30. Oktober 2017:  Durch die Elektrifizierung der Sektoren sind Verteilnetze immer größeren Belastungen ausgesetzt. Der Umfang hängt von der Ladesteuerung der installierten elektrischen Komponenten ab. In einer Untersuchung wurden drei verschiedene Ladesteuerungen von Elektrofahrzeugen (EFZ) bezüglich ihrer netztechnischen Auswirkungen gegenübergestellt. Die Folgen der resultierenden Ladegleichzeitigkeiten werden im Folgenden beleuchtet. Von Matthias Müller, Florian Samweber und Peter Leidl.

Simulationsmodell GridSim zur Bewertung von Ladesteuerungen und Verteilnetzen

Die Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. (FfE) beschäftigte sich unter anderem im  Rahmen des Projektes MONA 2030 (http://www.ffe.de/mona) mit den netztechnischen Auswirkungen verschiedener, transparent entwickelter Szenarien der Entwicklung von Erzeugung und Verbrauch bis zum Jahr 2030 und dem daraus resultierenden notwendigen Einsatz von sogenannten Netzoptimierenden Maßnahmen. Für die dazugehörigen Untersuchungen wurde an der FfE das Verteilnetzmodell GridSim entwickelt. GridSim  (http://www.ffe.de/gridsim) ist eine Kombination aus einem Energiesystemmodell für das Verteilnetz mit integrierten 3‑phasigen Lastflussrechnungen. Mit dem bewährten Tool ist es möglich detaillierte, 3-phasige Jahressimulationen mit bis zu einminütiger Zeitauflösung durchzuführen und unzulässige Betriebsmittelauslastungen und Spannungsbandverletzungen in Verteilnetzen zu identifizieren. Mit GridSim können neben der klassischen Haushaltslast auch PV-Anlagen mit Speichern, Elektrofahrzeuge und Wärmepumpen betrachtet werden. Im Weiteren wird detailliert auf die Netzauswirkungen von Elektrofahrzeugen eingegangen.

Ladesteuerungen erfüllen meist die Interessen einzelner Akteure - Dafür gibt es großes Potenzial

Forschungsgegenstand an der FfE sind unter anderem die Netzauswirkungen der gesteuerten Ladung elektrischer Komponenten wie Elektrofahrzeuge (EFZ). Hierzu werden drei verschiedene Ladesteuerungen von EFZ, bezüglich der Ladegleichzeitigkeiten, resultierenden Transformatorauslastungen sowie Spannungsbänder gegenübergestellt. Um die Funktionsweise der verglichenen Ladesteuerungen zu erklären, ist es hilfreich den Speicher des EFZ in drei Füllstand-Abschnitte zu unterteilen. Abschnitt A definiert den Bereich des leeren Ladezustandes bis zu einem definierten Füllstand SoCmin. Sobald ein EFZ an die Ladestation angeschlossen wird, welches diesen Füllstand unterschreitet, wird der Speicher unabhängig der verwendeten Ladesteuerung so schnell wie möglich auf diesen geladen. Dies garantiert dem Nutzer des EFZ eine Mindest-Flexibilität. Abschnitt B beschreibt den Ladzustand des Speichers zwischen SoCmin und SoCAbfahrt. SoCAbfahrt ist ein vom Fahrzeugbesitzer definierter Füllstand, welcher bis zur nächstgeplanten Abfahrt mindestens erreicht werden soll. Bereich C umfasst die Füllstände über SoCAbfahrt.

ffe elektro abb1

Der Standard: Ungesteuertes Laden

Das ungesteuerte Laden ist die aktuell weitverbreitetste Ladesteuerung für EFZ. Diese lädt das EFZ mit der maximal zulässigen Ladeleistung nach dem Anstecken Ander Ladestation bis zum maximalen Füllstand des Speichers. Dies garantiert dem Nutzer maximale Mobilitätsflexibilität.

Schon heute kostenoptimiert: Eigenverbrauchsoptimiertes Laden

Steht dem Nutzer des Elektrofahrzeugs eine Photovoltaik-Anlage zur Verfügung, ist es diesem mittels eigenverbrauchsoptimierter Steuerung möglich die Strombezugskosten für das Laden des EFZ deutlich zu senken. Das EFZ lädt hierbei ausschließlich mit überschüssiger PV‑Energie, es sei denn der Speicherfüllstand unterschreitet SoCmin oder der geforderte Füllstand SoCAbfahrt wird nicht bis zur nächstgeplanten Abfahrt erreicht.

Die Zukunft: Preisgesteuertes Laden

Abschließend wird eine preisorientierte Ladesteuerung, welche zukünftig möglich sein könnte, betrachtet. Diese orientiert sich an einem zeitlich variierenden Preissignal und lädt das EFZ so, dass SoCAbfahrt so günstig wie möglich erreicht wird. Zeitlich hochaufgelöste, variierende Kosten für den privaten Strombezug sind derzeit zwar noch Zukunftsmusik, jedoch innerhalb des Untersuchungszeitrums bis 2030 durchaus denkbar.

Technische Implikationen der Ladesteuerungen: Das sind die Folgen

Im Folgenden werden die Simulationsergebnisse bezüglich der Ladegleichzeitigkeit und des daraus resultierenden Leistungsflusses im Verteilnetz sowie die  resultierenden Spannungen diskutiert.

Hohe Ladegleichzeitigkeit durch gesteuertes Laden möglich

Abbildung 2 bis Abbildung 4 zeigen die maximalen Ladegleichzeitigkeiten der verschiedenen Ladesteuerungen, abhängig vom Wochentag und der Tageszeit. Abbildung 2 stellt das Ergebnis des ungesteuerten Ladens dar. Die maximale Gleichzeitigkeit beträgt ca. 30 % und tritt abends um 18:00 Uhr auf, da Pendler nach Feierabend ihr EFZ zu Hause an die Ladestation anschließen. Aufgrund entfallender Pendlerfahrten stellt sich am Wochenende eine geringere Ladegleichzeitigkeit ein.

ffe elektro abb2 

Eine Steigerung der Ladegleichzeitigkeit auf bis zu 45 % ist für das eigenverbrauchsoptimierte Laden zu beobachten (siehe Abbildung 3). Die höchsten Gleichzeitigkeiten treten mittags während der höchsten PV-Erzeugung auf. Die hohe Ladegleichzeitigkeit sonntags entsteht dadurch, dass viele EFZ an der Ladestation angeschlossen sind. Die Ladevorgänge in den frühen Morgenstunden sind darauf zurückzuführen, dass die PV‑Energie nicht ausreicht, um das EFZ auf SoCAbfahrt zu laden. Die fehlende Energie wird in diesem Fall kurz vor der morgendlichen Abfahrt aus dem Netz bezogen.

 ffe elektro abb3

Die Ladegleichzeitigkeiten für das preisorientierte Laden ist in Abbildung 4 dargestellt. Diese erreichen aufgrund des externen Preissignals Werte bis zu 94 %. Deutlich zu erkennen sind die hohen Ladegleichzeitigkeiten in der Nacht, welche zeitlich mit den typischerweise tiefen Preisen korrelieren.

ffe elektro abb4

Steigende Leistungsflüsse im Verteilnetz

Während die ungesteuerte und eigenverbrauchsoptimierte Ladesteuerung nahezu identische Leistungsflüsse von bis zu 75 kW aufweisen resultieren aufgrund der hohen Ladegleichzeitigkeit für die preisorientierte Ladesteuerung Leistungsflüsse von bis zu 170 kW. Somit steigen die maximalen Ladeleistungen im betrachteten Szenario um 126 % an. Der Ortsnetztransformator ist folglich deutlich höher ausgelastet.

Die Spannungsreserve - Maß für die Reserven im Stromnetz

Neben der Betriebsmittelauslastung ist die Spannung für den Netzzustand ausschlaggebend. In Deutschland ist eine Abweichung von bis zu ±10 % von der Nennspannung zulässig. Der minimale Abstand zur oberen bzw. unteren Spannungsbandgrenze wird als Spannungsreserve bezeichnet. Somit weisen negative Werte der Spannungsreserve auf Spannungsbandverletzungen hin. Für diese Auswertung wurden die EFZ mit einer maximalen Ladeleistung von 11 kW und 22 kW simuliert. Das Szenario mit 11 kW brachte keine Verletzungen des Spannungsbandes hervor. Die niedrigste Spannungsreserve von ca. 0,5 % resultierte hierbei aus der preisorientierten Ladesteuerung. Das Szenario mit der erhöhten Ladeleistung von 22 kW hat Verletzungen des Spannungsbandes für die preisorientierte Ladesteuerung von ca. 1 % zur Folge.

Fazit: Weiterer Forschungsbedarf auf dem Weg zur Vehicle-to-Grid Zukunft

Die Untersuchungen haben gezeigt, dass die preisorientierte Ladesteuerung zu hohen Ladegleichzeitigkeiten führt und diese wesentlichen Einfluss auf den Netzzustand haben. Mit dieser Ladestrategie können eine deutliche Erhöhung der Transformatorauslastung sowie kritische Spannungen beobachtet werden. Mittels des Simulationsmodells GridSim ist die Untersuchung vieler weiterführender Szenarien möglich. So können z. B. die Netzauswirkungen von bidirektionalen Ladesteuerungen analysiert und bewertet werden. Durch das gezielte Laden und Entladen der Fahrzeuge, auch Vehicle-to-Grid genannt, können mit den Batterien zusätzliche Erlöse generiert werden. Ein Beispiel hierfür ist die Erbringung von Systemdienstleistungen.