Ladeinfrastruktur 2.0

/ 01. Januar 2018 - 30. November 2023

LADEINFRASTRUKTUR 2.0

Optimierung des koordinierten Ausbaus und Betriebs der Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge und der Verteilungsnetze

Partner	Volkswagen AG, CPT Group GmbH, Netze BW, Stromnetz Hamburg, Thüga AG, SWM Infrastruktur GmbH & Co. KG
Förderung	BMWi
Laufzeit	01.11.2018 - 30.11.2023
Leitungsteam	Dr. Christian Spalthoff, Philip Gauglitz, Dr. Ron Brandl, Dr. Jan Ringelstein, Dr. Alexander Scheidler, Dr. Leon Thurner, Norbert Henze

Ausgangssituation

Der starke Zuwachs an Elektrofahrzeugen erfordert eine umfassende Integration von E-Mobilität in die deutschen Energiesysteme. Durch die Komplexität des Systems und die verschiedenen Abhängigkeiten technischer Lösungen untereinander ist eine reine Betrachtung der Einzelsysteme nicht ausreichend für eine umfassende Betrachtung.

Das Forschungsprojekt „Ladeinfrastruktur 2.0“ beleuchtet unterschiedliche Teilaspekte, um den Einfluss der Elektromobiltität auf die Energienetze der Zukunft zu untersuchen.

Neben der Entwicklung der Bedarfe und Herausforderungen bietet eine umfassende Betrachtung der Lösungswege die Möglichkeit, eine aufeinander abgestimmte, gesamtwirtschaftlich beste Lösung anzubieten. Die Bedarfe/Interessen der Fahrzeugnutzer, Fahrzeug- und Ladeinfrastrukturhersteller sowie Netzbetreiber und Energieversorger sollen dabei berücksichtig und bedient werden.

Veranstaltungsdetails

Veranstaltungsort

Fraunhofer IEE

Datum

01. Januar 2018 - 30. November 2023

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Szenarien

Detaillierte Vorhersage der Entwicklung der E-Mobilität und ihrer lokalen Auswirkungen auf die Stromnetze

© Fraunhofer IEE
Beispielhaftes Simulationsergebnis der zukünftigen deutschen Fahrzeugmarktentwicklung bei konservativen Annahmen bezüglich E-Mobilität (ICE -Internal combustion engine, HEV - Hybrid electric vehicle, FCEV - Fuel cell electric vehicle, REEV - Range extended electric vehicle, PHEV - Plug-in hybrid electric vehicle, BEV - Battery electric vehicle)

© Fraunhofer IEE
Beispiel für 4 (von 50) verschiedenen Verteilungen von Heimladestellen in einem Wohngebiet.

Als Grundlage der Bedarfsanalyse ist es wichtig, zu verstehen, wie viele Elektrofahrzeuge insgesamt in Zukunft deutschlandweit zu erwarten sind, wo im Netz Bedarf an Ladestellen entsteht, und zu welcher Zeit und mit welcher Leistung Strom bezogen wird. Hierzu entwickeln die Projektpartner eine detaillierte Vorhersage der Entwicklung der E-Mobilität und ihrer lokalen Auswirkungen auf die Stromnetze durch regionalisierte Szenarien für Stromerzeugung und Verbrauch.

Grundlage für die Szenarienbildung ist ein Fahrzeugbestandsmodell mit TCO-Ansatz (Total Cost of Ownership). Mit ihm wird die deutschlandweite Entwicklung des Fahrzeugbestandes – inklusive der Anzahl der Elektrofahrzeuge – simuliert. In der Grobregionalisierung werden dann Fahrzeuganzahlen und Ladestellenanzahlen je Gemeinde bestimmt. Dabei fließen verschiedene Einflussgrößen wie beispielsweise die aktuellen PKW-Meldezahlen und das Pendlerverhalten mit ein.

Aufbauend auf dem Gesamtszenario ist die Detailregionalisierung für unterschiedliche Ladestellentypen wie bspw. Heimladestellen. Hier werden die voraussichtlichen Gesamtzahlen an Fahrzeugen in geeigneten Ladestellen abgebildet und auf konkrete Adressen verteilt. Das umfassende Regionalisierungsmodell berücksichtigt dabei unter anderem den demografischen Wandel, die Bevölkerungsstruktur einschließlich sozioökonomischer Parameter, und die Gebäudestruktur.

In einer Veröffentlichung [1] zur Detailregionalisierung am Beispiel „Wiesbaden“ konnte gezeigt werden, dass dieser detailiertere Ansatz zu konsistenteren Ladepunktverteilungen und potentiell höherer Netzbelastung führt.

Zentrales Element ist neben der Detailregionalisierung die Generierung von zeitlich aufgelösten Fahr- und Ladeprofilen, die differenziert für unterschiedliche Nutzertypen generiert werden. Anhand von sozioökonomischen Kenngrößen (wie der Einkommensklasse, dem Regionaltyp, und dem Haushaltstyp) können die Ladeprofile und die Detailregionalisierung zusammengeführt werden, womit ein umfassendes und (sowohl räumlich als auch zeitlich) detailliertes Bild der möglichen zukünftigen Ladevorgänge modelliert wird. Die Szenarien werden dabei in mehreren stochastischen Varianten zur Verfügung gestellt, um eine umfassende und aussagekräftige Modellierung (bspw. in der Netzberechnung) zu ermöglichen.

Ladesysteme

Entwicklung eines innovativen Ladesystems bis zum Labormuster

© Fraunhofer IEE
Mögliche Anwendungsgebiete für die Bereitstellung von Strom aus Fahrzeugbatterien.

Auf der Seite der Ladetechnik ist für die Gesamtbetrachtung wichtig, welche technischen Möglichkeiten künftige Ladesysteme bieten und welche Kosten damit verbunden sind. Hierzu erfolgt die Entwicklung eines innovativen Ladesystems bis zum Labormuster, das eine optimale Kombination aus netzdienlicher und nutzerdienlicher Funktionalität bietet.

Der Schwerpunkt dieses Projektteils liegt in dem Design von verschiedenen Realisierungskonzepten verschiedener möglicher E-KFZ Ladesysteme unter den Anforderungen möglicher aktueller und künftiger Dienstleistungen für das Stromnetz und den Nutzern. Durch innovative Konzepte der Lastregelung, passive Netzdienstleistungen oder auch Rückspeisung aus der Batterie in das Stromnetz können Elektrofahrzeuge nicht nur die Netzbelastung aktiv senken, sondern sogar einen zuverlässigen Netzbetrieb aktiv unterstützen.

Zur Umsetzung der möglichen Konzepte werden sowohl ein prototypisches Labormuster mit voller netzdienlicher Funktionalität als auch ein seriennahes Muster entwickelt, aufgebaut und im Labor geprüft.

Um die verschiedenen Realisierungskonzepte möglicher E-KFZ Ladesysteme abzudecken, werden hierbei sowohl normative Anforderungen betrachtet als auch unterschiedliche Arten der Funktionalität untersucht. Die verschiedenen möglichen Konzepte werden im Projekt bewertet und bilden die Grundlage für die Labortests.

Hier werden die entwickelten Labormuster in einem Netz- und Batterieemulator umfassend auf ihren Betrieb und ihre Funktionalitäten hin getestet. Hierfür werden zwei Power-Hardware-in-the-Loop-Prüfsysteme (Emulator für Netzanschluss und Emulator für Batterie) und entsprechende Szenarien entwickelt und aufgebaut.

Langzeituntersuchungen an aktuellen Batterietechnologien ermitteln im Laborversuch die praktische Lebensdauer unter verschiedenen Nutzungsarten, wie unidirektionales und bidirektionales Laden, in Verbindung mit kalendarischen Alterungserscheinungen. Dies dient der detaillierten Parametrisierung des im Batterieemulator zum Einsatz kommende Batteriemodell. Hierfür wird die am Fraunhofer IEE entwickelte BaSIS-Plattform einer virtuellen Batterie eingesetzt.

Betriebsführung

Integration von Leistungsvorgaben, Ladestrategien, Marktsignalen und Netzbetriebsführungen durch IKT

Die verschiedenen technischen Möglichkeiten zur flexiblen, optimierten Steuerung von Ladevorgängen erfordern, dass die verschiedenen Akteure im System miteinander kommunizieren und sich über Anforderungen und Kapazitäten austauschen. Deswegen behandelt ein wichtiger Projektteil die Integration von Leistungsvorgaben, Ladestrategien, Marktsignalen und Netzbetriebsführungen durch IKT, so dass Flexibilitätsmöglichkeiten aus der Elektromobilität von Netzbetreibern genutzt werden können.

Der Schwerpunkt liegt in der anwendungsnahen Untersuchung von Betriebsführungsstrategien für die netzdienliche Integration von Elektromobilität. „Betriebsführung“ bezieht sich dabei auf folgende drei Ebenen:

Netzbetrieb gesteuert von der zentralen Netzleitstelle
Lokaler Betrieb von steuerbaren Lasten und verteilten Erzeugern in Gebäuden durch Heim-Energiemanagementsysteme
Lademanagement durch Ladestellen und/oder Fahrzeuge

Die Arbeiten dazu sollen einerseits die praktische Umsetzung vorbereiten und andererseits Aussagen zum detaillierten Verhalten der Betriebsführungsstrategien in ausgewählten Netzsituationen und zur Wechselwirkung zwischen Betriebsführung und Netzausbaubedarf treffen sowie entsprechende Kosten beziffern.

Aufbauend auf einer Identifikation relevanter Anwendungsfälle durch alle beteiligten Projektpartner wurden zunächst konzeptionelle Möglichkeiten für die Betriebsführung definiert und klassifiziert. Diese reichen von einer einfachen direkten Abregelung von Ladevorgängen durch VNB-Fernzugriff bis hin zu einer marktbasierten Nutzung [2] von Flexibilitäten mittels einer automatischen, agentenbasierten Auktion.

Parallel dazu wurden geeignete IT-Infrastrukturen, Systembestandteile und Informationsflüsse identifiziert.

Der aktuelle Schwerpunkt liegt in einer simulativen Betrachtung verschiedener Betriebsführungskonzepte unter Nutzung der Vorhersagen zur Entwicklung der E-Mobilität und den im Projekt betrachteten konkreten Netzgebieten. Für die Simulation werden verschiedene Werkzeuge eingesetzt, die zwei Untersuchungsschwerpunkte erlauben: einerseits eine abstraktere Untersuchung mit dem Ziel, möglichst generalisierbare Aussagen über Potenziale zum Einsparen von Netzausbau und zur Kostenreduktion zu treffen, und andererseits eine detaillierte Untersuchung, die die Überführung der entwickelten Strategien in eine reale Feldtestumgebung vereinfacht. Im Rahmen der letzteren Betrachtung ist es wesentlich, die realen Systembestandteile in der Simulation als Module abzubilden, die mittels definierter Schnittstellen interagieren.

Die Arbeiten liefern somit wichtige Beiträge zur Bestimmung des künftigen Netzausbaubedarfs, zur Gesamtsystemanalyse und zur Umsetzung der Demonstratoren.

Netzplanung

Entwicklung von Tools für kostenoptimale Lösungen

© Fraunhofer IEE
Beispiel für ein Tool zur automatisierten Planungsunterstützung bei Netzanschlussgesuchen von e-KFZ. Zugrundeliegend ist eine Verteilnetz-Lastflussrechnung auf Basis von pandapower.

Neben den generellen Aussagen über die die systemischen Auswirkungen der Elektromobilität liegt ein weiterer Fokus auf der Entwicklung von Tools, die es Netzbetreibern ermöglichen, durch Integration aller Einflüsse kostenoptimale Lösungen zu finden.

Dieser Projektteil beschäftigt sich mit den Auswirkungen von Ladeinfrastruktur auf die Planung elektrischer Netze. Zum einen werden Möglichkeiten entwickelt, um die Auswirkungen des erwarteten Ladebedarfs für große Zahlen von E-Kfz vorherzusagen und im Netzausbau zu berücksichtigen.

Konkret soll untersucht werden, wie man mit Hilfe von probabilistischen Modellen Tools und Komponenten entwickelt, um weitgehend automatisiert optimale Lösungen für die Netzplanung in Verbindung mit der Planung von Ladeinfrastruktur zu ermitteln. Dafür werden entsprechende Tools sowohl für eine strategische Netzplanung als auch für eine operative Netzplanung in einer „proof-of-concept“-Umsetzung konzeptioniert, entwickelt und erprobt. Zudem erfolgt eine beispielhafte aber dennoch möglichst durchgängige Integration dieser Tools in bestehende IT-Landschaften und Prozessabläufe zur Netzplanung bei Verteilnetzbetreiber-Partnern. Hierdurch werden eine intensive Nutzung (für viele Netze, für viele Aufgabenstellungen und durch verschiedene Netzplaner) und damit eine intensive Erprobung der innovativen Ansätze ermöglicht. So lassen sich die qualitativen und quantitativen Potenziale der Tools nicht nur auf Basis einzelner exemplarischer Beispiele, sondern auch unter Einbeziehung eines breiten Praxiswissens und Praxiserfahrung abschätzen und bewerten.

Die Tools zur Netz(ausbau)planung werden auf Basis von Vorarbeiten weiterentwickelt. In dem bereits bestehenden Netzplanungs-Framework (pandapower bzw. pandapower Pro) sind bspw. Möglichkeiten zur Definition und Berücksichtigung verschiedener Zukunftsszenarien bereits vorhanden.

Zudem bietet das bestehende Netzplanungs-Framework und damit die zu entwickelnden Tools die Möglichkeit, weitere „Treiber“ eines Netzausbaus, wie der Zubau von Wärmepumpen, PV, Speichern etc., ebenfalls parallel mit zu berücksichtigen. Eingangsdaten hierfür werden bei Bedarf extern und aus anderen Quellen herangezogen.

Gesamtsystemanalyse

Gesamtsystemanalyse zur Ermittlung der optimalen Pfade

Die Verknüpfung dieser unterschiedlichen Ansätze mündet in eine Gesamtsystemanalyse zur Ermittlung der optimalen Pfade unter Einbeziehung aller Teilergebnisse aus den vorherigen Arbeiten.

Um den koordinierten Ausbau und Betrieb der E-Kfz-Ladeinfrastruktur sowie deren Integration in Strom-Verteilnetze zu optimieren, werden Entscheidungshilfen für die verschiedenen Stakeholder benötigt. Hierfür werden Arbeiten und Erkenntnisse aus allen Projektteilen zusammengeführt, um mit Hilfe umfassender Untersuchungen sowie Analysen allgemeingültige Schlussfolgerungen für zukünftige Ladeinfrastrukturen zu erlangen.

Belastbare Untersuchungsergebnisse erfordern hierbei die Betrachtung einer großen Anzahl realer Netze. Diese Netzdaten aus ländlichen und städtischen Gebieten wurden von den beteiligten Projektpartnern zur Verfügung gestellt sowie in die benötigten Datenformate überführt. Mit Hilfe feinregionalisierter Szenarien wird der erwartete Zubau von E-Kfz-Ladepunkten, Wärmepumpen sowie Photovoltaik-Aufdachanlagen in die Netzmodelle integriert. Dieser Anlagen-Zubau erfolgt dabei mit einer hohen räumlichen Auflösung auf der Ebene einzelner Gebäude, da sich dieser Detailgrad in umfassenden Voruntersuchungen insbesondere für Niederspannungsnetze als vorteilhaft erwiesen hat. Des Weiteren wurden Lastprofile für alle betrachteten Typen von Verbrauchern und Einspeisern generiert. Es werden E-Kfz-, Haushalts- und Wärempumpenlastprofile auf der Verbraucherseite sowie Photovoltaik-Aufdachanlagen auf der Erzeugerseite betrachtet. Auf der Grundlage dieser Eingangsdaten und dem entwickelten Simulationsframework können Netzanalysen sowie Netzausbauplanungen durchgeführt werden. Um das zeitliche Verhalten der neuen Verbraucher sowie Einspeiser zu berücksichtigen und Betrachtungen verschiedener Lademanagement-Strategien zu ermöglichen, können alle Netzengpass-Analysen zeitreihenbasiert durchgeführt werden. Dieses Vorgehen ermöglicht zudem die Berücksichtigung von Betriebsführungsmaßnahmen in der Netzausbauplanung, um technisch und wirtschaftlich optimale Lösungen für die Netzintegration von Ladeinfrastruktur ermitteln zu können. Bei allen entwickelten Methoden wurde ein besonderer Fokus auf Skalierbarkeit gelegt, um aussagekräftige Studien basierend auf großen Mengen realer Daten zu gewährleisten.

Weiterführend sollen die volkswirtschaftlichen Kosten für verschiedene Ausgestaltungen der Ladeinfrastruktur, Betriebsführungen und Netzausbaumaßnahmen bestimmt werden. Dabei werden sowohl Investitionen als auch Betriebsausgaben berücksichtigt. Um einen Vergleich der einzelnen Kostenfaktoren mit unterschiedlichen Lebensdauern zu erreichen, werden die Kosten annuitätisch bestimmt. Auf Grundlage der Kostenabschätzungen können im Anschluss Empfehlungen abgeleitet werden. Dies kann sich beispielsweise auf die Ausgestaltung der Ladeinfrastruktur (zentrales vs. dezentrales Laden) oder auf möglichst effektive Steuerungsmöglichkeiten von Ladepunkten durch Netzbetreiber beziehen.

Feldtests

Praktische Umsetzung in Form von in Demonstratoren unter Nutzung und Einrichtung von standardisierten Schnittstellen

Innovationscampus der Stromnetz Hamburg. Der Innovations-Campus dient als Testumgebung für die Erforschung und Erprobung des Zusammenspiels von dezentralen Erzeugern, Speichersystemen und Ladeinfrastruktur, um Erkenntnisse für zukünftige Smart-Grid Anwendungen im Hamburger Verteilnetz zu gewinnen. Die Testumgebung besteht aus einer Photovoltaik- und Windkraftanlage (Nennleistung >2MW), einem Batteriespeicher, mehreren Wallboxen und einer DC-Ladestation.

Die Unterstützung der Verteilnetzbetreiber und Hersteller ermöglicht begleitend die praktische Umsetzung in Form von in Demonstratoren unter Nutzung und Einrichtung von standardisierten Schnittstellen, um die neuen Systeme in den jeweiligen Umgebungen zu integrieren

Im Rahmen des Forschungsprojektes erprobt die Thüga AG mit den beteiligten Unternehmen der Braunschweiger Netz GmbH sowie der BS|ENERGY (Braunschweiger Versorgungs-AG & Co. KG) das netzdienliche Laden in der Praxis. Für den Feldtest wurden zwei Netzgebiete in Braunschweig identifiziert. Die Testkunden können ab Dezember 2020 zwei Jahre lang das netzdienliche Laden selbst ausprobieren und werden dabei eng begleitet, um die Endkundenbedürfnisse und -akzeptanz zu berücksichtigen. Ziel des Feldtests ist die technische Erprobung und Ermittlung des Potentials netzdienlicher Steuerung der Ladevorgänge für den sicheren Netzbetrieb im örtlichen Verteilnetz der BS|NETZ.

Die Teilnehmer des Feldtests werden mit einem Heimenergiemanagementsystem (HEMS) sowie einer steuerbaren Wallbox ausgestattet und können mit Hilfe einer App angeben, wann sie ihre nächste Abfahrt planen. Zusätzlich wählen sie aus, ob sie lieber ökologisch – mit minimierten CO₂-Emissionen – oder kostengünstig bei geringerem Netzentgelt laden wollen. Das HEMS optimiert den Ladevorgang gemäß den Angaben der Nutzer und sendet eine Ladeanfrage an den Netzbetreiber. BS|NETZ validiert die Ladeanfrage anhand der Netzzustandsprognose und Restriktionen der Ortsnetzstationen. Die Ladeanfrage wird bestätigt, wenn es netzseitig keine Überlastung gibt. Andernfalls wird ein neues Zeitfenster für die netzdienliche Optimierung vorgeschlagen. Auf Seiten des Netzbetreibers kommen die im Projekt entwickelten Systeme für die Netzzustandsschätzung und -prognose sowie die Netzbetriebsführungsstrategien zum Einsatz und können in der Praxis erprobt und weiterentwickelt werden.

Im Rahmen des Demonstrationsversuchs bei der Stromnetz Hamburg GmbH sollen die netzdienlichen Funktionalitäten der im Rahmen des Projektes LI 2.0 entwickelten Ladetechnik erprobt werden. Diese Demonstration erfolgt gemeinsam mit der Vitesco Technologies GmbH, die für die Entwicklung des Ladecontrollers verantwortlich sind, auf dem Innovationscampus der Stromnetz Hamburg.

Bei dem Ladecontroller handelt es sich um einen bidirektionalen OnBoard-Charger, der über ISO 15118 eine Kommunikation zwischen Fahrzeug und Wallbox etabliert. Für die Kommunikation zwischen Wallbox und Ladestellenbetreiber wird OCPP 2.0 eingesetzt.

Netzdienliche Ladefunktionen, wie die Leistungsentnahme entsprechend vorgegebener Ladeprofile oder die Blindleistungsbereitstellung, werden innerhalb des Ladecontrollers abgebildet. Durch im Netzabschnitt verbaute Messtechnik und dem Monitoring der Daten kann dann entsprechend der Einfluss dieser netzdienlichen Funktionalitäten auf die Belastung des Netzabschnittes bewertet werden. Optional ist es möglich, neben der Ladeeinrichtung auch noch weitere flexible Erzeuger und/oder Verbraucher durch ein Energiemanagementsystem zu nutzen, um netzdienliche Funktionalitäten durch Kundenanlagen bereitzustellen.

Hauptsächliches Augenmerk bei dieser Demonstration liegen in der Erprobung der Kommunikationsprofile ISO 15118, OCPP 2.0 (und ggf. EEBUS) mit den verschiedenen Geräten/Akteuren im System, um die beschriebenen netzdienlichen Funktionalitäten durch den Ladecontroller im E-Kfz bereitzustellen.

Veröffentlichungen

[1] P. Gauglitz, J. Ulffers, G. Thomsen, F. Frischmuth, D. Geiger, und A. Scheidler, „Modeling Spatial Charging Demands Related to Electric Vehicles for Power Grid Planning Applications“, ISPRS Int. J. Geo-Inf., Bd. 9, Nr. 12, Art. Nr. 12, Dez. 2020, doi: 10.3390/ijgi9120699.

[2] S. Holzhauer, F. Krebs, A. Schoen, und M. Braun, „Using Prosumer Flexibility through a Direct Energy Market“, in NEIS 2020; Conference on Sustainable Energy Supply and Energy Storage Systems, Sep. 2020, S. 1–6.

[3] M. von Bonin, E. Dörre, H. Al-Khzouz, M. Braun und X. Zhou ,"Impact of Dynamic Electricity Tariff and Home PV System Incentives on Electric Vehicle Charging Behavior: Study on Potential Grid Implications and Economic Effects for Households", in Energies 2022, 15, 1079. https://doi.org/10.3390/en15031079

Forschungs-Projekte

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