Kapitel 1
Einleitung
1 Einleitung
1.1 Motivation Durch das Jahrhundertprojekt Energiewende wird die Energieversorgung in Deutschland stark verändert. Bis zum Jahr 2035 sollen bis 60 % des Stroms durch erneuerbare Energien bereitgestellt werden, bis 2050 80 %. Um die Energiewende umzusetzen, hat die Bundesregierung verschiedene Maßnahmen ergriffen. Neben der Förderung erneuerbarer Energien werden verschiedene Technologien, die die Umsetzung der Energiewende unterstützen, gefördert. Insbesondere Photovoltaik- Anlagen (PV-Anlagen), Elektrofahrzeuge und Speichersysteme zur Aufnahme der fluktuierenden Erzeugung gelten in Folge dieser Maßnahmen als wesentliche Bausteine der Energiewende. Gleichzeitig bergen diese Technologien Chancen und Risiken für die Umsetzung der Energiewende. Ein Risiko kann sich beispielsweise durch die zeitliche und räumliche Entkopplung von Energieerzeugung (PV-Anlagen) und –verbrauch (Elektrofahrzeuge) ergeben. Als Chance kann gesehen werden, dass Haushalte mit PV-Anlagen ihren PV- Eigenverbrauch mit gesteuerten Ladevorgängen der Elektrofahrzeuge und/oder Hausspeichersystemen erhöhen können und dadurch ihre CO2-Bilanz und die des Wohngebietes verbessern können. Diese Dissertation untersucht den Nutzen sowie mögliche Risiken, die sich bei der Energieversorgung von Wohngebieten durch das Zusammenspiel von PV-Anlagen, Hausspeichersystemen und Elektrofahrzeugen ergeben. Als potenzieller Nutzen ist beispielsweise der PV-Eigenverbrauch der Haushalte und des Wohngebietes zu nennen, der eine Reduktion der CO2-Emissionen ermöglicht. Risiken können durch Netzinstabilitäten und einen daraus resultierenden Bedarf an Netzverstärkungen oder Abschaltungen von Anlagen resultieren. Eine ganzheitliche Betrachtung des Zusammenspiels der Komponenten Haushalt, Elektrofahrzeug, PV-Anlage und Hausspeichersystem in zukünftigen Wohngebieten ist eine der Hauptmotivationen dieser Arbeit. Durch eine hochaufgelöste Jahressimulationen werden die saisonalen Einflüsse der Fragestellungen betrachtet. Weiterhin werden Regelalgorithmen für diese drei Komponenten entwickelt und der Einfluss auf das lokale Niederspannungsnetz simulativ betrachtet.
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1.2 - Zielsetzung
1.2 Zielsetzung Ein wesentliches Ziel der Arbeit ist es Wohngebiete energetisch und netztechnisch zu simulieren. Hierbei werden die Auswirkungen von PV-Anlagen, Hausspeichersystemen und Elektrofahrzeugen auf die Netzstabilität, auf resultierende Lastflüsse und auf den PV-Eigenverbrauch simuliert und die CO2-Emissionen abgeschätzt. Saisonale Unterschiede werden durch eine ganzjährige Simulation berücksichtigt. Den Simulationen liegen individuelle Verbrauchslastgänge für die Haushalte, reale Erzeugungsgänge der PV-Anlagen, sowie anhand von Fahrprofilen konventioneller Fahrzeuge generierte Ladeprofile für Elektrofahrzeuge zu Grunde. Diese Eingangsdaten ermöglichen eine realitätsnahe Simulation und erhöhen dadurch die Aussagekraft der Ergebnisse. Um Teile des Modells zu parametrieren und zu validieren werden parallel zur Entwicklung des Simulationsmodells Messungen in Wohngebieten durchgeführt. Für die wesentlichen Komponenten, PV-Anlage, Hausspeichersystem und Elektrofahrzeug, werden bestehende und mögliche, zukünftige Wirk- und Blindleistungsregelungen integriert. Bei der Bestimmung der Auswirkungen von PV-Anlagen, Hausspeichersystemen und Elektrofahrzeugen in Wohngebieten sind Netzstabilität, Lastgänge und PV-Eigenverbrauch von primärem Interesse. Die Auswirkungen werden für Wohngebiete mit überwiegend Ein- /Zweifamilienhausbebauung bestimmt. Realitätsnahe und visionäre Szenarien, in Bezug auf Verbreitung, Eigenschaften und Regelungen, spannen hierfür den Rahmen auf.
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1.3 - Stand der Wissenschaft
1.3 Stand der Wissenschaft Die Zielsetzung der Arbeit erfordert die Zusammenführung und Verdichtung aktueller wissenschaftlicher Arbeiten zu energietechnischen und energiewirtschaftlichen Forschungsthemen, insbesondere zu Netzintegration von Photovoltaik-Anlagen, Elektrofahrzeugen und Hausspeichersystemen.
Netzintegration von PV-Anlagen In der Dissertation von G. Kerber /TUM-04 11/ wurde die Aufnahmefähigkeit von Niederspannungsnetzen für die Einspeisung aus PV-Anlagen betrachtet. Er kam zum Ergebnis, dass überwiegend Land-, Dorf- und Vorstadtnetze bei der Integration von PV- Anlagen problematisch sein können. Bei Vernachlässigung des 2 % Spannungskriteriums (siehe Kapitel 2.2) treten Probleme in der Spannungsstabilität nur geringfügig auf. In diesem Fall kann zwischen 45 % und 60 % des PV-Potentials in dem jeweiligen Netzgebiet integriert werden. Weiterhin kann durch eine Blindleistungsregelung bei PV-Anlagen effektiv das Spannungsband einhalten werden. Eine Blindleistungsregelung kann zudem dazu verwendet werden die Spannungsfluktuationen zu reduzieren. J. Scheffler betrachtete im Rahmen seiner Dissertation /SCH-01 02/ die maximale Netzanschlussleistung von PV-Anlagen in Wohngebieten. Er kam zu dem ähnlichen Ergebnis wie Kerber, dass bei Block- und Zeilenbebauung das volle PV-Potential an das Stromnetz angeschlossen werden kann ohne Netzengpässe oder Spannungsprobleme zu verursachen. Bei Einfamilienhaussiedlungen zeigten die Berechnungen, dass die Netzverluste um den Faktor drei ansteigen wenn das volle Potential an PV-Leistung ausgenutzt wird. Die geringsten Netzverluste entstehen wenn das PV-Potential zu ca. 20 % erschlossen wird. /SCH-01 02/
Netzintegration von Elektrofahrzeugen Die Veröffentlichung „Requirements on electrical power infrastructure by Electric Vehicles“ /SIE-01 10/ entstand im Rahmen des Projekts IRENE um festzustellen wie viele Elektrofahrzeuge in das lokale Stromnetz der Allgäuer Überlandwerke GmbH integriert werden können. Die Autoren berechneten, dass bei der Hälfte der Hausanschlüsse ein Elektrofahrzeug mit 3,7 kW laden kann ohne Netzprobleme zu verursachen. Bei ungünstigen Verteilungen kann aber bereits eine geringe Anzahl von Elektrofahrzeugen zu Problemen führen. In der Veröffentlichung /ET-15 13/ des Projekts „NET ELAN“ schreiben die Autoren, dass es bei Worst-Case-Szenarien (gleichzeitigem Laden an einem Netzanschlusspunkt) bereits ab einer Durchdringung von 2 % zu Überlastungen der Komponenten kommen kann. Eine Elektrofahrzeug Durchdringung von bis zu 50 % ist bei einer Gleichverteilung der Fahrzeuge im Netzgebiet und einer maximalen Ladeleistung von 3,3 kW möglich. Die Dissertation von G. Stöckl /TUM-02 14/ zum Thema „Integration der Elektromobilität in das Energieversorgungsnetz“ kommt zum Ergebnis, dass „typische“ Netztopologien keine Instabilitäten aufweisen selbst wenn jeder Hausanschluss über ein Elektrofahrzeug verfügt. Zur Senkung der Transformatorbelastung und zur Erhöhung des Eigenverbrauchs eignet sich eine Optimierung des Ladevorgangs auf die Einspeisung lokaler, erneuerbarer Energien. Um
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1.3 - Stand der Wissenschaft
die regionale Netzbelastung zu senken schlägt er preisgesteuertes Laden vor, wobei in manchen Niederspannungssträngen hohe Lastspitzen entstehen können. Zusammenfassend zeigen alle Studien, dass bei „typischen“ Netztopologien und einer hohen Anzahl von Elektrofahrzeugen grundsätzlich keine Probleme zu erwarten sind. Nur bei besonders ungünstigen Verteilungen der Elektrofahrzeuge oder schwachen Netzen kann es zu Netzinstabilitäten kommen.
Netzintegration von Hausspeichersystemen Bei den Simulationen in /KIT-02 13/ stellte sich heraus, dass es in keinem der dort simulierten Fälle Hausspeichersysteme zu einer Reduzierung der Spitzenlast kommt. In /UMSICHT-01 11/ soll das Netz durch eine Erhöhung des PV-Eigenverbrauchsanteil entlastet werden. Im Gegensatz zu /KIT-02 13/ konnte hier gezeigt werden, dass Hausspeichersysteme sich hierzu eignen. Die Agora Speicherstudie /AGORA-08 14/ kommt zum Ergebnis, dass Speicher in der Niederspannungsebene, sofern sie zur Verstetigung der Netzbelastung geführt werden, Netzausbau vermeiden können. Auf dem Weg zu 100 % erneuerbarer Energieversorgung sieht die Fraunhofer Speicherstudie 2013 /ISE-01 13/ Netzengpässe als ein Haupthindernis. Die Studie untersucht den Einfluss von netzdienlich geführten Hausspeichersystemen und kommt zur Erkenntnis, dass diese die Einspeisespitze um 40 % reduzieren können. Netzdienlich bedeutet hier eine kombinierte Zielfunktion aus der Minimierung der Einspeiseleistung bei zeitgleicher Maximierung des Eigenverbrauchs.
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1.4 - Aufbau der Arbeit
1.4 Aufbau der Arbeit Der folgende Abschnitt vermittelt dem Leser einen Überblick über den Aufbau der Arbeit. Eine schematische Darstellung des Aufbaus befindet sich in Abbildung 1-1. Anhand dieser Abbildung wird die Strukturierung der Arbeit erläutert.
Kapitel 2: Grundlagen Grundlagenwissen, Spannungsstabilität, Netzstützung durch DEA, Netzstabilisierung durch VNB
Kapitel 3: Simulationsmodell
Aufbau des Simulationsmodells „GridSim“ Modellierung der Wohngebiete
Implementierung
Auswertungsmethodik
Kapitel 4: Implementierte Regelungen Blindleistungsregelungen Peak-Shaving Ladesteuerungen für Elektrofahrzeuge Regelbarer Ortsnetz- transformator
Ergebnisse
Kapitel 5: Stromversorgung von Kapitel 6: Einfluss von Elektro- Wohngebieten fahrzeugen auf die Spannung Basisszenario 2013 und Elektrofahrzeuge ohne Referenzszenario 2030 Regelungen Regelung zur Erhöhung des Last und Erzeugung PV-Eigenverbrauchs Maximal Szenarien Blindleistungsregelungen Elektromobilität Maximal Szenarien Regelbare Ortsnetz- Hausspeichersysteme transformatoren
Kapitel 7: Zusammenfassung
Abbildung 1-1: Aufbau der Arbeit
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1.4 - Aufbau der Arbeit
Im Anschluss an das Einleitungskapitel folgt ein Kapitel mit Grundlagenwissen zum besseren Verständnis dieser Arbeit. In Kapitel 2.1 wird auf Photovoltaik-Anlagen, Hausspeichersysteme, Elektrofahrzeuge und Niederspannungsnetze eingegangen. Dabei wird primär Wissen vermittelt, welches für die spätere Modellierung der Simulation und der Netzstabilisierungsmaßnahmen sowie für die Bildung der betrachteten Szenarien von Relevanz ist. Die Abschnitte 2.2 bis 0 behandeln das Themenfeld der Netzstabilität in Niederspannungsnetzen. Im ersten Abschnitt wird auf die Anforderung an die Netzstabilität gemäß EN 50160 eingegangen. Nach dem Erneuerbaren Energie Gesetz 2014 und der VDE Anwendungsregel AR-N 4105 müssen dezentrale Energieerzeugungsanlagen sich an der Netzstabilisierung beteiligen. Die dazugehörige Gesetzgebung wird im zweiten Abschnitt dargestellt. Der letzte Abschnitt stellt dar, welche Möglichkeiten aktuell dem Netzbetreiber zur Verfügung stehen um die Netzstabilität zu gewährleisten. Die Kapitel 3 und 4 bilden den Methodenteil dieser Arbeit. In Kapitel 3 wird (Abschnitte 3.1 und 3.2) das Konzept und der Aufbau des entwickelten Simulationsmodells dargestellt. Darauf folgt in mehreren Unterkapiteln des Abschnitts 3.3 die detaillierte Erläuterung der Modellierung der wesentlichen Bausteine des Simulationsmodells. Diese umfasst die Niederspannungsnetze, die Haushalte, die Elektrofahrzeuge, die Photovoltaik-Anlagen sowie die stationären Batteriespeicher. Die Methodik der zufallsbasierten Lastverteilung wird im Unterkapitel 3.4 näher beschrieben. Die Darlegung, wie die verschiedenen Modelle aus Unterkapitel 3.3 miteinander vernetzt werden und wie die Lastflussberechnung aufgebaut ist, ist im Abschnitt 3.5 geschildert. Nachdem die Simulation durchgelaufen ist, müssen die berechneten Ergebnisse ausgewertet werden. Die mehrstufige Vorgehensweise für diesen Prozess ist im Abschnitt 3.6 beschrieben. Der Zweck und eine Beschreibung der Implementierung der im Simulationsmodell angewandten Regelungen für die modellierten Komponenten werden im Kapitel 4 aufgezeigt und beschrieben. Zuerst wird Grundlagenwissen zum Thema Blindleistung vermittelt, um in Anschluss daran die implementieren Blindleistungsregelungen vorzustellen. Der Abschnitt 4.3 zeigt wie das Peak-Shaving der PV-Anlagen in verschiedenen Varianten im Simulationsmodell implementiert wurde. Das Unterkapitel 4.4 behandelt Wirkleistungsladesteuerungen für Elektrofahrzeuge, welche das Ziel verfolgen die Spannung anzuheben oder den PV- Eigenverbrauch zu erhöhen. Der Implementierung des regelbaren Ortsnetztransformators mit einer konventionellen und einer neuartigen Regelung erfolgt im letzten Abschnitt des Kapitels. Die Ergebnisse dieser Arbeit befinden sich in den Kapitel 5 und 6. Im Kapitel 5 „Einfluss von PV-Anlagen, Hausspeichersystemen und Elektrofahrzeugen auf die Stromversorgung von Wohngebieten“ werden zwei wesentliche Szenarien gebildet um die ganzheitlichen Einflüsse der genannten Komponenten auf die Stromversorgung in Wohngebieten zu bestimmen. Das erste Szenario „Basisszenario 2013“ gibt den „heutigen“ Stand der Stromversorgung in durchschnittlichen Wohngebieten wieder und das zweite Szenario, „Referenzszenario 2030“, stellt ein mögliches Zukunftsszenario dar. Für diese Szenarien wird analysiert, wie sich die Last- und Erzeugungssituation im Wohngebiet ändert und welche Auswirkungen dies auf die Lastgänge und Spannungen im Wohngebiet hat. Dazu gibt es einen Abschnitt der die Auswirkungen der Szenarien auf die Netzstabilität bei verschiedenen Netztopologien beinhaltet. Im Anschluss an die Betrachtung dieser beiden Szenarien wird kurz auf Szenarien mit maximaler Durchdringung von Elektrofahrzeugen, PV-
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1.4 - Aufbau der Arbeit
Anlagen und Hausspeichersystemen eingegangen. Diese dienen dazu, dem mit dem „Basisszenario 2013“ und dem „Referenzszenario 2030“ aufgespannten Szenario-Trichter einzugrenzen. Zudem lassen sich die Sensitivitäten der einzelnen Komponenten anhand der Maximalszenarien besser abschätzen. Das Kapitel 6 „Einfluss von Elektrofahrzeugen auf die Spannung unter spannungsstabilisierenden Maßnahmen“ beleuchtet primär den Ergebniswert „Spannung“ für verschiedene Szenarien. Die Szenarien werden durch eine Variation der Elektrofahrzeug- Durchdringung (0 % bis 100 %) und der Ladeleistung der Elektrofahrzeuge (3 kW bis 21 kW) gegeben. Insgesamt entstehen hierdurch 77 Szenarien. Zuerst wird für alle Szenarien betrachtet welche Auswirkungen sich durch ungesteuerte Elektrofahrzeuge auf die Spannung ergeben. Im Anschluss daran wird betrachtet ob eine Ladesteuerung zur Erhöhung des PV- Eigenverbrauchs einen Einfluss auf die Spannungsstabilität ausübt. Im Abschnitt 6.4 wird betrachtet, wie Wirk- und Blindleistungsregelungen für Elektrofahrzeuge die Spannungsstabilität verbessern können. Den Einfluss von regelbaren Ortsnetztransformatoren auf das Spannungsniveau in den verschiedenen Szenarien wird im letzten Abschnitt analysiert.
In Kapitel 7 wird die erarbeitete Methodik sowie die wesentlichen Ergebnisse zusammengefasst. Im Abschnitt „Weiterer Forschungsbedarf“ werden Bereiche aufgezeigt, in denen eine weitere Erforschung dem Autor sinnvoll erscheint.
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