Vis enkel innførsel

dc.contributor.advisorToftevaag, Trond Leiv
dc.contributor.advisorØrjasæter, Hans
dc.contributor.authorHjelle, Vebjørn
dc.date.accessioned2019-10-31T15:17:58Z
dc.date.available2019-10-31T15:17:58Z
dc.date.issued2019
dc.identifier.urihttp://hdl.handle.net/11250/2625866
dc.description.abstractEit 22 kV distribusjonsnett som forsyner eit hyttefelt beståande av 350 hytter har i dette prosjektet blitt analysert. Ei planlagt utviding på rundt 180 hytter er foreståande, og feltet er regulert for totalt omkring 1000 hytter. Den noverande forsyninga til området er ikkje dimensjonert for ei slik belasting, noko som kan føre til overbelasting dersom forbruket aukar. Føremålet med dette prosjektet er difor å analysere om installasjon av energilagring i hyttefeltet er eit godt alternativ til å gjennomføre tradisjonell forsterking av forsyninga. Tekniske aspekt ved ulike oppgraderingsalternativ er undersøkt ved å modellere nettområdet i eit analyseverktøy, og å nytte denne modellen til å gjere simuleringar for ulike lastscenario. Ein lastprofil er estimert basert på det karakteristiske forbruksmønsteret til kundegruppa, noko som har resultert i ein høglastperiode på over åtte timar. Energilagring er implementert i modellen med mål om å redusere makslasta som må importerast via forsyninga. Verknaden av å installere energilageret er vidare samanlikna med tradisjonell nettforsterking gjennom simuleringar. Vidare har undersøkingar blitt gjort for å finne totalkostnaden for ein batteriinstallasjon, og denne er nytta i ei økonomisk analyse der levetidskostnadane for dei ulike forsyningsalternativa er vurdert. Simuleringane viser at det er mogleg å nytte energilagring for å redusere toppbelasting i forsyninga, men at ein høg energilagringskapasitet er naudsynt grunna den lange høglastperioden. Når forbruket tilseier ei maksimal belasting på 97% for forsyninga var eit batteri med parametrar 1.2 MW/10 MWh i stand til å redusere belastinga til 80% gjennom heile simuleringsperioden. Både lågare belasting og tap er likevel observert dersom forsyninga i staden er forsterka ved å bytte den noverande med nye kablar, eller ved å bygge ein ekstra forsyningsveg, noko som tyder på at desse alternativa er meir robuste enn å installere batteri. Den økonomiske analysa viser at installasjona av batteri ikkje er lønnsomt i forhold til å oppgradere kabelforsyninga i dette spesifikke tilfellet. På grunn av den store kapasiteten some er naudsynt i batteriet vert investeringskostnaden særs høg. For det kritiske lastscenariet er det over åtte gongar dyrare å nytte batteri enn å oppgradere forsyningsvegen på 2 km. Med dei noverande batterikostnadane viser analysa at alternativet med batteri er lønnsomt dersom 37 km eller meir kabel må byttast, medan avstanden er 17 km dersom eit anslag på ein framtidig batterikostnad er nytta.
dc.description.abstractA 22 kV distribution system consisting presently of 350 cottages has in this thesis been analyzed. A forthcoming expansion including about 180 cottages is planned, while the area is regulated for a total of 1000. As the existing connection to the external grid is not dimensioned for such demand, the load may cause congestion in the supply. The purpose of this thesis is therefore to analyze the viability of using energy storage in the cottage area instead of conducting traditional grid reinforcement. Technical aspects of several reinforcement alternatives are investigated by modeling the given power system in an analysis tool, using this model to run simulations in different load scenarios. A load profile is estimated based on the distinctive characteristics of the consumer group, resulting in a long high-demand period of over eight hours. Energy storage is implemented into this model with the peak shaving application in mind, and through the simulations the impact of installing energy storage is compared to traditional reinforcement alternatives. Further, the costs of battery energy storage systems are surveyed and utilized in an economic analysis, where lifetime costs for different supply alternatives were compared. The simulations show that energy storage is able to provide the necessary power during peak demand to mitigate congestion in the grid, but that a large energy capacity is required due to the prolonged high-demand period. When the load demand incurs a maximal loading of 97% in the existing supply, a battery of 1.2 MW/10 MWh is able to reduce the loading to 80% during the entire simulation period. Lower loading, and losses, are however obtained when the supply lines are replaced or a new cable connection is constructed, implying that these alternatives might be technically more robust than a battery alternative. During the economic analysis it is found that a battery installation is not an economically viable alternative for the given system, due to the energy capacity resulting in an expensive capital investment. For the critical load scenario, it is found that the battery is over eight times more expensive than replacing the cable connection of 2 km. With current battery costs a battery investment is shown to be economically beneficial when the length of cable needing replacement exceeds 37 km, while it is found to be 17 km when using an estimated future cost of batteries.
dc.languageeng
dc.publisherNTNU
dc.titleEnergy Storage for Reinforcement of a High Voltage Distribution Grid
dc.typeMaster thesis


Tilhørende fil(er)

Thumbnail

Denne innførselen finnes i følgende samling(er)

Vis enkel innførsel