∆ΙΑΣΥΝ∆ΕΣΗ ΝΗΣΙΩΝ ΤΩΝ ΚΥΚΛΑ∆ΩΝ ΜΕ ΤΟ ΗΠΕΙΡΩΤΙΚΟ ΣΥΣΤΗΜΑ
ΓΙΑ ΑΥΞΗΣΗ ΤΗΣ ∆ΙΕΙΣ∆ΥΣΗΣ ΑΙΟΛΙΚΗΣ ΙΣΧΥΟΣ

Σ Υ Ν Ο ∆ Ο Σ « Α Θ Η Ν Α 2 0 0 1 »
Αθήνα 13 & 14 ∆εκεµβρίου 2001
∆ΙΑΣΥΝ∆ΕΣΗ ΝΗΣΙΩΝ ΤΩΝ ΚΥΚΛΑ∆ΩΝ ΜΕ ΤΟ ΗΠΕΙΡΩΤΙΚΟ ΣΥΣΤΗΜΑ
ΓΙΑ ΑΥΞΗΣΗ ΤΗΣ ∆ΙΕΙΣ∆ΥΣΗΣ ΑΙΟΛΙΚΗΣ ΙΣΧΥΟΣ
Ν. Γ. Μπουλαξής
1
Σ. Α. Παπαθανασίου
Μ. Π. Παπαδόπουλος
ΕΜΠ - Τοµέας Ηλεκτρικής Ισχύος
ΠΕΡΙΛΗΨΗ
Η διασύνδεση των νησιών µε το ηπειρωτικό σύστηµα ή µεταξύ τους επιτρέπει την αξιοποίηση του υπάρχοντος αιολικού
δυναµικού, υπερβαίνοντας τους περιορισµούς που εισάγουν οι τοπικοί ντηζελοηλεκτρικοί σταθµοί. Στην παρούσα εργασία
εξετάζεται η αξιοποίηση της υφιστάµενης διασύνδεσης των Κυκλάδων και η επέκταση της από Μύκονο προς Νάξο και
Πάρο, προκειµένου να καταστεί δυνατή η εγκατάσταση αιολικών πάρκων µεγάλης ισχύος. ∆ίνεται έµφαση στην
αξιοποίηση δυνατοτήτων που παρέχουν σύγχρονες διατάξεις ηλεκτρονικών ισχύος (αντισταθµιστές SVC και διασυνδέσεις
AC/DC/AC), οι οποίες αξιολογούνται και συγκρίνονται µε κλασικές µεθόδους, δηλαδή µε την επέκταση του δικτύου 66 kV
ή 150 kV στην προκειµένη περίπτωση. Προσδιορίζονται επιπλέον τα όρια διείσδυσης αιολικής ισχύος µε βάση την
εξασφάλιση ικανοποιητικών χαρακτηριστικών τάσης (αργές µεταβολές), λαµβανοµένων υπόψη των ιδιαιτεροτήτων των
φορτίων των νησιών (εποχιακά φορτία). Με βάση την ανάλυση αυτή, διατυπώνονται γενικότερα συµπεράσµατα για την
επιλογή του κατάλληλου τρόπου διασύνδεσης, λαµβανοµένου υπόψη του κόστους και των τεχνικών περιορισµών.
ABSTRACT
The interconnection of isolated island systems to each other or to the mainland grid is a prerequisite for the achievement of
high wind penetration levels. In this paper, the case study of the Cyclades islands is investigated. The wind exploitation
potential provided by the existing HV submarine cable interconnection is examined, and the possibility of extending the
interconnection from Mykonos to Naxos and Paros is also evaluated. The analysis includes the application of modern
FACTS devices, such as SVCs and DC-link interconnection, which are comparatively assessed to the classic approach of
extending the 150 kV or 66 kV network. Wind penetration levels are determined in order to maintain acceptable voltage
characteristics (slow variations), taking into account the seasonal load variations of the Cyclades islands, and conclusions
are drawn regarding the appropriate interconnection method.
1
Ηρώων Πολυτεχνείου 9, Ζωγράφου. Τηλ.: 772 3967 Fax: 772 3968, e-mail: boulaxis@power.ece.ntua.gr


1. ΕΙΣΑΓΩΓΗ
Είναι γνωστό ότι τα νησιά, ιδιαίτερα του Αιγαίου, ενώ διαθέτουν πολύ καλό αιολικό δυναµικό, για την κάλυψη των
αναγκών τους σε ηλεκτρική ενέργεια χρησιµοποιούνται ντηζελογεννήτριες µε υψηλό κόστος παραγωγής. Όµως η
υποκατάσταση πετρελαίου από αιολική ενέργεια µέσω ανεµογεννητριών είναι συχνά οικονοµικοτεχνικά εφικτή µόνο σε
µικρό σχετικά ποσοστό. Συγκεκριµένα. για λόγους καλής λειτουργίας, η εγκατεστηµένη ισχύς των ανεµογεννητριών δεν
µπορεί να υπερβεί το 30-35% της µέγιστης ζήτησης και συνεπώς η υποκαθιστώµενη ενέργεια περιορίζεται στο 10%
περίπου. Μεγαλύτερο ποσοστό διείσδυσης µπορεί να επιτευχθεί µε την εγκατάσταση µέσων αποθήκευσης (π.χ.
συσσωρευτών στα µικρά νησιά ή αντλητικών στα µεγαλύτερα), όµως και πάλι δεν είναι δυνατή η πλήρης εκµετάλλευση
του αιολικού δυναµικού των νησιών, ενώ η οικονοµικότητα των εγκαταστάσεων αυτών δεν είναι πάντοτε βεβαία ή και
εξαρτάται από τοπικούς παράγοντες, ιδίως προκειµένου για µεγάλα νησιά.
Η πλήρης εκµετάλλευση του αιολικού δυναµικού των νησιών είναι δυνατή εάν γίνει η διασύνδεση τους µε υποβρύχια
καλώδια, µε άλλο µεγαλύτερο γειτονικό νησί ή ακόµη πληρέστερα, µε την ηπειρωτική χώρα. Στην τελευταία περίπτωση,
µπορεί να αξιοποιηθεί όλη η δυνάµενη να παραχθεί στο νησί αιολική ενέργεια, η οποία συχνά υπερκαλύπτει τη συνολική
κατανάλωση του νησιού και περιορίζεται µόνο από χωροταξικούς – περιβαλλοντικούς λόγους.
Η τεχνική της διασύνδεσης νησιών µε υποβρύχια καλώδια έχει εφαρµοστεί µε επιτυχία από τη ∆ΕΗ, από τη δεκαετία
του ’60, µε στόχο τον περιορισµό των Αυτόνοµων και Τοπικών Σταθµών Παραγωγής (ΑΣΠ και ΤΣΠ). Όµως, η σύνδεση
ανεµογεννητριών παράλληλα µε τα συνήθη φορτία δηµιουργεί ορισµένα ιδιαίτερα προβλήµατα, για την αντιµετώπιση των
οποίων προσφέρεται ιδιαίτερα η χρήση διατάξεων ηλεκτρονικών ισχύος (π.χ. αντισταθµιστές SVC, διασυνδέσεις
AC/DC/AC).
Στην παρούσα εργασία διερευνάται η αξιοποίηση του εξαιρετικά υψηλού αιολικού δυναµικού των Κυκλάδων, µε
αξιοποίηση της υφιστάµενης διασύνδεσης της ∆ΕΗ (Εύβοιας-Άνδρου-Τήνου/Σύρου-Μυκόνου) και επέκτασ;h της προς
Νάξο-Πάρο. Επιπλέον, µε βάση τα συµπεράσµατα από την αναλυτική αυτή εξέταση, γίνονται και ορισµένες γενικότερες
διαπιστώσεις και προτάσεις, όσον αφορά τις δυνατότητες των διασυνδέσεων νησιών του Αιγαίου µε στόχο την αξιοποίηση
του πλούσιου δυναµικού αυτών σε ανανεώσιµες πηγές ενέργειας.
Το θέµα προσεγγίζεται ντετερµινιστικά, θεωρώντας εναλλακτικά σενάρια αξιοποίησης του αιολικού δυναµικού. Τα
σενάρια αυτά διαφέρουν µεταξύ τους ως προς την εγκατεστηµένη ισχύ αιολικών πάρκων συνολικά αλλά και ανά νησί. Για
κάθε σενάριο εξετάζεται η λειτουργία του δικτύου και ελέγχεται η ορθότητα αυτής, σύµφωνα µε τους ισχύοντες
κανονισµούς. Η ανάλυση γίνεται µε τη βοήθεια λογισµικού που προσοµοιώνει τη λειτουργία δικτύων, κυρίως στη µόνιµη
κατάσταση. Τέλος, µε βάση τα αποτελέσµατα των προσοµοιώσεων των συγκεκριµένων σεναρίων, σχολιάζονται και
διερευνώνται και άλλες πιθανές δυνατότητες ανάπτυξης αιολικών πάρκων στα νησιά.
2. ΑΝΑΛΥΣΗ ΤΟΥ ΘΕΜΑΤΟΣ
2.1 Υφιστάµενη κατάσταση
H υφιστάµενη διασύνδεση των νησιών Άνδρου, Τήνου, Σύρου και Μυκόνου δείχνεται στο Σχ. 2(α), το οποίο και
λαµβάνεται ως βάση για τους υπολογισµούς. Το θερµικό όριο φορτίσεως των υποβρυχίων καλωδίων είναι 175 MVA για
καλώδια 150 kV και 60 MVA για καλώδια 66 kV, ελαφρώς µικρότερα των εναερίων, ώστε να καθορίζουν και τα όρια
φορτίσεως των αντιστοίχων γραµµών.
Για τα υφιστάµενα φορτία των νησιών και την εκτιµούµενη εξέλιξη τους, σύµφωνα και µε σχετικά στοιχεία της
∆ΕΗ/∆ΠΝ, ως ετήσια µέγιστη και ελάχιστη ζήτηση λήφθηκε η προβλεπόµενη τιµή του έτους 2005 (τελευταία στήλη του
Πίνακα Ι), οπότε εκτιµάται ότι θα µπορούν να ολοκληρωθούν τα εξεταζόµενα σενάρια. Στους υπολογισµούς των ροών
φορτίου και επιπέδων τάσεως χρησιµοποιούνται τυπικές ηµερήσιες καµπύλες χειµώνα και θέρους ανά νησί, οι οποίες
φαίνονται στο Σχ.1.
2.2 Σενάρια ανάπτυξης ανεµογεννητριών στα νησιά
Στην πρώτη στήλη του Πίνακα Ι φαίνεται η µέγιστη δυνατή προς εγκατάσταση αιολική ισχύς ανά νησί, σύµφωνα µε
την µελέτη του ΚΑΠΕ, [1]. Η εκτίµηση έγινε µε την υπόθεση ότι εγκαθίστανται ανεµογεννήτριες ισχύος περί τα 600 kW σε
όλες τις θέσεις όπου η φύση του εδάφους το επιτρέπει (λιβάδια, θαµνώδης-ποώδης βλάστηση, ελεύθεροι χώροι µε λίγη ή
καθόλου βλάστηση, κλίση µικρότερη του 15%) και η µέση ετήσια ταχύτητα του ανέµου υπερβαίνει τα 7.5 m/sec (7.0 m/sec
για τη Σύρο και τη Μύκονο). Όπως επισηµαίνεται και στη µελέτη [1], «η ποσότητα της ισχύος που µπορεί να αξιοποιηθεί
τελικά είναι σαφώς µικρότερη από την µέγιστη υπολογισθείσα, αλλά ο υπολογισµός της δεν είναι σκοπός της παρούσας
εργασίας». Οπωσδήποτε, στην παρούσα τουλάχιστον φάση µέρος µόνο της ισχύος αυτής είναι εφικτό να αξιοποιηθεί.

 


Άνδρος-Τήνος
Σύρος
Μύκονος
Πάρος-Νάξος
Σχήµα 1. Ηµερήσιες καµπύλες φορτίου Χειµώνα και Θέρους των νησιών.
ΠΙΝΑΚΑΣ Ι. Εγκατεστηµένες ισχείς αιολικών πάρκων, σε MW (σε παρένθεση, το ποσοστό επί της µέγιστης)
Νησί
Μέγιστη δυνατή ισχύς
ανεµογεννητριών (MW)
ΣΕΝΑΡΙΟ Α
(MW)
ΣΕΝΑΡΙΟ Β
(MW)
Φορτία 2005
max/min (MW)
Άνδρος
365
50 (13.70%)
40 (10.96%)
10/1.9
Τήνος
170
15 (8.82%)
10 (5.88%)
9/1.8
Σύρος
70
10 (14.29%)
5 (7.14%)
27/6.8
Μύκονος
55
5 (9.09%)
5 (9.09%)
27/3.4
Πάρος
135
-
10 (7.41%)
Νάξος
320
-
20 (6.25%)
53/8.3
Σύνολα
1115
80
90
126/22.2
Σχετικά µε την τροφοδότηση των Κυκλάδων, η γραµµή διασυνδέσεως των Κυκλάδων προβλέπεται, [2], ότι θα
παραµείνει τροφοδοτούµενη από την υφιστάµενη γραµµή 150 kV, µε αρχή τους ζυγούς 150 kV του Υ/Σ Αλιβερίου. Το
αιολικό δυναµικό (Εύβοιας-Κυκλάδων) το οποίο προβλέπεται ότι θα µπορούσε να αξιοποιηθεί στο προσεχές µέλλον
ανέρχεται σε 530 MW, επιπλέον των ήδη υπό κατασκευή 270 MW, ήτοι συνολικά 800 MW. Ειδικότερα εκτιµάται ότι η
ισχύς των εγκατεστηµένων ανεµογεννητριών στις Κυκλάδες θα περιοριστεί στην παρούσα φάση στο 50% περίπου της
ικανότητας της υφιστάµενης γραµµής, δηλαδή στα 80-90 MW και άρα δεν προβλέπεται η εξάντληση της ικανότητας
µεταφοράς του υποβρυχίου καλωδίου 150 kV, η οποία ανέρχεται σε 175 MVA. Σε διαφορετική περίπτωση θα ήταν
αναγκαία η διάθεση ιδιαίτερης εναέριας γραµµής 150 kV επί της Εύβοιας.
Η θεωρούµενη κατανοµή της εγκατεστηµένης ισχύος ανεµογεννητριών ανά νησί παρουσιάζεται στον Πίνακα Ι, για τα
δύο εξεταζόµενα σενάρια διασύνδεσης των Κυκλάδων (µικρές διαφοροποιήσεις της θεωρούµενης αιολικής ισχύος δεν
επηρεάζουν τα συµπεράσµατα που ακολουθούν). Το Σενάριο Α αφορά την υφιστάµενη κατάσταση και το αντίστοιχο
µονογραµµικό διάγραµµα ολοκλήρου του δικτύου φαίνεται στο Σχ. 2(α), ενώ στο Σενάριο Β η διασύνδεση επεκτείνεται και
στα νησιά Νάξος-Πάρος, όπως φαίνεται στο Σχ. 2(β). Σηµειώνεται ότι από την υφιστάµενη γραµµή 150 kV εκτός της
διασύνδεσης των Κυκλάδων, προβλέπεται να τροφοδοτηθούν και οι υποσταθµοί της Εύβοιας που φαίνονται στα Σχ. 2(α)
και (β). Η τάση στους ζυγούς 150 kV του Αλιβερίου θεωρείται ότι είναι ρυθµιζόµενη σε µέση τιµή 105%, ήτοι 157.5 kV.
2.3 Μέθοδοι υπολογισµού
Όταν εξετάζονται οι επιπτώσεις από την σύνδεση µεγάλου αριθµού ανεµογεννητριών στο Σύστηµα, όπως στην
παρούσα περίπτωση, το κυριότερο πρόβληµα αποτελούν οι προκαλούµενες «αργές µεταβολές» της τάσεως, [3]. Οι λοιπές
διαταραχές, όπως οι «ταχείες µεταβολές» της τάσεως που προκαλούνται κατά τη ζεύξη – απόζευξη ή οι εκποµπές flicker
και αρµονικών κατά την κανονική λειτουργία, απαιτούν την ακριβή γνώση των χαρακτηριστικών των ανεµογεννητριών που
πρόκειται να εγκατασταθούν και ενδεχοµένως να επιβάλουν πρόσθετους περιορισµούς στα αποδεκτά όρια διείσδυσης.

ΑΝ∆ΡΟΣ
ΚΑΡΥΣΤΟΣ
ΤΗΝΟΣ
8MVAR
8MVAR
8MVAR
3x10MVA
2x10MVA
2x10MVA
2x40/50MVA
2x10MVA
150kV
66kV
18.7km
3.7km
15km
3km
18.3km
5.7km
9.5km
12km
5.7km
Εναέρια γραµµή 150 kV:
R=0.0974Ω/km
X=0.422Ω/km
B=2.736µMHO/km
Υποβρύχιο καλώδιο 150 kV:
R=0.1575Ω/km
X=0.2925Ω/km
Β=110µMHO/km
Εναέρια γραµµή 66 kV:
R=0.1828Ω/km
X=0.4005Ω/km
B=2.842µMHO/km
Υποβρύχιο καλώδιο 66 kV:
R=0.095Ω/km
X=0.12Ω/km
Β=128.8µMHO/km
Μ/Σ 150/66kV
R=1.0%
X=15%
Q=300KVAR
S
βρ
=750MVA
ΣΥΡΟΣ
ΜΥΚΟΝΟΣ
22.7km
14.4km
20.7km
Vn = 150kV
ΤΗΝΟΣ-1
ΛΕΙΒΑ∆Ι
ΑΛΙΒΕΡΙ
ΜΥΡΤΙΑ
ΠΟΛΥΠΟΤΑΜΟΣ
26 km
7 km
20 km
ΑΝ∆ΡΟΣ
ΚΑΡΥΣΤΟΣ
ΤΗΝΟΣ
8MVAR
8MVAR
8MVAR
3x10MVA
2x10MVA
2x40/50MVA
2x10MVA
150kV
66kV
18.7km
3.7km
15km
3km
18.3km
5.7km
9.5km
12km
5.7km
S
βρ
=750MVA
ΣΥΡΟΣ
ΜΥΚΟΝΟΣ
22.7km
14.4km
20.7km
Vn = 150kV
ΤΗΝΟΣ-1
ΛΕΙΒΑ∆Ι
ΑΛΙΒΕΡΙ
ΜΥΡΤΙΑ
ΠΟΛΥΠΟΤΑΜΟΣ
26 km
7 km
20 km
28km
ΠΡΟΣ ΠΑΡΟ
20km
5km
3x20/25MVA
ΝΑΞΟΣ
(α) ΣενάριοΑ
(β) ΣενάριοΒ
Σχήµα 2. ∆ιασύνδεση των Κυκλάδων µε τη Γραµµή της Εύβοιας από το Αλιβέρι
Οι «αργές µεταβολές» των τάσεων οφείλονται στις αλλαγές του φορτίου και αναλύονται γενικά µε βάση µέσες τιµές
10-λέπτου, [3,4]. Στην παρούσα εξέταση, όπου οι αλλαγές της φορτίσεως οφείλονται σε µεγάλο βαθµό και στις αλλαγές της
παραγωγής των ανεµογεννητριών λόγω µεταβολών του ανέµου, διατέθηκαν από το ΚΑΠΕ χρονοσειρές ταχύτητας ανέµου
µέσων τιµών 10-λέπτου, οι οποίες προέκυψαν από ταυτόχρονες καταγραφές τεσσάρων ανεµοµέτρων (σε Άνδρο, Τήνο,
Σύρο και Μύκονο), για την περίοδο από 1/1/1999 έως 14/1/1999.
Όσον αφορά στα τοπικά ανά νησί φορτία (καταναλώσεις) λαµβάνονται οι δύο ακραίες καταστάσεις 24-ωρων
καµπυλών («χειµερινής» και «θερινής» περιόδου) του Σχ. 1, µε το µέγιστο/ελάχιστο τροποποιηµένο ώστε να αναφέρεται
στο έτος 2005 περίπου (τελευταία στήλη του Πίνακα Ι) και µε την παραδοχή ότι η 24-ωρη καµπύλη ανά νησί παραµένει
όµοια µε τη σηµερινή.
Προκειµένου να αποκτηθεί µια κατά το δυνατόν πλήρης εικόνα των ροών φορτίου και τάσεων κατά τη διάρκεια
τυπικών 24-ώρων, θεωρήθηκαν οι ακόλουθες καταστάσεις:
(Ι) «Χειµερινή περίοδος»: Μια µάλλον δυσµενής κατάσταση, όπου τα φορτία είναι χαµηλά ενώ ο άνεµος είναι ιδιαίτερα
υψηλός (σε ορισµένες ανεµογεννήτριες φθάνει το άνω όριο ασφαλούς λειτουργίας τους και αποσυνδέονται απότοµα
από το δίκτυο). Η κατάσταση αυτή παραβάλλεται µε την αντίστοιχη ακραία κατάσταση νηνεµίας.
(ΙΙ) «Θερινή περίοδος»: Μια «µέση» κατάσταση, όπου τα φορτία είναι τα µέγιστα και πνέει ισχυρός άνεµος, αλλά αρκετά
χαµηλότερος του ορίου αποκοπής των ανεµογεννητριών. Η κατάσταση αυτή επίσης παραβάλλεται µε την κατάσταση
νηνεµίας. Οι 24-ωρες χρονοσειρές ταχύτητας ανέµου των καταστάσεων Ι και ΙΙ, φαίνονται στα Σχ. 3 (α) και (β).
Τα χαρακτηριστικά των ανεµογεννητριών και ιδιαίτερα η σχέση ενεργού και αέργου ισχύος έχουν µεγάλη επίδραση
στη συµπεριφορά του δικτύου. Εδώ θεωρήθηκε η περίπτωση ανεµογεννητριών µε ασύγχρονη γεννήτρια συνδεόµενη απ’
ευθείας στο δίκτυο, ισχύος 660 kW. Εάν οι ανεµογεννήτριες έχουν την δυνατότητα ρυθµίσεως της σχέσεως ενεργού/αέργου
ισχύος (π.χ. µέσω µετατροπέων AC/DC/AC) η κατάσταση µπορεί να είναι σηµαντικά ευνοϊκότερη, εφ’ όσον γίνουν οι
κατάλληλες επιλογές ρυθµίσεων.


Άνδρος
Τήνος
Σύρος
Μύκονος
Άνδρος
Τήνος
Σύρος
Μύκονος
(α)
(β)
Σχήµα 3. Χρονοσειρές (α) υψηλού και (β) µέσου ανέµου. Πραγµατικές µετρήσεις στα νησιά.
.
Προκειµένου να αποκτηθεί µια σχετικά πλήρης εικόνα της λειτουργίας του δικτύου και να προσδιοριστούν οι
αναγκαίες προσθήκες για κάθε Σενάριο (Α και Β) και κατάσταση φορτίσεως και ανέµου (Ι-Χειµερινή και ΙΙ-Θερινή),
υπολογίζονται οι φορτίσεις των γραµµών και οι τάσεις των ζυγών (α) όταν οι ανεµογεννήτριες δεν λειτουργούν («Χωρίς
Α/Γ») και (β) όταν όλες οι ανεµογεννήτριες είναι σε λειτουργία («Με Α/Γ»).
Σηµειώνεται ότι, σύµφωνα µε το Σχ. 2, τα διατιθέµενα µέσα ρυθµίσεως είναι κατά κύριο λόγο οι µετασχηµατιστές
150/66 kV του υποσταθµού Τήνου, οι οποίοι διαθέτουν Σύστηµα Αλλαγής Τάσεως Υπό Φορτίο (ΣΑΤΥΦ) και
δευτερευόντως τα επαγωγικά πηνία, των οποίων όµως ο αριθµός ζεύξεων – αποζεύξεων επιθυµητό είναι να περιορίζεται
κατά το δυνατόν (π.χ. µία ανά 24-ωρο).
Θεωρείται επίσης δεδοµένο ότι οι µετασχηµατιστές 150/20kV και 66/20kV διαθέτουν ΣΑΤΥΦ µε δυνατότητα
ανυψώσεως της τάσεως κατά 12.5% και υποβιβασµού κατά 7.5%. Αν γίνει δεκτό ότι η ∆ιανοµή θα πρέπει να έχει τη
δυνατότητα να αντισταθµίζει την πτώση ή ανύψωση της τάσεως των γραµµών 20 kV µε δυνατότητα επίτευξης επιπέδων
τάσεως µεταξύ 100% και 106% της ονοµαστικής των 20 kV, ανεξάρτητα από τις διακυµάνσεις στην πλευρά υψηλής τάσης
(150 kV ή 66 kV), έπεται ότι η τάση στην πλευρά υψηλής θα πρέπει να τηρείται µεταξύ των ορίων 95.5% και 109.5%,
λαµβανοµένης υπόψη και της πτώσης τάσης στον µετασχηµατιστή ΥΤ/ΜΤ (περί το 2%).
3. ΕΦΑΡΜΟΓΕΣ
3.1 Σενάριο Α (Άνδρος – Τήνος - Σύρος – Μύκονος)
Οι ισχείς και τα πηνία των Υ/Σ, είναι όπως φαίνονται στο Σχ. 2(α). Ενδεικτικά αποτελέσµατα των υπολογισµών
φαίνονται στα Σχ. 4 (α) και (β), για την Θερινή και Χειµερινή Περίοδο αντίστοιχα. Οι ακραίες τιµές των τάσεων (µε ή
χωρίς ανεµογεννήτριες για όλο το έτος) φαίνονται στον πίνακα του Σχ. 4. Από τα αποτελέσµατα του Σεναρίου Α
προκύπτουν τα ακόλουθα:
Θερινή Περίοδος(υψηλά φορτία): Η µέγιστη ροή στην αναχώρηση της γραµµής (Αλιβέρι) εµφανίζεται όταν
λειτουργούν οι Α/Γ και ανέρχεται σε 150 MVA περίπου. Οι τάσεις είναι οριακά ανεκτές (ως µέσες τιµές και
διακυµάνσεις), αλλά η λειτουργία των Α/Γ βελτιώνει τα όρια και κυρίως τη διακύµανση (κατανοµή) των τάσεων.
Χειµερινή Περίοδος(χαµηλά φορτία): Τα επίπεδα των τάσεων και η διακύµανση τους είναι βελτιωµένα έναντι των
αντίστοιχων της θερινής περιόδου, ενώ και πάλι βελτιώνονται σηµαντικά µε τη λειτουργία των ανεµογεννητριών. Η
οριακή φόρτιση της γραµµής φθάνει τα 165 MVA.
Γενικά διαπιστώνεται ότι το Σενάριο Α δεν παρουσιάζει προβλήµατα, ενώ η λειτουργία των ανεµογεννητριών βελτιώνει
σηµαντικά τις τάσεις.
3.2 Σενάρια Β (Σύνδεση και Νάξου-Πάρου)
3.2.1 Σενάριο Β1
Όταν η διασύνδεση επεκταθεί σε Νάξο-Πάρο, η διατήρηση των τάσεων εντός ανεκτών ορίων παρουσιάζεται
προβληµατική, ανεξάρτητα από την εγκατάσταση ανεµογεννητριών. Μια ακραία λύση για τη διατήρηση των τάσεων την
Θερινή Περίοδο, χωρίς τη λειτουργία ανεµογεννητριών, είναι η προσθήκη πηνίων 2x8 MVAr στον υποσταθµό Τήνου,
επιπλέον των υφισταµένων του Σχ. 1(α). Τα πηνία θα συνδέονται από 22:00 έως 09:00, ενώ από 17:00 έως 22:00 θα


συνδέονται πυκνωτές 2x8 MVAr στον υποσταθµό Νάξου, ώστε να αποφευχθεί η υπερβολική µείωση της τάσεως σ’ αυτόν.
Με τον τρόπο αυτόν, η διακύµανση της τάσεως στη Νάξο κυµαίνεται (Σχ. 5) από 103% έως 87%, ήτοι κατά 16%. Η
λειτουργία των ανεµογεννητριών µε «υψηλό άνεµο», όταν συνδέονται πηνία και πυκνωτές όπως προηγουµένως, βελτιώνει
σηµαντικά τα επίπεδα των τάσεων.
Σηµειώνεται ότι η σύνδεση – αποσύνδεση των πηνίων ή πυκνωτών µε µόνο κριτήριο τα φορτία και όχι τον άνεµο,
τίθεται ως βασική προϋπόθεση. Εποµένως, στην περίπτωση που την ίδια ηµέρα έχουµε υψηλό άνεµο τις πρώτες πρωινές
ώρες (π.χ. περί τις 03:00) και µηδενικό τις απογευµατινές (π.χ. περί τις 20:00), η τάση στον υποσταθµό της Νάξου θα
κυµαίνεται από 105% έως 87%, δηλαδή κατά 18%, πράγµα που δεν είναι αποδεκτό, εκτός του ότι επίπεδα τάσεων κάτω
του 90% είναι απαράδεκτα.
Τα παραπάνω αποτελέσµατα προέκυψαν µε την επιλογή τάσεως ρυθµίσεως (µέση τιµή) 107% στους ζυγούς 150 kV
του Υ/Σ του Αλιβερίου και επίσης 107% στους ζυγούς 66 kV του Υ/Σ Τήνου, οι οποίες και δίνουν τα σχετικά καλύτερα
αποτελέσµατα
.
Προκειµένου να επιτευχθεί καλύτερη ποιότητα τάσεως, εξετάζονται ακολούθως οι λύσεις των σεναρίων
Β2, Β3 και Β4.
α) Θερινή Περίοδος
Ζυγός
Μέγιστη/
Ελάχιστη
Τάση (%)
Μεση
Τιµή
(%)
∆ιακύ-
µανση
(%)
Αλιβέρι
105.9/
99.5
102.8
± 3.3
Κάρυστος
108.2/
99.1
103.7
± 6.6
Άνδρος
108.9/
97.5
103.2
± 5.7
Τήνος
150kV
108.8/
95.2
102.0
± 6.8
Τήνος
66kV
100.5/
99.5
100.0
± 0.5
Σύρος
99.4/
95.6
97.5
± 1.9
Μύκονος
100.3/
95.9
98.1
± 2.2
ΑΛΙΒΕΡΙ
ΚΑΡΥΣΤΟΣ
ΑΝ∆ΡΟΣ
ΤΗΝΟΣ 150kV
ΤΗΝΟΣ 66kV
ΣΥΡΟΣ
ΜΥΚΟΝΟΣ
β) Χειµερινή Περίοδος
Σχήµα 4. Ηµερήσιες µεταβολές τάσεων σε επιλεγµένους ζυγούς.

Σχήµα 5. Ηµερήσιες µεταβολές τάσης των επιλεγµένων ζυγών κατά τη Θερινή περίοδο, µε τη διασύνδεση Νάξου-Πάρου

3.2.2 Σενάριο Β2 (εγκατάσταση Ρυθµιστή Τάσης 66/66 kV στη Νάξο)
Η εγκατάσταση Ρυθµιστή Τάσης (ΡΤ) – αυτοµετασχηµατιστών ώστε να επιτυγχάνεται σταθερή τάση εξόδου όταν η
τάση εισόδου κυµαίνεται π.χ. ±10%, αποτελεί τρέχουσα πρακτική στα δίκτυα διανοµής και θα µπορούσε ενδεχοµένως να
εφαρµοστεί στην προκειµένη περίπτωση. Και µε τη λύση αυτή, πάντως, διαπιστώνεται ότι προκύπτουν σοβαρές αποκλίσεις
της τάσεως κυρίως στους ζυγούς 150 kV της Τήνου, αλλά και στους 66 kV της Νάξου κατά τις ώρες µεγίστου φορτίου,
όταν δεν λειτουργούν οι ανεµογεννήτριες (Σχ. 6). Κρίνεται ότι, ανεξαρτήτως της συνδέσεως ανεµογεννητριών, η διατήρηση
των τάσεων µε τη ζεύξη-απόζευξη σηµαντικού αριθµού πηνίων και πυκνωτών δεν αποτελεί δόκιµη λύση. Για τον λόγο
αυτόν εξετάζονται στη συνέχεια λύσεις µε δυνατότητα συνεχούς ρυθµιζόµενης παραγωγής αέργου ισχύος, δηλαδή µε
Στατούς Αντισταθµιστές Αέργου Ισχύος (SVC).
Σχήµα 6. Ηµερήσιες µεταβολές της τάσης επιλεγµένων ζυγών, µε ΡΤ εγκατεστηµένο στη Νάξο.
3.2.3 Σενάριο Β3 (Στατός Αντισταθµιστής Τάσεως (SVC) στη Νάξο ή στη Μύκονο)
α) SVC στη Νάξο
Ο SVC εγκαθίσταται στον υποσταθµό Νάξου και έχει την δυνατότητα να παρέχει άεργο ισχύ ± 50 MVAr. Το κόστος
του ανέρχεται σε 1500 εκ. δρχ. περίπου, παρέχει όµως τη δυνατότητα συνεχούς παροχής αέργου ισχύος, σύµφωνα µε τις
απαιτήσεις του Συστήµατος, ώστε να διατηρείται η τάση σταθερή στον ζυγό όπου συνδέεται, εφ’ όσον βέβαια δεν
υπερβαίνει τα όρια φορτίσεώς του. Οι µεταβολές της τάσεως των ζυγών των υποσταθµών για τη λύση αυτή φαίνονται στο
Σχ. 7. Τα συγκεκριµένα διαγράµµατα αντιστοιχούν σε λειτουργία κατά τη θερινή περίοδο (υψηλό φορτίο), µε τάση στους
ζυγούς ρυθµίσεως 105% στο Αλιβέρι και 100% στην Τήνο και συνδεδεµένα τα πηνία του Σχ. 2(α). Παρατηρούµε ότι όταν
δεν λειτουργούν οι ανεµογεννήτριες, η διακύµανση της τάσεως στους ζυγούς 150 kV της Τήνου µεταβάλλεται εκτός των
αποδεκτών ορίων, ήτοι από 111% έως 93% περίπου. Επίσης διαπιστώνεται ότι ο SVC µόνο παρέχει άεργο ισχύ, χωρίς να
καταναλώνει, και µάλιστα την ώρα του µεγίστου φορτίου, όταν δεν λειτουργούν οι ανεµογεννήτριες, φθάνει τα όρια της
ισχύος του (-50 MVAr). Με τη λειτουργία των ανεµογεννητριών, οι τάσεις βελτιώνονται πλήρως.
Όπως φαίνεται στο Σχ. 8(α), διατήρηση των τάσεων εντός των επιτρεπτών ορίων επιτυγχάνεται εάν προστεθούν δύο
πηνία 2x8 MVAr στην Τήνο, τα οποία συνδέονται από 00:00 µέχρι 11:00. Και πάλι οι τάσεις βελτιώνονται µε τη λειτουργία
των ανεµογεννητριών. Και στις δύο περιπτώσεις, Σχ. 7 και 8(α), ο SVC φθάνει τα όρια φορτίσεώς του κατά τις ώρες
µεγίστου φορτίου (περί τις 20:00), οπότε και η τάση των ζυγών 66 kV της Νάξου υποχωρεί κατά 4% περίπου από την
ονοµαστική. Αυτό βέβαια µπορεί να αντιµετωπιστεί µε την αύξηση της ισχύος του SVC (π.χ. σε 60 MVAr), οπωσδήποτε
όµως δεν είναι το κρίσιµο σηµείο, το οποίο εξακολουθεί να είναι η τάση των ζυγών 150 kV της Τήνου. Τέλος, στο Σχ. 8(β)
φαίνονται οι διακυµάνσεις των τάσεων τη Χειµερινή Περίοδο (χαµηλό φορτίο), οι οποίες και διατηρούνται σε πολύ καλά
επίπεδα και πάντοτε βελτιώνονται µε τη λειτουργία των ανεµογεννητριών. Γενικότερα, πάντως, η εγκατάσταση SVC των
50 ή 60 MVAr στη Νάξο δεν φαίνεται να δίνει αρκετά ικανοποιητική λύση, παρά το σηµαντικό κόστος.
β) SVC στη Μύκονο
Από την προηγούµενη ανάλυση και τα Σχ. 7 και 8 προκύπτει ότι µε την εγκατάσταση του SVC στη Νάξο δεν
επιλύεται το κύριο πρόβληµα που αποτελούν οι τάσεις του Υ/Σ Τήνου. Για τον λόγο αυτόν εξετάζεται η εγκατάσταση ενός
SVC ±50 MVAr στους ζυγούς 66 kV της Μυκόνου και ενός ΡΤ στη Νάξο. Στο Σχ. 9 φαίνονται οι διακυµάνσεις των
τάσεων, µε και χωρίς ανεµογεννήτριες, κατά τη Θερινή Περίοδο και Χειµερινή Περίοδο. Με τον τρόπο αυτόν
εξασφαλίζεται πλήρως η διατήρηση των τάσεων εντός των επιθυµητών ορίων και µάλιστα χωρίς τη χρήση πηνίων ή
πυκνωτών. Σηµειώνεται ότι η εγκατάσταση ΡΤ στην Νάξο µπορεί να αποφευχθεί αν είναι δυνατή η προµήθεια Μ/Σ 66/20
kV µε ρύθµιση φορτίου υπό τάση µε διευρυµένα όρια (εκτός τυποποιήσεως). Η σύνδεση των Α/Γ, όπως και στις
προηγούµενες περιπτώσεις, βελτιώνει σηµαντικά τα επίπεδα των τάσεων.


Σχήµα 7. Μεταβολές των τάσεων µε SVC στη Νάξο-Θερινή περίοδος
α) Θερινή περίοδος
Ζυγός
Μέγιστη/
Ελάχιστη
Τάση (%)
Μεση
Τιµή
(%)
∆ιακύ-
Μανση
(%)
Αλιβέρι
107.9/
99.7
103.8
± 4.1
Κάρυστος
109.3/
99.4
104.4
± 4.95
Άνδρος
109.5/
99.8
104.7
± 4.85
Τήνος
150 kV
108.7/
97.8
103.3
± 5.45
Τήνος
66 kV
100.8/
99.6
100.2
± 0.6
Σύρος
99.4/
95.6
97.5
± 1.9
Μύκονος
101.3/
96.2
98.75
± 2.55
Νάξος
100.3/
96.0
98.15
± 2.15
ΑΛΙΒΕΡΙ
ΚΑΡΥΣΤΟΣ
ΑΝ∆ΡΟΣ
ΝΑΞΟΣ
ΤΗΝΟΣ 150kV
ΤΗΝΟΣ 66kV
ΣΥΡΟΣ
ΜΥΚΟΝΟΣ
β) Χειµερινή περίοδος
Σχήµα 8. Μεταβολές των τάσεων µε εγκατάσταση SVC στη Νάξο και αποζεύξιµων πηνίων στη Τήνο.
3.2
.4 Σενάριο Β4 (∆ιασύνδεση Νάξου µέσω DC Link)
Η λύση αυτή απαιτεί την εγκατάσταση Μετατροπέα AC/DC στον Υ/Σ Μυκόνου, µετατροπέα DC/AC στον Υ/Σ Νάξου
και υποβρύχια διασύνδεση µε καλώδια Συνεχούς Ρεύµατος (DC) µεταξύ Μυκόνου και Νάξου. Το κόστος µιας τέτοιας
λύσεως ανέρχεται σε 9 ∆ις δρχ. περίπου. Η λύση αυτή, εάν δεν παρέχει τη δυνατότητα ελέγχου της ροής αέργου ισχύος, δεν
επιλύει το πρόβληµα των τάσεων της Τήνου, αλλά αντίθετα το επιδεινώνει σε απαράδεκτο βαθµό, όπως φαίνεται στο Σχ.
10. Εάν όµως οι µετατροπείς AC/DC – Μυκόνου και DC/AC – Νάξου µπορούν να χρησιµοποιούνται και ως στατοί
αντισταθµιστές, τότε εξασφαλίζεται πλήρως η διατήρηση των τάσεων, όπως φαίνεται στο Σχ. 11.


α) Θερινή Περίοδος
β) Χειµερινή Περίοδος
Σχήµα 9. ∆ιακυµάνσεις των τάσεων στη διασύνδεση µε SVC στη Μύκονο και ΡΤ στη Νάξο
Σχήµα 10. ∆ιασύνδεση Νάξου και Μυκόνου µε DC-Link. ∆ιακυµάνσεις των τάσεων για µετατροπείς χωρίς δυνατότητα ρύθµισης της αέργου
ισχύος - Θερινή περίοδος.
Σχήµα 11. ∆ιασύνδεση Νάξου και Μυκόνου µε DC-Link. ∆ιακυµάνσεις των τάσεων για µετατροπείς µε δυνατότητα ρύθµισης της αέργου
ισχύος - Θερινή περίοδος.


4. ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ
Τα συµπεράσµατα της αναλύσεως συνοψίζονται στα ακόλουθα:
α) Για το Σενάριο Α, η εγκατάσταση ανεµογεννητριών ισχύος 80 MW (µε µια πιθανή κατανοµή όπως στον Πίνακα Ι), δεν
παρουσιάζει οποιοδήποτε πρόβληµα. Αντίθετα, η λειτουργία των ανεµογεννητριών βελτιώνει σηµαντικά τα επίπεδα των
τάσεων. ∆ιαφοροποίηση, εντός λογικών ορίων, της κατανοµής των ισχύων των ανεµογεννητριών ανά νησί δεν
δηµιουργεί πρόβληµα και συνεπώς δεν µεταβάλλει τα συµπεράσµατα.
β) Για το Σενάριο Β, λόγω του σηµαντικού φορτίου των νησιών Νάξου και Πάρου και των χαρακτηριστικών της
διασύνδεσης (τάση 66 kV, µήκος υποβρύχιας σύνδεσης Μυκόνου –Νάξου 28 km), προκύπτει ότι η διατήρηση της
τάσεως εντός ικανοποιητικών επιπέδων είναι προβληµατική, ανεξαρτήτως της λειτουργίας των ανεµογεννητριών. Η
διατήρηση της τάσεως εντός των αποδεκτώνορίων µε την εγκατάσταση αποζεύξιµων πηνίων-πυκνωτών φαίνεται
δυνατή, αλλά δεν είναι η ενδεικνυόµενη. Η λειτουργία ανεµογεννητριών ισχύος µέχρι 90 MW δεν δηµιουργεί
οποιοδήποτε πρόβληµα, αλλά αντίθετα βελτιώνει τη λειτουργία της διασύνδεσης. Η χρησιµοποίηση ρυθµιζόµενων
πηγών παραγωγής αέργου ισχύος (ή και η διασύνδεση συνεχούς ρεύµατος Μυκόνου-Νάξου) φαίνεται αναγκαία,
ανεξαρτήτως της εγκαταστάσεως των ανεµογεννητριών. Οπωσδήποτε, οι λύσεις αυτές απαιτούν περαιτέρω µελέτη.
γ) Ως γενική διαπίστωση σηµειώνεται ότι η εγκατάσταση ανεµογεννητριών µάλλον βελτιώνει παρά επιβαρύνει τη
λειτουργία του συστήµατος, ενώ η εγκατεστηµένη ισχύς τους µπορεί να υπερβεί το όριο των 80-90 MW που
εξετάστηκε. Επίσης, δεδοµένου ότι ο τύπος και τα χαρακτηριστικά των ανεµογεννητριών παίζουν σηµαντικό ρόλο στη
λειτουργία της διασύνδεσης, κρίνεται ότι σε επόµενο στάδιο θα µπορούσε να γίνει µια παραπέρα εξέταση για τη
διατύπωση ορισµένων περιορισµών όσον αφορά στα χαρακτηριστικά των ανεµογεννητριών. Μια τέτοια εξέταση θα
πρέπει να περιλάβει και την ανάλυση της συµπεριφοράς του τοπικού συστήµατος σε συνθήκες µη κανονικής
λειτουργίας (βραχυκυκλώµατα, λειτουργία προστασιών κλπ.)
δ) Σηµειώνεται ότι θα ήταν σκόπιµη µια γενικότερη µελέτη αναπτύξεως των διασυνδέσεων των Κυκλάδων, η οποία να
περιλάβει και άλλα νησιά ή άλλες ΑΠΕ (όπως π.χ. τη γεωθερµία), οπότε η ανάπτυξη του δικτύου 150 kV καθίσταται
απαραίτητη.
5. ΒΙΒΛΙΟΓΡΑΦΙΑ
[1] «Εκτίµηση µέγιστης δυνατής προς εγκατάσταση αιολικής ισχύος στις νήσους Άνδρο, Σύρο, Τήνο, Μύκονο, Πάρο και
Νάξο», Έκθεση Έργου, Γ. Τακλής/ΚΑΠΕ, Νοέµβριος 1999.
[2] «Μελέτη εκτίµησης απαραίτητων ενισχύσεων στο διασυνδεδεµένο Σύστηµα Μεταφοράς για τη σύνδεση αιολικών
πάρκων», ∆ΕΗ/∆ιεύθυνση Μελετών Συστήµατος Παραγωγής-Μεταφοράς, Αθήνα, Απρίλιος 2000.
[3] «Βέλτιστη ανάπτυξη των ηλεκτρικών δικτύων σε περιοχές µε υψηλό αιολικό δυναµικό», ∆ιδακτορική ∆ιατριβή Ν. Γ.
Μπουλαξή, ΕΜΠ/Τοµέας Ηλεκτρικής Ισχύος, Μάρτιος 2001.
[4] European Norm EN 50160 (1999), “Voltage characteristics of electricity supplied by public distribution systems”.
[5] «Ετήσιο Πρόγραµµα Αυτόνοµων Σταθµών Παραγωγής», ∆ΕΗ/∆ιεύθυνση Περιφέρειας Νήσων, 1999.
[6] «Alternative Energy Forms-European Wind Power Integration Study», Public Power Corporation, Final Report, July

1992, Athens, Greece.

Back | Home