Abstract
De kommende elektriske lastebilene for tungtransport forventes å kreve ladeeffekter mellom 400 kW og 1600 kW. En overgang til elektriske lastebiler kan dermed føre til utfordringer for strømnettet til å levere ladekraften som trengs. Vanligvis håndteres disse utfordringene ved å oppgradere komponentene i strømnettet, noe som kan være svært kostbart mange steder. Derfor er det nødvendig å undersøke om det finnes andre løsninger for å håndtere disse nye og større ladeprofilene. En mulig løsning er å endre etterspørselen på ulike ladestasjoner ved å bruke dynamisk prising. Ved å endre ladeprisen på en ladestasjon, basert på nettforholdene, er det mulig å motivere sjåførene til å lade på andre stasjoner som er plassert steder der nettforholdene er bedre. Noe som muliggjør utnyttelse av fleksibiliteten i strømnettet for å bedre nettforholdene. Denne oppgaven undersøker virkningen av dynamisk prising til å fordele ladebelastningen fra elektriske lastebiler på en mer gunstig måte mellom to ladestasjoner. Det foreslås en ny metode for dynamisk prising av ladestasjoner ved å benytte nodeprisene fra beregninger av optimal lastflyt (OPF). For å teste ut denne metoden utvides en agentbasert modell, som brukes til å simulere trafikk- og ladeadferd, til å inkludere elektriske lastebiler og den nye dynamiske prisordningen. Den dynamiske prisordningen sammenlignes deretter med to forskjellige metoder i en casestudie, der prsien holdes konstant i et scenario og endres dynamisk basert på spenningsnivåer i et annet. Fra studiene er det tydelig at de dynamiske prisordningene er i stand til å distribuere elektriske lastebiler på en mer gunstig måte og dermed flytte belastning fra en svak node til en sterk node. I det ene strømnettet er den daglige minimumsverdien på spenning i den svakeste noden i gjennomsnitt hevet med 0,005 p.u. og 0,004 p.u., med henholdsvis OPF og spenningsbasert dynamisk prising. På enkelte tidspunkt har spenningen økt med 0,02 p.u. for begge de dynamiske prisordningene. Den spenningsbaserte dynamiske prisordningen har redusert tapene fra 4,75 % til 4,65 %, mens den OPF-baserte prisordningen har redusert tapene ytterligere til 4,55 %. Resultatene har vist en positiv innvirkning fra begge de to dynamiske prisordningene, der den OPF-baserte prisordningen oftere skaper gunstigst nettforhold av de to. Det er tydelig fra studiene at de to dynamiske prisordningene er sterkt avhengig av strømnettets topologi. I en anne topologi av strømnettet blir det observert en uønsket effekt av å bruke de to dynamiske prisplanene. På enkelte tidspunkt blir spenningsfallene forsterket, og skaper dermed dårligere nettforhold. Dette er på grunn av begrensninger i begge de dynamiske prisordningene. Begge metodene lager prissignaler som benytter seg av målt data fra tidligere tidspunkt. Dette fører til at prissignalene ikke tar hensyn til hvordan tilstanden i strømnettet kommer til å være i de fremtidige tidsstegene den kalkulerte prisen er gjeldende. Dermed er metodene dårlig tilpasset for å håndtere store endringer i lasten fra en periode til den neste.