Analyse av effekttoppreduksjon ved bruk av batteri i mikronett på Brattørkaia

Abstract

Oppgaven tar for seg et mikronett på Brattørkaia i Trondheim med de fire kraftkundene Brattørkaia 15, 16 og 17a, en elbusslader, i tillegg til effektbehovet i en parkeringskjeller under Brattørkaia 16 og 17a. Brattørkaia 17a heter Powerhouse Brattørkaia, og er verdens nordligste plusshus. I oppgaven vil det være fokus på hvordan et batteri kun brukes til effekttoppreduksjon, og ulike bruksmetoder og størrelser av batteriet. Gjennom hele oppgaven gjøres det separate beregninger ved det tekniske og økonomiske aspektet, og miljøaspektet til prosjektet vurderes kort. Lønnsomhet er gjennomgående en viktig faktor i oppgaven.

Oppgaven begrenses til fire batteristørrelser, fire bruksmetoder av batteriene, og tre “ladetilfeller” for effektforbruket til elbilladerne. Per dags dato er det ikke gitt dispensasjon til utbyggingen av mikronettet, men i oppgaven vurderes det økonomiske utfallet dersom dispensasjon blir gitt. Det er da antatt fri flyt av strøm innad i mikronettet; kostnadsfordelingen innad i mikronettet er ikke vurdert.

Resultatet fremstiller de tekniske og økonomiske analysene separat for alle undersøkelsene. Disse gå ut på kostnadsbesparelse ved mikronettsammenslåing, hvordan et batteri kan brukes til effekttoppreduksjon, og hvordan ulike batteristørrelser kan brukes i mikronettet. Lønnsomheten vurderes gjennomgående ut fra prosjektets nåverdi, og det finnes løsninger for at lønnsomheten skal øke.

Resultatene viser at utbygging av mikronettet vil gi en årlig kostnadsbesparelse for de fire kundene i mikronettet. Den beste bruksmetoden for batteriet er at det ved overskudd av energi først lades opp på solkraft, og deretter selger opptil 100 kW til nettet. Etter effekttoppreduksjonen er ferdig for dagen, lades batteriet helt ut før det igjen lades opp på natten med billigere kraft. Resultatene viste også at en batteriinvestering ikke er lønnsom med gitt dagens innkjøpspris, men med pristrender fra dagens batterimarked skal det være mulig å finne billigere batterier på markedet både i dag og framtiden som kan gi prosjektet positiv nåverdi.

I diskusjonen blir fordeler og ulemper ved batteriinvesteringen, bruksmetodene og batteristørrelsene diskutert. I tillegg diskuteres mulig framtidig ladebehov for elektriske kjøretøy, og hvordan framtidig effektbehov i mikronettet kan bli i forhold til dagens simulerte effektbehov.

Det konkluderes med at en batteriinvestering ikke er lønnsom med dagens oppgitte pris på 6 600 kr/kWh. Prisen per kWh må reduseres til å bli maksimalt 5 158 kr/kWh for at investeringen skal bli lønnsom med et 274 kWh batteri. Fra pristrendene presentert i teorien skal det finnes billige nok batteri til at prosjektet blir lønnsomt. Det er derimot ingen garanti for at batteriet har de samme spesifikasjonene og kvalitet som med dagens leverandør. Disse faktorene påvirker også lønnsomheten. Dersom det er ønskelig å undersøke hvordan store batteribanker bør og kan håndteres i fremtiden, kan det i dag investeres i et større batteri enn 274 kWh. TrønderEnergi må evaluere det økonomiske tapet med en større investering i dag opp mot fremtidig markedsverdi.

The thesis deals with a microgrid at Brattørkaia in Trondheim with the four power customers Brattørkaia 15, 16 and 17a, an electric bus charger, and the power requirement in a parking basement under Brattørkaia 16 and 17a. The task will focus on how a battery is used for peak shaving, and various usage methods and sizes of a lithium-ion battery. Throughout the task, separate calculations are made on the technical and economic aspects, and the environmental aspect of the project is briefly assessed. Profitability is generally an important factor in the task.

The task is limited to four battery sizes, four usage methods of the batteries, and three “charging cases” for the power consumption of the electric vehicle chargers. As of today, no exemption has been granted to construct the microgrid, but in this assignment the financial outcome is considered if an exemption is granted. It is then assumed free power flow within the microgrid; the cost distribution within the microgrid has not been assessed.

The result presents the technical and economic analyzes separately for all surveys. These involve cost savings in microgrid merging, how a battery can be used for peak shaving, and how different battery sizes can be used in the microgrid. Profitability is generally assessed on the basis of the project’s present value, and the results also presents solutions to increase profitability.

The results show that the construction of the microgrid will result in an annual saving for the four customers in the microgrid. The best method of use for the battery in the case of excess energy is to first charge with solar power, and then sell up to 100 kW to the regional grid. After peak shaving is finished for the day, the battery is fully discharged before it is recharged at night with cheaper power. The results also show that a battery investment is not profitable given the current purchase price. With price trends from today’s battery market it should be possible to find cheaper batteries on the market both today and in the future, which can give the project a positive present value.

In the discussion the advantages and disadvantages of the battery investment, methods of use and battery sizes is accounted for. In addition, possible future charging requirements for electric vehicles are discussed.

It is concluded that a battery investment is not profitable with today’s stated price of 6,600 NOK/kWh. The price per kWh must be reduced to a maximum of 5,158 NOK/kWh for the investment to be profitable with a battery of 274 kWh capacity. From the price trends presented in theory, batteries should be cheap enough to make the project profitable. However, there is no guarantee that the battery has the same specifications and quality as with today’s supplier. These factors also affect profitability. If it is desired to investigate the handeling of large battery banks in the future, it can be invested in a larger battery than 274 kWh today. TrønderEnergi must evaluate the financial loss of a larger battery bank today with the market value of the achieved knowledge.