Vis enkel innførsel

dc.contributor.advisorKorpås, Magnus
dc.contributor.authorBjørnerem, Erik Seeger
dc.date.accessioned2021-10-09T17:19:27Z
dc.date.available2021-10-09T17:19:27Z
dc.date.issued2021
dc.identifierno.ntnu:inspera:79771761:32118531
dc.identifier.urihttps://hdl.handle.net/11250/2788841
dc.description.abstractFor å nå netto-null karbonutslipp innen 2050, som avtalt i Paris-avtalen, ser man en markant økning av installert effekt fra fornybar energiproduksjon. Ved bruk av økt fornybar energiproduksjon går utslipp av CO2 ned, men usikkerhet og variasjon i produksjon kan føre til utfordringer knyttet til balansering av last og produksjon i drift av dagens kraftsystemer. For å utnytte fornybar energiproduksjon i større grad kan elektrisk energilagring (EES), hydrogenlagring (HES) og nettoverføring brukes til å skape fleksibilitet i kraftsystemet for å balansere produksjon og forbruk. En kostnadsminimerende kapasitetsutvidelsesmodell (CEM) er definert for å bestemme den optimale størrelsen av komponenter i et system som inneholder elektrisitetsforbruk, hydrogenforbruk, termisk energiproduksjon, fornybar energiproduksjon, EES, HES og begrenset nettoverføring. Drift av dette optimale systemet blir deretter analysert ved hjelp av lastflyt. Dersom begrensninger for spenningsnivåer overskrides, blir CEMen optimert på nytt med ekstra driftsbegrensninger. Driften av det nye optimale systemet er så analysert igjen med lastflyt, og denne prosessen gjentas til en gyldig drift av systemet er oppnådd. Denne prosessen ble så testet for kraftsystemet på øyen Leka for ulike scenarioer. De ulike scenariene er a) et system med begrenset overføringskapasitet, b) et system uten overføring og c) et 100 % isolert fornybart system. Resultatene viser tydelige beslutninger for å integrere en større andel fornybar energiproduksjon, spesielt vindkraft. Selv uten subsidier er vindkraft konkurransedyktig med annen energiproduksjon og har en levetidsenergikostnad (LCOE) på 313 NOK/MWh sammenlignet med gjennomsnittlig spotpris på 379 NOK/MWh. Lastflytsanalysen viser et spenningsavvik på 8 % og linjetap på 6,9 % av total energiproduksjon. Når vindkraft erstattes av solenergi, økes de årlige driftskostnadene med fem ganger på grunn av ett større lagringsbehov. Denne løsningen hadde spenningsavvik på 19 % og linjetap tilsvarende 9,8 % av total kraftproduksjon. Ettersom spenningsrestriksjonene ble brutt, ble det gjennomført en ny optimal dimensjonering og lastflyt. Den nye løsningen inneholdt komponenter av lignende størrelse, men kraftproduksjon var nå betydelig jevnere. Analyse av de definerte casestudiene viste en sammenheng mellom størrelsen på hydrogenlageret og fleksibiliteten i systemet. I tilfellet med nettoverføring kan hydrogenlageret dekke en dag hydrogenforbruk. Når overføringslinjen fjernes økes størrelsen på lageret til 3 dagers forbruk ettersom det oppstår perioder med lav fornybar energiproduksjon som ikke kan dekkes med import lengre. Når så den termiske generatoren også fjernes, økes størrelsen til 6 dagers forbruk. Det var ingen tilfeller hvor det lønte seg å investere i brenselsceller for ekstra kraftproduksjon ettersom kostnaden av denne komponenten var for dyr i forhold til bruken. Avslutningsvis viser de kostnadsoptimale systemene at nettoverføring gir størst mulighet for investeringer av fornybar energiproduksjon. Overskuddsproduksjon fra fornybare energikilder kan eksporteres og selges, samt at forbruket kan dekkes av import i perioder med lav fornybarproduksjon. Et rent fornybart system førte til store kraftoverføringer som ga større avvik i spenning.
dc.description.abstractIn order to reach net-zero carbon emissions by 2050 as agreed upon in the Paris agreement, the installed capacities of variable renewable energy (VRE) production is rapidly increasing. An increasing share of VRE generation leads to lower CO2 emissions, but the inherent uncertainty and variability of renewable energy sources can pose significant operational challenges in today's power systems. In order to provide flexibility, electric energy storage (EES), hydrogen energy storage (HES) and external transmission can be utilized to provide regulatory means for higher VRE integration. A least-cost capacity expansion model (CEM) is defined to determine the optimal system dimensions of a system containing electric load, hydrogen load, thermal generation, VRE generation, EES, HES and limited grid transmission. The operation of this optimal system is then analyzed using AC power flow (ACPF). If bus voltage constraints are violated, the CEM is reoptimized with additional constraints on system operation. The new optimal system operation is reanalyzed with ACPF, and this process is repeated until a valid system operation is obtained. This process was applied to the Leka power system through different case studies. The cases examined are a) a system with limited transmission capacity, b) a system without transmission, and c) a 100% renewable isolated system. The results show solid incentives for VRE integration, and the CEM heavily favours wind power investments. In this case, wind power is cost-effective without subsidization, and the levelized cost of energy (LCOE) of wind power was 39.1 $/MWh compared to the average spot price of 47.38 $/MWh. The operation of this system featured maximum voltage deviations of 8% and line losses of 6.9% of total energy production. When wind power is replaced by solar power, the annual cost of operation is increased by five times due to the investment of a large EES. This system featured maximum voltage deviations of 19% and line losses equalling 9.8% of the total power generation. Due to violating voltage restrictions, this case was reoptimized, and the new solution featured similar system dimensions but significantly smoother production scheduling. Through analysis of defined case studies, it was found that the capacity of the HES varies with the flexibility in the system. For the case with grid transmission, the HES capacity is one day of hydrogen load demand. When the transmission line is removed, the capacity is increased to 3 days as there are periods with low VRE production. Additionally, when the thermal generator is removed, the capacity is increased to 6 days. The cost of the fuel cell proved too high in order to activate the fuel cell investment. In conclusion, the least-cost optimal systems feature the largest VRE integration when grid transmission is included. This way, surplus VRE production can be exported for revenue, and power import can be utilized in periods with low VRE generation. However, this lead to increased power flows which caused a larger deviation in voltage levels. Keywords: capacity expansion model, power systems operation, power flow analysis, variable renewable energy, flexibility, hydrogen storage
dc.languageeng
dc.publisherNTNU
dc.titleAnalyzing optimal sizing and operation of renewable hydrogen systems
dc.typeMaster thesis


Tilhørende fil(er)

Thumbnail

Denne innførselen finnes i følgende samling(er)

Vis enkel innførsel