Wie ein Busdepot mit einer flexiblen DC-Ladesäule mit 240–720 kW die Spitzenladekosten um 28 % senkte

Kundenhintergrund

Ein städtischer Verkehrsbetrieb im Rhein-Ruhr-Gebiet betreibt eine Flotte von 42 batterieelektrischen Bussen und legt jeden Monat rund 120.000 Kilometer im Linienverkehr zurück. Die Flotte ist in einem einzigen Depot aus dem Jahr 2019 stationiert, in dem 30 feste 120-kW-Gleichstromladegeräte installiert wurden, um das Laden über Nacht und Zwischenladungen zu ermöglichen.

Der Kernauftrag des Betreibers besteht darin, die Busse mindestens 16 Stunden pro Tag auf der Straße zu halten, einschließlich der Hauptverkehrszeiten am Morgen und Nachmittag. Das bedeutete, dass die Ladefenster zwischen den Serviceblöcken nur 45 Minuten betrugen. Das bestehende Layout mit festem Ladegerät erwies sich für diese betrieblichen Einschränkungen als zu starr.

Die Herausforderung: Feste Leistung, feste Tarife und Ladegeräte im Leerlauf

Jedes feste 120-kW-Ladegerät wurde einem einzelnen Bus zugewiesen. Als die Busse nach dem Morgen- und Abenddienst in Wellen zurückkamen, standen viele Ladestationen still, während sich an den aktiven Ladestationen eine Schlange bildete. Ein Bus mit einem Ladezustand von 40 % benötigte an einem 120-kW-Ladegerät immer noch 1,5 Stunden – zu lang für den 45-minütigen Zwischenstopp.

Da der Netzanschluss des Depots auf eine gleichzeitige Last von 600 kW begrenzt war, wäre ein neuer Transformator und ein langwieriges Genehmigungsverfahren erforderlich gewesen, um mehr Strom auf die Werft zu bringen. Die geschätzten Kosten beliefen sich auf 180.000 US-Dollar. In der Zwischenzeit hat der Betreiber zwei Problemumgehungen versucht:

• Manuelle Planung der Busse, um einen Wettbewerb um Strom zu vermeiden, der die Abfahrtszeiten verzögerte und die Pünktlichkeit beeinträchtigte.
• Die vorhandenen Ladegeräte wurden so programmiert, dass sie die Leistung bei Spitzenbedarf begrenzen, was jedoch nur die Ladezeiten verlängerte und dazu führte, dass die Busse für den nächsten Block nicht ausreichend aufgeladen waren.

Die direkte Folge war ein wachsender Haufen betrieblicher Reibungen: Warteschlangen, verpasste Abfahrten und monatliche Nachfragegebühren, die durchweg 24.000 US-Dollar erreichten. Das Team benötigte eine Ladearchitektur, die die Stromzuteilung in Echtzeit an den Bedarf anpassen konnte, und keine Reihe fester Ausgänge.

Warum die flexible DC-Ladesäule mit 240–720 kW?

Der Betreiber prüfte zwei Alternativen, bevor er sich für die flexible 240–720-kW-DC-Ladesäule von Soutya entschied.

Die erste Alternative bestand darin, einen zweiten Transformator hinzuzufügen und weitere feste 120-kW-Ladegeräte einzusetzen. Durch diesen Ansatz würden zwar Warteschlangen vermieden, aber dennoch würden viele Ladegeräte mitten am Tag ungenutzt bleiben, und allein der Netzausbau würde das gesamte jährliche Energiebudget verschlingen.

Die zweite Alternative war ein zentrales Hochleistungsladegerät mit einer mechanischen Schaltmatrix, die jeweils einen Bus verbinden konnte. Dadurch wurde das Problem der Stromaufteilung gelöst, es entstand jedoch ein neuer Engpass: Ein einziger Ausfall des Weichensystems würde das gesamte Depot lahmlegen.

Der flexible Ladestapel von Soutya zeichnete sich aus drei Gründen aus:

• Dynamische Leistungsverteilung:Eine einzelne 600 kW-Einheit kann ihre Leistung auf sechs bis acht Ladepunkte aufteilen, sodass jeder Bus nur die Leistung erhält, die er gerade benötigt. Die Zuordnung wird in Echtzeit aktualisiert, ohne dass manuelle Eingriffe erforderlich sind.
• Modulare Skalierbarkeit:Der Stapel besteht aus austauschbaren Leistungsmodulen. Wenn die Flotte wächst, kann der Betreiber Module hinzufügen, ohne die gesamte Einheit austauschen zu müssen.
• Kein Netz-Upgrade erforderlich:Da der Pfahl eine konfigurierbare maximale Gesamtlast erzwingen kann, passt er in die bestehende 600-kW-Netzverbindung und vermeidet so das 180.000-Dollar-Transformatorprojekt.

Implementierung: Phasenweise Bereitstellung und dynamisches Lastmanagement

Das Projekt wurde innerhalb von sechs Wochen von der Vertragsunterzeichnung bis zum vollständigen Betrieb abgeschlossen. Die Implementierung bestand aus vier Schritten:

1. Standortuntersuchung und Layoutkartierung.Das Team kartierte Busparkplätze, Kabelwege und die vorhandene Schaltanlagenkapazität, um die optimale Anzahl von Ladeanschlüssen pro Stapel zu ermitteln.
2. Installation von vier 600 kW-Pfählen,jeweils mit acht Anschlüssen konfiguriert für insgesamt 32 Ladepunkte. Die Pfähle wurden zwischen den Parkreihen platziert, um Kabellängen und Verluste zu minimieren.
3. Integration mit dem Depotverwaltungssystem.Die Stromzuteilung des Stapels wurde mit der Fahrzeugplanungsdatenbank verknüpft, sodass Busse mit früheren Abfahrtszeiten vorrangig Strom erhielten.
4. Mitarbeiterschulung.Ladebetreiber wurden darin geschult, die Leistungszuteilungsdiagramme zu lesen und zu erfahren, was im seltenen Fall eines Verbindungsfehlers zu tun ist.

In der zweiten Woche tauchte eine große Herausforderung auf. Der bestehende Elektroraum des Depots konnte ohne eine kleine Neukonfiguration nicht den zusätzlichen Überspannungsschutz und die Messgeräteausrüstung unterbringen, die für die neuen Pfähle erforderlich sind. Das Problem wurde gelöst, indem ein kompakter Unterverteiler installiert und die Notstromverbraucher in eine andere Phase verlegt wurden – eine kleine Baumaßnahme, die den Zeitplan um vier Tage verlängerte.

Quantifizierbare Ergebnisse: Schnellere Bearbeitungszeiten, niedrigere Nachfragegebühren, weniger Warteschlangen

Die Betriebsdaten aus den ersten drei Betriebsmonaten der flexiblen Ladesäulen von Soutya zeigten messbare Verbesserungen in allen Bereichen.

• Die Ladezeit pro Bus sank um 38 %.Der Durchschnitt für eine 200-kWh-Batterie sank von 4,5 Stunden auf 2,2 Stunden, da der Stapel 240 kW auf einen einzelnen Bus konzentrieren konnte, wenn der Parkplatz halb leer war.
• Die Spitzenlastentgelte sanken um 28 %.von 24.000 bis 17.300 US-Dollar pro Monat. Der Lastbegrenzungsalgorithmus des Stapels hielt den Gesamtverbrauch des Depots unter der 600 kW-Schwelle, selbst wenn 20 Busse gleichzeitig geladen wurden.
• Die Ladeauslastung stieg von 47 % auf 78 %.Da der Strom flexibel verteilt wird, kann ein Bus, der um 14:00 Uhr ankommt, mit voller Leistung aufgeladen werden, während ein Bus, der um 18:00 Uhr abfahren soll, darauf wartet, bis er an der Reihe ist.
• Der Netzausbau im Wert von 180.000 US-Dollar konnte vermieden werden.Die Projektkosten, einschließlich der vier Pfähle und der Installation, beliefen sich auf rund 96.000 US-Dollar, was bedeutet, dass die Amortisationszeit allein aufgrund der Kosteneinsparungen bei über einem Jahr lag.

Die weitreichenderen Auswirkungen waren bei der Einhaltung des Fahrplans sichtbar: Die Zahl der Busse, die das Depot mit einem Ladezustand von weniger als 90 % verließen, sank von 12 auf 2 pro Woche, und die pünktliche Abfahrtsrate der Flotte verbesserte sich von 92 % auf 98 %.

Kundenreferenz

Der Betriebsleiter des Depots brachte es auf den Punkt:

„Der flexible Stapel liefert keine schnellere Ladung; er gibt uns die Kontrolle über unseren Zeitplan zurück. Ich muss nicht mehr entscheiden, welcher Bus zuerst aufgeladen werden darf. Der Strom geht dorthin, wo er benötigt wird, und das hat die Art und Weise, wie unsere gesamten Schichtpläne verändert werden.“

Ein anderer Wartungsleiter fügte hinzu: „Durch den modularen Aufbau können wir die Kapazität erweitern, ohne die bestehende Installation herauszureißen. Das war mit unseren alten festen Einheiten nicht möglich.“

Lektionen für andere Flotten- und Ladebetreiber

Aus diesem Projekt gingen drei reproduzierbare Lehren hervor:

1. Passen Sie die Stapelkonfiguration an die tatsächlichen Busfahrpläne an, nicht an die maximale Leistung.Das Depot erwog ein 720-kW-Modell, aber die 600-kW-Einheiten mit 32 Ausgängen passen besser zum Busverkehr und kosten weniger. Es ist wertvoller, die Spitzenüberschneidungen der Rückgabezeiten zu kennen, als die größtmögliche Einheit zu kaufen.
2. Nutzen Sie den Leistungszuteilungsalgorithmus vom ersten Tag an.Die Werkseinstellung ist auf ein generisches Szenario eingestellt. Die Leistung des Depots verbesserte sich erst, nachdem die Zuteilungsprioritäten entsprechend den Abfahrtszeiten und dem Ladezustand der Batterie konfiguriert wurden.
3. Planen Sie das Flottenwachstum durch die Wahl einer modularen Einheit.Wenn der Betreiber weitere 10 Busse hinzufügt, kann er zusätzliche Strommodule in die vorhandenen Pfähle einbauen. Ein fest installiertes Ladegerät würde eine komplett neue Installation und einen weiteren Netzanschluss erfordern.

Die größte Überraschung für das Team war, wie sich die Änderung des Ladeverhaltens auf den Gesamtbetrieb auswirkte. Der Wechsel von einem Modell mit fester Stromversorgung zu einem bedarfsgesteuerten Modell sparte Geld, verbesserte die Pünktlichkeit und beseitigte eine tägliche Stressquelle für das Personal.

Referenzen

Für Betreiber, die flexible DC-Ladesäulen bewerten, bieten die folgenden Industriestandards nützliche Informationen zu Sicherheit und Leistung:

• EN 50620:2017 – Elektrokabel zum Laden von Elektrofahrzeugen, definiert Kabelflexibilität, Wetterbeständigkeit und Spannungsanforderungen für 0,6/1 kV-Gleichstromsysteme.
• IEC 62196-Serie – Stecker, Steckdosen und Fahrzeuganschlüsse zum konduktiven Laden von Elektrofahrzeugen, die sowohl AC- als auch DC-Schnittstellenanforderungen abdecken (einschließlich CCS und CHAdeMO).
• UL 1699B – Photovoltaik (PV) DC Arc-Fault Circuit Protection, eine Referenz für DC-Lichtbogenfehlererkennungsmethoden, die in Hochleistungs-DC-Ladesystemen verwendet werden.