Περίληψη: Στην παρούσα Διπλωματική εργασία, έγινε πλήρης μελέτη σχεδιασμού και βελτιστοποίησης επιλογών τεχνοοικονομικά ανταγωνιστικής τεχνολογίας Υβριδικού ηλεκτρικού σταθμού υψηλής διείσδυσης ΑΠΕ ως μη εγγυημένες μονάδες παραγωγής βάσης, σε εφαρμογή για ελληνικό μικροδίκτυο, μη διασυνδεμένου με το ελληνικό ηπειρωτικό δίκτυο, για την περίπτωση της νήσου Γαύδου, ετήσιας ζήτησης το 2019, 535MWh (peak 130kW), σεβόμενη τις κοινωνικές και πολιτιστικές επιπτώσεις στην κουλτούρα των κατοίκων της νήσου, καθώς και την περιβαλλοντική αλλοίωση του τοπίου. Στην μελέτη αυτή, το ετήσιο φορτίου τέθηκε στα 749 MWh (peak 160kW). Η αντικειμενική συνάρτηση του προβλήματος βελτιστοποίησης αφορά οικονομικούς όρους επένδυσης, συντήρησης, λειτουργίας για την δεδομένη εγκατάσταση, σύμφωνα με τις τρέχουσες τιμές της αγοράς, της ζήτησης και του δυναμικού των μη εγγυημένης παραγωγής μονάδων βάσης ΑΠΕ, ώριμες τεχνικά. Γίνεται σύγκριση σεναρίων συμμετοχής ΦΒ, ανεμογεννητριών, με συσσωρευτές Pb σαν αποθήκες ενέργειας. Απαντώνται τα ερωτήματα: (i) Ποιες ώριμες τεχνολογίες μπορεί να συνδυαστούν για έναν βιώσιμο Υβριδικό Σταθμό στη νήσο Γαύδο, που θα εναρμονίζεται με τις προσδοκίες των κατοίκων. (ii) Αν υπάρχει η ανάγκη τοποθέτησης και ανεμογεννητριών στον Υβριδικό σταθμό. Η μαθηματική επίλυση του προβλήματος σχεδιασμού και διαστασιολόγισης του Υβριδικού Ηλεκτρικού Σταθμού έγινε στο λογισμικό HOMER pro (trial εκδοχή) και η τεκμηρίωση του ΦΒ όσον αφορά τιμών απόδοσής τους και χαρακτηριστικών τους καθώς και βελτιστοποίηση της τοποθέτησης τους στο πρόγραμμα PVSyst. Η εκτίμηση της βιωσιμότητας του έργου υλοποιήθηκε και στα δύο παραπάνω λογισμικά και συγκρίθηκαν τα αποτελέσματα. Για την Γαύδο, οι καλύτερες οικονομικά και λειτουργικά λύσεις δεν περιλαμβάνουν ανεμογγενήτρια/ες. Συμμετοχή ΑΠΕ της τάξης του 100% απαιτεί χρήση ΦΒ πάρκου της τάξης μεγέθους 700kWp σε συνδυασμό με αποθήκες μπαταρίας χωρητικότητας της τάξης 12.000 kWh, πετυχαίνοντας αυτονομία 80-90h σε μέσο φορτίο. Οι diesel γεννήτριες δεν είναι απαραίτητο να λειτουργούν, εκτός από ελάχιστες ώρες τον χρόνο. Υπολογίστηκε ο δείκτης NPC ~€1,4Μ (για 20 έτη), αρχικό κεφάλαιο~ €1,34Μ, κόστος λειτουργίας/συντήρησης €7.846/έτος. Αυτές οι τιμές, συγκριτικά με τον υφιστάμενο σταθμό (NPC ~€17,4Μ (20 έτη), κόστος λειτουργίας~€1.036.000/έτος), δείχνουν ότι είναι συμφέρουσα η αντικατάσταση του συμβατικού σταθμού με υβριδικό με όσο μεγαλύτερη την συμμετοχή των ΑΠΕ. Με δεδομένο ότι το σημερινό κόστος παραγωγής της ηλεκτρικής ενέργειας του υφιστάμενου συμβατικού σταθμού είναι 700€/MWh, τα προτεινόμενα έργα έχουν χρόνο αποπληρωμής από 2,3 έτη για 100% διείσδυση ΑΠΕ σε 9,5 έτη για μικρότερη διείσδυση ΑΠΕ.

Summarization: In this Diploma Thesis we present a complete study for the design and the optimization of a techno-economically competitive technology, for a Hybrid Power Station with a high-RES fraction character. The project is based on the reality of non-guaranteed base production units and is applied to an energy microgrid in Gavdos island. That is, south of Crete, with the size of 535MWh (peak 130kW, 2019 data), not interconnected to the mainland Greek energy network. There is also great consideration involving the sensitive social and cultural impacts on the island's inhabitants, as well as the environmental protection of a famous natural landscape. For this study, the island load is sized as 749MWh (peak 160kW). The objective function of the optimization problem is built upon economic terms of investment, needs of maintenance, operational parameters, current market prices, energy supply and demand, under the potential of the non-guaranteed production of a Renewable Energy System. We also provide comparison scenarios for photoVaic parks and wind turbines, including Pb acid batteries as storage technologies. This thesis provides answers to the following questions: (i) What mature technologies can be combined for a sustainable Hybrid Station on the island of Gavdos, which will be in line with the expectations of the residents. (ii) Why there is a general trend to install wind turbines in a Hybrid Power Station, even if the wind potential may lag behind the solar potential. The mathematical solution for the design of a potentially viable Hybrid Electric Station is done in HOMER Pro software (trial version) and the documentation of the PV regarding their performance and their characteristics, as well as optimization of their placement, is done in the PVSyst software (trial version). The assessment of the viability of the project is implemented in both software packages and their results are compared. Our best solutions suggested to exclude wind turbines. With 100% of RES fraction, we implement PVs of ~700kW. The total cost of the proposed project, in all cases, remains the about €1.4mil. The project time span is set in 20 years. Given that the current production cost of the existing conventional power plant is €700/MWh, the proposed solutions has a repayment period between 2.3 to 9.5 years.

Διπλωματική εργασία για την ολοκλήρωση σπουδών ΗΜΜΥ Πολυτεχνείου Κρήτης