A Case Study on the Grid Integration of Electric Vehicles in Norway - In combination with Solar Power, Fast Charging Stations and an Electric Ferry

Abstract

Norge er ledende i overgangen til elektriske kjøretøy, med 82,9% av alle nyregistrerte kjøretøy så langt i 2022 er elbiler. Dette høye tilskuddet av elbiler skaper utfordringer for nettoperatørene, ettersom dagens strømnett ikke er dimensjonert for å tåle denne store elektrifiseringen. Gjennomsnittlig belastning fra en elbil som lader hjemme er lav, og strømnettet i Norge vil tåle en relativt stor overgang til elbil. Et høyt antall el-lading samtidig i ett område kan imidlertid skape utfordringer for transformatorer og kabler i distribusjonsnettet. Ved å bruke fleksibiliteten til EVlading er det mulig å spre last belastningen utover dagen, i stedet for høy belastning i løpet av korte tidsperioder.

I denne masteroppgaven er påvirkningen av elbil-lading i et moderne strømnett analysert. Det er laget tre forskjellige elbil-lade caser, for å analysere hvordan ulike former for lading kan påvirke strømnettet. Det ble laget et worst case-scenario der all lading skjer rett etter arbeidstid, 16:00- 19:00, når nettet ofte er overbelastet. De to andre lade casene som ble laget, var mer fleksible, hvor den ene hadde ladestart på tilfeldige tidstrinn gjennom hele dagen, unntatt i arbeidstiden (08.00- 16.00). Det siste tilfellet hadde en langsom ladetilnærming, der alle biler lader konstant med lav effekt gjennom hele dagen, bortsett fra arbeidstiden. Strømnettet og lade casene ble analysert ved å utføre kraftstrøms-beregninger av nettet, med ulik last behov fra de forskjellige casene, over en tidsserie. Ved hjelp av disse beregningene er det mulig å analysere kraftstrømytelsen til nettet, for eksempel lastbehov, reaktiv lastbehov og spenningsstørrelser til bussene i strømnettet. å analysere kraftstrømytelsen til et strømnett er et viktig verktøy for å bestemme strøm- og spenningskvaliteten til nettet. En høy effekt- og spenningskvalitet er avgjørende for et stabilt og pålitelig strømnett.

Fra elbil-case studiene er det tydelig at utnyttelse av fleksibiliteten til EV-lading i stedet for å lade alle EV-er samtidig over en liten tidsperiode resulterer i en minimal nettpåvirkning. I et scenario med høyt belastningsbehov reduseres belastningstoppene til systemet med 6 MW fra det verste scenarioet til de fleksible ladetilfellene. Videre resulterer last reduksjonen i en økning av minimumsverdien på spenning i den svakeste bussen i strømnettet, som er hevet med 0,048 p.u. og 0,049 p.u. i de to fleksible lade casene.

For ytterligere å redusere netteffekten av den høye lastkrevende elbilladingen, er tre tilleggstiltak lagt til lade casene: En solcellepark som produserer 4.67 MW på det meste, reaktiv kraft støtte fra elbiler og to hurtig lade stasjoner & en elektrisk ferge, og et batteri lagt til HDEV FCS. Tiltakene legges til alle de tre ladetilfellene, som deretter analyseres, på samme måte som ovenfor med mest fokus på spenningsytelsene. Hvert enkelt tiltak hadde en positiv innvirkning på spenningskvaliteten. En kombinasjon av tiltakene gjorde det imidlertid mulig å heve spenningskvaliteten i systemet tilstrekkelig. Den casen som hadde best ytelse, altså minst påvirkning på strømnettet, var en flat lade case med en kombinasjon av tilleggstiltakene: PV-park, støtte for reaktiv kraft og et stort batteri.

Norway is one of the leaders in the electric vehicle (EV) transition, with 82.9% of new registered vehicles so far in 2022 being EVs. This high addition of EVs create challenges for the grid operators, as today’s power grid are not made to withstand this large electrification. The average load from an EV charging at home is low, and the power grid in Norway will withstand a relatively large transition to electric cars. However, a high number of EV charging simultaneously in one area, can create major challenges for transformers and cables in the distribution network. By using the flexibility of EV charging and other measures it is possible spread the load throughout the day, instead of high loads within short time periods.

In this master’s thesis, impact of EV charging in a modern power grid is analyzed. Three different EV charging cases are made, to analyze how different forms of charging can affect the power system. There were made one worst case scenario where all charging happens straight after work hours, 16:00-19:00, when the grid often are congested. The two other charging cases made, were more flexible, with one having charging start at randomized time steps throughout the day, except during working hours. The last case had a slow charging approach, where all cars charges constantly at a low power rate throughout the day, except during working hours. The grid and charging cases were analyzed by performing power flow calculations of the grid, with load inputs from the different cases, over a time series. By these calculations it is possible to analyze the power flow performance of the grid, for example by load demand, reactive load demand and voltage magnitudes of the buses. Analyzing power flow performance of a power grid is an important tool to determine the power and voltage quality of the grid. A high power and voltage quality are crucial for a stable and reliable power grid.

The power grid in this thesis is a test grid made from preliminary work done in CINELDI. To make the grid a modern grid are solar power production, two fast charging stations (FCS) and one electric ferry added to the system. To analyze how the EV charging impacts the power grid in different load scenarios, are two load demand scenarios defined, representing a high load demand and a low load demand.

From the EV case studies, it is evident that utilizing the flexibility of EV charging rather than charging all EVs simultaneously over a small time period, results in a minimal grid impact. In a high load demand scenario the load peaks of the system is decreased with 6 MW from the worst case scenario to the flexible charging cases. Resulting in an increase of minimum voltage magnitudes at the weakest bus, which has been raised with 0.048 p.u. and 0.049 p.u. in the two flexible charging cases. To further decrease grid impacts of the high load demanding EV charging, are three additional measures added to the charging cases: A PV park with a 4.67 MW rated power, reactive power support from EVs and fast charging stations & an electric ferry, and lastly, a battery energy storage system (BESS) added to the HDEV FCS. The measures are added to all of the three charging cases, and then analyzed, in the same way as above with main focus on the load demand and voltage performances. Each individual measure did make an positive impact on the voltage quality. However, a combination of the measures made it possible to raise the voltage quality in the system sufficiently. The overall best performing case for the power grid were a flat charging case with a combination of the additional measures: PV park, reactive power support and a large BESS.