A Practical Application of an Active Distribution Grid Planning Framework in Relation to a Pilot Area for New Energy Solutions

Oppgaven er relatert til utbyggingen av et område i Bodø, kalt Molobyen, og er tilknyttet FME CINELDIs pilotprosjekt «Development area Molobyen». Målet med oppgaven har vært å undersøke ulike måter å koble Molobyen til distribusjonsnettet på, basert på tekniske og økonomiske betraktninger. Det forel...

Full description

Bibliographic Details
Main Author: Øye, Erlend
Other Authors: Sand, Kjell, Solvang, Eivind, Sperstad, Iver Bakken
Format: Master Thesis
Language:English
Published: NTNU 2021
Subjects:
Online Access:https://hdl.handle.net/11250/2976489
Description
Summary:Oppgaven er relatert til utbyggingen av et område i Bodø, kalt Molobyen, og er tilknyttet FME CINELDIs pilotprosjekt «Development area Molobyen». Målet med oppgaven har vært å undersøke ulike måter å koble Molobyen til distribusjonsnettet på, basert på tekniske og økonomiske betraktninger. Det foreligger også et fokus på bruk av fleksibilitetsløsninger, som batterier. Som en følge av dette, har et rammeverk for nettplanlegging, som kombinerer elementer fra tradisjonell nettplanlegging og fra planlegging av aktive distribusjonsnett i forskningslitteraturen, blitt etablert. Det er også utviklet en optimeringsmodell for bruk av batteri, for å kartlegge operasjonelle fordeler ved batteribruk i nettet. Ved å benytte tidsserier fra en energisystemanalyse, utført i FME ZEN, har forventet lastbehov og solcelleproduksjon for Molobyen blitt modellert. Videre, så har ulike alternativer for å koble området til omkringliggende nett blitt definert, hvorpå det er gjennomført lastflytanalyser. Hovedformålet med disse har vært å sørge for sikker drift av nettet, samt å beregne tap, for de ulike alternativene. Fra disse analysene ble det klart at det for flere av alternativene, var høy solcelleproduksjon som førte til maksimal belastning i nærliggende kabler og transformatorer. Spesielt i sommermånedene ble store mengder kraft sendt tilbake ut på nettet. Som en følge av dette, måtte den tradisjonelle metoden for å beregne tapskostnader justeres. Deretter ble investeringskostnader for de ulike alternativene beregnet og samfunnsøkonomiske analyser gjennomført, hvorpå de ulike systemløsningene kunne rangeres. Den mest lovende systemløsningen som inkluderte bruk av batteri, var omtrent 3% dyrere enn den optimale løsningen, som omhandlet oppgradering av transformatorer. Fra et økonomiske perspektiv er systemløsningene dermed sammenliknbare, men fra et teknisk perspektiv var ikke nevnte batteriløsning i stand til å redusere maksimal belastning av nærliggende transformatorer tilstrekkelig. Dermed vil den mer tradisjonelle løsningen ...