Smart Grid Systeme. Elektrische Personenkraftwagen als Zwischenspeicher im intelligenten Stromnetz

Inhaltsverzeichnis

Vorbemerkung

Abkürzungsverzeichnis

Darstellungsverzeichnis

1. Einleitung
1.1 Problemstellung
1.2 Zielsetzung der Arbeit
1.3 Vorgehen

2. Stromnetz
2.1 Entwicklung des Stromnetzes
2.2 Aktueller Netzplan
2.3 Einspeisung durch regenerative Energiequellen

3. Intelligentes Stromnetz
3.1 Smart Grid
3.1.1 Definition der DKE
3.1.2 Definition der Bundesnetzagentur
3.1.3 Zusammenfassung der Definitionen
3.2 Vehicle2Grid
3.3 Mobility2Grid
3.4 Auf dem Weg zum Smart Grid, die Digitalisierung des Stromnetzes
3.5 Dezentrale Energiespeicherung

4. Elektromobilität im Smart Grid
4.1 Definition Elektrofahrzeuge und deren Abgrenzung
4.2 Ladung der BEV
4.2.1 Laderate
4.2.2 Ladung von Elektrofahrzeugen

5. Praktische Umsetzungen und Szenarien des Smart Grid
5.1 Szenario des Tang, Universität Hong Kong
5.2 Technologie Salon
5.3 Forschungsprojekt „INEES“
5.3.1 Projektaufbau „INEES“ und Ziel
5.3.2 Projektteilnehmer
5.3.3 Technische Umsetzung, Aspekte und Herausforderungen
5.3.4 Einflussfaktor Nutzer
5.3.5 Begleitstudie Batterieabnutzung
5.3.6 Schlussbetrachtung der Studie „INEES“
5.4 Hochrechnung BEV als Zwischenspeicher

6. Fazit

Literatur

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Darstellungsverzeichnis

Dar. 1: Lastentabelle für Winter und Sommer

Dar. 2: Lastflüsse: unterschiedlicher Kraftwerkstypen

Dar. 3: Typen von Elektrofahrzeugen

Dar. 4: Konduktives Laden

Dar. 5: Induktives Laden

Dar. 6: Hindernisse im Bereich Technik I

Dar. 7: Hindernisse im Bereich Technik II

Dar. 8: Lösungen für Hindernisse im Bereich Technik

Dar. 9: Projektstrukturplan des „INEES“-Projekts

Dar. 10: „INEES“-Gesamtkonzept

Dar. 11: Nutzereinstellungen und Auswirkungen auf das energiewirtschaftliche Potenzial

Dar. 12: „INEES“-Nutzerschnittstelle / Smartphone App

Dar. 13: Formel des Prämiensystems

Dar. 14: Gewählter Mindestfüllstand der „INEES“-Teilnehmer

1. Einleitung

Die Endlichkeit fossiler Energieträger und Reaktorkatastrophen, wie z. B. der Rea k- torunfall im März 2011 in Fukushima, forderten und fordern ein Umdenken in der Energieversorgung. Die BRD importiert zudem 70 Prozent ihrer Primärenergie und ist damit in Abhängigkeit zu den ausländischen Exporteuren.

Beispielsweise müssen 96 Prozent des Erdöls und 88 Prozent des Erdgases importiert werden. Zusätzlich steigt laut der International Energy Agency (Abk. IEA) der Ener- giebedarf um 33 Prozent bis zum Jahre 2035. Ein weiteres wichtiges Argument ist die Erzeugung von Treibhausgasen. Der Treibhauseffekt sorgt u. a. für eine Erderwär- mung. Es werden ca. 80 Prozent der Treibhausgasemissionen durch den Energiever- brauch verursacht (vgl. Jarass, Obermair 2012: 22 f.).

Die Bundesregierung hat im Dezember 2013 mit dem Koalitionsvertrag die Ausbau- ziele für die erneuerbaren Energien festgelegt. Um den Ausbau in kontrollierten Etappen zu ermöglichen, wurden jährliche Ausbaustufen beschlossen.

So soll der Anteil der erneuerbaren Energieversorgung , in Bezug auf den Brut- tostromverbrauch, im Jahr 2025 einen Anteil von 40 bis 45 Prozent betragen. Dieser Wert soll im Jahr 2035 auf 55 bis 60 Prozent gesteigert werden und im Jahr 2050 sogar auf mindestens 80 Prozent (CDU Deutschlands, CSU Landesleitung und SPD 2013: 51). Im Jahre 2016 wurde bereits Strom aus rund 32 Prozent erneuerbaren Energien für den gesamten Bruttostromverbrauch gewonnen. Damit sind die erneu- erbaren Energien der wichtigste Energieträger (vgl. Bundesministerium für Wirt- schaft und Energie (Abk. BMWi) 2017: 4). Der positive Trend zur regenerativen Ener- gieversorgung reißt auch auf Grund der fallenden Herstellungskosten nicht ab (BMWi 2017: 6).

Aber nicht nur die Energieerzeugung soll umgestellt werden, auch gilt es den Ener- gieverbrauch zu senken. Beispielsweise wird eine Senkung des Brutto-Stromver- brauchs um 25 Prozent bis zum Jahr 2025 in Bezug auf das Jahr 2010 angestrebt (Presse- und Informationsamt der Bundesregierung o. D. o. S.).

Auch die Mobilität ist eine entscheidende Säule der Energiewende. Dazu soll der En- denergieverbrauch im Verkehrssektor, ausgegangen vom Jahr 2005, bis zum Jahr 2020 um 10 Prozent und bis zum Jahr 2050 um rund 40 Prozent gesenkt werden (Presse- und Informationsamt der Bundesregierung o. D. o. S.).

1.1 Problemstellung

Die Energiewende erfordert ein intelligentes Stromnetz. Umso mehr der Anteil der regenerativen und wetterabhängigen Energiequellen ansteigt, beispielsweise Wind und Sonne, desto kritischer ist die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Energie aus Wind- und Sonnenkraft stehen nicht immer im gleichen Verhältnis zum Energie - bedarf. Daher ist ein flexibles, intelligentes Stromnetz, das diese beiden Verhältnisse verknüpft, auf Schwankungen reagiert und damit eine stabile Stromversorgung ge- währleistet, unabdingbar. Diese Schwankungen werden zurzeit beispielsweise mit- tels Pumpspeicherkraftwerken aufgefangen.

Die Forschung beschäftigt sich seit Ende der 1990 Jahre mit dem Potenzial , Batterien elektrisch angetriebener Fahrzeuge als Zwischenspeicher zu nutzen , um Spitzenlas- ten kurzfristig zu kompensieren. Zwar gibt es einige theoretische Untersuchungen und einige kleine Probeläufe, jedoch sind nur wenige Studien erfolgreich beendet und veröffentlich worden. Zahlreiche Studien begannen in den Jahren zwischen 2012 und 2014 und sind häufig noch nicht abgeschlossen bzw. veröffentlicht worden. In meiner Arbeit beziehe ich mich hauptsächlich auf das Forschungsprojekt „Intelli- gente Netzanbindung von Elektrofahrzeugen zur Erbringung von System dienstleis- tungen“ (Abk. „INEES“). Die dreieinhalb jährige Projektphase wurde durch vier Dach- organisationen (Fraunhofer, LichtBlick, SMA Solar Technology AG und die Volkswa- gen AG) geleitet und erhielt eine Förderung vom Bundesministerium für Umwelt, Na- turschutz, Bau und Reaktorsicherheit.

1.2 Zielsetzung der Arbeit

Die Arbeit konzentriert sich auf die Veränderung der Mobilität.

Explizit wird die Elektromobilität in Verbindung mit einem intelligenten Stromnetz untersucht. Unser Stromnetz arbeitet im Niederspannungsbereich mit einer Span - nung von 230 Volt und einer nahezu konstanten Frequenz von 50 Hertz. Diese beiden Eigenschaften sind Voraussetzungen für die elektronischen Abnahmegeräte. Sind Werte durch Schwankungen außerhalb gegebener Toleranzen, sind die Eigenschaf- ten nicht gegeben. Das kann bis hin zum Zusammenbruch unserer elektrisierten Welt führen. Um diese Schwankungen im Stromnetz zu unterbinden , werden sie zurzeit beispielsweise mittels Pumpspeicherkraftwerken aufgefangen. Da elektrisch ange- triebene Fahrzeuge ebenfalls als Zwischenpuffer fungieren könnten und gleichzeitig ein Ausbau der Elektromobilität wahrscheinlich ist, wird auf folgende Fragestellung in dieser Arbeit eingegangen.

Inwiefern können Batteriekapazitäten elektrisch angetriebener Personenkraftwagen (Abk. PKW) in einem intelligenten Stromnetz ein durch erneuerbare Energien ge- speistes Stromnetz stabilisieren?

1.3 Vorgehen

In der vorliegenden Bachelorarbeit wird zunächst ein Überblick über das aktuelle Stromnetz in Deutschland geschaffen. Darauf aufbauend werden die Herausforde- rungen durch die Umstellung der Energieversorgung mittels erneuerbarer Energie- quellen analysiert und Bezug auf die Pläne der Bundesregierung genommen. Dazu ist es erforderlich, die verschiedenen Begriffe zum Thema „intelligentes Stromnetz“ zu definieren. Anschließend wird die Bedeutung der dezentralen Energiespeicherung durch elektrisch angetriebene PKWs und deren Rückspeisungsmöglichkeiten ins Stromnetz aufgegliedert.

Zum Abschluss werden theoretische Szenarien und eine Feldstudie rückspeisungsfä- higer PKWs analysiert, um der Fragestellung nachgehen zu können.

Um tiefgründig über technische Möglichkeiten recherchieren zu können, werden fi- nanzielle, ethische und rechtliche Aspekte nur in geringem Umfang untersucht.

2. Stromnetz

2.1 Entwicklung des Stromnetzes

Im Deutschland der frühen Jahre des 20. Jahrhunderts wurden Kraftwerke in unmit- telbarer Nähe entstehender Ballungszentren aufgebaut, um nur dieses mit Strom zu versorgen (vgl. Kunz 2011: 6). Das führte zu einer dezentralisierte n Energieversor- gung und hatte mehrere tausend verschiedene Elektrizitätsunternehmen zur Folge. Im Jahre 1922 wurde die erste Hochspannungsleitung mit einer Spannung von 220 kV in Nord-Südrichtung errichtet. Es konnten Wasserkraftwerke in den Alpen mit kon- ventionellen Kraftwerken im Rheinland und in Westfalen verknüpft werden (vgl. Kunz 2011: 16). Das nun entstandene Verbundnetz wurde weiter ausgebaut, die Hochspannung auf 380 kV erhöht und ein flächendeckende r, überregionaler Strom- transport ermöglicht. Der Ausbau des Verbundnetzes führte zu besseren Kompensa - tionsmöglichkeiten von Stromausfällen und damit zu einer Verbesserung der Versor- gungssicherheit. Die Unternehmen der Energieversorger hatten die Verantwortung für die Stromerzeugung und dessen Transport bis zum Letzt verbraucher¹.

Diese Entwicklung spiegelt unser heutiges Stromnetz wieder, das größtenteils auf die Stromerzeugung durch zentrale Großkraftwerke ausgelegt ist (vgl. Kunz 2011: 6).

2.2 Aktueller Netzplan

Das Stromnetz wird in zwei Oberbegriffe unterteilt, dem Verteilungs - und dem Über- tragungsnetz. Mit Hilfe des Übertragungsnetzes wird der Strom von zentralen Groß - kraftwerken zu den Verbrauchsschwerpunkten weitergeleitet. Diese haben in Deutschland eine Gesamtlänge von rund 35.000 Kilometer und werden von vier Übertragungsnetzbetreibern (Abk. ÜNB) betrieben (vgl. Deutscher Bundestag 2017: 4 f.).

Das deutsche Verteilungsnetz umfasst e ine Länge von ca. 1,7 Millionen Kilometern und verteilt sich auf knapp 900 Verteilungsnetzbetreiber.

Der in Großkraftwerken produzierte Strom muss häufig weite Strecken bis zum Letzt - verbraucher zurücklegen. Um hohe Ströme transportieren zu können wird ein großer Leitungsquerschnitt benötigt. Der Leitungsquerschnitt sollte , beispielsweise auf Grund von ökonomischen und statischen Gründen , möglichst gering gehalten wer- den. Um dennoch möglichst hohe Leistungen übertragen zu können und die Sekun - därverluste gering zu halten, wird im Übertragungsnetz eine dreiphasige Wechsel- spannung von 220 kV oder 380 kV verwendet. Das ermöglicht eine Verringerung der Stromstärke und damit gleichzeitig die Übertragung großer Leistungen (vgl. Kunz 2011: 6 ff.).

Der Strombedarf hängt vom Stromverbrauch der Letztverbraucher ab. Dieser ist von vielen Faktoren abhängig, beispielsweise von Tages- und Jahreszeiten. In der Nacht erfolgt in Deutschland die geringste Stromabfrage, diese bildet die ständige Grund - last. Auf diese ständigen Veränderungen müssen die Kraftwerke reagieren und die Stromerzeugung dementsprechend anpassen. Besonders problematisch sind die Spitzenlastzeiten.

In der Mittagszeit und am frühen Abend steigt der Stromverbrauch drastisch an. Zwi - schen der permanenten Grundlast und den zeitweiligen Spitzenlasten gliedert sich der Bereich der Mittellast ein. Dieser Bereich ist für die Kraftwerke berechenbar und wird anhand der Stromnachfrage in einem Lastprofil aufgegliedert. Das vorgegebene Lastprofil wird von den Kraftwerken nachgefahren, um eine konstante Spannung und Frequenz im Netz zu gewährleisten.

Die Grundversorgung wurde bisher durch Braunkohle -, Laufwasser-, und Kernkraft- werke gewährleistet. Um kurzfristige Spitzenlasten zu kompensieren , werden zusätz- liche Pumpspeicher- und Gasturbinenkraftwerke eingesetzt. Hier spricht man von der sogenannten Regelleistung, einer Art Ausgleichsenergie , die für die Stabilisierung des Stromnetzes erforderlich ist (vgl. Jarass, Obermair 2012: 57).

Die DIN EN 50160 regelt die Grenzwerte u. a. für Spannungs - und Frequenzbandver- letzung. Demnach darf der Frequenzsollwert von 50 Hz zu nicht mehr als 10 Prozent vom Sollwert abweichen. Er darf in Ausnahmefälle n (0,5 Prozent pro Jahr) auf ein Intervall von 47 Hz bis 52 Hz ausgeweitet werden. Spannungsbandverletzungen dür- fen ebenfalls 10 Prozent vom Sollwert nicht überschreiten. (vgl. Mombauer 2005: 331)

Die Basis für eine stabile Stromversorgung ist die Deckung der nachgefragten Strom - menge durch die Kraftwerke (vgl. Kunz 2011: 6).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Dar. 1: Lastentabelle für Winter und Sommer 2013 (Bode, Groscurth 2013)

2.3 Einspeisung durch regenerative Energiequellen

Üblicherweise speisten konventionelle Kraftwerke den erzeugten Strom ins Übertra - gungsnetz ein, der anschließend auf niedrigere Spannungsebenen transformiert wurde.

Dieser Verfahrensweg wird als Vertikallast bezeichnet und zeigt, dass die Konzeption des Stromnetzes nach einer Art Einbahnstraßenprinzip funktioniert. Durch die Ein- speisung erneuerbarer Energien verändern sich die Lastflüsse. Es wird nun auch Strom entgegen dieser Einbahnstraße eingespeist. In der Regel sind die regenerati - ven Energiequellen mit dem Verteilungsnetz gekoppelt. Ausnahmen bilden hier große Offshore-Windparks, welche auf Grund ihrer Leistungsfähigkeit ans Vertei- lungsnetz angeschlossen sind. Die folgende Abbildung stellt die Lastflüsse und die verschiedenen Kraftwerkstypen dar.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Dar. 2: Lastflüsse: unterschiedlicher Kraftwerkstypen (Frahm o. D.)

Bei hoher Sonneneinstrahlung oder Windkraft kommt es zu einer hohen Einspeisung erneuerbarer Energiequellen. Daher verwandelt sich das Verteilernetz in eine Art „Aufnahmenetz“. Dies kann zu einer Überlastung des Verteilernetzes führen , dessen überschüssige Leistung bis ins Übertragungsnetz gelangt (vgl. Kunz 2011: 8 f.).

Da die Kraftwerke der erneuerbaren Energiequellen in der Regel kleinere Leistungen erbringen, gibt es viele kleine Kraftwerke.

So kommt es zu einer dezentralisierten Stromerzeugung, welche auf gewisse Art und Weise zu der Entlastung von Übertragungsnetzen beitragen kann. Gleichzeitig ist die regenerative Energieversorgung wetter- und tageszeitabhängig. Da diese Einflüsse die Energieversorgung meist großräumig beeinträchtigen, müssen diese Diskrepan- zen überregional ausgeglichen werden (vgl. Kunz 2011: 9).

Demnach werden dennoch für dezentrale Energieversorgungen Stromtransporte mittels Übertragungsnetzen benötigt (vgl. Kunz 2011: 9).

Das bedingt den Ausbau der Übertragungsnetze , um die großen Einspeisungen der Offshore-Windanlagen im Norden zu den südlichen Verbrauchszentren zu transpor - tieren.

3. Intelligentes Stromnetz

Es rangen sich viele Begriffe um die Entwicklung eines intelligenten Stromnetzes. Im weiteren Verlauf wird ein Überblick der unterschiedlichen Definitionen geschaffen.

3.1 Smart Grid

Der Begriff „Smart Grid“ stammt aus der englischen Sprache und wird mit den Ein - zelbegriffen „intelligent“ und „Gitter oder Netz“ übersetzt.

Eine eindeutige Definition des Begriff s „Smart Grid“ ist bisher nicht festgelegt wor - den. Im Folgenden werden die Definitionen der Deutsche Kommission Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik (Abk. DKE) in DIN und VDE und der Bundesnetzagen- tur aufgelistet.

3.1.1 Definition der DKE

„ Der Begriff ‚Smart Grid‘ (Intelligentes Energieversorgungssystem) umfasst die Ver - netzung und Steuerung von intelligenten Erzeugern, Speichern, Verbrauchern und Netzbetriebsmitteln in Energieübertragungs- und Verteilungsnetzen mit Hilfe von In - formations- und Kommunikationstechnik (IKT). Ziel ist auf Basis eines transparenten energie- und kosteneffizienten sowie sicheren zuverlässigen Systembetriebs die nach- haltige und umweltverträgliche Sicherstellung der Energieversorgung.“ (VDE Ver- band der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V. 2010: 13) .

3.1.2 Definition der Bundesnetzagentur

Die Bundesnetzagentur verwendet keine konkrete Definition. Es wird eine Unter - scheidung des Gesamtsystems gefordert. So wird zwischen den Begriffen „Smart Grid“, der Fokus wird hier auf die netzinternen Themen gelegt, und „Smart Market“, das sich mit den Erzeugern, Verbrauchern und Prosument en beschäftigt, unterschie- den (vgl. Bundesnetzagentur 2011: 11 f.).

Die These der Bundesnetzagentur zum „Smart Grid“ ist : „Die konventionellen Elekt- rizitätsnetze werden durch informations- und regeltechnische Erweiterungen zu Smart Grids.“ ( Bundesnetzagentur 2011: 11).

Demnach wandelt sich das konventionelle Stromnetz durch Aufrüstung von Kommu - nikations-, Mess-, Steuer-, Regel- und Automatisierungstechnik und IT-Komponenten zu einem Smart Grid.

Folgende These wird zum Begriff „Smart Market“ aufgestellt : „Smart Market ist der B e r e i c h außerhalb des Netzes, in dem Energiemengen oder daraus abgeleitete Dienstleistungen, auf Grundlage der zur Verfügung stehenden Netzkapazität , unter verschiedenen Marktpartnern gehandelt werden. Neben Produzenten und Verbrau - chern sowie Prosumern könnten künftig sehr viele unterschiedliche Dienstleister in diesen Märkten aktiv sein (z. B. Energieeffizienzdienstleister, Aggregatoren etc.). “ (Bundesnetzagentur 2011: 12).

3.1.3 Zusammenfassung der Definitionen

Smart Grid beschäftigt sich mit den vorhandenen Kapazitäten innerhalb des Strom - netzes. Smart Market hingegen legt den Fokus auf die Energiemengen bzw. Energie- flüsse und damit auf die zu integrierenden Strommengen ins Netz.

Da die Arbeit sich auf das Smart Grid System fokussiert, werden Smart Market As - pekte nur in einem geringen Umfang erwähnt.

Wie bereits erläutert, ist eine eindeutige Definition des Smart Grid System nicht ge- geben.

Andreas Roß befragte Teilnehmer einer Tagung nach einer Assoziation mit dem Be- griff „Smart“. Die meisten der Befragten verbanden mit dem Begriff Smart das „iPhone“ von Apple, da deren Eigenschaften wie Größe, Design etc. dem genannten Begriff entsprechen. Das „iPhone“ ist kein Telefon im klassischen Sinn, das zum Te- lefonieren konzipiert wurde. Es ist eher ein Multifunktionsgerät, das durch verschie- dene Anwendungen individuell angepasst und erweitert werden kann. Diese Eigen- schaften lassen sich auf das zukünftige Smart Grid übertragen. So stellt es ein Netz dar, das sich individuell den Gegebenheiten durch digitale Einflüsse anpassen lässt (vgl. Roß 2012: S. 287 ff.).

3.2 Vehicle2Grid

Willet M. Kempton u. a. entwickelten zum Ende der 1990er Jahre an der Universität Delaware das Konzept „Vehicle2Grid“ (Abk. „V2G“). Es nutzt die Speicherkapazität von elektrisch angetriebenen PKWs und kann durch diese bei Bedarf Stromspitzen aufnehmen und bei Nachfrage diese ins Stromnetz einspeisen.

Somit werden die Energiespeicher der Fahrzeuge als Puffer genutzt. „Vehicle2Grid“ ist mit dem Smart Grid verbunden. Smart Grid übernimmt die Steuerung der Ladung- und Entladungsvorgänge. Es kann für ein komplettes Smart Grid S ystem oder auch für eine eigene Hausanlage genutzt werden (vgl. University of Delaware 2013: o. S.).

[...]

¹ „Letztverbraucher ist gem. § 3 Nr. 25 EnWG jeder (natürliche oder juristische Personen), die Strom zum Ei- genverbrauch kaufen und nicht weiterveräußern.“ Quelle: Letztverbraucher o. D. o. S. URL: http://wdb. fh- sm.de/EnRL etztver braucher [Stand 15.12.2017]