Auswirkungen auf den Leistungsfluss

Die beispielhafte Betrachtung des städtischen Ortsnetzes zeigt, dass die Annahme, dass alle Fahrzeuge in den Abendstunden ihren Ladevorgang starten, mit zunehmender Anzahl an Elektrofahrzeugen die Spannung stark absinken lässt. Dies führt sogar im Worst-Case-Szenario 2050b zu Spannungsbandverletzungen am Abgangsende und einer kurzzeitig erhöhten Auslastung von Betriebsmitteln (Bild 4).

Trotz der überhöhten Auslastung kann das Netz jedoch weiterhin betrieben werden, da keine dauerhafte Überlastung vorliegt, die dazu führen kann, dass ein Betriebsmittel ausfällt und somit Versorgungsunterbrechungen entstehen.

Um den problematischen Spannungsverhältnissen entgegenzuwirken, werden mögliche Blindleistungsregelungen untersucht und die Ladeprofile mit einem Leistungsfaktor (cos w = 0,9 kapazitiv) versehen. Somit wird während der Ladung Blindleistung in das Netz eingespeist. Dies verursacht eine Spannungserhöhung, sodass die Spannung wieder deutlich im Toleranzband liegt. Bezogen auf das Szenario erzielt diese Maßnahme also den gewünschten Effekt.

In Ortsnetzen mit hohem Verkabelungsgrad zeigt sich bei der dann eher ohmschen Prägung der Leitungsimpedanzen, dass die Blindleistungsregelung einen geringeren Einfluss auf die Spannung hat. Die Spannung wird zwar angehoben und hält sich im Toleranzband, doch die Abweichung zur Netznennspannung ist weiterhin groß. Aus diesem Grund wird in diesen Fällen eine Ladesteuerung unumgänglich. Durch eine moderate Verschiebung der Ladevorgänge wird die Differenz jedoch schon deutlich geringer. Ladevorgänge in der Mittagszeit lassen sich zum Teil durch die hohe Einspeisung der PV-Anlagen decken. In der Nacht schwankt die Spannung merkbar, kann jedoch deutlich innerhalb des Toleranzbands gehalten werden. Bild 5 zeigt dazu ein Beispiel.

Die beispielhafte Analyse des ländlichen Ortsnetzes im Vergleich zum städtisch geprägten Netz gemäß Tabelle 1 zeigt, dass eine Zunahme der Ladevorgänge durch Elektrofahrzeuge in den Abendstunden und der damit einhergehende PV-Zubau kaum nennenswerte Auswirkungen auf den Leistungsfluss haben. Gründe dafür können die in diesen ländlichen Strukturen ohnehin oft recht hoch angesetzten Gleichzeitigkeitsfaktoren als Grundlage bisheriger Netzdimensionierungen im Vergleich zur tatsächlichen Netzauslastung sein.

Fazit

Die Nutzung geclusterter Haushaltsprofile in Verbindung mit synthetisch erstellten Ladeprofilen ermöglicht eine gute Nachbildung des Netzverhaltens. Dies verbessert die Bewertungs- und Entscheidungsgrundlage für die Planung von Niederspannungsnetzen. Die mit solchen Zeitreihenanalysen durchgeführten Netzstudien zeigen, dass eine erfolgreiche Integration von Ladeinfrastruktur und PV-Anlagen stark von den örtlichen Gegebenheiten und Netzstrukturen abhängig ist. Oft ist das Netz ausreichend dimensioniert, und es kann eine hohe Anzahl an Elektrofahrzeugen integriert werden. Um jedoch den künftig steigenden lokalen Leistungsbedarf der Elektrofahrzeuge durch die erneuerbaren Energien decken zu können und das Netz auch vor auftretenden Spannungsbandverletzungen oder Betriebsmittelüberlastungen zu schützen, ist vor allem im städtischen und vorstädtischen Bereich häufig eine Steuerung der Ladevorgänge notwendig.

Eine wichtige Erkenntnis der Studien ist, dass die bisher angewandten NS-Planungsgrundsätze, wie die Verwendung statischer Gleichzeitigkeitsfaktoren, künftig nicht mehr ausreichen. Realitätsnahe Messdatensätze und szenarienbasierte Zeitreihenberechnungen müssen vielmehr zur Untersuchung künftiger Netzauslastungen kombiniert werden.

Literatur

[1]    Netzberechnungssystem Neplan. www.neplan.ch/?lang=de.

[2]    Bundesministerium für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung: Mobilität in Deutschland 2008. Bonn, Berlin, 2008.

[3]    Lindemann, H.: Clusteranalyse von gemessenen Last- und Erzeugerprofilen zur verbesserten Netzdimensionierung in der Niederspannung. Jülich, 2015.