| dc.description.abstract | Denne masteroppgaven utvikler en modell i VEDA-TIMES for å analysere overgangen fra dagens kullbaserte energisystem i Longyearbyen til et fornybart system fram mot 2050. Den lokale kullgruva som forsyner kraftverket stenges i løpet av ti år, så det haster å undersøke alternative energikilder. I denne oppgaven antas det at det eksisterende kullkraftverket stenges samtidig som kullgruva. Tekniske og økonomiske parametere som beskriver det eksisterende systemet samt potensielle investeringsbeslutninger har blitt evaluert og implementert i modellen.
Ulike politiske beslutninger er representert av fem ulike scenarier. Basisscenarioet (B) velger fritt blant teknologiene i modellen. I basisscenarioet uten CO2 (BNC) er utslippene begrenset til null i alle perioder fra og med 2030. Import av diesel og hydrogen er ikke tillatt i noen perioder i det isolerte scenarioet (ISO). Ikke-vind scenarioet (NWI) og ikke-vind uten CO2 scenarioet (NWC) tillates ikke investeringer i vindkraft, og i NWC er heller ikke CO2 utlipp tillatt fra 2030.
B, BNC og ISO har lignende løsninger med store investeringer i rundt 28 MW vindkraft og 13 MWh (8 MWh i B) batterilagring i 2030. Solkraft bidrar til strømproduksjon mot slutten av modelleringshorisonten, men mer enn 97% av strømmen er produsert i vindturbinene. Varme blir hovedsakelig produsert i en sentralisert varmepumpe med elektrisitet fra vindturbinene i tillegg til elektriske panelovner fordelt i byggene.
Når vindmøller ikke er tillatt (NWI), gir et sol-diesel-system med 70 MWp installert i en solpark i 2050 de laveste kostnadene. Hele energibehovet gjennom sommeren og våren kan da dekkes med solenergi. De totale diskonterte kostnadene øker med 24% og CO2 utslippene knyttet til denne løsningen er betydelig større enn løsningene som tillater vind. NWC er det eneste scenariet som inkluderer hydrogen. Her importeres over 100 GWh hydrogen årlig for å dekke energibehovet, og det investeres ikke i noe fornybar kraftproduksjon i Longyearbyen. Dette understreker at kostnadene og de tekniske parameterne knyttet til hydrogensystemer må forbedres for å være konkurransedyktig i energisystemet. Biler og snøscootere blir elektrifisert i alle scenariene.
Den største utfordringen i denne oppgaven har vært å representere produksjonsprofilene fra sol- og vindkraft samt forbruksprofilene for varme på en god måte. Og samtidig representere variasjonen i tre ulike datasett med 8760 punkter i de 192 definerte tidsenhetene på en konsistent måte viste seg å være utfordrende. Å finne konsistente kilder med tekniske og økonomiske parametere for de ulike teknologiene i modellen var også utfordrende, og alle resultater i denne rapporten er avhengige av antakelsene som er gjort. Modellen i denne oppgaven er en videreutvikling av TIMES-Longyearbyen utviklet av Ringkjøb, Haugan og Nybø. Modellen er utvidet til å inkludere transportsektoren og modelleringen av fjernvarmenettet er forbedret. Det er også gjort andre antakelser knyttet til produksjon- og forbruksprofiler og flere investeringsbeslutninger er lagt til. | |
| dc.description.abstract | In this thesis, a model is developed in VEDA-TIMES to analyze the transition of the coal-based energy system in Longyearbyen to a renewable one towards 2050. As the local coal mine supplying the power plant is due to shut down within ten years, it is urgent to investigate an alternative energy supply. In this thesis, it is assumed that the existing power plant is shut down along with the coal mine. Technical and economical parameters for the existing system and potential investment decisions are obtained, evaluated and implemented in the model.
Five different scenarios representing political decisions are created and investigated. The base scenario (B) chooses freely among the technologies in the model without any restrictions. In the base scenario with no CO2 (BNC), CO2 emissions are restricted to zero in all periods from 2030. Import of diesel and hydrogen is restricted to zero throughout the modeling horizon in the isolated scenario (ISO). In the no wind scenario (NWI) and the no wind scenario with no CO2 (NWC), investments in wind turbines are not allowed and CO2 emissions are restricted to zero in all periods from 2030 in NWC.
B, BNC and ISO have similar solutions with a large investment of about 28 MW wind power and a 13 MWh (8 MWh in B) battery in 2030. Solar power contributes to electricity production towards the end of the modelling horizon, but more than 97% of the electricity is produced from wind. Heat is mainly produced by a centralized heat pump, utilizing electricity from the wind turbines and by electric radiators distributed in the buildings.
When wind turbines are restricted (NWI), the lowest costs are obtained by a solar-diesel system where spring and summer are 100% powered by renewable solar energy in 2050, with about 70 MWp installed solar photovoltaic. However, the total discounted costs is increased with 24% and the CO2 emissions related to this solution is significantly larger than when allowing wind. NWC is the only scenario including hydrogen, importing more than 100 GWh of hydrogen annually to cover the demand. No investments are made in renewable energy sources, emphasizing that the current costs and performance of a hydrogen storage system make curtailment of renewable energy more beneficial than seasonal energy storage. Cars and snowmobiles powered by diesel are replaced with electric vehicles in all scenarios.
The main challenge in this thesis has been to properly model the renewable energy sources and thermal load in the chosen time-slices. To represent three different data-sets containing 8760 data points, considering consistency of the chosen data sample and representing seasonal and daily variations proved to be difficult. Consistency of data sources regarding the economical and technical performance of all technologies in the model is also a challenge, and all results in this report are dependent and sensitive to the assumptions and cost projections utilized in the model. The developed model is based upon Ringkjøb, Haugan, and Nybø's TIMES-Longyearbyen, and further improved. For instance, is the district heating system modeled with increased detail and the transport sector included, along with different production and demand profiles and additional investment decisions. | |
