Energiespeichersysteme verbessern die Schnelllade-Infrastruktur

Der Mobilitätsmarkt ist im Wandel begriffen. Im Jahr 2020 soll die Zahl der verkauften Elektrofahrzeuge (EVs) geschätzt bei fast drei Millionen liegen und insge­samt mehr als 80 Millionen E-Fahrzeuge auf den Straßen unterwegs sein. Dies mag zwar wie ein Nischenmarkt aussehen, aber die Prognosen gehen von einem boomenden Wachstum auf bis zu zehn Millionen verkaufte EVs im Jahr 2025 und mehr als 50 Millionen im Jahr 2040 aus, bei einer Gesamtzahl von 100 Millionen. Das bedeutet, dass bis zum Jahr 2040 50 Prozent der verkauf­ten Fahrzeuge voll elektrisch sind. Die Nutzer müssen all diese Fahrzeuge regelmäßig aufladen. Dies geschieht entweder langsam über Nacht zu Hause an der Steckdose, an einem wenige Kilowatt starken Gleichstrom-Ladegerät, schnell an öffentlichen Ladestationen oder superschnell an künftigen Elektro-Tankstellen.

Auch der Markt für die Erzeugung erneuerbarer Energien wächst ständig. Solarenergie, die heute weniger als fünf Prozent zur weltweiten Stromerzeugung beiträgt, soll im Jahr 2050 voraussichtlich mehr als ein Drittel davon ausmachen.

Angesichts der Tat­sache, dass es künftig sowohl intermittierende Lasten als auch inter­mittierende Energiequellen gibt, liegen die Herausforderungen vor allem in der Frage, wie sich diese neuen Akteure im Energie-Ökosystem mit­ein­ander kombinieren und ins Netz inte­grieren lassen. Intermittierende Lasten erfordern einen Ausbau der Übertragungsleitungen, um den höheren Spitzenleistungsbedarf abzudecken. Lokal erzeugte Solarenergie kann die zentralen Kraftwerke ergänzen. Und die Menschen benötigen einen leichteren Zugang zur Eigennutzung des von ihnen selbst erzeugten Solarstroms.

Die Ladeinfrastruktur

Damit alle Elemente dieses komplexen Systems reibungslos zusammenarbeiten können, braucht es Energiespeichersysteme, die abhängig vom Bedarf Energie bei geringer Nachfrage speichern und zum Abfedern von Spitzenlasten wieder freigeben können.

Energiespeichersysteme (ESS) sind das elektrische Äquivalent zu Kraftstofftanks. Sie lassen sich sowohl im Wohnbereich als auch im industriellen Maßstab einsetzen. Im Wohnbereich lässt sich die tagsüber von der Sonne gelie­ferte Energie in einer Batte­rie speichern und später nutzen, beispiels­weise um nachts über den lokalen Wechselrichter das Auto zu laden. In indus­triellen oder versor­gungstechnischen Anwen­dungen können ESS-Installationen unter­schied­lichsten Zwecken dienen: vom Pufferspeicher in Photovoltaik- und Windkraftanlagen bis zur Energiearbitrage, von der Not­stromversorgung bis zum Schwarzstart (als Ersatz für Dieselaggregate) – und zum Aufschieben von Investitionen. Im letztgenannten Fall kommen Energiespeichersysteme zum Einsatz, um Leistungs­spitzen in den Netzknoten abzufedern und zu vermeiden. Eine weitere wichtige Anwen­dung ist die Off-Grid-Installation, bei der ESS die Autarkie von Mikronetzen oder Inseln ermöglichen.

Die AC-Lade­infra­struktur ist zwar einfach, aber in ihrer Leis­tung begrenzt; das gilt sowohl für private als auch öffentliche Instal­lationen. AC-Ladestationen Level 1 arbeiten mit 120 V_AC und liefern maxi­mal 2 kW; Level-2-Stationen arbeiten mit 240 V_AC und liefern maxi­mal 20 kW. Wie viel Leis­tung das zu ladende Elektrofahrzeug entnimmt, hängt von dessen AC/DC-Bordladesystem ab. Das Bordlade­gerät von Autos ist aus Kosten-, Größen- und Gewichtsgründen immer für weniger als 20 kW ausge­legt.

DC-Lade­systeme hingegen ermög­lichen wesent­lich höhere Lade­leis­tungen: Level 3-Lade­systeme arbeiten mit Span­nung bis 450 V_DC und liefern Leis­tungen bis 150 kW. Die neuesten Super-Charger (ent­sprechend Level 4) sind sogar für über 350 kW und 800 V_DC aus­ge­legt. Die obere Spannungs­grenze ist aus Sicherheitsgründen auf 1000 V_DC festgelegt. Bei einem DC-Lade­system erfolgt die Gleichrichtung in der Ladestation, deren Ausgang direkt mit der Autobatterie verbun­den ist. Dadurch ist ein Bordladegerät überflüssig, was Platz und Gewicht spart. Trotzdem enthalten die meisten Elektrofahrzeuge während dieser Übergangsphase, in der die EV-Ladeinfra­struktur noch zersplittert ist, ein kleines 11-kW-Bordladegerät, damit der Nutzer das EV bei Bedarf an einer Wechsel­stromsteckdose aufladen kann.

Beispiel Ladestation

Bei einer Ladestation der Zukunft (Jahr 2030) soll der Strom aus einer Übertragungsleitung kommen, die über einen Transformator an das Mittelspannungsnetz (MV) angeschlossen ist. Heute wird fossiler Kraftstoff mit Tankwagen zur Tankstelle gebracht und dort unterirdisch gelagert. Den neuen Treibstoff, Strom, ständig aus dem Netz verfügbar zu haben, scheint eine einfache und problemlose Lösung zu sein – aber dieser einfache Ansatz ist nicht nachhaltig, wenn die Fahrer die Möglichkeit haben sollen, ihre EVs in weniger als 15 Minuten aufzuladen.

Angenommen, die Ladestation hätte fünf DC-Ladesäulen mit einer maxi­malen Ausgangs­leistung von jeweils 500 kW. Der ungünstigste Fall, für den die Betreiber die Ladestation dimensionieren müssen, ist das gleichzeitige Laden von fünf vollständig entladenen EVs. Zur Vereinfachung der Berechnung sind in diesem Beispiel die Verluste in den Umrichterstufen und im Batterieladepfad zu vernachlässigen.

Im Beispiel gilt es fünf Elektrofahrzeuge, jedes mit einer 75-kWh-Batterie, von zehn Prozent auf 80 Prozent aufzuladen.

5 · (70 % · 75 kWh) = 5 · 52,5 kWh = 262,5 kWh

Das bedeutet, dass inner­halb von 15 Minuten eine Energie von 262,5 kWh zu übertragen ist.

262,5 kWh / 0,25 h = 1050 kW

Bild 2: Zunächst sind die kritischen Komponenten der Ladestation zu charakterisieren: Quellen, Lasten und Energiespeicher. ADI

Das bedeutet weiter­hin, dass das Stromnetz 15 Minuten lang etwas mehr als ein Megawatt Leis­tung bereitstellen muss. Im Beispiel stopt die Ladung bei 80 Prozent unter der Prämisse, dass die Ladestation bis dahin die maxi­male Leis­tung liefert.

Das Teilnetz, in dem sich die Ladestation befindet, muss intermittierend Spitzen­leis­tungen von mehr als einem Megawatt verkraften. Es sind hocheffiziente und komplexe Stufen zur aktiven Leistungs­faktorkorrektur (PFC) erfor­der­lich, um sicherzustellen, dass das Netz effizient bleibt, ohne dass sich die Frequenz ändert oder Instabilitäten auftreten. Das bedeutet auch, dass kostenintensive  Transformatoren zur Anbindung der Niederspannungs-Ladestation an das Mittelspannungsnetz zu installieren sind, und dass die Übertragungsleitungen, die den Strom vom Kraftwerk zur Ladestation bringen, passend zu dimensionieren sind, um die erforderliche Spitzenleistung zu bewältigen.

Die einfachste und wirtschaftlichste Lösung besteht darin, anstatt neue Übertragungsleitungen und große Transformatoren zu installieren, lokal erzeugten Strom aus erneuerbaren Quellen wie Sonne und Wind zu nutzen. Dafür braucht es eine direkte Verbindung lokaler Energiequellen mit der Lade­station. Bei realistischer Betrachtung lassen sich photovoltaische Solaranlagen (PV) im Bereich von 100 kW bis 500 kW an der Ladestation oder in der Nähe des Teilnetzes, an das die Ladestation ange­schlos­sen ist, betreiben. Zwar kann die PV-Quelle maxi­mal 500 kW liefern, doch ist sie nicht immer verfüg­bar. Dies führt zu Instabilität im Netz und ermöglicht es den EV-Fahrern, ihre Autos nur bei maximaler Sonnen­einstrahlung schnell aufzuladen. Das ist weder benutzer­freund­lich noch nachhaltig.

ESS – Energiespeichersysteme

Das fehlende Teil in diesem Leistungselektronik-Puzzle ist das Energiespeichersystem (ESS). Dieses ist im Prinzip eine große Batterie, die in der Lage ist, Energie aus erneuerbaren Quellen zu speichern und bei Bedarf in das Netz oder zu den Ladestationen zu liefern. Das wichtigste Merkmal des Energiespeichers ist, dass er bidirektional und auf der Niederspannungsseite des Netzes arbeitet. Die neuen Installationen, welche die Quellen erneuerbarer Energien, die EV-Ladestationen und die ESS-Batterie miteinander verbinden, dürften vermutlich für eine Gleichstrom-Busspannung von 1500 V_DC aus­ge­legt sein. Um eine für die jewei­lige Anlage opti­male Balance zwischen Spitzen­leistung und Speicher­kapa­zität sicherzustellen, ist das ESS passend zu dimensionieren. Diese Balance hängt wesent­lich von mehreren Faktoren ab: Menge des durch Sonne, Wind oder andere Quellen erzeugten Stroms; Anzahl der Ladesäulen; Art und Anzahl der an das Teilnetz angeschlossene Lasten; und Wirkungsgrad der Umrichtersysteme.

Die folgende Beispielrechnung geht von einem Energiespeichersystem mit einer Kapazität zwischen 500 kWh und 2,5 MWh und einer Spitzenleistung von 2 MW aus.

Zunächst sind die kritischen Komponenten der Ladestation zu charakterisieren: Quellen, Lasten und Energiespeicher. Danach sind die vier Energiewandlersysteme, die an dem Ladeprozess beteiligt sind, zu analysieren (Bild 2). Die vier Energiewandler­systeme befinden sich allesamt inner­halb des Haupt-DC-Busses mit einer Arbeitsspannung zwischen 1000 V_DC und 1500 V_DC.

Bei Betrachtung des PV-Umrichters fällt auf, dass er eine Doppelfunktion hat: als DC/DC-Wandler für den Strompfad, der von den PV-Paneelen zum DC-Bus führt, und als DC/AC-Wechsel­richter für den Strompfad von den PV-Paneelen über den AC-Bus ins Netz. Hier kommt es in erster Linie auf die DC/DC-Wandlerstufe an, da sich die AC/DC-Stufe auch in den vom DC-Zwischenkreis zum AC-Netz führenden bidirektionalen PFC- (Leistungs­faktorkorrektur) Hauptwechselrichter integrieren lässt. Nach heutigem Stand der Technik lässt sich der höchste Wirkungsgrad mit Wand­lern auf der Basis von SiC-Leistungs-MOSFETs erzielen. Im Vergleich zu Silizium-IGBTs (Insulated Gate Bipolar Transistors) ergibt sich eine Effizienzsteigerung im Bereich von fünf Prozent (Maximal­last) bis 20 Prozent (Teillast). In unserem Beispiel mit einem PV-Wechselrichter mit einer Leistung von
500 kW bedeutet ein fünf Prozent höherer Wirkungsgrad 25 kW weniger Verluste oder eine ent­sprechend höhere Leistung – das entspricht dem Verbrauch von fünf Häusern oder einer großen Wärmepumpe.

Bild 3: Der LT3999 steuert in dieser Schal­tung eine bipolare, galva­nisch getrennte Strom­ver­sor­gung für den ADuM4136. ADI

Bei diesen DC/DC-Wandlern bringt der Umstieg von Silizium-IGBTs zu SiC-MOSFETs deutliche Effizienzvorteile sowie Platz- und Gewichtseinsparungen bei Mehrkosten von der­zeit etwa 25 Prozent, die in den nächsten fünf Jahren voraussichtlich auf fünf Prozent sinken dürften. Allein die Effizienzgewinne können diese geringen Mehrkosten durch Einsparungen schnell wieder einspielen (Voraussetzung: die oben genannten fünf Prozent bei Volllast):

(5 % · 5 Ladesäulen · 500 kW = 125 kW) + (5% · 1 MW = 50 kW) = 175 kW

Im PFC-Wechsel­richter bedeuten fünf Prozent von einem Megawatt eben­falls wieder 50 kW, dadurch steigt die Leis­tungseinsparung durch die höhere Energie­effizienz von SiC versus IGBT auf insge­samt 250 kW.

Ansteuern und überwachen

Für diese Ergebnisse braucht es, wie bereits erwähnt, SiC-MOSFETs – doch das allein reicht nicht aus. Die Art und Weise, wie die Ansteuerung der SiC-MOSFETs erfolgt, ist der Schlüssel zur optimalen Schalt­frequenz, mit der sich das günstigste Verhält­nis von Systemkosten (MOSFETs, Drosseln, Über­trager, etc.) zu Wirkungsgrad erzielen lässt. Die Entwickler streben Schaltfrequenzen im Bereich von 50 kHz bis 250 kHz an. Mit höherer Schalt­frequenz steigen auch die Anforderungen an die Gate-Treiber, vor allem in Bezug auf kürzere Signallaufzeiten und besseren Kurzschlussschutz. Der ADuM4136 von ADI ist ein galva­nisch getrennter Gate-Treiber, dessen Icoupler-Isolationstechnologie eine Gleichtakt-Transientenimmunität (CMTI) von 150 kV/µs bietet und SiC-MOSFET-Schalt­frequenzen im Bereich von Hunderten von kHz erlaubt. Hinzu kommt ein schnelles Fehlermanagement, das unter anderem Entsättigung verhindert. Dadurch können Ent­wick­ler SiC-MOSFETs (sowohl einzeln als auch parallel) mit bis zu 1200 V betreiben.

Die ADI Application Note AN-2016 beschreibt eine Kombination aus dem galva­nisch getrennten Gate-Treiber ADuM4136 und dem Gegentakt-Controller LT3999, die zusammen einen rausch­armen Baustein für die sichere Ansteue­rung von SiC-MOSFETs ergeben. Der LT3999 steuert in dieser Schal­tung eine bipolare, galva­nisch getrennte Strom­ver­sor­gung für den ADuM4136. Das rauscharme Design der Strom­ver­sor­gung LT3999 und die Unterstützung für Schalt­frequenzen bis 1 MHz ermöglichen eine kompakte und kostengünstige Lösung. Die Gesamt-Signallaufzeiten einschließ­lich der Totzeiten betra­gen nur 226 ns beim Einschalten beziehungsweise 90 ns beim Ausschalten (Bild 3).

Bei Energiespeichersystemen ist das Batteriemanagement-/Überwachungssystem (Battery Managing/Monitoring System) die für die Gesamtbetriebskosten maßgebliche Komponente. Bei ESS im Megawattbereich entfallen mehr als die Hälfte der Kosten auf das Batterierack – der­zeit sind es etwa 200 $/kWh, die voraussichtlich auf 100 $/kWh im Jahr 2025 sinken dürften. Mit einer präzisen BMS-Lösung lässt sich die Lebensdauer der Batterie um 30Prozent verlängern, was zu einer deutlichen Einsparung führt und den Betrieb der Ladestation verein­facht. Weniger Wartung bedeutet höhere Verfüg­bar­keit, außer­dem steigt das Sicherheitsniveau, weil die mit War­tung/Repa­ra­tur verbun­denen Risiken entfallen.

Hierfür muss das Energiemanagementsystem genau über den Ladezustand (State of Charge, SOC) und den Gesundheitszustand (State of Health, SOH) der Speicherbatterie Bescheid wissen. Präzise SOC- und SOH-Berech­nungen ermöglichen es, die Batte­rie­lebens­dauer im Idealfall von 10 auf 20 Jahre und durchschnittlich um 30 Prozent zu verlängern – ohne Hard­ware-Mehrkosten. Dadurch verringern sich die Lebenszykluskosten der Batte­rie um mindestens 30 Prozent. Präzise SOC- und SOH-Daten ermög­lichen es, die gesamte gespeicherte Energie zu nutzen, Überladung oder Tiefentladung zu vermeiden, verläss­liche Vorhersagen zu treffen und die Algorithmen für die Netzstabilisierung, den EV-Lade­vorgang und die Fahrzeug-zu-Netz- (Vehicle to Grid, V2G) Verbindung zu opti­mie­ren.

(aok)