R ESULTS OF REPLACEMENT OF GAS AND STEAM TURBINES AND NEW ANCILLARY SERVICE DESIGNS

The analyses of the four ancillary service scenarios are performed for the three different  energy systems described. The scenarios are analysed through two types of diagrams, by  which the importance of the ancillary service design can be compared in the different en‐

ergy systems.  

The first diagram illustrates the annual excess electricity production in TWh, as a function  of renewable energy input in an open energy system. In the open system, CHP plants with  heat storages and, if present, heat pumps and flexible electricity demands are used to bal‐

ance heat and electricity demand during the given hours and with the aim of minimising  excess electricity production. The energy system analyses are performed with due consid‐

eration for the different ancillary service designs, which restrict the operation possibilities  of the plants involved. Hence, the ability of the system to reduce excess electricity produc‐

tion also depends on the restrictions made in relation to ancillary services. In this energy  system analysis, a low excess electricity production represents a good ability of the system  to integrate fluctuating renewable energy sources.  

The second type of diagram illustrates annual fossil and/or biomass fuel consumption in  TWh in a closed energy system excluding renewable energy sources, in this case wind  power. In the closed system, the same regulation applies as above. However, the following  strategy for handling excess wind power production is used: First, CHP production is re‐

placed by boilers in the district heating systems and then wind turbines are stopped. When  fuel consumption is lowered, the energy system is able to efficiently utilise intermittent  renewable energy sources.  

In both diagrams, the production from wind turbines varies between 0 to 100 per cent of  the electricity demand in the three energy systems analysed. In the analyses of the IDA  2030 and the IDA 2050 energy systems, other intermittent renewable resources have been  removed.  

In Fig. 10, the excess electricity diagram is presented. The first step in the task of integrat‐

ing renewable energy is to enable CHP plants to produce electricity independently of the  momentary heat demand by using heat storages.  

Excess electricity does not decrease when changing from gas and steam turbines to fuel  cells in the current top‐down control of the ancillary service supply. When enabling the  local SOFC CHP plants to take part in grid stabilisation, fuel savings of between 0.5 and 1  TWh are achieved in the BAU 2030 energy system. In the two renewable energy systems,  IDA 2030 and IDA 2050, the ability to reduce excess electricity production is lower than in  the BAU 2030 energy system, when enabling the local SOFC CHP plants to take part in grid  stabilisation. This is due to the fact that other flexible technologies form part of these en‐

ergy systems, such as heat pumps and flexible demand, which make it possible to integrate  more wind power than in the BAU 2030 energy system. 

In the situation in which 50 per cent of the offshore wind turbines are able to assist in the  grid stabilisation task, all three energy systems experience large reductions in excess elec‐

tricity production. In the fourth scenario, in which the 450 MW minimum production at  central plants is replaced by SOFC on standby, excess electricity production is further de‐

creased. The importance of SOFC on standby increases together with the share of wind  power. 

In Fig. 11, the annual fuel consumption excluding renewable energy sources is illustrated. 

As expected, fuel consumption decreases, as the ability of the energy system to integrate  excess electricity is improved. In the renewable energy systems, the replacement of gas and  steam turbines is especially important to the reduction of fuel consumption. Fuel cells are  more important in future renewable energy systems than in the BAU systems. Even with  more than 50 per cent wind power production in the renewable energy systems, they en‐

able a decrease in fuel consumption of 2 to 2.5 TWh. 

In the first ancillary service scenario, in which local SOFC CHPs participate in grid stabilisa‐

tion, fuel consumption is marginally reduced. Again, when wind power also contributes to  the supply of ancillary services, fuel consumption decreases significantly. With a wind  power share of more than 50 per cent, the integration of standby SOFC further decreases  fuel consumption. 

In the renewable energy systems, the other components installed also reduce fuel con‐

sumption by replacing boiler production at CHP plants with large heat pumps and by using  flexible demands. Such demands are placed in situations with high shares of wind power. In  these systems, the operation hours of SOFC CHP decrease, as a higher share of the electric‐

ity demand is met by renewable energy and a higher share of the heat demand is met by  heat pumps.  

In the IDA 2030 energy system, a share of 21.5 TWh of intermittent renewable energy is  proposed. In this situation, the SOFC CHP must participate in the grid stabilisation task in  order to avoid excess electricity production. In the 100 per cent renewable energy system,  IDA 2050, 38.8 TWh of intermittent renewable energy is installed; hence, the flexibility of  SOFC is also important in this system. The potential flexibility in the operation of SOFC,  which improves the efficiency by replacing gas and steam turbines and participating in grid  stabilisation, is important in renewable energy systems because biomass‐derived fuels con‐

stitute a limited resource. In the BAU 2030 projection from the Danish Energy Authority,  14.9 TWh of electricity is produced from onshore and offshore wind turbines. In such a  situation, local SOFC CHP participating in grid stabilisation would improve fuel efficiency  and improve the integration of installed wind power. 

The fast start‐up and the good regulation abilities of SOFCs are important measures in fu‐

ture energy systems, since they improve the ability of the systems to integrate renewable  energy and reduce fuel consumption. Base load plants are not needed in future renewable  energy systems. 

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

0 5 10 15 20 25 30 35 40

Excess production (TWh)

Wind power production (TWh) IDA 2030, open energy system

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

0 10 20 30 40 50 60

Excess production (TWh)

Wind power production (TWh) IDA 2050, open energy system 0

5 10 15 20 25 30 35 40 45

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

Excess production (TWh)

Wind power production (TWh) BAU 2030, open energy system GT, no CHP reg.

GT, CHP reg.

SOFC, CHP reg.

+ local SOFC + wind + SOFC standby

Fig. 10, Excess electricity diagrams of replacing CCGT and SCGT with SOFCs and for the four ancillary service scenarios in  the three energy systems.  

125 130 135 140 145 150 155 160 165 170 175

0 5 10 15 20 25 30 35 40

PES excl. wind power (TWh)

Wind power production (TWh) IDA 2030, closed energy system

60 65 70 75 80 85 90 95 100 105 110

0 10 20 30 40 50 60

PES excl. wind power (TWh)

Wind power production (TWh) IDA 2050, closed energy system 225

230 235 240 245 250 255 260 265 270 275

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

PES excl. wind power (TWh)

Wind power production (TWh) BAU 2030, closed energy system

GT, no CHP reg.

GT, CHP reg.

SOFC, CHP reg.

+ local SOFC + wind + SOFC standby

  Fig. 11, Primary energy supply excl. wind power diagrams of replacing CCGT and SCGT with SOFCs and for the four ancil‐

lary service scenarios in the three energy systems.