Ανάλυση βιωσιμότητας συστήματος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από αιολικά πάρκα και υδροστροβίλους με αντλησιοταμίευση στο νησί της Λέσβου

Abstract

Η ηλεκτροδότηση στα μη-διασυνδεδεμένα Ελληνικά νησιά βασίζεται κυρίως στους Αυτόνομους Σταθμούς Παραγωγής (ΑΣΠ), οι οποίοι χαρακτηρίζονται από υψηλό κόστος παραγόμενης ενέργειας λόγω της κατανάλωσης συμβατικών καυσίμων, ενώ σε αρκετές νησιωτικές περιοχές παρατηρούνται έντονα προβλήματα ανεπάρκειας ισχύος κυρίως κατά τους καλοκαιρινούς μήνες, όπου η ζήτηση φορτίου είναι αυξημένη. Την ίδια στιγμή, η αξιοποίηση των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ) και πιο συγκεκριμένα της αιολικής ενέργειας, συναντά εμπόδια, λόγω των επιβαλλόμενων περιορισμών για την εξασφάλιση της σταθερότητας των τοπικών ηλεκτρικών δικτύων, με αποτέλεσμα σημαντικές ποσότητες παραγόμενης αιολικής ενέργειας να απορρίπτονται. Στη παρούσα εργασία, εξετάζεται η οικονομοτεχνική βιωσιμότητα ενός συστήματος που ενσωματώνει την παράλληλη λειτουργία υφιστάμενων και νέων αιολικών πάρκων (Α/Π) με ένα σύστημα αντλησιοταμίευσης, όπου μέσω υδροστρόβιλων (Υ/Σ) παρέχει καθημερινά, τις ώρες αιχμής, εγγυημένη ισχύ στο ηλεκτρικό δίκτυο της Λέσβου. Το εξεταζόμενο σύστημα εκμεταλλεύεται σε ικανοποιητικό βαθμό την περίσσεια αιολικής ενέργειας για την πλήρωση του συστήματος αποθήκευσης και σε περίπτωση που τα αποθέματα νερού δεν επαρκούν για την παροχή εγγυημένης ισχύος της επόμενης ημέρας, οι αντλίες απορροφούν συμβατική ενέργεια από το τοπικό ηλεκτρικό δίκτυο κατά τις βραδινές ώρες (ώρες χαμηλης ζήτησης φορτίου). Για την ενεργειακή προσομοίωση του συστήματος απαραίτητο δεδομένο είναι οι απορρίψεις των Α/Π της νήσου Λέσβου, που αποτέλει την περίπτωση ελέγχου της παρούσης εργασίας και γι’ αυτό τον λόγο γίνεται μοντελοποίηση της λειτουργίας του τοπικού συστήματος ηλεκτροπαραγωγής με βάση τα τεχνικά χαρακτηριστικά των συμβατικών μονάδων που το απαρτίζουν (π.χ. τεχνικά ελάχιστα, ειδικές καταναλώσεις, σειρά ένταξης κτλ.). Με την εφαρμογή ενός υπολογιστικού αλγόριθμου προκύπτουν διάφοροι –τεχνικά αποδεκτοί– συνδυασμοί των βασικών συνιστωσών του συστήματος (Α/Π, Υ/Σ, αντλίες, ταμιευτήρες) και γίνεται προσπάθεια εντοπισμού της βέλτιστης λύσης υπολογίζοντας διάφορους οικονομικούς δείκτες βιωσιμότητας, όπως η καθαρά παρούσα αξία, ο εσωτερικός συντελεστής απόδοσης, ο χρόνος αποπληρωμής και το κόστος παραγόμενης ενέργειας. Η βέλτιστη λύση επιλέγεται με βάση τη μεγιστοποίηση της καθαράς παρούσας αξίας, ενώ επιπλέον, λαμβάνονται υπόψη διάφοροι περιορισμοί της ισχύουσας νομοθεσίας. Με βάση τον βέλτιστο συνδυασμό που προκύπτει (νέα Α/Π ισχύος 15 MW, ισχύς Υ/Σ 13,5 MW, ισχύς αντλιών 15 MW), η συνεισφορά των ΑΠΕ αυξάνεται κατά 12%, σε σχέση με τα σημερινά δεδομένα, φτάνοντας περίπου το 23% στην ολική ετήσια κατανάλωση ενέργειας του νησιού.

The electrification in the non-interconnected Greek islands is mainly based on Autonomous Power Stations (APS) that are characterized by considerably high electricity production cost due to fossil fuels’ consumption, while in several cases, problems related with power shortage are encountered, especially during the summer months when the load demand is increased. At the same time, the contribution of wind energy is significantly restricted due to electrical grid limitations imposed to ensure the stability of the local network and thus resulting in significant rejected wind energy amounts. The present study examines the techno-economic viability of a system that incorporates the simultaneous operation of existing and new wind parks (WPs) with pumped storage and hydro turbines which are able to provide the electrical grid of Lesbos island with guaranteed energy amounts on a daily basis during the peak load demand hours. The examined system exploits an amount of the wind energy surplus but in case that the water stored in the upper reservoir is not enough for the fulfilment of the condition of guaranteed energy production, the water pumps absorb any energy required by the local grid during low demand periods (i.e. nights). The simulation of the system’s operation requires the calculation of the expected rejected wind energy amounts by the local grid of Lesbos island. Therefore, the operation of the thermal power station is modeled based on the thermal units’ technical characteristics (e.g. technical minima, specific fuel consumption, incorporation sequence into the production procedure etc.). Several – technically acceptable– combinations of the key system’s components (WPs, hydro turbines, pumps, reservoirs) derive by the application of a numerical algorithm and an attempt is made to localize the optimum solution by calculating various financial indices such as the net present value, internal rate of return, payback period and energy production cost. The optimum solution is selected based on the maximization of the net present value, while also taking into account various constraints of the existing Greek legislation. Based on the optimum combination derived (i.e. power of new WFs 15 MW, power of hydro turbines 13,5 MW, power of water pumps 15 MW), the contribution of renewable energy increases by 12% compared to current conditions, reaching about 23% to the island’s energy consumption pattern.