High-Power Electric Charging in the Norwegian Distribution Grid

Abstract

Norge har satt seg et mål om å redusere klimagassutslippene med 40% innen 2030. En betydelig bidragsyter for å nå dette målet er overgangen til elektrisk transport. Hensikten med denne oppgaven var å undersøke hvordan et modellert nettverk responderte på høyeffekt lading med høy andel elbiler og hvordan ulike tiltak kunne redusere påvirkningen av lading av elbil, med fokus på de langvarige spenningsvariasjonene. Nettverket ble undersøkt ved hjelp av lastflytanalyser, som ble utført i MATPOWER, en pakke i MATLAB®. Analysen baserte seg på timesoppløste verdier, hvor det ble utført en lastflytanalyse for hver time, for 24 timer.

Ulike studier ble utført i MATLAB®, representert som forskjellige scenarier av lading. Forskjellen mellom disse ladescenariene var antall ladeuttak, varierende fra 2 til 20 uttak. For hver studie var ladestasjonen utstyrt med individuelle ladeuttak på 150 kW. Selv uten noen form for lading, ble den antatte spenningsgrensen på -5% overskredet flere timer for de høybelastede månedene. Med implementering av en ladestasjon bestående av opptil seks ladeuttak, ga det betydelige små utslag. Det mer interessante scenariet hvor det ble implementert en ladestasjon med 20 ladeuttak, ga et spenningsfall på 0,92% mer enn for scenario en, hvor ingen ladestasjon var tilkoblet. I tillegg til dette ble spenningsgrensen overskredet i ytterligere seks timer.

Metodene som ble brukt for å redusere påvirkningen av elbil lading ble introdusert som batterilagring og økt kabeltverrsnitt. Som et resultat av disse strategiene ble spenningen hevet over minimumsgrensen på -5% for de fleste timene. Det ble konkludert med at selv med en stor andel elbiler og med sitt høye effektbehov, kan spenningskvaliteten forbedres betydelig ved bruk av smarte og allerede utviklede strategier for nettforbedringer.

Norway has made a goal of reducing greenhouse gas emissions by 40% by 2030. Due to this, a significant contributor to achieving this goal is the transition to electric transportation. The purpose of this thesis was to investigate how a modelled network responded to high power consumption from high-power charging and alternatives that could be established to reduce the grid impacts, focusing on the supply voltage variations. The network was being examined through load flow analysis, which was executed in MATPOWER, a package tool in MATLAB®. The power flows were based on hourly-resolution profiles for the general loads and the charging load, thus giving a power flow result for each individual hour, simulated through one day.

Several study cases were developed in MATLAB®, represented as different scenarios of charging. The major difference between these charging scenarios was the number of charging outlets, varying from 2 to 20 outlets. Each case was equipped with individual charging outlets of 150kW. Even without any form of charging, the assumed voltage limit of -5% was exceeded for several hours considering high demand months. With the implementation of a charging station consisting of up to six outlets, the results expressed the considerably small impacts of these charging alternatives. The more interesting study case where the power system was exposed to a charging station with 20 outlets, gave an additional voltage drop of 0.92% for the most critical hour, compared to the initial case. In addition to that, the voltage threshold was exceeded for an additional six hours.

The methods used to reduce the grid impacts from electric passenger car (EV) charging were presented as battery storage for peak-shaving and increased cross-section for reducing losses. As a result of these strategies, the voltage was raised above the minimum limit of -5% for the majority of the day. It was concluded that even with a large EV scale and with its high power consumption, the voltage quality could be improved by a considerable amount by using smart and already developed strategies for grid improvements.