Solcelleanlegg og energilagring på Sveberg Teknosenter

Abstract

Hensikten med bacheloroppgaven var å levere et tilbud for en potensiell utbygging av det eksisterende solcelleanlegget på Sveberg Teknosenter. Per dags dato er det tre separate anlegg med et samlet produksjonspotensial på 20.5 kWp som ble installert i 2015, 2018 og 2020. Det skal konkluderes med en anbefaling som vurderer lønnsomheten av utvidelsen opp mot byggets forbruk, samt en løsning for overskuddsproduksjon.

Programmet PV*SOL er benyttet for simuleringer. Eksakte mål ble tegnet fra planskisse av bygget. Geografisk lokasjon og innstrålingsdata ble valgt til Trondheim lufthavn for å oppnå simulerte resultater så realistiske som mulig. Forbruksdata i bygget ble hentet fra byggeiers Elhub og implementert i PV*SOL. Sanntidsdata for energiproduksjon fra dagens anlegg ble hentet fra Solarweb, som er en tjeneste levert av Fronius. I samarbeid med GETEK ble det valgt ut komponenter for utvidelsen.

Etter diskusjon i gruppen og med veileder ble det bestemt å konstruere fem scenarioer. Første scenario omhandler en utvidelse med én batteripakke for å undersøke lønnsomheten. Andre og tredje omfatter en utvidelse på 42.55 kWp med 115 nye solcellemoduler. To muligheter for overskuddslagring ble benyttet, hvor førstnevnte scenario tar høyde for en batteripakke på 48 kWh og sistnevnte tar bakgrunn i tre nye ladestasjoner. I det fjerde scenarioet ble det simulert en større utbygging på 77.09 kWp, tilsvarende 209 nye moduler, en batteripakke på 76.8 kWh og tre nye ladestasjoner for elektriske kjøretøy. Bakgrunnen for det fjerde scenarioet var å undersøke en tilnærmet maksimal energiproduksjon for bygget, samt en nysgjerrighet for implikasjoner med større anlegg. Grunnet store mengder tap tilhørende andre, tredje og fjerde utvidelse, ble et femte scenario opprettet. Her ble anlegget utvidet med 16.28 kWp i form av 44 øst/vestvendte solcellemoduler.

I forbindelse med økonomisk analyse er det utført to metoder. Første er en kontantstrømanalyse som baserer seg på komponentpriser fra forskjellige leverandører for å erverve en forståelse for kostnader tilknyttet et solcelleanlegg. Andre metoden er en Levelized Cost of Energy-analyse og ble benyttet for å beregne lønnsomheten for hvert enkelt scenario. Analysen er beregnet med bakgrunn i simulert produksjonsdata fra PV*SOL og et prisestimat fra GETEK, oppgitt i kroner per utbygd kilowattpeak. Prisen er proporsjonal med størrelsen på anlegget, henholdsvis 10 000 kr/kWp for scenario 2, 3 og 5, og 9 250 kr/kWp for scenario 4.

Tekniske resultater ble analysert og presentert, hvor energiproduksjon og tap grunnet overskuddsproduksjon var fremhevet. Av de fire utvidelsene med solceller har scenario 5 minst tap. Det ble videre foretatt en lønnsomhetsanalyse av batteripakkene i scenario 1, 2 og 4. Fra resultatene ble det tydelig at batteripakke ikke er en del av et endelig tilbud. Resultatet fra den økonomiske analysen viste at scenario 5 hadde kortest nedbetalingstid, samt lavest Levelized Cost of Energy-verdi. Scenario 5 er den anbefalte utvidelsen på grunnlag av presenterte resultater. Dersom byggeier ønsker å utvide med en større installasjon, anbefales tredje scenario med en plusskundeavtale fremfor en batteripakke.

The purpose of the bachelor thesis was to submit an offer for a potential expansion of the existing photovoltaic system at Sveberg Teknosenter. As of today, there are three separate installations that were constructed in 2015, 2018 and 2020. The final offer includes an expansion of the PV-system, as well as a solution for storing surplus energy that is economically feasible.

The PV*SOL software was used for simulations. Exact measurements were drawn from the floor plan of the building. The geographical location and solar irradiance data were chosen to Trondheim Airport to achieve simulated results as realistic as possible. Consumption data for the building was obtained from the building owner's Elhub and implemented in PV*SOL. Real-time data for energy production from the existing installation was obtained from Solarweb, which is a service provided by Fronius. In collaboration with GETEK, components were selected for the expansion.

After discussion in the group and with the supervisor, it was decided to look at five different scenarios. The first scenario involves an expansion with one battery pack to examine profitability. The second and third include an extension of 42.55 kWp with 115 new solar modules. Various possibilities for surplus storage were explored, where the former considers a battery pack of 48 kWh and the latter is based on three new charging stations. In the fourth scenario, a major development of 77.09 kWp was simulated, corresponding to 209 new modules, a battery pack of 76.8 kWh and three new charging stations for electric vehicles. The background for the fourth scenario was to examine an approximate maximum energy production for the building, as well as a curiosity for implications belonging to larger PV-systems. Due to high amounts of losses associated with the second, third and fourth expansion, a fifth scenario was created with the intention of trying to optimize energy production for the building's consumption. Here, the plant was expanded by 16.28 kWp in the form of 44 east/west facing PV modules.

For the economic analysis, two methods have been performed. The first is a cash flow analysis that is based on component prices from different suppliers to acquire a better understanding of costs associated with a plant. The second method used is a Levelized Cost of Energy analysis and was used to calculate the profitability of each scenario. The analysis is calculated based on simulated production data from PV*SOL and a price estimate from GETEK stated in Norwegian kroner per developed kilowatt peak. The price is directly proportional to the size of the PV-system, 10 000 NOK/kWp for scenarios 2, 3 and 5, and 9 250 NOK/kWp for scenario 4, respectively.

Technical results were analyzed and presented, where energy production and losses due to surplus production were highlighted. Of the four extensions with solar cells, scenario 5 had the least amount of loss. A profitability analysis was also performed on the battery packs for scenarios 1, 2 and 4. From the results, it became clear that the battery pack is not part of a final offer. The result from the economic analysis showed that scenario 5 had the shortest down payment period, as well as the lowest Levelized Cost of Energy value. Scenario 5 is the recommended extension based on the presented results. If the building owner desires to expand with a larger installation, the third scenario with a prosumer agreement rather than a battery pack is recommended.