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DE102009043380A1 - Unidirektionales V2G - Google Patents

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DE102009043380A1
DE102009043380A1 DE102009043380A DE102009043380A DE102009043380A1 DE 102009043380 A1 DE102009043380 A1 DE 102009043380A1 DE 102009043380 A DE102009043380 A DE 102009043380A DE 102009043380 A DE102009043380 A DE 102009043380A DE 102009043380 A1 DE102009043380 A1 DE 102009043380A1
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DE
Germany
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charging
charge
power
predicted
battery
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DE102009043380A
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English (en)
Inventor
Nico Peterschmidt
Jacob Schmidt-Reindahl
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Energieversorgung Weser Ems AG
Original Assignee
Energieversorgung Weser Ems AG
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Energieversorgung Weser Ems AG filed Critical Energieversorgung Weser Ems AG
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Abstract

Die Erfindung bezieht sich auf ein Ladesteuersystem zum Steuern eines Ladevorganges eines elektrischen Fahrzeugs. Um Nachteile wie Aufwand, Kosten, hohe Energieverluste zu vermeiden, wird erfindungsgemäß ein Ladesteuersystem zum Steuern eines unidirektionalen Ladevorganges eines Fahrzeugs vorgeschlagen, wobei das Ladesteuersystem aufweist: ein Energienetz zum Bereitstellen von elektrischer Energie, ein elektrisches Fahrzeug zum Anschließen an das Energienetz, wobei das elektrische Fahrzeug eine Akkueinheit zum Aufladen durch Speichern von elektrischer Energie und eine Ladesteuereinheit zum Steuern des Aufladens der Akkueinheit aufweist, und eine Rechnereinheit zum Bestimmen einer Verbrauchsleistung in einem Netzabschnitt des Energienetzes, zum Prognostizieren eines Ladelastganges für das Fahrzeug auf Basis der bestimmten Verbrauchsleistung und zum Senden des prognostizierten Ladelastganges an die Ladesteuereinheit, wobei die Ladesteuereinheit ausgestaltet ist, um den prognostizierten Ladelastgang zu empfangen und das Aufladen der Akkueinheit gemäß dem prognostizierten unidirektionalen Ladelastgang zu steuern.

Description

  • Die Erfindung betrifft ein Ladesteuersystem zum Steuern eines Ladevorganges einer unidirektionalen Verbrauchereinheit.
  • Mit der vermehrten Einbindung erneuerbarer Energien in das elektrische Netz nimmt der Bedarf an Netzdienstleistungen zu. Die deutsche BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft) Mittelspannungsrichtlinie sieht zwar vor, dass sich dezentrale Einsgeiser auf der Mittelspannungsebene an Netzdienstleistungen wie dem Blindleistungsausgleich oder der kurzfristigen Bereitstellung von Kurzschlussleistung beteiligen, eine Bereitstellung von Regelleistung oder die Stützung einzelner Netzabschnitte können insbesondere Wind und Solaranlagen aufgrund ihrer technischen Möglichkeiten jedoch i. d. R. nicht übernehmen.
  • Elektrische Fahrzeuge weisen einen elektrischen Motor zum Betreiben des Fahrzeuges und eine den elektrischen Motor mit Energie versorgende Energiequelle auf. Die Energiequelle ist eine Primärbatterie, die nur einmal aufladbar ist und nach Entladung gegen eine geladene ausgetauscht wird, oder eine (Sekundär-)Batterie (nachfolgend auch als Akku bezeichnet), die mehrfach aufladbar ist. Eine Wiederaufladung eines Akkus kann entweder innerhalb des Fahrzeuges, wenn das Fahrzeug an ein Energienetz angeschlossen wird, oder außerhalb des Fahrzeuges geschehen, so dass ein leerer Akku im Fahrzeug durch einen aufgeladenen vollen Akku ausgetauscht wird. Fahrzeuge mit einem Akku, der im Fahrzeug aufgeladen wird, können ein internes Ladegerät aufweisen oder mit einem externen Ladegerät, z. B. an einer Ladesäule ähnlich einer Tanksäule, gekoppelt werden.
  • Ein bidirektionales elektrisches Fahrzeug (”Vehicle to Grid”, V2G) ist ausgestaltet, um dann elektrische Energie in seinen Batteriespeicher zu laden, wenn ein Überschuss an Leistung im elektrischen Netz zur Verfügung steht, sowie eine Entnahme aus der Batterie zu einem Zeitpunkt zuzulassen und wieder in das elektrische Netz zurück zu speisen, wenn ein Mangel an elektrischer Leistung im Netz vorhanden ist. Dieses Verfahren wird im Folgenden ”bidirektionales V2G” genannt. Die Verwendung eines bidirektionalen V2G kann Netzdienstleistungen wie die Bereitstellung von Regelleistung oder die Stützung bzw. Entlastung überlasteter Netzabschnitte ermöglichen.
  • Ein Nachteil des bidirektionalen V2G ist der geringe Wirkungsgrad des Verfahrens, der durch die Gleichrichtung, Ladung und Wechselrichtung entsteht. Zudem entstehen je nach Batterietyp aufgrund von Batteriealterungsprozessen durch Ladung und Entladung z. T. erhebliche Kosten für die Speicherung.
  • Neben den bereits oben genannten Nachteilen des bidirektionalen V2G (aufwendig bei geringem Wirkungsgrad und teuer) bestehen die Folgenden:
    Wird auf der Niederspannungsebene Leistung in das elektrische Netz gespeist, wie es beim bidirektionalen V2G der Fall ist, muss in Deutschland die Norm VDE 0126 eingehalten werden. Nach dieser Norm muss das Netz 1 Minute lang geprüft werden, bevor sich der Einsgeiser auf das Netz schalten darf. Soll z. B. Primärregelleistung aus bidirektionalem V2G bereitgestellt werden, muss diese unmittelbar nach der Netzfrequenzänderung bereit stehen. Somit muss im Fall des bidirektionalen V2G der Einspeiseumrichter ständig auf das Netz geschaltet sein, um bei der Primärregelleistungsbereitstellung die VDE 0126 zu erfüllen. Dabei entstehen unerwünschte energetische Verluste.
  • Insoweit einige der oben genannten Anforderungen der BDEW Mittelspannungsrichtlinie auch für die Niederspannungsebene gelten, ergeben sich analoge Nachteile: Soll nun z. B. Blindleistung aus bidirektionalem V2G bereitgestellt werden oder in einen Kurzschluss eingespeist werden, so muss die Netzdienstleistung unverzüglich zur Verfügung stehen. Oben dargestelltes Problem mit der VDE 0126 tritt somit auch hier auf.
  • Wird der Wechselrichter zur Rückspeisung von Energie beim bidirektionalen V2G mit dem Antriebsumrichter integriert, so hat er nach ersten Berechnungen eine Auslastung von < 1% und entsprechend hohe Verluste (siehe oben). Wird der Wechselrichter kleiner als separates Bauteil ausgeführt, steigt zwar die Auslastung und die Verluste sinken, die notwendigen Investitionen in den zusätzlichen Wechselrichter übersteigen jedoch die zu erwartenden Erträge aus der Bereitstellung der Netzdienstleistungen.
  • DE 692 20 228 T2 offenbart ein elektrisches Fahrzeug und ein elektrisches Versorgungssystem eines bidirektionalem V2G Verfahrens. Es wird ein Ladesystem zum bidirektionalen Energieübertragen beschrieben, d. h. es findet eine Energieübertragung von der Stromversorgung zu der Fahrzeugbatterie und in umgekehrter Richtung statt, wie dies z. B. zum Antreiben des Fahrzeuges (Batterie zu Motor) und zum Wiederaufladen der Batterie (Motor zu Batterie) erforderlich ist. Das Ladesystem für das elektrische Fahrzeug gemäß DE 692 20 228 T2 weist Mittel zur Regelung der Einspeisung von Strom in die Stromversorgung oder das Netzgerät auf. Es ist beschrieben, dass die Richtung oder die Menge des übergeleiteten Stromes örtlich oder aus der Entfernung durch eine Energieversorgungsgesellschaft derart gesteuert werden kann, dass der eingespeiste oder aufgenommene Strom auf lokaler Basis oder auf Grundlage des öffentlichen Netzes anpassbar ist. Das System bietet damit den Energieversorgungsgesellschaften eine große potentielle, schnell antwortende Kapazitätsreserve, ohne dass diese eine Spinning-Reserve umfasst, mit geringen oder keinen Investitionskosten.
  • Das System der DE 692 20 228 T2 hat den Nachteil, dass eine komplexe Steuerung notwendig ist, um den Austausch von Energie zwischen Netz und Verbraucher und Verbraucher und Netz gemäß den Vorgaben zu steuern. Damit verbunden ist eine Komplexität und hohe Investitionskosten für die Hardware-Komponenten insbesondere in dem Fahrzeug. Wird der Akku häufiger aufgeladen und entladen als es durch eine herstellerseitig vorgegebene Anzahl von Ladezyklen vorgesehen ist, ist ein Austausch des im Fahrzeug fest installierten Akkus notwendig, wofür sowohl hohe Montage- wie auch Anschaffungskosten anfallen.
  • Es ist Aufgabe der Erfindung ein Ladesteuersystem zur Verfügung zu stellen, welches die oben genannten Nachteile vermeidet.
  • Erfindungsgemäß wird die Aufgabe durch ein Ladesteuersystem nach Anspruch 1 gelöst.
  • Der Erfindung liegt die Idee zugrunde, dass die oben genannten Nachteile durch Verwendung eines unidirektionalen Fahrzeugs (unidirektionales V2G) anstelle eines bidirektionalen Fahrzeugs vermieden werden. Die Erfindung nutzt die zeitliche Verschiebung der Ladung von Batterien in Elektromobilen zur Bereitstellung von Netzdienstleistungen wie Regelleistung oder zur Entlastung einzelner Netzabschnitte. Daneben kann mit dem vorgeschlagenen Verfahren für den Netzbetreiber mehr Flexibilität geschaffen werden.
  • Erfindungsgemäß wird auf die Rückspeisung von Energie in das elektrische Netz verzichtet, wodurch u. a. oben genannten Probleme (aufwendig, teuer, hohe Energieverluste) vermieden werden können. Die erfindungsgemäße Lösung sieht eine Bereitstellung von Netzdienstleistungen ohne Rückspeisung vor.
  • Die Erfindung weist den Vorteil auf, dass der Akku des erfindungsgemäßen unidirektionalen Fahrzeugs wesentlich länger verwendet werden kann, als es in einem bidirektionalen System möglich ist. In dem bidirektionalen System wird der Akku nicht nur durch Verbrauch seiner Energie, sondern auch durch Entladungsvorgänge, die vom Netzbetreiber gesteuert sind, entladen. Eine solche Netzbetreiber-Entladung kann durchaus mehrfach am Tag veranlasst werden. Bei dem erfindungsgemäßen unidirektionalen Ladesystem wird hingegen der Akku nur durch Verbrauch von Energie entladen. Die Verwendungsdauer des Akkus eines erfindungsgemäßen unidirektionalen Fahrzeugs kann daher um ein Vielfaches gegenüber der im Stand der Technik bekannten Lösung gesteigert werden, wodurch große Kosteneinsparungen möglich sind.
  • Die Erfindung weist den Vorteil auf, dass keine Normen für eine Rückspeisung von Energie von dem erfindungsgemäßen unidirektionalen Fahrzeug an das Netz eingehalten werden müssen, wodurch die Verwendung des Fahrzeugs wesentlich vereinfacht wird.
  • Die Erfindung weist ferner den Vorteil auf, dass auf eine Integration von Laderegler, Antriebsumrichter und Netzeinspeisewechselrichter in ein erfindungsgemäß unidirektionales Fahrzeug verzichtet werden kann, da keine Rückspeisung von Energie des Fahrzeugs in das Energienetz stattfindet. Hierdurch werden Kosten sowohl in Anschaffung wie auch Wartung gespart.
  • Ferner weist die Erfindung den Vorteil auf, dass eine organisatorische Abwicklung des Energiehandels zwischen Energiebereitsteller und Energieverbraucher wesentlich vereinfacht werden kann. Bei der Rückspeisung von Strom aus elektrisch betriebenen bidirektionalen Fahrzeugen in das Versorgungsnetz ist es erforderlich, dass Privatpersonen (Verbraucher) zu Verkäufern des Stromes werden und somit nicht Verbraucher bleiben können. D. h., diese Personen wären bei dem Kauf von Strom verpflichtet, Mehrwertsteuer zu zahlen, und bei der Rückspeisung (dem Verkauf) nicht zur Mehrwertsteuererstattung berechtigt. Daraus resultieren für beide Parteien wirtschaftliche Komplikationen, die mit dem erfindungsgemäßen Ladesteuersystem vermieden sind.
  • Vorteile der Erfindung liegen also insbesondere in der kostengünstigen Bereitstellung von Netzdienstleistungen unter Umgehung der beschriebenen Probleme des bidirektionalen V2G. Auf diese Weise kann stellt das erfindungsgemäße unidirektionale V2G eine vorteilhafte Alternative zu z. B. Pumpspeicherkraftwerken zur Verfügung. Insbesondere ist bevorzugt, dass sich die erfindungsgemäße Prognose des Lastgangs auf größere oder kleinere Netzabschnitte oder sogar Einzelverbraucher bezieht, um Netzdienstleistungen im Sinne der Erfindung bereitzustellen.
  • Bevorzugt weist das Ladesteuersystem ferner ein weiteres elektrisches Fahrzeug mit einer weiteren Akkueinheit und einer weiteren Ladesteuereinheit auf, wobei die Rechnereinheit zum Prognostizieren eines kombinierten Ladelastganges für das elektrische Fahrzeug und das weitere Fahrzeuge auf Basis der bestimmten Verbrauchsleistung und zum Senden des prognostizierten kombinierten Ladelastganges an die Ladesteuereinheit und die weitere Ladesteuereinheit ausgestaltet ist, wobei die Ladesteuereinheit ausgestaltet ist, um den prognostizierten kombinierten Ladelastgang zu empfangen und das Aufladen der Akkueinheit gemäß dem prognostizierten kombinierten Ladelastgang zu steuern, und wobei die weitere Ladesteuereinheit ausgestaltet ist, um den prognostizierten kombinierten Ladelastgang zu empfangen und das Aufladen der weiteren Akkueinheit gemäß dem prognostizierten kombinierten Ladelastgang zu steuern. Vorteilhaft wird erreicht, dass ein kombinierter Ladelastgang für ein, zwei oder jede andere Vielzahl von Fahrzeugen ermittelt werden kann, wodurch eine einfachere Berechnung zum Prognostizieren des Ladelastganges bereitgestellt wird, als es die Berechnung eines individuellen Ladelastganges für jedes einzelne Fahrzeug erfordern wird. Der Rechenaufwand kann also vereinfacht werden. Bevorzugt ist die Rechnereinheit ausgestaltet, um Fahrzeuge, für die auf individueller Basis ein jeweiliger Ladelastgang ermittelt wurde, der zu dem der anderen Fahrzeuge ähnlich oder identisch ist, zu Fahrzeuggruppen zusammenzufassen, deren kombinierter Ladelastgang nach einer solchen Zusammenfassung vorteilhaft präzise (da sich die individuellen Ladelastgänge ähneln oder identisch sind) ist. Durch die Zusammenfassung von individuell ähnlichen Ladelastgängen ergibt sich eine besonders präzise und einfache Berechnung für einen kombinierten Ladelastgang einer Fahrzeuggruppe, die mindestens aus zwei Fahrzeugen besteht. Ferner ist bevorzugt, dass das elektrische Fahrzeug und das weitere elektrische Fahrzeug Verbraucher in einem Netzabschnitt sind. Durch die Prognose des kombinierten Ladelastganges für diese (d. h. mindestens zwei) Fahrzeuge kann die Verbrauchsleistung für einen solchen Netzabschnitt besonders genau bestimmt und das Aufladen der Akkueinheiten der Fahrzeuge gemäß dem Netzabschnitt-basierten prognostizierten kombinierten Ladelastgang gesteuert werden.
  • Bevorzugt repräsentiert die Verbrauchsleistung das Nutzungsverhalten des Fahrzeuges und/oder des weiteren Fahrzeuges. Besonders bevorzugt repräsentiert das Nutzungsverhalten einer Fahrzeuggruppe und/oder eines Netzabschnitts mit einer Fahrzeuggruppe die Verbrauchsleistung der Fahrzeuggruppe bzw. des Netzabschnitts mit der Fahrzeuggruppe. Vorteilhaft wird erreicht, dass die Verbrauchsleistung individuell, kombiniert oder für einen bestimmten Netzabschnitt bestimmt werden kann, wobei die Verbrauchsleistungsinformation vorteilhaft von dem Energienetzbetreiber genutzt werden kann, um entsprechend der Prognose elektrische Energie bereitzustellen, indem der Ladevorgang entsprechend gesteuert wird.
  • Bevorzugt ist die Rechnereinheit ausgestaltet, um ein positives Steuersignal an die Ladesteuereinheit auszugeben, um dem Netzabschnitt positive Regelleistung bereitzustellen, und die Ladesteuereinheit ausgestaltet, um die Ladeleistung des Aufladens der Akkueinheit gemäß dem prognostizierten Ladelastgang gemäß dem positiven Steuersignal zu drosseln. Ein solches Ladesteuersystem weist den Vorteil auf, dass die Rechnereinheit Einfluss auf die Ladeleistung des Aufladens der Akkueinheit hat. Das heißt, falls Energie in dem entsprechenden Netzabschnitt erforderlich ist, kann die Rechnereinheit, die bevorzugt eine zentrale Einheit ist, bevorzugt dezentral an die Ladesteuereinheiten kommunizieren, dass die Ladeleistung des Aufladens der Akkueinheit zu drosseln ist. Auf diese Weise wird dem Netzabschnitt vorteilhafterweise positive Regelleistung bereitgestellt. Ein gesondertes Einspeisen von Energie in den Netzabschnitt kann so vermieden werden.
  • Bevorzugt weist das positive Steuersignal eine Zeitinformation auf, die eine Zeit oder einen Zeitraum repräsentiert, und die Ladesteuereinheit ist ausgestaltet, um die Ladeleistung des Aufladens der Akkueinheit gemäß dem prognostizierten Ladelastgang gemäß dem positiven Steuersignal während der Zeit oder des Zeitraumes zu drosseln. Eine Zeit kann beispielsweise diejenige Zeit sein, in der üblicherweise (d. h. beispielsweise charakteristisch für einen Werktag oder für das Wochenende) viel Energie im Netzabschnitt erforderlich ist, wie zum Beispiel 18.00 Uhr, da um diese Uhrzeit viele Menschen von der Arbeit zurückkehren und das Fahrzeug an den Netzabschnitt koppeln. Ein Zeitraum ist bevorzugt ein Zeitraum von mehreren Stunden oder mehreren Tagen, z. B. ist es der Zeitraum von 18.00 bis 23.00 Uhr, da in diesem Zeitraum besonders viele Fahrzeuge mit dem Netzabschnitt gekoppelt werden und der generelle Energieverbrauch während dieses Zeitraums besonders hoch ist. Solche Zeit oder solcher Zeitraum kann also bevorzugt eine feste Zeit oder ein fester Zeitraum sein. Auch ist es bevorzugt, dass die Zeit oder der Zeitraum relativ ist. Eine Zeitinformation, die eine relative Zeit repräsentiert, ist beispielsweise ”in einer Stunde”, was bedeutet, dass nach einer Stunde, die auf den Empfang des Zeitsignals beginnt, der Ladelastgang zu drosseln ist. Die Angabe eines relativen Zeitraums bedeutet bevorzugt einen Zeitraum von mehreren Stunden und/oder Tagen ab Empfang des Signals der Zeitinformation.
  • Bevorzugt weist der prognostizierte Ladelastgang eine Minimuminformation auf, die einen minimalen Lastgang zum Bereitstellen von positiver Regelleistung an den Netzabschnitt repräsentiert, und die Ladesteuereinheit ist ausgestaltet, um die Ladeleistung des Aufladens der Akkueinheit zwischen dem prognostizierten Ladelastgang und dem minimalen Ladelastgang zu steuern. Durch Definieren des minimalen Ladelastgangs wird vorteilhaft erreicht, dass der minimale Ladelastgang, der beispielsweise durch Kenngrößen der Akkueinheit des Fahrzeuges und/oder des Netzabschnittes vorgegeben sein kann, nicht unterschritten wird. In anderen Worten, es wird eine Art Puffer bereitgestellt, oberhalb dessen die Ladung ausgeführt wird. Es wird somit vorteilhaft sichergestellt, dass die Akkueinheit stets gemäß mindestens dem minimalen Ladelastgangs geladen wird und dem Netzabschnitt ein entsprechender Energiebetrag bereitgestellt ist.
  • Bevorzugt ist die Rechnereinheit ausgestaltet, um ein negatives Steuersignal an die Ladesteuereinheit auszugeben, um dem Netzabschnitt negative Regelleistung bereitzustellen, und die Ladesteuereinheit ausgestaltet, um die Ladeleistung des Aufladens der Akkueinheit gemäß dem prognostizierten Ladelastgang gemäß dem negativen Steuersignal zu erhöhen. Mittels einer solchen Ausführungsform wird erfindungsgemäß erreicht, dass die Akkueinheit des Fahrzeuges (bzw. die Akkueinheiten der Fahrzeuge) mit erhöhter Ladeleistung geladen werden, wenn beispielsweise besonders viel Energie in dem Netzabschnitt vorhanden ist. Auf gesonderte Energiespeichersysteme, die beispielsweise von dem Energienetzbetreiber vorgehalten werden müssten, kann so vorteilhaft verzichtet werden. Dabei ist ferner von Vorteil, dass die bevorzugt zentrale Rechnereinheit in der Lage ist, die bevorzugt dezentralen Einheiten der Fahrzeuge bzw. der Akkueinheiten zu steuern und deren Ladeleistung auf Basis der Verbrauchsleistung in dem Netzabschnitt des Energienetzes anzupassen.
  • Bevorzugt weist das negative Steuersignal eine Zeitinformation auf, die eine Zeit oder einen Zeitraum repräsentiert, und die Ladesteuereinheit ist ausgestaltet, um die Ladeleistung des Aufladens der Akkueinheit gemäß dem prognostizierten Ladelastgang gemäß dem negativen Steuersignal während der Zeit oder des Zeitraumes zu erhöhen. Für diese Ausführungsform gilt das Analoge wie bereits oben unter Bezug auf die Ausführungsform des Anspruchs 5 erläutert ist, wobei lediglich das Vorzeichen des Steuersignals bzw. die Drosslung durch eine Erhöhung der Ladeleistung zu ersetzen ist.
  • Bevorzugt weist der prognostizierte Ladelastgang eine Maximuminformation auf, die einen maximalen Ladelastgang zum Bereitstellen von negativer Regelleistung an den Netzabschnitt repräsentiert, und die Ladesteuereinheit ist ausgestaltet, um die Ladeleistung des Aufladens der Akkueinheit zwischen dem prognostizierten Ladelastgang und dem maximalen Ladelastgang zu steuern. Analog wie oben unter Bezugnahme auf die Ausführungsform des Anspruchs 6 erläutert, hat die Ausführungsform des Anspruchs 9 den Vorteil, dass ein maximaler Ladelastgang der Ladeleistung des Akkus nicht überschritten wird. Dabei ist der maximale Ladelastgang bevorzugt durch Kenngrößen der Akkueinheit bestimmt. Bevorzugt ist der maximale Ladelastgang dadurch bestimmt, wie viel Energie in dem Netzabschnitt trotz maximaler Ladeleistung des einen (oder mehrerer) Fahrzeugs bereitzustellen ist. Es wird so auf Seiten des Netzabschnittes eine Art Energiepuffer vorgehalten, der aktiviert wird wenn die Ladeleistung gegenüber der maximalen Ladeleistung verringert wird.
  • Bevorzugt ist der prognostizierte Ladelastgang eine Spiegelung der bestimmten Verbrauchsleistung, um eine Lastspitze in dem Netzabschnitt zu glätten. Eine Berechnung des prognostizierten Ladelastganges durch Spiegeln der bestimmten Verbrauchsleistung ist eine besonders einfache Rechenmethode, durch die die Rechenzeit und der Rechenaufwand der Recheneinheit vereinfacht werden kann. Ferner bietet eine solche Berechnung eine besonders gute Annäherung, um die Lastspitzen in dem Netzabschnitt zu glätten, um einen möglichst gleichmäßigen Energiefluss in dem Netzabschnitt bereitzustellen, wodurch die Zuschaltung von weiteren Kraftwerken bzw. die Bereitstellung von Speicherwerken erspart werden kann.
  • Bevorzugt ist die Ladesteuereinheit ausgestaltet, um das Aufladen der Akkueinheit mindestens mit einer Sicherheitsladeleistung durchzuführen. Bevorzugt ist die Sicherheitsladeleistung kleiner als die Ladeleistung des minimalen Lastganges. Vorteilhaft wird erreicht, dass die Akkueinheit unabhängig von der Verbrauchsleistung in dem jeweiligen Netzabschnitt stets zumindest mit der Sicherheitsladeleistung geladen wird, um sicherzustellen, dass die Akkueinheit eine entsprechend vorbestimmte Mindestladung aufweist. Dies ist von Vorteil, da dem Verwender der Fahrzeugeinheit so garantiert ist, dass das Fahrzeug stets einen der sicherheitsgeladenen Akkueinheit entsprechenden Weg zurücklegen kann.
  • In einem weiteren Aspekt bezieht sich die Erfindung auf ein Verfahren zum Steuern eines unidirektionalen Ladevorganges eines elektrischen Fahrzeuges mit den Schritten:
    Bereitstellen von elektrischer Energie in einem Energienetz, Bestimmen einer Verbrauchsleistung in einem Netzabschnitt des Energienetzes, Prognostizieren eines Ladelastganges für das elektrische Fahrzeug auf Basis der vorbestimmten Verbrauchsleistung, Anschließen des elektrischen Fahrzeuges an das Energienetz, wobei das elektrische Fahrzeug eine Akkueinheit zum Aufladen durch Speichern von elektrischer Energie aufweist, und Steuern des Aufladens der Akkueinheit des elektrischen Fahrzeuges gemäß dem prognostizierten unidirektionalen Ladelastganges.
  • Besonders bevorzugt ist ein Verfahren der Nutzung eines (bzw. mehrerer) erfindungsgemäßen unidirektionalen V2G zur Bereitstellung von Sekundärregelleistung:
    Die Batterieladung mehrerer elektrischer Fahrzeuge aus dem elektrischen Netz wird über eine Zentrale des Energienetzbetreibers gesteuert. Durch die Kenntnis der Nutzung der elektrischen Fahrzeuge kann ein Lastgang für die Ladung prognostiziert werden. Die Zentrale gibt zur Bereitstellung positiver Sekundärregelleistung das Signal, von dem prognostizierten Ladelastgang abzuweichen, die Ladung also zeitlich zu verschieben und somit zu dem gewünschten Zeitpunkt die Ladeleistung zu drosseln, um positive Sekundärregelleistung bereitzustellen, bzw. die Ladeleistung zu erhöhen, um negative Sekundärregelleistung bereitzustellen. Das Verfahren funktioniert bevorzugt sinngemäß auch für die anderen Regelleistungsarten und für die Stützung dezentraler Netzabschnitte.
  • Durch Erweiterung des Verfahrens können neben der Bereitstellung oben genannter Netzdienstleistungen auch Lastspitzen in Netzabschnitten reduziert werden. Hierzu wird der geplante Ladelastgang so gelegt, dass zur Lastspitze nur so viel Ladeleistung aus dem Netz entnommen wird, dass einschließlich eines Sicherheitsbandes die gesamte vorbestimmte positive Regelleistung zur Verfügung gestellt werden kann.
  • Alternativ oder ergänzend kann das erfindungsgemäße elektrische Fahrzeug das Sicherheitsband vergrößern.
  • Alternativ oder ergänzend ist ferner bevorzugt, dass das erfindungsgemäße elektrische Fahrzeug auf das Sicherheitsband verzichtet und stattdessen Zwangsladungen vollzieht. In einem solchen Fall wäre das erfindungsgemäße elektrische Fahrzeug für den Fahrer nur eingeschränkt nutzbar und der Fahrer müsste sich nach dem Zwangsladungsplan des erfindungsgemäßen elektrischen Fahrzeugs richten.
  • Die Erfindung wird im Folgenden anhand von Ausführungsbeispielen erläutert, wobei
  • 1 eine unidirektionale Ladung sowohl geregelt als auch ungeregelt illustriert;
  • 2 eine schematische Darstellung der Ladeleistung und der unidirektionalen Bereitstellung von positiver und negativer Regelleistung illustriert;
  • 3 eine weitere schematische Darstellung der Ladeleistung und unidirektionalen Bereitstellung von positiver und negativer Regelleistung zeigt, und
  • 4 eine schematische Darstellung der Netzkopplung von erfindungsgemäßen elektrischen Fahrzeugen zeigt.
  • Die Anbindung von elektrischen Akkuspeichern aus Elektrofahrzeugen an das Stromversorgungsnetz und deren Infrastrukturen zur „intelligenten” Wiederaufladung der Batterien eröffnen die Möglichkeit der gezielten Steuerung nach Bedarf. Insbesondere sind für die Netzbetreiber die Primär-, Sekundärregelleistung und Minutenreserven für die Gewährleistung der Netzstabilität bedeutsam. Wird der erfindungsgemäße Ladeprozess der Batterien, d. h. Akkueinheiten von elektrischen Fahrzeugen, über ein „Dezentrales Energiemanagementsystem” (DEMS) zentral gesteuert, so kann der Ladestrom beliebig „dosiert” – hoch und herunter gefahren – werden, um so „virtuelle” Primär- und Sekundärregelleistung zu schaffen. Es stellt sich überraschend heraus, dass diese Technik des Demand Side Managements (d. h. ohne Rückspeisung) für ein Elektrofahrzeug einer Speicherung mit Rückspeisung (d. h. bidirektional) wirtschaftlich und technisch überlegen ist. Das erfindungsgemäße Elektrofahrzeug, welches auf Demand Side Management beruht, wird im Folgenden „unidirektionales V2G” genannt.
  • Der Ausdruck „Primärregelleistung” ist im Sinne dieser Beschreibung wie folgt verwendet. Verfügbares Primärregelband: Der Erbringer von Primärregelleistung stellt bevorzugt sicher, dass der angebotene Regelbereich pro technische Einheit (TE) mindestens ±2% der Nennleistung der TE jedoch mindestens ±2 MW beträgt, oberhalb der Messtoleranzen sowie oberhalb des Empfindlichkeitsbereiches seiner Anlage liegt und messtechnisch mit der vorhandenen Instrumentierung nachweisbar ist. Das Primärregelband von ±2 MW kann ein einzelnes Elektrofahrzeug üblicherweise nicht erbringen. Hier gilt es bevorzugt, die Summe der ans Netz angekoppelten Elektrofahrzeuge in einem Netzabschnitt als eine technische Einheit zu definieren. Zeitverfügbarkeit:
    Die angebotene Primärregelleistung sollte über den gesamten Angebotszeitraum verfügbar sein (Zeitverfügbarkeit ist 100%). Ein Großteil der privaten Elektrofahrzeuge steht tagsüber nicht im Netz zur Verfügung, bzw. ist irgendwann komplett voll geladen. Zu diesen Zeitpunkten ist die vereinbarte Regelleistung nicht in beide Richtungen (d. h. positive/negative Primärregelleistung) komplett abzurufen. Eine gute Durchmischung der Nutzer (z. B. Frühdienstler, Spätdienstler, Hausmann/frau) in einer „Regelflotte” ist hier bevorzugt.
  • Der Ausdruck „Sekundärregelleistung” ist im Sinne dieser Beschreibung wie folgt verwendet. Verfügbares Sekundärregelband pro technische Einheit: Technische Einheiten, die sich an der Sekundärregelung beteiligen sollen, sollten mindestens ein Sekundärregelband von ±30 MW aufweisen. Die beiden Richtungen (positive und negative Sekundärregelleistung) können in verschiedenen TE bereitgestellt und erbracht werden (siehe oben). Anwendungsverfügbarkeit: Konstruktionsbedingt ist eine Unterscheidung zu treffen zwischen hydraulischen sowie thermischen und sonstigen Einheiten: Pumpspeicheranlagen (Tagesspeicher) müssen mindestens für 4 Stunden mit der vollen kontrahierten Regelleistung zur Verfügung stehen; Hydraulische Jahresspeicher müssen in einzelnen Zeitscheiben unbegrenzt betrieben werden können (hier kann ein individuelles, maximal mögliches Gesamtarbeitsvolumen vereinbart werden); Thermische und sonstige technischen Einheiten müssen unbegrenzt über den angebotenen Zeitraum in der Lage sein, die kontrahierte Sekundärleistung tatsächlich zu erbringen (100% Arbeitsverfügbarkeit). Das erfindungsgemäße unidirektionale V2G verhält sich etwa wie ein Pumpspeicherkraftwerk (Tagesspeicher). Der Speicher ist begrenzt. Daher kann das erfindungsgemäße unidirektionale V2G bevorzugt in diese Klasse einsortiert sein. Zeitverfügbarkeit: Die technischen Einheiten sollten eine Zeitverfügbarkeit von mindestens 95% aufweisen. Teilweise ausgefallene Sekundärregelleistung kann nach Abstimmung mit dem Übertragungsnetzbetreiber durch Minutenreserve ersetzt werden (siehe oben). Nutzungshäufigkeit: Technische Einheiten, die unter dem Sekundärregler betrieben werden, sollten in der Lage sein, kontinuierlich die vom zentralen Sekundärregler geforderte Regelleistung zu erbringen. Dies gilt auch im Falle der Regelrichtungsumkehr (siehe Zeitverfügbarkeit).
  • Der Ausdruck „Minutenreserve” ist im Sinne dieser Beschreibung wie folgt verwendet. Bei der Minutenreserve gibt es den Begriff der „Poolung”. Dies bedeutet, dass mehrere Kraftwerke von ggf. verschiedenen Betreibern innerhalb einer Regelzone gemeinsam an einer Präqualifikation teilnehmen dürfen. Dies entspricht dem Vorgehen, das für eine Präqualifikation eines erfindungsgemäßen unidirektionalem V2G nötig ist, wenn nicht mehrere Elektrofahrzeuge formal zu einer technischen Einheit zusammengefasst werden können. Die Minutenreserve weist auf die „Präqualifikation von Anlagen im Mittelspannungs-/Niederspannungsnetz” hin (gemeint sind damit insbesondere Notstromanlagen). Arbeitsverfügbarkeit: Die Arbeitsverfügbarkeit der angebotenen Minutenreserve muss über den gesamten Angebotszeitraum 100% betragen. Mögliche Einschränkungen im Arbeitsvermögen der einzelnen Technischen Einheiten für die Erbringung von Minutenreserve sind zu nennen (z. B. bei Pumpspeicherkraftwerken oder abschaltbaren Lasten). Technische Einheiten, deren Arbeitsvermögen nicht 100% beträgt, können nur innerhalb eines Minutenreserveleistungspools präqualifiziert werden (siehe oben). Die Möglichkeit der Poolung ggf. auch mit anderen Kraftwerks- und Lasttypen ist für das erfindungsgemäße unidirektionale V2G Konzept besonders vorteilhaft. Zeitverfügbarkeit: Die angegebene Minutenreserveleistung muss über den gesamten Angebotszeitraum vollständig vorgehalten werden und abrufbar sein (Zeitverfügbarkeit 100%). Mögliche Einschränkungen in der Zeitverfügbarkeit der einzelnen Technischen Einheiten für die Vorhaltung und Erbringung von Minutenreserve, die unter 24 Stunden liegen, sollten genannt werden (z. B. max. Betriebszeit einer Anlage). Auch dies ist bei dem erfindungsgemäßen unidirektionalen V2G besonders vorteilhaft. Es ist in diesem Zusammenhang von Vorteil, treffende Prognosen über die Verfügbarkeit von Batteriespeichern am Netz zu tätigen.
  • Zu den genannten Anforderungen sind bevorzugt spezielle Anforderungen des Übertragungsnetzbetreibers zu erfüllen, der für das Gebiet zuständig ist, in dem die Kraftwerkskapazitäten oder steuerbaren Lasten zur Bereitstellung der Regelleistung stehen.
  • Ein Verfahren, bei dem die Leistungsaufnahme ohne nennenswerte Beeinträchtigung der Funktion des Fahrzeuges zeitlich so verschoben wird, dass dem elektrischen Netz Leistung entnommen wird, wenn ein Überschuss an Leistung im Netz vorhanden ist, die Leistungsaufnahme des Fahrzeuges jedoch gedrosselt wird, wenn ein Mangel an elektrischer Leistung im Netz herrscht, wird nachfolgend als „Demand Side Management” bezeichnet.
  • Mit V2G („Vehicle to Grid”, übersetzt ins Deutsche etwa: „Fahrzeug ans Netz”) wird ein Konzept zur Kopplung von Elektro- und Hybridfahrzeugen mit Batteriespeichern an das elektrische Verbundnetz bezeichnet. Die Kopplung erfolgt so, dass durch die Nutzung der Batteriespeicher in den E-Mobilen Netzdienstleistungen wie Regelleistung sowie Blindleistungskompensation bereitgestellt werden können oder Lastglättung erfolgen kann. Das konventionelle V2G Konzept sieht vor, dass E-Mobile Strom aus dem Netz entnehmen und in Zeiten großer Netzlast auch wieder einspeisen. Die vorliegende Erfindung ist ein Demand Side Management System und bringt erhebliche technische, wirtschaftliche und rechtliche Vorteile mit sich.
  • Beim konventionellen bidirektionalen V2G werden ca. 129.000 E-Mobile benötigt, um die anteilig im EWE-Netzgebiet anfallende Sekundärregelleitung darstellen zu können. Dies sind ca. 12% der Privat-PKW-Flotte von EWE-Haushaltsstromkunden (Stand: Februar 2009). Der Engpass der bidirektionalen Regelleistungsbereitstellung ist dabei nicht die verfügbare Wechselrichterleistung und auch nicht die Größe des verfügbaren Speichers, sondern der Energieverbrauch der E-Mobile, der eine gewisse Größe erreichen muss, um die negative Sekundärregelenergie sicher abführen zu können.
  • Nutzt man das erfindungsgemäße unidirektionale V2G, so werden für die Bereitstellung der anteiligen Sekundärregeleistung im EWE-Netzgebiet ca. 376.000 E-Mobile oder 34% der Privat-PKW-Flotte der EWE-Haushaltsstromkunden benötigt. Auch hier ist die „verfahrene Energie” der E-Mobile (elektrische Fahrzeuge) ein wichtiger Faktor.
  • Da aber eine zurückgespeiste kWh aus bidirektionalem V2G mit ca. 0,45 EUR zu Buche schlägt und das unidirektionale V2G im Vergleich nahezu kostenlos genutzt werden kann, sowie zahlreiche technische, rechtliche und abrechnungstechnische Probleme beim bidirektionalen V2G auftreten, ist das unidirektionale V2G von wesentlichem Vorteil. Zudem kann das unidirektionale V2G neben der Sekundärregelleistung problemlos auch Primärregelleistung bereitstellen, was bei der bidirektionalen Variante nur mit Einschränkungen der Fall ist.
  • Ebenso bedeutsam wie die Bereitstellung von Regelleistung ist, dass der „virtuelle” elektrische Speicher des erfindungsgemäßen elektrischen Fahrzeuges geeignet ist, Strom von nachhaltigen Energietechnologien-Wind- und Sonnenstrom, wann immer sie anfallen – aufnehmen zu können. Dies kann sogar durch eine geringfügige Erhöhung der Anzahl der eingebundenen E-Mobile parallel zu der Bereitstellung von Regelleistung geschehen. Ein Verfahren dazu wird nachfolgend vorgestellt. In dieser Konstellation wird eine ebenso sichere wie nachhaltige Deckung des Strombedarfes der E-Mobilität allein über die „unstete” Windenergie im technischen Zusammenspiel mit dem „virtuellen” elektrischen Speicher erreicht.
  • Entscheidend für die dynamische Einbindung von Elektrofahrzeugen in die bestehenden Stromversorgungsnetze sind Kommunikationstechnologien, die es erlauben, von einer Zentrale aus in einer diversen Infrastruktur dezentrale, räumlich verteilte Verbraucher einheitlich technisch zu adressieren. Ein „Dezentrales Energiemanagementsystem” (DEMS) als Zentrale eines Virtuellen Kraftwerks ist für die jeweilige Region bevorzugt, um diese Technologien einführen zu können. Das DEMS übernimmt die Optimierung der Ladung (und beim bidirektionalen V2G auch der Entladung) der dezentral verteilten Batteriespeicher von E-Mobilen. Dabei wird neben der räumlichen Verteilung der Speicher über das Netzgebiet die Speicherdichteverschiebung über den Tagesverlauf prognostiziert und in die Netzberechnungen integriert. So kann im unidirektionalen V2G trotz der wegen der E-Mobile größeren zu liefernden Energiemenge ein stabiler Betrieb kritischer Leitungstrassen gewährleistet werden.
  • Erfindungsgemäß werden durch den Einsatz von Informations- und Kommunikationstechnologie (IKT) zum Einen Prognosen über dezentrale, stochastische Einspeisung verbessert, zum anderen wird das Netzmanagement durch eine verbesserte Kraftwerkseinsatzplanung optimiert. Im Mittelpunkt steht das Smart Grid, in welchem nicht nur Kraftwerke intelligent gesteuert werden, sondern durch Demand Side Management auch aktiv auf Verbraucher Einfluss genommen wird.
  • Die Informations- und Kommunikationstechnik IKT im Elektrizitätsbereich ist im Folgenden erläutert.
  • Leistungselektronische Elemente zur Netzregelung (z. B. V2G) werden gesteuert, um ihre Funktion der Netzregelung sinnvoll ausführen zu können. Netze, in denen die dezentralen Erzeuger und Verbraucher intelligent gesteuert werden, um eine hohe Versorgungssicherheit und Versorgungsqualität zu gewährleisten, werden Smart Grids genannt. Hierbei unterscheidet man die zentrale und die dezentrale Steuerung. Bei der zentralen Steuerung werden jegliche Informationen der dezentralen Erzeuger inklusive des Netzzustandes an ein zentrales Trustcenter geschickt, das die Informationen bündelt, auswertet und Befehle für geeignete Maßnahmen an die dezentralen Energieeinspeiser zurück gibt. Zu dieser zentralen Steuerung gehören das virtuelle Kraftwerk oder das Dezentrale Energiemanagementsystem (DEMS).
  • Dem gegenüber steht die dezentrale Steuerung, bei der jeder dezentrale Energieeinspeiser nach zuvor festgelegten Regeln entscheidet, welche Reaktion für die aktuelle Situation geeignet wäre.
  • Beide Strömungen werden durch den zunehmenden Einsatz des Smart Meters befördert, eines digitalen Energiezählers, der neben Datenlogger-Funktionen in einigen Fällen auch fernausgelesen werden und ggf. Schalthandlungen vornehmen kann. Der Einsatz des Smart Meters wird z. B. von der Europäischen Kommission unterstützt, um dem Stromkunden mehr Transparenz in seiner Stromrechnung in kürzeren zeitlichen Abständen zu gewähren. Ziel ist es, den Stromnutzer durch zeitlich kurzfristige Rückmeldung auf sein Energie-Nutzungsverhalten zum effizienten Umgang mit elektrischer Energie anzuhalten. Die Basis des Smart Meters bietet eine Grundlage, auf der eine Kommunikationsstruktur für ein Smart Grid aufgebaut werden kann.
  • Mit aktivem Lastmanagement (oder Demand Side Management (DSM)) bezeichnet man die Steuerung der Stromnachfrage bei elektrischen Verbrauchern in Industrie, Gewerbe und Privathaushalten. Engpässe in der Stromerzeugung, wie bspw. durch den Ausfall eines Kraftwerks, oder durch große Nachfrage, z. B. bei Spitzenlast in der Mittagszeit, können durch Fernsteuerung einzelne große und viele elektrische Verbraucher ab- und wieder zugeschaltet werden. Diese Möglichkeit ist allerdings auf Geräte und Maschinen beschränkt, die für eine gewisse Zeit ausgeschaltet werden können, ohne dass jedes Mal die Zustimmung des Benutzers/Besitzers eingeholt werden muss. Hierzu sollte vorher vertraglich geregelt werden, welche Geräte wie lange abgeschaltet werden können. Im Gegenzug erhält der Kunde einen Preisnachlass auf den allgemeinen Stromtarif. Verbraucher, die für die Sicherheit (lebens-)wichtig sind, wie z. B. Alarmanlagen, Sicherheitsbeleuchtung oder Computer, dürfen nicht abgeschaltet werden.
  • Erfindungsgemäß wurde erkannt, dass unidirektionale Elektrofahrzeuge Netzdienstleistungen für die Energiewirtschaft bereitstellen können. Bei dem erfindungsgemäßen unidirektionalen Vehicle to Grid wird die Ladeleistung durch Regelung angepasst. Erfindungsgemäß wird beim unidirektionalen Vehicle to Grid die Batterie, d. h. die Akkueinheit, des Elektrofahrzeuges über einen unidirektionalen Laderegler an das Netz angeschlossen. Somit kann elektrische Leistung nur aus dem Verbundnetz in die Batterie fließen, jedoch nicht in das Netz zurück gespeist werden. Die Ladeleistung wird erstens vom Batteriemanagement und/oder zweitens vom Virtuellen Kraftwerk bestimmt. Durch zeitliche Verschiebung der Batterieladung können Zeiten gewählt werden, zu denen die elektrische Energie aus dem Netz günstig ist. Zusätzlich kann durch bewusstes Abweichen von einem prognostizierten Ladelastgang Regelleistung bereitgestellt werden.
  • Ein virtuelles Kraftwerk ist eine Zusammenschaltung von kleinen, dezentralen Kraftwerken, wie zum Beispiel erfindungsgemäßen elektrischen Fahrzeugen, Photovoltaikanlagen, Kleinwasserkraftwerke und Biogasanlagen, aber auch kleine Windenergieanlagen und Blockheizkraftwerke kleinerer Leistung zu einem Verbund, die gemeinsam gesteuert werden. Mit einer stärkeren Verbreitung der Mikro-KWK zur Energieversorgung von Gebäuden wird das Konzept des virtuellen Kraftwerks immer naheliegender, indem durch koordiniertes Einspeiseverhalten zusätzliche wirtschaftliche Vorteile (z. B. Erzeugung von Spitzenlaststrom und Angebot von Regelenergie) erzielt werden. So kann ein Mini-KWK den Strom vorwiegend zur Netzlastspitze produzieren und die zeitweilig überschüssige Wärme in einem Wärmespeicher Puffern. Der Besitzer einer dezentralen Anlage sollte zu diesem Zweck Eingriffe durch den Betreiber des Virtuellen Kraftwerks in seinen Anlagensteuerung gestatten, was gerade in privaten Haushalten zu erheblichen Akzeptanzproblemen führen könnte.
  • Aufgrund ihrer Struktur mit kleinen Erzeugern können virtuelle Kraftwerke die bestehenden Netzstrukturen mit zentralen Großkraftwerken nicht vollständig ersetzen.
  • Vielmehr eröffnet das Konzept des Virtuellen Kraftwerks die Möglichkeit zur Ergänzung und Optimierung der bestehenden Strukturen des Energieversorgungssystems.
  • Neben Akzeptanzproblemen stellen unter anderem die Kosten der Kommunikation und der Aufwand der zentralen Steuerung des virtuellen Kraftwerks im Vergleich zur ungekoppelten Betriebsweise der dezentralen Einspeiseanlagen ein Hemmnis zur Verbreitung von Virtuellen Kraftwerken dar. Daher werden auch Virtuelle Kraftwerke bevorzugt, bei denen die einzelnen dezentralen Einsgeiser nicht über eine ständige informationstechnische Kopplung verfügen.
  • Werden Generatorverbünde und Lastverbünde zusammengeschaltet, kann eine intelligente Steuerung erreichen, Leistungsspitzen durch Demand Side Management des erfindungsgemäßen elektrischen Fahrzeuges auszugleichen, um nachfolgend den verbleibenden Leistungsrestbedarf kostengünstig aus dem Angebot der angeschlossenen Generatorverbünde zu decken.
  • Virtuelle Kraftwerke nutzen Synergieeffekte, die aus der Zusammenschaltung von Einzelkraftwerken entstehen. Zu diesen Effekten zählen z. B. die Lastverteilung, also die Deckung von Spitzenlasten, die ein einzelnes Kraftwerk überfordern würden, durch Zuschaltung weiterer Erzeuger. Ebenso zählt hierzu der Ausgleich von standort- oder wetterbedingten Nachteilen. Weil man Grundlastkraftwerke wie z. B. Kern- und Braunkohlekraftwerke aus wirtschaftlichen Gründen bei Nacht üblicherweise nicht herunterfährt, ist die Zwischenspeicherung des Nachtstroms in Speicherkraftwerken eine konventionelle Technik.
  • Beispielsweise könnten ein Windpark, ein photovoltaisches Kraftwerk sowie ein Energiespeicher (z. B. Pumpspeicherkraftwerk oder Batterien in erfindungsgemäßen Elektrofahrzeugen) zu einem virtuellen Kraftwerk kombiniert werden: Weht wenig Wind, speist evtl. das Solarkraftwerk gerade große Mengen an Elektrizität ein. Scheint keine Sonne, kann evtl. das Windkraftwerk liefern. Scheint die Sonne stark, und es weht viel Wind, kann überschüssige Energie im Pumpspeicher oder erfindungsgemäßen Elektrofahrzeug aufbewahrt werden. Weht kein Wind und scheint keine Sonne, liefert das Pumpspeicherwerk die Energie zurück. Je mehr unterschiedliche Einzelkraftwerke und Kraftwerksarten kombiniert werden, desto höher ist der Synergieeffekt und damit die Gesamteffizienz des virtuellen Kraftwerkes.
  • Mögliche Beiträge des erfindungsgemäßen unidirektionalen V2G zur Netzstabilisierung ohne Einbindung von Wechselrichtern in das Verbundnetz sind:
    • 1. Beteiligung an Primär-, Sekundärregelung und Minutenreserve durch Erhöhung oder Reduzierung der Batterie-Ladeleistung und somit der Netzbelastung
    • 2. Ggf. Blindleistungsbereitstellung im Netz durch aktive Gleichrichtung
  • Mit dieser Variante können folgende Nachteile bekannter Systeme umgangen werden:
    • – Einhaltung der VDE 0126: Da keine Rückspeisung stattfindet, muss auch keine Norm für die Rückspeisung eingehalten werden.
    • – Bei der Rückspeisung von Strom aus E-Mobilen in das Versorgungsnetz wird die Problemstellung aufgeworfen, dass Privatpersonen (Verbraucher) nicht zu Verkäufern des Stroms werden können und somit Verbraucher bleiben. D. h. diese Personen wären bei dem Kauf von Strom verpflichtet, Mehrwertsteuer zu zahlen und bei der Rückspeisung (dem Verkauf) nicht zur Mehrwertsteuererstattung berechtigt.
  • Die erfindungsgemäße unidirektionale Netzankopplung von Elektrofahrzeugen weist die folgenden Charakteristiken auf:
    • – Blindleistungsausgleich: Ist möglich, insbesondere wenn aktive Gleichrichtung integriert ist;
    • – Primärregelung: Ja, möglich;
    • – Sekundärregelung: Ja, möglich;
    • – Minutenreserve: Ja, möglich;
    • – Regelleistungsband: Band zwischen maximaler Ladeleistung und keiner Ladung, primär limitiert durch Energieverbrauch und Nutzeranforderungen;
    • – Vorschlag eines Regelalgorithmus (Beispiele: kontinuierlicher Ladestrom, der zur Bereitstellung von Regelleistung gedrosselt oder erhöht werden kann);
    • – Stützung von Abschnitten des Verteilnetzes: Ja, passiv durch Demand Side Management.
  • Eine Ausführungsform eines erfindungsgemäßen unidirektionalen Vehicle to Grid 50 ist in 1 dargestellt und mit dem Stromversorgungsnetz 10 (z. B. als WAN Kommunikationsnetz) verbunden. Ein erfindungsgemäßes unidirektionales Vehicle to Grid weist beispielsweise die folgenden Einheiten auf, die in unterschiedlichen Ausführungsformen unterschiedlich zusammengestellt sein können:
    • – DEMS 11 (SCT, SCP): Das Dezentrale Energie Management System ist die Zentrale des Virtuellen Kraftwerks. Von hier aus werden Befehle an die Mikrokraftwerke geschickt, so dass das Ladegerät „weiß” wann es wie stark laden soll.
    • – Die Stationäre Ladestation 12 steht für ein physisches Gerät, das außerhalb des E-Mobiles an einem festen Ort steht und die Aufgabe hat, die Batterien zu laden. Dies kann durch eine Batteriewechselstation oder eine Stromtankstelle realisiert werden. Die stationäre Ladestation kann eine Smart Metering Einheit und eine Ladefreigabeeinheit 13 aufweisen.
    • – SMet-E 51: Die Smart Metering Einheit misst die elektrische Leistung, berechnet die übertragene Energie und stellt sie als digitalen Wert zur Verfügung.
    • – Leistungselektronik 52: Der Umrichter dient der Gleichrichtung zur Batterieladung. Zusätzlich kann die Leistungselektronik das Steuermanagement und die Bordelektronik aufweisen.
    • – Energie-Speicher Akku 53: Es gibt verschiedene Ausführungsformen der Anordnung des Akkus: im E-Mobil zur Ladung über einen Netzstecker; wird die stationäre Ladestation zur Batterietauschstation, kann der Akku dem E-Mobil entnommen, in die Batterietauschstation mechanisch eingefügt und dort geladen werden.
    • – Embedded System, Kommunikation, IP 51: Dies ist die Kommunikationseinheit im Fahrzeug, die die Verbindung zwischen der Nutzerschnittstelle, der Ladestation und dem Energiemanagement übernimmt.
    • – MSR-Technik 54: die Mess-, Steuer- und Regeltechnik stellt Messwerte aus dem Fahrzeug zur Verfügung und übernimmt Steuer- und Regelungsaufgaben im Fahrzeug.
    • – Nutzerschnittstelle 55 (Design, Funktionen): Die Nutzerschnittstelle dient der Kommunikation zwischen Technik im Fahrzeug und Nutzer. Sie kommuniziert Zustände im Fahrzeug und im elektrischen Netz mit den Fahrer (aktuell verfügbare Reichweite, Preis pro kWh bei bestimmten Laderandbedingungen, etc.). Zudem dient sie als Eingabetool für den Nutzer, um optional mit den Netzbetreiber zu kommunizieren.
    • – Energiemanagement 56: Das hier adressierte Energiemanagement sorgt für geordnete Energie- und Leistungsflüsse zwischen den Komponenten im E-Mobile. Diese können sein: Super-CAPS, Akku, E-Antrieb, Ladegerät (230 V) 59 etc.
    • – Super-CAPS 57: Super-CAPS sind Kondensatoren, die große Leistungen schnell und mit gutem Wirkungsgrad aufnehmen können. Batterien sind besser geeignet, um vergleichsweise geringe Leistungen, aber große Energiemengen aufzunehmen.
    • – E-Antrieb 58: Antrieb, der das E-Mobil elektrisch in Bewegung versetzt.
  • Zu den Komponenten sind in 1 gestrichelte Pfeile dargestellt, die für die Datenübertragung, bzw. Kommunikation, zwischen technischen Komponenten stehen. Die Pfeile sind nummeriert und bedeuten:
    • 1. Kommunikation zwischen dem DEMS und der Smart Metering Einheit.
    • Dieser kann z. B. über Powerline Communication oder das Mobilfunknetz realisiert sein.
    • 2. Kommunikation zwischen der Smart Metering Einheit in der Ladestation und dem Embedded System im Fahrzeug. Diese kann je nach Komplexität der übertragenen Daten durch Powerline Communication oder eine spezielle Datenleitung realisiert werden.
    • 3. Kommunikation zwischen der Nutzerschnittstelle und dem Embedded System. Diese kann z. B. über den CAN Bus des Fahrzeugs realisiert werden.
    • 4. Kommunikation zwischen dem Embedded System und dem Energiemanagement. Dies kann ebenfalls z. B. über den CAN Bus Realisiert werden.
  • Zudem sind in 1 Pfeile zu sehen, die für die Leistungsübertragung, bzw. den Energiefluss, stehen. Diese sind mit römischen Zahlen nummeriert:
    • I. Ladung der Batterie über ein 230 V einphasiges Ladegerät 59 am Netz.
    • II. Leistungsaustausch zwischen stationärer Ladestation 12 (z. B. an ~ 400 V Stromnetz) und Leistungselektronik im Fahrzeug.
    • III. Fahrzeuginterner Leistungsfluss zu und von den Batterien und ggf. den Super-Caps und dem aktiven Gleichrichter 60.
    • IV. Leistungsfluss von den Batterien/den Super Caps zum elektrischen Antrieb des Fahrzeugs. Bei der Fahrzeugbremsung wird die Bremsenergie zurück in die Batterien/die Super-Caps gespeist (Rekuperation, angedeutet in 1 durch Pfeil A).
  • 1 zeigt einerseits eine Kommunikationsstruktur der Einheiten 11, 13, 51, 55 und 56, und andererseits eine Energieflussstruktur der Einheiten 53, 57, 58, 59 und 60.
  • Das Fahrzeug der 1 kommuniziert direkt mit dem DEMS z. B. über Power-Line Communication. Um herauszufinden, mit welchem Zähler die Ladeenergie verrechnet wird, identifiziert sich die Steckdose beim E-Mobil, welches bevorzugt seine eigene IP mit der IP der Steckdose an das DEMS weiter gibt.
  • In 1 ist sowohl die geregelte (400 V) unidirektionale Ladung wie auch die ungeregelte (230 V) unidirektionale Ladung dargestellt.
  • Die technische Einheit zur Kommunikation zwischen Fahrzeug und Netz kann im Fahrzeug oder an der externen Stromtankstelle angeordnet sein. Die Anordnung im Fahrzeug weist den Vorteil auf, dass das Stromtankstellennetz kostengünstig ausgebaut werden kann. Die Anordnung an der externen Stromtankstelle weist den Vorteil auf, dass Abrechnung und Kommunikation über proprietäre Kanäle des jeweils zuständigen Netzbetreibers erfolgen kann; ferner treten Doppelabrechnungen nicht auf.
  • Aufgabe der Kommunikationseinheit ist es, den Datenaustausch zwischen Fahrzeug/Batterie und Verbundnetz/Netzbetreiber durchzuführen, Konflikte mit bestehender Infrastruktur zur Stromversorgung und -abrechnung zu umgehen, sowie nach Vorgaben Schalthandlungen vorzunehmen, zu denen sie Befehle vom Batteriemanagement oder vom Netzbetreiber erhalten hat, sowie Schalthandlungen vorzunehmen, über die dezentral entschieden werden kann.
  • Die fahrzeuginterne Kommunikationseinheit zwischen Netz und Fahrzeug bzw. fahrzeuginterne Leistungselektronik weist bei der erfindungsgemäßen unidirektionalen Netzankopplung (mit aktivem oder passivem Gleichrichter) den Vorteil auf, dass sie in kleinen Stückzahlen technisch sinnvoll einsetzbar ist, da sie überall nutzbar sind, wo ein Signal des Netzbetreibers verfügbar ist. Ferner besteht ein geringerer Aufwand für die Hardwareentwicklung und ein mittlerer Normungsbedarf bei Zusammenarbeit mit mehreren E-Mobile-Herstellern. Auch ist das System nachrüstbar und in großen Stückzahlen wirtschaftlich einsetzbar.
  • Die Verwendung einer externen Kommunikationseinheit zwischen Netz und Fahrzeug bzw. fahrzeugexterne Leistungselektronik (Stromtankstelle) weist in dem erfindungsgemäßen System der unidirektionalen Netzankopplung (mit aktivem oder passivem Gleichrichter) den Vorteil auf, dass ein besonders geringer Aufwand für die Hardwareentwicklung erforderlich ist. Je nach Ausführung besteht ein geringer bis sehr geringer Normungsbedarf bei Zusammenarbeit mit mehreren E-Mobil-Herstellern. Auch ist das System einfach nachrüstbar und in großen Stückzahlen wirtschaftlich einsetzbar.
  • Im Folgenden wird beispielhaft die erfindungsgemäße unidirektionale Bereitstellung von Sekundärregelleistung betrachtet. Die Betrachtung erfolgt unter den folgenden drei Randbedingungen:
    • 1. die zu beziehende Leistung,
    • 2. die Bereitstellung von Regelleistung über bis zu 4 Stunden,
    • 3. die Bereitstellung eines Dauerlastbandes über 24 Stunden.
  • Die folgenden Berechnungen basieren auf der Annahme, dass ca. 2.130.000 Menschen an das Stromnetz der EWE AG (Stand: Februar 2009) angeschlossen sind. Dies sind etwa 2,6% der 82.127.000 Einwohner Deutschlands.
  • Der Anteil von 2,6% am Gesamtstromverbrauch, bzw. der Einwohnerzahlen, wird auf die gesamte Sekundärregelleistung in Deutschland bezogen. 2,6% von 3.000 MW positiver Sekundärregelleistung entsprechen 78 MW und 2,6% von 2.400 MW negativer Sekundärregelleistung sind 62,4 MW, die rein rechnerisch für das EWE-Gebiet angenommen werden können.
  • Diese Beträge der im EWE-Bereich anteilig anfallenden Sekundärregelleistung könnten theoretisch durch in den Batterien von E-Mobilen gespeicherte Energie bereitgestellt werden. Die hierfür benötigte Anzahl an Fahrzeugen kann auf der dargestellten Grundlage für das Szenario eines konventionellen bidirektionalen und anschließend eines unidirektionalen Anschlusses von E-Mobilen an das Netz abgeschätzt werden. Es wird in beiden Szenarien davon ausgegangen, dass die Fahrzeuge an dreiphasige 16 A/230 V-Steckdosen angeschlossen werden, und dass auch die Leistungselektronik der Fahrzeuge auf diese Werte ausgelegt ist. Somit ergibt sich eine Anschlussleistung von ca. 11 kVA (berechnet aus 3·16 A·230 V) pro Fahrzeug.
  • Es lässt sich berechnen, dass ein durchschnittlicher PKW ca. 65 Minuten pro Tag fährt und somit nicht am Netz zur Verfügung stehen kann. Ca. 25% der 65 Minuten Fahrzeit fallen in den Zeitraum von 15 Uhr und 19 Uhr. Somit werden in diesen 4 Stunden doppelt so viele Automobile bewegt wie im Durchschnitt des restlichen Tages. Auch in diesem kritischen Zeitraum muss die erforderliche Regelleistung vollständig zur Verfügung stehen. Daher wird die Anzahl der benötigten Fahrzeuge zur Bereitstellung von Sekundärregelleistung genau für diesen Zeitraum berechnet. Innerhalb der vier Stunden zwischen 15 und 19 Uhr fährt ein E-Mobil also durchschnittlich 25% von 65 Minuten = 16,25 Minuten. Der restliche Zeitraum der betrachteten 4 Stunden, der ca. 93,23% (berechnet aus 223,75 min/240 min) entspricht, ist reine Standzeit.
  • Die Anschlussdauer des PKW an das Verbundnetz während der Standzeiten hängt primär von der Quantität und Verteilung der verfügbaren Stromtankstellen im Netzgebiet, dem finanziellen Anreiz für den Fahrzeugnutzer, sein Fahrzeug an das Verbundnetz zu koppeln, sowie den vom Fahrer verlangten Aufwand für die Kopplung ab. Es wird im Folgenden davon ausgegangen, dass eine gut ausgebaute Infrastruktur an Stromtankstellen vorliegt und die Fahrzeuge daher 80% ihrer Standzeiten an das Verbundnetz gekoppelt sind. Somit steht innerhalb der 4 kritischen Nachmittagsstunden im Durchschnitt ca. 75% der Fahrzeuge (80% der oben berechneten 93,23%) am Netz zur Verfügung.
  • Berechnungen, auf die im Rahmen dieser Anmeldung nicht näher eingegangen werden soll, ergeben, dass 128.872 Elektromobile benötigt werden, um 2,6% der in Deutschland benötigten Sekundärregelleistung bereitstellen zu können, wenn das konventionelle bidirektionale Vehicle to Grid genutzt wird. Die benötigte Anzahl von Fahrzeugen bei geregeltem unidirektionalem Anschluss berechnet sich wie folgt:
    Unmittelbar nach der Nutzung eines E-Mobiles wird seine Batterie an einer Steckdose wieder aufgeladen. Für den geregelten unidirektionalen Anschluss der E-Mobile an das Verbundnetz kann die Fahrleistungsverteilung über den Tag und somit der Ladelastgang der Batterien bei ungeregelter Ladung für jede Stunde des nächsten Tages prognostiziert werden. Dank des Batteriespeichers kann der Ladezeitraum zeitlich verschoben und damit der Ladelastgang bewusst beeinflusst werden. Somit kann trotz einer Abweichung der tatsächlichen von der prognostizierten Fahrleistungsverteilung über den Tag der prognostizierte Ladelastgang eingehalten werden. Darüber hinaus kann bei Bedarf bewusst von dem prognostizierten Lastgang abgewichen und Regelleistung zur Verfügung gestellt werden.
  • Da es im unidirektionalen Betrieb der E-Mobile nicht möglich ist, Leistung ins Netz zurück zu speisen, besteht aus Sicht der E-Mobil-Nutzer die Möglichkeit der Bereitstellung von positiver Sekundärregelleistung darin, ihre Abnahme, also die Batterieladung aus dem Netz, zu vom Netzbetreiber gewünschten Zeitpunkten zu drosseln (die Verringerung einer Leistungsaufnahme ist aus Sicht des Netzbetreibers gleichbedeutend mit der Bereitstellung zusätzlicher Leistung). Das bedeutet, dass eine konstante Ladeleistung von 78 MW durch die E-Mobile vorhanden sein sollte, um die für das Netzgebiet der EWE anteilig berechnete positive Regelleistung jederzeit zur Verfügung stellen (abschalten) zu können.
  • Zusätzlich muss die Aufnahme der negativen Sekundärregelleistung in Höhe von 62,4 MW zu vom Netzbetreiber gewünschten Zeitpunkten ermöglicht werden.
  • 2 zeigt eine schematische und uhrzeitabhängige Darstellung der unidirektionalen Vehicle to Grid-Ladeleistung PL und unidirektionale Bereitstellung von positiver Sekundärregelleistung A und negativer Sekundärregelleistung B. Der Ladeleistungsverlauf zwischen A und B bezeichnet den prognostizierten Ladelastgang D.
  • Die Bereitstellung von negativer bzw. positiver Regelleistung erfordert über jeweils bis zu 4 Stunden eine zusätzliche Ladeleistung von bis zu 62,4 MW bzw. die Drosselung der Ladeleistung um bis zu 78 MW. Ein Sicherheitsband C für eine unaufschiebbare Ladung von bis zu 30% (entspricht hier ca. 42 MW) der teilnehmenden E-Mobile erwies sich als vorteilhaft.
  • In dem in 2 dargestellten Szenario wird davon ausgegangen, dass durch zeitliche Verschiebungen der Ladevorgänge eine konstante Gesamtladeleistung mit den dargestellten Abweichungen für positive und negative Regelleistung erreichbar ist. Aufgrund des vorgesehenen Sicherheitsbands von 30% der Gesamtladeleistung ist der konstante Verlauf des Ladelastgangs immer noch gewährleistet, wenn E-Mobile mit einer kumulierten Ladeleistung von bis zu 42 MW gleichzeitig eine Schnellladung durchführen, und somit nicht im Rahmen der Regelleistungsbereitstellung abgeschaltet werden können. Die gesamte E-Mobil-Flotte muss also in der Lage sein, jederzeit mit einer Leistung von 78 MW zu laden, die bei Bedarf über bis zu 4 Stunden komplett abgeschaltet werden kann, um positive Regelleistung zu liefern, sowie eine zusätzliche Ladeleistung von 62,4 MW über bis zu 4 Stunden abzunehmen, um negative Regelleistung zu liefern. Geht man von einem 11 kW-Anschluss sowie einem Nachmittagszeitraum von 15 bis 19 Uhr aus, in dem nur 75% der E-Mobile für die Netzregelung zur Verfügung stehen, so wird folgende Gesamtanzahl an E-Mobilen benötigt: AMG = (LSRP + LSRN)/(0,75LAM) (1) mit
    • AMG
    benötigte Gesamtanzahl E-Mobile
    LSRP
    positive Sekundärregelleistung [MW]
    LSRN
    negative Sekundärregelleistung [MW]
    LAM
    Anschlussleistung pro E-Mobil [kW]
  • Somit ergibt sich eine benötigte Gesamtanzahl von 17.019 E-Mobilen.
  • Zusätzlich zur oben dargestellten Leistungsbereitstellung sollte der benötigte Energiespeicher vorhanden sein. Dieser müsste zu jedem Zeitpunkt zusätzlich zur prognostizierten Ladung folgende freie Speicherkapazitäten umfassen: SEP = LSRPtL (2) mit
    • SEP
    erforderlicher Energiespeicher zur Bereitstellung positiver Regelleistung [MWh]
    LSRP
    positive Sekundärregelleistung [MW]
    tL
    Ladezeit [h]
  • Für eine positive Sekundärregelleistung von 78 MW und eine Ladezeit von 4 Stunden beträgt der erforderliche Gesamtenergiespeicher 321 MWh. In derselben Zeit wird der Speicher regulär mit mindestens 62,4 MW geladen, um auch jederzeit die negative Regelleistung bereitstellen zu können. SEC = (LSRP + LSRN)tL (3) mit
    • SEC
    erforderlicher Gesamtenergiespeicher der E-Mobile [MWh]
    LSRP
    positive Sekundärregelleistung [MW]
    LSRN
    negative Sekundärregelleistung [MW]
    tL
    Ladezeit [h]
  • Insgesamt sollte für eine Gesamtregelleistung von 140,40 MW, zusammengesetzt aus negativer und positiver Regelleistung, für einen Zeitraum von 4 Stunden freie Speicherkapazität von mindestens 561,6 MWh jederzeit verfügbar sein.
  • Will man den maximalen Ladezustand des durchschnittlichen E-Mobils auf 80% SOC dimensionieren, so müssen die letzten 20% des verfügbaren Speichers eine Kapazität von 561,6 MWh aufweisen. Geht man wie oben davon aus, dass E-Mobile 30 kWh Speicherinhalt besitzen und zu 75% am Netz zur Verfügung stehen, dann errechnet sich die Gesamtanzahl der benötigten E-Mobile wie folgt: AMG = SRG/(0,2SEM0,75) (4) mit
    • AMG
    benötigte Gesamtanzahl E-Mobile
    SEC
    erforderlicher Gesamtenergiespeicher der E-Mobile [MWh]
    SEM
    Energiespeicher pro E-Mobil [kWh]
  • Die benötigte Gesamtanzahl beträgt für die gemachten Annahmen 124.800 E-Mobile.
  • Zudem sollte sicher gestellt sein, dass rund um die Uhr mindestens mit 78 MW geladen wird, um die positive Regelleistung durch Reduzierung der Ladeleistung darstellen zu können. S24 = LSRPt24 (5) mit
    • S24
    über den Tag benötigter Gesamtspeicher [MWh]
    t24
    Ladezeit über einen Tag [h]
  • Dies bedeutet, dass täglich mindestens 1.872 MWh elektrische Energie in die Batteriespeicher von E-Mobilen im Netzgebiet geladen und diese Energie auch „verfahren” werden sollte. Damit berechnet sich die benötigte Anzahl an E-Mobilen wie folgt: AMG = S24/EB/LTF (6) mit
    • AMG
    benötigte Gesamtanzahl E-Mobile
    S24
    über den Tag benötigter Gesamtspeicher [MWh]
    EB
    Energieverbrauch im Betrieb pro E-Mobil [kWh/km]
    LTF
    Tagesfahrleistung pro E-Mobil [km/Tag]
  • Mit einem Energiebedarf von 0,18 kWh/km und einer mittleren Tagesfahrleistung jedes E Mobils von 40 km ergibt sich eine benötigte Gesamtanzahl von 260.000 E-Mobilen.
  • Unter Berücksichtigung eines Sicherheitsfaktors, um in der Praxis auftretende Schwankungen bei der Bereitstellung der Regelleistung abzudecken, ergibt sich eine benötigte Gesamtanzahl von 375.985 unidirektionalen Elektromobilen. Dies entspricht 34% der privaten Fahrzeugflotte der Haushaltskunden von EWE.
  • An Wochenenden, an denen weniger gefahren wird als an einem durchschnittlichen Tag, kann es zu Engpässen in der Bereitstellung positiver Regelleistung kommen. Hält die geringe Fahrleistung über einen längeren Zeitraum an, so werden die Batteriespeicherkapazitätsreserven (oben als 20% des Speicherinhalts definiert) voll geladen, so dass es auch zu Engpässen in der Bereitstellung negativer Sekundärregelleistung kommen kann.
  • Vor längeren Strecken und für die Batteriewartung sollte die Batterie eines E-Mobils komplett voll geladen werden. Ein E-Mobil mit komplett voll geladenem Speicher kann nicht an der Bereitstellung von Sekundärregelleistung teilnehmen. Ebenso kann ein E-Mobil, das gezielt auf eine kurz bevorstehende Fahrt vorbereitet und daher voll geladen wird, nicht an der Regelleistungsbereitstellung teilnehmen. Dieses Faktum beeinflusst die Anzahl der benötigten Fahrzeuge nicht, da hier die verfügbare Abnahmeleistung reduziert wird, die jedoch wie oben gezeigt keinen Engpass darstellt. Die Energielimitierung wird hierdurch eher nicht beeinflusst.
  • Bezüglich der Wirtschaftlichkeit der erfindungsgemäßen unidirektionalen Variante ist das Folgende zu bemerken:
    Bei der erfindungsgemäßen unidirektionalen Variante entsteht keine zusätzliche Zyklisierung, d. h. erzwungene Entladung durch Rückspeisung, der Batterie durch V2G und somit entsteht auch kein zusätzlicher Aufwand im Betrieb. Der Ertrag wird hingegen wie bei der bidirektionalen Variante aus dem Leistungspreis des Sekundärregelleistungsangebots als auch durch die Nutzung der günstigen negativen Sekundärregelleistung (siehe oben) generiert, allerdings auf mehr E-Mobile aufgeteilt. Die 135.470 MWh aus negativer Sekundärregelleistung teilen sich auf 375.985 E-Mobile, so dass für jedes E-Mobil 360 kWh/Jahr an kostenloser Ladung möglich wären. Dies ergibt eine Einsparung in Höhe von ca. 74 EUR/E-Mobil und Jahr entsprechend ca. 14% der gesamten Jahresenergiekosten für das E-Mobil.
  • Die unidirektionale Variante weist gegenüber der bidirektionalen Variante also auch einen klaren wirtschaftlichen Vorteil auf, da ein Aufwand für eine Rückspeisung von positiver Sekundärregelenergie erfindungsgemäß vermieden ist.
  • Bisher wurde die Bereitstellung von Sekundärregelleistung betrachtet. Insbesondere unidirektionales V2G eignet sich aber auch, um Primärregelleistung bereit zu stellen. Beim unidirektionalen V2G entstehen keine zusätzlichen Kosten durch die Bereitstellung positiver oder Aufnahme negativer Regelenergie. Dies ist von Vorteil, da die bereitgestellte oder abgenommene Regelenergie bei der Primärregelung nicht vergütet wird. Der Preis bestimmt sich lediglich über die bereitzustellende Leistung. Bidirektionales V2G eignet sich hingegen nicht zur Primärregelleistungsbereitstellung, da die Energiekosten bei dieser Variante die Erträge übersteigen könnten.
  • Auch im Vergleich zum direkten Wettbewerber im Markt für Regelenergie, dem Pumpspeicherkraftwerk, stellt sich das unidirektionale V2G mit seinen verschwindend geringen Kosten und technisch als vorteilhaft dar; das bidirektionale V2G kann dem gegenüber nicht standhalten.
  • Das erfindungsgemäße Vehicle to Grid weist aus Sicht des Netzbetreibers u. a. die folgenden vorteilhaften Effekte auf:
    • – Verkauf zusätzlicher elektrischer Energie für die Ladung von Batterien in Elektrofahrzeugen
    • – Aktive Stützung schwacher Netzteile in kritischen Situationen
    • – Abnahme von Spitzen aus der Einspeisung erneuerbarer Energien, bzw. Glättung von Lastgängen
    • – Ggf. dezentraler Blindleistungsausgleich Ggf. dezentrale Oberschwingungskompensation
    • – Entlastung der Übertragungsnetze aufgrund der dezentralen Verteilung der Speicher.
  • Im Folgenden ist eine Betrachtung für den Verkauf von elektrischer Energie gegeben. Jeder Haushalt besitzt im Schnitt 1,1 PKW. Diese werden durch E-Mobile ersetzt, die aus dem elektrischen Netz geladen werden. Wie oben erwähnt, fährt ein PKW am Tag durchschnittlich 40 km, d. h. 14.600 km pro Jahr. Es sei das oben vorgestellte Szenario angenommen, so verbraucht ein E-Mobil 0,18 kWh/km. Im Jahr sind das 14.600 km × 0,18 kWh/km = 2.628 kWh. Dies sind 75% des durchschnittlichen Stromverbrauchs eines Haushalts ohne E-Mobil von ca. 3.500 kWh/Jahr.
  • Wie oben beschrieben, kann ein Großteil der Energie aus negativer Sekundärregelenergie gedeckt werden. Zudem kann durch die Nutzung der Speicher und die dadurch mögliche zeitliche Verschiebung der Ladung Energie genutzt werden, die auf dem Markt günstig angeboten wird.
  • Das erfindungsgemäße unidirektionale E-Mobil erreicht eine aktive Stützung schwacher Netze in kritischen Situationen.
  • Beim unidirektionalen V2G könnte im Bedarfsfall die Last im EWE Netzgebiet innerhalb von Sekunden um 78 MW reduziert werden. Dies sind 9,6% der durchschnittlichen Last im EWE Netzgebiet von 812 MW.
  • Im Folgenden ist eine Ausführungsform einer Abnahme von Spitzen aus der Einspeisung erneuerbarer Energien bzw. Glättung des Lastgangs im Niederspannungsnetz beschrieben. Eine Kombination von Regelleistungsbereitstellung und Lastgangglättung kann folgendermaßen erfolgen:
    Wie oben gezeigt, könnte der Ladelastgang der unidirektionalen E-Mobil-Variante durch zeitliche Verschiebung der Ladevorgänge konstant gehalten werden (siehe 2). Diese Flexibilität ist dem Vorhandensein des erfindungsgemäßen Batteriespeichers zu verdanken. Dieser Vorteil kann darüber hinaus dahingehend ausgenutzt werden, dass der prognostizierte Ladelastgang bewusst von dem konstanten Verlauf in eine Kurve abgeändert wird. Diese Kurve könnte die Täler eines prognostizierten Haushaltlastgangs oder eines Industrielastgangs ausfüllen. Dadurch kann neben der Regelleistungsbereitstellung auch der Tageslastgang des allgemeinen elektrischen Energieverbrauchs geglättet und somit der Bedarf an teurer Spitzenlast reduziert werden.
  • Alternativ könnte auf diese Weise eine prognostizierte eingespeiste Leistung aus Windparks oder ein kombinierter Lastgang aus z. B. Haushaltslastgang minus Windeinspeisung geglättet werden. Dieses Verfahren ist in 3 graphisch dargestellt. Dadurch kann für die E-Mobil-Ladung am folgenden Tag eine wirtschaftliche Optimierung des Stromeinkaufs erfolgen. Sollte die Realität von der Prognose abweichen, so kommt eines der vorgestellten Regelleistungsverfahren zum Tragen. Die Übertragungsnetzbetreiber schreiben beispielsweise Windreserve als eine Art der Regelleistung aus. Die Entwicklung dieses Marktes könnte weiter beobachtet und in das V2G Konzept einbezogen werden.
  • 3 zeigt eine schematische Darstellung der V2G-Ladeleistung und unidirektionalen Bereitstellung von positiver und negativer Sekundärregeleistung in Abhängigkeit eines typischen Haushaltslastgangs mit überlagerter Windleistungskurve (Bezeichnungen A, B, C, D wie in 2).
  • Der typische Haushaltslastgang wird zunächst mit der im EWE-Netzgebiet anfallenden Windleistung überlagert (dies ist hier lediglich schematisch dargestellt und beruht nicht auf den exakten Daten für Windleistung und Haushaltslastgang im EWE-Netzgebiet). In Abhängigkeit des sich daraus ergebenden Lastgangs wird der V2G-Ladelastgang prognostiziert. Sein Verlauf entspricht einer Spiegelung des Haushaltslastgangs mit Windleistungsüberlagerung an einer waagerechten Achse, wodurch diese aus Sicht des Netzbetreibers durch den Ausgleich von Spitzen und Senken geglättet werden kann. Zudem wird zu jedem Zeitpunkt die Bereitstellung von positiver und negativer Sekundärregelleistung garantiert. Dabei muss, wie oben dargestellt, zu jedem Zeitpunkt die Abschaltung von bis zu 78 MW (positive Sekundärregelleistung) möglich sein, ohne das Sicherheitsband zu gefährden. Dieses gewährt eine Ladeleistung für E-Mobile von bis zu 42 MW zu jedem Zeitpunkt des Tages. Außerdem muss jederzeit eine zusätzliche Aufnahme von bis zu 62,4 MW (negative Sekundärregelleistung) möglich sein.
  • Aufgrund des schwankenden Verlaufs des Ladelastgangs besteht zwischen diesem und dem Sicherheitsband über einen Großteil des Tages eine Differenz > 78 MW. Damit ergibt sich für diese Form des Energiemanagements ein Bedarf an E-Mobilen, der die oben berechnete Anzahl übersteigt. Die zusätzlich benötigte Ladeleistung wird an der Stelle ihrer größten Amplitude PZ bezeichnet. Von PZ ist die Anzahl zusätzlicher E-Mobile abhängig.
  • Ähnlich wie beim Intraday-Trading an der Börse, dem Durchführen von Handelsgeschäften innerhalb eines Tages, kann PZ über den Verlauf des Tages kurzfristig günstig am Markt angeboten werden. Durch dieses Vorgehen wird eine verstärkte Integration erneuerbarer Energien in das elektrische Netz möglich. Erfindungsgemäß wird eine Entlastung der Übertragungsnetze aufgrund von dezentraler Verteilung erreicht.
  • In Deutschland liegen die Haupterzeugungsgebiete von regenerativer Energie in Form von Windenergieanlagen im Norden an der Küste, die Haupt-Lastgebiete jedoch im Süden Deutschlands. Pumpspeicherkraftwerke, die überschüssige Leistung aus den erneuerbaren Energien aufnehmen könnten, sind aufgrund geologischer Randbedingungen tendenziell eher im Süden Deutschlands platziert.
  • Durch die Umsetzung von unidirektionalen V2G im Netzgebiet der EWE wird ein sehr flexibel einsetzbarer Speicher für Erneuerbare Energien im Norden Deutschlands verfügbar. Dies entlastet die Übertragungsnetze. Auf diese Weise kann sich der Netzbetreiber, z. B. EWE, unabhängiger von den umliegenden Übertragungsnetzbetreibern machen.
  • Es lässt sich also festhalten, dass das erfindungsgemäße unidirektionale Vehicle to Grid technische Vorteile gegenüber der bidirektionalen konventionellen Kopplung bietet. Im Folgenden wird eine Ausführungsform beschrieben, mit der das erfindungsgemäße unidirektionale Vehicle to Grid im Netzgebiet eines Netzbetreibers, z. B. EWE, effizient und technisch vorteilhaft umgesetzt werden kann. Insbesondere wird ein technischer Lösungsvorschlag zur Kommunikationsstellenimplementierung bereitgestellt.
  • Um eine Regelung (und auch Abrechnung) der Batterieladung eines E-Mobils durchführen zu können, erhält der Netzbetreiber in seiner Zentrale folgende Informationen:
    vom Fahrzeug: IP Adresse des Fahrzeugs, um den getankten Strom dem Fahrzeugbesitzer oder Fahrer in Rechnung stellen zu können. Ein Soll-Ladelastgang mit Toleranzbändern, die für die Regelleistungsbereitstellung genutzt werden können. Alternativ: Batteriespeicherkapazität, minimale und maximale Ladeleistung, aktuelle Batteriewartungsanforderungen, aktueller Batterieladezustand, geplanter Zeitpunkt der nächsten Fahrt, und/oder mindestens zu ladende Energiemenge (jeweils bezogen auf die Energie oder Leistung, die über den Netzstecker übertragen werden muss).
    vom Haus: Identifikation des Stromkunden, über dessen Zähler der Strom für die Fahrzeugladung bezogen wird, um ggf. eine Verrechnung vorzunehmen, falls dem Stromkunden das zu ladende Fahrzeug nicht gehört; Identifikation ggf. über IP Adresse.
    vom Smart Meter (Platzierung des Smart Meters ist nicht festgelegt): die bezogene Energiemenge.
    vom Fahrer: Die Annahme des angebotenen Strompreises sofern dieser flexibel ist, um einen Vertragsschluss zwischen Fahrer und Netzbetreiber herbeizuführen.
  • Weitere Randbedingungen:
    • – Es sollen E-Mobile von beliebigen Nutzern an beliebigen Steckdosen geladen werden können.
    • – Es sollen mehrere individuell abzurechnende Fahrzeuge an das Netz eines Stromkunden angeschlossen werden können, wie zum Beispiel in einem Parkhaus (→ Smart Meter entweder an der Steckdose oder im Fahrzeug).
    • – Wenn das Abrechnungssystem, d. h. Kopplungssystem, (zunächst) nur im Netzgebiet der EWE installiert wird, soll ein Fahrzeug auch ungeregelt und ohne automatische Abrechnung außerhalb des EWE Gebietes geladen werden können.
    • – Sollte das Abrechnungssystem von mehreren Netzbetreibern übernommen werden, so sollte eine automatische Abrechnung auch in einem „fremden” Netzgebiet stattfinden können. Die Verrechnung zwischen den Netzbetreibern sollte automatisch erfolgen, so dass der Fahrer nur eine Rechnung von einem Netzbetreiber erhält (ähnlich dem Roaming aus dem Mobilfunkbereich).
    • – Das System funktioniert bevorzugt sowohl für E-Mobile im Besitz von EWE als Leasinggesellschaft als auch für E-Mobile im Besitz anderer natürlicher oder juristischer Personen.
    • – Die Zuordnung von Automobilen zu Netzen von Stromkunden, an denen sie gerade geladen werden, muss eindeutig sein, selbst wenn zwei Steckdosen, die zu verschiedenen Stromkundennetzen gehören direkt nebeneinander hängen.
    • – Sicherheits- und Datenschutzbestimmungen für den digitalen Zahlungsverkehr müssen eingehalten werden.
  • Die folgende Konstellation ist ein Vorschlag zur Umsetzung der oben genannten Anforderungen:
    Jedes E-Mobil im Netzbereich der EWE, dessen Besitzer seine elektrische Energie zur Batterieladung bei der EWE einkaufen möchte, erhält eine kalibrierte und versiegelte „EWE-E-Mobil-Box”, die in seinem Fahrzeug installiert wird. Diese übernimmt die folgenden Funktionen: Sie misst die elektrische Ladeleistung und berechnet die geladene Energie zur Abrechnung mit dem Netzbetreiber, kommuniziert mit der Bordelektronik und sammelt die vom Fahrzeug und vom Fahrer benötigten Informationen leitungsgebunden über den CAN Bus des Fahrzeugs. Über einen RFID-Tag, der auf die Steckdose aufgeklebt ist, erhält die E-Mobil-Box die Zuordnung der Steckdose zu einem Haushalt/Haushaltszähler. Der RFID-Tag sollte so gestaltet sein, dass er bei dem Versuch, ihn gewaltsam von der Steckdose zu entfernen, sich selbst zerstört (ähnlich wie bei Autovignetten). Zudem kann der RFID-Tag die Aufschrift „Stromtankstelle” tragen. Die Informationen des Fahrers werden nach der nachfolgend beschriebenen Methode ermittelt.
  • Sobald alle benötigten Informationen zur Verfügung stehen, schickt die EWE-E-Mobil-Box diese über Power-Line Communication zum zentralen Gateway im Niederspannungsnetzabschnitt, das mit dem DEMS kommuniziert und ggf. einen Befehl zur Freigabe der Ladung zu einem bestimmten Stromtarif zurück gibt. Der Stromtarif ist abhängig von den vom Fahrer eingeräumten Freiräumen zur zeitlichen Ladungsverschiebung durch den Netzbetreiber.
  • Der Netzbetreiber gibt eine gewünschte aktuelle Ladeleistung für das zu ladende E-Mobil über das zentrale Gateway an die Stromtankstelle zurück, die dem E-Mobil den Befehl gibt, diese Ladeleistung zu beziehen. Das E-Mobil setzt diesen Befehl um.
  • Durch die Identifikation der Steckdose als „Stromtankstelle”, die zu einem bestimmten Haushaltszähler gehört, können Doppelabrechnungen durch Verrechnung vermieden werden.
  • Neben den einfachen durch RFID-Tags gekennzeichneten Steckdosen gibt es öffentliche Steckdosen, die nur dann Spannung bereitstellen, wenn sich ein E-Mobil erfolgreich als solches identifiziert hat. Auf diese Weise wird Stromklau mit anderen Verbrauchern vermieden.
  • Ein solcher Prozess ist in 4 schematisch dargestellt: 4 zeigt eine schematische Darstellung der Netzkopplung von E-Mobilen. Die E-Mobile 50 werden über die EWE-E-Mobil-Box 83 und einen konventionellen ein- oder dreiphasigen Stecker an eine konventionelle Steckdose 80 eines Haushaltes 70 oder eine öffentliche Steckdose 81 z. B. in einem Parkhaus 71 angeschlossen. Diese wird durch das Aufkleben eines RFID-Tags, welche die Zugehörigkeit zu einem Haushalt definiert, zu einer Stromtankstelle. Bei der Ankopplung identifiziert sich die Steckdose bei der E-Mobil-Box, welche mit dem zentralen Gateway 14 durch Powerline Communication kommuniziert. Das zentrale Gateway steht für das Smart Metering im betreffenden Netzabschnitt ohnehin zur Verfügung und muss nicht speziell für das V2G installiert werden. Die E-Mobil-Box überträgt die Nutzer- und Fahrzeugdaten sowie die IP der Steckdose vom CAN-Bus 84 zum zentralen Gateway. Dieses leitet die Informationen mittels einer TCP/IP Kommunikation 85 zum DEMS weiter, welches die Freigabe zur Ladung über das zentrale Gateway an die E-Mobil-Box zurückgibt. Die Ladung kann somit einem spezifischen E-Mobil zugeordnet werden. Nach Auslesung des Haushaltszählers 82 kann die zur E-Mobil-Ladung verbrauchte Energie mit dem Haushaltszählerstand verrechnet werden. Eine Doppelabrechnung wird somit vermieden. An öffentlichen Steckdosen wird nur eine Freigabe zur Ladung erteilt, wenn ein E-Mobil angeschlossen ist, um Missbrauch zu verhindern.
  • Die Kommunikation zwischen Netz und Fahrer unter Berücksichtigung flexibler Stromtarife findet wie folgt statt:
    Der Einkaufspreis des Stromes wird z. B. aufgrund von Erfolg oder Misserfolg bei der Regelleistungsausschreibung aber auch anderer Marktmechanismen variieren. Das Risiko des Energiehandels kann der Netzbetreiber an den Endkunden durchreichen und einen flexiblen Strompreis anbieten. Einerseits kann dies den E-Fahrzeug-Nutzer dazu anregen, intensiver am V2G teilzunehmen und dem Netzbetreiber mehr Flexibilität bei der Nutzung des Batteriespeichers im Fahrzeug zuzugestehen. Andererseits schränkt ein flexibler Strompreis die finanzielle Planungssicherheit des Fahrzeugbesitzers/Fahrers ein. Ein Kompromiss könnte darin bestehen, dass dem Fahrer garantiert wird, dass der flexible Strompreis immer unterhalb des fixen Haushaltstarifs liegt.
  • Die Ermittlung möglicher Lastgänge und des Strompreises kann in drei Phasen erfolgen:
  • Schritt 1: Dateneingabe durch den Fahrer: Der Fahrer gibt der Kommunikationseinheit an, wann er nach der nächsten Fahrt an welchem Ort ankommen möchte. Das Navigationsgerät des Fahrzeugs berechnet die Strecke und gibt den Abfahrtszeitpunkt zurück. Dem Fahrer sollen Schnellwahloptionen zur Verfügung gestellt werden, wie z. B.: „Morgen früh zur gewohnten Zeit zur Arbeit fahren”.
  • Schritt 2: Berechnung möglicher Lastgänge durch das Batteriemanagementsystem: Die E-Mobil-Box/Kommunikationseinheit ermittelt aus den eingegebenen Daten und den Batteriedaten (Batterieladezustand, Batteriealterungszustand, Batterieladecharakteristik) die Kurve des Leistungsbedarfs über der Zeit mit akzeptierten Toleranzbändern und übermittelt diese an den Netzbetreiber.
  • Schritt 3: Berechnung des Stromtarifs für die Ladung: Auf Grundlage des Leistungsbedarfs und dessen Toleranzbändern sowie auf Grundlage der bereits zur Verfügung stehenden und dem Übertragungsnetzbetreiber verkauften Regelbandes berechnet der Netzbetreiber automatisiert den aktuelle Stromtarif.
  • Schritt 4: Bestätigung des Stromtarifs oder Änderung der Randbedingungen: Ist der Fahrer mit dem angebotenen Preis einverstanden, bestätigt er diesen und die Batterieladung kann beginnen. Ist er nicht einverstanden, kann er die Randbedingungen ändern, Schritt 1 wiederholen und den Kreislauf von neuem starten.
  • ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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    • VDE 0126 [0067]

Claims (12)

  1. Ladesteuersystem zum Steuern eines unidirektionalen Ladevorganges eines elektrischen Fahrzeugs, mit einem Energienetz zum Bereitstellen von elektrischer Energie, einem elektrischen Fahrzeug zum Anschließen an das Energienetz, wobei das elektrische Fahrzeug eine Akkueinheit zum Aufladen durch Speichern von elektrischer Energie und eine Ladesteuereinheit zum Steuern des Aufladens der Akkueinheit aufweist, und einer Rechnereinheit zum Bestimmen einer Verbrauchsleistung in einem Netzabschnitt des Energienetzes, zum Prognostizieren eines Ladelastganges für das Fahrzeug auf Basis der bestimmten Verbrauchsleistung und zum Senden des prognostizierten Ladelastganges an die Ladesteuereinheit, wobei die Ladesteuereinheit ausgestaltet ist, um den prognostizierten Ladelastgang zu empfangen und das Aufladen der Akkueinheit gemäß dem prognostizierten unidirektionalen Ladelastgang zu steuern.
  2. Ladesteuersystem nach Anspruch 1, wobei das Ladesteuersystem ferner ein weiteres elektrisches Fahrzeug mit einer weiteren Akkueinheit und einer weiteren Ladesteuereinheit aufweist, wobei die Rechnereinheit zum Prognostizieren eines kombinierten Ladelastganges für das elektrische Fahrzeug und das weitere Fahrzeug auf Basis der bestimmten Verbrauchsleistung und zum Senden des prognostizierten kombinierten Ladelastganges an die Ladesteuereinheit und die weitere Ladesteuereinheit ausgestaltet ist, wobei die Ladesteuereinheit ausgestaltet ist, um den prognostizierten kombinierten Ladelastgang zu empfangen und das Aufladen der Akkueinheit gemäß dem prognostizierten kombinierten Ladelastgang zu steuern, und wobei die weitere Ladesteuereinheit ausgestaltet ist, um den prognostizierten kombinierten Ladelastgang zu empfangen und das Aufladen der weiteren Akkueinheit gemäß dem prognostizierten kombinierten Ladelastgang zu steuern.
  3. Ladesteuersystem nach Anspruch 1 oder 2, wobei die Verbrauchsleistung das Nutzungsverhalten des Fahrzeugs und/oder des weiteren Fahrzeugs repräsentiert.
  4. Ladesteuersystem nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei die Rechnereinheit ausgestaltet ist, um ein positives Steuersignal an die Ladesteuereinheit auszugeben, um dem Netzabschnitt positive Regelleistung bereitzustellen, und wobei die Ladesteuereinheit ausgestaltet ist, um die Ladeleistung des Aufladens der Akkueinheit gemäß dem prognostizierten Ladelastgang gemäß dem positiven Steuersignal zu drosseln.
  5. Ladesteuersystem nach Anspruch 4, wobei das positive Steuersignal eine Zeitinformation aufweist, die eine Zeit oder einen Zeitraum repräsentiert, und wobei die Ladesteuereinheit ausgestaltet ist, um die Ladeleistung des Aufladens der Akkueinheit gemäß dem prognostizierten Ladelastgang gemäß dem positiven Steuersignal während der Zeit oder des Zeitraumes zu drosseln.
  6. Ladesteuersystem nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei der prognostizierte Ladelastgang eine Minimuminformation aufweist, die einen minimalen Ladelastgang zum Bereitstellen von positiver Regelleistung an den Netzabschnitt repräsentiert, und wobei die Ladesteuereinheit ausgestaltet ist, um die Ladeleistung des Aufladens der Akkueinheit zwischen dem prognostizierten Ladelastgang und dem minimalen Ladelastgang steuern.
  7. Ladesteuersystem nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei die Rechnereinheit ausgestaltet ist, um ein negatives Steuersignal an die Ladesteuereinheit auszugeben, um dem Netzabschnitt negative Regelleistung bereitzustellen, und wobei die Ladesteuereinheit ausgestaltet ist, um die Ladeleistung des Aufladens der Akkueinheit gemäß dem prognostizierten Ladelastgang gemäß dem negativen Steuersignal zu erhöhen.
  8. Ladesteuersystem nach Anspruch 7, wobei das negative Steuersignal eine Zeitinformation aufweist, die eine Zeit oder einen Zeitraum repräsentiert, und wobei die Ladesteuereinheit ausgestaltet ist, um die Ladeleistung des Aufladens der Akkueinheit gemäß dem prognostizierten Ladelastgang gemäß dem negativen Steuersignal während der Zeit oder des Zeitraumes zu erhöhen.
  9. Ladesteuersystem nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei der prognostizierte Ladelastgang eine Maximuminformation aufweist, die einen maximalen Ladelastgang zum Bereitstellen von negativer Regelleistung an den Netzabschnitt repräsentiert, und wobei die Ladesteuereinheit ausgestaltet ist, um die Ladeleistung des Aufladens der Akkueinheit zwischen dem prognostizierten Ladelastgang und dem maximalen Ladelastgang steuern.
  10. Ladesteuersystem nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei der prognostizierte Ladelastgang eine Spiegelung der bestimmten Verbrauchsleistung ist, um eine Lastspitze in dem Netzabschnitt zu glätten.
  11. Ladesteuersystem nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei die Ladesteuereinheit ausgestaltet ist, um das Aufladen der Akkueinheit mindestens mit einer Sicherheitsladeleistung durchzuführen.
  12. Verfahren zum Steuern eines unidirektionalen Ladevorganges eines elektrischen Fahrzeugs, mit den Schritten Bereitstellen von elektrischer Energie in einem Energienetz, Bestimmen einer Verbrauchsleistung in einem Netzabschnitt des Energienetzes, Prognostizieren eines Ladelastganges für das elektrische Fahrzeug auf Basis der bestimmten Verbrauchsleistung, Anschließen des elektrischen Fahrzeugs an das Energienetz, wobei das elektrische Fahrzeug eine Akkueinheit zum Aufladen durch Speichern von elektrischer Energie aufweist, und Steuern des Aufladens der Akkueinheit des elektrischen Fahrzeugs gemäß dem prognostizierten unidirektionalen Ladelastgang.
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