Integration of Fast-Charging Station in the Distribution System - Exploring the Potential of Alternative Grid Connection Agreements

Abstract

For å redusere norske klimautslepp frå transportsektoren, som i dag står for nesten 30 % av utsleppa, vil det å fase ut fossil-drivne køyretøy og implementere elektriske køyretøy vere essensielt. Ei betydeleg auke av elektriske køyretøy vil krevje at ladeinfrastrukturen utviklast i same tempo. Å kople hurtigladestasjonar til distribusjonsnettet i stor skala vil føre til eit oppgraderingsbehov i det eksisterande distribusjonsnettet. Sidan forsterkning og utviding av straumnettet både er tidskrevjande og kostbart, er det interessant å undersøkje alternativ til dagens praksis.

Overbelastning av komponentar og spenningsavvik er to av hovudproblema med å kople hurtigladestasjonar til distribusjonsnettet. Ved å bruke tiltak som struping av aktiv effekt, levering av reaktiv effekt, eller ein kombinasjon, vil behovet for nettoppgradering kunne bli utsett eller redusert, då tiltaka motverkar spenningsfall og redusera belastning av komponentar. Tilknytingsavtalar som tek i bruk slike tiltak er definert som alternative tilknytingsavtalar i masteroppgåva. Potensialet til alternative tilknytingsavtalar vart utforska ved å utvikle ein metodikk for ei teknisk analyse nettselskap kan ta i bruk når dei skal evaluere om slike avtalar kan nyttast.

Metodikken vart brukt i ein casestudie for å gi innsikt og anbefalingar til både ladeoperatørar og nettselskap. I casestudien ønska ein ladeoperatør å knytte ein hurtigladestasjon til eit referansesystem med 124 samleskinner. Det vart vist i casestudien at hurtigladestasjonen kunne forbruke maksimal kapasitet i 95.5 % av året; maksimalt forbruk frå hurtigladestasjonen provoserte kun spenningsproblem i 392 timar. Spenningsproblematikken vart løyst ved bruk av tiltak, dette viser at det var eit stort potensial for alternative tilknytingsavtalar i casestudien.

Den mest passande avtalen vil variere frå tilknytingsførespurnad til tilknytingsførespurnad. Behova til ladeoperatøren vil påverke kva som er det beste alternativet. Dersom det ikkje er essensielt å alltid ha tilgang på maksimal kapasitet, vil struping av aktiv effekt vere det beste tiltaket då dette ikkje krev ekstra investeringar. Levering av reaktiv effekt vil vere det føretrekte tiltaket viss ladeoperatøren alltid vil vere garantert maksimal kapasitet. Dette vil krevje ekstra investering då ein meir kompleks omformar er nødvendig for å kunne levere reaktiv effekt tilbake til nettet.

In order to reduce the Norwegian greenhouse gas emissions from the transport sector, which accounts for nearly 30 % of the emissions, adopting electric vehicles and phasing out fossil-fueled cars will be essential. A significant increase in electric vehicles will require the charging infrastructure to develop at the same speed. Connecting fast-charging stations (FCSs) to a large extent in the distribution grid will lead to a need for upgrades in the existing distribution grid. As reinforcing and expanding the power grid both take time and are costly, it is interesting to investigate alternatives to the common practice.

Two main issues with connecting FCSs to the distribution grid are overloading of components and voltage deviations. By utilizing measures such as active power curtailment and reactive power provision, or a combination, the need for grid upgrades may be postponed or reduced as the measures counteract voltage drops and reduce the loading of components. Grid connection agreements which utilize such measures were defined as alternative grid connection agreements in the thesis. The potential of alternative grid connection agreements was explored by developing a methodology for technical analysis that Distribution System Operators (DSOs) can perform to evaluate the feasibility of such agreements.

The methodology was applied to a case study to provide insights and recommendations to both charging operators and DSOs. In the case study, a fast-charging operator requested an FCS connected to a 124-bus MV reference system. The case study showed that the FCS could draw its maximum capacity in 95.5 % of the year; the maximum consumption of the FCS only triggered undervoltage problems in 392 hours. The voltage problems were solved with the use of measures, showing that there was a great potential for alternative grid connection agreements.

The most suitable agreement will be case-dependent as every connection request varies. The charging operator's needs will influence the most appropriate alternative. Active power curtailment will be the best measure to use if it is not essential to always have access to maximum capacity as it does not require extra investments. Reactive power provision is favourable if the charging operator wants to be guaranteed maximum capacity always. However, this will require an extra investment as a more complex converter is required to supply reactive power back to the grid.