ΑΡΙΣΤΟΤΕΛΕΙΟ ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ ΠΟΛΥΤΕΧΝΙΚΗ ΣΧΟΛΗ ΤΜΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΟΛΟΓΩΝ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΚΑΙ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΥΠΟΛΟΓΙΣΤΩΝ ΤΟΜΕΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΕΡΓΑΣΤΗΡΙΟ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΔΙΠΛΩΜΑΤΙΚΗ ΕΡΓΑΣΙΑ Αξιολόγηση της χρονικά ευέλικτης ζήτησης στο μη διασυνδεδεμένο ηλεκτρικό σύστημα της Κρήτης ΗΡΑΚΛΗΣ-ΜΑΡΙΟΣ Δ. ΚΑΤΣΟΛΑΣ ΕΠΙΒΛΕΠΟΝΤΕΣ: ΑΝΑΣΤΑΣΙΟΣ Γ. ΜΠΑΚΙΡΤΖΗΣ, ΚΑΘΗΓΗΤΗΣ THMMY Α.Π.Θ. ΣΤΥΛΙΑΝΟΣ Ι. ΒΑΓΡΟΠΟΥΛΟΣ, ΥΠ. ΔΙΔΑΚΤΩΡ ΤΗΜΜΥ Α.Π.Θ. ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗ, ΝΟΕΜΒΡΙΟΣ 2014 Ευχαριστίες Ολοκληρώνοντας τη συγγραφή της παρούσας διπλωματικής, θα ήθελα να ευχαριστήσω τον καθηγητή του ΤΗΜΜΥ του Αριστοτελείου Πανεπιστημίου Θεσσαλονίκης κ. Μπακιρτζή Αναστάσιο για την ευκαιρία που μου έδωσε να ασχοληθώ με το αντικείμενο της Ανάλυσης και Διαχείρισης των Συστημάτων Ηλεκτρικής Ενέργειας και την εμπιστοσύνη που έδειξε στο πρόσωπό μου. Ιδιαίτερα, θα ήθελα να ευχαριστήσω τον υποψήφιο διδάκτορα του τμήματος Στυλιανό Βαγρόπουλο για την καθοδήγησή του και την αμέριστη συνδρομή του για την εκπόνηση της διπλωματικής αυτής. Δεν θα μπορούσα να μην ευχαριστήσω την οικογένειά μου και τους δικούς μου ανθρώπους τον καθένα ξεχωριστά για τη στήριξη, την υπομονή και την κατανόηση που μου έδειξαν τόσο κατά την εκπόνηση της διπλωματικής όσο και καθ’ όλη τη διάρκεια των σπουδών μου. 1 Περίληψη Στα πλαίσια της παρούσας διπλωματικής εργασίας, εξετάζεται η διαχείριση της ηλεκτρικής ζήτησης του μη διασυνδεδεμένου συστήματος της Κρήτης. Η προσέγγιση της διαχείρισης αυτής είναι συστημική και απευθύνεται σε συγκεκριμένη κατηγορία ηλεκτρικών φορτίων, των χρονικά ευέλικτων φορτίων. Για τις ανάγκες της αναφερόμενης εξέτασης προσομοιώνεται ο Ημερήσιος Ενεργειακός Προγραμματισμός (ΗΕΠ) του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013, στον οποίο ενσωματώνεται η χρονική μεταβολή της ηλεκτρικής κατανάλωσης, υπό διαφορετικές κάθε φορά συνθήκες ενσωμάτωσης, με αντικειμενικό σκοπό πάντα την οικονομική λειτουργία του συστήματος. Οι συνθήκες αυτές αφορούν το ποσοστό της μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης, το κόστος επιβάρυνσης του συστήματος λόγω της μεταβολής αυτής και τον τρόπο επιβολής του και τέλος, το χρονικό περιορισμό μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης εντός κάθε ημέρας κατανομής. Σε κάθε περίπτωση η μεταβολή της κατανάλωσης παρουσιάζεται σε ώρες χαμηλής ζήτησης με αύξηση του φορτίου και σε ώρες υψηλής ζήτησης με μείωση του φορτίου. Αποδεικνύεται ότι η αύξηση του φορτίου σε ώρες χαμηλής ζήτησης δίνει τη δυνατότητα σε οικονομικότερες μονάδες να ενταχθούν, οι οποίες λόγω χαμηλού φορτίου δεν εντάσσονταν διαφορετικά στο σύστημα, ενώ ταυτόχρονα η μείωση φορτίου σε ώρες αιχμής αποτρέπει την ένταξη νέων ακριβών μονάδων αιχμής. Έτσι, το σύστημα οδηγείται σε οικονομικότερη λειτουργία. Ωστόσο, ανάλογα με τις συνθήκες ενσωμάτωσης παρατηρείται διαφορετική ενσωμάτωση της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης, γεγονός που αναδεικνύει την αξία της ενσωμάτωσης αυτής. Τέλος, εξετάζεται η επίδραση της διαχείρισης της ηλεκτρικής ζήτησης στην ενσωμάτωση των μονάδων ΑΠΕ στο μη διασυνδεδεμένο σύστημα της Κρήτης, οι οποίες αποτελούν σημαντικό ποσοστό του παραγωγικού δυναμικού του. Αποδεικνύεται, ότι με την ενσωμάτωση της απόκρισης της ζήτησης το σύστημα οδηγείται σε ομαλότερη διείσδυση των μονάδων αυτών εξασφαλίζοντας ταυτόχρονα την αξιόπιστη λειτουργία του. Το πρόβλημα βελτιστοποίησης της οικονομικής λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης σχεδιάζεται ως πρόβλημα μικτού ακέραιου γραμμικού προγραμματισμού (MILP) και η επίλυσή του γίνεται με τη χρήση του ειδικού προγράμματος αλγεβρικής μαθηματικής μοντελοποίησης βελτιστοποίησης GAMS και (Generic επίλυσης Algebraic 2 προβλημάτων Modeling μαθηματικής System). Όλες οι προσομοιώσεις γίνονται με ωριαία διακριτοποίηση σε ημερήσια κυλιόμενη βάση για ολόκληρο το έτος 2013. Abstract Τhe main subject of this thesis dissertation is the assessment of demand response impact on the insular power system of Crete. The demand response impact is analyzed of a centralized approach from System Operator’s point of view and pertains to time flexible loads. In purpose of the aforementioned assessment, the simulation of the power system of Crete is carried out with the integration of demand response programs based on real techno-economical data and other necessary input data for the year 2013. The main goal all of the demand response programs examined here, is the minimization of system operational cost through the demand move from peak to off peak hours (demand shifting). Demand response programs varied as regards the maximum allowed shiftable hourly load, the transaction cost of shifting load and the way this transaction cost is introduced and finally the time bounds in which the shifting load is restricted to move. It is concluded, that each program achieves its own goal through the appropriate unit commitment. The demand shifting results in the fact that peaking units aren’t needed to turn on because of load peak shaving and that more units with lower marginal cost are turned on because of demand increase in off peak hours. However, the integration of each demand response program varies with the variation of the parameters of its integration which reveals the value of this kind of integration to the power system operation. Finally, the demand response impact on the high penetration of renewable energy sources in the insular power system of Crete is assessed. It is concluded that demand response programs smooth the penetration of RES and play an important role in power system reliability which is threatened from variable intermittent energy production of RES. The operation of power system of Crete is modeled in GAMS, as a mixed-integer linear problem and the minimization of the system operational cost is the objective function of the optimization problem, which is solved by the CPLEX solver. All simulations are carried out with hourly granularity in a rolling daily base for the whole year of 2013. 3 Περιεχόμενα 1 Διαχείριση της ηλεκτρικής ζήτησης ................................................................... 7 1.1 Εισαγωγή ......................................................................................................... 7 1.2 Πρακτική εφαρμογή των προγραμμάτων διαχείρισης της ζήτησης .............. 11 1.2.1 Ιστορική αναδρομή ................................................................................ 11 1.2.2 Η σημερινή κατάσταση ......................................................................... 13 1.3 Απόκριση της ζήτησης της ηλεκτρικής κατανάλωσης.................................. 15 1.3.1 ζήτησης 1.4 Τεχνικές προδιαγραφές εφαρμογής των προγραμμάτων απόκρισης της ............................................................................................................. 20 Ο ρόλος της απόκρισης της ζήτησης της ηλεκτρικής κατανάλωσης στην οργάνωση, το σχεδιασμό και τη λειτουργία της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας ...... 21 2 Το ηλεκτρικό σύστημα της Κρήτης .................................................................. 24 2.1 Εισαγωγή ....................................................................................................... 24 2.2 Συμβατικές θερμικές μονάδες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας του συστήματος της Κρήτης ........................................................................................... 26 3 2.3 Μονάδες ΑΠΕ του συστήματος της Κρήτης ................................................ 31 2.4 Προφίλ κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας του συστήματος της Κρήτης . 33 2.5 Κώδικας διαχείρισης του ηλεκτρικού συστήματος της Κρήτης ................... 36 Μαθηματικό μοντέλο της χρονικά ευέλικτης ηλεκτρικής κατανάλωσης ..... 40 3.1 Εισαγωγή ....................................................................................................... 40 3.2 Παρουσίαση του μοντέλου ........................................................................... 42 3.2.1 Χρονικός περιορισμός μετατόπισης της χρονικά ευέλικτης ηλεκτρικής κατανάλωσης ........................................................................................................ 48 3.3 4 Προσομοίωση του μοντέλου ......................................................................... 51 Αποτελέσματα-Συμπεράσματα .......................................................................... 52 4.1 Εισαγωγή ....................................................................................................... 52 4.2 Σενάρια ενσωμάτωσης του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης ......................................................................................... 53 4 4.3 Ανάλυση του ετήσιου κέρδους λειτουργίας του συστήματος ....................... 56 4.4 Ανάλυση της ετήσιας μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος .............................................................................................................. 59 4.5 Ανάλυση της ημέρας κατανομής με το μεγαλύτερο «καθαρό» φορτίο ........ 65 4.6 Ανάλυση της ημερήσιας μεταβολής ηλεκτρικής κατανάλωσης ως προς την ημερήσια έγχυση ενέργειας των μονάδων ΑΠΕ ...................................................... 70 4.6.1 Ανάλυση του μεγαλύτερου ετησίως ημερήσιου κέρδους λειτουργίας του συστήματος ........................................................................................................... 74 4.6.2 Ανάλυση της μεγαλύτερης ετησίως ημερήσιας μεταβολής ηλεκτρικής κατανάλωσης ........................................................................................................ 81 4.7 Ανάλυση της συμμετοχής των συμβατικών θερμικών μονάδων στη λειτουργία του συστήματος...................................................................................... 87 4.7.1 Αριθμός ετήσιων σβέσεων των συμβατικών θερμικών μονάδων ......... 87 4.7.2 Επίδραση της ποσότητας μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης στην ένταξη των θερμικών μονάδων ............................................................................ 90 4.7.3 Ανάλυση ετήσιας σύνθεσης παραγωγής ανά τεχνολογία θερμικών μονάδων ............................................................................................................... 97 4.8 Ανάλυση της επίδρασης της χρονικής μεταβολής της κατανάλωσης στην ενσωμάτωση των μονάδων ΑΠΕ ............................................................................. 99 4.8.1 Ανάλυση της ημέρας κατανομής με τη μεγαλύτερη ωριαία μείωση φορτίου μέσω του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης .................................. 99 4.8.2 Ανάλυση της ημέρας κατανομής με τη μεγαλύτερη ωριαία αύξηση φορτίου μέσω του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης ................................ 110 4.8.3 Ανάλυση της λειτουργίας του συστήματος με μηδενική παραγωγή ενέργειας των μονάδων ΑΠΕ ............................................................................. 119 4.9 Ανάλυση παροχής επικουρικών υπηρεσιών του συστήματος..................... 122 4.9.1 Εισαγωγή ............................................................................................. 122 4.9.2 Ανάλυση της ημέρας κατανομής με το μικρότερο «καθαρό» φορτίο . 125 4.10 Ανάλυση του τρόπου επιβολής του κόστους επιβάρυνσης ......................... 130 5 4.11 Εισαγωγή χρονικού περιορισμού μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης .......................................................................................................... 133 4.11.1 Ανάλυση ετήσιου κέρδους λειτουργίας του συστήματος .................... 133 4.11.2 Ανάλυση ετήσιας μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος 4.11.3 136 Ανάλυση της ετήσιας σύνθεσης παραγωγής ανά τεχνολογία θερμικών μονάδων ............................................................................................................. 137 4.11.4 Ανάλυση των ετήσιων σβέσεων των συμβατικών θερμικών μονάδων 138 4.11.5 Ανάλυση της ημέρας κατανομής με τη μεγαλύτερη ωριαία μείωση φορτίου μέσω του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης ................................ 141 4.11.6 Ανάλυση της ημέρας κατανομής με τη μεγαλύτερη ωριαία αύξηση φορτίου μέσω του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης ................................ 144 4.12 Ανάλυση της συνδυαστικής επίδρασης όλων των παραμέτρων ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης ........................................................... 148 5 Τελικά συμπεράσματα-Μελλοντικές προεκτάσεις ........................................ 151 5.1 Τελικά συμπεράσματα ................................................................................ 151 5.2 Μελλοντικές προεκτάσεις ........................................................................... 152 Βιβλιογραφία ............................................................................................................ 154 Δικτυακοί τόποι ........................................................................................................ 156 6 Κεφάλαιο 1 1 Διαχείριση της ηλεκτρικής ζήτησης 1.1 Εισαγωγή Αντικειμενικός σκοπός των συστημάτων ηλεκτρικής ενέργειας αποτελεί η εγγύηση της σταθερότητας και της ποιότητας της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Ο σκοπός αυτός απαιτεί ισορροπία μεταξύ της παραγωγής και της ζήτησης της ηλεκτρικής ενέργειας υποβαλλόμενη σε διάφορους περιορισμούς (οικονομικούς, περιβαλλοντικούς, μεταφοράς κ.λ.π.) μέσω της αξιόπιστης και ασφαλούς μεταφοράς και διανομής της ηλεκτρικής ενέργειας από τις μονάδες παραγωγής, συμβατικές ή/και ανανεώσιμων πηγών, στους τελικούς καταναλωτές. Σε μία εποχή, όπου η διείσδυση μονάδων με στοχαστικά μεταβαλλόμενη παραγωγή που αξιοποιούν δυναμικό ΑΠΕ, ιδίως αιολικών και φωτοβολταϊκών, είναι μαζική προκύπτουν νέες προκλήσεις για την εξασφάλιση της παραπάνω ισορροπίας. Απαιτείται κατάλληλος σχεδιασμός – επαναπροσδιορισμός του μίγματος συμβατικής παραγωγής, με την ένταξη πλέον ευέλικτων «κατανεμόμενων» μονάδων με δυνατότητα ταχείας ρύθμισης και δυνατότητα συχνών σβέσεων και επανεκκινήσεων. Συγχρόνως, απαιτείται η αξιοποίηση των δυνατοτήτων που προσφέρουν οι ραγδαία εξελισσόμενες τεχνολογίες της πληροφορικής και των τηλεπικοινωνιών, ώστε με παράλληλη διαμόρφωση και εφαρμογή κατάλληλων εργαλείων-μηχανισμών της αγοράς να επιτρέψουν την ενεργό συμμετοχή της ζήτησης στην εξασφάλιση του ισοζυγίου μεταξύ παραγωγής-ζήτησης. Έτσι, λοιπόν, το ενεργειακό ισοζύγιο μεταξύ παραγωγής και ζήτησης μπορεί να διασφαλιστεί είτε μέσω της διαχείρισης στην πλευρά της παραγωγής (Supply Side Management) είτε μέσω της διαχείρισης στην πλευρά της ζήτησης (Demand Side Management). Στην πρώτη περίπτωση, η παραγωγή της ηλεκτρικής ενέργειας διαμορφώνεται έτσι ώστε να καλύψει την αυξανόμενη ζήτηση. Η αυξανόμενη ζήτηση καλύπτεται με την εγκατάσταση νέων μονάδων ή με το βέλτιστο προγραμματισμό λειτουργίας των υπαρχόντων. Στην περίπτωση του Demand Side Management, ο 7 στόχος είναι η εφαρμογή τεχνικών περιορισμών της ζήτησης σε περιόδους όπου το κόστος παραγωγής είναι υψηλό ή η διαθεσιμότητα του ηλεκτρισμού είναι χαμηλή. Η διαχείριση, λοιπόν, των προτύπων της κατανάλωσης είναι υπεύθυνη για μία σειρά από πλεονεκτήματα που σχετίζονται με τη λειτουργία του συστήματος ηλεκτρικής ενέργειας. Συν τοις άλλοις, με την απελευθέρωση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας και την καθετοποίηση των ενεργειακών συστημάτων δίνεται, πλέον, η δυνατότητα ενεργούς συμμετοχής των καταναλωτών στην απελευθερωμένη αγορά ηλεκτρικής ενέργειας. Έτσι, αντί να επιδιώκεται αποκλειστικά η ταύτιση της παραγωγής στις μεταβολές της ηλεκτρικής κατανάλωσης, η κατάλληλη διαμόρφωση της κατανάλωσης καλείται να παίξει ενεργό ρόλο στη διατήρηση του ενεργειακού ισοζυγίου. Η διαμόρφωση του επιθυμητού προφίλ της ηλεκτρικής κατανάλωσης επέρχεται μέσω διαφόρων τεχνικών-στρατηγικών χρονικής και ποσοτικής μεταβολής της κατανάλωσης. Οι τεχνικές αυτές εντάσσονται σε τρεις επιμέρους συνιστώσες της διαχείρισης της ηλεκτρικής κατανάλωσης. Πρόκειται για την Ενεργειακή Απόδοση (Energy Efficiency), την Απόκριση της Ζήτησης (Demand Response) και τη Διανεμημένη Παραγωγή στην πλευρά του καταναλωτή αποτελούμενη από μονάδες μικρής εγκατεστημένης ισχύος (τυπικά <50MW) ανανεώσιμων πηγών ενέργειας ή μονάδων εσωτερικής καύσης [1]. Απόκριση της Ζήτησης Ενεργειακή Απόδοση Διαχείριση της Ηλεκτρικής Ζήτησης (DSM) Διανεμημένη Παραγωγή στην πλευρά του καταναλώτή Σχήμα 1.1 Διαχείριση της ηλεκτρικής ζήτησης (DSM) [1] Σύμφωνα με το “National Action Plan for Energy Efficiency” που εκδόθηκε από το υπουργείο Ενέργειας των Η.Π.Α. ο όρος Ενεργειακή Απόδοση αναφέρεται στη χρήση λιγότερης ενέργειας για να παρέχει το ίδιο ή βελτιωμένο επίπεδο υπηρεσιών στον καταναλωτή με οικονομικά αποδοτικό τρόπο. Από την άλλη πλευρά, η 8 Απόκριση της Ζήτησης, σύμφωνα πάλι με το υπουργείο ενέργειας των Η.Π.Α. , αναφέρεται σε αλλαγές στη χρήση του ηλεκτρισμού των καταναλωτών από τη συνήθη λειτουργίας τους αποκρινόμενοι στις αλλαγές των τιμών του ηλεκτρισμού ανά χρονική περίοδο ή σε χρηματικά κίνητρα σχεδιασμένα να επάγουν μικρότερη χρήση του ηλεκτρισμού σε περιόδους υψηλών τιμών στην χονδρεμπορική αγορά ή όταν απειλείται η αξιοπιστία του συστήματος. Οι στρατηγικές διαχείρισης της ηλεκτρικής ζήτησης έχουν ως αποτέλεσμα την κατάλληλη διαμόρφωση του προφίλ κατανάλωσης. Στο Σχήμα 1.2 παρουσιάζονται τα αποτελέσματα διαμόρφωσης για κάθε στρατηγική. Εξετάζοντας μεμονωμένα κάθε μία στρατηγική από τις παραπάνω προκύπτουν οι στόχοι διαμόρφωσής τους. Πιο συγκεκριμένα, το “Peak Clipping” στοχεύει στη μείωση της ζήτησης σε περιόδους αιχμής, ενώ αντίθετα το “Valley Filling” στοχεύει στη βελτίωση του συντελεστή φόρτισης του συστήματος με αύξηση της ζήτησης σε περιόδους εκτός αιχμής. Συνδυάζοντας τις δύο παραπάνω στρατηγικές προκύπτει το “Load Shifting”, το οποίο στοχεύει στη μείωση της ζήτησης σε περιόδους αιχμής και ταυτόχρονα στην αύξηση της ζήτησης σε περιόδους χαμηλής ζήτησης. Το “Energy Efficiency” αποσκοπεί στη γενική μείωση της ζήτησης μέσω της ευσυνείδητης χρήσης του ηλεκτρισμού από την πλευρά των καταναλωτών, ενώ αντίθετα το “Electrification” στη γενική αύξηση της ζήτησης μέσω της αντικατάστασης των συμβατικών συσκευών που καταναλώνουν καύσιμο για τη λειτουργία τους με αντίστοιχες ηλεκτρικές συσκευές. Χαρακτηριστικό παράδειγμα αποτελεί η ενσωμάτωση των ηλεκτρικών αυτοκινήτων και των αντλιών θερμότητας. Τέλος, το “Flexible Load Shape” έχει ως στόχο τη δημιουργία ευέλικτης λειτουργίας φορτίων που ανταποκρίνονται άμεσα σε επείγουσες καταστάσεις [2]. 9 Σχήμα 1.2 Τρόποι μεταβολής του προφίλ κατανάλωσης [34] Σημειώνεται, ότι στο μεγαλύτερο ποσοστό της βιβλιογραφίας αναφορικά με τη διαχείριση της ηλεκτρικής ζήτησης, ο όρος της διαχείρισης της ηλεκτρικής ζήτησης είναι άμεσα συνυφασμένος με μία από τις παραπάνω συνιστώσες, αυτή της απόκρισης της ζήτησης. Σε επόμενη ενότητα (ενότητα 1.3) αναλύονται εκτενέστερα οι προδιαγραφές και τα χαρακτηριστικά της συγκεκριμένης συνιστώσας της διαχείρισης της ηλεκτρικής ζήτησης. 10 1.2 Πρακτική εφαρμογή των προγραμμάτων διαχείρισης της ζήτησης 1.2.1 Ιστορική αναδρομή Τα προγράμματα διαχείρισης της ηλεκτρικής ζήτησης μετρούν πάνω από 30 έτη εφαρμογής και αυτό συνεπάγεται τη συλλογή αρκετών εμπειριών. Η πορεία της διαχείρισης της ηλεκτρικής ζήτησης διακρίνεται σε 5 «κύματα» που αναφέρονται στη χρονική εξέλιξή της στις Η.Π.Α. Ωστόσο, η εξέλιξη στις Η.Π.Α. είναι άμεσα συνυφασμένη με την εξέλιξη σε διεθνές επίπεδο [2],[34]. 1ο Κύμα: Δεκαετία του 1970 Η πετρελαϊκή κρίση του 1973 έφερε αυξήσεις στις τιμές των καυσίμων αλλά και έδωσε το έναυσμα για την ύπαρξη επίσημων συζητήσεων για εύρεση τρόπων για εύλογο περιορισμό της ζήτησης. Αναγνωρίστηκε ότι οι τιμές του ηλεκτρισμού δεν είναι άμεσα ανάλογες με το κόστος παραγωγής και από τη στιγμή που οι τιμές επηρεάζονται από πολιτικές αποφάσεις, έπρεπε να βρεθούν κίνητρα για τον περιορισμό της κατανάλωσης. Το σημείο εστίασης του 1ου Κύματος ήταν τα προγράμματα ενεργειακής απόδοσης. Θεωρήθηκε ότι αυτά τα προγράμματα θα είναι πιο οικονομικό από την εγκατάσταση νέων μονάδων. Λόγω του ευρύτερου κλίματος της ενεργειακής κρίσης τα προγράμματα ήταν σχεδιασμένα με τέτοιο τρόπο ώστε να φέρουν άμεσα αποτελέσματα. Δεν δόθηκε, όμως, επαρκής χρόνος αλλά και κονδύλια για την επιτήρηση και την αξιολόγηση των αποτελεσμάτων. Αξίζει να σημειωθεί ότι προτάθηκαν για πρώτη φορά δυναμικά τιμολόγια χρέωσης (time-varying rates) για μεγάλους εμπορικούς και βιομηχανικούς καταναλωτές και συγκεκριμένα τα τιμολόγια ανά περίοδο χρήσης (time-of-use rates). 2ο Κύμα: Δεκαετία του 1980 Το 2ο Κύμα έλαβε χώρα κατά τη διάρκεια της δεκαετίας του 1980. Κατά το πρώτο μέρος της δεκαετίας, το ενδιαφέρον στράφηκε στην επίτευξη ενός κατανοητού συνόλου στόχων για τη διαμόρφωση της καμπύλης φορτίου. Θεωρήθηκε ότι τα προγράμματα διαχείρισης της ηλεκτρικής ζήτησης θα διαδραμάτιζαν βασικό ρόλο στον σχεδιασμό του συστήματος και μάλιστα στο κομμάτι που αναφέρεται στη διαχείριση των ενεργειακών πόρων. Αυτό οδήγησε στην έννοια του σχεδιασμού του 11 συστήματος ελαχίστου κόστους. Κατά το δεύτερο μέρος της δεκαετίας, προέκυψαν ζητήματα περί μείωσης των εσόδων των εταιριών που προωθούσαν μεγάλα και δαπανηρά προγράμματα διαχείρισης της ζήτησης. Προφανώς, τα προγράμματα καθώς μειώνουν τη χρήση της ηλεκτρικής ενέργειας οδηγούν σε χαμηλότερες πωλήσεις ηλεκτρισμού αλλά ταυτόχρονα μειώνεται και το κόστος παραγωγής. Για να διασφαλιστεί η κερδοφορία των εταιριών παραγωγής έλαβε χώρα μία αύξηση των τιμών του ηλεκτρισμού. Κατά τη διάρκεια του 2ου Κύματος πραγματοποιήθηκαν πολλές μελέτες ανάλυσης κόστους έτσι ώστε να εξαχθούν όλα τα αλληλοσυγκρουόμενα φαινόμενα των προγραμμάτων διαχείρισης της ζήτησης για τους παραγωγούς, τους καταναλωτές και γενικότερα για το κοινωνικό σύνολο. Τέλος, διεξήχθησαν πειράματα με τιμολόγια χρέωσης πραγματικού χρόνου(real-time pricing). 3o Κύμα: Αρχές δεκαετίας του 1990 Στις αρχές της δεκαετίας του 1990, εκδόθηκαν νέες οδηγίες και ρυθμιστικά πλαίσια για την ενσωμάτωση προγραμμάτων διαχείρισης της ζήτησης και την παροχή κινήτρων για δεδομένους φορείς για την επένδυση σε προγράμματα ενεργειακής απόδοσης. Υπήρξε μία διευρυμένη εξάπλωση της διαχείρισης της ζήτησης σε 447 εταιρίες παραγωγής των Η.Π.Α. Η συνολική επένδυση στις Η.Π.Α έφτασε τα $3.2 δις και μεγάλη προσοχή δόθηκε στην εξέταση της επίδρασης της διαχείρισης της ζήτησης στο περιβάλλον. Στα μέσα της δεκαετίας αυξήθηκε ο ανταγωνισμός μεταξύ των ανεξάρτητων και των καθετοποιημένων παραγωγών. Λόγω του ανταγωνισμού μειώθηκε ο προϋπολογισμός για επενδύσεις σε προγράμματα διαχείρισης της ζήτησης. 4ο Κύμα: Τέλη της δεκαετίας του 1990 Κατά τη διάρκεια του 4ου Κύματος, οι ρυθμιστικές αρχές εκδήλωσαν ενδιαφέρον για αύξηση των δαπανών από τις εταιρίες παραγωγής για τα προγράμματα διαχείρισης της ηλεκτρικής ζήτησης. Έτσι, προτάθηκε προσθήκη της «χρέωσης κοινωνικού αγαθού» στα τιμολόγια του ηλεκτρισμού για να συγκεντρωθούν έσοδα που θα ενίσχυαν τις δαπάνες. Ο έλεγχος των προγραμμάτων ανήκε στις εταιρίες παραγωγής και συχνά την ενσωμάτωση την αναλάμβαναν Εταιρίες Ενεργειακών Υπηρεσιών (Energy Serving Companies, ESCOs). Κατά τη διάρκεια της περιόδου 1989-1999 οι συνολικές δαπάνες για τη διαχείριση της ζήτησης ανέρχονταν στα $14.7 δις. 12 5ο Κύμα: Δεκαετία του 2000 και μετέπειτα Το 5ο Κύμα ξεκινάει το 2001 και μάλιστα από την κρίση της χονδρεμπορικής αγοράς του ηλεκτρισμού στην Καλιφόρνια που επεκτάθηκε και σε άλλες πολιτείες. Κατά τη διάρκεια αυτής της φάσης, το βάρος δόθηκε στα δυναμικά τιμολόγια και λιγότερο στην ενεργειακή απόδοση. Η δυναμική τιμολόγηση (dynamic pricing) είναι μία μορφή τιμολόγησης, όπου είτε είναι άγνωστη η τιμή μίας επερχόμενης περιόδου, είτε είναι άγνωστη η διάρκεια μίας περιόδου με γνωστή τιμή. Το real-time pricing είναι μία μορφή dynamic pricing. Τέλος, το 5ο Κύμα χαρακτηρίστηκε από την εισαγωγή ψηφιακών τεχνολογιών σε μεγάλη κλίμακα της αγοράς [2],[34]. 1.2.2 Η σημερινή κατάσταση Φτάνοντας στη σημερινή κατάσταση παρατηρείται εφαρμογή διαφόρων προγραμμάτων της διαχείρισης της ηλεκτρικής ζήτησης και συγκεκριμένα των προγραμμάτων της απόκρισης της ζήτησης σε πολλές χώρες παγκοσμίως. Ενδεικτικά, αναφέρονται προγράμματα απόκρισης της ζήτησης σε Αμερική, Ηνωμένο Βασίλειο, Ιρλανδία, Βέλγιο, Γερμανία, Φινλανδία, Ιταλία, Ισπανία και μόλις πρόσφατα σε Ελλάδα. Στην περίπτωση της Ελλάδας το 2013 ψηφίστηκε το νομοσχέδιο το οποίο θεσπίζει για πρώτη φορά τη δυνατότητα σύναψης συμβάσεων διακοψιμότητας μεταξύ του Διαχειριστή του Συστήματος Α.Δ.Μ.Η.Ε Α.Ε. (Ανεξάρτητος Διαχειριστής Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας) και των ενεργοβόρων βιομηχανιών υψηλής τάσης (χαλυβουργίας, τσιμεντοβιομηχανίας, υαλουργίας κ.ά.). Η ρύθμιση αυτή, γνωστή ως αρχή της διακοψιμότητας, αποτελεί μέτρο στήριξης της εγχώριας βαριάς βιομηχανίας και ευρύτερα του παραγωγικού τομέα. Με το μέτρο αυτό ο διαχειριστής του συστήματος θα έχει τη δυνατότητα να ζητά από τις ενεργοβόρες βιομηχανίες όταν αυτό κρίνεται απαραίτητο για την επάρκεια και ασφάλεια του συστήματος, για παράδειγμα όταν η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας είναι μεγάλη και υπάρχει έλλειψη παραγωγικού δυναμικού, να περιορίσουν την κατανάλωσή τους ή ακόμη και να τη διακόψουν σταθεροποιώντας το σύστημα με την απόσυρση ηλεκτρικών φορτίων. Για αυτή τη δυνατότητα και την ευχέρεια του διαχειριστή, οι βιομηχανίες που θα συμμετέχουν στο μέτρο αυτό θα αποζημιώνονται εξασφαλίζοντας μία μείωση στο 13 ενεργειακό κόστος του ηλεκτρικού ρεύματος. Η αποζημίωση αυτή θα χρηματοδοτείται από τις μονάδες παραγωγής ενέργειας, τόσο από τις συμβατικές όσο και από τις ανανεώσιμες πηγές ενέργειας. Οι τεχνικές λεπτομέρειες και τα ποσοστά επιμερισμού της χρηματοδότησης της διακοψιμότητας δεν έχουν ακόμη διευκρινιστεί. Λαμβάνοντας υπόψη την οικονομική κατάσταση στην οποία έχει περιέλθει η χώρα και ότι οι δραστηριότητες των βιομηχανιών έχουν μειωθεί δραστικά το συγκεκριμένο πρόγραμμα απόκρισης της ζήτησης πιθανότατα να μην έχει τα αναμενόμενα αποτελέσματα. Ωστόσο, η μελλοντική ενίσχυση της εγχώριας βιομηχανικής δραστηριότητας καθώς επίσης και η ραγδαία διείσδυση των μονάδων ΑΠΕ αποτελούν παράγοντες που σηματοδοτούν ότι η ενσωμάτωση του εν λόγω προγράμματος θα επιφέρει σημαντικά οφέλη στη λειτουργία του συστήματος. Επιπλέον, στην περίπτωση της Ελλάδας ένα είδος απόκρισης της ζήτησης τύπου time of use (TOU) αποτελεί και η εφαρμογή του λεγόμενου «νυχτερινού» οικιακού τιμολογίου Γ1Ν. Σύμφωνα μ’ αυτό οι κάτοχοι νυχτερινού τιμολογίου επωφελούνται φθηνότερης χρέωσης της ηλεκτρικής ενέργειας συγκεκριμένες ώρες μέσα στη διάρκεια της ημέρας. Για τη χειμερινή περίοδο 1 Νοεμβρίου έως 30 Απριλίου το ωράριο του νυχτερινού τιμολογίου κυμαίνεται από 02:00-08:00 και 15:00-17:00 για το διασυνδεδεμένο σύστημα της χώρας και 02:00-08:00 και 15:00-17:30 για το μη διασυνδεδεμένο σύστημα της χώρας. Για τη θερινή περίοδο 1Μαϊου έως 31 Οκτωβρίου το ωράριο του νυχτερινού τιμολογίου κυμαίνεται από 23:00-07:00 [35]. 14 1.3 Απόκριση της ζήτησης της ηλεκτρικής κατανάλωσης Σε πολλές αγορές ηλεκτρικής ενέργειας, οι τιμές διαμορφώνονται μέσω πολύπλοκων αλληλεπιδράσεων μεταξύ αγοραστών και πωλητών. Σε πολλές από τις σημερινές αγορές ενέργειας, οι περισσότεροι αγοραστές δεν συμμετέχουν ενεργά στη διαδικασία καθορισμού των τιμών. Αυτό πολλές φορές έχεις ως αποτέλεσμα το γεγονός της αστάθειας των τιμών εφόσον δεν αντιπροσωπεύουν το πραγματικό κόστος της παραγωγής του ηλεκτρισμού [3]. Η απόκριση της ζήτησης (Demand Response, DR) αναφέρεται σε ένα σύνολο στρατηγικών που αποσκοπούν στο να φέρουν την πλευρά της κατανάλωσης του ηλεκτρισμού πίσω στη διαδικασία του καθορισμού των τιμών. Οι πόροι της απόκρισης της ζήτησης είναι μεταβλητά φορτία που δημιουργούνται καθώς οι καταναλωτές προσαρμόζουν τη ζήτησή τους στα μεταδιδόμενα σήματα που περιέχουν πληροφορίες τιμών. Αυτό έχεις ως αποτέλεσμα τη μείωση των αιχμών των τιμών της χονδρεμπορικής αγοράς και την ελαχιστοποίηση των ρίσκων από τους συμμετέχοντες στην αγορά. Η απόκριση της ζήτησης είναι ένας αποδοτικός και ευέλικτος μηχανισμός για την κάλυψη της ζήτησης που εκτός από την αποφυγή της επένδυσης σε εγκατεστημένη ισχύ, μπορεί να οδηγήσει και σε αυξημένη ασφάλεια και αξιοπιστία της διάθεσης του ηλεκτρισμού: μείωση της συμφόρησης σε ευαίσθητους κόμβους του ηλεκτρικού δικτύου μεταφοράς [4]-[8]. Η έμφαση της απόκρισης της ζήτησης είναι η μείωση της κατανάλωσης σε κρίσιμες για το σύστημα ηλεκτρικής ενέργειας περιόδους. Οι κρίσιμες περίοδοι είναι κάποιες ώρες κατά τη διάρκεια του έτους που οι τιμές της χονδρεμπορικής αγοράς είναι υψηλές ή οι ώρες που υπάρχει μειωμένο δυναμικό σε εφεδρεία ή οι ώρες που εμφανίζεται δυσλειτουργία του δικτύου μεταφοράς ή τέλος, οι ώρες που εμφανίζονται ακραία καιρικά φαινόμενα. Η απόκρισης της ζήτησης μπορεί να εκδηλωθεί στους καταναλωτές είτε ως τιμολόγια ηλεκτρικής ενέργειας που περιλαμβάνουν χρονικά μεταβαλλόμενες χρεώσεις που αντανακλούν το κόστος παραγωγής είτε ως προγράμματα που προσφέρουν μία ανταμοιβή (ανεξάρτητη της τιμής χρέωσης του ηλεκτρισμού) στους καταναλωτές που μειώνουν το φορτίο τους στις κρίσιμες περιόδους [9]. Οι εν λόγω κατηγορίες αναφέρονται ως “Price-Based DR” και 15 “Incentive-Based DR” αντίστοιχα. Η πρώτη κατηγορία περιλαμβάνει τιμολόγια με διαφορετική χρέωση κατά τη διάρκεια του χρόνου. Πιο συγκεκριμένα, υπάρχουν τα εξής ήδη τιμολογίων που ανήκουν στην εν λόγω κατηγορία: Τιμολόγιο “Time-Of-Use rates”. Διαφορετική χρέωση ανά χρονολογικές ζώνες (συνήθως σε περίοδο αιχμής και περίοδο εκτός αιχμής) κατά τη διάρκεια της ημέρας. Αντικατοπτρίζουν το μέσο κόστος παραγωγής και διανομής του ηλεκτρισμού κατά τη διάρκεια των χρονολογικών ζωνών. Εκτός, από την ημερήσια διακύμανση, υπάρχουν διαφορετικά TOU rates τιμολόγια ανά εποχή (αντικατοπτρίζοντας την εποχιακή επίδραση στους ενεργειακούς πόρους π.χ. διαθέσιμη υδροηλεκτρική, αιολική ενέργεια κ.λ.π.) του έτους και συνήθως προκαθορίζονται μερικούς μήνες ή έτη πριν από την εφαρμογή τους. Η χρήση αυτών των τιμολογίων είναι ευρέως διαδεδομένη σε μεγάλους εμπορικούς και βιομηχανικούς καταναλωτές. Η απαίτηση είναι η ύπαρξη μετρητών που να καταγράφουν αθροιστικά την κατανάλωση των αντίστοιχων χρονολογικών ζωνών. Τιμολόγια “Critical Peak Pricing” .Υβριδικό τιμολόγιο που περιλαμβάνει μία βασική TOU χρέωση συν μία επιπλέον χρέωση σε ώρες υψηλής αιχμής. Ο καταναλωτής ενημερώνεται 24 ώρες πριν την εφαρμογή ή όχι της επιπλέον CPP χρέωσης. Συνάπτεται συμβόλαιο για τον αριθμό των ημερών που θα λάβει χώρα η επιπλέον χρέωση. Συνήθως, οι καταναλωτές που συμμετέχουν σε αυτή ανταμείβονται με μία έκπτωση σε ώρες CPP. Τιμολόγιο “Extreme Day Pricing”. Πρόκειται για το ίδιο τιμολόγιο με το “Critical Peak Pricing” με τη διαφορά ότι αφορά τη διάρκεια ολόκληρης της ημέρας, 24 ώρες. “Extreme Day Critical Peak Pricing”. Πρόκειται για το ίδιο τιμολόγιο με το “Critical Peak Pricing” με τη διαφορά ότι εφαρμόζεται μόνο ορισμένες ημέρες, ενώ τις υπόλοιπες εφαρμόζονται τυπικές χρεώσεις. Αξίζει να σημειωθεί ότι στο “Price-Based DR” δεν είναι υποχρεωτική η απόκριση των καταναλωτών. Δηλαδή, οι τελευταίοι ανάλογα με τις ανάγκες τους, δύναται να μην ανταμείβονται στις αντίστοιχες χρεώσεις. Επιπλέον, το πρόγραμμα αυτό περιλαμβάνει αμιγώς οικονομικές συμφωνίες μεταξύ των εμπόρων λιανικής αγοράς 16 και των καταναλωτών και δεν ενσωματώνεται στο εγχειρίδιο προγραμματισμού παραγωγής της ημέρας και κατανομής του φορτίου. Παρ’ όλα αυτά η αντίδραση των καταναλωτών σε τέτοιου είδους προγράμματα αποδεικνύει την οικονομική ελαστικότητα της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας. Συνεπώς, η επιτυχής ενσωμάτωση των εν λόγω προγραμμάτων στο σύστημα οδηγεί σε οικονομικά οφέλη αυτού και αυτός είναι ο λόγος που οι διαχειριστές συστημάτων ηλεκτρικής ενέργειας και οι ρυθμιστικές αρχές δίνουν μεγάλη έμφαση στην ευρεία αποδοχή και ενσωμάτωσή τους. Περισσότερες πληροφορίες σχετικά με τα προγράμματα αυτά αναφέρονται στα [9] και [10]. Η δεύτερη κατηγορία απόκρισης της ζήτησης, “Incentive-Based DR”, αποτελεί ένα σύνολο προγραμμάτων που προσφέρονται στους καταναλωτές μέσω συμβολαίων. Τα τελευταία σχεδιάζονται από φορείς λήψης αποφάσεων, χειριστές του δικτύου, παρόχους και προμηθευτές. Ο απώτερος στόχος είναι ο περιορισμός της ζήτησης σε κρίσιμες περιόδους για το σύστημα ηλεκτρικής ενέργειας. Τα προγράμματα της συγκεκριμένης κατηγορίας παρέχουν οικονομικά κίνητρα για τη μεταβολή της ζήτησης. Το ποσό πίστωσης των κινήτρων μπορεί να είναι σταθερό ή χρονικά μεταβαλλόμενο. Σε αυτό το είδος απόκρισης της ζήτησης, οι καταναλωτές υποχρεούνται να ανταποκριθούν όταν τους ζητηθεί και σε περίπτωση που δεν το κάνουν, τιμωρούνται με οικονομικές ποινές. Για την αποτίμηση της εξοικονόμησης του φορτίου, σε κάθε καταναλωτή αντιστοιχίζεται μία βασική κατανάλωση ενέργειας. Αποκλίσεις από αυτή την κατανάλωση αντιστοιχούν σε απόκριση του καταναλωτή στο πρόγραμμα. Τα προγράμματα της κατηγορίας αυτής διαχωρίζονται σε δύο επιμέρους κατηγορίες: “Classical” και “Market-based” προγράμματα. Τα εν λόγω προγράμματα ενσωματώνουν την ηλεκτρική ζήτηση τόσο βραχυπρόθεσμα όσο και μακροπρόθεσμα στην αγορά ενέργειας. Παρακάτω παρουσιάζονται, λοιπόν, τα προγράμματα κάθε μίας από τις αναφερόμενες κατηγορίες του “Incentive-Based DR”. Classical: Οι συμμετέχοντες στα προγράμματα αυτά καταναλωτές ανταμείβονται εκ των προτέρων για τη συμμετοχής τους μέσω εκπτωτικών λογαριασμών και όχι για την πραγματική μείωση της ζήτησής τους. Direct Load Control: Στο πρόγραμμα του άμεσου ελέγχου φορτίου, ο πάροχος είναι σε θέση είτε να περιορίσει είτε να διακόψει τη 17 λειτουργία ορισμένων ηλεκτρικών φορτίων του καταναλωτή. Στο πρόγραμμα αυτό από τις οικιακές συσκευές μπορούν να ενταχθούν συσκευές όπως τα ψυγεία, τα κλιματιστικά, οι αντλίες θερμότητας κτλ, έτσι ώστε η διακοπή της λειτουργίας τους να μην είναι ιδιαίτερα αντιληπτή από τους καταναλωτές. Αντίθετα, ο φωτισμός δεν αποτελεί κατάλληλο φορτίο που μπορεί να επιδέχεται τις αναφερόμενες μεταβολές. Οι μεταβολές αυτές γίνονται μετά από αποστολή σήματος ενημέρωσης στον καταναλωτή. Οι καταναλωτές λαμβάνουν μειώσεις στους λογαριασμούς τους για τη συμμετοχή τους στο πρόγραμμα. Τέλος, σημειώνεται ότι το πρόγραμμα αυτό απευθύνεται κυρίως σε οικιακούς και μικρούς βιομηχανικούς καταναλωτές. Interruptible/curtailable service: Η υπηρεσία της διακοψιμότητας έχει παρόμοια λειτουργία με το πρόγραμμα του άμεσου ελέγχου με τη διαφορά ότι εφαρμόζεται σε μεγάλους εμπορικούς και βιομηχανικούς καταναλωτές. Στα πλαίσια αυτού προκαθορίζεται η μείωση του φορτίου των καταναλωτών σε κρίσιμες για το σύστημα περιόδους λειτουργίας, με αντάλλαγμα την παροχή εκπτώσεων στους λογαριασμούς τους. Market Based: Demand Bidding/Buying Programs: Πρόκειται για προγράμματα που ενθαρρύνουν τον καταναλωτή να προσφέρει (πλειοδοτήσει) μείωση του φορτίου στην χονδρεμπορική αγορά και για προγράμματα που προσφέρουν τη δυνατότητα στους καταναλωτές να αποφασίζουν το μέγεθος του φορτίου που θα μειώνουν υπό μία συγκεκριμένη τιμή που προσφέρεται από τον πάροχο για τη μείωση αυτή. Απευθύνεται κυρίως σε μεγάλους καταναλωτές (>1MW). Emergency Demand Response Programs: Αναφέρονται σε μειώσεις φορτίου σε κρίσιμες για την αξιοπιστία του συστήματος περιόδους. Δεν πρόκειται για συμφωνία δεσμευτικού χαρακτήρα μεταξύ διαχειριστή συστήματος και καταναλωτών, δηλαδή, δεν επιβάλλονται οικονομικές ποινές μη συμμόρφωσης των καταναλωτών. Οι 18 συμμετέχοντες σ’ αυτό ενημερώνονται 30 λεπτά έως 2 ώρες πριν την ώρα μείωσης φορτίου. Capacity Market Programs: Προσφέρονται σε καταναλωτές που είναι σε θέση να εγγυηθούν εκ των προτέρων συγκεκριμένα ποσά μείωσης του φορτίου τους για τις κρίσιμες περιόδους. Οι καταναλωτές ενημερώνονται μία ημέρα πριν για την εμφάνιση του κρίσιμου γεγονότος. Ancillary Services Market Programs: Επιτρέπουν τους καταναλωτές να πλειοδοτήσουν μειώσεις φορτίου σε αγορές που τις διαχειρίζονται οι Regional Transmission Organization ως εφεδρείες. Εάν γίνει αποδεκτή η τιμή της πλειοδοσίας τότε οι καταναλωτές πληρώνονται για την προσφορά τους να βρίσκονται σε ετοιμότητα. Εάν η ανάγκη για μείωση φορτίου παρουσιαστεί σε πραγματικό χρόνο, τότε η αποζημίωση των καταναλωτών γίνεται στην πραγματική τιμή ενέργειας κατά την κρίσιμη ώρα. Όλα τα παραπάνω παρουσιάζονται συνοπτικά στο παρακάτω σχήμα: Απόκριση της ζήτησης Price Based Programs (PBP) Incentive-Based Programs(IBP) MarketBased Classical Time of Use (TOU) Critical Peak Pricing(CPP) Extreme Day Pricing(EDP) Extreme Day CPP(EDCPP) Real Time Pricing(RTP) Direct Control Interruptible/ Curtailable Programs Demand Bidding Emergency DR Capacity Market Ancillary Services Market Σχήμα 1.3 Κατηγοριοποίηση προγραμμάτων απόκρισης της ζήτησης [4] 19 1.3.1 Τεχνικές προδιαγραφές εφαρμογής των προγραμμάτων απόκρισης της ζήτησης Οι τεχνικές προδιαγραφές που προϋποθέτουν την εφαρμογή των προγραμμάτων διαχείρισης της ζήτησης έγκεινται στη μέτρηση των ηλεκτρικών καταναλώσεων και στη διμερή επικοινωνία μεταξύ του καταναλωτή και του παρόχου. Όσον αφορά τη μέτρηση θα πρέπει να εγκατασταθούν νέοι εξελιγμένοι ψηφιακοί μετρητές (Smart Meters) αντικαθιστώντας τους παλιούς συμβατικούς επαγωγικούς μετρητές. Οι ψηφιακοί μετρητές έχουν τη δυνατότητα για καταγραφή δεδομένων των ηλεκτρικών καταναλώσεων με αποτέλεσμα τη δυνατότητα εξαγωγής του ημερήσιου προφίλ του καταναλωτή. Η δυνατότητα αυτή είναι ουσιαστικής σημασίας για το σχεδιασμό των χρονικά μεταβαλλόμενων τιμολογίων. Επιπλέον, οι νέοι μετρητές πλεονεκτούν λόγω της δυνατότητάς τους για επικοινωνία διπλής ροής μεταξύ παρόχου και καταναλωτή. Η επικοινωνία αυτή μπορεί να επιτευχθεί μέσω διαφόρων τρόπων όπως μέσω διαδικτύου, μέσω σταθερής και κινητής τηλεφωνίας, μέσω δικτύου Radio Frequency (RF) και μέσω Power Line Carrier (PLC) [2]. Έτσι, προκύπτει το κόστος εγκατάστασης και λειτουργίας των μετρητών καθώς και της τηλεπικοινωνιακής υποδομής, κόστη που επιβαρύνουν την οικονομική λειτουργία του συστήματος. Επιπλέον, απαραίτητη προϋπόθεση για την υλοποίηση των προγραμμάτων απόκρισης της ζήτησης καθίσταται η εγκατάσταση «έξυπνων» συσκευών, οι οποίες μπορούν να προγραμματίζονται ώστε να λειτουργούν συγκεκριμένη χρονική στιγμή, η οποία είτε είναι γνωστή από πριν, όπως στην περίπτωση των προγραμμάτων TOU είτε προκύπτει μέσα στη διάρκεια της ημέρας [11],[12]. Παρά την επιβάρυνση, όμως, σύμφωνα με την κοινοτική νομοθεσία όλα τα κράτημέλη υποχρεώνονται να έχουν αντικαταστάσει το 80% των συμβατικών μετρητών με έξυπνους ψηφιακούς μέχρι το 2018. Η υποχρέωση αυτή, λοιπόν, φαίνεται να δημιουργεί πρόσφορο έδαφος για την εφαρμογή των προγραμμάτων απόκρισης της ζήτησης. 20 1.4 Ο ρόλος της απόκρισης της ζήτησης της ηλεκτρικής κατανάλωσης στην οργάνωση, το σχεδιασμό και τη λειτουργία της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας Χαρακτηριστικό γνώρισμα των προγραμμάτων απόκρισης της ζήτησης είναι η δυνατότητα ενσωμάτωσής τους σε κάθε κλίμακα του χρόνου λειτουργίας της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Το παρακάτω σχήμα ( Σχήμα 1.4) παρουσιάζει την ενσωμάτωση και το ρόλο των προγραμμάτων απόκρισης της ζήτησης στο σχεδιασμό και τη λειτουργία του συστήματος ηλεκτρικής ενέργειας. 21 Σχήμα 1.4 Ο ρόλος της Απόκρισης της Ζήτησης στο σχεδιασμό και τη λειτουργία του συστήματος ηλεκτρικής ενέργειας [9] Τα “Incentive-Based DR” προγράμματα συμμετέχουν σε διάφορες χρονικές περιόδους. Ίσως, θα μπορούσε να θεωρηθούν ως τμήμα του προγραμματισμού λειτουργίας του συστήματος ή ότι συμμετέχουν κοντά στον πραγματικό χρόνο λειτουργίας του συστήματος. Συγκεκριμένα, τα “Capacity Market Programs” περιλαμβάνουν συμβόλαια μείωσης φορτίου μήνες ή και χρόνια πριν την ημέρα προγραμματισμού. Ωστόσο, ο διαχειριστής έχει το δικαίωμα να ζητήσει από τους συμμετέχοντες του προγράμματος συμμόρφωση στις απαιτήσεις τους προγράμματος έως και 2 ώρες πριν την κρίσιμη ώρα. Τα “Ancillary Services Programs” αναφέρονται σε συμβόλαια που γίνονται μία ώρα πριν την ημέρα προγραμματισμού. Αν, όμως, οι προσφορές παροχής υπηρεσιών εφεδρείας είναι αποδεκτές οι συμμετέχοντες καλούνται σε ωριαία βάση κατά τη λειτουργία του συστήματος σε πραγματικό χρόνο. Τα “Demand Bidding ενσωματώνονται Programs” στον προημερήσιο προγραμματισμό. Τα “Emergency Programs” προκαλούνται σε περιόδους κρίσιμες για την αξιόπιστη λειτουργία του συστήματος, με αποτέλεσμα οι αποζημιώσεις των συμμετεχόντων καταναλωτών σ’ αυτά να είναι συνδεδεμένες με τις πραγματικές τιμές της αγοράς ενέργειας. Τα “Interruptible Programs” ενσωματώνονται στον 22 ενδοημερήσιο προγραμματισμό και οι συμμετέχοντες σ’ αυτά ειδοποιούνται από μερικές ώρες μέχρι 15 λεπτά πριν την πραγματική ανάγκη για μείωση φορτίου. Τέλος, τα προγράμματα “Direct Load Control” εντάσσονται στην λειτουργία της αγοράς σε πραγματικό χρόνο, διότι διαχειρίζονται από τον ίδιο το διαχειριστή του συστήματος σε διάστημα μόλις λίγων λεπτών. Αναμφισβήτητα, τίθενται ερωτήματα αναφορικά με την πραγματική καταλληλότητα και αποδοτικότητα των προγραμμάτων απόκρισης της ζήτησης καθώς και τη δυνατότητα της επιτυχημένης πρακτικής εφαρμογής τους. Στο [13] παρουσιάζονται τα εμπόδια που δυσχεραίνουν την πραγματική αποδοτικότητα των εν λόγω προγραμμάτων. Πιο συγκεκριμένα, στο [14] εξετάζονται τα επιμέρους εμπόδια όχι μόνο από την πλευρά των καταναλωτών αλλά και από την πλευρά των αναγκαίων υποδομών. Ωστόσο, παρά την αργή εξέλιξη του κλάδου της διαχείρισης της ηλεκτρικής ζήτησης, είναι ευρέως αποδεκτό ότι οι ρυθμιστικές αρχές ενέργειας έχουν λάβει πρόσφατα μέτρα ενίσχυσης της συμμετοχής των καταναλωτών στη λειτουργία του συστήματος. Ενθαρρυντικά μηνύματα έρχονται από αναπτυγμένες και ώριμες πλέον αγορές ηλεκτρικής ενέργειας, οι οποίες παρουσιάζουν σημαντικά βήματα προόδου στο συγκεκριμένο λειτουργικό τμήμα [15]. 23 Κεφάλαιο 2 2 Το ηλεκτρικό σύστημα της Κρήτης 2.1 Εισαγωγή Το ηλεκτρικό σύστημα της Κρήτης αποτελεί το μεγαλύτερο μη διασυνδεδεμένο σύστημα της Ελλάδας. Το μέγεθος του συστήματος αυτού οφείλεται στο μέγεθος του ίδιου του νησιού, όπου και εγκαθίσταται, το οποίο αποτελεί το μεγαλύτερο νησί της χώρας. Οι ενεργειακές ανάγκες του νησιού, λοιπόν, καθιστούν το ηλεκτρικό του σύστημα το μεγαλύτερο μεταξύ των μη διασυνδεδεμένων συστημάτων της Ελλάδας. Η Κρήτη λόγω της γεωγραφικής της θέσης δεν είναι ηλεκτρικά διασυνδεδεμένη με το υπόλοιπο ηλεκτρικό σύστημα της Ελλάδας. Είναι, δηλαδή, ηλεκτρικά αυτόνομη γεγονός που δημιουργεί πρόσφορο έδαφος για την εμφάνιση προβλημάτων στην οικονομική λειτουργία του συστήματος. Κατά τις τελευταίες δεκαετίες τα προβλήματα που δημιουργούνται στο ενεργειακό σύστημα της Κρήτης οφείλονται στην οριακή κάλυψη των αναγκών σε ηλεκτρική ενέργεια του νησιού κατά τους θερινούς μήνες και στο ιδιαίτερα υψηλό κόστος παραγωγής των μονάδων του νησιού, οι οποίες χρησιμοποιούν ως καύσιμο μαζούτ και diesel, ενώ οι περισσότερες από αυτές είναι παλαιές μονάδες με χαμηλό βαθμό απόδοσης, μειωμένη διαθεσιμότητα και σημαντικά περιβαλλοντικά προβλήματα, όπως οι εκπομπές αερίων ρύπων [17]. Επιπλέον, η σημερινή διείσδυση των ΑΠΕ στο μίγμα ηλεκτροπαραγωγής του νησιού είναι αρκετά ικανοποιητική. Για το έτος 2013 η μέση ωριαία διείσδυση ανέρχεται σε ποσοστό 24.58% σύμφωνα τα στοιχεία που παρουσιάζει ο Δ.Ε.Δ.Δ.Η.Ε [31]. Η περιοχή της Κρήτης προσφέρεται για εγκατάσταση μονάδων ΑΠΕ και πιο συγκεκριμένα φωτοβολταϊκών και αιολικών μονάδων λόγω του πλούσιου αιολικού και ηλιακού δυναμικού της καθ’ όλη τη διάρκεια του έτους. Ιδιαίτερα, το αιολικό δυναμικό της Κρήτης αποτελεί σημαντική συνιστώσα του αιολικού δυναμικού ολόκληρης της χώρας. Αναμένεται, λοιπόν, το παραπάνω ποσοστό διείσδυσης να αυξηθεί καθώς μεγάλο μέρος των μελλοντικών Α/Π πρόκειται να εγκατασταθεί στο ανεμικό πεδίο της Κρήτης, αξιοποιώντας το προσφερόμενο αυτό δυναμικό με σκοπό 24 την επίτευξη των εθνικών στόχων που έχουν θεσπιστεί για την ενσωμάτωση μονάδων ΑΠΕ. Η υψηλή, όμως, διείσδυση των μονάδων ΑΠΕ μπορεί να δημιουργήσει σημαντικά προβλήματα ευστάθειας σε ένα απομονωμένο σύστημα, όπως αυτό της Κρήτης. Έτσι, αυξάνεται η ανάγκη του συστήματος για μεγαλύτερη ευελιξία, ώστε να εξασφαλίζεται η αξιόπιστη και ασφαλής λειτουργία του και η ικανότητα ανταπόκρισης στις ταχείες μεταβολές της ζήτησης λόγω της στοχαστικότητας των ΑΠΕ [16]. Κατά καιρούς, λοιπόν, έχει συζητηθεί η ηλεκτρική διασύνδεση του μεγαλύτερου νησιού της Ελλάδας με το ηπειρωτικό σύστημα της χώρας, ώστε να αποφευχθούν όλα τα παραπάνω λειτουργικά προβλήματα της Κρήτης. Μέχρι τώρα, η διασύνδεσή της δεν έχει γίνει εφικτή για τεχνικούς κυρίως λόγους. Ωστόσο, η συνεχής ωρίμανση των νέων τεχνολογιών, κυρίως των DC συνδέσμων, η αποκτηθείσα εμπειρία από την επιτυχή εφαρμογή τους στη διασύνδεση Ελλάδας-Ιταλίας, αλλά και η συνεχώς αυξανόμενη σχετική δραστηριότητα που σημειώνεται τα τελευταία χρόνια σε παγκόσμια κλίμακα, με τον σχεδιασμό ή/και την κατασκευή αρκετών σημαντικών διασυνδέσεων με DC συνδέσμους μεταξύ ηλεκτρικών συστημάτων χωρών αλλά και τη διασύνδεση απομακρυσμένων νησιών (διασύνδεση Ιταλίας-Σαρδηνίας, ΙσπανίαςΜαγιόρκα κ.α.) και αιολικών σταθμών με τα ηπειρωτικά συστήματα, επανέφεραν στο προσκήνιο το θέμα των διασυνδέσεων αυτόνομων νησιών με το ηπειρωτικό σύστημα και δημιούργησαν τις προϋποθέσεις για μια επιτυχημένη ολοκλήρωση παρόμοιων έργων και στην Ελλάδα [17]. Σύμφωνα με τα τρέχοντα δεδομένα, το μέλλον της ηλεκτρικής διασύνδεσης της Κρήτης προβάλλει περισσότερο ευοίωνο από ποτέ στην μέχρι τώρα ιστορία του ελληνικού συστήματος ηλεκτρικής ενέργειας. Στις 10/09/14 υπογράφηκαν οι συμβάσεις εργοληψίας για την πρώτη φάση της ηλεκτρικής διασύνδεσης των Κυκλάδων με το ηπειρωτικό σύστημα της χώρας, αποτελώντας έτσι τον πρόδρομο για την επίτευξη άλλων ηλεκτρικών διασυνδέσεων, όπως αυτή της Κρήτης [32]. Το έργο, λοιπόν, της ηλεκτρικής διασύνδεσης της Κρήτης έχει ενταχθεί στο δεκαετές 25 πρόγραμμα ανάπτυξης του Α.Δ.Μ.Η.Ε. 2014-2023 με στόχο ολοκλήρωσης το 2022 και πρόθεση επίσπευσης της ολοκλήρωσης κατά μία διετία [16],[33]. Ωστόσο, εναλλακτική λύση για την ευελιξία του συστήματος της Κρήτης και την ομαλότερη ενσωμάτωση μονάδων ΑΠΕ σ’ αυτό αποτελεί η εφαρμογή ενός είδους προγράμματος απόκρισης της ζήτησης (Demand Response),της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης. Στην παρούσα μελέτη δεν πραγματοποιείται συγκριτική ανάλυση μεταξύ των δύο λύσεων (διασύνδεση - πρόγραμμα απόκρισης ζήτησης) αλλά ανάλυση της επίδρασης του εν λόγω προγράμματος στο ηλεκτρικά αυτόνομο σύστημα της Κρήτης. 2.2 Συμβατικές θερμικές μονάδες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας του συστήματος της Κρήτης Το ηλεκτρικό σύστημα της Κρήτης διαθέτει τρεις θερμικούς σταθμούς παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Οι σταθμοί αυτοί βρίσκονται στους τρεις από τους τέσσερις νομούς του νησιού. Ο πρώτος είναι εγκαταστημένος στην πόλη των Χανίων, στα δυτικά του νησιού, ο δεύτερος στο χωριό Λινοπεράματα του μεγαλύτερου νομού της Κρήτης, του νομού Ηρακλείου, και ο τρίτος στην περιοχή του Αθερινόλακκου του νομού Λασιθίου, στα ανατολικά του νησιού. Η συνολική εγκατεστημένη ισχύς του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 ανέρχεται σε 747MW και παρέχεται από 25 θερμικές μονάδες τεσσάρων ειδών τεχνολογίας παραγωγής: ατμοηλεκτρικές μονάδες, μονάδες εσωτερικής καύσης, αεριοστροβιλικές μονάδες και μία μονάδα συνδυασμένου κύκλου. Στη συνέχεια, παρουσιάζονται τα στοιχεία των θερμικών μονάδων που ανήκουν σε κάθε σταθμό παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας [18]. 1. Σταθμός Χανίων: Περιλαμβάνει έξι αεριοστροβιλικές μονάδες (XAN_AS1 , XAN_AS4 , XAN_AS5 , XAN_AS11 , XAN_AS12 , XAN_AS2_13 ) και μία μονάδα συνδυασμένου κύκλου (XAN_CCGT). Το καύσιμο όλων των μονάδων είναι diesel. 26 Οι αεριοστροβιλικές μονάδες των Χανίων έχουν συνολική εγκατεστημένη ισχύ 188MW. Οι μονάδες XAN_AS11 και XAN_AS12 έχουν τη μεγαλύτερη εγκατεστημένη ισχύ (52MW), ενώ η μονάδα XAN_AS1 τη μικρότερη εγκατεστημένη ισχύ (10MW) μεταξύ όλων των μονάδων ίδιας τεχνολογίας του συστήματος της Κρήτης. Η μονάδα XAN_AS1 αποτελεί τη φθηνότερη μονάδα του συγκεκριμένου σταθμού, ενώ αντίθετα η μονάδα XAN_AS4 αποτελεί την ακριβότερη μονάδα όχι μόνο του συγκεκριμένου σταθμού αλλά και ολόκληρου του συστήματος, σύμφωνα με τις προσφορές ενέργειας που καταθέτουν. Η μονάδα XAN_CCGT διαθέτει τη μεγαλύτερη εγκατεστημένη ισχύ μεταξύ όλων των μονάδων του συστήματος της Κρήτης (110MW) και επιπλέον, αποτελεί τη μοναδική μονάδα που μπορεί να συνεισφέρει στη δευτερεύουσα εφεδρεία του συστήματος. Τέλος, διαθέτει το μεγαλύτερο ρυθμό αύξησης και μείωσης παραγωγής ενέργειας καθώς και τον μεγαλύτερο χρόνο κράτησης. 2. Σταθμός Λινοπεραμάτων: Περιλαμβάνει πέντε ατμοηλεκτρικές (LIN_ATM2 , LIN_ATM3 , LIN_ATM4 , LIN_ATM5 , LIN_ATM6) και πέντε αεριοστροβιλικές μονάδες (LIN_AS1 , LIN_AS2 , LIN_AS3 , LIN_AS4 , LIN_AS5) καθώς και τέσσερις μονάδες εσωτερικής καύσης (LIN_D1 , LIN_D2 , LIN_D3 , LIN_D4). Οι ατμοηλεκτρικές μονάδες των Λινοπεραμάτων, κατασκευής 19651981, έχουν συνολική εγκατεστημένη ισχύ 96MW, χρησιμοποιούν ως καύσιμο μαζούτ και είναι αερόψυκτες. Έπειτα, από τη μεταξύ τους σύγκριση προκύπτει ότι η μονάδα LIN_ATM4 είναι η φθηνότερη μονάδα του συγκεκριμένου σταθμού, ενώ οι μονάδες LIN_ATM2 και LIN_ATM3 (παρέχουν ισοδύναμες προσφορές ενέργειας) είναι οι ακριβότερες ατμοηλεκτρικές μονάδες όλου του συστήματος. Επιπλέον, οι μονάδες LIN_ATM2 και LIN_ATM3 διαθέτουν τη μικρότερη εγκατεστημένη ισχύ (13ΜW) συγκριτικά με τις υπόλοιπες ατμοηλεκτρικές μονάδες καθώς και το μικρότερο ρυθμό αύξησης και μείωσης παραγωγής ενέργειας μεταξύ όλων των μονάδων. 27 Οι αεριοστροβιλικές μονάδες των Λινοπεραμάτων έχουν συνολική εγκατεστημένη ισχύ 111MW. Καταναλώνουν ως καύσιμο ελαφρύ πετρέλαιο diesel και τίθενται γρήγορα σε εκκίνηση (το πολύ σε 20min μπορούν να δουλεύουν στην πλήρη ισχύ τους) λειτουργώντας ως μονάδες αιχμής. Οι μονάδες αυτές είναι αερόψυκτες. Οι μονάδες εσωτερικής καύσης των Λινοπεραμάτων έχουν συνολική εγκατεστημένη ισχύ 40MW. Πρόκειται για τέσσερις ίδιες μονάδες. Έχουν μικρότερη εγκατεστημένη ισχύ (10MW) συγκριτικά με άλλες μονάδες του συστήματος όμοιας τεχνολογίας. Λειτουργούν με μαζούτ, ενώ αποκλειστικά για τη ψυχρή εκκίνησή τους χρησιμοποιείται diesel. Η ψύξη τους γίνεται με απιονισμένο νερό το οποίο ψύχεται με θαλάσσιο νερό. 3. Σταθμός Αθερινόλακκου: Περιλαμβάνει δύο μονάδες εσωτερικής καύσης (ATHER_D1 , ATHER_D2) και δύο ατμοηλεκτρικές μονάδες (ATHER_ATM1 , ATHER_ATM2). Το καύσιμο όλων των μονάδων είναι μαζούτ. Οι μονάδες εσωτερικής καύσης του Αθερινόλακκου έχουν συνολική εγκατεστημένη ισχύ 102MW. Πρόκειται για δύο όμοιες μονάδες. Συγκριτικά με άλλες μονάδες του συστήματος όμοιας τεχνολογίας έχουν μεγαλύτερη εγκατεστημένη ισχύ (51MW) και παρουσιάζουν οικονομικότερες προσφορές. Οι ατμοηλεκτρικές μονάδες του Αθερινόλακκου έχουν συνολική εγκατεστημένη ισχύ 100MW. Πρόκειται για δύο όμοιες μονάδες με τη μεγαλύτερη εγκατεστημένη ισχύ συγκριτικά με άλλες μονάδες του συστήματος όμοιας τεχνολογίας. Ωστόσο, παρουσιάζουν μεταξύ τους διαφορετικές προσφορές ενέργειας, με την ATHER_ATM2 να παρέχει τις χαμηλότερες προσφορές αποτελώντας κατ’ αυτό τον τρόπο την οικονομικότερη μονάδα ολόκληρου του συστήματος της Κρήτης. 28 Επισημαίνεται, ότι όλες οι αεριοστροβιλικές και οι μονάδες εσωτερικής καύσης έχουν τη δυνατότητα για συμμετοχή στην τριτεύουσα (στρεφόμενη και μη) εφεδρεία του συστήματος. Στον παρακάτω πίνακα παρουσιάζονται συγκεντρωτικά οι θερμικές μονάδες κάθε σταθμού του ηλεκτρικού συστήματος της Κρήτης Πίνακας 2.1 Συμβατικές θερμικές μονάδες παραγωγής του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 Σταθμός Θερμική μονάδα Τεχνολογία παραγωγής θερμικής μονάδας ΧΑΝΙΑ XAN_AS1 XAN_AS4 XAN_AS5 XAN_AS11 XAN_AS12 XAN_AS2_13 XAN_CCGT Αεριοστροβιλική Αεριοστροβιλική Αεριοστροβιλική Αεριοστροβιλική Αεριοστροβιλική Αεριοστροβιλική Συνδυασμένου κύκλου Καύσιμο θερμικής μονάδας Εγκατεστημένη ισχύς θερμικής μονάδας Pmax(MW) Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel 10 18 28 52 52 28 110 Εγκατεστημένη ισχύς σταθμού (MW) ΛΙΝΟΠΕΡΑΜΑΤΑ 298 LIN_ATM2 LIN_ATM3 LIN_ATM4 LIN_ATM5 LIN_ATM6 LIN_AS1 LIN_AS2 LIN_AS3 LIN_AS4 LIN_AS5 LIN_D1 LIN_D2 LIN_D3 LIN_D4 Ατμοηλεκτρική Ατμοηλεκτρική Ατμοηλεκτρική Ατμοηλεκτρική Ατμοηλεκτρική Αεριοστροβιλική Αεριοστροβιλική Αεριοστροβιλική Αεριοστροβιλική Αεριοστροβιλική Εσωτερικής καύσης Εσωτερικής καύσης Εσωτερικής καύσης Εσωτερικής καύσης Μαζούτ Μαζούτ Μαζούτ Μαζούτ Μαζούτ Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Μαζούτ Μαζούτ Μαζούτ Μαζούτ Εγκατεστημένη ισχύς σταθμού (MW) ΑΘΕΡΙΝΟΛΑΚΚΟΣ Εύρος μεταβλητού κόστους παραγωγής (€/MWh) 124.2 284.7 281.5 204.5-224.5 204.5-224.5 145.5-156.3 147.8 13 13 24 23 23 13 13 43 14 28 10 10 10 10 123.7-166.1 123.7-166.1 117.8-145 127-136.4 127-136.4 188.7-237.2 188.7-237.2 140.6-168.5 248.8 145.5-156.3 95.5-103.2 95.5-103.2 95.5-103.2 95.5-103.2 247 ATHER_D1 ATHER_D2 ATHER_ATM1 ATHER_ATM2 Εσωτερικής καύσης Εσωτερικής καύσης Ατμοηλεκτρική Ατμοηλεκτρική Εγκατεστημένη ισχύς σταθμού (MW) Συνολική εγκατεστημένη ισχύς (MW) Μαζούτ Μαζούτ Μαζούτ Μαζούτ 51 51 50 50 202 747 29 76.9-125.9 76.9-125.9 95.5-163.5 70-119 Στη συνέχεια, παρουσιάζεται ανά τεχνολογία παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας η ποσοστιαία συμμετοχή των συμβατικών θερμικών μονάδων στο παραγωγικό δυναμικό του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013. Μονάδες συνδυασμένου κύκλου 15% Ατμοηλεκτρικές μονάδες 26% Μονάδες εσωτερικής καύσης 19% Αεριοστροβιλικές μονάδες 40% Ατμοηλεκτρικές μονάδες Αεριοστροβιλικές μονάδες Μονάδες εσωτερικής καύσης Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Σχήμα 2.1 Ποσοστιαία συμμετοχή ανά τεχνολογία παραγωγής των συμβατικών θερμικών μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας στο παραγωγικό δυναμικό του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 Από το παραπάνω σχήμα (Σχήμα 2.1) γίνεται φανερό ότι το μεγαλύτερο μέρος της εγκαταστημένης ισχύος του εξεταζόμενου μη διασυνδεδεμένου συστήματος καταλαμβάνεται από αεριοστροβιλικές μονάδες. Το γεγονός αυτό αποδεικνύει τις ανάγκες του συστήματος της Κρήτης, οι οποίες υπόκεινται στην ηλεκτρική αυτονομία του συστήματος και στη διείσδυση σ’ αυτό μονάδων ΑΠΕ με στοχαστικά μεταβαλλόμενη παραγωγή. Υπό αυτές τις συνθήκες, η ευστάθεια του συστήματος διατηρείται με τη λειτουργία ευέλικτων μονάδων που έχουν άμεση και εύκολη εκκίνηση. Οι μονάδες με τα παραπάνω χαρακτηριστικά είναι οι αεριοστροβιλικές μονάδες. Σημαντικό, όμως, μειονέκτημα της λειτουργίας των εν λόγω μονάδων είναι το υψηλό κόστος λειτουργίας τους με το οποίο επιβαρύνουν τη λειτουργία του συστήματος. Επιπλέον, πρέπει να ληφθεί υπόψη ότι το βασικό καύσιμο όλων των συμβατικών μονάδων του συστήματος είναι το πετρέλαιο και το μαζούτ η τιμή των οποίων είναι άκρως απρόβλεπτη. Έτσι, λοιπόν, η διατήρηση της ευστάθειας ενός μη διασυνδεδεμένου συστήματος οδηγεί σε υψηλό λειτουργικό κόστος του συστήματος. Τέλος, προβληματίζει και το θέμα ασφάλειας εφοδιασμού των εν λόγω μονάδων. 30 2.3 Μονάδες ΑΠΕ του συστήματος της Κρήτης Σημαντική συμβολή στο παραγωγικό δυναμικό του συστήματος της Κρήτης κατέχουν οι μονάδες ανανεώσιμων πηγών ενέργειας. Σύμφωνα με τα στοιχεία του Διαχειριστή Ελληνικού Δικτύου Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας, η συνολική εγκατεστημένη ισχύς των ΑΠΕ στο μη διασυνδεδεμένο σύστημα της Κρήτης για το έτος 2013 ανέρχεται σε 244,61MW εκ των οποίων τα 173.9MW ανήκουν σε αιολικές μονάδες, ενώ τα 70,37MW σε φωτοβολταϊκές μονάδες [31]. Στα παρακάτω σχήματα παρουσιάζεται η νέα διαμόρφωση του παραγωγικού δυναμικού του νησιωτικού συστήματος καθώς επίσης και η ωριαία παραγωγή των αιολικών και των φωτοβολταϊκών μονάδων. Α/Π 18% Φ/Β 7% Ατμοηλεκτρικές μονάδες 20% Μονάδες συνδυασμένου κύκλου 11% Αεριοστροβιλικές μονάδες 30% Μονάδες εσωτερικής καύσης 14% Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες εσωτερικής καύσης Α/Π Αεριοστροβιλικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Φ/Β Σχήμα 2.2 Ποσοστιαία συμμετοχή ανά τεχνολογία παραγωγής όλων των εγκατεστημένων μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας στο παραγωγικό δυναμικό του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 150 100 50 0 1 293 585 877 1169 1461 1753 2045 2337 2629 2921 3213 3505 3797 4089 4381 4673 4965 5257 5549 5841 6133 6425 6717 7009 7301 7593 7885 8177 8469 Ισχύς (MW) 200 Χρόνος (h) Σχήμα 2.3 Ωριαία παραγωγή Α/Π του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 31 Ισχύς (MW) 100 80 60 40 20 1 293 585 877 1169 1461 1753 2045 2337 2629 2921 3213 3505 3797 4089 4381 4673 4965 5257 5549 5841 6133 6425 6717 7009 7301 7593 7885 8177 8469 0 Χρόνος (h) Σχήμα 2.4 Ωριαία παραγωγή Φ/Β του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 Ισχύς (MW) 250 200 150 100 50 1 293 585 877 1169 1461 1753 2045 2337 2629 2921 3213 3505 3797 4089 4381 4673 4965 5257 5549 5841 6133 6425 6717 7009 7301 7593 7885 8177 8469 0 Χρόνος (h) Σχήμα 2.5 Ωριαία παραγωγή μονάδων ΑΠΕ του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 Από το Σχήμα 2.2 γίνεται φανερό ότι το 25% του παραγωγικού δυναμικού του συστήματος της Κρήτης αντιστοιχεί σε μονάδες ΑΠΕ, καταλαμβάνοντας τη δεύτερη θέση μετά τις αεριοστροβιλικές μονάδες. Αναλύοντας το ποσοστό αυτό στις επιμέρους συνιστώσες που αντιστοιχούν σε αιολικές και φωτοβολταϊκές μονάδες, οι πρώτες κατέχουν την τρίτη θέση στο παραγωγικό δυναμικό ξεπερνώντας τις μονάδες εσωτερικής καύσης και συνδυασμένου κύκλου. Στο Σχήμα 2.3 όπου παρουσιάζεται η ωριαία παραγωγή των αιολικών μονάδων, παρατηρείται ότι οι συγκεκριμένες μονάδες συμβάλλουν καθ’ όλη τη διάρκεια του έτους στη διαδικασία παραγωγής. Ενισχυμένη παρουσιάζεται η παραγωγή τους πριν τους καλοκαιρινούς μήνες. Από την άλλη πλευρά οι φωτοβολταϊκές μονάδες, η ωριαία παραγωγή των οποίων παρουσιάζεται στο Σχήμα 2.4, έχουν μηδενική παραγωγή μέσα στη διάρκεια της ημέρας, το οποίο είναι αναμενόμενο λόγω της διαδικασίας παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας μέσω της τεχνολογίας αυτής. Ωστόσο, η συμβολή τους είναι σημαντική και ιδιαίτερα κατά τους καλοκαιρινούς μήνες. Το άθροισμα της παραγωγής των δύο αναφερόμενων τεχνολογιών μονάδων ΑΠΕ παρουσιάζεται στο Σχήμα 2.5 και γίνεται αντιληπτό ότι η διείσδυση των ΑΠΕ είναι μη μηδενική όλες τις ώρες του χρόνου 32 λόγω της διείσδυσης των αιολικών μονάδων. Επιπλέον, παρατηρείται ότι η συνολική διείσδυση των ΑΠΕ βρίσκεται στο υψηλότερο επίπεδο κατά τη θερινή περίοδο του έτους. Το μέγιστο ωριαίο ποσοστό διείσδυσης των ΑΠΕ για το έτος 2013 ανέρχεται σε 73.8% του ωριαίου βασικού φορτίου, ενώ η μέση ωριαία διείσδυση ανέρχεται σε 24.58%. Από όλα τα παραπάνω, λοιπόν, γίνεται φανερό ότι η ενσωμάτωση των ΑΠΕ διαδραματίζει καθοριστικό ρόλο στη λειτουργία του συστήματος της Κρήτης. 2.4 Προφίλ κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας του συστήματος της Κρήτης Στην ενότητα αυτή παρουσιάζεται η ωριαία ηλεκτρική κατανάλωση του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013. Υπό τις αναφερόμενες στην ενότητα 2.3 συνθήκες διείσδυσης των μονάδων ΑΠΕ το προφίλ κατανάλωσης αλλάζει μορφή επηρεάζοντας τον τρόπο λειτουργίας του συστήματος. Παρουσιάζεται, λοιπόν, η επίδραση των μονάδων ΑΠΕ καθώς και η τελική διαμόρφωση του προφίλ ηλεκτρικής κατανάλωσης. Το τελικό προφίλ ηλεκτρικής κατανάλωσης αναφέρεται ως «καθαρό» φορτίο και είναι αυτό που «βλέπουν» οι συμβατικές θερμικές μονάδες παραγωγής και καλούνται να καλύψουν. 700.000 575.470 Ισxύς (MW) 600.000 500.000 400.000 300.000 200.000 100.000 157.680 1 314 627 940 1253 1566 1879 2192 2505 2818 3131 3444 3757 4070 4383 4696 5009 5322 5635 5948 6261 6574 6887 7200 7513 7826 8139 8452 0.000 Χρόνος(h) Σχήμα 2.6 Ωριαία καμπύλη ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 33 600.000 531.470 Ισχύς (MW) 500.000 400.000 300.000 200.000 100.000 59.090 1 314 627 940 1253 1566 1879 2192 2505 2818 3131 3444 3757 4070 4383 4696 5009 5322 5635 5948 6261 6574 6887 7200 7513 7826 8139 8452 0.000 Χρόνος (h) Σχήμα 2.7 Ωριαία καμπύλη «καθαρού» φορτίου του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 700.000 575.470 Ισxύς (MW) 600.000 531.470 500.000 400.000 300.000 200.000 100.000 59.090 1 314 627 940 1253 1566 1879 2192 2505 2818 3131 3444 3757 4070 4383 4696 5009 5322 5635 5948 6261 6574 6887 7200 7513 7826 8139 8452 0.000 Βασικό φορτίο Χρόνος(h) Καθαρό φορτίο Σχήμα 2.8 Συγκριτικό διάγραμμα βασικού και «καθαρού» φορτίου του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 Στο Σχήμα 2.6 είναι εμφανής η διάκριση των εποχιακών αναγκών των καταναλωτών ηλεκτρικής ενέργειας του συστήματος της Κρήτης. Οι δύο εποχιακές κοιλάδες αντιστοιχούν στις εποχές άνοιξη και φθινόπωρο, ενώ οι δύο κορυφές αντιστοιχούν στους καλοκαιρινούς και χειμερινούς μήνες με τη μεγαλύτερη κατανάλωση να παρουσιάζεται την εποχή του καλοκαιριού λόγω της έντονης τουριστικής δραστηριότητας του νησιού και των υψηλών θερμοκρασιών τη συγκεκριμένη εποχή. Έπειτα, στο Σχήμα 2.7 παρουσιάζεται το καθαρό φορτίο που καλύπτουν οι συμβατικές θερμικές μονάδες του συστήματος, ενώ στο Σχήμα 2.8 φαίνεται ευδιάκριτα η επίδραση των ΑΠΕ στο βασικό φορτίο του συστήματος. Πλέον, το μέγιστο ωριαίο φορτίο έχει μειωθεί από 575.47MW σε 531.47MW και έχει μετατοπιστεί στο πεδίο του χρόνου. Αντίστοιχα, και το ελάχιστο ωριαίο φορτίο έχει 34 μειωθεί από 157.68MW σε 59.09MW και έχει μετατοπιστεί χρονικά. Επιπλέον, είναι εμφανής η έντονη μεταβλητότητα του φορτίου με τη διείσδυση των μονάδων ΑΠΕ λόγω της μεταβλητής παραγωγής των τελευταίων. Στα στοιχεία του συστήματος κρίνεται σημαντικό να συμπεριληφθούν οι απαιτήσεις του συστήματος για τα διάφορα είδη εφεδρειών. Συγκεκριμένα, οι απαιτήσεις του συστήματος για δευτερεύουσα εφεδρεία είναι 20MW για κάθε ώρα του έτους, ενώ για τριτεύουσα εφεδρεία (άθροισμα στρεφόμενης και μη) είναι 30MW για κάθε ώρα του έτους. Όσον αφορά, τέλος, την πρωτεύουσα εφεδρεία οι ωριαίες απαιτήσεις του συστήματος ως προς αυτή λαμβάνονται ως μηδενικές για τη μοντελοποίηση της λειτουργίας του συστήματος. Διευκρινίζεται ότι, πρωτεύουσα, δευτερεύουσα και τριτεύουσα εφεδρεία του συστήματος ορίζεται η συνολική συνεισφορά των μονάδων σε εφεδρεία πρωτεύουσας, δευτερεύουσας και τριτεύουσας ρύθμισης των μονάδων του συστήματος. Υπό τις παραπάνω συνθήκες διείσδυσης των μονάδων ΑΠΕ, η στοχαστικότητα και η μεταβλητότητα της παραγωγής τους καθώς και η απουσία διασύνδεσης του συστήματος με το ηπειρωτικό δίκτυο έχουν ως αποτέλεσμα η ενσωμάτωση του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης στο σύστημα της Κρήτης να λειτουργεί επικουρικά στην οικονομική και αξιόπιστη λειτουργία του συστήματος αλλά και στην ομαλή ένταξη των μονάδων ΑΠΕ σ’ αυτό [19], όπως αποδεικνύεται και στην ενότητα 4.8.3. Στο σημείο αυτό κρίνεται σημαντικό να αναφερθεί ότι στο μη διασυνδεδεμένο σύστημα της Κρήτης δεν υπάρχει κάποια εγκατάσταση αποθήκευσης ενέργειας όπως π.χ. ένας υδραντλητικός σταθμός. Η εγκατάσταση ενός υδραντλητικού σταθμού με τα οφέλη της άμεσης ένταξής του στη διαδικασία παραγωγής και του μηδενικού κόστους λειτουργίας του θα αποτελούσε καθοριστικό στοιχείο για την ομαλή διείσδυση των ΑΠΕ στα τρέχοντα ή και μελλοντικά σε μεγαλύτερα επίπεδα. Έτσι, λοιπόν, και η απουσία μίας ανάλογης εγκατάστασης συνηγορεί στην αποτελεσματική επίδραση του εν λόγω προγράμματος διαχείρισης της ζήτησης στην υγιή λειτουργία του συστήματος της Κρήτης. 35 2.5 Κώδικας διαχείρισης του ηλεκτρικού συστήματος της Κρήτης Το πλαίσιο της λειτουργίας και διαχείρισης των αυτόνομων ηλεκτρικών συστημάτων των Μη Διασυνδεδεμένων Νησιών (συστήματα ΜΔΝ) και της εκκαθάρισης της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας στα Μη Διασυνδεδεμένα Νησιά (αγορά ΜΔΝ) καθορίζεται από τον Κώδικα Διαχείρισης Ηλεκτρικών Συστημάτων Μη Διασυνδεδεμένων Νησιών (κώδικας ΜΔΝ) ο οποίος εκδόθηκε και ισχύει δυνάμει του άρθρου 130 του νόμου 4001/2011 [20]. Στον κώδικα αυτό καθορίζονται: 1. Οι αρμοδιότητες, τα δικαιώματα και οι υποχρεώσεις του Διαχειριστή Ελληνικού Δικτύου Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας (Δ.Ε.Δ.Δ.Η.Ε Α.Ε.) ως διαχειριστή ΜΔΝ και των συμμετεχόντων στην αγορά ΜΔΝ. 2. Οι διαδικασίες κατάρτισης και εκτέλεσης του προγραμματισμού της ένταξης και λειτουργίας του συνόλου των μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας που συνδέονται στα συστήματα ΜΔΝ. 3. Οι μεθοδολογίες υπολογισμού τμημάτων και η διαδικασία εκκαθάρισης συναλλαγών της αγοράς ΜΔΝ. 4. Το πλαίσιο ανάπτυξης των ηλεκτρικών συστημάτων ΜΔΝ των συμβατικών σταθμών, των σταθμών ΑΠΕ/ΣΗΘΥΑ και υβριδικών σταθμών και του δικτύου ΧΤ, ΜΤ και ΥΤ των ΜΔΝ. 5. Οι βασικές προδιαγραφές των μονάδων παραγωγής που εντάσσονται και λειτουργούν στα ΜΔΝ, οι διαδικασίες σύνδεσης των μονάδων και οι ελάχιστοι όροι των συμβάσεων σύνδεσής τους στο Δίκτυο ΜΔΝ. 6. Οι προϋποθέσεις και η διαδικασία επιβολής κυρώσεων στους συμμετέχοντες στην αγορά ΜΔΝ. 7. Ο καθορισμός κανόνων ένταξης και λειτουργίας μονάδων ΑΠΕ/ΣΗΘΥΑ και υβριδικών σταθμών. Σύμφωνα με τον κώδικα, ο προγραμματισμός παραγωγής όλων των μονάδων παραγωγής για την κάλυψη του φορτίου του συστήματος για τις 24 ώρες κάθε ημέρας (Ημέρας Κατανομής) ονομάζεται Κυλιόμενος Ημερήσιος Ενεργειακός Προγραμματισμός (ΚΗΕΠ) και διενεργείται πριν την έναρξη κάθε Ημέρας Κατανομής για ολόκληρη την Ημέρα Κατανομής. Ο ΚΗΕΠ διενεργείται διακριτά και 36 ανεξάρτητα για κάθε ηλεκτρικό σύστημα ΜΔΝ. Έτσι, λοιπόν και ο ΚΗΕΠ για το σύστημα της Κρήτης είναι ανεξάρτητος από τους αντίστοιχους των υπόλοιπων συστημάτων ΜΔΝ καθώς και από την επίλυση του ΗΕΠ για το ηπειρωτικό σύστημα της χώρας. Σκοπός του ΚΗΕΠ είναι ο προσδιορισμός, σε ημερήσια βάση, της ένταξης και της παραγωγής ενέργειας των κατανεμόμενων μονάδων, για την ασφαλή κάλυψη της ζήτησης του συστήματος με την τήρηση των περιορισμών ασφαλείας και των λειτουργικών κανόνων κάθε συστήματος ΜΔΝ, επιδιώκοντας ταυτόχρονα τη μέγιστη δυνατή διείσδυση ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ με ελαχιστοποίηση του κόστους λειτουργίας των συμβατικών μονάδων παραγωγής. Για την πραγματοποίηση του Ημερήσιου Προγραμματισμού υποβάλλονται δηλώσεις: φορτίου από εκπροσώπους φορτίου για πελάτες που καταναλώνουν ηλεκτρική ενέργεια στο σύστημα περιλαμβανομένων και των αυτοπρομηθευόμενων πελατών καθώς και των παραγωγών με αποθηκευτικές μονάδες και για τα φορτία των βοηθητικών συστημάτων της μονάδας τους, όταν αυτά δεν καλύπτονται από την παραγωγή της μονάδας. παραγωγής από παραγωγούς και αυτοπαραγωγούς με κατανεμόμενες μονάδες. δηλώσεων που υποβάλλονται από τον διαχειριστή ΜΔΝ σχετικά: α) με την ποσότητα ηλεκτρικής ενέργειας σε MWh που προγραμματίζεται να εγχύσουν στο δίκτυο οι μονάδες που βρίσκονται σε δοκιμαστική λειτουργία, β) με την ποσότητα ηλεκτρικής ενέργειας σε MWh που εκτιμάται ότι θα εγχύσουν κατά μέγιστο στο δίκτυο κάθε ώρα της ημέρας κατανομής οι μη κατανεμόμενες μονάδες ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ και γ) με την ποσότητα ηλεκτρικής ενέργειας σε MWh που εκτιμάται ότι θα απορροφηθεί συνολικά από το δίκτυο για κάθε ώρα της ημέρας κατανομής σύμφωνα με σχετική πρόβλεψη φορτίου που διενεργεί ο διαχειριστής ΜΔΝ. Επιπλέον, για την κατάρτιση του ημερήσιου προγράμματος λαμβάνονται υπόψη τα ακόλουθα δεδομένα: 1. οι αποδεκτές δηλώσεις παραγωγής 2. οι δηλώσεις που υποβάλλονται από το διαχειριστή του ΜΔΝ 3. η διαθεσιμότητα των μονάδων 37 4. οι τεχνικές παράμετροι των κατανεμόμενων μονάδων: α) τεχνικά ελάχιστη παραγωγή, β) ρυθμός μεταβολής παραγωγής, γ) ελάχιστος χρόνος παραμονής σε κατάσταση ή μεταβολής μεταξύ των καταστάσεων 5. οι οικονομικοί παράμετροι των κατανεμόμενων συμβατικών μονάδων: α) η καμπύλη του μεταβλητού κόστους παραγωγής κάθε μονάδας, δηλαδή τα ζεύγη ποσότητας ενέργειας που εκφράζεται σε μεγαβατώρες (MWh) για συγκεκριμένο σημείο λειτουργίας της μονάδας (MW παραγωγής) και του κόστους της ενέργειας αυτής που εκφράζεται σε €/MWh με το πρώτο σημείο λειτουργίας να αντιστοιχεί στην τεχνικά ελάχιστη παραγωγή και το τελευταίο στην τεχνικά μέγιστη παραγωγή, β) το κόστος εκκίνησης από οποιαδήποτε κατάσταση αναμονής έως το φορτίο που αντιστοιχεί στην τεχνικά ελάχιστη παραγωγή και γ) το κόστος επικουρικών υπηρεσιών το οποίο περιλαμβάνει το συνολικό κόστος επικουρικών υπηρεσιών που παρέχει η μονάδα για την κάλυψη των αναγκών του ΚΗΕΠ. 6. η κατάσταση των μονάδων όπως προγραμματίζεται να λειτουργήσουν κατά τις ώρες κατανομής που προηγούνται της πρώτης ώρας κατανομής της ημέρας κατανομής 7. ο διαχειριστής ΜΔΝ υποχρεούται να απορροφά κατά προτεραιότητα την ηλεκτρική ενέργεια που παράγεται από τις μονάδες ΑΠΕ όλων των κατηγοριών περιλαμβανόμενων και των μονάδων υβριδικών σταθμών καθώς και από τις μονάδες ΣΗΘΥΑ έναντι των συμβατικών μονάδων, με την επιφύλαξη της ασφαλούς λειτουργίας του συστήματος ΜΔΝ. Στο πλαίσιο αυτό η ως άνω προτεραιότητα δεν ισχύει για την τεχνικά ελάχιστη παραγωγή των συμβατικών μονάδων υποχρεωτικής ένταξης (must run), όπως αυτές έχουν καθοριστεί για κάθε σύστημα ΜΔΝ καθώς και για τυχόν παραγωγή συμβατικών μονάδων που είναι αναγκαίες για την κάλυψη επικουρικών υπηρεσιών, οι οποίες δεν είναι δυνατόν να καλυφθούν από τις μονάδες ΑΠΕ/ΣΗΘΥΑ και υβριδικών σταθμών. Με την κατάρτιση του ημερήσιου προγράμματος προσδιορίζονται οι κατανεμόμενες μονάδες που για κάθε ώρα της ημέρας κατανομής προγραμματίζεται να εκκινήσουν (συγχρονισμός) ή να παύσουν (αποσυγχρονισμός) ή να εξακολουθούν να λειτουργούν. Επιπλέον, προσδιορίζεται η ενέργεια που προγραμματίζεται ενδεικτικά 38 να παράγουν οι κατανεμόμενες μονάδες συμβατικού καυσίμου για κάθε ώρα. Η παραγωγή των κατανεμόμενων μονάδων επικαιροποιείται με την κατάρτιση του Προγράμματος Κατανομής και την έκδοση εντολών Κατανομής Όσον αφορά, τώρα, την αγορά των ΜΔΝ, ο διαχειριστής ΜΔΝ προβαίνει σε μηνιαία εκκαθάριση μετά το πέρας κάθε ημερολογιακού μήνα. Κατά την εκκαθάριση αυτή ο παραγωγός του οποίου συμβατική μονάδα εντάχθηκε στο πρόγραμμα κατανομής και λειτούργησε δικαιούται να εισπράττει τίμημα για το σύνολο της εγχεόμενης ενέργειας κάθε μονάδας. Το ποσό αυτό προκύπτει από την τιμολόγηση της ποσότητας ενέργειας σε MWh που τελικά εγχύθηκε στο σύστημα ΜΔΝ από κάθε μονάδα για κάθε ώρα της ημέρας κατανομής στο αντίστοιχο μεταβλητό κόστος παραγωγής της σε €/MWh. Ο παραγωγός δικαιούται, επιπλέον, να εισπράττει τίμημα για κάθε εκκίνηση της συμβατικής μονάδας διακριτά από θερμή, ενδιάμεση ή ψυχρή κατάσταση αναμονής καθώς και για την παροχή επικουρικών υπηρεσιών στο σύστημα. Αντίστοιχα, οι παραγωγοί μονάδων ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ ή Υβριδικού Σταθμού δικαιούνται να εισπράττουν τίμημα το οποίο προκύπτει από την τιμολόγηση της ποσότητας ενέργειας σε MWh που τελικά εγχύθηκε στο σύστημα ΜΔΝ από τις μονάδες αυτές στην τιμή σε €/MWh, που προβλέπεται από τις διατάξεις της κείμενης νομοθεσίας καθώς και τους σχετικούς όρους των οικείων αδειών παραγωγής και συμβάσεων πώλησης των μονάδων αυτών. Από την άλλη πλευρά κάθε εκπρόσωπος φορτίου οφείλει να καταβάλει το ποσό που του αναλογεί για το κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας στο σύστημα ΜΔΝ που δραστηριοποιείται με βάση την ενέργεια χρέωσης που του αναλογεί διακριτά από συμβατικές μονάδες και μονάδες ΑΠΕ/ΣΗΘΥΑ και Υβριδικών Σταθμών για κάθε ώρα της ημέρας κατανομής. Το ποσό αυτό προκύπτει από την τιμολόγηση: α) της ενέργειας χρέωσης από συμβατικές μονάδες σε MWh στο μέσο μεταβλητό κόστος σε €/MWh του συστήματος ΜΔΝ για την ίδια ώρα και β) της ενέργειας χρέωσης από μονάδες ΑΠΕ/ΣΗΘΥΑ και μονάδες υβριδικού σταθμού σε MWh στο μηνιαίο μέσο μεταβλητό κόστος, σε €/MWh, του συστήματος ΜΔΝ. Η αναλογία μεταξύ των ποσοτήτων στις οποίες επιβάλλονται τα δύο παραπάνω ποσά προκύπτει βάσει της αναλογίας εγχεόμενης ενέργειας από συμβατικές μονάδες και μονάδες ΑΠΕ/ΣΗΘΥΑ. 39 Κεφάλαιο 3 3 Μαθηματικό μοντέλο της χρονικά ευέλικτης ηλεκτρικής κατανάλωσης 3.1 Εισαγωγή Στην παρούσα μελέτη εξετάζεται η επίδραση της εφαρμογής μίας από τις στρατηγικές της απόκρισης της ζήτησης (Demand Response) στη λειτουργία του μη διασυνδεδεμένου συστήματος της Κρήτης. Πρόκειται για τη στρατηγική αναφερόμενη ως “Load Shifting” στην ενότητα 1.1, δηλαδή για τη μεταβολή του χρόνου κατανάλωσης ορισμένων ηλεκτρικών φορτίων, επονομαζόμενων ως χρονικά ευέλικτων φορτίων. Σκοπός αυτής της στρατηγικής είναι η μετατόπιση τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης (εφεξής κατανάλωσης) από τις ώρες αιχμής σε ώρες χαμηλής ζήτησης. Η εξεταζόμενη στρατηγική δεν ανήκει σε κάποιο συγκεκριμένο από τα αναφερόμενα στην ενότητα 1.3 προγράμματα της απόκρισης της ζήτησης. Ωστόσο, σε όλη την έκταση της μελέτης αποκαλείται ως πρόγραμμα απόκρισης της ζήτησης, με την έννοια ότι οδηγεί στη δημιουργία αντίστοιχου προγράμματος. Θα πρέπει να σημειωθεί ότι η εξέταση της επίδρασης της αναφερόμενης στρατηγικής προσεγγίζεται από την πλευρά του διαχειριστή του συστήματος και έχει στόχο την εύρεση του τρόπου με τον οποίο οι διάφοροι παράμετροι της στρατηγικής αυτής επιδρούν στη λειτουργία του συστήματος. Κατά την προσέγγιση αυτή, ο διαχειριστής καλείται να επιλύσει τον ΗΕΠ ή ΚΗΕΠ για την περίπτωση του ΜΔΝ, όπως αναφέρθηκε στην ενότητα 2.5, αντιμετωπίζοντας ομοιογενώς το σύνολο της ηλεκτρικής κατανάλωσης χωρίς να λαμβάνει υπόψη το είδος και την προέλευση του φορτίου καθώς και την όποια πολιτική των εκπροσώπων του. Ο ημερήσιος ενεργειακός προγραμματισμός (ΗΕΠ) λαμβάνει χώρα μία ημέρα πριν την ημέρα κατανομής. Στον ΗΕΠ μεταξύ άλλων υποβάλλονται δηλώσεις φορτίου από εκπροσώπους φορτίου στους οποίους περιλαμβάνονται οι προμηθευτές, οι αυτοπρομηθευόμενοι πελάτες και οι εξαγωγείς. Οι δηλώσεις αυτές προκύπτουν 40 έπειτα από εκτιμήσεις και προβλέψεις στατιστικών μοντέλων των εκπροσώπων φορτίου για τις ανάγκες ηλεκτρικής κατανάλωσης των πελατών που εξυπηρετούν. Με την ενσωμάτωση, όμως, της χρονικά ευέλικτης ηλεκτρικής κατανάλωσης το βασικό φορτίο ή «φορτίο αναφοράς» δύναται να μεταβληθεί και κάποιες ώρες να αυξηθεί, ενώ κάποιες άλλες να μειωθεί. Επειδή, η μεταβολή της ηλεκτρικής κατανάλωσης που εξετάζεται στην παρούσα διπλωματική είναι μόνο χρονική, οι αθροιστικές αυξήσεις και μειώσεις του φορτίου αναφοράς μέσα σε μία περίοδο του ΗΕΠ αντισταθμίζονται πλήρως. Με άλλα λόγια, οι εκπρόσωποι φορτίου και κατ΄ επέκταση οι καταναλωτές εξυπηρετούνται πλήρως ενεργειακά στη διάρκεια της ημέρας κατανομής, με κάποια όμως χρονική απόκλιση από το βασικό προφίλ κατανάλωσης. Οι αυξομειώσεις αυτές προκύπτουν ως μεταβλητές εξόδου στο τροποποιημένο πρόγραμμα του ΗΕΠ που ενσωματώνει τη χρονική ευελιξία της κατανάλωσης, υποκείμενες σε συγκεκριμένους περιορισμούς που θα αναλυθούν παρακάτω. Τέλος, επειδή η χρονική μεταβολή της κατανάλωσης μπορεί να έχει κάποιο κόστος για τον τελικό καταναλωτή, κάθε μεταβολή συνοδεύεται από ένα είδος αποζημίωσης του καταναλωτή αποτελώντας ταυτόχρονα κόστος επιβάρυνσης του συστήματος, τιμολογούμενο σε €/MWh. Το κόστος επιβάρυνσης εισάγεται ενδογενώς στο μοντέλο. Στη συνέχεια παρουσιάζεται το μοντέλο προσομοίωσης της ενσωμάτωσης του προγράμματος της χρονικά ευέλικτης ηλεκτρικής κατανάλωσης στη λειτουργία του μη διασυνδεδεμένου συστήματος της Κρήτης. Στόχος του νέου μοντέλου είναι η εξοικονόμηση του κόστους λειτουργίας του συστήματος από τη μεταβολή του βασικού φορτίου, με τρόπο που να επηρεάζει αποτελεσματικά την ένταξη και κατανομή των μονάδων παραγωγής. Στο σημείο αυτό κρίνεται απαραίτητο να αναφερθεί ότι για την προσομοίωση της λειτουργίας του ΗΕΠ στο σύστημα της Κρήτης χρησιμοποιήθηκε το μοντέλο που περιγράφεται στην εργασία [21]. Το μοντέλο αυτό λαμβάνει τα τεχνικοοικονομικά χαρακτηριστικά των θερμικών μονάδων παραγωγής του αυτόνομου συστήματος της Κρήτης, τις προβλέψεις έγχυσης ισχύος από τις μονάδες ΑΠΕ του νησιού και την πρόβλεψη φορτίου και στη συνέχεια υπολογίζει το βέλτιστο πρόγραμμα ένταξης και κατανομής των μονάδων με στόχο την οικονομικότερη παραγωγή, εξασφαλίζοντας ταυτόχρονα την αξιόπιστη λειτουργία του ΣΗΕ. 41 Για τις ανάγκες του μοντέλου γίνεται η θεώρηση ότι ο ΗΕΠ επιλύεται λαμβάνοντας υπόψη τις δηλώσεις φορτίου των προμηθευτών οι οποίες αθροιστικά είναι ίσες με την πρόβλεψη του φορτίου της ημέρας κατανομής και ταυτόχρονα την πλήρη διαθεσιμότητα όλων των συμβατικών θερμικών μονάδων παραγωγής. 3.2 Παρουσίαση του μοντέλου Για την πληρέστερη περιγραφή και κατανόηση του προβλήματος που καλείται να επιλύσει το μοντέλο παρουσιάζονται τα σύνολα, τα δεδομένα, οι μεταβλητές και οι εξισώσεις που το απαρτίζουν. Σύνολα (Sets) f F Βήματα της συνάρτησης οριακού κόστους της θερμικής μονάδας i iI Συμβατικές θερμικές μονάδες παραγωγής d D Προμηθευτές t T Χρονικός ορίζοντας προγραμματισμού (24 ώρες-1 ημέρα) Δεδομένα (Data) Lmax Σταθερές (Scalars) Η μέγιστη ωριαία κατανάλωση κατά τη διάρκεια του έτους ίση με 575.47MW Παράμετροι (Parameters) CC i, f Οριακός κόστος λειτουργίας της μονάδας i για βήμα f της συνάρτησης οριακού κόστους, σε €/MWh C DS d ,t Κόστος επιβάρυνσης λόγω μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης του προμηθευτή d την ώρα t, σε €/MWh D BS d ,t Δήλωση βασικού φορτίου για την ώρα t από τον προμηθευτή d , σε MW 42 shf ,dn D d ,t shf ,up D d ,t Ποσοστό της μεγαλύτερης ετησίως ωριαίας κατανάλωσης μέχρι το οποίο μπορεί να μειωθεί το βασικό φορτίο του προμηθευτή d την ώρα t Ποσοστό της μεγαλύτερης ετησίως ωριαίας κατανάλωσης μέχρι το οποίο μπορεί να αυξηθεί το βασικό φορτίο του προμηθευτή d την ώρα t RCi1,t Προσφορά της μονάδας i για παροχή πρωτεύουσας εφεδρείας την ώρα t, σε €/MW RCi2,t Προσφορά της μονάδας i για παροχή δευτερεύουσας εφεδρείας την ώρα t, σε €/MW RCi3,tNS SDCi Προσφορά της μονάδας i για παροχή τριτεύουσας μη στρεφόμενης εφεδρείας την ώρα t, σε €/MW Κόστος σβέσης της μονάδας i, σε € Μεταβλητές (Variables) Συνεχείς μεταβλητές d dn d ,t Μείωση του βασικού φορτίου του προμηθευτή d την ώρα t , σε MW up d ,t Αύξηση του βασικού φορτίου του προμηθευτή d την ώρα t , σε MW d ,t Τελική κατανάλωση του προμηθευτή d την ώρα t, σε MW d d Dt Τελική κατανάλωση του συστήματος την ώρα t, σε MW b i, f ,t Τμήμα του βήματος f της συνάρτησης οριακού κόστους της μονάδας i που έχει καλυφθεί την ώρα t, σε MW 1up ri,t 2up ri,t Συμμετοχή της μονάδας i σε πρωτεύουσα εφεδρεία την ώρα t, σε MW ri2,tdn Συμμετοχή της μονάδας i σε μείωση της δευτερεύουσας εφεδρείας την ώρα t, σε MW ri3,tNS Συμμετοχή της μονάδας i σε τριτεύουσα εφεδρεία την ώρα t, σε MW Συμμετοχή της μονάδας i σε αύξηση της δευτερεύουσας εφεδρείας την ώρα t, σε MW 43 Δυαδικές μεταβλητές bin d ,t Δυαδική μεταβλητή η οποία αποτρέπει την ταυτόχρονη αύξηση και μείωση του βασικού φορτίου για κάθε προμηθευτή d την ώρα t zi,t Δυαδική μεταβλητή η οποία είναι ίση με 1 εάν η θερμική μονάδα i τίθεται εκτός λειτουργίας την ώρα t Εξισώσεις (Equations) Εξισώσεις χρονικής μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης shf ,dn 0 d dn Lmax D bin d ,t d ,t d ,t 0d up shf ,up Lmax D 1 bin d ,t d ,t d ,t up dn d d ,t d d ,t tT tT d d ,t up D BS d d dn d ,t d ,t d ,t Dt d dD d ,t t T , d D (1) t T , d D (2) d D (3) t T , d D (4) t T (5) Η εξίσωση (1) δηλώνει ότι η μέγιστη μείωση του βασικού φορτίου κάθε προμηθευτή (d) για κάθε ώρα (t) του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού (T, 24 ώρες) περιορίζεται σε ένα ποσοστό της μέγιστης ωριαίας κατανάλωσης όλου του έτους. Η εξίσωση (2) δηλώνει ότι η μέγιστη αύξηση του βασικού φορτίου κάθε προμηθευτή (d) για κάθε ώρα (t) του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού (T, 24 ώρες) περιορίζεται σε ένα ποσοστό της μέγιστης ωριαίας κατανάλωσης όλου του έτους. Η χρήση της δυαδικής μεταβλητής bin στις εξισώσεις (1) και (2) αποκλείει την ταυτόχρονη αύξηση και μείωση της ωριαίας κατανάλωσης. Η εξίσωση (3) ορίζει ότι κατά τη διάρκεια του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού (T, 24 ώρες) η αύξηση της ηλεκτρικής κατανάλωσης είναι ίση με τη μείωση της 44 ηλεκτρικής κατανάλωσης. Δηλαδή, η μέση ημερήσια κατανάλωση παραμένει σταθερή. Η εξίσωση (4) ορίζει ότι η ηλεκτρική κατανάλωση κάθε προμηθευτή (d) για κάθε ώρα (t) του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού (T, 24 ώρες) ισούται με την αρχική δήλωση βασικού φορτίου αυξημένη κατά την αύξηση της ηλεκτρικής ζήτησης του ίδιου προμηθευτή την τρέχουσα ώρα και μειωμένη κατά τη μείωση της ζήτησής του την ίδια ώρα. Η εξίσωση (5) ορίζει ότι η ηλεκτρική κατανάλωση κάθε ώρα (t) του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού (T, 24 ώρες) ισούται με το άθροισμα των δηλώσεων βασικού φορτίου όλων των προμηθευτών, λαμβάνοντας υπόψη την επίδραση της μετατόπισης της κατανάλωσης την τρέχουσα ώρα. Αντικείμενη συνάρτηση CCi, f bi, f ,t SDCi zi,t i I f F 1 1up 2up 2up Min RCi,t ri,t RCi,t ri,t ri2,tdn RCi3,tNS ri3,tNS tT iI up DS dd ,t Cd ,t d D Η αντικείμενη συνάρτηση περιλαμβάνει τα εξής: a. το μεταβλητό κόστος παραγωγής ενέργειας των θερμικών μονάδων (προσφορές ενέργειας των παραγωγών σε ζεύγη ΜWh - €/MWh). b. το κόστος σβέσης των θερμικών μονάδων. c. το κόστος συμμετοχής των θερμικών μονάδων σε πρωτεύουσα, δευτερεύουσα και τριτεύουσα-μη στρεφόμενη εφεδρεία. d. το κόστος επιβάρυνσης του συστήματος λόγω μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης επιβαλλόμενο στην ωριαία αύξηση της κατανάλωσης. Θα πρέπει να σημειωθεί ότι για την εξέταση του συγκεκριμένου μοντέλου της χρονικά ευέλικτης ηλεκτρικής κατανάλωσης το κόστος συμμετοχής των θερμικών 45 μονάδων σε κάθε είδος εφεδρείας είναι μηδενικό. Δεν εξετάζονται, δηλαδή, οι προσφορές των μονάδων για τη συμβολή τους στην εφεδρεία του συστήματος. Σκοπός της αντικείμενης συνάρτησης είναι η οικονομικότερη λειτουργία του συστήματος λαμβάνοντας υπόψη τους τεχνικούς περιορισμούς και τα χαρακτηριστικά των μονάδων, τις απαιτήσεις του δικτύου σε εφεδρεία και προφανώς την ικανοποίηση των ενεργειακών αναγκών των καταναλωτών με αξιόπιστο τρόπο. Η ενσωμάτωση του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της κατανάλωσης δίνει τη δυνατότητα στην αντικείμενη συνάρτηση να οδηγήσει σε οικονομικότερη λειτουργία του συστήματος αποφεύγοντας την ένταξη ακριβών θερμικών μονάδων με αντίτιμο, όμως, το κόστος επιβάρυνσης λόγω αυτής της μεταβολής. Η εισαγωγή του κόστους επιβάρυνσης αποτελεί ουσιαστικά ένα είδος αποζημίωσης των καταναλωτών για την «ενόχληση» που υφίστανται λόγω της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής τους κατανάλωσης και κατ’ επέκταση για τη μεταβολή του κύκλου εργασιών τους που συνδέονται με την αντίστοιχη ηλεκτρική κατανάλωση. Το κόστος επιβάρυνσης στα σενάρια ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης κυμαίνεται από 0€/MWh μέχρι 180€/MWh. Στη βιβλιογραφία οι τιμές του κόστους σε περιπτώσεις εφαρμογής αντίστοιχων προγραμμάτων ποικίλουν και είναι προσαρμοσμένες ανάλογα με τα συστήματα στα οποία εφαρμόζονται. Έτσι, λοιπόν, σκόπιμα χρησιμοποιείται μεγάλη διακύμανση, ώστε να αξιολογηθεί η αξία της μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος. Όπως αποδεικνύεται στη συνέχεια, είναι δυνατόν το σύστημα να οδηγηθεί σε οικονομικότερη λειτουργία ακόμα και με μεγάλο κόστος επιβάρυνσης της τάξης των 180€/MWh. Σε καμία περίπτωση, όμως, το κόστος αυτό δεν ανέρχεται στο επίπεδο του μεταβλητού κόστους παραγωγής των ακριβότερων μονάδων του συστήματος [22]. Όσον αφορά την επιβολή του στην ωριαία αύξηση της ηλεκτρικής κατανάλωσης [22], η σκοπιμότητά της δικαιολογείται στην ενότητα 4.10. Ωστόσο, πραγματοποιείται έλεγχος σε διάφορα σενάρια ενσωμάτωσης του συγκεκριμένου προγράμματος απόκρισης της ζήτησης, όπου το κόστος επιβάρυνσης επιβάλλεται στην ωριαία μείωση της κατανάλωσης ή ακόμα ισοκατανέμεται μεταξύ της ωριαίας αύξησης και μείωσης του βασικού φορτίου. Ο έλεγχος αυτός αποδεικνύει ότι δεν υπάρχει απόκλιση μεταξύ των διαφορετικών περιπτώσεων 46 επιβολής του κόστους επιβάρυνσης. Περισσότερες λεπτομέρειες για τον έλεγχο αυτό παρουσιάζονται στην ενότητα 4.10. Όσον αφορά τη μέγιστη επιτρεπόμενη ωριαία αύξηση και μείωση του βασικού φορτίου, αυτή εκφράζεται ως ποσοστό της μέγιστης ετησίως ωριαίας κατανάλωσης [23]. Η μέγιστη ωριαία κατανάλωση όλου του έτους λαμβάνεται ως άνω όριο δεδομένου ότι δεν μπορεί να υπάρξει μεγαλύτερη μείωση ή αύξηση κατανάλωσης απ’ αυτήν. Η μείωση του ωριαίου φορτίου βάσης δεν μπορεί να είναι μεγαλύτερη από το ίδιο το φορτίο άρα και από τη μέγιστη ωριαία κατανάλωση και επιπλέον η αύξηση του ωριαίου φορτίου βάσης δεν μπορεί να είναι μεγαλύτερη από το εν λόγω όριο διότι αναμφισβήτητα οδηγεί εκ νέου σε μεγάλη κατανάλωση και κατ΄ επέκταση σε αντιοικονομική λειτουργία του συστήματος. Τα ποσοστά που χρησιμοποιούνται, κυμαίνονται έως 20% του αναφερόμενου ορίου διότι λαμβάνεται υπόψη ότι μεγάλα ποσοστά και συνεπώς μεγάλη μεταβολή του ωριαίου φορτίου οδηγεί σε μεγαλύτερη «ενόχληση» του καταναλωτή και επιπλέον, επισημαίνεται ότι μόνο ένα τμήμα της ηλεκτρικής ζήτησης είναι χρονικά ευέλικτη [24]. Γίνεται, όμως, και έλεγχος λειτουργίας του συστήματος με την παροχή πλήρους ελευθερίας ποσοτικής μεταβολής (100%). Το κόστος που υπολογίζεται μέσω της αντικείμενης συνάρτησης αποτελεί το κόστος λειτουργίας του συστήματος λόγω της συμμετοχής των συμβατικών θερμικών μονάδων. Το συνολικό κόστος λειτουργίας περιλαμβάνει επιπλέον και το κόστος λειτουργίας των μονάδων ΑΠΕ, δηλαδή, το κόστος αποζημίωσης των παραγωγών ΑΠΕ με βάση τις Διοικητικά Οριζόμενες Τιμές (Δ.Ο.Τ). Στη συνέχεια παρουσιάζεται το συνολικό κόστος λειτουργία του συστήματος: inj tariff inj tariff DailyPayment Cost Windt Wind PVt PV tT Όπου: Cost Η αντικείμενη συνάρτηση inj Windt Η διείσδυση των Α/Π την ώρα t, σε MW Wind tariff inj PVt PV tariff Η εγγυημένη τιμή για Α/Π στο ΜΔΣ 99.45€/MWh Η διείσδυση των Φ/Β την ώρα t, σε MW Η εγγυημένη τιμή για Φ/Β στο ΜΔΣ 205.21€/MWh 47 Οι εγγυημένες τιμές για κάθε τεχνολογία ΑΠΕ είναι σύμφωνες με τον ΛΑΓΗΕ [36]. Για τα Α/Π θεωρείται ότι έχουν ισχύ μεγαλύτερη των 50kW. Για τα Φ/Β χρησιμοποιήθηκαν οι οριζόμενες τιμές που ίσχυαν τον Αύγουστο του 2013. 3.2.1 Χρονικός περιορισμός μετατόπισης της χρονικά ευέλικτης ηλεκτρικής κατανάλωσης Στην παραπάνω μοντελοποίηση της χρονικά ευέλικτης ηλεκτρικής κατανάλωσης τα χρονικά όρια μετατόπισης τμήματος της εν λόγω κατανάλωσης είναι ο ίδιος ο χρονικός ορίζοντας προγραμματισμού, δηλαδή οι 24 ώρες κάθε ημέρας κατανομής. Ωστόσο, η ευελιξία μετατόπισης στη διάρκεια ολόκληρης της ημέρας κατανομής αποτελεί την ιδεατή περίπτωση για την ενσωμάτωση του συγκεκριμένου προγράμματος απόκρισης της ζήτησης. Είναι αναμενόμενο ο διαχειριστής του συστήματος να μην έχει την ελευθερία μετατόπισης του φορτίου σε 24 ώρες αλλά οι εκπρόσωποι φορτίου να θέτουν χρονικό περιορισμό στο εύρος μετατόπισης της κατανάλωσης. Προφανώς αυτό εξυπηρετεί συμφέροντα των πελατών που αντιπροσωπεύουν. Είναι αντιληπτό για παράδειγμα ότι η μετατόπιση του φορτίου σε εύρος δύο ωρών σημαίνει ότι η εξυπηρέτηση των ανθρώπινων αναγκών που συνδέονται με το εν λόγω φορτίο θα επιτευχθεί με χρονική διαφορά (είτε καθυστερημένα είτε πρόωρα) δύο ωρών, ενώ αντίστοιχα η μετατόπιση σε εύρος δέκα ωρών σημαίνει καθυστερημένη ή πρόωρη εξυπηρέτηση των ανθρώπινων αναγκών διάρκειας δέκα ωρών. Για τη μοντελοποίηση της ενσωμάτωσης του εξεταζόμενου προγράμματος απόκρισης της ζήτησης εντός συγκεκριμένων χρονικών ορίων χρησιμοποιούνται τα σύνολα, τα δεδομένα, οι μεταβλητές και η αντικείμενη συνάρτηση που παρουσιάστηκαν παραπάνω. Επιπλέον, για τις ανάγκες της εν λόγω ενσωμάτωσης προστίθενται νέα στοιχεία τα οποία περιγράφονται αναλυτικά στη συνέχεια. Σημειώνεται, ότι τα χρονικά όρια εισάγονται ενδογενώς στο μοντέλο. Επισημαίνεται, ότι το μοντέλο που παρουσιάζεται παρακάτω προτάθηκε από τον υποψήφιο διδάκτορα του ΤΗΜΜΥ ΑΠΘ και συνεπιβλέποντα της παρούσας διπλωματικής Στυλιανό Βαγρόπουλο. 48 Δεδομένα (Data) Παράμετροι (Parameters) shf ,max T d ,t Το άνω όριο του χρονικού εύρους μετατόπισης τμήματος κατανάλωσης του προμηθευτή d από την ώρα t της shf ,min T d ,t Το κάτω όριο του χρονικού εύρους μετατόπισης τμήματος της κατανάλωσης του προμηθευτή d από την ώρα t Μεταβλητές (Variables) Συνεχείς μεταβλητές ud t , ,d Μετατόπιση τμήματος της κατανάλωσης του προμηθευτή d από την ώρα t στην ώρα τ Εξισώσεις (Equations) Εξισώσεις μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης εντός χρονικών ορίων shf ,dn 0 d dn Lmax D bin d,t d,t d ,t t T , d D (1) t T , d D (2) t T shf ,max d ,t d dn ud d ,t t , ,d shf ,min t T d ,t t T , T , d D (3) t T shf ,max d , up d ud d ,t ,t ,d shf ,max t T d , t T , T , d D (4) t T , d D (5) t T (6) 0d d d ,t up shf ,up Lmax D 1 bin d ,t d ,t d ,t up D BS d d dn d ,t d ,t d ,t Dt d dD d ,t Οι εξισώσεις (1) , (2) , (5) , (6) είναι όμοιες με τις εξισώσεις (1) , (2) , (4) , (5) της προηγούμενης ενότητας και η επεξήγησή τους γίνεται στο αντίστοιχο τμήμα. 49 Η εξίσωση (3) δηλώνει ότι η μείωση της κατανάλωσης κάθε προμηθευτή (d) για κάθε ώρα (t) του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού (T, 24 ώρες) είναι δυνατόν να shf ,min μεταφερθεί εντός του χρονικού πλαισίου που ορίζεται από T ώρες νωρίτερα d ,t και shf ,max ώρες αργότερα της ώρας t. Στην περίπτωση που τα όρια αυτά T d ,t ξεπερνούν τα όρια του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού, τότε η μετατόπιση του φορτίου περιορίζεται από τον ίδιο τον χρονικό ορίζοντα. Η εξίσωση (4) δηλώνει ότι η αύξηση της κατανάλωσης κάθε προμηθευτή (d) για κάθε ώρα (t) του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού (T, 24 ώρες) προκύπτει από το άθροισμα των μετατοπίσεων της κατανάλωσης από κάθε ώρα τ του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού στην εν λόγω ώρα t, εφόσον η ώρα t εμπεριέχεται στα χρονικά όρια μετατόπισης της κατανάλωσης της ώρας τ του ίδιου προμηθευτή (d). Η εξίσωση (3) της προηγούμενης ενότητας παραλείπεται στο συγκεκριμένο μοντέλο καθώς η παρουσία της κρίνεται περιττή. Ουσιαστικά ο ρόλος της υποκαθίσταται από τις εξισώσεις (3) και (4) με τις οποίες η εξίσωση της ημερήσιας αύξησης με την ημερήσια μείωση της κατανάλωσης πραγματοποιείται μέσω της μεταβλητής ud . t , ,d Υπενθυμίζεται ότι η μεταβλητή αυτή αποθηκεύει το ποσό κατά το οποίο αυξάνεται το βασικό φορτίο την ώρα τ ως αποτέλεσμα της μείωσης του φορτίου την ώρα t για κάθε προμηθευτή (d). Τέλος, σημειώνεται ότι η αντικείμενη συνάρτηση του μοντέλου δεν υφίσταται αλλαγές όπως επίσης και ο τρόπος υπολογισμού του συνολικού κόστους λειτουργίας του συστήματος. 50 3.3 Προσομοίωση του μοντέλου Η προσομοίωση του μοντέλου και κατ’ επέκταση η επίλυση του προβλήματος του ΗΕΠ με την ενσωμάτωση του προγράμματος μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης στο σύστημα της Κρήτης γίνεται με τη χρήση του ειδικού προγράμματος αλγεβρικής μαθηματικής μοντελοποίησης και επίλυσης προβλημάτων μαθηματικής βελτιστοποίησης GAMS (Generic Algebraic Modeling System) έκδοσης 24.2 [25]. Το εν λόγω πρόβλημα καταστρώνεται ως πρόβλημα Μικτού Ακέραιου Γραμμικού Προγραμματισμού (Mixed Integer Linear Programming – MILP) καθώς χρησιμοποιούνται τόσο συνεχείς όσο και διακριτές μεταβλητές απόφασης. Οι διακριτές μεταβλητές απόφασης αντιστοιχούν στη διαδικασία ένταξης, συγχρονισμού, αποσυγχρονισμού και σβέσης των μονάδων καθώς και στη συμβολή τους σε επικουρικές υπηρεσίες. Από την άλλη πλευρά, οι συνεχείς μεταβλητές αφορούν την παραγωγή αλλά και τη συμμετοχή των μονάδων στις επικουρικές υπηρεσίες καθώς και την ωριαία μείωση ή αύξηση της ηλεκτρικής ζήτησης. Επιπλέον, ο επιλυτής (solver) που χρησιμοποιείται για την επίλυση του προβλήματος είναι o CPLEX έκδοσης 12.1. Όσον αφορά τα δεδομένα που χρησιμοποιούνται για τις ανάγκες της προσομοίωσης, πρόκειται για πραγματικά στοιχεία του συστήματος της Κρήτης τόσο των τεχνικοοικονομικών στοιχείων των θερμικών μονάδων παραγωγής όσο και της ηλεκτρικής κατανάλωσης του έτους 2013. Τέλος, η εισαγωγή τους και η εξαγωγή αποτελεσμάτων καθώς και η ανάλυσή τους γίνεται με τη βοήθεια του προγράμματος Microsoft Office Excel 2007. Αξίζει, τέλος, να σημειωθεί, ότι για τις ανάγκες της προσομοίωσης των διαφόρων σεναρίων που εξετάζονται κατά τη διάρκεια της παρούσας μελέτης χρησιμοποιείται υπολογιστής εξοπλισμένος με επεξεργαστή Intel i-7 3.2GHz και μνήμη RAM 64GB. 51 Κεφάλαιο 4 4 Αποτελέσματα-Συμπεράσματα 4.1 Εισαγωγή Όπως έχει αναφερθεί, αντικείμενο της παρούσας μελέτης αποτελεί η ενσωμάτωση του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης στον ημερήσιο ενεργειακό προγραμματισμό του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 και η αξιολόγηση της επίδρασης της ενσωμάτωσης αυτής υπό ποικίλες συνθήκες στην οικονομική λειτουργία του συγκεκριμένου ηλεκτρικά αυτόνομου νησιωτικού συστήματος. Οι συνθήκες ενσωμάτωσης, θα αποκαλούνται πλέον σενάρια, αφορούν το κόστος επιβάρυνσης του συστήματος λόγω της ενσωμάτωσης του εξεταζόμενου προγράμματος, τον τρόπο επιβολής του κόστους επιβάρυνσης, το ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης και το χρονικό εύρος μετατόπισης τμήματος του βασικού φορτίου. Επιπλέον, εξετάζεται και η επίδραση της ενσωμάτωσης του εν λόγω προγράμματος απόκρισης της ζήτησης στην ενσωμάτωση των μονάδων ΑΠΕ στο μη διασυνδεδεμένο σύστημα της Κρήτης. 52 4.2 Σενάρια ενσωμάτωσης του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης Τα σενάρια ενσωμάτωσης του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης που μελετούνται στην παρούσα μελέτη αφορούν τις εξής παραμέτρους: Ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης Η μέγιστη ποσότητα του ωριαίου φορτίου αναφοράς που μπορεί να μεταβληθεί περιορίζεται σε ένα ποσοστό της μεγαλύτερης ετησίως ωριαίας ζήτησης του συστήματος της Κρήτης, η οποία είναι ίση με 575.47MW. Τα σενάρια που εξετάζονται περιλαμβάνουν μέγιστη ωριαία μεταβολή ίση με: 5% , 10% , 15% , 20% και 100% του μέγιστου ετησίως ωριαίου φορτίου. Σκοπός των σεναρίων αυτών είναι ο έλεγχος της ευαισθησίας του συστήματος ως προς την ελευθερία ποσοτικής ενσωμάτωσης του συγκεκριμένου προγράμματος απόκρισης της ζήτησης. Στην περίπτωση του 100% παρέχεται πλήρης ελευθερία ενσωμάτωσης. Ωστόσο, τα σενάρια των 5%-20% είναι αυτά που αποτελούν περισσότερο ρεαλιστικές προσεγγίσεις ενσωμάτωσης του προγράμματος, διότι ο διαχειριστής του συστήματος δεν θα έχει τη δυνατότητα να μεταβάλει ολοκληρωτικά την ωριαία κατανάλωση δεδομένου ότι μόνο ένα τμήμα αυτής αντιστοιχεί στην κατηγορία των χρονικά ευέλικτων φορτίων. Κόστος επιβάρυνσης του συστήματος λόγω της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης Το κόστος επιβάρυνσης του συστήματος λόγω της μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης κατά τη διάρκεια του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού λαμβάνει τις παρακάτω τιμές: 0€/MWh , 30€/MWh , 60€/MWh , 90€/MWh , 120€/MWh , 150€/MWh και 180€/MWh. Το μηδενικό κόστος ισοδυναμεί με μηδενική επιβάρυνση. Υπενθυμίζεται, ότι το κόστος επιβάρυνσης αποτελεί ένα είδος αποζημίωσης των καταναλωτών για την «ενόχληση» που υφίστανται μέσω της 53 μεταβολής της ηλεκτρικής τους κατανάλωσης και συνεπώς της μεταβολής του κύκλου εργασιών τους που συνδέονται με την κατανάλωση αυτή. Θα πρέπει να διευκρινισθεί ότι το εν λόγω κόστος επιβάλλεται μόνο στην ποσότητα του φορτίου που μετατοπίζεται χρονικά και δεν αποτελεί πάγια χρέωση του συστήματος για το διάστημα μετατόπισης της κατανάλωσης. Τρόπος επιβολής του κόστους επιβάρυνσης σε διαφορετικές μεταβολές της ηλεκτρικής κατανάλωσης Το κόστος επιβάρυνσης του συστήματος λόγω μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης μπορεί να επιβάλλεται είτε στην ωριαία αύξηση του βασικού φορτίου είτε στην ωριαία μείωση του φορτίου είτε ισοκατανέμεται μεταξύ των δύο. Χρονικό εύρος μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης Η μετατόπιση τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης υπόκειται σε χρονικούς περιορισμούς. Αυτό σημαίνει ότι η μείωση του φορτίου μία συγκεκριμένη ώρα του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού μπορεί να οδηγήσει σε αύξηση του φορτίου άλλων ωρών, οι οποίες, όμως, βρίσκονται μέσα σε συγκεκριμένα χρονικά όρια. Τα όρια αυτά έχουν ως αναφορά την ώρα κατά την οποία μειώνεται η ηλεκτρική κατανάλωση. Στις περιπτώσεις όπου τα χρονικά όρια τίθενται εκτός του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού, η μετατόπιση της κατανάλωσης περιορίζεται από τον ίδιο τον χρονικό ορίζοντα. Στα σενάρια εξετάζονται τα εξής χρονικά όρια: ±1 , ±2 , ±3 , ±4 , ±5 , ±6 , ±7 , ±8 , ±9 , ±10 , ±11 , ±12 , ±13 , ±14 , ±15 , ±16 , ±17 , ±18 , ±19 , ±20 , ±21 , ±22 , ±23 ώρες. Στην τελευταία περίπτωση εξαλείφεται ο χρονικός περιορισμός μετατόπισης τμήματος του φορτίου αναφοράς. Σημειώνεται, ότι για λόγους ευκολίας λαμβάνονται ίδια όρια μετατόπισης πριν και μετά την ώρα μείωσης του φορτίου. Τέλος, κρίνεται σημαντικό να επεξηγηθεί ότι το σενάριο π.χ. των ±20 ωρών δίνει εύρος μετατόπισης 40 ωρών, ωστόσο, δεν επιτρέπεται η μετατόπιση του φορτίου εκτός της εξεταζόμενης κάθε φορά ημέρας κατανομής. Η ουσία της ελευθερίας που προσδίδεται στο συγκεκριμένο σενάριο αφορά π.χ. τη δυνατότητα μετατόπισης τμήματος της κατανάλωσης από την 21η στην 1η ώρα της ημέρας κατανομής. 54 Συνοπτικά, παρουσιάζονται στη συνέχεια οι συνθήκες των σεναρίων ενσωμάτωσης του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης: Πίνακας 4.1 Σενάρια ποσοστού μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης Ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης 5% 10% 15% 20% 100% Πίνακας 4.2 Σενάρια κόστους επιβάρυνσης του συστήματος λόγω της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης Κόστος επιβάρυνσης (€/MWh) 0€/MWh 30€/MWh 60€/MWh 90€/MWh 120€/MWh 150€/MWh 180€/MWh Πίνακας 4.3 Σενάρια επιβολής κόστους επιβάρυνσης σε μεταβολές της ηλεκτρικής κατανάλωσης Επιβολή κόστους επιβάρυνσης σε: Αύξηση της κατανάλωσης Μείωση της κατανάλωσης Ισοκατανομή αύξησης – μείωσης της κατανάλωσης Πίνακας 4.4 Σενάρια μέγιστου εύρους χρονικής μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης Χρονικά όρια μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης ±1 ±2 ±3 ±4 ±5 ±6 ±7 ±8 ±9 ±10 ±11 ±12 ±13 ±14 ±15 ±16 ±17 ±18 ±19 ±20 ±21 ±22 ±23 55 4.3 Ανάλυση του ετήσιου κέρδους λειτουργίας του συστήματος Στην ενότητα αυτή εξετάζεται η επίδραση της ενσωμάτωσης του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης στο ετήσιο κόστος λειτουργίας του εν λόγω συστήματος. Στον παρακάτω πίνακα παρουσιάζεται συνοπτικά το ετήσιο κέρδος (σε απόλυτη αλλά και σε ποσοστιαία μορφή) του συστήματος της Κρήτης που προκύπτει από την ενσωμάτωση του εξεταζόμενου προγράμματος απόκρισης της ζήτησης σε σχέση με την αρχική λειτουργία του συστήματος, δηλαδή με τη συμμετοχή μόνο των θερμικών μονάδων και των μονάδων ΑΠΕ. Στον πίνακα παρουσιάζεται το αντίστοιχο κέρδος που προκύπτει ως προς το κόστος επιβάρυνσης καθώς και ως προς το ποσοστό της μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης. Θα πρέπει να σημειωθεί ότι για τη συγκεκριμένη μελέτη το κόστος επιβάρυνσης επιβάλλεται στην ωριαία αύξηση της κατανάλωσης. Επισημαίνεται, ότι το αρχικό κόστος λειτουργίας του θερμικού συστήματος της Κρήτης ανέρχεται ετησίως σε 223.452.790€. Πίνακας 4.5 Ετήσιο κέρδος λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 μέσω της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης Ετήσιο κέρδος λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης Ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής φορτίου(%) 5 10 15 20 100 Κόστος επιβάρυνσης(€/MWh) 0 3.970.140 1.777% 6.022.440 2.695% 7.148.750 3.199% 7.675.980 3.435% 7.839.210 3.508% 30 2.126.070 0.951% 2.750.300 1.231% 2.952.050 1.321% 2.974.070 1.331% 2.984.590 1.336% 60 1.112.850 0.498% 1.184.660 0.530% 1.191.260 0.533% 1.191.790 0.533% 1.192.320 0.534% 56 90 659.680 0.295% 665.800 0.298% 667.080 0.299% 667.360 0.299% 667.360 0.299% 120 451.150 0.202% 453.130 0.203% 453.300 0.203% 453.240 0.203% 453.260 0.203% 150 349.160 0.156% 349.300 0.156% 349.300 0.156% 349.340 0.156% 349.300 0.156% 180 281.410 0.126% 281.370 0.126% 281.410 0.126% 281.370 0.126% 281.370 0.126% Για καλύτερη απεικόνιση και αξιολόγηση των παραπάνω αποτελεσμάτων παρουσιάζεται σε διαγραμματική μορφή το ποσοστιαίο και απόλυτο κέρδος του συστήματος της Κρήτης στα σχήματα Σχήμα 4.1 και Σχήμα 4.2 αντίστοιχα. Κέρδος (%) 4.000% 3.000% 3.435% 3.508% 3.199% 2.695% 2.000% 1.777% 1.321% 1.336% 1.231% 0.951% 0.498% 0.534% 1.000% 0.299% 0.203% 0.156% 0.126% 120 150 180 0.000% 0 30 5% 60 90 Κόστος επιβάρυνσης (€/MWh) 10% 15% 20% 100% Σχήμα 4.1 Ετήσιο ποσοστιαίο κέρδος λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 μέσω της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης συναρτήσει του κόστους επιβάρυνσης και του ποσοστού μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής 10,000,000 Κέρδος (€) 8,000,000 6,000,000 4,000,000 7,675,980 7,839,210 7,148,750 6,022,440 3,970,140 2,984,590 2,000,000 1,192,320 667,360 453,260 349,300 0 5% 30 60 90 120 Κόστος επιβάρυνσης (€/MWh) 10% 15% 20% 150 281,370 180 100% Σχήμα 4.2 Ετήσιο απόλυτο κέρδος λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 μέσω της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης συναρτήσει του κόστους επιβάρυνσης και του ποσοστού μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής Από τα παραπάνω σχήματα γίνεται φανερό ότι, το αυξανόμενο κόστος επιβάρυνσης του συστήματος που επιβάλλεται λόγω της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης, οδηγεί το ετήσιο κέρδος του συστήματος, που προκύπτει από την εν λόγω μεταβολή, σε φθίνουσα πορεία. Επιπλέον, παρατηρείται ότι η επίδραση του ποσοστού της μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής του φορτίου στην οικονομική λειτουργία του συστήματος μειώνεται με την αύξηση του κόστους επιβάρυνσης. Συγκεκριμένα, τιμολογώντας το κόστος επιβάρυνσης με τιμή μεγαλύτερη των 60€/MWh η αύξηση του ποσοστού της μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής πέραν του 5% δεν οδηγεί σε οικονομικότερη λειτουργία του συστήματος. Αυτό οφείλεται στο γεγονός ότι αυξάνοντας το κόστος επιβάρυνσης η ωριαία μεταβολή του φορτίου που θα οδηγήσει σε οικονομικότερη λειτουργία του 57 συστήματος μειώνεται, διότι το κόστος επιβάρυνσης επιβάλλεται στη μεταβολή αυτή. Συνεπώς, στην περίπτωση μεγάλου κόστους επιβάρυνσης το κόστος αυτό λειτουργεί ως δραστικότερος περιοριστικός παράγοντας της μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης. Ωστόσο, για τις περιπτώσεις των τριών πρώτων τιμολογήσεων παρουσιάζεται αύξηση των ετήσιων κερδών με την αύξηση του ποσοστού μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής. Άξιο προσοχής αποτελεί το γεγονός ότι η ενσωμάτωση του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης μπορεί να οδηγήσει σε ετήσια κέρδη των 7.839.210€ (3.508%). Θα πρέπει να σημειωθεί, όμως, ότι τα κέρδη αυτά αντιστοιχούν στην οριακή περίπτωση όπου το κόστος επιβάρυνσης του συστήματος λόγω της μεταβολής του ωριαίου φορτίου είναι μηδενικό. Στην περίπτωση αυτή, δηλαδή, οι καταναλωτές δεν αποζημιώνονται για την «ενόχλησή» τους και διαταραχή του κύκλου εργασίας τους που προκαλείται από τη μεταβολή της ηλεκτρικής τους κατανάλωσης. Η αναφερόμενη εξοικονόμηση λειτουργικού κόστους αποτελεί το αποτέλεσμα της ελεύθερης επίδρασης του συστήματος στη διαμόρφωση του φορτίου βάσης με σκοπό την οικονομικότερη λειτουργία του. Πρόκειται για την περίπτωση όπου ο διαχειριστής του συστήματος θα μπορούσε να επέμβει πλήρως στην ωριαία κατανάλωση και να τη μεταβάλλει λαμβάνοντας υπόψη τα τεχνικοοικονομικά χαρακτηριστικά των θερμικών μονάδων, το ωριαίο φορτίο βάσης και την ωριαία έγχυση των μονάδων ΑΠΕ με σκοπό την ορθολογική-οικονομική ένταξη των θερμικών μονάδων χωρίς να υπόκειται σε κανέναν περιορισμό που τίθεται από την πλευρά του καταναλωτή (κόστος επιβάρυνσης, μέγιστη επιτρεπόμενη ωριαία μεταβολή, χρονικά όρια μεταβολής). Ωστόσο, τιμολογώντας την εν λόγω επιβάρυνση με τις τιμές των 30€/MWh ή 60€/MWh ή 90€/MWh τα ετήσια κέρδη των 2.984.590€ , 1.192.320€ και 667.360€ που προκύπτουν δεν είναι αμελητέα παρά το γεγονός ότι οδηγούν σε κέρδη της τάξης του 1.347% , 0.548% και 0.314% αντίστοιχα. Υπενθυμίζεται, ότι το κόστος λειτουργίας του θερμικού συστήματος της Κρήτης ανέρχεται ετησίως σε 223.452.790€, κόστος που δικαιολογεί τα παραπάνω ποσοστά κερδών. Ακόμη και με την τιμή των 180€/MWh προκύπτει ετήσια εξοικονόμηση της λειτουργίας του συστήματος, μικρότερου ωστόσο μεγέθους, της τάξης των 281.370€. 58 4.4 Ανάλυση της ετήσιας μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος Στην ενότητα αυτή εξετάζεται η ετήσια μεταβολή της ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης (σε απόλυτη αλλά και σε ποσοστιαία μορφή ως προς την συνολική ετήσια κατανάλωση) λόγω ενσωμάτωσης του εξεταζόμενου προγράμματος απόκρισης της ζήτησης, ως προς το κόστος επιβάρυνσης καθώς και ως προς το ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής του βασικού φορτίου. Θα πρέπει να σημειωθεί ότι για τη συγκεκριμένη μελέτη το κόστος επιβάρυνσης επιβάλλεται στην ωριαία αύξηση της ηλεκτρικής κατανάλωσης. Επισημαίνεται, ότι η ετήσια ηλεκτρική κατανάλωση του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 ανέρχεται σε 2,734,426.83MWh. Στον παρακάτω πίνακα (Πίνακας 4.6) παρουσιάζονται τα αποτελέσματα της εν λόγω μελέτης: Πίνακας 4.6 Ετήσια μεταβολή της ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 Ετήσια μεταβολή της ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης Ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής φορτίου(%) 5% 10% 15% 20% 100% Κόστος επιβάρυνσης(€/MWh) 0 30 60 90 120 150 180 81,243.49MWh 42,310.15MWh 18,809.46MWh 7,924.37MWh 4,175.3MWh 2,510.08MWh 1,783.21MWh 2.927% 1.524% 0.678% 0.285% 0.15% 0.09% 0.064% 134,543.9MWh 68,514.29MWh 22,078.6MWh 8,091.83MWh 4,223.49MWh 2,524.6MWh 1,783.21MWh 4.847% 2.468% 0.795% 0.291% 0.152% 0.091% 0.064% 170,310.17MWh 77,566.36MWh 22,334.78MWh 8,131.83MWh 4,249.32MWh 2,524.6MWh 1,783.21MWh 6.135% 2.794% 0.805% 0.293% 0.153% 0.091% 0.064% 192,304.46MWh 79,309.71MWh 22,350.25MWh 8,139.83MWh 4,242.58MWh 2,524.6MWh 1,783.21MWh 6.928% 2.857% 0.805% 0.293% 0.153% 0.091% 0.064% 206,256.5MWh 79,604.57MWh 22,406.25MWh 8,139.83MWh 4,249.32MWh 2,524.6MWh 1,783.21MWh 7.43% 2.868% 0.807% 0.293% 0.153% 0.091% 0.064% 59 Στη συνέχεια παρουσιάζονται διαγράμματα που απεικονίζουν την εξάρτηση της ετήσιας μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης σε απόλυτη και σε ποσοστιαία μορφή (ως προς την ετήσια κατανάλωση) στα σχήματα Σχήμα 4.3 και Σχήμα 4.4 αντίστοιχα ως προς το κόστος επιβάρυνσης καθώς και ως προς το ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής του βασικού φορτίου. 250,000.00 Ενέργεια (MWh) 206,256.50 200,000.00 150,000.00 100,000.00 79,604.57 50,000.00 22,406.25 8,139.83 4,249.32 0 30 60 90 Κόστος επιβάρυνσης (€/MWh) 5% 10% 15% 2,524.60 1,783.21 150 180 120 20% 100% Σχήμα 4.3 Ετήσια απόλυτη μεταβολή ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 συναρτήσει του κόστους επιβάρυνσης και του ποσοστού μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής 8.000% 7.430% Ενέργεια (%) 7.000% 6.000% 5.000% 4.000% 2.868% 3.000% 2.000% 0.807% 1.000% 0.293% 0.153% 0.091% 120 150 0.000% 0 30 60 90 Κόστος επιβάρυνσης (€/MWh) 5% 10% 15% 20% 0.064% 180 100% Σχήμα 4.4 Ετήσια ποσοστιαία μεταβολή ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 συναρτήσει του κόστους επιβάρυνσης και του ποσοστού μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής Από τα παραπάνω σχήματα γίνεται αντιληπτό, λοιπόν, ότι η ποσότητα της ηλεκτρικής κατανάλωσης που μεταβάλλεται ετησίως μειώνεται με την αύξηση του κόστους επιβάρυνσης. Αυτό οφείλεται στο γεγονός, ότι το κόστος επιβάρυνσης επιβάλλεται στην ωριαία μεταβολή της κατανάλωσης με αποτέλεσμα η μεταβολή του βασικού φορτίου που θα οδηγήσει το σύστημα σε εξοικονόμηση λειτουργικού κόστους 60 (συγκριτικά με το αρχικό κόστος λειτουργίας του θερμικού συστήματος) να μειώνεται για αυξανόμενο κόστος επιβάρυνσης. Υπενθυμίζεται, όπως αναφέρθηκε στην ενότητα 4.3, ότι η εν λόγω εξοικονόμηση που προκαλείται από τη χρονική μεταβολή της ηλεκτρικής κατανάλωσης μειώνεται για αυξανόμενα κόστη επιβάρυνσης. Δεδομένου, λοιπόν, ότι η μεταβολή της ηλεκτρικής κατανάλωσης ενισχύεται όταν οδηγεί σε οικονομική λειτουργία του συστήματος, προκύπτει ότι μεγαλύτερη ετήσια μεταβολή της ηλεκτρικής κατανάλωσης οδηγεί σε μεγαλύτερα ετήσια οικονομικά οφέλη. Αποδεικνύεται, όμως, στη συνέχεια (ενότητα 4.6) ότι για το ίδιο κόστος επιβάρυνσης η μέγιστη ημερήσια μεταβολή φορτίου δεν ισοδυναμεί με το μέγιστο ημερήσιο κέρδος λειτουργίας. Στην περίπτωση που ο διαχειριστής του συστήματος έχει πλήρη ελευθερία μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης (μηδενικό κόστος επιβάρυνσης, μέγιστο ποσοστό επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής, μέγιστο εύρος χρονικών ορίων μεταβολής) η ετήσια μεταβολή της κατανάλωσης ανέρχεται σε 206,256.50MWh (7.43%). Ενδιαφέρον παρουσιάζει η απεικόνιση της ετήσιας μεταβολής του βασικού φορτίου ως προς την ετήσια ηλεκτρική κατανάλωση στο Σχήμα 4.4 έτσι ώστε να γίνει αντιληπτή η τάξη μεγέθους της μεταβολής αυτής. Αποδεικνύεται, λοιπόν, ότι μετατοπίζοντας ένα μικρό ποσοστό της ετήσιας κατανάλωσης τα οικονομικά οφέλη είναι μεγάλα. Για παράδειγμα, στον παρακάτω πίνακα (Πίνακας 4.7) φαίνεται ότι μετατοπίζοντας 0.805% της ετήσιας κατανάλωσης μπορούν να εξοικονομηθούν 1.191.260€ επιβάλλοντας κόστος επιβάρυνσης 60€/MWh. Στην περίπτωση του κόστους επιβάρυνσης 30€/MWh η ετήσια μεταβολή της κατανάλωσης ανέρχεται σε 2.794% και ταυτόχρονα τα κέρδη σε 2.995.050€. Αναμφισβήτητα, το ποσά αυτά των κερδών μπροστά στο συνολικό κόστος λειτουργίας του συστήματος είναι μικρής τάξης μεγέθους, ωστόσο αποτελούν σημαντική εξοικονόμηση. 61 Πίνακας 4.7 Ετήσιο κέρδος - Ετήσια μεταβολή της ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 για 15% μέγιστη επιτρεπόμενη ωριαία μεταβολή φορτίου και κόστος επιβάρυνσης 30€/MWh και 60€/MWh Ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής φορτίου(%) 15% 30€/MWh Κόστος επιβάρυνσης (€/MWh) 60€/MWh Ετήσια μεταβολή κατανάλωσης Ετήσιο κέρδος Ετήσια μεταβολή κατανάλωσης Ετήσιο κέρδος Απόλυτη τιμή 77,566.36MWh 2.995.050€ 22,334.78MWh 1.191.260€ Ποσοστιαία τιμή 2.794% 1.321% 0.805% 0.533% Τέλος, παρουσιάζεται η μέγιστη ετησίως ωριαία αύξηση και μείωση της ηλεκτρικής κατανάλωσης ως προς το μέγιστο ετησίως ωριαίο φορτίο για κάθε κόστος επιβάρυνσης και ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής φορτίου. Μεγιστη ωριαία αύξηση κατανάλωσης(%) 25.00% 20.00% 23.74% 20.00% 15.00% 15.00% 14.50% 10.00% 10.00% 8.20% 5.00% 5.55% 5.00% 4.74% 4.60% 3.40% 0.00% 0 30 60 90 Κόστος επιβάρυνσης (€/MWh) 5% 10% 15% 20% 120 150 180 100% Σχήμα 4.5 Μέγιστη ετησίως ωριαία αύξηση της ηλεκτρικής κατανάλωσης ως προς το μέγιστο ετησίως ωριαίο φορτίο του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 συναρτήσει του κόστους επιβάρυνσης και του ποσοστού μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής του φορτίου 62 Μέγιστη ωριαία μείωση κατανάλωσης(%) 40.00% 33.60% 30.00% 25.20% 20.00% 15.31% 8.98% 10.00% 8.84% 7.60% 7.13% 0.00% 0 30 5% 60 90 Κόστος επιβάρυνσης (€/MWh) 10% 15% 20% 120 150 180 100% Σχήμα 4.6 Μέγιστη ετησίως ωριαία μείωση της ηλεκτρικής κατανάλωσης ως προς το μέγιστο ετησίως ωριαίο φορτίο του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 συναρτήσει του κόστους επιβάρυνσης και του ποσοστού μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής του φορτίου Από το Σχήμα 4.5 γίνεται φανερό ότι η μέγιστη ετησίως ωριαία αύξηση φορτίου για μηδενικό κόστος επιβάρυνσης και ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής 100% ανέρχεται σε 23.74% του μέγιστου ετησίως φορτίου (575.47MW) δηλαδή σε 136.62MW. Αν αμεληθεί η περίπτωση του μηδενικού κόστους επιβάρυνσης, η αντίστοιχη αύξηση φορτίου για την περίπτωση κόστους επιβάρυνσης 30€/MWh ανέρχεται σε 14.5% του μέγιστου ετησίως φορτίου (575.47MW), δηλαδή σε 83.44MW. Ουσιαστικά, κάθε ποσοστό μεγαλύτερο του 14.5% δεν παρέχει διευρυμένη ελευθερία ωριαίας αύξησης της ηλεκτρικής κατανάλωσης. Μεταβαίνοντας σε μεγαλύτερα κόστη επιβάρυνσης, παρατηρούνται ακόμη μικρότερα ποσοστά ωριαίας αύξησης της κατανάλωσης. Όπως έχει αναφερθεί ήδη παραπάνω, η αύξηση του κόστους επιβάρυνσης προκαλεί μικρότερη μεταβολή του φορτίου βάσης. Αναμενόμενη, λοιπόν, είναι αυτή η φθίνουσα πορεία της μεγαλύτερης ωριαίας αύξησης της κατανάλωσης με την αύξηση του κόστους. Όσον αφορά, τώρα, τη μέγιστη ετησίως ωριαία μείωση της ηλεκτρικής κατανάλωσης, από το Σχήμα 4.6 γίνεται φανερό ότι η μεγαλύτερη μείωση παρουσιάζεται για μηδενικό κόστος επιβάρυνσης και ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής 100% και ανέρχεται σε 33.6% του μέγιστου ετησίως φορτίου (575.47MW), δηλαδή σε 193.36MW. Αν αμεληθεί η περίπτωση του μηδενικού κόστους επιβάρυνσης, η αντίστοιχη μείωση φορτίου ανέρχεται σε 25.2% του μέγιστου ετησίως φορτίου (575.47MW), δηλαδή σε 145.02MW. Παρατηρείται, λοιπόν, ότι για κόστος επιβάρυνσης 0€/MWh και 30€/MWh το ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής της κατανάλωσης 100% παρέχει μεγαλύτερη ελευθερία μεταβολής συγκριτικά με τα άλλα ποσοστά. Για μεγαλύτερα κόστη 63 επιβάρυνσης, όμως, τα ποσοστά μέγιστης ωριαίας μεταβολής μειώνονται, διότι το κόστος επιβάρυνσης αποτελεί πλέον το δραστικότερο περιοριστικό παράγοντα μεταβολής. Μεταξύ των δύο κατευθύνσεων μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης (αύξηση – μείωση) η μείωση του βασικού φορτίου παρουσιάζει μεγαλύτερα ποσοστά συγκριτικά με τα αντίστοιχα της αύξησης του βασικού φορτίου. Συνοπτικά, παρουσιάζονται στο Σχήμα 4.7 η μέγιστη ωριαία αύξηση και μείωση της κατανάλωσης για κάθε κόστος επιβάρυνσης και ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης Μέγιστη ωριαία μεταβολή κατανάλωσης(MW) ωριαίας μεταβολής της κατανάλωσης 100%. 250 200 150 193.36 145.03 136.6 88.08 100 83.47 47.16 50 31.95 51.69 26.48 43.75 41.05 19.59 0 0 30 60 90 Κόστος επιβάρυνσης (€/MWh) Μέγιστη αύξηση της κατανάλωσης 120 180 Μέγιστη μείωση της κατανάλωσης Σχήμα 4.7 Μέγιστη ετησίως ωριαία αύξηση και μείωση της ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 για κάθε κόστος επιβάρυνσης με ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής 100% Είναι φανερό, λοιπόν, από το Σχήμα 4.7 ότι η μέγιστη ετησίως ωριαία μείωση του φορτίου είναι μεγαλύτερη από τη μέγιστη ωριαία αύξηση του φορτίου για το ίδιο κόστος επιβάρυνσης. Το γεγονός αυτό οφείλεται στη λογική της μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης η οποία έγκειται στη δημιουργία ομοιόμορφου προφίλ κατανάλωσης, δηλαδή μείωση των κορυφών και ενίσχυση των κοιλάδων της καμπύλης φορτίου. Για τη μείωση, λοιπόν, των κορυφών απαιτείται μεγαλύτερη μεταβολή της κατανάλωσης από την αντίστοιχη μεταβολή για την ενίσχυση των κοιλάδων. Αν η αύξηση της κατανάλωσης ήταν μεγαλύτερη από τη μείωσή της τότε θα προέκυπταν νέες κορυφές στο προφίλ του φορτίου βάσης. Σε επόμενη ενότητα (ενότητα 4.8) εξετάζονται οι ημέρες κατανομής που παρουσιάζουν τη μέγιστη ετησίως ωριαία αύξηση και μείωση της κατανάλωσης για την περίπτωση του κόστους επιβάρυνσης 30€/MWh. Επιπλέον, σημαντική είναι η συμβολή των αναγκών του συστήματος που προκύπτουν από τις ωριαίες δηλώσεις φορτίου και την ωριαία έγχυση των μονάδων ΑΠΕ, δηλαδή η επίδραση της παραγωγής των ΑΠΕ στη διαμόρφωση του ωριαίου προφίλ κατανάλωσης. 64 4.5 Ανάλυση της ημέρας κατανομής με το μεγαλύτερο «καθαρό» φορτίο Στην ενότητα αυτή εξετάζεται η επίδραση του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης κατά τη διάρκεια της ημέρα κατανομής με το μεγαλύτερο «καθαρό» φορτίο. Το μεγαλύτερο καθαρό φορτίο του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 παρουσιάζεται την 21η ώρα της 225ης ημέρας του εξεταζόμενου έτους. Η τιμή του καθαρού φορτίου ανέρχεται σε 531.47MW. Η συγκεκριμένη εξέταση αφορά την ενσωμάτωση του εν λόγω προγράμματος απόκρισης της ζήτησης με κόστος επιβάρυνσης του συστήματος 30€/MWh και 60€/MWh επιβαλλόμενο στην ωριαία αύξηση της κατανάλωσης και ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής 15%. Πιο συγκεκριμένα, εξετάζεται η επίδραση της ενσωμάτωσης του προγράμματος στο μίγμα της ημερήσιας παραγωγής. Παρακάτω, παρουσιάζεται το καθαρό φορτίο, η παραγωγή των μονάδων ΑΠΕ και κατ’ επέκταση η ωριαία ηλεκτρική κατανάλωση του συστήματος για την εξεταζόμενη ημέρα κατανομής. 600 Ισχύς (MW) 500 400 300 200 100 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος (h) Καθαρό φορτίο Α/Π Φ/Β Φορτίο αναφοράς Σχήμα 4.8 Ωριαίο προφίλ ηλεκτρικής κατανάλωσης για την 225η ημέρα κατανομής του έτους 2013, ημέρα με το μεγαλύτερο καθαρό φορτίο. Το σχήμα που ακολουθεί στη συνέχεια απεικονίζει το μίγμα παραγωγής της εξεταζόμενης ημέρας κατανομής χωρίς την ενσωμάτωση του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης. Δηλαδή, δείχνει τη συμμετοχή κάθε τεχνολογίας των συμβατικών θερμικών μονάδων στη σύνθεση της παραγωγής. 65 Ισχύς (MW) 600 550 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος (h) Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Α/Π Φορτίο αναφοράς Μονάδες εσωτερικής καύσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Φ/Β Σχήμα 4.9 Ωριαίο προφίλ παραγωγής ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 225η ημέρα κατανομής για το έτος 2013 Με την ενσωμάτωση του εξεταζόμενου προγράμματος απόκρισης της ζήτησης με συνθήκες ενσωμάτωσης: κόστος επιβάρυνσης 30€/MWh και ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης 15%, το μίγμα παραγωγής μεταβάλλεται και παρουσιάζεται παρακάτω: 600 Ισχύς (MW) 500 400 300 200 100 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος (h) Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Α/Π Φορτίο αναφοράς Μονάδες εσωτερικής καύσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Φ/Β Σχήμα 4.10 Ωριαίο προφίλ παραγωγής ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 225η ημέρα κατανομής του έτους 2013 με συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 30€/MWh και 15% Αντίστοιχα, για ενσωμάτωση του εξεταζόμενου προγράμματος με συνθήκες ενσωμάτωσης: κόστος επιβάρυνσης 60€/MWh και ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μετατόπισης 15% προκύπτει: 66 600 Ισχύς(MW) 500 400 300 200 100 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος(h) Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Α/Π Μονάδες εσωτερικής καύσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Φ/Β Σχήμα 4.11 Ωριαίο προφίλ παραγωγής ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 225η ημέρα κατανομής του έτους 2013 με συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 60€/MWh και 15% Στη συνέχεια, παρουσιάζεται συγκεντρωτικό διάγραμμα που απεικονίζει τη συμμετοχή ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων στην ημερήσια παραγωγή της εξεταζόμενης ημέρας κατανομής στις τρεις εξεταζόμενες περιπτώσεις λειτουργίας του θερμικού συστήματος: λειτουργία χωρίς ενσωμάτωση προγράμματος απόκρισης της ζήτησης λειτουργία με ενσωμάτωση προγράμματος απόκρισης της ζήτησης με συνθήκες 30€/MWh και 15% λειτουργία με ενσωμάτωση προγράμματος απόκρισης της ζήτησης με Συμμετοχή στη σύνθεση παραγωγής (MWh) συνθήκες 60€/MWh και 15%. 100% 80% 60% 244.61 1,638.10 454.26 466.23 1,721.88 1,720.21 3,199.19 3,111.34 3,093.71 3,577.95 3,372.37 3,379.70 30€/MWh 60€/MWh Θερμικό σύστημα 40% 20% 0% Συνθήκες λειτουργίας θερμικού συστήματος Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Μονάδες εσωτερικής καύσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Σχήμα 4.12 Συμμετοχή ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων στην ημερήσια παραγωγή του συστήματος της Κρήτης κατά την 225η ημέρα κατανομής του έτους 2013 για λειτουργία του συστήματος σε κάθε περίπτωση ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 67 Τέλος, παρουσιάζεται σε κοινό διάγραμμα το καθαρό φορτίο των τριών παραπάνω περιπτώσεων λειτουργίας του θερμικού συστήματος της Κρήτης. 600 531.47 509.24 445.149 Ισχύς (MW) 500 400 325 275 264.51 300 200 100 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος (h) Θερμικό σύστημα 30€/MWh 60€/MWh Σχήμα 4.13 Ωριαίο προφίλ ηλεκτρικής κατανάλωσης της 225ης ημέρας του έτους 2013 του συστήματος της Κρήτης για λειτουργία του συστήματος σε κάθε περίπτωση ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτηση Με βάση, λοιπόν, όλα τα παραπάνω γίνεται αντιληπτό ότι με την ενσωμάτωση του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης με συνθήκες ενσωμάτωσης 30€/MWh-15% η παραγωγή των ατμοηλεκτρικών μονάδων και των μονάδων εσωτερικής καύσης αυξάνεται σύμφωνα με το Σχήμα 4.12 και παρουσιάζει μικρότερες διακυμάνσεις σύμφωνα με το Σχήμα 4.9, συγκριτικά με τη λειτουργία του συστήματος χωρίς ενσωμάτωση του εν λόγω προγράμματος. Θα μπορούσε να ειπωθεί ότι οι μονάδες αυτές παρουσιάζουν πιο «συνεκτική» παραγωγή. Από την άλλη πλευρά παρατηρείται σημαντική μείωση της παραγωγής των αεριοστροβιλικών μονάδων περίπου στο 50% της αρχικής τους παραγωγής. Επιπλέον, μειώνεται και η παραγωγή της μοναδικής μονάδας συνδυασμένου κύκλου. Η ένταξή της καθ’ όλη τη διάρκεια της ημέρας είναι απαραίτητη λόγω της απαίτησης του συστήματος σε δευτερεύουσα εφεδρεία και της μοναδικής δυνατότητας της εν λόγω μονάδας να συμβάλλει στο συγκεκριμένο είδος εφεδρείας. Οι υπόλοιπες μονάδες δεν συμβάλλουν στην εν λόγω απαίτηση δευτερεύουσας εφεδρείας. Ωστόσο, οι προσφορές ενέργειας της εν λόγω μονάδας είναι ακριβές, με αποτέλεσμα να επιδιώκεται η παραγωγή της να κυμαίνεται στο ελάχιστο δυνατό επίπεδο, όπου αυτό καθίσταται εφικτό. Παρατηρώντας το Σχήμα 4.13 συμπεραίνεται, ότι η χρονική μετατόπιση τμήματος της κατανάλωσης από τις ώρες αιχμής 19η–23η στις ώρες χαμηλής ζήτησης 1η-8η συντελεί στη μείωση της συμμετοχής των ακριβών αεριοστροβιλικών μονάδων κατά 68 τη διάρκεια των ωρών αιχμής και αντίστοιχα στην αύξηση της συμμετοχής των φθηνότερων ατμοηλεκτρικών και μονάδων εσωτερικής καύσης κατά τη διάρκεια των ωρών χαμηλής ζήτησης. Με τον τρόπο, αυτό το σύστημα οδηγείται σε οικονομικότερη λειτουργία. Συγκεκριμένα, το λειτουργικό κέρδος του συστήματος που προκύπτει είναι της τάξης των 3.610€. Εξετάζοντας, τώρα, την περίπτωση κατά την οποία το κόστος επιβάρυνσης ανέρχεται στα 60€/MWh, παρατηρείται μικρή μετατόπιση της ζήτησης (μόλις 22.23MWh), σημαντικά μικρότερη από την αντίστοιχη στην περίπτωση των 30€/MWh (322.4MWh) σύμφωνα με το Σχήμα 4.13. Και σε αυτή την περίπτωση παρατηρείται μειωμένη συμμετοχή των αεριοστροβιλικών μονάδων και αύξηση των μονάδων εσωτερικής καύσης σύμφωνα με το Σχήμα 4.12. Στην περίπτωση αυτή, όμως, παρατηρείται μείωση της συμμετοχής των ατμοηλεκτρικών και οριακή αύξηση της συμμετοχής της μοναδικής μονάδας συνδυασμένου κύκλου. Σημειώνεται, ότι οι εν λόγω μεταβολές της παραγωγής των ατμοηλεκτρικών μονάδων και της μονάδας συνδυασμένου κύκλου είναι μικρού μεγέθους συγκριτικά με τις μεταβολές των μονάδων εσωτερικής καύσης. Στην περίπτωση, λοιπόν, του κόστους επιβάρυνσης 60€/MWh η μικρή αύξηση της ηλεκτρικής κατανάλωσης κατά τις ώρες χαμηλής ζήτησης δεν είναι επαρκής, ώστε να οδηγήσει σε ενίσχυση της παραγωγής των ατμοηλεκτρικών μονάδων. Ωστόσο, η μείωση της κατανάλωσης κατά τις ώρες αιχμής είναι επαρκής ώστε να οδηγήσει σε μείωση της παραγωγής των αεριοστροβιλικών μονάδων. Η μειωμένη παραγωγή αυτών των μονάδων αντισταθμίζεται από την αύξηση της παραγωγής των μονάδων εσωτερικής καύσης οι οποίες έχουν το πλεονέκτημα της ευέλικτης και οικονομικά συμφέρουσας παραγωγής. Αποτέλεσμα της παραπάνω ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης είναι λειτουργικό κέρδος του συστήματος μικρής τάξης μεγέθους, της τάξης των 770€. 69 4.6 Ανάλυση της ημερήσιας μεταβολής ηλεκτρικής κατανάλωσης ως προς την ημερήσια έγχυση ενέργειας των μονάδων ΑΠΕ Στην ενότητα αυτή εξετάζεται η ημερήσια μεταβολή της ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 ως προς την ημερήσια έγχυση της ενέργειας μονάδων ΑΠΕ. Η ενσωμάτωση του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης οδηγεί σε σημαντική εξοικονόμηση του κόστους λειτουργίας του συστήματος, το οποίο επιβαρύνεται λόγω της μεταβλητότητας της παραγωγής των μονάδων ΑΠΕ που ενσωματώνονται σ’ αυτό [19]. Η μεταβλητή παραγωγή των μονάδων ΑΠΕ μπορεί να θέσει εκτός θερμικές συμβατικές μονάδες οι οποίες καλούνται να ενταχθούν πάλι σε επόμενες ώρες της ίδιας ημέρας κατανομής κατά τις οποίες οι μονάδες ΑΠΕ έχουν πλέον μικρή παραγωγή λόγω ασθενούς αιολικού δυναμικού για τις αιολικές μονάδες ή λόγω ασθενούς ηλιοφάνειας για τις φωτοβολταϊκές μονάδες. Οι συμβατικές μονάδες που καλούνται να αναλάβουν αυτό το ρόλο είναι μονάδες οι οποίες έχουν το πλεονέκτημα ευέλικτης λειτουργίας, όμως είναι ακριβές (ακριβό κόστος καυσίμου, συνεπώς ακριβές προσφορές έγχυσης ενέργειας) με αποτέλεσμα να οδηγούν σε μεγάλο κόστος λειτουργίας του συστήματος. Πρόκειται, συνήθως, για αεριοστροβιλικές και μονάδες συνδυασμένου κύκλου. Επιπλέον, οι εν λόγω μονάδες θα πρέπει να έχουν τη δυνατότητα να καλύψουν το φορτίο που προκύπτει κατά τις ώρες χαμηλής διείσδυσης των μονάδων ΑΠΕ στο σύστημα καθώς και να αποδώσουν σε μικρό χρόνο την απαιτούμενη ισχύ. Απαιτούνται, λοιπόν, μονάδες με μεγάλο ρυθμό αύξησης παραγωγής. Με την ενσωμάτωση, όμως, του εξεταζόμενου προγράμματος απόκρισης της ζήτησης η δημιουργία συνεκτικού προφίλ κατανάλωσης χωρίς έντονες διακυμάνσεις αποτρέπει την ένταξη των ακριβών αυτών μονάδων παραγωγής και ενισχύει την ενσωμάτωση και παραγωγή των φθηνών ατμοηλεκτρικών και μονάδων εσωτερικής καύσης στη λειτουργία του συστήματος εξασφαλίζοντας την οικονομική του λειτουργία. Για τη συγκεκριμένη μελέτη εξετάζεται η ενσωμάτωση του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης με κόστος επιβάρυνσης του 70 συστήματος 30€/MWh επιβαλλόμενο στην ωριαία αύξηση του φορτίου και ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής 15%. Στα παρακάτω διαγράμματα παρουσιάζεται για το έτος 2013 το ημερήσιο φορτίο αναφοράς, η ημερήσια έγχυση ενέργειας μονάδων ανανεώσιμων πηγών ενέργειας και συνεπώς το ημερήσιο καθαρό φορτίο (φορτίο που «βλέπουν» οι συμβατικές μονάδες), η ημερήσια μεταβολή του φορτίου μέσω του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης και το ημερήσιο κέρδος που προκύπτει από την εν λόγω μεταβολή φορτίου. 12000 Ισχύς (MW) 10000 8000 6000 4000 2000 1 14 27 40 53 66 79 92 105 118 131 144 157 170 183 196 209 222 235 248 261 274 287 300 313 326 339 352 365 0 Χρόνος (d) Σχήμα 4.14 Ημερήσια ηλεκτρική κατανάλωση του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 4500 4000 Ισχύς (MW) 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 1 14 27 40 53 66 79 92 105 118 131 144 157 170 183 196 209 222 235 248 261 274 287 300 313 326 339 352 365 0 Χρόνος (d) Σχήμα 4.15 Ημερήσια έγχυση ενέργειας μονάδων ΑΠΕ του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 71 10000 Ισχύς (MW) 8000 6000 4000 2000 1 14 27 40 53 66 79 92 105 118 131 144 157 170 183 196 209 222 235 248 261 274 287 300 313 326 339 352 365 0 Χρόνος (d) Σχήμα 4.16 Ημερήσιο καθαρό φορτίο του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 700 Ενέργεια(MWh) 600 500 400 300 200 100 1 14 27 40 53 66 79 92 105 118 131 144 157 170 183 196 209 222 235 248 261 274 287 300 313 326 339 352 365 0 Χρόνος (d) Σχήμα 4.17 Ημερήσια μεταβολή ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 μέσω της ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης με συνθήκες ενσωμάτωσης 30€/MWh–15% Κέρδος (€) 25,000.00 20,000.00 15,000.00 10,000.00 5,000.00 1 16 31 46 61 76 91 106 121 136 151 166 181 196 211 226 241 256 271 286 301 316 331 346 361 - Χρόνος (d) Σχήμα 4.18 Ημερήσιο κέρδος λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 μέσω της ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης με συνθήκες ενσωμάτωσης 30€/MWh – 15% Από το Σχήμα 4.17 γίνεται φανερό ότι μεταβολή του φορτίου του συστήματος της Κρήτης πραγματοποιείται καθ΄ όλη τη διάρκεια του έτους. Παρατηρείται ότι 72 μικρότερη συχνότητα μεταβολής παρουσιάζεται στην περιοχή του μεγαλύτερου «καθαρού» φορτίου ενώ μεγαλύτερη τις ημέρες μέσου «καθαρού» φορτίου 1η-71η και 326η–365η. Ωστόσο, η μεταβολή της ηλεκτρικής κατανάλωσης εξαρτάται από την ωριαία μεταβολή του φορτίου βάσης και την ωριαία διείσδυση των μονάδων ΑΠΕ κατά τη διάρκεια κάθε ημέρας κατανομής. Έτσι, λοιπόν, είναι δυνατόν η μεγαλύτερη ημερήσια μεταβολή φορτίου να μην παρατηρείται την ίδια ημέρα κατανομής με αυτήν που παρουσιάζει τη μεγαλύτερη ωριαία μεταβολή φορτίου. Από το Σχήμα 4.18 γίνεται αντιληπτό ότι το ημερήσιο κέρδος παρουσιάζει μεγάλη συχνότητα στην περιοχή των 10.000€ κατά τις ημέρες 1η–91η και 290η–365η . Αντίθετα, λαμβάνει τις μικρότερες τιμές κατά τη διάρκεια των υψηλών τιμών «καθαρού» φορτίου. Θα πρέπει να σημειωθεί ότι η μέγιστη ημερήσια μεταβολή του φορτίου που φαίνεται στο Σχήμα 4.17 δεν συνοδεύεται από το μέγιστο ημερήσιο κέρδος του συστήματος που φαίνεται στο Σχήμα 4.18. Προκύπτει, λοιπόν, ότι για το ίδιο κόστος επιβάρυνσης και ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής κατανάλωσης δεν υπάρχει αναλογική σχέση μεταξύ της μεταβολής του φορτίου και της εξοικονόμησης του κόστους λειτουργίας του συστήματος. Για καλύτερη διάκριση μεταξύ των ημερών έντονης και ασθενούς ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης παρουσιάζεται το διάγραμμα της ημερήσιας μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης για κόστος επιβάρυνσης 150€/MWh και ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής 15%. Ενέργεια(MWh) 80 60 40 20 1 14 27 40 53 66 79 92 105 118 131 144 157 170 183 196 209 222 235 248 261 274 287 300 313 326 339 352 365 0 Χρόνος (d) Σχήμα 4.19 Ημερήσια μεταβολή ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 μέσω της ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης με συνθήκες ενσωμάτωσης 150€/MWh–15% Στο παραπάνω σχήμα (Σχήμα 4.19) γίνεται περισσότερο εμφανής η μικρή μετατόπιση φορτίου που συμβαίνει την περίοδο των ημερών 220η με 280η κατά την οποία το 73 «καθαρό» φορτίο παρουσιάζει την μεγαλύτερη αιχμή. Η μεγαλύτερη αιχμή «καθαρού» φορτίου προκύπτει σε περίοδο μεγάλου φορτίου αναφοράς και μέσης ενσωμάτωσης μονάδων ΑΠΕ, όπως φαίνεται αντίστοιχα στα σχήματα Σχήμα 4.14 και Σχήμα 4.15. Επιπλέον, η μεγαλύτερη μεταβολή φορτίου παρουσιάζεται τις ημέρες 30η-130η και 290η-340η κατά τις οποίες το «καθαρό» φορτίο κυμαίνεται στα χαμηλότερα επίπεδα. Τα χαμηλότερα επίπεδα «καθαρού» φορτίου προκύπτουν σε περιόδους χαμηλού φορτίου βάσης και μέσης ενσωμάτωσης μονάδων ΑΠΕ, όπως φαίνεται αντίστοιχα στα σχήματα Σχήμα 4.14 και Σχήμα 4.15. Το γεγονός ότι η μεγάλη μεταβολή φορτίου παρατηρείται σε περιόδους χαμηλού «καθαρού» φορτίου οφείλεται στην προσπάθεια ενίσχυσης μέσω μετατόπισης του μειωμένου λόγω μονάδων ΑΠΕ φορτίου. Η ενίσχυση αυτή αποτρέπει τη σβέση μονάδων βάσης με υψηλό κόστος σβέσης και τη λειτουργία ακριβών μονάδων εξασφαλίζοντας την οικονομική λειτουργία του συστήματος. 4.6.1 Ανάλυση του μεγαλύτερου ετησίως ημερήσιου κέρδους λειτουργίας του συστήματος Στην υποενότητα αυτή εξετάζεται η ημέρα κατανομής του έτους 2013 η οποία παρουσιάζει το μεγαλύτερο ετησίως ημερήσιο κέρδος λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης. Πρόκειται για την 70η ημέρα κατανομής όπως φαίνεται και στο Σχήμα 4.18. Η συγκεκριμένη ημέρα παρουσιάζει το μεγαλύτερο κέρδος για την περίπτωση κόστους επιβάρυνσης 30€/MWh επιβαλλόμενου στην ωριαία αύξηση φορτίου και για την περίπτωση ποσοστού μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής του φορτίου αναφοράς 15%. Αυτό σημαίνει ότι για τις συγκεκριμένες συνθήκες, η ενσωμάτωση του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης καθίσταται περισσότερο κερδοφόρα για την εν λόγω ημέρα μεταξύ όλων των υπόλοιπων ημερών του εξεταζόμενου έτους. Το μέγιστο ετησίως ημερήσιο κέρδος, λοιπόν, ανέρχεται σε 21.710€. Στη συνέχεια, παρουσιάζονται το φορτίο αναφοράς, η παραγωγή των μονάδων ΑΠΕ και κατ’ επέκταση το καθαρό φορτίο του συστήματος για την εξεταζόμενη ημέρα κατανομής. 74 400 350 Ισχύς (MW) 300 250 200 150 100 50 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος(h) Καθαρό φορτίο - Θερμικό σύστημα Α/Π Φ/Β Φορτίο αναφοράς Σχήμα 4.20 Ωριαίο προφίλ ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης κατά την 70η ημέρα κατανομής του έτους 2013 Από το Σχήμα 4.20 γίνεται αντιληπτό ότι η διείσδυση των μονάδων ΑΠΕ καλύπτει σημαντικό μέρος του ωριαίου φορτίου αναφοράς. Η ωριαία διείσδυση κυμαίνεται από 4% έως 59% της αντίστοιχης ωριαίας κατανάλωσης με συνεχή διείσδυση των αιολικών μονάδων. Η μικρότερη διείσδυση παρατηρείται κατά τις ώρες 19η-24η κατά τις οποίες η παραγωγή των φωτοβολταϊκών μονάδων είναι μηδενική και η παραγωγή των αιολικών μονάδων κυμαίνεται κατά μέσο όρο στα 15MW (5% του ωριαίου φορτίου). Στο χρονικό αυτό διάστημα της ημέρας κατανομής παρατηρείται υψηλό φορτίο αναφοράς της τάξης των 300MW με το μεγαλύτερο ωριαίο φορτίο των 346,13MW να παρουσιάζεται κατά την 20η ώρα. Αντίθετα, τις ώρες 9η–15η η παραγωγή των ΑΠΕ είναι της τάξης των 100MW και καλύπτει το μισό περίπου του ωριαίου φορτίου με μέγιστη διείσδυση (59%) κατά την 12η ώρα. Στο διάστημα αυτό το φορτίο αναφοράς κυμαίνεται στο μέσο επίπεδο των 200MW. Γίνεται αντιληπτό, λοιπόν, ότι η διείσδυση των ΑΠΕ αυτής της μορφής έχει ως αποτέλεσμα τη δημιουργία μεγάλης απόκλισης του επιπέδου κατανάλωσης μεταξύ των περιόδων χαμηλής και υψηλής ζήτησης. Με την ενσωμάτωση του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης επιδιώκεται η δημιουργία ομοιόμορφου προφίλ κατανάλωσης, ώστε να μειώνεται η κατανάλωση σε περιόδους υψηλής ζήτησης με αποτέλεσμα να αποφεύγεται η ένταξη ακριβών μονάδων στις αντίστοιχες περιόδους και ταυτόχρονα να αυξάνεται η κατανάλωση σε περιόδους χαμηλής ζήτησης, με αποτέλεσμα να ενισχύεται η συμμετοχή των φθηνών μονάδων βάσης. Παρακάτω, παρουσιάζεται η 75 επίδραση του εξεταζόμενου προγράμματος απόκρισης της ζήτησης στο προφίλ κατανάλωσης της 70ης ημέρας κατανομής. Ισχύς (MW) 400 331.73 300 200 245.41 163 100 95.51 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος (h) Καθαρό φορτίο - Θερμικό σύστημα Καθαρό φορτίο - Σενάριο μετατόπισης - 30€/MWh - 15% Σχήμα 4.21 Ωριαίο προφίλ ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης κατά την 70η ημέρα κατανομής του έτους 2013 σε κάθε περίπτωση λειτουργίας του συστήματος Από το Σχήμα 4.21, λοιπόν, παρατηρείται η επίτευξη του επιδιωκόμενου στόχου του εξεταζόμενου προγράμματος. Παρατηρείται, δηλαδή, μείωση του φορτίου κατά τις ώρες 18η–23η (περίοδος υψηλής ζήτησης) και αύξηση του φορτίου κατά τις ώρες 1η– 17η (περίοδος χαμηλής ζήτησης). Στη συγκεκριμένη ημέρα κατανομής κατά την περίοδο υψηλής ζήτησης η μέση τιμή της ωριαίας κατανάλωσης ανέρχεται στα 300MW, ενώ στην αντίστοιχη περίπτωση της χαμηλής ζήτησης ανέρχεται στα 130MW. Έτσι, λοιπόν, επιδιώκεται η μείωση της απόκλισης των δύο παραπάνω επιπέδων ηλεκτρικής κατανάλωσης. Με την εφαρμογή της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης, υπό τις αναφερόμενες συνθήκες εφαρμογής (30€/MWh-15%), κατά την 70η ημέρα κατανομής το κέρδος που προκύπτει στη λειτουργία του θερμικού συστήματος της Κρήτης από τη μεταβολή της ηλεκτρικής κατανάλωσης κατά 333.14MWh, ανέρχεται σε 21.710€. Όπως έχει αναφερθεί, ήδη, το κέρδος αυτό αποτελεί το μέγιστο δυνατό σε ετήσιο επίπεδο για τις συγκεκριμένες συνθήκες. Ανάλογα, όμως με το επιβαλλόμενο κάθε φορά κόστος επιβάρυνσης και ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής η τιμή του κέρδους αυτού διαφέρει σε κάθε περίπτωση και συγκεκριμένα αυξάνεται με την αύξηση του ποσοστού μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής, ενώ μειώνεται με την αύξηση του κόστους επιβάρυνσης. Αυτό έχει ως αποτέλεσμα το μεγαλύτερο κέρδος λειτουργίας του συστήματος που προκύπτει μέσω του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης να μην εμφανίζεται σε συγκεκριμένη ημέρα κατανομής, αλλά αντίθετα η εμφάνισή του ποικίλει ανάλογα με 76 τις συνθήκες ενσωμάτωσης του εν λόγω προγράμματος καθώς και από τις αντίστοιχες συνθήκες λειτουργίας του συστήματος. Η αιτία που οδηγεί στο μεγάλο αυτό κέρδος οφείλεται στον τρόπο ένταξης των συμβατικών θερμικών μονάδων ανάλογα με τις ωριαίες ανάγκες του συστήματος. Στη συνέχεια παρουσιάζεται η συμμετοχή των θερμικών μονάδων ανά τεχνολογία παραγωγής στο ημερήσιο μίγμα παραγωγής καθώς και η ωριαία παραγωγή κάθε μονάδας τόσο στην περίπτωση του αρχικού θερμικού συστήματος όσο και στην περίπτωση της ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης. Ισχύς (MW) 400 300 200 100 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Α/Π Φορτίο αναφοράς Χρόνος (h) Μονάδες εσωτερικής καύσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Φ/Β Σχήμα 4.22 Ωριαίο προφίλ παραγωγής ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 70η ημέρα κατανομής του έτους 2013 Ισχύς (MW) 400 200 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος(h) Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Α/Π Φορτίο αναφοράς Μονάδες εσωτερικής καύσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Φ/Β Σχήμα 4.23 Ωριαίο προφίλ παραγωγής ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 70η ημέρα κατανομής του έτους 2013 με συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 30€/MWh και 15% 77 Συμμετοχή στη σύνθεση παραγωγής (%) 100% 0.62% 0.00% 80% 38.15% 38.13% 36.49% 38.44% 24.74% 23.42% Θερμικό σύστημα 30€/MWh - 15% 60% 40% 20% 0% Συνθήκες λειτουργίας θερμικού συστήματος Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Μονάδες εσωτερικής καύσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Σχήμα 4.24 Ποσοστιαία συμμετοχή ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων στην ημερήσια παραγωγή του συστήματος της Κρήτης κατά την 70η ημέρα κατανομής του έτους 2013 για λειτουργία του συστήματος σε κάθε περίπτωση ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης Ισχύς (MW) 80 60 40 20 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 LIN_ATM3 LIN_D4 LIN_ATM4 XAN_CCGT 14 15 16 17 Χρόνος(h) XAN_AS1 ATHER_D1 LIN_D1 ATHER_D2 18 19 20 21 22 23 24 LIN_D2 ATHER_ATM1 LIN_D3 ATHER_ATM2 Ισχύς (MW) Σχήμα 4.25 Ωριαίο προφίλ παραγωγής των συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 70η ημέρα κατανομής του έτους 2013 80 60 40 20 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 Χρόνος (h) LIN_ATM3 LIN_D4 LIN_ATM4 XAN_CCGT XAN_AS1 ATHER_D1 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 LIN_D1 ATHER_D2 LIN_D2 ATHER_ATM1 LIN_D3 ATHER_ATM2 Σχήμα 4.26 Ωριαίο προφίλ παραγωγής των συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 70η ημέρα κατανομής του έτους 2013 με συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 30€/MWh και 15% 78 Από τα σχήματα Σχήμα 4.22 , Σχήμα 4.23 , Σχήμα 4.24 , Σχήμα 4.25 και Σχήμα 4.26 γίνεται φανερό ότι με την ενσωμάτωση του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης αποφεύγεται η συμμετοχή των αεριοστροβιλικών μονάδων στη σύνθεση της παραγωγής της 70ης ημέρας κατανομής και μειώνεται η συμμετοχή της μονάδας συνδυασμένου κύκλου στο ελάχιστο δυνατό επίπεδο. Επιπλέον, μειώνεται και η συμμετοχή των ατμοηλεκτρικών μονάδων καθώς η συμμετοχή τους στη διαδικασία παραγωγής σε ορισμένες ώρες της ημέρας κατανομής κρίνεται πλέον περιττή. Τα μειωμένα ποσοστά των παραπάνω μονάδων οδηγούν σε αύξηση της παραγωγής των μονάδων εσωτερικής καύσης. Δεδομένου, λοιπόν, ότι οι αεριοστροβιλικές μονάδες καθώς και η μονάδα συνδυασμένου κύκλου έχουν ακριβές προσφορές έγχυσης ενέργειας και επιπλέον οι συγκεκριμένες ατμοηλεκτρικές μονάδες η συμμετοχή των οποίων αποφεύγεται από τη διαδικασία παραγωγής έχουν ακριβότερες προσφορές από τις αντίστοιχες των μονάδων εσωτερικής καύσης, το σύστημα οδηγείται σε οικονομικότερη λειτουργία. Πιο συγκεκριμένα από τα σχήματα Σχήμα 4.25 και Σχήμα 4.26 παρατηρείται ότι η αύξηση του φορτίου κατά τις ώρες 1η–17η έχει ως αποτέλεσμα η ατμοηλεκτρική μονάδα ATHER_ATM2 να είναι συνεχώς ενταγμένη στο σύστημα της Κρήτης και να παρουσιάζει σταθερή παραγωγή με εξαίρεση τις περιόδους υψηλής ζήτησης όπου και αυξάνεται. Η μονάδα αυτή παρουσιάζει τις πιο οικονομικά συμφέρουσες προσφορές ενέργειας μεταξύ όλων των υπόλοιπων θερμικών μονάδων του συστήματος. Επιπλέον, και οι μονάδες εσωτερικής καύσης ATHER_D1 και ATHER_D2 είναι ενταγμένες καθ’ όλη τη διάρκεια της ημέρας κατανομής με εξαίρεση τις ώρες της χαμηλότερης κατανάλωσης 3η-4η και 11η-13η κατά τις οποίες μία εκ των δύο μονάδων επαρκεί για τις ενεργειακές ανάγκες του συστήματος. Ομοίως με την ATHER_ATM2, παρουσιάζουν σταθερή παραγωγή όλες τις ώρες που είναι ενταγμένες με εξαίρεση τις ώρες υψηλής ζήτησης 20η-21η. Πρόκειται για τις οικονομικότερες μονάδες του συστήματος ακολουθώντας την ατμοηλεκτρική μονάδα ATHER_ATM2. Η ένταξη των παραπάνω μονάδων κατά τις ώρες χαμηλής ζήτησης (1η–17η) ικανοποιεί τις απαιτήσεις του συστήματος και καθιστά περιττή την ένταξη και λειτουργία των μικρών μονάδων εσωτερικής καύσης LIN_D1-LIN_D4, οι οποίες εντάσσονταν τις αντίστοιχες ώρες κατά την αρχική λειτουργία του θερμικού συστήματος. Οι εν λόγω μονάδες εντάσσονται πλέον μόνο κατά την περίοδο υψηλής 79 ζήτησης (18η-24η) παρουσιάζοντας περισσότερο συνεκτική παραγωγή χωρίς έντονες μεταβολές της λειτουργικής τους κατάστασης. Όσον αφορά τις μικρές ατμοηλεκτρικές μονάδες LIN_ATM3 και LIN_ATM4, οι οποίες εντάσσονται κατά την περίοδο 18η -24η κατά την αρχική λειτουργία του θερμικού συστήματος, η μείωση τμήματος της κατανάλωσης κατά την περίοδο αυτή μέσω του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης οδηγεί στην αποφυγή της ένταξής τους. Έτσι, λοιπόν, το σύστημα δεν επιβαρύνεται από το κόστος σβέσης των μονάδων αυτών. Η μονάδα συνδυασμένου κύκλου παρουσιάζει σταθερή παραγωγή κατά τη διάρκεια της ημέρας η οποία ανέρχεται στο ελάχιστο δυνατό επίπεδο παραγωγής της για τους λόγους που αναφέρονται στην ενότητα 4.5. Τέλος, η μοναδική αεριοστροβιλική μονάδα XAN_AS1 που συμμετέχει στην αρχική λειτουργία του συστήματος κατά την περίοδο υψηλής ζήτησης, δεν συμβάλλει στη διαδικασία παραγωγής του συστήματος με την ενσωμάτωση του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης λόγω της μείωσης της κατανάλωσης τη συγκεκριμένη περίοδο. Η αποφυγή, λοιπόν, των ακριβών προσφορών της μονάδας XAN_AS1 οδηγεί σε σημαντική εξοικονόμηση λειτουργικού κόστους. Ο τρόπος με τον οποίο, γίνεται η ένταξη και η κατανομή της παραγωγής των συμβατικών θερμικών μονάδων με ενίσχυση της παραγωγής των φθηνών μονάδων (ατμοηλεκτρικές, εσωτερικής καύσης) και μείωση της παραγωγής ή ακόμα και αποφυγή ένταξης των ακριβών (συνδυασμένου κύκλου, αεριοστροβιλικές) οδηγεί στην οικονομική λειτουργία του συστήματος και μάλιστα στην περίπτωση της εξεταζόμενης ημέρας κατανομής στη μεγαλύτερη εξοικονόμηση του λειτουργικού κόστους του συστήματος. 80 4.6.2 Ανάλυση της μεγαλύτερης ετησίως ημερήσιας μεταβολής ηλεκτρικής κατανάλωσης Στην υποενότητα αυτή εξετάζεται η ημέρα κατανομής του έτους 2013 κατά την οποία παρουσιάζεται η μεγαλύτερη ετησίως ημερήσια μεταβολή ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης. Πρόκειται για την 343η ημέρα κατανομής. Η συγκεκριμένη ημέρα παρουσιάζει τη μεγαλύτερη μεταβολή φορτίου μέσω της ενσωμάτωσης του εξεταζόμενου προγράμματος απόκρισης της ζήτησης για τις συγκεκριμένες συνθήκες κόστους επιβάρυνσης 30€/MWh επιβαλλόμενου στην ωριαία αύξηση φορτίου και ποσοστού μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής του φορτίου αναφοράς 15%. Η εν λόγω μεταβολή ανέρχεται σε 571.56MWh. Για άλλες συνθήκες διαφέρει η ημέρα κατανομής που παρουσιάζει τη μεγαλύτερη ημερήσια μεταβολή. Αυτό οφείλεται στα διαφορετικά περιθώρια ευελιξίας που δίνονται για κάθε ημέρα ανάλογα με τις εκάστοτε συνθήκες ενσωμάτωσης. Αξιοσημείωτο, επίσης, αποτελεί το γεγονός ότι κατά την εν λόγω ημέρα δεν παρουσιάζεται το μεγαλύτερο ετησίως ημερήσιο κέρδος του συστήματος για τις ίδιες συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης. Αυτό αποδεικνύει ότι δεν υπάρχει αναλογική σχέση μεταξύ κέρδους και μεταβολής του φορτίου αναφοράς. Δηλαδή, ημέρα κατανομής με μικρότερη ημερήσια μεταβολή παρουσιάζει μεγαλύτερο συγκριτικά κέρδος από αντίστοιχη ημέρα κατανομής με μεγαλύτερη ημερήσια μεταβολή φορτίου. Αυτό που θα καθορίσει το μεγαλύτερο κέρδος είναι ο κατάλληλος τρόπος ένταξης των μονάδων που θα επιτευχθεί μέσω της εν λόγω μεταβολής. Στη συνέχεια, παρουσιάζονται το φορτίο αναφοράς, η παραγωγή των μονάδων ΑΠΕ και κατ’ επέκταση το καθαρό φορτίο του συστήματος για την Ισχύς (MW) εξεταζόμενη ημέρα κατανομής. 600 400 200 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος(h) Καθαρό φορτίο - Θερμικό σύστημα Α/Π Φ/Β Φορτίο αναφοράς Σχήμα 4.27 Ωριαίο προφίλ ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης κατά την 343η ημέρα κατανομής του έτους 2013 81 Από το Σχήμα 4.27 γίνεται αντιληπτό ότι η διείσδυση των μονάδων ΑΠΕ καλύπτει σημαντικό μέρος του ωριαίου φορτίου αναφοράς. Η ωριαία διείσδυση κυμαίνεται από 8% έως 56% της αντίστοιχης ωριαίας κατανάλωσης με συνεχή διείσδυση των αιολικών μονάδων. Η χαμηλή διείσδυση παρατηρείται κατά τις ώρες υψηλής ζήτησης 18η-24η. Αντίθετα τις προηγούμενες ώρες 10η–15η , περίοδος μέσης ζήτησης, η παραγωγή των ΑΠΕ καλύπτει το μισό περίπου του ωριαίου φορτίου με μέγιστη διείσδυση (56%) κατά την 12η ώρα. Έτσι, λοιπόν, με την αναφερόμενη διείσδυση των ΑΠΕ η περίοδος μέσης ζήτησης μετατρέπεται σε περίοδο χαμηλής ζήτησης και συνεπώς ενισχύεται η απόκλιση του επιπέδου κατανάλωσης μεταξύ των περιόδων υψηλής και χαμηλής ζήτησης. Με την ενσωμάτωση του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης επιδιώκεται η δημιουργία ομοιόμορφου προφίλ κατανάλωσης ώστε να μειώνεται η κατανάλωση σε περιόδους υψηλής ζήτησης με αποτέλεσμα να αποφεύγεται η ένταξη ακριβών μονάδων στις αντίστοιχες περιόδους και ταυτόχρονα να αυξάνεται η κατανάλωση σε περιόδους χαμηλής ζήτησης με αποτέλεσμα να ενισχύεται η συμμετοχή των φθηνών μονάδων βάσης. Παρακάτω, παρουσιάζεται η επίδραση του εξεταζόμενου προγράμματος απόκρισης της ζήτησης στο προφίλ κατανάλωσης της 343ης ημέρας κατανομής. 500 393.17 Ισχύς (MW) 400 306.849 300 193 200 114.1 100 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος (h) Καθαρό φορτίο - Θερμικό σύστημα Καθαρό φορτίο - Σενάριο μετατόπισης - 30€/MWh - 15% Σχήμα 4.28 Ωριαίο προφίλ ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης κατά την 343η ημέρα κατανομής του έτους 2013 σε κάθε περίπτωση λειτουργίας του συστήματος Από το Σχήμα 4.28 παρατηρείται η επίτευξη του επιδιωκόμενου στόχου του εξεταζόμενου προγράμματος. Δηλαδή μείωση του φορτίου κατά τις ώρες 17η–24η (περίοδος υψηλής ζήτησης) και αύξηση του φορτίου κατά τις ώρες 1η–15η (περίοδος χαμηλής ζήτησης). Στη συγκεκριμένη ημέρα κατανομής κατά την περίοδο υψηλής 82 ζήτησης η μέση τιμή της ωριαίας κατανάλωσης ανέρχεται στα 330MW, ενώ στην αντίστοιχη περίπτωση της χαμηλής ζήτησης ανέρχεται στα 155MW. Έτσι, λοιπόν, επιδιώκεται η μείωση της απόκλισης των δύο παραπάνω επιπέδων ηλεκτρικής κατανάλωσης. Άξιο προσοχής αποτελεί το γεγονός ότι σε αντίθεση με το σύνηθες ημερήσιο προφίλ κατανάλωσης (δύο κορυφές και δύο κοιλάδες) το παραπάνω προφίλ παρουσιάζει δύο μόνο διακριτές περιοχές κατανάλωσης υψηλής και χαμηλής ζήτησης. Αυτό είναι αποτέλεσμα της κατάλληλης ενσωμάτωσης των μονάδων ΑΠΕ. Με την εφαρμογή της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης, υπό τις αναφερόμενες συνθήκες (30€/MWh-15%), κατά την 343η ημέρα κατανομής το κέρδος που προκύπτει στη λειτουργία του θερμικού συστήματος της Κρήτης από την εν λόγω μεταβολή ανέρχεται σε 13.640€. Το κέρδος αυτό δεν αποτελεί το μέγιστο δυνατό σύμφωνα με την υποενότητα 4.6.1, ωστόσο προκύπτει από τη μεγαλύτερη ετησίως ημερήσια μεταβολή ηλεκτρικής κατανάλωσης η οποία ανέρχεται σε 571.56MWh. Η αιτία που οδηγεί στη μεγάλη αυτή μεταβολή οφείλεται στον τρόπο ένταξης των συμβατικών θερμικών μονάδων ανάλογα με τις ωριαίες ανάγκες του συστήματος. Στη συνέχεια παρουσιάζεται η συμμετοχή των θερμικών μονάδων ανά τεχνολογία στο ημερήσιο μίγμα παραγωγής καθώς και η ωριαία παραγωγή κάθε μονάδας τόσο στην περίπτωση του αρχικού θερμικού συστήματος όσο και στην περίπτωση της ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης. Ισχύς (MW) 600 400 200 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος (h) Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Α/Π Μονάδες εσωτερικής καύσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Φ/Β Σχήμα 4.29 Ωριαίο προφίλ παραγωγής ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 343η ημέρα κατανομής του έτους 2013 83 Ισχύς(MW) 600 400 200 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Α/Π Χρόνος(h) Μονάδες εσωτερικής καύσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Φ/Β Συμμετοχή στη σύνθεση παραγωγής (%) Σχήμα 4.30 Ωριαίο προφίλ παραγωγής ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 343η ημέρα κατανομής του έτους 2013 με συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 30€/MWh και 15% 100% 80% 60% 1.11% 30.53% 0.00% 30.30% 34.41% 38.25% 33.96% 31.45% Θερμικό σύστημα 30€/MWh - 15% 40% 20% 0% Συνθήκες λειτουργίας θερμικού συστήματος Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Μονάδες εσωτερικής καύσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Σχήμα 4.31 Ποσοστιαία συμμετοχή ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων στην ημερήσια παραγωγή του συστήματος της Κρήτης κατά την 343η ημέρα κατανομής του έτους 2013 για λειτουργία του συστήματος σε κάθε περίπτωση ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης Ισχύς (MW) 80 60 40 20 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Χρόνος (h) LIN_ATM2 LIN_D1 LIN_ATM3 LIN_D2 14 15 16 17 LIN_ATM4 LIN_D3 18 19 20 21 22 23 24 LIN_ATM5 LIN_ATM6 LIN_D4 XAN_AS1 Σχήμα 4.32 Ωριαίο προφίλ παραγωγής των συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 343η ημέρα κατανομής του έτους 2013 84 Ισχύς (MW) 70 60 50 40 30 20 10 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Χρόνος (h) LIN_ATM2 LIN_D1 XAN_CCGT LIN_ATM3 LIN_D2 ATHER_D1 LIN_ATM4 LIN_D3 ATHER_D2 17 18 19 20 21 22 23 24 LIN_ATM5 LIN_D4 ATHER_ATM1 LIN_ATM6 XAN_AS1 ATHER_ATM2 Σχήμα 4.33 Ωριαίο προφίλ παραγωγής των συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 343η ημέρα κατανομής του έτους 2013 με συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 30€/MWh και 15% Από τα σχήματα Σχήμα 4.29 , Σχήμα 4.30 και Σχήμα 4.31 γίνεται φανερό ότι με την ενσωμάτωση του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης μειώνεται σημαντικά η συμμετοχή των αεριοστροβιλικών μονάδων στη σύνθεση της παραγωγής της 343 ης ημέρας κατανομής. Επιπλέον, μειώνεται και η συμμετοχή της μονάδας συνδυασμένου κύκλου καθώς και η αντίστοιχη συμμετοχή των ατμοηλεκτρικών. Οι μειωμένες συμμετοχές των μονάδων αυτών οδηγούν σε αύξηση της παραγωγής των μονάδων εσωτερικής καύσης. Δεδομένου, λοιπόν, ότι οι αεριοστροβιλικές μονάδες καθώς και η μονάδα συνδυασμένου κύκλου έχουν ακριβές προσφορές έγχυσης ενέργειας, ενώ οι μονάδες εσωτερικής καύσης έχουν συγκριτικά φθηνότερες προσφορές, το σύστημα οδηγείται σε οικονομικότερη λειτουργία. Πιο συγκεκριμένα από τα σχήματα Σχήμα 4.32 και Σχήμα 4.33 παρατηρείται ότι η αύξηση του φορτίου κατά τις ώρες 1η–15η έχει ως αποτέλεσμα οι μονάδες εσωτερικής καύσης ATHER_D1 και ATHER_D2 καθώς και οι ατμοηλεκτρικές μονάδες ATHER_ATM1 και ATHER_ATM2 να είναι συνεχώς ενταγμένες στο σύστημα της Κρήτης και να παρουσιάζουν σταθερή παραγωγή με εξαίρεση τις περιόδους υψηλής ζήτησης (8η,16η-24η), όπου αυξάνεται. Οι μονάδες αυτές παρουσιάζουν τις πιο οικονομικά συμφέρουσες προσφορές ενέργειας μεταξύ όλων των υπόλοιπων θερμικών μονάδων του συστήματος. Επιπλέον, και οι μικρές μονάδες εσωτερικής 85 καύσης LIN_D1-LIN_D4 παρουσιάζουν περισσότερο συνεκτική παραγωγή οι οποίες, όμως, εντάσσονται στο σύστημα μετά την 17η ώρα (περίοδος υψηλής ζήτησης). Όσον αφορά τις μικρές ατμοηλεκτρικές μονάδες (LIN_ATM2-ATM6) εντάσσεται μόνο η μία από τις πέντε μονάδες και συγκεκριμένα η LIN_ATM4 η οποία εντάσσεται στο σύστημα κατά την 18η ώρα και η παραγωγή της παραμένει σε σταθερά επίπεδα. Η ένταξή της οφείλεται στην υψηλή ζήτηση της περιόδου που ακολουθεί της 18 ης ώρας. Αποφεύγεται, λοιπόν, η λειτουργία των άλλων μονάδων της ίδιας τεχνολογίας κατά τις ώρες υψηλής ζήτησης, όπως συμβαίνει στην αρχική λειτουργία του συστήματος, διότι με την ενσωμάτωση του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης μειώνεται η απαίτηση φορτίου κατά την περίοδο αυτή. Η μοναδική μονάδα συνδυασμένου κύκλου παρουσιάζει σταθερή παραγωγή κατά τη διάρκεια της ημέρας η οποία ανέρχεται στο ελάχιστο δυνατό επίπεδο παραγωγής της για τους λόγους που αναφέρονται στην ενότητα 4.5. Τέλος, όσον αφορά τις αεριοστροβιλικές μονάδες δεν εντάσσεται καμία μονάδα της εν λόγω τεχνολογίας, σε αντίθεση με την περίπτωση της αρχικής λειτουργίας του θερμικού συστήματος, όπου εντάσσεται η η η αεριοστροβιλική μονάδα XAN_AS1 κατά την περίοδο υψηλής ζήτησης (18 -24 ). Όλα τα παραπάνω συνηγορούν στην οικονομική λειτουργία του συστήματος. Συμπερασματικά προκύπτει: Για τις ίδιες συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης οι συνθήκες λειτουργίας του συστήματος καθορίζουν σε ποια ημέρα κατανομής θα εμφανιστεί το μεγαλύτερο κέρδος και η μεγαλύτερη μεταβολή της κατανάλωσης. Το μεγαλύτερο κέρδος παρουσιάζεται στην περίπτωση που αποφεύγεται η ένταξη και η αυξημένη παραγωγή ακριβών μονάδων καθώς και η σύντομη λειτουργία μονάδων με μεγάλο κόστος σβέσης, όπως συμβαίνει στην περίπτωση της 70ης ημέρας κατανομής (υποενότητα 4.6.1), ενώ η μεγαλύτερη μεταβολή της κατανάλωσης στην περίπτωση όπου υπάρχουν δύο μόνο διακριτές περιοχές κατανάλωσης, υψηλής και χαμηλής ζήτησης με μεγάλη απόκλιση μεταξύ τους ώστε να υπάρχει μεγαλύτερη δυνατότητα μεταβολής του φορτίου μεταξύ των δύο περιοχών, όπως συμβαίνει στην περίπτωση της 343ης ημέρας κατανομής (υποενότητα 4.6.2). Έτσι, λοιπόν, οι δύο ημέρες είναι δυνατόν να μην συμπίπτουν μεταξύ τους και δεν μπορεί να γίνει εξ’ αρχής η θεώρηση ότι το μεγαλύτερο ημερήσιο κέρδος ισοδυναμεί σε μεγαλύτερη ημερήσια μεταβολή. 86 4.7 Ανάλυση της συμμετοχής των συμβατικών θερμικών μονάδων στη λειτουργία του συστήματος Στην ενότητα αυτή εξετάζεται η επίδραση της ενσωμάτωσης του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης στη συμμετοχή των συμβατικών θερμικών μονάδων στη λειτουργία του συστήματος. 4.7.1 Αριθμός ετήσιων σβέσεων των συμβατικών θερμικών μονάδων Στον παρακάτω πίνακα (Πίνακας 4.8) παρουσιάζεται ο αριθμός των σβέσεων των συμβατικών θερμικών μονάδων στη διάρκεια του έτους 2013 που προκύπτουν από την ενσωμάτωση του εξεταζόμενου προγράμματος απόκρισης της ζήτησης για διάφορα κόστη επιβάρυνσης. Οι σβέσεις παρουσιάζονται ανά τεχνολογία μονάδων. Σημειώνεται, ότι και σ’ αυτή την εξέταση το κόστος επιβάρυνσης επιβάλλεται στην ωριαία αύξηση της κατανάλωσης και επιπλέον το ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής ανέρχεται σε 15%. Πίνακας 4.8 Αριθμός ετήσιων σβέσεων συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 για κάθε περίπτωση ενσωμάτωσης προγράμματος χρονικής μεταβολής ηλεκτρικής κατανάλωσης Αριθμός σβέσεων Κόστος επιβάρυνσης (€/MWh) 0 30 60 90 120 150 180 Θερμικό σύστημα STEAM OCGT 315 678 1022 1152 1186 1201 1200 1240 Όπου, STEAM: Ατμοηλεκτρικές Μονάδες OCGT: Αεριοστροβιλικές Μονάδες ICE: Μονάδες Εσωτερικής Καύσης CCGT: Μονάδες Συνδυασμένου Κύκλου 87 114 197 373 425 442 454 452 480 ICE CCGT 329 748 1239 1452 1516 1569 1603 1747 0 0 0 0 0 0 0 0 Όλα τα παραπάνω οπτικοποιούνται στο σχήμα που ακολουθεί: Σβέσεις συμβατικών θερμικών μονάδων 2000 1747 1500 1240 1000 480 500 0 329 114 0 30 60 90 120 Κόστος επιβάρυνσης (€/MWh) Ατμοηλεκτρικές μονάδες Αεριοστροβιλικές μονάδες 150 180 Θερμικό Σύστημα Μονάδες εσωτερικής καύσης Σχήμα 4.34 Αριθμός ετήσιων σβέσεων συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 ανά τεχνολογία παραγωγής συναρτήσει του κόστους επιβάρυνσης του συστήματος λόγω μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης Από τον πίνακα Πίνακας 4.8 γίνεται φανερό ότι το μικρότερο κόστος επιβάρυνσης οδηγεί σε μικρότερο αριθμό σβέσεων των θερμικών μονάδων. Αυτό οφείλεται στο γεγονός ότι επιβάλλοντας μικρό κόστος επιβάρυνσης ενθαρρύνεται η μεταβολή της ηλεκτρικής κατανάλωσης η οποία συμβάλλει στη διαμόρφωση της τελικής καμπύλης φορτίου χωρίς έντονες μεταβολές και κατ’ επέκταση στην ορθολογικότερη λειτουργία των μονάδων. Η ορθολογικότερη χρήση των μονάδων έγκειται στον αποδοτικό προγραμματισμό του χρόνου λειτουργίας τους. Δηλαδή, μετατοπίζοντας τμήμα της κατανάλωσης από τις ώρες αιχμής σε ώρες χαμηλής ζήτησης είναι δυνατόν μονάδες που τίθενται εκτός λόγω χαμηλής ζήτησης να διατηρούνται πλέον στο σύστημα και αντίστοιχα μονάδες που εκκινούν για να ικανοποιήσουν τις ενεργειακές ανάγκες σε ώρες υψηλής ζήτησης δεν χρειάζεται πλέον να ενταχθούν μόνο για το μικρό χρονικό διάστημα της περιόδου υψηλής ζήτησης. Κατ’ αυτόν τον τρόπο το σύστημα απαλλάσσεται αφενός από το υψηλό κόστος σβέσης των μονάδων βάσης και αφετέρου από τις υψηλές προσφορές έγχυσης ενέργειας των ακριβών μονάδων. Επιπλέον, παρατηρείται για κάθε κόστος επιβάρυνσης ότι οι μονάδες εσωτερικής καύσης παρουσιάζουν τις περισσότερες σβέσεις. Αυτό οφείλεται στο γεγονός ότι οι μονάδες αυτές κατέχουν σημαντικό ποσοστό του μίγματος παραγωγής λόγω των οικονομικών προσφορών ενέργειας που προσφέρουν (μεγαλύτερες από τις προσφορές των ατμοηλεκτρικών και μικρότερες από τις αντίστοιχες των αεριοστροβιλικών) και ταυτόχρονα έχουν εύκολη, γρήγορη και οικονομική διαδικασία ένταξης και σβέσης (μικρότερο κόστος σβέσης και μεγαλύτερο ρυθμό αύξησης παραγωγής από τις 88 ατμοηλεκτρικές). Ακολουθούν οι ατμοηλεκτρικές μονάδες οι οποίες αποτελούν μονάδες βάσης του συστήματος και αποφεύγεται η σβέση τους λόγω αντίστοιχου υψηλού κόστους. Τέλος, οι ακριβές προσφορές των αεριοστροβιλικών μονάδων επιβαρύνουν την οικονομική λειτουργία του συστήματος γι’ αυτό και αποφεύγεται η ένταξή τους (συνεπώς και η σβέση τους). Όσον αφορά τη μονάδα συνδυασμένου κύκλου αυτή είναι μόνιμα εντός λειτουργίας καθώς όπως έχει ήδη αναφερθεί αποτελεί τη μοναδική μονάδα που προσφέρει δευτερεύουσα εφεδρεία στο σύστημα. Από τη στιγμή, λοιπόν, που κάθε ώρα υπάρχει απαίτηση για ρύθμιση δευτερεύουσας εφεδρείας του συστήματος δεν είναι δυνατόν να τεθεί εκτός λειτουργίας η εν λόγω θερμική μονάδα. Στο Σχήμα 4.34 παρατηρείται μεγάλη αύξηση του αριθμού σβέσεων μεταβαίνοντας από το μηδενικό σε κόστος επιβάρυνσης της τάξης των 30€/MWh και στη συνέχεια των 60€/MWh. Η περεταίρω αύξηση του κόστους επιβάρυνσης οδηγεί σε μικρότερη αύξηση και ιδιαίτερα μικρό ρυθμό αύξησης για τις ατμοηλεκτρικές και αεριστροβιλικές μονάδες. Αυτό σημαίνει ότι τα μεγαλύτερα κόστη επιβάρυνσης επηρεάζουν κυρίως τη διαδικασία ένταξης των μονάδων εσωτερικής καύσης. Τα χαρακτηριστικά στοιχεία των μονάδων αυτής της τεχνολογίας αποδεικνύουν ότι οι μονάδες αυτές εντάσσονται εύκολα στη λειτουργία του συστήματος και ομοίως εύκολα τίθενται εκτός δικαιολογώντας τον μεγάλο αριθμό σβέσεων. Έτσι, αποτελούν τις κατάλληλες μονάδες για λειτουργία του συστήματος με ενσωμάτωση μονάδων ΑΠΕ δηλαδή του συστήματος με μεγάλες μεταβολές της ηλεκτρικής κατανάλωσης. Συμπεραίνεται, λοιπόν, ότι μεταξύ των συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης αυτές που επηρεάζονται στο μεγαλύτερο βαθμό από την ενσωμάτωση του εν λόγω προγράμματος απόκρισης της ζήτησης είναι οι μονάδες εσωτερικής καύσης. Τέλος, διευκρινίζεται ότι ο αριθμός των σβέσεων των θερμικών μονάδων σχετίζεται άμεσα με τον αριθμό των εκκινήσεων και αντίστροφα γι’ αυτό και παρουσιάζεται μόνο η μία από τις δύο λειτουργικές καταστάσεις των μονάδων. Η επιλογή των σβέσεων γίνεται δεδομένου ότι το κόστος σβέσης των μονάδων εισάγεται στην αντικείμενη συνάρτηση, όπως παρουσιάζεται στην ενότητα 3.2 και επηρεάζει άμεσα την κατάστρωση του προγράμματος ένταξης και κατανομής των μονάδων. 89 4.7.2 Επίδραση της ποσότητας μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης στην ένταξη των θερμικών μονάδων Στη συνέχεια παρουσιάζεται η επίδραση της ποσότητας μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης στη εκκίνηση των θερμικών μονάδων. Θα αποδειχθεί ότι ακόμα και μικρές ποσότητες της τάξης των δεκάδων kW είναι επαρκείς να οδηγήσουν στην ένταξη θερμικών μονάδων. Η εξέταση της εν λόγω επίδρασης πραγματοποιείται για κόστος επιβάρυνσης των 180€/MWh και ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής του φορτίου αναφοράς 5%. Επιλέγεται το παραπάνω κόστος καθώς στην περίπτωση αυτή η μεταβολή της ηλεκτρικής κατανάλωσης μέσω του εν λόγω προγράμματος απόκρισης της ζήτησης είναι μικρότερη από την αντίστοιχη για μικρότερα κόστη επιβάρυνσης και συνεπώς η όποια μεταβολή μαρτυρά περισσότερο ευδιάκριτα την αιτία που την προκαλεί. Από την εξέταση όλου του έτους (2013) παρουσιάζονται τα αποτελέσματα των δύο πρώτων ημερών κατανομής 1η και 2η. Αντίστοιχα αναλύονται τα αποτελέσματα και για τις υπόλοιπες ημέρες τα οποία όμως για ευνόητους λόγους δεν παρουσιάζονται. Τα αποτελέσματα των δύο εξεταζόμενων ημερών κατανομής παρουσιάζονται στους παρακάτω πίνακες: Πίνακας 4.9 Ωριαίες μεταβολές φορτίου αναφοράς του συστήματος της Κρήτης κατά τις δύο πρώτες ημέρες του έτους 2013 υπό συνθήκες μεταβολής ηλεκτρικής κατανάλωσης 180€/MWh–5% Ώρες 1 16 26 43 Φορτίο αναφοράς(MW) 289.49 270.04 231.63 413.05 Αύξηση φορτίου(MW) 0 0.28 0.02 0 Μείωση φορτίου(MW) 0.28 0 0 0.02 90 Πραγματικό φορτίο(MW) 289.21 270.32 231.65 413.03 Πίνακας 4.10 Ωριαία παραγωγή (σε MW) των συμβατικών θερμικών μονάδων του αρχικού θερμικού συστήματος της Κρήτης κατά τη διάρκεια της 1ης ημέρας κατανομής LIN AS5 LIN D1 LIN D2 LIN D3 LIN D4 XAN AS2_13 ATH D1 ATH D2 ATH ATM1 ATH ATM2 1 19.79 7 7 7 10 5 33 33 40 0 2 5 10 10 10 10 0 42 43.97 30 0 3 0 10 10 10 10 0 36.79 42 30 0 4 0 10 10 10 10 0 33 35.61 30 0 5 0 10 7 7 10 0 37.5 33 0 20 6 0 10 0 0 9.61 0 33 33 0 30 7 0 8.35 0 0 8.5 0 33 33 0 30 8 0 7.17 0 0 8.5 0 33 33 0 30 9 0 8.5 7 0 8.5 0 33 33 0 30.13 10 0 8.17 8.5 7 8.5 0 33 33 0 30 11 0 10 10 10 10 0 33 39.43 0 40 12 0 10 10 10 10 0 42 42 0 47.36 13 0 10 10 10 10 0 42 43.97 0 50 14 0 10 10 10 10 0 37.44 42 0 40 15 0 8.5 8.5 8.5 8.5 0 33 33 0 39.33 16 0 7 7 7.22 8.5 0 33 33 0 30 17 0 8.5 8.5 8.5 8.5 0 33 33 0 36.44 18 0 10 10 10 10 0 33 35.56 20 40 19 0 10 10 10 10 0 43.18 42 30 50 20 0 10 10 10 10 0 49.62 51 30 50 21 0 10 10 10 10 0 47.16 51 30 50 22 0 10 10 10 10 0 40.89 42 30 40 23 0 10 10 10 10 0 33 40.35 30 40 24 0 7 7 8.28 8.5 0 33 33 30 30 Πίνακας 4.11 Ωριαία παραγωγή (σε MW) των συμβατικών θερμικών μονάδων με ενσωμάτωση στο σύστημα της Κρήτης του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης κατά τη διάρκεια της 1ης ημέρας κατανομής υπό συνθήκες 180€/MWh–5% LINAS5 LIN LIN LIN LIN XAN ATH ATH ATH ATH D1 D2 D3 D4 AS2_13 D1 D2 ATM1 ATM2 1 5 7 7 7 10 19.51 33 33 40 0 2 0 10 10 10 10 5 42 43.97 30 0 3 0 10 10 10 10 0 36.79 42 30 0 4 0 10 10 10 10 0 33 35.61 30 0 5 0 7 10 10 7 0 37.5 33 0 20 91 6 0 0 10 9.61 0 0 33 33 0 30 7 0 0 8.35 8.5 0 0 33 33 0 30 8 0 0 7.17 8.5 0 0 33 33 0 30 9 0 7 8.5 8.5 0 0 33 33 0 30.13 10 0 8.5 8.5 8.5 0 0 33 33 0 36.67 11 0 8.5 8.5 8.5 0 0 33 33 30 30.93 12 0 10 10 10 0 0 33 38.36 30 40 13 0 10 10 10 0 0 33.97 42 30 40 14 0 9.44 7 7 0 0 33 33 30 40 15 0 7 0 0 0 0 33 33 30 36.33 16 0 0 0 0 0 0 33 33 30 30 17 0 0 0 7 0 0 33 33 30 33.44 18 0 7 7 10 7 0 34.56 33 30 40 19 0 10 10 10 10 0 43.18 42 30 50 20 0 10 10 10 10 0 49.62 51 30 50 21 0 10 10 10 10 0 47.16 51 30 50 22 0 10 10 10 10 0 40.89 42 30 40 23 0 10 10 10 10 0 33 40.35 30 40 24 0 7 7 8.28 8.5 0 33 33 30 30 Παρατηρώντας τα αποτελέσματα της ωριαίας παραγωγής των μονάδων κατά τη διάρκεια της 1ης ημέρας κατανομής στους παραπάνω πίνακες Πίνακας 4.10 και Πίνακας 4.11 γίνεται αντιληπτό ότι η αύξηση του φορτίου κατά την 16η ώρα οδηγεί στην ένταξη της ατμοηλεκτρικής μονάδας στην περιοχή του Αθερινόλακκου ATHER_ATM1 αντικαθιστώντας τις μονάδες εσωτερικής καύσης των Λινοπεραμάτων LIN_D1-D4. Η ένταξη της ατμοηλεκτρικής μονάδας δεν γίνεται την εν λόγω ώρα αλλά σε προηγούμενη και συγκεκριμένα την 11η. Όμως, η διαδικασία ένταξής της γίνεται με τρόπο προκαθορισμένο από τα τεχνικά χαρακτηριστικά της. Η διαδικασία αυτή περιλαμβάνει το στάδιο του συγχρονισμού και της μετάβασης, γνωστό ως «soak phase», τα οποία διαρκούν συγκεκριμένες ώρες ανάλογα με τη διάρκεια του προηγούμενου διαστήματος κατά το οποίο η μονάδα ήταν εκτός λειτουργίας. Τα στάδια αυτά έχουν διάρκεια για την εν λόγω μονάδα τεσσάρων και δύο ωρών αντίστοιχα. Κατά τη διάρκεια της περιόδου συγχρονισμού της μονάδας η παραγωγή της θεωρείται μηδενική ενώ κατά τη διάρκεια της μεταβατικής περιόδου η παραγωγή της έχει βηματική μορφή, όπως αναφέρεται στην εργασία [1]. Έτσι, λοιπόν, ενταγμένη η μονάδα από την 11η ώρα βρίσκεται ακόμα στο μεταβατικό 92 στάδιο κατά την 16η ώρα και πρέπει να παράγει 30MW. Ωστόσο, αν αθροιστεί η ωριαία παραγωγή των μονάδων εσωτερικής LIN_D1-D4 κατά τη λειτουργία του θερμικού συστήματος (7+7+7.22+8.5=29.72MW) υπολείπονται 0.28MW της απαιτούμενης παραγωγής (30MW). Αυτή, λοιπόν, είναι η ωριαία αύξηση του φορτίου η οποία θα επιτρέψει στην ατμοηλεκτρική μονάδα ATHER_ATM1 να ενταχθεί και να τις αντικαταστήσει. Η ένταξη της συγκεκριμένης μονάδας ευνοεί την οικονομική λειτουργία του συστήματος, διότι παρέχει φθηνότερες προσφορές ενέργειας έναντι των αναφερόμενων μικρών μονάδων εσωτερικής καύσης. Επιπλέον, το μεγάλο κόστος σβέσης της ατμοηλεκτρικής μονάδας υποδεικνύει ότι πρόκειται για μονάδα βάσης με περιορισμένο αριθμό σβέσεων. Όσον αφορά τη μείωση του φορτίου κατά την 1η ώρα κατά 0.28MW προκύπτει ως αντιστάθμιση της αύξησης του φορτίου κατά την 16η ώρα. Η αντιστάθμιση αυτή πραγματοποιείται κατά την 1η ώρα καθώς οδηγεί στη μεγαλύτερη δυνατή εξοικονόμηση του συστήματος. Πρόκειται για μείωση της παραγωγής της αεριοστροβιλικής μονάδας (LIN_AS5) η οποία παρέχει την ακριβότερη προσφορά ενέργειας για το συγκεκριμένο επίπεδο παραγωγής συγκριτικά με τι υπόλοιπες ενταγμένες μονάδες καθ’ όλη τη διάρκεια της ημέρας κατανομής. Στη συνέχεια παρουσιάζονται παρακάτω τα αντίστοιχα αποτελέσματα της 2ης ημέρας κατανομής: Πίνακας 4.12 Ωριαία παραγωγή (σε MW) των συμβατικών θερμικών μονάδων του αρχικού θερμικού συστήματος της Κρήτης κατά τη διάρκεια της 2ης ημέρας κατανομής 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 LIN LIN LIN LIN XANIA ATH ATH ATH ATH D1 D2 D3 D4 CCGT D1 D2 ATM1 ATM2 8.5 8.5 7 0 0 0 7 8.55 8.5 10 10 8.5 10 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 8.5 9.62 10 10 8.5 10 7 0 0 0 0 0 7 8.5 10 10 10 9.26 10 7 0 0 0 0 0 0 7 10 10 10 10 10 67 67 67 67 67 67 67 67 67 67 67 67 67 33 33 33 33 33 33 33 33 33 35.88 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 42 38.22 33 34.18 0 0 0 0 0 0 0 0 30 30 30 30 30 31.06 33.98 31.01 34.37 32.52 32.33 32.18 40 40 40 40 40 40 93 38 39 40 41 42 43 44 45 46 8.5 9.85 10 10 10 10 10 10 10 8.5 10 10 10 10 10 10 10 10 8.5 10 10 10 10 10 10 10 10 9.93 10 10 10 10 10 10 10 10 67 67 67 67 67 85.35 76.69 67 67 33 33 38.91 37.12 51 51 51 51 51 33 33 42 42 51 51 51 51 51 30 30 30 30 30 40 40 40 30 40 40 40 40 50 50 50 50 50 47 48 10 10 10 10 10 10 10 10 67 67 42 33 42 40.79 30 30 50 40 Πίνακας 4.13 Ωριαία παραγωγή (σε MW) των συμβατικών θερμικών μονάδων με ενσωμάτωση στο σύστημα της Κρήτης του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης κατά τη διάρκεια της 2ης ημέρας κατανομής υπό συνθήκες 180€/MWh–5% LIN LIN LIN LIN XANIA ATH ATH ATH ATH D1 D2 D3 D4 CCGT D1 D2 ATM1 ATM2 25 8.06 8.5 8.5 7 67 33 33 0 30 26 7 7 7 0 67 33 33 0 30 27 7 8.5 0 0 67 33 33 0 31.01 28 0 8.5 0 0 67 33 33 0 34.37 29 0 8.5 0 0 67 33 33 0 32.52 30 0 8.5 0 0 67 33 33 0 32.33 31 0 8.5 7 7 67 33 33 0 32.18 32 7 8.55 8.5 8.5 67 33 33 0 40 33 8.5 9.62 10 10 67 33 33 30 40 34 10 10 10 10 67 35.88 42 30 40 35 10 10 10 10 67 33 38.22 30 40 36 8.5 8.5 9.26 10 67 33 33 30 40 37 10 10 10 10 67 33 34.18 30 40 38 8.5 8.5 8.5 9.93 67 33 33 30 40 39 9.85 10 10 10 67 33 33 30 40 40 10 10 10 10 67 38.91 42 30 40 41 10 10 10 10 67 37.12 42 30 40 42 10 10 10 10 67 51 51 30 50 43 10 10 10 10 85.33 51 51 40 50 44 10 10 10 10 76.69 51 51 40 50 45 10 10 10 10 67 51 51 40 50 46 10 10 10 10 67 51 51 30 50 47 10 10 10 10 67 42 42 30 50 48 10 10 10 10 67 33 40.79 30 40 94 Ομοίως με την 1η ημέρα κατανομής παρατηρώντας τους πίνακες Πίνακας 4.12 και Πίνακας 4.13 γίνεται αντιληπτό ότι η αύξηση του φορτίου κατά την 26 η ώρα κατά 0.02MW διατηρεί στο σύστημα τη μονάδα εσωτερικής καύση των Λινοπεραμάτων LIN_D3 καθώς η παρουσία της σε συνδυασμό με την οικονομική προσφορά ενέργειας οδηγεί σε οικονομική λειτουργία του συστήματος ακόμα και με κόστος επιβάρυνσης της τάξης των 180€/MWh. Στην προκειμένη περίπτωση μειώνεται η παραγωγή των ήδη ενταγμένων μονάδων εσωτερικής καύσης LIN_D1-D2 καθώς και της ατμοηλεκτρικής μονάδας ATHER_ATM2 λόγω των ακριβότερων προσφορών ενέργειας που παρέχουν για το συγκεκριμένο επίπεδο παραγωγής. Και εδώ όσον αφορά την ωριαία μείωση του φορτίου ισχύει ό, τι αναφέρθηκε στην περίπτωση της 1ης ημέρας, δηλαδή προκύπτει ως αντιστάθμιση της ωριαίας αύξησης του φορτίου και πραγματοποιείται την ώρα της ημέρας κατανομής που θα οδηγήσει στη μεγαλύτερη εξοικονόμηση του συστήματος. Συγκεκριμένα, πρόκειται για την 43η ώρα λόγω της λειτουργίας της μονάδας XAN_CCGT στο συγκεκριμένο επίπεδο παραγωγής σε συνδυασμό με την αντίστοιχη προσφορά της. Αξίζει, να σημειωθεί ότι σύμφωνα με τους παραπάνω πίνακες Πίνακας 4.12 και Πίνακας 4.13 μεταβάλλεται ο κύκλος λειτουργίας των μονάδων κατά τις δύο εξεταζόμενες ημέρες κατανομής, ωστόσο ο αριθμός των σβέσεών τους παραμένει σταθερός με την ενσωμάτωση του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης. Τέλος, παρουσιάζεται η επίδραση της μεταβολής του φορτίου αναφοράς κατά τις εξεταζόμενες ημέρες στη σύνθεση της παραγωγής ανά τεχνολογία θερμικών μονάδων. 95 Σύνθεση παραγωγής ανά τεχνολογία μονάδων (MWh) 100% 80% 119.92 3267.02 120.2 3267.04 5037.18 5226.08 3288.91 3099.71 180€/MWh Θερμικό Σύστημα 60% 40% 20% 0% Συνθήκες λειτουργίας θερμικού συστήματος Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Μονάδες εσωτερικής καύσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Σχήμα 4.35 Σύνθεση παραγωγής ανά τεχνολογία μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά τις δύο πρώτες ημέρες κατανομής του έτους 2013 ως προς τα δύο σενάρια ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης Από το Σχήμα 4.35 γίνεται φανερό ότι η μεταβολή της κατανάλωσης μόλις κατά 0.3MW οδηγεί σε αύξηση της συμμετοχής των ατμοηλεκτρικών μονάδων κατά 189.2MWh μειώνοντας τη συμμετοχή των αεριοστροβιλικών κατά 0.28MWh και των μονάδων εσωτερικής καύσης 188.9MWh. Από την άλλη πλευρά θα πρέπει να σημειωθεί ότι πρόκειται για μικρές μεταβολές των ποσοστών συμμετοχής οι οποίες δεν είναι ικανές να μεταβάλλουν την κατάταξη ανά τεχνολογία θερμικών μονάδων στη σύνθεση παραγωγής. Ωστόσο, είναι αξιοσημείωτο το γεγονός, ότι η μεταβολή του φορτίου της τάξης των εκατοντάδων kW μπορεί να επιφέρει αλλαγές (έστω και μικρές) στο ημερήσιο μίγμα παραγωγής του συστήματος. Συμπερασματικά προκύπτει ότι: οι θερμικές μονάδες ακολουθούν συγκεκριμένη διαδικασία ένταξης που περιλαμβάνει τη φάση του συγχρονισμού και τη φάση του «soak». Κατά τη φάση του soak η έξοδος των μονάδων ακολουθεί βηματική μορφή με διακριτές τιμές ξεκινώντας από ένα «κάτω κατώφλι». Με άλλα λόγια δεν μπορούν να αποδώσουν ενέργεια ξεκινώντας από το μηδέν. Έτσι, οι μικρές αυξήσεις του φορτίου αναφοράς της τάξης των δεκάδων kW είναι αρκετές, ώστε η ποσότητα της προσφερόμενης ενέργειας των μονάδων να φτάσει στο «κάτω κατώφλι» που αναφέρθηκε παραπάνω και να μπορέσουν να ενταχθούν κατ’ αυτόν τον τρόπο φθηνότερες μονάδες (οικονομικότερες προσφορές, χαμηλότερο κόστος σβέσης), οι οποίες εναλλακτικά δεν θα εντάσσονταν την ίδια ώρα οδηγώντας έτσι το σύστημα σε οικονομικότερη λειτουργία. Οι μικρές, λοιπόν, μεταβολές είναι ικανές να αλλάξουν τον κύκλο λειτουργίας των μονάδων καθιστώντας τον αποδοτικό. 96 4.7.3 Ανάλυση ετήσιας σύνθεσης παραγωγής ανά τεχνολογία θερμικών μονάδων Στην υποενότητα αυτή εξετάζεται η επίδραση της ενσωμάτωσης του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης στην ετήσια σύνθεση παραγωγής ανά τεχνολογία των θερμικών συμβατικών μονάδων. Η εξέταση πραγματοποιείται για κάθε αναφερόμενο κόστος επιβάρυνσης επιβαλλόμενο στην ωριαία αύξηση φορτίου με ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής φορτίου 100% του μέγιστου ετησίως ωριαίου φορτίου (575.47MW). Η επιλογή του συγκεκριμένου ποσοστού, με τη χρήση του οποίου ουσιαστικά εξαλείφεται ο περιορισμός της ποσοτικής μεταβολής του ωριαίου φορτίου αναφοράς, γίνεται ώστε να δοθεί μεγαλύτερη ευελιξία μεταβολής και το κόστος επιβάρυνσης να αποτελεί τον μοναδικό περιοριστικό παράγοντα. Στο παρακάτω σχήμα, λοιπόν, παρουσιάζονται τα διαγράμματα της ετήσιας σύνθεσης παραγωγής ανά τεχνολογία θερμικών μονάδων συναρτήσει του κόστους επιβάρυνσης του συστήματος που επιβάλλεται λόγω της χρονικής μεταβολής του φορτίου Σύνθεση παραγωγής ανά τεχνολογία συμβατικών μονάδων (%) αναφοράς. 45.00% 40.00% 35.00% 30.00% 25.00% 20.00% 15.00% 10.00% 5.00% 0.00% 42.01% 39.61% 30.74% 29.61% 28.38% 28.01% 1.27% 0.37% Σενάρια λειτουργίας θερμικού συστήματος Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Μονάδες εσωτερικής καύσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Σχήμα 4.36 Ανάλυση ετήσιας σύνθεσης παραγωγής του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 συναρτήσει των σεναρίων λειτουργίας του θερμικού συστήματος 97 Από το Σχήμα 4.36 παρατηρείται ότι σε κάθε σενάριο λειτουργίας του θερμικού συστήματος της Κρήτης (είτε με ενσωμάτωση προγράμματος απόκρισης της ζήτησης είτε χωρίς) το μεγαλύτερο ποσοστό του μίγματος παραγωγής κατέχουν οι μονάδες εσωτερικής καύσης, έπονται οι ατμοηλεκτρικές ενώ στην τρίτη και τέταρτη θέση βρίσκονται οι μονάδες συνδυασμένου κύκλου και οι αεριοστροβιλικές αντίστοιχα. Σε κάθε περίπτωση κόστους επιβάρυνσης (με εξαίρεση 0€/MWh και 30€/MWh) το ποσοστό συμμετοχής κάθε είδους μονάδας δεν παρουσιάζει αισθητή μεταβολή με το αντίστοιχο ποσοστό συμμετοχής στην περίπτωση του αρχικού θερμικού συστήματος. Μεγαλύτερες μεταβολές παρουσιάζονται ιδιαίτερα στην περίπτωση του μηδενικού κόστους επιβάρυνσης καθώς και του κόστους των 30€/MWh. Στην περίπτωση του μηδενικού κόστους παρατηρείται μείωση του ποσοστού συμμετοχής των αεριοστροβιλικών μονάδων κατά 70%. Επειδή, όμως, το ποσοστό συμμετοχής των εν λόγω μονάδων στην ετήσια παραγωγή είναι της τάξης του 1% η μείωση αυτή δεν επιφέρει σημαντικές μεταβολές στα άλλα είδη μονάδων. Επιπλέον, παρατηρείται μικρή μείωση των ποσοστών των ατμοηλεκτρικών μονάδων και της μονάδας συνδυασμένου κύκλου κατά 1% και 0.3% αντίστοιχα. Οι μεταβολές αυτές οδηγούν σε αύξηση του ποσοστού των μονάδων εσωτερικής καύσης κατά 2.4%. Όλα τα παραπάνω δείχνουν ότι η μεγαλύτερη μεταβολή που προκύπτει στο μίγμα ετήσιας παραγωγής από την ενσωμάτωση του εξεταζόμενου προγράμματος απόκρισης της ζήτησης αφορά τη συμμετοχή των αεριοστροβιλικών μονάδων η οποία με τη σειρά της επηρεάζει κατά κύριο λόγο την αντίστοιχη συμμετοχή των μονάδων εσωτερικής καύσης, όπως αναφέρθηκε στην υποενότητα 4.7.1. Το μέγεθος, όμως, των προκαλούμενων μεταβολών αποδεικνύει ότι η χρονική μεταβολή της ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης δεν είναι ικανή να αλλάξει την ετήσια σύνθεση παραγωγής ανά τεχνολογία θερμικών μονάδων. Λαμβάνοντας υπόψη τον πίνακα της υποενότητας 4.7.1 (Πίνακας 4.8) γίνεται αντιληπτό, λοιπόν, ότι αυτό που αλλάζει με την μεταβολή του φορτίου αναφοράς είναι ο κύκλος λειτουργίας των μονάδων, ώστε να καθίσταται αποδοτικός για την οικονομική λειτουργία του συστήματος. Για παράδειγμα, η λειτουργία μίας μονάδας με έντονες μεταβολές παραγωγής σε μικρό χρόνο λειτουργίας είναι δυνατόν να κατέχει το ίδιο ποσοστό συμμετοχής στο μίγμα παραγωγής του συστήματος με τη λειτουργία της ίδιας μονάδας που παρουσιάζει ομοιόμορφη παραγωγή σε 98 μεγαλύτερο, όμως, χρόνο λειτουργίας. Η διαφορά μεταξύ των δύο περιπτώσεων έγκειται στο γεγονός ότι η δεύτερη λειτουργία της μονάδας ενισχύει την οικονομική λειτουργία του συστήματος μέσω των οικονομικότερων προσφορών ενέργειας καθώς και της αποφυγής της επιβάρυνσης του συστήματος με το κόστος έναυσης και σβέσης (στην παρούσα διπλωματική λαμβάνεται υπόψη μόνο το κόστος σβέσης). Έτσι, καθοριστικό ρόλο για την εξοικονόμηση λειτουργικού κόστους του συστήματος αποτελεί η ορθολογικότερη λειτουργία των θερμικών μονάδων παραγωγής. 4.8 Ανάλυση της επίδρασης της χρονικής μεταβολής της κατανάλωσης στην ενσωμάτωση των μονάδων ΑΠΕ Σκοπός της ενότητας αυτής αποτελεί η ανάλυση της επίδρασης του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης στην ενσωμάτωση των μονάδων ΑΠΕ στο σύστημα της Κρήτης. Συγκεκριμένα, εξετάζεται η επίδραση του εν λόγω προγράμματος απόκρισης της ζήτησης στην αντιμετώπιση των προβλημάτων που δημιουργεί η διείσδυση των μονάδων ΑΠΕ στο συγκεκριμένο μη διασυνδεδεμένο σύστημα. 4.8.1 Ανάλυση της ημέρας κατανομής με τη μεγαλύτερη ωριαία μείωση φορτίου μέσω του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης Στην υποενότητα αυτή εξετάζεται η ημέρα κατανομής που παρουσιάζει τη μεγαλύτερη ετησίως (για το έτος 2013) ωριαία μείωση φορτίου για κόστος επιβάρυνσης 30€/MWh επιβαλλόμενο στην ωριαία αύξηση φορτίου, εξαλείφοντας τον περιορισμό του ποσοστού μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής φορτίου. Η ημέρα με την ιδιότητα αυτή είναι η 333η ημέρα. Εξετάζονται, λοιπόν, οι συνθήκες του συστήματος (ωριαίο φορτίο αναφοράς και ωριαία παραγωγή ΑΠΕ) που οδηγούν στην εν λόγω μεταβολή και το αποτέλεσμα που επιφέρει με τη σειρά της η μεταβολή αυτή 99 στη λειτουργία του συστήματος για ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής 5% , 15% , 20% και 100%. Παρακάτω, παρουσιάζονται το ωριαίο φορτίο αναφοράς, η ωριαία παραγωγή των μονάδων ΑΠΕ και το ωριαίο καθαρό φορτίο που προκύπτει από την αφαίρεση των δύο προηγούμενων μεγεθών. 500.000 Ισχύς(MW) 400.000 300.000 200.000 100.000 0.000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος (h) Καθαρό φορτίο - Θερμικό σύστημα Α/Π Φ/Β Φορτίο αναφοράς Σχήμα 4.37 Ωριαίο προφίλ ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης κατά την 333η ημέρα κατανομής του έτους 2013 Σύμφωνα με το Σχήμα 4.37, κατά την 333η ημέρα κατανομής η ωριαία παραγωγή των ΑΠΕ καλύπτει κατά μέσο όρο το 50% του φορτίου αναφοράς κατά τις ώρες 9η-13η. Τις ώρες αυτές το φορτίο αναφοράς ανέρχεται κατά μέσο όρο στο επίπεδο των 250MW. Από την άλλη πλευρά κατά τις πρώτες ώρες της εξεταζόμενης ημέρας η έγχυση των ΑΠΕ είναι μειωμένη, καλύπτοντας πλέον περίπου το 25% του ωριαίου φορτίου αναφοράς το οποίο είναι και αυτό μειωμένο στην τιμή των 200MW. Πολύ μεγαλύτερη μείωση παρουσιάζει η παραγωγή των ΑΠΕ κατά την περίοδο υψηλής ζήτησης (17η-24η) καλύπτοντας το 3% της ωριαίας κατανάλωσης με το φορτίο αναφοράς να ανέρχεται στο επίπεδο των 350MW. Το παραπάνω προφίλ παραγωγής των μονάδων ΑΠΕ οδηγεί στη δημιουργία δύο ευδιάκριτων περιόδων ζήτησης (υψηλής και χαμηλής) μέσα στη διάρκεια της ημέρας κατανομής. Η περίοδος χαμηλής ζήτησης περιλαμβάνει τις ώρες 1η-16η ενώ η περίοδος υψηλής ζήτησης τις υπόλοιπες ώρες της ημέρας κατανομής (17η-24η). Το πρόβλημα που δημιουργείται από την εν λόγω διαμόρφωση του προφίλ κατανάλωσης οφείλεται στη μετάβαση από την περίοδο χαμηλής στην περίοδο υψηλής κατανάλωσης κατά την οποία το σύστημα επιβαρύνεται από το υψηλό κόστος λειτουργίας των μονάδων που εντάσσονται για την κάλυψη των μεγάλων ενεργειακών αναγκών της δεύτερης περιόδου. 100 Το παραπάνω πρόβλημα οικονομικής λειτουργίας μπορεί να αντιμετωπιστεί μέσω του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης. Παρακάτω, παρουσιάζονται οι τρόποι αντιμετώπισης του προβλήματος μέσω της ενσωμάτωσης του προγράμματος μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης για συγκεκριμένα σενάρια ενσωμάτωσής του στο σύστημα της Κρήτης: Ισχύς (MW) 500.000 388.030 359.256 301.71 400.000 300.000 243 193 200.000 113.480 100.000 0.000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος (h) Καθαρό φορτίο - Θερμικό σύστημα Σενάριο μετατόπισης - 30€/MWh - 15% Σενάριο μετατόπισης - 30€/MWh - 100% Σενάριο μετατόπισης - 30€/MWh - 5% Σενάριο μετατόπισης - 30€/MWh - 20% Σχήμα 4.38 Ωριαίο προφίλ ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης κατά την 333η ημέρα του έτους 2013 σε κάθε περίπτωση λειτουργίας του συστήματος Από το Σχήμα 4.38 γίνεται αντιληπτό ότι το πρόβλημα αντιμετωπίζεται μέσω της αύξησης του φορτίου κατά την περίοδο χαμηλής ζήτησης (1η-16η) και αντίστοιχης μείωσης του φορτίου κατά την περίοδο υψηλής ζήτησης (17η-24η). Με την αύξηση του ποσοστού μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής φορτίου παρουσιάζεται μεγαλύτερη αύξηση και μείωση φορτίου τις ώρες χαμηλής και υψηλής ζήτησης αντίστοιχα, οδηγώντας σε ένα περισσότερα συνεκτικό προφίλ κατανάλωσης. Στην περίπτωση της εξεταζόμενης ημέρας κατανομής παρουσιάζεται η μεγαλύτερη ωριαία μείωση του φορτίου αμελώντας τον περιορισμό του ποσοστού μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής. Η μεταβολή αυτή παρουσιάζεται κατά την 19η ώρα και πρόκειται για μείωση φορτίου της τάξης των 145.03MW. Ωστόσο, και για τα ποσοστά 5% και 15% η μείωση του φορτίου κατά την 19η ώρα αντιστοιχεί στη μέγιστη δυνατή μείωση που επιτρέπει το αντίστοιχο ποσοστό. Θα πρέπει, όμως, να σημειωθεί ότι για τις περιπτώσεις των ποσοστών αυτών η μέγιστη δυνατή μείωση του φορτίου παρατηρείται και σε άλλες ώρες του εξεταζόμενου έτους. Στην περίπτωση του ποσοστού 100%, όμως, η εν λόγω μεταβολή κατέχει την αποκλειστικότητα μεταξύ όλων των αντίστοιχων μεταβολών τις υπόλοιπες ώρες του έτους. Για το ποσοστό 20% η μείωση του φορτίου κατά την 19η ώρα δεν αντιστοιχεί στη μέγιστη 101 δυνατή λόγω του περιορισμού που εισάγει το συγκεκριμένο ποσοστό. Περισσότερες λεπτομέρειες αναφέρονται στη συνέχεια της υποενότητας. Στον παρακάτω πίνακα (Πίνακας 4.14) παρουσιάζεται η μεταβολή της κατανάλωσης κατά την 19η ώρα της 333ης ημέρας κατανομής του έτους 2013, την ώρα δηλαδή που παρουσιάζεται η μεγαλύτερη μείωση φορτίου, σε απόλυτη αλλά και σε ποσοστιαία μορφή ως προς το μέγιστο ετησίως ωριαίο φορτίο για κάθε σενάριο μετατόπισης. Πίνακας 4.14 Μετατόπιση τμήματος της κατανάλωσης κατά την 19η ώρα της 333ης ημέρας του έτους 2013 σε απόλυτη και ποσοστιαία μορφή ως προς το μέγιστο ετησίως ωριαίο φορτίο για κάθε σενάριο μετατόπισης Σενάρια μετατόπισης 30-5% 30-15% 30-20% 30-100% Μεταβολή κατανάλωσης (MW) 28.774 86.321 101.03 145.03 Ποσοστό μεταβολής (%) 5% 15% 18% 25% Η αιτία που οδηγεί κάθε φορά στη μεταβολή του φορτίου οφείλεται στον τρόπο ένταξης των συμβατικών θερμικών μονάδων ανάλογα με τις ωριαίες ανάγκες του συστήματος. Στη συνέχεια παρουσιάζεται η συμμετοχή των θερμικών μονάδων ανά τεχνολογία παραγωγής στο ημερήσιο μίγμα παραγωγής καθώς και η ωριαία παραγωγή κάθε μονάδας τόσο στην περίπτωση του αρχικού θερμικού συστήματος όσο και στην περίπτωση της ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης. 500 Ισχύς (MW) 400 300 200 100 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος (h) Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Α/Π Φορτίο αναφοράς Μονάδες εσωτερικής κάυσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Φ/Β Σχήμα 4.39 Ωριαίο προφίλ παραγωγής ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 333η ημέρα κατανομής του έτους 2013 102 Ισχύς(MW) 500 400 300 200 100 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος (h) Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Α/Π Φορτίο αναφοράς Μονάδες εσωτερικής κάυσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Φ/Β Σχήμα 4.40 Ωριαίο προφίλ παραγωγής ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 333η ημέρα κατανομής του έτους 2013 με συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 30€/MWh και 5% Ισχύς (MW) 500 400 300 200 100 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος (h) Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Α/Π Φορτίο αναφοράς Μονάδες εσωτερικής κάυσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Φ/Β Σχήμα 4.41 Ωριαίο προφίλ παραγωγής ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 333η ημέρα κατανομής του έτους 2013 με συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 30€/MWh και 15% Ισχύς (MW) 600 400 200 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος(h) Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Α/Π Φορτίο αναφοράς Μονάδες εσωτερικής κάυσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Φ/Β Σχήμα 4.42 Ωριαίο προφίλ παραγωγής ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 333η ημέρα κατανομής του έτους 2013 με συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 30€/MWh και 20% 103 Ισχύτς (MW) 600 400 200 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος (h) Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Α/Π Φορτίο αναφοράς Μονάδες εσωτερικής κάυσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Φ/Β Συμμετοχή στη σύνθεση παραγωγής MWh) Σχήμα 4.43 Ωριαίο προφίλ παραγωγής ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 333η ημέρα κατανομής του έτους 2013 με συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 30€/MWh και 100% 100% 59 42 0 0 0 80% 1640.36 1608.256 1608 1608 1608 1770.96 1943.417 2207.449 2188.7 1941.71 1600.43 1477.077 1255.302 1274.05 1521.04 Θερμικό σύστημα 30€/MWh-5% 30€/MWh-15% 30€/MWh-20% 30€/MWh-100% 60% 40% 20% 0% Συνθήκες λειτουργίας θερμικού συστήματος Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες εσωτερικής κάυσης Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Αεριοστροβιλικές μονάδες Σχήμα 4.44 Συμμετοχή ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων στην ημερήσια παραγωγή του συστήματος της Κρήτης κατά την 333η ημέρα κατανομής του έτους 2013 για λειτουργία του συστήματος σε κάθε περίπτωση ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης Ισχύς (MW) 100 50 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Χρόνος(h) LIN_ATM2 LIN_D2 ATHER_D1 LIN_ATM3 LIN_D3 ATHER_D2 14 15 16 17 LIN_ATM4 LIN_D4 ATHER_ATM1 18 19 20 21 22 23 24 LIN_ATM6 XAN_AS1 ATHER_ATM2 LIN_D1 XAN_CCGT Σχήμα 4.45 Ωριαίο προφίλ παραγωγής των συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 333η ημέρα κατανομής του έτους 2013 104 Ισχύς(MW) 100 50 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 Χρόνος (h) LIN_ATM2 LIN_D2 ATHER_D1 LIN_ATM3 LIN_D3 ATHER_D2 LIN_ATM4 LIN_D4 ATHER_ATM1 LIN_ATM6 XAN_AS1 ATHER_ATM2 LIN_D1 XAN_CCGT Σχήμα 4.46 Ωριαίο προφίλ παραγωγής των συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 333η ημέρα κατανομής του έτους 2013 με συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 30€/MWh και 5% Ισχύς(MW) 100 50 0 1 3 5 7 9 Χρόνος (h) LIN_ATM2 LIN_D2 ATHER_D1 LIN_ATM3 LIN_D3 ATHER_D2 11 13 15 17 LIN_ATM4 LIN_D4 ATHER_ATM1 19 21 23 LIN_ATM6 XAN_AS1 ATHER_ATM2 LIN_D1 XAN_CCGT Σχήμα 4.47 Ωριαίο προφίλ παραγωγής των συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 333η ημέρα κατανομής του έτους 2013 με συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 30€/MWh και 15% Ισχύς(MW) 100 50 0 1 LIN_ATM2 LIN_D2 ATHER_D1 3 5 7 9 Χρόνος (h) LIN_ATM3 LIN_D3 ATHER_D2 11 13 15 17 LIN_ATM4 LIN_D4 ATHER_ATM1 19 21 23 LIN_ATM6 XAN_AS1 ATHER_ATM2 25 LIN_D1 XAN_CCGT Σχήμα 4.48 Ωριαίο προφίλ παραγωγής των συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 333η ημέρα κατανομής του έτους 2013 με συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 30€/MWh και 20% 105 Ισχύς (MW) 100 50 0 1 LIN_ATM2 LIN_D2 ATHER_D1 3 5 7 9 Χρόνος (h) LIN_ATM3 LIN_D3 ATHER_D2 11 13 15 LIN_ATM4 LIN_D4 ATHER_ATM1 17 19 21 23 LIN_ATM6 XAN_AS1 ATHER_ATM2 LIN_D1 XAN_CCGT Σχήμα 4.49 Ωριαίο προφίλ παραγωγής των συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 333η ημέρα κατανομής του έτους 2013 με συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 30€/MWh και 100% Από τα σχήματα Σχήμα 4.39 , Σχήμα 4.40 , Σχήμα 4.41 , Σχήμα 4.42 , Σχήμα 4.43 και Σχήμα 4.44 γίνεται φανερό ότι με την ενσωμάτωση του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης μειώνεται μέχρι μηδενισμό η παραγωγή των αεριοστροβιλικών μονάδων. Ταυτόχρονα μειώνεται και η συμμετοχή των ατμοηλεκτρικών μονάδων στο ημερήσιο μίγμα παραγωγής καθώς και της μονάδας συνδυασμένου κύκλου, η παραγωγή της οποίας ανέρχεται στο ελάχιστο δυνατό επίπεδο. Από την άλλη πλευρά αυξάνεται η συμμετοχή των μονάδων εσωτερικής καύσης. Οι μεταβολές αυτές οδηγούν σε οικονομικότερη λειτουργία του συστήματος δεδομένου ότι οι μονάδες των οποίων η παραγωγή μειώνεται παρέχουν ακριβότερες προσφορές ενέργειας έναντι των μονάδων που παρουσιάζουν αυξημένη παραγωγή. Πιο συγκεκριμένα από τα σχήματα Σχήμα 4.45 , Σχήμα 4.46 , Σχήμα 4.47 , Σχήμα 4.48 και Σχήμα 4.49 παρατηρείται ότι η μείωση του φορτίου κατά τις ώρες 16η-24η οδηγεί στη σταδιακή μείωση της παραγωγής της αεριοστροβιλικής μονάδας XAN_AS1 μέχρι τον τελικό μηδενισμό της στο ίδιο χρονικό διάστημα. Η συγκεκριμένη μονάδα είναι η μοναδική μονάδα αυτού του είδους που συμμετέχει στο μίγμα παραγωγής του αρχικού θερμικού συστήματος για την εξεταζόμενη ημέρα κατανομής. Η μονάδα XAN_AS1 συμμετέχει και στο μίγμα παραγωγής του συστήματος με ενσωμάτωση του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης με συνθήκες 30€/MWh-5%, ωστόσο είναι μειωμένη συγκριτικά με την αρχική λειτουργία. Η σταδιακή μείωση της παραγωγής και τελικά η αποφυγή της ένταξης της εν λόγω 106 μονάδας στο αναφερόμενο χρονικό διάστημα αποτελεί σημαντική εξοικονόμηση του κόστους λειτουργίας λόγω των ακριβών προσφορών ενέργειας της μονάδας αυτής. Επιπλέον, η σταδιακή μείωση του φορτίου κατά την περίοδο υψηλής ζήτησης οδηγεί στη μείωση της παραγωγής της μοναδικής μονάδας συνδυασμένου κύκλου XAN_CCGT στο ελάχιστο δυνατό επίπεδο. Η συγκεκριμένη μονάδα έχει μεγάλο κόστος λειτουργίας επιβαρύνοντας έτσι το σύστημα. Ωστόσο, αποτελεί τη μοναδική μονάδα του συστήματος που παρέχει σ΄ αυτό δευτερεύουσα εφεδρεία. Έτσι, λοιπόν, η μονάδα αυτή βρίσκεται συνεχώς σε λειτουργία. Σημαντικό, όμως, στοιχείο για την οικονομική λειτουργία του συστήματος αποτελεί η επιδίωξη για τη διατήρηση της παραγωγής της στο ελάχιστο δυνατό επίπεδο. Η επιδίωξη αυτή επιτυγχάνεται μέσω της ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης. Κατά την αρχική λειτουργία του συστήματος η επιδίωξη αυτή δεν είναι επιτυχημένη δεδομένου, ότι η παραγωγή της εν λόγω μονάδας αυξάνεται σε περιόδους υψηλής ζήτησης, διότι η διαμόρφωση του προφίλ κατανάλωσης δεν είναι ικανή να εντάξει οικονομικότερες μονάδες παραγωγής για να υποκαταστήσουν την αυξημένη παραγωγή της μονάδας αυτής. Επιπρόσθετο αποτέλεσμα της μείωσης του φορτίου κατά τις ώρες 16η-24η αποτελεί η σταδιακή αποφυγή της ένταξης των μικρών ατμοηλεκτρικών μονάδων LIN_ATM2 , LIN_ATM3, LIN_ATM5 και LIN_ATM6. Κατά την αρχική λειτουργία του συστήματος η αυξημένη ζήτηση κατά τις παραπάνω ώρες καθιστά απαραίτητη την ένταξη των μονάδων αυτών επιβαρύνοντας την οικονομική λειτουργία του συστήματος. Οι μονάδες αυτές έχουν φθηνότερες προσφορές ενέργειας από τις αεριοστροβιλικές και τη μονάδα συνδυασμένου κύκλου με αποτέλεσμα να αποτελούν την οικονομικότερη συγκριτικά λύση για την περίπτωση αυτή δεδομένου, ότι οι υπόλοιπες μονάδες έχουν ήδη ενταχθεί. Ταυτόχρονα, το γεγονός ότι η ένταξή τους οφείλεται στην παροδική αύξηση της ζήτησης αποτελεί σημαντική επιβάρυνση του συστήματος λόγω του μεγάλου κόστους σβέσης τους. Η επιβάρυνση αυτή επιβάλλεται κατά την 1η ώρα της επόμενης ημέρας κατανομής κατά την οποία οι μονάδες αυτές τίθενται εκτός. Αυτό σημαίνει ότι με την αποφυγή της ένταξης των εν λόγω μονάδων δημιουργούνται ευνοϊκότερες συνθήκες οικονομικής λειτουργίας της επόμενης ημέρας κατανομής. Με την ενσωμάτωση, λοιπόν, του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης οι μονάδες αυτές δεν εντάσσονται στη λειτουργία του 107 συστήματος με αποτέλεσμα τη μειωμένη συμμετοχή των ατμοηλεκτρικών μονάδων στο μίγμα παραγωγής, όπως φαίνεται στο Σχήμα 4.44. Στην περίπτωση του ποσοστού μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής φορτίου 100% η μείωση του φορτίου καθιστά περιττή τη λειτουργία όλων των μικρών ατμοηλεκτρικών μονάδων. Αντίθετα, για ποσοστά μέχρι 20% η ατμοηλεκτρική μονάδα LIN_ATM4 εξακολουθεί να λειτουργεί, διότι ο περιορισμός που θέτει το αντίστοιχο ποσοστό κάθε φορά αποτρέπει την κατάλληλη μείωση του φορτίου ώστε να μην απαιτείται η λειτουργία της μονάδας αυτής. Επιπλέον, στην περίπτωση του ποσοστού 20%, η επίδραση του ποσοστού αυτού δεν ευνοεί τη μείωση του φορτίου κατά την 19η ώρα στο ελάχιστο δυνατό επίπεδο, διότι η αντίστοιχη αύξηση φορτίου κατά τις ώρες χαμηλής ζήτησης που θα αντισταθμίσει την εν λόγω μείωση δεν οδηγεί σε ένταξη οικονομικότερης μονάδας και συνεπώς δεν οδηγεί σε οικονομικότερη λειτουργία του συστήματος. Αυτός είναι ο λόγος για τον οποίο η εξεταζόμενη ημέρα κατανομής δεν παρουσιάζει τη μεγαλύτερη ωριαία μείωση φορτίου μέσω της ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης με συνθήκες 30€/MWh-20%. Η μείωση του φορτίου κατά τις ώρες υψηλής ζήτησης συνοδεύεται από αντίστοιχη αύξηση του φορτίου κατά τις ώρες χαμηλής ζήτησης 1η-15η. Η αύξηση, λοιπόν, του φορτίου κατά την αναφερόμενη περίοδο οδηγεί στη διατήρηση της λειτουργίας των μεγάλων μονάδων εσωτερικής καύσης ATHER_D1 και ATHER_D2 καθ’ όλη τη διάρκεια της εξεταζόμενης ημέρας κατανομής. Στην αρχική λειτουργία του θερμικού συστήματος στη θέση αυτών λειτουργεί η μικρή μονάδα εσωτερικής καύσης LIN_D1, ενώ ταυτόχρονα η ατμοηλεκτρική ATHER_ΑΤΜ2 παρουσιάζει αυξημένη παραγωγή. Αυτό οφείλεται στις μικρές ενεργειακές απαιτήσεις του συστήματος κατά τις ώρες αυτές οι οποίες δεν είναι ικανές να εντάξουν τις μεγάλες μονάδες εσωτερικής καύσης. Με την αύξηση όμως, του φορτίου καθίσταται δυνατή η συνεχή λειτουργία των αναφερόμενων μονάδων η οποία οδηγεί σε οικονομικότερη λειτουργία λόγω των οικονομικότερων προσφορών τους έναντι της LIN_D1 και της ATHER_ΑΤΜ2 (για αυξημένο επίπεδο παραγωγής). Έτσι, λοιπόν, δικαιολογείται το αυξημένο ποσοστό συμμετοχής των μονάδων εσωτερικής καύσης, όπως φαίνεται στο Σχήμα 4.44. Ωστόσο, σύμφωνα με το ίδιο σχήμα (Σχήμα 4.44), μεταβαίνοντας σε 20% και τέλος σε 100% ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής φορτίου, η αύξηση της 108 συμμετοχής των μονάδων εσωτερικής καύσης και η μείωση των συμμετοχής των ατμοηλεκτρικών μονάδων είναι μειωμένες συγκριτικά με τις περιπτώσεις των μικρότερων ποσοστών. Στην περίπτωση του 20% η μείωση του φορτίου επιφέρει τη μείωση της παραγωγής των μονάδων ATHER_D1-D2 και την αύξηση της παραγωγής της ATHER_ATM2 λόγω συγκριτικά ακριβότερων προσφορών για το συγκεκριμένο επίπεδο παραγωγής. Στην περίπτωση του 100% η αύξηση του φορτίου κατά τις ώρες χαμηλής ζήτησης επιτρέπει τη λειτουργία της ατμοηλεκτρικής μονάδας ATHER_ATM1 στο διάστημα αυτό. Η μονάδα αυτή κατά την αρχική λειτουργία του θερμικού συστήματος τίθεται εκτός λειτουργίας κατά την 1η ώρα της εξεταζόμενης ημέρας κατανομής λόγω χαμηλού φορτίου επιβαρύνοντας έτσι το σύστημα με το μεγάλο κόστος σβέσης της. Με την ενσωμάτωση του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης, όμως, αποτρέπεται η σβέση της μονάδας αυτής και συνεπώς η οικονομική επιβάρυνση του συστήματος. Η ένταξη της μονάδας αυτής υποκαθιστά τη λειτουργία της μονάδας εσωτερικής καύσης LIN_D4 κατά την περίοδο χαμηλής ζήτησης. Αυτό έχει ως αποτέλεσμα την αύξηση της συμμετοχής των ατμοηλεκτρικών μονάδων και τη μείωση της συμμετοχής των μονάδων εσωτερικής καύσης στο μίγμα παραγωγής συγκριτικά με τις προηγούμενες περιπτώσεις ενσωμάτωσης. Από όλα τα παραπάνω γίνεται φανερό ότι η αντιμετώπιση του εξεταζόμενου προβλήματος της ενσωμάτωσης των ΑΠΕ μέσω της μετατόπισης τμήματος της ωριαίας ηλεκτρικής κατανάλωσης έχει στόχο την οικονομικότερη λειτουργία του συστήματος. Συνοπτικά, παρουσιάζεται στον παρακάτω πίνακα το κόστος λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης για την εξεταζόμενη ημέρα κατανομής (333η) του έτους 2013 για κάθε σενάριο μετατόπισης τμήματος της κατανάλωσης και η αντίστοιχη εξοικονόμηση που επιτυγχάνεται ως προς το αρχικό λειτουργικό κόστος του θερμικού συστήματος με μηδενική μετατόπιση φορτίου. Πίνακας 4.15 Κόστος λειτουργίας του συστήματος κατά την 333η ημέρα κατανομής του έτους 2013 για κάθε σενάριο μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης και αντίστοιχη εξοικονόμηση του λειτουργικού κόστους μέσω της μετατόπισης αυτής Σενάρια μετατόπισης Μηδενική μετατόπιση -Θερμικό σύστημα 30€/MWh -5% 30€/MWh -15% 30€/MWh -20% 30€/MWh -100% Κόστος λειτουργίας (€) 559,610.00 Εξοικονόμηση κόστους λειτουργίας (€) - 551,330.00 546,430.00 546,290.00 546,190.00 8,280.00 13,180.00 13,320.00 13,420.00 109 Ενδιαφέρον, λοιπόν, παρουσιάζουν τα στοιχεία του παραπάνω πίνακα (Πίνακας 4.15) σύμφωνα με τα οποία η ενσωμάτωση του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης παρουσιάζει κέρδη τα οποία αυξάνονται με την αύξηση του ποσοστού μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής της κατανάλωσης φτάνοντας ακόμα και σε 2.4% του ημερήσιου κόστους λειτουργίας του αρχικού θερμικού συστήματος. 4.8.2 Ανάλυση της ημέρας κατανομής με τη μεγαλύτερη ωριαία αύξηση φορτίου μέσω του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης Στην υποενότητα αυτή εξετάζεται η ημέρα κατανομής που παρουσιάζει τη μεγαλύτερη ετησίως (για το έτος 2013) ωριαία αύξηση φορτίου για κόστος επιβάρυνσης 30€/MWh επιβαλλόμενο στην ωριαία αύξηση φορτίου, εξαλείφοντας τον περιορισμό του ποσοστού μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής φορτίου. Η ημέρα με την ιδιότητα αυτή είναι η 71η ημέρα. Εξετάζονται, λοιπόν, οι συνθήκες του συστήματος (ωριαίο φορτίο αναφοράς και ωριαία παραγωγή ΑΠΕ) που οδηγούν στην εν λόγω μεταβολή και το αποτέλεσμα που επιφέρει με τη σειρά της η μεταβολή αυτή στη λειτουργία του συστήματος για ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής 5% , 15% , 20% και 100%. Παρακάτω, παρουσιάζονται το ωριαίο φορτίο αναφοράς, η ωριαία παραγωγή των μονάδων ΑΠΕ και το ωριαίο καθαρό φορτίο που προκύπτει από την αφαίρεση των δύο προηγούμενων μεγεθών. Ισχύς (MW) 400 300 200 100 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος (h) Καθαρό φορτίο - Θερμικό σύστημα Α/Π Φ/Β Φορτίο αναφοράς Σχήμα 4.50 Ωριαίο προφίλ ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης κατά την 71η ημέρα κατανομής του έτους 2013 110 Στην προκειμένη περίπτωση, όπως παρουσιάζεται στο Σχήμα 4.50, παρατηρείται επιβάρυνση της λειτουργίας του συστήματος λόγω της ενσωμάτωσης των μονάδων ΑΠΕ. Στο διάστημα των ωρών 12η-17η η παραγωγή των ΑΠΕ καλύπτει κατά μέσο όρο το 58% των αντίστοιχων ωριαίων φορτίων αναφοράς, τα οποία είναι της τάξης των 230MW. Έτσι, την περίοδο αυτή η «καθαρή» ηλεκτρική κατανάλωση κυμαίνεται κατά μέσο όρο στα 95MW. Αντίθετα, κατά τις ώρες 1η–11η (αρχική περίοδος χαμηλής ζήτησης) και 18η-24η (αρχική περίοδος υψηλής ζήτησης) η παραγωγή των ΑΠΕ κυμαίνεται σε πολύ μικρότερα επίπεδα και συγκεκριμένα στο 8% και 17% αντίστοιχα. Η παραγωγή ΑΠΕ αυτής της μορφής οδηγεί σε μεγάλη απόκλιση του επιπέδου κατανάλωσης μεταξύ των περιόδων 12η-17η και 18η-24η της τάξης των 230MW. Πλέον, το χρονικό διάστημα 12η-17η αποτελεί την περίοδο χαμηλής ζήτησης της εξεταζόμενης ημέρας κατανομής, ενώ η περίοδος 8η-10η , 18η-24η την περίοδο υψηλής ζήτησης. Η περίοδος 1η–7η αποτελεί περίοδο μέσης κατανάλωσης. Το πρόβλημα, λοιπόν, που προκύπτει στην οικονομική λειτουργία του συστήματος από τη διαμόρφωση αυτή του προφίλ κατανάλωσης έγκειται στην αντιμετώπιση των μεγάλων και απότομων μεταβολών του φορτίου. Το πρόβλημα αυτό είναι αντίστοιχο με αυτό που παρουσιάζεται κατά την 343η ημέρα, την ημέρα με τη μεγαλύτερη ημερήσια μεταβολή φορτίου, που εξετάστηκε στην ενότητα 4.6.2 . Το παραπάνω πρόβλημα μπορεί να αντιμετωπιστεί μέσω του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης. Παρακάτω, παρουσιάζονται οι τρόποι αντιμετώπισης του προβλήματος μέσω της ενσωμάτωσης του προγράμματος μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης για συγκεκριμένα σενάρια ενσωμάτωσής του στο σύστημα της Κρήτης: 111 Ισχύς (MW) 400 315.12 240.59 300 239.71 200 173 163 97 100 79.53 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος (h) Καθαρό φορτίο-Θερμικό σύστημα Καθαρό φορτίο-Σενάριο μετατόπισης - 30€/MWh - 5% Καθαρό φορτίο-Σενάριο μετατόπισης - 30€/MWh - 15% Καθαρό φορτίο-Σενάριο μετατόπισης - 30€/MWh - 20% Καθαρό φορτίο-Σενάριο μετατόπισης - 30€/MWh - 100% Σχήμα 4.51 Ωριαίο καθαρό φορτίο του συστήματος της Κρήτης κατά την 71η ημέρα του έτους 2013 για κάθε σενάριο χρονικής μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης. Από το Σχήμα 4.51 γίνεται αντιληπτό ότι το πρόβλημα αντιμετωπίζεται μέσω αύξησης του φορτίου κατά τις ώρες χαμηλής ζήτησης 12η-17η μειώνοντας αντίστοιχα την κατανάλωση κατά τις ώρες υψηλής ζήτησης 19η–22η. Με την αύξηση του ποσοστού της μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής φορτίου παρουσιάζεται μεγαλύτερη αύξηση και μείωση φορτίου τις ώρες χαμηλής και υψηλής ζήτησης αντίστοιχα, οδηγώντας σε ένα περισσότερα συνεκτικό προφίλ κατανάλωσης. Η μεγαλύτερη ωριαία αύξηση φορτίου παρατηρείται κατά την 16η ώρα η οποία ανέρχεται σε 83.47MW για τα ποσοστά ενσωμάτωσης 15%, 20% και 100%. Στην προκειμένη περίπτωση τα ποσοστά άνω του 15% δεν προσφέρουν μεγαλύτερο βαθμό ελευθερίας στη μεταβολή του φορτίου με αποτέλεσμα να παρέχουν την ίδια αντιμετώπιση προβλήματος οδηγώντας σε όμοια διαμόρφωση προφίλ κατανάλωσης. Θα πρέπει να σημειωθεί ότι για την περίπτωση του ποσοστού 5% η αύξηση του φορτίου κατά την 16η ώρα δεν αποτελεί τη μέγιστη ετησίως ωριαία αύξηση για το ποσοστό αυτό. Αυτό οφείλεται στον περιορισμό που εισάγει το εν λόγω ποσοστό και εξηγείται στη συνέχεια της υποενότητας. Στον παρακάτω πίνακα παρουσιάζεται η μεταβολή της κατανάλωσης κατά την 16 η ώρα της 71ης ημέρας κατανομής του έτους 2013, την ώρα δηλαδή που παρουσιάζεται η μεγαλύτερη ωριαία αύξηση φορτίου, σε απόλυτη αλλά και σε ποσοστιαία μορφή ως προς το μέγιστο ετησίως ωριαίο φορτίο για κάθε σενάριο μετατόπισης. 112 Πίνακας 4.16 Μετατόπιση τμήματος της κατανάλωσης κατά την 16η ώρα της 71ης ημέρας του έτους 2013 σε απόλυτη και ποσοστιαία μορφή ως προς το μέγιστο ετησίως ωριαίο φορτίο για κάθε σενάριο μετατόπισης Σενάρια μετατόπισης 30€/MWh -5% 30€/MWh -15% 30€/MWh -20% 30€/MWh -100% Μετατόπιση τμήματος της κατανάλωσης (MW) 17.47 83.47 83.47 83.47 Ποσοστό μετατόπισης (%) 3% 14.5% 14.5% 14.5% Η αιτία που οδηγεί κάθε φορά στη μεταβολή του φορτίου οφείλεται στον τρόπο ένταξης των συμβατικών θερμικών μονάδων ανάλογα με τις ωριαίες ανάγκες του συστήματος. Στη συνέχεια παρουσιάζεται η συμμετοχή των θερμικών μονάδων ανά τεχνολογία παραγωγής στο ημερήσιο μίγμα παραγωγής καθώς και η ωριαία παραγωγή κάθε μονάδας τόσο στην περίπτωση του αρχικού θερμικού συστήματος όσο και στην περίπτωση της ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης. Τα αποτελέσματα της ενσωμάτωσης για τα ποσοστά 20% και 100% παραλείπονται διότι είναι όμοια με τα αντίστοιχα αποτελέσματα της ενσωμάτωσης για το ποσοστό 15% του μέγιστου ετησίως ωριαίου φορτίου. Ισχύς (MW) 400 300 200 100 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες εσωτερικής κάυσης Χρόνος (h) Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Αεριοστροβιλικές μονάδες Α/Π Φ/Β Φορτίο αναφοράς Σχήμα 4.52 Ωριαίο προφίλ παραγωγής ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 71η ημέρα κατανομής του έτους 2013 113 Ισχύς (MW) 400 200 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος (h) Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες εσωτερικής κάυσης Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Αεριοστροβιλικές μονάδες Α/Π Φ/Β Φορτίο αναφοράς Σχήμα 4.53 Ωριαίο προφίλ παραγωγής ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 71η ημέρα κατανομής του έτους 2013 με συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 30€/MWh και 5% Ισχύς(MW) 400 200 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος (h) Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Α/Π Φορτίο αναφοράς Μονάδες εσωτερικής κάυσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Φ/Β Συμμετοχή στη σύνθεση παραγωγής (MWh) Σχήμα 4.54 Ωριαίο προφίλ παραγωγής ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 71η ημέρα κατανομής του έτους 2013 με συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 30€/MWh και 15% 100% 56.83 0 0 0 0 80% 1624.11 1608 1608 1608 1608 1851.47 1817.159 1838.09 1838.09 1838.09 917.46 1024.71 1003.78 1003.78 1003.78 60% 40% 20% 0% Θερμικό 30€/MWh-5% 30€/MWh-15% 30€/MWh-20% 30€/MWh-100% σύστημα Συνθήκες λειτουργίας θερμικού συστήματος Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες εσωτερικής κάυσης Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Αεριοστροβιλικές μονάδες Σχήμα 4.55 Συμμετοχή ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων στην ημερήσια παραγωγή του συστήματος της Κρήτης κατά την 71η ημέρα κατανομής του έτους 2013 για λειτουργία του συστήματος σε κάθε περίπτωση ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 114 Ισχύς (MW) 100 50 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Χρόνος (h) XAN_AS1 XAN_CCGT LIN_D1 ATHER_D1 LIN_D2 ATHER_D2 19 20 21 22 23 24 LIN_D3 ATHER_ATM1 LIN_D4 ATHER_ATM2 Σχήμα 4.56 Ωριαίο προφίλ παραγωγής των συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 71η ημέρα κατανομής του έτους 2013 Ισχύς (MW) 100 50 0 1 3 5 7 9 11 13 15 Χρόνος (h) XAN_AS1 XAN_CCGT LIN_D1 ATHER_D1 LIN_D2 ATHER_D2 17 19 21 23 LIN_D3 ATHER_ATM1 LIN_D4 ATHER_ATM2 Σχήμα 4.57 Ωριαίο προφίλ παραγωγής των συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 71η ημέρα κατανομής του έτους 2013 με συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 30€/MWh και 5% Ισχύς (MW) 100 50 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Χρόνος (h) XAN_AS1 XAN_CCGT LIN_D1 ATHER_D1 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 LIN_D2 ATHER_D2 LIN_D3 ATHER_ATM1 LIN_D4 ATHER_ATM2 Σχήμα 4.58 Ωριαίο προφίλ παραγωγής των συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 71η ημέρα κατανομής του έτους 2013 με συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 30€/MWh και 15% 115 Από τα σχήματα Σχήμα 4.52, Σχήμα 4.53, Σχήμα 4.54 και Σχήμα 4.55 γίνεται φανερό ότι με την ενσωμάτωση του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης μειώνεται μέχρι μηδενισμό η παραγωγή των αεριοστροβιλικών μονάδων. Ταυτόχρονα, μειώνεται και η συμμετοχή των μονάδων εσωτερικής καύσης στο ημερήσιο μίγμα παραγωγής καθώς και της μονάδας συνδυασμένου κύκλου, η παραγωγή της οποίας ανέρχεται στο ελάχιστο δυνατό επίπεδο. Από την άλλη πλευρά αυξάνεται η συμμετοχή των ατμοηλεκτρικών μονάδων. Οι μεταβολές αυτές οδηγούν σε οικονομικότερη λειτουργία του συστήματος δεδομένου ότι οι μονάδες των οποίων η παραγωγή μειώνεται παρέχουν ακριβότερες προσφορές ενέργειας έναντι των μονάδων που παρουσιάζουν αυξημένη παραγωγή. Πιο συγκεκριμένα από τα σχήματα Σχήμα 4.53 , Σχήμα 4.56 και Σχήμα 4.57 παρατηρείται ότι η αύξηση του φορτίου κατά τις ώρες 12η–17η επιτρέπει τη συνέχιση της λειτουργίας της ατμοηλεκτρικής μονάδας ATHER_ATM2 στο χρονικό αυτό διάστημα, υποκαθιστώντας τη λειτουργία των μονάδων εσωτερικής καύσης LIN_D1D4. H μονάδα ATHER_ATM2 αποτελεί την οικονομικότερη μονάδα του συστήματος. Κατά την αρχική λειτουργία του θερμικού συστήματος η μονάδα αυτή τίθεται εκτός στο συγκεκριμένο χρονικό διάστημα λόγω χαμηλής απαίτησης φορτίου με αποτέλεσμα να επιβαρύνεται το σύστημα με το μεγάλο κόστος σβέσης της εν λόγω μονάδας. Με την ενσωμάτωση, όμως, του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης η αύξηση του φορτίου οδηγεί στη συνέχιση της λειτουργίας της παραπάνω ατμοηλεκτρικής μονάδας. Ταυτόχρονα, η λειτουργία της μονάδας ATHER_ATM2 αποτρέπει για το ίδιο χρονικό διάστημα την ένταξη της ακριβής αεριοστροβιλικής μονάδας XAN_AS1 και οδηγεί τη λειτουργία της μονάδας συνδυασμένου κύκλου στο ελάχιστο δυνατό επίπεδο παραγωγής. Η ανάλυση αυτή δικαιολογεί την αύξηση του ποσοστού συμμετοχής των ατμοηλεκτρικών μονάδων στο μίγμα παραγωγής και αντίστοιχα τη μείωση του ποσοστού των αεριοστροβιλικών, συνδυασμένου κύκλου και μονάδων εσωτερικής καύσης, όπως παρουσιάζεται στο Σχήμα 4.55. Διευρύνοντας στη συνέχεια το ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής φορτίου η μεγαλύτερη αύξηση του φορτίου κατά την περίοδο 12η–18η ώρα οδηγεί στη συνέχιση της λειτουργίας των μονάδων εσωτερικής καύσης ATHER_D1 και ATHER_D2 κατά την περίοδο αυτή, όπως παρουσιάζεται και στα σχήματα Σχήμα 116 4.54 , Σχήμα 4.56 και Σχήμα 4.58. Οι μονάδες αυτές αποτελούν τις οικονομικότερες μονάδες του συστήματος της Κρήτης μετά την ατμοηλεκτρική ATHER_ATM2. Στις προηγούμενες περιπτώσεις λειτουργίας του θερμικού συστήματος οι ενεργειακές ανάγκες του συστήματος δεν απαιτούσαν τη λειτουργία των μονάδων αυτών. Με τη μεγαλύτερη, όμως, αύξηση του φορτίου κρίνεται αναγκαία η συμμετοχή τους. Έτσι, λοιπόν, στην περίπτωση ενσωμάτωσης με ποσοστό 5% δεν παρουσιάζεται η μεγαλύτερη αύξηση του φορτίου κατά την 71η ημέρα, διότι η αύξηση του φορτίου κατά 33MW, τεχνικό ελάχιστο των αναφερόμενων μονάδων εσωτερικής καύσης, με στόχο την ένταξη έστω μίας εκ των δύο μονάδων περιορίζεται από το εν λόγω ποσοστό με αποτέλεσμα η μεταβολή του φορτίου να περιορίζεται μόνο στην ένταξη της μονάδας ATHER_ATM2 με αύξηση φορτίου κατά 17.47MW. Υπό τις συνθήκες αυτές η αύξηση του φορτίου άνω των 17.47MW δεν οδηγεί σε ένταξη κάποιας άλλης οικονομικότερης μονάδας με αποτέλεσμα η μεταβολή του φορτίου να περιορίζεται στο επίπεδο των 17.47MW. Η αύξηση του φορτίου την αναφερόμενη περίοδο συνοδεύεται με αντίστοιχη μείωση του φορτίου κατά την περίοδο υψηλής ζήτησης και συγκεκριμένα την περίοδο 19η-22η. Η μείωση αυτή στις περιπτώσεις διευρυμένου ποσοστού οδηγεί στη λειτουργία των μονάδων ΧΑΝ_CCGT , ATHER_D1 , ATHER_D2 , ATHER_ATM1 και ATHER_ATM2 κατά την περίοδο αυτή στο ελάχιστο δυνατό επίπεδο παραγωγής τους. Τέλος, θα πρέπει να σημειωθεί ότι η μείωση του φορτίου οδηγεί στην καθυστέρηση της ένταξης της μονάδας ATHER_ATM1 κατά μία ώρα. Η ανάλυση αυτή δικαιολογεί το αυξημένο ποσοστό συμμετοχής των μονάδων εσωτερικής καύσης και το μειωμένο ποσοστό των ατμοηλεκτρικών μονάδων συγκριτικά με την περίπτωση ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης υπό συνθήκες 30€/MWh–5%, όπως παρουσιάζεται στο Σχήμα 4.55. Σύμφωνα με το Σχήμα 4.55 για την εξεταζόμενη ημέρα κατανομής σε κάθε περίπτωση λειτουργίας του συστήματος το ποσοστό συμμετοχής της μονάδας συνδυασμένου κύκλου είναι μεγαλύτερο από το αντίστοιχο ποσοστό των ατμοηλεκτρικών μονάδων. Αυτό οφείλεται στην ιδιαιτερότητα που παρουσιάζει η εν λόγω μονάδα η οποία εξωθεί τη μονάδα στην παραγωγή τουλάχιστον 67MW(20MW+47MW) κάθε ώρα της ημέρας κατανομής. Επιπλέον, η λειτουργία της μονάδας ATHER_ATM1 κατά την 71η ημέρα ενισχύεται μόνο κατά την περίοδο 117 υψηλής ζήτησης της ημέρας κατανομής διότι υποκαθίσταται από τις μεγάλες μονάδες εσωτερικής καύσης ATHER_D1 και ATHER_D2 λόγω των ακριβότερων προσφορών ενέργειας που παρουσιάζει συγκριτικά με τις μονάδες αυτές. Έτσι, η συμμετοχή των ατμοηλεκτρικών μονάδων στο μίγμα παραγωγής εκπροσωπείται κυρίως από τη μονάδα ATHER_ATM2 με αποτέλεσμα οι μονάδες αυτής της τεχνολογίας να κατέχουν την τρίτη θέση στο μίγμα παραγωγής ακολουθώντας τη μονάδα συνδυασμένου κύκλου. Στην πρώτη θέση βρίσκονται οι μονάδες εσωτερικής καύσης. Συμπερασματικά, προκύπτει ότι η μεγαλύτερη ωριαία αύξηση φορτίου μέσω του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης οδηγεί στη συνεχή λειτουργία των τριών οικονομικότερων θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης ATHER_ATM2 , ATHER_D1 και ATHER_D2 οι οποίες διαφορετικά παρουσιάζουν έντονη μεταβλητότητα στη λειτουργία τους. Κατά την αρχική λειτουργία του θερμικού συστήματος η υποχρεωτική λειτουργία της μονάδας συνδυασμένου κύκλου XAN_CCGT λόγω της παροχής δευτερεύουσας εφεδρείας, έχει ως αποτέλεσμα ορισμένες ώρες της ημέρας κατανομής η παραγωγή της μονάδας να καλύπτει περίπου το 80% του ωριαίου φορτίου. Ταυτόχρονα, το υπόλοιπο 20% του ωριαίου φορτίου είναι μικρότερο από το τεχνικά ελάχιστο επίπεδο παραγωγής των παραπάνω οικονομικών μονάδων με αποτέλεσμα στη θέση των εν λόγω μονάδων να εντάσσονται άλλες μικρότερες αλλά ακριβότερες επιβαρύνοντας οικονομικά τη λειτουργία του συστήματος. Από όλα τα παραπάνω γίνεται φανερό ότι η αντιμετώπιση του εξεταζόμενου προβλήματος της ενσωμάτωσης των ΑΠΕ μέσω της μετατόπισης τμήματος της ωριαίας ηλεκτρικής κατανάλωσης έχει στόχο την οικονομικότερη λειτουργία του συστήματος. Συνοπτικά, παρουσιάζεται στον παρακάτω πίνακα το κόστος λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης για την εξεταζόμενη ημέρα κατανομής (71η) του έτους 2013 για κάθε σενάριο μετατόπισης τμήματος της κατανάλωσης και η αντίστοιχη εξοικονόμηση που επιτυγχάνεται ως προς το αρχικό λειτουργικό κόστος του θερμικού συστήματος με μηδενική μετατόπιση φορτίου. 118 Πίνακας 4.17 Κόστος λειτουργίας του συστήματος κατά την 71η ημέρα κατανομής του έτους 2013 για κάθε σενάριο μετατόπισης ηλεκτρικής κατανάλωσης και αντίστοιχη εξοικονόμηση του λειτουργικού κόστους μέσω της μετατόπισης αυτής Σενάρια μετατόπισης Μηδενική μετατόπιση -Θερμικό σύστημα 30€/MWh -5% 30€/MWh -15% 30€/MWh -20% 30€/MWh -100% Κόστος λειτουργίας (€) 494,860.00 Εξοικονόμηση κόστους λειτουργίας (€) - 481,790.00 479,900.00 479,900.00 479,900.00 13,070.00 14,960.00 14,960.00 14,960.00 Ενδιαφέρον, λοιπόν, παρουσιάζουν τα στοιχεία του παραπάνω πίνακα (Πίνακας 4.17) σύμφωνα με τα οποία η ενσωμάτωση του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης παρουσιάζει κέρδη τα οποία αυξάνονται με την αύξηση του ποσοστού μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής της κατανάλωσης φτάνοντας ακόμα και σε 3.12% του ημερήσιου κόστους λειτουργίας του αρχικού θερμικού συστήματος. 4.8.3 Ανάλυση της λειτουργίας του συστήματος με μηδενική παραγωγή ενέργειας των μονάδων ΑΠΕ Στην υποενότητα αυτή εξετάζεται η επίδραση της ενσωμάτωσης του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης στο σύστημα της Κρήτης στην περίπτωση που η διείσδυση των μονάδων ΑΠΕ είναι μηδενική. Η εξέταση αυτή μπορεί να μην ανταποκρίνεται στην πραγματικότητα αλλά έχει σκοπό να αποδείξει ότι η ενσωμάτωση του εν λόγω προγράμματος απόκρισης της ζήτησης λειτουργεί επικουρικά στην ενσωμάτωση των μονάδων ΑΠΕ στο σύστημα. Αναμένεται, δηλαδή, η ενσωμάτωση του συγκεκριμένου προγράμματος να παρουσιάζει μικρότερο αντίκτυπο στην οικονομική λειτουργία του συστήματος μέσω της κατάλληλης διαδικασίας ένταξης και κατανομής των συμβατικών θερμικών μονάδων στην περίπτωση της λειτουργίας του συστήματος με τη συμμετοχή μόνο των συμβατικών θερμικών μονάδων. 119 Η εξέταση πραγματοποιείται για όλα τα σενάρια του κόστους επιβάρυνσης επιβαλλόμενου στην ωριαία αύξησης της ηλεκτρικής κατανάλωσης με ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής φορτίου 15%. Στο παρακάτω συγκριτικό διάγραμμα παρουσιάζεται το ετήσιο κέρδος του συστήματος που προκύπτει από την ενσωμάτωση του εξεταζόμενου προγράμματος στις δύο περιπτώσεις της πραγματικής και της μηδενικής διείσδυσης των μονάδων ΑΠΕ στη λειτουργία του συστήματος της Κρήτης κατά το 2013. 8,000,000 7,276,110 7,000,000 6,087,030 Κέρδος (€) 6,000,000 5,000,000 4,000,000 3,011,810 3,000,000 1,735,100 1,216,290 2,000,000 678,910 414,960 187,660 462,570 356,420 286,950 110,190 75,170 60,900 1,000,000 0 30 60 90 Κόστος επιβάρυνσης (€/MWh) Με ενσωμάτωση ΑΠΕ 120 150 180 Χωρίς ενσωμάτωση ΑΠΕ Σχήμα 4.59 Ετήσιο κέρδος λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 που προκύπτει από τη μεταβολή της ωριαίας κατανάλωσης συναρτήσει του κόστους επιβάρυνσης για την περίπτωση πραγματικής και μηδενικής διείσδυσης μονάδων ΑΠΕ Στο Σχήμα 4.59 είναι εμφανές ότι το ετήσιο κέρδος του συστήματος που προκύπτει από την ενσωμάτωση του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης είναι μεγαλύτερο στην περίπτωση της συμμετοχής των μονάδων ΑΠΕ στη διαδικασία της ημερήσιας παραγωγής. Ιδιαίτερα κατά την επιβολή μεγάλου κόστους επιβάρυνσης (90€/MWh , 120€/MWh , 150€/MWh , 180€/MWh) παρουσιάζονται τουλάχιστον τέσσερις φορές μεγαλύτερα ετήσια κέρδη. Το παραπάνω σχήμα αποδεικνύει ότι η μεταβολή της ηλεκτρικής κατανάλωσης ενισχύεται από την συμμετοχή των μονάδων ΑΠΕ στη λειτουργία του συστήματος. Η μεταβλητότητα των μονάδων αυτών προκαλεί μεταβλητότητα της παραγωγής των συμβατικών μονάδων του συστήματος καθώς «βλέπουν» ένα έντονα μεταβλητό φορτίο, με αποτέλεσμα ο κύκλος λειτουργίας τους να μην είναι αποδοτικός για την οικονομική λειτουργία του συστήματος. Ενδεικτικά, παρουσιάζεται στον παρακάτω πίνακα (Πίνακας 4.18) η συχνότητα εμφάνισης του αντίστοιχου επιπέδου της ωριαίας μεταβλητότητας του καθαρού φορτίου αλλά και η 120 μέγιστη ωριαία μεταβλητότητα σε ετήσιο επίπεδο για την περίπτωση μηδενικής και πραγματικής ενσωμάτωσης μονάδων ΑΠΕ στο σύστημα της Κρήτης. Διευκρινίζεται, ότι στην περίπτωση μηδενικής ενσωμάτωσης μονάδων ΑΠΕ το καθαρό φορτίο ταυτίζεται με το φορτίο αναφοράς. Πίνακας 4.18 Ωριαία μεταβλητότητα καθαρού φορτίου του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 για μηδενική και πραγματική ενσωμάτωση μονάδων ΑΠΕ Ωριαία μεταβλητότητα καθαρού φορτίου Χωρίς ενσωμάτωση Με ενσωμάτωση ΑΠΕ ΑΠΕ 2 1 >100MW 260 546 50-100MW 8497 8213 <50MW Μέγιστη μεταβλητότητα φορτίου (MW) 138.24MW 107.16MW Ο Πίνακας 4.18 αποδεικνύει την επίδραση των μονάδων ΑΠΕ στο προφίλ κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης. Και στις δύο περιπτώσεις η ωριαία μεταβλητότητα του καθαρού φορτίου κυμαίνεται κυρίως σε τιμές μικρότερες των 50MW. Ωστόσο, στην περίπτωση της διείσδυσης των ΑΠΕ η μεταβλητότητα ανέρχεται σε μεγαλύτερα επίπεδα σε περισσότερες ώρες κατά τη διάρκεια του έτους. Αυτό αποτελεί τρανταχτή απόδειξη του προβλήματος που εισάγει η ενσωμάτωση των μονάδων αυτών στο σύστημα. Από την άλλη πλευρά, στο συγκεκριμένο σύστημα και για το εξεταζόμενο έτος κατανομής η διείσδυση των ΑΠΕ έχει ως αποτέλεσμα τη μείωση της μέγιστης ωριαίας μεταβλητότητας. Όπως φαίνεται και στον παραπάνω πίνακα, η μέγιστη ωριαία μεταβλητότητα παρουσιάζεται στη λειτουργία του συστήματος χωρίς την ενσωμάτωση των ΑΠΕ. Αυτό οφείλεται στο προφίλ της ηλεκτρικής κατανάλωσης και της παραγωγής μονάδων ΑΠΕ. Το γεγονός αυτό, όμως, που παρατηρείται σε μία ώρα του εξεταζόμενου έτους δεν αναιρεί το πρόβλημα που επισημαίνεται παραπάνω και συμβαίνει με μεγαλύτερη συχνότητα σε περισσότερες ώρες κατανομής. Η ενσωμάτωση του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης δρα, λοιπόν, ώστε να εξαλειφθεί όσο αυτό είναι εφικτό η μεταβλητότητα αυτή και οι θερμικές μονάδες να κληθούν να καλύψουν ένα περισσότερα ομοιόμορφο (συνεκτικό) ηλεκτρικό φορτίο. 121 Αναμφισβήτητα, δεν μπορούν να αποφευχθούν οι αιχμές της ζήτησης, ωστόσο επιζητείται το επίπεδό τους και η απόκλισή τους από τις βυθίσεις της ζήτησης να κυμαίνονται σε μικρότερα επίπεδα. Κατ’ αυτόν τον τρόπο μειώνεται η ένταξη ακριβότερων αλλά ευέλικτων μονάδων που οδηγούν σε υψηλά κόστη λειτουργίας του συστήματος. Συνεπώς, η μεταβολή της κατανάλωσης λειτουργεί επικουρικά στην ομαλή και ασφαλή ενσωμάτωση των μονάδων ΑΠΕ στο σύστημα. Αυτό θα γίνει περισσότερο αντιληπτό αν αυξηθεί το ποσοστό διείσδυσης των μονάδων αυτών στο σύστημα. Υπενθυμίζεται, ότι η μέση ωριαία ενσωμάτωση των μονάδων ΑΠΕ στο σύστημα της Κρήτης κατά το έτος 2013 ανέρχεται σε 24.58% της ωριαίας κατανάλωσης. Μελλοντικά αναμένεται αύξηση της εν λόγω διείσδυσης, με αποτέλεσμα η ενσωμάτωση του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης να κατέχει καθοριστικό ρόλο για την ομαλή λειτουργία του συστήματος. 4.9 Ανάλυση παροχής συστήματος επικουρικών υπηρεσιών του 4.9.1 Εισαγωγή Επικουρικές υπηρεσίες είναι οι υπηρεσίες που απαιτούνται για την ασφαλή λειτουργία του συστήματος και για τη διασφάλιση της ποιότητας παροχής της ηλεκτρικής ενέργειας. Ο αναλυτικός ορισμός κάθε επικουρικής υπηρεσίας καθορίζεται στο εγχειρίδιο ΚΗΕΠ και κατανομής σύμφωνα με τους εκάστοτε ισχύοντες διεθνείς κανονισμούς του ENTSO-E, λαμβάνοντας υπόψη τις ιδιαιτερότητες λειτουργίας κάθε συστήματος ΜΔΝ. Διακρίνονται οι ακόλουθες επικουρικές υπηρεσίες: Εφεδρεία πρωτεύουσας ρύθμισης Εφεδρεία δευτερεύουσας ρύθμισης Εφεδρεία τριτεύουσας ρύθμισης- στρεφόμενη και μη στρεφόμενη Ρύθμιση τάσης Επανεκκίνηση του συστήματος ΜΔΝ Ψυχρή εφεδρεία 122 Οι τρεις πρώτες επικουρικές υπηρεσίες αναφέρονται συνοπτικά επικουρικές υπηρεσίες ρύθμισης συχνότητας ή εφεδρείες ενεργού ισχύος [20]. Οι υπηρεσίες αυτές αποτελούν τις μοναδικές επικουρικές υπηρεσίες στις οποίες μπορεί να συμβάλει το εξεταζόμενο πρόγραμμα της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος. Στο σημείο αυτό, λοιπόν, κρίνεται σκόπιμη η ανάλυση των εφεδρειών ενεργού ισχύος [20]. Εφεδρεία πρωτεύουσας ρύθμισης ή πρωτεύουσα εφεδρεία: ορίζεται η αυτόματη διορθωτική λειτουργία των μονάδων παραγωγής και φορτίων, μέσω ρυθμιστών ενεργού ισχύος (ρυθμιστές στροφών ή συστήματα ηλεκτρονικών ισχύος), στις αποκλίσεις της πραγματικής συχνότητας του δικτύου από τη συχνότητα αναφοράς με την οποία επιδιώκεται εξισορρόπηση της συνολικής παραγωγής με τη συνολική απορρόφηση ενέργειας και η σταθεροποίηση της συχνότητας εντός του χρόνου πρωτεύουσας εφεδρείας ο οποίος σε κάθε περίπτωση δεν υπερβαίνει τα 15 δευτερόλεπτα από την εκδήλωση της διαταραχής της συχνότητας. Η ρύθμιση αυτή μπορεί να μην επαναφέρει τη συχνότητα στο επίπεδο της συχνότητας αναφοράς. Ειδικότερα, η λειτουργία αυτή υλοποιείται μέσω του στατισμού του ρυθμιστή φορτίου κάθε μονάδας. Εφεδρεία δευτερεύουσας ρύθμισης ή δευτερεύουσα εφεδρεία: ορίζεται η αυτόματη ρύθμιση παραγωγής μέσω της οποίας τηλερυθμίζεται από τα ΚΕΕ, η παραγωγή ενεργού ισχύος των μονάδων. Η ρύθμιση αυτή λαμβάνει χώρα εντός του χρόνου δευτερεύουσας ρύθμισης ο οποίος δεν μπορεί να υπερβαίνει τα 5 λεπτά από την ενεργοποίησή της. Η ρύθμιση αυτή επιδιώκει την ελαχιστοποίηση της απόκλισης συχνότητας. Εφεδρεία τριτεύουσας ρύθμισης ή τριτεύουσα εφεδρεία: ορίζεται το περιθώριο μεταβολής της παραγόμενης εφεδρείας ενεργού ισχύος μονάδας με συγκεκριμένο ρυθμό μέσω της τηλερύθμισής της από την αυτόματη ρύθμιση παραγωγής ώστε να λαμβάνει χώρα η δευτερεύουσα ρύθμιση, εφόσον αυτό το περιθώριο μεταβολής είναι πλήρως διαθέσιμο εντός του χρόνου δευτερεύουσας ρύθμισης και διατηρείται για χρονικό διάστημα τουλάχιστον 20 λεπτών. Εύρος δευτερεύουσας ρύθμισης μονάδας είναι το διάστημα μεταξύ του ελάχιστου και μέγιστου επιπέδου ενεργού ισχύος μονάδας εντός του οποίου η παραγωγή της μονάδας δύναται να καθορίζεται από την τηλερύθμιση. Θετική ή αρνητική εφεδρεία δευτερεύουσας ρύθμισης είναι τα 123 περιθώρια αύξησης ή μείωσης αντίστοιχα της ενεργού ισχύος της μονάδας λαμβάνοντας υπόψη το τρέχον επίπεδο ενεργού ισχύος της μονάδας. Οι απαιτήσεις εφεδρειών ενεργού ισχύος του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 αναφέρονται στην ενότητα 2.4, ενώ στην ενότητα 2.2 αναφέρεται η δυνατότητα συμβολής κάθε συμβατικής θερμικής μονάδας του συστήματος σε κάθε μία από τις παραπάνω εφεδρείες. Σύμφωνα με τα παραπάνω στοιχεία, η απαίτηση του συστήματος για εφεδρεία πρωτεύουσας ρύθμισης είναι μηδενική, ενώ η εφεδρεία τριτεύουσας ρύθμισης είναι εξασφαλισμένη λαμβάνοντας υπόψη το παραγωγικό δυναμικό του συστήματος της Κρήτης που μπορεί να συμβάλλει στη συγκεκριμένη υπηρεσία. Αντίθετα, η εφεδρεία δευτερεύουσας ρύθμισης παρέχεται από μία μόνο μονάδα με αποτέλεσμα να τίθενται προβλήματα αξιοπιστίας στη λειτουργία του συστήματος. Έτσι, παρά το γεγονός ότι η διορθωτική λειτουργία των φορτίων αναφέρεται στην πρωτεύουσα ρύθμιση η επίδραση του φορτίου στη συγκεκριμένη περίπτωση αφορά τη δευτερεύουσα εφεδρεία, θεωρώντας ότι η διαμόρφωσή του ελέγχεται κεντρικά από το διαχειριστή του συστήματος. Στην υποενότητα αυτή, λοιπόν, εξετάζεται ο τρόπος με τον οποίο η ενσωμάτωση του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης στη λειτουργία του συστήματος επιδρά στην εξασφάλιση παροχής εφεδρειών δευτερεύουσας ρύθμισης. Η ιδιαιτερότητα του συστήματος της Κρήτης που έγκειται στην ηλεκτρική αυτονομία του και στην ενσωμάτωση των μονάδων ΑΠΕ με μέση ωριαία διείσδυση 24.58% του ωριαίου φορτίου αναφοράς δημιουργεί τις προϋποθέσεις, ώστε η διαχείριση της ηλεκτρικής κατανάλωσης μέσου του αναφερόμενου προγράμματος απόκρισης της ζήτησης να αποτελέσει μηχανισμό ανάκτησης εφεδρείας λόγω της μεγάλης, γρήγορης και στοχαστικής μεταβολής της παραγωγής των μονάδων ΑΠΕ.Ο μηχανισμός αυτός καθίσταται ιδιαίτερα σημαντικός, διότι η εγκατάσταση νέων μονάδων ΑΠΕ και ιδιαίτερα αιολικών μονάδων θα πρέπει να συνοδεύεται από αύξηση των απαιτήσεων του συστήματος σε υπηρεσίες εφεδρειών, έτσι ώστε να θωρακίζεται η ασφάλεια του συστήματος εξαιτίας της μεταβλητής παραγωγής των εν λόγω μονάδων [26]-[30]. 124 4.9.2 Ανάλυση της ημέρας κατανομής με το μικρότερο «καθαρό» φορτίο Το μικρότερο ωριαίο «καθαρό» φορτίο του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 ανέρχεται στην τιμή των 59.09MW και παρουσιάζεται κατά την 313η ημέρα κατανομής. Το πρόβλημα που παρουσιάζεται τη συγκεκριμένη ημέρα κατανομής έγκειται στο γεγονός ότι η ενσωμάτωση των ΑΠΕ οδηγεί στη διαμόρφωση της ωριαίας κατανάλωσης σε τιμή χαμηλότερη από την ελάχιστη δυνατή παραγωγή της μοναδικής θερμικής μονάδας του συστήματος (XAN_CCGT) που παρέχει σ’ αυτό εφεδρεία δευτερεύουσας ρύθμισης. Το τεχνικά ελάχιστο της συγκεκριμένης μονάδας είναι 47MW, όμως η εξασφάλιση 20MW δευτερεύουσας εφεδρείας καθιστά την παραγωγή της μονάδας τουλάχιστον στα 67MW. Η διαμόρφωση, λοιπόν, της ωριαίας κατανάλωσης σε τιμές κάτω των 67MW οδηγεί σε απόκλιση μεταξύ απαιτούμενων και πραγματικών επικουρικών υπηρεσιών του συστήματος. Αυτό οφείλεται στην ολική απορρόφηση της παραγωγής των μονάδων ΑΠΕ σύμφωνα με τη μοντελοποίηση του συστήματος της Κρήτης. Στην πραγματικότητα σε αντίστοιχη περίπτωση περιορίζεται η απορρόφηση της παραγωγής των ΑΠΕ, ώστε να ικανοποιείται πλήρως η απαίτηση του συστήματος για κάθε μορφή επικουρικής υπηρεσίας, σύμφωνα με τον κώδικα διαχείρισης ηλεκτρικών συστημάτων μη διασυνδεδεμένων νησιών [20]. Ωστόσο, η ενσωμάτωση του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης οδηγεί στην αντιμετώπιση του αναφερόμενου προβλήματος και ταυτόχρονα προσφέρει τη δυνατότητα πλήρους απορρόφησης της παραγωγής των μονάδων ΑΠΕ. Η ενσωμάτωση εξετάζεται υπό συνθήκες επιβολής κόστους επιβάρυνσης 30€/MWh στην ωριαία αύξηση του φορτίου και ποσοστού μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής 5% , 15% , 20% και 100%. Παρακάτω παρουσιάζονται το ωριαίο φορτίο αναφοράς, η ωριαία παραγωγή των μονάδων ΑΠΕ και το ωριαίο καθαρό φορτίο που προκύπτει από την αφαίρεση των δύο προηγούμενων μεγεθών. 125 350 Ισχύς (MW) 300 250 200 150 100 50 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος (h) Καθαρό φορτίο - Θερμικό σύστημα Α/Π Φ/Β Φορτίο αναφοράς Σχήμα 4.60 Ωριαίο προφίλ ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης κατά την 313η ημέρα κατανομής του έτους 2013 Από το παραπάνω σχήμα (Σχήμα 4.60) παρατηρείται η μεγάλη διείσδυση των ΑΠΕ κατά τις ώρες 9η–15η η οποία ανέρχεται κατά μέσο όρο στο 66% του ωριαίου φορτίου με μέγιστο ποσοστό διείσδυσης 72% κατά την 11η ώρα της εξεταζόμενης ημέρας κατανομής. Η διείσδυση αυτής της μορφής οδηγεί στη διαμόρφωση του μικρότερου ετησίως ωριαίου «καθαρού» φορτίου (59.09MW) την ίδια ώρα. Επιπλέον και κατά τις ώρες 10η και 12η η υψηλή παραγωγή των ΑΠΕ έχει ως αποτέλεσμα η ηλεκτρική κατανάλωση τις αντίστοιχες ώρες να είναι μικρότερη των 67MW δημιουργώντας κίνδυνο μη αξιόπιστης λειτουργίας του συστήματος. Ο κίνδυνος αυτός εξαλείφεται με την ενσωμάτωση του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης. Παρακάτω, παρουσιάζονται οι τρόποι αντιμετώπισης του προβλήματος μέσω της ενσωμάτωσης του προγράμματος μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης για συγκεκριμένα σενάρια ενσωμάτωσής του στο σύστημα της Κρήτης: Ισχύς (MW) 300 282.71 200 251.217 215.5 97 67 59.09 100 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος(h) Καθαρό φορτίο-Θερμικό σύστημα Καθαρό φορτίο-Σενάριο μετατόπισης - 30€/MWh - 5% Καθαρό φορτίο-Σενάριο μετατόπισης - 30€/MWh - 15% Καθαρό φορτίο-Σενάριο μετατόπισης - 30€/MWh - 20% Καθαρό φορτίο-Σενάριο μετατόπισης - 30€/MWh - 100% Σχήμα 4.61 Ωριαίο προφίλ ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης κατά την 313η ημέρα του έτους 2013 σε κάθε περίπτωση λειτουργίας του συστήματος 126 Σύμφωνα με το Σχήμα 4.61 το πρόβλημα ανεπαρκούς παροχής δευτερεύουσας εφεδρείας αντιμετωπίζεται με την αύξηση του φορτίου κατά τις «κρίσιμες» ώρες της εξεταζόμενης ημέρας κατανομής. Παράλληλα, αυξάνεται το ωριαίο φορτίο και κατά τη διάρκεια των υπόλοιπων ωρών της περιόδου χαμηλής ζήτησης (1η-17η). Μεταβαίνοντας στο ποσοστό 15% παρατηρείται μεγαλύτερη αύξηση του φορτίου τις ίδιες ώρες. Ωστόσο, η περαιτέρω διεύρυνση του ποσοστού δεν οδηγεί σε μεγαλύτερη αύξηση φορτίου. Τέλος, η αύξηση της ηλεκτρικής κατανάλωσης συνοδεύεται από αντίστοιχη μείωση του φορτίου σε ώρες υψηλής ζήτησης 17η-23η . Η αιτία που οδηγεί κάθε φορά στη μεταβολή του φορτίου οφείλεται στον τρόπο ένταξης των συμβατικών θερμικών μονάδων ανάλογα με τις ωριαίες ανάγκες του συστήματος. Στη συνέχεια παρουσιάζεται η συμμετοχή των θερμικών μονάδων ανά τεχνολογία παραγωγής στο ημερήσιο μίγμα παραγωγής καθώς και η ωριαία παραγωγή κάθε μονάδας τόσο στην περίπτωση του αρχικού θερμικού συστήματος όσο και στην περίπτωση της ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης. Τα αποτελέσματα της ενσωμάτωσης για τα ποσοστά 20% και 100% παραλείπονται διότι είναι όμοια με τα αντίστοιχα αποτελέσματα της ενσωμάτωσης για το ποσοστό 15% του μέγιστου ετησίως ωριαίου φορτίου. Ισχύς(MW) 400 300 200 100 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος(h) Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Α/Π Φορτίο αναφοράς Μονάδες εσωτερικής κάυσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Φ/Β Σχήμα 4.62 Ωριαίο προφίλ παραγωγής ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 313η ημέρα κατανομής του έτους 2013 127 Ισχύς (MW) 400 300 200 100 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος (h) Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Α/Π Φορτίο αναφοράς Μονάδες εσωτερικής κάυσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Φ/Β Σχήμα 4.63 Ωριαίο προφίλ παραγωγής ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 313η ημέρα κατανομής του έτους 2013 με συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 30€/MWh και 5% Ισχύς(MW) 400 300 200 100 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Χρόνος(h) Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Α/Π Φορτίο αναφοράς 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Μονάδες εσωτερικής κάυσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Φ/Β Σχήμα 4.64 Ωριαίο προφίλ παραγωγής ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 313η ημέρα κατανομής του έτους 2013 με συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 30€/MWh και 15% Ισχύς (MW) 80 63.53 60 62.77 59.09 40 20 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Χρόνος(h) 21 22 23 24 LIN_D1 LIN_D2 LIN_D3 LIN_D4 XAN_CCGT ATHER_D1 ATHER_D2 ATHER_ATM1 ATHER_ATM2 Σχήμα 4.65 Ωριαίο προφίλ παραγωγής των συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 313η ημέρα κατανομής του έτους 2013 128 67 80 Ισχύς (MW) 60 40 20 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Χρόνος(h) LIN_D1 ATHER_D1 LIN_D2 ATHER_D2 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 LIN_D3 LIN_D4 XAN_CCGT ATHER_ATM1 ATHER_ATM2 Σχήμα 4.66 Ωριαίο προφίλ παραγωγής των συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 313η ημέρα κατανομής του έτους 2013 με συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 30€/MWh και 5% 67 Ισχύς (MW) 80 60 40 20 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 LIN_D1 ATHER_D1 LIN_D2 ATHER_D2 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος(h) LIN_D3 LIN_D4 XAN_CCGT ATHER_ATM1 ATHER_ATM2 Σχήμα 4.67 Ωριαίο προφίλ παραγωγής των συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά την 313η ημέρα κατανομής του έτους 2013 με συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης 30€/MWh και 15% Από τα σχήματα Σχήμα 4.62 , Σχήμα 4.63 , Σχήμα 4.65 και Σχήμα 4.66 γίνεται αντιληπτό ότι υπό τις συνθήκες ενσωμάτωσης 30€/MWh-5% η αύξηση του φορτίου κατά τις κρίσιμες ώρες αποτελεί την αναγκαία μεταβολή ώστε η ωριαία κατανάλωση να είναι ίση με την ελάχιστη παραγωγή της μονάδας XAN_CCGT δηλαδή ίση με 67MW για την εξασφάλιση της παροχής δευτερεύουσας εφεδρείας. Στην περίπτωση των συνθηκών ενσωμάτωσης 30€/MWh-15%, σύμφωνα με τα σχήματα Σχήμα 4.64 και Σχήμα 4.67, παρατηρείται μεγαλύτερη αύξηση φορτίου η οποία οδηγεί στην συνέχιση της λειτουργίας της ατμοηλεκτρικής μονάδας ATHER_ATM2. Κατά την αρχική λειτουργία του συστήματος κατά την περίοδο χαμηλής κατανάλωσης η μονάδα αυτή αναγκάζεται να τεθεί εκτός λειτουργίας επιβαρύνοντας το σύστημα με το μεγάλο κόστος σβέσης της. Συγκεκριμένα, το κόστος αυτό είναι το μεγαλύτερο 129 μεταξύ των αντίστοιχων των υπόλοιπων θερμικών μονάδων του συστήματος. Έτσι, λοιπόν, η ενσωμάτωση του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης λειτουργεί επικουρικά στην εξασφάλιση τόσο της οικονομικής όσο και της αξιόπιστης λειτουργίας του συστήματος. Να σημειωθεί, ότι κατά τη λειτουργία του συστήματος χωρίς την ενσωμάτωση των μονάδων ΑΠΕ, όπως εξετάστηκε στην υποενότητα 4.8.3, αποφεύγεται η διαμόρφωση του ωριαίου φορτίου σε τιμές μικρότερες των 67MW και δεν τίθεται θέμα εξασφάλισης της ρύθμισης δευτερεύουσας εφεδρείας. 4.10 Ανάλυση του τρόπου επιβολής του κόστους επιβάρυνσης Στην ενότητα αυτή διερευνάται η επίδραση του τρόπου επιβολής του κόστους επιβάρυνσης του συστήματος της Κρήτης, λόγω της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης, στη λειτουργία του συστήματος αυτού. Οι τρόποι επιβολής αφορούν την επιβάρυνση της ωριαίας αύξησης της κατανάλωσης, της ωριαίας μείωσης της κατανάλωσης ή ισοκατανομή της επιβάρυνσης μεταξύ των δύο μεταβολών της κατανάλωσης. Η διερεύνηση πραγματοποιείται για όλα τα εξεταζόμενα κόστη επιβάρυνσης δηλαδή για 30€/MWh , 60€/MWh , 90€/MWh , 120€/MWh , 150€/MWh και 180€/MWh και μέγιστη ωριαία επιτρεπόμενη μεταβολή της κατανάλωσης ίση με το 5% του μέγιστου ετησίως ωριαίου φορτίου του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013. Στο παρακάτω διάγραμμα παρουσιάζεται η απόκλιση του ημερήσιου κόστους λειτουργίας του συστήματος για το έτος 2013 μεταξύ των αντίστοιχων σεναρίων ενσωμάτωσης του εξεταζόμενου προγράμματος απόκρισης της ζήτησης. 130 200.00 Κόστος (€) 150.00 100.00 50.00 0 50 100 150 200 250 300 350 (50.00) (100.00) Αύξηση vs Μείωση 30€/MWh Αύξηση vs Μείωση 60€/MWh Αύξηση vs Μείωση 90€/MWh Αύξηση vs Μείωση 120€/MWh Χρόνος (h) Αύξηση vs Ισοκατανομή 30€/MWh Αύξηση vs Ισοκατανομή 60€/MWh Αύξηση vs Ισοκατανομή 90€/MWh Αύξηση vs Ισοκατανομή 120€/MWh Σχήμα 4.68 Απόκλιση ημερήσιου κόστους λειτουργίας συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 μεταξύ των αντίστοιχων σεναρίων μετατόπισης της ηλεκτρικής κατανάλωσης αναφορικά με τον τρόπο επιβολής του κόστους επιβάρυνσης Από το Σχήμα 4.68 γίνεται φανερό ότι οι αποκλίσεις του ημερήσιου λειτουργικού κόστους μεταξύ των αντίστοιχων συνθηκών ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης ανέρχονται μέχρι την τιμή 150€. Το ποσό αυτό καθίσταται αμελητέο ως προς το ημερήσιο κόστος λειτουργίας του συστήματος το οποίο είναι της τάξης εκατοντάδων χιλιάδων €. Όσον αφορά, τώρα, τις αποκλίσεις ως προς τις ημερήσιες μεταβολές της ηλεκτρικής κατανάλωσης δεν παρατηρείται η παραμικρή απόκλιση μεταξύ των τριών σεναρίων επιβολής του κόστους επιβάρυνσης για κάθε κόστος επιβάρυνσης. Ωστόσο, παρατηρούνται ωριαίες διαφορές κατά μέσο όρο στο 3% των 8760 ωρών του εξεταζόμενου έτους. Από τις ωριαίες αυτές διαφορές οι περισσότερες οφείλονται σε διαφορές στην ωριαία μείωση της κατανάλωσης και ένα μικρό ποσοστό αυτών οφείλεται σε διαφορές στην ωριαία αύξηση της κατανάλωσης. Το γεγονός, λοιπόν, ότι μικρές αποκλίσεις παρατηρούνται στην ωριαία αύξηση της κατανάλωσης δείχνει ότι ανεξάρτητα του τρόπου επιβολής του κόστους επιβάρυνσης, παρέχονται επί το πλείστον οι ίδιες δυνατότητες ένταξης των οικονομικότερων μονάδων οδηγώντας στην ίδια εξοικονόμηση του λειτουργικού κόστους. Οι ωριαίες, όμως, διαφορές της ηλεκτρικής κατανάλωσης παρατηρείται ότι εξισορροπούνται μέσα στη διάρκεια της 131 ημέρας κατανομής, οδηγώντας σε μηδενικές ημερήσιες διαφορές, όπως αναφέρθηκε παραπάνω. Η αιτία ύπαρξης των ωριαίων αυτών αποκλίσεων ανάγεται στην ύπαρξη περισσότερων της μίας βέλτιστης επίλυσης του εξεταζόμενου προβλήματος. Η παρουσία περισσότερων της μίας βέλτιστης λύσης του συγκεκριμένου προβλήματος οφείλεται στο γεγονός τεχνικοοικονομικά ότι στοιχεία στο σύστημα λειτουργίας. Για υπάρχουν μονάδες παράδειγμα, η με αύξηση όμοια της κατανάλωσης που προκαλεί την αύξηση της παραγωγής μίας μονάδας οδηγεί σε ισοδύναμη οικονομική κατάσταση λειτουργίας του συστήματος με την ίδια αύξηση της κατανάλωσης κάποια άλλη ώρα της ίδιας ημέρας κατανομής που θα οδηγήσει στην ίδια αύξηση παραγωγής της ίδιας ή άλλης όμοιας μονάδας. Επιπλέον, για τον προγραμματισμό κάθε ημέρας κατανομής η ένταξη μίας εκ των όμοιων μονάδων οδηγεί σε ισοδύναμη λύση με την ένταξη κάποιας άλλης όμοιας μονάδας. Ωστόσο, οι περιπτώσεις ένταξης διαφορετικών εκ των όμοιων μονάδων κατά την ίδια ημέρα κατανομής δημιουργεί διαφορετικές συνθήκες, υπό τις οποίες καλείται να πραγματοποιηθεί ο προγραμματισμός των επόμενων ημερών. Αυτό συμβαίνει διότι οι μονάδες ακολουθούν διαφορετική διαδικασία ένταξης και συγχρονισμού ανάλογα με τον χρόνο που βρίσκονταν προηγουμένως εκτός λειτουργίας. Μπορεί, λοιπόν, να εξαχθεί το συμπέρασμα ότι δεν υπάρχει ουσιαστική διαφορά μεταξύ της επιβολής του κόστους επιβάρυνσης είτε στην αύξηση είτε στη μείωση είτε στην ισοκατανομή μεταξύ των δύο μεταβολών της ωριαίας ηλεκτρικής κατανάλωσης. Αυτό οφείλεται στο γεγονός ότι μέσα στο χρονικό ορίζοντα προγραμματισμού (24 ώρες) η συνολική αύξηση του φορτίου αναφοράς ισούται με τη συνολική μείωσή του. Έτσι, λοιπόν, το κόστος επιβάρυνσης επιβάλλεται αθροιστικά στην ίδια ποσότητα μεταβολής φορτίου και συνεπώς η συνολική επιβάρυνση του συστήματος είναι ίδια και στις τρεις περιπτώσεις. Επιπλέον, σημειώνεται ότι ο αντικειμενικός στόχος του προβλήματος είναι η ελαχιστοποίηση του λειτουργικού κόστους μέσα στον χρονικό ορίζοντα προγραμματισμού. Με άλλα λόγια δεν έχει ουσιαστική διαφορά αν το κόστος επιβάρυνσης επιβάλλεται είτε στις πρώτες είτε στις τελευταίες είτε σε διάσπαρτες ώρες του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού. 132 Ο λόγος για τον οποίο στην παρούσα διπλωματική εξετάζεται η επιβολή του κόστους επιβάρυνσης στην ωριαία αύξηση της ηλεκτρικής κατανάλωσης έγκειται στο γεγονός ότι για τους καταναλωτές η αύξηση της κατανάλωσης σηματοδοτεί την έναρξη του κύκλου εργασιών τους και η χρονική αλλαγή της έναρξης αυτής αποτελεί για κάποιους καταναλωτές (εμπορικούς, βιομηχανικούς) πρόσθετο κόστος διεκπεραίωσης των εργασιών αυτών. 4.11 Εισαγωγή χρονικού περιορισμού μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης Στην ενότητα αυτή εφαρμόζεται χρονικός περιορισμός στη μετατόπιση τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης και αξιολογείται η επίδρασή του στη λειτουργία του συστήματος της Κρήτης. Όπως έχει αναφερθεί, ήδη, τα σενάρια που εξετάζονται αναφορικά με την εφαρμογή του χρονικού περιορισμού αφορούν τη μετατόπιση τμήματος της ζήτησης σε ±1 , ±2 , ±3 , ±4 , ±5 , ±6 , ±7 , ±8 , ±9 , ±10 , ±11 , ±12 , ±13 , ±14 , ±15 , ±16 , ±17 , ±18 , ±19 , ±20 , ±21 , ±22 και ±23 ώρες από την ώρα αναφοράς, ώρα κατά την οποία μειώνεται η ηλεκτρική κατανάλωση. Επιπλέον, τα σενάρια αυτά αφορούν τα σενάρια ενσωμάτωσης του εξεταζόμενου προγράμματος απόκρισης της ζήτησης όπου το κόστος επιβάρυνσης λόγω μετατόπισης ανέρχεται σε 0€/MWh , 30€/MWh και 60€/MWh επιβαλλόμενο στην ωριαία αύξηση του φορτίου με μέγιστη επιτρεπόμενη ωριαία μεταβολή το 15% του μέγιστου ετησίως ωριαίου φορτίου (575.47MW). 4.11.1 Ανάλυση ετήσιου κέρδους λειτουργίας του συστήματος Στα παρακάτω σχήματα παρουσιάζεται σε ποσοστιαία μορφή το ετήσιο κέρδος λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 που προκύπτει από την ενσωμάτωση του εξεταζόμενου προγράμματος απόκρισης της ζήτησης για κάθε μία από τις εξεταζόμενες συνθήκες ενσωμάτωσης, ως προς το αρχικό κόστος λειτουργίας του εν λόγω θερμικού συστήματος συναρτήσει των χρονικών ορίων μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης κατά τη διάρκεια κάθε ημέρας κατανομής 133 Κέροδς (%) 1.500% 1.330% 1.000% 0.500% 0.271% 0.000% ±1 ±3 ±5 ±7 ±9 ±11 ±13 Χρονικά όρια ευελιξίας (h) ±15 ±17 ±19 ±21 ±23 Σχήμα 4.69 Ετήσιο ποσοστιαίο κέρδος λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 συναρτήσει των χρονικών ορίων ευελιξίας μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης για συνθήκες μετατόπισης 30€/MWh–15% Κέροδς (%) 0.600% 0.536% 0.400% 0.200% 0.180% 0.000% ±1 ±3 ±5 ±7 ±9 ±11 ±13 ±15 Χρονικά όρια ευελιξίας (h) ±17 ±19 ±21 ±23 Σχήμα 4.70 Ετήσιο ποσοστιαίο κέρδος λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 συναρτήσει των χρονικών ορίων ευελιξίας μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης για συνθήκες μετατόπισης 60€/MWh–15% 4.00% 3.21% Κέρδος (%) 3.00% 2.00% 1.330% 1.00% 0.52% 0.271% 0.180% 0.00% ±1 ±3 ±5 0€/MWh-15% 0.536% ±7 ±9 ±11 ±13 ±15 Χρονικά όρια ευελιξίας (h) 30€/MWh-15% ±17 ±19 ±21 ±23 60€/MWh-15% Σχήμα 4.71 Συγκριτικό διάγραμμα ετήσιου ποσοστιαίου κέρδους λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 συναρτήσει των χρονικών ορίων ευελιξίας μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος για συνθήκες μετατόπισης 0€/MWh–15% , 30€/MWh–15% και 60€/MWh–15% Για τις συνθήκες μετατόπισης 30€/MWh-15% και 60€/MWh-15% παρουσιάζονται σε ξεχωριστά σχήματα τα αντίστοιχα διαγράμματα διότι οι μεγαλύτερες τιμές για τη συνθήκη 0€/MWh-15% δεν καθιστούν ευδιάκριτες στο κοινό διάγραμμα τις μεταβολές του ποσοστιαίου κέρδους αυτών με τη διεύρυνση των χρονικών ορίων ευελιξίας. Για τις συνθήκες μετατόπισης 30€/MWh-15%, γίνεται φανερό από το Σχήμα 4.69 ότι μέχρι τον χρονικό περιορισμό των 10 ωρών (±5) υπάρχει γραμμική σχέση μεταξύ του 134 κέρδους λειτουργίας και των χρονικών ορίων ευελιξίας. Στη συνέχεια παρατηρείται και πάλι αύξηση του κέρδους με μικρότερο, όμως, ρυθμό ο οποίος αυξάνεται περισσότερο μετά τον περιορισμό των 22 ωρών (±11) χωρίς να φτάνει τον αρχικό ρυθμό αύξησης. Τέλος, μετά τον περιορισμό των 38 ωρών (±19) το ετήσιο κέρδος λειτουργίας του συστήματος παραμένει αμετάβλητο στην τιμή του 1.33% για περαιτέρω διεύρυνση των χρονικών ορίων ευελιξίας της μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης. Ανάλογη μορφή παρουσιάζει και το αντίστοιχο διάγραμμα για συνθήκες μετατόπισης 60€/MWh-15% και 0€/MWh-15%, όπως παρουσιάζεται στο Σχήμα 4.70 και στο Σχήμα 4.71. Στο Σχήμα 4.71 παρουσιάζονται από κοινού οι τρεις κυματομορφές. Έτσι, γίνεται αντιληπτό ότι ο ρυθμός αύξησης του κέρδους του συστήματος συναρτήσει των χρονικών ορίων μετατόπισης είναι μεγαλύτερος στην περίπτωση του μηδενικού κόστους επιβάρυνσης αφήνοντας στη δεύτερη θέση την περίπτωση του κόστους 30€/MWh. Αυτό οφείλεται στο γεγονός ότι με τα συγκεκριμένα κόστη επιβάρυνσης ενισχύεται η μετατόπιση τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης, όπως αποδείχθηκε στην ενότητα 4.4 , με αποτέλεσμα να υπάρχει μεγαλύτερη απόκριση του συστήματος στην παροχή μεγαλύτερων χρονικών ορίων μετατόπισης και συνεπώς ολοένα και μεγαλύτερη εξοικονόμηση κόστους λειτουργίας για διευρυμένα όρια μετατόπισης. Αντίθετα, στην περίπτωση των 60€/MWh η ενσωμάτωση του προγράμματος μετατόπισης της ζήτησης είναι μικρότερη, δηλαδή μικρότερη ετήσια μεταβολή της κατανάλωσης (ενότητα 4.4) και μικρότερη εξοικονόμηση κόστους (ενότητα 4.3), με αποτέλεσμα οι μεταβολές του κόστους λειτουργίας που προκαλούνται με τη διεύρυνση των χρονικών ορίων να είναι μικρότερης έκτασης. Η διαφορά στο μέγεθος της ενσωμάτωσης του εν λόγω προγράμματος απόκρισης της ζήτησης για τα εξεταζόμενα κόστη επιβάρυνσης αποτυπώνεται στο εύρος στο οποίο κυμαίνεται το κέρδος λειτουργίας του συστήματος στις δύο περιπτώσεις. Στην περίπτωση του μηδενικού κόστους επιβάρυνσης κυμαίνεται μεταξύ 0.52% και 3.21%, στην περίπτωση των 30€/MWh μεταξύ 0.271% και 1.33%, ενώ τέλος στην περίπτωση των 60€/MWh μεταξύ 0.18% και 0.536%. Διευκρινίζεται, ότι το κάτω όριο αντιστοιχεί στο ελάχιστο χρονικό εύρος μετατόπισης, ενώ το άνω όριο ταυτίζεται με την 135 περίπτωση της απαλειφής του χρονικού περιορισμού μετατόπισης. Είναι άξιο προσοχής, ότι το κέρδος που προκύπτει με μηδενικό κόστος επιβάρυνσης και χρονική ευελιξία ±1 ωρών είναι περίπου ίδιο με το αντίστοιχο κέρδος που προκύπτει για κόστος επιβάρυνσης 60€/MWh και πλήρη χρονική ευελιξία μετατόπισης. Αυτό οφείλεται στα μεγάλα λειτουργικά κέρδη του συστήματος που προκύπτουν με μηδενική επιβάρυνση της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης. 4.11.2 Ανάλυση ετήσιας μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος Στην υποενότητα αυτή εξετάζεται η ετήσια μεταβολή της ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 συναρτήσει των χρονικών ορίων ευελιξίας εντός των οποίων επιτρέπεται η εν λόγω μεταβολή. Η ετήσια μεταβολή εκφράζεται ως ποσοστό της ετήσιας κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας του συστήματος της Κρήτης. Η εν λόγω εξέταση πραγματοποιείται για συνθήκες μετατόπισης 0€/MWh-15% , 30€/MWh-15% και 60€/MWh-15% όπου το κόστος επιβάρυνσης επιβάλλεται στην ωριαία αύξηση του φορτίου. Η μεταβολή αυτή παρουσιάζεται διαγραμματικά στη συνέχεια: Ενέργεια(%) 8.00% 6.18% 6.00% 4.00% 2.00% 0.00% 2.79% 1.54% 0.31% 0.17% ±1 ±3 0.80% ±5 0€/MWh-15% ±7 ±9 ±11 ±13 ±15 Χρονικά όρια ευελιξίας (h) 30€/MWh-15% ±17 ±19 ±21 ±23 60€/MWh-15% Σχήμα 4.72 Ετήσια ποσοστιαία μεταβολή ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 συναρτήσει των χρονικών ορίων ευελιξίας της μεταβολής για συνθήκες μετατόπισης 0€/MWh–15% , 30€/MWh–15% και 60€/MWh–15% Το διάγραμμα του παραπάνω σχήματος (Σχήμα 4.72) έχει όμοια μορφή με το αντίστοιχο διάγραμμα που απεικονίζεται στο Σχήμα 4.71 το οποίο παρουσιάζει το ετήσιο κέρδος λειτουργίας του συστήματος που προκύπτει από την ενσωμάτωση του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης ως προς τον ίδιο χρονικό περιορισμό. Το γεγονός αυτό είναι αναμενόμενο καθώς αντικειμενικός σκοπός της μεταβολής της 136 ηλεκτρικής κατανάλωσης αποτελεί η οικονομική λειτουργία του συστήματος με αποτέλεσμα η μεγαλύτερη ετήσια μεταβολή της ηλεκτρικής κατανάλωσης να οδηγεί σε μεγαλύτερη ετήσια εξοικονόμηση. Η μεγαλύτερη μεταβολή, τέλος, επέρχεται όταν παρέχονται μεγαλύτερα χρονικά όρια μεταβολής. 4.11.3 Ανάλυση της ετήσιας σύνθεσης παραγωγής ανά τεχνολογία θερμικών μονάδων Στην υποενότητα αυτή εξετάζεται η επίδραση του χρονικού περιορισμού μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης στη σύνθεση της ετήσιας παραγωγής ανά τεχνολογία θερμικών μονάδων. Και εδώ, πάλι, χρησιμοποιούνται οι συνθήκες ενσωμάτωσης του εν λόγω προγράμματος απόκρισης της ζήτησης: κόστος επιβάρυνσης 30€/MWh επιβαλλόμενο στην ωριαία αύξηση φορτίου και ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής 15%. Για την Ετήσια σύνθεση παραγωγής ανά τεχνολογία μονάδων(%) κατανόηση της εν λόγω επίδρασης παρουσιάζεται το παρακάτω διάγραμμα: 45.00% 40.00% 40.03% 41.20% 30.00% 29.93% 35.00% 30.00% 25.00% 28.23% 28.69% 20.00% 15.00% 10.00% 5.00% 0.00% 0.64% 1.29% Χρονικά όρια ευελιξίας (h) Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες συνδυασμένου κύκλου Μονάδες εσωτερικής καύσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Σχήμα 4.73 Ετήσια σύνθεση παραγωγής του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 ανά τεχνολογία συμβατικών θερμικών μονάδων, συναρτήσει των χρονικών ορίων ευελιξίας της μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης για συνθήκες μετατόπισης 30€/MWh–15% Από το Σχήμα 4.73, λοιπόν, γίνεται αντιληπτό ότι δεν παρουσιάζεται έντονη μεταβολή στη σύνθεση της ετήσιας παραγωγής ανά τεχνολογία θερμικών μονάδων συναρτήσει των χρονικών ορίων μετατόπισης τμήματος της κατανάλωσης. Η 137 μεγαλύτερη μεταβολή παρουσιάζεται μετά τον περιορισμό των 38 ωρών (±19), ενώ για περαιτέρω διεύρυνση των χρονικών ορίων η μεταβολή αυτή παραμένει σταθερή. Μεταξύ των τεσσάρων τεχνολογιών θερμικών μονάδων παραγωγής αξιοσημείωτη μεταβολή ως προς την αρχική τους κατάσταση παρουσιάζουν οι αεριοστροβιλικές μονάδες η συμμετοχή των οποίων μειώνεται κατά 50%. Ωστόσο, επειδή η αρχική ενσωμάτωσή τους στο ετήσιο μίγμα παραγωγής ήταν μικρή και συγκεκριμένα 1.2% η μετάπτωσή της ανέρχεται στο 0.64%. Η σημασία, λοιπόν, αυτής της μικρής μεταβολής είναι ιδιαίτερα σημαντική για τη συμμετοχή των αεριοστροβιλικών μονάδων στη λειτουργία του συστήματος. Η μείωσή αυτή αντισταθμίζεται από αντίστοιχη αύξηση της συμμετοχής των μονάδων εσωτερικής καύσης στο ετήσιο μίγμα παραγωγής. Επιπλέον, παρατηρείται μείωση της συμμετοχής των άλλων δύο τεχνολογιών, των ατμοηλεκτρικών μονάδων και της μονάδας συνδυασμένου κύκλου. Η μείωση αυτή σε κάθε περίπτωση των δύο τεχνολογιών είναι μικρότερη του 0.4%. Συμπεραίνεται, λοιπόν, ότι το ετήσιο μίγμα παραγωγής δεν επιδέχεται μεγάλες μεταβολές συναρτήσει των χρονικών ορίων μετατόπισης της ηλεκτρικής κατανάλωσης και η ιεραρχία των θερμικών μονάδων παραμένει σταθερή τοποθετώντας τις μονάδες εσωτερικής καύσης στην κορυφή του μίγματος παραγωγής, έπειτα τις ατμοηλεκτρικές μονάδες με τη μονάδα συνδυασμένου κύκλου να ακολουθεί και τέλος τις αεριοστροβιλικές μονάδες. 4.11.4 Ανάλυση των ετήσιων σβέσεων των συμβατικών θερμικών μονάδων Στην υποενότητα αυτή εξετάζεται η επίδραση των χρονικών ορίων μετατόπισης τμήματος της ωριαίας ηλεκτρικής κατανάλωσης στον αριθμό των σβέσεων των συμβατικών θερμικών μονάδων του συστήματος της Κρήτης κατά τη διάρκεια του έτους 2013. Και εδώ, πάλι, χρησιμοποιούνται οι εξής συνθήκες ενσωμάτωσης του εν λόγω προγράμματος απόκρισης της ζήτησης στο σύστημα της Κρήτης : κόστος επιβάρυνσης 30€/MWh επιβαλλόμενο στην ωριαία αύξηση φορτίου και ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μετατόπισης 15%. Για την κατανόηση της εξεταζόμενης επίδρασης παρουσιάζεται το παρακάτω διάγραμμα . 138 Σημειώνεται, ότι στο σχήμα που ακολουθεί δεν παρουσιάζεται το αντίστοιχο διάγραμμα για τις μονάδες συνδυασμένου κύκλου και συγκεκριμένα για τη μοναδική μονάδα συνδυασμένου κύκλου του συστήματος της Κρήτης λόγω της ιδιαιτερότητας της μονάδας αυτής και της απαίτησης δευτερεύουσας εφεδρείας του συστήματος όπως αναφέρθηκε και στην υποενότητα 4.7.1. Σβέσεις συμβατικών θερμικών μονάδων 2000 1500 1747 1240 1000 500 748 480 680 196 0 Χρονικά όρια ευελιξίας (h) Ατμοηλεκτρικές μονάδες Μονάδες εσωτερικής καύσης Αεριοστροβιλικές μονάδες Σχήμα 4.74 Αριθμός ετήσιων σβέσεων συμβατικών θερμικών μονάδων της Κρήτης για το έτος 2013 ανά τεχνολογία παραγωγής συναρτήσει των χρονικών ορίων ευελιξίας της μετατόπισης τμήματος της κατανάλωσης για συνθήκες μετατόπισης 30€/MWh–15% Στο Σχήμα 4.74 αποτυπώνεται η επίδραση των χρονικών ορίων μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης στις σβέσεις των θερμικών μονάδων κατά τη διάρκεια του έτους. Και τα τρία είδη μονάδων παρουσιάζουν φθίνοντα αριθμό σβέσεων ως προς τη διεύρυνση των χρονικών ορίων μετατόπισης. Συγκεκριμένα, για τις μονάδες εσωτερικής καύσης οι σβέσεις τους κατά τη διάρκεια του έτους παρουσιάζουν τη μεγαλύτερη μείωση κατά τη μετάβαση από το εύρος των 2 ωρών (±1) σε εύρος μετατόπισης 6 ωρών (±3). Στη συνέχεια, ο αριθμός των σβέσεων μειώνεται με μικρότερο ρυθμό. Ωστόσο, ο ρυθμός αυτός μείωσης παρουσιάζει αύξηση εκ νέου μετά τη διεύρυνση των ορίων σε 22 ώρες (±11) μέχρι το εύρος των 38 ωρών (±19) όπου και μηδενίζεται οδηγώντας σε σταθερό αριθμό σβέσεων. Αντίστοιχη πορεία σβέσεων ακολουθούν και οι άλλες δύο τεχνολογίες παραγωγής με τη διαφορά ότι στις ατμοηλεκτρικές μονάδες ο μεγαλύτερος ρυθμός μείωσης παρουσιάζεται στο διάστημα μεταξύ εύρους ±3 και ±5 ωρών, ενώ στις αεριοστροβιλικές μεταξύ εύρους ±1 και ±5 ωρών. 139 Να επισημανθεί ότι για οποιοδήποτε χρονικό εύρος μετατόπισης της κατανάλωσης οι περισσότερες σβέσεις αντιστοιχούν στις μονάδες εσωτερικής καύσης. Έπειτα, ακολουθούν οι ατμοηλεκτρικές μονάδες και τέλος οι αεριοστροβιλικές. Ταυτόχρονα, όμως, παρατηρείται ότι η μεγαλύτερη μείωση του αριθμού σβέσεων αντιστοιχεί στις αεριοστροβιλικές μονάδες με ποσοστό μείωσης 60% και έπονται οι μονάδες εσωτερικής καύσης με ποσοστό μείωσης 57% αφήνοντας στο τέλος τις ατμοηλεκτρικές μονάδες με ποσοστό 45%. Όπως έχει αναφερθεί, λοιπόν, μεγαλύτερη επίδραση δέχονται οι αεριοστροβιλικές μονάδες οι οποίες πλέον δεν εκκινούν με την ίδια συχνότητα καθώς αντικαθίστανται από άλλες φθηνότερες μονάδες (ατμοηλεκτρικές, εσωτερικής καύσης). Όλα όσα αναφέρθηκαν για τις ετήσιες σβέσεις των θερμικών μονάδων ισχύουν και για τις εκκινήσεις τους στη διάρκεια του έτους. Αυτό συμβαίνει διότι η σβέση μίας μονάδας συνδέεται άμεσα με την εκκίνησή της αλλά και αντιστρόφως. Παρατηρώντας, όμως, τόσο το Σχήμα 4.74 της συγκεκριμένης υποενότητας σε συνδυασμό με το Σχήμα 4.72 της προηγούμενης, συμπεραίνεται ότι με τη μεταβολή του χρονικού περιορισμού μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης το μίγμα της ετήσιας παραγωγής δεν παρουσιάζει σημαντικές μεταβολές, ωστόσο ο αριθμός εκκινήσεων και σβέσεων των θερμικών μονάδων παραγωγής μεταβάλλεται σημαντικά. Η επισήμανση αυτή αποδεικνύει ότι χωρίς την ενσωμάτωση του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης το σύστημα οδηγείται σε κοστοβόρα λειτουργία των θερμικών μονάδων με μεγάλο αριθμό εκκινήσεων και σβέσεων. Αντίθετα, ενισχύοντας την ενσωμάτωση του συγκεκριμένου προγράμματος μειώνεται σημαντικά ο αριθμός εκκινήσεων και σβέσεων των μονάδων χωρίς όμως δραστικές αλλαγές του ετήσιου μίγματος παραγωγής. Με άλλα λόγια η παραγωγή των μονάδων ανά τεχνολογία παραγωγής δεν μεταβάλλεται σημαντικά ετησίως (εκτός από τις αεριοστροβιλικές μονάδες) αλλά αυτό που μεταβάλλεται είναι ο κύκλος λειτουργίας τους ώστε να καταστεί αποδοτική η λειτουργία τους στη διαδικασία παραγωγής του συστήματος. 140 4.11.5 Ανάλυση της ημέρας κατανομής με τη μεγαλύτερη ωριαία μείωση φορτίου μέσω του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης Στην υποενότητα αυτή εξετάζεται η επίδραση των χρονικών ορίων μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης κατά την ημέρα κατανομής κατά τη διάρκεια της οποίας παρουσιάζεται η μεγαλύτερη ωριαία μείωση φορτίου μέσω του εξεταζόμενου προγράμματος απόκρισης της ζήτησης. Όπως παρουσιάστηκε στην υποενότητα 4.8.1, πρόκειται για την 333η ημέρα του έτους 2013. Κατά την 19η ώρα της συγκεκριμένης ημέρας κατανομής παρουσιάζεται η μεγαλύτερη ωριαία μείωση της ηλεκτρικής κατανάλωσης μέσω της ενσωμάτωσης του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης, γεγονός που οφείλεται στην κατάλληλη διαμόρφωση του προφίλ κατανάλωσης μέσω της διείσδυσης των μονάδων ΑΠΕ κατά τη διάρκεια της εν λόγω ημέρας. Υπενθυμίζεται, ότι η ενσωμάτωση αυτή οδηγεί στη δημιουργία δύο διακριτών περιοχών κατανάλωσης χαμηλής (1η-16η) και υψηλής (17η-24η) ζήτησης η απόκλιση μεταξύ των οποίων είναι της τάξης των 200MW. Η εξέταση πραγματοποιείται για κόστος επιβάρυνσης της ωριαίας αύξησης φορτίου της τάξης των 30€/MWh και ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής 15% του μέγιστου ετησίως ωριαίου φορτίου. Τα διαγράμματα που ακολουθούν απεικονίζουν την επίδραση της διεύρυνσης των χρονικών ορίων ευελιξίας της μετατόπισης τμήματος της κατανάλωσης στον τρόπο μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης από την 19η ώρα στις υπόλοιπες ώρες της ίδιας ημέρας κατανομής και κατ’ επέκταση στη συνολική διαμόρφωση του προφίλ κατανάλωσης και τέλος στο ημερήσιο κέρδος λειτουργίας του συστήματος που προκύπτει μέσω της ενσωμάτωσης του συγκεκριμένου προγράμματος απόκρισης της ζήτησης. 141 500.000 Ισχύς (MW) 400.000 300.000 200.000 100.000 0.000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Θερμικό σύστημα ±4 ±8 ±23 Χρόνος (h) ±1 ±5 ±10 ±2 ±6 ±12 ±3 ±7 ±16 Σχήμα 4.75 Ωριαίο καθαρό φορτίο του συστήματος της Κρήτης κατά την 333η ημέρα του έτους 2013 συναρτήσει των χρονικών ορίων ευελιξίας της μετατόπισης τμήματος της κατανάλωσης για συνθήκες μετατόπισης 30€/MWh–15%. 80 Ισχύς (MW) 60 40 20 0 1 19η Ώρα 2 3 ±1 4 5 ±2 6 7 ±3 8 ±4 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος (h) ±5 ±6 ±7 ±8 ±10 ±11 ±16 ±23 14,000.00 12,000.00 10,000.00 8,000.00 6,000.00 4,000.00 2,000.00 ±1 ±2 ±3 ±4 ±5 ±6 ±7 ±8 ±9 ±10 ±11 ±12 ±13 ±14 ±15 ±16 ±17 ±18 ±19 ±20 ±21 ±22 ±23 Κέρδος(€) Σχήμα 4.76 Μετατόπιση τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης από την 19η ώρα της 333ης ημέρας κατανομής του έτους 2013 στις υπόλοιπες ώρες της ίδιας ημέρας συναρτήσει των χρονικών ορίων ευελιξίας της μετατόπισης για συνθήκες μετατόπισης 30€/MWh–15% Χρόνος (h) Σχήμα 4.77 Ημερήσιο κέρδος λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης κατά την 333η ημέρα κατανομής για το έτος 2013 συναρτήσει των χρονικών ορίων ευελιξίας μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης για συνθήκες μετατόπισης 30€/MWh–15% 142 Παρατηρώντας το Σχήμα 4.75 γίνεται αντιληπτό ότι αυξάνοντας τα χρονικά όρια ευελιξίας το προφίλ κατανάλωσης αποκτά πιο συνεκτική μορφή μειώνοντας την απόκλιση μεταξύ των επιπέδων χαμηλής και υψηλής ζήτησης. Αυτό οφείλεται στο γεγονός ότι με μεγαλύτερη χρονική ευελιξία είναι δυνατόν να μεταφερθεί τμήμα της ηλεκτρικής κατανάλωσης από ώρες υψηλής σε ώρες χαμηλής ζήτησης οι οποίες, όμως, ώρες έχουν μεγάλη χρονική διαφορά (πάντα όμως εντός του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού των 24 ωρών). Συγκεκριμένα, για την 19η ώρα της εξεταζόμενης ημέρας κατανομής, σύμφωνα με το Σχήμα 4.76 (διευκρινίζεται ότι η μαύρη στήλη απλά σηματοδοτεί την εξεταζόμενη ώρα και δεν αντιστοιχεί σε κάποια ποσότητα ισχύος), τα χαμηλά όρια ευελιξίας οδηγούν σε μετατόπιση τμήματος του ωριαίου φορτίου σε ώρες κοντά στην εν λόγω ώρα. Οι ώρες, όμως, αυτές ανήκουν στην περίοδο υψηλής ζήτηση, συνεπώς δεν οδηγούν στην ιδανική διαμόρφωση φορτίου. Ωστόσο, δεδομένου των χρονικών περιορισμών, αποτελούν την καλύτερη δυνατή από οικονομικής άποψης λύση. Συνεπώς, η μείωση του φορτίου την εξεταζόμενη ώρα είναι μικρή διότι η μεγαλύτερη μείωση απαιτεί μεγαλύτερη αντιστάθμισή (αύξηση φορτίου) σε περίοδο υψηλής ζήτησης η οποία δεν είναι οικονομικά αποδοτική. Διευρύνοντας, λοιπόν, τα χρονικά όρια ευελιξίας παρουσιάζεται μεγαλύτερη μείωση φορτίου κατά την 19η ώρα διότι μπορεί να αντισταθμιστεί από αύξηση φορτίου σε ώρες χαμηλής ζήτησης επιτυγχάνοντας το επιθυμητό οικονομικό όφελος. Αυτό αντικατοπτρίζεται και από το Σχήμα 4.77, όπου το κέρδος λειτουργίας αυξάνεται με την αύξηση των χρονικών ορίων ευελιξίας. Από το ίδιο σχήμα προκύπτει ότι κρίσιμα χρονικά όρια για την οικονομική λειτουργία του συστήματος της Κρήτης κατά τη διάρκεια της εξεταζόμενης ημέρας κατανομής είναι τα όρια των ±3 , ±11 και ±16 ωρών. Η κρισιμότητα του ορίου των ±3 ωρών οφείλεται στη δυνατότητα που προσφέρει να μεταφερθεί τμήμα φορτίου της 19ης ώρας στη 16η που αποτελεί την πλησιέστερη σ’ αυτή ώρα της περιόδου χαμηλής ζήτησης. Το όριο των ±11 αποτρέπει τη μείωση του φορτίου κατά τις ώρες 1η-6η , μείωση που έχει στόχο την ενίσχυση του φορτίου κατά την περίοδο των ωρών 7η–16η. Αυτό συμβαίνει διότι το συγκεκριμένο όριο επιτρέπει τη μετατόπιση τμήματος του φορτίου της 17ης ώρας, πρώτη ώρα της περιόδου υψηλής ζήτησης, στην 6η ώρα. Μέχρι τότε στην περίοδο 1η–6η όχι μόνο δεν ήταν δυνατή η ενίσχυση του ωριαίου φορτίου αλλά παρουσιαζόταν και μείωση του φορτίου. Τέλος, το όριο των ±16 επιτρέπει τη μεταφορά τμήματος του φορτίου της 17ης ώρας, πρώτη ώρα της περιόδου υψηλής ζήτησης στην πρώτη ώρα της περιόδου 143 χαμηλής ζήτησης, δηλαδή στην 1η ώρα της εξεταζόμενης ημέρας κατανομής. Το συγκεκριμένο όριο οδηγεί στην ενίσχυση του φορτίου σε όλες τις ώρες της περιόδου χαμηλής ζήτησης. Περαιτέρω διεύρυνση των χρονικών ορίων οδηγεί σε μετατοπίσεις φορτίου με ισοδύναμο οικονομικό όφελος. Αυτό σημαίνει ότι παρατηρούνται διαφορετικές μειώσεις φορτίου κατά την περίοδο υψηλής ζήτησης οι οποίες όμως αθροιστικά στη διάρκεια της ημέρας είναι ίσες. Η διαπίστωση αυτή αποδίδεται στο γεγονός ότι οι διαφορετικές μειώσεις φορτίου μέσα στη διάρκεια της ημέρας δεν επηρεάζουν τη διαδικασία ένταξης και σβέσης των θερμικών μονάδων απλά τις οδηγούν σε διαφορετικά επίπεδα παραγωγής τα οποία όμως αθροιστικά στο τέλος της ημέρας είναι ίδια επιβαρύνοντας έτσι τη λειτουργία του συστήματος με το ίδιο κόστος. Επιπλέον, παρατηρούνται και διαφορετικές μετατοπίσεις φορτίου. Αυτό σημαίνει ότι παρατηρείται η ίδια ωριαία αύξηση φορτίου προκαλούμενη αθροιστικά όμως από διαφορετικές ώρες μείωσης φορτίου. Με άλλα λόγια η ίδια ωριαία μείωση φορτίου μετατρέπεται σε επιμέρους αύξηση φορτίου διαφορετικών ωρών. 4.11.6 Ανάλυση της ημέρας κατανομής με τη μεγαλύτερη ωριαία αύξηση φορτίου μέσω του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης Στην υποενότητα αυτή εξετάζεται η επίδραση των χρονικών ορίων μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης κατά την ημέρα κατανομής κατά τη διάρκεια της οποίας παρουσιάζεται η μεγαλύτερη ωριαία αύξηση της ζήτησης μέσω του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης. Όπως παρουσιάστηκε στην υποενότητα 4.8.2, πρόκειται για την 71η ημέρα του έτους 2013. Κατά την 16η ώρα της συγκεκριμένης ημέρας κατανομής παρουσιάζεται η μεγαλύτερη ωριαία αύξηση του φορτίου μέσω της ενσωμάτωσης του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης, γεγονός που οφείλεται και πάλι στην κατάλληλη διαμόρφωση του προφίλ κατανάλωσης μέσω της διείσδυσης των μονάδων ΑΠΕ κατά τη διάρκεια της εν λόγω ημέρας. Και στην περίπτωση αυτή δημιουργούνται περιοχές κατανάλωσης υψηλής (11η-17η) και χαμηλής (8η–10η, 18η-24η) ζήτησης με απόκλιση της τάξης 144 των 230MW. Ωστόσο, στην περίπτωση αυτή απαιτείται κυρίως η ενίσχυση της χαμηλής ζήτησης με αποτέλεσμα να προκύπτει η μέγιστη ωριαία αύξηση φορτίου σε αντίθεση με την περίπτωση της 333ης ημέρας κατανομής (μεγαλύτερη ωριαία μείωση φορτίου) που εξετάστηκε στην προηγούμενη υποενότητα 4.11.5. Η εξέταση πραγματοποιείται για κόστος επιβάρυνσης της ωριαίας αύξησης φορτίου της τάξης των 30€/MWh και ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής 15% του μέγιστου ετησίως ωριαίου φορτίου. Τα διαγράμματα που ακολουθούν απεικονίζουν την επίδραση της διεύρυνσης των χρονικών ορίων ευελιξίας της μετατόπισης τμήματος της κατανάλωσης στον τρόπο μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης στην 16η ώρα από τις υπόλοιπες ώρες της ίδιας ημέρας κατανομής και κατ’ επέκταση στη συνολική διαμόρφωση του προφίλ κατανάλωσης και τέλος στο ημερήσιο κέρδος λειτουργίας του συστήματος που προκύπτει μέσω της ενσωμάτωσης του συγκεκριμένου προγράμματος απόκρισης της ζήτησης. 350 Ισχύς (MW) 300 250 200 150 100 50 0 1 2 3 4 Θερμικό σύστημα ±4 ±14 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Χρόνος (h) ±1 ±5 ±21 ±2 ±6 ±23 ±3 ±7 Σχήμα 4.78 Ωριαίο καθαρό φορτίο του συστήματος της Κρήτης κατά την 71η ημέρα του έτους 2013 συναρτήσει των χρονικών ορίων ευελιξίας της μετατόπισης τμήματος της κατανάλωσης για συνθήκες μετατόπισης 30€/MWh–15%. 145 80 Ισχύς(MW) 60 40 20 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 -20 Χρόνος (h) 16η Ώρα ±1 ±2 ±3 ±4 ±5 ±6 ±7 ±8 ±10 ±12 ±16 ±23 Σχήμα 4.79 Μετατόπιση τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης του συστήματος της Κρήτης στην 16η ώρα της 71ης ημέρας κατανομής του έτους 2013 στις υπόλοιπες ώρες της ίδιας ημέρας συναρτήσει των χρονικών ορίων ευελιξίας της μετατόπισης για συνθήκες μετατόπισης 30€/MWh–15% Κέρδος (€) 20,000.00 15,000.00 10,000.00 5,000.00 ±1 ±2 ±3 ±4 ±5 ±6 ±7 ±8 ±9 ±10 ±11 ±12 ±13 ±14 ±15 ±16 ±17 ±18 ±19 ±20 ±21 ±22 ±23 - Χρονικά όρια ευελιξίας (h) Σχήμα 4.80 Ημερήσιο κέρδος λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης κατά την 71η ημέρα κατανομής για το έτος 2013 συναρτήσει των χρονικών ορίων ευελιξίας μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης για συνθήκες μετατόπισης 30€/MWh–15% Από το Σχήμα 4.78 παρατηρείται ότι αυξάνοντας τα χρονικά όρια ευελιξίας το προφίλ κατανάλωσης αποκτά ολοένα και περισσότερο συνεκτική μορφή. Άξιο προσοχής, αποτελεί το γεγονός ότι για μικρά χρονικά όρια και συγκεκριμένα για τα ±1 ±2, κατά την 16η ώρα, την ώρα με τη μεγαλύτερη ετησίως ωριαία αύξηση φορτίου παρουσιάζεται μείωση του ωριαίου φορτίου, οδηγώντας σε ακόμη χαμηλότερο φορτίο κατά τη συγκεκριμένη ώρα. Αυτό οφείλεται στην εξοικονόμηση του κέρδους λειτουργίας του συστήματος μέσω της αύξησης του φορτίου κατά τις ώρες 17 η και 14η στις περιπτώσεις χρονικών ορίων ±1 και ±2 αντίστοιχα, αύξηση η οποία, όμως, θα πρέπει να αντισταθμιστεί σε ώρες που καθορίζονται από τα συγκεκριμένα χρονικά όρια με αποτέλεσμα να οδηγούν στη μείωση του φορτίου κατά την εξεταζόμενη ώρα. Το ίδιο παρατηρείται και για τις ώρες 12η και 15η οι οποίες ενώ ανήκουν στην περίοδο χαμηλής ζήτησης(12η–24η) παρουσιάζουν μείωση φορτίου για μικρά χρονικά 146 όρια ευελιξίας. Έτσι, λοιπόν, στο Σχήμα 4.79 (διευκρινίζεται ότι η μαύρη στήλη απλά σηματοδοτεί την εξεταζόμενη ώρα και δεν αντιστοιχεί σε κάποια ποσότητα ισχύος), το οποίο δείχνει τη μετατόπιση φορτίου κατά την 16η ώρα της 71ης ημέρας κατανομής, οι αρνητικές τιμές στις περιπτώσεις των αναφερόμενων χρονικών ορίων δηλώνουν την αντίθετη κατεύθυνση μετατόπισης, δηλαδή μετατόπιση από τη 16η ώρα στις αντίστοιχες που φαίνονται στο σχήμα για κάθε περίπτωση χρονικών ορίων. Από το ίδιο σχήμα γίνεται επίσης φανερό ότι η αύξηση του φορτίου κατά τη 16 η ώρα προέρχεται κυρίως από τις ώρες 19η–23η όπου και απαιτείται η μεγαλύτερη μείωση, ενώ με τη διεύρυνση στα όρια ±10 ωρών και πάνω παρατηρείται μετατόπιση και από την περίοδο 8η–10η. Κρίσιμο χρονικό εύρος μετατόπισης της κατανάλωσης για την οικονομική λειτουργία του συστήματος αποτελεί σύμφωνα με το Σχήμα 4.80 τα όρια των ±3 και ±7 ωρών. Όσον αφορά το πρώτο όριο παρατηρείται έντονη αύξηση του κέρδους λειτουργίας συγκριτικά με τα μικρότερα όρια ευελιξίας ±1 και ±2. Όπως αναφέρθηκε προηγουμένως για τα όρια των ±1 και ±2, παρατηρείται μείωση του φορτίου κατά τις ώρες χαμηλής ζήτησης 15η και 16η , ενώ με την αμέσως μεγαλύτερη διεύρυνση των χρονικών ορίων οι εν λόγω μειώσεις αποφεύγονται. Ωστόσο, και για την περίπτωση των ±3 ωρών παρατηρείται μείωση κατά τη 12η ώρα η οποία ανήκει στην περίοδο χαμηλής ζήτησης. Όσον αφορά, τώρα, το δεύτερο κρίσιμο όριο των ±7 ωρών, η λειτουργική σημασία του αποδίδεται στο γεγονός ότι με το όριο αυτό δίνεται η δυνατότητα να μεταφερθεί τμήμα του φορτίου της 19ης ώρας στη 12η ώρα. Επισημαίνεται, ότι η 19η ώρα αποτελεί την πρώτη ώρα της περιόδου υψηλής ζήτησης που παρουσιάζει μείωση φορτίου, δεδομένου ότι η 18η παρουσιάζει μηδενική μεταβολή φορτίου και ότι η 12η ώρα αποτελεί την πρώτη ώρα της περιόδου χαμηλής ζήτησης, δεδομένου ότι η 11η παρουσιάζει μηδενική μεταβολή. Περαιτέρω διεύρυνση των χρονικών ορίων οδηγεί σε μετατοπίσεις φορτίου με ισοδύναμο οικονομικό όφελος. Αυτό οφείλεται στους ίδιους λόγους που αναφέρθηκαν στην υποενότητα 4.11.5. 147 4.12 Ανάλυση της συνδυαστικής επίδρασης όλων των παραμέτρων ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης Στην τελευταία ενότητα της παρούσας διπλωματικής παρουσιάζεται η συνδυαστική επίδραση όλων των εξεταζόμενων παραμέτρων του τρόπου ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης στην οικονομική λειτουργία του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013. Παρακάτω παρατίθεται το διάγραμμα που απεικονίζει το ετήσιο ποσοστιαίο κέρδος λειτουργίας του συγκεκριμένου συστήματος που προκύπτει από την εν λόγω ενσωμάτωση, συναρτήσει των χρονικών ορίων ευελιξίας της μεταβολής του φορτίου μέσα στη διάρκεια κάθε ημέρας κατανομής για κάθε περίπτωση ενσωμάτωσης η οποία αντιστοιχεί σε συγκεκριμένο κόστος επιβάρυνσης του συστήματος λόγω της ενσωμάτωσης αυτής και σε συγκεκριμένο ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης. Το ποσοστιαίο κέρδος εκφράζεται ως προς το αρχικό ετήσιο κόστος λειτουργίας του συστήματος για το ίδιο έτος. 4.00% Κέρδος (%) 3.00% 2.00% 1.34% 1.38% 1.00% 0.53% 0.53% 0.00% ±1 60€/MWh-5% 30€/MWh-100% ±3 ±5 ±7 60€/MWh-15% 0€/MWh-5% ±9 ±11 ±13 ±15 Χρονικά όρια ευελιξίας (h) 60€/MWh-100% 0€/MWh-15% ±17 30€/MWh-5% 0€/MWh-100% ±19 ±21 ±23 30€/MWh-15% Σχήμα 4.81 Ετήσιο ποσοστιαίο κέρδος λειτουργίας του συστήματος της Κρήτης για το έτος 2013 μέσω του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης συναρτήσει των χρονικών ορίων ευελιξίας της μετατόπισης της ηλεκτρικής κατανάλωσης για κάθε σενάριο ενσωμάτωσης του προγράμματος. Από το παραπάνω σχήμα (Σχήμα 4.81) είναι φανερή σε κάθε περίπτωση ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης η σταδιακή αύξηση του ετήσιου κέρδους λειτουργίας του συστήματος με τη σταδιακή αύξηση των χρονικών ορίων ευελιξίας της μετατόπισης τμήματος της ηλεκτρικής κατανάλωσης μέσα στη 148 διάρκεια της ημέρας κατανομής. Ωστόσο, η αύξηση του κέρδους φτάνει σε μία κατάσταση «κορεσμού» μετά από κάποιο χρονικό όριο. Σύμφωνα με το Σχήμα 4.81 πρόκειται για το χρονικό όριο των ±19 ωρών. Αυτό σημαίνει ότι η περαιτέρω διεύρυνση των χρονικών ορίων δεν οδηγεί σε μεγαλύτερο λειτουργικό κέρδος. Για κάθε χρονικό όριο παρατηρούνται τρεις ομάδες στηλών με κάθε ομάδα να αποτελείται από τρεις στήλες. Η κάθε ομάδα αντιστοιχεί σε συγκεκριμένο κόστος επιβάρυνσης του συστήματος και κάθε στήλη σε συγκεκριμένο ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής. Όπως έχει αναφερθεί και στην ενότητα 4.3 μικρότερο κόστος επιβάρυνσης οδηγεί σε μεγαλύτερο κέρδος λειτουργίας. Έτσι, και στο παραπάνω σχήμα είναι ευδιάκριτο ότι το μηδενικό κόστος οδηγεί στο μεγαλύτερο δυνατό κέρδος και ακολουθούν σταδιακά μειωμένα κέρδη για κόστος επιβάρυνσης των 30€/MWh και 60€/MWh. Όσον αφορά τώρα την επίδραση του ποσοστού μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής, η περιοριστική του ισχύ εξασθενεί καθώς αυξάνεται το κόστος επιβάρυνσης. Έτσι, στην περίπτωση του κόστους επιβάρυνσης 60€/MWh δεν παρατηρείται σημαντική διαφορά στο ετήσιο κέρδος είτε το ποσοστό είναι 5% είτε 100%. Ωστόσο, στην περίπτωση του μηδενικού κόστους παρουσιάζεται αξιοσημείωτη διαφορά μεταξύ των τριών ποσοστών ιδιαίτερα μεταξύ των δύο ακραίων 5% και 100%, με το μεγαλύτερο κέρδος να παρουσιάζεται στο μεγαλύτερο ποσοστό, όπως έχει αναφερθεί και στην ενότητα 4.3. Από το παραπάνω σχήμα μπορεί να εξαχθεί η οικονομική ισοδυναμία μεταξύ των διαφόρων σεναρίων ενσωμάτωσης του προγράμματος της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης. Για παράδειγμα, η ενσωμάτωση του εν λόγω προγράμματος απόκρισης της ζήτησης με κόστος επιβάρυνσης 60€/MWh, ποσοστό μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής 15% ή 100% και χρονικά όρια ευελιξίας ±17 ώρες οδηγεί σε ισοδύναμο λειτουργικό κέρδος του συστήματος με ενσωμάτωση του ίδιου προγράμματος με κόστος επιβάρυνσης 30€/MWh, ποσοστό 15% ή 100% και χρονικά όρια ευελιξίας ±3 ώρες. Αντίστοιχα πολύ κοντά κυμαίνονται τα κέρδη που προκύπτουν για συνθήκες ενσωμάτωσης με μηδενικό κόστος επιβάρυνσης, ποσοστό 15% ή 100% και χρονικά όρια ευελιξίας ±3 ώρες από τη μία πλευρά και κόστος επιβάρυνσης 30€/MWh, ποσοστό 15% ή 100% και χρονικά όρια ευελιξίας ±17 ώρες από την άλλη. Το γεγονός ότι προκύπτουν ισοδύναμα κέρδη δεν σημαίνει 149 ότι ο τρόπος που προκύπτουν είναι ο ίδιος. Με άλλα λόγια δεν προκύπτουν μέσω της ίδιας διαμόρφωσης προφίλ κατανάλωσης και συνεπώς της ίδιας διαδικασίας ένταξης και σβέσης θερμικών μονάδων. Και αυτό διότι οι διαφορετικές συνθήκες ενσωμάτωσης του προγράμματος δημιουργούν διαφορετικές συνθήκες λειτουργίας του συστήματος. Παρ’ όλα αυτά ετησίως το αποτέλεσμα εξεταζόμενο από οικονομική πλευρά είναι το ίδιο. Η αναφερόμενη παραπάνω οικονομική ισοδυναμία μεταξύ των διαφόρων συνθηκών ενσωμάτωσης του προγράμματος απόκρισης της ζήτησης μπορεί να χρησιμοποιηθεί από το διαχειριστή του συστήματος για τη διαμόρφωση κατάλληλων σεναρίων που του προσφέρουν τα επιθυμητά λειτουργικά κέρδη. Θα μπορούσε, δηλαδή, με βάση τα παραπάνω στοιχεία να στηθεί η διαμόρφωση της πολιτικής του διαχειριστή του συστήματος σύμφωνα με την οποία ο διαχειριστής προσφέρει συμβόλαια συμμετοχής των εκπροσώπων φορτίου στο πρόγραμμα απόκρισης της ζήτησης. Κάθε συμβόλαιο αντιστοιχεί σε μία από τις αναφερόμενες συνθήκες ενσωμάτωσης που προδιαγράφουν την αποζημίωση του εκπροσώπου και κατ’ επέκταση του καταναλωτή μέσω του κόστους επιβάρυνσης αλλά και τη δέσμευση αυτού για συμμόρφωση προς τις ανάγκες του διαχειριστή μέσω του ποσοστού μέγιστης επιτρεπόμενης ωριαίας μεταβολής και των χρονικών ορίων ευελιξίας. Επιπλέον, παρά το γεγονός ότι τα παραπάνω στοιχεία προκύπτουν από συστημική προσέγγιση του εξεταζόμενου προγράμματος απόκρισης, θα μπορούσαν χρησιμοποιηθούν για τη διαμόρφωση στρατηγικών συμμετοχής των εκπροσώπων φορτίου στην αγορά ενέργειας, σε μία αγορά ενέργειας που υπάρχει η δυνατότητα παροχής προσφορών μείωσης ή/και αύξησης φορτίου. 150 Κεφάλαιο 5 5 Τελικά συμπεράσματα-Μελλοντικές προεκτάσεις 5.1 Τελικά συμπεράσματα Το εξεταζόμενο πρόγραμμα χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης, αλλά και γενικότερα η απόκριση της ζήτησης παρέχει οικονομικά, τεχνικά και περιβαλλοντικά οφέλη. Οικονομικά οφέλη: αναφέρονται στην επίτευξη οικονομικής λειτουργίας του συστήματος στο οποίο ενσωματώνεται μέσω της καθυστέρησης ή αναβολής κατασκευής νέων μονάδων και δικτύων μεταφοράς και διανομής και μέσω της μειωμένης παραγωγής ή και αποφυγής ένταξης μονάδων υψηλού μεταβλητού κόστους παραγωγής με ταυτόχρονη ενίσχυση της παραγωγής μονάδων χαμηλότερου μεταβλητού κόστους. Τεχνικά οφέλη: αναφέρονται στην ομαλή ενσωμάτωση των μονάδων ανανεώσιμων πηγών ενέργειας και την πλήρη εκμετάλλευση της παραγωγής τους παρά την έντονη μεταβλητότητά της εξασφαλίζοντας ταυτόχρονα την παροχή των απαιτούμενων υπηρεσιών εφεδρείας που οδηγούν στην αξιόπιστη λειτουργία του συστήματος. Περιβαλλοντικά οφέλη: αναφέρονται στην προστασία του περιβάλλοντος μέσω της ορθολογικής εκμετάλλευσης των αποθεμάτων πρωτογενούς ενέργειας, της αποφυγής ένταξης πρόσθετων μονάδων για την εξυπηρέτηση της αυξημένης παραγωγής και προφανώς μέσω της πλήρους εκμετάλλευσης των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας. Ωστόσο, η επιτυχής ενσωμάτωση των προγραμμάτων απόκρισης της ζήτησης και κατά συνέπεια η διασφάλιση των αναφερόμενων οφελών εξαρτάται άμεσα από την αποδοχή τους από το καταναλωτικό κοινό. Όσον αφορά τα προγράμματα που απευθύνονται σε χρονικά ευέλικτα φορτία αναμένεται σημαντική ενσωμάτωσή τους 151 στη λειτουργία των συστημάτων ηλεκτρικής ενέργειας με την αύξηση της διείσδυσης ηλεκτρικών φορτίων όπως είναι τα ηλεκτρικά αυτοκίνητα, οι αντλίες θερμότητας και οικιακές έξυπνες συσκευές με προγραμματιζόμενη λειτουργία. Η παρουσία τέτοιων φορτίων δημιουργεί πρόσφορο έδαφος για την αποτελεσματική λειτουργία προγραμμάτων χρονικής μεταβολής ηλεκτρικής κατανάλωσης. 5.2 Μελλοντικές προεκτάσεις Στην παρούσα διπλωματική εξετάζεται η εφαρμογή μία από τις στρατηγικές της απόκρισης της ζήτησης, συνιστώσας της διαχείρισης της ζήτησης, στο μη διασυνδεδεμένο σύστημα της Κρήτης. Η προσέγγιση της εν λόγω εξέτασης είναι συστημική και αποσκοπεί στη διερεύνηση της επίδρασης της συγκεκριμένης στρατηγικής στην οικονομική λειτουργία του συστήματος. Μία πιθανή προέκτασή της θα μπορούσε να αποτελέσει η εξέταση της επίδρασης της χρονικής μεταβολής της ηλεκτρικής κατανάλωσης στη λειτουργία του συστήματος με την ενσωμάτωση στο μοντέλο προσομοίωσης του ΗΕΠ των προσφορών συμμετοχής των θερμικών μονάδων στη ρύθμιση των διαφόρων ειδών εφεδρείας. Επιπλέον, θα μπορούσε να ληφθεί και το κόστος εκπομπής CO2 των θερμικών μονάδων. Ακόμη θα μπορούσε να εξεταστεί η επίδραση του εν λόγω προγράμματος στη συμφόρηση και στις απώλειες των γραμμών μεταφοράς του συστήματος, λαμβάνοντας υπόψη τα τεχνικά χαρακτηριστικά του. Ενδιαφέρον, θα παρουσίαζε η προσομοίωση πολλών εκπροσώπων φορτίου και ο διαχωρισμός των καταναλωτών σε οικιακούς, εμπορικούς και βιομηχανικούς. Άλλη δυνατή προέκταση θα αποτελούσε η εξέταση της επίδρασης του συγκεκριμένου προγράμματος προσομοιώνοντας την ηλεκτρική διασύνδεση της Κρήτης με το ηπειρωτικό σύστημα της χώρας. Προφανής προέκταση θα αποτελούσε η σύγκριση του προγράμματος αυτού με άλλες στρατηγικές της απόκρισης της ζήτησης ενώ ιδιαίτερα ενδιαφέρουσα θα αποτελούσε η σύγκριση πάλι του ίδιου προγράμματος με το σενάριο εγκατάστασης σταθμού αποθήκευσης ενέργειας. Ακόμη περισσότερο ενδιαφέρον θα παρουσίαζε η εξέταση της συνδυαστικής εφαρμογής του συγκεκριμένου προγράμματος με την ενσωμάτωση ηλεκτρικών-υβριδικών αυτοκινήτων στο σύστημα της Κρήτης. 152 Τέλος, θα μπορούσε να αξιολογηθεί η εφαρμογή του συγκεκριμένου προγράμματος απόκρισης της ζήτησης από την πλευρά του προμηθευτή και χρησιμοποιώντας τα αποτελέσματα της τελευταίας ενότητας 4.12 να αναπτυχθεί κάποιου είδους στρατηγική συμμετοχής στην λειτουργία του συστήματος με προσφορές μείωσης ή αύξησης φορτίων. 153 Βιβλιογραφία [1]Singular FP7 Project, Παραδοτέο 5.1 “Report on the state-of-the-art on scheduling tools and the mathematical formulation of the proposed scheduling models” [2]ΤΕΕ-Τμήμα Κεντρικής Μακεδονίας, “Διαχείριση της ηλεκτρικής ζήτησηςΠροκλήσεις και πλεονεκτήματα”, Θεσσαλονίκη, 2012 [3]IEA: International Energy Agency, “The Power to Choose: Demand Response in Liberalised Electricity Market”, Παρίσι, 2003. [4]M.H. Albadi and E.F. ElSaadany, “A summary of demand response in electricity markets”, Electric Power Systems Research vol 78, pp. 1989-1996, Canada, 2008. [5]A. Schroeder, “Modeling storage and demand management in power distribution grids”, Applied Energy vol 88, pp. 4700-4712, 2011. [6]M. M. Abdullah and B. Dwolatzky, “Demand side energy management performed using direct feedback via mobile systems: Enables utilities to deploy consumer based demand response programs”, in Proc. 2010 IEEE International Energy Conference and Exhibition, pp. 172-177, Manama, Bahrain, 2010 [7]P. Faria and Z. Vale, “Demand response in electrical energy supply: An optimal real time pricing approach”, Energy, vol 36, pp. 5374-5384, 2011. [8]Y. Lia and P.C. Flynn, “Electricity deregulation, spot price patterns and demandside management”, Energy, vol. 31, pp. 908-922, 2006. [9]U.S. Department of Energy, “Benefits of Demand Response in Electricity Markets and Recommendations for Achieving them”, A Report to the U.S. Congress pursuant to Section 1252 of the Energy Policy Act of 2005, Feb. 2006. [10]FERC, “Assessment of Demand Response & Advanced Metering,” Staff Report, December 2012. [11]Inventory of Emerging Demand Response Technologies, Demand Response Emerging Markets and Technologies Program, Mar. 31, 2006, Design & Engineering Services, Business Unit, Southern California Edison. [12]A. B. Haney, T. Jamasb, and M. Pollitt, “Smart metering and electricity demand: Technology, economics and international experience.,” Working Paper CWPE 0905 & EPRG 0903, Feb. 2009. 154 [13]J. Bushnell, B.F. Hobbs & F. A. Wolak, “When it Comes to Demand Response, Is FERC Its Own Worst Enemy?,” Electricity Journal, vol. 22, no. 8, pp. 9-18, 2009. [14]Jin-Ho Kim and A. Shcherbakova, “Common failures of demand response,” Energy, vol. 36, no. 2, pp. 873-880, Feb. 2011. [15]EPRI, “Electricity Energy Storage Technology Options, A White Paper Primer on Applications, Costs and Benefits,” Dec. 2010. [16]ΑΔΜΗΕ, “Δεκαετές πρόγραμμα ανάπτυξης συστήματος μεταφοράς 2014-2023”, Αθήνα, 2012 [17]ΡΑΕ, ΔΕΣΜΗΕ, ΔΕΗ , “Μελέτη ανάπτυξης του συστήματος της Κρήτης – Εκτενής περίληψη”, Αθήνα, 2011 [18]Μπακιρτζής Αναστάσιος, Βαγρόπουλος Στυλιανός, Μπιλίδης Νικόλαος, “Προσομοίωση λειτουργίας υβριδικού σταθμού παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας στο ηλεκτρικό σύστημα της Κρήτης”, Θεσσαλονίκη, Μάρτιος 2014 [19]K. Hamilton and N. Gulhar, “Taking demand response to the next level,” Power and Energy Magazine, IEEE, vol. 8, no. 3, pp. 60 –65, may-june 2010. [20]ΡΑΕ, “Κώδικας Διαχείρισης Ηλεκτρικών Συστημάτων Μη Διασυνδεδεμένων Νησιών (Κώδικας ΜΔΝ)”, Αθήνα, 2014 [21]Christos K. Simoglou, Pandelis N. Biskas, and Anastasios G. Bakirtzis: “Optimal self-scheduling of a thermal producer in short-term electricity markets by MILP”, IEEE Trans. on Power Systems, vol. 25, no. 4, pp. 1965-1977, Nov. 2010. [22]Kristin Dietrich, Jesus M. Latorre, Associate Member, IEEE, Luis Olmos, and Andres Ramos: “Demand Response in an Isolated System with High Wind Integration”, IEEE Trans on Power Systems, vol. 27, no. 1, pp. 22, Feb. 2012. [23]Anupama Kowli, George Gross: “Quantifying the Variable Effects of Systems with Demand Response Resources”, IREP Symposium, August 2010. [24]“A national assessment of demand response potential,” Federal Energy Regulatory Commission, Tech. Rep., June 2009. [25] Richard E.Rosenthal “GAMS-A User’s Guide,” Washington, DC, USA,2014. [26]R. Doherty and M. O’Malley, “Quantifying reserve demands due to increasing wind power penetration,” in Proc. 2003 IEEE PowerTech Conference, Bologna, Italy, Jun. 2003. 155 [27]R. Doherty and M. O’Malley, “A new approach to quantify reserve demand in systems with significant installed wind capacity,” IEEE Trans. on Power Syst., Vol. 20, no. 2, pp. 587−595, May 2005. [28]M.A. Ortega-Vazquez and D.S. Kirschen, “Estimating the spinning reserve requirements in systems with significant wind power generation penetration,” IEEE Trans. on Power Syst., Vol. 24, no. 1, pp. 114−124 , Feb. 2009. [29]T. Yong, R. Entriken and P. Zhang, “Reserve determination for system with large wind penetration,” IEEE Trans. on Power Syst., Vol. 24, no. 1, pp. 114−124 , Feb. 2009. [30]G. Dany, “Power reserve in interconnected systems with high wind power production,” in Proc. 2001 IEEE Power Tech Conference, Porto, Portugal, Sep.2001. Δικτυακοί τόποι [31] Διαχειριστής Ελληνικού Δικτύου Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας, Δ.Ε.Δ.Δ.Η.Ε. http://www.deddie.gr/ [32] Υπουργείο Περιβάλλοντος Ενέργειας και Κλιματικής Αλλαγής, Υ.Π.Ε.Κ.Α http:/www.ypeka.gr/ [33] Δημοσιογραφικό ενημερωτικό portal για την ενέργεια, http://energypress.gr/news/Diasyndeseis:-Epomenos-stathmos-Krhth [34]Charles River Associates, "Primer on Demand-Side Management with an emphasis on price-responsive programs", Report prepared for The World Bank, Washington, DC, CRA No. D06090. http://www.worldbank.org [35] Δημόσια Επιχείρηση Ηλεκτρισμού, Δ.Ε.Η. https://www.dei.gr/el [36] Λειτουργός Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας, ΛΑΓΗΕ http://www.lagie.gr/ . 156
© Copyright 2024 Paperzz
