπής

(€)

Οικιακοί 9000 (6MW x 1,5 €/kW)

Επιχειρήσεις 16200 (3 MW x 5,4 €/kW)

Οργανισμοί 14500 (1 MW x 14,5 €/kW)

Συνολικά 39700

Αυτό πολύ απλά σημαίνει πως για κάθε feeder που παραμένει εντός δικτύου για τις 4 κρίσιμες μεσημεριανές ώρες κατά τη διάρκεια των αιχμών του Καλοκαιριού λόγω της συμμετοχής των Φωτοβολταϊκών στην παραγωγή ενέργειας, πέρα από τα άλλα συνολικότερα ωφέλη για το σύστημα, ο SAIDI του κάθε feeder δεν επιδεινώνεται κατά 240 min, ενώ εξοικονομούνται στο επίπεδο των καταναλωτών 39700€, που θα κόστιζε κατ' εκτίμηση η διακοπή στους καταναλωτές που εξυπηρετούνται από αυτόν τον feeder.Κατ' επέκταση αποφεύγεται και μια αύξηση των LOLP και LOEP που δεν μπορεί, όμως, να προσδιοριστεί άμεσα, εφόσον αναφέρεται στο επίπεδο της μεταφοράς για το οποίο δεν έχουμε αρκετά στοιχεία.

2.7. Από τη στατιστική στις πιθανότητες

Τα δεδομένα που μας δίνει το λογισμικό που θα χρησιμοποιηθεί και κυρίως το METEONORM, τα αποτελέσματα του οποίου εισάγονται ως δεδομένα εισόδου στο PVSYST, στηρίζονται σε βάσεις δεδομένων και στην επεξεργασία τους με μεθόδους στατιστικής. Το METEONORM είναι λογισμικό εκτίμησης μετεορολογικών δεδομένων (θερμοκρασία, ηλιακή ακτινοβολία, ταχύτητα ανέμου κ.α.) για όποια περιοχή επιλεχθεί από το χρήστη και βασίζεται σε σύνθεση των δεδομένων από μετρήσεις σε διάφορους σταθμούς για χρονικά διαστήματα πολλών ετών. Το PVSYST είναι λογισμικό σχεδιασμού εγκαταστάσεων Φ/Β. Χρησιμοποιώντας ως δεδομένα εισόδου γεωγραφικά και μετεωρολογικά στοιχεία, τα οποία στην παρούσα μελέτη προέρχονται από το METEONORM δίνει ως αποτέλεσμα τα χαρακτηριστικά παραγωγής για κάποια μονάδα Φ/Β, το μέγεθος και το τεχνικό υλικό της οποίας προσδιορίζονται από το χρήστη με τη βοήθεια και των βάσεων δεδομένων του προγράμματος. Για να μιλήσουμε για τις πιθανότητες να έχουμε κάποια στάθμη παραγωγής από τα Φ/Β και συνεπώς τις πιθανότητες κάλυψης κάποιων φορτίων με τη συμβολή αυτών θα χρησιμοποιηθεί μια πολύ απλή μέθοδος μετάβασης από τη μία στην άλλη περιοχή ανάλυσης που θα περιγραφεί στην πιο γενική της μορφή στη συνέχεια.Θεωρούμε σκόπιμο να την παραθέσουμε εδώ, στην αρχή της μελέτης μας, καθώς θα εφαρμοστεί σε παραλλαγές και ανάλογα με την περιοχή που σε κάθε περίπτωση μας ενδιαφέρει αρκετές φορές σε όλη την έκταση της μελέτης.

Κεφάλαιο 2: Αξιοπιστία 9

Θεωρούμε P jt i ,

όπου j είναι η κάθε μονάδα παραγωγής που εντάσσεται σε μια περιοχή (νομός, περιοχές με ανταλλαγή ενέργειας από Φ/Β, σύνολο επικράτειας ανάλογα με την περίπτωση) καιti είναι η ώρα ξεκινώντας από την 1η του Ιουνίου και καταλήγοντας στην 31η του Αυγούστου, έτσι λοιπόν έχουμε ti =1-2208

Η συνολική τότε ισχύς από τα Φ/Β θα είναι:

P T ti=∑1

jT

P j t i

Θεωρούμε για κάθε μέρα ένα διάνυσμα αποτελούμενο από 4 τιμές P jt i , για τις ώρες[11.00, 12.00, 13.00, 14.00]'

Τότε ορίζουμε το Ptdk' ως:

PTdk' = [ PT(11+ (k-1)x24), PT(12+ (k-1)x24), PT(13+ (k-1)x24), PT(14+ (k-1)x24) ],

όπου k=1-92 (μέρα). Για κάθε διάνυσμα προσδιορίζουμε το ελάχιστο της παραγόμενης ισχύος εντός του διανύσματος:

PminTdk' = min [ PT(11+ (k-1)x24), PT(12+ (k-1)x24), PT(13+ (k-1)x24), PT(14+ (k-1)x24) ] .

Αυτή η μεταβλητή θεωρείται πως είναι μια χωρίς σφάλμα πρόβλεψη για την παραγωγή από Φ/Β για τη μέρα k (1-92). Είναι μια πρόβλεψη τεσσάρων ωρών για τιμές ισχύος που μπορεί να θεωρηθεί ικανοποιητικά ακριβής.

Θα ορίσουμε ως Pcutk την ισχύ που θα αποκοπεί τη μέρα k σύμφωνα με την οδηγία του διαχειριστή του συστήματος μεταφοράς προς το διαχειριστή του συστήματος διανομής.

Αν υποθέσουμε μια παραγωγή από Φ/Β PminTdk' η ισχύς Pcutk θα μπορούσε να μειωθεί κατά:

P ' cutk=P cutk−PminTdk , για P cutk≥PminTdk

P ' cutk=0 , για PminTdkP cutk

Επιπλέον, αν θεωρήσουμε διαφορετικά επίπεδα παραγωγής ισχύος Pa , από τα Φ/Β και συγκρίνουμε την ισχύ Pa με την παραγωγή PminTdk για k=1-92, ορίζοντας τη διαφορά D, ως:

D=PminTdk−P a , και αφού στη συνέχεια ορίσουμε τη σταθερά PDk ως:

Κεφάλαιο 2: Αξιοπιστία 10

P Dk=1αν D≥0P Dk=0 αν D0

μπορούμε να πούμε ότι η πιθανότητα PDk = 1 για κάθε επίπεδο παραγωγής για τις k=1-92 καλοκαιρινές ημέρες, δηλαδή η πιθανότητα η παραγωγή ισχύος από τα Φ/Β PminTdk να ξεπερνά τη στάθμη παραγωγής ισχύος Pa είναι:

P P Dk=1 =∑

1

92

PDk

92

Εδώ θα πρέπει να διευκρινίσουμε πως οι μονάδες j αναφέρονται σε αυτή τη μελέτη σε διαφορετικές περιοχές για τα διαφορετικά σενάρια που θα παρουσιαστούν παρακάτω. Σε άλλες περιπτώσεις θα είναι αποκλειστικά οι μονάδες εντός ενός νομού και μόνο, σε άλλες θα είναι οι μονάδες που περιέχονται σε ευρύτερες γεωγραφικές περιοχές που προσδιορίζονται με κριτήρια που θα αναλυθούν πολύ διεξοδικά στη συνέχεια. Το μοντέλο , όπως παρουσιάζεται παραπάνω, είναι γενικό και εφαρμόζεται με αυτή τη μορφή για διαφορετικές περιπτώσεις αρκεί να οριστούν σαφώς οι παράμετροι και τα σύνολα αναφοράς για κάθε σενάριο που επιλέγεται να εξεταστεί.

Κεφάλαιο 2: Αξιοπιστία 11

Κεφάλαιο 3. Ελληνικό πρόγραμμα ανάπτυξης φωτοβολταϊκών σταθμών

3.1 Τεχνικά στοιχεία φωτοβολταϊκών σταθμών

3.1.1 Γενικά

Η ηλιακή ακτινοβολία παρέχει ένα τεράστιο ποσό ενέργειας στη Γη. Το συνολικό ποσό ενέργειας που ακτινοβολείται από τον ήλιο στην επιφάνεια της γης είναι ίσο με 10000 φορές περίπου την ετήσια παγκόσμια ενεργειακή κατανάλωση. Κατά μέσο όρο, προσπίπτουν 1700 kWh σε κάθε τετραγωνικό μέτρο κάθε χρόνο. Το φως του ήλιου που φθάνει στην επιφάνεια της γης αποτελείται κυρίως από δύο συνιστώσες, συγκεκριμένα το άμεσο φως και το έμμεσο ή διάχυτο φως, το οποίο είναι το φως που έχει διασκορπιστεί από τα μόρια της σκόνης και του νερού στην ατμόσφαιρα.

Το ποσό της ωφέλιμης ηλεκτρικής ενέργειας που παράγεται από ένα Φ/Β στοιχείο σχετίζεται άμεσα με την ένταση της φωτεινής ενέργειας που προσπίπτει πάνω στην επιφάνεια μετατροπής. Έτσι, όσο μεγαλύτερος είναι ο διαθέσιμος ηλιακός πόρος, τόσο μεγαλύτερο είναι το δυναμικό ηλεκτροπαραγωγής. Για παράδειγμα, οι τροπικοί προσφέρουν έναν καλύτερο πόρο για παραγωγή ηλεκτρισμού από αυτόν που είναι διαθέσιμος σε μεγάλα γεωγραφικά πλάτη. Εξάλλου, είναι προφανές ότι ένα Φ/Β σύστημα δεν παράγει ηλεκτρισμό κατά τη διάρκεια της νύχτας, ενώ είναι σημαντικό να μην σκιάζονται τα στοιχεία. Εάν απαιτείται ηλεκτρισμός πέρα από τις ώρες που υφίσταται το φως της ημέρας, ή εάν αναμένονται εκτεταμένες περίοδοι κακοκαιρίας, είναι απαραίτητο κάποιο είδος συστήματος αποθήκευσης.

3.1.2 Στοιχεία μιας διασυνδεδεμένης Φ/Β εγκατάστασης

Τα στοιχεία σε γενικές γραμμές που αποτελούν μια φωτοβολταϊκή εγκατάσταση είναι:

• Κυψέλες• Πλαίσια (συστοιχίες)• Διασύνδεση

3.1.2.1 Κυψέλες

Οι ηλιακές κυψέλες είναι συσκευές που μετατρέπουν την ηλιακή ενέργεια απευθείας σε ηλεκτρική ενέργεια, είτε άμεσα μέσω του φωτοβολταϊκού φαινομένου (εικόνα 3.ii), είτε

Κεφάλαιο 3. Ελληνικό πρόγραμμα ανάπτυξης φωτοβολταϊκών σταθμών 12

έμμεσα με αρχική μετατροπή της ηλιακής ενέργειας σε θερμότητα ή χημική ενέργεια. Οι πιο κοινές μορφές των ηλιακών κυψελών βασίζονται στο φωτοβολταϊκό φαινόμενο, κατά το οποίο το φως προσπίπτοντας σε μια ημιαγωγική διάταξη δύο στρωμάτων παράγει μία φωτο-τάση ή διαφορά δυναμικού μεταξύ των στρωμάτων. Αυτή η τάση είναι ικανή να οδηγήσει ένα ρεύμα μέσω ενός εξωτερικού κυκλώματος, παράγοντας με αυτόν τον τρόπο ωφέλιμο έργο.Οι εμπορικά διαθέσιμες σήμερα ηλιακές κυψέλες πυριτίου μπορούν να μετατρέψουν σε ηλεκτρισμό το 18% περίπου του προσπίπτοντος σε αυτές ηλιακού φωτός, με κόστος κατά πολύ μικρότερο αυτού που είχαν πριν από τριάντα χρόνια (οι τιμές αυτή τη στιγμή των ηλιακών πανέλων είναι της τάξης των 5500 €/kW). Τελευταία αναπτύχθηκε μια σειρά μεθόδων για την εφαρμοσμένη παραγωγή ηλιακών κυψελών πυριτίου (άμορφου, μονοκρυσταλλικού, πολυκρυσταλλικού), καθώς και κυψελών που κατασκευάζονται από άλλα υλικά με δυνατότητα εμπορικής εκμετάλλευσης, όπως είναι ο δισεληνιούχος ινδικός χαλκός (CuInSe2), τελλουριούχο κάδμιο (CdTe), κλπ.

Οι κυψέλες πυριτίου κατασκευάζονται με τη χρήση μονοκρυσταλλικών ή πολυκρυσταλλικών δισκίων ή λεπτών μεμβρανών. Τα μονοκρυσταλλικά δισκία κόβονται σε φέτες (πάχους περίπου 1/3 έως 1/2 mm) από μια μεγάλη μονοκρυσταλλική ράβδο που έχει θερμανθεί περίπου σε 1400C, η οποία είναι μια πολύ δαπανηρή διεργασία. Το πυρίτιο πρέπει να είναι πολύ υψηλής καθαρότητας και να έχει μια σχεδόν τέλεια κρυσταλλική δομή (βλ. εικόνα 3.i α). Τα πολυκρυσταλλικά δισκία κατασκευάζονται με μια διεργασία χύτευσης, κατά την οποία λειωμένο πυρίτιο χύνεται σε ένα καλούπι και αφήνεται να στερεοποιηθεί. Κατόπιν τεμαχίζεται σε δισκία (εικόνα 3.i.β).

Εικόνα 3.i Ηλιακά πλαίσια

Κεφάλαιο 3. Ελληνικό πρόγραμμα ανάπτυξης φωτοβολταϊκών σταθμών 13

Καθόσον τα πολυκρυσταλλικά δισκία κατασκευάζονται με χύτευση, η παραγωγή τους είναι αρκετά φθηνότερη, αλλά δεν είναι τόσο αποδοτικά όσο τα μονοκρυσταλλικά, λόγω ατελειών στην κρυσταλλική δομή που οφείλονται στη διεργασία της χύτευσης. Το άμορφο πυρίτιο, μία από τις τεχνολογίες λεπτής μεμβράνης, παράγεται με την εναπόθεση πυριτίου από ένα αέριο αντιδραστήριο, όπως το σιλάνιο (SiH4), επάνω σε ένα υπόστρωμα γυαλιού, όπως παρουσιάζεται στην εικόνα 3.i.γ.

Η ποσότητα της διαθέσιμης ισχύος από μια Φ/Β συσκευή καθορίζεται από:• Τον τύπο και την επιφάνεια του υλικού• Την ένταση του ηλιακού φωτός• Το μήκος κύματος του ηλιακού φωτός

Ο λόγος της ηλεκτρικής ενέργειας που παράγεται από μια ηλιακή κυψέλη προς την προσπίπτουσα ηλιακή ακτινοβολία είναι γνωστός ως αποδοτικότητα της κυψέλης.

Οι ηλιακές κυψέλες μονοκρυσταλλικού πυριτίου, για παράδειγμα, δεν μπορούν προς το παρόν να μετατρέψουν περισσότερο από 25% της ηλιακής σε ηλεκτρική ενέργεια, επειδή η ακτινοβολία στην υπέρυθρη περιοχή του ηλεκτρομαγνητικού φάσματος δεν διαθέτει αρκετή ενέργεια για να διαχωρίσει τα θετικά και αρνητικά φορτία στο υλικό. Οι ηλιακές κυψέλες πολυκρυσταλλικού πυριτίου έχουν αποδοτικότητα μικρότερη από 20% τη στιγμή αυτή και οι κυψέλες άμορφου πυριτίου μόνο 10% περίπου, λόγω των μεγαλύτερων εσωτερικών απωλειών ενέργειας από αυτές του μονοκρυσταλλικού πυριτίου.

Eικόνα 3.ii Το φωτοβολταϊκό φαινόμενο σε μια κυψέλη

Κεφάλαιο 3. Ελληνικό πρόγραμμα ανάπτυξης φωτοβολταϊκών σταθμών 14

3.1.2.2 Πλαίσια (Συστοιχίες)

Οι κυψέλες ομαδοποιούνται σε πλαίσια και τα πλαίσια συναθροίζονται για να διαμορφώσουν μια συστοιχία, όπως αυτή που παρουσιάζεται στην εικόνα 3.iii. Ανάλογα με την εφαρμογή, η συστοιχία μπορεί να αποτελείται από μια κυψέλη, ένα πλαίσιο, ή πολλά πλαίσια.

Eικόνα 3.iii Συνιστώσες μιας Φ/Β συστοιχίας

Οι ηλιακές κυψέλες συνδέονται συνήθως σε σειρά, διαμορφώνοντας ένα σύνολο που ονομάζεται πλαίσιο. Το Φ/Β πλαίσιο εν γένει αποτελεί τη μικρότερη αυτοτελή μονάδα σε μια συστοιχία, καθώς είναι μία ομάδα κυψελών που έχουν συνδεθεί μεταξύ τους και στη συνέχεια τοποθετηθεί σε ένα κέλυφος ως αυτόνομη μονάδα. Ο αριθμός των κυψελών ενός πλαισίου καθορίζεται συνήθως από τις ανάγκες τάσης του συστήματος και οι περισσότεροι κατασκευαστές παράγουν πλαίσια τα οποία διαστασιολογούνται σύμφωνα με τις τάσεις των χρησιμοποιούμενων μπαταριών ή μετατροπέων.

Ένα Φ/Β πλαίσιο δεν είναι ούτε πηγή τάσης, ούτε πηγή ρεύματος αλλά μία πηγή ισχύος με χαρακτηριστική όπως στην εικόνα 3.iv (χαρακτηριστική V-I) όπου σε κάθε σημείο της τάσης του πλαισίου αντιστοιχεί και μια τιμή ρεύματος και επομένως μία τιμή ισχύος.

Eικόνα 3.iv χαρακτηριστική V-I Φ/Β πλαισίου

Κεφάλαιο 3. Ελληνικό πρόγραμμα ανάπτυξης φωτοβολταϊκών σταθμών 15

Την τάση στο πλαίσιο την επιβάλει ο αντιστροφέας. Επομένως αυτός πρέπει να φροντίζει ώστε στο πλαίσιο να επιβάλλεται εκείνη η τάση που θα δώσει την μεγαλύτερη ισχύ.

3.1.3 Σύνδεση των Φ/Β πλαισίων

Ο τρόπος σύνδεσης των συστοιχιών (παράλληλα ή σε σειρά) έχει να κάνει με την τάση και το ρεύμα που θέλουμε να έχουμε στην έξοδο της συστοιχίας και συνήθως καθορίζεται από τον μετατροπέα που επιλέγουμε για τη σύνδεση με το δίκτυο. Στη σύνδεση σειράς το Ιολ είναι σταθερό και ίσο με το Ι της κάθε κυψέλης και η τάση είναι

V=(αριθμός κυψελών)*(Vmax μιας κυψέλης)

Στην παράλληλη σύνδεση το ρεύμα είναι

I=(αριθμός κυψελών)*(Imax μιας κυψέλης) ενώ η τάση παραμένει σταθερή.

Τέλος, ένα πλαίσιο το οποίο φέρεται κάθετα στις ακτίνες του ηλίου λαμβάνει περισσότερο φως από ένα άλλο που δεν είναι προσανατολισμένο προς τον ήλιο. Η πορεία του ήλιου στον ουρανό αλλάζει τόσο με την ώρα της ημέρας όσο και με την ημέρα του έτους. Αυτό σημαίνει ότι, για να παράγει ένα πλαίσιο τη μέγιστη ποσότητα ενέργεια, πρέπει να είναι σε θέσει να περιστραφεί για να ακολουθήσει την τροχιά του ήλιου. Τα σταθερά πλαίσια τοποθετούνται ώστε να αντικρίζουν τον ισημερινό υπό μια ορισμένη γωνία και δεν κινούνται. Αν και τα πλαίσια αυτά δεν μπορούν να παράγουν τόσο ισχύ όση τα πλαίσια με παρακολούθηση της τροχιάς, έχουν το πλεονέκτημα ότι είναι πιο οικονομικά και συντηρούνται ευκολότερα. Η πλειοψηφία των πλαισίων είναι σταθερά.

3.1.4 Διασύνδεση

Στα διασυνδεδεμένα συστήματα η ηλεκτρική ενέργεια τροφοδοτείται στο δίκτυο. Αυτό μπορεί να επιτευχθεί με δύο διαφορετικούς τύπους συστημάτων:

• Οι αυτοπαραγωγοί μπορούν να χρησιμοποιήσουν για την ίδια κατανάλωση τους μικρά διαδραστικά Φ/Β συστήματα. Το πλεόνασμα της ενέργειας τροφοδοτείται στο δίκτυο, ενώ σε περιόδους έλλειψης (π.χ. τη νύχτα) καταναλώνεται ενέργεια από το δίκτυο.

• Στους εμπορικής κλίμακας κεντρικούς σταθμούς με πεδία Φ/Β συστοιχιών, τους οποίους διαχειρίζονται οι εταιρείες ηλεκτρισμού όπως και τις άλλες εγκαταστάσεις ηλεκτροπαραγωγής, όλη η παραγωγή ΣΡ του πεδίου συστοιχιών , που γενικά είναι της τάξης των MW, μετατρέπεται σε ΕΡ και στη συνέχεια τροφοδοτείται στο κεντρικό ηλεκτρικό δίκτυο, απ’ όπου κατόπιν διανέμεται στους καταναλωτές.

Κεφάλαιο 3. Ελληνικό πρόγραμμα ανάπτυξης φωτοβολταϊκών σταθμών 16

Σ’ ένα διασυνδεδεμένο σύστημα (εικόνα 3.v) το δίκτυο ενεργεί όπως μια μπαταρία με απεριόριστη ικανότητα αποθήκευσης. Επομένως, η συνολική αποδοτικότητα ενός διασυνδεδεμένου Φ/Β συστήματος θα είναι καλύτερη από την αποδοτικότητα ενός αυτόνομου συστήματος αφού, λαμβάνοντας υπόψη ότι πρακτικά δεν υπάρχει όριο στην ικανότητα αποθήκευσης, η παραγόμενη ηλεκτρική ενέργεια μπορεί πάντα να αποθηκεύεται, ενώ στις αυτόνομες εφαρμογές οι μπαταρίες θα είναι ενίοτε πλήρως φορτισμένες οπότε η παραγόμενη ηλεκτρική ενέργεια θα πρέπει να αποβληθεί.

Eικόνα 3.v Σχηματική παράσταση διασυνδεδεμένου Φ/Β συστήματος

3.2 Ελληνικό πρόγραμμα ανάπτυξης φωτοβολταικών σταθμών

Η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από Φ/Β σταθμούς αποτελεί την πλέον οικολογική μορφή Ανανεώσιμης Πηγής Ενέργειας, με την μικρότερη επίδραση στο περιβάλλον.Το μεγάλο κόστος παραγωγής ενέργειας ανά μονάδα εγκατεστημένης ισχύος την καθιστούσε μη επιλέξιμη μορφή επένδυσης σε σχέση με τις άλλες Α.Π.Ε. Με το νέο νόμο παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από Α.Π.Ε. (Ν.3468/06)(e) καθορίστηκαν σημαντικά αυξημένες τιμές πώλησης της παραγόμενης ενέργειας από Φ/Β σταθμούς, ενώ απλοποιήθηκαν οι διαδικασίες αδειοδότησης.Παράλληλα, ο Αναπτυξιακός Νόμος Ν.3299/04 (f) δίνει τη δυνατότητα υλοποίησης της επένδυσης με μικρό κεφάλαιο με αποτέλεσμα η παραγωγή ενέργειας από Φ/Β σταθμούς να αναδεικνύεται στην πλέον συμφέρουσα επένδυση. H συνολική δυνατότητα εγκατάστασης ισχύος από φωτοβολταϊκούς σταθμούς παραγωγής είναι ίση με 590 MWp.Η Ελλάδα, στο μεγαλύτερο τμήμα της, χαρακτηρίζεται από μεγάλο ηλιακό δυναμικό, και κατ’ επέκταση μεγάλη ενεργειακή απόδοση της συγκεκριμένης μορφής Α.Π.Ε.Το λειτουργικό κόστος της επένδυσης είναι σχεδόν μηδενικό ενώ δεν απαιτείται προσωπικό.

3.2.1 Δυνατότητες χρηματοδότησης της επένδυσης

Το κόστος εγκατάστασης της επένδυσης χρηματοδοτείται από τον Αναπτυξιακό νόμο

Κεφάλαιο 3. Ελληνικό πρόγραμμα ανάπτυξης φωτοβολταϊκών σταθμών 17

όπως αυτός τροποποιήθηκε από τον Ν.3522/06 με ποσοστό που διαφοροποιείται ανά περιοχή :

• Ανατολική Μακεδονία, Θράκη, Ήπειρος, Βόρειο Αιγαίο, Πελοπόννησος και Δυτική Ελλάδα 40%

• Θεσσαλία, Νότιο Αιγαίο, Ιόνια Νησιά, Κρήτη, Κεντρική και Δυτική Μακεδονία, Στερεά Ελλάδα και Β.Ε.Π.Ε. 30%

• Νομοί Αττικής και Θεσσαλονίκης πλην Β.Ε.Π.Ε. 20%

Τα παραπάνω ποσοστά μπορούν να προσαυξηθούν έως 20% δεδομένου ότι πρόκειται για μικρές ή πολύ μικρές επιχειρήσεις.

3.2.2 Κατηγοριοποίηση Φ/Β σταθμών βάση διαδικασιών αδειοδότησης και τιμή πώλησης ενέργειας

Το νομοθετικό πλαίσιο κατηγοριοποιεί τις άδειες παραγωγής βάση της εγκατεστημένης ισχύος του σταθμού παραγωγής. Βάσει του μεγέθους της επένδυσης καθορίζεται και η τιμή πώλησης της παραγόμενης από Φ/Β kWh. Οι σταθμοί κατηγοριοποιούνται σε τέσσερις μεγάλες κατηγορίες:

• Φ/Β σταθμοί ισχύος < 20kWp (Διασυνδεδεμένο Δίκτυο)• Φ/Β σταθμοί ισχύος 20-150 kWp• Φ/Β σταθμοί ισχύος 150-2 ΜWp• Φ/Β σταθμοί ισχύος >2 ΜWp

Το μέγεθος της επιτρεπόμενης εγκατεστημένης ισχύος καθορίζεται ανά περιοχή σύμφωνα με την γνωμοδότηση της ΡΑΕ όπως φαίνεται και στους παρακάτω πίνακες.

Πίνακας 3.1 Κατανομή ανά περιφέρεια της συνολικής εγκατεστημένης ισχύος

Κεφάλαιο 3. Ελληνικό πρόγραμμα ανάπτυξης φωτοβολταϊκών σταθμών 18

Πίνακας 3.2 Εγκατεστημένη ισχύ ανά περιφέρεια και κατηγορία

Η μελέτη και η εγκατάσταση των Φ/Β πρέπει να υπόκειται και στα αυστηρά περιβαλλοντικά κριτήρια που τίθονται και να κατατίθεται προμελέτη περιβαλλοντικών επιπτώσεων. Πιο συγκεκριμένα και κατά τη διάρκεια της συγκεκριμένης μελέτης τέθηκαν υπόψην οι παρακάτω περιορισμοί.

• Αρχαιολογικές ζώνες,• Περιοχές προστασίας της φύσης,• Εθνικοί δρυμοί,• Οικότοποι NATURA 2000,• Γη υψηλής παραγωγικότητας,• Πολυσύχναστοι χώροι• καθώς και να βρίσκεται σε ικανοποιητική απόσταση από αυτές.

Γενικά, καλό θα είναι να επιλέγονται γήπεδα με τα εξής χαρακτηριστικά:• Να βρίσκονται σε γυμνή ή άγονη περιοχή,• Να βρίσκονται σε χαμηλό υψόμετρο,• Να είναι αθέατες από πολυσύχναστους χώρους,• Να είναι εύκολη η σύνδεση με το δίκτυο διανομής ηλεκτρικής ενέργειας• Να έχουν νότιο προσανατολισμό.

Κεφάλαιο 3. Ελληνικό πρόγραμμα ανάπτυξης φωτοβολταϊκών σταθμών 19

Κεφάλαιο 4: Μεθοδολογία Κατανομής

4.1. Σχεδιασμός (στον οποίο αναφερόμαστε)

Για την κατανομή των μονάδων Φ/Β στην επικράτεια της Ελλάδας ξεκινήσαμε από το σχεδιασμό για την κατανομή ανά διοικητική περιφέρεια που είχε εκδοθεί από το Υπουργείο Ανάπτυξης με την Απόφαση ΡΑΕ (Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας) Υπ’ Αριθ. 123/2007 για την Τροποποίηση Α’ φάσης Προγράµµατος Ανάπτυξης Φωτοβολταϊκών Σταθµών κατ’ εξουσιοδότηση του Άρθρου 14 παρ. 1 του Ν.3468/2006.

Στο συγκεκριμένο έγγραφο μπορεί κανείς να βρει και τη σειρά των νόμων, κανονισμών, εισηγήσεων κτλ. στα οποία στηρίχτηκε η ΡΑΕ για να εκδόσει αυτή την οδηγία- προγραμματισμό, καθώς και το σκεπτικό με το οποίο προχώρησε σε αυτόν.

Εν τέλει η γενική κατανομή την οποία με μια σειρά επιλογές και προσομοιώσεις προσπαθήσαμε να βελτιστοποιήσουμε συμπυκνώνεται στους πίνακες 3.1 και 3.2 που παρατίθενται στο 3ο κεφάλαιο.

Οι 11 περιοχές που φαίνονται στους πίνακες αντιστοιχούν στις ηπειρωτικές διοικητικές περιφέρειες της Ελλάδας και στα Ιόνια Νησιά που εντάσσονται στο διασυνδεδεμένο δίκτυο, με την εξαίρεση του Νομού Θεσσαλονίκης που αν και ανήκει κανονικά σε αυτήν της Κεντρικής Μσκεδονίας, στην κατανομή αυτή υπολογίζεται ξεχωριστά.

Υπάρχει χωρισμός και σε 4 διαφορετικά επίπεδα εγκαταστάσεων Φ/Β, όπως βλέπουμε για εγκαταστάσεις μέχρι και 20 kWp, για εγκαταστάσεις μεταξύ 20 και ως και 150 kWp, για αυτές από 150kWp ως και 2MWp και για αυτές πάνω από 2MWp.

Για την απλοποίηση των υπολογισμών μας κάθε μια από αυτές τις 4 κατηγορίες θα “αντιπροσωπεύεται” από μία μονάδα μοντέλο. Οι αντιστοιχήσεις λοιπόν θα είναι:

Πίνακας 4.1

Κατηγορίες επιπέδων εγκατεστημένης ισχύος για αδειοδότηση Μέγεθος Μονάδας “Μοντέλο”

≤20 kWp 20kWp

>20 και ≤150 kWp 100kWp

>150kWp και < 2 ΜWp 500kWp

≥2MWp 2MWp

Έτσι ουσιαστικά θεωρούμε πως ανεξάρτητα με το πώς τελικά θα υλοποιηθούν αυτές οι μονάδες μπορούμε χωρίς υπέρβαση να προβλέψουμε τη συμμετοχή τους στο δίκτυο αν δεχτούμε πως όλες οι αδειοδοτημένες αυτές εγκαταστάσεις έχουν ένα από τα 4 παραπάνω μεγέθη.

Κεφάλαιο 4: Μεθοδολογία Κατανομής 20

Όλη η ανάλυσή μας θα βασιστεί σαφώς στα ανώτατα όρια που δίνονται για προς αδειοδότηση μονάδες, στις τιμές δηλαδή που θα έπρεπε να επιτευχθούν για το έτος 2010.Μια ακόμα παρατήρηση που θα πρέπει να κάνουμε όσον αφορά στα δεδομένα που συναντούμε στους πίνακες 4.1 και 4.2 είναι το σχετικό με την ιδιαίτερη περίπτωση του Νομού Αρκαδίας με τα επιπλέον 50 MWp εγκατεστημένης ισχύος. Αυτά είναι η πρόβλεψη για τη σχεδιασμένη μεγάλη εγκατάσταση Φ/Β της ΔΕΗ στο νομό αυτό μεγέθους ακριβώς 50 Mwp. Ο τρόπος που η συγκεκριμένη μονάδα εντάσσεται στις αναλύσεις μας διόλου δε διαφέρει από οποιαδήποτε άλλη. Συγκεκριμένα μοντελοποιείται κι αυτή ως 25 μικρότερες αλλά συγκεντρωμένες μονάδες των 2 MWp.

Όπως θα δούμε στη συνέχεια οι διαφορετικοί χωρισμοί σε περιοχές στις οποίες θα αναφερόμαστε για να μελετήσουμε τη συνεισφορά της παραγωγής από Φ/Β στη βελτίωση των δεικτών αξιοπιστίας, αλλά και στα σχετικά οικονομικά μεγέθη δε θα στηριχτούν σε αυτή τη διοικητικού τύπου κατανομή, αλλά θα γίνεται σε κάθε περίπτωση με τρόπο που να μπορεί να μας δίνει σενάρια και συνεπώς συμπεράσματα που προσεγγίζουν περισσότερο την πραγματικότητα και τη λογική από την άποψη των συστημάτων ενέργειας.

4.2. Παραδοχές – Προβλέψεις

Στη μελέτη αυτή μας ενδιέφερε να συνυπολογίσουμε και παράγοντες που δεν εμπεριέχονται στην καθαρά και αποκλειστικά τεχνοκρατική προσέγγιση των πραγμάτων και να δούμε αν και κατά πόσο μια ανάλυση που χρησιμοποιεί και κριτήρια κοινωνικά, περιβαλλοντικά και οικονομικά (με την έννοια της οικονομίας που αναφέρεται περισσότερο στο κοινωνικό σύνολο και τις τοπικές κοινωνίες και όχι στον επενδυτή, χωρίς, όμως, εκ των πραγμάτων να βγαίνει και η επιχειρηματικότητα και η απόδοση της επένδυσης από το πλαίσιο) μπορεί να σταθεί και να δώσει ενδιαφέροντα συμπεράσματα που μπορούν να χρησιμοποιηθούν και να υλοποιηθούν. Αυτός είναι και ο λόγος που κάθετί που χρησιμοποιούσαμε και εντάσσαμε στην ανάλυση ήταν πάντα μέσα στα πλαίσια του πραγματικού σχεδιασμού και στη λογική της εφικτής βελτιστοποίησης του υπάρχοντος, χωρίς να αυτό να σημαίνει πως δε θα μας ενδιέφεραν και προσεγγίσεις που θα έθεταν μια ολόκληρη καινούρια βάση για το σχεδιασμό της συμμετοχής των Φ/Β, αλλά και των υπόλοιπων ΑΠΕ στον ενεργειακό προγραμματισμό των επόμενων ετών.

Η βασική επιλογή ήταν πως μέσα στα όρια των διοικητικών περιφερειών οι αδειοδοτήσεις θα ισοκατανεμηθούν, ανεξάρτητα με την εν δυνάμει απόδοσή τους. Έτσι για παράδειγμα για την περίπτωση της Περιφέρειας της Δυτικής Ελλάδας προβλέπουμε ίση εγκατεστημένη ισχύ για τους Νομούς Αχαϊας, Ηλείας και Αιτωλοακαρνανίας. Κρατάμε τη μεγάλη εγκατάσταση της Αρκαδίας φυσικά ως έχει. Αυτό μας οδηγεί σε μια κατανομή ανά νομό που φαίνεται καλύτερα στον παρακάτω πίνακα:

Κεφάλαιο 4:Μεθοδολογία Κατανομής 21

Πίνακας 4.2

ΝομοίΕγκαταστάσεις Φ/Β

20kWp 100kWp 500kWp 2MWp

Αχαϊα 100 60 12 3

Ηλεία 100 60 12 3

Αιτωλοακαρνανία 100 60 12 3

Κορινθία 122 73 15 4

Μεσσηνία 122 73 14 3

Αργολίδα 122 73 15 4

Αρκαδία 122 73 15 4+25

Λακωνία 122 73 14 3

Βοιωτία 57 34 7 2

Ευρυτανία 56 34 6 1

Φωκίδα 57 34 7 2

Φθιώτιδα 57 34 7 1

Εύβοια 57 34 7 2

Αττική 182 109 21 5

Θεσσαλονίκη 75 45 9 2

Σέρρες 46 41 5 2

Κιλκίς 46 41 5 2

Πέλλα 45 41 5 3

Ημαθία 45 41 5 2

Χαλκιδική 46 41 5 3

Πιερία 45 40 5 3

Έβρος 44 29 5 2

Ροδόπη 45 29 5 3

Ξάνθη 45 29 5 3

Καβάλα 44 29 5 2

Δράμα 44 29 5 2

Λάρισα 67 40 8 2

Τρίκαλα 67 40 8 2

Καρδίτσα 66 40 8 2

Μαγνησία 67 40 8 2

Φλώρινα 50 30 6 2

Γρεβενά 50 30 6 1

Κεφάλαιο 4:Μεθοδολογία Κατανομής 22

ΝομοίΕγκαταστάσεις Φ/Β

20kWp 100kWp 500kWp 2MWp

Αχαϊα 100 60 12 3

Κοζάνη 50 30 6 1

Καστοριά 50 30 6 2

Ιωάννινα 23 14 3 1

Άρτα 23 13 3 1

Θεσπρωτία 22 13 2 -

Πρέβεζα 22 14 2 -

Κέρκυρα 37 22 4 1x2,25MW

Λευκάδα 38 23 5 1x2,25MW

Η μικρή “παραβίαση” του γενικού κανόνα για τις στάθμες της εγκατεστημένης ισχύος στην περίπτωση των Ιόνιων νησιών Κέρκυρα και Λευκάδα έγινε για λόγους καλύτερης προσέγγισης του σχεδιασμού, χωρίς, όμως, να επηρρεάζει με κάποιον επιπλέον τρόπο την ανάλυση.

Βλέπουμε επίσης ότι εντός της ίδιας διοικητικής περιφέρειας υπάρχουν κάποιες διαφορές (κατά μία μονάδα σε κάθε περίπτωση) ανάμεσα στο τι κατανέμεται στον κάθε νομό της περιφέρειας. Προφανώς δεν ήταν πάντα δυνατό να έχουμε τέλεια κατανομή και διαίρεση κι έτσι προέκυπτε κάποιες φορές ένα “υπόλοιπο”. Ο τρόπος που έγινε η επιλογή για το ποιοι νομοί θα λάβουν αυτό το υπόλοιπο στηρίχτηκε σε μια πολύ απλή συμφωνία- κανόνα που δεν είναι άλλη από το ότι οι νομοί που οι μονάδες τους έχουν καλύτερη απόδοση και μεγαλύτερη προβλεπόμενη ετήσια παραγωγή (σύμφωνα με τα αποτελέσματα που έχουν προκύψει από τα METEONORM και PVSYST) είναι και οι νομοί στους οποίους θα εγκατασταθούν οι επιπλέον μονάδες.

Μια ακόμα παράμετρος που υπολογίστηκε για την επιλογή των τοποθεσιών στις οποίες θα γινόταν η κατά προσομοίωση εγκατάσταση των μονάδων ήταν η περιβαλλοντική. Θεωρήσαμε πως δεν είναι δυνατόν ούτε καν σε μια μελέτη ενός υποθετικού μοντέλου να δεχτούμε να υπάρξουν μονάδες που- ειδικά οι μεγαλύτερες από αυτές- χρειάζονται οικόπεδα αρκετά μεγάλης έκτασης για να εγκατασταθούν, να τοποθετηθούν σε δασικές ή άλλες προστατευόμενες περιοχές. Συναντήσαμε την απουσία μιας ικανοποιητικής καταγραφής των δασικών περιοχών της Ελλάδας κι έτσι χρησιμοποιήσαμε ως πιο πλήρη τον κατάλογο προστατευόμενων φυσικών περιοχών δίκτυο NATURA 2000 κατά την Ευρωπαϊκή Οδηγία 92/43/ΕΚ. Στις σημειωμένες κατά τη NATURA 2000 και συνεπώς αναγνωρισμένα προστατευόμενες περιοχές δεν τοποθετήθηκε καμιά μονάδα.

Για άλλους πιο πρακτικούς λόγους δεν τοποθετήσαμε μονάδες σε αστικές περιοχές, καθώς και γενικά ούτε σε παραλιακές περιοχές ή σε σημεία σε ορεινές περιοχές με δύστροπο τοπίο και μορφολογία του εδάφους. Αυτά τα παραπάνω έγιναν με αυστηρότητα μικρότερη από αυτή που επιδείχθηκε στην περίπτωση των προστατευόμενων περιοχών καθώς η αντιστοίχηση στο χάρτη και η διερέυνηση των

Κεφάλαιο 4:Μεθοδολογία Κατανομής 23

ιδιαίτερων χαρακτηριστικών της κάθε περιοχής δεν ήταν πάντα μια απλή υπόθεση.

4.3. Τα βήματα για την επιλογή των ακριβών τοποθεσιών

Η εξεύρεση των ακριβών σημείων στα οποία θα γινόταν η εγκατάσταση των μονάδων έγινε με την μεθοδολογία που θα περιγραφεί αμέσως:

• Με τη βοήθεια της βάσης δεδομένων του www.freemeteo.gr και την παραπομπή που γινόταν άμεσα από εκεί σε χάρτες από την googlemaps διαλέγαμε αρχικά δύο σημεία σε κάθε νομό, ένα όσο γινόταν (και με βάση πάντα τα κριτήρια που εκτέθηκαν παραπάνω) πλησιέστερο στα βόρεια όρια του νομού κι ένα αντίστοιχο για τα νότια όρια. Αυτό έγινε θεωρώντας πως η κατά το γεωγραφικό πλάτος διαφοροποίηση εντός του νομού στα κλιματικά δεδομένα των διαφόρων σημείων θα ήταν η πιο έντονη και ενδιαφέρουσα. Στόχος ήταν σε κάθε περίπτωση να είναι αντιπροσωπευτικά (πχ να είναι πεδινά σημεία σε νομούς που η έκτασή τους ήταν κατά συντριπτική πλειοψηφία πεδινού χαρακτήρα κτλ.)

• Τα στοιχεία αυτών των σημείων, δηλαδή συντεταγμένες και υψόμετρο, χρησιμοποιούνταν ως δεδομένα εισαγωγής στο πρόγραμμα METEONORM 5.1. Τα αποτελέσματα της επεξεργασίας αυτών έδωσαν τα νέα συμβατά με το πρόγραμμα PVSYST4.1 δεδομένα που χρησιμοποιούνταν για να πάρουμε όλα τα απαραίτητα στοιχεία για τη συμπεριφορά και τις αποδόσεις των δυνητικών μονάδων Φ/Β. Η ακριβής διαδικασία, οι παραδοχές και οι επιλογές που κάναμε χρησιμοποιώντας τα δυο λογισμικά θα περιγραφούν λεπτομερώς σε επόμενη παράγραφο.

• Με όλα τα απαραίτητα στοιχεία πια για κάθε σημείο διαλέγουμε από τα δύο του κάθε νομού το πιο αποδοτικό με το κριτήριο που αναφέρθηκε και προηγουμένως για την επιλογή ανάμεσα σε δύο νομούς, δηλαδή το πιο από τα δύο έχει μεγαλύτερη ετήσια συνολική παραγωγή ενέργειας.

• Από την παραπάνω διαδικασία δεν μπορούσε να βγει κανένα ασφαλές συμπέρασμα για το ποιες είναι οι ιδιαιτερότητες των “καλύτερων” σημείων. Τα νότια και βόρεια σημεία διαφέρουν σε κάθε νομό ως προς την καταλληλότητά τους. Κάτι τέτοιο ισχύει και για το ζήτημα του υψομέτρου. Ίσως εδώ, με μια μικρή επιφύλαξη, θα μπορούσαμε να συμπεράνουμε πως καταλληλότερα είναι συνήθως τα σημεία που βρίσκονται σε μέσες τιμές υψομέτρου, ούτε δηλαδή τα παραλιακά, ούτε τα καθαρά ορεινά. Αυτό πιθανολογούμε πως σχετίζεται σαφώς και με το ιδιαίτερο μικροκλίμα της κάθε περιοχής και τις ιδιαιτερότητες που αυτό παρουσιάζει, αλλά και με τις αδυναμίες του METEONORM 5.1. Το λογισμικό χρησιμοποιεί αναλυτικές μεθόδους για να εξάγει τα δεδομένα για κάθε σημείο. Συγκεκριμένα για την Ελλάδα η βάση δεδομένων που διατηρεί στηρίζεται στις ιστορικές μετρήσεις από 3 μόλις σταθμούς μετρήσεων ανά την επικράτεια. Για περιοχές που απέχουν αρκετά από αυτούς τους σταθμούς και που λόγω θέσης επικρατούν κάποια ιδιάζοντα μετεωρολογικά- κλιματολογικά φαινόμενα οι πιθανότητες τα αποτελέσματα να μην είναι όσο θα επιθυμούσαμε αντιπροσωπευτικά σαφώς και αυξάνονται. Ακόμη, υπάρχει μια σχετική έλλειψη ακρίβειας όσον αφορά στη δυνατότητα επιλογής της ακριβούς τοποθεσίας

Κεφάλαιο 4:Μεθοδολογία Κατανομής 24

που επιθυμούμε στους χάρτες του METEONORM 5.1. Όλα αυτά δε σημαίνουν, βέβαια, ότι η μελέτη μας είναι καταδικασμένη σε ανακρίβεια. Δοκιμές για πολύ κοντινά σημεία και με μικρές διαφοροποιήσεις στις συντεταγμένες δείχνουν πως τα αποτελέσματα είναι επίσης πολύ κοντινά και οι περιορισμοί που επιβάλλονται από τη χρήση του λογισμικού δεν είναι απαγορευτικοί για μια ανάλυση τέτοιας έκτασης κατά την οποία το ενδιαφέρον μετατοπίζεται στο γενικό και τα συνολικά σε κλίμακα ελληνικής επικράτειας συμπεράσματα που βγαίνουν. Για μια μελέτη που αφορά στην ακόμα πιο ειδική και πραγματική εγκατάσταση μιας μονάδας με την ακρίβεια που χρειάζεται για το σχεδιασμό μιας επένδυσης για παράδειγμα θα χρειαζόταν πιθανότατα να χρησιμοποιηθούν άλλες πιο ακριβείς βάσεις δεδομένων, από τις οποίες θα λαμβάνανε κανείς τα περισσότερα αλλά και πιο ειδικά στοιχεία που θα ήταν απαραίτητα.

4.4. Οι τοποθεσίες ανά νομό

Με βάση, λοιπόν, τις παραπάνω παρατηρήσεις τα σημεία που επιλέχθηκαν ανά νομό είναι αυτά που φαίνονται στον πίνακα που ακολουθεί:

Πίνακας 4.3

Νομός Β-Ν Ονομασία Τοποθεσίας

Συντεταγμένες (Πλάτος - Μήκος)

Υψόμετρο (m)

Αχαϊα Βόρεια Ρίο 38,3 - 21,78 28

Ηλεία Νότια Περιβόλια 37,41 - 21,85 970

Αιτωλοακαρνανία Νότια Αντίριο 38,33 - 21,76 0

Κορινθία Βόρεια Δερβένι 38,13 - 22,41 71

Μεσσηνία Βόρεια Σκληρός 37,45 - 21,91 922

Αργολίδα Βόρεια Γυμνόν 37,76 - 22,56 436

Αρκαδία Βόρεια Δήμητρα 37,78 - 21,93 306

Λακωνία Βόρεια Γεωργίτσι 37,2 - 22,28 931

Βοιωτία Νότια Λεύκτρα 38,25 - 23,18 326

Ευρυτανία Βόρεια Τροβάτο 39,21 - 21,61 931

Φωκίδα Νότια Ερατεινή 38,36 - 22,23 101

Φθιώτιδα Νότια Τιθορέα 38,58 - 22,66 475

Εύβοια Νότια Κάρυστος 38,01 - 24,41 0

Αττική Βόρεια Σκάλα Ωροπού 38,33 - 23,78 24

Θεσσαλονίκη Βόρεια Ξυλόπολη 40,93 - 23,18 578

Κεφάλαιο 4:Μεθοδολογία Κατανομής 25

Σέρρες Βόρεια Σέρρες 41,03 - 23,37 80

Κιλκίς Βόρεια Σταυροχώρι 41,02 - 22,47 107

Πέλλα Βόρεια Αριδαία 40,58 - 22,05 112

Ημαθία Βόρεια Ζερβοχώρι 40,39 - 22,14 4

Χαλκιδική Νότια Πόρτο Κουφό 39,57 - 23,56 19

Πιερία Βόρεια Παλιανή 40,24 - 22,33 133

Έβρος Νότια Μεσημβρία 40,51 - 25,44 35

Ροδόπη Νότια Ξυλάγανη 40,58 - 25,23 45

Ξάνθη Νότια Γενισέα 41,03 - 24,58 18

Καβάλα Νότια Πηγές 40,55 - 24,40 6

Δράμα Νότια Σιταγροί 41,07 - 24,00 83

Λάρισα Νότια Παλαιοφάρσαλος 39,18 - 22,15 110

Τρίκαλα Βόρεια Καλαμπάκα 39,41 - 21,38 195

Καρδίτσα Βόρεια Κόρδα 39,32 - 22,05 90

Μαγνησία Νότια Ν. Αγχίαλος 39,13 - 22,45 78

Φλώρινα Νότια Αμύνταιο 40,41 - 21,40 615

Γρεβενά Νότια Χάσια 39,35 - 21,34 471

Κοζάνη Βόρεια Κοζάνη 40,17 - 21, 47 642

Καστοριά Βόρεια Καστοριά 40,29 - 21,15 677

Ιωάννινα Βόρεια Ωραιόκαστρο 39,59 - 20,31 602

Άρτα Νότια Σελλάδες 39,06 - 20,42 30

Θεσπρωτία Βόρεια Καλαμάς 39,33 - 20,13 13

Πρέβεζα Νότια Ζάλογγο 39,06 - 20,42 85

Κέρκυρα Βόρεια Πίθος 39,8 - 19,85 73

Λευκάδα Νότια Βασιλική 38,61 - 20,6 0

4.5. Επιλογές - Παραδοχές στις Παραμέτρους του Λογισμικού

Όπως ήδη αναφέρθηκε, η αρχική αναζήτηση για τις τοποθεσίες προς επιλογή έγινε μέσω του www.freemeteo.gr. Εκεί για κάθε νομό κάναμε συγκρίσεις των γεωγραφικών συντεταγμένων και συγκεκριμένα του πλάτους της κάθε τοποθεσίας και αφού διαλέγαμε κάποια πλησία των βόρειων ή νοτίων ορίων του νομού τη βλέπαμε και σε φεωφυσικό χάρτη μέσω της διαδικτυακής υπηρεσίας maps.google.com . Με βάση αυτό, αλλά και τους χάρτες της NATURA 2000 και κάποιους πολιτικούς που είχαμε στη διάθεσή μας, εξακριβώναμε πλήρως ότι τα κριτήρια επιλογής που θέσαμε παραπάνω καλυπτόταν και

Κεφάλαιο 4:Μεθοδολογία Κατανομής 26

κρατούσαμε τις πληροφορίες για τις συντεταγμένες και το υψόμετρο που μας έδινε η maps.google.com ως τις πιο ακριβείς που ήταν δυνατόν με τα εργαλεία που είχαμε στη διάθεσή μας να λάβουμε.

Εικόνα 4.i

Στο δεύτερο βήμα, στο METEONORM 5.1, η επιλογή της τοποθεσίας γινόταν με τη χρήση του ενσωματωμένου χάρτη του και με βάση τα γεωγραφικά δεδομένα, όπως υπήρχαν από την παραπάνω διαδικασία. Αφού γινόταν αυτή η επιλογή επιστρέφαμε στο κύριο μενού του προγράμματος για να πάρουμε τα μετεωρολογικά δεδομένα για μηνιαία και ωριαία βάση, τα οποία και αποθηκεύαμε. Φροντίζαμε φυσικά να προκύπτουν σε μορφή συμβατή με το PVSYST4.1, καθώς εκεί ήταν που θα γινόταν η περαιτέρω επεξεργασία τους. Οι υπόλοιπες επιλογές, όπως η κατάσταση, ο ορίζοντας, οι μονάδες κτλ. έμεναν στις default τιμές τους.

Για να ολοκληρωθεί η “παραγωγή” δεδομένων χρησιμοποιούσαμε, όπως ήδη αναφέραμε το λογισμικό PVSYST 4.1 που δίνει τη δυνατότητα σχεδιασμού εγκαταστάσεων με Φ/Β. Θα το περιγράψουμε λίγο πιο αναλυτικά σε βήματα:

• Σε κάθε περίπτωση τα projects που σχεδιάζαμε ήταν για διασυνδεδεμένο δίκτυο, καθώς σε αυτό αναφερόταν όλη η λογική της μελέτης μας.

• Εισαγάγαμε τα δεδομένα, όπως είχαν προκύψει από το METEONORM. Εδώ συναντούσαμε μια μικρή αδυναμία του λογισμικού που δεν μπορούσε να συγκρατήσει

Κεφάλαιο 4:Μεθοδολογία Κατανομής 27

κάποια στοιχεία τα οποία και χρειαζόταν να εισάγουμε επιπλέον χειροκίνητα, κάτι που δημιουργούσε μικρές ασυμφωνίες στα δεδομένα. Το αναφέρουμε ως σημείο που επιδέχεται βελτίωσης κι όχι ως στοιχείο που μειώνει την αξιοπιστία της μελέτης.

• Για τη δημιουργία του επεξεργασμένου μετεωρολογικού αρχείου από το λογισμικό, κρατούσαμε τις τιμές του albedo- ενός μεγέθους που προσδιορίζει το μέτρο στο οποίο ένα αντικείμενο (και φυσικά και το έδαφος) ανακλά διάχυτα την ηλιακή ακτινοβολία- στις από πριν ορισμένες (0,2, δηλαδή 20%).

• Στην επιλογή για τον προσανατολισμό των πανέλων των Φ/Β διαλέγαμε μια τέτοια τιμή της κλίσης του πανέλου ώστε η σχετική ως προς το βέλτιστο απόκλιση να μηδενίζεται. Αυτό οδηγούσε σε τιμές κλίσης μεταξύ 28 και 30 μοιρών, εκτός από μία ή δύο περιπτώσεις στους 40 νομούς, που η τιμή αυτή έφτανε στις 26 μοίρες.

• Η τιμή του Αζιμούθιου παρέμενε στην από πριν ορισμένη (μηδενική).

• Αντίστοιχα για λόγους απλοποίησης σταθερές έμεναν οι παράμετροι του “ορίζοντα” και της “σκίασης”. Θεωρούσαμε δηλαδή ότι οι εγκαταστάσεις που θα τοποθετούσαμε θα βρισκόντουσαν σε ανοιχτό χώρο, χωρίς κτίρια, δέντρα ή ορεινούς όγκους γύρω που να επηρρεάζουν και να περιορίζουν την άμεση ορατότητά τους στην ηλιακή ακτινοβολία.

• Όσον αφορά στις επιλογές “συστήματος” που έπρεπε να κάνουμε, ξεκινούσαμε με την επιλογή του τύπου των inverter που θα χρησιμοποιούνταν. Όλα ήταν της εταιρίας SMA και κυρίως τα μοντέλα Sunny Boy, Sunny Central και Sunny Mini Central. Η επιλογή της συγκεκριμένης εταιρίας έγινε μετά από μια μικρή αναζήτηση, στην οποία ενημερωθήκαμε πως θεωρούνται οι πιο αξιόπιστοι, αλλά και οι καλύτερα προσαρμοσμένοι στα ευρωπαϊκά ηλεκτρολογικά πρότυπα. Η διαφοροποίηση ανάμεσα στους 3 παραπάνω τύπους της εταιρίας γινόταν για λόγους μεγέθους, καθώς προφανώς με διαφορετικού μεγέθους inverters καλύπταμε τις ανάγκες μιας εγκατάστασης 20kW εγκατεστημένης ισχύος και με διαφορετικό (πολύ μεγαλύτερο) αυτές μιας εγκατάστασης 2MW εγκατεστημένης. Αυτό που σε κάθε περίπτωση ήταν κοινό και φροντιζόταν ήταν η εφεδρικότητα του συστήματός μας. Έτσι πχ δεν καλύπταμε με έναν μεγάλου μεγέθους inverter την εγκατάστασή μας, αλλά προτιμούσαμε μια συστοιχία μικρότερων που θα επέτρεπαν στην εγκατάσταση να συνεχίσει να δουλεύει ακόμα και μετά από τη βλάβη ενός μέρους της συστοιχίας. Ο αριθμός των inverters που χρησιμοποιούσαμε σε κάθε περίπτωση καθοριζόταν ως αυτός που δημιουργούσε τις μικρότερες απώλειες από αυτούς που κάλυπταν τις ανάγκες ισχύος του συστήματος. Έτσι παρουσιαζόταν το αρχικά παράδοξο για εμάς φαινόμενο, η συνολική ισχύς των inverters να είναι μικρότερη από την ονομαστική (εγκατεστημένη) της μονάδας.

• Αντίστοιχες διαδικασίες ακολουθήσαμε και κατά την επιλογή των πανέλων των μονάδων μας. Χρησιμοποιήσαμε αποκλειστικά πανέλα μονοκρυσταλλικού πυριτίου για τους λόγους που εξηγήθηκαν στο κεφάλαιο 3.1.2.1, της εταιρίας BP διαφορετικών μεγεθών ακριβώς ξανά για να εξυπηρετήσουμε τις διαφορετικές ανάγκες που δημιουργούν οι διαφορετικούμ μεγέθους εγκαταστάσεις. Αφού ελέγχαμε τα χαρακτηριστικά λειτουργίας (τάσεις, ρεύματα) ώστε τα στοιχεία που χρησιμοποιήσαμε να μπορούν να διαχειριστούν πάντα τις τιμές λειτουργίας του

Κεφάλαιο 4:Μεθοδολογία Κατανομής 28

συστήματος, προχωρούσαμε στην προσομοίωση.

• Επιλέγαμε το αρχείο εξόδου να έχει δεδομένα για την ενέργεια στην έξοδο της εγκατάστασης που ταυτιζόταν με τη διαθέσιμη στο χρήστη ενέργεια. Αποθηκεύαμε το αρχείο εξόδου σε κατάλληλη μορφή για να μπορεί να γίνει επεξεργασία του με λογισμικό επεξεργασίας λογιστικών φύλλων.

4.6. Παρατηρήσεις από τα αρχικά δεδομένα του λογισμικού

Από τα αποτελέσματα που μας δίνει άμεσα το PVSYST 4.1, μπορούμε να λάβουμε μια σειρά από πίνακες και γραφήματα, στα οποία περιέχονται πολύ ενδιαφέρουσες πληροφορίες για την ενέργεια που παράγεται από τις μονάδες των Φ/Β, πώς αυτή συσχετίζεται με τα επίπεδα της ηλιακής ακτινοβολίας, τις απώλειες, την απόδοση του συστήματος κ.α.

Για παράδειγμα στην παρακάτω εικόνα 4.ii φαίνεται η συσχέτιση του επιπέδου παραγωγής ενέργειας σε W με τα επίπεδα της μέσης ηλιακής ακτινοβολίας σε W/m2 για μια μέρα του καλοκαιριού (συγκεκριμένα για τις 15 Ιουλίου) και για την τοποθεσία Γυμνόν στο Νομό Αργολίδας που είδαμε και παραπάνω . Φαίνεται καθαρά η εξάρτηση της παραγωγής ενέργειας από τα Φ/Β από τα επίπεδα της ηλιακής ακτινοβολίας.

Εικόνα 4.ii

Κεφάλαιο 4:Μεθοδολογία Κατανομής 29

Τα παραπάνω μπορούμε να τα δούμε και σε ετήσια βάση, με τις μέσες μηνιαίες τιμές που επαληθεύουν το συμπέρασμα για το πώς η παραγωγή από τα Φ/Β συμβαδίζει με τα επίπεδα της διαθέσιμης ηλιακής ακτινοβολίας.

Εικόνα 4.iii

Μια άλλη ενδιαφέρουσα συσχέτιση που αξίζει ίσως να αναφέρουμε είναι αυτή ανάμεσα στη μέση θερμοκρασία και την παραγωγή ενέργειας. Από το παρακάτω γράφημα δε φαίνεται να υπάρχει κάποια εξάρτηση. Για αυτό τοποθετήσαμε και την καταγραφή της τρίτης παραμέτρου, δηλαδή της απώλειας στο Φ/Β λόγω της θερμοκρασίας, για να πάρουμε με αυτό μια καλύτερη εικόνα του πώς όλα αυτά αλληλοεπηρρεάζονται.

Γίνεται σαφές πια πως οι απώλειες αυξάνονται με την αύξηση της θερμοκρασίας (όλες οι τιμές στο γράφημα είναι μέσες μηνιαίες για την περιοχή του Γυμνού Αργολίδας που συνεχίζουμε ως παράδειγμα να εξετάζουμε) και αυτό έστω και λίγο επηρρεάζει τη συνολική παραγωγή ενέργειας. Η λεπτομέρεια που προκαλεί μεγαλύτερο ενδιαφέρον είναι πως τους χειμερινούς μήνες με τις πολύ χαμηλές θερμκρασίες (Δεκέμβριο, Ιανουάριο, Φεβρουάριο) εμφανίζονται αρνητικές απώλειες! Αν με έναν μαγικό τρόπο είχαμε τη δυνατότητα να έχουμε υψηλά επίπεδα ηλιακής ακτινοβολίας σε συνθήκες ψύχους θα καταφέρναμε μια εξαιρετική και εξαιρετικά αποδοτική παραγωγή!

Κεφάλαιο 4:Μεθοδολογία Κατανομής 30

Eικόνα 4.iv

Κεφάλαιο 4:Μεθοδολογία Κατανομής 31

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια

5.1. Σενάριο Α

Το πρώτο ζήτημα που εξετάστηκε είναι η συμμετοχή των Φ/Β στους δείκτες αξιοπιστίας σε μια μεγάλη αποκοπή φορτίου, αλλά και στην οικονομική διάσταση του όλου ζητήματος. Για να έχουμε μια ρεαλιστική προσέγγιση για το τι αποκοπές φορτίου μπορούν να προκύψουν, πήραμε ως γεγονός αναφοράς την 24η Ιουλίου 2007 στο ελληνικό διασυνδεδεμένο δίκτυο, οπότε και συνέβη μια μεγάλη αποκοπή του μεγέθους των 500MW.

Έτσι θα εξετάσουμε τις δυνατότητες συνεισφοράς των μονάδων Φ/Β κατά τις 4 κρίσιμες μεσημεριανές ώρες, δηλαδή από τις 11.00 π.μ. μέχρι τις 3 μ.μ. , όπως αναφέρθηκε και σε άλλο σημείο. Αυτό θα συμβεί και για τις 92 καλοκαιρινές μέρες, καθώς αποκοπές αυτής της τάξης λόγω ζήτησης ισχύος που δεν μπορεί να καλυφθεί από τη διαθέσιμη παραγωγή, είναι φαινόμενο κατ' αποκλειστικότητα αυτής της περιόδου, σύμφωνα και με τα στοιχεία του ΔΕΣΜΗΕ.

Θα μελετηθούν τρία διαφορετικά δυνατά γεγονότα και συγκεκριμένα για αποκοπή 300, 400 και 500 MW. Η αποκοπή θα γίνει σε επίπεδα των 10 MW, που αντιστοιχούν, όπως έχει περιγραφεί, στην ισχύ ενός feeder του συστήματος διανομής. Πιο απλά, ο γενικός στόχος μας είναι να δούμε πόσοι feeders θα παραμείνουν εντός δικτύου, αν η διαθέσιμη παραγωγή ενισχυθεί από τις μονάδες Φ/Β και τι θα σημαίνει αυτό για τους δείκτες αξιοπιστίας, αλλά και ποια ζημία θα αποφευχθεί σε οικονομικό επίπεδο με την διατήρηση αυτών των feeders στο δίκτυο διανομής.

5.1.1. Χωρισμός Περιοχών

Ένα ζήτημα που μας απασχόλησε ήταν το πώς μπορεί το σύστημα μεταφοράς να διαχειριστεί την επιπλέον ισχύ που μπορεί να παραχθεί και να εγχυθεί στο δίκτυο από τα Φ/β. Είναι γνωστό πως το δίκτυο μεταφοράς δεν έχει πάντα τη δυνατότητα να φορτιστεί περισσότερο ειδικά σε τέτοιες οριακές για όλο το σύστημα καταστάσεις, όπως αυτές που θα εξεταστούν.

Θεωρήσαμε λοιπόν πως θα ήταν μη ρεαλιστικό να δουλέψουμε στη βάση της απεριόριστης δυνατότητας των γραμμών να μεταφέρουν ενέργεια και συνεπώς να θεωρήσουμε την επικράτεια της Ελλάδας ως ένα ενιαίο σύστημα στο οποίο η ηλεκτρική ισχύς θα κμεταφέρεται χωρίς περιορισμούς και χωρίς προβλήματα.

Το σενάριο αυτό θα αναπτυχθεί στο τέλος αυτού του κεφαλαίου, με τη συνείδηση πάντως ότι πρόκειται για μια υποθετική περίπτωση που η μελέτη της θα έχει περισσότερο νόημα μονάχα μετά από κάποια σημαντική βελτίωση της υποδομής του δικτύου μεταφοράς.Δεν είχαμε, όμως, και μια σαφή εικόνα των δυνατοτήτων και περιορισμών του δικτύου.

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 32

Η συλλογή αυτών των στοιχείων και η επικαιροποίησή τους είναι αρμοδιότητα του ΔΕΣΜΗΕ. Έχει σχεδιαστεί ένα πρόγραμμα, τα αποτελέσματα του οποίου αναμένονται για την καταγραφή των σχετικών χαρακτηριστικών του δικτύου, αυτό, όμως σημαίνει πως δεν ήταν διαθέσιμα για τη συγκεκριμένη ανάλυση. Σε κάθε περίπτωση έπρεπε να δουλέψουμε με παραδοχές και υποθέσεις, σε μεγάλο βαθμό ρεαλιστικές, αληθοφανείς και λογικές, αλλά όχι πάντως με τα πραγματικά δεδομένα.

Επιλέξαμε, λοιπόν, να χωρίσουμε τους 46 νομούς της χώρας (42 με παραγωγή από Φ/Β, όπως σχεδιάστηκε αυτή η ανάλυση συν 4 ακόμα στα Ιόνια νησία) που εντάσσονται στο διασυνδεδεμένο δίκτυο σε 6 νέες περιοχές – συστήματα διαφορετικά από τις 11 αρχικές περιοχές που αντιπροσώπευαν ουσιαστικά έναν διοικητικό διαχωρισμό. Αυτές οι περιοχές επιλέχθηκαν με τέτοιο τρόπο ώστε σε περίπτωση που υπάρχει η ανάγκη για αποκοπή φορτίου σε ένα νομό, το έλλειμα ισχύος να μπορεί να καλυφθεί από τους άλλους νομούς του συστήματος, χωρίς περιορισμούς στο σύστημα μεταφοράς, σύμφωνα με το χάρτη ΜΑΣΜ 2006-2010, που είναι διαθέσιμος και στην ιστοσελίδα του ΔΕΣΜΗΕ (www.desmie.gr) . Οι νομοί σε κάθε περιοχή – σύστημα είναι ανά δύο γειτονικοί και σε κάθε περίπτωση με μια εγγύτητα γεωγραφική, αλλά και σε κάποιο βαθμό και διοικητική συσχέτιση.

Επίσης προσπαθήσαμε σε γενικές γραμμές οι περιοχές να είναι όσο γίνεται αντίστοιχου γεωγραφικού, πληθυσμιακού και οικονομικού μεγέθους. Καταλαβαίνουμε πως η περιοχή που περιέχει το νομό Αττικής (σε συνδυασμό με μόνο άλλους 2, όμως, νομούς, όπως θα φανεί παρακάτω) δεν ήταν δυνατόν να ενταχθεί ικανοποιητικά σε αυτόν το γενικό κανόνα. Ο χωρισμός αυτός φαίνεται συνολικά στον πίνακα που ακολουθεί:

Πίνακας 5.1

Αριθμός- Περιοχής Περιοχή - Σύστημα Νομοί

Περιοχή 1 Ανατολική Μακεδονία και Θράκη μαζί με Σέρρες

Έβρος

Ροδόπη

Ξάνθη

Καβαλά

Δράμα

Σέρρες

Περιοχή 2 Κεντρική και Δυτική Μακεδονία

Χαλκιδική

Θεσσαλονίκη

Κιλκίς

Ημαθία

Πέλλα

Καστοριά

Κοζάνη

Γρεβενά

Φλώρινα

Πιερία

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 33

Περιοχή 3 Θεσσαλία και Υπόλοιπο Στερεάς Ελλάδας

Λάρισα

Μαγνησία

Τρίκαλα

Καρδίτσα

Ευρυτανία

Φθιώτιδα

Φωκίδα

Περιοχή 4 Ήπειρος, Ιόνια Νησιά μαζί με Αιτωλοακαρνανία

Ιωάννινα

Άρτα

Θεσπρωτία

Πρέβεζα

Αιτωλοακαρνανία

Κέρκυρα

Λευκάδα

Περιοχή 5 Αττική και Γειτονικοί Νομοί

Αττική

Εύβοια

Βοιωτία

Περιοχή 6 Πελοπόννησος

Αχαϊα

Κορινθία

Ηλεία

Αργολίδα

Αρκαδία

Μεσσηνία

Λακωνία

Οπτικοποιημένο τον προηγούμενο πίνακα μπορούμε να τον δούμε στην εικόνα που ακολουθεί και όπου οι 6 περιοχές που έχουμε ορίσει και με τις οποίες θα ασχοληθούμε είναι σημειωμένες με διαφορετικά χρώματα:

• Περιοχή 1 : Κόκκινο• Περιοχή 2: Σκούρο Πράσινο• Περιοχή 3: Ροζ• Περιοχή 4: Κίτρινο• Περιοχή 5: Μπλε• Περιοχή 6: Έντονο Ανοιχτό Πράσινο

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 34

Εικόνα 5.i

5.1.2. Αποκοπές φορτίου: μέγεθος-κατανομή

Όπως είπαμε οι περιοχές γίνονται αντιληπτές ως ενιαία συστήματα. Έτσι θα μιλούμε για τη συνολική παραγωγή τους και οι αποκοπές φορτίου θα αναφέρονται σε ολόκληρο το σύστημα, ανεξάρτητα σε ποιο νομό ακριβώς θα συμβαίνουν. Έτσι για την παραγωγή, αλλά και για τις πιθανότητες κάποιοι feeders να παραμείνουν στο δίκτυο, θα χρησιμοποίησουμε την ανάλυση για τις πιθανότητες που έγινε στο κεφάλαιο για την αξιοπιστία, όπου προφανώς το i θα είναι ο αριθμός των νομών της κάθε περιοχής, για παράδειγμα για την Πελοπόννησο i=1-7.

Παράλληλα στον παρακάτω πίνακα μπορούμε να δούμε πώς θα μοιραστούν οι αποκοπές feeders για κάθεμιά από τις 3 περιπτώσεις (300, 400, 500 MW) ανάμεσα στις 6 περιοχές – συστήματα. Θεωρούμε πως το μεγαλύτερο μέρος των αποκοπών θα συμβούν γύρω από την περιοχή της πρωτεύουσας, ενώ τα μικρότερα ποσοστά θα τα έχουν οι περιοχές της Ανατολικής Μακεδονίας και Θράκης και της Ηπείρου. Συνολικά θα έχουμε:

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 35

Πίνακας 5.2

Περιοχή

Ποσοστά από τη συνολική αποκοπή

φορτίου (%)

Feeders που αποκόπτονται (10 MW/feeder)

300 MW συνολικής αποκοπής φορτίου

400 MW συνολικής αποκοπής φορτίου

500 MW συνολικής αποκοπής φορτίου

1 8,33 3 3 4

2 16,67 5 7 9

3 16,67 5 7 8

4 8,33 2 3 4

5 33,33 10 13 17

6 16,67 5 7 8

Συνολικά 100 30 40 50

Οι μικρές διαφορές που παρατηρούμε για το ίδιο ποσοστό στον πίνακα 5.2 είναι απλά αποτέλεσμα του “κβαντισμένου” τρόπου με τον οποίο γίνονται οι αποκοπές καθώς δε γίνεται πρακτικά να αποκοπεί ένα μέρος μόνο ενός feeder. Για παράδειγμα στην περίπτωση των 500 MW μας φάνηκε λογικότερο να αποκοπεί μια γραμμή στην περιοχή 2 όπου και ανήκει το αστικό συγκρότημα της Θεσσαλονίκης για καθαρά αναλογικούς λόγους παρά οπουδήποτε αλλού.

Το βασικό σκεπτικό είναι ότι με την εγκατάσταση των νέων μονάδων Φ/Β, κάποιοι από τους feeders που αλλιώς θα αποκόπονταν, θα τροφοδοτηθούν με την απαραίτητη ισχύ από ακριβώς αυτές τις μονάδες. Για τις μεσημεριανές ώρες 11.00-15.00, (κάνουμε την ανάλυση σε ωριαία βάση καθώς σε αυτή τη βάση έχουμε και τα αποτελέσματα που παίρνουμε από την επεξεργασία των δεδομένων μας με τα λογισμικά που χρησιμοποιήσαμε) των 92 καλοκαιρινών ημερών που αναφέραμε παραπάνω για κάθε περιοχή από τις 6 που παρουσιάστηκαν υπάρχει μια ελάχιστη παραγωγή από τα Φ/Β της περιοχής αυτής Pj,min , όπου j=1-6, το οποίο είναι ουσιαστικά το ελάχιστο άθροισμα παραγωγής ισχύος όλων των μονάδων της περιοχής – σύστημα για το χρονικό διάστημα που εξετάζουμε μέσα σε κάθε μέρα και το οποίο θεωρείται η εγγυημένη παραγωγή αυτής της ημέρας για την περιοχή j. Αυτή η ελάχιστη και εγγυημένη τιμή συγκρίνεται με την αποκοπή φορτίου που προβλέπεται για την κάθε περιοχή και αυτό έχει ως αποτέλεσμα την αποφυγή αποκοπής κάποιων τροφοδοτών.

5.1.3. Παραγωγή ισχύος σε κάθε περιοχή

Έτσι αξίζει να δούμε για κάθε περιοχή – σύστημα την ελάχιστη τιμή της παραγόμενης ισχύος για κάθε μία από τις 92 ημέρες και για τα διαστήματα μεταξύ 11.00-15.00:

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 36

Εικόνα 5.ii

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 37

1 10 20 30 40 50 60 70 80 90

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

Περιοχή 1

Ισχύς σε kW

Ημέρες Με Εγγυημένη Ισχύ

Ισχύ

ς σε

kW

1 10 20 30 40 50 60 70 80 90

05000

10000150002000025000300003500040000450005000055000

Περιοχή 2

Ισχύς σε kW

Ημέρες Με Εγγυημένη Ισχύ

Ισχύ

ς σε

kW

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 38

1 10 20 30 40 50 60 70 80 90

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

Περιοχή 3

Ισχύς σε kW

Ημέρες Με Εγγυημένη Ισχύ

Ισχύ

ς σε

kW

1 10 20 30 40 50 60 70 80 90

0

2500

5000

7500

10000

12500

15000

17500

20000

22500

Περιοχή 4

Ισχύς σε kW

Ημέρες Με Εγγυημένη Ισχύ

Ισχύ

ς σε

kW

5.1.4. Αποκοπές που αποφεύγονται

Με βάση το σκεπτικό αυτό στον πίνακα 5.3 παρουσιάζονται οι αριθμοί των τροφοδοτών που μπορούν να “σωθούν” σε κάθε μία από τις 3 περιπτώσεις (για 300, 400, 500 MW) και για την κάθε περιοχή. Για κάθε μια από τις 6 περιοχές και για κάθε μια από τις 92 καλοκαιρινές ημέρες η ελάχιστη παραγωγή Pj,min υπολογίστηκε και μοιράστηκε σε κομμάτια των 10 MW για να αντιστοιχεί στην ονομαστική τιμή των τροφοδοτών. Τέλος υπολογίστηκε ο αριθμός των ημερών για τις οποίες προβλεπόταν ο κάθε διαφορετικός αριθμός feeders που η αποκοπή τους μπορούσε να αποφευχθεί σε ποσοστό επί τοις 100. Ο αριθμός αυτός μπορεί να οριστεί και ως η πιθανότητα να αποφευχθεί η αποκοπή ενός αριθμού feeders σε μια περιοχή για μια συγκεκριμένη από τις 3 περιπτώσεις.

Επί της ουσίας λοιπόν, οι γραμμές διανομής ΜΤ που μπορούν να “σωθούν” σε κάθε περίπτωση και οι πιθανότητες να συμβεί αυτό συγκεντρώνονται στον παρακάτω πίνακα:

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 39

1 10 20 30 40 50 60 70 80 90

0

20000

40000

60000700008000090000

100000110000120000

Περιοχή 6

Ισχύς σε kW

Ημέρες Με Εγγυημένη Ισχύ

Ισχύ

ς σ

ε kW

1 10 20 30 40 50 60 70 80 90

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

Περιοχή 5

Ισχύς σε kW

Ημέρες Με Εγγυημένη Ισχύ

Ισχύ

ς σ

ε kW

Πίνακας 5.3

Περιοχή που γίνεται η αποκοπή Φορτίου

Περίπτωση 1η για αποκοπή 300 MW Περίπτωηση 2η για αποκοπή 400 MW Περίπτωση 3η για αποκοπή 500 MW

Αριθμός feeders που

θα αποκόπτονταν χωρίς τα Φ/Β

Αριθμός feeders που

τελικά αποκόπτεται

Ποσοστό Ημερών

(%)

Αριθμός feeders που

θα αποκόπτονταν χωρίς τα Φ/Β

Αριθμός feeders που

τελικά αποκόπτεται

Ποσοστό Ημερών (%)

Αριθμός feeders που

θα αποκόπτονταν χωρίς τα Φ/Β

Αριθμός feeders που

τελικά αποκόπτεται

Ποσοστό Ημερών (%)

Περιοχή 1 32 1,09

1 98,913

2 1,09

1 98,914

3 1,09

2 98,91

Περιοχή 2 5

2 6,52

1 58,7

0 34,78

7

4 6,52

3 58,7

2 34,78

9

6 6,52

5 58,7

4 34,78

Περιοχή 3 5

3 30,43

2 68,48

1 1,09

7

5 30,43

4 68,48

3 1,09

8

6 30,43

5 68,48

4 1,09

Περιοχή 4 21 33,7

0 66,33

2 33,7

1 66,34

3 33,7

2 66,3

Περιοχή 5 10

10 1,09

9 11,96

8 83,69

7 3,26

13

13 1,09

12 11,96

11 83,69

10 3,26

17

17 1,09

16 11,96

15 83,69

14 3,26

Περιοχή 6 5 0 100 7

1 1,09

0 98,918

2 1,09

1 7,61

0 91,3

Αυτό μπορούμε να το αποτυπώσουμε ίσως καλύτερα και να φανεί έτσι πιο ξεκάθαρα και το ώφελος από τη συμμετοχή των Φ/Β στην ηλεκτροπαραγωγή, με την έννοια της πιθανότητας που έχει για κάθε περιοχή ένας συγκεκριμένος αριθμός feeders να παραμείνει στο δίκτυο λόγω της συμβολής των μονάδων Φ/Β. Ο παρακάτω πίνακας 5.4 περιέχει τα δεδομένα που δείχνουν τα παραπάνω:

Πίνακας 5.4

Περιοχή Αναφοράς

Πιθανότητα να παραμείνουν στο δίκτυο τουλάχιστον... (%)(για την περίπτωση αποκοπής 500MW)

8 Feeders

7 Feeders

6 Feeders

5 Feeders

4 Feeders

3 Feeders

2 Feeders

1 Feeders

1 - - - - - - 98,91 100

2 - - - 34,78 93,48 100 100 100

3 - - - - 1,09 69,57 100 100

4 - - - - - - 66,3 100

5 - - - - - 3,26 86,95 98,91

6 91,3 98,91 100 100 100 100 100 100

Εικόνα 5.iii

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 41

Περιοχή 6

Περιοχή 5

Περιοχή 4

Περιοχή 3

Περιοχή 2

Περιοχή 1

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Πιθανότητα Α Αριθμός Feeders να παραμείνει στο δίκτυο

8 Feeders7 Feeders6 Feeders5 Feeders4 Feeders3 Feeders2 Feeders1 Feeder

Περ

ιοχή

Ανα

φορ

άς

Πιθανότητες (%)

Στην εικόνα 5.iii μπορούμε πολύ παραστατικά πια να δούμε μέσω του γραφήματος πώς συμμετέχουν οι μονάδες Φ/Β στην ηλεκτροπαραγωγή και τι συνεπάγεται αυτό (και συγκεντρωμένα και κατ' επέκταση πιο διευκολυντικά για σύγκριση) για τους feeders που παραμένουν στο δίκτυο, λόγω αυτής της συμμετοχής.

5.1.5. Σενάριο Α – Παράδείγματα

Θα παραθέσουμε μερικά παραδείγματα για να επεξηγήσουμε καλύτερα τα όσα περιγράψαμε γενικά παραπάνω, αλλά και όσα αποτυπώνονται στον Πίνακα 5.3

Παράδειγμα 1ο:

Η περιοχή 5 θα χρησιμοποιηθεί ως πρώτο παράδειγμα, καθώς περιέχει το Νομό Αττικής, το μεγαλύτερο ως γνωστόν σε μέγεθος και πληθυσμό αστικό συγκρότημα της Ελλάδας, και παράλληλα με την κεντρικότερη και εντονότερη οικονομική δραστηριότητα στη χώρα.

Για 1 από τις 92 ημέρες (1,09%) η παραγωγή P4,min ήταν μικρότερη από 10 MW και συνεπώς υπήρχε μια πιθανότητα 0,0109 να μην αποφεύγαμε καμιά αποκοπή κάποιου feeder. Για 11 από τις 92 ημέρες (11,96%) , 10MW≤P 4,min≤20MW , κι έτσι ένας feeder θα μπορούσε να αποφύγει την αποκοπή με πιθανότητα 0,1196. Παρόμοια για 77 (83,69%) και για 3 (3,26%) ημέρες η παραγόμενη ισχύς P4,min αρκούσε για να τροφοδοτήσει 2 και 3 feeders αντίστοιχα. Ως αποτέλεσμα υπάρχει μια πιθανότητα που ξεπερνά την τιμή 0,85 να αποφευχθεί η αποκοπή τουλάχιστον 2 γραμμών διανομής. Αυτό ισχύει και για τις τρεις περιπτώσεις (για 300, 400, 500 MW) και το μόνο που αλλάζει είναι ο συνολικός αριθμός των feeders που τελικά θα αποκοπούν.

Παράδειγμα 2ο:

Ως δεύτερο παράδειγμα θα παρουσιάσουμε την περίπτωση της περιοχής 6 (Πελοπόννησος) λόγω της ιδιαιτερότητας που προκύπτει από την ξεχωριστή περίπτωση της Αρκαδίας, όπου σχεδιάζεται να κατασκευαστεί η μεγαλύτερη μονάδα Φ/Β στην Ελλάδα μεγέθους 50 MW από τη ΔΕΗ. Αυτό καθιστά την Πελοπόννησο την περιοχή με τη μέγιστη εγκατεστημένη ισχύ από Φ/Β, πάνω από 200 Mwp.

Στην πρώτη περίπτωση (για 300 MW) μπορούμε να συμπεράνουμε πως για όλη την περίοδο του Καλοκαιριού η ισχύς που παράγεται από τις μονάδες Φ/β μπορεί να καλύψει και τους 5 feeders που χωρίς αυτές θα αποκόπονταν. Το ίδιο θα ίσχυε, αλλά με πιθανότητες 0,9891 και 0,913 και για τις περιπτώσεις για 400 MW και 500 MW συνολικού φορτίου που αποκόπτεται αντίστοιχα.

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 42

5.1.6. Βελτίωση Δεικτών Αξιοπιστίας

Αυτό που μας αποσχολεί τώρα είναι το τι σημαίνουν τα παραπάνω για την αξιοπιστία των συστημάτων, έτσι όπως αυτή εκφράζεται από τους δείκτες SAIFI, SAIDI και CAIDI, όπως αυτοί ορίζονται από την IEEE με τον τρόπο που έχουμε ήδη περιγράψει.

Εδώ θα επιχειρηθεί μια πρώτη μονάχα προσέγγιση του πώς μπορεί να ποσοτικοποιηθεί η συμμετοχή των Φ/Β στην αξιοπιστία των συστημάτων, καθώς μια καλή αίσθηση του τι σημαίνει αυτό ποιοτικά και στην πράξη έχει προκύψει από τους πίνακες και τα παραδείγματα που προηγήθηκαν.

Ο SAIDI θεωρείται συγκεκριμένα για έναν feeder των 10 MW στη Μέση Τάση για μια χρονική περίοδο ενός έτους. Έχει σημασία να σημειώσουμε και να επισημάνουμε εδώ πως οι τιμές των δεικτών αξιοπιστίας ποικίλουν και διαφοροποιούνται σημαντικά ανάλογα με την περιοχή στην οποία αναφέρονται. Στην ανάλυση αυτή ο SAIDI αναφέρεται αυστηρά σε έναν μόνο feeder.

Ένας άλλος παράγοντας που επηρρεάζει τους δείκτες αξιοπιστίας είναι η ενδεχόμενη συμπερίληψη των λεγόμενων Ημερών Μεγάλων Γεγονότων (Major Event Days ή MEDs). Η MED, όπως ορίζεται από την IEEE είναι μια μέρα κατά την οποία ο SAIDI ξεπερνά μια τιμή κατωφλίου TMED. Για τους σκοπούς υπολογισμού του ημερήσιου SAIDI του συστήματος, κάθε διακοπή που διατρέχει παραπάνω από μία ημέρες ανάγεται στη μέρα κατά την οποία η διακοπή ξεκίνησε. Στατιστικά, οι μέρες που έχουν ημερήσιο SAIDI συστήματος μεγαλύτερο από την TMED είναι μέρες κατά τις οποίες το σύστημα διανομής υπόκειται επιβαρύνσεις παραπέρα από τις συνήθως αναμενόμενες (όπως πχ ακραία καιρικά φαινόμενα). Προτείνεται οι δραστηριότητες που συμβαίνουν στις MEDs να αναφέρονται και να αναλύονται ξεχωριστά.

Δεν υπάρχουν διαθέσιμα στοιχεία και πραγματικά δεδομένα για τον SAIDI στο ελληνικό διασυνδεδεμένο σύστημα. Κάθε μελετητής που ασχολείται με αυτό το αντικείμενο και επεξεργάζεται αυτό το ζήτημα χρησιμοποιεί διάφορες τιμές ανάλογα με το σύστημα στο οποίο επικεντρώνει. Στην περίπτωσή μας επιλέχθηκε τιμή του SAIDI στα 287,35 λεπτά που βασίστηκε στο παράδειγμα που χρησιμοποείται στην έκδοση IEEE Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices, IEEE Standard 1366™-2003, May 2004, όπου βρίσκουμε επίσης πως η αντίστοιχη τιμή του SAIDI χωρίς τη συμπερίληψη των MEDs είναι 49,86.

Με όλα αυτά η συνεισφορά των Φ/Β όσον αφορά στο δείκτη SAIDI μπορεί να εκτιμηθεί πιο απλά. Για παράδειγμα, αν ένας feeder αποφύγει μια αποκοπή διάρκειας 4 ωρών λόγω της διαθέσιμης ισχύος από την παραγωγή των μονάδων Φ/Β, θα αποφευχθεί και μια άυξηση του SAIDI κατά 240 λεπτά, δηλαδή μια αύξηση κατά 83,52%. Κατά τον ίδιο τρόπο, για μια γνωστή τιμή του SAIFI η βελτίωση θα συνίσταται από μια βελτίωση κατά 1, καθώς σε αυτή την περίπτωση ο ένας feeder που μένει εντός θεωρείται ένας καταναλωτής στον αριθμό του αριθμητή. Τέλος και ο CAIDI για όλους τους εξυπηρετούμενους από αυτόν τον feeder καταναλωτές επίσης αποφεύγει μια αύξηση

κατά την εξίσωση CAIDI= ∑ Διάρκεια Διακοπής ΚαταναλωτώνΣυνολικός Αριθμός Καταναλωτών Με Διακοπή

.

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 43

5.1.7. Οικονομική Προσέγγιση

Το επόμενο σημείο που μας απασχολεί είναι πώς μεταφράζονται όλα τα παραπάνω σε οικονομικά μεγέθη. Με άλλα λόγια τι κέρδος προκύπτει (ή για να είμαστε πιο ακριβείς ποια ζημία αποσοβείται) με τη συμμετοχή των μονάδων Φ/Β στην παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας.

Αυτό βασίζεται και στη λογική ότι εφόσον οι 3 δείκτες αξιοπιστίας ουσιαστικά μετρούν την αναξιοπιστία του συστήματος, καθώς αυξάνονται με όσο η αξιοπιστία περιορίζεται, μια ιδανική μέτρηση της αναξιοπιστίας θα μπορούσε να είναι το κόστος της αναξιοπιστίας σύμφωνα με τον κάθε καταναλωτή δηλαδή το κόστος εκφρασμένο σε Ευρώ (€) του ελλείματος ισχύος που υφίσταται ένας καταναλωτής. Όπως αναφέρθηκε στο κεφάλαιο “Αξιοπιστία”, μια σχετική μελέτη έλαβε χώρα το 2001 στην Ελλάδα για διαφορετικούς τύπους καταναλωτών.

Επαναλαμβάνουμε ώστε να υπάρχουν εδώ για άμεση αναφορά, χωρίς να εξηγήσουμε λεπτομερώς πώς προκύπτουν σε πίνακες, τα αποτελέσματα εκείνης της μελέτης:

Η κατανομή στους διαφορετικούς τύπους καταναλωτών που ικανοποιεί ένας feeder 10ΜW και η αντιστοιχία σε νούμερα καταναλωτών είναι η παρακάτω:

Πίνακας 5.5

Τύπος Καταναλωτή Συνολική Ζήτηση (kW)

Ταυτοχρονισμένο Φορτίο (kW)

Αριθμός Καταναλωτών

Οικιακός 6000 2,5 2400

Μικρός Εμπορικός 1500 10 150

Μεσαίος Εμπορικός 1500 20 75

Μεγάλος Εμπορικός 1000 200 5

Επίσης το εκτιμώμενο κανονικοποιημένο κατά την ετήσια ζήτηση αιχμής κόστος ανά καταναλωτή είναι:

Πίνακας 5.6

Τύπος Καταναλωτή Κόστος Κανονικοποιημένο Κατά την Ετήσια Ζήτηση Αιχμής (€/kW)

Οικιακοί 1,5

Επιχειρήσεις 5,4

Οργανισμοί 14,5

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 44

Ο συνδυασμός αυτών των 2 μας δίνει το συνολικό εκτιμώμενο κόστος διακοπής και έλλειψης ισχύος:

Πίνακας 5.7

Τύπος Καταναλωτή Συνολικό Εκτιμώμενο Κόστος Διακοπής (€)

Οικιακοί 9000 (6MW x 1,5 €/kW)

Επιχειρήσεις 16200 (3 MW x 5,4 €/kW)

Οργανισμοί 14500 (1 MW x 14,5 €/kW)

Συνολικά 39700

Αυτό σημαίνει πως το συνολικό εκτιμώμενο κόστος διακοπής σε € για έναν feeder για μια 4ωρη διακοπή ανέρχεται όπως φαίνεται στον πίνακα 5.7 στα 39700 €.

Αν συνυπολογίσουμε τις περιπτώσεις αποκοπής φορτίου σύμφωνα με όλη την προηγούμενη ανάλυση, η συνολική αναμενόμενη μείωση του κόστους των αποκοπών για κάθε μία από τις 6 περιοχές παρουσιάζεται στον πίνακα 5.8 μαζί τις πιθανότητες για το κάθε επίπεδο εξοικονόμησης:

Πίνακας 5.8

Περιοχή στην οποία συμβαίνει η αποκοπή

Αριθμός Feeders που αναμένεται να μην

αποκοπούν

Συνολικό Ποσό των Χρημάτων που

εξοικονομούνται (€)

Πιθανότητα (%)

Περιοχή 11 39700 1,09

2 79400 98,91

Περιοχή 2

3 119100 6,52

4 158800 58,7

5 198500 34,78

Περιοχή 3

2 79400 30,43

3 119100 68,48

4 158800 1,09

Περιοχή 41 39700 33,7

2 79400 66,3

Περιοχή 5

0 0 1,09

1 39700 11,96

2 79400 83,69

3 119100 3,26

Περιοχή 6

6 238200 1,09

7 277900 7,61

8 317600 91,3

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 45

5.2. Σενάριο Β

5.2.1 Περιγραφή Σεναρίου Β

Η ανάλυσή μας σε αυτό το σενάριο στηρίζεται στον ίδιο τρόπο για την προσέγγιση των δεικτών αξιοπιστίας, την οικονομική συμβολή των μονάδων Φ/Β, τον τρόπο που έγινε η προσομοίωση για την παραγωγή της κάθε μονάδας και συνολικά των διαφόρων περιοχών που εξετάζουμε σε κάθε περίπτωση και τη μέθοδο με την οποία προκύπτουν οι πιθανότητες για την επίτευξη της αποφυγής κάποιου επιπέδου αποκοπής που έχουν ήδη παρουσιαστεί.

Το προηγούμενο σενάριο Α στηρίχθηκε στην παραδοχή ότι εντός των 6 περιοχών που ορίσαμε η παραγόμενη ισχύς από τις μονάδες Φ/Β μπορεί να μεταφέρεται ελεύθερα και χωρίς περιορισμούς και ακριβώς για αυτό το λόγο η κάθε πριοχή εξεταζόταν ως ξεχωριστό σύστημα.

Στο σενάριο Β, θα “αποδομήσουμε” λίγο περισσότερο το δίκτυο μεταφοράς, κάνοντας την παραδοχή πως η παραγωγή μέσα σε ένα νομό μπορεί να διανεμηθεί μονάχα εντός του νομού. Ουσιαστικά περιγράφουμε το σενάριο της πιο ελάχιστης και σχεδόν απόλυτα εγγυημένης συμβολής των μονάδων Φ/Β, στην περίπτωση που το δίκτυο μεταφοράς παρουσιάσει για οποιονδήποτε λόγο (διαδοχικά, μαζεμένα σφάλματα, ακραία καιρικά φαινόμενα, καλοκαιρινές καταστροφικές πυρκαγιές στις οδούς του δικτύου μεταφοράς από νομό σε νομό κτλ.) περιορισμούς στη δυνατότητα μεταφοράς της ηλεκτρικής ενέργειας από τις ελάχιστες εξεταζόμενες περιοχές, δηλαδή τους νομούς σε κάθε άλλη περιοχή.

Όπως θα φανεί και στη συνέχεια, από την αποτύπωση των αποτελεσμάτων, πολύ λίγοι νομοί έχουν τη δυνατότητα από τη δικιά τους παραγωγή να εξασφαλίσουν τη μη αποκοπή έστω κι ενός feeder. Για αυτό θεωρήσαμε προτιμότερο να καταγράψουμε αυτά τα αποτελέσματα με κατά το ποιο ποσό ισχύος είναι εγγυημένο για τον κάθε νομό σε 3 διαφορετικά επίπεδα πιθανοτήτων για 10%, 50% και 90% τα οποία αντιστοιχούν σε 9, 46 και 83 ημέρες από τις 92 καλοκαιρινές για τις οποίες αυτές οι στάθμες ισχύος είναι εξασφαλισμένες.

Διευκρινίζουμε πως κι εδώ πρόκειται για τις ελάχιστες τιμές παραγόμενης ισχύος του κρίσιμου 4ώρου (11.00 – 15.00) για κάθε ημέρα του καλοκαιριού.

5.2.2. Αποτελέσματα σεναρίου Β

Συγκεντρωτικά για όλους τους νομούς οι τιμές ισχύος φαίνονται στον πίνακα 5.9 που ακολουθεί:

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 46

Πίνακας 5.9

Ο πίνακας 5.9 περιέχει πολλά αριθμητικά δεδομένα που μπορεί και να φανούν αδιάφορα εκ πρώτης όψεως. Αν, όμως, σχηματοποιηθούν μπορούν να μας δώσουν μια βάση και μια κατεύθυνση για περαιτέρω μελέτη και επεξεργασία.

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 47

Νομοί Με πιθανότητα 10% Με πιθανότητα 50% Με πιθανότητα 90%Καβάλα 4764253 4213457 2741177Δράμα 4766246 4157433 2581760Ξάνθη 5696911 4959823 3107096Ροδόπη 5781882 5045844 3473076Έβρος 3435252 3050146 2416718Σέρρες 5625652 4439611 3012027,2

Αττική 18078566 15693220 7671942Βοιωτία 6416064 5738572 3004368Εύβοια 6256548 5451781 2366559

Γιάννενα 2982720 2448304 969588Πρέβεζα 3241272 2739692 1139796Θεσπρωτία 3071474 2392664 795984Άρτα 2887086 2382553 930735Αιτωλ\νία 10708810 9282796 3522831Κέρκυρα 3800226 2968712 1223166Λευκάδα 4228462 3617527 1219418

Χαλκιδική 6469720 5444946 3685483Κιλκίς 5643694,8 4721905 2824781Πέλλα 6942238 5793307 1924911Ημαθία 5693044 4693152 2273520Πιερία 6566559 5126034 1657510Φλώρινα 6288242 5395936 2843500Γρεβενά 4780413 3231692 842919Καστοριά 6315128 5310172 2685894Κοζάνη 4777334 4189036 3287069Θεσ/νίκη 7869392 6389293 3539816

Μεσσηνία 12189729 10893473 4510608Ηλεία 16943808 14995204 8355812Λακωνία 11169866 9264822 4349834Αχαϊα 10462774 9394839 4192672Κορινθία 13407477 11661925 6443182Αργολίδα 13448831 11472295 8060669Αρκαδία 39858691 35138212 22622550

Λάρισα 7219101 5616974 2446059Τρίκαλα 6924965 4361016 768997Καρδίτσα 5996334 4237272 2383754,2Μαγνησία 6788746 4962241 2348334Ευρυτανία 5035779 3729116 1150229Φθιώτιδα 5271613 4455872 1805796Φωκίδα 6254000 5548874 2962360

Για αυτό το λόγο παραθέτουμε και μια γραφική αποτύπωση των δεδομένων του πίνακα 5.9 στη συνέχεια. Για λόγους πιο σαφούς αποτύπωσης τα γραφήματα χωρίζονται κατά αντιστοιχία με τις περιοχές του σεναρίου Α, χωρίς αυτό να σημαίνει, όπως ήδη εξηγήσαμε, ότι με κάποιον τρόπο οι περιοχές αυτές συνεχίζουν να αποτελούν συστήματα για το σενάριο Β.

Εικόνα 5.iv

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 48

Καβά

λα

Δρά

μα

Ξάνθ

η

Ροδό

πη

Έβρ

ος

Σέρρ

ες

0

10001500200025003000350040004500500055006000

Ανατολική Μακεδονία-Θράκη

Με πιθανότητα 10% Με πιθανότητα 50%Με πιθανότητα 90%

Νομοί

Ελέα

χιστ

η Εγ

γυημ

ένη

Ισχύ

ς (k

W)

Χαλκ

ιδικ

ήΚι

λκίς

Πέλ

λαΗμ

αθία

Πιε

ρία

Φλώ

ρινα

Γρεβ

ενά

Καστ

οριά

Κοζά

νηΘ

εσ/ν

ίκη

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Μακεδονία

Με πιθανότητα 10% Με πιθανότητα 50%Με πιθανότητα 90%

Νομοί

Ελάχ

ιστη

Εγγ

υημέ

νη Ισ

χύς

(kW

)

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 49

Λάρι

σα

Τρίκ

αλα

Καρδ

ίτσα

Μαγ

νησί

α

Ευρυ

τανί

α

Φθι

ώτιδ

α

Φω

κίδα

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Θεσσαλία-Υπόλοιπο Στερεάς

Με πιθανότητα 10% Με πιθανότητα 50%Με πιθανότητα 90%

Νομοί

Ελάχ

ιστη

Εγγ

υημέ

νη Ισ

χύς

(kW

)

Γιάν

νενα

Πρέβ

εζα

Θεσπ

ρωτία

Άρτα

Αιτω

λ\νί

α

Κέρκ

υρα

Λευκ

άδα

0100020003000400050006000700080009000

10000

11000

Ήπειρος-Αιτωλ\νία-Ιόνια

Με πιθανότητα 10%

Με πιθανότητα 50%Με πιθανότητα 90%

Νομοί

Ελάχ

ιστη

Εγγ

υημέ

νη Ισ

χύς

(kW

)

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 50

Αττικ

ή

Βοιω

τία

Εύβο

ια0

2500

5000

7500

10000

12500

15000

17500

20000

Αττική Και Γειτονικοί Νομοί

Με πιθανότητα 10% Με πιθανότητα 50%

Με πιθανότητα 90%

Νομοί

Ελάχ

ιστη

Εγγ

υημέ

νη Ισ

χύς

(kW

)

Μεσ

σηνί

α

Ηλεία

Λακω

νία

Αχαϊ

α

Κορι

νθία

Αργο

λίδα

Αρκα

δία

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

Πελοπόννησος

Με πιθανότητα 10%

Με πιθανότητα 50%

Με πιθανότητα 90%

Νομοί

Ελάχ

ιστη

Εγγ

υημέ

νη Ισ

χύς

(kW

)

5.2.3. Σχόλια και παρατηρήσεις – Η χρησιμότητα του σεναρίου Β

Όπως βλέπουμε μόνο για τους νομούς της Πελοποννήσου, την Αιτωλοακαρνανία και την Αττική έχουμε τιμές που να υπερβαίνουν το ελάχιστο των 10 MW που αντιστοιχεί σε μια γραμμή διανομής ΜΤ και αυτό πάλι για την πιθανότητα 10% κατά βάση και για τους νομούς Μεσσηνίας, Ηλείας, Κορινθίας, Αργολίδας με πιθανότητα 50%. Ειδική περίπτωση, όπως έχουμε αναφέρει πολλάκις ο νομός Αρκαδίας με το σχεδιασμό για τη μεγάλη μονάδα της ΔΕΗ των 50 MW. Φυσικά συνεχίζει σύμφωνα με όσα αναφέραμε και στο πρώτο σενάριο κάθε μη αποκοπή feeder να αντιστοιχεί σε μη αύξηση του SAIDI κατά 240 λεπτά ή κατά 83,52%, λαμβάνοντας ως αρχική τιμή του SAIDI τα 287,35 λεπτά και επίσης σε μια εξοικονόμηση 39700€ στο σύνολο των εξυπηρετούμενων καταναλωτών του γραμμή διανομής ΜΤ.

Το νόημα αυτού του σεναρίου έγκειται στην αποτύπωση των δυνατοτήτων για διάθεση ισχύος από μονάδες Φ/Β σε κάθε νομό. Είναι απίθανο να συμβούν μαζί και σε τέτοια έκταση και ένταση όλες οι περιπτώσεις που αναφέρθηκαν παραπάνω ότι μπορούν να θέσουν περιορισμούς στο δυναμικό μεταφοράς του δικτύου.

Μπορούμε, όμως, από τον πίνακα 5.9 κι έχοντας τη γνώση και την ενημέρωση των δυνατοτήτων μεταφοράς του συστήματος μεταφοράς σε κάθε περίπτωση και σε κάθε στιγμή (δεδομένα που μπορεί θα ήταν λογικό να διαθέτει ο ΔΕΣΜΗΕ) να έχουμε μια πρώτη εκτίμηση για το πώς να συνδυάσουμε τις παραγωγές γειτονικών νομών ή νομών μεταξύ των οποίων δεν υπάρχουν σφάλματα και προβλήματα στη μεταφορά και από εκεί να προκύψουν οι δυνατότητες για την αποφυγή αποκοπής περισσότερων feeders. Για την περαιτέρω, συνθετική πλέον, επεξεργασία αυτού του σεναρίου προϋποτίθεται και η γνώση των δεδομένων παραγωγής από τις προσομοιώσεις που έχουν γίνει έτσι κι αλλιώς ανά νομό για όλα τα σενάρια και τις επιμέρους μελέτες αυτής της ανάλυσης.

5.3. Σενάριο Γ

5.3.1 Περιγραφή Σεναρίου Γ

Εδώ ερχόμαστε να επεξεργαστούμε το σενάριο κατά το οποίο το σύστημα μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας στην επικράτεια της Ελλάδας δεν έχει κανέναν απολύτως περιορισμό. Με άλλα λόγια η ενέργεια μεταφέρεται παντού, σε κάθε νομό του διασυνδεδεμένου δικτύου ανεξάρτητα με το πού παράγεται κι έτσι ως σύστημα νοούμε πια το σύνολο των μονάδων παραγωγής (συμπεριλαμβανομένου φυσικά και των μονάδων Φ/Β που μας ενδιαφέρουν) και των καταναλωτών σε κάθε νομό.

Και σε αυτό το σενάριο, όπως και στα δύο προηγούμενα η ανάλυσή μας στηρίζεται στον ίδιο τρόπο για την προσέγγιση των δεικτών αξιοπιστίας, την οικονομική συμβολή των μονάδων Φ/Β, τον τρόπο που έγινε η προσομοίωση για την παραγωγή της κάθε μονάδας και συνολικά των διαφόρων περιοχών που εξετάζουμε σε κάθε περίπτωση και τη μέθοδο με την οποία προκύπτουν οι πιανότητες για την επίτευξη της αποφυγής κάποιου επιπέδου αποκοπής που έχουν ήδη παρουσιαστεί.

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 51

Το σενάριο Γ είναι μη ρεαλιστικό και το παραθέτουμε ως ένδειξη της ιδανικής περίπτωσης. Κρατώντας πάντα τους κανόνες για το σχεδιασμό της παραγωγής ενέργειας από Φ/Β, όπως υπάρχουν στις οδηγίες του Υπουργείου και της ΡΑΕ, βλέπουμε μέσα σε αυτό το πλαίσιο τη μέγιστη συνεισφορά που θα μπορούσαν να έχουν τα Φ/Β, αν το δίκτυο μεταφοράς της χώρας ήταν σχεδιασμένο και κατασκευασμένο για να ανταπεξέλθει στις μελλοντικές και διαρκώς αυξανόμενες απαιτήσεις των καταναλωτών και όχι για να μπορεί οριακά να διαχειριστεί τις ημέρες με ζήτηση αιχμής. Αυτό δεν αποτελεί απαραίτητα σχόλιο για την πλημμέλεια του δικτύου και των διαχειριστών του, καθώς από τη μια δεν έχουμε ασχοληθεί -και δεν πρόκειται να το κάνουμε στα πλαίσια αυτής της ανάλυσης- με τα οικονομικά μεγέθη που συνεπάγεται η αναβάθμιση του συστήματος μεταφοράς, από την άλλη δε θεωρούμε ως αποκλειστικό υπεύθυνο για τα προβλήματα και τις οριακές καταστάσεις που αντιμετωπίζει ένα ηλεκτρικό σύστημα συνολικά που αναφέρεται στην επικράτεια μιας χώρας, αλλά και τους καταναλωτές και τη φοβερά ανορθολογική χρήση της ηλεκτρικής ενέργειας που ενίοτε κάνουν.

5.3.2. Αποτελέσματα σεναρίου Γ

Χρησιμοποιούμε, όπως και στα προηγούμενα σενάρια τα δεδομένα για τους καλοκαιρινές ημέρες και το κρίσιμο χρονικό διάστημα μεταξύ των μεσημεριανών ωρών 11.00-15.00. Κατά τα προηγούμενα τα συγκεντρωτικά αποτελέσματα για τον αριθμό των feeders που εξασφαλισμένα μπορεί να αποφευχθεί η αποκοπή τους, την πιθανότητα να συμβεί αυτό για κάθε περίπτωση και την εξοικονόμιση χρημάτων μέσω της αποφυγής ζημίας λόγω διακοπής παρουσιάζονται στον πίνακα 5.10παρακάτω:

Πίνακας 5.10

Αριθμός Feeders που εξασφαλίζεται ότι

παραμένουν στο δίκτυο (10 MW / Feeder)

Πιθανότητα (%) Συνολικό Ποσό των Χρημάτων που εξοικονομούνται (€)

28 1,09 1111600

27 3,26 1071900

26 9,78 1032200

25 31,52 992500

24 66,3 952800

23 85,87 913100

22 96,95 873400

21 98,91 833700

20 100 794000

Φυσικά και εδώ συνεχίζει σύμφωνα με όσα αναφέραμε και στα προηγούμενα σενάρια κάθε μη αποκοπή feeder να αντιστοιχεί σε μη αύξηση του SAIDI κατά 240 λεπτά ή κατά 83,52%, λαμβάνοντας ως αρχική τιμή του SAIDI τα 287,35 λεπτά και επίσης σε μια εξοικονόμηση 39700€ στο σύνολο των εξυπηρετούμενων καταναλωτών του γραμμή διανομής ΜΤ.Κατ' αντιστοιχία με το σενάριο Α οι γραφικές αποτυπώσεις των μεγεθών που

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 52

παρουσιάζονται στο σενάριο Γ παρατίθενται παρακάτω.Αρχικά για τον αριθμό των καλοκαιρινών ημερών κατά τις οποίες έχουμε ως ελάχιστη εγγυημένη παραγόμενη ισχύ το εκάστοτε επίπεδο ισχύος που φαίνεται στην παράσταση:

Εικόνα 5.v

Ακόμη μπορούμε να δούμε τον αριθμό των feeders που ενώ αναμενόταν να αποκοπούν, παραμένουν στο δίκτυο λόγω της συνεισφοράς στην παραγωγή ισχύος από τις μονάδες Φ/Β.

Εικόνα 5.vi

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 53

28 27 26 25 24 23 22 21 200

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Αριθμός Feeders που εξασφαλίζεται ότι παραμένουν στο δίκτυο

Αριθμός Feeders

Πιθ

ανότ

ητα

(%)

1 10 20 30 40 50 60 70 80 90

0250005000075000

100000125000150000175000200000225000250000275000300000

Η Επικράτεια ως Ένα Σύστημα

Ισχύς σε kW

Ημέρες Με Εγγυημένη Ισχύ

Ισχύ

ς σε

kW

5.3.3. Συγκρίσεις με τα αποτελέσματα του σεναρίου Α – Σχόλια - Παρατηρήσεις

Δεν μπορούμε να επιχειρήσουμε άμεσα μια σύγκριση μεταξύ των αριθμών των γραμμών που η αποκοπή τους θα μπορούσε να αποφευχθεί στα σενάρια Α και Γ, καθώς οι αριθμοί αυτοί σχετίζονται και με διαφορετικές πιθανότητες εμφάνισης.

Μια ποιοτική, όμως, και ίσως όχι τόσο επιστημονική ματιά στα αποτελέσματα των δύο σεναρίων για την περίπτωση της αποκοπής φορτίου ίσου με 500 ΜW δηλαδή αποκοπή 50 feeders των 10 MW μας επιτρέπει κάποια ριψοκίνδυνα, αλλά ενδιαφέροντα συμπεράσματα.

Στην περίπτωση του σεναρίου Α και από τον πίνακα 5.3, κάνοντας τους σχετικούς συνδυασμούς περιπτώσεων βλέπουμε πως μπορούμε να έχουμε με πιθανότητα πάνω από 88 % περίπου (88% είναι η ελάχιστη πιθανότητα που αντιστοιχεί σε κάποιο αριθμό feeders που “σώζονται” σε κάποια από τις 6 περιοχές του σεναρίου Α) αποφυγή της αποκοπής 18 γραμμών (και για να το λέμε και πιο πρακτικά αποφυγή της ζημίας λόγω διακοπής ύψους 714600€). Αντίστοιχα, όπως παρατηρούμε στον πίνακα 5.10 με πιθανότητα 85,87% ένας αριθμός 23 feeders (873400€) αποφεύγει διασφαλισμένα την αποκοπή του, αν βέβαια συντρέχουν οι προϋποθέσεις του σεναρίου Γ. Η αντίστοιχη πιθανότητα για τη διασφάλιση 22 γραμμών (794000€) είναι 95,65%.

Σε μια κατάσταση, όπου τα Φ/Β θα ήταν πραγματικότητα, θα λειτουργούσαν με πλήρη εκμετάλλευση των δυνατοτήτων που προσφέρουν και θα υπήρχε συζήτηση και προγραμματισμός για την περαιτέρω επέκταση της χρήσης τους, πιστεύουμε ότι μια παραπέρα μελέτη και για το συμφέρον ή όχι της επένδυσης σε βελτίωση σε ένα τέτοιο επίπεδο και του συστήματος διανομής θα είχε νόημα. Με τις συνθήκες σχετικά με τα Φ/Β, αλλά και τις υπόλοιπες Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας που υφίστανται τώρα, κάτι τέτοιο είναι μάλλον άτοπο και σίγουρα δευτερεύον.

5.4. Σενάριo Δ

5.4.1. Περιγραφή Σεναρίου Δ

Όπως αναφέραμε και στα κεφάλαιο για τη μεθοδολογία, η επιλογή ήταν πως μέσα στα όρια των διοικητικών περιφερειών οι αδειοδοτήσεις θα ισοκατανεμηθούν, ανεξάρτητα με την εν δυνάμει απόδοσή τους.

Αυτό έγινε στη λογική της συμμετρικής και απόκεντρης ανάπτυξης, της ενίσχυσης του κατανεμημένου χαρακτήρα του δικτύου. Προχωρώντας, όμως, με τη μελέτη μας και τα διάφορα σενάρια και τα αποτελέσματα που αυτή προσέφερε ξανατέθηκε σε διάφορες περιπτώσεις το ζήτημα της απόδοσης των μονάδων που εγκαταστήσαμε κατά τις προσομοιώσεις μας και η απορία μήπως τελικά μια κατανομή που δε λάμβανε υπόψη τους παραπάνω, αλλά και άλλους κοινωνικούς και γεωγραφικούς παράγοντες θα οδηγούσε σε μια βέλτιστη, με το κριτήριο της απόδοσης, κατανομή, η οποία, όμως, θα ήταν και σημαντικά βελτιωμένη ως προς αυτή που προκρίναμε και χρησιμοποιήσαμε σε

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 54

κάθε μέχρι τώρα σενάριο και ανάλυση.Δοκιμάσαμε λοιπόν να αλλάξουμε μια παράμετρο, για να δούμε τα επίπεδα στα οποία θα κυμαίνονταν αυτές οι διαφοροποιήσεις στην παραγωγή. Όπως είχαμε περιγράψει, το σημείο (μεταξύ του βόρειου και του νότιου σημείου εντός του ίδιου νομού) που διαλέγαμε σε κάθε νομό ήταν αυτό που μας εξασφάλιζε μεγαλύτερη παραγωγή ενέργειας σε ετήσια βάση. Το σενάριο Δ ήταν ουσιαστικά η επιλογή όχι ενός σημείου ανά νομό, αλλά ενός σημείου ανά διοιηκητική περιφέρεια, του σημείου που θα απέδιδε δηλαδή κατ' αντιστοιχία με το προηγούμενο τη μέγιστη παραγωγή ενέργειας σε MWh/έτος από όλους τους νομούς της περιφέρειας. Αφήσαμε δηλαδή και τις 6 περιοχές – συστήματα του πρώτου σεναρίου και επιστρέψαμε στις 11 περιφέρειες που προβλέπει ο νόμος, τις ηπειρωτικές διοικητικές περιφέρειες δηλαδή, μαζί με τα ανήκοντα στο διασυνδεδεμένο δίκτου Ιόνια Νησιά και τη Θεσσαλονίκη ως ξεχωριστή περιφέρεια (αν και κανονικά ανήκει στην περιφέρεια Κεντρικής Μακεδονίας).

Μια ενδεχόμενη μεγάλη διαφορά ανάμεσα στη συνολική ανά έτος παραγωγή ενέργειας ανάμεσα στις μονάδες Φ/Β στην περίπτωση της διασπαρμένης σε όλους τους νομούς κατανομής και στην περίπτωση της συγκεντρωμένης σε ένα (τον πιο αποδοτικό) νομό και μάλιστα σε ένα σημείο του κατανομής, θα έθετε ερωτήματα και για το πώς αυτό θα αποτυπωνόταν ως προς τη συμμετοχή των Φ/Β στην αξιοπιστία του συστήματος κατά τις ώρες της αιχμιακής ζήτησης του καλοκαιριού.

5.4.2. Αποτελέσματα σεναρίου Δ

Τα αποτελέσματα της σύγκρισης παρατίθενται στον πίνακα 5.11 που ακολουθεί, ώστε να σχολιαστούν με βάση και τα παραπάνω:

Πίνακας 5.11

ΠεριφέρειαΝομός Όπου

συγκεντώνονται οι μονάδες

Παραγωγή με διασπαρμένη

κατανομή (MWh/έτος)

Παραγωγή με συγκεντρωμένη κατανομή- σενάριο Δ

(MWh/έτος)

Διαφορά-Βελτίωση

(MWh/έτος)

Δυτική Ελλάδα Ηλεία 75323 76623 1300

Πελοπόννησος Κορινθία 218857 221236 2379

Στερεά Ελλάδα Βοιωτία 67102 71063 3961

Αττική Αττική 44791 44791 0

Θεσσαλονίκη Θεσσαλονίκη 17954 17954 0

Ήπειρος Ιωάννινα 18263 18883,2 620,2

Θεσσαλία Λάρισα 54267 62936,4 8669,4

Δυτική Μακεδονία Φλώρινα 50898 54787,2 3889,2

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 55

Ιόνια Νησιά Λευκάδα 16253 16646,4 393,4

Κεντρική Μακεδονία Πέλλα 83720 87275,9 3555,9

Ανατολική Μακεδονία& Θράκη

Ροδόπη 66337,4 66651,1 313,7

Εικόνα 5.vii

5.4.3. Σχόλια - Παρατηρήσεις

Όπως μπορούμε να δούμε οι διαφορές στην πλειοψηφία τους δεν είναι εξαιρετικά μεγάλες. Μονάχα στη Θεσσαλία η βελτίωση προκαλεί κάποιες δεύτερες σκέψεις, ενώ είναι παρατηρίσιμη και στη Στερεά Ελλάδα, στη Δυτική Μακεδονία και στην Κεντρική Μακεδονία.

Γνωρίζοντας πως ακόμα και η απόλυτη ισομερής στους νομούς κατανομή είναι εν τέλει απλά ένα υποθετικό σενάριο και η σύνθεση του χάρτη των μονάδων Φ/Β θα είναι τροποποημένη από αυτό το αρχικό μοντέλο, τα γενικά δεδομένα του πίνακα 5.10 και φυσικά το σύνολο των αποτελεσμάτων, προσομοιώσεων και επεξργασιών που τα υποστηρίζουν μπορούν να μας βοηθήσουν σε μια βελτιωμένη και ενδιάμεση αυτών των δύο ακραίων περιπτώσεων σύνθεση του τρόπου και της μεθόδου κατανομής.

Κεφάλαιο 5: Αποτελέσματα - Επεξεργασία Αποτελεσμάτων – Σενάρια 56

Δυτ

.Ελ.

Πελ

οπ.

Στ.Ε

λ .

Αττ

ική

Θεσ

/νίκ

η

Ήπ

ειρο

ς

Θεσ

/λία

Δυτ

. Μακ

.

Ιόνι

α

Κεντ

. Μακ

.

Αν.

Μακ

&Θ

ρ.

0

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000

200000

225000

Σενάριο Δ - Γράφημα Αποτελεσμάτων - Συγκρίσεις

Παραγωγή με διασπαρμένη κατανομή (MWh/έτος)Παραγωγή με συγκεντρωμένη κατανομή- σενάριο Δ (MWh/έτος)Διαφορά-Βελτίωση (MWh/έτος)

Διοικητικό Διαμέρισμα

Ενέρ

γεια

σε

MW

h/έτ

ος

Κεφάλαιο 6: Συμπεράσματα - Σχόλια

6.1 Συμπεράσματα

Στην εργασία αυτή πραγματοποιήθηκε μια συστηματική ανάλυση για την τοποθέτηση των Φ/Β συστημάτων στην Ελλάδα. Η συμβολή τους στην εγκατεστημένη ισχύ του συστήματος συνίσταται στη βελτίωση της αξιοπιστίας του δικτύου διανομής. Στα προηγούμενα κεφάλαια αυτό παρουσιάστηκε με λεπτομέρειες και για διαφορετικά μεταξύ τους σενάρια όσον αφορά σε διαφορετική μεθοδολογία τοποθέτησης των συστημάτων, αλλά και σε διαφορετικές υποθέσεις για τις δυνατότητες και τα όρια του συστήματος μεταφοράς ισχύος. Επίσης, η μελέτη έγινε στη βάση της εξέτασης της αλλαγής χαρακτηριστικών αξιοπιστίας του συστήματος σε περιόδους με εν δυνάμει υπερφορτίσεις του δικτύου και συνεπαγόμενες αποκοπές φορτίου.

Το πρώτο “εύκολο” συμπέρασμα που προκύπτει είναι φυσικά το ότι η εισαγωγή και η επέκταση της χρήσης Φ/Β μονάδων μπορεί να συνεισφέρει σε έναν αρκετά μεγάλο και ικανοποιητικό βαθμό στη βελτίωση των δεικτών αξιοπιστίας του συστήματος για τους καταναλωτές, αλλά και στην εξασφάλιση κάποιων οικονομικών κερδών για αυτούς (πέρα δηλαδή από το κέρδος ή τη μη ζημία της εταιρίας παραγωγής και διανομής που θα λάβουν κανονικά το αντίτιμο των υπηρεσιών και των προϊόντων τους για τις ώρες που κάποια φορτία θα παραμείνουν εντός δικτύου και θα εξυπηρετηθούν κανονικά) και πιο συγκεκριμένα κατά τη διάρκεια των ημερών με φορτίο αιχμής, οπότε και υπάρχει η περίπτωση να χρειαστεί να γίνει μια σχεδιασμένη αποκοπή φορτίου.

Υπάρχουν, βέβαια, και κάποια επί μέρους συμπεράσματα που έχουν ήδη αναφερθεί κατά την παράθεση των αποτελεσμάτων, όπως:

• Κάποια αποτελέσματα και συμπεράσματα για τα Φ/Β ως τεχνολογία, για την απόδοση και τις απώλειές τους και το τι χρειάζεται να προσέξει κανείς κατά το σχεδιασμό μιας μονάδας, αλλά και ενός γενικότερου και συνολικότερου πλάνου για την τοποθέτηση και κατανομή των μονάδων.

• Τη γενική εικόνα για τις δυνατότητες παραγωγής από Φ/Β σε κάθε περιοχή της χώρας και την προοπτική αξιοποίησης αυτών των αποτελεσμάτων για μια διευρυμένη και βέλτιστη σχεδίαση ενός πλάνου για την ανάπτυξη των Φ/Β στη χώρα.

• Πώς μπορούν συμμετέχουν οι μονάδες Φ/Β στην αξιοπιστία του συστήματος διανομής με ποσοτικά δεδομένα και υπό το πρίσμα των γραμμών διανομής ΜΤ που θα παρέμεναν στο δίκτυο, σε περιπτώσεις αποκοπής φορτίου λόγω ζήτησης που υπερβαίνει την προσφορά ισχύος σε μέρες αιχμής φορτίου, με τη συνεισφορά των Φ/Β.

• Τη σημασία και προτεραιότητα κοινωνικών και περιβαλλοντικών κριτηρίων στην επιλογή της τοποθέτησης των μονάδων, καθώς μπορούν να προκύψουν μεγαλύτερα οφέλη σε βάθος χρόνου και ισοκατανεμημένη και δίκαιη περιφερειακή

Κεφάλαιο 6: Συμπεράσματα - Σχόλια 57

ανάπτυξη από ό,τι στην περίπτωση της καθαρά τεχνοκρατικής προσέγγισης του ζητήματος.

• Τα επίπεδα διαφοροποίησης της συμβολής των μονάδων Φ/Β στην περίπτωση ενός συστήματος μεταφοράς του οποίου τα όρια και οι περιορισμοί θα ήταν πολύ παραπέρα από τους περιορισμούς της παραγωγής, στοιχείο που μπορεί να αξιολογηθεί για τη χρησιμότητα της επένδυσης στη βελτίωση του συστήματος μεταφοράς, σε ποιο βαθμό και σε ποιο χρονικό ορίζοντα.

• Το μέγεθος της σημασίας ύπαρξης και διαθεσιμότητας στοιχείων και δεδομένων αξιοπιστίας για τα συστήματα μεταφοράς και διανομής, καθώς και για τους περιορισμούς του συστήματος. Έχοντας κανείς αυτά, θα μπορούσε να επεκτείνει σε εξαιρετικό βαθμό την παρούσα μελέτη και να δημιουργήσει ακόμα πιο ρεαλιστικές βάσεις δεδομένων για τις δυνατότητες που προκύπτουν από την είσοδο των μονάδων Φ/Β στο σύστημα και πιθανόν να προτείνει σενάρια και τρόπους κατανομής με πιο επιτυχή στόχευση στη βελτίωση των δεικτών αξιοπιστίας του συστήματος.

• Προτάθηκε, εν τέλει, πέρα από τις γενικές αρχές, κι ένα συγκεκριμένο πλάνο κατανομής ανά περιφέρεια και νομό και προσομοιώθηκε με μια γενική αλλά ρεαλιστική προσέγγιση, ώστε να είναι δυνατή η βελτίωσή του, ο έλεγχός του (πιθανόν με νεότερες και επικαιροποιημένες διανομές του λογισμικού που χρησιμοποιήθηκε) και η χρήση του για πραγματικές εφαρμογές.

6.2 Σχόλια – Προσωπικές Σκέψεις

Το ζήτημα που προκύπτει και στο οποίο η ενασχόληση με το θέμα μας οδήγησε και το ερώτημα και ο προβληματισμός που γεννήθηκε από το ότι ανατρέξαμε σε οδηγίες, νόμους, συμβουλευτικά φυλλάδια, έντυπα τεχνικών και οικομικών χαρακτηριστικών και όρων είναι με ποιους όρους αυτός ο σχεδιασμός θα εφαρμοστεί και πώς μπορεί να διευρυνθεί στα επόμενα στάδιά του.

Γνωρίζουμε ήδη την ακύρωση στην πράξη του ελληνικού προγράμματος για την ανάπτυξη Φ/Β σταθμών και το πάγωμα των διατάξεων προς όφελος εξαιρετικά ρυπογόνων τεχνολογιών (νέα εργοστάσια λιθάνθρακα).

Αναφέραμε στην εισαγωγή κιόλας τη λογική του “μαστίγιου και του καρότου” στον τρόπο που προωθούνται οι ΑΠΕ και κατά συνέπεια και τα Φ/Β, αφήνοντάς το, όμως, προσωρινά ασχολίαστο. Κάπου εδώ, νομίζουμε πως μπορούμε να επιστρέψουμε.

Υπάρχουν ίσως κράτη και μηχανισμοί όπου το όλο αυτό σύστημα δουλεύει σωστά και να αποδίδει σε κάποια επίπεδα. Για να το δει κανείς αυτό συνολικά πρέπει να ελέγξει το πώς τα κίνητρα προς τους επενδυτές φτάνουν ως κόστος στον καταναλωτή, ποιος επιβαρύνεται περισσότερο από αυτό, σε ποια προτεραιότητα μπαίνει η παραγωγή ισχύος από Φ/Β έναντι άλλων σταθμών παραγωγής με πχ ορυκτά καύσιμα, πώς διασφαλίζεται η πραγματική και όχι η εικονική συνδρομή των Φ/Β στη συνολική παραγωγή κ.α. Όλα αυτά ξέφευγαν από τα όρια αυτής της μελέτης και είναι ζήτημα μελέτης και σύγκρισης των δεδομένων στην Ελλάδα σε σχέση με άλλα συστήματα πιο “έμπειρα” και δουλεμένα στο εξωτερικό (Καλιφόρνια Η.Π.Α, Γερμανία, Σκανδιναβικές χώρες), όπου η παραγωγή

Κεφάλαιο 6: Συμπεράσματα - Σχόλια 58

από ανανεώσιμες πηγές ενέργειας έχει δοκιμαστεί και έχει αναδείξει μια σειρά από θετικές και αρνητικές εμπειρίες μέσα σε μοντέλα απελευθερωμένης αγοράς ισχύος.

Στην περίπτωση του ελληνικού συστήματος, το οποίο και μελετήθηκε εδώ, οι στρεβλώσεις πολλαπλασιάζονται και έτσι το πλάνο για τη συμμετοχή των Φ/Β φαίνεται καταδικασμένο πριν καν την εφαρμογή του. Το ελληνικό μοντέλο με επιμονή σχεδόν μοιάζει να κρατά και υιοθετεί τα χειρότερα χαρακτηριστικά των δύο συστημάτων που συνδυάζει:

• από την ανεξέλεγκτη ελεύθερη αγορά τις περιπτώσεις, όπου παραγωγοί από Φ/Β ουσιαστικά πουλούν “αέρα” διοχετεύοντας εικονικά στο σύστημα ποσά ισχύος παραγόμενης από Φ/Β, ενώ οι ίδιοι καταναλώνουν τη φθηνότερη συμβατική παραγωγή, την ενίσχυση των μονοπωλίων και την αδυναμία για τη δημιουργία ενός πλέγματος πολλών παραγωγών που θα χτίσουν το πλαίσιο του υγιούς ανταγωνισμού – αν θεωρήσουμε πως κάτι τέτοιο υφίσταται εν γένει-, την αποτυχία στην προώθηση της κατανεμημένης-αποκεντρωμένης παραγωγής και τα ατελή μοναχά βήματα προς αυτή την κατεύθυνση

• από τον κρατικό περαμβατισμό την πελατειακή και κοντόφθαλμη λογική, το σχεδιασμό με βάση την πιο επίκαιρη “καλή ευκαιρία”, την αδυναμία ή απροθυμία να δοθούν τιμές-κίνητρα στους παραγωγούς από Φ/Β που θα εξασφαλίζουν και την προώθηση των επενδύσεων, αλλά και την πραγματική λειτουργία τους.

Αυτό δε σημαίνει απλά ότι το ελληνικό σύστημα είναι μια λανθασμένη εφαρμογή ενός καλού γενικά συστήματος. Υπάρχουν εγγενή ζητήματα που αφορούν σε όλη τη λογική της ανάπτυξης αυτών των μοντέλων. Το κυρίαρχο για εμάς είναι ότι αποδίδεται στις ΑΠΕ ο ρόλος της κάλυψης των κενών του συστήματος παραγωγής. Και αυτή η μελέτη άλλωστε εξέτασε κατά βάση τη συνδρομή των Φ/Β σε καταστάσεις υπερφόρτισης του δικτύου και άφησε αναγκαστικά απ' έξω τη διεύρυνση και λειτουργία τους και ως φορτίο βάσης. Αυτό έχει σχέση με την προβληματική λογική και τον ορισμό της ανάπτυξης που ζητά ολοένα και μεγαλύτερα ποσά ισχύος για την ικανοποίηση αναγκών που θα μπορούσαν (αν το κυρίαρχο και κοινώς αποδεκτό μοντέλο ανάπτυξης ήταν διαφορετικό) να αμφισβητηθούν. Η παράλογη χρήση των κλιματιστικών το καλοκαίρι, η κάκιστη ενεργειακή λειτουργία των κτιρίων ειδικά στην Ελλάδα και οι απώλειες που προκύπτουν από εκεί, οι απώλειες από τις μεγάλες διαδρομές του συστήματος μεταφοράς και η μη ορθολογικοποίηση αυτού του συστήματος, η υπερκατανάλωση και η συνεπαγόμενη αυξανόμενη παραγωγή προϊόντων για τη διαρκή διεύρυνση της αγοράς, η ελάχιστη εφαρμογή της ανακύκλωσης και της επαναχρησιμοποίησης αγαθών είναι μερικά μόνο παραδείγματα από τα οποία φαίνεται η σπάταλη και ανόητη κατάχρηση της ισχύος και κατ' επέκταση και των ενεργειακών και φυσικών πόρων.

Τα παραπάνω λύνονται, όμως, με σκληρές πολιτικές αποφάσεις. Αντιλαμβανόμαστε τις καλύτερες προοπτικές επιτυχίας ενός μοντέλου σε κάποιον οικονομικό τομέα, όταν αυτό μπορεί να παράξει κέρδος για κάποιους, μέσα στο παγκοσμιοποιημένο νεοφιλελέυθερο σύστημα όπως αυτό δομείται και εφαρμόζεται σήμερα παγκοσμίως, αλλά υπάρχουν περιπτώσεις που αξίες όπως η προστασία του περιβάλλοντος υπό το πρίσμα της βιωσιμότητας του πλανήτη για εμάς, αλλά κυρίως για τις επόμενες γενιές, χρειάζεται να μπουν πάνω από την αξία του κέρδους και να προαχθούν με γνώμονα το κοινωνικό και περιβαλλοντικό κέρδος για τα οποία η πρακτική πρέπει να ακολουθήσει τη λογική και τις έγκυρες προειδοποιήσεις ακόμα και της επιστημονικής κοινότητας (που διόλου ουδέτερη δεν είναι) και να αξιολογηθούν πολύ υψηλότερα.

Κεφάλαιο 6: Συμπεράσματα - Σχόλια 59

Επίσης είναι σαφές για εμάς εδώ πως η συμμετοχή και η δραστηριοποίηση των καταναλωτών με ατομικούς και συλλογικούς τρόπους, η ευαισθητοποίησή τους σχετικά με την κατανάλωση ισχύος, αλλά και σχετικά με τις μεθόδους παραγωγής της και τα παράλληλα οφέλη και τις απώλειες από την κάθε μια (πέρα δηλαδή από το καθαρά οικονομικό) και η με κινηματικούς όρους δράση τους σχετικά με αυτά είναι εξαιρετικά κρίσιμη. Σχηματισμοί και συλλογικότητες, όπως οργανώσεις καταναλωτών και κυρίως συνεταιρισμοί παραγωγών (και αναφερόμαστε κατά βάση στους μικρούς παραγωγούς με τις Φ/Β μονάδες της μικρότερης κατηγορίας στο σπίτι ή στη μικρή τους επιχείρηση) δε θα έπρεπε πια να θεωρούνται ανέκδοτο και μακρινές ιστορίες και πρακτικές, αλλά θα μπορούσαν να απαντήσουν σε άμεσα ζητήματα για την εδώ και τώρα οργάνωση της ανησυχίας και της διάθεσης συμβολής των πολιτών που θα πρέπει να αναλάβουν τις ευθύνες τους για να διεκδικήσουν από το κράτος και τους φορείς να σταθούν στο ύψος τους και να λειτουργήσουν με γνώμονα την εξεφρασμένη λαϊκή βούληση.

Κεφάλαιο 6: Συμπεράσματα - Σχόλια 60

Παράρτημα Ι : Λογισμικό METEONORM

Τα διαθέσιμα μετεωρολογικά στοιχεία καθορίζονται από το λογισμικό METEONORM. Το METEONORM είναι μία μετεωρολογική βάση δεδομένων που περιέχει τα αναλυτικά κλιματολογικά στοιχεία για τις ηλιακές εφαρμογές σε κάθε σημείο της γης. Η μέθοδος βασίζεται σε βάσεις δεδομένων και σε αλγορίθμους που συνδέονται σύμφωνα με ένα προκαθορισμένο σχέδιο. Τα στοιχεία του λογισμικού στηρίζονται σε μετρήσεις από σταθμούς σε όλο τον κόσμο. Ειδικά για τις τιμές ακτινοβολίας οι τιμές στηρίζονται σε μετρήσεις για την περίοδο 1980-91, ενώ για τις τιμές της θερμοκρασίας σε μετρήσεις για την περίοδο 1960-91. Ξεκινάει με το χρήστη ο οποίος διευκρινίζει μια ιδιαίτερη τοποθεσία για την οποία ζητούνται τα μετεωρολογικά της στοιχεία και ολοκληρώνεται με την παράδοση των στοιχείων στην επιθυμητή δομή και με το απαραίτητο σχήμα.Ο καθορισμός της τοποθεσίας γίνεται από την επιλογή « SITE » , εικόνα Ι.1, που παρέχει τη δυνατότητα να επιλεχθεί μια περιοχή μέσα από επτά διαφορετικούς καταλόγους περιοχών όπως φαίνεται στο εικόνα Ι.2

Εικόνα Ι.1

Παράρτημα Ι : Λογισμικό METEONORM 61

Εικόνα Ι.2

Αφού επιλεχθεί ο κατάλογος, για παράδειγμα «CITIES» πόλεις ή «STATION» μετεωρολογικοί σταθμοί, προκαθορίζοντας την ήπειρο εικόνα Ι.3, επιλέγεται μέσα από μία λίστα πόλεων ή σταθμών αντίστοιχα η επιθυμητή τοποθεσία εικόνα Ι.4. Για την τοποθεσία αυτή υπάρχουν έτοιμα αρχεία αναλυτικών κλιματολογικών στοιχείων.

Εικόνα Ι.3

Παράρτημα Ι : Λογισμικό METEONORM 62

Εικόνα Ι.4

Εκτός από τους καταλόγους, οι περιοχές, που δεν ανήκουν στις λίστες πόλεων ή μετεωρολογικών σταθμών άρα δεν υπάρχουν γι’ αυτές έτοιμες μετρήσεις, μπορούν να επιλεχτούν από ένα χάρτη. Αυτό γίνεται με την επιλογή «MAP» όπου υπάρχουν οι εξής δυνατότητες: τμήματα του χάρτη μπορούν να διευρυνθούν «ZOOM» και να μετατοπιστούν «PAN», περιοχές μπορούν να προσδιοριστούν «IDENTIFY» και νέες περιοχές μπορούν να καθοριστούν «SET POINT» , εικόνα Ι.5.

Εικόνα Ι.5

Παράρτημα Ι : Λογισμικό METEONORM 63

Με την επιλογή «ZOOM» διευρύνεται ο χάρτης ώστε να διευκρινιστεί η περιοχή της Ελλάδας και με την επιλογή «SET POINT» ορίζεται το σημείο ανάλογα με το γεωγραφικό μήκος και πλάτος εικόνα Ι.6.

Εικόνα Ι.6

Στη συνέχεια υπολογίζονται από το λογισμικό τα αναλυτικά κλιματολογικά στοιχεία της προκαθορισμένης περιοχής μέσω γραμμικής παρεμβολής μεταξύ των πλησιέστερων πόλεων ή μετεωρολογικών σταθμών, για τα οποία υπάρχουν ήδη έτοιμες μετρήσεις στη βάση δεδομένων του METEONORM εικόνα Ι.7.

Παράρτημα Ι : Λογισμικό METEONORM 64

Εικόνα Ι.7

Έπειτα μέσω της επιλογής «FORMAT», εικόνα Ι.1, μπορεί να καθοριστεί η μορφή των αρχείων εξόδου (μηνιαίες και ωριαίες τιμές κλιματολογικών στοιχείων) ανάλογα με το λογισμικό στο οποίο πρόκειται να χρησιμοποιηθούν ως αρχεία εισόδου εικόνα Ι.8.

Εικόνα Ι.8

Τέλος από τις επιλογές «METEO» και «HOURLY VALUES», εικόνα Ι.1, υπολογίζονται αρχεία εξόδου με μηνιαίες και ωριαίες τιμές αντίστοιχα.

Οι ωριαίες τιμές προκύπτουν στοχαστικά από τις μέσες μηνιαίες τιμές της ακτινοβολίας

Παράρτημα Ι : Λογισμικό METEONORM 65

και θερμοκρασίας.

Από τα αρχεία εξόδου όσον αφορά τις ωριαίες τιμές, λαμβάνονται τιμές ακτινοβολίας για τις 8760 ώρες ενός έτους. Από την επεξεργασία αυτών μπορούν να προκύψουν διαγράμματα ακτινοβολίας συναρτήσει του χρόνου για κάθε μέρα του έτους. Ενδεικτικά παρουσιάζονται παρακάτω στις εικόνες Ι.9 και Ι.10 2 διαγράμματα, μίας “καλής” και μίας “κακής” ημέρας από άποψη ηλιοφάνειας.

Εικόνα Ι.9 Διάγραμμα ακτινοβολίας ημέρας με διαστήματα συννεφιάς

Εικόνα Ι.10 Διάγραμμα ακτινοβολίας ημέρας χωρίς συννεφιά, 25 Ιανουαρίου

Παράρτημα Ι : Λογισμικό METEONORM 66

Παράρτημα ΙΙ : Λογισμικό PVSYST

Στην συνέχεια τα στοιχεία εξόδου του METEONORM εισάγονται σαν στοιχεία εισόδου στο PVSYST. Το PVSYST είναι ένα πρόγραμμα για την μελέτη, μέτρηση και ανάλυση δεδομένων ολοκληρωμένων φωτοβολταικών συστημάτων. Ασχολείται με φωτοβολταικά συστήματα διαφόρων τύπων όπως grid connected, stand alone, pumping, DC grid connected ( εικόνα ΙΙ.1 )και περιλαμβάνει εκτενείς βάσεις δεδομένων μετεωρολογικών στοιχείων και φωτοβολταικών συστημάτων όπως επίσης και γενικά στοιχεία ηλιακής ενέργειας.

Εικόνα ΙΙ.1

Το PVSYST χρησιμοποιήθηκε προκειμένου να προσομοιωθούν οι μονάδες φωτοβολταικών συστημάτων και δίνει τα αποτελέσματα της παραγόμενης ενέργειάς τους για κάθε μία από τις προσομοιωμένες φωτοβολταικές μονάδες 11 περιφέρειες κατά τη διάρκεια ενός έτους.Αρχικά επιλέχθηκε η σχεδίαση συστήματος «PROJECT DESIGN» τύπου συνδεδεμένο στο δίκτυο «GRID CONNECTED», εικόνα ΙΙ.1, η οποία στοχεύει στην εκτέλεση μιας λεπτομερούς σχεδίασης και ανάλυσης της απόδοσης φωτοβολταικών συστημάτων χρησιμοποιώντας αναλυτικές ωριαίες προσομοιώσεις.Από το «PROJECT/VARIANT», εικόνα ΙΙ.2, εισάγεται η επιθυμητή μονάδα προσομοίωσης. Από την επιλογή «MORE» επιλέγεται ο επιθυμητός τύπος αρχείου, εικόνα ΙΙ.3. Στην συνέχεια από την επιλογή «CHOOSE» καθορίζεται η μονάδα που θα προσομοιωθεί και από την επιλογή «COUNTRY» η χώρα στην οποία βρίσκεται. Γι’ αυτήν την μονάδα εισάγεται ένα ωριαίο αρχείο meteo από το πρόγραμμα METEONORM, εικόνα ΙΙ.4.

Παράρτημα ΙΙ : Λογισμικό PVSYST 67

Εικόνα ΙΙ.2

Εικόνα ΙΙ.3

Παράρτημα ΙΙ : Λογισμικό PVSYST 68

Εικόνα ΙΙ.4

Από την επιλογή «ORIENTATION», εικόνα ΙΙ.2, καθορίζεται η κλίση των πανέλων των φωτοβολταικών. Το PVSYST υποστηρίζει 8 τύπους κλίσεων όπως:

• Fixed titled plane • Seosonal titl adjustment • Tracking, two axes • Tracking, title axis • Tracking, horizontal axis• Double orientation• Unlimited sheds• Unlimited sun shields

Συνήθως επιλέγεται μία κλίση που να δίνει τα καλύτερα αποτελέσματα καθ’ όλη τη διάρκεια του έτους. Η κλίση που επιλέχθηκε είναι η «Fixed titled plane» , σταθερή κλίση. Στην Ελλάδα η βέλτιστη κλίση όταν είναι σταθερή είναι γύρω στις 30ο , εικόνα ΙΙ.5.

Παράρτημα ΙΙ : Λογισμικό PVSYST 69

Εικόνα ΙΙ.5

Από την επιλογή «NEAR SHADING», εικόνα ΙΙ.2, καθορίζονται οι τμηματικές σκιάσεις από κοντινά αντικείμενα. Το PVSYST υποστηρίζει τρείς τύπους:

• No shading (χωρίς σκιάσεις)• Linear shading (γραμμικές σκιάσεις)• Module strings shading

Θεωρήθηκε ότι όλες οι φωτοβολταικές μονάδες βρίσκονται σε ανοιχτό χώρο χωρίς σκιάσεις, εικόνα ΙΙ.6.

Εικόνα ΙΙ.6

Παράρτημα ΙΙ : Λογισμικό PVSYST 70

Από την επιλογή «SYSTEM», εικόνα ΙΙ.2, καθορίζονται οι ιδιότητες του συστήματος. Εισάγεται η επιθυμητή ισχύς κάθε μονάδας σε kW στο πλαίσιο «enter planned power». Επιλέγεται το μοντέλο του inverter από την βάση δεδομένων του λογισμικού, ανάλογα με το επίπεδο ισχύος, τασης και τον κατασκευαστή. Στην παρούσα μελέτη χρησιμοποιήθηκε το μοντέλο “Sunny Central” της SMA των 100kW. Με βάση την επιλογή που πραγματοποιείται υπολογίζεται από το λογισμικό (ανάλογα με την ισχύ του inverter) το πλήθος των inverters που χρησιμοποιούνται. Ομοίως επιλέγεται το μοντέλο των πανέλων των φωτοβολταικών, αναλογα με το επίπεδο ισχύος, την τεχνολογία και τον κατασκευαστή. Το μοντέλο των φωτοβολταικών που επιλέχθηκε είναι μονοκρυσταλλικό LCM-200 της Photon.Maq Manufacturer. Ανάλογα με τις ισχείς των πανέλων και την εγκατεστημένη ισχύ της μονάδας υπολογίζεται από το λογισμικό ο αριθμός πανέλων, εικόνα ΙΙ.7.

Εικόνα ΙΙ.7

Όταν όλες οι παράμετροι που καθορίστηκαν στα προηγούμενα βήματα είναι αποδεκτές, το πρόγραμμα δίνει πρόσβαση στην ωριαία προσομοίωση. Οι ημερομηνίες προσομοίωσης είναι βασισμένες στις ημερομηνίες των αρχείων Meteo και μπορούν να περιοριστούν σε μια συγκεκριμένη περίοδο. Η διαδικασία προσομοίωσης περιλαμβάνει διάφορες μεταβλητές, που αποθηκεύονται στις μηνιαίες τιμές στο αρχείο αποτελεσμάτων, και θα είναι διαθέσιμες ως μηνιαίοι πίνακες και γραφικές παραστάσεις. Εντούτοις το πρόγραμμα δεν μπορεί να αποθηκεύσει όλα αυτά τα στοιχεία στις ωριαίες τιμές. Τα στοιχεία που ενδιαφέρουν το χρήστη πρέπει να καθοριστούν πριν από την προσομοίωση, προκειμένου να συγκεντρωθούν κατά τη διάρκεια της διαδικασίας προσομοίωσης, εικόνα 3.18. Το PVSYST προσφέρει τρεις τρόπους για την παραγωγή των λεπτομερών ωριαίων ή καθημερινών στοιχείων:

Παράρτημα ΙΙ : Λογισμικό PVSYST 71

• Hourly accumulation (Συγκεντρωμένες Ωριαιες τιμές)• Special graphs (Γραφικές Παραστάσεις)• Output file (Αρχεία εξόδου σε κώδικα ASCII)

Εικόνα ΙΙ.8

Σε ότι αφορά τις συγκεντρωμένες ωριαίες τιμές ο χρήστης μπορεί να επιλέξει από σύνολα μεταβλητών που τον ενδιαφέρουν όπως μετεωρολογικά δεδομένα, απώλειες των inverters, energy use, συνθήκες λειτουργίας του συστήματος κτλ , τα οποία παρουσιάζονται σε ωριαίες τιμές, εικόνα ΙΙ.9 . Εξ ορισμού, το πρόγραμμα επιλέγει περίπου δέκα θεμελιώδεις μεταβλητές και στην συνέχεια καθορίζονται από το χρήστη οι επιπλέον μεταβλητές που τον ενδιαφέρουν.

Εικόνα ΙΙ.9

Παράρτημα ΙΙ : Λογισμικό PVSYST 72

Στην παρούσα ανάλυση από τo σύνολο μεταβλητών «energy use» επιλέχθηκαν οι μεταβλητές:

• Available solar energy (διαθέσιμη ηλιακή ενέργεια)• Energy supplied to the user (ενέργεια παρεχόμενη στο χρήστη)• Energy reinjected into the grid (ενέργεια που διοχετεύεται στο δίκτυο)

ως επιθυμητά αποτελέσματα προσομοίωσης, εικόνα ΙΙ.10.

Εικόνα ΙΙ.10

Από τις ειδικές γραφικές παραστάσεις ο χρήστης μπορεί να προκαθορίσει τέσσερα είδη γραφικών παραστάσεων (χρονική εξέλιξη, scatterplot, ιστόγραμμα και ταξινομημένες τιμές) για οποιεσδήποτε μεταβλητές σε ημερήσιες ή ωριαίες τιμές. Περίπου δέκα συγκεκριμένες και συνηθισμένες γραφικές παραστάσεις καθορίζονται ήδη με κάθε νέα προσομοίωση, εικόνα ΙΙ.11.

Παράρτημα ΙΙ : Λογισμικό PVSYST 73

Εικόνα ΙΙ.11

Τέλος από τα αρχεία εξαγωγής ASCII ο χρήστης μπορεί να επιλέξει οποιεσδήποτε μεταξύ των μεταβλητών, που γράφονται μέσα στις ημερήσιες ή ωριαίες τιμές σε ένα αρχείο ASCII για την εξαγωγή σε ένα άλλο λογισμικό (υπολογισμός με λογιστικό φύλλο (spreadsheet), π.χ. Microsoft Excel). Το αρχείο ASCII παράγεται κατά τη διάρκεια της διαδικασίας προσομοίωσης, εικόνα ΙΙ.12.

Εικόνα ΙΙ.12

Παράρτημα ΙΙ : Λογισμικό PVSYST 74

Μετά από την ολοκλήρωση της παραπάνω διαδικασίας , η προσομοίωση εμφανίζει τα αποτελέσματα όπως φαίνονται στην εικόνα ΙΙ.13. Τα αποτελέσματα μπορούν να τυπωθούν με τις παρακάτω φόρμες:

• Γενικές παράμετροι προσομοίωσης, which summaries all the parameters involved in a "variant"

• Ειδικές παράμετροι προσομοίωσης, όπως κλίση φωτοβολταικών, σκιάσεις κτλ• Προκαθορισμένη μορφή με τις κύριες παραμέτρους και τα κύρια αποτελέσματα

αυτής της προσομοίωσης• Αναλυτικό διάγραμμα απωλειών• Γραφικές παραστάσεις και πίνακες με τις αναλυτικές παραμέτρους• Οικονομικό φύλλο αξιολόγησης

Εικόνα ΙΙ.13

Παράρτημα ΙΙ : Λογισμικό PVSYST 75

Βιβλιογραφία - Αναφορές

(a) Interruption Cost Analysis For the Electrical Power Customers In Greece, E.N. Dialynas, S.M. Megaloconomos, V.C. Dali, National Technical University of Athens, Greece

(b) IEEE Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices, IEEE Power Engineering Society, Published by The Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc. 3 Park Avenue, New York, NY 10016-5997, USA 14 May 2004

(c) Reliability Improvement resulting from the Integration of PV Systems in the Interconnected Transmission and Distribution System in Greece, Author P. Dokopoulos, Revised by P. Dokopoulos, D. Labridis, A. Bouchouras, AUTh

(d) “Reliability Worth Assessments of Electrical Distribution Networks”, R.N.Allan and K.K Kariuki, Quality and Reliability Engineering International, Vol. 15, Issue2, pp: 79–85, (1999).

(e) Νόμος Υπ'Αριθ. 3468, Παραγωγή Ηλεκτρικής Ενέργειας από Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας και Συμπαραγωγή Ηλεκτρισμού και Θερμότητας Υψηλής Απόδοσης και λοιπές διατάξεις, ΦΕΚ 129, 27 Ιουνίου 2006

(f) Νόμος Υπ'Αριθ. 3299/2004 “Κίνητρα Ιδιωτικών Επενδύσεων για την Οικονομική Ανάπτυξη και την Περιφερειακή Σύγκλιση”, ΦΕΚ 261 / ΤΕΥΧΟΣ Α΄/ 23-12-2004

(g) ΑΠΟΦΑΣΗ ΡΑΕ ΥΠ’ ΑΡΙΘ. 123/2007, Τροποποίηση Α’ φάσης Προγράμματος Ανάπτυξης Φωτοβολταϊκών Σταθμών κατ’ εξουσιοδότηση του Άρθρου 14 παρ. 1 του Ν.3468/2006

(h) Οδηγός Τεχνολογιών Ηλεκτροπαραγωγής από ΑΠΕ, Ecole De Mines De Paris, ZREU, ΚΑΠΕ CRES, Αθήνα Αύγουστος 2001

(i) Προβλέψεις Ζήτησης Ενέργειας και Ισχύος και Δυνατότητες Κάλυψης της Ζήτησης στο Ελληνικό Διασυνδεδεμένο Σύστημα Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας, ΔΕΣΜΗΕ Α.Ε, Περίοδος 2003-2007, Δεκέμβριος 2002

(j) Economic Analysis of Outage Costs Parameters and Their Implications on Investment Decisions, Lassila J., Honkapuro S., Partanen J. Member, IEEE

(k) Siting and Installation of PV Systems in Greece and their Contribution in the Reliability of the Distribution Network, Antonios G. Marinopoulos, Aggelos S. Bouhouras, Ioulia T. Papaioannou, Dimitris P. Labridis

(l) Το Θεσμικό Αδειοδοτικό και Χρηματοοικονομικό Πλαίσιο Υλοποίησης Έργων ΑΠΕ στην Ελλάδα, Δρ. Νίκος Βασιλάκος, ΚΑΠΕ CRES, Ευρωπαϊκή Επιτροπή

(m)Ενιαίος Κατάλογος NATURA 2000 του 2004 και Χάρτες Τόπων Κοινοτικής Σημασίας (SCI)

(n) www.googlemaps.com

(o) Χάρτης Μελέτης Ανάπτυξης Συστήματος Μεταφοράς 2006-2010, ΔΕΣΜΗΕ(p) “Επίδραση στην Αξιοπιστία του Ελληνικού Διασυνδεδεμένου Συστήματος από την

Εγκατάσταση Φ/Β Μονάδων”, Ευαγγελοπούλου Κλειώ, Κουτρούλη Λήδα, ΑΠΘ 2008

Βιβλιογραφία - Αναφορές 76