dc.contributor.advisor | Kjølle, Gerd | |
dc.contributor.author | Skyttermoen, Nathalie | |
dc.date.accessioned | 2019-10-31T15:17:57Z | |
dc.date.available | 2019-10-31T15:17:57Z | |
dc.date.issued | 2019 | |
dc.identifier.uri | http://hdl.handle.net/11250/2625865 | |
dc.description.abstract | Denne masteroppgaven foreslår en ny planleggingsmetodikk for hurtigladestasjoner. Ny
tenking når man skal planlegge nye, store laster i nettet vil være nødvendig for at framtidens
distribusjonsnett skal være samfunnsøkonmisk lønnsomt. Samarbeid mellom nettselskap
og den som skal eie ladestasjonen vil være avgjørende for å utnytte strømnettet på en
best mulig måte. Det er et behov for nye lastporfiler, spesielt for en hurtigladestasjon, da
det ble funnet at topplasten for en hurtigladestasjon inntreffer om sommeren, i motsetning
til om vinteren som er standard i dagens lastprofiler. I tillegg ble det funnet nødvendig å
ha en finere oppløsning på lastvariasjonene i nettsimuleringsprogram enn det som finnes
i dag. Basert på data fra trafikktelling er det stor forksjell på trafikken en mandag ettermiddag
og en fredag ettermiddag. Det samme gjelder for helgen, da det er mye mer
trafikk på veien søndag kveld enn lørdag kveld. Man kan ikke alltid velge lokasjon basert
på tilgjengelig kapasitet i nettet, da lokasjonen må være et logisk sted å stoppe, samt ha
noen grunnleggende fasiliteter og nok plass til å etablere ladestasjonen. Det bør fastsettes
en standard for kravene til leveringspålitelighet, noe som vil fjerne denne vurderingen fra
planlegginsprosessen samt gjøre ladestasjonen mer forutsigbar for sluttbrukerne. Det ble i
denne oppgaven sett på ulike alternativer i tillegg til tradisjonell reinvestering i nettet for å
dekke det økte kapasitetsbehoved fra en hurtigladestasjon. En løsning med batteri i nettet
uten andre oppgraderinger vil være lønnsom så lenge totalprisen for batterisystemet er lav
nok. Det kan også være en bra midlertidig løsning dersom det er forventet en lastøkning
i de kommende årene. En løsning som kombinerer oppgradering av nettet med et mindre
batteri vil ikke være like lønnsomt, da prisforskjellen mellom ulike ledningstverrsnitt ikke
er så stor i forhold til installasjonskostnaden. Begge løsningene med batterier i nettet vil
kreve mye fra batteriet, noe som blir veldig kostbart siden det vil være mange ladesykluser
i løpet av et år for dette bruksområdet. Batteriet må ha stor nok lagringskapasitet til
å dekke forbruket i de timene det skal brukes, samt stor nok effektkapasitet til å lades
opp igjen i de timene det er mulig. Det andre alternativet til tradisjonell reinvestering er
smart effektstyring der det eksisterende nettet blir maksimalt utnyttet. Denne løsningen
vil redusere effekten til ladestasjonen i de travleste timene i året, ifølge simuleringer gjort
i denne oppgaven. Det kan være unntak for visse lokasjoner i nettet, noe som gjør dette
alternativet verdt å undersøke, siden det vil være det mest samfunnsøkonomisk lønnsomme
alternativet så lenge den leverte effekten er akseptabel. Det har blitt utført tekniske og
økonomiske analyser for ulike alternativer og lokasjoner i denne oppgaven, der alternativet
med tradisjonell reinvestering var det beste alterativet for alle lokasjonene, så lenge
totalprisen for batterisystemet er høyere enn 1030 kr/kW. | |
dc.description.abstract | This master thesis presents a suggestion for a planning method for fast charging stations.
A new way of thinking when planning new, large connections in the grid will be necessary
for the future distribution grid to be socioeconomic beneficial. Cooperation between the
owner of the charging station and the distribution system operator will be crucial to obtain
a better utilization of the existing power grid. The need for establishing new load profiles,
especially one for fast charging stations was found to be important, as the peak load of a fast
charging station occurs during the summer while the existing load profiles are calculated
with a peak load in the winter. Besides, a large load such as a fast charging station will
require a finer resolution in the load variation in the grid simulation software than it is
today. Based on traffic counting, one can see that there is a significant difference between
the traffic on a Monday evening compared to a Friday evening. The same applies for the
weekends, when there is a lot more traffic on the road on Sunday evenings than Saturday
evenings. One cannot always select a location based on the available capacity in the grid,
since the location does also need to be a logical place to stop, have some necessary facilities
and enough space to establish a charging station.
There is a need for a standard for the requirements of the security of supply, removing
that question from the planning process and making the charging stations more predictable
for the end-users. This thesis has looked at different alternatives in addition to traditional
reinforcements of the grid to cover the increased power demand from a fast charging station.
A solution with a battery without any grid upgrades can be beneficial if the total price
of the battery system is low enough, it can also be a good temporal solution if the power
demand is expected to increase further in the following years. A solution that combines
reinforcements of the grid and a smaller battery will probably not be that beneficial, as the
price difference between upgrading two different cross-sections is not very large compared
to the installation cost. Both the solutions with a battery in the grid will require a lot
from the battery, which will be very costly with many charging cycles during the year
for this application. The batteries need to have enough storage capacity to cover the
demand in all the hours it shall be used, and it requires large enough power capacity to
recharge in the possible hours. The second alternative to traditional reinforcement is smart
power management which utilizes the existing grid to the maximum. Such a solution will
reduce the power to the charging station in the busiest hours of the year, according to the
simulation done in this thesis. There may be exceptions somewhere in the grid, making that
alternative worth to consider, as it will be the most economically beneficial alternative if the
supplied power can be tolerable. Technical and economic analysis for different alternatives
and locations have been performed in this thesis, where the alternative with traditional
reinforcement was the best alternative for all locations, given that the total price of a
battery system is higher than 1030 kr/kW. | |
dc.language | eng | |
dc.publisher | NTNU | |
dc.title | A Method for Planning a Fast Charging Station | |
dc.type | Master thesis | |