Auswirkungen von Elektromobilität auf das zukünftige elektrische Energiesystem anhand eines Feldversuches

Abstract

Schon viele Jahre warnen Klimaforscher, vor dem durch den Menschen verursachten Klimawandel. Aktuelle Ereignisse, wie das Klimaübereinkommen von Paris oder die energiepolitischen Ziele von Europa und Österreich zum Ausbau erneuerbarer Energieträger, geben Grund zur Annahme, dass es nun zu massiven Veränderungen kommen kann. Der Verkehrsbereich ist in Sachen Treibhausgasemission noch ein „Sorgenkind“, doch das soll sich mit der Elektromobilität im Individualverkehr ändern. Optimistische Szenarien prognostizieren einen Anteil von 30% Elektromobilität im Individualverkehr und das stellt unser Energiesystem vor massive Herausforderungen. Wo kommt die Energie für die Ladungen her und was muss getan werden, dass unsere Netze weiter stabil funktionieren? Diese und weitere Fragen sollte ein sechs Monate andauernder Versuch in einem kleinen Ort in Niederösterreich klären. In einem für Österreich üblichen Verteilnetzabschnitt wurden in einer Einfamilienhaussiedlung 24 Haushalte mit einem am Markt erhältlichen Elektrofahrzeug ausgestattet und eine Vielzahl an Messungen durchgeführt. Nicht nur Elektrofahrzeuge, sondern auch Wärmepumpen und PV-Anlagen rundeten das Bild eines Szenarios, wie es uns im Jahr 2030 erwarten kann, ab. Bei der Analyse der ersten Messwerte zeigt sich schnell, dass es hier großes Potential aber auch ernsthafte Herausforderungen gibt. So beträgt die für die Elektrofahrzeuge aufgewendete elektrische Energie etwa ein Drittel des gesamten Bedarfs an elektrischer Energie der teilnehmenden Haushalte. In Sachen Leistung ist das Bild extremer. Die Ladung der Elektrofahrzeuge verursacht eine große Lastspitze in den Abendstunden und bringt das Verteilnetz, vor allem in Bezug auf Einhaltung des Spannungsbandes nach EN 50160 ins „Schwitzen“. Abhilfe sollte eine lokale Spannungsregelung direkt bei der Ladestation schaffen, die abhängig von der Spannung an der Ladestation den Ladestrom der Elektrofahrzeuge begrenzt hat und durch Berücksichtigung der Position im Netz (Netzimpedanz) für den Endabnehmer „fair“ sein sollte. Die Lastspitzen konnten so zwar gedämpft werden, aber die Fairness wurde nicht bestätigt. Mit einer zweiten Methode, dem zentralen Lastmanagement, erfolgte eine Regelung der Stationen von der Ferne. Dies funktionierte beim realen Versuch an vier von vier Tagen sehr gut. Simulationen zeigen jedoch, dass für das gewünschte Ergebnis, nämlich die Entlastung des Netzes durch Lastverschiebung, komplexere Konzepte als zum Beispiel nur fix vorgegebene Sperrzeiten notwendig sind. Eine Regelung aufgrund der Preise am Energie Großhandelsmarkt entlastete das Netz (teure Preise bei Überangebot in den Abendstunden) und kann heute bereits Ersparnisse bringen. Da ein Feldversuch nun zeitlich und örtlich begrenzt ist, und die Energiebranche langfristige und weitläufige Entscheidungen braucht, befasst sich der letzte Teil dieser Arbeit mit einer Netzsimulation. Ein Modell wurde erstellt und Lastflussberechnungen zeigten in mehreren Durchläufen, dass eine maximale Ladeleistung von 11 kW das Netz deutlich mehr belastet als zum Beispiel eine Mischung an Ladeleistungen von 3.7 kW bis 11 kW. Es zeigt sich, dass Wärmepumpen die Lastspitze kaum beeinflussen und Luft-Wärmepumpen mit Heizstäben wahrscheinlich nur bei sehr geringen Temperaturen ein Problem darstellen. Es zeigt sich auch bei diesen Betrachtungen, dass sich eine Regelung der Ladungen aufgrund der Energiepreise vorteilhaft auf das Netz auswirken kann. Der Feldversuch, sowie die Auswertungen dieser Arbeit haben gezeigt, dass Elektromobilität eine Herausforderung darstellen wird, der man sich frühzeitig annehmen muss. Als weitere Schritte werden vor allem detailliertere Analysen zur Wirtschaftlichkeit und den Möglichkeiten des zentralen Lastmanagements empfohlen. Die lokale Spannungsregelung sollte unter Laborbedingungen untersucht und weiterentwickelt werden.

Since decades climatologists are warning about the alarming increase of greenhouse gases emissions and the consequent global temperature rise. Unfortunately, policy makers seem to have ignored those warnings. However, recently is an increasing political will to combat climate change as the conclusion of the Paris Agreement and Austrian or EU climate goals indicate. Additionally, the production of renewable energy and the use of e-mobility are on the rise in Europe. Optimistic scenarios foresee a share of 30% of electric vehicles by the year 2030. This shift implies a huge potential for several industries but also an enormous challenge for the energy sector and especially our electric grids. The case study of this work/thesis was a six-month field trial that took place in a small village in Lower Austria. 24 households were equipped with state-of-the-art electrical vehicles and the appropriate charging infrastructure. A high density of heat pumps and PV-plants was already in place, which represents the scenario we could have in the year 2030. A lot of measurements were taken in the grid and at household level. An analysis of the measurements showed the huge impact e-mobility has on our infrastructure as it made up almost one third of the overall electricity consumption of the participating households. Furthermore it caused an even bigger peak in the load profiles in the evening hours resulting in serious voltage drop in the grid. In order to lower the load peak and facilitate the integration of e-mobility, a local voltage control was implemented that reduced the charging current with dropping voltage. It even considered the distance to the transformer of the charging infrastructure by measuring the short-circuit power. This should lead to an equally strong limitation of maximum loading power over all charging station, making the algorithm „fair“ for the consumer . It turns out that the load peak was lowered by it and therefore the voltage level was secured, but it was not fair. A second approach to integrate e-mobility was a central load management, which was tested for several days during the field trial. The specific scenario of shifting the load peak was tested for four days worked well reaching its goal to lower the load peak. However four days is not a lot, so some simulations were done resulting in the statement, that a more complex system with feedback loop can benefit. If the loads are controlled due to energy prices, not only the peak is shifted but also a small revenue can be realised. Since a field trial is limited in many ways and decisions need to be made on a global scale and long term, the last part of this thesis focused on several grid simulations based on a created model. First result was that charging with 11 kW does harm the grid even more than the mix of 3.7 kW to 11 kW did. It seems that heat pumps do not affect the voltage levels significantly. However it is likely that, if a heating rod is active at the same time as a lot of EV charging is happening, the voltage could drop by a lot. The simulations also showed that a load control strategy based on energy prices can affect the voltage levels positively. To sum up, the described field trial and its analysis indicated a huge impact of electric cars on the electric grid that will be a challenge for our energy system. Therefore, further research is recommended.