Optimal udnyttelse af el-distributionsnettet. Metoder til anvendelse af restkapacitet til fleksibelt forbrug

Transkript

1 Optimal udnyttelse af el-distributionsnettet Metoder til anvendelse af restkapacitet til fleksibelt forbrug februar - juli 2011

2

3 Forfatter: Udgivelsesdato: 19. september 2011 Titel: Optimal udnyttelse af el-distributionsnettet - Metoder til anvendelse af restkapacitet til fleksibelt forbrug Afdeling: Intelligent Energy Systems Projektperiode: 1. februar juli 2011 ECTS: 30 Uddannelse: Retning: Vejledere: Klasse: Udgave: Bemærkninger: Kandidat Bæredygtig Energi Peter Meibom, Jacob Østergaard & Hans Knudsen Offentlig 2. udgave Denne rapport er indleveret som led i opfyldelsen af kravene til ovenstående uddannelse på Danmarks Tekniske Universitet. Copyright:, 2011 Sider: 93 Tabeller: 21 Referencer: 31 Afdelingen for Informationsservice Risø Nationallaboratoriet for Bæredygtig Energi Danmarks Tekniske Universitet Postboks Roskilde Danmark Telefon bibl@risoe.dtu.dk Fax

4

5 Masterprojekt februar-juli 2011 Optimal udnyttelse af el-distributionsnettet Metoder til anvendelse af restkapacitet til fleksibelt forbrug

6 Forord Denne rapport beskriver forløbet og præsenterer resultaterne af et masterprojekt ved Danmarks Tekniske Universitet, der er udført i perioden 1. februar 2011 til 14. juli Projektet, som er normeret til 30 ECTS-point, er en del af kravet for at opnå graden civilingeniør i Bæredygtig Energi. Projektet er udført i tæt samarbejde med afdelingen Netstrategi i DONG Energy Sales & Distribution, hvor undertegnede siden 1. april 2011 har været ansat som Strategisk Netplanlægger. Professor Peter Meibom fra afdelingen Intelligente Energisystemer på RISØ DTU har været hovedvejleder på projektet, mens professor Jacob Østergaard centerleder for Center for Elteknologi har fungeret som medvejleder. Jeg vil gerne benytte lejligheden til at takke dem begge for deres store engagement og interesse for dette projekt. En stor tak skal desuden lyde til min kollega og faglige vejleder Hans Knudsen. Udover den faglige sparring - og udlån at private bøger - har Hans gennem hele forløbet guidet og støttet mig. Derudover vil jeg gerne takke Asger Eiland for at implementere modellen til bestemmelse af elbilers behov for kapacitet i et MATLAB script. Ydermere vil jeg takke Asger Eiland for hans opbakning under hele projektperioden. Jeg vil desuden takke Annelise Madsen for gentagne gange at have læst rapporten for at kunne give input til den sproglige formulering, samt tak til Lars Engel for korrekturlæsning. Sidst men ikke mindst vil jeg gerne takke mine kollegaer i Netstrategi for deres forståelse for, at jeg ikke kunne arbejde på fuld kraft, mens projektet stod på. Holte, den 14. juli 2011 Denne udgave af rapporten er en revideret udgave og altså ikke den udgave, som jeg er blevet bedømt på. I denne udgave er der foretaget små indholdsmæssige ændringer i kapitel 5 og kapitel 6, og de dertilhørende ændringer i konklusionen i kapitel 7. Dette indebærer, at Formel 7, Formel 8 og Formel 9 er ændret og der er tilføjet en Formel 10. Udover de indholdsmæssige ændringer, er der foretaget grammatiske og sproglige rettelser i hele rapporten og referencelisten er blevet justeret. Holte, den 19. september 2011 II

7 Resumé Det er almindelig kendt, at introduktionen af nye fleksible forbrugstyper f.eks. elbiler vil bidrage positivt til opretholdelsen af el-systemets balance mellem produktion og forbrug. Introduktionen af fleksible forbrugstyper, kan dog indebære en del udfordringer for distributionsselskaberne. Det skyldes, at forsyningen af det fleksible forbrug vil medføre en betydelig stigning i den dimensionerende belastning af eldistributionsnettene, såfremt det fleksible forbrug placeres på tidspunkter, hvor el-distributionsnettene i forvejen er højt belastede. I 2010 udførte Dansk Energi og Energinet.dk et fælles projekt med titlen Smart Grid i Danmark, hvor det blandt andet blev konkluderet, at det er mest økonomisk fordelagtig i forhold til samfundsøkonomien at implementere et Smart Grid med spidslastudjævning (1). Visionen i forhold til et Smart Grid med spidslastudjævning er, at størstedelen af det fleksible forbrug skal placeres på tidspunkter, hvor der er ledig kapacitet i el-distributionsnettet. Altså på tidspunkter, hvor det traditionelle forbrug er lavt. Dette projekt har gennem fire områder belyst, hvorledes den ledige kapacitet i el-distributionsnettet kan anvendes mest hensigtsmæssigt til at forsyne fleksible forbrugsenheder. Den ledige kapacitet i et givet område på et givet tidspunkt er den del af kapaciteten, der ikke anvendes til forsyning af det traditionelle forbrug. I første del af projektet er der udarbejdet en metode, der kan anvendes til at beregne den ledige kapacitet i el-distributionsnettet et givet sted på et givet tidspunkt. I beregningen tages der både højde for den geografiske placering af det forventede fleksible forbrug, og at en radial kan befinde sig i flere forskellige koblingssituationer. I anden del af projektet er der fremstillet et signalement af en fleksibel forbrugstype, der kan anvendes til at beskrive forbrugstypens behov for kapacitet i en given time. I udarbejdelsen af signalementet tages der udgangspunkt i, at der bør skelnes imellem om forbrugeren, der ejer den enkelte forbrugsenhed har et nødvendigt behov for at placeres forbruget på et givet tidspunkt og eller om forbrugeren har et ønske om at placere forbruget på et givet tidspunkt. Distributionsselskabet er forpligtet til at dimensionere el-distributionsnettet med tilstrækkelig kapacitet til både forsyning af det traditionelle og det fleksible forbrug. Der eksisterer allerede planlægningsværktøjer til at dimensionere el-distributionsnettet til det traditionelle forbrug. I tredje del af projekt er der dannet et nyt kriterium for dimensionering af tilstrækkelig kapacitet til det fleksible forbrug, der kan indpasses i de eksisterende planlægningsværktøjer. For at spidslastudjævningen kan realiseres, skal der eksistere en mekanisme, der sørger for at det fleksible forbrug reguleres, således at forsyningen af det fleksible forbrug ikke medfører en overskridelse den kapacitet, der er til rådighed på et givet sted på et givet tidspunkt. I fjerde del af projektet er der beskrevet tre mulige koncepter med hver sin mekanisme til regulering af det fleksible forbrug. III

8 Abstract It is well known that the introduction of new types of flexible electricity consumers such as electric vehicles will have a positive contribution to the energy balance of the power system. However, the introduction of new types of flexible electricity consumers can imply some challenges for the utilities that owns and operate the distribution grids. This is caused by the fact that the flexible consumption will cause major rise of the dimensioning load of the distribution grid if the flexible consumption is consumed at that time of the day where the distribution grid already are high loaded. In 2010 the industry association of the Danish utilities Dansk Energi and the Danish TSO Energinet.dk carried out a common project called Smart Grid in Denmark. Among other things the conclusion of the project was that from a socio-economic point of view it is beneficial to implement a Smart Grid with peak shaving. The vision of a Smart Grid with peak shaving is that the major part of the flexible consumption must be consumed when there is spare capacity in the distribution grid. That is at times where the traditional consumption is low. This project has through four themes studied how the spare capacity in the distribution grid in the most appropriate way can be used to supply electricity to the flexible consumers. The spare capacity in a certain area at a certain time is defined as the capacity that is not used to supply the traditional consumers. In the first part of this project a method that can be used to calculate to spare capacity in a certain area of the grid at a certain time is developed. In the calculation both the geographical location of the expected flexible consumers and the different situations a feeder can experience is taken into consideration. In the second part of the project a description of one type of a flexible consumer is produced. The description can be used to describe the need of the type of consumer for capacity at a certain time. The description is based on the premise that there must be distinguished between if a consumer has a need or a desire to consume at a certain time. The utility that own and operate the distribution grid is obliged to dimension the distribution grid with adequate capacity to supply both the traditional and the flexible consumption. There exists planning tools to dimension the distribution grid to the traditional consumption. In the third part of the project a new criterion for dimensioning the distribution grid with adequate capacity to the flexible consumption is formed. The new criterion can fit into the existing planning tools. In order to realise a Smart Grid with peak shaving there must exist a mechanism that take care of the regulation of the flexible consumption so that the supply of the flexible consumption in a certain area at a certain time doesn't exceed the capacity that is available. In the fourth part of the project three possible concepts having their own mechanism for regulation of the flexible consumption is described. IV

9 Indholdsfortegnelse 1 INDLEDNING BAGGRUND FOR PROJEKTET PROBLEMFORMULERING FORUDSÆTNINGER FOR PROJEKTET ELFORSYNINGSLOVEN DONG ENERGY'S 10 KV NET NORD OG VEST FOR KØBENHAVN NETSTRUKTUR I NORD ELNET DIMENSIONERINGSPRAKSIS FOR NORD ELNET DRIFT AF NORD ELNET DATA OG BEREGNINGSVÆRKTØJER OPDELING I TRADITIONELT OG FLEKSIBELT FORBRUG METODE TIL BEREGNING AF LEDIG KAPACITET FORMÅL DATA OG VÆRKTØJER ANVENDT TIL BEREGNINGSMETODEN ESTIMERET BELASTNINGSSTIGNING I 2025 IFØLGE KARLSVOGNEN NEPLAN METODEVALG INDDELING AF ZONER BESTEMMELSE AF KAPACITET TIL FORSYNING AF FIKTIVT FORBRUG BESKRIVELSE AF KOBLINGSSITUATIONER FOR RADIALER METODE TIL BESTEMMELSE AF LEDIG KAPACITET I ZONERNE INDLEDENDE VALG FOR SAMTLIGE RADIALER ANALYSE AF KONKRETE KOBLINGSSITUATIONER ANALYSE AF EN ENKELT ZONE VALG AF KOBLINGSSITUATIONER ANALYSE AF KOBLINGSSITUATIONER V

10 3.6 OPSUMMERING AF METODEVALG EN ZONE PER RADIAL EN FEJLSITUATION DER REPRÆSENTERER ALLE FEJLSITUATIONER EN VÆRDI DER GÆLDER FOR ALLE KOBLINGSSITUATIONER EN BELASTNINGSGRÆNSE PÅ 70 % SIGNALEMENT AF ELBILER FORMÅL ANALYSER DER DANNER BAGGRUND FOR SIGNALEMENTET PROJEKTERNE KARLSVOGNEN OG SMART GRID I DANMARK ANALYSE I EDISON REGI MASTERPROJEKT OM OPTIMAL OPLADNING AF ELBILER OPSUMMERING AF PARAMETRE FRA DE FORSKELLIGE PROJEKTER BESTEMMELSE AF NØDVENDIG KAPACITET DEFINITION AF STANDARD ELBIL MED ET LADEBEHOV SANDSYNLIGHEDEN FOR AT ET ANTAL ELBILER VIL LADE I ET VINDUE DEN NØDVENDIGE KAPACITET I ET VINDUE MODEL TIL BESTEMMELSE AF NØDVENDIG KAPACITET PARAMETRE DØGNFORBRUG OG LADEEFFEKT LADEVINDUER OG BEHOV FOR OPLADNING VALG AF LADEMØNSTER ANALYSE AF EN ENKELT ZONE OPSUMMERING AF METODEVALG ANVENDELSE AF BINOMIALFORDELING STANDARD ELBILEN LADER ÉN GANG I DØGNET DEN ENKELTE NETSTATION INDDRAGES I BEREGNINGEN NYE DIMENSIONERINGSPRINCIPPER FORMÅL DIMENSIONERING DER TAGER HØJDE FOR FLEKSIBELT FORBRUG NYE DIMENSIONERINGSPRINCIPPER ANVENDT PÅ ET OMRÅDE VI

11 6 FORDELING AF KAPACITET BLANDT FORBRUGERNE INTRODUKTION KAPACITET TIL RÅDIGHED TIL DET FLEKSIBLE FORBRUG MULIGE KONCEPTER TIL FORDELING AF KAPACITET KONCEPT 1: FORDELING VED BRUG AF EN FORDELINGSNØGLE KONCEPT 2: FORDELING VED BRUG AF ET KAPACITETSMARKED KONCEPT 3: REGULERING MED DYNAMISKE NETTARIFFER AFTALEFORHOLD MELLEM FORBRUGER OG ELHANDLER AFTALEFORHOLD A: DET FLEKSIBLE FORBRUG STYRES DIREKTE AFTALEFORHOLD B: DET FLEKSIBLE FORBRUG STYRES INDIREKTE AFTALEFORHOLD X: EN KOMBINATION AF A OG B REGULERING AF DET FLEKSIBLE FORBRUG KONCEPT 1 OG KONCEPT KONCEPT DISKUSSION AF FORDELENE OG ULEMPERNE VED KONCEPTERNE KONCEPT KONCEPT KONCEPT KONKLUSION OG FORSLAG TIL VIDERE ARBEJDE KONKLUSION FOKUSOMRÅDE FOKUSOMRÅDE FOKUSOMRÅDE FOKUSOMRÅDE FORSLAG TIL FREMTIDIGE ANALYSER REFERENCER LISTER OVER FIGURER OG TABELLER FIGURER TABELLER VII

12 Ordbog over anvendte begreber I den følgende rapport er der anvendt en række begreber, der i andre sammenhænge, tillægges lidt andre betydninger, end jeg har valgt at tillægge dem. Desuden er der til formålet defineret nogle begreber, der er anvendt i beskrivelsen af de områder, som er blevet belyst i dette projekt. For at undgå forvirring findes der herunder en kort beskrivelse af de begreber, der kan risikere at give anledning til forvirring. Traditionelt forbrug Traditionelt forbrug anvendes som en fællesbetegnelse for de forbrugstyper, der ikke agerer fleksibelt. Distributionsselskabet er i besiddelse af skabeloner, der beskriver de forskellige traditionelle forbrugstypers døgnforbrug. Fleksibelt forbrug Fleksibelt forbrug anvendes som en fællesbetegnelse for de forbrugstyper, der er i stand til at agere fleksibelt. Disse forudsættes at være direkte eller indirekte styret af udefrakommende signaler. Belastningsgrænse Belastningsgrænsen er den øvre grænse, hvormed kablerne i el-distributionsnettet må belastet. Den eksisterende belastningsgrænse for kabler i DONG Energy Nord Elnets 10 kv net er - i planlægningen af nettet - 70 % af nominel effekt i normal koblingstilstand. Ledig kapacitet og restkapacitet Ledig kapacitet er synonymt med restkapacitet. Begge begreber anvendes til at beskrive, den kapacitet i nettet, der ikke anvendes til at forsyne det traditionelle forbrug, og som derfor står uudnyttet hen. Kapacitet til rådighed til fleksibelt forbrug Kapacitet til rådighed til fleksibelt forbrug betegner den del af den ledige kapacitet, der kan afsættes til at forsyne det fleksible forbrug. Kapacitetsgrænse Kapacitetsgrænsen anvendes til at beskrive, de grænser som det fleksible forbrug skal holde sig indenfor, som følge af omfanget den kapacitet, der er til rådighed til det fleksible forbrug. Porteføljeoperatør Porteføljeoperatør anvendes som en betegnelse for en elhandler, der direkte er i stand til at styre forbrugsenhederne i sin kundeportefølje. Forbrugsbalanceansvarlig Forbrugsbalanceansvarlig anvendes som en betegnelse for en elhander, der indirekte styrer forbrugsenhederne i sin kundeportefølje ved at udsende prissignaler. VIII

13 1 Indledning 1.1 Baggrund for projektet Det elforbrug, der hidtil har eksisteret, varierer henover døgnet og året efter et kendt mønster. For husstande er forbruget bestemt af beboernes vaner, og for erhvervene er forbruget ligeledes bestemt af medarbejdernes daglige gøren og laden. Hidtil har produktionen af elektrisk energi været drevet af forbrugernes efterspørgsel. Begrebet Smart Grid indeholder blandt andet idéen om, at en del af den elektriske energi i fremtiden skal forbruges på tidspunkter, hvor den kan produceres billigst og mest miljørigtigt. For at dette kan blive en realitet skal dele af Danmarks samlede forbrug af elektrisk energi være regulerbart, forstået på den måde at forbrugerne skal være fleksible i forhold til, hvornår de forbruger elektrisk energi. Det traditionelle forbrug, der er bestemt af forbrugernes vaner er meget ufleksibelt. Nye typer forbrugsenheder som for eksempel elbiler rykker dog ved billedet af, at elektrisk energi forbruges efter et givent mønster. Elbiler har den egenskab, at de ikke behøver at forbruge elektrisk energi på et bestemt tidspunkt. I stedet skal batteriet blot være fuldt opladt til et bestemt tidspunkt. Denne fleksibilitet i elforbruget er afgørende for, at idéen om, at elforbrug kan reguleres, kan realiseres. At nye typer forbrugsenheder kan agere mere fleksibelt i forhold til det traditionelle forbrug, er altså en fordel i forhold til elsystemets balance mellem forbrug og produktion, den såkaldte energibalance. Introduktionen af fleksibelt forbrug kan dog indebære en del udfordringer for distributionsselskaberne. Det skyldes, at forsyningen af det fleksible forbrug vil medføre en betydelig stigning i den dimensionerende effekt for el-distributionsnettene, såfremt det fleksible forbrug placeres på tidspunkter, hvor eldistributionsnettene i forvejen er højt belastede. Størstedelen af analyserne af introduktionen af fleksibelt forbrug i det danske elsystem fokuserer primært på energibalancen og nævner kun perifert udfordringerne i el-distributionsnettene. I 2010 udførte Dansk Energi og Energinet.dk et fælles projekt med titlen Smart Grid i Danmark. En del af målene med dette projekt var at afgøre om det var mest økonomisk fordelagtigt i forhold til samfundsøkonomien, at foretage en kraftig udbygning af de danske el-distributionsnet med plads til, at de nye forbrugsenheder i fremtiden kunne agere fuldstændig fleksibelt, eller om de nye forbrugsenheders fleksibilitet skulle begrænses, så der dermed kun vil være behov for en mindre udbygning af eldistributionsnettene (1). Begrænsningen i fleksibiliteten består i, at det fleksible forbrug reguleres således, at det så vidt muligt ikke placeres på tidspunkter, hvor el-distributionsnettene i forvejen er højt belastede. At regulere forbruget efter dette kriterium samtidig med at forbruget reguleres i forhold til at opretholde energibalancen kaldes i nærværende projekt for et Smart Grid med spidslastudjævning. DONG Energy Eldistribution bidrog til projektet Smart Grid i Danmark ved at udføre beregninger af omkostningerne ved forstærkningen af DONG Energy's el-distributionsnet ved de to scenarier. Det var et ret omfattende arbejde, der i DONG Energy blev kaldt for projekt Karlsvognen. I Karlsvognen blev det konkluderet, at der opnås et betydeligt besparelsespotentiale ved at implementere et Smart Grid med spidslast- Side 1

14 udjævning frem for at udbygge nettet til, at de nye forbrugsenheder kunne agere fuldstændig fleksibelt. I Karlsvognen blev det yderligere konkluderet, at det største besparelsespotentiale ligger i 10 kv distributionsnettet, samt i spændingsniveauer derover (2). I Smart Grid i Danmark der både undersøgte gevinsterne og omkostningerne ved de to scenarier, blev det konkluderet, at det er mest økonomisk fordelagtig at implementere et Smart Grid med spidslastudjævning (1). Som opfølgning på Karlsvognen udførte DONG Energy Eldistribution slutningen af 2010 projektet DSOydelser, tariffer og markedsforskrifter Analyse af spidslastudjævning i el-distributionsnettet 1 med undertegnede som projektdeltager. Projektet formål var at analysere hvad der, set med et distributionsselskabs briller, skulle til for at kunne etablere et Smart Grid med spidslastudjævning. Projektgruppen vurderede, at distributionsnettet bør opdeles i et antal zoner. Opdelingen i zoner gør, at distributionsselskabet er i stand til at kunne beregne, hvor meget kapacitet, der er til rådighed for det fleksible forbrug i hver enkelt zone i på et givet tidspunkt. Desuden vurderede projektgruppen, at i et Smart Grid med spidslastudjævning, skal distributionsselskabet fortsat dimensionere distributionsnettet med tilstrækkelig kapacitet til både det traditionelle og det forventede fleksible forbrug. Hermed menes, at det fleksible forbrug ikke udelukkende kan forsynes ved at gøre brug af den ledige kapacitet i distributionsnettet. Projektgruppen vurderede altså, at trods spidslastudjævning, vil en del af forsyningen af det fleksible forbrug medføre en forøgelse af den dimensionerede effekt for el-distributionsnettet, hvilket betyder at netforstærkninger forsaget af et øget antal fleksible forbrugere, er uundgåeligt. (3) Projektgruppen udarbejdede tre modeller til spidslastudjævning i distributionsnettet. Alle tre modeller tager udgangspunkt i, at spidslastudjævning kan håndteres ved, at distributionsnettet afgør, hvor meget kapacitet, der er til rådighed til det fleksible forbrug i en given zone på et givet tidspunkt, og at det fleksible forbrug reguleres, så forsyningen af det fleksible forbrug, ikke overskrider den kapacitet, der er til rådighed. Projektgruppen anbefalede, at forbrugernes elhandlere skulle have ansvaret for denne regulering. Det var dog uden for projektets rammer, at analysere forskellige mekanismer til regulering af det fleksible forbrug.(3) Formålet med nærværende projekt er at komme med konkrete forslag til, hvordan anbefalingerne fra DSO-projektet kan realiseres. Projektet behandler tre planlægningsmæssige udfordringer og en driftsmæssig udfordring. Projektets mål indenfor de tre planlægningsmæssige udfordringer er beskrevet herunder: 1. Der skal udarbejdes en metode til at beregne den ledige kapacitet i el-distributionsnettet. 2. Der skal udarbejdes en metode til at kvantificere de fleksible forbrugeres behov for netkapacitet 1 Projektet DSO-ydelser, tariffer og markedsforskrifter Analyse af spidslastudjævning i el-distributions-nettet omtales herefter som DSO-projektet. Side 2

15 3. Der skal gives forslag til nye dimensioneringsprincipper, der skal sikre, at el-distributionsnettet dimensioneres, således at de fleksible forbrugeres behov for kapacitet kan opfyldes. De tre planlægningsmæssige udfordringer vedrører udelukkende distributionsselskabernes langsigtede planlægning af dimensioneringen af distributionsnettet. Omstillingen til et Smart Grid med spidslastudjævning kan dog ikke bygges udelukkende på planlægning fra distributionsselskabets side. Omstillingen kræver, at distributionsselskabets møde at drive nettet på, ændres. Dette er den driftsmæssige udfordring. Projektets mål indenfor den driftsmæssige udfordring er at beskrive mulige koncepter for, hvordan distributionsselskabet i samspil med elhandlerne kan sikre, at det fleksible forbrug reguleres, så kapaciteten til forsyning af det fleksible forbrug, ikke overskrider den kapacitet, der er til rådighed til det fleksible forbrug. Projektets mål er yderligere beskrevet i problemformuleringen. 1.2 Problemformulering Projektet søger at belyse, hvorledes den ledige kapacitet i el-distributionsnettet kan anvendes til at forsyne fleksible forbrugsenheder som for eksempel elbiler. Projektet belyser emnet gennem fire områder: 1. Metode til bestemmelse af ledig kapacitet i el-distributionsnettet 2. Signalement af fleksible forbrugsenheder 3. Forslag til nye dimensioneringskriterier for 10 kv el-distributionsnet, der tager højde for det fleksible forbrug 4. Mulige koncepter for, hvordan kapaciteten, der er til rådighed til det fleksible forbrug, skal fordeles blandt de fleksible forbrugere. I projektet tages der udgangspunkt i DONG Energy s 10 kv el-distributionsnet Nord Elnet, og til løsningen af projektet anvendes DONG Energy s data og beregningsværktøjer. Det er dog tanken, at projektets konklusioner også vil være gældende for andre 10 kv el-distributionsnet. De fire områder er uddybet i det følgende. Metode til beregning af ledig kapacitet i 10 kv el-distributionsnettet Ved anvendelse af DONG Energy's data og beregningsværktøjer skal der udarbejdes en metode til beregning af den ledige kapacitet, også kaldet restkapacitet, i DONG Energy s 10 kv eldistributionsnet Nord Elnet. Der skal gives et forslag til, hvorledes nettet kan opdeles i et antal zoner, sådan at den ledige kapacitet for den enkelte zone, kan beregnes. Signalement af en eller flere typer fleksible forbrugsenheder På baggrund af litteraturstudier skal der udarbejdes et signalement af en eller flere typer fleksible forbrugsenheder. Signalementet skal indeholde oplysninger om årligt forbrug, døgnforbrug, mak- Side 3

16 simal belastning og fleksibilitetsmuligheder for den enkelte forbrugsenhed. Derudover skal signalementet forklare, hvordan beskrivelsen af en enkelt forbrugsenhed kan aggregeres op til et antal forbrugsenheder. Signalementet skal kunne anvendes i dimensioneringen af el-distributionsnettet på lige fod med traditionelle forbrugstyper Nye dimensioneringskriterier 10 kv nettet Gennem studier af den gældende dimensioneringspraksis for DONG Energy el-distributionsnet og signalementerne af de fleksible forbrugsenheder, skal der opstilles nye dimensioneringskriterier for el-distributionsnettet. Størrelsen af den energimængde, der skal være kapacitet til i timer med lavt traditionelt forbrug for at dække det fleksible forbrugs energibehov med tilstrækkelig frihedsgrad for forbrugerne, skal fastlægges. Det skal beskrives, hvordan et tilstrækkeligt bånd i den ledige kapacitet en såkaldt sikkerhedsmargen, der sikrer, at der er fuldstændig sikkerhed for, at der ikke sker overbelastningerne kan fastsættes. Beskrivelse af mulige koncepter for, hvordan det fleksible forbrug reguleres, så forsyningen af det fleksible forbrug udnytter den kapacitet, der er til rådighed Aktørerne, der bliver en del af det nye koncept, skal beskrives. Tre mulige koncepter for hvorledes kapaciteten der er til rådighed til det fleksible forbrug skal fordeles, skal beskrives: 1. Tildeling af kapacitet ud fra en fordelingsnøgle, der afhænger af elhandlerens fleksible kundeportefølje, hvor der tages højde for typernes konkrete fleksibilitetsmuligheder. 2. Et kapacitetsmarked for elhandlere, hvor elhandlerne skal byde for at få tildelt kapacitet. 3. Dynamiske nettariffer udarbejdet af distributionsselskabet Mulige barrierer, der hindrer implementeringen af de tre koncepter, skal diskuteres Side 4

17 2 Forudsætninger for projektet 2.1 Elforsyningsloven Mens produktionen af og salg af elektrisk energi er blevet markedsgjort, varetages transporten af elektrisk energi stadig af monopolselskaber. Det skyldes, at det er forbundet med for store omkostninger at anlægge og drive parallelle net til transport af elektrisk energi. Nettene, der transporterer den elektriske energi er en del af den danske infrastruktur, og er derfor et samfundsanliggende. Samtlige virksomheder, der ejer net til transport af elektrisk energi er omfattet af Elforsyningsloven, som ifølge 1 til formål at: " at sikre, at landets elforsyning tilrettelægges og gennemføres i overensstemmelse med hensynet til forsyningssikkerhed, samfundsøkonomi, miljø og forbrugerbeskyttelse." (4) På lige fod med andre virksomheder, der ejer infrastruktur i Danmark, er virksomheder, som ejer og driver net til transport af elektricitet reguleret af myndighederne. Regulering af monopolvirksomheder har til formål at simulere en konkurrencesituation for de regulerede virksomheder og derigennem opnå øget effektivisering af virksomhederne (5). Netvirksomheder og regionale transmissionvirksomheder er underlagt en indtægtsrammeregulering og en prisloftsregulering, hvilket fremgår af elforsyningslovens 70. Reguleringen har til formål at sikre, at virksomhederne løbende foretager effektiviseringer, samt at de ikke foretager unødige investeringer, der i sidste ende skal betales af elforbrugerne. For at opretholde den danske el-infrastruktur og skabe så lige vilkår for elforbrugerne som muligt, angiver elforsyningslovens 6, at alle i Danmark har ret til at blive forsynet med elektricitet uanset bopæl. DONG Energy Eldistribution har som netvirksomhed, i henhold til elforsyningslovens 20, pligt til at tilslutte forbrugere og producenter til det kollektive elforsyningsnet og ifølge 20 har DONG Energy ligeledes pligt til at " stille fornøden transportkapacitet til rådighed og give adgang til transport af elektricitet i elforsyningsnettet." (4) Som netvirksomhed har DONG Energy ifølge 20 ansvaret for at måle forbruget af el. Afregningen af forbrugernes elforbrug foretages derimod af forbrugernes respektive elhandler. Derfor videregiver netvirksomheden målingerne af den enkelte forbrugers forbrug til forbrugerens elhandler (4). 2.2 DONG Energy's 10 kv net nord og vest for København Netstruktur i Nord Elnet DONG Energy ejer og driver 10 kv el-distributionsnet på Frederiksberg, i det indre København og i områderne nord og vest for København. De tre områder kaldes for hhv. Frederiksberg Elnet, City Elnet og Nord Elnet. Analyserne i dette projekt tager udelukkende udgangspunkt Nord Elnet. Det er dog tanken, at kon- Side 5

18 klusionerne vil kunne overføres til DONG Energy's andre 10 kv net samt til øvrige kv eldistributionsnet i resten af Danmark. Nord Elnet dækker en stor del af det nordøstlige Sjælland, hvilket ses på Figur 1. Nord Elnet forsyner omkring en halv million forbrugere og den samlede kabelmasse er på ca km kabel. I 2009 leveredes der GWh, hvilket svarer til en gennemsnitseffekt på ca. 640 MW. Den maksimale effekt, der blev registreret i 2009 var MW. (6) Nord Elnet 10 kv el-distributionsnet er forsynet fra højspændingsnettet gennem 58 hovedtransformerstationer. Størstedelen af transformerne er tilsluttet 50 kv nettet, og de resterende er tilsluttet 132 kv nettet. Farverne på Figur 1 indikerer, hvilke hovedtransformerstationer den givne del af nettet er forsynet fra. Helsingør Frederikssund København Roskilde Figur 1 - DONG Energy's 10 kv el-distributionsnet Nord Elnet Fra 10 kv skinnerne på hver hovedtransformerstation udgår et antal 10 kv forbindelser kaldet radialer. Radialerne består af 10 kv kabler, der forbinder hovedtransformerstationen med 10/0,4 kv transformerstationerne, der kaldes nettransformerstationerne. I daglig tale kaldes en forbindelse mellem to nettransformerstationer eller mellem en nettransformerstation og en hovedtransformerstation for en strækning. Denne betegnelse vil ligeledes blive anvendt i denne rapport. Der findes omkring 7000 nettransformerstationer i DONG Energy Elnet Nord fordelt på omkring 560 radialer. I daglig tale kaldes transformerstationerne blot for hhv. hovedstationer og netstationer, hvilket også vil blive benyttet i det følgende. Radialerne forsyner et bestemt geografisk område omkring hovedstationen, og varierer i antal fra hovedstation til hovedstation. Side 6

19 I de fleste netstationer er der tilsluttet en eller flere 10/0,4kV transformere, og herfra forgrener lavspændingsnettet sig yderligere ud og forsyner størstedelen af forbrugerne med strøm. De resterende netstationer fungerer udelukkende som koblingsstationer. De resterende forbrugere er tilsluttet direkte på 10 kv niveau, enten ved en netstation eller gennem deres egen 10 kv radial. I dette projekt fokuseres der kun på 10 kv el-distributionsnettet og kun på DONG Energy's egne radialer. I det følgende vil 10 kv eldistributionsnettet i Nord Elnet udelukkende betegnes som Nord Elnet eller nettet. Nord Elnet er opbygget efter en netstruktur eller nettopologi, der ifølge (7) betegnes som radialnet. Ifølge DONG Energy (8) er Nord Elnet opbygget som en formasket net, men drives radielt. I det følgende beskrives nettopolgien for Nord Elnet med anvendelse af termerne, der blev anvendt i forbindelse med analysen af kabellægningen af kv distributionsnet i Danmark (7). Et eksempel på nettopologien i Nord Elnet er vist på Figur 2. Her er skitseret tre fiktive radialer fra to fiktive hovedstationer. HS 1 HS 2 Netstation H S Hovedstation Koblingsstation Satellitstation Afbrudt forbindelse Figur 2 - Nettopologi i Nord Elnets 10 kv net Kendetegnet ved radialnet er, at størstedelen af netstationerne befinder sig på nogle såkaldte stamlinjer, der er en række strækninger mellem netstationer, der sammen skaber en forbindelse mellem to hovedstationer. Netstationerne, der ligger på disse stamlinjer har mulighed for at blive forsynet fra to sider. I normaldrift er stamlinjerne grænselagte, altså delt i to. Det bevirker, at samtlige netstationer i normaldrift kun er forsynet fra én bestemt retning gennem én bestemt radial. En radial kan bestå af flere stamlinjer. Den røde og den grønne radial på Figur 2 består begge af to stamlinjer, mens den blå radial kun består af én. En netstation, hvori to eller flere stamlinjer grænser op til hinanden kaldes en grænsestation. Som det ses på Figur 2 eksisterer der både grænser mellem radialer fra samme hovedstation og mellem radialer fra hver sin hovedstation. Radialer, der grænser op til hinanden kaldes for naboradialer. De netstationer, der ikke indgår i stamlinje, ligger på nogle såkaldte sidelinjer. Nogle sidelinjer grænser dog op til en anden stamlinje på samme radial, hvilket er tilfældet for den blå og den røde radial på Figur 2. Andre sidelinjer ender blindt. Denne placering udelukker, at netstationerne har mulighed for at blive Side 7

20 forsynet fra to sider. Såfremt forbindelsen mellem sidelinjen og stamlinjen afbrydes, skal netstationerne på sidelinjerne forsynes fra et transportabelt elværk. Disse netstationer kan enten udformes som stikstationer eller satellitstationer. Stikstationer etableres i områder, hvor der forventes udbygninger, mens satellitstationer etableres i udkantsområder. Filosofien bag radialnet er, at netstationerne på en fejlramt radial skal kunne reserveforsynes fra andre radialer. Dette opnås ved at ændre på grænserne i nettet. Et eksempel på, hvordan en fejlsituation i det fiktive net fra Figur 2 kan håndteres, er vist på Figur 3. Her er der fejl på første strækning på den grønne radial. Denne situation er en worst case situation fordi samtlige netstationer på den fejlramte radial skal reserveforsynes. Reserveforsyningen opnås ved at opdele den grønne radial i to dele og lade den blå og den røde radial forsyne hver sin del. HS 1 HS 2 Figur 3 - Reserveforsyningssituation Fejl kan opstå som følge af en graveskade eller hvis kablets isolering på grund af alder eller andre forhold er svækket. Fejlstrømmen detekteres af relæerne på hovedstationen, som aktiverer radial-afbryderen i hovedstationen, hvilket bevirker, at forbindelsen til radialen afbrydes. I forbindelse med kabellægningen af kv nettet i Danmark blev det anbefalet, at en fejlramt radial skulle kunne forsynes ved at foretage maksimalt fire koblinger i nettet (9). DONG Energy El Distribution har fortolket denne anbefaling således, at netstationerne på en fejlramt radial skal kunne reserveforsynes gennem maksimalt to naboradialer (8). Denne fortolkning er ligeledes anvendt i forbindelse med analyserne i projektet Smart Grid i Danmark (10). I situationen vist på Figur 3 foretages der tre koblinger i nettet, for at reserveforsyne netstationerne på den grønne radial. Såfremt en 3. radial skulle bidrage til reserveforsyningen ville antallet af koblinger øges til minimum fem Dimensioneringspraksis for Nord Elnet Planlægningshorisont Ifølge DONG Energy Eldistributions interne retningslinjer anbefales det, at planlægningshorisonten for etablering af nye 10 kv anlæg bør være 20 år, mens planlægningshorisonten for ændringer i det eksisterende net på være 8-10 år (11). Det betyder, at nye anlæg skal dimensioneres således, at de lever op til Side 8

21 dimensioneringskriterierne minimum 20 år efter idriftsættelsestidspunktet. Denne lange planlægningshorisont skyldes, at anlæggene har en levetid på ca. 40 år, og er meget investeringstunge. Planlægningshorisonten kræver, at DONG Energy Eldistribution har prognoser, der giver et troværdigt billede af det fremtidige maksimale behov for kapacitet. Se afsnit om belastningsprognoser Overordnede prioriteringer Både i forbindelse med planlægningen og driften af DONG Energy's elnet har DONG Energy en række prioriteringer. Prioriteringerne er personsikkerhed, anlægssikkerhed, leveringssikkerhed og markedsfunktion i nævnte rækkefølge (3). Kriterierne for personsikkerhed og anlægssikkerhed bygger på Stærkstrømsbekendtgørelsen afsnit 6, der beskriver at elektriske installationer skal udformes og benyttes således, at der ikke opstår farlige situationer for personer, dyr og ejendom (12). I forhold til leveringssikkerhed følger DONG Energy elforsyningsloven (4). Den høje leveringssikkerhed i Nord Elnet 10 kv el-distributionsnet opnås, fordi dimensioneringen af nettet bygger på princippet om, at samtlige netstationer skal kunne forsynes, selvom der opstår en fejl i nettet. En sådan fejlsituation kaldes en n-1 situation. Det betyder, at nettet er dimensioneret således, at enhver radial kan reserveforsynes af to naboradialer som det er beskrevet i afsnit Estimering af belastningen i el-distributionsnettet El-distributionsnet dimensioneres på baggrund af en worst case betragtning, der dækker over, at nettet til enhver tid skal kunne transportere den efterspurgte elektricitet. Det betyder, at nettet dimensioneres efter den maksimale belastning. Indtil for få år siden eksisterede der i Nord Elnet kun målinger på 10 kv udføringen ved hovedstationen, og altså ingen målinger længere ude på radialen. Se afsnit for information om onlinemålinger i Nord Elnet. Da målinger af belastningen i nettet historisk set ikke har været til rådighed, er forbrugernes årsforbrug i kombination med målingen på 10 kv udføringen blevet anvendt til at estimere belastningen af eldistributionsnettet. Baseret på målinger kan der ved regressionsanalyse bestemmes en statistisk sammenhæng mellem forbrugernes årlige energiforbrug og den maksimale belastning af nettet som deres forbrug giver anledning til. Der kan anvendes flere forskellige sammenhænge, men den såkaldte Velanderkorrelation er den sammenhæng, som traditionelt har været benyttet i DONG Energy (13) og i andre nordiske elselskaber 2. Velander-korrelationen er opkaldt efter svenskeren Sten Velander, der i 1940'erne introducerede korrelationen til praktiske dimensioneringsopgaver (14). I 2008 undersøgte DONG Energy Eldistribution fire forskellige sammenhænge, hvoraf Velander-korrelationen var den ene. Resultatet var, at ingen af de fire sammenhænge gav bedre resultater end de andre. Derfor blev det besluttet fremover fortsatat benytte Velander-korrelationen til estimering af årsmaks (13). 2 Dette baseres på, at Velander korrelationen nævnes i følgende kilder (15), (30) og (31) nævnes som den en gængs metode til estimering af maksimal belastning. Side 9

22 Velander korrelationen dækker over, at den maksimale belastning, kan beregnes på følgende måde: P max W W Formel 1 Hvor W er årsforbruget (målt i MWh), P max er den maksimale belastning (målt i kw) og α og β er de såkaldte Velander parametrene. Velander korrelationen forudsætter, at belastningen er normalfordelt, at forbrugerne agerer fuldstændigt uafhængigt af hinanden, samt at belastningsprofilen for deres forbrug er ensartet (15). Forudsætningen om at belastningsprofilen for forbruget er ensartet opnås ved at opdele forbrugerne i forskellige kategorier. I DONG Energy Eldistribution er det valgt at opdele forbrugerne i 27 forskellige kategorier (13). Parametrene α og β for de 27 kategorier blev bestemt i 2008 på baggrund af tidssvarende målinger. Samtidig blev effektfaktoren, altså cosinus φ for de 27 kategorier bestemt. (16). I forbindelse med dimensionering af Nord Elnet udføres følgende trin for at beregne den maksimale belastning på en radial (16): 1. For hver enkelt netstation estimeres den maksimale effekt. Dette gøres ved at benytte Velander korrelationen til at estimere den maksimale aktive effekt for de enkelte kundekategorier, der er repræsenteret i netstationen og dernæst benytte kategoriernes specifikke cosinus φ til at beregne den maksimale tilsyneladende effekt. 2. Sammenligning af summen af netstationerne maksimale effekt med målingen af effekt på udføringskablet. Den maksimale effekt på netstationer vil ikke optræde samtidigt. Derfor er summen af netstationernes maksimale effekt større end den effekt der er målt på udføringskablet i starten af radialen. Forholdet mellem effekterne ligger typisk mellem 0,5-0,9. 3. Den maksimale effekt på netstationerne skaleres så summen stemmer overens med den målte maksimale effekt på udføringskablet i normal koblingstilstand. De estimerede maksimale effekter for netstationerne anvendes i en NEPLAN fil, der indeholder planlægningsnettet for Nord Elnet. Denne fil benyttes i kombination med SmartPIT-systemet, der beskrives i afsnit , til planlægning af dimensioneringen af det fremtidige net Maksimal belastning af kabler Reserveforsyningen beskrevet i afsnit bevirker, at belastningen af kablerne i den røde og den blå radial på Figur 3 øges betydeligt. 10 kv nettet dimensioneres således, at enhver radial kan forsynes af to naboradialer. Dette gøres i praksis ved at dimensionere 10 kv nettet, således, at samtlige kabler på en radial i normal koblingstilstand maksimalt belastes med 70 % af deres nominelle strøm. Ligeledes dimensioneres nettet således, at kablerne maksimalt belastes med 100 % af deres nominelle strøm i situationer, hvor radialen skal reserveforsynes, eller hvor radialen indgår i reserveforsyningen af en fejlramt naboradial. (8). Samme kriterium er anvendt i projektet Smart Grid i Danmark (10). I driften af nettet tillades det sommetider, at nogle kabler overbelastes i en kortere periode. Overbelastning af kabler, forkorter dog kablernes levetid. Kablernes belastningsevne er beskrevet i afsnit Side 10

23 Spændingsgrænser på 10 kv skinnerne på 10/0,4 kv transformerne Kravene til leveringsspændingen i lav- og mellemspændingsanlæg er beskrevet i DEFU s rekommandationer, der udvikles og opdateres af Dansk Energi samt i IEC s standarder. Leveringsspændingens effektivværdi i både lavspændingsnettet og mellemspændingsnettet, skal målt som et 10 minutters gennemsnit, ligge inden for området U N ± 10 % (17) (18). Da der sker spændingsfald både i mellemspændingsnettet, i 10/0,4 kv transformerne og i selve lavspændingsnettet, er det reelt kravene til leveringsspændingen i lavspændingsnettet, der afgør hvad spændingen skal være i mellemspændingsnettet. Nord Elnet dimensioneres efter princippet om, at spændingen på 10 kv skinnerne af 10/0,4 kv transformerne mindst skal være 10,0 kv i normal drift og mindst 9,6 kv i en situation, hvor der er omkoblet som følge af fejl eller arbejde i nettet (8) Drift af Nord Elnet Håndtering af fejl Såfremt der sker en fejl på en radial, vil der løbe en fejlstrøm. Denne fejlstrøm detekteres af relæet i hovedstationen, som aktiverer afbryderen for den pågældende radial. Konsekvensen af dette er, at forsyningen til radialen forsvinder, hvorved hele radialen gøres spændingsløs. Idet afbryderen udkobler sendes der automatisk en alarm til Netcentret. Netcentret er den instans, der i døgndrift overvåger DONG Energy s elnet. I størstedelen af netstationerne er der ikke installeret udstyr, der giver besked til Netcentret om, hvor på radialen fejlen befinder sig. Udrulningen af de såkaldte automatiserede netstationer er dog i gang. Disse er beskrevet i afsnit I stort set alle traditionelle netstationer er der installeret kortslutningsindikatorer, der indikerer om fejlstrømmen er løbet i gennem stationen, altså om fejlstedet ligger længere ude på radialen end den pågældende station. Fejlsøgningen sker, ved at Netcentret sender en koblingsperson ud for at tjekke kortslutningsindikatorerne i netstationerne langs radialen. Herved kan Netcentret i samarbejde med koblingspersonen finde den fejlramte strækning. Når fejlstedet er fundet, udkobles den fejlramte strækning ved at åbne bryderne i begge ender af strækningen. Dernæst sender Netcentret koblingspersonen ud for at ændre grænserne mellem radialerne ved at slutte og bryde forbindelser i de relevante netstationer, hvorved netstationerne på den fejlramte radial bliver genforsynet. Se eksempel på en reserveforsyningssituation i afsnit Varigheden af afbrydelserne af forbrugerne er bestemt af den tid, det tager at indkalde en koblingsperson, dirigere personen rundt til forskellige steder i nettet for at finde fejlen og få personen til at foretage omkoblinger, således at de fejlramte forbrugere genforsynes. Udbedringen af fejlen, der typisk vil være, at et kabelstykke udskiftes, tager dog længere tid. Konsekvensen af dette er, at reserveforsyningen står på indtil fejlen er udbedret. Se varigheden af reserveforsyningssituationer i afsnit Side 11

24 Koblingssituationer I driften af Nord Elnet skelnes der mellem normalkoblede og ikke normalkoblede radialer. For alle radialer er der fastsat en normal koblingstilstand, der beskriver hvilke forbindelser, der skal være grænselagte i hvilke stationer. Grænsestationerne vælges ud fra en afvejning af, om der skal være mindst muligt tab i nettet og at der skal være flest mulige koblingsmuligheder (8). Sidstnævnte sikres ved, at grænserne typisk placeres i trebenede stationer. Såfremt en grænse flyttes, betegnes de involverede radialer som ikke normalkoblede. Grænser flyttes i tilfælde af, at en fejlramt radial skal reserveforsynes som beskrevet i afsnit Reserveforsyning og de tilhørende ændringer af grænser optræder dog også i forbindelse med revision, reparation og udskiftning af anlæg. Siden efteråret 2008 er der hvert 10. minut blevet registreret, hvorvidt en radial var normalkoblet eller ej. En analyse af disse data har vist, at på et vilkårligt tidspunkt er der i gennemsnit 8 % af radialerne i Nord Elnet, der ikke er normalkoblede. Varigheden af disse såkaldte unormale driftstilstande er ligeledes undersøgt. Denne undersøgelse viste, at 2/3 af de unormale koblingstilstande varer højest et døgn, mens ca. 1/4 varer i mere end to døgn (3) Kablers belastningsevne I Nord Elnet findes der to kabeltyper. 65 % af kabelmassen består på nuværende tidspunkt i af kabler af typen APB, hvilket er kabler isoleret med olie og papir. Resten af kablerne er af typen PEX, hvor isoleringsmaterialet er polymert. Alle nye kabler er af typen PEX, hvilket betyder, at denne type med tiden bliver den dominerende. Ifølge fabrikanten NKT må APB kabler maksimalt belastes med 120 % af deres nominelle strøm mens PEX kabler maksimalt må belastes med 117 % af deres nominelle strøm. For begge kablers vedkommende er den tidsmæssige grænse for overbelastning vurderet til at være højst 50 timer. Disse betragtninger er af termisk karakter, idet grænserne er lagt for at beskytte kablet. Des oftere kablerne overbelastes, des kortere er deres levetid. DONG Energy's interne retningslinjer for overbelastning af kabler er 117 % belastning i forhold til nominel strøm i højst 50 timer. (8) Automatiserede netstationer I Nord Elnet findes der fire former for automatiserede netstationer. Langt størstedelen af netstationerne er dog traditionelle netstationer, der opereres manuelt. De fire typer automatiserede stationer har fået navnene Discos station, Effektafbryderstation, SACSe station og SANS station. Discos stationer er traditionelle netstationer, der er blevet ombygget, hvorimod de andre typer af automatiserede stationer kræver, at hele 10 kv anlægget skiftes ud. De automatiserede stationer betyder, at fejl på de radialer, hvor der eksisterer en automatiseret station, kan lokaliseres og håndteres hurtigere end normalt. Det er ikke tanken, at samtlige netstationer i fremtiden skal være automatiserede. I stedet er det tanken, at de automatiserede stationer skal placeres på strategiske steder i nettet. Udover den forbedrede fejlhåndtering betyder muligheden for hjemsendelsen af målinger, at der kan skabes et overblik over driftssituationen i nettet. Se afsnit Side 12

25 Der er på nuværende tidspunkt installeret Discos udstyr i 330 netstationer, hvilket svarer til ca. 4 % af det samlede antal netstationer. Udstyret sørger for, at der hjemsendes målinger fra samtlige 10 kv afgange og fra transformeren. Ligeledes gør udstyret, at Netcentret på nogle af netstationerne er i stand til at foretage en fjernstyret udkobling af en 10 kv afgang. Der eksisterer på nuværende tidspunkt 23 effektafbryderstationer, 44 SACSe stationer og tre SANS stationer. Effektafbryder stationerne er udviklet til automatisk at udkoble en 10 kv afgang i tilfælde af, at der registreres en fejlstrøm. SACSe og SANS stationerne er en videreudbygning af effektafbryderstationerne. SACSe stationerne kan udover automatisk udkobling anvendes til fjernstyret ind- og udkobling, mens SANS stationer kun kan anvendes til fjernstyret udkobling. (8) Data og beregningsværktøjer Belastningsprognoser Da planlægningshorisonten for investeringer i elnettet er på op til 20 år, er det nødvendigt at have prognoser for det fremtidige forbrug. Derfor udfører DONG Energy Eldistribution jævnligt belastningsprognoser, der har til formål at afdække den forventede stigning i elforbruget SmartPIT og syntetiske belastningskurver Online målinger af belastningen i højspændingsnettet har eksisteret i en årrække og anvendes i den daglige drift. På nær målinger på 10 kv udføringerne fra hovedstationerne har online målinger i DONG Energy's el-distributionsnet været ikke-eksisterende indtil for år siden. I 2003 påbegyndtes etableringen af Discos udstyr i netstationerne i Nord Elnet, hvorved online målinger i 10 kv nettet blev en realitet. Disse målinger skabte en mulighed for at få et mere detaljeret billede af den tidsmæssige belastning af 10 kv nettet. Parallelt med etableringen af Discos udstyret i netstationerne udførte DONG Energy et projekt, der havde til formål at udforme syntetiske belastningskurver for forskellige kundekategorier. De syntetiske belastningskurver bygger på Velander korrelationen, men tager i modsætning til Velander korrelationen yderligere højde for variationen i belastning henover døgnet og henover året. I DONG Energy opereres der med 27 forskellige kundekategorier, der alle er repræsenteret med hver 22 forskellige syntetiske belastningskurver, hvor én belastningskurve fremstiller døgnprofilen for en specifik kategori for given periode af året. (13) De syntetiske belastningskurver er en del af DONG Energy Eldistribution's SmartPIT-system. Her kombineres de syntetiske belastningskurver med de aktuelle målinger, hvorefter belastningskurverne justeres, så de stemmer overens med målingerne. Det betyder, at der på nuværende tidspunkt hvert 10. minut dannes et meget præcis estimat af den aktuelle driftssituation i 10 kv nettet. Disse data lagres, så det er muligt at se den historiske belastning af 10 kv nettet (16). Desuden benyttes de syntetiske belastningskurver i planlægningen af nettet, fordi anvendelsen af disse betyder, at der kan tages højde for, at den maksimale belastning optræder på forskellige tidspunkter, alt efter hvilken kategori og hvilken periode, der er tale om. Side 13

26 2.3 Opdeling i traditionelt og fleksibelt forbrug DONG Energy Eldistribution er af den opfattelse, at for at kunne skabe et operationelt planlægningsgrundlag for distributionsnettet, bør forbruget fra forbrugsenheder, som kan agere fleksibelt, opgøres og behandles særskilt i forhold til det traditionelle forbrug. Denne opdeling i traditionelt og fleksibelt forbrug skal altså både være gældende i forhold til, hvordan distributionsnettet dimensioneres, og i forhold til hvordan driften af distributionsnettet skal håndteres. I nærværende projekt er opdelingen af forbruget i en traditionel og en fleksibel del derfor en forudsætning. For at forklare, hvorfor DONG Energy Eldistribution, ser en opdeling af forbruget i en traditionel og en fleksibel del som værende afgørende, er det nødvendigt at beskrive forskellene mellem det såkaldte traditionelle og fleksible forbrug. Det traditionelle forbrug er karakteriseret ved, at forbruget udelukkende er styret af menneskers vaner. De fleste forbrugeres vaner, og dermed også deres forbrug, er forudsigeligt og følger stort set samme mønster, dag for dag og år efter år. Forbruget følger altså den samme skabelon, og af den grund betegnes sådanne forbrugstyper ofte som skabelon-forbrug. Forudsigeligheden betyder, at distributionsselskabet har et godt planlægningsgrundlag for, hvordan nettet skal dimensioneres, så der er tilstrækkelig kapacitet til at forsyne forbrugerne. På Figur 4 er der vist et eksempel på, hvordan en kabelstrækning, der forsyner et område med boliger, er belastet på en hverdag. På Figur 4 er det markeret, hvad belastningsgrænsen på strækningen kunne være. Som forklaret i afsnit er el-distributionsnettet dimensioneret således, at den maksimale belastning ikke giver anledning til, at belastningsgrænsen på en strækning overskrides. Figur 4 - Skabelonforbrug Hvis en stor del af forbrugerne i boligområdet anskaffede sig en elbil, ville det påvirke belastningen af kabelstrækningen. Hvordan døgnkurven vil se ud, afhænger dog i høj grad af, hvornår elbilerne lader. Side 14

27 Såfremt elbilerne vil blive sat til opladning umiddelbart efter, at elbil-ejerne er vendt hjem fra arbejde, kan døgnkurven for kabelstrækningen se ud som vist på Figur 5. Figur 5 - Fleksibel ladning, placeret uhensigtsmæssigt Som det ses på Figur 5 vil en sådan placering af det fleksible forbrug være meget uhensigtsmæssigt for distributionsselskabet, fordi belastningsgrænsen for strækningen overskrides. Såfremt en forbrugsenhed lader sig styre af eksempelvis prisen for strøm, vil forbruget placere sig på et tidspunkt, hvor strømmen er billig. Såfremt strømmen er billigst om natten, hvor forbruget fra de traditionelle forbrugere er lavt, er det ikke noget problem for distributionsselskabet. Opstår der derimod en situation, hvor strømmen er billigst netop i den periode, hvor forbruget fra de traditionelle forbrugere er højt, kan der opstå en situation som den, der er vist på Figur 5. Det skal understreges, at disse eksempler er tænkte eksempler, som illustrerer hvad der vil ske, hvis distributionsselskabet hverken har udvidet kapaciteten for strækningen ved at investere i større kabler eller har sikret, at det fleksible forbrug bliver reguleret, således at forbruget flyttes til et andet tidspunkt, end der hvor det traditionelle forbrug er på sit højeste. Som det blev nævnt i indledningen blev det i projektet Smart Grid i Danmark konkluderet, at det var økonomisk fordelagtigt såfremt forbruget for de nye fleksible forbrugsenheder i et eller andet omfang, blev reguleret, således at forbruget blev placeret hensigtsmæssigt i forhold til belastningen af eldistributionsnettet. Et eksempel på en hensigtsmæssig placering af forbruget til boligområdets opladning af elbiler er vist på Figur 6. Her ses det, at størstedelen af det fleksible forbrug er placeret på tidspunkter, hvor der er meget ledig kapacitet på strækningen, fordi det traditionelle forbrug er lavt. Her er elbilernes evne til at agere fleksibelt blevet anvendt. Side 15

28 Figur 6 - Fleksibel ladning, placeret hensigtsmæssigt Eksemplerne ovenfor viser, at introduktionen af fleksible forbrugsenheder har den konsekvens, at der kan opstå meget forskellige driftssituationer i distributionsnettet. Distributionsselskabet skal i planlægningen af distributionsnettet tage højde for de forskellige mulige driftssituationer. Det skal gøres for at sikre, at belastningsgrænsen for kabler og andre komponenter ikke overskrides. Det som er det afgørende er, at med introduktionen af forbrugsenheder, der kan agere fleksibelt, forsvinder forudsigeligheden for en del af elforbruget. For at kunne estimere de mulige driftssituationer som de fleksible forbrugsenheder kan give anledning til, er det nødvendigt, at distributionsselskabet har viden om antallet, effekten og placeringen af de fleksible forbrugsenheder. I kapitel 4 og kapitel 5 beskrives det, hvorledes disse parametre konkret skal anvendes i planlægningen af el-distributionsnettet. For at sikre at distributionsselskabet får informationerne om antal, effekt og placering, blev det i DSOprojektet foreslået, at der skal være en pligt at anmelde til distributionsselskabet, hvis en installation indeholder elbiler, varmepumper, prisstyrede forbrugsenheder eller enheder som er fjernreguleret (3). Hidtil har distributionsselskabet ikke interesseret sig for, hvorvidt forbrugerne havde en kummefryser eller et lille fryseskab, og derfor kan forslaget om anmeldepligt godt synes at være et brud på den personlige frihed, og i øvrigt meget bureaukratisk. Men ser man på andre områder end elforsyning, så er det meget normalt med sådanne krav. I følge Bekendtgørelse om ansvarsforsikring for motorkøretøjer mv. 6 gælder følgende: Ved registrering af et motordrevet køretøj skal det godtgøres, at der i overensstemmelse med færdselslovens forskrifter er en forsikring i kraft for det pågældende køretøj. Dette sker ved, at der i de tilfælde, der er fastsat i Skatteministeriets bekendtgørelse om registrering af køretøjer mv., til motorkontoret afleveres en meddelelse, udstedt af vedkommende forsikringsselskab på en særlig blanket (forsikringsbevis) (19). Såfremt ejerne af et motorkøretøj ikke er i besiddelse af en lovpligtig ansvarsforsikring, er kørsel med motorkøretøjet ulovligt. Ved registrering af elbiler ville det derfor være en formssag hvis en del af registre- Side 16

29 ringen bestod i, at elbil-ejeren på motorkontoret skulle dokumentere, at information om bilen, herunder det foretrukne opladningssted, var meddelt til det lokale distributionsselskab. Der er tilsvarende krav indenfor en række andre sektorer. F.eks. anmeldelse til DR s licenskontor for salg af fjernsyn, eller registrering af vandinstallationer, jf. krav i vandsektorens fællesregulativ. Udover registrering af de fleksible forbrugsenheder anbefalede DSO-projektets projektgruppe, at det også skal være et krav, at en husstand som har en elbil, en varmepumpe eller andre enheder, der kan agere fleksibelt, skal være forpligtet til at have en timeaflæst måler (3). Selvom den timeaflæste måler aflæser summen af en husstands traditionelle og fleksible forbrug, kan målingen give information om det fleksible forbrug, eftersom det traditionelle forbrug er kendt på baggrund af dets skabelon. Med fleksible enheder menes typisk elbiler og varmepumper. På sigt vil det muligvis blive sådan, at en del af en husstands traditionelle forbrug begynder at agere fleksibelt. I husstande kan en del af forbruget fra både køleskabe, frysere og vaskemaskiner muligvis bringes til i et vist omfang at være fleksibelt. Belysning, madlavning, rengøring og de elektroniske enheder, der ikke rummer et batteri er derimod direkte afhængigt af, hvornår personerne i husstanden er hjemme, og vil derfor forblive at være karakteriseret som såkaldt traditionelt forbrug. Figur 7 viser en oversigt over forbruget i en dansk gennemsnitshusstand fordelt på områder. Som det fremgår af figuren vil mindst halvdelen af en husstands elforbrug også i fremtiden forblive traditionelt. Figur 7 - Forbrug i husstande fordelt på områder (20) Side 17

30 3 Metode til beregning af ledig kapacitet 3.1 Formål Formålet med den del af projektet, der beskrives i dette kapitel, er at udarbejde en metode, der kan benyttes til at beregne ledig kapacitet i 10 kv el-distributionsnettet. At afdække den ledige kapacitet - også kaldet restkapaciteten - er en forudsætning for at afgøre, hvorvidt der er kapacitet nok i nettet til at forsyne det fleksible forbrug. Hvor meget kapacitet, der bør være til rådighed til forsyning af det fleksible forbrug behandles i kapitel 4. Om kombinationen af den kapacitet, der er til rådighed og den kapacitet, der bør være til rådighed tilsammen betyder, at distributionsnettet bør forstærkes, behandles i kapitel 5. Som nævnt i indledningen til dette projekt, blev der i DSO-projektet foreslået tre mulige modeller til håndtering af spidslastudjævning i el-distributionsnettet. Forskellen på model 1 i forhold til model 2 og 3, er at model 1 opererer med én belastningsgrænse for kabler, mens model 2 og 3 opererer med to belastningsgrænser. (3) Som det blev forklaret i afsnit opererer DONG Energy Eldistribution på nuværende tidspunkt med én belastningsgrænse på 70 % for kabler i Nord Elnet. Ved at dimensionere nettet efter netop denne belastningsgrænser sikrer DONG Energy Eldistrbution, at enhver radial til ethvert tidspunkt er i stand til at reserveforsyne halvdelen af netstationerne på en naboradial. På et vilkårligt tidspunkt er det dog jf. afsnit kun 8 % af radialerne, der indgår i en sådan reserveforsyningssituation. De resterende 92 % af radialerne er normalkoblede, hvilket betyder, at den kapacitet, der er afsat til at kunne yde reserveforsyning er uudnyttet. I DSO-projektet blev det foreslået, at denne uudnyttede kapacitet kunne anvendes til forsyning af det fleksible forbrug. Dette kunne håndteres ved at operere med en belastningsgrænse på 70 % for radialer, der indgår i en reserveforsyningssituation og en belastningsgrænse på 100 % for radialer der er normalkoblede. At skulle operere med to belastningsgrænser vil bevirke, at det er nødvendigt at beregne størrelsen af den ledige kapacitet for begge belastningsgrænser. At skulle operere med to belastningsgrænser vil desuden indebære, at belastningsgrænsen for en radial fra det ene øjeblik til det andet, vil gå fra en belastningsgrænse til en anden, hvorved den ledige kapacitet samtidig ændrer sig markant. Dette stiller nogle høje krav til den mekanisme, der skal sørge for at regulere det fleksible forbrug. Dette emne vil blive behandlet i kapitel 0. I dette projekt fokuseres der udelukkende på at udarbejde en metode, der kan beregne en værdi for ledig kapacitet, der skal gælde i samtlige koblingssituationer, altså svarende til én belastningsgrænse på 70 %. Når en sådan metode er udarbejdet, kan den videreudvikles til at være i stand til at beregne en værdi for den ledige kapacitet for normalkoblede radialer og en værdi for radialer, som indgår i reserveforsyningssituationer. Side 18

31 Denne fremgangsmåde ligger i tråd med anbefalingerne fra DSO-projektet: DONG Energy Eldistribution implementerer den nødvendige IT-struktur, så restkapaciteten i 10 kv-distributionsnettet i en given driftstime og i en given netzone kan beregnes. I første omgang bør kapaciteten baseres på en (n-1)-tilgang dvs. at der skal tages udgangspunkt i en reserveforsyningssituation. På længere sigt bør kapaciteten i en given driftstime både beregnes baseret på den forventede aktuelle koblingstilstand og en reserveforsyningssituation. Det specifikke formål er at udarbejde en fuldautomatisk algoritme, der ved hjælp af den før omtalte ITstruktur kan anvendes til at beregne den ledige kapacitet for samtlige zoner i nettet i en given driftstime. Som det kan læses af ovenstående er det tanken, at nettet skal opdeles i et givent antal netzoner, således at den ledige kapacitet kan beregnes for den enkelte zone. Det er derfor en del af formålet med denne del af projektet at give et forslag til, hvordan Nord Elnet kan opdeles i et antal zoner. Metoden til beregning af ledig kapacitet tager udgangspunkt i Nord Elnets topologi samt de eksisterende principper for planlægning og drift af nettet. Af den grund kan den endelige beregningsmetode kun anvendes til at beregne den ledige kapacitet i 10 kv el-distributionsnet med samme topologi. De grundlæggende principper i beregningsmetoden, er dog anvendelige til beregning af den ledige kapacitet i andre 10 kv distributionsnet. Det skal understreges, at det er udarbejdelse af en metode, der er i fokus og ikke at udføre beregninger af den ledige kapacitet for samtlige zoner i Nord Elnet. Det er derfor heller ikke en del af dette projekt at analysere på størrelsen af den ledige kapacitet. 3.2 Data og værktøjer anvendt til beregningsmetoden Estimeret belastningsstigning i 2025 ifølge Karlsvognen Som input til beregningen vil belastningsstigningen som følge af elbiler og varmepumper, der blev estimeret i forbindelse med projektet Karlsvognen, blive benyttet. Det er valgt at benytte det såkaldte 100 % scenarie i den styrede variant 3. Scenariet dækker over en fremtid, hvor der i 2025 vil forventes at være omkring elbiler og varmpepumper i DONG Energy's forsyningsområde. Varianten dækker over det faktum, at størstedelen af opladningen af elbilerne antages at være reguleret, så det er mest optimalt for både elnettet, el-markedet og el-systemet (2). 100 % scenariet eksisterer ligeledes i en ikkestyret variant. Derudover eksisterer der et 50 % scenarie i to varianter, hvor andelen af varmepumper antages at være af samme størrelse, men hvor andelen af elbiler er halveret. I forhold til beregning af den ledige kapacitet, er det ikke vigtigt, hvilket scenarie og i hvilken variant, der anvendes. Det skyldes, at det er den forventede geografiske placering af de nye forbrugsenheder, der er det afgørende. 3 Dette scenarie kaldes i DONG Energy's Grid Plan projekt for Høj scenarie. Side 19

32 I Karlsvognens scenarier blev det forudsat, at 75 % af elbilerne vil have deres foretrukne ladested i tilknytning til enfamilieshuse. De resterende 25 % forventes at have deres fortrukne ladested i tilknytning til industri, institutioner, virksomheder eller boligkomplekser. I fremtidsscenarierne tilsluttes 75 % af elbilerne derfor i lavspændingsnettet, 12,5 % af elbilerne i eksisterende netstationer uden lavspændingsnet, som forsyner industrikunder, og de sidste 12,5 % fordeles blandt netstationer med lavspændingsnet (2). Dette er grafisk illustreret på Figur 8 Figur 8 - Placering af elbiler i fremtidsscenarie For varmepumpernes vedkommende forudsattes det i Karlsvognen, at de vil blive etableret i boliger, der på nuværende tidspunkt er forsynet med oliefyr (2). På baggrund af de ovenfor beskrevne antagelser blev det i Karlsvognen estimeret, hvad belastningen på hver enkelt netstation i DONG Energy Nord Elnet vil være i 2025, altså hvad størrelsen af belastningen fra det traditionelle forbrug og belastningen fra elbiler og varmepumper er for hver enkelt netstation. Den ovenfor beskrevne metode til placeringen af elbiler og varmepumper betyder, at nogle netstationer slet ikke oplever en stigning i belastningen i forhold til basisscenariet uden elbiler og varmepumper, mens andre netstationer oplever, at belastningen stiger til mere end det dobbelte. Tabel 1 viser to tabeller med data for radialerne GLO 19 og HOL 16. Her er det angivet, hvor stor en andel effekten til elbiler og varmepumper er af effekten til det traditionelle forbrug i en driftstime, hvor det traditionelle forbrug er på sit højeste. Som det fremgår af tabellen udsættes netstationer på HOL 16 for en forholdsvis ensartet belastningsstigning, men belastningsstigningen for netstationerne på GLO 19 er forskelligartet. Det kan ligeledes uddrages af tabellen, at HOL 16 samlet set udsættes for en relativt større belastningsstigning end GLO 19. Side 20

33 Netstation GLO 19 Effekten til det fleksible forbrug i spidslasttimen i forhold til effekten til det traditionelle forbrug (2025) % % % % % % % % % % % % ALLE 16 % Netstation HOL 16 Effekten til det fleksible forbrug i spidslasttimen i forhold til effekten til det traditionelle forbrug (2025) % % % % % % % % % % % % % % % ALLE 38 % Tabel 1 - Fleksibelt forbrug på GLO 19 & HOL16 baseret på data fra projekt Karlsvognen I forhold til udarbejdelse af en beregningsmetode er GLO 19 mest interessant, fordi belastningsstigningerne på denne radial viser, at det er nødvendigt, at tage højde for variationen i belastningsstigning for netstationerne på en radial, når den ledige kapacitet i nettet skal beregnes. Grunden til dette er, at det kunne forholde sig således, at de netstationer, der udsættes for høje belastningsstigninger er grupperet sådan, at radialens ene del oplever meget høje belastningsstigninger mens den anden del oplever mindre belastningsstigninger. På Figur 9 er GLO 19 vist. På figuren er det med stiplede røde streger angivet, hvorledes GLO 19 rent topologisk er delt i to dele, altså de to stamlinjer. Der er både netstationer med høje og lave belastningsstigninger i begge GLO 19's to dele, den ene del er altså ikke markant mere belastet end den anden. Det kunne dog være tilfældet for andre radialer, og derfor er det nødvendigt at benytte netstationernes individuelle belastningsstigning, når den ledige kapacitet skal beregnes. I afsnit beskrives det, hvorledes der tages højde for variationen i belastningsstigninger, når den ledige kapacitet beregnes. Side 21

34 Figur 9 - GLO NEPLAN I planlægningen af Nord Elnet anvendes netplanlægnings-programmet NEPLAN. Heri er der opbygget en model af det eksisterende Nord Elnet fra transmissionsnettet til og med 10/0,4 kv transformerne. Modellen kan blandt andet anvendes til kortslutningsberegninger og til beregning af effektoverførsel. I modellen indgår transformerdata, kabeldata, den maksimale effekt for det traditionelle forbrug, oplysninger om decentral produktion med mere. Modellen bliver ofte anvendt til at simulere konsekvensen af belastningsstigninger. Det skyldes, at der i programmet kan angives forskellige parametre, herunder grænser for overbelastning og underspænding, således at det markeres i resultatet af simuleringen, såfremt disse grænser overskrides. Modellen er en dynamisk model, hvor det er muligt at ændre på både komponentdata, forbrug og på selve strukturen af nettet. Sidstnævnte betyder, at det muligt at ændre på grænserne mellem radialerne, hvorved der kan simuleres forskellige reserveforsyningssituationer. NEPLAN er repræsentativ for den type værktøjer, der på sigt tænkes anvendt til løbende at beregne den ledige kapacitet i DONG Energy's el-distributionsnet. Derfor tages der udgangspunkt i NEPLAN i udarbejdelsen af metoden til beregning af den ledige kapacitet i Nord Elnet. I selve beregningen benyttes en planlægningsfil, med data fra Ved at udføre load flow beregninger kan belastningen på strækningerne bestemmes. Hvordan NEPLAN konkret benyttes er beskrevet i afsnit Side 22

35 3.3 Metodevalg Inddeling af zoner Når størrelsen af den ekstra effekt, der er kapacitet til i nettet skal angives, kan det vælges at betragte nettet som helhed og angive den totale ekstra effekt, som der er kapacitet til. Formålet med dette projekt er dog at finde en metode til beregning af ledig kapacitet, der kan benyttes til at afgøre, hvor meget kapacitet der - i et givent område af nettet på et givet tidspunkt - er til rådighed til forsyning af det fleksible forbrug. Som det fremgår af problemformuleringen, er det ligeledes et formål med dette projekt at bestemme størrelsen af disse områder eller zoner. Størrelsen og dermed også antallet af zonerne er en afvejning imellem to modstridende ønsker. Dels er det et ønske at udnytte kapaciteten i nettet så optimalt som muligt, hvilket peger i retning af et stort antal små zoner, og dels er det et ønske at have så få zoner som muligt, for at driften af nettet ikke gøres for kompliceret. En zone defineres som et område, hvori der er tilsluttet forbrugere. I det følgende antages det, at en netstation repræsenterer en gruppe af forbrugere. Reelt transporteres størstedelen af effekten videre gennem lavspændingsnettet og ud til forbrugerne. Den maksimale effekt, der kan forbruges i en given zone er begrænset af de strækninger, der leverer effekt til forbrugerne i zonen. Sagt på en anden måde er den ledige kapacitet i en zone bestemt af den ledige kapacitet i de strækninger, der leverer effekt til forbrugerne i zonen. Da der eksisterer omkring 7000 netstationer i Nord Elnet, vil det være urealistisk at oprette en zone for hver enkelt netstation. Men det er ikke kun antallet af zoner, der er grunden til, at det er fordelagtigt at gruppere netstationerne i et antal zoner, der indeholder flere netstationer. For at forklare dette dvæles der et øjeblik ved tanken om at oprette en zone per netstation. Først og fremmest skal det bemærkes, at netstationer i begyndelsen af en radial er forsynet gennem et lille antal strækninger, mens de yderste netstationer på en radial er forsynet gennem et større antal strækninger, samt at flere netstationer er forsynet gennem de samme strækninger. Benyttes radialen GLO 19 som eksempel ses det på Figur 10, at den effekt, der forbruges i netstation 1122 leveres gennem fem strækninger. Figur 10 - GLO 19 Side 23

36 En af disse strækninger er den flaskehals, der afgør hvor meget effekt, der maksimalt kan forbruges i 1122, og dermed hvad den ledige effekt er for zonen indeholdende Når den ledige kapacitet i de fem strækninger skal undersøges, er det dog ikke nok kun at tage forbruget i 1122 i betragtning. Det skyldes, at strækningerne der forsyner 1122 også forsyner netstationerne 1889, 2250, 3163 og 2463, og forbruget fra disse ligeledes giver anledning til, at de fem strækninger belastes. Af denne grund er det kompliceret kun at have én netstation per zone. På baggrund af ovenstående overvejelser kan det konkluderes, at det er fordelagtigt at gruppere netstationerne på samme stamlinje samt netstationerne på de dertilhørende sidelinjer. Det skyldes, at forbruget i disse netstationer alle bidrager til at belaste strækningerne, der forsyner stamlinjens yderste netstation. Som det fremgår på Figur 10 har GLO 19 to stamlinjer, der begge har strækningen mellem hovedstation og netstation 1889 som første strækning. Denne opbygning er typisk for radialerne i Nord Elnet. I nogle tilfælde er der dog et antal strækninger, før radialen deler sig. Nogle meget lange radialer deler sig desuden flere gange. Som nævnt tidligere er der én strækning, der er flaskehals for effekten, der kan forbruges i en given zone. En undersøgelse viser, at det i normal koblingstilstand stort set altid er en af de første strækninger, før stamlinjerne deler sig, der er flaskehalsen. Denne undersøgelse bygger dels på analyser foretaget af 10 tilfældige radialer, og dels ved at studere listen over strækninger, der ifølge Karlsvognen forventes at skulle forstærkes frem til I tilfældet GLO 19 er det strækningen mellem hovedstation og netstation 1889, der er flaskehalsen. Netop denne strækning forsyner samtlige netstationer på GLO 19, hvorved belastningen af strækningen afhænger af det totale forbrug fra netstationerne på GLO 19. Det er derfor nødvendigt at oprette en zone, der indeholder samtlige netstationer på GLO 19. For enkelte radialer, vil det være andre strækninger, der er flaskehalsen, hvorfor det kunne være fordelagtigt inddele disse radialer i flere zoner. Desuden kan det i andre koblingssituationer og i andre driftstimer, være andre strækninger, der er flaskehalsen, hvilket ligeledes betyder, at opdeling i flere zoner kan være fordelagtigt. I dette projekt er det dog besluttet at sætte grænsen ved én zone per radial, for at beregningsmetoden bliver så simpel som muligt Bestemmelse af kapacitet til forsyning af fiktivt forbrug Som det fremgår af afsnit er den maksimale belastning, der kan forbruges i en zone bestemt af én flaskehals blandt strækningerne, der forsyner netstationerne i zonen. Da der indgår flere netstationer i zonen, skal belastningen på disse opjusteres med den samme faktor for at afgøre, hvad den maksimale belastning er. Det ville være nærliggende at benytte den historiske maksimale belastning på netstationerne og opjustere disse med en stigende faktor, indtil den maksimale belastning i zonen blev opnået. Problemet med denne metode er, at det nye forbrug, som eksempelvis elbiler og varmepumper forventes at afstedkomme, ikke fordeler sig jævnt ud over netstationerne, men i stedet er koncentreret på bestemte netstationer, hvilket fremgår af afsnit Det er derfor mere relevant at holde effekten fra det traditionelle forbrug stabilt og nøjes med at opjustere effekten fra elbiler og varmepumper, når den ledige kapacitet skal beregnes. Det skal dog understreges, at formålet med dette projekt er at udarbejde en metode, der kan benyttes til at beregne den ledige kapacitet i det eksisterende net, men på nuværende tidspunkt Side 24

37 er der stort set ingen elbiler og varmepumper. Det er imidlertid antaget, at den relative størrelse af effekten fra elbiler og varmepumper i 2025 i forhold til effekten fra det traditionelle forbrug er repræsentativ for, hvorledes nye belastninger vil fordele sig geografisk. Derfor er det valgt at benytte denne relative størrelse til at beregne en fiktiv effekt fra elbiler og varmepumper i de enkelte netstationer i Konkret udføres denne beregning i et regneark, hvorefter summen af den fiktive effekt til det fleksible forbrug og effekten til det traditionelle forbrug for netstationerne indlæses i NEPLAN 2010 planlægningsfilen. I NEPLAN udføres der en load flow beregning, hvor det undersøges, hvorvidt den fiktive belastning giver anledning til at 10 kv kablerne overbelastes, eller om spændingen på netstationerne bliver for lav. Hvis der registreres problemer med overbelastning eller underspænding nedjusteres den fiktive belastning med en faktor. Tilsvarende, hvis der ikke registreres problemer med overbelastninger og/eller underspænding, opjusteres den fiktive belastning, indtil den når en øvre grænse. Summen af den fiktive belastning, der kan tilføres til netstationerne i en zone, defineres som den ledige kapacitet i zonen. I dette projekt er det valgt at definere den ledige kapacitet i én zone i én given time som en tilsyneladende effekt, betegnet med bogstavet S(t). Da effekten fra det traditionelle forbrug varierer fra driftstime til driftstime, vil den ledige kapacitet i en zone ligeledes variere. Den ledige kapacitet skal derfor beregnes for samtlige af årets timer. Metoden til bestemmelse af den ledige kapacitet i konkrete driftssituationer i en specifik driftstime beskrives i afsnit Beskrivelse af koblingssituationer for radialer Som det er beskrevet i afsnit skal enhver radial kunne reserveforsynes af højst to naboradialer i tilfælde af, at der opstår en fejl på radialen. Deraf følger, at en radial overordnet set kan befinde sig tre forskellige typer koblingssituationer: Normal koblingssituation Fejlramt så den skal reserveforsynes af to naboradialer Reserveforsyning for en fejlramt naboradial De tre koblingssituationer bevirker, at strækningerne på en radial udsættes for forskellige belastninger. For at beregne den ledige kapacitet er det afgørende at bestemme, hvilken koblingssituation der er den dimensionerende, altså hvilken koblingssituation der indebærer den laveste værdi for ledig kapacitet. I det følgende beskrives de tre typer koblingssituationer. Side 25

38 Normal koblingssituation For at kunne beskrive de tre situationer tages der udgangspunkt i de tre fiktive radialer, der er vist på Figur 11. På figuren er både den røde, den blå og den grønne radial i normal koblingssituation. De tre radialer repræsenterer samtidig tre zoner, som det er forklaret i afsnit I beskrivelsen af de følgende to koblingssituationer, er det den blå radial, som der tages udgangspunkt i. Figur 11 - Normal koblingssituation Fejlramt Figur 12 viser en situation, hvor den blå radial er fejlramt. Den første strækning på den blå radial er blevet udsat for en fejl. Fejlstedets betydning for bestemmelse af den dimensionerende koblingssituation er beskrevet i afsnit Konsekvensen af fejlen er, at samtlige netstationer på den blå radial skal reserveforsynes af den røde og den grønne radial, hvilket er vist på figuren. På hvilken måde netstationerne på en fejlramt radial fordeles mellem naboradialerne, beskrives i afsnit Den blå radial kunne være blevet forsynet fra den gule og den pink radial. Hvilke faktorer der er afgørende for, hvilke radialer der vælges til reserveforsyning beskrives i afsnit I den beskrevne koblingssituation ophører den blå radial i princippet med at eksistere samtidig med, at den røde og den grønne radial forlænges. For at kunne beregne den ledige kapacitet i en zone er det afgørende, at zonen forbliver i sin oprindelige udstrækning, selvom radialen i zonen ikke længere er normalkoblet. Det er derfor valgt at markere netstationernes tilknytning til den zone, der oprindeligt indeholdt den blå radial ved at bevare netstationernes blå farve på figuren. Side 26

39 Figur 12 - Fejlramt Reserveforsyning Figur 13 viser en situation, hvor den blå radial agerer reserveforsyning for en del af netstationerne på den røde radial. Resten af den fejlramte radial er forsynet fra den gule radial. I denne situation forlænges den blå radial. Alligevel bevares udstrækningen af zonerne, som omkranser henholdsvis de netstationer, der oprindeligt tilhørte den blå og den røde radial. Dette er repræsenteret på figuren ved at bevare netstationernes røde farve. Figur 13 - Reserveforsyning Side 27

40 3.4 Metode til bestemmelse af ledig kapacitet i zonerne Som det er nævnt i afsnit varierer den ledige kapacitet i en zone alt efter hvilken koblingssituation radialen i zonen befinder sig i. Det er derfor nødvendigt at undersøge konkrete koblingssituationer for at beregne den ledige kapacitet i en zone. I dette projekt er det jf. afsnit 3.1 besluttet, at der for den enkelte zone skal angives én værdi for den ledige kapacitet per time, altså en værdi der gælder uanset hvilken koblingssituation som radialen befinder sig. Det betyder, at den koblingssituation, der giver anledning til den mindst mulige værdi for ledig kapacitet i zonen, skal være den værdi, som er gældende for zonen i samtlige koblingssituationer. En radial kan befinde sig i et utal af koblingssituationer. I afsnit beskrives det, hvordan man gennem en række valg kan indsnævre antallet af mulige koblingssituationer til 3-5 per radial. Disse koblingssituationer skal herefter analyseres nærmere for at afgøre, hvilken koblingssituation der giver anledning til mindste ledige kapacitet. Analysen af koblingssituationerne beskrives i afsnit Indledende valg for samtlige radialer I afsnit blev det beskrevet, at en radial kan befinde sig i tre forskellige koblingssituationer. Fejl kan opstå flere steder på en radial og dermed give anledning til flere forskellige mulige koblingssituationer, hvor den fejlramte radial skal reserveforsynes. Ligeledes kan en fejlramt radial blive reserveforsynet fra flere forskellige naboradialer, hvilket giver anledning til yderligere kombinationsmuligheder. I dette projekt er det valgt at definere ét fejlsted per radial med tilhørende én reserveforsyningssituation. Denne ene koblingssituation bliver afgjort af en række valg, der beskrives i de følgende afsnit Valg af worst case fejlsted Fejlstedet placeres på det værst tænkelige sted, hvilket er fejl på radialens første strækning. Dette er den værst tænkelige situation, da det bevirker, at samtlige netstationer på den fejlramte radial skal forsynes fra naboradialer, indtil fejlen er udbedret Valg af best case radialer reserveforsyning De fleste radialer grænser op til flere end to naboradialer, hvilket betyder at radialen har mulighed for at blive reserveforsynet fra flere forskellige radialer. I den daglige drift af Nord Elnet vælges den bedst mulige reserveforsyningsmulighed. De bedste mulige naboradialer vælges i den daglige drift bl.a. på baggrund af vurderet ledig kapacitet i radialerne og placeringen af de netstationer, hvor omkoblingerne skal foretages. I dette projekt defineres det, at det er de to naboradialer, hvis første strækning har den største belastningsevne, der benyttes til at reserveforsyne den fejlramte radial Valg af deling af radial For at ydereligere at sikre den bedst mulige reserveforsyningssituation er det valgt at placere delepunktet således, at netstationer, der skal reserveforsynes, fordeles så ligeligt som muligt imellem de to radialer. Eksemplet fra afsnit er gengivet på Figur 14. Her ses det, at de 10 stationer kun kan deles i to grupper med hhv. fire og seks netstationer i hver. I de tilfælde hvor netstationer ikke kan deles ligeligt, er det den ledige kapacitet i naboradialerne, der er afgørende for den endelige placering af delepunktet. Side 28

41 Figur 14 - Valg af delepunkt Analyse af konkrete koblingssituationer Det skal bemærkes, at de ovenfor beskrevne valg definerer én koblingssituation for en fejlramt radial. En radial indgår dog yderligere i en eller flere koblingssituationer. Først og fremmest er der normal koblingstilstand. Dernæst er der den eller de situationer, hvor en radial er blandt de to bedst mulige reserveforsyningsradialer for en eller flere af dens naboradialer. Det er derfor nødvendigt at beregne den ledige kapacitet for nogle konkrete koblingssituationer for derigennem at afgøre, hvilken koblingssituation, der giver anledning til den mindst mulige ledige kapacitet for den enkelte zone. De forskellige koblingssituationer indebærer, at der eksisterer forskellige grænser for underspænding og overbelastning. Desuden er der en særlig måde at vurdere den ledige kapacitet i en zone i det tilfælde, hvor radialen i zonen er reserveforsynet af to naboradialer, der hver især indgår i to andre zoner. I de følgende afsnit beskrives det, hvorledes den ledige kapacitet beregnes i de tre overordnede typer koblingssituationer. Afsnit 3.5 beskriver en konkret analyse af en zone i fire forskellige driftstimer Normal koblingssituation Som det fremgår af afsnit , må 10 kv kablerne i normal koblingssituation maksimalt være belastet med 70 % af deres nominelle strøm. Desuden gælder det, at spændingen på 10 kv skinnerne på netstationerne skal være mindst 10,00 kv, jævnfør afsnit Da radialen er i normal koblingssituation, er størrelsen af den ledige kapacitet kun afhængig af forbruget i de netstationer, som tilhører radialen Fejlramt Når en radial er fejlramt, indgår den i en reserveforsyningssituation. For reserveforsyningssituationer gælder det, at 10 kv strækningerne i de radialer, der indgår i reserveforsyningssituationen, inklusiv strækningerne, der oprindeligt tilhørte den fejlramte radial, må belastes med op til 100 % af deres nominelle strøm. Desuden gælder det, at spændingen på 10 kv skinnerne på netstationerne mindst skal være 9,60 kv jævnfør afsnit Da radialen er splittet op i to dele, der er forsynet fra hver sin radial, er det nød- Side 29

42 vendigt at udføre to beregninger, og efterfølgende vurdere hvilken der giver den mindste ledige kapacitet for zonen. I det følgende beskrives de trin, der skal gennemgås for at bestemme den ledige kapacitet for en zone, hvori radialen er fejlramt: 1. Først udføres der en beregning for den ene reserveforsyningsradial, der er forlænget med tæt på halvdelen af den fejlramte radials netstationer. Det fiktive forbrug på samtlige netstationer, der er tilsluttet reserveforsyningsradialen opjusteres, indtil det når en øvre grænse. 2. Dernæst udføres samme beregning på den naboradial, der reserveforsyner de resterende netstationer på den fejlramte radial. 3. Fra disse to udregninger udtages resultaterne for de netstationer, der oprindeligt tilhørte den fejlramte radial, og dermed tilhører den zone, hvor den ledige kapacitet ønskes beregnet. De to faktorer hvor med de fiktive belastninger er justeret i hhv. den ene og den anden beregning sammenlignes. 4. Den mindste af de to faktorer benyttes herefter til at beregne det fiktive forbrug for alle netstationer i zonen. 5. Denne værdi defineres som den ledige kapacitet for zonen i den pågældende koblingssituation Reserveforsyningssituation(er) Såfremt en radial er udvalgt til at være blandt de to radialer, der skal reserveforsyne en naboradial, skal værdien af den ledige kapacitet for zonen beregnes, når radialen er i den pågældende reserveforsyningssituation. Selve beregningen er redundant til de beregninger, der foretages for at beregne den ledige kapacitet for den zone, hvori den fejlramte radial befinder sig. Som det er beskrevet i afsnit , forlænges reserveforsyningsradialerne med netstationerne for en fejlramte radial. I det tilfælde hvor den ledige kapacitet i den zone, der indeholder den fejlramte radial, skal beregnes, anvendes resultaterne for de netstationer, der tilhørte den fejlramte radial. Tilsvarende i det tilfælde, hvor den ledige kapacitet i den zone, der indeholder reserveforsyningsradialen, skal beregnes, anvendes resultaterne for de netstationer, der tilhører den pågældende radial. Det skal bemærkes, at en radial kan være udvalgt til at være en af de to bedste radialer til reserveforsyningen af flere end én naboradial. I sådanne tilfælde er det nødvendigt at beregne værdier for den ledige kapacitet for zonen for samtlige af de reserveforsyningssituationer som radialen kan indgå i, og herefter afgøre hvilken reserveforsyningssituation, der giver anledning til den mindste værdi for ledig kapacitet. Side 30

43 3.5 Analyse af en enkelt zone I dette afsnit beskrives en konkret af analyse af den zone, som indeholder radialen GLO 19. Zonen analyseres i et sommerdøgn og et vinterdøgn, altså et døgn hvor effekten fra det traditionelle forbrug er lavt og et døgn, hvor det er højt. For de to dage analyseres et tidspunkt med lavlast og tidspunkt med spidslast. Til analyserne benyttes konkrete driftssituationer fra For GLO 19's vedkommende er det hhv. mandag den 2. februar og lørdag den 27. juli i Figur 15 viser døgnkurverne for den elektriske i effekt, der blev forbrugt i GLO 19's netstationer i de to pågældende døgn. Figur 15 - Højeste og laveste belastning af GLO 19 i 2009 Tabel 2 angiver den effekt der blev forbrugt i zonen de fire pågældende tidspunkter. GLO Lavlast Spidslast Lavlast Spidslast Målt effekt [kva] Tabel 2 - Laveste og højeste belastning af GLO 19 i 2009 I dette afsnit gives der som sagt resultater for den ledige kapacitet i de to døgn på de tidspunkter, hvor effekten fra det traditionelle forbrug er højest og det tidspunkt, hvor den er lavest. På Figur 16 er døgnkurven for 2. februar 2009 gengivet sammen med en teoretisk maksimal belastningsgrænse. Pilene illustrerer den ledige kapacitet i de enkelte timer. De to fremhævede pile angiver hhv. minimums- og maksimumsværdier for den ledige kapacitet, hvilket repræsentere de driftstimer, der bliver beregnet på i det følgende. 4 Det er den målte belastningen på første strækning af GLO 19, der anvendes til at skalere effekten netstationerne. Side 31

44 Figur 16 - Illustration af ledig kapacitet På Figur 17 er GLO 19 endnu en gang vist. Denne gang med angivelse af dens naboradialer. GLO 19 grænser op til radialerne GLO 2, GLO 15, EBY 5 og ISL 19. I nederste højre hjørne af figuren ses GLO 19 som en blå radial, der grænser op til EBY 5 og ISL 19 vist som hhv. en grøn og en pink radial. I øverste venstre hjørne er der zoomet ind på GLO 19 og EBY 5. Her kan man også se, i hvilke netstationer GLO 19 grænser op til radialerne GLO 2 og GLO 15. GLO 2 og GLO 15 er ikke vist i deres fulde længde. Figur 17 - GLO 19 og dens naboradialer Side 32

45 3.5.1 Valg af koblingssituationer For at definere en reserveforsyningssituation for GLO 19 der kan repræsentere de mulige reserveforsyningsmuligheder, der kan opstå, hvis radial rammes af en fejl, skal der som beskrevet i afsnit foretages en række valg for radialen. I de følgende afsnit beskrives det, hvilke valg der foretages for GLO Valg af worst case fejlsted Som det fremgår af afsnit defineres fejl på første strækning som det værst mulige fejlsted. For GLO 19's tilfælde er det strækningen mellem hovedstationen GLO og netstationen Valg af best case radialer reserveforsyning For at afgøre hvilke to radialer, der er de bedst mulige til at reserveforsyne GLO 19, skal GLO 19's naboradialer undersøges. Som nævnt i afsnit foretages dette valg i dette projekt på baggrund af overføringsevnen på naboradialernes første strækning. GLO 19 grænser som tidligere nævnt op til radialerne GLO 2, GLO 15, EBY 5 og ISL 19. En undersøgelse af radialerne viser, at radialerne EBY 5 og ISL 19 kan overføre hhv kva og 5906 kva, mens radialerne GLO 2 og GLO 15 kun kan overføre 4503 kva. Derfor defineres EBY 5 og ISL 19 til at være de bedste radialer til reserveforsyning af GLO Valg af deling af radial Som det er beskrevet i afsnit skal GLO 19's netstationer deles så ligeligt som muligt mellem de to reserveforsyningsradialer for at opnå den bedst mulige reserveforsyningssituation. Da der er i 10 netstationer på GLO 19, er det oplagt at lade de to reserveforsyningsradialer forsyne fem netstationer hver. Radialen deles ved at åbne bryderne i netstationen 1889 mod De to dele A og B er markeret på Figur 18. Ved at slutte bryderne i netstationen 5168 mod 1122 kan netstationerne 1122, 2461, 3163, 2250 og 1889 blive forsynes fra EBY 5. Tilsvarende kan netstationerne 3511, 1256, 5371, 1677 og 3941 blive forsynet fra ISL 19 ved at slutte bryderne i 3511 mod 3572, der ikke er vist på tegningen. B A Figur 18 - GLO 19 opdelt i to dele Side 33

46 3.5.2 Analyse af koblingssituationer Zonen der indeholder GLO 19 er blevet analyseret for tre forskellige koblingssituationer med driftsdata fra fire forskellige tidspunkter i I Tabel 3 er resultaterne af analyserne præsenteret. I de følgende afsnit er det kort beskrevet, hvorledes analyserne er udført Normal koblingssituation I normal koblingssituation skal det fiktive forbrug på samtlige netstationer i på GLO 19 opjusteres med den samme faktor Fejlramt I den situation, hvor GLO 19's første strækning er fejlramt, forsynes delområde A fra EBY 5 og delområde B fra ISL 19. Det betyder, at de to delområdet skal undersøges hver for sig. Da der skal gælde én faktor for samtlige netstationer i zonen, skal laveste faktor benyttes. I tilfældet med GLO 19 er det forsyningen af del A, som er den begrænsende faktor Reserveforsyningssituation(er) Da GLO 19's første strækning har en forholdsvis høj belastningsevne, er GLO 19 den blandt de to bedst mulige reserveforsyningsradialer for stort set alle dens naboradialer. I den situation, hvor GLO 19 skal reserveforsyne EBY 5, belastes GLO 19 dog mest muligt. Derfor anvendes denne situation til at afgøre, hvor meget ledig kapacitet der er i zonen, når GLO 19 skal agere reserveforsyningsradial Resultat Som det fremgår af Tabel 3 viser resultaterne af analyserne, at den dimensionerende koblingssituation er den koblingssituation, hvor GLO 19 reserveforsyner halvdelen af naboradialen EBY 5. Da det i denne beregningsmetode er valgt, at der kun skal gælde én værdi for ledig kapacitet per time, der skal kunne benyttes i samtlige af de koblingssituationer radialen kan befinde sig i, er det resultatet for netop denne koblingssituation, der er den gældende. Tabel 3 - Resultater for beregning af ledig kapacitet Det skal endnu en gang understreges, at analysen af GLO 19's reserveforsyningssituation er redundant til analysen af den situation, hvor EBY 5 er fejlramt. Det kan ikke konkluderes, at det altid vil være reserveforsyningssituationen, der er flaskehalssituation. Derfor er det nødvendigt at analysere de tre koblingssituationer for samtlige radialer. Da dette projekt, har beregningsmetoden i fokus, er det uden for projektets rammer at analysere flere zoner. 3.6 Opsummering af metodevalg I udarbejdelsen af beregningsmetoden er der foretaget en række afgørende valg. I dette afsnit opsummeres disse valg og det vurderes, hvorledes disse valg påvirker det endelige resultat. Side 34

47 3.6.1 En zone per radial Opdeling af nettet i et antal zoner var afgørende for at kunne beregne den ledige kapacitet for Nord Elnet. I den ovenfor beskrevne beregningsmetode blev det besluttet, at der bør eksistere en zone for hver radial. Det blev ligeledes besluttet, at netstationerne på en radial skulle vedblive med at tilhøre samme zone, selvom de var reserveforsynet fra andre radialer. Beregningsmetoden kunne forholdsvis let udvides således, at nogle radialer deles op i to eller flere zoner. Denne udvidelse vil højst sandsynlig betyde, at den samlede ledige kapacitet for nettet i et vist omfang forøges, altså at udnyttelsesmulighederne af den samlede kapacitet forbedres. Det skyldes, at nogle netstationer vil kunne belastes mere ved opdeling af radialerne i et antal zoner. Et stort antal zoner vil dog betyde, at driften af nettet bliver mere kompliceret. Desuden vil et større antal zoner indebære, at det totale antal fleksible forbrugsenheder i de enkelte zoner mindskes, hvilket muligvis kan betyde, at det fleksible forbrug i en zone bliver mindre fleksibelt En fejlsituation der repræsenterer alle fejlsituationer For at mindske antallet af mulige koblingssituationer, blev det besluttet at definere én fejlsituation per radial. Dette indebar en række valg: Fejlstedet placeres på det værst tænkelige sted: o Fejl på radialens første strækning Der vælges den bedst mulige reserveforsyning af radialens netstationer: o De to naboradialer med den største overføringsevne benyttes o Netstationerne på den fejlramte radial deles ligeligt mellem de to reserveradialer Man kunne forestille sig, at beregningsmodellen kunne udbygges sådan, at den ledige kapacitet blev beregnet for flere forskellige fejlsituationer. Rent driftsmæssigt er det dog nemmest, hvis der kun eksisterer én værdi for den ledige kapacitet, der dækker alle omkoblingssituationer, så dem der varetager driften af nettet undgår at tage stilling til værdien af den ledige kapacitet i selve driftstimen, mens de foretager dispositioner for omkoblinger, der genetablerer forsyningen En værdi der gælder for alle koblingssituationer Som det fremgår af afsnit 3.1 er det i dette projekt valgt at udarbejde en metode, der kan beregne én værdi for den ledige kapacitet per time per zone, der skal gælde i samtlige af de koblingssituationer som radialen i zonen kan befinde sig i. Det betyder, at den koblingssituation, der giver anledning til den mindste værdi for ledig kapacitet i en zone, afgør den ene værdi for ledig kapacitet, der skal for zonen uanset hvilken koblingssituation radialen befinder sig. Den dimensionerende koblingssituation vil typisk være enten den koblingssituation, hvor radialen i zonen er reserveforsynet, eller den koblingssituation, hvor radialen i zonen skal reserve forsyne en naboradial. Dette valg indebærer, at den aktuelle værdi for ledig kapacitet i en zone, ofte kan være langt større end den værdi, der benyttes. Den ledige kapacitet i nettet ville derfor kunne udnyttes bedre, hvis det blev besluttet, at der i en zone i en given driftstime skulle gælde en værdi for ledig kapacitet, hvis radialen i zone er normalkoblet og en værdi for ledig kapacitet, hvis radialen er omkoblet. Side 35

48 I beregningsmetoden, der er udarbejdet i dette projekt opstilles tre typer koblingssituationer, som en radial kunne befinde sig i. For hver af de tre koblingssituationer bliver der beregnet en værdi for den ledige kapacitet. Disse værdier sammenlignes for at finde den koblingssituation, der giver den mindste værdi for ledig kapacitet. Derfor kan den udarbejdede model meget simpelt ændres, så der beregnes en værdi for ledig kapacitet, hvis radialen i zonen er normalkoblet, og en værdi for ledig kapacitet, hvis radialen er omkoblet. At skulle operere med to forskellige værdier for ledig kapacitet, stiller dog nogle højere krav til den mekanisme, der skal regulere det fleksible forbrug, end hvis der kun eksisterer én værdi En belastningsgrænse på 70 % Såfremt det besluttes at operere med to værdier for ledig kapacitet, altså en værdi for ledig kapacitet, hvis radialen i zonen er normalkoblet, og en værdi for ledig kapacitet hvis radialen ikke er normalkoblet, er det nærliggende at øge belastningsgrænsen på de normalkoblede radialer fra 70 % til 100 %. Dette var netop idéen bag DSO-projektets model 2 og 3 (3). En forøgelse af belastningsgrænsen for normalkoblede radialer, vil betyde en forbedring i muligheden for udnyttelsen af den ledige kapacitet. Det skal dog understreges, at i distributionsselskabets dimensionering af nettet, hvor der lægges vægt på, at der er tilstrækkelig kapacitet til at forsyne det fleksible forbrug, skal en belastningsgrænse på 70 % fortsat være den dimensionerede belastningsgrænse. Det skyldes, at den ekstra ledige kapacitet, der bliver frigivet ved at hæve belastningsgrænsen på normalkoblede radialer til 100 %, ikke er en ledig kapacitet som distributionsselskabet kan garantere værende til rådighed. Den er nemlig kun til rådighed for de radialer, der er normalkoblede. For samtlige omkoblede radialer vil det fortsat gælde, at de højest må være belastede op til 70 %. Det skal i den sammenhæng nævnes, at jf. afsnit , varer 1/4 af omkoblingssituationerne i mere end to døgn. I sådanne situationer vil det ikke være muligt at skubbe det fleksible forbrug til et tidspunkt, hvor radialen igen er normalkoblet. Dette forklarer hvorfor det er nødvendigt at dimensionere nettet, så det fleksible forbrug kan forsynes, selvom en radial er omkoblet. For at belyse hvor meget ekstra ledig kapacitet, der frigives ved at øge belastningsgrænsen fra 70 % til 100 %, er de to spidlastsituationer for GLO 19 hhv. den 2/ og 25/ i normal koblingssituation blevet genberegnet med en belastningsgrænse på 100 %. Resultatet er præsenteret i Tabel 4. GLO 19 (Normal koblingssituation) Spidslast Spidslast Målt effekt [kva] Beregnet ledig kapacitet ved en 70 % belastningsgrænse [kva] Beregnet ledig kapacitet ved en 100 % belastningsgrænse [kva] Tabel 4 - Ledig kapacitet ved en 70 % hhv. en 100 % belastningsgrænse 4 Signalement af elbiler 4.1 Formål Side 36

49 Formålet med den del af projektet, der beskrives i dette kapitel, er at udarbejde en metode til fremstilling af et signalement af forskellige typer af fleksible forbrugsenheder såsom elbiler og varmepumper. Signalementet skal kunne benyttes i planlægningen af 10 kv el-distributionsnettet. Målet med signalementet er at afgøre, hvor meget kapacitet, der i hver enkelt time bør afsættes til de nye forbrugstyper, givet et forventet behov hos forbrugerne. I dette projektet udarbejdes der kun et signalement af én forbrugstype. Det er valgt at udarbejde et signalement af elbiler, som lader i tilknytning til enfamilieshuse. Som det blev beskrevet i indledningen til denne rapport, blev det i projektet Smart Grid i Danmark konkluderet, at det rent samfundsøkonomisk bedst kan betale sig, at regulere det fleksible forbrug, så det ikke kan agere fuldstændig fleksibelt. Hermed menes der, at det fleksible forbrug skal reguleres således, at det så vidt muligt ikke placeres på tidspunkter, hvor el-distributionsnettene i forvejen er højt belastede. Distributionsnettet skal dog dimensioneres efter, at det fleksible forbrug indenfor nogle rammer kan agere fleksibelt, således at forbruget kan bidrage til opretholdelsen af energibalancen i elsystemet og således, at forbrugerne ikke føler, at deres behov tilsidesættes. For at distributionsselskabet kan blive i stand til at dimensionere distributionsnettet med tilstrækkelig kapacitet til det fleksible forbrug, er det nødvendigt at have et signalement, der beskriver de enkelte forbrugstypers behov for kapacitet i en given time. Der skelnes her i mellem et nødvendigt behov for at placere forbruget på et givet tidspunkt og et ønske om at placere forbruget på et givet tidspunkt. Behovet vurderes som værende en nødvendighed, hvorimod et ønske om at placere forbruget i en billig time ikke vurderes at være en nødvendighed. I udarbejdelsen af signalementet for elbiler, der lader i tilknytning til private husstande, er det valgt kun at fokusere på at afdække behovet for kapacitet i timerne i ét døgn, som tænkes at være en hverdag. Det er dog tanken, at metoden, der er udarbejdet i dette projektet, kan anvendes til at fremstille signalementer af både elbiler, der lader i tilknytning til industri, eller andre steder, og af andre forbrugstyper. Desuden vurderes det, at parametrene kan justeres således, at der kan fremstilles signalementer for fleksible forbrugstyper, som beskriver behovet for kapacitet på forskellige ugedage og i forskellige perioder af året. Målet med det signalement, som er udarbejdet i dette projekt, er som tidligere nævnt, at det skal anvendes til at estimere, hvor meget kapacitet, der bør afsættes til opladning af elbiler på et givet tidspunkt, givet et forventet ladebehov hos elbil-ejerne. Det er altså tanken, at der skal udarbejdes en model, der på baggrund af nogle input, skal kunne danne en skabelon for en døgnkurve, der beskriver behovet for kapacitet for hver af døgnets timer. Denne kurve skal sammen med de syntetiske belastningskurver, der er beskrevet i afsnit , anvendes til at fastlægge den dimensionerende effekt for et område af nettet. Det skal understreges, at kurven, der beskriver hvor meget kapacitet, der bør afsættes til opladning af et antal elbiler, ikke afspejler elbilernes forventede ladekurve. Det skyldes, at elbilerne er fleksible, og derfor kan der ikke oprettes en skabelon for hvorledes de opfører sig. I stedet er det nødvendigt med en kurve, der beskriver, på hvilke tidspunkter elbil-ejerne har behov for at lade batteriet i deres elbiler op, sådan at nettet dimensioneres efter, at de kan have behov for at lade på forskellige tidspunkter. Netop derfor vil Side 37

50 arealet under kurven med nødvendig kapacitet til elbiler ikke være lig med døgnforbruget. Arealet under kurven vil derimod være væsentligt større end døgnforbruget, fordi der skal tages højde for, at der er mulighed for opladning på mere end ét bestemt tidspunkt. Det skal ligeledes understreges, at projektets fokus er at overveje, hvilke parametre et signalement skal indeholde, og at der lægges vægt på at udarbejde en simpel model til bestemmelse af nødvendig kapacitet. Det er derfor uden for dette projekts rammer at udføre en decideret analyse af elbilers døgnforbrug eller af elbil-ejernes ladebehov, hvorfor der i modellen anvendes data fra allerede udførte analyser af disse områder. 4.2 Analyser der danner baggrund for signalementet I det følgende beskrives de analyser, der danner baggrund for dette projekts signalement af elbiler. De forskellige parametre, som analyserne har anvendt er opsummeret i afsnit Projekterne Karlsvognen og Smart Grid i Danmark I projektet Karlsvognen og i projektet Smart Grid i Danmark er det antaget, at en elbils gennemsnitlige årlige kørselsbehov er på omkring km per år, fordelt jævnt på årets dage, hvilket giver et dagligt kørselsbehov på 40 km per dag. Yderligere er det antaget at en gennemsnits elbil har et energiforbrug på 0,150 kwh per kørt kilometer, hvilket tilsammen betyder, at en gennemsnits elbil vurderes til at have et dagligt energiforbrug på 6,0 kwh. I forhold til ladeeffekten er det antaget, at elbilernes tilslutning betyder, at 50 % af elbilerne lader enfaset med 3,0 kw og 50 % lader trefaset med 9,0 kw. I projekterne introduceres der to scenarier for opladningen: Den traditionelle scenarie, hvor det fleksible forbrug ikke reguleres og scenariet, hvor der eksisterer en Smart Grid med spidslastudjævning. I det traditionelle scenarie er der forskel på lademønstret på hverdage og i weekender/helligdage. På hverdage forventes ladningen at foregå efter følgende mønster: 80 % lader umiddelbart efter hjemkomst fra arbejde i tidsrummet % lader i tidsrummet I weekender/helligdage forventes ladning at foregår efter følgende mønster: 100 % lader i tidsrummet I scenariet, hvor der eksisterer et Smart Grid med spidslastudjævning, forventes der ikke at være forskel på hverdage og på weekender/helligdage. Her forventes ladningen alle dage at foregå efter følgende mønster (10) (21): 20 % lader umiddelbart efter hjemkomst fra arbejde i tidsrummet % lader i timer med lav belastning af el-nettet i tidsrummet Side 38

51 4.2.2 Analyse i EDISON regi I forbindelse med EDISON projektet er der udarbejdet en artikel, der belyser udfordringerne i forbindelse med introduktion af elbiler i elsystemet (22). I artiklen er det antaget, at en gennemsnits elbil har et døgnforbrug på 6,1 kwh. Dette er vurderet på baggrund af, at en gennemsnits personbil årligt kører km. Med et energiforbrug på 0,135 kwh/km, svarer det årligt til kwh, hvilket ligeligt fordelt ud på årets dage, giver et dagligt forbrug på 6,1 kwh. Det antages, at samtlige elbiler kan lade trefaset med en ladeffekt på 11 kw. Forfatterne har valgt at introducere tre modeller for opladning af elbiler. I alle tre modeller er døgnet delt op i fire perioder: 1. Dag: Umiddelbart efter hjemkomst fra arbejde: Aften: Nat: Den første model kaldet immediate charging beskriver et scenarie, hvor stort set alle elbiler lader i tilknytning private husstande sidst på eftermiddagen, umiddelbart efter, at elbil-ejeren er kommet hjem fra arbejde (22). I den anden model forudsættes størstedelen af elbilerne ligeledes, at lade i private boliger. En form for tænd-sluk-ur sørger dog for, at ladetidspunktet udsættes, så elbilerne fortrinsvist lader om natten. Denne model kaldes derfor for time delayed (22). I den sidste model, der kaldes for Market price based/fleet operator managed er det forudsat, at størstedelen af elbilernes opladning sker på tidspunkter, hvor det er mest optimalt for elsystemet. Det antages herved, at elbilerne har mulighed for at lade på alle tidspunkter af døgnet, hvilket vil kræve at der eksisterer ladestandere på de steder, hvor elbilerne tænkes at skulle parkere i længere tid ad gangen. Det gælder for eksempel på arbejdspladsen, i supermarkedet og i sportsklubben. For at sikre at elbilerne lader, når det er mest optimalt for elsystemet foreslås der to mulige undermodeller. I den ene undermodel er opladningen af elbilerne styret af en elhandler der har kontrollen over elbilerne, og i den anden undermodel er opladningen af elbilerne indirekte styret af en elhandler, ved at elhandleren udsender prissignaler som forbrugerne reagerer på. (22) Masterprojekt om optimal opladning af elbiler Karsten Capion udførte i 2009 masterprojektet Optimal charging of electric drive vehicles in a market environment (23). I projektet udarbejdes der en model, som fastlægger den optimale måde hvorpå elbiler skal lade, set fra elhandlernes synspunkt. Af modeltekniske grunde er det i projektet antaget, at der kun eksisterer én elhandler, der har kontrollen over samtlige el- og hybridbiler i Vestdanmark. I modellen tages der højde for elbilerne kørselsmønstre, ved brug af data fra transportvaneundersøgelsen, der er foretaget af DTU Transport. På baggrund af kørselsmønstrene dannes der et sæt af standard elbiler, med forskelligt dagligt kørselsbehov, hvilket medfører forskellige døgnforbrug. Samtlige elbiler antages at lade med en Side 39

52 ladeeffekt på 11,1 kw. For at sikre den mest optimale ladning antages det, at samtlige elbiler har mulighed for at lade, når de er parkerede. Dette kræver, at der eksisterer ladestandere på samtlige steder, hvor elbilerne tænkes at skulle parkere, hvilket på nuværende tidspunkt kan synes urealistisk. I projektet undersøges der en række scenarier, for hvilke der modelleres to kurver. Kurverne viser det estimerede forbrug for det totale antal el- og hybridbiler for hhv. hverdage og weekender. I dette projekt fokuseres der udelukkende på kurverne for Carsten Kapions baseline scenarie, hvor det forventede antal el- og hybridbiler er på (23) Andelen af el- og hybridbiler der lader på de forskellige tidspunkter af døgnet fremgår af Tabel 5 i afsnit Opsummering af parametre fra de forskellige projekter I dette afsnit opsummeres parametrene fra de ovenfor beskrevne projekter. Det er valgt udelukkende at fokusere på parametrene for hverdage, eftersom signalementet, der skal udarbejdes i dette projekt kun behandler behovet for kapacitet på hverdage. Tabel 5 opsummerer de parametre, der knytter sig til en gennemsnits- eller standard elbil. Dog opererer projektet Optimal charging of electric drive vehicles in a market environment med et sæt standard elbiler, hvis parametre ikke er gengivet i tabellen. Karlsvognen & Smart Grid i Danmark 1 faset (50 % af bilparken) Karlsvognen & Smart Grid i Danmark 3 faset (50 % af bilparken) EDISON Optimal charging of electric vehicles in a market environment Antal kørte kilometer per dag [km/dag] Energiforbrug per kørt kilometer [kwh/km] Døgnforbrug [kwh] Ladeeffekt [kw] Ladetid [minutter] 40,0 40,0 45,8 Flere forskellige 0,150 0,150 0,135 0,167 6,0 6,0 6,1 Flere forskellige 3,0 9,0 11,0 11,1 120,0 40,0 32,7 Flere forskellige Tabel 5 - Oversigt over parametre for elbiler fra forskellige projektet Forventningerne til antal kørte kilometer og dermed til det forventede daglige energiforbrug er nogenlunde ens. Forventningerne til ladeeffekt varierer derimod noget. Både EDISON og projektet Optimal charging of electric drive vehicles in a market environment opererer med en trefaset ladeeffekt på ca. 11 kw. Projekterne Karlsvognen og Smart Grid i Danmark forventer i stedet, at kun halvdelen af elbilerne vil lade trefaset, og det med en effekt på kun 9 kw. De resterende forventes at lade enfaset med 3 kw. Det betyder, at standard elbilerne ifølge Karlsvognen og Smart Grid i Danmark vil få en noget længere ladetid. Side 40

53 I Tabel 6 er findes en opsummering af de forskellige modeller for opladning. Det er her valgt at inddele døgnet i perioderne dag, umiddelbart efter hjemkomst fra arbejde, aften og nat, da denne inddeling går igen i de allerede beskrevne modeller. Selve tidspunkterne for periodeinddelingen varierer en smule fra analyse til analyse, men det vælges der at se bort fra i denne opsummering, da det giver et bedre sammenligningsgrundlag for de seks modeller for opladning. Ladevindue Estimerede ladetidspunkter Karlsvognen & Smart Grid i Danmark Ikke styret Karlsvognen & Smart Grid i Danmark Styret EDISON Immediate EDISON Time Delayed EDISON Fleet operator managed Optimal charging of electric vehicles in a market environment Dag 20 % 0 % 10 % 10 % 5 % 19 % Umiddelbart efter hjemkomst fra arbejde 80 % 20 % 75 % 10 % 0 % 6 % Aften 10 % 10 % 5 % 18 % 0 % 80 % Nat 5 % 70 % 90 % 57 % Tabel 6 - Oversigt over estimerede ladetidspunkter for elbiler fra forskellige projekter 4.3 Bestemmelse af nødvendig kapacitet I de følgende afsnit beskrives det, hvorledes der udarbejdes en model, der kan afgøre behovet for kapacitet til opladning af elbiler på baggrund af en række parametre. I afsnit defineres der to standard elbiler med en sandsynlighed for et behov for ladning, der varierer henover døgnet. I introduceres der et antal af de to standard elbiler, og det beskrives hvorledes sandsynlighedsberegninger kan anvendes til at afgøre, hvor mange elbiler, der maksimalt forventes at have et behov for at lade på forskellige tidspunkter af døgnet. I foreslås der tre mulige mønstre hvorpå et antal elbiler tænkes at lade indenfor et givent ladevindue, og det forklares hvordan den dertilhørende kapacitet beregnes. På Figur 24 i afsnit 4.4 findes et oversigtsdiagram der viser, hvordan modellen til bestemmelse af behov for kapacitet fungerer. For at udføre følsomhedsanalyser på de forskellige parametre, der indgår i signalementet, er den udarbejdede model blevet implementeret i et MATLAB script. Undertegnede har udarbejdet modellen, men har valgt ikke at udføre selve programmeringen, eftersom programmet blot anvendes som et værktøj og derfor ikke betragtes som en del af projektets indhold. Den endelige model, kan uden de store problemer implementeres i et regneark i Excel, som er det beregningsprogram, der benyttes i DONG Energy Eldistribution. I afsnit 4.5 diskuteres det, hvilke værdier parametre, der indgå i signalementet bør have og hvorledes forskellige værdier for parametre påvirker den nødvendige kapacitet. I afsnit 4.6 gives et eksempel, der beskriver, hvordan de valgte parametre benyttes til at vurdere den nødvendige kapacitet, der bør være til stede, i et specifikt område af nettet i timerne i et døgn. Side 41

54 4.3.1 Definition af standard elbil med et ladebehov For at afgøre, hvor meget kapacitet der bør afsættes til opladning af elbiler, tages udgangspunkt i en definition af en standard elbil. Standard elbilen har et døgnforbrug betegnet E, der angives i kwh, og dens batteri i kombination med det sted hvor den lader, giver mulighed for en maksimal ladeeffekt betegnet P, som angives i kw. Elbiler der lader hhv. med en fase og med tre faser er derfor beskrevet som hver sin standard elbil. Det skal understreges, at den nævnte ladeeffekt P, er den største effekt hvormed elbilen kan lade. Afhængigt af ladestander og batteri, er det muligt at lade elbilens batteri op med en mindre effekt. Det er antaget, at standard elbilen lader hver dag, men kun én gang i døgnet. Det betyder, at når bilen lader, forbruger den en energimængde, der netop svarer til dens døgnforbrug. Ladetiden betegnet T, som angives i timer kan direkte udledes fra ladeeffekten og døgnforbruget, hvilket fremgår af Formel 2. T E P Formel 2 Anvendes den maksimale ladeeffekt fås den kortest mulige ladetid. Mindskes ladeeffekten, øges ladetiden proportionelt. [t] Standard elbilens ejer forventes at have et behov for at kunne lade batteriet i sin elbil op, på forskellige tidspunkter på døgnet, der varierer fra dag til dag. Dette er i modellen beskrevet ved at inddele døgnet i et antal perioder, kaldet ladevinduer, og til hvert vindue tilknytte en sandsynlighed for behov for ladning p i. Sandsynligheden for behovet for at lade i et vindue beskriver altså, hvor sandsynligt det er, at elbil-ejeren har behov for at lade sin bil op i netop det vindue. Længden af vinduerne kan være hele timer, halve timer eller et antal timer, og de forskellige ladevinduer behøver ikke at have samme længde. Den mindst mulige længde af ladevinduet er af samme længde som ladetiden. Det skyldes, at det af modeltekniske grunde, er antaget, at elbilen færdiggør sin opladning i løbet ét af ladevindue. For at dække elbilen energibehov, sættes den totale sandsynlighed for behov for ladning til 100 % per døgn Sandsynligheden for at et antal elbiler vil lade i et vindue Selvom den definerede standard elbils behov for at kunne lade varierer henover døgnet, er det nødvendigt at dimensionere nettet til, at den enkelte elbil kan tænkes at lade på alle tidspunkter af døgnet. Hvis der kun er én elbil, skal der skal derfor på ethvert tidspunkt afsættes kapacitet i nettet svarende til standard-elbilens ladeeffekt. Eksisterer der derimod et antal standard elbiler, hvis sandsynlighed for behov for ladning varierer henover døgnet, bør nettet ikke nødvendigvis dimensioneres til, at de alle har mulighed for at lade på samtlige tidspunkter. Det skyldes, at sandsynligheden for, at det kun er en delmængde af antallet af biler, der har behov for at lade i samme vindue, er langt større end sandsynligheden for, at alle elbiler har behov for at lade i samme vindue. Såfremt et antal standard elbiler er tilsluttet lavspændingsnettet under en netstation, kan det antages, at antallet af elbiler, der har behov for at lade i et specifikt ladevindue kan beregnes ved at opfatte situationen som en række Bernoulli-forsøg (24). Hver enkelt elbil udgør et forsøg, hvor sandsynligheden for succes med sandsynlighedsparameteren p i, svarer til at Side 42

55 elbilen har et behov for at lade i det pågældende vindue. Tilsvarende er der en sandsynlighed for fiasko med sandsynlighedsparameteren q,i der svarer til, at elbilen ikke har et ladebehov i det pågældende vindue. Sammenhængen mellem p,i og q,i er beskrevet i Formel 3. p 1 i q i Formel 3 For Bernoulli-forsøg gælder det, at forsøgene skal være uafhængige af hinanden, og at sandsynligheden for hhv. succes og fiasko skal være ens i samtlige forsøg (24). Elbilernes lademønstre kan mulighvis at være afhængige af udefrakommende signaler. Elbil-ejerne kan derfor reagerer på de samme udefrakommende signaler, hvilket betyder, at elbilernes lademønstre kan være korrelerede. Den enkelte elbil-ejers behov for at kunne lade på et specifikt tidspunkt, betragtes derimod som værende uafhængigt af de resterende elbil-ejeres ladebehov. Da signalementet alene bygger på ladebehovet vurderes det, at elbilerne kan betragtes som en række Bernoulli-forsøg. Antallet af biler der har et ladebehov, altså antallet af succeser betegnes X, hvor X er en stokastisk variabel med følgende frekvensfunktion: f n x) P( X k) p k 1 k k k x (, Formel 4 Antalsparameteren n beskriver det totale antal forsøg og sandsynlighedsparameteren p beskriver sandsynligheden for succes og k beskriver antallet af succeser. En stokastisk variabel med en sådan frekvensfunktion siges at være binomialt fordelt (24). Fordelingsfunktionen anvendes til at beregne med hvilken sandsynlighed den stokastiske variabel vil antage en given værdi (25). Definitionen af fordelingsfunktionen for en stokastisk variabel er angivet i Formel 5 (24). F( x) P( X k) Formel 5 I dette tilfælde kan fordelingsfunktionen anvendes til at beregne sandsynligheden for, at højest et antal elbiler har et behov for at lade. Der kan herefter indføres en fraktil for sandsynligheden, for eksempel 95 %, der betegner, at der 95 % sandsynlighed for, at antallet af biler, som har et behov for at kunne lade, er under en given værdi. For at anskueliggøre fremgangsmetoden gennemgås der et eksempel med 10 elbiler, der alle har 20 % sandsynlighed for at have behov for lade i et givent vindue. Sandsynlighederne for at antallet af elbiler, der har et behov for at lade, er mindre en et givet antal fremgår af Tabel 7. Som det er vist Tabel 7, er der 95 % sandsynlighed for, at der højest er fire elbiler, der har et behov for ladning, idet 95 % fraktilen ligger ved fire elbiler. Side 43

56 For at illustrere, hvordan metoden skal benyttes foretages der et eksempel med 100 standard elbiler, der tildeles følgende parametre: Energibehov, E = 6,00 kwh Ladeeffekt, P = 3,00 kw Ladetid, t = 2 timer Døgnet inddeles i fire ladevinduer, hvis start- og sluttidspunkter fremgår af Tabel 8. Standard elbilens behov for at lade i de fire vinduer fremgår ligeledes af Tabel 8. n = 10 Sandsynlighed X 0 0, X 1 0, X 2 0, X 3 0, X 4 0, X 5 0, X 6 0, X 7 0, X 8 0, X 9 0, X 10 1, Tabel 7 - Sandsynlighed for at et givet antal elbiler har et ladebehov Ladevindue Nr. Klokkeslæt Behov for ladning, p i Dag % Eftermiddag/aften % Aften % Nat % Tabel 8 - Parametre til brug for eksempelberegning Ved at anvende den ovenfor beskrevne metodik, kan der beregnes det antal elbiler, som der med 95 % sandsynlighed højest ved lade i de enkelte ladevinduer. Resultatet fremgår af Tabel 9. Det samlede antal biler, der forventes at have et ladebehov er 125, selvom eksemplet blev udført for 100 elbiler. Det skyldes, at modellen tager højde for, at elbilerne kan have et behov for at lade på forskellige tidspunkter af døgnet. Ladevindue Nr. Antal elbiler Dag 1 9 Der er 95 % sandsynlighed for, at elbiler har et ladebehov Eftermiddag/aften 2 27 Aften 3 21 højest Nat 4 68 Tabel 9 - Antal elbiler der har et ladebehov i fire ladevinduer Figur 19 viser en kurve over den kapacitet, der skal afsættes for at det estimerede antal elbiler har mulighed for at kunne lade samtidigt i det pågældende vindue. Side 44

57 Højest 68 elbiler har behov for at lade Højest 9 elbiler har behov for at lade Højest 27 elbiler har behov for at lade Højest 21 elbiler har behov for at lade Figur 19 - Behov for kapacitet i et døgn ved samtidig opladning i de enkelte vinduer De 100 standard elbiler har hver et døgnforbrug på 6 kwh, hvilket betyder, at de samlet har et energibehov på 600 kwh. Arealet under kurven på Figur 19 er dog 2193 kwh. Det skyldes, som tidligere nævnt, at modellen tager højde for, at elbilerne kan have et behov for at lade på forskellige tidspunkter af døgnet. Kurven der er vist på Figur 19, beskriver behovet for kapacitet såfremt samtlige af de elbiler, der har et behov for at lade i et vindue, lader samtidigt. For at undgå at overdimensionere nettet, er det derfor nødvendigt at undersøge, hvordan ladningen i det enkelte vindue foregår, hvilket fremgår af næste afsnit Den nødvendige kapacitet i et vindue Som det er beskrevet i ovenstående afsnit, kan det med rimelige sandsynlighed beregnes, hvilket antal elbiler, der maksimalt har et behov for at lade i et specifikt vindue. I den videre proces antages det, at netop det med 95 % sandsynlighed højeste antal elbiler har et behov for at kunne lade i det pågældende vindue. Det skal understreges, at det er antaget, at elprisen og dermed elbil-ejerens behov er det samme gennem hele vinduet. Det betyder, at tidspunktet hvor den enkelte elbil påbegynder sin opladning, ikke har betydning for elbil-ejerne, så længe elbilen er opladt ved vinduet afslutning. Såfremt ladevinduet er længere end den definerede ladetid, er det af stor betydning for bestemmelsen af behovet for kapacitet, på hvilket tidspunkt elbilerne vælger at lade. Man kan forestille flere forskellige måder hvorpå elbilerne kan lade i vinduet. I litteratur (26) er det antaget, at: Andelen af elbiler der lader til et givet tidspunkt er normalfordelt inden for vinduet I dette projekt er det valgt at se på følgende tre lademønstre for elbiler i et givet vindue: 1. Alle lader samtidigt med fuldt effekt 2. Alle lader med fuldt effekt, men opstartstidspunktet for elbilernes ladning fordeles jævnt henover vinduet 3. Ladeeffekten og dermed ladetiden justeres, så det er mest optimalt i forhold til kapaciteten. Side 45

58 De tre lademønstre beskrives hhv. i afsnit , og I den udarbejdede model, er behovet for kapacitet ved de tre lademønstre angivet med hhv. en rød, en blå og en grøn kurve, hvilket er vist på Figur 25 og Figur Højest mulige nødvendige kapacitet Hvis samtlige af de elbiler, der har et ladebehov i et givent vindue, lader samtidigt, vil samtidigheden blive 100 %. Dette vil være tilfældet såfremt samtlige elbiler på samme tidspunkt reagerer på samme (pris)signal, eller såfremt samtlige elbiler er tidsindstillet til at påbegynde deres ladning på samme tidspunkt, for eksempel ved hjælp af et tænd/sluk-ur. Dette worst case tilfælde angiver den maksimale kapacitet, der kan være behov for i det pågældende vindue. I dette tilfælde er den nødvendige kapacitet lig produktet af antallet af elbiler, ved den valgte fraktil, og standard elbilens ladeeffekt Jævn fordeling af opstartstidspunkt Såfremt der eksisterer en mekanisme, der sørger for at undgå at samtlige elbiler, som har behov for at lade i et vindue, påbegynder deres opladning samtidigt, er graden af samtidigheden afhængig af ladevinduets længde, elbilernes ladetid samt antallet af elbiler. Den nødvendige kapacitet bliver derfor produktet samtidigheden, antallet af elbiler, ved den valgte fraktil, og standard elbilens ladeeffekt. Da det er antaget, at elbilerne skal have færdiggjort deres ladning inden for vinduet, skal samtlige elbiler have påbegyndt deres opladning, senest på det tidspunkt, hvor tiden til vinduet er slut er af samme længde som ladetiden. Det giver et delvindue, hvori samtlige biler skal påbegynde deres ladning. I denne model antages det, at første elbil starter med at lade idet vinduet påbegyndes, altså til tiden t=0, og at de resterende elbiler starter jævnt gennem delvinduet. Sidste elbil vil starte sin opladning idet delvinduet afsluttes, og vil herved afslutte sin opladning idet ladevinduet afsluttes. Forløbet er illustreret på Figur 20. Her er en bil der starter sin opladning markeret med en grøn streg, mens en bil der afslutter sin opladning er markeret med en rød streg. Stregerne angiver altså en hændelse, der giver anledning til at antallet af biler der på det pågældende tidspunkt lader samtidig, øges eller mindskes. Det skal bemærkes, at på Figur 20 er det kun et begrænset antal af stregerne, der er tegnet. I midten af vinduet vil antallet af elbiler, der lader samtidigt toppe. Forholdet mellem det højeste antal biler, der lader samtidigt og det totale antal biler, der har et behov for at lade i vinduet, angiver samtidigheden. Det er det højeste antal biler, der lader samtidigt i et vindue, som er afgørende for, hvor meget kapacitet, der er behov for i det pågældende vindue. Side 46

59 Første bil starter sin opladning Første bil afslutter sin opladning Sidste bil starter sin opladning Sidste bil afslutter sin opladning Delvindue hvori opladning kan startes Ladetid Ladevinduets længde Figur 20 - Illustration af jævn fordeling af opstartstidspunkt for ladning For at illustrere, hvordan forskellige parametre har indflydelse på samtidigheden af elbiler der har behov for at lade gennemgås der nogle eksempler. Der tages udgangspunkt i et eksempel, hvor det er beregnet at der er 95 % sandsynlighed for, at maksimalt 10 elbiler vil have et behov for at lade i et ladevindue. I den videre proces antages det derfor, at 10 elbiler har et behov for at lade. Bilerne har alle et døgnforbrug på 6,00 kwh. I det første eksempel er bilernes ladeeffekt 3 kw, hvilket svarer til at elbilen lader enfaset. Ladeeffekten bevirker at bilerne har en ladetid på 2 timer. Ladevinduet har en længde på tre timer. Elbilernes ladetid betyder, at samtlige elbiler skal have påbegyndt deres opladning i løbet af ladevinduets første time. Den første elbil starter sin opladning idet ladevinduet starter. Herefter påbegyndes en opladning. hver 6,7 ende minut, hvilket netop betyder, at den sidste bil påbegynder sin opladning efter 1 time. Forløbet er vist på kurven på Figur 21. Figur elbiler som lader i et ladevindue på 3 timer med en ladeeffekt på 3 kw Som det fremgår af kurven er samtlige elbiler i gang med at lade i ladevinduets midterste time. Det betyder, at samtidigheden er 100 %, hvilket indebærer, at der skal er behov for kapacitet svarende til en effekt på 30 kw. Side 47

60 I det andet eksempel fastholdes ladeeffekten på 3 kw, men både antallet af elbiler og ladevinduets længde fordobles. Forlængelsen af ladevinduet indebærer, at det delvindue, hvori elbilerne skal påbegynde deres opladning, forlænges til fire timer. Forløbet er vist på Figur 22. Som det fremgår af kurven bevirker det lange ladevindue, at den første elbil har færdiggjort sin opladning inden den 11. elbil påbegynder sin opladning. Resultatet er at antallet af elbiler, der er nødsaget til at lade samtidigt kun er 10, hvilket svarer til en samtidighed på 50 %. Behovet for kapacitet svarer til en effekt på 30 kw. Figur elbiler som lader i et ladevindue på 6 timer med en ladeeffekt på 3 kw I det tredje eksempel sættes ladevinduet igen til tre timer. Til gengæld øges ladeeffekten til 9 kw, hvilket svarer til at elbilerne lader trefaset. Ladeeffekten bevirker at ladetiden mindskes til ca. 40 minutter. Det delvindue hvori elbilerne skal påbegynde deres opladning forlænges derfor til 2 timer og 20 minutter. Det betyder, at der går ca. 16 minutter i mellem at elbilerne påbegynder deres opladning. Forløbet er vist på Figur 23. Figur elbiler som lader i et ladevindue på 3 timer med en ladeeffekt på 9 kw Side 48

61 Som det fremgår af kurven bevirker den korte ladetid, at den første elbil har færdiggjort sin ladning inden den fjerde elbiler starter sin opladning. Samtidigheden er derfor kun 30 %. Den høje ladeeffekt betyder dog, at der stadig skal afsættes net kapacitet til en effekt på 27 kw, hvilket næsten er det samme som i det første eksempel. Da den trefasede effekt som navnet angiver, er tre gange så stor som den enfasede effekt, skal samtidigheden ved at lade med trefaset effekt være mindre end 33,33 % i forhold til samtidigheden ved at lade med enfaset effekt, for at den dimensionerende effekt mindskes. Dette var netop tilfældet i ovenstående eksempel, hvor samtidigheden var neden på 30 % Lavest mulig nødvendig kapacitet For at opnå det lavest mulige behov for kapacitet ved et givet antal elbiler, skal elbilernes ladeeffekt reduceres, så deres opladningstid netop er at samme længde som opladningsvinduet. Ladeeffekten, P skal derfor justeres med forholdet mellem den oprindelige ladetid T og ladevinduets længde L, hvilket er vist i Formel 6. P ny T P L Formel 6 Den nødvendige kapacitet bliver hermed produktet af den justerede ladeeffekt og antallet af elbiler, ved den valgte fraktil. Side 49

62 4.4 Model til bestemmelse af nødvendig kapacitet Programmet spørger efter og gemmer derefter følgende parametre i variable: Input Antal elbiler, n Antal ladevinduer Start- og sluttidspunkt for ladevinduerne Ladebehov i ladevinduerne, p [%] Daglig energibehov, E [kwh] Ladeeffekt, P [kw] Fraktil [%] Input parametrene anvendes til at beregne følgende: Ladetid, T [timer] Ladevinduernes længde, L [timer] Det maksimale antal biler m, der med den valgte fraktil vil lade i hver enkelt ladevindue. (Det maksimale antal biler m i et givent ladevindue er en konstant i det pågældende ladevindue) Beregninger For hvert ladevindue beregnes det, hvilken kapacitet, der bør afsættes til opladning i det pågældende vindue ved de tre typer lademønstre Samtidig opladning med fuld effekt Samtidig opladning med reduceret effekt Opladning ved jævn fordeling af opstartstidspunkt P max = P m P min = P T / L) m P jævn (t) = P m(t) Højeste værdi af Pjævn (t) afgør, hvor meget der bør afsættes i hele ladevinduet Antallet af biler som funktion af tiden m(t) beregnes på følgende måde: Længden af det delvindue, DL hvori opladning kan startes beregnes: DL = L T Tidsrummet Ti imellem at to elbiler starter deres opladning beregnes Ti = DL / M Det kan herved konstateres hvornår der sker en hændelse, altså hvornår elbiler starter sin opladning eller hvornår en elbil afslutter sin opladning. For hver hændelse kan det afgøres om, hændelsen giver anledning til at antallet af elbiler der lader stiger eller falder. Herved kan der oprettes en funktion med antallet som funktion af tiden, m(t) Der fremstilles kurver der viser behovet for kapacitet Visualisering (output) For hvert enkelt ladevindue tegnes der en kurve med behovet for kapacitet gennem ladevinduet, P jævn (t) = P m(t) For døgnet tegnes der en kurve der viser behov for kapacitet i hvert enkelt ladevindue ved de tre forskellige lademønstre Samtidig opladning med fuld effekt, P max vises med en rød kurve Samtidig opladning med reduceret effekt, P min vises med en grøn kurve Opladning ved jævn fordeling af opstartstidspunkt P jævn vises med en blå kurve Højeste værdi af Pjævn (t) afgør, hvor meget der bør afsættes i hele ladevinduet Figur 24 - Oversigtsdiagram over model til bestemmelse af behov for kapacitet Side 50

63 4.5 Parametre Døgnforbrug og ladeeffekt Det er blevet besluttet at anvende de parametre for døgnforbrug og ladeeffekt, der blev anvendt i forbindelse med projekterne Karlsvognen og Smart Grid i Danmark. Der defineres derfor to standard elbiler, der hver udgør 50 % af bilparken. Standard elbilernes parametre fremgår af Tabel 10. Standard elbil 1 1 faset (50 % af bilparken) Standard elbil 2 3 faset (50 % af bilparken) Døgnforbrug [kwh] Ladeeffekt [kw] Ladetid [minutter] 6,0 6,0 3,0 9,0 120,0 40,0 Tabel 10 - Valgte parametre for standard elbiler Ladevinduer og behov for opladning I forhold til ladevinduer er det valgt at tage udgangspunkt i den inddeling af døgnet, der foreslås i analysen lavet i forbindelse med projektet EDISON (22). Det betyder, at døgnet inddeles i fire perioder, hvis navn, nummer og start- og sluttidspunkter fremgår af Tabel 11. I fastsættelsen af behovet for ladning tages der udgangspunkt i den styrede model for opladning, der indgår i projekterne Karlsvognen og Smart Grid i Danmark. Her antages det, at 20 % af opladningen foregår i perioden umiddelbart efter, at elbil-ejeren er vendt hjem fra arbejde. (10),(21). Behovet for ladning i ladevindue nr. 2 sættes derfor til 20 %. Behovet i dagtimerne forventes at være meget lavt, fordi sandsynligheden for, at elbilen befinder sig uden for hjemadressen er høj. Dog antages der at være et lille behov idet, det kan tænkes at elbil-ejeren er hjemme, møder senere eller kommer tidligere hjem fra arbejde. Behovet i aftentimerne forventes at være moderat, mens det største behov antages at være i nattetimerne, hvor det forventes at være billigst at lade elbilen. Behovet for opladning afspejler dels, at elbil-ejerne vil lade sig påvirke af elprisen og dels at de nogle gange kan have et behov for at lade uanset prisen. Behovet for ladning i de enkelte vinduer fremgår af Tabel 11. I tabellens højre kolonne er angivet behovet for ladningen i de enkelte timer i hvert ladevindue. Her er det antaget, at behovet for ladningen er ensartet i alle timerne i ladevinduet. Det skal understreges, at disse parametre er et estimat på hvilke behov for ladning som en gennemsnitlig elbil-ejer vil have. Så snart der er udført nogle studier af de aktuelle behov, kan parametrene nemt justeres. Side 51

64 Ladevindue Nr. Klokkeslæt Behov for Ladning i vinduet, p i [%] Ladevinduet størrelse [Timer] Behov for ladning per time i vinduet [%] Dag ,5 Eftermiddag/aften ,7 Aften ,8 Nat ,6 Tabel 11 - Valgte ladevinduer og ladebehov i de enkelte vinduer Lange vinduer vs. korte vinduer Det er valgt at have nogle forholdsvis lange ladevinduer og at have vinduer af forskellige længde. En anden mulighed ville have været at have ladevinduer af kun en times varighed. For at belyse forskellen er der udført to analyser, begge med 100 standard-elbiler: En analyse med de valgte ladevinduer og en med ladevinduer af en times varighed. For at kunne sammenligne de to analyser defineres behovet for ladning i den enkelte time at være lig ladebehovet i det vindue, hvor timen indgår i delt med antallet af timer i ladevindue. Ladevinduerne af en times varighed og deres fastlagte behov for ladning fremgår af Tabel 12. De to analyser udføres kun for den standard elbil, der beskriver elbiler, som lader trefaset og dermed har en ladetid er på 40 minutter. Af modeltekniske årsager er det ikke muligt at udføre analysen for den standard elbil, der beskriver elbiler, som lader enfaset og dermed har en ladetid er på 2 timer. Det skyldes, at den udarbejde model bygger på en antagelse om, at elbilerne skal have færdiggjort deres ladning inden for vinduet, hvilket indebærer, at ladevinduet ikke må være kortere end ladetiden. Tabel 12 - Eksempel på ladevinduer af 1 times varighed og dertilhørende ladebehov Behovet for ladning i de enkelte vinduer afgør hvilket antal elbilerne der med 95 % sandsynlighed højest forventes at have et behov for ladning i det pågældende vindue. I Tabel 13 og Tabel 14 fremgår antallet af elbiler, der højest vil lade dels for hhv. analysen med vinduer af flere timers varighed og dels for analysen med vinduer af en times varighed. Ladevindue Nr. Klokkeslæt Behov for ladning, p i [%] , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,6 Side 52

65 Lade vindue nr. Antal elbiler Der er 95 % sandsynlighed 21 4 for, at højest 68 elbiler har et ladebehov SUM 125 Tabel 13 Højeste antal elbiler der lader ved vinduer af flere timers varighed Lade vindue nr. Antal elbiler elbiler har et elbiler samlet Der er 95 % ladebehov set har et sandsynlighed i hvert vindue, ladebehov 1-6 & 24 for, at højest hvilket svarer til at i de SUM ladevinduer Tabel 14 - Højeste antal elbiler der lader ved vinduer af 1 times varighed Det totale antal elbiler, der højest forventes at have behov for ladning er 125 såfremt døgnet inddeles i lange ladevinduer og 172 såfremt døgnet inddeles i vinduer af en times varighed. I de enkelte vinduer er antallet af biler, der højest har et behov for at lade, dog lavest ved vinduer af en times varighed. Det betyder, at såfremt elbilerne forventes at lade samtidigt, skal der afsættes mest kapacitet i modellen med vinduer af flere timers varighed. Behovet for kapacitet ved de forskellige lademønstre for ladevinduer af flere timers varighed og ladevinduer af én times varighed er vist på hhv. Figur 25 og Figur 26. Den røde kurve angiver behovet for kapacitet ved samtidig opladning. Den blå kurve angiver behovet for kapacitet, såfremt elbilernes opstartstidspunkt fordeles jævnt gennem ladevinduet. Den grønne kurve angiver det lavest mulige behov for kapacitet, der opstår ved reduktion af ladeeffekten. Side 53

66 Figur 25 Behov for kapacitet ved ladevinduer af flere timers varighed Figur 26 Behov for kapacitet ved ladevinduer af 1 times varighed Det skal bemærkes at den røde kurve på Figur 26 ligger oveni den blå kurve. At den blå og den røde kurve ligger oveni hinanden Figur 26 fordi, at i modellen med ladevinduer af en times varighed, vil samtidigheden være 100 % i samtlige vinduer, selvom opstartstidspunktet fordeles jævnt gennem vinduet. Ser man på de to figurer bemærkes det desuden, at den blå kurve ligger lavest i modellen med ladevinduer af flere timers varighed. Det skyldes at de lange vinduer betyder at samtidigheden bliver forholdsvis lav. Samtidigheden ved jævn fordeling af opstartstidspunkt i de fire lange og i de 24 korte vinduer, er vist i hhv. Tabel 15 og Tabel 16. Side 54

67 Nr. Klokkeslæt Samtidighed % Samtidigheden 30 % hvilket svarer er 19 % til at højest % 8 1 elbiler lader ad gangen Tabel 15 - Samtidighed ved ladevinduer af flere timers varighed ved jævn fordeling af opstartstidspunkt Nr. Klokkeslæt Samtidighed % % 11 Samtidigheden hvilket svarer % 7 er til at højest 1-6 & % elbil lader ad gangen Tabel 16 - Samtidighed ved ladevinduer af 1 times varighed ved jævn fordeling af opstartstidspunkt Valg af lademønster Det er svært at spå om, hvordan opladningen af elbiler vil blive håndteret. Såfremt opladningen af elbiler alene baseres på elprisen, og en stor gruppe af elbiler derfor påbegynder deres ladning samtidigt enten på grund af et tænd/sluk-ur eller direkte eller indirekte styret af en elhandler, vil det blive nødvendigt at dimensionere efter modellens røde kurve. Dette vil sandsynligvis være det mest realistiske indenfor en kort tidshorisont. På længere sigt må det dog forventes, at der etableres en mekanisme, der sikrer, at opladningen af elbiler fordeles ud over en periode, hvorved der kan nøjes med at dimensionere efter modellens blå eller grønne kurve. Det er overraskende så tæt den blå og den grønne kurve ligger på hinanden. Det betyder, at behovet for kapacitet ved jævn fordeling af opstartstidspunkt og behovet for kapacitet med reduceret ladeeffekt er stort set det samme. Hvorvidt det er mest realistisk at udjævne effekten ved at reducere ladeeffekten eller ved at sørge for, at opladningstidspunktet fordeles jævnt, skal ikke afgøres her. Det foreslås dog, at nettet på nuværende tidspunkt skal dimensioneres efter, at der i en given fremtid vil eksistere et antal elbiler, hvis opladning fordeles jævnt i gennem det vindue, hvor der er behov for opladning, altså beskrevet med modellens blå kurve. Med den lange planlægningshorisont for udbygningen af nettet og den på nuværende tidspunkt langsomme udrulning af elbiler, betyder det højst sandsynligt, at der er kapacitet nok til, at elbilerne i den nærmeste fremtid, hvor der kun eksisterer et lille antal elbiler, kan lade samtidigt. Side 55

68 4.6 Analyse af en enkelt zone Igen benyttes zonen, der indeholder radialen GLO 19 som beregningseksempel. I forbindelse med projekt Karlsvognen blev det estimeret, hvor stort et antal biler med opladning i tilknytning til husstande, der forventes at være på hver enkelt netstation i Af Tabel 17 fremgår det hvilket antal biler med opladning i tilknytning til husstande, der forventes at være på GLO 19 s stationer. Som det fremgår af tabellen, forventes der kun at være elbiler, som lader i husstande, på halvdelen af GLO 19 s 10 netstationer. Det totale antal elbiler på radialen er 310. Netstation Antal elbiler SUM 310 Tabel 17 - Forventet antal biler i GLO 19's netstationer baseret på projekt Karlsvognen. Som beskrevet i afsnit antages det at 50 % af elbiler lader enfaset og 50 % lader trefaset. I dette beregningseksempel er det besluttet, at på de stationer, hvor der er et ulige antal elbiler, vil antallet af elbiler der lader enfaset være en højere end antallet, der lader trefaset. Beregning af behovet for kapacitet for hele zonen kan foretages på to måder. Den ene måde er at beregne det behov for kapacitet som antallet af biler i hver enkelt netstation giver anledning til, og derefter summere behovet for kapacitet for hver enkelte netstation, for at få det samlede behov for kapacitet i zonen. Da der eksisterer både elbiler, der lader trefaset og enfaset under hver netstation, betyder det at i alt 10 kurver skal summeres. Den anden måde er at beregne det behov for kapacitet som det samlede antal elbiler, der lader enfaset og det samlede antal elbiler, der lader trefaset, givet anledning til, og derefter summere disse to værdier for at få det samlede behov kapacitet for zonen. Resultatet ved beregning med den førstnævnte måde er vist på Figur 27, og resultatet ved beregning med den sidstnævnte metode er vist på Figur 28. Side 56

69 Figur 27 - Det totale behov for kapacitet i GLO 19's zone beregnet ved at summere behovet for kapacitet for hver enkelt netstation Figur 28 - Det totale behov for kapacitet i GLO 19's zone beregnet ved at benytte det totale antal elbiler Sammenlignes kurverne på Figur 27 og Figur 28 bemærkes det, at behovet for kapacitet er lavere, når behovet beregnes på baggrund af det totale antal biler i forhold til, når behovet beregnes på baggrund af antallet af biler i hver enkelt netstation. Det skyldes, at de sandsynlighedsbetragtninger, der indgår i modellen bevirker, at andelen af biler, der har behov for at lade i et vindue i forhold til det totale antal biler, falder med stigende antal biler. Eftersom elbiler er geografisk fordelt på netstationerne i en zone, og der kan optræde lokale flaskehalse, bør behovet for kapacitet beregnes ved at summere det behov for kapacitet som elbilerne i hver enkelt zone, givet anledning til, altså ved brug af den førstnævnte metode. Side 57

70 Behov for kapacitet hvis der lades umiddelbart efter arbejdstid I afsnit blev det beskrevet, hvilke ladebehov, der på nuværende tidspunkt, vurderes at være sandsynlige i de enkelte vinduer. Behovene er gengivet i Tabel 18. Et worst case scenarie er, som tidligere nævnt, at størstedelen af elbil-ejerne vælger ikke at lade sig påvirke af udefrakommende signaler, og derfor vælger at lade deres elbil umiddelbart efter hjemkomst fra arbejde. Det kan for eksempel betyde, at ladebehovet i de enkelte ladevinduer, er som vist i sidste kolonne i Tabel 18. Ladevindue Nr. Klokkeslæt Valgt behov For ladning, p i [%] Mulig behov For ladning, p i [%] Dag Eftermiddag/aften Aften Nat Tabel 18 - Eksempel på alternativt ladebehov, der beskriver en situation, hvor elbil-ejerne ikke ønsker fleksibilitet For at illustrere dette scenarie beregnes det totale behov for kapacitet i GLO 19's zone, såfremt ladebehovet i de enkelte ladevinduer bliver, som vist i sidste kolonne i Tabel 18. Resultatet af fremgår af Figur 29. Figur 29 - Det totale behov for kapacitet i GLO 19's zone, med alternative ladebehov Sammenlignes kurven på Figur 29 med kurven på Figur 27 ses det, at såfremt elbilerne fortrinsvis lader umiddelbart efter at ejerne er vendt hjem fra arbejde, stiger behovet for kapacitet i timen mellem 17 og 18 næsten til det tredobbelte. Side 58

71 4.7 Opsummering af metodevalg Anvendelse af binomialfordeling I udarbejdelsen af en model, der kunne beskrive behovet for kapacitet til opladning af elbiler blev det antaget, at antallet af elbiler, der har behov for at lade i et vindue kan opfattes som en række Bernoulliforsøg Standard elbilen lader én gang i døgnet Af modeltekniske grunde blev det antaget, at standard elbilen kun lader én gang i døgnet på hjemadressen. Heraf følger, at den lader hele sit daglige energibehov når den lader. Det er yderligere antaget, at dette sker indenfor ét vindue. Reelt vil det være højest sandsynligt at en elbil lader noget af dens energibehov på et tidspunkt af døgnet og færdiggør sin opladning på et senere tidspunkt Den enkelte netstation inddrages i beregningen Behov for kapacitet i en zone beregnes ved særskilt at beregne behovene for kapacitet for elbilerne i hver enkelt netstation, og derefter summere dem. Denne beregningsmetode giver et større behov for kapacitet i forhold til, hvis behovet blev beregnet for det samlede antal biler. Dette er gjort ud fra en vurdering af, den udarbejdede metode allerede i høj grad sørger for en statistisk udjævning af behovet for kapacitet. Derfor er der på dette punkt valgt ikke at foretage en yderligere udjævning, men i stedet at medtage behovene for kapacitet for de enkelte netstationer. Side 59

72 5 Nye dimensioneringsprincipper 5.1 Formål Formålet med den del af projektet, som beskrives i dette kapitel, er at opstille forslag nogle nye dimensioneringskriterier for planlægning af 10 kv el-distributionsnettet. I kapitel 3 blev det beskrevet, hvorledes den ledige kapacitet i et 10 kv el-distributionsnet kan beregnes. I analyser i andre projekter fokuseres der oftest på, hvor stort et antal elbiler, der kan lades op givet et forventet lademønster, ved at gøre brug af den ledige kapacitet (26), (22). Som distributionsselskab er det ikke tilstrækkeligt at meddele elbil-ejerne, at der er plads i nettet til at oplade et givet antal elbiler. Det skyldes, at distributionsselskabet, som nævnt i afsnit 2.1, ifølge elforsyningsloven er forpligtet til at stille den fornødne kapacitet til rådighed til forbrugerne (4). I kapitel 4 er det forklaret, at DONG Energy Eldistribution vurderer, at den fornødne kapacitet til forsyning af fleksibelt forbrug kan afgøres ved at kortlægge behovet for kapacitet til forsyning af det fleksible forbrug, hvor behovet defineres som forbrugernes nødvendige behov. I den fremtidige planlægning af el-distributionsnettet er det nødvendigt at sikre, at nettet dimensioneres så det traditionelle forbrug kan forsynes samtidighed med, at det fleksible forbrugs behov for kapacitet kan opfyldes. Det er derfor nødvendigt at opstille nogle nye principper for dimensionering af eldistributionsnettet. De nye dimensioneringsprincipper skal sikre, at nettet dimensioneres så det kan forsyne det traditionelle forbrug med samme leveringssikkerhed som i dag, samt kunne transportere den elektriske energi som det fleksible forbrug forventes at have behov for. Opstilling af nye dimensioneringsprincipper indgår i øvrigt i anbefalingerne fra DSO-projektet: Der bør opstilles nye dimensioneringsprincipper for fleksibelt forbrug. Disse principper skal udgøre et supplement til eksisterende dimensioneringsprincipper for traditionelt forbrug. Dimensioneringsprincipperne for fleksibelt forbrug skal sikre, at nettet samlet set er dimensioneret til det traditionelle forbrug og med tilstrækkelig margin til en vis mængde fleksibelt forbrug selv i spidsbelastningssituation og med tilstrækkelig kapacitet til uden problemer at levere energien til det fleksible forbrug. (3) 5.2 Dimensionering der tager højde for fleksibelt forbrug I den eksisterende planlægning af nettet, dimensioneres nettet således, at den maksimale effekt som det traditionelle forbrug medfører, ikke giver anledning til, at nettet overbelastes. Populært siges det, at den dimensionerende effekt i et villaområde omtræder juleaften mellem kl , fordi det netop er på det tidspunkt, hvor samtlige husstande samtidigt har tændt for ovnen, opvaskemaskinen, julelysene mv. Reelt skifter tidspunktet for den dimensionerende effekt fra område til område. Det som er det afgørende er, at nettet dimensioneres på baggrund af historiske målinger af den maksimale effekt sammenholdt med forventede stigninger i forbruget. Side 60

73 Såfremt der skal tages højde for det fleksible forbrug i planlægningen af nettet, skal den dimensionerende effekt for et område være summen af effekten fra det traditionelle forbrug og behovet for kapacitet til det fleksible forbrug, hvilket fremgår af Formel 7. Dimensionerende effekt = Effekt til traditionelt forbrug + kapacitetsbehov til fleksibelt forbrug Formel 7 Det skal understreges, at når dette princip benyttes kan tidspunkt for den dimensionerende effekt optræde på et andet tidspunkt, end på det tidspunkt, hvor effekten fra det traditionelle forbrug er højest. I afsnit 5.3 anvendes de nye dimensioneringsprincipper på et konkret område i nettet. 5.3 Nye dimensioneringsprincipper anvendt på et område I kapitel 4 blev behovet for kapacitet til de 310 elbiler, der i 2025 forventes at lade forsynet fra GLO 19, beregnet. På Figur 30 er dette behov for kapacitet vist sammen med den målte effekt på den første strækning på GLO 19 den 2. februar Den dag er som tidligere nævnt den dag i 2009, hvor den pågældende strækning var hårdest belastet. Den målte effekt repræsenterer forsyningen af det traditionelle forbrug. Summeret danner effekten til forsyning af det traditionelle forbrug og kapacitetsbehovet til forsyning af elbiler den dimensionerende effekt for den første strækning på GLO 19, hvilket også er markeret på figuren. På Figur 30 er belastningsgrænsen for den første strækning på GLO 19 ligeledes markeret. Illustrationen viser, at den dimensionerende belastning ikke er i nærheden af belastningsgrænsen, hvilket indikerer, at der ikke er behov for at forstærke strækningen. Figur 30 - Den dimensionerende effekt for første strækning på GLO 19 Side 61

74 På illustrationen vist på Figur 30 er det dog udelukkende behovet for kapacitet til opladning af elbiler, der er taget i betragtning. I praksis skal behovet for kapacitet til andre nye fleksible forbrugstyper på samme vis indgå i bestemmelsen af den dimensionerende belastning. Derudover er et forventet behov for kapacitet til opladning af elbiler i 2025 summeret med en målt belastning i Dette svarer til at summerer æbler og pærer. Reelt skal den forventede effekt til forsyning af det traditionelle forbrug i 2025 eller et andet fastlagt årstal summeres med det i 2025 forventede kapacitetsbehov til de forskellige fleksible forbrugstyper. Figur 30 er derfor udelukkende ment som en illustration af proceduren. I forbindelse med netplanlægning kan behovet for kapacitet til forsyning af det fleksible forbrug opgøres på netstationsniveau. Herved kan kapacitetsbehovet summeres med den, på den pågældende netstation, forventede effekt til forsyning af det traditionelle forbrug, præsenteret af de syntetiske belastningskurver for de 27 kundekategorier. Side 62

75 6 Fordeling af kapacitet blandt forbrugerne 6.1 Introduktion De første kapitler i denne rapport har behandlet, hvilke planlægningsværktøjer, der skal være på plads, for at distributionsselskabet kan indgå i et Smart Grid med spidslastudjævning. På planlægningsstadiet skal distributionsselskabet dimensionere elnettet, så der er tilstrækkelig kapacitet til at forsyne det fleksible forbrug med plads til, at det fleksible forbrug i driftssituationen - inden for nogle rammer - kan agere fleksibelt. Dette indebærer, at distributionsselskabet: I. Har fastlagt en metode til at afgøre, hvor meget kapacitet der bør dimensioneres efter i et givent område på et givet tidspunkt til brug for det fleksible forbrug. En metode til at afgøre en fleksibel forbrugstypes behov for kapacitet er beskrevet i kapitel 4 og i kapitel 5 er det beskrevet, hvorledes det fleksible forbrugs kapacitetsbehov kan indgå i dimensioneringen af elnette. I den enkelte driftstime skal distributionsselskabet sikre, at den ledige kapacitet, som er til stede et specifik sted i nettet, bliver udnyttet så optimalt som muligt Dette indebærer, at distributionsselskabet: II. Har en viden om, hvor meget ledig kapacitet der er til stede i et givent område af nettet på et givet tidspunkt, efter at det traditionelle forbrug er forsynet. En metode til at beregne ledig kapacitet er beskrevet i kapitel 3. For at spidslastudjævningen kan blive en realitet, er det nødvendigt, at distributionsselskabet i den enkelte driftstime har sikkerhed for, at nettet ikke overbelastes. Dette indebærer at den kapacitet, der i et givent område af nettet på et givent tidspunkt, skal anvendes til forsyning af det fleksible forbrug, ikke må overskride den ledige kapacitet, der er til stedet i det pågældende område på det pågældende tidspunkt. Netop denne udfordring er emnet for den del af projektet, som beskrives i dette kapitel. I afsnit 6.2. beskrives det, hvorledes distributionsselskabet i driftsplanlægningen skal afgøre, hvor meget kapacitet der, i et givet område på et givet tidspunkt, er til rådighed til det fleksible forbrug. Den kapacitet der, i et givet området på et givet tidspunkt, er til rådighed til det fleksible forbrug er en delmængde af den ledige kapacitet, som er til rådighed i det givne område på det givne tidspunkt. For at distributionsselskabet i deres driftsplanlægning kan sikre, at nettet ikke overbelastes, indføres der en størrelse kaldet kapacitet til rådighed for det fleksible forbrug. Denne størrelse er en delmængde af den ledige kapacitet. Kapacitet til rådighed til det fleksible forbrug beskrives i afsnit 6.2. For at sikre at nettet ikke overbelastes må den kapacitet der, i et givent området på et givent tidspunkt, er til rådighed til det fleksible forbrug, ikke overskrides. Det betyder, at der i enhver driftstime i hvert enkelt Side 63

76 område - i dette projekt kaldet en zoner - skal eksistere en kapacitets-grænse for forsyning af det totale fleksible forbrug i området. Da der i et givent område eksisterer et antal forbrugere med forskellige typer af fleksibelt forbrug, der kan have aftaler med forskellige el-leverandører, er det nødvendigt, at der eksisterer et koncept for, hvordan det samlede fleksible forbrug i området holder sig indenfor de fastlagte grænser. Formålet med den del af projektet, som beskrives i dette kapitel, er at belyse de problemstillinger, der i et Smart Grid med spidslastudjævning, skal håndteres i driftsplanlægningen og i selve driften. Dette gøres ved at beskrive eksempler på tre principielt forskellige koncepter, som alle har til formål at sørge for, at det fleksible forbrug holder sig indenfor de af distributionsselskabet fastlagte kapacitetsgrænser. De tre koncepter bygger alle på en antagelse om, at forbrugerne, der ejer de fleksible forbrugsenheder har en aftale med en elhandler, der agerer på regulerkraft-markedet. De tre koncepter er som følger: 1. Fordeling af den kapacitet, der er til rådighed til det fleksible forbrug til elhandlerne ved hjælp af en fordelingsnøgle 2. Et marked for kapaciteten, hvor elhandlerne byder på den kapacitet, de ønsker. 3. Dynamiske tariffer udarbejdet af distributionsselskabet, der er omvendt proportionale med størrelsen af kapaciteten et givet sted på et givet tidspunkt I afsnit 6.3.1, og beskrives de tre koncepter. Den kapacitet, der er til rådighed til det fleksible forbrug i en given zone på et givet tidspunkt, er den beregnede værdi for ledig kapacitet fratrukket den kapacitet, der skal afsættes som en sikkerhedsmargen. Sikkerhedsmargenen størrelse afhænger af i hvor høj grad, det valgte koncept kan sikre, at det fleksible forbrug til enhver tid holder sig indenfor de af distributionsselskabet fastlagte kapacitetsgrænser. Hvordan det fleksible forbrug skal reguleres, og hvilken rolle hhv. distributionsselskabet og elhandlerne skal have indenfor de tre koncepter afhænger af, hvilken aftale forbrugerne, der ejer de fleksible forbrugsenheder, har med deres elhandler. I dette projekt beskrives to overordnede typer aftaler, som forbrugerne med de fleksible forbrugsenheder kan have med deres elhandler: A. Det fleksible forbrug styres direkte B. Det fleksible forbrug styres indirekte Afhængigt af hvilken aftale forbrugerne har med deres elhandler, er der forskellige vilkår for, hvordan distributionsselskabet sammen med elhandleren kan sikre, at de fleksible forbrugsenheder i en zone agerer fleksibelt til gavn for el-systemet, og dermed sikrer en balance mellem produktion og forbrug, og samtidig holder sig indenfor de tilladelige kapacitets-grænser. Side 64

77 De to typer aftaler beskrives i afsnit og , og i afsnit 6.5 beskrives hvilke roller distributionsselskabet og elhandlerne har i de tre koncepter fordelt på de to typer aftaleforhold. I afsnit 6.6 vurderes fordelene og ulemperne ved de tre koncepter. 6.2 Kapacitet til rådighed til det fleksible forbrug Som det blev nævnt i indledningen skal distributionsselskabet i driftsplanlægningen sikre, at nettet ikke overbelastes. Dette gøres ved at afgøre, hvor meget kapacitet i et givet område på et givet tidspunkt er til rådighed til forsyning af det fleksible forbrug, og herefter sikre at der ikke benyttes mere kapacitet, end der er til rådighed. Den kapacitet der, i en given zone på et givet tidspunkt, er til rådighed til det fleksible forbrug defineres i dette projekt som en delmængde af den ledige kapacitet i den pågældende zone på det pågældende tidspunkt. Det skyldes, at en del af denne ledige kapacitet skal afsættes som sikkerhedsmargen. Den tilbageværende ledige kapacitet er til rådighed til forsyning af det fleksible forbrug. Dette er illustreret i Formel 8: Kap. til rådighed til fleksibelt forbrug = Ledig kapacitet sikkerhedsmargen Formel 8 Sikkerhedsmargenen er nødvendig af flere grunde. Dels kan der være usikkerhed i forhold til beregningen af behovet for kapacitet til det fleksible forbrug og i beregningen af den ledige kapacitet. Dels kan det koncept, der i forbindelse med driften af nettet skal regulere det fleksible forbrug, være ude af stand til at sikre, at den kapacitet, som er til rådighed til det fleksible forbrug, ikke overskrides. Sikkerhedsmargenen kan enten være en absolut værdi eller være en procentdel af den ledige kapacitet i en given zone på et givet tidspunkt. Konceptets betydning for størrelsen af sikkerhedsmargenen er beskrevet i afsnit 6.5. Det skal understreges, at hvis distributionsselskabet har dimensioneret nettet tilstrækkeligt, vil den kapacitet der, i en given zone på et givet tidspunkt, er til rådighed til det fleksible forbrug, som minimum dække det fleksible forbrugs behov for kapacitet i den givne zone på det givne tidspunkt. Afhængig af størrelsen af den ledige kapacitet i zonen på det givne tidspunkt, kan der dog være mere kapacitet til det fleksible forbrug, end blot den kapacitet, der dækker behovet. Figur 31 viser med en grå kurve, hvordan GLO 19's første strækning var belastet 2. februar 2009, den dag i 2009, hvor strækningen var hårdest belastet. Den grå kurve repræsenterer hermed effekten til det traditionelle forbrug. Side 65

78 Illustration af ledig kapacitet i GLO 19 Traditionel belastning GLO Ledig kapacitet Figur 31 - Illustration af ledig kapacitet I kapitel 3 er det beskrevet, hvorledes den ledige kapacitet i GLO 19's zone blev beregnet for en spidslasttime og en lavlasttime den 2. februar Resultaterne er gengivet i Tabel 19. GLO Lavlast Spidslast Målt effekt [kva] Ledig kapacitet Tabel 19 - Ledig kapacitet i GLO 19's zone På Figur 31 ses to små sorte kurver. De repræsenterer summen af effekten til det traditionelle forbrug og den ledige kapacitet i den pågældende driftstime. Den ledige kapacitet er illustreret som grønne firkanter. På andre dage i andre driftstimer, vil den ledige kapacitet muligvis være langt større, hvilket betyder at den kapacitet der er til rådighed til det fleksible forbrug i disse driftstimer, ligeledes vil være langt større. 6.3 Mulige koncepter til fordeling af kapacitet Som nævnt i indledningen til dette kapitel, beskrives der i dette projekt tre mulige koncepter, som alle opfylder det krav, at det fleksible forbrug holder sig indenfor de af distributionsselskabet fastlagte kapacitetsgrænser. Altså at den kapacitet, der i en given zone på et givet tidspunkt skal anvendes til forsyning af Side 66