Βελτιστοποίηση της διαχείρισης υδατικών πόρων - ενέργειας σε νησιά με τεχνικές μαθηματικής προσομοίωσης

Abstract

Contribution of Renewable Energy Sources’ (RES) power generation in the energy mix of Non-Interconnected Island Systems (NIIs) remains limited, which prevents the vast exploitation locally of both environmental and economic benefits accruing from its extensive use. The problem of limited RES contribution may be addressed by means of different flexibility options, including energy storage, interconnections and demand side management. Through the conduction of a comprehensive literature review and the collection of recent data for the NIIs of the Aegean Sea, the following may be noted. 1. Annual RES shares appear to be low, kept in the order of ~15%. 2. Local energy needs are mainly covered by the use of fossil fuels, rather than by means of exploiting the local wind and solar energy potential. 3. Ιn NIIs of large scale, wind parks demonstrate low values of annual capacity factors, between 22% and 28%. This is due to the occurrence of wind energy curtailments, resulting from the need to maintain grid stability on the one hand, and the limited flexibility of the local electricity systems on the other. Ιn certain NIIs, wind energy curtailments may even reach 30% of the respective theoretical wind energy production on an annual basis, which is also the case for the examined system of Kos and Kalymnos. Integrated management of energy and water systems may contribute to the recovery of wind energy curtailments. To that end, an Intelligent Management System (IMS) / decision making tool has been developed under the current thesis, comprising of three different optimization models. The latter include: 1. The Energy System Optimization Model (ESOM): The ESOM solves the problem of energy balance and unit commitment for the examined electricity system, including thermal units, PV stations, wind parks as well as a battery-based hybrid power station and applies an objective function that minimizes the system operational costs. 2. The Water System Optimization Model (WSOM): The WSOM solves the problem of water balance and pump scheduling for the examined water system and applies an objective function that minimizes the integrated energy consumption of pumps. 3. The Water & Energy Systems’ Optimization Model (WESOM): The WESOM combines the previous two optimization model and synthesizes them in an integrated optimization model. The latter optimizes the management of the water and energy systems when coupled, allowing for the application of demand side management strategies with the use of a set of pumps. Under the WESOM, the problems of economic dispatch and unit commitment, as well as the problem of pumps’ scheduling are solved simultaneously. Development of the prototype IMS stands as the main outcome of the given thesis. The latter takes the form of an integrated, sophisticated simulation software and platform that also supports the incorporation of ML-based prognostic models and/or synergy with external forecasting services. Above all, the IMS serves the purpose of effective planning and optimum operation of energy and water systems. It does so by facilitating the elaboration of different scenarios and strategies together with the assessment of benefits deriving from the integrated management of water and energy systems in the Greek NIIs. For the test-application of the IMS, the NII system of Kos-Kalymnos and the water system of Tilos (Livadia) were used, with all three optimization models exercised and with the main conclusions obtained laid down in the following: 1. From the energy system point of view, the main benefit generated by the exercise of the integrated water and energy management concerns the increase of RES shares (wind parks and hybrid power station), at the expense of thermal power generation, leading also to the reduction of the system operational costs. As far as increased RES shares are concerned, they derive from the recovery of otherwise curtailed wind energy, which should also normally come at a lower cost. 2. From the water system point of view, both lower operational costs and higher RES coverage of the respective energy consumption were achieved for the examined fleet of water pumps, enabled by the practice of load shifting under a strict set of operational constraints. 3. Following from the above, it can be argued that even in the context of a rather constrained test-case currently examined, the IMS proved its potential to serve the goal of operational costs’ minimization at system level, while at the same time achieving optimized asset management at the water system side. This is indicative of results anticipated in the case of more flexible assets, such as with inverter-driven water pumps, or portfolios of different assets.

Η συμμετοχή στην παραγωγή ενέργειας των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ) στα νησιωτικά συστήματα ηλεκτρικής ενέργειας βρίσκεται σε χαμηλά επίπεδα, περιορίζοντας την αποκόμιση των περιβαλλοντικών και των οικονομικών ωφελειών που αυτές προσφέρουν. Η ενσωμάτωση συστημάτων αποθήκευσης ενέργειας στα συστήματα αυτά, η ηλεκτρική τους διασύνδεση και η εφαρμογή στρατηγικών διαχείρισης ζήτησης ενέργειας αποτελούν λύσεις για την καλύτερη αξιοποίηση των ΑΠΕ. Από τη βιβλιογραφική διερεύνηση και τη συλλογή δεδομένων για τα ΜΔΝ, διαπιστώθηκαν τα ακόλουθα: 1. Η συμμετοχή των ΑΠΕ στην ετήσια παραγωγή ενέργειας στα ΜΔΝ είναι περιορισμένη (~15%). 2. Τα ΜΔΝ καλύπτουν τις ενεργειακές τους ανάγκες κυρίως από ορυκτά καύσιμα, παρά το διαθέσιμο αιολικό και ηλιακό δυναμικό. 3. Στα μεγαλύτερου μεγέθους ΜΔΝ, τα αιολικά πάρκα έχουν χαμηλό συντελεστή χρησιμοποίησης (capacity factor) που κυμαίνεται από 22% μέχρι 28%. Αυτό προκύπτει από τις περικοπές ενέργειας που επιβάλει ο Διαχειριστής των συστημάτων αυτών για τη διασφάλιση της ασφαλούς λειτουργίας τους. Οι περικοπές αυτές φτάνουν μέχρι και 30% της ετήσιας διαθέσιμης παραγωγής ενέργειας στα αιολικά πάρκα του συστήματος Κω-Καλύμνου. 4. Οι περικοπές ενέργειας των αιολικών πάρκων μπορούν να μειωθούν μέσω της συνδυασμένης διαχείρισης των ενεργειακών-υδροδοτικών συστημάτων. Για το σκοπό αυτό δομήθηκε ένα Ευφυές Σύστημα Διαχείρισης (ΕΣΔ) – εργαλείο λήψης αποφάσεων, με τη μορφή ολοκληρωμένου λογισμικού, το οποίο επιτρέπει την εκτεταμένη διερεύνηση των ωφελειών της συνδυασμένης διαχείρισης των ενεργειακών και των υδατικών πόρων. Το ΕΣΔ, το οποίο αποτελεί το κύριο πρωτότυπο στοιχείο της παρούσας διδακτορικής διατριβής, αποτελείται από 3 μοντέλα βελτιστοποίησης: 1. ΜΒΕ: Μοντέλο βελτιστοποίησης της λειτουργίας του ενεργειακού συστήματος. Το ΜΒΕ προσδιορίζει τη λειτουργία των θερμικών μονάδων, των φωτοβολταϊκών σταθμών, των αιολικών πάρκων και του υβριδικού σταθμού ενεργειακού συστήματος, με αντικειμενική συνάρτηση που ελαχιστοποιεί το κόστος λειτουργίας. 2. ΜΒΥ: Μοντέλο βελτιστοποίησης της λειτουργίας του υδροδοτικού συστήματος. Το ΜΒΥ προσδιορίζει τη λειτουργία των υφιστάμενων αντλιών υδροδοτικού συστήματος, με αντικειμενική συνάρτηση που ελαχιστοποιεί τη ζήτηση ενέργειας. 3. ΜΒΕΥ: Μοντέλο βελτιστοποίησης της συνδυασμένης λειτουργίας ενεργειακού - υδροδοτικού συστήματος. Το ΜΒΥΕ συνδυάζει τα παραπάνω δυο επιμέρους μοντέλα και τα συνθέτει σε ένα ενιαίο μοντέλο βελτιστοποίησης. Το μοντέλο αυτό βελτιστοποιεί τη διαχείριση των δύο συστημάτων, όταν αυτά λειτουργούν συνδυασμένα, επιτρέποντας την εφαρμογή στρατηγικών διαχείρισης ζήτησης. Με το ενιαίο μοντέλο επιλύονται παράλληλα τα προβλήματα της οικονομικής ένταξης και φόρτισης των μονάδων παραγωγής ενέργειας, αλλά και του προγραμματισμού της λειτουργίας των αντλιών του υδροδοτικού συστήματος. Το κύριο αποτέλεσμα της παρούσας διδακτορικής διατριβής είναι ότι δομήθηκε ένα πρωτότυπο, εξαιρετικά σύνθετο και αποτελεσματικό Ευφυές Σύστημα Διαχείρισης (ΕΣΔ) – εργαλείο λήψης αποφάσεων, με τη μορφή ολοκληρωμένου λογισμικού, το οποίο επιτρέπει την εκτεταμένη διερεύνηση των ωφελειών της προτεινόμενης συνδυασμένης διαχείρισης των ενεργειακών και των υδατικών πόρων στα ελληνικά νησιά. Το ΕΣΔ εφαρμόστηκε στο σύστημα ΜΔΝ Κω-Καλύμνου και στο σύστημα υδροδότησης των Λιβαδιών της Τήλου (μετά από τις απαιτούμενες παραδοχές) και εξετάστηκαν οι περιπτώσεις βελτιστοποίησης (α) της διαχείρισης του ενεργειακού συστήματος, (β) της διαχείρισης του υδροδοτικού συστήματος και (γ) της συνδυασμένης διαχείρισης του ενεργειακού και του υδροδοτικού συστήματος. Τα συμπεράσματα που εξήχθησαν είναι τα ακόλουθα: Σ1. Από την εφαρμογή του ΕΣΔ προέκυψε ότι τα κύριο όφελος για το ενεργειακό σύστημα είναι ότι με την ενιαία διαχείριση των υδατικών και ενεργειακών πόρων χρησιμοποιείται περισσότερο πράσινη ενέργεια (ΑΠΕ) από τα αιολικά πάρκα και τον υβριδικό σταθμό, αντί αυτής που παράγεται από τις θερμικές μονάδες. Η εν λόγω πράσινη ενέργεια προκύπτει μάλιστα από τη μείωση των περικοπών ενέργειας των αιολικών πάρκων, συνεπώς αποτελεί (απορριπτόμενη) ηλεκτρική ενέργεια μηδενικού κόστους. Ενδεικτικά, για την εξεταζόμενη εφαρμογή η παραγομένη ετησίως πράσινη ενέργεια είναι ίση με 1241 MWh και οι περικοπές της διαθέσιμης ενέργειας των αιολικών πάρκων (44468 MWh) μειώνονται από 18.3% σε 15.5%. Επίσης, το μεταβλητό ετήσιο κόστος παραγωγής ενέργειας μειώνεται από 41.7M€ σε 41.4M€ καθόσον παράγεται περισσότερη ενέργεια από τα αιολικά πάρκα, τα οποία αποτελούν οικονομικότερη πηγή ενέργειας (τιμή = 98 €/MWh) από τις αντίστοιχες θερμικές μονάδες. Σ2. Με την εφαρμογή του ΕΣΔ βελτιστοποιήθηκε η διαχείριση της λειτουργίας των αντλιών του υδροδοτικού συστήματος με χρονική μετατόπιση της ζήτησης ενέργειας και μειώθηκε το μεταβλητό ετήσιο κόστος παραγωγής ενέργειας (βλ. Σ1). Όσο περισσότερο αξιόπιστο είναι το μοντέλο πρόγνωσης (που δομήθηκε στην παρούσα διδακτορική διατριβή) τόσο περισσότερο αποτελεσματικές είναι οι παραπάνω επεμβάσεις. Σ3. Από την εφαρμογή του μοντέλου πρόγνωσης προέκυψε ότι η αβεβαιότητα της πρόγνωσης των δεδομένων εισόδου του μοντέλου βελτιστοποίησης, αυξάνεται με την αύξηση του χρονικού ορίζοντα της πρόγνωσης. Στην περίπτωση της αιολικής παραγωγής, η οποία είναι η πιο αβέβαια παράμετρος προς πρόγνωση, ο συντελεστής συσχέτισης (R2) μεταξύ της τιμής πρόγνωσης και της πραγματικής τιμής είναι μεγαλύτερος από 90% για πρόγνωση 6 ωρών και μειώνεται στο 85% για πρόγνωση 24 ωρών. Η αβεβαιότητα αυτή μπορεί να περιορίσει σημαντικά την αξιόπιστη λειτουργία του ενεργειακού συστήματος. Στο προτεινόμενο ΕΣΔ η βελτίωση της ασφάλειας λειτουργίας του ηλεκτρικού συστήματος αντιμετωπίζεται μειώνοντας την απορρόφηση αιολικής ενέργειας με τη διατήρηση στρεφόμενης εφεδρείας και το δυναμικό περιορισμό της διείσδυσης αιολικής ισχύος, όπως εφαρμόζεται από τον Διαχειριστή των ΜΔΝ. Σ4. Όπως αναφέρθηκε στο Σ2, με την εφαρμογή του ΕΣΔ βελτιστοποιήθηκε η διαχείριση της λειτουργίας των αντλιών του υδροδοτικού συστήματος, δηλ. η κατανομή των ωρών που λειτουργούν οι αντλίες του υδροδοτικού συστήματος. Στην εξεταζόμενη εφαρμογή (1) για τους καταναλωτές η ζήτηση ενέργειας των αντλιών που προέρχεται από ΑΠΕ αυξάνεται κατά 7%, (2) για τους παραγωγούς ενέργειας η παραγωγή ενέργειας των αιολικών πάρκων αυξάνεται κατά 3.4% και η παραγωγή ενέργειας των θερμικών μονάδων μειώνεται κατά 0.4%, και (3) για τον Διαχειριστή, η ενέργεια που προέρχεται από ΑΠΕ αυξάνεται κατά 2.3% και μειώνεται κατά 0.7% το μεταβλητό κόστος. Σ5. Το ΕΣΔ αποτελεί ένα εργαλείο με την εφαρμογή του οποίου αυξάνεται η ενεργειακή και υδατική αυτονομία ενός νησιού. Στην περίπτωση του ενεργειακού συστήματος Κω-Καλύμνου στο οποίο ανήκει η Τήλος, η ενεργειακή αυτονομία αυξάνεται (όπως ήδη αναφέρθηκε) με την αντικατάσταση τμήματος της παραγόμενης ενέργειας των θερμικών μονάδων από ενέργεια ΑΠΕ. Εναλλακτικά, με την εφαρμογή του ΕΣΔ μπορούν να διερευνηθούν και άλλες μέθοδοι αύξησης της αυτονομίας, όπως η εγκατάσταση κεντρικού συστήματος αποθήκευσης ενέργειας ή η τροποποίηση του υδροδοτικού συστήματος με επεμβάσεις, όπως η εγκατάσταση αντλιών μεταβλητών στροφών με χρήση ρυθμιστών συχνότητας (inverters).