Exploring the Effects of Integrating Power Link Island into the North Sea through Transmission Expansion Planning
Master thesis
![Thumbnail](/ntnu-xmlui/bitstream/handle/11250/3094645/no.ntnu%3ainspera%3a146046472%3a35294831.pdf.jpg?sequence=5&isAllowed=y)
Permanent lenke
https://hdl.handle.net/11250/3094645Utgivelsesdato
2023Metadata
Vis full innførselSamlinger
- Institutt for elkraftteknikk [2474]
Sammendrag
I overgangen mot et karbonnøytralt samfunn har Nordsjøen blitt pekt ut som en strategisklokasjon for utnyttelse av havvind. For å håndtere den variable energiproduksjonenkreves betydelige forbedringer i transmisjonssystemet. Planlegging av transmisjonssystemetskapasitet (TEP) vil spille en avgjørende rolle i å takle denne utfordringen.
Tre casestudier ble gjennomført for å vurdere potensielle fordeler ved å integrere krafttilkoblingsøyer(PLIer) i Nordsjøen. Dette ble gort ved å optimalisere investeringsogdriftsstrategier, kraftflyt, utvidelse av overføringskapasitet, kostnadsfordeling mellomdeltakende land og fastsettelse av områdepriser. Optimeringsmodellen PowerGIM blebrukt for å minimere totale systemkostnader og maksimere samfunnsøkonomisk velferd.For å få innsikt i de ulike retningene for det europeiske energimarkedet, ble det benyttettre datasett med fremtidige scenarier i simuleringene. Disse datasettene er basertpå TYNDP2022-rapporten utgitt av ENTSO-E, og gir verdifulle perspektiver på potensielleutviklinger og trender i energisektoren. I simuleringene viste det seg at scenarioetmed nasjonale trender hadde den laveste gjennomsnittlige områdeprisen, betydelig lavereenn Distributed Energy og Global Ambition. Dette skyldtes hovedsakelig lav kraftetterspørsel,men det gjenspeilte også den omfattende utvidelsen av overføringskapasitetensom ble utført i simuleringene. Global Ambition hadde de høyeste total kostnadene pågrunn av den høye etterspørselen og vektleggingen av sentralisert kraftproduksjon, somkrevde omfattende utvidelse av overføringssystemet. På den andre siden viste DistributedEnergy seg å ha den laveste investeringskostnaden på grunn av en jevn fordeling av energikilder,noe som reduserte behovet for lange transmisjonslinjer med høy kapasitet.I casestudiene ble virkningen av overføringskapasiteten til PLIer og antallet PLIer grundiganalysert. Resultatene tydeliggjorde en klar økonomisk fordel ved å investere i PLIer.Spesielt viste scenariet med en 50 GW PLI den mest betydelige kostnadsreduksjonen,med investeringskostnader redusert til under halvparten sammenlignet med scenarioetuten PLI. Implementering av flere PLIer førte til høyere investeringskostnader sammenlignetmed en enkelt PLI med samlet kapasitet, men driftskostnadene ble det samme.Dermed framstår bygging av høykapasitets PLIer i Nordsjøen som det mest kostnadseffektivealternativet basert på modellkonfigurasjonen.Denne avhandlingen bidrar til utviklingen av rammeverket for optimal implementeringav PLIer ved bruk av TEP. Videre undersøker den betydningen av fremtidige scenariermed variasjoner i genereringskapasitet og etterspørsel. Ved å inkorporere slike hensynforbedrer denne forskningen nøyaktigheten og effektiviteten i implementeringsprosessen. As the transition towards a carbon-neutral society accelerates, the North Sea has beenidentified as a key region for harnessing offshore wind energy. This shift necessitates significantenhancements to the transmission system to accommodate intermittent energyproduction. Transmission expansion planning (TEP) comes forward as a key tool to solvethis challenge. Three case studies were conducted to assess the potential benefits of integrating power linkislands (PLIs) into the North Sea through optimal investment and operational strategies,including power flow analysis, transmission capacity expansions, cost allocation amongparticipating countries, and determination of area prices. The optimization model PowerGIMwas used to minimize total system costs and maximize socio-economic welfare.To obtain insight into various directions for the European energy market, three datasetsfor future storylines were used in the simulations, each based on the TYNDP2022 reportpublished by ENTSO-E. National Trends turned out to be the storyline with the lowestaverage area price, remarkably lower than Distributed Energy and Global Ambition.This was primarily due to the low electricity demand, but it also reflected the extensivetransmission expansion that was displayed during simulations. Global Ambition had thehighest total costs due to its high electricity demand and emphasis on centralized generation,which demanded extensive transmission expansion. Distributed Energy proved tohave the lowest investment cost as the spatial distribution of generation sources implieda reduced dependency on long-distance transmission lines.Specifically, the case studies analyzed the impact of the PLI transmission capacity andthe number of PLIs. The results displayed a clear economic advantage of investing inthe PLI. The scenario that introduced a 50 GW PLI showcased the most significant costreduction, with investment costs reduced to less than half compared to the base case scenariowithout a PLI, across all storylines. The implementation of multiple PLIs resultedin higher investment costs compared to installing a single PLI with the same capacityas all the PLIs combined. However, the operational costs remained the same for bothscenarios. Therefore, building high-capacity PLIs in the North Sea emerges as the mostcost-effective option given the model configuration.This thesis contributes to the framework for optimal PLI implementation by performingTEP. Furthermore, it explores the significance of considering future scenarios withvarying generation capacities and demands. By incorporating such considerations, theresearch enhances the accuracy and effectiveness of the implementation process.