Erforderliche Netzstruktur und Ladungsmethoden in einem Parkhaus mit Elektromobilität

Abstract

Die Elektromobilität benötigt eine ausreichende Netz- und Ladeinfrastruktur um in Österreich marktfähig zu werden. Dabei ist das Vorhandensein von Ladepunkten an Pendler- bzw. Firmenparkplätzen von großer Bedeutung. In der folgenden Arbeit wird eine bestehende Pendlerparkanlage mit 400 Parkplätzen betrachtet, welche an eine eher weitläufige und "ländliche" Netzinfrastruktur angeschlossen ist. Es werden insgesamt drei verschiedene Szenarien untersucht, welche sich hinsichtlich der Anzahl an betrachteten Fahrzeugen unterscheiden. Nach einem kurzen Einführungskapitel beginnt die Arbeit mit einer Netzuntersuchung am bestehenden Niederspannungsnetz. Kernthemen sind hierbei Netzverluste, thermische Auslastungen und auftretende Spannungsabfälle an den bestehenden Betriebsmitteln, betriebstechnische Umschaltungen von verschiedenen Netzgruppen sowie die Ausschaltbedingung der Schutzmaßnahme Nullung. Dabei ergibt sich, dass die eingesetzten Betriebsmittel für die derzeitige Lastsituation ohne Elektromobilität ausreichend groß dimensioniert sind. Allerdings kommt es speziell bei jenen Szenarien mit einer höheren Anzahl an Fahrzeugen zu Überlastungen der Betriebsmittel, beziehungsweise sind die Spannungsverluste im Niederspannungsnetz dermaßen groß, dass an der Kundenanlage das zulässige Spannungsband unterschritten wird. Durch das Hinzufügen der Ladestationen ist eine Netzbeurteilung nach TOR-D2 hinsichtlich Netzimpedanz am jeweiligen Verknüpfungspunkt und der daraus folgenden Berechnungen des Leistungsverhältnisses, des Oberschwingungsanteils, der Spannungsschwankungen und der Flicker sowie der Spannungsunsymmetrien notwendig. Die Ergebnisse zeigen dabei, dass die derzeitige Netzstruktur hinsichtlich Oberschwingungsbeurteilungen bei Integration der Elektromobilität in allen drei Szenarien ausreicht, jedoch zeigt es auch, dass dabei keine weiteren Kundenanlagen am bestehenden Niederspannungsabzweig der Parkanlage mehr hinzugefügt werden dürfen. Die Ladesteuerung hat als Basis das bestehende Lastprofil der Parkanlage ohne Elektromobilität. Durch das Addieren der ungesteuerten Ladeprofile werden unzulässige Lastspitzen erreicht. Um diesen entgegenzuwirken, werden beim Überschreiten von Lastgrenzen die Ladeleistungen mithilfe von Quotienten verringert. Dabei können die angeführten Steuerungsmaßnahmen die Lastspitzen entsprechend begrenzen, ohne dass dabei die Ladeenergie maßgeblich verringert wird. So kommt es, dass beim gesteuerten Laden bei allen drei Szenarien die gleiche Anzahl an Fahrzeugen das Fahrtziel erreicht wie beim ungesteuerten. In einem weiteren Schritt wird untersucht wie weit eine PV-Anlage mit einer Engpassleistung von 30kW die Situation entlasten kann. Als alternative Variante zur Ladesteuerung kann der Einsatz eines regelbaren Ortsnetztransformators angesehen werden. Dieser kann die Lastspitzen durch verstellen des Stufenstellers zwar ausregeln, allerdings ergeben sich dabei für die übrigen Niederspannungsabzweige sehr große Spannungsänderungen im Laufe eines Tages. Durch die Einlieferung von Blindleistung mithilfe eines PV-Wechselrichters kann das Spannungsniveau angehoben werden, allerdings ist dieser Effekt in einem verkabelten Netz um ein Vielfaches geringer im Vergleich zu einem Freileitungsnetz. Abschließend sind noch die Varianten von Netzverstärkungen im Niederspannungsnetz durch den Austausch beziehungsweise durch das Hinzufügen von Niederspannungskabeln, sowie das Einbinden der Kundenanlage in das übergeordnete Mittelspannungsnetz durch die Anbringung einer kundeneigenen Transformatorstation angeführt.

E-mobility needs a sufficient grid and charging infrastructure to get saleable in Austria. Therefore public charging stations on commuter respectively company park areas are one of the most significance points. This work considers an existing commuter park area (400 park spaces) which is connected to a rural low voltage grid infrastructure. It is based on three different scenarios which differ in the number of observed vehicles. Following a brief introduction chapter the work starts with a network analysis on the existing low voltage network. For this case the core topics are the network losses, the thermal rating and the voltage drop on the engaged resource, technical operating switching, coupling of different grid groups and the switching off term of the protective multiple earthing. It follows that the existing resources are sufficiently enough for the current load situation without electrical mobility and for a scenario with a lower number of vehicles. For scenarios with larger numbers of vehicles the voltage decrease to unacceptable levels, and there are current overloads on the existing cable between transformer station and customer station. When adding charging stations, an analysis of the network perturbations proceed TOR-D2 is necessary. The calculation of the grid impedance enables the assessment of harmonics contents, flickers, voltage jitters and voltage imbalances. The results show, that for the current situation of the low voltage grid the harmonics are less than the limits. The analysis shows also, that no other customer equipment should be connected to the existing low-voltage branch and the integration of the park area into the medium-voltage network with an own transformer-station would be advantageous. The charge control is designed based on the load profile of the garage and the given load profiles of the vehicles. By adding the uncontrolled profiles impermissible load peaks are achieved. The challenge is a flattened load peak and a low displacement of the charges at a later time. To counteract this, the charging capacities are reduced by using a quotient factor when exceeding load limits. The control measures can reduce the peak load clearly without reducing the charging performance significantly. It so happens that the same number of vehicles reaching the destination during the controlled charging at all scenarios such as uncontrolled. A further step is a charge control supported by a PV-system with a maximum capacity of 30kW. Alternatively to the charge control, the use of a controllable local network transformer can be considered. In this case the peak load can compensate by adjusting the tap changer of the transformer. This involves for the other low-voltage branches and customers maybe disadvantages because the voltage level is changing very often. The supply of reactive power by the PV-inverter is another way to improve the voltage level. The analysis shows that this effect is on a cabled grid many times less compared to overhead lines networks. Finally there are variants of grid reinforcements in the low voltage network by the exchange or by the addition of low voltage cables, or integration of the customer system in the parent medium voltage network by the attachment of a customer transformer station.