Η Κρήτη αποτελούσε και αποτελεί μια ιδιαίτερη ενεργειακά περίπτωση, λόγω του μεγέθους και της γεωγραφικής της θέσης.
Για πολλές δεκαετίες η Κρήτη αποτελούσε ένα αυτόνομο Σύστημα ηλεκτρικής ενέργειας μεσαίου μεγέθους. Η ανάγκη εξυπηρέτησης των διαρκώς αυξανομένων ενεργειακών αναγκών του νησιού ανέδειξαν ένα έντονο ενεργειακό πρόβλημα που τροφοδότησε για πολλές δεκαετίες τη συζήτηση για την επίλυσή του.
Στη συζήτηση αυτή η διασύνδεση της Κρήτης με το Ηπειρωτικό ηλεκτρικό σύστημα επανερχόταν συνεχώς στο προσκήνιο ως η καταλληλότερη επιλογή για την οριστική επίλυση των προβλημάτων επάρκειας ισχύος και ασφάλειας τροφοδότησης των ηλεκτρικών φορτίων του νησιού. Από τα μέσα της δεκαετίας του 1980 η αναγνώριση του μεγάλου δυναμικού για ανάπτυξη ανανεώσιμων πηγών ενέργειας στο νησί αποτέλεσε ένα επιπλέον λόγο που καταδείκνυε τη λύση της διασύνδεσης ως την βέλτιστη για την μεγαλύτερη και ασφαλέστερη αξιοποίηση του δυναμικού αυτού καθώς θα μπορούσε να άρει τους περιορισμούς διείσδυσης που έθετε η αυτόνομη λειτουργία του ηλεκτρικού συστήματος της Κρήτης.
Παράλληλα, ιδιαίτερα τα τελευταία χρόνια, η πιθανότητα ύπαρξης κοιτασμάτων υδρογονανθράκων στην ευρύτερη περιοχή αλλά και η διαφαινόμενη δυνατότητα (βάσει της τεχνολογικής εξέλιξης) υλοποίησης υποβρύχιων ηλεκτρικών διασυνδέσεων μεγάλου μήκους σε πολύ μεγάλα βάθη, τείνει να αναβαθμίσει περαιτέρω την γεωπολιτική σημασία της Κρήτης που μπορεί να αναδειχθεί σε ένα «ενεργειακό κόμβο» στρατηγικής σημασίας στο Νοτιοανατολικό άκρο της Ευρώπης (π.χ. προοπτική διασύνδεσης με Κύπρο).
Στο πλαίσιο αυτό, το θέμα της διασύνδεσης της Κρήτης με το Εθνικό Διασυνδεδεμένο Σύστημα μέσω υποβρυχίων καλωδίων έχει επανειλημμένα απασχολήσει τις αρμόδιες υπηρεσίες της καθετοποιημένης ΔΕΗ παλαιότερα και αργότερα όλων των εμπλεκόμενων φορέων και οργανισμών (ΔΕΣΜΗΕ-ΑΔΜΗΕ, ΔΕΔΔΗΕ, ΡΑΕ) με την εκπόνηση κατά καιρούς σχετικών τεχνικοοικονομικών μελετών.
Μια ιστορία πολλών ετών
Από τις αρχές της δεκαετίες του 1960 η ΔΕΗ άρχισε την κατασκευή διασυνδέσεων νησιών με την ηπειρωτική χώρα με στόχο την ηλεκτροδότησή τους από το Διασυνδεδεμένο Σύστημα Παραγωγής – Μεταφοράς ή το δίκτυο γειτονικών μεγαλύτερων νησιών και τη διακοπή λειτουργίας των τοπικών πετρελαϊκών σταθμών παραγωγής.
Οι πρώτες διασυνδέσεις αφορούσαν τα πλησιέστερα στην ηπειρωτική χώρα νησιά, όπως αυτά του Αργοσαρωνικού και των Σποράδων με καλώδια Μέσης Τάσεως 15 kV. Στη συνέχεια ακολούθησαν όλα τα άλλα μικρά σχετικά νησιά που βρίσκονται σε απόσταση έως περίπου 40 km από την ακτή ή μεταξύ γειτονικών νησιών, ώστε μέχρι το 2000 λειτουργούσαν περί τις 70 τέτοιες διασυνδέσεις Μέσης Τάσης (15 ή 20 kV). Για τα μεγαλύτερα νησιά για τα οποία δεν επαρκούσαν οι διασυνδέσεις σε Μέση Τάση επελέγη η διασύνδεσή τους με καλώδια υψηλής τάσης (ΥΤ). Έτσι, διασυνδέθηκε αρχικά (στα μέσα της δεκαετίας του 1960) η Κέρκυρα με καλώδια 66 kV.
Κατά τη δεκαετία του 1970 διασυνδέθηκαν τα υπόλοιπα νησιά του Ιονίου με καλώδια 150kV. Κατά τις της επόμενες δεκαετίες (1980-1990) έγινε προσπάθεια διασύνδεσης των νησιών των Κυκλάδων από το νότιο άκρο της Εύβοιας με καλώδια 150 kV και 66 kV η οποία όμως δεν ολοκληρώθηκε λόγω αντιδράσεων των τοπικών κοινωνιών στην υλοποίηση των προβλεπόμενων εναέριων γραμμών ΥΤ επί των νησιών.
Την ίδια περίοδο άρχισαν να εκπονούνται μελέτες για τη διασύνδεση της Κρήτης, με τις προτάσεις διασύνδεσης που μελετήθηκαν όμως να μην υλοποιούνται, ενώ ταυτόχρονα οι προσπάθειες για την ανάπτυξη νέων σταθμών παραγωγής στο νησί συναντούσαν κάθε φορά μεγάλες αντιδράσεις από τις τοπικές κοινωνίες που είχαν σαν αποτέλεσμα την πολυετή καθυστέρηση κατασκευής τους επιτείνοντας τα προβλήματα ενεργειακής επάρκειας του νησιού.
Η πρώτη μελέτη για την υποβρύχια διασύνδεση της Κρήτης έγινε από τη Διεύθυνση Μελετών Συστήματος (ΔΜΣ) της ΔΕΗ το 1968. Η μελέτη αυτή απέδειξε με τα τεχνολογικά δεδομένα της εποχής ότι η διασύνδεση δεν ήταν οικονομικά συμφέρουσα στον ορίζοντα τουλάχιστον της επόμενης δεκαετίας λόγω των ειδικών χαρακτηριστικών του έργου (μεγάλη απόσταση του νησιού από την ηπειρωτική χώρα, μεγάλο βάθος πόντισης των καλωδίων, μη ομαλός πυθμένας). Την περίοδο 1979-1981 τέθηκε εκ νέου το θέμα της διασύνδεσης και εκπονήθηκαν νέες μελέτες από τη ΔΜΣ/ΔΕΗ που κατέληξαν στο συμπέρασμα ότι η διασύνδεση θα ήταν οικονομικά συμφέρουσα για την μετά το 1988 περίοδο, σε σύγκριση με τη λύση της αυτοδύναμης ανάπτυξης της παραγωγής στο νησί με συμβατικές θερμικές μονάδες. Ακολούθως στα τέλη της δεκαετίας του 1980 εκπονήθηκαν νέες μελέτες που αφενός αναθεωρούσαν τα στοιχεία κόστους και αφετέρου λάμβαναν υπόψη τα δεδομένα των μελετών μορφολογίας βυθού, ενώ περιελάμβαναν επίσης την εκτεταμένη διερεύνηση πολλών εναλλακτικών λύσεων ως προς την ισχύ και το επίπεδο τάσης του συνδέσμου συνεχούς ρεύματος, την εκτίμηση των απωλειών κλπ. [1-6]. Στο πλαίσιο αυτό η μελέτη [6] εξέταζε την περίπτωση της διασύνδεσης με καλώδια ΣΡ είτε 2x150=300 MW, είτε 2x300=600 MW και κατέληγε ότι οικονομικά αποτελούν ισοδύναμες λύσεις. Σύμφωνα με το σχέδιο Κρήτη 600 [5] η προτεινόμενη διασύνδεση περιλάμβανε την πόντιση δύο υποβρυχίων καλωδίων συνεχούς ρεύματος υψηλής τάσης με συνολική ικανότητα μεταφοράς 500-600 MW. Στην Πελοπόννησο κοντά στο Ενεργειακό κέντρο της ΔΕΗ στη Μεγαλόπολη προβλέπονταν η εγκατάσταση Σταθμού Μετατροπής εναλλασσόμενου ρεύματος σε συνεχές κατάλληλης ισχύος. Η μεταφορά της ισχύος θα πραγματοποιούνταν μέσω εναέριων γραμμών μεταφοράς (ΓΜ) υψηλής τάσης συνεχούς ρεύματος προς το σημείο της Πελοποννήσου (Μονεμβασιά) απ’ όπου θα ξεκινούσαν τα δύο υποβρύχια καλώδια συνεχούς ρεύματος. Αντίστοιχα, στην πλευρά της Κρήτης από το σημείο άφιξης των υποβρυχίων καλωδίων προβλέπονταν εναέριες ΓΜ ΥΤ συνεχούς ρεύματος που θα κατέληγαν στο Σταθμό Μετατροπής Συνεχούς - Εναλλασσόμενου Κρήτης απ’ όπου θα εγχέονταν η ισχύς στο δίκτυο ΥΤ της Κρήτης.
Σχήμα 1: Σχέδιο Κρήτη 600 [5 ]
Επιπλέον, η ΔΕΗ με τη συνεργασία του τομέα θαλάσσιας γεωλογίας του Πανεπιστήμιου Πάτρας [4] είχε προχωρήσει στην εκτέλεση εκτεταμένης γεωλογικής έρευνας του βυθού, στην θαλάσσια περιοχή μεταξύ του ακρωτηρίου Μαλέας και της βορειοδυτικής ακτής της Κρήτης. Η μελέτη αυτή ανέδειξε ότι παρά τα γεωλογικά προβλήματα της ευρύτερης περιοχής είναι δυνατή η όδευση των υποβρυχίων καλωδίων σε ομαλό ανάγλυφο και σταθερό υπόβαθρο πυθμένα με κατάληξη το ακρωτήριο Σπάθα. Η όδευση αυτή προσδιορίστηκε να έχει μήκος περίπου 150 km με μέγιστο βάθος θαλάσσης 1100 m. Παράλληλα για την τεχνική αξιολόγηση του προτεινόμενου σχεδίου εκπονήθηκαν μελέτες ανάλυσης της στατικής και της δυναμικής συμπεριφοράς της προτεινόμενης διασύνδεσης [7].
Με βάση τα συμπεράσματα των μελετών αυτών η αρμόδια Διεύθυνση Μελετών – Κατασκευών Μεταφοράς της ΔΕΗ προχώρησε σε λεπτομερή τεχνική μελέτη του έργου, με ισχύ 2x150 MW και σε εκτίμηση του κόστους. Την ίδια περίοδο όμως υπήρχαν αντιτιθέμενες εισηγήσεις στο εσωτερικό της ΔΕΗ που έκριναν ότι ήταν πιο σκόπιμο να προχωρήσει η διασύνδεση ισχύος 2x300 MW. Η λύση αυτή παρουσίαζε το πλεονέκτημα ότι απαιτούσε περιορισμένη έως μηδενική χρονικά λειτουργία των τοπικών σταθμών παραγωγής και μετέθετε για το μέλλον την ανάγκη εξεύρεσης κατάλληλου οικοπέδου για την δημιουργία νέου Θερμοηλεκτρικού Σταθμού της ΔΕΗ για τον οποίο υπήρχαν τοπικές αντιδράσεις. Πλεονεκτούσε επίσης ως προς ότι μηδένιζε την προερχόμενη από τους τοπικούς θερμικούς σταθμούς περιβαλλοντική ρύπανση και συνέβαλε στην πληρέστερη μελλοντική αξιοποίηση των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας. Για τους λόγους αυτούς το Διοικητικό Συμβούλιο της ΔΕΗ αποφάσισε να προχωρήσει η λύση 2x300=600 MW και να τεθούν οι υφιστάμενοι θερμικοί σταθμοί σε ψυχρή εφεδρεία ικανοποιώντας με τον τρόπο αυτό και την επιθυμία τοπικών κοινωνιών. Σχετική με αυτή τη λύση είναι η παρέμβαση του Γιάννη Βογιατζάκη στο διεθνές συνέδριο IREP το 2013 στο Ρέθυμνο που αναδημοσιεύεται σε αυτό το τεύχος.
Η λύση αυτή ήταν πρωτοποριακή με τα τεχνολογικά δεδομένα της εποχής, όμως αμφισβητήθηκε η τεχνική αξιοπιστία της και προκάλεσε πλήθος αντιδράσεως όπως καταγράφηκαν και σε ειδική για το θέμα Διημερίδα που διοργάνωσε το ΤΕΕ στο Ηράκλειο που είχαν σαν συνέπεια νεότερη απόφαση που έλαβε το επόμενο Διοικητικό Συμβούλιο της ΔΕΗ για να προχωρήσει το έργο διασύνδεσης 2x150=300 MW. Τελικά όμως δεν προχώρησε ούτε αυτός ο διαγωνισμός και εξωτερικές επεμβάσεις οδήγησαν στην απόφαση το 1991 για τη ματαίωση του έργου.
Στα επόμενα χρόνια η τεχνολογική πρόοδος (κυρίως) που συντελέστηκε στον τομέα των διασυνδέσεων συνεχούς ρεύματος και στα καλωδιακά συστήματα έδωσε ώθηση για τη διερεύνηση της διασύνδεσης του ηπειρωτικού Συστήματος με τα νησιά του Αιγαίου και την Κρήτη. Το 2006 και 2008 μελετήθηκε εκ νέου η διασύνδεση της Κρήτης στο πλαίσιο στρατηγικής μελέτης διασύνδεσης αυτόνομων νησιωτικών συστημάτων που ανατέθηκε από τη ΡΑΕ στο ΕΜΠ [8,9]. Την ίδια περίοδο εκπονήθηκαν αντίστοιχες μελέτες από την Διεύθυνση Διαχείρισης Νησιών της ΔΕΗ [10,11]. Στις μελέτες αυτές η διασύνδεση με το ηπειρωτικό Σύστημα προτείνονταν να γίνει με διπλό σύνδεσμο συνεχούς ρεύματος από τον Υ/Σ Μεγαλόπολης έως το νέο Υ/Σ Κορακιάς στην περιοχή του Ηρακλείου, ακολουθώντας επί της Πελοποννήσου την διαδρομή που είχε επιλεγεί στην σχετική μελέτη της ΔΕΗ, αλλά με έξοδο των υποβρυχίων καλωδίων, απευθείας στην θέση Κορακιά Κρήτης. Στην περίπτωση αυτή το μήκος των υποβρυχίων καλωδίων αυξάνονταν κατά 100 km περίπου, δηλαδή θα έφτανε συνολικά τα 250 km περίπου.
Ακολούθως το 2011 εκπονήθηκε από κοινή ομάδα εργασίας ΡΑΕ-ΔΕΣΜΗΕ-ΔΕΗ η μελέτη ανάπτυξης του ηλεκτρικού συστήματος της Κρήτης και διασύνδεσης του με το ηπειρωτικό σύστημα [12]. Στην μελέτη αυτή καταρχήν επιβεβαιώθηκε η οικονομικότητα της λύσης της διασύνδεσης έναντι της αυτόνομης ανάπτυξης του Συστήματος Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΣΗΕ) της Κρήτης. Για τον σκοπό αυτό εξετάστηκαν διαφορετικά σχήματα διασύνδεσης βασισμένα στην τεχνολογία συνεχούς ρεύματος. Τα σχήματα αυτά περιελάμβαναν α) διασύνδεση με διπλό καλώδιο Μεγαλόπολης - ΘΗΣ Κορακιάς, β) την διασύνδεση με διπλό καλώδιο ΚΥΤ Αχαρνών - ΘΗΣ Κορακιάς, γ) την παράλληλη διασύνδεση με απλό καλώδιο Μεγαλόπολης - ΘΗΣ Χανίων και ΚΥΤ Αχαρνών - ΘΗΣ Κορακιάς. Τα πορίσματα αυτής της μελέτης και παράλληλων σχετικών εργασιών [13,14,15] ενσωματώθηκαν στο Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης Συστήματος Μεταφοράς (ΔΠΑ) περιόδου 2014-2023 [16]. Εκτενής αναφορά σε όλες τις μελέτες διασύνδεσης της Κρήτης ιστορικά, γίνεται επίσης στην τελική έκθεση προόδου του ΕΜΠ [17] στο πλαίσιο μελέτης ενεργειακού σχεδιασμού που του ανατέθηκε από την Περιφέρειας Κρήτης.
Καθοριστικοί παράγοντες για τον σχεδιασμό της διασύνδεσης αποτέλεσαν:
Στη συζήτηση αυτή η διασύνδεση της Κρήτης με το Ηπειρωτικό ηλεκτρικό σύστημα επανερχόταν συνεχώς στο προσκήνιο ως η καταλληλότερη επιλογή για την οριστική επίλυση των προβλημάτων επάρκειας ισχύος και ασφάλειας τροφοδότησης των ηλεκτρικών φορτίων του νησιού. Από τα μέσα της δεκαετίας του 1980 η αναγνώριση του μεγάλου δυναμικού για ανάπτυξη ανανεώσιμων πηγών ενέργειας στο νησί αποτέλεσε ένα επιπλέον λόγο που καταδείκνυε τη λύση της διασύνδεσης ως την βέλτιστη για την μεγαλύτερη και ασφαλέστερη αξιοποίηση του δυναμικού αυτού καθώς θα μπορούσε να άρει τους περιορισμούς διείσδυσης που έθετε η αυτόνομη λειτουργία του ηλεκτρικού συστήματος της Κρήτης.
Παράλληλα, ιδιαίτερα τα τελευταία χρόνια, η πιθανότητα ύπαρξης κοιτασμάτων υδρογονανθράκων στην ευρύτερη περιοχή αλλά και η διαφαινόμενη δυνατότητα (βάσει της τεχνολογικής εξέλιξης) υλοποίησης υποβρύχιων ηλεκτρικών διασυνδέσεων μεγάλου μήκους σε πολύ μεγάλα βάθη, τείνει να αναβαθμίσει περαιτέρω την γεωπολιτική σημασία της Κρήτης που μπορεί να αναδειχθεί σε ένα «ενεργειακό κόμβο» στρατηγικής σημασίας στο Νοτιοανατολικό άκρο της Ευρώπης (π.χ. προοπτική διασύνδεσης με Κύπρο).
Στο πλαίσιο αυτό, το θέμα της διασύνδεσης της Κρήτης με το Εθνικό Διασυνδεδεμένο Σύστημα μέσω υποβρυχίων καλωδίων έχει επανειλημμένα απασχολήσει τις αρμόδιες υπηρεσίες της καθετοποιημένης ΔΕΗ παλαιότερα και αργότερα όλων των εμπλεκόμενων φορέων και οργανισμών (ΔΕΣΜΗΕ-ΑΔΜΗΕ, ΔΕΔΔΗΕ, ΡΑΕ) με την εκπόνηση κατά καιρούς σχετικών τεχνικοοικονομικών μελετών.
Μια ιστορία πολλών ετών
Από τις αρχές της δεκαετίες του 1960 η ΔΕΗ άρχισε την κατασκευή διασυνδέσεων νησιών με την ηπειρωτική χώρα με στόχο την ηλεκτροδότησή τους από το Διασυνδεδεμένο Σύστημα Παραγωγής – Μεταφοράς ή το δίκτυο γειτονικών μεγαλύτερων νησιών και τη διακοπή λειτουργίας των τοπικών πετρελαϊκών σταθμών παραγωγής.
Οι πρώτες διασυνδέσεις αφορούσαν τα πλησιέστερα στην ηπειρωτική χώρα νησιά, όπως αυτά του Αργοσαρωνικού και των Σποράδων με καλώδια Μέσης Τάσεως 15 kV. Στη συνέχεια ακολούθησαν όλα τα άλλα μικρά σχετικά νησιά που βρίσκονται σε απόσταση έως περίπου 40 km από την ακτή ή μεταξύ γειτονικών νησιών, ώστε μέχρι το 2000 λειτουργούσαν περί τις 70 τέτοιες διασυνδέσεις Μέσης Τάσης (15 ή 20 kV). Για τα μεγαλύτερα νησιά για τα οποία δεν επαρκούσαν οι διασυνδέσεις σε Μέση Τάση επελέγη η διασύνδεσή τους με καλώδια υψηλής τάσης (ΥΤ). Έτσι, διασυνδέθηκε αρχικά (στα μέσα της δεκαετίας του 1960) η Κέρκυρα με καλώδια 66 kV.
Κατά τη δεκαετία του 1970 διασυνδέθηκαν τα υπόλοιπα νησιά του Ιονίου με καλώδια 150kV. Κατά τις της επόμενες δεκαετίες (1980-1990) έγινε προσπάθεια διασύνδεσης των νησιών των Κυκλάδων από το νότιο άκρο της Εύβοιας με καλώδια 150 kV και 66 kV η οποία όμως δεν ολοκληρώθηκε λόγω αντιδράσεων των τοπικών κοινωνιών στην υλοποίηση των προβλεπόμενων εναέριων γραμμών ΥΤ επί των νησιών.
Την ίδια περίοδο άρχισαν να εκπονούνται μελέτες για τη διασύνδεση της Κρήτης, με τις προτάσεις διασύνδεσης που μελετήθηκαν όμως να μην υλοποιούνται, ενώ ταυτόχρονα οι προσπάθειες για την ανάπτυξη νέων σταθμών παραγωγής στο νησί συναντούσαν κάθε φορά μεγάλες αντιδράσεις από τις τοπικές κοινωνίες που είχαν σαν αποτέλεσμα την πολυετή καθυστέρηση κατασκευής τους επιτείνοντας τα προβλήματα ενεργειακής επάρκειας του νησιού.
Η πρώτη μελέτη για την υποβρύχια διασύνδεση της Κρήτης έγινε από τη Διεύθυνση Μελετών Συστήματος (ΔΜΣ) της ΔΕΗ το 1968. Η μελέτη αυτή απέδειξε με τα τεχνολογικά δεδομένα της εποχής ότι η διασύνδεση δεν ήταν οικονομικά συμφέρουσα στον ορίζοντα τουλάχιστον της επόμενης δεκαετίας λόγω των ειδικών χαρακτηριστικών του έργου (μεγάλη απόσταση του νησιού από την ηπειρωτική χώρα, μεγάλο βάθος πόντισης των καλωδίων, μη ομαλός πυθμένας). Την περίοδο 1979-1981 τέθηκε εκ νέου το θέμα της διασύνδεσης και εκπονήθηκαν νέες μελέτες από τη ΔΜΣ/ΔΕΗ που κατέληξαν στο συμπέρασμα ότι η διασύνδεση θα ήταν οικονομικά συμφέρουσα για την μετά το 1988 περίοδο, σε σύγκριση με τη λύση της αυτοδύναμης ανάπτυξης της παραγωγής στο νησί με συμβατικές θερμικές μονάδες. Ακολούθως στα τέλη της δεκαετίας του 1980 εκπονήθηκαν νέες μελέτες που αφενός αναθεωρούσαν τα στοιχεία κόστους και αφετέρου λάμβαναν υπόψη τα δεδομένα των μελετών μορφολογίας βυθού, ενώ περιελάμβαναν επίσης την εκτεταμένη διερεύνηση πολλών εναλλακτικών λύσεων ως προς την ισχύ και το επίπεδο τάσης του συνδέσμου συνεχούς ρεύματος, την εκτίμηση των απωλειών κλπ. [1-6]. Στο πλαίσιο αυτό η μελέτη [6] εξέταζε την περίπτωση της διασύνδεσης με καλώδια ΣΡ είτε 2x150=300 MW, είτε 2x300=600 MW και κατέληγε ότι οικονομικά αποτελούν ισοδύναμες λύσεις. Σύμφωνα με το σχέδιο Κρήτη 600 [5] η προτεινόμενη διασύνδεση περιλάμβανε την πόντιση δύο υποβρυχίων καλωδίων συνεχούς ρεύματος υψηλής τάσης με συνολική ικανότητα μεταφοράς 500-600 MW. Στην Πελοπόννησο κοντά στο Ενεργειακό κέντρο της ΔΕΗ στη Μεγαλόπολη προβλέπονταν η εγκατάσταση Σταθμού Μετατροπής εναλλασσόμενου ρεύματος σε συνεχές κατάλληλης ισχύος. Η μεταφορά της ισχύος θα πραγματοποιούνταν μέσω εναέριων γραμμών μεταφοράς (ΓΜ) υψηλής τάσης συνεχούς ρεύματος προς το σημείο της Πελοποννήσου (Μονεμβασιά) απ’ όπου θα ξεκινούσαν τα δύο υποβρύχια καλώδια συνεχούς ρεύματος. Αντίστοιχα, στην πλευρά της Κρήτης από το σημείο άφιξης των υποβρυχίων καλωδίων προβλέπονταν εναέριες ΓΜ ΥΤ συνεχούς ρεύματος που θα κατέληγαν στο Σταθμό Μετατροπής Συνεχούς - Εναλλασσόμενου Κρήτης απ’ όπου θα εγχέονταν η ισχύς στο δίκτυο ΥΤ της Κρήτης.
Σχήμα 1: Σχέδιο Κρήτη 600 [5 ]
Επιπλέον, η ΔΕΗ με τη συνεργασία του τομέα θαλάσσιας γεωλογίας του Πανεπιστήμιου Πάτρας [4] είχε προχωρήσει στην εκτέλεση εκτεταμένης γεωλογικής έρευνας του βυθού, στην θαλάσσια περιοχή μεταξύ του ακρωτηρίου Μαλέας και της βορειοδυτικής ακτής της Κρήτης. Η μελέτη αυτή ανέδειξε ότι παρά τα γεωλογικά προβλήματα της ευρύτερης περιοχής είναι δυνατή η όδευση των υποβρυχίων καλωδίων σε ομαλό ανάγλυφο και σταθερό υπόβαθρο πυθμένα με κατάληξη το ακρωτήριο Σπάθα. Η όδευση αυτή προσδιορίστηκε να έχει μήκος περίπου 150 km με μέγιστο βάθος θαλάσσης 1100 m. Παράλληλα για την τεχνική αξιολόγηση του προτεινόμενου σχεδίου εκπονήθηκαν μελέτες ανάλυσης της στατικής και της δυναμικής συμπεριφοράς της προτεινόμενης διασύνδεσης [7].
Με βάση τα συμπεράσματα των μελετών αυτών η αρμόδια Διεύθυνση Μελετών – Κατασκευών Μεταφοράς της ΔΕΗ προχώρησε σε λεπτομερή τεχνική μελέτη του έργου, με ισχύ 2x150 MW και σε εκτίμηση του κόστους. Την ίδια περίοδο όμως υπήρχαν αντιτιθέμενες εισηγήσεις στο εσωτερικό της ΔΕΗ που έκριναν ότι ήταν πιο σκόπιμο να προχωρήσει η διασύνδεση ισχύος 2x300 MW. Η λύση αυτή παρουσίαζε το πλεονέκτημα ότι απαιτούσε περιορισμένη έως μηδενική χρονικά λειτουργία των τοπικών σταθμών παραγωγής και μετέθετε για το μέλλον την ανάγκη εξεύρεσης κατάλληλου οικοπέδου για την δημιουργία νέου Θερμοηλεκτρικού Σταθμού της ΔΕΗ για τον οποίο υπήρχαν τοπικές αντιδράσεις. Πλεονεκτούσε επίσης ως προς ότι μηδένιζε την προερχόμενη από τους τοπικούς θερμικούς σταθμούς περιβαλλοντική ρύπανση και συνέβαλε στην πληρέστερη μελλοντική αξιοποίηση των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας. Για τους λόγους αυτούς το Διοικητικό Συμβούλιο της ΔΕΗ αποφάσισε να προχωρήσει η λύση 2x300=600 MW και να τεθούν οι υφιστάμενοι θερμικοί σταθμοί σε ψυχρή εφεδρεία ικανοποιώντας με τον τρόπο αυτό και την επιθυμία τοπικών κοινωνιών. Σχετική με αυτή τη λύση είναι η παρέμβαση του Γιάννη Βογιατζάκη στο διεθνές συνέδριο IREP το 2013 στο Ρέθυμνο που αναδημοσιεύεται σε αυτό το τεύχος.
Η λύση αυτή ήταν πρωτοποριακή με τα τεχνολογικά δεδομένα της εποχής, όμως αμφισβητήθηκε η τεχνική αξιοπιστία της και προκάλεσε πλήθος αντιδράσεως όπως καταγράφηκαν και σε ειδική για το θέμα Διημερίδα που διοργάνωσε το ΤΕΕ στο Ηράκλειο που είχαν σαν συνέπεια νεότερη απόφαση που έλαβε το επόμενο Διοικητικό Συμβούλιο της ΔΕΗ για να προχωρήσει το έργο διασύνδεσης 2x150=300 MW. Τελικά όμως δεν προχώρησε ούτε αυτός ο διαγωνισμός και εξωτερικές επεμβάσεις οδήγησαν στην απόφαση το 1991 για τη ματαίωση του έργου.
Στα επόμενα χρόνια η τεχνολογική πρόοδος (κυρίως) που συντελέστηκε στον τομέα των διασυνδέσεων συνεχούς ρεύματος και στα καλωδιακά συστήματα έδωσε ώθηση για τη διερεύνηση της διασύνδεσης του ηπειρωτικού Συστήματος με τα νησιά του Αιγαίου και την Κρήτη. Το 2006 και 2008 μελετήθηκε εκ νέου η διασύνδεση της Κρήτης στο πλαίσιο στρατηγικής μελέτης διασύνδεσης αυτόνομων νησιωτικών συστημάτων που ανατέθηκε από τη ΡΑΕ στο ΕΜΠ [8,9]. Την ίδια περίοδο εκπονήθηκαν αντίστοιχες μελέτες από την Διεύθυνση Διαχείρισης Νησιών της ΔΕΗ [10,11]. Στις μελέτες αυτές η διασύνδεση με το ηπειρωτικό Σύστημα προτείνονταν να γίνει με διπλό σύνδεσμο συνεχούς ρεύματος από τον Υ/Σ Μεγαλόπολης έως το νέο Υ/Σ Κορακιάς στην περιοχή του Ηρακλείου, ακολουθώντας επί της Πελοποννήσου την διαδρομή που είχε επιλεγεί στην σχετική μελέτη της ΔΕΗ, αλλά με έξοδο των υποβρυχίων καλωδίων, απευθείας στην θέση Κορακιά Κρήτης. Στην περίπτωση αυτή το μήκος των υποβρυχίων καλωδίων αυξάνονταν κατά 100 km περίπου, δηλαδή θα έφτανε συνολικά τα 250 km περίπου.
Ακολούθως το 2011 εκπονήθηκε από κοινή ομάδα εργασίας ΡΑΕ-ΔΕΣΜΗΕ-ΔΕΗ η μελέτη ανάπτυξης του ηλεκτρικού συστήματος της Κρήτης και διασύνδεσης του με το ηπειρωτικό σύστημα [12]. Στην μελέτη αυτή καταρχήν επιβεβαιώθηκε η οικονομικότητα της λύσης της διασύνδεσης έναντι της αυτόνομης ανάπτυξης του Συστήματος Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΣΗΕ) της Κρήτης. Για τον σκοπό αυτό εξετάστηκαν διαφορετικά σχήματα διασύνδεσης βασισμένα στην τεχνολογία συνεχούς ρεύματος. Τα σχήματα αυτά περιελάμβαναν α) διασύνδεση με διπλό καλώδιο Μεγαλόπολης - ΘΗΣ Κορακιάς, β) την διασύνδεση με διπλό καλώδιο ΚΥΤ Αχαρνών - ΘΗΣ Κορακιάς, γ) την παράλληλη διασύνδεση με απλό καλώδιο Μεγαλόπολης - ΘΗΣ Χανίων και ΚΥΤ Αχαρνών - ΘΗΣ Κορακιάς. Τα πορίσματα αυτής της μελέτης και παράλληλων σχετικών εργασιών [13,14,15] ενσωματώθηκαν στο Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης Συστήματος Μεταφοράς (ΔΠΑ) περιόδου 2014-2023 [16]. Εκτενής αναφορά σε όλες τις μελέτες διασύνδεσης της Κρήτης ιστορικά, γίνεται επίσης στην τελική έκθεση προόδου του ΕΜΠ [17] στο πλαίσιο μελέτης ενεργειακού σχεδιασμού που του ανατέθηκε από την Περιφέρειας Κρήτης.
Καθοριστικοί παράγοντες για τον σχεδιασμό της διασύνδεσης αποτέλεσαν:
- το γεγονός ότι πρόκειται για διασύνδεση δύο ηλεκτρικών συστημάτων διαφορετικής κλίμακας
- το σημαντικό μέγεθος ισχύος, της τάξης εκατοντάδων MW, που πρόκειται να εξυπηρετηθεί από την διασύνδεση
- το σημαντικό μήκος της θαλάσσιας διαδρομής
Οι παράγοντες αυτοί οδήγησαν στο να μελετηθεί η λύση με υποβρύχια καλώδια συνεχούς ρεύματος και σταθμούς μετατροπής ΣΡ/ΕΡ εκατέρωθεν των καλωδίων σε Πελοπόννησο και Κρήτη. Οι ίδιοι παράγοντες με βάση και τα νεότερα τεχνολογικά δεδομένα καθιστούσαν την μελέτη συνδέσμου συνεχούς ρεύματος ως την πλέον ενδεδειγμένη. Ωστόσο, λαμβάνοντας υπόψη την επείγουσα ανάγκη τροφοδότησης της Κρήτης στην προοπτική παύσης λειτουργίας των πετρελαϊκών σταθμών, υιοθετήθηκε ως τελικό σχήμα το «υβριδικό» σχήμα ανάπτυξης διασύνδεσης Εναλλασσόμενου Ρεύματος από την Πελοπόννησο σε πρώτο χρόνο και Συνεχούς Ρεύματος από Αττική σε δεύτερο [18]. Το Σχήμα αυτό οριστικοποιήθηκε με τις επόμενες εκδόσεις ΔΠΑ από τον ΑΔΜΗΕ [19,20] που προέβλεπε σχέδιο διασύνδεσης της Κρήτης με υλοποίηση σε δύο φάσεις ως εξής (Σχήμα 2):
Σχήμα 2: Διασύνδεση Κρήτης σε 2 φάσεις
Φάση Ι: Διασύνδεση εναλλασσόμενου ρεύματος 150 kV, ονομαστικής ικανότητας 2×200 MVA Κρήτη – Πελοπόννησος. Επί της Πελοποννήσου η όδευση της διασύνδεσης ξεκινά από τον Υ/Σ Μολάων προς το νοτιοανατολικό άκρο της Πελοποννήσου όπου επιλέχθηκε και το σημείο προσαιγιάλωσης. Το υποβρύχιο τμήμα του καλωδίου έχει έξοδο στην δυτική πλευρά της Κρήτης και συνδέεται με υπόγειο καλώδιο με τον Υ/Σ Χανίων.
Φάση ΙΙ: Διασύνδεση υψηλής τάσης συνεχούς ρεύματος (High Voltage Direct Current - HVDC) ονομαστικής ικανότητας 2x500 MW Κρήτη – Αττική που συνδέει ισχυρό σημείο του Διασυνδεδεμένου Συστήματος (ΚΥΤ Κουμουνδούρου) με κεντροβαρικό σημείο ως προς το φορτίο της Νήσου Κρήτης το οποίο επιπλέον γειτνιάζει με ισχυρό τοπικό δίκτυο στην ευρύτερη περιοχή των Λινοπεραμάτων (θέση Δαμάστα).
Αναγκαιότητα της Διασύνδεσης της Κρήτης
Το σύστημα της Κρήτης αποτελούσε μέχρι πρόσφατα το μεγαλύτερο αυτόνομο ηλεκτρικό Σύστημα στην Ελληνική επικράτεια, με αιχμή περί τα 700 MW και συνολική κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας περί τις 3,5 TWh που αντιστοιχεί σε ποσοστό 7% περίπου της ετήσιας κατανάλωσης σε εθνικό επίπεδο. Από την δεκαετία του 1980 το μέγεθος του ηλεκτρικού συστήματος της Κρήτης τόσο σε κατανάλωση όσο και σε εγκαταστάσεις έχει αναπτυχθεί ραγδαία. Το γεγονός αυτό αποτυπώνεται στο Σχήμα 3 όπου φαίνεται η εξέλιξη της ετήσιας ζήτησης και της αιχμής φορτίου κατά τη διάρκεια των τελευταίων 50 ετών. Ιδιαίτερα από τις αρχές της δεκαετίας του 1990 παρουσιάζει μεγάλο ετήσιο ρυθμό αύξησης του φορτίου της τάξης του 4-5% (με εξαίρεση την περίοδο οικονομικής ύφεσης στις αρχές της δεκαετίας του 2010 και την περίοδο της πανδημίας), ενώ τα τελευταία έτη πριν τη διασύνδεση το φορτίο κατά τους θερινούς μήνες καλύπτονταν οριακά από τους τοπικούς Σταθμούς Παραγωγής.
Έως τα μέσα του 2021 που λειτουργούσε ως αυτόνομο σύστημα, βασίζονταν σε μικρές σχετικά μονάδες παραγωγής καθαρής εγκατεστημένης ισχύος περί τα 770 MW με πρωτογενή πηγή ενέργειας το μαζούτ ή το ελαφρύ Diesel. Η χρήση πετρελαιοειδών ως καύσιμο σε συνδυασμό με τις σχετικά χαμηλές αποδόσεις αρκετών μονάδων του συστήματος της Κρήτης, είχε σαν αποτέλεσμα το αυξημένο κόστος παραγωγής σε σύγκριση με το διασυνδεδεμένο σύστημα, με συνέπεια να απαιτούνται περισσότερα από 300 εκατ. ευρώ σε ετήσια βάση από τον λογαριασμό των Υπηρεσιών Κοινής Ωφέλειας για την διατήρηση ενιαίας τιμολόγησης της ηλεκτρικής ενέργειας.
Σχήμα 3: Εξέλιξη της αιχμής και ζήτησης ενέργειας στο ηλεκτρικό σύστημα Κρήτης [21]
Στο σύστημα της Κρήτης έχει εγκατασταθεί ένα σημαντικό πλήθος σταθμών Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας, κυρίως Αιολικά Πάρκα και Φωτοβολταϊκοί Σταθμοί, συνολικής ισχύος 260 MW που συνεισφέρουν περί το 25% της ετήσιας κατανάλωσης ηλ. Ενέργειας (Σχήμα 4). Ωστόσο, η ηλεκτρική απομόνωση του νησιού έθετε περιορισμούς στην περαιτέρω ανάπτυξη μονάδων ανανεώσιμων πηγών ενέργειας, παρά το αυξανόμενο ενδιαφέρον για την αξιοποίηση του υψηλού τοπικού δυναμικού σε ανανεώσιμες πηγές, λόγω των ορίων διείσδυσης των μη ελεγχόμενων μονάδων ΑΠΕ σε αυτόνομα συστήματα για λόγους δυναμικής ασφάλειας, αλλά και ορίων που σχετίζονται με το περιορισμένο μέγεθος του φορτίου του συστήματος της Κρήτης.
Επιπλέον, το σύστημα της Κρήτης αντιμετώπιζε θέματα επάρκειας ισχύος δεδομένης της αδυναμίας εξεύρεσης χώρων και εξασφάλισης αδειοδοτήσεων για την ενίσχυση τοπικών σταθμών ή την κατασκευή νέων, ενώ η εφαρμογή των Οδηγιών 2010/75/ΕΕ (IED) περί βιομηχανικών εκπομπών και 2015/2193/ΕΕ (MCPD) για τον περιορισμό των εκπομπών ορισμένων ρύπων στην ατμόσφαιρα από μεσαίου μεγέθους μονάδες καύσης επιβάλλει τον ραγδαίο περιορισμό στη λειτουργία τοπικών συμβατικών μονάδων παραγωγής επιτείνοντας περαιτέρω το θέμα της ενεργειακής επάρκειας για την Κρήτη.
Σχήμα 4: Ενεργειακό ισοζύγιο έτους 2020
Τέλος, το Σύστημα της Κρήτης χαρακτηρίζονταν κατά την περίοδο αυτόνομης λειτουργίας του από χαμηλό επίπεδο αξιοπιστίας τροφοδότησης, ιδιαίτερα σε περιπτώσεις βλαβών στο σύστημα παραγωγής (βλ. Σχήμα 5).
Σχήμα 5: Μη εξυπηρετούμενη ενέργεια ΣΗΕ Κρήτης και αιτίες
Τα προαναφερθέντα χαρακτηριστικά κατέστησαν τη διασύνδεση της Κρήτης με το ΕΣΜΗΕ ένα αναγκαίο έργο. Οι βασικοί λόγοι που οδήγησαν στην απόφαση υλοποίησης της διασύνδεσης της Κρήτης με το ηπειρωτικό Σύστημα μπορούν να συνοψισθούν στα ακόλουθα:
- η εξοικονόμηση στο κόστος της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας διαμέσου της υποκατάστασης της τοπικά παραγόμενης ηλεκτρικής ενέργειας (η οποία βασίζεται στο πετρέλαιο) από την ηλεκτρική ενέργεια του διασυνδεδεμένου συστήματος,
- η επίλυση των θεμάτων επάρκειας ισχύος του ηλεκτρικού συστήματος Κρήτης που έχουν επείγον χαρακτήρα λόγω της εφαρμογής των Οδηγιών 2010/75/ΕΕ (IED) περί βιομηχανικών εκπομπών και 2015/2193/ΕΕ (MCPD) για τον περιορισμό των εκπομπών ορισμένων ρύπων στην ατμόσφαιρα από μεσαίου μεγέθους μονάδες καύση και η κάλυψη των διαρκώς αυξανομένων αναγκών του με παράλληλη μείωση της εξάρτησης από ρυπογόνες πηγές
- η αύξηση της δυνατότητας ενσωμάτωσης μονάδων ΑΠΕ στο σύστημα της Κρήτης με εκμετάλλευση του υψηλού δυναμικού ανανεώσιμων πηγών ενέργειας
- η μείωσης της εξάρτησης από εισαγόμενα ορυκτά καύσιμα
- η ενίσχυση της αξιοπιστίας τροφοδότησης των φορτίων της Κρήτης καθώς σε συνθήκες διασυνδεδεμένης λειτουργίας (έναντι της αυτόνομης) η συχνότητα θα διατηρείται πρακτικά αμετάβλητη και θα αποφεύγονται αποκοπές φορτίων σε συμβάντα που προκαλούν αιφνίδια απώλεια παραγωγής
Παρόν και Μέλλον της Διασύνδεσης
Η ιστορία της διασύνδεσης της Κρήτης δεν έχει ακόμα ολοκληρωθεί. Ένα μεγάλο βήμα όμως έχει γίνει με τη διασύνδεση ΕΡ σε λειτουργία εδώ και τρία χρόνια. Η επικείμενη ολοκλήρωση της «μεγάλης» διασύνδεσης ΣΡ θα προσδώσει στο συνολικό έργο ένα υβριδικό χαρακτήρα με την έννοια της παράλληλης λειτουργίας διασυνδέσεων Εναλλασσόμενου και Συνεχούς Ρεύματος για την τροφοδότηση ενός μεσαίας κλίμακας ηλεκτρικού συστήματος.
Στις συνθήκες αυτές ένα βασικό συμπέρασμα των μελετών σχεδιασμού των διασυνδέσεων που έχουν εκπονηθεί είναι ότι για πλήρη διαθεσιμότητα των δύο διπλών διασυνδέσεων είναι εφικτή η λειτουργία χωρίς τοπική θερμική ηλεκτροπαραγωγή για φορτίο έως τη συνολική μεταφορική ικανότητα του συνδυασμού των διασυνδέσεων ΕΡ και ΣΡ. Επισημαίνεται ωστόσο ότι για λόγους ασφάλειας εφοδιασμού σε συνθήκες μείζονος βλάβης στη διασύνδεση ΣΡ, είναι απαραίτητη η διατήρηση δυναμικού συμβατικής ηλεκτροπαραγωγής σε καθεστώς ψυχρής εφεδρείας που θα εντάσσεται σε ειδικό μηχανισμό εφεδρείας δυναμικού εκτάκτων αναγκών που αναμένεται να δημιουργηθεί.
Σημειώνεται ότι το έργο της διασύνδεσης της Κρήτης με την περιοχή της Αττικής υλοποιείται από την εταιρεία ειδικού σκοπού «ΑΡΙΑΔΝΗ INTERCONNECTION» που αποτελεί θυγατρική εταιρεία του ΑΔΜΗΕ Α.Ε. και βρίσκεται πλέον στην τελική φάση για την ολοκλήρωσή του και αναμένεται να τεθεί σε λειτουργία εντός του 2025.
Τέλος, στο επίκεντρο των συζητήσεων εξακολουθεί να βρίσκεται το έργο της διασύνδεσης Ελλάδας – Κύπρου – Ισραήλ. Το εν λόγω έργο εμπλέκει βεβαίως το σύστημα Κρήτης και αποτελεί ακόμα ένα σημαντικό κεφάλαιο στην ιστορία της διασύνδεσης του νησιού.
Τα τεχνικά χαρακτηριστικά και η αξιολόγηση της μέχρι τώρα λειτουργίας διασύνδεσης της Κρήτης ακολουθεί σε επόμενο άρθρο αυτού του τεύχους.
Αναφορές
- ΔΜΣ/ΔΕΗ, «Προμελέτη Διασύνδεσης νήσου Κρήτης με Εθνικό Διασυνδεδεμένο Σύστημα, Καθορισμός και εκτίμηση κόστους του αναγκαίου εξοπλισμού – Προσδιορισμός Απωλειών», Αθήνα, Ιούνιος 1988.
- ΔΠΡΓ/ΔΕΗ, «Μελέτη Διασύνδεσης Ν. Κρήτης με το ηπειρωτικό Σύστημα», Σεπτέμβριος 1988.
- Ι. Βογιατζάκης, «Τεχνολογία υποβρύχιων καλωδίων Σ.Ρ. για μεγάλα βάθη», Διημερίδα ΤΕΕ για την ενεργειακή ανάπτυξη της Κρήτης, Αθήνα, Μάρτιος 1989.
- Γ. Φερεντίνος, «Γεωλογικά προβλήματα και έρευνες στη θαλάσσια περιοχή Πελοποννήσου-Κρήτης», Διημερίδα ΤΕΕ για την ενεργειακή ανάπτυξη της Κρήτης, Αθήνα, Μάρτιος 1989.
- ΔΕΗ, Α. Κραβαρίτης, «Κρήτη 600, Υποβρύχια Διασύνδεση Κρήτης με το Εθνικό Διασυνδεδεμένο Σύστημα», Ηράκλειο, Ιούνιος 1988.
- ΔΜΚΕΜ/ΔΕΗ, Ι. Βογιατζάκης, «Διασύνδεση Ν. Κρήτης με την ηπειρωτική χώρα και τεχνολογία υποβρύχιων καλωδίων για μεγάλα βάθη», Σύνοδος Ελληνικής CIGRE 1989.
- SwedPower, «Peloponnesos – Crete HVDC link», System Study, 1989.
- ΕΠΙΣΕΥ/ΕΜΠ, «Στρατηγική Μελέτη Διασύνδεσης Αυτόνομων Νησιωτικών Συστημάτων Ηλεκτρικής Ενέργειας», Τελική έκθεση, Αθήνα, Δεκέμβριος 2006.
- ΕΠΙΣΕΥ/ΕΜΠ, «Επικαιροποίηση της Στρατηγικής Μελέτης Διασυνδέσεων των Νησιών με το Σύστημα», Αθήνα, Νοέμβριος 2008.
- ΔΝ/ΔΕΗ, «Διασύνδεση αυτόνομου νησιωτικού συστήματος Κρήτης με το ηπειρωτικό Σύστημα: A΄ φάση – Μελέτη Σκοπιμότητας», Αθήνα, Ιούνιος 2008.
- ΔΔΝ/ΔΕΗ, «Διασύνδεση αυτόνομου νησιωτικού συστήματος Κρήτης με το ηπειρωτικό Σύστημα: Β΄ φάση – Τεχνική Προμελέτη και Ανάλυση Στατικής και Δυναμικής Ασφάλειας», Αθήνα, Δεκέμβριος 2008.
- Ομάδα Εργασίας ΡΑΕ-ΔΕΣΜΗΕ-ΔΕΗ, «Μελέτη Ανάπτυξης του Ηλεκτρικού Συστήματος της Κρήτης - Διασύνδεση με το Ηπειρωτικό Σύστημα», Αθήνα, Απρίλιος 2011.
- “Operation of the Electrical System of Crete in Interconnection with the Mainland Grid: A Stability Study“, M. Karystianos, J. Kabouris, A. Koronides, S. Sofroniou, IX -IREP Symposium - Bulk Power System Dynamics and Control - August 25-30, 2013, Rethymnon, Greece.
- "Ανάλυση της Mεταβατικής Συμπεριφοράς του Συστήματος Κρήτης σε Διασυνδεδεμένη Λειτουργία με το ΕΔΣΜ μέσω Συνδέσμου Σ.Ρ.", Μ. Καρυστιανός, Α. Κορωνίδης, Ι. Καμπούρης, Σύνοδος Ελληνικής Επιτροπής CIGRE, Αθήνα 2013, 12-13 Δεκεμβρίου 2013.
- “Interconnection of the Electrical System of Crete with the Greek Mainland Grid: Technical Feasibility Study”, M. Karystianos, A. Koronides, V. Nomikos, J. Kabouris, International Conference on Large High Voltage Electric Systems – Session 2014, Paris, France, August 2014.
- ΑΔΜΗΕ, «Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης Συστήματος Μεταφοράς 2014-2023», Αθήνα, Νοέμβριος 2013.
- ΕΜΠ, «Ενεργειακός Σχεδιασμός Περιφέρειας Κρήτης», Τελική Έκθεση Προόδου, Αθήνα, 2016.
- ΑΔΜΗΕ, «Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης Συστήματος Μεταφοράς 2017-2026»,Αθήνα, 2016.
- “A Dynamic Stability and Security Assessment Study for the Interconnection of Crete with the Hellenic Mainland System via an 150kV/AC Network”, J. Kabouris, V. Nomikos, Med-Power 2016 Conference”, Belgrade, 06-09 November 2016.
- ΑΔΜΗΕ, «Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης Συστήματος Μεταφοράς 2018-2027», Αθήνα, Φεβρουάριος 2017.
- ΔΔΝ/ΔΕΔΔΗΕ, «Ετήσιο Δελτίο Εκμετάλλευσης Συστήματος Κρήτης έτους 2020», Ηράκλειο Κρήτης, Αύγουστος 2021.
Το παρόν άρθρο αποτελεί αναδημοσίευση από το τεύχος 5ο τεύχος του ηλεκτρονικού περιοδικού ΠΥΛΩΝΕΣ, το οποίο εκδίδει η Ε.Ε. Cigre και είναι διαθέσιμο στην ιστοσελίδα της Επιτροπής στη διεύθυνση https://cigre.gr/
Δεν υπάρχουν σχόλια :
Δημοσίευση σχολίου