Reduzierung der Spitzenlast des Netzes durch die koordinierte Steuerung von Batteriespeichersystemen, die sich in Ladeparks für Elektrofahrzeuge befinden (Kucevic et al. 2021)

Sowohl der globale Klimawandel als auch die sinkenden Kosten für Lithium-Ionen-Batterien ermöglichen Elektrofahrzeuge als alternatives Transportmittel im privaten Sektor. Eine hohe Durchdringung von Elektrofahrzeugen in städtischen Verteilnetzen führt jedoch zu Herausforderungen, wie z. B. einer Überbelastung der Leitungen. In einem solchen Fall stellt die Installation von netzintegrierten Speichern eine Alternative zur herkömmlichen Netzverstärkung dar.

In diesem Beitrag wird eine Methode zur koordinierten Regelung mehrerer Batteriespeichersysteme, die sich in Ladeparks für Elektrofahrzeuge in einem Verteilnetz befinden, unter Verwendung linearer Optimierung in Verbindung mit Zeitreihenmodellierung vorgeschlagen. Ziel ist es, die Spitzenleistung an der gemeinsamen Einkopplungsstelle in bestehenden Verteilnetzen mit einem hohen Anteil an Elektrofahrzeugen zu reduzieren. Es wurde ein Open-Source-Simulationstool entwickelt, das darauf abzielt, ein eigenständiges Stromflussmodell mit einem Modell eines eigenständigen Batteriespeichersystems zu koppeln. Diese Kombination von bisher unzusammenhängenden Werkzeugen ermöglicht eine realistischere Simulation der Auswirkungen von Speichern in verschiedenen Betriebsmodi auf das Verteilnetz.

Weitere Informationen ergeben sich aus einer detaillierten Analyse des Speichersystems anhand von sechs Schlüsselmerkmalen. In der Fallstudie werden drei Ladeparks mit unterschiedlich großen gekoppelten Speichern in einem Testnetz untersucht, um das entwickelte Verfahren anzuwenden. Durch den Betrieb dieser Speicher nach der abgestimmten Regelungsstrategie kann die maximale Spitzenlast um 44,9 % reduziert werden. Der Anstieg der Spitzenlastabsenkung nimmt bei kleinen Speicherkapazitäten linear zu, während oberhalb von 800 kWh ein Sättigungsverhalten zu beobachten ist.

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