ETG journal Elektromobilität 01/2019 - Herausforderung Netzintegration - VDE
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01/2019 ETG journal Energietechnische Gesellschaft im VDE (ETG) Elektromobilität Herausforderung Netzintegration
INTEGRIERTE NET ZBERECHNUNGSSOF T WARE DIgSILENT veröffentlicht PowerFactory 2019 PowerFactory ist eine führende Netzberechnungssoftware zur Berechnung von Erzeugungs-, Übertragungs-, Verteil- und Industrienetzen und deckt das gesamte Funktionsspektrum von Standard-Funktionen bis hin zu äußerst komplexen und an- spruchsvollen Anwendungen ab. Im PowerFactory 2019 Release umfassen die zwei wesentlichen neuen Entwicklungen die Einführung eines Kraftwerkseinsatz- optimierungs-Tools zur Minimierung der Erzeugungs- und Redispatchkosten sowie die Einführung einer Funktion für RMS und EMT Co-Simulationen, welche besonders für Systeme mit hohem Anteil an umrichtergespeisten Anlagen Vorteile in der Performance bietet. Bus 37(1) G 08(1) Type Gen 08 ~ SG Line 26 - 29(1) Line Type 26 - 29 WESENTLICHE ENTWICKLUNGEN: 0,9355 Load 26(1) Load 29(1) Trf Type 25 - 37 YNy0 General Load Type General Load Type G 10(1) Trf 25 - 37(1) Type Gen 10 Line 26 - 28(1) Line 28 - 29(1) Line Type 26 - 28 Line Type 28 - 29 ~ SG 0,3271 Bus 25(1) Bus 26(1) Bus 28(1) Bus 29(1) Bus 30(1) Line Type 26 - 27 Trf Type 29 - 38 YNy0 Line 26 - 27(1) Line 25 - 26(1) Trf 29 - 38(1) Line Type 02 - 25 Trf Type 02 - 30 YNy0 Line 02 - 25(1) Line Type 25 - 26 Trf 02 - 30(1) -0,2813 Kraftwerkseinsatzoptimierungs-Tool zur Minimierung Load 25(1) Load 28(1) General Load Type General Load Type Bus 27(1) Bus 38(1) Bus 02(1) Line 17 - 18(1) Line Type 17 - 27 Line Type 17 - 18 Line 17 - 27(1) -0,8897 Load 27(1) Bus 24(1) SG Line Type 01 - 02 ~ Line 01 - 02(1) General Load Type G 09(1) Type Gen 09 Bus 18(1) Bus 17(1) Line Type 02 - 03 -1,4981 Line 02 - 03(1) Load 24(1) Line Type 03 - 18 Line Type 16 - 24 Line 03 - 18(1) Line 16 - 24(1) General Load Type 0,93 0,98 1,03 1,08 1,13 [s] 1,18 Bus 01(1) Line Type 16 - 17 Line 16 - 17(1) der Erzeugungs- und Redispatchkosten. Integrierter Load 18(1) General Load Type G 06(1) Type Gen 06 ~ AC Spannung(EMT) SG Bus 09(1): Phase Voltage A in p.u. Bus 03(1) Bus 09(1): Phase Voltage B in p.u. Bus 16(1) Bus 09(1): Phase Voltage C in p.u. Bus 35(1) Line Type 01 - 39 Line 01 - 39(1) Line Type 15 - 16 Line 15 - 16(1) Load 03(1) Line Type 16 - 21 Line Type 03 - 04 Trf Type 22 - 35 YNy0 Line 03 - 04(1) Line 16 - 21(1) General Load Type Trf 22 - 35(1) Load 16(1) Line 21 - 22(1) Load 04(1) General Load Type Line Type 21 - 22 General Load Type G 01(1) Type Gen 01 Line 04 - 14(1) Bus 15(1) linearer Programmierlöser sowie Unterstützung der Line Type 04 - 14 ~ SG Line Type 23 - 24 Line 23 - 24(1) Bus 21(1) Bus 22(1) Line Type 14 - 15 Line 14 - 15(1) EMT Simulation Bus 04(1) Load 15(1) Line Type 16 - 19 Line 16 - 19(1) General Load Type Bus 39(1) Line Type 04 - 05 Line 04 - 05(1) Bus 14(1) Load 21(1) General Load Type Line Type 22 - 23 Line 22 - 23(1) Load 39(1) Bus 05(1) General Load Type Load 12(1) General Load Type Line Type 05 - 06 Line 05 - 06(1) externen Löser IBM CPLEX und GUROBI Load 23(1) General Load Type Line Type 13 - 14 Line 13 - 14(1) 1,40 Bus 06(1) Bus 12(1) Line Type 06 - 07 Trf Type 13 - 12 YNy0 1,15 Bus 19(1) Bus 23(1) Line 06 - 07(1) Trf 13 - 12(1) Line Type 05 - 08 Trf Type 11 - 12 YNy0 Line 05 - 08(1) Trf 11 - 12(1) Line Type 06 - 11 Line Type 09 - 39 Line 09 - 39(1) Line 06 - 11(1) Trf Type 19 - 20 YNy0 Trf Type 23 - 36 YNy0 Load 20(1) General Load Type Trf 19 - 20(1) Trf 23 - 36(1) Bus 07(1) 0,90 Trf Type 06 - 31 YNy0 Trf 06 - 31(1) Trf Type 19 - 33 YNy0 Bus 13(1) Trf 19 - 33(1) Line Type 07 - 08 Line 07 - 08(1) Bus 11(1) Bus 20(1) Bus 36(1) 0,65 Load 07(1) General Load Type Line Type 10 - 13 Line 10 - 13(1) Trf Type 20 - 34 YNy0 Line Type 10 - 11 Line 10 - 11(1) Trf 20 - 34(1) SG ~ 0,40 Bus 08(1) G 07(1) Type Gen 07 Vollständig integrierte und einfach zu konfigurierende 0,93 0,98 1,03 1,08 1,13 [s] 1,18 0,40 Bus 31(1) Line Type 08 - 09 Line 08 - 09(1) Bus 10(1) Bus 34(1) Bus 33(1) AC Spannung(RMS) Load 08(1) Trf Type 10 - 32 YNy0 Bus 29: Line-Ground Voltage, Magnitude A in p.u. General Load Type SG Trf 10 - 32(1) ~ Bus 29: Line-Ground Voltage, Magnitude B in p.u. 0,00 Bus 09(1) G 02(1) Load 31(1) SG SG Type Gen 02 General Load Type ~ ~ Bus 29: Line-Ground Voltage, Magnitude C in p.u. G 05(1) G 04(1) Type Gen 05 Type Gen 04 Bus 32(1) G 08 -0,40 Type Gen 08 ~ SG Co-Simulation für Einzel- und Mehrfachzeitbereiche Line 26 - 29(2) SG Line Type 26 - 29 ~ G 03(1) Type Gen 03 Bus 37 -0,80 Line 26 - 29 Line Type 26 - 29 Load 26 Load 29 Trf Type 25 - 37 YNy0 General Load Type General Load Type G 10 Trf 25 - 37 Type Gen 10 Line 26 - 28 Line 28 - 29 Line Type 26 - 28 Line Type 28 - 29 ~ SG Bus 25 Bus 26 Bus 28 Bus 29 -1,20 0,93 0,98 1,03 1,08 1,13 [s] 1,18 Bus 30 Line 26 - 29(3) Line Type 26 - 29 Line Type 26 - 27 Trf Type 29 - 38 YNy0 Line 26 - 27 Line 25 - 26 Line Type 02 - 25 Trf Type 02 - 30 YNy0 Trf 29 - 38 Line Type 25 - 26 Line 02 - 25 AC Ströme (EMT) (RMS-RMS, RMS-EMT und EMT-EMT). Co-Simulation mit Trf 02 - 30 Load 25 Load 28 General Load Type General Load Type Line 26 - 29(2): Phase Current A/Terminal j in p.u. Bus 27 Line 26 - 29(2): Phase Current B/Terminal j in p.u. Bus 38 Line 26 - 29(2): Phase Current C/Terminal j in p.u. Bus 02 Line 17 - 18 Line Type 17 - 27 Line Type 17 - 18 Unsymmetrische Line 17 - 27 Load 27 Bus 24 SG Line Type 01 - 02 General Load Type ~ Line 01 - 02 G 09 Type Gen 09 Bus 18 Bus 17 Line Type 02 - 03 Line 02 - 03 Load 24 Line Type 03 - 18 Line Type 16 - 24 General Load Type externem Löser über die Kommunikationsschnittstelle Line 03 - 18 Line 16 - 24 Bus 01 Line Type 16 - 17 Line 16 - 17 Load 18 General Load Type G 06 Type Gen 06 ~ SG Bus 03 RMS Simulation Bus 16 Bus 35 Line Type 01 - 39 Line Type 15 - 16 Line 01 - 39 Line 15 - 16 Load 03 Line Type 16 - 21 Line Type 03 - 04 Trf Type 22 - 35 YNy0 General Load Type Line 16 - 21 Line 03 - 04 Trf 22 - 35 Interconnection to Load 16 Line 21 - 22 General Load Type Line Type 21 - 22 Rest of U.S.A. / Canada Load 04 General Load Type IEEE C37.118 G 01 Type Gen 01 Line 04 - 14 Bus 15 Line Type 04 - 14 ~ SG Line Type 23 - 24 Line 23 - 24 Bus 21 Bus 22 Line Type 14 - 15 Line 14 - 15 Bus 04 Load 15 Line Type 16 - 19 General Load Type Line 16 - 19 Bus 39 Line Type 04 - 05 Line 04 - 05 Bus 14 Load 21 General Load Type Line Type 22 - 23 Line 22 - 23 Load 39 Bus 05 General Load Type Load 12 General Load Type 0,80 Line Type 05 - 06 Line 05 - 06 Load 23 General Load Type Line Type 13 - 14 Line 13 - 14 Bus 12 Bus 06 0,60 Analyse der Aufnahmekapazität in vordefinierten Line Type 06 - 07 Trf Type 13 - 12 YNy0 Bus 19 Bus 23 Line 06 - 07 Line Type 05 - 08 Trf Type 11 - 12 YNy0 Trf 13 - 12 Line 05 - 08 Line Type 06 - 11 Line Type 09 - 39 Trf 11 - 12 Line 06 - 11 Line 09 - 39 Trf Type 19 - 20 YNy0 Trf Type 23 - 36 YNy0 Load 20 General Load Type Trf 19 - 20 Trf 23 - 36 0,40 Bus 07 Trf Type 06 - 31 YNy0 Trf Type 19 - 33 YNy0 Trf 06 - 31 Bus 13 Trf 19 - 33 Line Type 07 - 08 Line 07 - 08 Bus 11 Bus 20 Bus 36 Load 07 0,20 General Load Type Line Type 10 - 13 Line 10 - 13 Trf Type 20 - 34 YNy0 Line Type 10 - 11 Line 10 - 11 Trf 20 - 34 SG ~ Netzbereichen zur Bewertung von Reserveerzeugungs- Bus 08 G 07 Type Gen 07 0,00 Bus 31 Line Type 08 - 09 Line 08 - 09 Bus 10 Bus 34 Bus 33 0,93 0,98 1,03 1,08 1,13 [s] 1,18 Swing Node Load 08 Trf Type 10 - 32 YNy0 General Load Type SG ~ Trf 10 - 32 Bus 09 G 02 Load 31 SG SG Type Gen 02 General Load Type ~ ~ AC Ströme(RMS) G 05 G 04 Type Gen 05 Type Gen 04 Line 26 - 29(2): Phase Current, Magnitude A/Terminal i in p.u. Bus 32 Line 26 - 29(2): Phase Current, Magnitude B/Terminal i in p.u. CoSim_39 Bus New England System Project: Example Line 26 - 29(2): Phase Current, Magnitude C/Terminal j in p.u. DIgSILENT 39 Bus 10 Machine New England Power System Graphic: Grid GmbH oder Lastkapazitäten. Date: 19.11.2018 PowerFactory 2019 Beta Annex: SG ~ G 03 Type Gen 03 Schnelle linearisierte AC-Ausfallanalyse basierend auf Sensitivitätsanalysen Benutzerdefinierte Klassen zur Erweiterung des bestehenden Datenkonzepts Erweiterte Datensicherheit (Passwortsicherheit, Authentifizierungsmodi, Datenschutzeinstellungen) gemäß der neuen Datenschutzrichtlinie Weiterführende Informationen zu PowerFactory 2019 erhalten Sie auf www.digsilent.de und in unserem What’s New Dokument. DIgSILENT GmbH | Heinrich-Hertz-Straße 9 | 72810 Gomaringen | www.digsilent.de | mail@digsilent.de
EDITORIAL Liebe ETG-Mitglieder, In der Wochenzeitschrift DIE ZEIT vom 11. 10. 2018 gab es einen Artikel über Studiengänge der Zukunft. Es wurde geschrieben: „Die Probleme der Zeit sind groß, die Lösungen klingen immer so einfach: Mehr Wissen, mehr Bildung. Was aber muss man heute wirklich lernen? Vier Be- reiche auf die es ankommt …“. An erster Stelle wurde „Energie“ genannt und „Klimawandel als Überlebensfrage der Menschheit“ bezeichnet. Wir als Mitglieder der ETG würden dieses sicherlich ähnlich sehen, nur formulieren wir es üblicherweise nicht immer ganz so plakativ. Aber vielleicht ist gerade das Plakative das, was uns fehlt, um mehr junge Menschen von der Elektrotechnik als entscheidendem Studiengang für innovative und ganz konkrete Lösungen für die Zukunft zu begeistern. Bei Gesprächen mit Schülern fällt auf, dass Physik, wenn sie denn in der Oberstufe der Schulen überhaupt angeboten wird, durchaus Interesse weckt. Wer Computer mag, ist schnell bei der Informatik. Autos stehen gemeinhin für den Maschinenbau. Und ein Allgemeinplatz ist, dass der deutsche Maschinenbau die Stütze unserer Wirtschaft ist. Elektrotechnik und Informa- tionstechnik hingegen werden von Schülern häufig gar nicht wahrgenommen oder können nicht klar zugeordnet werden. Dabei sind gerade Elektrotechnik und Informationstechnik diejenigen Fachrichtungen, die massiv die Innovationen in allen Arten von Produkten treiben. Mikrochips, Computer, eingebettete Systeme, Digitalisierung, Sensorik, Mobilfunk, das Internet, autonomes Fahren, Robotik, Automatisierung, Medizintechnik, energieeffiziente Antriebe, Elektromobilität bis hin zu auf erneuerbaren Energiequellen basierende Energieversorgung in allen Sektoren und vieles mehr ist das breite Feld, in dem durch Elektrotechnik und Informationstechnik neue Pro- dukte und Lösungen getrieben werden. Bei eher moderarten Studienanfängerzahlen in diesem Bereich warten exzellente Arbeitsmarktchancen auf die Absolventinnen und Absolventen. Wenn wir die Bereiche, die die ETG betreffen, betrachten, dann ist das Interesse an Fragen des Umweltschutzes, der Verhinderung des Klimawandels und der zukünftigen Mobilität durch- aus groß. Dass die Lösungen hierzu in der Elektrotechnik und Informationstechnik zu finden sind, ist etwas, was man nicht plakativ genug vermitteln kann. Schließlich benötigen wir junge Menschen, die sich diesen Herausforderungen ganz konkret stellen, um neue Lösungen für die Zukunft zu finden. Hierfür sollten wir Werbung machen und junge Menschen in unserem Umfeld beraten, damit das richtige Bild der Zukunftsfelder Elektrotechnik und Informationstechnik und speziell der Energietechnik vermittelt wird. Der VDE Tec Summit hat mit großer Wirksamkeit und viel positiver und dynamischer Stim- mung das gesamte Spektrum der Elektrotechnik und Informationstechnik eindrücklich präsen- tiert. Wie notwendig, wichtig und innovativ die technischen Trends in den Bereichen Energie, Mobilität, Digitalisierung, Gesundheit etc. sind, konnte prägnant demonstriert werden. Der Spa- gat zwischen plakativer Darstellung und exzellenter Fachexpertise im Detail ist meiner Meinung nach glänzend gelungen. Elektrotechnik und Informationstechnik begeistert! Sagen Sie es wei- ter. Ihr Prof. Dr.-Ing. Christian Rehtanz ETG-Vorsitzender 3
INHALT Editorial3 T TECHNIK UND TRENDS 6 ETG-Veranstaltungen Vorschau 2019��������������������������������������������������� 34 T1 Netzbetreiber als Enabler der Verkehrswende ������� 6 Vorschau ETG-Veranstaltungen T2 Integration der Elektromobilität in städtische Verteilnetze ������������������������������������������������������� 10 E10 Aus Life Needs Power wird Forum Integrated Energy����������������������������������������������� 36 T3 Netzintegration von Elektromobilität – Wer steuert was? Koordinierungsfunktion auf Betriebsebene��� 15 E11 ETG-Kongress 2019 – Von der Sektorenkopplung und Elektromobilität bis zur Digitalisierung����������� 37 T4 Der Weg zur Stadt der Zukunft – Intelligente Elektrobus-Ladesysteme mit Energiemanagement������������������������������������������� 18 Rückblick ETG-Veranstaltungen E12 VDE Tec Summit 2018 gestaltet die Energiezukunft mit��������������������������������������������� 38 E ETG AKTUELL 22 E13 Wie gelingt die Netzintegration von Elektromobilität?������������������������������������������������� 40 Aktuelles aus den Fachbereichen E14 ETG Fachtagung Sektorenkopplung������������������� 41 E1 Elektrische Maschinen und Antriebe, Mechatronik��� 22 E15 ETG-CIRED-Workshop zu Innovationen im Verteilnetz ��������������������������������������������������������� 43 E2 Bahnen mit elektrischen Antrieben ��������������������� 23 E16 ETG Fachtagung E3 Energieübertragung und -verteilung ������������������� 24 VDE-Hochspannungstechnik 2018��������������������� 44 E4 Energiewirtschaft����������������������������������������������� 24 E5 Leistungselektronik und Systemintegration ��������� 25 Nachruf Prof. Dr.-Ing. Manfred Depenbrock ������������������� 47 E6 Werkstoffe, Isoliersysteme, Diagnostik����������������� 26 E7 Kontaktverhalten und Schalten��������������������������� 26 Herbert-Kind-Preis27 ETG-Literaturpreis28 E8 ETG in Politik, Medien und Fachöffentlichkeit 2018��� 32 E9 Einladung zur ETG-Mitgliederversammlung am 9. Mai 2019 in Esslingen am Neckar������������������� 33 4
INHALT I INTERNATIONALES 48 H HISTORIE DER ELEKTROTECHNIK60 I1 Aktuelle Informationen aus CIRED���������������������� 48 H1 Thyristorventile für die HGÜ: Aufbau, Kühlung und Ansteuerung��������������������� 60 I2 Aktuelle Informationen aus dem Deutschen Komitee der CIGRE��������������������������� 49 L LESERFORUM 66 F FNN Aktuell50 L1 Leserbrief von Prof. Andreas Böker��������������������� 66 F1 Aktuelles aus dem Forum Netztechnik / L2 Leserbrief von Prof. Bernd Rüdiger Oswald��������� 66 Netzbetrieb ������������������������������������������������������� 50 L3 Leserbrief von Prof. Helmut Haase ����������������������� 67 L4 Antwort von Prof. Adolf Schwab ����������������������� 68 Y YOUNGNET 57 Veranstaltungskalender71 Y1 VDE YoungNet auf dem TecSummit in Berlin������� 57 S ENERGIEWENDE -SPLITTER 58 S1 ENERGIEWENDE-SPLITTER����������������������������� 58 5
T TECHNIK & TRENDS T1 Netzbetreiber als Enabler der Verkehrswende 1 Herausforderung Netzintegration Elektromobilität 2.1 Identifizieren Die Mobilitätswende in Deutschland nimmt Fahrt auf. Die Zu- Für einen bedarfsgerechten Netzausbau ist es entscheidend lassungszahlen der Elektrofahrzeuge steigen kontinuierlich zu erfahren, wo zukünftige Ladeinfrastruktur im Verteilnetz er- und neue Modelle sind von der deutschen Automobilindustrie richtet wird. Die bisherigen Meldeprozesse sehen lediglich die für die kommenden Jahre angekündigt. Aber wann der tat- bekannte Zustimmungspflicht von Elektrogeräten mit einer sächliche Durchbruch kommt und wie und wo zukünftig gela- Nennleistung von mehr als 12 kVA vor. Dies hätte zur Folge, den wird, kann heute keiner verlässlich beantworten. Genau dass Ladeeinrichtungen im Bereich bis 11 kVA ohne Informa- diese ungeklärten Fragen machen es zur Herausforderung, tion in Richtung des zuständigen Verteilnetzbetreibers ange- das Stromnetz auf den zukünftigen Bedarf vorzubereiten. schlossen werden dürfen. Um diese Lücke zu schließen und Dennoch ist es von hoher Bedeutung, bereits heute Konzepte eine bessere Planbarkeit sicherzustellen, hat die Netze BW und Lösungen zu erarbeiten. Denn eins ist klar: Ohne ein star- im Februar 2017 eine Meldepflicht für Ladeinfrastruktur grö- kes Stromnetz wird es nicht gehen. ßer 4,6 kVA eingeführt. Gerade die gängige 11 kVA Ladeein- richtung unterliegt somit einer Meldepflicht beim Netzbetrei- 1.1 Netzinfrastruktur ber. Seit Einführung wurden im Versorgungsgebiet der Netze BW ca. 600 Ladesäulen gemeldet. Die Meldungen sind je zu Die heutige Infrastruktur im Verteilnetz ist größtenteils auf 50 % dem öffentlichen bzw. gewerblichen und zu 50 % dem konventionelle Großkraftwerke und bekannte Lastprofile der privaten Sektor zuzuordnen. Gerade im privaten Bereich ist in Letztverbraucher ausgelegt. Der aktuell laufende Wandel auf den letzten Monaten ein Zuwachs zu erkennen. Bald dürfte es Seiten der Energieerzeugung hin zu regenerativer und dezen- deutlich mehr gemeldete private als öffentliche und gewerbli- traler Einspeisung hat bereits zu Veränderungen im Stromnetz che Ladeinfrastruktur geben. Um die Präsenz der Meldepflicht geführt. Durch die Mobilitätswende werden sich zusätzlich die zu erhöhen, wirbt die Netze BW mit einem Bonus von 50 €. Lastprofile auf der Verbraucherseite wandeln. Durch gleichzei- Neben der Meldepflicht soll ein eigenes Netzanalysetool tiges Laden mehrerer E-Autos wird besonders die heutige In potentielle Hot-Spot Gebiete für Elektrofahrzeuge identifizie- frastruktur der Niederspannungsnetze zukünftig längeren und ren. Unter Berücksichtigung sozioökonomischer & geographi- größeren Lastspitzen ausgesetzt sein. Auf solche Belastungen scher Daten (u. A. Zahl der Wohnparteien, Garagen- & Fahr- sind die meisten Ortsnetze nicht ausgelegt. In Folge dessen zeugdichte, PV-Anlagen, Grundstückspreise) prognostiziert können thermische Betriebsmittelüberlastungen oder Span- es die regionale Verteilung der Elektrofahrzeuge im Versor- nungsbandverletzungen auftreten. Dem gilt es vorzubeugen, gungsgebiet der Netze (Bild 1). Die Grafik zeigt, in welchen indem notwendige Weichen im Verteilnetz schon heute ge- Gemeinden Baden-Württembergs für die bundesweiten Ziel stellt werden. szenarien 1 Million (2 % E-Mob) und 6 Millionen (30 % E-Mob) eine hohe Anzahl an Elektrofahrzeugen zu erwarten ist. 1.2 Planbarkeit Ladeleistungen Durch Einbeziehung der Netztopologie und aktuell frei- er Kapazitäten, lassen sich Prognosen besonders belasteter Wann, wo und wie wird zukünftig geladen? Diese Fragen Ortsnetze erstellen. Die Berechnungen ergeben, dass bei einer müssen gestellt und beantwortet werden, um das Stromnetz Million Elektrofahrzeugen in Deutschland an knapp 250 Stati- effizient und bedarfsgerecht auf die Mobilitätswende vorzu- onen und 800 Niederspannungsabgängen im Versorgungsge- bereiten. Eine verlässliche Planung ist heute gar nicht oder biet der Netze BW Engpässe auftreten können. Im sechs Mil- nur bedingt möglich. Einzig bei öffentlicher und gewerblicher lionen Szenario erhöhen sich die Zahlen auf 4.400 Stationen Ladeinfrastruktur, wie z. B. Schnelladesäulen wird der Netzbe- und 8.700 Niederspannungsabgänge. Deren Netzzustand gilt treiber ab einem gewissen Zeitpunkt sicher in die Planung mit es durch neue Sensorik verstärkt zu überwachen, so dass eingebunden. Aufgrund der Größe der Projekte und der benö- Lastveränderungen erkannt werden. Dieses Frühwarnsystem tigten Leistung ist hier ein neuer Netzanschluss oder eine Er- soll Planung und Betrieb helfen, frühzeitig die entsprechenden weiterung notwendig. So kann idealerweise eine Berücksich- Maßnahmen im betroffenen Versorgungsgebiet anzustoßen. tigung bei der Auslegung des Stromnetzes erfolgen. Der Aufbau kleinerer Ladeinfrastruktur, gerade im Privatbe- reich, bleibt weiterhin nur schlecht planbar. 2.2 Überbrückungslösungen Neben zusätzlichen Investitionen im Verteilnetz werden 2 Handlungsfelder schnellere und intelligentere Lösungen zur Vermeidung von Netzengpässen notwendig sein. Gerade wenn die Melde- Um sich den gezeigten Herausforderungen im Zuge der Mo- pflicht verletzt wird und Prognosen nicht greifen, kann es zu bilitätswende zu stellen, arbeitet die Netze BW an folgenden unerwarteten Überlastungen im Stromnetz kommen. Im Ex fünf großen Handlungsfeldern. tremfall werden Netzabschnitte zum Eigenschutz abgeschal- 6
TECHNIK & TRENDS T tet. Zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit müssen in diesem Fall kurzfristig verfügbare Lösungen für eine Netzent- lastung sorgen. Der klassische Netzausbau wird in einer rein reaktiven Form zeitlich nicht mit einem Hochlauf der Elektro- fahrzeuge schritthalten können. Um den betroffenen Kunden bis zum finalen Netzausbau das Laden Ihres E-Autos weiter- hin zu ermöglichen, sollen Überbrückungslösungen im Verteil- netz Abhilfe schaffen. Unter anderem können dafür intelligente Lademanage- mentkonzepte und Batteriespeicher eingesetzt werden. Mit Batteriespeichern lassen sich auftretende Lastspitzen in Zei- ten mit niedriger Belastung verschieben. Durch das Steuern Bild 1: regionale Verteilung Elektrofahrzeuge BW der Ladestationen wird sichergestellt, dass nicht alle Fahrzeu- ge zeitgleich laden und Spitzenbelastungen können unter den Betriebsgrenzen gehalten werden. Gerade die Steuerbarkeit 3 Praxisbeispiel E-Mobility-Allee von Ladepunkten wird hier zukünftig eine besondere Rolle zu- kommen. Daher fördert die Netze BW alle Niederspannungs- Mit der E-Mobility-Allee sollen wichtige Erkenntnisse für Netz- kunden, die uns dauerhaft die Möglichkeit einer Steuerung planung und –betrieb bei einer lokal hohen Durchdringung an zugestehen, neben einem reduziertem Netzentgelt mit einem Elektrofahrzeugen in der Praxis gewonnen werden. Außerdem 200 € Bonus. sind die konzeptionelle Erprobung der Überbrückungslösun- gen ‚Batteriespeicher‘ und ‚Lademanagement‘ sowie die da- 2.3 Netzverstärkung mit verbundene Akzeptanz auf Kundenseite wesentliche Ziele des Reallabors. Gerade dem privaten Parkraum in den Ein- Als Netzbetreiber steht für uns die Versorgungssicherheit an zugsgebieten der Großstädte wird in den kommenden Jah- erster Stelle. Daran darf sowohl die Energie- als auch die Mo- ren eine Vorreiterrolle bei der Elektromobilität zugesprochen. bilitätswende nichts ändern. Deshalb plant die Netze BW be- Dieses Kriterium sowie typische Netz- und Kundenstrukturen reits heute das zuverlässige Stromnetz von morgen. Bis zu fanden bei der Auswahl der E-Mobility-Allee in Ostfildern bei einer halben Milliarde Euro wird bis ins Jahr 2025 zusätzlich Stuttgart Berücksichtigung. Die im Projekt beteiligten zehn in unser Versorgungsgebiet investiert, um den zukünftigen Testkunden werden alle über ein und dasselbe Niederspan- Bedarf zu decken. Die Verstärkungen sind vor allem in den nungskabel versorgt. Somit ergibt sich bei den dort 21 zu ver- Nieder- und Mittelspannungsnetzen vorgesehen, wo die Elek sorgenden Haushalten eine Elektromobilitätsquote von nahe- tromobilität den größten Einfluss auf das Verteilnetz hat. Die zu 50 %. Durch das unterschiedliche Nutzungsverhalten der erhöhten Anforderungen werden in der Netzplanung berück- Testkunden (Familie, Rentner, Pendler) und unterschiedliche sichtigt. Dafür wurden die Planungsprämissen der Netze BW Fahrzeugtypen wird ein breites Spektrum an Untersuchungen angepasst. im Projekt abgebildet. Die Aktivphase, d.h. die Zeit in der die Testkunden elektrisch fahren, erstreckt sich über zwölf Mo- 2.4 Innovation & Intelligenz nate. Die Netzintegration von Elektrofahrzeugen ist komplex und es 3.1 Elektrofahrzeuge mangelt an Erfahrungen. Deswegen versucht die Netze BW in einem Reallabor neue Erkenntnisse zu gewinnen. Das Pra- Jedem teilnehmenden Testkunden wird für die gesamte Dauer xisbeispiel „E-Mobility-Allee“ mit dem Fokus auf dem privaten des Reallabors ein Elektrofahrzeug bereitgestellt. Es werden Heimladebereich wird später näher beschrieben. E-Fahrzeuge verschiedener Hersteller und Typen eingesetzt. Dadurch soll eine typische Durchdringung an Fahrzeugen ab- 2.5 Gremien- & Öffentlichkeitsarbeit gebildet werden. Die Ladeleistungen der Fahrzeuge reichen von 7,4 bis 22 kVA. Zusätzlich befindet sich ein Tesla mit einer Wie lassen sich zukünftig die Kosten für den Ausbau der Ver- Ladeleistung von 17 kVA im Einsatz, welcher den Testkunden teilnetze begrenzen? Welche Möglichkeiten haben wir, um zyklisch zugewiesen ist. Somit werden unterschiedliche Be- Einspeisung und Verbrauch netzdienlich zu steuern? Dafür gilt lastungen im Netz erzielt. es, passende technische, aber auch regulatorische und wirt- schaftliche Rahmenbedingungen für alle Parteien zu schaffen. 3.2 Ladeinfrastruktur & Messtechnik Daher arbeitet die Netze BW aktiv auf Normungs- (VDE FNN) und Gremienebene (BDEW, BNetzA) mit. Zudem ist ein inten- Bei allen zehn Testkunden wurde eine private Ladeinfrastruktur siver und offener Austausch mit der Automobilindustrie be- für bis zu 22 kVA mit zusätzlicher Mess- & Steuerungstechnik sonders wichtig. Daher ist die Netze BW als erster Verteilnetz- installiert. Diese Kombination ermöglicht einen Fernzugriff auf betreiber Mitglied im Verband der Automobilindustrie (VDA) jeden Ladepunkt. Ergänzt wird dies durch weitere Messun- geworden. Außerdem beteiligt sich die Netze BW am Stra- gen am Ortsnetztransformator sowie am Kabelanfang- und tegiedialog Automobilwirtschaft in Baden-Württemberg. Nur ende. Hierdurch lassen sich wichtige Erkenntnisse hinsicht- gemeinsam mit allen Akteuren lässt sich die Mobilitätswende lich zukünftiger Lastprofile gewinnen. Neben einer Darstellung zum Erfolg führen. der Belastungsänderung liefern eingebaute Power-Quality- 7
T TECHNIK & TRENDS hebung der Reduktion an, wird dieser stattgegeben, sofern es noch freie Kapazitäten im Netz gibt. 3.4.2 Reaktives Lademanagement Unter Einbeziehung der vorhandenen Messdaten aus dem Ortsnetz lassen sich Ladevorgänge gezielt und in Echtzeit bedarfsgerecht begrenzen und freigeben. Wird ein definierter Grenzwert (in Bild 4 gelb gestrichelt) überschritten, erfolgt eine stufenweise Reduzierung aller Ladepunkte, bis die Gesamtbe- lastung unter den Grenzwert gefallen ist. Durch Kundeneinga- be der Restreichweite und gewünschten Abfahrtzeit kann eine zusätzliche Priorisierung der Ladevorgänge erfolgen. Dies Bild 2: Schematische Darstellung Aufbau E-Mobility-Allee ermöglicht eine optimale Ausnutzung der Netzkapazität bei gleichzeitig maximalem Kundenkomfort aufgrund minimaler Messungen Erkenntnisse zur Auswirkung von Ladeinfrastruk- Eingriffe in deren Ladeverhalten. Einzig die Planungssicherheit tur auf die Versorgungsqualität. Alle Daten werden auf einem für den Kunden ist eingeschränkt, da er im Vorfeld nicht weiß Server und in einer Datenbank gesammelt und ausgewertet. wann eine Abregelung stattfindet. Auch die Testkunden erhalten jederzeit Übersicht über ihren Verbrauch und den Ladezustand ihres Elektrofahrzeuges über eine dafür entwickelte App. In Bild 2 ist ersichtlich, welche 4 Ergebnisse E-Mobility-Allee Komponenten verbaut und kommunikativ angebunden sind. Auf Grundlage des noch bis 2019 ausgelegten Reallabors las- 3.3 Batteriespeicher sen sich erst einige Ergebnisse und Erfahrungen festhalten. Im Folgenden wird auf bereits abgeschlossene Testphasen Batteriespeicher bieten die Möglichkeit, Lastverschiebungen eingegangen. hin zu Zeiten niedriger Auslastung vorzunehmen, ohne in tat- sächliche Ladevorgänge bei Kunden einzugreifen. Ein dezen- 4.1 Ladeverhalten und Netzbelastung traler Speicher mit 19 kWh / 20 kVA kompensiert auf Basis lokaler Strommessung auftretende Lastspitzen einzelner La- Der Fokus in der Anfangsphase des Projektes lag auf der devorgänge. Die zentrale Variante mit 66 kWh / 60 kVA bietet Generierung von Lastprofilen von privater Ladeinfrastruktur. Potential, parallele Ladungen mehrerer Fahrzeuge zu kom- Ein steuernder Eingriff durch die Netze BW hat nicht stattge- pensieren. Durch Messdaten aus dem Ortsnetz lässt sich die- funden. Der Großteil der Ladevorgänge fand in den Abend- ses intelligent und netzdienlich steuern. stunden zwischen 19 Uhr und 24 Uhr statt. Bild 5 zeigt einen realen Tageslastgang (roter Verlauf) des Niederspannungsab- 3.4 Lademanagement gangs der E-Mobility-Allee. Ab 19 Uhr werden mehrere Lade- vorgänge gestartet und die Spitzenbelastung wird für diesen Durch gezielte Reduktion der zulässigen Ladeleistung von Tag bei 3 parallelen Ladevorgängen gegen 20 Uhr erreicht. Ladeinfrastruktur lassen sich die Gleichzeitigkeit von Ladevor- gängen sowie die gleichzeitige Spitzenlast begrenzen. Für die E-Mobility-Allee werden sowohl proaktive und reaktive Lade- Bild 3: Beispiel managementkonzepte getestet. Bei allen Konzepten hat der Lademanagement, Kunde die Möglichkeit eine Reduktion per App aufzuheben. oben Freigabe gruppen, unten Freigabequoten 3.4.1 Proaktives Lademanagement Getestet werden die Ansätze der Freigabegruppen und Frei- gabequoten (Bild 3). Bei den Freigabegruppen wird jeder La- destation ein individueller zeitvariabler Grenzwert für die ver- fügbare maximale Ladeleistung zugewiesen. In Bild 3 ist ein Beispiel dargestellt, in dem alle zehn Testkunden in zwei Grup- pen eingeteilt sind. Je nach Uhrzeit kann eine Gruppe maxi- mal und die andere minimal laden. Bei der Freigabequote hin- gegen bekommen alle Testkunden zeitvariabel den gleichen Sollwert zugewiesen. Beide Fahrpläne sind im Vorfeld fest de- finiert und wurden basierend auf historischen Verbrauchs- und Erfahrungswerten berechnet. Extreme Belastungen im Netz aufgrund hoher Ladeleistungen lassen sich so proaktiv vor- beugen. Der Kunde hat jederzeit Planungssicherheit, was sei- ne mögliche Ladeleistung betrifft. Fordert der Kunde eine Auf- Bild 4: Beispiel eines reaktiven stromgeführten Lademanagement 8
TECHNIK & TRENDS T Bild 5: Tageslastgang Niederspannungsabgang E-Mobility-Allee Bild 6: Lastverschiebungen mittels Batteriespeicher Generell sind die Lastspitzen im Ortsnetz in der ersten Test- phase um ca. 22 % angestiegen. Bisher konnten fünf parallele Ladevorgänge und ein zeitgleicher Ladestrom von 81 A über alle Ladesäulen gemessen werden. Durch das unterschiedli- che Nutzungsverhalten fanden in 70 % der Zeitfenster keine und in 25 % eine Ladung statt. Lediglich in 5 % der Stunden sind parallele Ladevorgänge, also mehr als zwei Fahrzeuge, erkennbar. Hierdurch wird noch einmal das Flexibilitätspoten- tial privater Ladeinfrastruktur unterstrichen. 4.2 Batteriespeicher In der bisherigen Projektphase kam der dezentrale Batterie- speicher mit 19 kWh zum Einsatz. Die Aufladung des Speichers wurde im Vorfeld auf die last- schwachen Zeitpunkte, welche um die Mittagszeit liegt, fest- gelegt. Die theoretisch aufgetretenen Lastspitzen durch die Ladung eines E-Autos mit 22 kVA konnte durch den Batterie- speicher abgefangen werden (Bild 6). Durch den Einsatz am Strangende konnte zusätzlich das Spannungsniveau positiv beeinflusst werden. 5 Ausblick Die Testphasen der E-Mobility-Allee werden noch bis ins Jahr 2019 weitergeführt. Hierunter fallen noch die Tests der be- schriebenen Lademanagementkonzepte und des großen Bat- teriespeichers mit 66 kWh. Besonders in den Wintermonaten, Dr. Selma Lossau, wenn die Belastung im Netz noch einmal ansteigt, werden Netze BW GmbH / Technisches interessante Erkenntnisse erwartet. Da neben einem techni- Anlagenmanagement Strom/Gas, schen Vergleich der verschiedenen Konzepte auch eine Aus- Netzintegration Elektromobilität, wertung der Nutzerfreundlichkeit erfolgt, werden aussagefähi- Stromnetzplanung ge Ergebnisse hierzu erst im Laufe des Jahres 2019 vorliegen. Im Anschluss gilt es, die gewonnen Erkenntnisse in Planungs- prämissen und Betriebsabläufe zu integrieren. Weiterhin steht die Anwendung des beschriebenen Frühwarnsystems mit Installation der Sensorik im Fokus der Christian Bott, kommenden Monate. Netze BW GmbH / Technisches Mit den aufgezeigten Lösungen und der konsequenten Anlagenmanagement Strom/Gas, Umsetzung der Handlungsfelder sieht sich die Netze BW gut Netzintegration Elektromobilität, gerüstet, um die Mobilitätswende im Verteilnetz erfolgreich zu Stromnetzplanung bewältigen. 9
T TECHNIK & TRENDS T2 Integration der Elektromobilität in städtische Verteilnetze Eine der zentralen Herausforderungen im Bereich der Elek- Bei der WSW Netz GmbH wurden dabei die folgenden Analy- tromobilität sind der bedarfsgerechte Aufbau von Ladein- seschritte vorgenommen: frastruktur und deren Integration in das Stromnetz. Um ein −− Eine baublockscharfe Regionalisierung von EV mittels Verständnis über die zukünftigen Handlungsfelder der Elek- sozioökonomischer Daten tromobilität bezogen auf Verteilung und Ladeverhalten der −− Verbindung der baublockscharfen Prognose mit techni- Elektrofahrzeuge (EV) zu entwickeln, sind geeignete Model- schen Daten der Ortsnetzstationen (ONS) le und Analysen erforderlich. Diese erlauben es, den Einfluss −− Identifikation von Hotspot-ONS, in denen ein verstärkter der zunehmenden Elektromobilität auf das Verteilnetz zu pro- Ausbaubedarf erwartet werden kann gnostizieren. Erst auf einer solchen Grundlage können Infra- −− Detaillierte Analysen zur Ermittlung des Netzausbau strukturmaßnahmen dann effizient und bedarfsgerecht ge- bedarfs einzelner Niederspannungsnetze plant und umgesetzt werden. Die nachfolgend beschriebene −− Identifikation optimaler ONS-Standorte für einen zukünfti- Untersuchung der ef.Ruhr GmbH setzt an dieser Stelle an und gen Netzausbau nimmt eine Analyse des Einflusses der Elektromobilität auf die −− Abschätzung des Netzausbaubedarfes in den zuvor iden- Niederspannungsebene der WSW Netz GmbH vor. Im Rah- tifizierten Hotspot-Bereichen men der Analysen wird zunächst eine Kombination von sozio ökonomischen Daten und technischen Daten herangezogen. Auf diese Weise kann dann das Kaufverhalten der privaten Regionalisierung der Elektromobilität Fahrzeugnutzer bis auf die Hausebene abgebildet und in die Netzplanung integriert werden. Dieser themenübergreifende Die Regionalisierung, also die Frage nach der räumlichen Ver- Ansatz ermöglicht es frühzeitig, Hot-Spots für zeitnah not- teilung der Elektromobilität sowie die Bewertung deren Fol- wendige Infrastrukturmaßnahmen zu identifizieren und zeitlich gen, sind Gegenstand aktueller Studien und Forschungen. Die einzuordnen. Die WSW Netz GmbH betreibt die Strom- und bisher in diesem Zusammenhang erschienenen Studien wie Gasverteilnetze im bergischen Wuppertal mit seinen 360.000 die dena-Leitstudie „Integrierte Energiewende“ [1] betrach- Einwohnern. Die Stromversorgung erfolgt aus der Hoch-, Mit- ten deutschland- oder landesweite Szenarien, in denen die tel- und Niederspannungsebene über 15 Umspannwerke und Regionalisierung auf Gemeindeebene anhand von Regionali- 1.170 Ortnetzstationen (ONS). sierungsschlüsseln auf Basis öffentlicher Daten durchgeführt Die kombinierte Betrachtung von Zukunftsszenarien, wel- wird. Vernachlässigt wurde dabei jedoch die detaillierte Re- che das Kaufverhalten möglicher Elektromobilitätsnutzer ab- gionalisierung der Elektromobilität innerhalb der Gemeinden. bildet, und den technischen Herausforderungen insbesondere Für eine Identifikation von Hotspots und eine bedarfsgerechte in der Niederspannung erfolgt in der vorgestellten Vorgehens- Auslegung der Versorgungsinfrastruktur darf die heterogene weise auf unterschiedlichen Analyseebenen (vgl. Bild 1). In Verteilung von privaten Elektrofahrzeugen innerhalb einer Ge- Abhängigkeit von den zur Verfügung stehenden Daten kön- meinde aufgrund sozialer und ökonomischer Unterschiede in- nen so Kernaussagen in unterschiedlichen Granularitätsstufen nerhalb der Bevölkerung nicht vernachlässigt werden. Die An- formuliert werden. gehörigkeit zu einem bestimmten sozio-ökonomischen Milieu („SINUS-Milieus“) beeinflusst die Bereitschaft und Möglichkeit zum Kauf eines Elektrofahrzeuges. Lokale Verdichtungen be- stimmter Milieus können so zu lokalen Hot-Spots von Elektro- fahrzeugen und deren Ladeinfrastruktur führen und erhebliche Auswirkungen auf die Belastung der Verteilnetze haben. Die Regionalisierung der EV im Wuppertaler Stadtgebiet erfolgt anhand von baublockscharfen, sozio-ökonomischen Daten. Aus diesen Daten ergibt sich ein baublockscharfer Score-Wert, welcher die Wahrscheinlichkeit zum Erwerb von EV abbildet. Die Prognosen werden im Anschluss mit digitali- sierten und rechenbaren Netzdaten verknüpft. Auf diese Wei- se entsteht ein hybrides Modell aus Informationen über das prognostizierte Vorhandensein von EV und der Netztopologie des Verteilnetzes (vgl. Bild 2). Bild 1: Analyseebenen 10
TECHNIK & TRENDS T Bild 2: Kombination von Szenarien, sozioökonomischen Daten und Bild 3: Gleichzeitigkeitsfunktionen für das private Laden von Elektro- Netzgebieten (schematisch) fahrzeugen mit 11 kW bzw. 3,7 kW Ansatz zur Integration der Elektromobilität in die ermittelt. Durch häufiges Wiederholen dieses Vorgangs er- Netzplanung gibt sich die Wahrscheinlichkeitsverteilung der Gleichzeitigkeit von n Flexibilitätsoptionen eines bestimmten Typs. Anschlie- Die hier vorgestellte Untersuchung konzentriert sich auf die ßend wird das 95%-Quantil dieser Verteilung bestimmt und Analyse der Auswirkungen einer steigenden Anzahl Ladeinfra- als in der Netzplanung zu berücksichtigende Gleichzeitigkeit struktur auf das Wuppertaler Niederspannungsnetz. Eine zu- genutzt. Durch Variation der Anzahl n kann anschließend die sätzliche Infrastruktur wie beispielsweise Schnellladung oder Gleichzeitigkeitsfunktion bestimmt werden [2]. das Laden beim Arbeitgeber sowie neue Mobilitätskonzepte Im Rahmen dieser Studie werden Ladeleistungen von werden nicht berücksichtigt. 3,7 kW und 11 kW untersucht. Beide Ladeleistungen werden Die konkrete Berücksichtigung von Elektrofahrzeugen in bei einem stochastischen Ladeverhalten analysiert. Außerdem der Netzplanung ist von der Anzahl der im Netz installierten wird die Ladeleistung von 3,7 kW bei einer Gleichzeitigkeit von Einheiten abhängig. So muss beispielsweise bei einer gerin- 1 untersucht. Dieses unterstellt eine garantierte Ladeleistung gen Anzahl von Elektrofahrzeugen von simultanen Ladevor- von 3,7 kW als Planungsansatz für das Niederspannungsnetz. gängen aller Einheiten bzw. einer hohen Gleichzeitigkeit der Zudem wird das Laden bei einer Leistung von 3,7 kW mit der Ladevorgänge ausgegangen werden. Bei einer höheren An- stochastischen Gleichzeitigkeit von 11 kW betrachtet. Dies zahl von Fahrzeugen können hingegen Durchmischungs unterstellt einen regulativen Eingriff in das Ladeverhalten der effekte beobachtet werden und eine geringere Gleichzeitigkeit Elektrofahrzeuge. Alle untersuchten Varianten sind in Tabelle 1 in der Netzplanung angesetzt werden. Da die Netzplanung aufgeführt. auf Basis von Extremszenarien erfolgt, wird im Modell kein Die zusätzliche Last durch EV wird im auslegungsrele- zeitreihenbasierter Ansatz verfolgt. Um die Durchmischungs vanten Starklastfall zeitgleich zur bisherigen Spitzenlast an- effekte dennoch für Netzplaner handhabbar zu gestalten, wer- genommen. Die in der Analyse angenommene Spitzenlast je den diese in der Netzplanung üblicherweise in Form einer sog. Netz ergibt sich daher aus der Summe der bisherigen Spitzen- Gleichzeitigkeitsfunktion berücksichtigt (vgl. Bild 3). Diese ist last des Netzes und der unter Berücksichtigung der jeweiligen jedoch von der angesetzten Ladeleistung abhängig, da diese Gleichzeitigkeitsfaktoren prognostizierten zusätzlichen Last einen Einfluss auf die Dauer des Ladevorganges bei gleich- von Elektrofahrzeugen. Somit wird grundsätzlich von einem bleibender Fahrtstrecke hat. konservativen Netzplanungsprozess ausgegangen. Eine zeit- Die Gleichzeitigkeitsfaktoren für ein stochastisches Lade- reihenbasierte Netzplanung wird nicht unterstellt. verhalten werden mittels einer Monte-Carlo-Analyse aus simu- lierten Lastgängen von Elektrofahrzeugen und Wärmepumpen (allgemein: Flexibilitätsoptionen) ermittelt. Diese Analyse ba- siert auf Daten der Studie „Mobilität in Deutschland“ [6]. Hier- Ladeleistung Gleichzeitigkeit aus werden Verteilungsdichtefunktionen sowohl für Ankunfts- 11 kW stochastisches Laden mit 11 kW und Abfahrzeiten als auch der zurückgelegten Fahrtstrecken abgeleitet. Die simulierten Lastgänge der Elek trofahrzeuge g =1 werden für jedes Fahrzeug auf Basis zufällig ausgewählter Fahrstrecken sowie Ankunfts- und Abfahrtszeiten ermittelt. stochastisches Laden mit 11 kW Somit werden beispielsweise typische Pendlerstrecken oder 3,7 kW (bei Bedarf Begrenzung auf 3,7 kW) auch innerstädtische kurze Fahrtstrecken in der Modellierung berücksichtigt. stochastisches Laden mit 3,7 kW Zur Ermittlung der Gleichzeitigkeitsfaktoren werden zunächst n zufällige Jahreslastgänge simulierter Flexibilitäts- Tabelle 1: Übersicht der betrachteten Ladeleistungen und optionen ausgewählt und deren gemeinsame Gleichzeitigkeit Gleichzeitigkeiten 11
T TECHNIK & TRENDS Bild 4: ONS mit zu erwartenden Netzausbaubedarf bei einem Fahr- zeugsubstitutionsgrad von 50 % und ONS mit einem besonders hohen Bild 5: Überlastete ONS bei unterschiedlichen Substitutionsgraden Anteil an der Fahrzeugverteilung Analyse aller Ortnetzstationen Lastzuwachs und Cluster III solche mit unterdurchschnitt- lichem Lastzuwachs relativ zur Nennleistung und einer sehr Ziel dieser Analyseebene ist zunächst die Identifikation von hohen Vorbelastung zugeordnet. ONS, welche aufgrund der zugewiesenen Anzahl von EV eine Die Clusterung der ONS ergibt, dass 39 % der ONS dem Überlastung aufweisen. Hierbei wird die Anzahl von EV bis zu Hotspotcluster (Cluster I) zugeordnet werden. Dieser beinhal- einer theoretischen Substitution von 100 % der heutigen PKW tet damit 72 % der insgesamt prognostizierten Fahrzeuge. Die in Wuppertal variiert und alle ONS des Gebietes bewertet. ONS aus Cluster I befinden sich vor allem im innenstädtischen Die Analyse zeigt, dass bei niedrigen Substitutionsgraden Randbereich und den Vororten. Die ONS aus Cluster II sind die Vorauslastung der ONS als Indiz für einen zu erwartenden dagegen vorwiegend in der Innenstadt und teilweise in den Netzausbau dienen kann. Dies ändert sich mit zunehmender Vororten gelegen. Substitutionsrate. Hier nimmt die Bedeutung der prognosti- zierten EV Verteilung zu. Bild 4 zeigt in Rot alle überlasteten ONS bei einem Fahrzeugsubstitutionsgrad von 50 %. Orange Analyse Detailnetze dargestellt werden die 10 % der ONS, welche die höchsten Anteile an der EV-Prognose enthalten. Die Übereinstimmun- Im Rahmen der Detailnetzanalyse werden anschließend kon- gen zeigen, dass bei zunehmender Substitution die EV-Pro- krete Netzgebiete im Detail betrachtet. Hierbei kann neben gnose auf Basis der sozio-ökonomischen Daten als Indiz für Netzausbaumaßnahmen auch die Verschiebung des Last- einen zu erwartenden Netzausbau dienen kann. schwerpunktes durch den Zuwachs der Elektromobilität er- Im Rahmen des untersuchten Hochlaufszenarios wird mittelt werden. Hierdurch können mögliche Standorte für neue nicht nur ein Substitutionsanteil heutiger Verbrennungsmoto- ONS gefunden und ggf. eine Umstrukturierung der MS-Ebene ren von 50 % als Stützwert herangezogen, sondern auch Sub- berücksichtigt werden. stitutionsanteile von 5 % und 17 %. Bild 5 zeigt die ONS mit Im Rahmen der Detailanalyse werden insbesondere ONS prognostizierten Überlastungen in einem konkreten Stadtge- mit einem überdurchschnittlichen Zuwachs an EV betrach- biet für insgesamt drei Substitutionsgrade. tet (Cluster I). Das verwendete Modell erlaubt es, Lastfluss- Auf dieser Analyseebene kann zum einen direkt identifiziert berechnungen für einen kompletten Hochlauf der Elektromo- werden, welche Netzreserven lokal in diesen ONS für weite- bilität zu bewerten und somit mögliche Netzengpässe oder re EV vorhanden sind. Zum anderen können auch mögliche Spannungsbandverletzungen zu identifizieren (s. Bild 6). Ausbaumaßnahmen abgeleitet werden, welche in den Netz- Die Berechnung des erforderlichen Netzausbau erfolgt planungsprozess überführt werden können. hierbei anhand des automatisierten Planungs- und Ausbau- Die Auswertung aller ONS im Netzgebiet der WSW zeigt, prozesses ADiXPlan unter Verwendung von Standard-Netz- dass eine Gruppe von ONS einen hohen zu erwartenden Netz ausbauvarianten. Dieser Prozess wurde bereits in den Studien ausbaubedarf hervorrufen. Zu besseren Gruppierung bzw. dena-Leitstudie „Integrierte Energiewende“ [1], „Kosteneffizi- Beschreibung dieser ONS wird eine Clusteranalyse durch- ente Umsetzung der Sektorenkopplung“ [3], „Verteilnetzstudie geführt. Diese basiert auf dem prognostizierten Lastzuwachs BW“ [4] angewendet. Durch den Einsatz eines automatisierten relativ zur Nennleistung des ONS-Transformators sowie des- Prozesses ist die Ermittlung des Netzausbaubedarfs nach- sen Vorauslastung. Die ONS werden in drei Cluster eingeteilt. vollzieh- und reproduzierbar. Im Zuge dieses Prozesses wird Dem Cluster I werden ONS mit überdurchschnittlichem Last- zunächst im Netz die Versorgungsaufgabe des untersuch- zuwachs, dem Cluster II solche mit unterdurchschnittlichen ten Szenarios hergestellt. Hierfür wird zunächst die prognos- 12
TECHNIK & TRENDS T Bild 6: Die Analyse der erforderlichen Investitionen im Versorgungs- automatisierte gebiet der WSW Netz ist in Bild 7 dargestellt und kann in Ab- Netzbewertung hängigkeit vom Anteil der substituierten Fahrzeuge grundsätz- und Analyse lich in zwei wesentliche Bereiche unterteilt werden. Im Bereich hoher Substitutionsgrade ist die Ausgestaltung des privaten Ladens eine zentrale Herausforderung, da hier eine große Spannweite im Bereich der zu tätigenden Investitio- nen zu erwarten ist. In der ersten Phase des Hochlaufszenarios ergibt sich hingegen eine deutlich geringere Differenz zwischen den unterschiedlichen angesetzten Ladeleistungen und dem entsprechenden Ladeverhalten. Bild 8 beleuchtet die Hoch- rechnung bei niedrigen Fahrzeugsubstitutionsgraden genauer. Die Betrachtung dieser Phase der niedrigen Substitutions- grade zeigt insbesondere zu Beginn des Hochlaufes nur ge- ringe Investitionsunterschiede zwischen den angenommenen Gleichzeitigkeiten für eine Ladeleistung von 3,7 kW. Aufgrund der höheren Ladeleistung, sind bei 11 kW entsprechend hö- here Investitionen zu erwarten. Die Investitionen aller betrach- teten Ladeleistungen und Gleichzeitigkeiten liegen jedoch in einer vergleichbaren Größenordnung. Aufgrund eines hohen Austauschbedarfes im Bereich der Transformatoren sind be- tizierte Zubauleistung in Form von diskreten Fahrzeugen auf reits in dieser Phase wichtige Investitionsentscheidungen zu die Netzknoten verteilt. Anschließend werden Netzengpässe treffen, wenngleich diese monetär gegenüber Ausbaumaß- in den auslegungsrelevanten Netznutzungsfällen identifiziert. nahmen in Kabeltechnik weniger stark ins Gewicht fallen. Falls Netzengpässe identifiziert werden, wird das Netz durch Mit steigendem Substitutionsgrad wird eine zunehmende vordefinierte Ausbauvarianten ertüchtigt. Darüber hinaus wird Spannweite der zu tätigenden Netzverstärkungs-Investitio- der Versorgungsschwerpunkt der Netze bestimmt. nen in Abhängigkeit von Ladeleistung und Gleichzeitigkeiten deutlich (vgl. Bild 7). Hierbei fällt auf, dass die farblich darge- stellten Graphen entweder bei Erreichung eines Substitutions- Hochrechnung auf Wuppertal grades von 100 % oder bei einem Netzausbaubedarf enden, welcher nicht durch konventionellen Netzausbau durchgeführt Um den erwarteten Netzausbau für eine Vielzahl von relevan- werden kann. Dies betrifft insbesondere die Ladeleistungen ten ONS zu bestimmen, werden die Detailnetzergebnisse auf von 3,7 kW bei einer Gleichzeitigkeit von 1 und 11 kW bei ei- die nicht betrachteten ONS hochgerechnet. Das Ziel dieser ner entsprechenden stochastischen Gleichzeitigkeit. Es ergibt Analyseebene ist nicht die Bewertung konkreter Einzelmaß- sich eine Grenze des konventionellen Netzausbaus im Bereich nahmen, sondern die Abschätzung der Gesamtherausforde- von ca. 30 % bzw. von ca. 50 % Fahrzeugsubstitution. Folg- rung durch die Integration der Elektromobilität. Auf diese Wei- lich wird in der Phase hoher Substitutionsgrade die Bedeu- se ist zum einen eine Einschätzung des Zeitpunktes von ggf. tung der Ausgestaltung für Ladevorgänge im privaten Bereich erforderlichen Investitionen möglich. Zum anderen können die deutlich. Eine bedarfsgerechte Begrenzung und damit Abre- Auswirkungen von wesentlichen Entscheidungen, wie bei- gelung der Ladeleistung ermöglicht auch bei steigenden Sub- spielsweise die zukünftig zu berücksichtigende Ladeleistung, stitutionsgraden einen konventionellen Ausbau der Netze und auf die erforderlichen Maßnahmen eingeordnet werden. besitzt das Potenzial, die hierfür benötigten Investitionen wei- Bild 7: Investitionsbedarf bei unterschiedlichen technischen Rahmen- Bild 8: Investitionsbedarf bei unterschiedlichem technischen Rahmen- bedingungen und zunehmender Fahrzeugsubstitution bedingungen und zunehmender Fahrzeugsubstitution bis 10 % 13
T TECHNIK & TRENDS ter zu senken. In diesem Zusammenhang gilt es jedoch zu tionäre Speicher beispielsweise zur Sicherung der Ladeleis- beachten, dass die Steuerung der Ladeleistung im Bedarfs- tung genutzt werden und auf diese Weise eine netzentlasten- fall sowohl den Zugriff z. B. des Netzbetreibers als auch die de Wirkung entfalten. Akzeptanz der Netznutzer voraussetzen. In diesem Zusam- Für eine ganzheitliche Betrachtung der Elektromobilität gilt menhang gilt es zukünftig zu klären, welches „Recht auf Mo- es, das Laden am Arbeitsplatz sowie von größeren Flotten in bilität“ auch in der NS-Ebene für jeden Netznutzer gewährt die Betrachtung zu integrieren. Auch die Bewertung der Mit- werden sollte und wie dieses definiert wird. Die Schaffung ei- telspannungs- und Hochspannungsebene – und damit der nes Gleichzeitigkeitsregimes [5] hängt hier eng mit der Frage Schnelladeinfrastruktur – gilt es, in weiteren Untersuchungen der Ladeleistung und der Verfügbarkeit zusammen. zu berücksichtigen. Fazit Quellen Die vorgestellte hybride Modellierung von sozio-ökonomischen [1] Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena), „dena-Leitstu- Daten auf Baublock- oder Hausebene und technischen Rand- die Integrierte Energiewende“, Berlin, 2018 bedingungen der Niederspannungsebene der ef.Ruhr erlaubt [2] S. Kippelt, „Dezentrale Flexibilitätsoptionen und ihr Bei- es, die Auswirkungen des Hochlaufes der Elektromobilität in trag zum Ausgleich der fluktuierenden Stromerzeugung der Niederspannungsebene zu bewerten. Hierbei können so- Erneuerbarer Energien“, Dissertation an der TU Dort- wohl Aussagen zu allen Ortnetzstationen in einem Netzgebiet mund, Shaker Verlag, Aachen, 2018 als auch zu konkreten Maßnahmen in konkreten Netzgebieten [3] ewi, ef.Ruhr GmbH, „Kosteneffiziente Umsetzung der getroffen werden. Damit wird eine zentrale Herausforderung Sektorenkopplung“, 2018 und Fragestellung in den Verteilnetzen adressiert: Wo können [4] ef.Ruhr GmbH, „Verteilnetzstudie für das Land Ba- viele Elektrofahrzeuge integriert werden und in welchen Netz- den-Württemberg“ Studie im Auftrag der Landesanstalt gebieten kann dies nicht ohne Netzverstärkungen oder eine für Umwelt, Messung und Naturschutz, Dortmund, 2017 gezielte Eingriffsmöglichkeit gewährleistet werden? [5] VDE-AR-N4100, “Technische Regeln für den Anschluss Die Analyse im Versorgungsgebiet der WSW Netz zeigt, von Kundenanlagen an das Niederspannungsnetz und dass insbesondere innerstädtische Randgebiete und einzelne deren Betrieb (TAR Niederspannung)“ (Entwurf), Berlin, Vororte von Netzausbaumaßnahmen betroffen sein werden. Stand: Mai 2017 Die Höhe der erforderlichen Investitionen ist jedoch insbeson- [6] Institut für angewandte Sozialwissenschaften (Ifas); Deut- dere bei einer steigenden Substitution heutiger PKW mit Ver- sches Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR), „Mobilität in brennungsmotoren stark von der zu berücksichtigen Ladeleis- Deutschland 2008, Studie des Bundesministeriums für Ver- tung und der entsprechenden Gleichzeitigkeit abhängig. Im kehr-, Bau- und Stadtentwicklung,“ Berlin, Februar 2010. Sinne einer bedarfsgerechten Netzplanung gilt es bereits heu- te wichtige Entscheidungen und Weichenstellungen zu tref- fen. Die Untersuchungen zeigen zudem, dass eine Erhöhung Dr.-Ing. Marco Greve, der Transformatorleistung durch einen Austausch oder eine ef.Ruhr GmbH Erweiterung bereits zu Beginn des Hochlaufes der Elektromo- Head of Research bilität und damit kurzfristig erforderlich werden. Die Erkenntnisse aus dieser Studie ermöglichen es der WSW Netz unter anderem, die ONS-Trafos in den wahrschein- lichen Hot-Spots frühzeitig zu monitoren und ggfs. im Rahmen von Erneuerungsmaßnahmen frühzeitig zu verstärken. Inves- titionen in Netzerweiterungen könnten am besten durch mög- liche netzdienliche Eingriffes des VNB in das Ladeverhalten Maik Tretschock, vermieden werden. Hier gilt es zu beachten, dass neben den ef.Ruhr GmbH erforderlichen regulatorischen und gesetzlichen Anpassungen Consultant auch die entsprechende messtechnische Erfassungen des Netzzustandes eine zwingende Voraussetzungen ist. Ausblick Die hier verwendete Methodik fokussiert sich auf die Bewer- Dr. Frank Pieper, tung von privaten Ladeinfrastrukturen, da diese durch die bis- WSW Netz GmbH her fehlende Meldepflicht (zukünftig vorgesehen ab 4,6 kVA [5]) für den Verteilnetzbetreiber in der Niederspannungsebe- ne schwer zu prognostizieren sind. Insbesondere in diesem Bereich des Ladens zu Hause ist auch die Entwicklung im Bereich der stationären Speicher und damit der Nutzung von PV-Strom ein zu berücksichtigter Aspekt. Hierbei könnten sta- 14
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