Aufrüsten ohne Ausbau
- Written by Redaktion
- font size decrease font size increase font size
Stromspeicher und unterschiedliche Ladelösungen am Siemens-Gelände. Die in das Microgrid eingebundenen PV-Anlagen decken bis zu 8 % der Anschlussleistung des Standortes in Wien.
Siemens zeigt bei seinem Campus Microgrid, wie Elektromobilität in das lokale Verteilnetz integriert wird, ohne einen zusätzlichen Netzausbau durchführen zu müssen.
limaziele und Energiewende stehen zunehmend im Fokus aller Wirtschaftsbereiche und unserer Gesellschaft. Doch gelöst müssen die großen Herausforderungen vor allem in den Städten werden. 50 % der Menschen leben heute im urbanen Raum, der zwar nur 2 % der Fläche des Planeten beansprucht, aber in dem 75 % der Energie verbraucht wird. In Sachen CO2-Emissionen sind die Städte gar für 80 % des globalen Aufkommens verantwortlich. Wie aber lassen sich die Erzeugung und Verbrauch von Strom, Wärme und der Betrieb von Fahrzeugen auf engstem Raum in der Stadt ändern? Mit Intelligenz.
Mit einem im Herbst 2020 eröffneten Microgrid auf dem Areal der Unternehmenszentrale in Wien Floridsdorf demonstriert Siemens das Verhalten und den Nutzen von smarten Lösungen im lokalen Netzbereich. Es ist ein Experiment am lebendigen Objekt. Bereits bei ihrer Eröffnung im Jahr 2010 war die »Siemens City« ein Vorzeigeprojekt für Kernthemen des Technologieunternehmens: Gebäudetechnik und Energieeffizienz. Mit dem jüngsten Upgrade wird nun die Zukunft intelligenter Energiemanagement-Lösungen gezeigt, die das Stadtbild auf technischer Ebene nachhaltig verändern werden.
Kleines Netz, große Wirkung
»Eine der Herausforderungen der Zukunft ist die verlässliche und zugleich saubere Bereitstellung, Übertragung und Nutzung von Energie. Dazu können Microgrids einen erheblichen Beitrag leisten«, sagt Wolfgang Hesoun, CEO Siemens Österreich, anlässlich der Vorstellung des Projekts.
Microgrids sind in der Energiewende zu einem wichtigen Faktor geworden. Es sind elektrische Bereichsnetze, die aus geographischen, technischen, politischen, strategischen oder ökonomischen Gründen gesondert gesteuert werden. Sie können mit oder ohne Verbindung zum öffentlichen Netz betrieben werden.
Das Projekt verbindet die Komponenten Photovoltaik, Batteriespeicher, Microgrid-Controller, Laststeuerung und optimierte Ladelösungen für Elektromobilität. Die intelligenten Bereichsnetze managen einen erhöhten Energiebedarf – beispielsweise hervorgerufen durch E-Mobilität – und die dadurch verbundenen Lastspitzen.
Der Showcase demonstriert, wie ein Microgrid dazu beitragen kann, Elektromobilität in das bestehende lokale Verteilnetz zu integrieren, ohne einen zusätzlichen Netzausbau durchführen zu müssen. Dabei wird ein großer Teil der Ladestellen gemessen und gesteuert. Dies ist notwendig, um ein entsprechendes Lastspitzenmanagement zu ermöglichen, zusätzlich kann künftig auf Anforderungen übergeordneter Netze reagiert werden. Gleichzeitig werden Informationen zum Ladeverhalten der Fahrzeuge gewonnen. Mit steigender Durchdringung der Elektromobilität wird dies in Zukunft für Industrieunternehmen mit Mitarbeiterparkplätzen, Parkgaragen, Park-and-Ride-Anlagen oder etwa auch Einkaufszentren und großen Wohnanlagen immer mehr von Interesse sein.
Bei der intelligenten Ladung von Fahrzeugen kann die Ladeleistung während der Ladung beeinflusst und im Verband mit dem Microgrid-Controller zur Lastspitzenoptimierung des Gesamtnetzes herangezogen werden. Zum Einsatz im Microgrid kommen unterschiedliche E-Ladelösungen von Siemens für jeden Leistungsbereich, darunter der Compact Power Charger mit 50 kW DC Leistung und eine modular erweiterbare Stromschienenlösung für Garagen. Hier kann für jedes weitere E-Auto eine zusätzliche Ladebox an die Stromschiene eingehängt werden. Die Elektro-Ladeinfrastruktur wächst organisch mit der Entwicklung der Elektromobilität mit.
Erzeugung und Puffer
Die in das Microgrid eingebundenen Photovoltaikanlagen umfassen derzeit eine Fläche von insgesamt 1.600 m2 und liefern eine Spitzenleistung von 312 kWp. Zusätzlich wurde ein 500-kWh-Batteriespeicher installiert – dieser entspricht etwa der Batteriekapazität von fünf Elektrofahrzeugen mit je 600 km Reichweite. Der Stromspeicher dient dazu, die Lastspitzen beim Bezug elektrischer Energie aus dem Versorgungsnetz zu reduzieren und damit Leistungskosten zu senken. Gleichzeitig hilft er, die Nutzung der lokal erzeugten Energie zu maximieren. Beim Betrieb kommt es auf möglichst präzise Lastprognosen an, damit der Speicher nicht leer ist, wenn er gebraucht wird. Zukünftig soll der Speicher auch genutzt werden, um etwa auch am Regelenergiemarkt teilzunehmen.
»Unser Campus-Projekt ist in Verbindung mit der Infrastruktur eines bestehenden Industriebetriebs allerdings bisher einzigartig – und bietet viel Raum für innovative Forschung und konkrete neue Lösungen«, betont Wolfgang Hesoun.
54.480 Smart Meter
Als einer der ersten größeren Stromversorger Österreichs hat Wels Strom gemeinsam mit Siemens zur Gänze auf digitale Stromzähler umgestellt. Insgesamt 54.480 Smart Meter sind in den beiden vergangenen Jahren montiert worden. Zusätzlich wurden 350 Gateways in die Trafostationen integriert und das Siemens UDIS Head-End-System für die automatisierten Ablesungen und Schalthandlungen in Betrieb genommen. Die Übersicht über das Stromnetz kann nun in der Kundenzentrale von Wels Strom beobachtet werden – mögliche Störungen werden in Echtzeit aufgezeigt und können rasch behoben und ausgewertet werden. Wels Strom hat hierfür die IM150 und IM350 Smart Meter von Siemens verbaut. Auf Wunsch des Kunden wird alle 15 Minuten der Stromverbrauch gemessen und täglich übertragen. Die Daten sind dann 60 Tage lang im Gerät verschlüsselt sicher gespeichert. Für die Datenbündelung, Datenumsetzung und Weiterleitung an das zentrale Head-End-System UDIS wird das hochsichere und flexibel remote konfigurierbare Kommunikations-Gateway SGW1050 eingesetzt.