Einfluss gesteuerten Ladens von Elektrofahrzeugen auf die Netzbetriebsführung bei volatiler Windeinspeisung

Die Arbeit fasst Erkenntnisse zum gesteuerten Laden von Elektrofahrzeugen (EVs) bei volatiler Windeinspeisung zusammen. Ausgehend vom Stand der Technik zur gesteuerten Ladung von EVs werden auf Grundlage sich in Entwicklung befindlicher Verfahren zum Austausch von Informationen zwischen EV und Ladepunkt zur Aushandlung von Ladevorgängen zwei Betriebsverfahren gezeigt. Das Wind-2-Vehicle-Verfahren (W2V) ist Beispiel für die Nutzung gesteuerten Ladens von EVs, um einen regenerativer Einspeisung folgenden Bedarf zu realisieren. Das Lokale Lastmanagement (LLM) ist ein Beispiel, um Informationen aus dem Verteilnetz zu nutzen, um die Ladeleistung von EVs zeitlich zu begrenzen. In einer Fallstudie werden fünfzig EVs durch einen reduzierten W2V-Ansatz gesteuert. In einer zweiten Fallstudie wird anhand von Zeitreihensimulationen nachgewiesen, dass gesteuertes und ungesteuertes Laden zu Verletzungen festgelegter Grenzwerte in Verteilnetzen führen kann. Die Anwendung des entwickelten LLM Verfahrens zeigt, dass bei geringer Reduktion der erzielbaren W2V-Güte große und kleine Flotten gesteuert geladen werden können, ohne dass weiterhin betrieblich festgelegte Grenzwerte verletzt werden

Einfluss gesteuerten Ladens von Elektrofahrzeugen auf die Netzbetriebsführung bei volatiler Windeinspeisung

Die Arbeit fasst Erkenntnisse zum gesteuerten Laden von Elektrofahrzeugen (EVs) bei volatiler Windeinspeisung zusammen. Ausgehend vom Stand der Technik zur gesteuerten Ladung von EVs werden auf Grundlage sich in Entwicklung befindlicher Verfahren zum Austausch von Informationen zwischen EV und Ladepunkt zur Aushandlung von Ladevorgängen zwei Betriebsverfahren gezeigt. Das Wind-2-Vehicle-Verfahren (W2V) ist Beispiel für die Nutzung gesteuerten Ladens von EVs, um einen regenerativer Einspeisung folgenden Bedarf zu realisieren. Das Lokale Lastmanagement (LLM) ist ein Beispiel, um Informationen aus dem Verteilnetz zu nutzen, um die Ladeleistung von EVs zeitlich zu begrenzen. In einer Fallstudie werden fünfzig EVs durch einen reduzierten W2V-Ansatz gesteuert. In einer zweiten Fallstudie wird anhand von Zeitreihensimulationen nachgewiesen, dass gesteuertes und ungesteuertes Laden zu Verletzungen festgelegter Grenzwerte in Verteilnetzen führen kann. Die Anwendung des entwickelten LLM Verfahrens zeigt, dass bei geringer Reduktion der erzielbaren W2V-Güte große und kleine Flotten gesteuert geladen werden können, ohne dass weiterhin betrieblich festgelegte Grenzwerte verletzt werden

Einfluss gesteuerten Ladens von Elektrofahrzeugen auf die Netzbetriebsführung bei volatiler Windeinspeisung

This work summarizes findings obtained by controlled charging of Electric Vehicles (EVs) regarding volatile wind power generation. Based on the state of the art of the negotiation of the charging process between the EV and the charging point two approaches will be explained. The Wind-2-Vehicle method (W2V) is an example for using controlled EV charging in order to create a renewable supply following demand by optimizing the energy supply quota wind in each charging process. The Local Load Management (LLM) method is an example of using information from distribution grids to limit the charging power of EVs over time. In this work, two case studies are carried out to quantify the controlled/uncontrolled charging of EVs and their impact on electric power systems. The first case study describes charging of fifty EVs by a reduced W2V approach. The charging process has been analyzed from different point of views. Controlled/Uncontrolled charging results in peak demand (of EV fleets), due to synchronized charging. This may result in violation of preassigned operation limits. The utilization of the developed LLM method in the second case study shows that a small reduction of the achievable W2V quality results in an improved charging performance for small as well as large fleets. Therefore applying LLM can avoid violations of operation limits.Die vorliegende Arbeit fasst Erkenntnisse zum gesteuerten Laden von Elektrofahrzeugen (EVs) bei volatiler Windeinspeisung zusammen. Ausgehend vom Stand der Technik zur gesteuerten Ladung von EVs werden auf Grundlage sich in Entwicklung befindlicher Verfahren zum Austausch von Informationen zwischen EV und Ladepunkt zur Aushandlung von Ladevorgängen zwei Betriebsverfahren gezeigt. Das Wind-2-Vehicle-Verfahren (W2V) ist ein Beispiel für die Nutzung gesteuerten Ladens von EVs, um einen regenerativer Einspeisung folgenden Bedarf zu realisieren. Jeder Ladevorgang wird in seinem Ladefenster so optimiert, dass seine energetische Bereitstellungsquote Wind maximal ist. Das Lokale Lastmanagement (LLM) ist ein Beispiel, um Informationen aus dem Verteilnetz zu nutzen, um die Ladeleistung von EVs zeitlich zu begrenzen. Im Rahmen dieser Arbeit sind zwei Fallstudien durchgeführt worden, um die gesteuerte/ungesteuerte Ladung von EVs und deren Auswirkungen auf elektrische Energiesysteme quantifizieren zu können. In der Fallstudie 1 werden fünfzig EVs durch einen reduzierten W2V-Ansatz windorientiert gesteuert. Die in dieser Fallstudie ermittelten Ladevorgänge werden aus unterschiedlichen Gesichtspunkten in Simulationen analysiert. Gesteuertes/Ungesteuertes Laden führt zu konzentrierten Leistungsspitzen der EV-Flottenlast durch gleichzeitige Ladevorgänge. In Fallstudie 2 wird anhand von Zeitreihensimulationen nachgewiesen, dass gesteuertes/ungesteuertes Laden zu Verletzungen betrieblich festgelegter Grenzwerte in Verteilnetzen führen kann. Die Anwendung des entwickelten LLM Verfahrens zeigt, dass bei geringer Reduktion der erzielbaren W2V-Güte große und kleine Flotten gesteuert geladen werden können, ohne dass weiterhin betrieblich festgelegte Grenzwerte verletzt werden

Entwurf eines Betriebsführungsverfahrens für Mittel- und Niederspannungsnetze unter Berücksichtigung von bidirektionalem vertikalem Leistungsfluss

Globale Trends zeigen eine weltweit wachsende Energienachfrage und immer knapper werdende fossile Ressourcen. Damit auch zukünftig eine sichere und zuverlässige elektrische Energieversorgung gewährleistet werden kann, gewinnt der Aspekt einer nachhaltigen elektrischen Energieerzeugung immer mehr an Bedeutung. Dieser Herausforderung wird mit einem stetig steigenden Anteil Erneuerbarer Energien begegnet. Infolgedessen verlagert sich speziell in Deutschland, durch der Abschaltung konventioneller Kraftwerke, ein zunehmender Teil der Stromerzeugung in die Mittel- und Niederspannungsebenen. Die daraus folgend zunehmende Bedeutung der Verteilnetze an der Energieversorgung bedarf einer Umstrukturierung der Netzbetriebsführung. Eine mögliche Lösung bildet das in dieser Arbeit entworfene Betriebsführungsverfahren, dessen Fokus, aufgrund zeitweise benötigter Rückspeisungen in die Hochspannungsebene, auf dem bidirektionalen, vertikalen Leistungsfluss zwischen der 20-kV- und 110-kV-Spannungsebene liegt. Dabei werden unter Anderem Konzepte zur Regelung und Steuerung von Speichern und elektrischen Energieerzeugungsanlagen vorgestellt. Anhand von numerischen Fallstudien konnte nachgewiesen werden, dass das entworfene Betriebsführungsverfahren vordefinierte Leistungsflüsse zwischen der 20-kV- und 110-kV-Spannungsebene realisieren kann, ohne dabei netzkritische Zustände zu erzeugen

Gesteuertes Laden von Elektrofahrzeugen in Verteilnetzen mit hoher Einspeisung erneuerbarer Energien - Ein Beitrag zur Kopplung von Elektrizitäts- und Verkehrssektor

Aufgrund der angestrebten Klimaneutralität ist mit einer Fortsetzung des Ausbaus erneuerbarer Energien (EE) sowie des Markthochlaufs von Elektro-PKW (E-PKW) zu rechnen. Damit einher gehen Dezentralisierung und Volatilität der Stromerzeugung, räumliche Diskrepanz von Angebot und Nachfrage von Elektrizität sowie höhere Lastspitzen. Entstehende Netzengpässe werden u. a. durch die Abregelung von EE-Anlagen behoben. Dadurch können die vollständigen Potenziale der EE-Anlagen nicht genutzt werden, weshalb weniger EE-Strom produziert wird als möglich ist (sogenannter Überschussstrom). Das gesteuerte Laden von E-PKW stellt eine Chance dar, die Flexibilität der Fahrzeugbatterien z. B. zur Vermeidung dieser EE-Abregelung zu nutzen. Das Ziel dieser Arbeit ist die Quantifizierung dieses Flexibilitätspotenzials sowie der damit einhergehenden Kosten und Treibhausgasemissionen der Ladeenergie. Dafür wird erstmalig eine Methodik entwickelt, welche die Nutzung abgeregelter EE-Erzeugung in Verteilnetzen für das gesteuerte, auch bidirektionale Laden (Vehicle-to-Grid oder V2G) von E-PKW untersucht und dabei Lastverschiebepotenziale differenziert modelliert. Um die Wechselwirkungen zwischen dem Engpassmanagement eines Verteilnetzbetreibers und dem Lademanagement eines Aggregators abzubilden, werden drei Teilmodelle gekoppelt: Ein lastflussoptimierendes Engpassmanagementmodell für das 110 kV-Netz in Schleswig-Holstein wird um die elektrische Nachfrage der E-PKW und einen Peakshaving-Algorithmus erweitert. Das entwickelte gemischt-ganzzahlige Optimierungsmodell Curtailment-to-Vehicle ermöglicht das Laden der E-PKW mittels Überschussstrom und Strombezug über lokale Elektrizitätsmärkte. Dabei wird eine kosten- sowie eine überschussstromminimierende Ladestrategie untersucht. Basierend auf repräsentativen, empirischen Daten simuliert und aggregiert ein Bottom-Up-Modell die Flexibilitätspotenziale auf Flottenebene. Unsicherheiten hinsichtlich zukünftiger E-PKW-Flexibilitätspotenziale werden mit Szenarien für das Jahr 2030 analysiert. Modellgestützte Analysen für die Fallstudie Schleswig-Holstein zeigen, dass maximal 19 % der EE-Abregelung vermieden werden. Dennoch werden an Netzknoten mit EE-Abregelung und V2G durchschnittlich bis zu 65 % der Ladeenergie mit Überschussstrom gedeckt, an einzelnen Netzknoten sogar 95 %. Obwohl in den V2G-Szenarien die Kosten für den Strombezug durch Erlöse um bis zu 75 €/Jahr überkompensiert werden, sinken die jährlichen Gesamtladekosten aufgrund weiterer Strompreisbestandteile selbst an den Netzknoten mit Abregelung nur um durchschnittlich 20 – 27 %. Durch V2G können sich die durchschnittlichen jährlichen Batterievollzyklen verdoppeln. Ist Überschussstrom vorhanden, sinken die Treibhausgasemissionen von 69 auf rund 40 g CO2/km, an einzelnen Netzknoten auf bis zu 7 g CO2/km

Bedarf und Verteilung elektrischer Tagesspeicher im zukünftigen deutschen Energiesystem

Mit Hilfe des Energiesystemmodells PERSEUS-NET-ESS wird der gesamtwirtschaftliche Bedarf an elektrischen Tagesspeichern in Deutschland bis 2040 ermittelt. Alternative Technologien, wie Gasturbinen oder Lastverschiebepotentiale, werden ebenso endogen berücksichtigt wie die Restriktionen des deutschen Übertragungsnetzes. Ausgehend von einer für jeden Netzknoten gegebenen Elektrizitätsnachfrage wird die Kraftwerkseinsatz- und -ausbauplanung von thermischen Kraftwerken und Tagesspeichern bestimmt

Dezentrale Flexibilitätsoptionen und ihr Beitrag zum Ausgleich der fluktuierenden Stromerzeugung Erneuerbarer Energien

Die Flexibilität der elektrischen Leistung ist eine wesentliche Eigenschaft elektrischer Energiesysteme, die zum Ausgleich absehbarer oder unvorhergesehener Schwankungen von Stromerzeugung und -verbrauch benötigt wird. Durch den steigenden Anteil Erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung entsteht somit auch ein erhöhter Bedarf an betrieblicher Flexibilität. Zeitgleich sorgt der Rückbau konventioneller Kraftwerke zu einem verminderten Flexibilitätsangebot, wodurch zukünftig die Erschließung neuer Quellen betrieblicher Flexibilität notwendig wird. Neben weiteren Technologien stellen dezentrale Flexibilitätsoptionen eine aussichtsreiche Flexibilitätsquelle dar. Im Rahmen dieser Arbeit wird zunächst gezeigt, wie sich die nutzbare Flexibilität dezentraler Technologien er-mitteln lässt. Anhand eines Simulationsszenarios für das Energiesystem im Jahr 2035 kann anschließend demonstriert werden, welchen Beitrag diese zum Aus-gleich einer zunehmend fluktuierenden Stromerzeugung leisten können. Der flexible Betrieb dieser Anlagen bewirkt jedoch auch eine signifikante Veränderung der Leistungsflüsse im Verteilnetz. Im zweiten Teil dieser Arbeit wird daher untersucht, welche Wechselwirkungen zwischen der Nutzung von Flexibilitätsoptionen und der Belastungssituation der Verteilnetze besteht

Energie für unser Europa

ENERGIE FÜR UNSER EUROPA Energie für unser Europa (Rights reserved) ( -

Lastmanagement privater Letztverbraucher zwischen Energiemarkt und Smart Grid

Der Systemwechsel von konventioneller, nachfrageorientierter Erzeugung hin zu angebotsabhängigem Verbrauch wirft die Frage nach einer Beteiligung privater Verbraucher auf, die in 2011 mit einem Gesamtanteil von 26% des Bedarfs an elektrischer Energie in Deutschland eine entscheidende Rolle spielten. Die vorliegende Arbeit untersucht die Flexibilisierung der Last „privater Letztverbraucher“ mittels variabler Tarifierung und deren Anwendung als Methode im System Smart Grid. Mit Blick auf den Stand der Forschung bezüglich technischer und ökonomischer Hintergründe wird die Frage nach der Integration privater Letztverbraucher in die Netzbetriebsführung beantwortet. Dazu werden sowohl flexible Tarifierungen als auch Smart Metering als Voraussetzungen erläutert, sowie die Netzentwicklungskennzahl (GDI) als Klassifizierung der Entwicklungsstufe eines Smart Grids eingeführt. In einem Feldversuch werden die theoretischen Erkenntnisse auf ein Verteilernetz einer suburbanen Kleinstadt in Deutschland angewendet. Anhand der vorliegenden, realen Messdaten wird anschließend geprüft, ob Demand Side Management, welches sich auf variable Tarife stützt, die Anforderungen an ein Smart Grid in suburbanen und ländlichen Gebieten erfüllt.A power system change from conventional, demand orientated production towards a supply orientated consumption raises the question of introducing private customers to this matter, especially, since they cover an important role by using 26% of all electrical energy in Germany. The work at hand investigates load flexibilization of private customers with variable tariffs and its application as a method in a smart grid system. Regarding the current status quo in technical and economic research, the question of integrating private customers into system operation is being answered. Therefore variable tariffing as well as smart metering are being analyzed as preconditions for Demand Side Management. To classify the level of an electrical network’s development the Grid Development Index (GDI) is being introduced. The theoretical findings are applied in a field test in a small suburban town in Germany. Finally, the field test outcomes are tested in order to discover, if Demand Side Management based on variable tariffs qualifies as a Smart Grid application in rural and suburban areas