Utfordringer i distribusjonsnettet ved elektrifisering av veitrafikken

Abstract

Samfunnet står nå ovenfor store klimautfordringer som medfører at klimagassutslipp skal kuttes med 55% innen 2030. Veitrafikken er en av sektorene som skal bidra til dette kuttet, som medfører at fossile kilder i stor grad skal erstattes ved elektrifisering.

Elektrifiseringen av veitrafikken er allerede i full gang, hvor det primært er blant kjøretøy under 3500kg utviklingen har eksplodert dem siste ti årene. Helelektriske biler dekker nå 14% av den norske bilparken, og blant nybilsalget i 2022 stod elbiler for nesten 80%. Dette medfører relativt stor sikkerhet for at det primært er elektriske biler i 2040. Blant kjøretøy over 3500kg har det vært svært liten utvikling inntil videre, og det er fortsatt knyttet stor usikkerhet til hvor fort og hvor stor andel av tungtrafikken som vil elektrifiseres. Ut fra dette ble det laget tre Trafikkscenarioer for Hallingdal i 2040.

Hovedfokuset i oppgaven er å undersøke hvilket effektbehov elektrifiseringen medfører, og om det skaper kapasitetsutfordringer i distribusjonsnettet. Distribusjonsnettet som er benyttet i analysen dekker Hallingdal som er et distriktsområde langs RV7 mellom Oslo og Bergen. Området bærer preg av en høy andel hytter og fritidsboliger, samt mye tungtrafikk mellom øst og vest som kjører RV7 gjennom Hallingdal.

Analysen av hvilken innvirkning elektrifiseringen vil ha for distribusjonsnettet gjøres gjennom to adskilte simuleringer, en for høyspent- og en for lavspentnett. For hvert av nettnivåene kjøres simulering av normallading ved hver sluttbruker, med ulike trafikkscenarioer og ulike adferd-scenarioer for Normallading. I tillegg gjøres det simuleringer gjennom Netbas for Leveringskvaliteten i lavspentnett. For høyspentnettet simuleres effektbehovet, utvidet til å omfatte lading av tungtrafikken i tillegg til både normal- og hurtiglading for personbiler.

Resultatene viser at effekten analysert nett belastes med vil bli over 90MW de høyeste timene selv ved lavt trafikkscenario. Ved å benytte prisregulerte systemer vil makseffekten ha en signifikant reduksjon på 34% ved lavt scenario, mens høyt scenario medfører maks effekt på 116MW og 22% reduksjon for prisregulert adferd. Ettersom lastbalansering mot kundespesifikk kapasitet vil gi utslag for en svært liten andel av sluttbrukere, vil det primært være effektintensive forbrukere som har potensiale til ytterligere reduksjon av affekttoppene ved lastbalansering.

For de spesifikke radialene i høyspentnettet er kombinasjonen av ulike forbrukere svært viktig i tillegg til adferd ved lading. En priskontrollert adferd ved normallading var svært gunstig i møte med det generelle forbruket i bolig og fritidsbolig. Slik adferd har også egnede egenskaper i kombinasjon med hurtiglading av biler, mens lastebillading er svært uhensiktsmessig å kombinere med priskontrollert lading. Lading av tungtrafikken er i større grad hensiktsmessig å kombinere med næringsvirksomheter eller hurtiglading av biler.

Normallading tilkobles i lavspentnettet, primært gjennom boliger og fritidsboliger. Det er i likhet med høyspentnettet svært god nytte av prisstyrt lading for å redusere effekttoppene. Lavspentnettet antas å få over dobling av makseffekten ved samtlige scenarioer, og relativt liten differanse mellom trafikkscenarioene. Minimumsscenarioet med lastbalansert lading resulterer i behov for å øke kapasiteten i 2% av kundespesifikt- og 11% av matenettet innen 2040. flesteparten av anleggene med kapasitetsmangel er tilknyttet 230V nett, mens det trengs svært lite utbedringer i 415V nett. Ved å endre til ukontrollert adferd vil forventningen endres til henholdsvis 21% og 43%.

Leveringskvaliteten i lavspentnettet hadde lite utfordringer, hvor spenningskvalitet var det mest utsatte målet. Det viste seg å være svært lite problemer tilknyttet ren lading av elbiler, men for V2G og andre innmatinger i lavspentnettet er det behov for videre arbeid med kartlegging av potensialet. Ved innmating begrenser overspenning kapasiteten for innmating, hvor resultatet var at 12% av sluttbrukerne kun har kapasitet til 2 – 4KW innmating i lavspentnettet.

Samlet resultat for oppgaven viser at det er en svært stor økning i effektbehovet, som vil medføre utfordringer for distribusjonsnettet de kommende årene. Hvor store utfordringene vil bli er svært avhengige av adferd og grad av elektrifisering for ulike sektorer. Dette medfører at det i tiden fremover er viktig med virkemidler som oppfordrer sluttbrukere til å ta i bruk teknologi som gir god utnyttelse av kraftsystemet.

For en effektiv utnyttelse, drift og utvikling av distribusjonsnettet, vil utvikling av nye digitale verktøy være essensielt. Gjennom slike systemer vil en ikke bare kunne gjøre riktige prioriteringer av prosjekter basert på reell data, men en vil også kunne oppdage utfordringer tidligere, som kan øke leveringssikkerheten.

Society is now faced with a major climate challenge, where there are public goal to decrease greenhouse gas emissions 55% by 2030. Road traffic is one of the sectors that must contribute to this cut, which means that fossil fuels must be replaced by sources like electricity.

The electrification of road transportation in good progress, where its mainly among cars that the development has increased the past 10 years. Fully electric cars are covering 14% of the Norwegian car fleet, and among new car sale the fully electric cars accounted for almost 80%. With the business as usual perspective there is a relatively high degree of certainty that cars primarily will be electric vehicles by 2040. Among heavy duty vehicles like trucks and busses, there has been very little development so far. This create a great uncertainty about how quickly and in what degree the electrification will be among heavy duty vehicles. Based on this there is made three scenarios for the traffic trough Hallingdal in 2040. Scenarios spread with 85%-100% degree of electrification for cars, and 15%-75% degree of electrification for heavy vehicles.

The main focus of the thesis is to investigate what power demand the electrification entail, and whether it results in capacity challenges for the distribution network. The distribution network used in this study covers Hallingdal witch is a districts area along the main road RV7 between east and west of Norway. The area is characterized by a high portion of holiday homes, as well as a lot of heavy duty traffic between east and west.

The analysis are investigating what impact electrification of transportation will have for the the distribution network. The investigation is done trough two separate simulations, one for high voltage- and one for low voltage-grid. For each grid level a simulation of AC charging for each user is accumulated and run for the different traffic and behavior scenarios. In addition there is run simulation trough Netbas to check the quality of energy-supply. For the high volage grid the simulations has been extended to include DC-charging for both cars and heavy duty traffic.

The results show that the power demand in the analyzed grid will exceed 90MW in peak hours, even in a low traffic scenario. By introducing price-regulated AC-charging the power demand will be reduced by 34% in low traffic scenario. By using the high traffic scenario the demand will increase to 116MW for uncontrolled charging and 22% reduction potential with price regulated AC-Charging behavior. As load balancing at customer-specific will result in a very small proportion of consumers and power demand, its primarily power-intensive consumers who have potential to further reduce power peaks.

For specific parts of the high-voltage grid, the combination of consumer characteristics and behavior are important. A price-controlled AC-charging was very favorable in the face of general consumption in homes and holyday homes. Such behavior has suitable characteristics to put in combination with rapid chargers for cars, while heavy duty vehicle is inappropriate to combine with AC-charging. Truck charging is to a greater extent appropriate to combine with commercial activity or rapid charging for cars.

AC-charging is connected to the low-voltage grid, primarily trough homes and holiday homes. Alike the high voltage grid the price controlled behavior makes a great reduction in power peaks. The power increase exceeds a doubling even for load balancing charging, and ther’s a relatively low difference between the traffic scenarios. The minimum scenario for increased capacity needs suggests that 2% of customer-specific and 11% of the feeding grid will require reinforcement by 2040. A large share of facilities with capacity shortage have connection to 230V, while minimal improvement are required in the 415V grid. By changing to uncontrolled behavior the expectations shifts to 21% and 43% respectively.

The power quality in low-voltage grid presents a few challenges, with voltage quality being the most vulnerable aspect. There were very few problems associated with pure charging, but further work is needed to proper assess the challenges and potential for vehicle-to-grid (V2G) and other feed-ins. When feeding into the grid, overvoltage limits the feeding capacity in begrudgingly areas. This areas contains 12% of the end users, and have capacity for maximum feed-in of 2 – 4KW.

The overall results of the study indicate a significant increase in power demand, which will pose challenges for the distribution grid in the coming years. The magnitude of these challenges heavily depends on behavior and the extent of electrification across different sectors. Therefor important to implement measures that encourage end user to adopt technologies that efficiently utilize the power system.

To achieve effective utilization, operation and development of the distribution grid, the development of new digital tools is essential. Trough such systems not only can proper project prioritization be based on real data, but challenges can also be identified earlier, thereby enhancing delivery reliability.