Programmsteuerung:
Klima- und Energiefonds Programmabwicklung:
Kommunalkredit Public Consulting GmbH (KPC)
1 Projektdaten
Projekttitel Lokales Last- & Energiemanagement für den Betrieb von Ladestellen
„LLEM“
Registrierungsnummer KR13EM6K11451
Programm Modellregionen Elektromobilität Ausschreibung 2013
Beauftragter NTT DATA Österreich GmbH (Konsortialführer)
Projektpartner o Modellregion Elektromobilität ‚e-mobility on demand‘
o Energie Steiermark AG o Center - Mobility o Wien Energie GmbH
o EBE Mobility & Green Energy GmbH
LOC:
o Electro drive Salzburg o Modellregion Post AG o Modellregion NÖ ePendler
o Modellregion e-mobility Graz GmbH
Projektstart und Dauer Projektstart: 01.01.2014 Dauer: 12 Monate
Synopsis: Mit dem Projekt „LLEM“ soll das immer stärker auftretende Problem restriktiver Energie- bereitstellung für den Betrieb von Ladestellen an kritischen Standorten gelöst werden. Vor allem bei Ladeinfrastruktur die im hochrangigen Straßennetz (Raststellen) wie auch an bestehende Wohn- Büro- oder Gewerbeanschlüssen errichtet werden, wird bei gleichzeitigem Volllastbetrieb der
Liegenschaft und gleichzeitigem Betrieb der Ladestellen der Anschlussnennleistung rasch überlastet.
LLEM soll dazu beitragen, diese Versorgungsrisiken für die Nutzer, den Standortbetreiber wie auch für den Energieversorger zu entschärfen.
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INHALT
1 Projektdaten ... 1
2 Inhaltliche Beschreibung des Projektes ... 5
2.1 Kurzfassung ... 5
2.2 Projektinhalte und Resultate ... 7
2.2.1 Ausgangssituation / Motivation ... 7
2.2.2 Tätigkeiten im Rahmen des Projektes und methodischer Zugang ... 10
2.2.3 Beschreibung der Resultate und Meilensteine ... 12
2.2.3.1 Meilensteinstatus ...12
2.2.3.2 Detailergebnisse ...12
2.2.4 Beschreibung von Schwierigkeiten... 64
2.2.5 Projekt „highlights“ ... 64
2.2.6 Abweichungen vom Antrag und Begründung ... 65
2.3 Schlussfolgerungen und Empfehlungen aus den Resultaten ...65
2.4 Ausblick: ...66
3 Auswertungen / Publikationen ...66
4 Unterschrift ...67
5 Beilagen ...67
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Abbildungen
Abbildung 1 Schaubild Lastkurve, eigene Darstellung ... 7
Abbildung 2 LLEM Anwendung hochrangiges Straßennetz, NTT Data, eigene Darstellung ... 8
Abbildung 3 LLEM Anwendung Dauerstellplatz , NTT Data, eigene Darstellung ... 8
Abbildung 4 Methodik / Entwicklung ...11
Abbildung 5 Ankopplung mit Subsystemen der GLT über Schnittstellen, EBE Mobility & Green Energy GmbH, eigene Darstellung ...18
Abbildung 6 Systemarchitektur GEMS – Gebäudeleittechnik Bürostandort, E-Stmk Leonhardgürtel 10 ...19
Abbildung 7 Systemarchitektur – Gebäudeautomation – Gebäudeleittechnik, Leitfaden Gemeinde Wien, Gebäudemanagement MA34 – Leitfaden Gebäudeautomation ...20
Abbildung 8: Netzstruktur – Niederspannungsverteilung E-Stmk Graz, Leonhardgürtel E- Ladestationen, EBE Mobility & Green Energy, eigene Darstellung ...24
Abbildung 9 Aufbau – Netzstruktur Niederspannungsverteilung, E-Stmk, Leonhardgürtel, E- Ladestationen ungeregelt, EBE Mobility & Green Energy GmbH, eigene Darstellung ...30
Abbildung 10 E-Stmk, Leonhardgürtel KEBA Wallboxen P20 mit M10 Steuerung ...31
Abbildung 11: E-Stmk, Leonhardgürtel KEBA M10 Steuerung Lastmanagement Profil ...32
Abbildung 12 Aufbau – Netzstruktur Niederspannungsverteilung, E-Stmk, Leonhardgürtel, E- Ladestationen geregelt über M10 KeyContact, EBE Mobility & Green Energy GmbH, eigene Darstellung ...32
Abbildung 13 Aufbau – Netzstruktur Niederspannungsverteilung, Standort Wien, Prater Garage, EBE Mobility & Green Energy GmbH, eigene Darstellung ...34
Abbildung 14 Aufbau – Netzstruktur Niederspannungsverteilung, Standort Wien, Prater Garage, E- Ladestationen ungeregelt, EBE Mobility & Green Energy GmbH, eigene Darstellung ...36
Abbildung 15 Integration LLEM Modul - UniCharge Master in lokale Charge Server Struktur / Datensammler Zählpunkte, EBE Mobility & Green Energy GmbH, eigen Darstellung ...37
Abbildung 16 Aufbau – Netzstruktur Niederspannungsverteilung, Wien Prater Garage, E- Ladestationen geregelt über Charge Server lokal mit Anbindung an OCC LLEM Modul, EBE Mobility & Green Energy GmbH ...39
Abbildung 17 LLEM Prozess Reservierung, NTT Data, eigene Darstellung ...44
Abbildung 18 LLEM Reservierung über mobile App, NTT Data, eigene Darstellung ...45
Abbildung 19 Testfall 1 mit Dummy Daten , NTT Data, eigene Darstellung ...46
Abbildung 20 Testfall 2 mit Dummy Daten, NTT Data eigene Darstellung ...46
Abbildung 21 Testfall 3´mit Dummy Daten, NTT Data, eigene Darstellung ...47
Abbildung 22 LLEM/MISCH Architektur, NTT Data, eigene Darstellung ...47
Abbildung 23 Open Charge Alliance – OCPP 2.0 Core Profile ...50
Abbildung 24 OCPP 2.0 Übersicht Core Profile und ergänzende Module ...50
Abbildung 25 OCC - LLEM Adminoberfläche , NTT Data, eigene Darstellung ...53
Abbildung 26 OCC – LLEM Cluster Bearbeitung, NTT Data, eigene Darstellung ...54
Abbildung 27 OCC – LLEM Ladestellencluster Detailansicht, NTT Data, eigene Darstellung ...54
Abbildung 28 OCC – LLEM Clustergruppe Detailansicht, NTT Data, eigene Darstellung ...55
Seite 4 / 67 Abbildung 29 55
Abbildung 30 OCC – LLEM Detailansicht Audit – Logs / Anschaltung Prater Garage ...56
Abbildung 31 OCC – LLEM Detailansicht Ladestelle bearbeiten, NTT Data, eigene Darstellung ...57
Abbildung 32 OCC – LLEM Detailansicht Ladepunkte bearbeiten, NTT Data, eigene Darstellung ...58
Abbildung 33 OCC – LLEM Lademodusverwaltung, NTT Data, eigene Darstellung ...59
Abbildung 34 lokales Lastmanagement – autonome Regelung “fall back” – Lastbegrenzung, EBE Mobility & Green Energy GmbH, eigene Darstellung ...62
Abbildung 35 lokales Lastmanagement – “last shift” autonome Regelung, EBE Mobility & Green Energy GmbH, eigene Darstellung ...62
Abbildung 36 lokales Lastmanagement – autonome Regelung “Wochenprogramm Büro- Fuhrparkstandort”, EBE Mobility & Green Energy GmbH, eigene Darstellung ...63
Abbildung 37 lokales Lastmanagement “Login” – EBE Charge Server Wochenprogramm, EBE Mobility & Green Energy GmbH, eigene Darstellung ...64
Fotos Foto 1 Bürostandort E-Stmk Graz, Leonhardgürtel 10 ...22
Foto 2 Lastverteiler mit Zähler Datenpunkt E-Ladestationen Standort Graz, Leonhardgürtel 10, E- Stmk ...25
Foto 3 Lastverteiler E-Stmk / Leonhardgürtel, E-Ladestationen ...25
Foto 4 Zähler – Datenpunkt / MBUs Zähler E-Ladestationen E-Stmk, Leonhardgürtel 10 ...26
Foto 5 Zähler – Datenpunkte / MBus Zähler Photovoltaikanlagen E-Stmk, Leonhardgürtel 10 ...26
Foto 6 Zähler – Datenpunkte / MBus Zähler Allgemeine – Verbraucheranlagen, HKLS mit GEMS; E-Stmk, Leonhardgürtel 10 ...27
Foto 7 Lastveriteiler / Unterverteiler E-Stmk / Leonhardgürtel – E-Ladestationen Parkdeck - outdoor ...28
Foto 8 Gebäudeautomation – Zentralsystem Automation Server L-INX, E-Stmk, Leonhardgürtel 10 ..29
Foto 9 GEMS Automation Server / E-Stmk – Leonhardgürtel...29
Foto 10 Standort Wien, 1020 Wien, Prater Garage ...33
Foto 11 Master TANKE Station – Standort Wien,Prater Garage, Cluster 1, EBE Mobility & Green Energy GmbH ...35
Foto 12 Ladepunkte Standort Wien, Prater Garage, Cluster 1, EBE Mobility & Green Energy GmbH .35 Foto 13 Standort Wien, Prater Garage, Cluster 1 – Master Station E-Ladestationen mit integriertem LLEM Modul, EBE Mobility & Green Energy GmbH ...38
Foto 14 Datenpunkt Cluster 1 – M-Bus Zähler / Wandlermessung, EBE Mobility & Green Energy GmbH ...38
Foto 15 Cluster 1, UniCharge Master – Datensammler / Zählpunkte, EBE Mobility & Green Energy GmbH ...38
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2 Inhaltliche Beschreibung des Projektes
2.1 Kurzfassung
Die bisherigen Erfahrungen aus den Leuchttürmen und Modellregionen haben gezeigt, dass bei der Errichtung und dem Betrieb von Ladestellen in der vorgelagerte Energiebereitstellung immer wieder Leistungsprobleme auftreten. Die zusätzliche Einbindung erratischer Energiequelle aus erneuerbarer Energie erhöht die Komplexität zusätzlich.
Die Wechselwirkungen und Restrektionen in der Energieversorgung zwischen Liegenschaftsbetreiber, dem verfügbaren Nennwertanschluss und dem dahinterliegende Versorgungsnetz sowie für den Aufbau und den Betrieb von Ladestationen sind für die wirtschaftliche Entwicklung der eMobilität von außerordentlicher Bedeutung. Auch das Mobilitätsverhalten und die Erwartungshaltung der Nutzer, sowie der Level of Service (LOS) des Energiebetreibers haben einen großen Einfluss auf das lokale Netzwerk und die notwendigen Leistungen. Die wesentlichen Herausforderungen heißen störungsfreies Laden unter Wahrung der Betriebssicherheit des Standortbetreibers und der Stabilität des Basisanschlusses.
Vor allem bei Ladeinfrastruktur, die an bestehende Parkplätze, Wohnhaus-, Bürohaus- oder Gewerbeanschlüssen angekoppelt wird, kann bei gleichzeitigem Volllastbetrieb des Gewerbe- oder Bürostandortes und gleichzeitigem Betrieb der Ladestellen die Nennleistung des Basisanschlusses rasch überlastet werden.
Besonders die Leistungswerte von beschleunigter Ladung und Schnellladeanlagen (>=
11kW; 400V/16A) über mehrere Ladepunkte führen besonders bei älteren Bestandssituationen für den Standortbetreiber wie auch für den Energieversorger rasch zu Versorgungsrisiken. Das kann vom Ausfall der Gebäudestromversorgung mit teuren Stehzeiten bis zum Totalausfall der vorgelagerten Transformatoren (Verletzung der Nennleistungsgrenze des Transformators) führen. Eine Leistungsaufstockung es Netzbetreibers ist in vielen Fällen aber wirtschaftlich nicht vertretbar.
Von besonderer Bedeutung sind die Vorgaben und Restrektionen im Bereich Raststätten am hochwertigen Straßennetz. Hier ist der Raststättenbetreiber oder Tankstellenbetreiber ein Bestandsnehmer des Straßenbetreibers und unterliegt zusätzlich dem Gebietsschutz. In den Vorgesprächen zum Projekt LLEM wie auch zu MISch wurde vom Straßenbetreiber (ASFINAG) klar mitgeteilt, dass jede Errichtung von Ladeinfrastruktur am Autobahn- und Schnellstraßennetz nur unter Wahrung der Versorgungs- und Betriebssicherheit ihrer Bestandsnehmer unterstütz und begleitet wird.
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In diesem Zusammenhang wurde ebenso klar festgehalten, dass das LLEM auf dem hochrangigen Straßennetz folgende Eigenschaften unterstützen muss:
Die dem Nutzer angezeigte verfügbare Leistung (kW) hat ab der Reservierung und dem Check-In in jedem Fall zur Verfügung zu stehen!
Ein „Runterregulieren“ der Ladeleistung im Zuge der Verweildauer des Kunden an der Raststätte oder Tankstelle ist nicht zielführend.
Die vorgelagerte Betriebsstätte darf in keinem Fall in ihrer Leistungsfähigkeit beeinträchtigt oder gestört werden.
Eine „zeitweile“ Einschränkung der Ladepunkte (von 8 auf 6 auf 4 auf 2) bei drohenden Überlast ist zulässig.
Für den Dauerstellplatznutzer ergeben sich nachstehende Restriktionen:
Die durchschnittliche Verweildauer des Nutzers sollte zwischen Nutzer & Betreiber bekannt sein.
Eine „Zurücknahme“ der Ladeleistung bzw. zeitlich versetztes Laden des Fahrzeuges ist zulässig.
Der Nutzer wird in den AGB über die LLEM Funktionalität und deren Wirkung informiert.
Optional sollte der Nutzer eine Ladepriorisierung einleiten können (Vorzugsladung).
Ein wichtiger Ansatz des Projektes ist die Erstellung der LLEM-Steuerung als Zentralinstanz beim Ladestellenbetreiber. Damit besteht die Möglichkeit, auch bestehende Ladeinfrastrukturen (sofern schnittstellenfähig) einzubinden und eine klare Verantwortungshierarchie - Kunde/Betreiber – festzulegen.
Mit der Lösung dieser Problemstellung und der Skalierung auf die beiden Anwendungsbeispiele kann ein wichtiger Beitrag zur nachhaltigen Entwicklung der eMobility geleistet werden. Vor allem die schwerwiegende Herausforderung zur wirtschaftlichen Errichtung von beschleunigter Ladung und Schnellladeinfrastruktur kann mit dieser Lösung flexibel unterstützt werden. Auch der UseCase für die LLEM – Steuerung für „Dauerparker“ minimiert das Risiko für den Liegenschaftsbetreiber spürbar, ohne den Nutzer über die Verweildauer einzuschränken.
Die Implementierung der Lösung in den Modellregionen und Leuchttürmen, unter der Federführung der EVUs, erlauben eine klare Verantwortungszuordnung zwischen Kunde
& Betreiber. Damit wird auch international beispielhaft gezeigt, wie eine komplexe Aufgabenstellung in der Prozesslandschaft der eMobility auf den Grundlagen einer funktionierenden und verantwortungsvollen Kundenbeziehung gelöst werden kann, ohne dass einem der Prozesseigentümer ein wirtschaftlicher Nachteil oder Schaden entsteht.
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2.2 Projektinhalte und Resultate
2.2.1 Ausgangssituation / Motivation
Die zu erwartenden Auswirkungen von Ladestationen auf die zur Verfügung stehenden Nennleistungen der Liegenschaft und das Versorgungsnetz sind von Bauart und Anzahl der Ladestationen und deren Nutzungsfrequenz abhängig. Auch das Mobilitätsverhalten und das Ladeverhalten der Nutzer haben eine große Bedeutung. Die wesentlichen Herausforderungen heißen störungsfreies Laden und die Stabilität des Basis- Netzanschlusses. Die bisherigen Erfahrungen aus den Leuchttürmen und Modellregionen haben gezeigt, dass bei der Errichtung und dem Betrieb von Ladestellen in der vorgelagerte Energiebereitstellung immer wieder Leistungsprobleme auftreten.
Vor allem bei Ladeinfrastruktur, die an bestehende Wohnhaus-, Bürohaus- oder Gewerbeanschlüssen angekoppelt werden, kann bei gleichzeitigem Volllastbetrieb des Gewerbe- oder Bürostandortes und gleichzeitigem Betrieb der Ladestellen die Basisinfrastruktur rasch überlastet werden.
Besonders die Leistungswerte von Schnellladeanlagen (>= 11kW; 400V/16A, oder 22kW (400V/32A)) über mehrere Ladepunkte schaffen hier oftmals für den Standortbetreiber wie auch für den Energieversorger Lastprobleme.
Das kann vom Ausfall der Gebäudestromversorgung mit teuren Stehzeiten bis zum Totalausfall der vorgelagerten Transformatoren (Verletzung der Nennleistungsgrenze des Transformators) führen. Eine Leistungsaufstockung der Energieversorger ist in vielen Fällen aber wirtschaftlich nicht vertretbar.
Abbildung 1 Schaubild Lastkurve, eigene Darstellung
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Die Use Cases:
Im Rahmen des Projektes werden Lösungen für zwei Hauptanwendungen entwickelt:
LLEM Steuerung für schnelles Laden am hochrangiges Straßennetz (Autobahnen
& Schnellstraßen / mehrere Ladepunkte)
Abbildung 2 LLEM Anwendung hochrangiges Straßennetz, NTT Data, eigene Darstellung
LLEM Steuerung für Laden für Dauerparker (Gewerbestandort oder Wohnstandort / mehrere Ladepunkte)
Abbildung 3 LLEM Anwendung Dauerstellplatz , NTT Data, eigene Darstellung
Diese zwei Use Cases stellen die meistangetroffenen Problemstellungen aus den Erfahrungen der letzten Jahre dar.
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KONTEXT: Gewerbliche Bereiche wie Einkaufsmärkte, Parkhäuser und Parkflächen bei Arbeitgebern liegen i. a. im Bereich eines eigenen Niederspannungs-Arealnetzes. Dieses wird bei Leistungen ab etwa 100 kVA durch eine eigene Kundenstation aus dem Mittelspannungsnetz versorgt.
Bei einer Überbelastung von Teilnetzen kommt es zu einem Spannungsabfall, der aufgrund der mangelnden Transformatorkapazität nicht mehr aufgefangen werden kann. Eine Verstärkung des Netzes wird notwendig.
Besondere Herausforderung:
Auf Grund unterschiedlicher Typen und unterschiedlicher Bauarten der Ladeinfrastruktur soll in allen Anwendungsfällen das LLEM die Leistungsverteilung aus einer Zentralinstanz detektieren und steuern (Schnittstelle Betreiber zu Ladesteuerung / Ladepunkt).
Auf Grund unterschiedlicher Energiemanagementsysteme der Gebäudebetreiber muss entweder eine statische Lastprofilabgrenzung vorgenommen und hinterlegt werden, oder eine dynamische Lasterfassung mittels intelligenten Zählern (Smart Metern) eingebracht werden (Schutz des Standortbetreibers). In vielen Fällen sind die Lastprofile der Liegenschaft Gebäudebetreibern nicht bekannt und erfordern an dieser Stelle eine Lastpotentialerfassung und Analyse.
Eine enge Koppelung beider Instrumente mit den Nennleistungsgrenzen der vorgelagerten Transformatoren ist notwendig (EVU - Netz Schnittstelle).
An Hand dreier Demonstratoren soll die Lösung eingesetzt und erprobt werden.
Diese Demonstratoren stellen sich wie folgt dar:
Demo 1.) LLEM auf einer Autobahnraststätte zwischen Wien und Graz (Auswahl in Abhängigkeit zum Projekt „Misch“). Energiesteuerung der Schnellladestellen am Standort unter Berücksichtigung der Anschlussleistung des gesamten Standortes und Schutz des Standortbetreibers (Raststätte) vor Überlast oder Schäden. Kontext: Keine Erhöhung der Basisleistung (EVU) wirtschaftlich vertretbar.
Im Kernteammeeting vom 12.11.2014 wurde der Standort „Kottingbrunn / Spar“ am hochrangiger Netz festgelegt.
Demo 2.) LLEM in der Anwendung „Laden am Arbeitsplatz (Verwaltungsgebäude)“ an einem Standort im Verantwortungsbereich der Energie Steiermark und der Einbindung einer zusätzlichen erratischen Energiequelle (Photovoltaikanlage). Kontext: Keine Erhöhung der Basisleistung (EVU) wirtschaftlich vertretbar.
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Im Kernteammeeting vom 12.11.2014 wurde der Standort „Zentrale der Energie Steiermark“ Graz, Leonhardgürtel 10 als Demostandort festgelegt.
Demo 3.) LLEM in der Anwendung „Tagesladung / Dauerstellplatz“ mit beschränkter Anschlussleistung an einem Standort der Wien Energie (Beispiel:
Westbahnhof). Kontext: keine Erhöhung der Basisleistung (EVU) wirtschaftlich vertretbar.
Im Kernteammeeting vom 12.11.2014 wurde der Standort „Pratergarage Wien (BIP)“
als Demostandort festgelegt.
2.2.2 Tätigkeiten im Rahmen des Projektes und methodischer Zugang
Im Rahmen von LLEM - Lokales Last- & EnergieManagement wird nach Erstellung des Konzeptes und nach Evaluierung und Festlegung der geeigneten Demostandorte mit der Entwicklung des Leitprozesses gestartet. Dieser Leitprozess wird in enger Kooperation mit den Klima- und Energiemodellregionen, den beteiligten EVUs und der schon eingesetzten OCC Funktionalitäten erstellt.
In einem weiteren Schritt werden das Vorhandensein und die Qualität der Energiemanagementsysteme der Liegenschaften (gewerbliche Anlage oder Gebäude) und deren Schnittstellenfähigkeit untersucht.
Parallel dazu wird mit den beteiligten EVUs die netzseitige Nennlastanbindung der Liegenschaft evaluiert.
Im zentralen Arbeitspaket „Entwicklung LLEM – Applikation „zentrale Instanz“ wird das Kernstück, die Steuerungslogik für die beiden festgelegten Anwendungsfälle zum
„prioritären Laden“ bei der Anwendung „Dauerstellplatz“ und die Ladepunktsteuerung für die Anwendung „Schnellladen“ und die notwendigen Schnittstellen entwickelt.
Die entwickelte Lösung wird in drei Demostandorte mit teilweise bestehender Ladeinfrastruktur implementiert, getestet und verbessert.
Die exakte Ausgestaltung der Meilensteine wird im Rahmen des detaillierten Projektplans gemeinsam zum Projektstart erarbeitet. Es sei darauf hingewiesen, dass die weiter oben dargestellten Arbeitspakete im Sinne einer effizienten und effektiven Abarbeitung parallel, jedoch wechselseitig gut akkordiert, nach der Plan-Build-Run-Methodik umgesetzt werden. Die Meilensteine orientieren sich an dieser gängigen Umsetzungsmethodik für Softwareprojekte und sind dementsprechend auch im Zeitplan dargestellt.
Seite 11 / 67 Abbildung 4 Methodik / Entwicklung
Nach Einbindung der LLEM-Steuerung in das Energiemanagementsystem des Liegenschaftsbetreibers, sowie der Verknüpfung mit der Ladeinfrastruktur erfolgt über mehrere Iterationsschleifen die Kalibrierung, um die Leistungsspitzen in den Zeitscheiben auszuloten.
Um eine möglichst anwendungsnahe Nutzung zu gewährleisten, wird das LLEM Projekt mit dem parallel eingereichten Projekt „Misch“ verbunden. Über LOCs sind weitere Modellregionen und EVUs laufend in die Entwicklung, die Pilotierung und die Ergebnisse eingebunden.
Über die Bundesinitiative eMobility Austria (BieM) werden in regelmäßigen Zeitabschnitten entsprechende Informationsveranstaltungen erfolgen.
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2.2.3 Beschreibung der Resultate und Meilensteine
2.2.3.1 Meilensteinstatus
Im Abgleich zum Antrag konnten alle beschriebenen Meilensteine, bis auf M 5.1, erfolgreich umgesetzt werden. Die Abweichungen (Verzögerung) im M 5.1 resultieren aus der
Verzögerung im „Schwesterprojekt“ MISCH:
AP 1: Meilensteine, Ergebnisse und Deliverables: Datum: Abweichung: Beilage:
M 1.1 KickOff, 21.05.2014
M 1.2 CloseDown 12.03.2015
D 1.2 Endbericht 31.03.2015
AP 2: Meilensteine, Ergebnisse und Deliverables:
M 2.1 Übersicht eingesetzter Gebäudeenergiemanagementsysteme und Schnittstellen 12.11.2014 Anhang I
M 2.2 Entwicklung LLEM Leitprozess 12.11.2014 Anhang II
D 2.1 Recherche Workshop GEMS und Schnittstellen D 2.2 Workshop Leitprozess
D 2.3 Festlegung Leitprozess
AP 3: Meilensteine, Ergebnisse und Deliverables:
M 3.1 Erstellung Lastenheft 12.11.2014 Anhang III
D 3.1 Abnahme Lastenheft im Konsortium AP 4: Entwicklung LLEM in Laborumgebung:
M 4.1 Erstellung Kernapplikation in Laborumgebung M 4.2 Funktionale Test und Belastung in Form eines „Test Pads“
D 4.1 Abnahme Kernapplikation durch das Konsortium AP 5: Demonstration Demo-Standorte:
M 5.1 Implementierung LLEM Demo I Verzögerung Verzögerung (MISCH) Beilage IV
M 5.2 Implementierung LLEM Demo II Beilage V
M 5.3 Implementierung LLEM Demo III 28.02.2015 Beilage V
D 5.1 Abnahmen LLEM Demo I Beilage VI
D 5.2 Abnahme LLEM Demo II
D 5.3 Abnahme LLEM Demo III Beilage VII
Die festgelegten Ergebnisse aus AP 2, AP 3, AP 4 konnten zeitverzögert geliefert werden.
Im AP 5 kam es zu nachstehenden Änderungen:
M 5.1: Der im Antrag festgelegte „MISCH Standort“ verzögerte sich auf Grund der Infrastrukturausschreibung. Aus diesem Grund wurde die Applikation zwar fertiggestellt und abgenommen, konnte aber noch nicht ausgerollt werden.
M 5.2: Der Demostandort „Energie Steiermark“ verfügt über ein eigenständiges lokales Energiemanagementsystem und wurde mit einer Datenschnittstelle und den reglementierten Maximalleistungen in der Zentralinstanz (OCC LLEM) angebunden.
M 5.3: konnte wie geplant umgesetzt werden. Die Systemarchitektur der lokalen Instanz wird in der Beilage V dargestellt. Das Abnahmeprotokoll ist im Anhang.
2.2.3.2 Detailergebnisse
LLEM ist eine Kernfunktionalität, die dazu beiträgt vorhandene Anschlussleistungen optimal zu nutzen und die Errichtung von Ladeinfrastruktur unter der Prämisse der bestmöglichen Auslastung zu ermöglichen. LLEM soll auch das „einfache Zulegen“ von Ladeinfrastruktur möglich machen und Überlastung der Netzanschlüsse vermeiden wodurch das Investitionsrisiko der Betreiber/Liegenschaftsverwalter verringert werden kann. LLEM erhält seine maximale Performance, wenn Reservierung und Buchung möglich sind und eine klare und nachvollziehbare Priorisierung der User erfolgen kann.
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Das Ziel von LLEM ist die Entwicklung und Implementierung einer ersten Kernfunktion zum Einsteuern der Lastprioritäten auf EVU Seite.
In einem weiteren Schritt werden alle darauffolgenden Skalierungen / UseCases zumindest konzeptionell dargestellt.
2.2.3.2.1 Technische Rahmenbedingungen
Grundsätzlich gibt es folgende Möglichkeiten bei Stromengpässen, wenn nicht mehr alle Ladekunden mit der vollen Abgabeleistung, die der jeweilige Ladepunkt ermöglichen würde, bedient werden können:
Es werden weiterhin alle Verbraucher bedient, aber mit reduzierter Leistung
Es werden Ladungen einzelner Verbraucher zeitweilig (abwechselnd) unterbrochen und nach einer entsprechenden Zeitscheibe wieder gestartet.
Alle Ladungen erfolgen immer mit der maximalen Abgabeleistung und in einem Stück, sie starten nur im Falle von Engpässen zeitversetzt oder enden früher.
Diesen theoretischen Möglichkeiten stehen einige einschränkende Rahmenbedingungen der Praxis gegenüber:
Elektrotechnische Reduzierungsmöglichkeiten:
Spannung (V) kann nicht reduziert werden.
Stromstärke (A) kann reduziert werden
o Von 230V/16A (entspricht: 3,7 KW) auf 230V/10A (entspricht: 2,3 KW) o von 400V/32A (entspricht: 22 KW) auf 400V/16A (entspricht: 11 KW) Darüber hinausgehende Reduktionen sind technisch nicht möglich.
Auch „vertragen“ nicht alle Fahrzeuge eine Reduktion.
„Runterregeln“: Das einfache „Runterregeln“ – Verringerung der Ladestromvorgabe - ist im Standardprotokoll für Ladestationen – Ladestellenmanagement über die Schnittstelle Open Charge Point Protocol OCPP1.5.1 nicht vorgesehen. Dies ist darüber hinaus auf jeden Fall Ladestellen-Hersteller-abhängig. Könnte bestenfalls eventuell über ChangeConfiguration und speziell definierten key/value Parametern zwischen OCC (LSM Ladestellenmanagementsystem – Backendsystem) und dem LS Hersteller vereinbart werden. Derzeit kein Standard.
1 http://www.openchargealliance.org/
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Manche Autotypen unterstützen ein Unterbrechen der Ladung nicht, d.h. eine einmal gestoppte Ladung kann nur unter Ab- und wieder Anstecken des Steckers neu gestartet werden, was in keinem der Use Cases eine zumutbare Option darstellt.
Auch weiß die Ladesäule derzeit nicht, welcher Auto-Typ angesteckt ist, und wie der State of Charge (SOC) des Elektrofahrzeugs aussieht. Es kann also nicht auf Basis des Autotyps entschieden werden, welche Verteilstrategie zur Anwendung kommt.
Die entsprechenden Daten aus dem Auto werden erst mit der Umsetzung von ISO 151182, also nicht vor 2016 zur Verfügung stehen. Dann allerdings wird das Auto den Ladezustand (SOC) zur Verfügung stellen, ebenso wie die Information, welcher Lademodus und welche Ladeart unterstützt wird sowie wie viele Phasen (einphasig, dreiphasig, AC, DC) es zum Tanken benötigt.
Diese Rahmenbedingungen implizieren, dass als allgemeingültige Verteilstrategie nur die Variante der zeitversetzten Ladens als Option in Frage kommt.
Als Lösung, die den obigen Herausforderungen bei beherrschbarerer Komplexität bestmöglich Rechnung tragen soll, wurde folgendes umgesetzt:
1. Die Steuerung von Ladungen sowie Reservierungen in einem bestimmten Zeitintervall wird abhängig gemacht von folgenden Parametern:
• Maximale Anschlussleistung einer Ladestation (LS)
• Maximale Anschlussleistung eines LS-Clusters
• Maximale Abgabeleistung eines Ladepunktes (LP)
• Bereits vergebene (für eine Reservierung zugesagte) Strommenge je Intervall
• Auf LS-Ebene
• Auf Cluster-Ebene
Es werden die limitierenden Parameter in den Stammdaten der LS und des Clusters am Ladestellenmanagementsystem (LMS – OCC) hinterlegt.
Zukünftig können diese Werte auch dynamisch aus den Lastkurven der Gebäudemanagement-Systeme unter Einbindung der Smart Meter / Daten Zählpunkte übernommen werden.
2 http://www.iso.org/iso/home/store/catalogue_tc/catalogue_detail.htm?csnumber=55365
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2. Es wird für Ladungen und Reservierung immer der maximale Stromverbrauch angenommen, ungeachtet von der Kapazität der Batterie und des aktuellen Ladezustandes.
In weiteren Phasen kann eine Information über den Ladezustand der Batterie (SOC) aus den Fahrzeugdaten miteinbezogen werden, was eine präzisere Aussage über den Strombedarf zulässt.
2.2.3.2.2 Prozessuale Rahmenbedingungen
Mit dem Ziel, sowohl das Laden an Schnellladestellen am hochrangigen Straßennetz als auch das Laden für Dauerparker in Bürohäusern zu unterstützen, stellen sich folgende Herausforderungen:
1. Am hochrangigen Straßennetz wird in der Regel Ladedauer gleich Parkdauer sein, während in Bürogebäuden der Parkplatz über den gesamten Tag gebraucht wird, wogegen die Ladezeit zumeist nur einen kürzeren Zeitraum in Anspruch nehmen wird und der Fahrer i.d.R. danach auch nicht wegfahren möchte. Dies gilt es in der Tarifabbildung zu berücksichtigen.
2. An Ladestellen, an denen Last- und Energie-Management betrieben bzw.
Reservierungen möglich sind, ist eine Kommunikation mit dem Kunden unbedingt erforderlich, um einen „Spontan-Tanker“ (jemand der ohne Reservierung zu einer Ladestelle kommt) informieren zu können, wenn:
In unmittelbarer Zukunft eine Reservierung ansteht
Aus Lastmanagement-Gründen ein Laden erst zu einem späteren Zeitpunkt möglich ist.
Dies bedeutet auch, dass ein lokales Autorisieren an der Ladestelle nach Möglichkeit an solchen Ladestellen unterbunden werden müsste, da sonst das Zentralsystem keine sauberen Steuer-Mechanismen zur Ablehnung von Transaktionen mehr zur Verfügung hat.
Denn das OCPP 1.5 Protokoll sieht vor, dass das Ablehnen von Transaktionen zentralseitig nur durch einen entsprechenden Autorisierungscode (rejected) in der Response auf eine Autorisierungsanfrage (AuthorizeReq) möglich ist. Wenn diese Autorisierung aber bereits lokal von der LS vorgenommen wurde, wird der Ladevorgang unmittelbar an der LS gestartet (StartTransaction). Das Zentralsystem hätte dann nur mehr die Möglichkeit, die Transaktion sofort wieder zu beenden, was aber der Lebensdauer einer Batterie nicht zuträglich ist. Zudem kommt hinzu, dass das lokale Autorisieren im Detail durch OCPP 1.5 nicht strikt geregelt ist, sodass unterschiedliche LS-Hersteller diesen Prozess unterschiedlich implementiert haben, was eine einheitliche Behandlung durch das Zentralsystem schwierig macht. Um für LLEM & Reservierungen geeignet zu sein, müssen LS so konfiguriert werden können, dass sie entweder keine
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lokalen Whitelists verwenden oder dass die Inhalte dieser Liste zentral gesteuert werden können. Vorzugsweise ist die Autorisierungsreihenfolge „Zuerst zentral – dann lokal“.
3. Der Kommunikationsstandard Open Charge Point Protocol OCPP 1.5 sieht nur ein sofortiges Reservieren eines Ladepunktes vor, was in manchen Use Cases keine befriedigende Lösung darstellt. Denn entweder führt dies zu einer unnötig langen Blockierung des LP, ohne dass getankt wird, wenn der Benutzer bereits bei Fahrtantritt sichergehen will, dass er zum gewünschten Zeitpunkt am gewünschten Ort eine frei Ladestelle mit Ladekapazität vorfindet, oder der Benutzer müsste erst kurz vor Eintreffen am LP eine Reservierung absetzen mit dem Risiko, dass er dann keine freien LP findet.
Daher muss diese Steuerung im backend erfolgen.
4. Für die Steuerung der Reservierungen ebenso wie das Zulassen von Spontan-Tankern muss die Ladezeit beschränkt sein, da sonst keine Planbarkeit besteht. Aus Gründen der Verwaltbarkeit ist die Reservierbarkeit auf Reservierungsintervalle festgelegt (derzeit 30 Minuten) – beginnend jeweils zur vollen Stunde.
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2.2.3.2.3 Status Gebäude Energie Management Systeme (GEMS)
In den nachfolgenden Darstellungen und Ausführungen zu den Gebäude Energie Management Systemen (GEMS) wollen wir den enger gefassten Begriff der
„Gebäudeleittechnik“ oder auch „Gebäudeautomation“ verwenden, da diese Begriffe die einzelnen Prozessebenen besser abbilden und beschreiben. Vor allem an den Standorten mit Gebäudeleittechniksystemen hat sich gezeigt, dass der Begriff der Gebäude Energie Management Systemen zwar verwendet wird, jedoch bei näherer Betrachtung die Gebäudeleittechnik in Richtung Daten-, Energieverbrauchserfassung und Visualisierung, sowie zur Regelung und Steuerung von HKLS (Heizung, Klima und Lüftungsanlagen) vorgefunden wird. Im Bereich HKLS Anlagen und HKLS Prozesse werden Prozessabläufe überwacht sowie Prozessoptimierung durchgeführt und können an Standorten in unterschiedlicher Ausprägung und Gebäudeautomatisierung vorgefunden werden. Dies konnte bei den Elektro- Verbraucheranlagen nur bedingt festgestellt werden.
Einzelne Lastverteiler, Lastkreise und Verbraucheranlagen werden ungezählt an das Niederspannungsnetz angeschlossen. Eine detaillierte Erfassung von Verbrauchsdaten und Echtzeit – Lastkuren findet an den untersuchten Standorten in den wenigsten Fällen statt.
Eine Erhebung der Lastkurven und Lastgänge eines Standortes wird bei Bürostandorten beim Hausanschluss (Hauptzählung) noch vorgefunden. An Standorten im öffentlichen, halb- öffentlichen Bereich wie beispielsweise Garagen, welche von übergeordneten Infrastrukturbereichen wie Bürostandorten angebunden werden, sind ungezählte Niederspannungsversorgungen für nachfolgende Verbraucheranlagen eher häufig vorzufinden, Eine genaue Ableitung von Leistungsreserven an einem Standort und die dynamische Erfassung und Berechnung von Lastspitzen sowie daraus resultierenden verfügbaren Lastsenken, lässt sich mit den aktuell im Einsatz befindlichen Erfassungssystemen nicht umsetzen. Lastsenken werden nicht erkannt und stehen den nachgelagerten Verbraucheranlagen nur bedingt zur Disposition zur Verfügung.
Mit dem Einsatz und der Integration von „Smart Metern“ in ein Gebäudeleittechniksystem sowie die Aufteilung in vernünftig große Niederspannungs-Versorgungsbereichen, lassen sich geregelte Systeme und intelligente Elektroverbraucher, wie Elektro-Ladestationen welche darstellen, erst sinnvoll integrieren.
Der Begriff Gebäudeleittechnik (GLT) wird in zweierlei Weise verwendet:
1. Im weiteren Sinne zur Bezeichnung der gesamten automatisierungstechnischen Instrumentarisierung mit einem Bezug zur Technischen Gebäudeausrüstung:
Die Gebäudeleittechnik ist ein Bestandteil der Gebäudeautomation, welche in drei Ebenen unterteilt wird. Die Feldebene, die Automationsebene und die Managementebene. Die GLT befindet sich auf der obersten Ebene, der Managementebene.
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2. Im engeren, gebräuchlicheren Sinne der genutzten Software:
Als Gebäudeleittechnik (GLT) wird die Software bezeichnet, mit der Gebäude überwacht und gesteuert werden. Die Software läuft in der Regel auf einem Server und wird vom Hersteller der Gebäudeautomatisierungstechnik Es gibt einige wenige herstellerunabhängige GLT-Systeme. Diese kommunizieren mit den GLT Systemen in den Gebäuden über geeignete Schnittstellen wie OLE for Process Control (OPC) oder Building Automation and Control Networks (BACnet), Profibus, Modbus, M-Bus, um nur einige zu nennen, mit ihren jeweiligen Vor- und Nachteilen. Darüber hinaus beherrschen einige dieser neutralen Systeme auch proprietäre Protokolle.
Abbildung 5 Ankopplung mit Subsystemen der GLT über Schnittstellen, EBE Mobility & Green Energy GmbH, eigene Darstellung
Aufgaben GLT:
Die GLT-Software dient der Visualisierung der technischen Vorgänge innerhalb des Gebäudes. Sie sammelt die Daten der Regler oder DDC-Unterstationen (direct digital control) im Gebäude über Feldbus ein (Feldebene) und bildet die Daten in einer dem Nutzer
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verständlichen Art und Weise graphisch ab. Die Gebäudeleittechnik dient als Nutzerinterface zur Gebäudeautomationstechnik (Managementebene).
Die eigentliche Steuerung des Gebäudes erfolgt durch die im Gebäude verteilten DDC- Unterstationen, die direkt die Steuerungs- und Regelungsaufgaben im Bereich der Heizungs- , Lüftungs- und Lichtsteuerungen übernehmen.
Abbildung 6 Systemarchitektur GEMS – Gebäudeleittechnik Bürostandort, E-Stmk Leonhardgürtel 10 3
In der GLT werden die laufenden Prozessdaten des Gebäudes geloggt. Der Einsatz von Gebäudeleittechnik reduziert sich nicht nur auf das Management von einzelnen Gebäuden.
Abhängig vom eingesetzten Hersteller sind diese Systeme auch in der Lage abgesetzte, d.h.
über Modem oder Internetprotokoll angebundene Anlagen zu überwachen und zu steuern.
Als Daten, die aufgezeichnet und archiviert werden, gelten z. B.:
Betriebszustände von Anlagenteilen o Motoren
o Lüftungsklappen o Ventile
o Störmeldungen o Schalterstellungen
Direkte Messwerte o Temperatur o Druck
3 http://www.loytec.com/de/produkte/linx/720-linx-10x
Seite 20 / 67 o relative oder absolute Feuchte o externe Sollwerte
o Verbrauchszählerstände
Neben der Erfassung und Auswertung der Prozessdaten die über die DDC-Anlagen in die GLT kommen, werden weitere, in der Regel eigenständige Systeme, eingebunden. Dazu gehören unter anderem:
Brandmeldeanlagen / Brandmeldezentralen
o Diese Brandmeldezentralen (BMZ) sind zum Teil direkt über verschiedene Kommunikationswege (seriell, Ethernet, RS485) mit der GLT verbunden. Die Auslösung eines Brandmelders wird in der BMZ gemeldet und einer Gruppe zugeordnet, die auf Hardware-Eingänge der DDC abgebildet werden und zur Abschaltung von Anlagenteilen ausgewertet wird. Diese DDC Eingänge werden auf der GLT abgebildet und protokolliert.
Zugangskontrollsysteme
o Zugangskontrollsysteme sind in der Regel eigenständige Systeme die jedoch auch mit dem GLT-System in Kontakt stehen. So ist es z. B. möglich im GLT- System sofort darauf zu reagieren wenn sich jemand Zugang zu sensiblen Bereichen verschafft.
Verschattungseinrichtungen sind häufig ebenfalls eigenständige Systeme
4
Abbildung 7 Systemarchitektur – Gebäudeautomation – Gebäudeleittechnik, Leitfaden Gemeinde Wien, Gebäudemanagement MA34 – Leitfaden Gebäudeautomation
4 http://www.wien.gv.at/wirtschaft/auftraggeber-stadt/gebaeudemanagement/pdf/leitfaden-gebaeudeautomation.pdf
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Energiemanagement – Parameteroptimierung und Energieeinsparung
Für die langfristige Beobachtung der Anlagenfahrweise bietet eine GLT meist eine Anbindung an eine Datenbank mit einer Langzeitarchivierung der Daten an. Mit häufig zusätzlichen Visualisierungsprogrammen können Lastgänge oder Temperaturverläufe zu Berichten zusammengefasst und analysiert werden. Normalerweise ergibt diese Darstellung in der GLT überhaupt erst die Möglichkeit, kompliziertere technische Anlagen und
regelungstechnische Prozesse zu überwachen und optimiert angepasst betreiben zu können Gerade durch die einfache Darstellung, zum Beispiel der Absenktemperaturen nachts und außerhalb der Nutzungszeiten, ist eine effektive und genaue Analyse auch für weniger fachlich geschultes Personal in kleineren Organisationen möglich. Ziel dieser
Vorgehensweise ist die Minimierung der Betriebskosten. Damit ist die Gebäudeleittechnik ein fester Bestandteil des modernen technischen Facilitymanagements5
5 http://de.wikipedia.org/wiki/Geb%C3%A4udeleittechnik
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2.2.3.2.4 Erhebung Standortanalyse
Standort Graz:
Energie Steiermark – Graz, Leonhardgürtel 10
Der Bürostandort der Energie Steiermark ist ein moderner Bürokomplex, ausgestattet mit einem Gebäudeautomation – Gebäudeleittechnik (GLT) System der Firma Loytec. 6 Der Bürostandort der Energie Steiermark verfügt über eine ausreichend große Netzversorgung über zwei Netztransformatoren mit einer Leistung von jeweils 2MW. Das Gebäude verfügt über ein Energie-Verbrauchsdatenerfassung und – Auswertungssystem der Firma Loytec, um Energieverbräuche zu erfassen, zu speichern und in Folge auf Basis dieser Daten Verbrauchsberichte zu erstellen.
Foto 1 Bürostandort E-Stmk Graz, Leonhardgürtel 10
Für die Umsetzung wurde eine Kombination aus Hard- und Software eingesetzt. Als Hardware übernehmen L-INX Automation Server die Erfassung der Daten über die integrierten CEA-709-, Modbus- oder BACnet-Schnittstellen. Zusätzlich werden M-Bus Zähler über L-MBUS Pegelwandler aufgeschaltet und S0-Zähler über Binäreingänge von L-
IOB I/O Modulen.
Anschließend werden die Daten an das übergeordnete L-WEB System weitergeleitet, wo der GLT Server mit einer SQL-Datenbank die Daten speichert. Die Übermittlung erfolgt zum einen über eine feste IP-Verbindung. Alternativ können die Daten in einer CSV-Datei gespeichert und via E_Mail an einen Server geschickt werden. Die L-INX Automation Server verfügen über einen internen Speicher, um Daten zwischen zu speichern und stellen so
6 http://www.loytec.com/de/
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sicher, dass bei einem Kommunikationsausfall zum zentralen Server keine Daten verloren gehen.
Abbildung Systemarchitektur Zähler / Datenpunkte – Visualisierung E-Stmk Leonhardgürtel
Nach dem Erfassen der Daten über die L-INX Automation Server und der Langzeitspeicherung mit dem Server stehen die Daten für die Erstellung von Verbrauchsberichten zur Verfügung. Das Gestalten und Generieren von Berichten erfolgt ebenfalls mit dem GLT Server. Die Berichte sind frei gestaltbar und lassen sich einfach an die Anforderungen anpassen. Verschiedene Darstellungsformen (Tabelle, Graph, Balken- und Kreisdiagramm) und das Einbinden von grafischen Elementen helfen die Berichte aussagekräftig zu gestalten. Mathematische Berechnungen können eingesetzt werden, um z.B. Durchschnittswerte zu berechnen oder Grenzwertverletzungen zu ermitteln. Die Ausgabe der Berichte erfolgt automatisch in frei wählbaren Intervallen oder durch Nutzeranforderung. Neben dem Ausdruck, der Ablage auf einem File-Server und dem Versenden als E-Mail-Anhang können die fertigen Berichte auch auf einem beliebigen WEB- Server abgelegt werden. 7
Die Niederspannungsverteilung am Bürostandort der Energie Steiermark wurde im Rahmen des Projektes erfasst und als grober Netzstrukturplan - Niederspanungsverteilung
dokumentiert. Aus diesem Netzstrukturplan wurde eine prinzipielle Netzstruktur und
Netztopologie für einen Bürostandort ausgehend von der Trafostation (Netzknoten 1) zum Hausanschluss (Netzknoten 2) bis zu den Unterverteilern – Verbraucheranlagen (Netzknoten
7 http://www.loytec.com/de/
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3) abgeleitet. Diese Netzknotenpunkte finden sich in unterschiedlicher Ausprägung an den untersuchten Standorten (Wien und Graz) wieder. Teils werden E-Ladestationen direkt von einem Bürostandort – Gebäudelastverteiler (Netzknoten 3) oder vom vorgelagerten
Hausanschluss (Netzknoten 2) versorgt.
Abbildung 8: Netzstruktur – Niederspannungsverteilung E-Stmk Graz, Leonhardgürtel E-Ladestationen, EBE Mobility &
Green Energy, eigene Darstellung
Es hat sich gezeigt, dass in den meisten Fällen aufgrund der aufgebauten und vorhandenen Infrastruktur, Niederspannungsverteilung, der limitierende Faktor und somit der Leistungsengpass für Verbraucheranlagen wie E-Ladestationen, die beiden letzten Netzknoten 2 und 3 die reglementierenden Elemente darstellen. Dies wurde in weiterer Folge im LLEM Modul des OCC in der Bildung und Zuordnung von Clusterelementen übernommen. Die limitierenden Einflusselemente sind in der Niederspannungsverteilung die Zuleitungen und Lastverteiler (Absicherung) der Netzknoten 2 und 3. An Standorten mit einer hohen Anschlussleistung und geringer Leistungsreserve am Netzknoten 1 (Trafostation) kann es auch bereits hier zu Leistungsengpässen und limitierenden Faktoren führen.
Die nachfolgende Abbildung (Foto Lastverteiler E-Ladestationen) zeigt den Lastverteiler am Netzknotenpunkt 2 für die Verbraucheranlagen E-Ladestationen, DC Ladestation und AC Ladestationen am Standort Energie Steiermark. Die Stationen sind mit einer Absicherung je Phase von 500A ausgeführt. Eine Summen-Wandlermessung erfasst die verbrauchte Energie aller E-Ladestationen. Eine separate Verbrauchsdatenerfassung je Cluster ist nicht ausgeführt.
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Foto 2 Lastverteiler mit Zähler Datenpunkt E-Ladestationen Standort Graz, Leonhardgürtel 10, E-Stmk
Foto 3 Lastverteiler E-Stmk / Leonhardgürtel, E-Ladestationen
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Der Lastverteiler für die E-Ladestationen ist aus heutiger Sicht ausreichend stark dimensioniert, sofern ein lokale Lastmanagement, gesteuerte Ladung und
Dispositionslogiken über ein übergeordnetes LLEM Modul eingebunden und ausgeführt werden.
Foto 4 Zähler – Datenpunkt / MBUs Zähler E-Ladestationen E-Stmk, Leonhardgürtel 10
Die einzelnen Verbraucheranlagen und Energieverbrauchsdatenerfassung erfolgt am Standort der Energie Steiermark in der zuvor beschriebenen Anbindung über MBus Zähler / Datenpunkte. Die MBus Zähler dienen zur Energieverbrauchsdatenerfassung, für Monitoring und Berichtswesen. Das Montoringsystem wurde für alle relevanten Lastverteiler und Verbraucheranlagen aufgebaut und ist zur Energieverbauchsdatenerfassung am Standort ausgeführt.
Foto 5 Zähler – Datenpunkte / MBus Zähler Photovoltaikanlagen E-Stmk, Leonhardgürtel 10
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Folgende Zähler – Datenpunkte können am Standort der Energie Steiermark erfasst und ausgewertet werden:
Anspeisung UM 1 (N183M245) - Trafo 1
PV UV 10.OG (N183M246) - Photovoltaikanlage 10.OG
PV UV 7.OG (N183M247) – Photovoltaikanlage Fassade
PV UV 3.OG (N183N248) – Photovoltaikanlage Vordach
PV Summe (N183N249) – Summenzählung Einspeisung PV
PV EG (N183M250)
Anspeisung UM 1 (N183M251) – Trafo 2
WP (N183M252) – Wärmepumpe
KM 3+4 (N183M253) – Kältemaschine
KM 1+2 (N183M254) – Kältemaschine
Über die Einbindung weiterer MBus Zähler werden allgemeine Verbraucheranlagen erfasst und ausgewertet.
Foto 6 Zähler – Datenpunkte / MBus Zähler Allgemeine – Verbraucheranlagen, HKLS mit GEMS; E-Stmk, Leonhardgürtel 10
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Die Lastverteiler für die E-Ladestationen sind jeweils mit einem NH-Lasttrennerschalter (250A) für Parkdeck 1 und Parkgarage ausgeführt. Je Parkdeck wurden 11 Ladepunkte (LP) mit jeweils 22kW (400V/32A) ausgeführt. Zusätzlich zu den AC Ladestationen wird eine DC Ladestation (50KW) am Standort betrieben. Der Netzanschluss – Abgang für die DC Ladestaiton wurde direkt vom Netzknoten 2 (Lastverteiler E-Ladestationen) hergestellt.
Abgänge und Ladestationen (Ladepunkte) werden in weiterer Folge zu Clustern zusammengeführt und im LLEM Modul abgebildet. Damit stehen die statischen Clusterwerte – Leistungsbegrenzung – je Cluster für die Disposition zur Verfügung. Eine Summenzählung und Érfassung von dynamischen Energieverbrauchsdaten – Momentanwerten der E- Ladestationen ist am Standort nicht vorhanden.
Foto 7 Lastveriteiler / Unterverteiler E-Stmk / Leonhardgürtel – E-Ladestationen Parkdeck - outdoor
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Die Verbrauchsdatenerfassung und –Auswertungssysteme am Standort der Energie Steiermark erlauben über die eingesetzten Systeme eine Visualisierung und Berichterstellung über einzelne Verbraucheranlagen.
Foto 8 Gebäudeautomation – Zentralsystem Automation Server L-INX, E-Stmk, Leonhardgürtel 10
Die Verbrauchsdaten werden permanent erfasst und können im Nachhinein analysiert und ausgewertet werden. Dies sind erste wichtigste Schritte, um den aktuellen Betriebszustand zu erfassen, zu hohe Energieverbräuche festzustellen und Gegenmaßnahmen zu ergreifen. Mit einem Automation Server und passenden WEB tools können leistungsfähige Verbrauchsdatenerfassungs- und –Auswertungssysteme aufgebaut werden. Die dynamische Ausgabe und Erfassung gelingt erst mit der Integration von Echtzeitdaten – SMART Meter – in zumindest 15 Minuten Intervallen.
Foto 9 GEMS Automation Server / E-Stmk – Leonhardgürtel
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Die Anspeisung und Versorgungsleitung des Bürostandortes der Energie Steiermark, Graz Leonhardgürtel ist ausreichend stark durch zwei leistungsfähige Transformatoren sicher gestellt. Der Leistungsengpass und damit die limitierenden Elemente in der Niederspannungsverteilung für die E-Ladestationen stellen die Netzknoten 2 und Netzknoten 3 zur Versorgung der E-Ladestationen dar. Diese sind am Netzknoten 2 mit 500A (max.
345kW) und am Cluster 1 – Garage mit 250A (172kW) am Cluster 2 – Parkdeck mit 250A (172kW) und am Cluster 3 – DCV Ladestation (50kW) begrenzt. Ohne lokalem Lastmanagement und einer gesteuerten Ladung würde es am Netzknoten 2 und Netzknoten 3 bei einem Gleichzeitigkeitsfaktor von 1 (eins) zu einer Überlast kommen. Am Standort der Energie Steiermark sind AC E-Ladestationen der Type KEBA P20 installiert worden.
Abbildung 9 Aufbau – Netzstruktur Niederspannungsverteilung, E-Stmk, Leonhardgürtel, E-Ladestationen ungeregelt, EBE Mobility & Green Energy GmbH, eigene Darstellung
Würden an einem AC Cluster alle 11 Ladepunkte gleichzeitig aktiviert werden, kommt eine Maximalleistung von 242 kW zum Tragen und würde den vorgelagerten Lastverteiler (Netzkonten 3) überlasten. Mit der Integration des lokalen Lastmanagement KeContact M10 wird eine lokale Überlastung vermieden.
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KeContact M 10 – KEBA
Intelligentes Lastmanagement für das effiziente, kostenoptimierte Laden von Elektrofahrzeugen an einem Standort
8
Abbildung 10 E-Stmk, Leonhardgürtel KEBA Wallboxen P20 mit M10 Steuerung
Lastmanagement ermöglicht, durch zeitliche Verlagerung, Priorisierung oder Verteilung die Lastkurve der angeschlossenen Fahrzeuge zu glätten. Kapazitäten werden damit bestmöglich genutzt, Kosten nachhaltig reduziert und der Ressourcenverbrauch optimiert.
Ziel eines Lastmanagementsystems ist es, Leistungsspitzen abzubauen und damit den
Strombezug zu glätten.
Bedingt durch ein zeitgleiches Laden mehrerer Elektrofahrzeuge kann es vorkommen, dass die geforderte Ladekapazität die verfügbare Ladeleistung übersteigt. Um diese kostenintensiven Lastspitzen zu vermeiden und dabei die Ladeleistung aufrecht zu erhalten, bedarf es einer Lösung, die durch ein intelligentes Ausgleichen der Last vor Überlasten schützt. Dadurch wird effizientes, kostenoptimiertes Laden möglich9
10
8 http://www.keba.com/de/energieautomation/kemove-elektromobilitaet/produkte/kecontact-m10/ihr-nutzen/
9 http://www.keba.com/de/energieautomation/kemove-elektromobilitaet/produkte/kecontact-m10/
10 http://www.keba.com/de/energieautomation/kemove-elektromobilitaet/produkte/kecontact-m10/ihr-nutzen/
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Abbildung 11: E-Stmk, Leonhardgürtel KEBA M10 Steuerung Lastmanagement Profil
Ladespitzen werden erfasst und zu einem späteren, zeitlich versetzen Zeitpunkt gestartet.
Abbildung 12 Aufbau – Netzstruktur Niederspannungsverteilung, E-Stmk, Leonhardgürtel, E-Ladestationen geregelt über M10 KeyContact, EBE Mobility & Green Energy GmbH, eigene Darstellung
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Pilotstandort Wien:
Wien Energie, 1020 Wien, Prater Garage
Der ursprünglich geplante Standort Wien Hauptbahnhof – Bahnhofsgarage konnte aufgrund der verzögerten Fertigstellung der Bahnhofsgarage nicht zeitgerecht umgesetzt werden. Als Pilotstandort der Wien Energie – Modellregion Wien wurde daher der Garagenstandort
„Prater Garage“ ausgewählt.
Foto 10 Standort Wien, 1020 Wien, Prater Garage
Der Standort „Prater Garage“ zeichnet sich durch mehrere Parkdecks – Etagen aus. Auf Parkdeck – Ebene 1 und Parkdeck – Ebene 2 wurden von der Modellregion Wien jeweils 8 Ladestationen (Ladpunkte) errichtet. Die Garage wird von einem benachbarten Bürostandort aus versorgt und verfügt über eine Netzanschlussleistung von 86 kW (NH Vorsicherung mit 125A). Von diesem Netzanschlusspunkt (Netzknoten 2) werden sowohl die allgemeinen Bereiche der Garage wie Beleuchtung, allgemeine Verbraucher, Beschilderung usw., wie auch die E-Ladestationen versorgt. Jeder E-Ladestation Cluster verfügt bei einer Gleichzeitigkeit von 1 (eins) von einer maximalen Anschlussleistung von 95kW. Je Cluster Parkdeck 1 und Parkdeck 2 wurden folgende Ladepunkte errichtet:
2 x Typ 2 / 22kW
4 x Typ 2 / 11kW
2 x Schuko / 3,7kW
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Abbildung 13 Aufbau – Netzstruktur Niederspannungsverteilung, Standort Wien, Prater Garage, EBE Mobility & Green Energy GmbH, eigene Darstellung
Die maximal Leistung welche am Standort je Ladestation Cluster (E-Ladestationen) abgegeben werden darf, wurde vom Standortbetreiber sowie Wien Energie mit 44kW festgelegt und ausgeführt.
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Foto 11 Master TANKE Station – Standort Wien,Prater Garage, Cluster 1, EBE Mobility & Green Energy GmbH
Der Standort „Prater Garage“ verfügt je Cluster (Ebene) über eine Master TANKE Station der Wien Energie. Über diese Station erfolgt die lokale Ladesteuerung der Ladestationen / Ladepunkte sowie die Anbindung zum übergeordneten Ladestationsmanagementsystem der Wien Energie – dem Backendsystem der NTT Data (OCC – Open Charging Station Controller). Die Authentifizierung – und Freischaltung der Ladepunkte erfolgt an der Master TANKE Station über einen Touchscreen – Menüführung für user / TANKE Kunden und gleichzeitiger Anfrage und Freigabe am Ladestellenmanagementsystem OCC.
Foto 12 Ladepunkte Standort Wien, Prater Garage, Cluster 1, EBE Mobility & Green Energy GmbH
Die Anspeisung und Versorgung der Garage „Prater Garage“ ist nicht ausreichend für die gleichzeitige Abgabe der geplanten Energie an den E-Ladestationen dimensioniert. Der
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Leistungsengpass und damit die limitierenden Elemente in der Niederspannungsverteilung für die E-Ladestationen stellen die Netzknoten 2 und Netzknoten 3 zur Versorgung der E- Ladestationen dar. Diese sind am Netzknoten 2 mit 125A (max. 86kW) und am Cluster 1 – Ebene 1 mit 63A (44kW) am Cluster 2 – Ebene 2 mit 63A (44kW) begrenzt. Ohne lokalem Lastmanagement und einer gesteuerten Ladung würde es am Netzknoten 2 und Netzknoten 3 bei einem Gleichzeitigkeitsfaktor von 1 (eins) zu einer Überlast kommen. Am Standort der Wien Energie – „Prater Garage“ sind AC E-Ladestationen der i-Charge Grid Master für Garagenlösungen mit abgesetzten Wallboxen (Typ 2 11 und 22kW sowie Schuko) installiert worden.
Abbildung 14Aufbau – Netzstruktur Niederspannungsverteilung, Standort Wien, Prater Garage, E-Ladestationen ungeregelt, EBE Mobility & Green Energy GmbH, eigene Darstellung
Würden an einem AC Cluster alle 8 Ladepunkte gleichzeitig aktiviert werden, kommt eine Maximalleistung von 95 kW zum Tragen und würde den vorgelagerten Lastverteiler (Netzkonten 3) überlasten. Mit der Integration des lokalen Lastmanagement EBE Charge Server wird eine lokale Überlastung der vorgelagerten Netzknoten vermieden.
Die Standorte (Garagen) E- Ladestationen der Modellregion Wien – Wien Energie sind überwiegend von Netzanschlusspunkten mit einer ungezählten Leitung (ungezählter
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Abgang) realisiert. Eine Erfassung der verbrauchten Energie – Energiedatenerfassung erfolgt über E-Subzähler für jeden einzelnen Ladepunkt in der Masterstation. Die Übergabe der Verbrauchsdaten erfolgt über das im Rahmen des Projektes definierten Protokolls EBE CPP (EBE Charge Point Protokoll) und OCPP 1.5 (Open Charge Point Protokoll) an das Ladestellenmanagementsystem. Eine Summenzählung und Auswertung und Erfassung von Energieverbrauchsdaten der vorgelagerten Netzknoten (Lastspitzen und Lastsenken) im Niederspannungsverteilnetz erfolgt nicht. Eine Gebäudeautomation – Gebäudeleittechniksystem im untersuchten Standort „Prater Garage“ wurde nicht vorgefunden bzw. ist integriert. Im Rahmen des Projektes wurde darauf beschlossen, die Energieverbrauchsdatenerfassung je Cluster – Summenzählung über ein LLEM Modul zu integrieren.
Abbildung 15 Integration LLEM Modul - UniCharge Master in lokale Charge Server Struktur / Datensammler Zählpunkte, EBE Mobility & Green Energy GmbH, eigen Darstellung
In der Master „TANKE“ Station wird je Cluster ein EBE Charge Master Controllerbaustein integriert. Dieser fungiert als Buselement und Datensammler für alle angeschlossenen MBus Zähler – Datenpunkte je Cluster. Diese Zähler – Datenwerte werden als Cluster über vereinbarte Protokoll OCPP 1.5 / EBE CPP zum Ladestellenmanagementsystem (LSM) OCC übergeben. Die Energieverbrauchsdaten der einzelnen Ladepunkte werden weiterhin über die angeschlossenen Subzähler der Ladepunkte erfasst und an das LSM übergeben.
Die nachfolgende Abbildung zeigt die Master „TANKE“ Station im Cluster 1 der „Prater Garage“. In die Master „TANKE“ Station wurde eine Summen – Wandlermessung sowie einEBE Charge Master als Datensammler eingebaut.
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Foto 13 Standort Wien, Prater Garage, Cluster 1 – Master Station E-Ladestationen mit integriertem LLEM Modul, EBE Mobility & Green Energy GmbH
Durch die Integration der Summenzählung je Clsuter können die Leistungsspitzen erfasst und an das übergeordnete Ladestellenmanagementsystem übergeben werden. Die Disposition der Ladepunkte wird dadurch maßgeblich unterstützt.
Foto 14Datenpunkt Cluster 1 – M-Bus Zähler / Wandlermessung, EBE Mobility & Green Energy GmbH
Foto 15 Cluster 1, UniCharge Master – Datensammler / Zählpunkte, EBE Mobility & Green Energy GmbH
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Mit der Integration der lokalen LLEM Module – UniCharge Master und Einbindung in das lokale Lastmanagement EBE Charge Server der EBE Mobility gelingt der Aufbau einer lokalen Instanz – lokales Lastmanagement und gesteuerte Ladung an einem Standort um hier die aufgebaute Niederspannungsverteilung und Standortinfrastruktur gegen Überlast zu schützen. Die Subzähler übergeben in den definierten Protokollen (OCPP 1.5 / EBE CPP) die Cluster Summenwerte an das übergeordnete Ladestellenmanagementsystem OCC und erlauben darüber die Disposition und Verwaltung von Ladepunkten und Ladestationen an einem Standort.
Abbildung 16 Aufbau – Netzstruktur Niederspannungsverteilung, Wien Prater Garage, E-Ladestationen geregelt über Charge Server lokal mit Anbindung an OCC LLEM Modul, EBE Mobility & Green Energy GmbH
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2.2.3.2.5 Definition Ladearten und Ladetypen
Siehe Anhang Beilage V – LADEMODI und LADEARTEN
2.2.3.2.6 Beschreibung LLEM Leitprozess
Prämissen:
Zum Zeitpunkt der Anfrage wird ermittelt, ob und mit welcher Ladeleistung die Anfrage erfüllt werden kann.
Ein nachträgliches Ändern der geplanten Ladestrategie (Verschieben oder Aussetzen einer zu Beginn zugesagten Ladung) ist derzeit nicht realisiert, da hierzu die geschäftlichen/fachlichen Vorgaben noch zu klären sind (ist es überhaupt zulässig bzw. unter welche Bedingungen ist es ggf. zulässig, dass jemand zwar angesteckt hat, aber aufgrund von Prioritätsänderungen letztendlich keinerlei Ladung erfährt).
Für die Steuerung der Reservierungen ebenso wie das Zulassen von Spontan- Tankern muss die Ladezeit beschränkt sein, da sonst keine Planbarkeit besteht.
Aus Gründen der Verwaltbarkeit ist die Reservierbarkeit auf Reservierungsintervalle festgelegt (derzeit 30 Minuten - konfigurierbar) – beginnend jeweils zur vollen Stunde.
Dies bedeutet auch, dass ein lokales Autorisieren an der Ladestelle an solchen Ladestellen unterbunden werden muss, da sonst das Zentralsystem keine Steuer- Mechanismen zur Ablehnung/Verschiebung von Transaktionen zur Verfügung hat.
Um für LLEM & Reservierungen geeignet zu sein, müssen LS so konfiguriert werden können, dass sie entweder keine lokalen Whitelists verwenden oder dass die Inhalte dieser Liste zentral gesteuert werden können. Vorzugsweise ist die Autorisierungsreihenfolge „Zuerst zentral – dann lokal“.
An Ladestellen, an denen Last- und Energie-Management betrieben bzw.
Reservierungen möglich sind, ist eine Kommunikation mit dem Kunden unbedingt erforderlich, um einen „Spontan-Tanker“ (jemand der ohne Reservierung zu einer Ladestelle kommt) informieren zu können, wenn:
- In unmittelbarer Zukunft eine Reservierung ansteht
- Aus Lastmanagement-Gründen ein Laden erst zu einem späteren Zeitpunkt möglich ist.
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Für die Kommunikation mit dem Kunden, um ihn über Abweichungen seiner Anforderungen zum Zeitpunkt der Reservierung oder des Ladebeginns informieren zu können, wird einerseits eine mobile App eingesetzt (für jene Nutzergruppe, die reservieren darf) und andererseits wird für Spontan-Tanker über SMS kommuniziert (Umsetzung in MISCH), wenn seine Ladeanfrage nicht zu 100% erfüllt werden kann.
Die Kommunikation erfolgt nicht über eine Anzeige an der Ladestelle, da es hierfür zum jetzigen Zeitpunkt keine standardisierte Regelung gibt.
Außerdem werden SMS als Erinnerungsfunktion benutzt, um über bevorstehende Ereignisse zu informieren:
• Beginn / Ende einer Reservierung
• Verfall einer Reservierung
• Ende der zulässigen Park-/Tankdauer
Steuerung Überblick:
Um über die Möglichkeit eines Ladevorgangs an einem Ladepunkt entscheiden zu können, muss man sowohl die Verfügbarkeit der Steckdose als auch die Verfügbarkeit des Stromes prüfen. Denn jemand kann sein Auto noch angesteckt haben, obwohl die Transaktion bereits beendet ist und er keinen Strom mehr zieht.
Das Steuerungsmodul führt zu jedem Ladepunkt einen Kalender, dem entnommen werden kann, ob in einem bestimmten Zeitintervall sowohl Stecker als auch Strom verfügbar sind.
Einträge in den Kalender verursachen sowohl Reservierungen als auch Spontan-Tank- Vorgänge. Systemtechnisch wird dabei Spontan-Tanken wie Reservierung für „sofort“
betrachtet.
Verfügbarkeit von Strom:
Grundsätzlich kann man unterscheiden in 2 Arten von Lastprofilen:
Statisches Lastprofil: dieses wird bei Produktivstart erstellt und im System hinterlegt.
Dynamisches Lastprofil: die Baseline wird hier ebenfalls bei Produktivstart erstellt und im System hinterlegt; durch die periodisch gelieferten tatsächlichen Mess- Verbrauchswerte könnte die Profilkurve als eine Art „selbstlernendes System“
periodisch (=täglich) angepasst und verbessert werden
LLEM prüft nie real-time gegen reale Last, sondern gegen die für die Ladeinfrastruktur festgelegte maximale Anschluss- und Abgabeleistung. Für die Steuerung der LS werden beide Profilkurven gleich behandelt.
Es muss systemtechnisch ein Cluster von Ladestellen gebildet werden können, die an einem Zuleitungsstrang hängen und der definiert, wie viel Strom in einer Zeitscheibe verteilt werden kann. Einem Cluster kann wieder ein Cluster übergeordnet werden.
