Titelaufnahme

Titel
Ladeinfrastruktur und Verteilnetzbelastungen durch Elektromobilität / von Andreas Schuster
VerfasserSchuster, Andreas
Begutachter / BegutachterinBrauner, Günther ; Bachhiesl, Udo
Erschienen2013
UmfangXVIII, 99 S., [2] Bl. : graph. Darst., Kt.
HochschulschriftWien, Techn. Univ., Diss., 2013
Anmerkung
Zsfassung in engl. Sprache
SpracheDeutsch
Bibl. ReferenzOeBB
DokumenttypDissertation
Schlagwörter (DE)Elektromobilität / Elektrische Verteilnetze / Photovoltaik / Netzauswirkungen / Thermische Modellierung
Schlagwörter (EN)electric vehicels /distribution grid / photovoltaic / grid load / thermal modeling
Schlagwörter (GND)Elektromobilität / Fotovoltaik / Elektrizitätsversorgung / Elektrofahrzeug / Fotovoltaikanlage / Elektrizitätsversorgungsnetz / Netzbelastung / Modellierung
URNurn:nbn:at:at-ubtuw:1-53882 Persistent Identifier (URN)
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Ladeinfrastruktur und Verteilnetzbelastungen durch Elektromobilität [12.99 mb]
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Zusammenfassung (Deutsch)

Um derzeitige Integrationen von Elektrofahrzeugen beschreiben zu können, müssen die Elektromobilitätsmodellregionen tiefgehend betrachtet werden. In dieser Arbeit flossen die Erkenntnisse der ersten zwei Modellregionen "VLOTTE" und "ElectroDrive Salzburg" ein. Folgend sind Analysen bezüglich Verkehrsverhalten bzw. Mobilitätsanforderungen, Fahrzeug- und Batterieeigenschaften, Ladeverhalten und deren Infrastrukturanforderungen zu finden. Die Modellregionen werden einzeln vorgestellt und auf die Unterschiede wird detailliert eingegangen.

Bedingt durch die selektiven Benutzergruppen dieser zwei Regionen haben die Ergebnisse vor allem für den Dienstverkehr ihre Gültigkeit.

Einige wichtige Resultate dieser Analysen stellen die Fahrverbräuche der zurzeit verfügbaren Elektrofahrzeuge im Bereich zwischen 14 und 24 kWh/100km dar. Diese spezifischen Verbräuche sind abhängig von der Außentemperatur und den aktiven Nebenverbrauchern im Auto. Eine Zusammenstellung aller derzeit möglichen Steckerverbindungen sowie die in den Modellregionen verwendeten Ladeleistungen im Bereich zwischen 2,3 und 3,4kW geben mittlere Ladedauern zwischen 2 und 3 Stunden pro Tag vor. Eine der wichtigsten Erkenntnisse stellt die Tatsache dar, dass die Existenz einer Ladeinfrastruktur am Hauptstandort, meist entweder "Arbeitsplatz" oder "Zuhause", entscheidend ist. Die Ladeleistung hingegen nicht, da Stehdauern dort lang genug sind. Anders ist dies an öffentlichen Ladestationen. Hier zeigen die Erfahrungen, dass nur hohe Ladeleistungen sinnvoll sind. In den Modellregionen wurden im gesamten Beobachtungszeitraum im durchschnitt 2,1 Ladestationen pro Fahrzeug angefahren.

Die auftretenden Verteilnetzbelastungen durch zukünftige Elektromobilität und Photovoltaik wurden anhand von drei repräsentativen Niederspannungsnetzen tiefgehend analysiert. Erstens das "Stadtnetz", welches in urbanen Regionen aufzufinden ist und mit Elektromobilität durch E-Taxiflotten und Schnellladesystemen belastet wird. Das zweite Netz "Einkaufszentrum" zeigt die Auswirkungen von Elektroautos an besonderen Sammelpunkten mit erhöhter Konzentration gleichzeitiger Ladevorgänge in Verbindung mit einem großen elektrischen Verbraucher.

Drittens das "Landnetz" mit den Eigenschaften der großräumigen Ausdehnung, bestehender Ladestationen und/oder PV-Anlagen. Die Art und Höhe der auftretenden Belastungen sind je nach Netztyp unterschiedlich.

Als grobe Einteilung können Spannungsproblematiken und Stromüberlastungen getroffen werden.

Spannungsverletzungen treten hierbei nur im ländlich geprägten Netzabschnitt auf. Dort können Normalladevorgänge individuell genutzter Elektroautos Netzknotenspannungen unter das erlaubte Spannungsminimum fallen lassen. Infolge eines massiven Ausbaus dezentraler Photovoltaikanlagen treten mit 1,12 p.u. auch Überspannungen auf. Die Kombination beider Technologien verringert zwar die Anzahl der vorkommenden Spannungsbandverletzungen, jedoch sind die auftretenden Minima und Maxima unverändert. Hierbei wurde die Elektromobilität ungesteuert angenommen. Spannungsunsymmetrien zwischen Phasen und Spannungsspreizungen der Netzknoten werden durch jeden Ausbau, egal ob Elektroauto oder PV, verschlechtert. Stromüberlastungen, welche Auslastungen über den laut Norm bzw. durch stationär thermische Berechnungen ermittelten Grenzwert darstellen, betreffen verlustbehaftete Netzelemente wie Leitungen, Kabel und Transformatoren. Diese treten an Umspannern bedingt durch Ladevorgänge begrenzt auf und nur, wenn diese ohne Elektromobilität schon belastet (>60%) sind sowie Sammelpunkte mit mehreren Ladestationen installiert werden. Meist werden jedoch Strangleitungen vorher überlastet. Vor allem in städtisch geprägten Netzen sind diese durch E-Taxi-Schnellladevorgänge mit bis zum Doppelten der Nennwerte ausgelastet. Die Überlastungsdauern sind relativ kurz, allerdings von der Auslastungshöhe nicht ohne Weiteres akzeptierbar. Im ländlich geprägten Netz stellen infolge großflächiger PV-Einspeisung die maximalen Strangüberlastungen, welche sich durch einen Zeitanteil von rund 5% bei Maximalauslastungen von ca. 130% auszeichnen, das größte Problem dar. Die Kombination beider Technologien (Elektromobilität und Photovoltaik) reduziert die höchste Überlastung nur unwesentlich, allerdings verringern sich die Mittelwerte.

Diese Stromüberlastungen bewirken aufgrund thermischer Trägheiten je nach Stromstärke erst nach einer gewissen Zeit thermische Probleme. Um diesen Effekt analysieren zu können, sind in dieser Arbeit die stationär und transient thermische Berechnung bzw. Modellierung gegenüberstellend aufgearbeitet. Die Ergebnisse fokussieren sich hierbei auf PVC-Erdkabel verlegt in einem Sand-Kies-Bett unter Asphaltdecken. Ergänzend sind alle wichtigen thermischen Eigenschaften anderer Isolations-, Mantel- und Bettungsmaterialien aufgeführt. Das entwickelte transient thermische Modell basiert auf eine Ganzjahresbetrachtung mit angepasstem Umgebungstemperaturverlauf. Daher sind thermische Überlastungen tendenziell in den Sommermonaten zu finden. Generell treten viel weniger thermische Grenzverletzungen, welche vor allem Isolationen beschädigen, als Stromüberlastungen auf.

Strangauslastungen bis zu 170% infolge von Schnellladevorgängen mit Elektrofahrzeugen (E-Taxis) zeigen keine unzulässigen Leitertemperaturen und Schädigungen an Materialien sind somit auszuschließen. Bedingt durch Photovoltaikeinspeisungen ist dieser Punkt schon bei Stromüberlastungen von rund 130% erreicht. Verglichen mit den Auswirkungen der Schnellladevorgänge sind PV-Ausbauten daher aus thermischer Sicht kritischer zu betrachten. Ungesteuerte Elektroautoladevorgänge können die Auslastungen infolge dezentraler Erzeuger minimieren und dadurch die Stränge thermisch entspannen. Erzeugungsorientierte Ladesteuerungen bzw.

-regelungen können noch mehr kritische Überlastungen verhindern.

Zusammenfassung (Englisch)

The Electric Mobility Model Regions should considered in detail to describe current integration of electric vehicles. This thesis shows the findings of the first two pilot regions "VLOTTE" and "ElectroDrive Salzburg" analyzing traffic behaviour, mobility requirements, vehicle and battery characteristics, charging behaviour and their infrastructure requirements. The model regions and their individual differences are discussed in detail. Due to the selective groups of users, the results have validity mainly for the service traffic. Some important results of these analyzes are the driving consumptions of currently available electric vehicles, which range between 14 and 24 kWh/100km. These specific consumptions depend on outside temperatures and active auxiliary consumers in the car. All currently possible plug connections, including the used ones in the model regions are listed, the latter operate within the power range between 2.3 and 3.4kW and allow charging times between 2 and 3 hours per day. One of the main findings is the essentially of a charging infrastructure at the car's main location, usually either "At work" or "At home". However, the charging power is not important, because dwell times are long enough. At public charging stations this fact is different. The experiences prove, that only high power charging stations are useful. In the model regions on average 2.1 charging stations per vehicle are used.

Based on three representative low voltage grids the distribution grid strains by electric vehicles and photovoltaic systems are demonstrated.

The first displayed is called "City grid", which is located in urban areas and provides power for electric mobility by e-taxi fleets and fast charging systems. The second grid "Shopping centre" shows the impact of electric cars at special collection points with simultaneous charging processes in conjunction with a large electrical load. Third, the "Land grid", with the properties of large-scale expansion, existing charging stations and/or PV systems. Type and amount of occurring strains vary by grid type. The overstresses can be classified in voltage problems and electric current overloads.

Voltage infractions occur only in the rural grid section. Here normal charging processes of individually used electric cars cause node voltages below the minimum allowed voltage value. Due to a massive expansion of decentralized PV systems, voltage values with 1.12 p.u.

cause voltage overloads. The combination of both technologies reduces the number of voltage band infractions, however, occurring minima and maxima remain unchanged. In this case the electro mobility is uncontrolled. Voltage imbalances between phases and voltage spreading through the grid nodes both increase by each extension, i.e. whether electric cars or PV.

Electric current overloads, which are calculated by static thermal computation, are related to lossy grid components such as wires, cables and transformers. Due to charging processes overloads occur partly at transformers only if these grid components are loaded before (>60%), without the expansion of electric vehicles and multiple charging stations. Mostly string lines are overloaded previously. In urban dominated grids especially these lines are overloaded nearly doubled times by e-taxi fast charging stations. The overload durations are relatively short, however, the overload levels are not acceptable without additions. In rural dominated grids large PV systems cause string overloads, which are characterized by a duration of about 5% of the hole simulation time and a maximum value of 130%. The combination of both technologies (electric vehicles and photovoltaic systems) reduces the highest overloads only slightly, however, the average value decreases.

After a certain time these electric current overloads effect thermal problems due to thermal inertia, which depends also on the overload magnitude. To analyze this effect the stationary and transient thermal models are shown. The results are focused on PVC underground cables in a sand-gravel bed under asphalt. In addition, all major thermal properties of other insulating, mantle and bedding materials are listed. The developed transient thermal model is based on a full year simulation, with an adjusted ambient temperature profile. Therefore, thermal overloads occur basically during the summer months. Generally thermal overloads, which damage insulations, are rarely in comparison to electric current overloads.

String loads up to 170% due to fast charging processes with electric vehicles show no impermissible conductor temperatures and therefore no damaged materials. Due to photovoltaic power supplies this point is reached at an electric current overload value of about 130%. Compared with the effects of fast charging processes PV systems are more thermal critically. Uncontrolled electric car chargings can reduce overloads, which are caused by decentralized energy sources. Renewable energy source oriented charging controls can prevent even more critical overloads.