Intelligente Planung von Ladeinfrastruktur stärkt Netzstabilität
Mit dem weltweiten Vormarsch der Elektromobilität rückt die Integration von Elektrofahrzeugen (EVs) in bestehende Stromnetze zunehmend in den Fokus von Energieversorgern und Stadtplanern. Während die Verbreitung von Elektrofahrzeugen ökologische Vorteile und eine Diversifizierung des Energiesystems verspricht, hat der rasant steigende Bedarf an Lade- und Batteriewechselinfrastruktur die Entwicklung der Stromnetze überflügelt. Dieses Ungleichgewicht birgt erhebliche Risiken für die Stabilität der Verteilnetze, insbesondere in Gebieten, deren Infrastruktur ursprünglich nicht für die dynamischen Lastprofile konzipiert war, die durch die flächendeckende Nutzung von Elektrofahrzeugen entstehen.
Eine kürzlich im Fachjournal Electrical Engineering and Automation veröffentlichte Studie beleuchtet die sich verändernde Beziehung zwischen der Ausweitung der EV-Infrastruktur und der Planung von Verteilnetzen. Die Autoren Yunfei Zhang vom State Grid Suining County Power Supply Company sowie Cheng Xu, Yiming Xu und Xianghua Zong von Shanghai Bo Ying Information Technology Co., Ltd. betonen die Notwendigkeit eines koordinierten, an geltenden Netzstandards ausgerichteten Ansatzes zur Integration von Ladeeinrichtungen in bestehende Stromverteilungssysteme. Der Artikel mit dem Titel „Extended Research on Charging and Battery-Swapping Infrastructure Planning Aligned with Distribution Network Standards“ stellt einen umfassenden Rahmen vor, um das Design von Stromnetzen im Zeitalter der Elektromobilität neu zu denken.
Die Autoren argumentieren, dass die traditionelle Planung von Verteilnetzen, die auf vorhersehbaren Lastmustern und stabilen Verbrauchsprognosen basiert, angesichts der Unsicherheiten durch Elektrofahrzeuge zunehmend unzureichend ist. Im Gegensatz zu konventionellen Verbrauchern ist das Ladeverhalten von EVs inhärent zufällig – es wird durch individuelle Nutzungsgewohnheiten, Fahrprofile, Fahrzeugtypen und die Verfügbarkeit von Ladeinfrastruktur geprägt. Diese Variabilität führt zu neuen Komplexitäten bei der Lastprognose, der Einteilung von Versorgungsgebieten und der Konfiguration von Umspannwerken. Ohne proaktive Planung könnte die ungeordnete Integration von Ladestationen zu lokalen Überlastungen, Spannungsschwankungen und einer Verschlechterung der Netzqualität führen.
Ein zentrales Ergebnis der Studie ist der erhebliche Einfluss der Durchdringungsrate von Elektrofahrzeugen auf die Gesamtlast des Stromnetzes. Die Forschung zeigt, dass mit steigender EV-Akzeptanz die durchschnittliche tägliche Belastung des Verteilnetzes nichtlinear ansteigt. Bei einer Durchdringungsrate von 50 % kann die durchschnittliche Last 140,69 % des Ausgangswerts erreichen, was immense Belastung für die bestehende Infrastruktur bedeutet. Diese Lastzunahme ist weder zeitlich noch räumlich gleichmäßig verteilt, sondern folgt den Rhythmen des urbanen Lebens. Die Spitzenlasten beim Laden fallen oft mit den Hauptverbrauchszeiten im Haushalt oder im Gewerbe zusammen. Solche Lastkonzentrationen können Leitungen und Transformatoren an ihre thermischen Grenzen bringen und das Risiko von Ausfällen und Versorgungsunterbrechungen erhöhen.
Um dieser Herausforderung zu begegnen, schlagen die Autoren eine überarbeitete Methodik für die Lastprognose vor, die Daten zur Fahrzeugflotte, Modellen zum Ladeverhalten und räumlichen Verteilungsmustern integriert. Durch die Analyse regionaler Fahrzeugbestandsstatistiken und die Schätzung der EV-Durchdringung können genauere Prognosen über den zukünftigen Strombedarf erstellt werden. Die Studie führt einen dynamischen Lastmodellierungsansatz ein, der Faktoren wie Batteriekapazität, Ladezustand (SOC), Ladeleistung und Nutzerpräferenzen berücksichtigt. Mithilfe von Monte-Carlo-Simulationen modellieren die Forscher die stochastische Natur des Ladevorgangs und ermöglichen so eine realistischere Einschätzung von Spitzenlastszenarien und deren zeitlicher Verteilung.
Eine zentrale Innovation der Arbeit ist die Empfehlung, die Kriterien zur Definition von Versorgungsgebieten anzupassen. Traditionell werden diese Gebiete anhand von Bevölkerungsdichte, Flächennutzung und industrieller Aktivität klassifiziert. Angesichts des wachsenden Einflusses von Elektrofahrzeugen schlagen die Autoren jedoch vor, die Lastdichteschwellen zur Abgrenzung der Versorgungsgebiete zu verdoppeln. Diese Anpassung stellt sicher, dass Gebiete mit hohem Bedarf – wie Stadtzentren, Geschäftsdistrikte oder Verkehrsknotenpunkte – über ausreichende Netzkapazitäten verfügen, um konzentrierte Ladeaktivitäten zu unterstützen. Der überarbeitete Zonierungsansatz erleichtert zudem eine bessere Abstimmung zwischen Infrastrukturinvestitionen und dem erwarteten Lastwachstum und reduziert so die Wahrscheinlichkeit unterdimensionierter Netze.
Die Auswirkungen dieser Änderungen erstrecken sich auch auf die Planung und Konfiguration von Umspannwerken. Mit steigendem Ladebedarf könnten bestehende Umspannwerke die erforderliche Kapazität und Zuverlässigkeit nicht mehr gewährleisten. Die Studie hebt die Notwendigkeit aktualisierter technischer Richtlinien hervor, die die Besonderheiten von EV-Lasten berücksichtigen. Ein entscheidender Parameter ist die Auslastung, die das Verhältnis der tatsächlichen Leistungsaufnahme zur maximalen Leistungsfähigkeit einer Leitung misst. Die Autoren schlagen eine modifizierte Berechnung der Auslastung vor, die eine dedizierte Reservekapazität für das Laden von Elektrofahrzeugen vorsieht. Diese Reserve erhöht die Systemresilienz und ermöglicht unerwartete Lastspitzen, ohne die Netzstabilität zu gefährden.
Ein weiterer wichtiger Aspekt ist das Verhältnis von Transformatorleistung zur Spitzenlast, das sogenannte Kapazitäts-Last-Verhältnis (CLR). Gemäß geltenden Normen wird das CLR so festgelegt, dass ausreichende Redundanz vorhanden ist, um Lastwachstum über den Planungshorizont hinweg zu unterstützen. Die Autoren argumentieren jedoch, dass angesichts des prognostizierten Anstiegs der EV-bedingten Lasten diese Werte angehoben werden müssen, um die Zuverlässigkeit aufrechtzuerhalten. Ein höheres CLR bietet mehr Flexibilität bei der Lastmanagement und unterstützt die Integration dezentraler Energiequellen wie Photovoltaik-Systeme oder Energiespeicher, die zunehmend mit Ladestationen kombiniert werden.
Die Studie widmet sich auch dem Thema Blindleistung und Spannungsregelung. Ladestationen, insbesondere Schnelllader, können harmonische Verzerrungen und Blindleistungsungleichgewichte in das Netz einspeisen. Um diese Effekte zu minimieren, empfehlen die Autoren, alle Lade- und Batteriewechselsysteme mit Blindleistungskompensationsanlagen auszustatten. Solche Systeme tragen zur Stabilität der Spannung bei und verhindern, dass Blindleistung ins Netz zurückgespeist wird, was den Betrieb anderer angeschlossener Geräte stören könnte. Der Artikel unterstreicht die Bedeutung, diese Anforderungen durch regulatorische Vorgaben und Netzanbindungsverträge durchzusetzen.
Einer der zukunftsweisendsten Aspekte der Forschung ist die Analyse der Netztopologie und der strategischen Platzierung von Anschlusspunkten für Elektrofahrzeuge. Die Autoren stellen fest, dass Ladestationen zwar zur Lastvariabilität beitragen, Batteriewechselstationen jedoch eine einzigartige Möglichkeit für das Lastmanagement bieten. Im Gegensatz zum Plug-in-Laden, das vom Nutzerverhalten abhängt, ermöglicht der Batteriewechsel ein zentralisiertes und kontrolliertes Laden von Batteriepacks. Durch die zeitliche Steuerung des Ladeprozesses in Zeiten geringer Netzbelastung können Wechselstationen die Nachfrage effektiv „verschieben“, die Belastung in Spitzenzeiten reduzieren und die Effizienz des Gesamtsystems verbessern. Vor diesem Hintergrund empfiehlt die Studie, EV-Infrastruktur – insbesondere leistungsstarke Einrichtungen – am Anfang der Verteilerleitungen anzuschließen. Diese Positionierung minimiert Spannungsabfall und thermische Belastung entlang der Leitung und verbessert die Netzqualität für alle angeschlossenen Verbraucher.
Die Standortwahl und Kapazitätsplanung von Umspannwerken wird ebenfalls im Kontext der EV-Integration neu bewertet. Die Autoren betonen, dass die Standorte von Umspannwerken nicht nur anhand historischer Lastmuster, sondern auch anhand der prognostizierten Verteilung von Ladestationen und Nutzeraktivitäten festgelegt werden sollten. Die Nähe zu Hauptverkehrsachsen, Parkanlagen und Gewerbegebieten wird dabei zu einem entscheidenden Faktor bei der Standortwahl. Darüber hinaus bietet die Studie Orientierungshilfen zur Dimensionierung von Umspannwerken basierend auf Art und Dichte der Ladeinfrastruktur in einem bestimmten Gebiet. Beispielsweise könnten städtische Zentren mit hoher EV-Durchdringung und vielen Schnellladern Umspannwerke mit höheren Spannungsebenen (z. B. 110 kV) und größerer Transformatorleistung erfordern, während ländliche Gebiete mit langsameren Ladeeinrichtungen effektiv mit kleineren, niederohmigen Anlagen betrieben werden können.
Zur Unterstützung der praktischen Umsetzung führt der Artikel ein Klassifizierungssystem für Ladezonen ein, das auf Lastdichte und Versorgungsanforderungen basiert. Diese Zonen – von A bis E – entsprechen unterschiedlichen städtischen und ländlichen Umgebungen, jeweils mit spezifischen Fahrzeug-zu-Ladepunkt-Verhältnissen und gleichzeitigen Laderaten. Zone A, die Stadtzentren und dicht besiedelte Gewerbegebiete repräsentiert, erfordert ein Verhältnis von 1:1 und eine hohe gleichzeitige Laderate (60–100 %), was auf die Notwendigkeit leicht zugänglicher und stark genutzter Ladepunkte hinweist. Zone E hingegen, die ländliche und abgelegene Gebiete abdeckt, erlaubt ein entspannteres Verhältnis von 15:1 und eine niedrigere gleichzeitige Rate (20–50 %), was der geringeren Nachfrageintensität in diesen Regionen Rechnung trägt.
Die Studie untersucht auch den sogenannten „Koinzidenzfaktor“, also das Verhältnis der tatsächlichen Spitzenlast beim Laden zur Summe der einzelnen Ladepunkt-Kapazitäten. Dieser Wert ist entscheidend, um eine Überschätzung des Infrastrukturbedarfs zu vermeiden und Investitionen zu optimieren. Die Autoren geben empfohlene Koinzidenzfaktoren für jede Zone an, sodass Planer Umspannwerke und Leitungen präziser dimensionieren können. Für Zone C (städtische und vorstädtische Gebiete) wird beispielsweise ein Koinzidenzfaktor von 0,4–0,7 vorgeschlagen, was einer moderaten, aber vorhersehbaren Ladeaktivität entspricht.
Vielleicht der bedeutendste Beitrag der Forschung ist die ganzheitliche Integration der Planung von EV-Infrastruktur in übergeordnete städtische Entwicklungsstrategien. Die Autoren betonen, dass der Ausbau von Ladenetzen nicht isoliert betrachtet werden darf, sondern Teil eines größeren Ökosystems sein sollte, das Verkehrsplanung, Flächennutzung und Integration erneuerbarer Energien umfasst. Durch die Abstimmung der EV-Infrastrukturentwicklung mit städtischen Gesamtkonzepten können Versorger fragmentierte, reaktive Investitionen vermeiden und stattdessen eine koordinierte, langfristige Vision für eine nachhaltige urbane Mobilität verfolgen.
Der Artikel hebt zudem die Bedeutung der Zusammenarbeit zwischen verschiedenen Interessengruppen hervor. Eine effektive Integration von Elektrofahrzeugen erfordert eine enge Koordination zwischen Energieversorgern, Kommunen, Verkehrsbehörden und privaten Betreibern. Gemeinsame Datenplattformen, koordinierte Planungsinitiativen und öffentlich-private Partnerschaften können helfen, Ziele auszurichten, Doppelarbeit zu vermeiden und den Ausbau widerstandsfähiger Ladeinfrastrukturen zu beschleunigen.
Aus Sicht der Politik fordert die Studie die Überarbeitung nationaler und regionaler Netzkodizes, um die spezifischen Herausforderungen durch Elektrofahrzeuge explizit zu adressieren. Geltende Standards, die vor dem Aufkommen von Elektrofahrzeugen entwickelt wurden, enthalten oft keine spezifischen Regelungen für die Bewältigung der einzigartigen Eigenschaften von EV-Lasten. Die Aktualisierung dieser Vorschriften, um Anforderungen an Lastprognose, Spannungsregelung, Oberschwingungsunterdrückung und Umspannwerkdesign einzubeziehen, wird sicherstellen, dass zukünftige Netzausbaumaßnahmen sowohl robust als auch zukunftssicher sind.
Zusammenfassend bietet die Forschung von Zhang Yunfei, Xu Cheng, Xu Yiming und Zong Xianghua eine zeitgemäße und umfassende Antwort auf eine der drängendsten Herausforderungen im Rahmen der Energiewende: Wie können Millionen von Elektrofahrzeugen in alternde Verteilnetze integriert werden, ohne die Zuverlässigkeit oder Effizienz zu beeinträchtigen? Durch die Neubewertung der Lastprognose, der Einteilung von Versorgungsgebieten, des Umspannwerksdesigns und der Netztopologie liefert der vorgeschlagene Rahmen eine Blaupause für den Aufbau einer widerstandsfähigen, anpassungsfähigen und nutzerfreundlichen Ladeinfrastruktur. Während Städte weltweit daran arbeiten, Klimaziele zu erreichen und ihre Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen zu verringern, dient diese Arbeit als wichtiger Leitfaden für Planer, Ingenieure und politische Entscheidungsträger, die sich in der komplexen Schnittstelle von Verkehr und Energie bewegen.
Die Ergebnisse unterstreichen eine grundlegende Wahrheit: Der Erfolg der Elektromobilität hängt nicht nur von Fortschritten bei Batterietechnologie und Fahrzeugdesign ab, sondern auch von der stillen, unscheinbaren Arbeit der Netzplanung. Ohne einen intelligenten, an Standards ausgerichteten Ansatz zur Ladeinfrastruktur könnte das Versprechen einer sauberen, leisen und effizienten Mobilität letztlich unerfüllt bleiben. Mit sorgfältiger Planung und koordiniertem Handeln ist jedoch die Vision einer vollständig elektrifizierten, nachhaltigen Mobilitätszukunft durchaus erreichbar.
Yunfei Zhang, Cheng Xu, Yiming Xu, Xianghua Zong, State Grid Suining County Power Supply Company, Shanghai Bo Ying Information Technology Co., Ltd., Electrical Engineering and Automation, DOI: 10.19514/j.cnki.cn32-1628/tm.2024.08.001