Fremtidig driftsmønster for vind- og vannkraftverk i Norge
Description
Full text not available
Abstract
Denne masteroppgaven har som formål å undersøke hvordan implementering av offshore vindkraft påvirker driftsmønsteret for vannkraftverk i Norge. Hovedfokuset i oppgaven er å analysere hvordan varierende kraftproduksjonen fra vindkraft kan integreres med vannkraft for å møte fremtidens energibehov, samt en økonomisk vurdering av nødvendig utbygging av eksisterende vannkraftverk.
For å identifisere forventet forbruksmønster i 2050, ble EMPIRE-modellen brukt. Basert på historiske data og NVEs 'Langsiktig kraftmarkedsanalyse for 2020-2040' predikerte modellen fremtidig etterspørsel. Forventet forbruksmønster i 2050 dannet grunnlaget for å sammenligne kraftproduksjonen fra vindkraft og vannkraft. Tretten av NVEs utredningsområder i Nordsjøen ble brukt for å definere plasseringen av offshore vindparker. Kraftpotensialet ble beregnet basert på vindforholdene gitt i NORA3-WP-datasettet og ved bruk av IEA 15MW turbinen. Beregningene identifiserte antallet vindturbiner som er nødvendig for å produsere 130TWh årlig, og dannet driftsmønsteret for vindkraftverkene. Dette driftsmønsteret viste betydelige variasjoner i produksjonen gjennom året.
Driftsmønsteret ble sammenlignet med det fremtidige energiforbruket, og det ble klart at vindkraft alene ikke vil dekke energibehovet. Dette førte til en analyse av dagens vannkraftproduksjon og hvordan den kan kombineres med vindkraft for en mer stabil energiforsyning. Analysen konkluderte at vannkraft kan fungere som en komplementær energikilde som raskt kan tilpasse seg vindkraftens variasjon. Den kombinerte produksjonen fra dagens vannkraftverk og 130TWh offshore vindkraft ble sammenlignet med forbruket i 2050, hvor resultatet definerte det fremtidige effektbehovet for norske vannkraftverk.
Områder med et nettverk av kraftverk lokalisert nær utredningsområdene ble undersøkt for å vurdere deres potensial til å dekke effektbehovet. Basert på begrenset antall driftstimer, lokasjon og behov, ble det besluttet at Sira-Kvina egnet seg best. Ved å implementere parallelle gater mellom eksisterende kraftverk i området og bygge tre nye pumpekraftverk, vil Sira-Kvina kunne dekke store deler av det identifiserte effektbehovet. For å vurdere om utbyggingen ville være lønnsom, ble det gjennomført flere kostnadsberegninger. Disse inkluderte bygging av tunneler, trykksjakter, kraftstasjoner, turbiner, generatorer og nødvendige komponenter. Analysen viste at selv om investeringen i denne utbyggingen kommer til å bli betydelig, vil den gi grunnlag for en robust og økonomisk forsvarlig energiløsning for fremtiden.
Oppgavens konklusjon er at implementeringen av offshore vindkraft i kombinasjon med oppgraderinger i vannkraftverk vil kunne dekke det fremtidige kraftbehovet. Og selv om implementeringen av vindkraft vil føre til at driftsmønsteret for norske vannkraftverk vil oppleve mye mer start og stopp for å unngå overproduksjon, vil en oppgradering bidra til å sikre en kontinuerlig og pålitelig energiforsyning. This master's thesis aims to investigate how the implementation of offshore wind power affects the operational patterns of hydropower plants in Norway. The main focus is to analyze how varying wind power production can be integrated with hydropower to meet future energy demands, as well as an economic assessment of the necessary upgrades to existing hydropower plants.
To identify the expected consumption pattern in 2050, the EMPIRE model was used. This model predicts the future energy demand based on historical data and NVE's 'Long-term Power Market Analysis for 2020-2040'. The expected consumption pattern in 2050 formed the basis for comparing wind power and hydropower production. Thirteen of NVE's offshore zones in the North Sea were used to define the locations of offshore wind farms. The power potential was calculated based on the wind conditions provided in the NORA3-WP dataset and using the IEA 15MW turbine. The calculations identified the number of wind turbines required to produce 130TWh annually and established the operational pattern for the wind farms. This operational pattern showed significant variations in production throughout the year.
A comparison of the operational pattern and the future energy consumption showed that wind power alone would not meet the energy demand. This led to an analysis of current hydropower production and how it can be combined with wind power for a more stable energy supply. The analysis concluded that hydropower can function as a complementary energy source with the ability to quickly adapt to the variations in wind power. The combined production from current hydropower plants and 130TWh of offshore wind power was compared with the consumption in 2050, defining the power requirements for Norwegian hydropower plants.
Areas with a network of power plants located near the offshore zones were examined to assess their potential to meet the power requirements. Sira-Kvina was deemed the most suitable based on limited operating hours, location, and need. Sira-Kvina could meet a significant portion of the identified power requirements, by implementing parallel tunnels between existing power plants in the area and building three new pumped storage plants. Several cost calculations were conducted to assess whether the development would be profitable. These cost calculations included the construction of tunnels, pressure shafts, power stations, turbines, generators, and necessary components. The analysis showed that although the investment in this development will be substantial, it will provide a robust and economically viable energy solution for the future.
The thesis concludes that the implementation of offshore wind power, combined with upgrades to hydropower plants, will be able to meet future energy demands. Although the implementation of wind power will cause Norwegian hydropower plants to start and stop more frequently to avoid overproduction, these upgrades will contribute to a consistent and dependable energy supply.