| dc.description.abstract | Republikken Zambia ligger i Sørlige Afrika. Som mange av sine naboland har landet en lav grad av elektrifisering, og under halvparten av befolkningen har tilgang til elektrisitet. I tillegg har det vannkraftdominerte Zambiske kraftsystemet vist seg å være sårbart for endringer i nedbør og tørke. De siste årene har lave nedbørsmengder, kombinert med økt etterspørsel etter elektrisitet, ført til et stort kraftunderskudd. Dette kraftunderskuddet har resultert i omfattende bruk av lastfrakobling. Økt integrasjon av variabel fornybar energi (VRE) har blitt foreslått som et tiltak for å diversifisere porteføljen av kraftverk i systemet. Fornybar energi kan potensielt øke forsyningssikkerheten og redusere kostnadene forbundet med elektrisitetsproduksjon.
Denne avhandlingen evaluerer den optimale porteføljen av solkraft og vindkraft som kan integreres i det Zambiske kraftsystemet innen 2030. En framgangsmåte bestående av tre steg er benyttet. I det første steget analyseres historiske data fra databasen Renewables.ninja for å undersøke forventet variasjon i kraftproduksjon fra VRE og variasjoner i nedbørsmengde. Andre steg finner den optimale porteføljen av VRE gjennom simuleringer i en enkeltnode-modell av kraftsystemet i open-source softwaren PowerGAMA. Tredje steg simulerer lastflyten med den optimale porteføljen av VRE integrert i kraftnettet, for å identifisere potensielle flaskehalser i nettet.
Resultatene viser at den årlige elektrisitetsproduksjonen fra sol- og vindkraft er relativt stabil, og negativt korrelert med nedbørsmengde. Elektrisitetsproduksjonen fra VRE er derfor vanligvis høyere i tørre år sammenliknet med våte år. I tillegg er produksjonen fra VRE høyest i den tørre sesongen. Dette støtter antagelsen om at økt kapasitet av VRE i kraftsystemet kan øke forsyningssikkerheten ved å diversifisere den vannkraftdominerte kraftporteføljen.
Den optimale porteføljen av VRE blir i denne avhandlingen funnet som den porteføljen som minimerer systemkostnaden. En portefølje på 2100 MW, bestående av 1470 MW (70%) solkraft og 630 MW (30%) vindkraft resulterer i den laveste kostnaden, og er derfor identifisert som optimal. Dette tilsvarer en VRE-andel på 37% av forventet produksjonskapasitet i systemet i 2030. Bruker man en dynamisk verdsettelse av vann lagret i vannkraftreservoarer, eller et lavere startnivå for fyllingsgraden i reservoarer, endrer den optimale porteføljestørrelsen seg til henholdsvis 2700 MW og 3100 MW. Fordelingen mellom solkraft og vindkraft holder seg imidlertid på 70/30, som indikerer at dette kan være en optimal fordeling.
Resultatene fra enkle lastflytanalyser viser at det eksisterende strømnettet kan håndtere integrasjonen av den optimale porteføljen av VRE, gitt den antatte plasseringen av nye kraftverk i nettet. I et teknisk perspektiv er det derfor fleksibiliteten til eksisterende vannkraftverk som vurderes som den mest kritiske faktoren for å øke andelen VRE i systemet. Studier av de tekniske konsekvensene av endrede operasjonsmønstre på vannkraftverk, som følge av innfasing av VRE, er derfor foreslått som tema for fremtidig arbeid. | |
| dc.description.abstract | The Republic of Zambia is located in Southern Africa. Like many of its neighboring countries, the electrification rate is low, and less than half the population has access to electricity. Also, the hydropower-dominated Zambian power system has proven vulnerable to changes in rainfall and drought. In recent years, low rainfalls, combined with increasing electricity demand, has led to massive power shortages, resulting in load shedding. Integrating variable renewable energy (VRE) has been proposed as a measure for diversifying the generation portfolio. Renewable energy integration has the potential to increase energy security and lower system operational cost.
This thesis evaluates the optimal portfolio of solar PV and wind power capacity to be integrated into the Zambian power system within 2030. A framework consisting of three steps is developed. First, the expected variations in VRE generation output and precipitation are investigated based on historical data from the Renewables.ninja database. Second, the optimal VRE portfolio is assessed through simulations in a single-node power system model in the open source software PowerGAMA. Finally, load flows are evaluated with the optimal portfolio of VRE integrated into the electricity grid, to identify potential grid constraints.
The results suggest that annual electricity output from solar PV and wind power plants is relatively stable, and negatively correlated with precipitation. VRE generation is therefore usually higher in dry years, compared to wet years. Also, the electricity production from VRE is highest in the dry season. These findings support the fact that increasing the VRE penetration in the system could increase energy security by diversifying the hydro-dominated generation portfolio.
The optimal VRE portfolio is found as the one minimizing the system cost. A portfolio of 2100 MW, consisting of 1470 MW (70%) solar PV capacity and 630 MW (30%) wind power capacity, provides the lowest cost, and is hence identified as optimal. This corresponds to a total VRE share of 37% of expected system generation capacity in 2030. When using a dynamic valuation of water stored in reservoirs, or a lower initial reservoir level, the optimal portfolio size changes to 2700 MW and 3100 MW, respectively. However, the distribution between solar PV and wind power capacity remains at 70/30, suggesting that this could be the optimal distribution of solar PV and wind power capacity.
The results from brief load flow analyses show that the existing electricity grid is suited for integrating the optimal portfolio of VRE, given the assumed distribution of new power plants in the grid. From a technical perspective, the flexibility of existing hydropower plants is therefore considered the most critical factor for increasing the VRE penetration in the system. Evaluating the technical impacts on hydropower plants from changed operations due to VRE integration is suggested as future work. | |
