This paper proposes a renewable power generation system for Addis Ababa Institute of Technology (AAiT). The aim of hybridizing renewable energy sources is that the main load shall be covered by the available solar energy source and other sources shall function as a complement when there is a deficiency in the main source. The aim of the system is to cover outdoor lighting, which is also designed in this report, at the campus of AAiT during night. Due to frequent power outages in Addis Ababa, Ethiopia, the PV system has been designed to provide enough electricity supply to cover most of the offices in the Administration Building at AAiT. The solar potential of the site is based on monthly average data of solar irradiation provided by NASA. The optimum angle to mount the PV modules is determined through simulations based on irradiation on a horizontal surface. The design of outdoor lighting is based on giving a suitable illumination dependent on what the area is used for after sunset. The PV system was dimensioned to supply enough energy to light the campus. Four backups to the PV system were examined to find the optimal solution: battery, diesel generator and the two hybrid systems with battery and diesel generator or grid. The configurations made to find the optimized system were modeled in The Hybrid Optimization Model for Electric Renewables (HOMER) software. The most cost-effective system was determined by finding the Net Present Cost (NPC) and the Cost of Energy (COE) of each setup. A sensitivity analysis was carried out for the two most suitable setups: battery and diesel generator as backup and battery and grid as backup. The variables included in the sensitivity analysis were: PV capital cost, diesel- and conventional electricity price. Based on simulation results, it was found that a PV system with battery and grid as backup would give the most profitable investment. 53% of the energy use required by the setup would come from solar energy, and the remaining 47% from the national grid that produces electricity through hydroelectric power. Thus, the renewable fraction would be 100%. It would also provide the institute with a sustainable power system. The setup has a NPC of $ 32 548 and COE of 0.127 $/kWh. The economic evaluation of the final setup included a study of forecasting the electricity kWh-price in Ethiopia. It was determined that the tariff price would be more than twice as high (233%) at the end of the PV system's lifetime (25 years) to equal today's export tariff which resulted in an annual increase of 3.45%. For a more reliable sensitivity analysis the annual cost of the investment was compared to the estimated costs based on an annual electricity increase of 6.90%. To find the payback time of the investment, simulations were performed in MATLAB. The payback time for the system would be reached within the lifetime of the system if the electricity tariff would increase by 6.90%. It was found that the payback time would occur after 22 years. / I detta kandidatexamensarbete har ett förslag tagits fram på en lösning för ett förnybart energisystem på Addis Ababa Institute of Technology (AAiT). Syftet med ett förnybart system är att huvudbelastningen ska täckas av solenergi och andra källor ska fungera som sekundära energikällor då det råder brist på energi från huvudkällan. Systemets primära energianvändning är dimensionerat för att täcka energianvändningen av utomhusbelysning på AAiTs campus under natten. Då strömavbrott är regelbundet förekommande i Addis Ababa, Etiopien, är systemet anpassat för att kunna förse de administrativa kontoren på AAiT med elektricitet vid den typen av händelse. Potentialen av solenergi i Addis Ababa bestämdes baserat på genomsnittlig månadsdata för solstrålning tillhandahållen av NASA. Med hjälp av simuleringar baserade på strålningen mot en horisontell yta har den optimala vinkeln för solpanelernas montering bestämts. Dimensioneringen av utomhusbelysningen fastlades utifrån vilken belysningsstyrka området kräver baserat på dess användningsområde under natten. Det gav det totala energibehovet som solcellssystemet behövde täcka. Fyra backup-lösningar till solcellssystemet undersöktes för att finna den optimala lösningen: batteri, dieselgenerator, hybrid system med batteri och dieselgenerator samt batteri och uppkoppling mot elnätverket. Den primära kraftkällan i de fyra systemen var solpanelerna. Sammansättningen av komponenterna modellerades i mjukvaran The Hybrid Optimization Model for Electric Renewables (HOMER). Det mest prisvärda systemet kunde hittas genom att nuvärdet av investeringen och kostnaden av energi per kWh beräknades. En känslighetsanalys utfördes på de två mest relevanta systemen: batteri och dieselgenerator som backup samt batteri och elnätverket som backup. Känslighetsanalysen innefattade variationer i dieselpris, inköpspris av solpaneler och landets nationella elnätspris. Det mest effektiva systemet bedömdes utifrån dess investeringskostnad och dess möjlighet att förse universitetet med nattbelysning. Ett önskemål var att täcka eventuella strömavbrott. Baserat på resultaten visade det sig att ett solcellssystem med elnätverket som backup ger den mest lönsamma investeringen. 53% av systemets energigenerering kom från solenergi, och de resterande 47% från elnätet som är helt drivet av vattenkraft. Den slutliga förnybarhetsfaktorn blev därför 100%. Investerings nuvärde är $ 32 548 och har en energikostnad på 0,127 $/kWh. Systemet klarar även att täcka eventuella strömavbrott under dagtid för att sedan kunna köpa ytterligare elektricitet under natten för att täcka den eventuella förlusten av solenergi som istället gick åt till att förse kontoren med el under dagen. En ekonomisk prognos togs fram för att kunna göra en rättvis bedömning av investeringens återbetalningstid. Den ekonomiska utvärderingen inkluderade en prognostisering av prisutvecklingen på elektricitet i Etiopien. Bedömningen var att tariffen kommer att bli mer än dubbelt så hög (233%) som dagens tariff för inrikes bruk inom livstiden för solcellssystemet vilken är 25 år. Detta för att motsvara den exporttariff som landet idag säljer för, vilket resulterade i en årlig ökning på 3,45%. För en mer omfattande känslighetsanalys jämfördes den årliga kostnaden för investeringen med en energianvändning från elnätet vars elpris ökas med 6,90% årligen. För att hitta återbetalningstiden för investeringen användes MATLAB som program för simuleringarna. Återbetalningstiden skulle vara uppnådd inom solpanelernas livstid om elkostnaden ökar med 6,90% årligen. Återbetalningstiden för det slutgiltiga systemet med solpaneler, inverterare, batteri och elnätet som backup-lösning hamnade på 22 år.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:UPSALLA1/oai:DiVA.org:kth-170864 |
| Date | January 2015 |
| Creators | Bergman, Lovisa, Enocksson, Amanda |
| Publisher | KTH, Energiteknik |
| Source Sets | DiVA Archive at Upsalla University |
| Language | English |
| Detected Language | Swedish |
| Type | Student thesis, info:eu-repo/semantics/bachelorThesis, text |
| Format | application/pdf |
| Rights | info:eu-repo/semantics/openAccess |
Page generated in 0.0019 seconds