Optimierte Nutzung eines Batteriespeichers für eine E-Postauto-Ladestation, Hochschule für Technik und Umwelt FHNW

Technologien

• Batteriesystem

• Energie Management

• Prognosebasierte Systemsteuerung

Ausgangslage

Neben der privaten Elektromobilität wird auch der öffentliche Nahverkehr schrittweise elektrifiziert. Am Bahnhof Brugg verkehren seit 2021 elektrisch betriebene Postautos. Die Einbindung von Ladestationen ins Niederspannungsnetz ist wegen der – fürs Niederspannungsnetz – hohen Ladeleistungen eine Herausforderung für den Netzbetrieb, sowohl in finanzieller als auch in technischer Hinsicht.

Am Standort Brugg liefert eine PV-Anlage auf dem Haltestellendach Strom, der zur Hauptsache für den Postautobetrieb verwendet werden soll. Dazu hat die IBB Energie AG als Netzbetreiberin zusammen mit der FHNW eine Speicherlösung dimensioniert und 2022 beschafft.

In diesem Projekt werden mit einer durch die FHNW entworfenen und im Batteriespeicher implementierten Steuerung die lokalen Netzverhältnisse optimiert – sprich die Höhe der Leistungsspitzen am Netzanschluss sowohl beim Bezug als auch bei der Rückspeisung minimiert.

Ziele

• Entwurf einer Steuerung zur gleichzeitigen Maximierung des lokalen Verbrauchs der PV-Produktion für das Elektropostauto und der Minimierung von Leistungsspitzen am Netzanschluss, sowohl bei Bezug als auch bei Rückspeisung

• Implementierung der entworfenen Steuerung im Batteriesystem, Inbetriebnahme und Betriebsbegleitung mit laufender Auswertung und Optimierung

• Im Rahmen einer späteren Dienstleistung ab 2025: Erarbeiten und Implementation eines Konzepts zur zusätzlichen Einbindung des Batteriesystems in einen Regelleistungspool

Ergebnisse

Dank der Prognose-basierten (PV-Produktion und Energie-Bezug an der Ladestation) Steuerung kann der Ladezustand der Batterie in spezifizierten Grenzen gehalten werden. Dadurch steht jederzeit Batteriekapazität sowohl zum Entladen (Lieferung der Ladeleistung fürs Postauto) als auch zum Laden (Aufnahme der PV-Produktion) bereit. Die Steuerung sorgt zudem dafür, dass notwendiger Energiebezug und -rückspeisung am Netz konstant über die Zeit verteilt wird. Bezugsspitzen werden damit von 150 kW auf 30 kW reduziert, Rückspeisespitzen auf durchschnittlich 60% der maximalen PV-Produktionsleistung an Sommertagen, an welchen bei einer reinen Eigenverbrauchsoptimierung die Rückspeisespitze 100% betragen würde.