Optimal Utilisation of Grid Capacity for Connection of New Renewable Power Plants in Norway

Abstract

Det økende fokuset på klimaendringer forårsaker en stadig større andel av variable fornybare energikilder i kraftsystemet. Dette gir systemoperatører nye utfordringer, da slike energikilder har uforutsigbar produksjon og ofte befinner seg på avsidesliggende plasser hvor det er dårlig overføringskapasitet i nettet. For å løse disse utfordringene så reviderte det norske olje- og energidepartementet Forskrift om nettregulering og energimarkedet i 2019. Denne forskriften inneholder lovgivningsmessige forhold for tilknyttning til kraftnettet og revisjonen i 2019 åpner opp for at kraftprodusenter kan anskaffe nettilknyttning med vilkår om produksjonsbegrensning. Denne revisjonen har som hensikt å gi økt utnyttelse av eksisterende nett.

I denne oppgaven er både en simuleringsmodell og en optimaliseringsmodell utviklet og brukt i et lokalt kraftsystem i Nord-Norge for å utføre en tekno-økonomisk analyse av hvordan den reviderte forskriften påvirker nettutnyttelse og driftsmønstre. Videre analyseres et hybrid kraftsystem, bestående av vannkraft og vindkraft, med en lokal energibalanse og en modell som minimerer energitap i Python. I tillegg innføres en bilateral kraftavtale mellom produsenter og dynamisk linjekapasitet. Dette gir både et politisk og et teknisk supplement til bestemmelsene i den reviderte forskriften.

Simuleringsresultatene indikerer at revsjonen av forskriften er i stand til å øke nettutnyttelsen. Man ser imidlertid at den forbedrede utnyttelsen går på bekostning av den nye produsenten, basert på variabel fornybar produksjon, som opplever tap av potensiell produksjon. Ved å innføre en bilateral kraftavtale mellom produsentene i området, ser man at nettutnyttelsen forbedrer seg med 1,01% da den aktiverte fleksibiliteten til vannkraften er i stand til å eliminere alt energitap energitap, tilsvarende 16.41GWh. Den resulterende endringen i systemets kontantstrømmer viser at bruken av en bilateral kraftavtale er økonomisk gunstig. Videre ble det observert at bruken av dynamisk linjekapasitet reduserer mengden energitap som oppleves i simuleringsmodellen med 11,89GWh, noe som gir en økning i nettutnyttelsen lik 0,97%. De samlede resultatene viser at revisjonen av Forskrift om nettregulering og energimarkedet er i stand til å øke nettutnyttelsen og, kombinert med en bilateral kraftavtale eller dynamisk linjekapasitet, kan gi høyere sosialt overskudd.

The increased awareness of climate change is causing an increased share of production based on Variable Renewable Energy Sources (VRES) in the power system. This introduces new challenges for system operators, as VRES generate intermittent production and are often located at remote areas with poor transmission capacity. As a means to solve these challenges, the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy revised the Regulation on grid regulation and the energy market (NEM) in 2019. In NEM, the legislative conditions of newly connected VRES are regulated. Moreover, the revision in 2019 enabled power producers to acquire grid connection with terms of production restrictions, with the intention of increasing the utilisation of the existing grid.

In this thesis, both a simulation model and an optimisation model are devised and used in a local power system in Northern Norway in order to perform a techno-economic analysis of how the provisions in NEM affects grid utilisation and operational patterns. Moreover, a hybrid power system, comprising hydropower and wind power, is analysed with a local energy balance and an energy loss minimisation model in Python. A bilateral power agreement between producers is introduced along with Dynamic Line Rating (DLR), thereby providing both a political and technical complement to the provisions in NEM.

The simulation results indicate that NEM is able to increase grid utilisation. However, it is seen that the improved utilisation is at the expense of the new producer based on VRES, who experiences loss of potential production. By introducing a bilateral power agreement, the grid utilisation is seen to further improve with 1.01% as the activated flexibility of the reservoir hydropower is able to eliminate all energy loss from the VRES, which constituted 16.41GWh. The resulting change in system cash flows are found to economically substantiate the use of a bilateral power agreement. Furthermore, the utilisation of DLR was found to reduce the amount of energy loss experienced in the simulation model by 11.89GWh, inducing an increase in grid utilisation equal to 0.97%. The overall results demonstrate that NEM is able to increase grid utilisation and, combined with a bilateral power agreement or DLR, can provide higher social surplus.