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Enerige & Management > Aus Der Aktuellen Zeitungsausgabe - Intelligenz im Parkhaus
Quelle: E&M
AUS DER AKTUELLEN ZEITUNGSAUSGABE:
Intelligenz im Parkhaus
Die Stromnetze müssen auf Lastspitzen aus der Ladeinfrastruktur vorbereitet sein. Batteriepuffer und intelligente Lastmanagementsysteme können helfen.
 
Mit dem russischen Angriffskrieg auf die Ukraine ist nicht nur die Gasversorgung in den Fokus der energiewirtschaftlichen und -politischen Diskussionen gerückt, sondern auch die E-Mobilität. Im Umfeld konstant hoher Spritpreise berichten Energieversorger, Automobilhersteller, Mineralölkonzerne und Infrastrukturdienstleister über ihr Engagement beim Umbau des Verkehrssektors. Der Ladeinfrastruktur kommt dabei eine ganz wesentliche Bedeutung zu. So hat beispielsweise BP im Juli angekündigt, noch in diesem Jahr die Zahl der Ladepunkte seiner Marke „Aral Pulse“ von 860 auf 1.500 zu erhöhen. Vor allem bei den HPC-Stationen (High Power Charging) will Aral zulegen und bis Ende 2025 insgesamt 5.000 der Schnelllader installiert haben.

Zum Vergleich: Aktuell betreibt BP unter der Marke Aral in Deutschland rund 2.400 konventionelle Tankstellen. Nach Angaben des ADAC, auf Basis von Zahlen aus dem vergangenen Jahr, ist das Unternehmen damit der größte Anbieter hierzulande − mit deutlichem Abstand vor Shell (1.950 Tankstellen) und Total (1.150 Tankstellen).
 
Das Schnellladenetz von Aral Pulse soll bis Ende 2025 auf 5.000 Ladepunkte angewachsen sein
Quelle: Aral

„Um die Attraktivität von E-Autos zu erhöhen, braucht es neben innovativen Ladelösungen vor allem eine schnelle und einfache Ladeinfrastruktur. Aus diesem Grund machen wir ordentlich Tempo beim Netzausbau“, begründet Alexander Junge, Vorstand bei Aral für Elektromobilität, die Pläne.

Nicht alles macht Aral dabei komplett in Eigenregie. Im vergangenen April hat das Unternehmen zusammen mit Volkswagen eine HPC-Station in Düsseldorf in Betrieb genommen. Die im VW-Konzern entwickelte Säule mit der Bezeichnung „Flexpole“ verfügt über zwei Ladepunkte und einen integrierten Speicher. Es ist nicht die einzige Kooperation dieser Art. VW hat mit Eon ebenfalls batteriegepufferte Ladesäulen installiert. Und bereits Ende 2018 haben der Batteriehersteller und Industrial-IT-Anbieter Ads-Tec aus dem schwäbischen Nürtingen und der österreichische E-Mobility-Dienstleister Kreisel Electric einige Porsche-Standorte mit solchen Schnellladern ausgestattet.

Schnelllader auch auf der Niederspannungsebene möglich

Die Batterien der HPC-Booster ermöglichen den Anschluss an das Niederspannungsnetz. Bei Lastspitzen fungieren sie als Puffer und werden sofort nach der Nutzung wieder über das Niederspannungsnetz geladen. Damit soll das Netz an Schnellladestationen auf Standorte ausgedehnt werden können, an denen aufgrund baulicher Restriktionen oder aus Kostengründen kein Mittelspannungsanschluss inklusive Trafo möglich ist.

Auch bei den Stadtwerken Schwäbisch Hall machen sich die Verantwortlichen Gedanken über mögliche Lastspitzen. Angesichts der rasant steigenden Zulassungszahlen spielen sie wie andere Verteilnetzbetreiber ebenfalls das „Was wäre wenn“ durch. In der großen Kreisstadt im Nordosten von Baden-Württemberg geschieht dies aktuell im Rahmen eines Forschungsprojekts am Beispiel eines innerstädtischen Parkhauses. Partner sind der IT-Dienstleister Enisyst, an dem die Stadtwerke beteiligt sind, und die Hochschule für Technik in Stuttgart (HTF).

Im Zuge der Sanierung des Parkhauses „Langer Graben“ und seiner Wiedereröffnung im Oktober 2021 wurden 108 der insgesamt knapp 500 Stellplätze mit 22-kW-Ladepunkten ausgestattet. Während beim gleichzeitigen Laden von zwei, drei oder zehn Fahrzeugen der auf maximal 1 MW ausgelegte Trafo am Parkhaus vor keinerlei Probleme gestellt wird, würde das gleichzeitige Laden von 80, 90 oder 100 Fahrzeugen mit einer Gesamtleistung über 2 MW deutlich die Belastungsgrenze des Netzanschlusses übersteigen. Dafür besteht bislang angesichts einer beobachteten Belegung von rund 30 Ladeplätzen in der Spitze noch keine Gefahr. Thomas Deeg, Abteilungsleiter Energiehandel, Marketing und Vertrieb bei den Stadtwerken Schwäbisch Hall, hält es durchaus für möglich, dass schon in einem knappen Jahr die Auslastung bei 80 % liegt.

Für diesen Fall testen die Projektpartner ein intelligentes Lastmanagement. „Ein kaskadierendes Anschlusssystem mit intelligenten Verteilerboxen ist die Basis für ein hocheffizientes Ladelastmanagement“, erläutert Dirk Pietruschka. Das System sei darauf ausgelegt, Lasten auszugleichen und zu verteilen, so der Geschäftsführer von Enisyst. Das Unternehmen hat die IT-Lösung entwickelt. Sie kann beispielsweise die spezifische Ladeleistung für alle Ladepunkte herunterregeln, wenn eine Überlastung des Netzanschlusses droht. Neben der Option, die verfügbare Ladeleistung auf alle Fahrzeuge gleichmäßig zu verteilen, wäre laut Pietruschka auch eine Priorisierung bestimmter Vorgänge beziehungsweise Kunden möglich. „So könnte man Kunden, die bereit sind, etwas mehr zu bezahlen, eine höhere Ladeleistung zur Verfügung stellen“, erklärt der Enisyst-Geschäftsführer.
 
Im Parkhaus „Langer Graben“ testen die Stadtwerke Schwäbisch Hall mit Partnern ein intelligentes Lastmanagement
Quelle: Stadtwerke Schwäbisch Hall

Damit sei die Komplexität der Welt aber noch nicht vollständig abgebildet. Denn auch im vorgelagerten Netz könnten Überlastungssituationen auftreten. Deshalb gebe es zusätzlich eine Anbindung zu dessen Netzleittechnik, um Informationen austauschen zu können, wann und wie lange dort die Überlastungssituation besteht und um die eigene Netzfahrweise entsprechend darauf abzustimmen.

Es ist ein Anliegen der Projektpartner, das Lastmanagement nicht nur reaktiv, sondern vor allem vorausschauend auszurichten. Dazu wurden Prognosealgorithmen entwickelt, die zum einen auf Daten zurückgreifen, die im Parkhaus in Schwäbisch Hall erhoben werden, zum anderen aber auch auf Daten der Open-Data-Plattformen der Bundesländer. Es geht dabei um Angaben wie die Belegungsrate, die Parkdauer, die durchschnittliche Ladezeit oder den jeweiligen Ladestand bei Ankunft und Abfahrt, gegebenenfalls um die Nutzung von flexiblen Tarifen.

Da das Nutzerverhalten sich immer wieder ändern könne, sei eine Simulation nicht irgendwann einfach so abgeschlossen und dann für die nächsten 20 Jahre gültig, gibt Prof. Bastian Schröter von der HTF zu bedenken, der mit seinem Team das Projekt wissenschaftlich begleitet. Je nachdem wie sich das Ladeverhalten oder die Kapazitäten der Fahrzeugbatterien verändern, müsse das Simulationssystem immer wieder angepasst werden.

Gerade das Ladeverhalten ist häufig noch ein sehr volatiler Faktor. So hat Martin Konermann im Gespräch mit E&M Anfang des Jahres von einem Projekt der Netze BW berichtet, bei dem die E-Autofahrer in den ersten Tagen und Wochen täglich geladen hatten. Im Laufe der Zeit sei jedoch ein „Einschwingvorgang“ zu beobachten gewesen, so der Geschäftsführer des Verteilnetzbetreibers im EnBW-Konzern. „Mit dem Nachlassen der Reichweitenangst verringerte sich die Gleichzeitigkeit der Ladevorgänge“, sagte Konermann. Am Ende der Testlaufzeit hatten die Teilnehmer ein Gefühl dafür bekommen, welcher Ladestand für den gewünschten Bewegungsradius ausreicht, und zum Teil nur noch einmal pro Woche das Fahrzeug an die Ladesäule angeschlossen.

Ladezeit beträgt oft nur 10 bis 30 Minuten

In Schwäbisch Hall haben die Projektpartner bislang die Beobachtung gemacht, dass die E-Autos nicht wie Benziner bis auf 10 oder 20 % leergefahren und dann wieder vollgetankt werden. „Es wird viel öfter und auch nur teilaufgeladen − selbst bei noch hohen Ladeständen“, so Prof. Schröter. Das mache die Prognosen für das Lastmanagement sehr kompliziert. Mittlerweile sei es aber gelungen, mit KI-basierten Algorithmen eine realitätsnahe Auslastungsprognose zu erzeugen.

Oft betrage die Ladezeit lediglich zwischen 10 und 30 Minuten. „Und dann stehen die Autos noch acht Stunden“, berichtet Enisyst-Geschäftsführer Pietruschka. Neben dem Problem der Fehlbelegung von Ladeplätzen haben die Stadtwerke deshalb noch das ungenutzte Speicherpotenzial der Fahrzeuge auf ihre Agenda gesetzt. Als eine große Batterie könnte das Parkhaus betrachtet werden − nicht nur als Last für das Stromnetz, sondern auch als Flexibilitätsoption zur Stabilisierung des Netzes.
Die Speicherkapazität von 100 Fahrzeugen veranschlagen die Projektpartner in Schwäbisch Hall mit rund 8 MWh. Und selbst wenn diese Energiemenge nur zum Teil zur Verfügung stände, wäre sie eine Grundlage für ein attraktives Geschäftsmodell.

„Letztlich geht es darum, Lösungen zu finden, die das Parkhaus zum Erbringer netzdienlicher Leistungen machen“, sagt Thomas Deeg. Der für den Vertrieb bei den Stadtwerken Schwäbisch Hall verantwortliche Abteilungsleiter sieht deshalb das E-Parkhaus perspektivisch auch als Instrument für das Redispatch. Dafür seien aber das bidirektionale Laden und Entladen von Fahrzeugen eine Grundvoraussetzung. Technisch ist dies bereits möglich. Allerdings stehen rechtliche und regulatorische Hürden einer großflächigen Umsetzung in der Praxis noch im Weg.

Ein Forschungsprojekt zur Integration der Ladeinfrastruktur hat Enisyst allerdings schon im Dezember 2019 in der Gemeinde Wüstenrot bei Stuttgart begonnen. Der vom Bundeswirtschaftsministerium geförderte Test läuft noch bis zum November dieses Jahres. 
 

Fritz Wilhelm
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