Operation of the Hybrid Photovoltaic-Battery System on the Electricity Market—Simulation, Real-Time Tests and Cost Analysis

This paper presents research on a hybrid photovoltaic-battery energy storage system, declaring its hourly production levels as a member of a balancing group submitting common scheduling unit to the day-ahead market. It also discusses the variability of photovoltaic system generation and energy storage response. The major research questions were whether the operation of a hybrid photovoltaic-battery energy storage system is viable from the technical and economic viewpoint and how to size battery energy storage for that purpose. The DIgSILENT PowerFactory environment was used to develop the simulation model of postulated hybrid system. Then, tests were conducted on real devices installed in the LINTE^2 laboratory at Gdańsk University of Technology, Poland. Firstly, power generation in the photovoltaic system was modeled using hardware in the loop technique and tested in cooperation with emulated photovoltaic and real battery energy storage system (lithium-ion battery, 25 kWh). Secondly, a real photovoltaic power plant (33 kW) and real battery energy storage were applied. The results obtained from laboratory experiments showed that market operation of hybrid photovoltaic-battery energy storage system is feasible. However, developing a control strategy constitutes a great challenge, as the operator is forced to intervene more frequently than the simulation models indicate in order to keep the parameters of battery storage within accepted ranges, especially in view of a sudden weather breakdown. Levelized cost of electricity from photovoltaic-battery energy storage system varied from 314 to 455 $/MWh, which has proven to be from two to three times higher than the current annual average day-ahead market price in Poland.

Optimization of combined heat and power (CHP) market allocation: The case of Poland

Combined heat and power (CHP), that is production of electricity and useful heat in a single thermodynamic process, is a way of primary energy saving and emission reduction. Therefore, promotion of the electricity from high-efficiency cogeneration (CHP-E) was encouraged in the European Union. However, CHP-E promotion mechanisms proved low effectiveness in certain countries, like Poland, where the prices of certificates of origin were kept at relatively low levels. This paper attempts to analyse the effect of CHP-E support system on the market allocation of different cogeneration technologies. MARKAL model of Polish power system was applied to calculate the installed capacity and annual electricity production from cogeneration plants in time perspective to 2030. The impact of buy-out fee and resulting shadow prices of certificates on the market share of CHP-E and the technology choice was studied. The convergence of promotion mechanisms for CHP-E and electricity from renewable energy sources (RES-E) was also investigated.

Wielokryterialna analiza porównawcza lokalizacji źródeł wytwórczych energii elektrycznej

Artykuł przedstawia ranking lokalizacji czterech źródeł wytwórczych energii elektrycznej: biogazowni rolniczej, biogazowni utylizacyjnej oraz dwóch elektrowni fotowoltaicznych, wykonany przy użyciu połączonych metod Analitycznego Procesu Hierarchicznego (AHP) oraz taksonomii numerycznej. Omówiono zalety połączenia metod, przedstawiono przykład zastosowania oraz wskazano kryteria o największym i najmniejszym wpływie na realizację celu głównego. Wykazano, że dla proponowanej lokalizacji szanse na realizację inwestycji w elektrownię fotowoltaiczną są największe.

Cross-border transmission line configuration influence on the electrical power and energy billing process

In 2015 a connection between the Polish and Lithuanian power systems become fully operational. The connection consists of a 400 kV double circuit transmission line and a back-to-back HVDC substation located on the Lithuanian side. A magnetic couplings between the circuits of the transmission line cause that during power transmission a different values of active power losses are observed in both circuits. This situation may cause a financial settlement problems for transmitted energy between the operators of the connected systems.

Delivery of Ancillary Services in Distribution Power Systems

One of the technical and organizational challenges the power system faces in deregulated market conditions is to organize an ancillary services market. The growing share of distributed generation of variable (intermittent) energy sources and a change in the market position of consumers, causes the demand for distributed delivery of ancillary services. For this purpose, it is sought to use the ability of the regulatory measures: dispersed generators, consumers, prosumers, and energy storage systems. The most important attempts discussed in the paper were: organizational solutions, i.e. creating balancing groups or virtual power plants; the use of response actions of customers, e.g. in the context of Demand Side Management or Demand Side Response and the search for effective energy storage technologies. Additionally, the role of the Distribution System Operator as the coordinator of ancillary services in a local network was discussed.

Simulation of the Dynamics of Renewable Energy Sources with Energy Storage Systems

The intermittency of renewable energy sources (RES) constitutes a challenge for effective power system control. Fossil-fuel-based units offering ancillary power services to meet the short-term power imbalance are a financial and environmental burden for the society. Energy storage systems (ESS) can be the solution in view of the electricity market development and growing environmental concern. The major questions are, in what circumstances participation in the day-ahead market (DAM) by means of the RES-ESS co-operation is technically feasible and how to size ESS for PV participation in DAM. This paper is an attempt of addressing these questions. To provide the answer, the simulation model of solar power generation system with battery ESS (BESS) was developed using DIgSILENT Power Factory environment.

Modelling of the Polish Electricity Generation Subsystem in MARKAL Program with Emphasis on the EU Emissions Trading Scheme

This paper addresses issues related to greenhouse gas emissions in the European Union and measures to reduce them, in particular the European Emissions Trading Scheme (EU ETS). A model of the Polish electricity generation subsystem, taking into account EU ETS mechanisms, has been developed using the MARKAL optimization package. Data collected on the basis of available projects, regulations and statistics were entered into the model. The results of the modelling were used for formulating the following conclusions. Even the very high price of emission allowances (103 EUR/t CO2-eq) will not result in complete decarbonisation of the power sector by 2030. However, the allowance price levels will have a significant impact on the structure of electricity generation and the electrical power available in the system. Only high allowance prices will be an incentive to invest in renewable and nuclear energy based generation units. Power generation technologies with CO2 capture systems can be a chance to sustain the carbon economy while reducing emissions, but the problem will be the large-scale carbon dioxide storage.

Modelowanie polskiego podsystemu wytwarzania energii elektrycznej w programie MARKAL ze szczególnym uwzględnieniem Europejskiego Systemu Handlu Emisjami

Artykuł dotyczy problematyki emisji gazów cieplarnianych w Unii Europejskiej oraz działań mających na celu ich redukcję, w szczególności Europejskiego Systemu Handlu Emisjami (EU ETS). Model polskiego podsystemu wytwarzania energii elektrycznej, uwzględniający mechanizmy EU ETS, został opracowany za pomocą pakietu optymalizacyjnego MARKAL. Do modelu wprowadzono dane zebrane na podstawie dostępnych projektów, rozporządzeń i danych statystycznych. Wyniki działania modelu posłużyły w sformułowaniu wniosków. Nawet bardzo wysoka cena uprawnień do emisji (103 EUR/t CO2-eq) nie będzie skutkować całkowitą dekarbonizacją sektora elektroenergetycznego w perspektywie do 2030 roku. Jednakże poziomy cen uprawnień będą miały istotny wpływ na strukturę wytwarzania energii elektrycznej i osiągalną moc elektryczną w systemie. Jedynie wysokie ceny uprawnień będą bodźcem do inwestowania w jednostki wytwórcze wykorzystujące odnawialne zasoby energii i energię jądrową. Technologie wytwarzania energii elektrycznej wyposażone w układy wychwytu CO2 mogą być szansą na utrzymanie gospodarki węglowej przy jednoczesnej redukcji emisji, ale problemem będzie składowanie dwutlenku węgla na dużą skalę.

Thermodynamic and economic analysis of nuclear power unit operating in partial cogeneration mode to produce electricity and district heat

This paper presents the methodology of techno-economic analysis for a nuclear unit operating in partial cogeneration mode and its application for the case study: a nuclear power plant planned in Poland. The research objectives were: to propose EPR, AP1000 and ESBWR nuclear condensing-extraction turbine systems modifications required for operation in cogeneration, to determine optimal heat production and heat transport line (HTL) parameters, to evaluate the technological feasibility of proposed solutions, to analyze profitability and competitiveness of the system versus coal-fired technologies. To adapt nuclear turbine to operation in partial cogeneration mode, the steam must be extracted from low-pressure (LP) section of the turbine and crossover pipe connecting high-pressure (HP) or intermediate-pressure (IP) section with LP section. Thermodynamic analysis proved that the operation of nuclear power plant at peak thermal load up to 250 MW neither requires to change primary cycle arrangements of considered nuclear units nor thermal capacities of nuclear reactors. Total annual costs of nuclear power plant operating in partial cogeneration were the lowest of all considered heat and power options, with all types of reactors, for the emission allowance price of 27 EUR/t CO2-eq. The specific cost of heat from nuclear cogeneration option was 10.3 -12.7 EUR/GJ

KRYTERIA STOSOWANE W WIELOKRYTERIALNYM PLANOWANIU ROZWOJU SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO

Problematyka planowania rozwoju systemów elektroenergetycznych jest zagadnieniem często podejmowanym w badaniach optymalizacyjnych ze względu na wagę i zasięg problemu. Rozwój techniki komputerowej pozwolił na połączenie tematyki optymalizacji struktury wytwarzania i planowania sieci elektroenergetycznej, co jest zagadnieniem wielowątkowym oraz wielowymiarowym. W prezentowanym artykule przedstawiono kryteria stosowane w analizach planowania rozwoju systemu elektroenergetycznego. Analizy te, ze względu na złożoność zagadnienia, przeprowadzane są z wykorzystaniem metod analizy wielokryterialnej, które charakteryzują się możliwością porównywania kryteriów o różnym charakterze, zarówno liczbowym jak i lingwistycznym. W niniejszym opracowaniu kryteria podzielono na te związane z podsystemem wytwarzania energii oraz z siecią elektroenergetyczną przesyłową lub dystrybucyjną. W celu weryfikacji, które kryteria najczęściej są brane pod uwagę w trakcie analiz, dokonano przeglądu literatury z różnych czasopism naukowych z lat 2001-2015. Przegląd wykazał, że najczęściej stosowane kryteria w w/w analizach to nakłady inwestycyjne (lub koszty kapitałowe) oraz wskaźniki wpływu inwestycji na społeczeństwo i środowisko naturalne. Dobór kryteriów uzależniony jest od elementu systemu elektroenergetycznego (np. źródło wytwórcze, linia elektroenergetyczna), dla którego dokonuje się analizy planowania rozwoju oraz od metody zastosowanej do rozwiązania danego problemu.