Hybrid renewable-diesel energy systems in an off-grid arctic community of Svalbard

Abstract

This thesis examines the viability of using local wind and solar resources in a hybrid renewable-diesel energy system in the off-grid arctic community of Ny Ålesund in Svalbard. The community is the northernmost town in the world with extreme seasonal variations and high degree of remoteness. The analysis has been conducted with load data provided by the local power station manager at Ny Ålesund, and resource data have been collected from BSRN or Satellite databases. The elements added to the existing energy system in the model are (1) wind turbine, (2) solar PV, (3) lithium battery, and (4) inverter. The capital cost for the existing 423 kW diesel generators and boilers were not considered, and a fuel price for diesel was assumed at 9 NOK/litre. The simulation program HOMER was used to conduct the simulations, optimization, and sensitivity analysis. In addition to examining to what degree renewable power sources were economically viable in the current system, cost of achieving 20% renewable energy fraction in accordance with EU targets were investigated. With no minimum renewable fraction constraints, diesel price at 9 NOK/litre, annual average wind speed at 4,03 m/s and annual average global horizontal irradiation at 1,84 kWh/m2/day, the simulation software found an optimal solution for the energy system in Ny Ålesund with a renewable fraction of 8,9%. Installed wind power capacity was three 100kW turbines and installed sun power capacity was at 470 kW. The annual output from wind power exceeded output from solar power, and the technologies complement each other in terms of seasonal resource availability. The total savings from investing in the energy system presented in this thesis is 15,5 million NOK over the project lifetime of 20 years, and it would reduce diesel consumption by almost 150 m3 annually. Different sensitivity variables were investigated as part of the system simulation. Net present cost for the project was more sensitive to changes in diesel price, while the renewable fraction was more dependent on wind speed to achieve increase, and solar irradiation in order for it to decrease. Some challenges occurred in terms of understanding the system element “Thermal Load Controller” used in the simulation software to transform electrical energy to heat energy in the same way as an electric boiler. When activated, the system element changed the outcome of the optimization considerably without any clear correlation to the element’s inputs in price and capacity constraints. Running simulations without considering the capacity and price of the thermal load controller and still allowing transformation of electrical energy to heat energy resulted in substantial reduction in project costs and favored more use of renewable energy with a renewable fraction close to 50% in the most optimal solution.

Denne masteroppgaven utforsker mulighetsrommet for bruk av lokale vind- og solressurser til kraftproduksjon i et hybrid fornybar-diesel energisystem i det isolerte arktiske samfunnet Ny Ålesund på Svalbard. Det lille tettstedet er verdens nordligste helårsbosetting og opplever ekstreme sesongvariasjoner og høy grad av isolasjon. Analysen baseres på lastdata fra den lokale kraftstasjonen, og ressursdata er hentet fra BSRN- eller satellittdatabaser. De nye systemelementene lagt til i det eksisterende kraftsystemet er (1) vindturbin, (2) solcellepanel, (3) lithiumbatteri, og (4) inverter. Installeringskostnaden for de eksisterende 423 dieselgeneratorene, oljekjel og el-kjel ble ikke vurdert, og drivstoffprisen er satt til 9 NOK/liter. Simuleringsprogrammet HOMER ble brukt til simulering, optimalisering, og sensitivitetsanalyser. I tillegg til å vurdere til hvilken grad fornybare kraftkilder er økonomisk gunstige tillegg i det eksisterende systemet, ble også kostnaden av å oppnå 20% fornybarandel av all levert energi i henhold til EU-mål for 2020 undersøkt. Ved ingen gitte krav til fornybarandel, dieselpris på 9 NOK/liter, årlig gjennomsnittlig vindstyrke på 4,03 m/s og årlig gjennomsnittlig global horisontal solinnstråling på 1,84 kWh/m2/dag, ble den optimale systemløsningen for Ny Ålesund gitt med en fornybarandel på 8,9%. Installert vindkraftkapasitet var tre 100kW turbiner, og installert solkraftkapasitet var 470 kW. Den årlige energiproduksjonen fra vindkraft oversteg energiproduksjonen fra solkraft, og teknologiene komplimenterte hverandre godt hva gjelder sesongbasert ressurstilgjengelighet. Den totale innsparingen ved å investere i det presenterte energisystemet er på 15,5 millioner NOK i løpet av prosjektets levetid på 20 år, og dieselforbruket vil reduseres med tilnærmet 150 m3 årlig. Ulike sensitivitetsvariabler ble undersøkt som en del av systemsimuleringen. Nåverdi for prosjektet var mest sensitiv til endringer dieselpris, mens fornybarandel var mer avhengig av vindstyrken for å oppnå høyere andel, og redusert solinnstråling førte til størst relativ reduksjon. Noen utfordringer forekom når det gjaldt systemelementet “Thermal Load controller” som brukes av simuleringsprogrammet for å overføre elektrisk energi til termisk energi på samme måte som en el-kjel. Ved aktivering av dette systemelementet ble optimaliseringsresultatet betydelig endret uten noen klar korrelasjon til elementets pris og kapasitet. Ved å kjøre simuleringer uten hensyn til elementets pris og kapasitet, men allikevel tillate transformasjon fra elektrisk til termisk energi viste den optimale løsningen en sterk reduksjon i prosjektkostnad og en fornybarandel tett opp mot 50%.