„Unser Ziel ist es, das intelligente Stromnetz der Zukunft zu erforschen und zu entwickeln“, sagt Martin Konermann, technischer Geschäftsführer der EnBW-Tochter Netze BW. Erreichen will Konermann das Ziel im Rahmen eines Pilotvorhabens, das Teil der „Netzlabore“ seines Unternehmens ist. Als Standort für den Feldtest wurde die Ortschaft Sonderbuch ausgewählt, die einen sehr hohen Anteil an installierter Solarstromleistung hat: 62 von 70 Dächern, darunter zahlreiche landwirtschaftliche Gebäude, sind mit Solarstromanlagen mit einer Gesamtleistung von 1,4 Megawatt (MW) bestückt. Diese liefern rein rechnerisch jährlich doppelt so viel Strom wie die 190 Einwohner des Dorfes verbrauchen. An manchen Tagen erzeugen die Solaranlagen das Sechsfache des Verbrauchs. „Dann gerät das Netz an seine Belastungsgrenze und erschwert die Integration weiterer erneuerbarer Energien“, sagt Konermann.
Herausfordernd dabei ist, die Spannung zu halten und den überschüssigen Strom sinnvoll zu nutzen. Denn wenn die Anlagen bei starkem Sonnenschein besonders viel Solarstrom liefern, kann dies unerwünschte Frequenzschwankungen im Stromnetz verursachen. Deshalb werden sie in Spitzenzeiten teilweise abgeschaltet oder das Niederspannungsnetz wird wie bisher auf klassische Weise verstärkt und ausgebaut – zum Beispiel durch Kabel mit größeren Querschnitten, mit dickeren Leitungen oder leistungsfähigeren Transformatoren in den Ortsnetzstationen. „Für den Netzausbau wären jedoch Investitionen in Milliardenhöhe erforderlich“, sagt Konermann. Ihm zufolge sind die eingesetzten Betriebsmittel noch nicht wirklich ausgelastet, da die eigentliche Überlastsituationen nur an wenigen Stunden im Jahr auftreten. Somit ist für den Geschäftsführer ein herkömmlicher Netzausbau allein eine kostspielige Angelegenheit.
In dem Feldtest in Sonderbuch untersucht die Netze BW deshalb die Auswirkungen von neuartigen Techniken. Mit diesen kann der Netzausbau auf ein kostenoptimales Minimum reduziert sowie eine effizientere Netzanbindung weiterer Photovoltaik-Anlagen (PV) ermöglicht werden. Bereits seit einiger Zeit sind deshalb ein regelbarer Ortsnetztrafo, ein zentraler 30-kW-Lithium-Ionen-Batteriespeicher sowie Smart Meter in den 75 beteiligten Haushalten installiert. Diesem Verbund wurde nun mit Ines, einem System zur intelligenten Netzsteuerung der SAG-Gruppe, „das Sahnehäubchen aufgesetzt“, wie der baden-württembergische Umweltminister Franz Untersteller bei der symbolischen Inbetriebnahme im Juli dieses Jahres betonte.
Ines ermöglicht, ein bestehendes Ortsnetz mit einem modularen, autarken Mess- und Regelsystem zu erweitern. Die kompletten Einspeise- und Lastfluss-Situationen können damit in Echtzeit kontrolliert und bei Bedarf kritische Abweichungen behoben werden.
Die Vorteile des Systems kommentiert Hans-Josef Zimmer, Technik-Vorstand von EnBW: „Wir können nun alle wichtigen Betriebsparameter weitgehend automatisiert in sicheren Grenzen halten, so dass nur noch in Notfällen ein Eingriff seitens der Steuerwarte erforderlich sein wird.“ Sven Behrendt, Technikvorstand der SAG-Gruppe, ergänzt: „Maximal zehn bis 15 Prozent der Netzknoten müssten mit den Komponenten ausgerüstet werden, die den aktuellen Zustand und anstehende starke Schwankungen im Ortsnetz automatisch registrieren könnten.“
Sonderbuch sei das zentrale Netzlabor der EnBW für die Niederspannung, ergänzt Zimmer. Hier könnten im realen Netz, mit echten Kunden und laufendem Netzbetrieb Technologien und Prozesse in verschiedensten Bereichen erprobt werden. Eine wichtige Rolle spielt dabei auch der netzdienliche Speichereinsatz. Für eine möglichst optimale Leistungs- und Kapazitätsbestimmung wurden Netzsimulationen in Zusammenarbeit mit dem Institut für Energieübertragung und Hochspannungstechnik der Universität Stuttgart durchgeführt.
Der Lithium-Ionen-Batteriespeicher wurde am Ende eines längeren Ausläufers einer Niederspannungsleitung am Ortsrand des Dorfes aufgestellt. Durch die Stromeinspeisung mehrerer großer PV-Anlagen an diesem Ausläufer ist die Leitung an ihre Spannungsgrenzen gestoßen. „Bei einer Platzierung des Batteriesystems an eine Ortsnetzstation ist zwar der Einfluss auf das gesamte Niederspannungsnetz möglich, die notwendige Leistung aber um ein Vielfaches höher“, erläutert Berber. Ebenso könnten starke Spannungsanstiege oder Überlastungen innerhalb eines einzelnen Strangs mit einem Speicher an der Ortsnetzstation nicht ausgeglichen werden. Die auftretende Erzeugungsleistung wird nun am Anschlusspunkt des Speichers gemessen. Damit ist es Berber zufolge möglich, sekundengenau auf Änderungen zu reagieren und Energie aufzunehmen beziehungsweise abzugeben.
Als eine Variante wird nun in dem Feldtest das sogenannte Peak Shaving erprobt: Es wird eine Leistungsgrenze definiert, die vom Speicher und den PV-Systemen nicht überschritten werden darf. Hierbei sind sowohl die Kapazität der Batterie als auch die Leistung der PV-Anlagen zu berücksichtigen. Das verhindert, dass der Speicher vorzeitig gefüllt ist und seiner Aufgabe nicht mehr nachkommen kann. Zum Vergleich wird eine alternative Batteriesteuerung getestet, die als Leistungsglättung bezeichnet wird. Das heißt: Aus Messdaten errechnet die Steuerung, ob der Akku weiter laden soll oder wieder entladen kann. Ein solcher Wechsel geht in Sekunden und wird als Dynamik definiert. Der erzeugte Solarstrom wird sozusagen dynamisch von der Batterie geglättet. „Ein wichtiger Vorteil ist, dass der Speicher selbst die optimale Leistungsschwelle ermittelt und dadurch unabhängig von Wetterprognosen wird“, so Berber.
„Batteriespeicher sind technisch sehr gut geeignet, das Netz zu entlasten und einen konventionellen Netzausbau zumindest teilweise zu ersetzen“, sagt Netze-BW-Sprecher Jörg Busse. Auch die Spannungsqualität ließe sich mit Hilfe eines solchen Lithium-Ionen-Systems durch eine schnelle Reaktionsfähigkeit verbessern. Zudem könnten durch den Speicherbetrieb mögliche negative Rückwirkungen auf das Netz ausgeschlossen werden. Auch die Erfahrungen mit dem regelbaren Ortsnetztrafo, der in einer der drei Ortsnetzstationen in Sonderbuch eingesetzt wird, sind positiv: Dieser leiste in Netzen mit hoher gleichmäßiger PV-Durchdringung einen großen Beitrag zum Einhalten der Spannungsbandgrenzen. Mittlerweile wurde die neue Technik als Standardbetriebsmittel ins Portfolio der Netze BW aufgenommen und kommt in ganz Baden-Württemberg zum Einsatz. Erste Erfahrungen liegen zudem mit der eingesetzten Steuerungssoftware Ines vor. „Sie funktioniert prinzipiell. Eine kurzzeitige Untersuchung zu der automatischen Berechnung des Netzzustands hat uns keine signifikanten Abweichungen zu dem tatsächlichen Zustand gezeigt“, sagt Busse. Es gilt noch abzuwarten, was die weiteren detaillierten Funktionstests und der Langzeittest ergäben. Hierzu werden Anfang des kommenden Jahres erste Ergebnisse erwartet.
Ein Lerneffekt aus dem Pilotversuch ist, dass das Niederspannungsnetz in Sonderbuch aufgrund der fluktuierenden Einspeisung des Solarstroms noch stärker belastet war, als anfangs angenommen. Dies haben die Messdaten der Ortsnetzstationen sowie der intelligenten Stromzähler in den beteiligten Haushalten ergeben. Beteiligte örtliche Landwirte begrüßen das Projekt. „Uns bringt dies den Vorteil, dass wir noch weitere Solarstromanlagen installieren können, weil keine so großen Netzengpässe mehr bestehen.“
