In der Seestadt Aspern wurden insgesamt fünf Akkupacks auf Basis der langlebigen und leistungsfähigen Lithium-Eisen-Phosphat-Technologie von BYD installiert.

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Batteriespeicher puffern Erneuerbare Stabile Stromversorgung in der City

06.06.2018

Gerade wenn erneuerbare Energien im Einsatz sind, müssen Maßnahmen für eine stabile Stromversorgung getroffen werden. Ein schlaues Energiemanagement mit dezentralen Batteriespeichern regelt nicht nur das Niederspannungsnetz, sondern ermöglicht auch die Einbindung von kundenspezifischen Schnittstellen.

Im neu entwickelten Wiener Stadtteil Seestadt Aspern ist eine zuverlässige und stabile Stromversorgung eine Grundvoraussetzung. Die Spezialisten der Aspern Smart City
Research (ASCR) führen aktuell ein nachhaltiges Energieeffizienz-Demonstrationsprojekt durch: Der Blick richtet sich nicht nur auf Einzelelemente des Energiesystems, sondern auf komplexe Zusammenhänge. Zentraler Bestandteil des Projekts ist ein Smart-Grid-Testfeld. Dort sind fünf Einheiten vernetzter Stromspeicher in verschiedenen Transformatorstationen untergebracht. Diese Akku-Lösung ist über die Niederspannungsschiene der Trafos an das Verteilungsnetz angeschlossen. Die Systeme sind primär für den Einsatz im Netzmanagement als Energiespeicher konzipiert, sollen künftig aber auch für die Energiemarktteilnahme eingesetzt werden.

Vernetzung von Batteriespeichern über ein übergeordnetes Steuersystem

Ziel war zum einen die Bereitstellung von Batteriestrom für das Verteilungsnetz mit einer vorgegebenen Steuerungsaufgabe, zum anderen eine mögliche Vermarktung von überschüssigen Energiemengen. Zu diesem Zweck arbeiten die Batteriespeicher jeweils lokal unabhängig voneinander, um Steuerungsaufgaben im Niederspannungsnetz anhand eigener dezentraler Messsensorik durchzuführen. Außerdem ist eine Vernetzung der Batteriespeicher über ein übergeordnetes Steuersystem vorgesehen. Weiterhin gibt es eine Schnittstelle für den Energieversorger zur Realisierung von Multi-Use
Anwendungen.

Herausforderung: Stabile Stromversorgung

Mit der zunehmenden Dezentralisierung der Energieversorgung und der damit verbundenen Einspeisung in das Niederspannungsnetz durch eine Vielzahl von einzelnen Stromerzeugern ergeben sich auch in Wien zunehmend Herausforderungen bei der zuverlässigen und stabilen Bereitstellung des Stroms. Darüber hinaus steigt die Zahl einphasiger Lademöglichkeiten zum Beispiel an Laternenpfählen oder Tiefgaragen, um Elektrofahrzeuge „betanken“ zu können.

Die genannten Aspekte führen zeitweilig zu einer hohen asymmetrischen Belastung des Außenleiters im Niederspannungsnetz. Das verursacht wiederum eine erhebliche Belastung der Niederspannungsnetze. Um diesem Problem vorzubeugen, hatten die Projektverantwortlichen um Dr. Andreas Schuster und Dipl.-Ing. Roland Zoll beschlossen, ein effizientes Energiemanagementsystem einzuführen. Eine weitere Anforderung war, dass das Speichersystem von seiner Größe in eine Trafokoje passt. „Unser Ziel für das Stromnetz war von Anfang an eine Synthese aus Stabilität und Innovation. Dadurch ergibt sich die Chance, mit einem Speichersystem mehreren Anforderungen – Netz und Energiemarkt – gerecht zu werden“, erläutert Dr. Schuster.

Lösung mit Stromspeichern

Nach einer Recherche samt Prüfung unterschiedlicher Optionen stieß das Team rund um Dr. Schuster auf Fenecon, die schließlich auch den Zuschlag für die Lieferung von Stromspeichern erhielten. Nach intensiven Abstimmungsrunden der Projektpartner wurde das von Fenecon entwickelte batteriespeicherbasierte Netzmanagement als lokale sowie zentrale Plattform für die Steuerungsaufgaben im Niederspannungsnetz eingeführt. Das Batteriesystem regelt dabei die Ausgangsleistung auf einen dynamischen oder konstanten Leistungs-, Blindleistungs-, Strom- oder Leistungsfaktor-Sollwert. Die Regelung kann phasensymmetrisch oder phasenasymmetrisch erfolgen. Basierend auf definierten einstellbaren Regelkennlinien erfolgt eine dynamische Anpassung von Wirkleistung, Blindleistung oder Leistungsfaktor anhand der im Niederspannungsnetz verbauten lokalen Messsensorik sowie durch lokale Messungen auf der Niederspannungsseite des Transformators. Die Regelung kann nun phasensymmetrisch oder phasenasymmetrisch erfolgen.

Zudem besteht jetzt eine dynamische P-, Q- oder I-Regelung am Anschlusspunkt des Transformators sowie eine Regelung der Einspeisung oder Einhaltung eines bestimmten Leistungsbandes. Des Weiteren besteht mittels Blindleistungsmanagement die Möglichkeit zur Bandregelung und bei Bedarf auch zur Lastspitzenkappung. Im phasensymmetrischen Betrieb werden Phasenverschiebungen durch eine unausgeglichene Leistungsaufnahme oder -abgabe auf der Niederspannungsseite im Netz kompensiert. Der Phasenausgleich erfolgt dabei direkt durch trafolose Refu-Wechselrichter.

Technologie für Netzmanagement

In der Seestadt Aspern wurden insgesamt fünf Akkupacks auf Basis der langlebigen und leistungsfähigen Lithium-Eisen-Phosphat-Technologie von BYD installiert. Jede Systemeinheit hat eine Speicherkapazität von 120 kWh und ist mit einem 100-kVA-Wechselrichter kombiniert. Über die speziell entwickelte Steuerungstechnik werden die Speicher optimal für den Netzbetrieb geregelt. Die Funktionsgruppen sind unabhängig voneinander aktivierbar und können durch Netzmessungen oder durch die Netzleitstelle automatisch angetrieben werden. Die Systeme in den jeweiligen Trafostationen sind über Lichtwellenleiter miteinander verbunden und an ein zentrales System angeschlossen. Das zentrale System ermöglicht die Überwachung und Steuerung aller im Netzwerk verteilten Batteriezellen. Gleichzeitig bildet das zentrale System die Schnittstelle zur übergeordneten Systeme- beziehungsweise Netzleittechnik und ermöglicht die Anbindung an die Energiemärkte.

„Unsere Lösung bietet für die ASCR und damit für die Bürgerinnen und Bürger des Stadtteils den Vorteil, dass sie Speicher und Regelung beziehungsweise Netzmanagement aus einer Hand bietet“, erklärt Fabian Eckl, Leiter Technik F&E bei Fenecon. „Die integrierte Lösung verfügt zudem über kundenspezifische Schnittstellen und Anbindungen, was ein großes Maß an Flexibilität im Umgang mit anderen Komponenten und dem Grid als Ganzem gewährleistet.“

Smart-City-Lösung

In Summe konnten die ASCR und Fenecon so das große Ziel erreichen: Eine stets stabile Stromversorgung unter Einbeziehung erneuerbarer Energien. Die Speicherlösungen kommen dabei voll netzdienlich zum Einsatz und leisten so einen essenziellen Beitrag zum Gelingen des Projektes – das auch noch Potenzial für die Zukunft bietet: Schnittstellen zum Energieversorger ermöglichen wie erwähnt eine aktive Marktteilnahme, so dass die Batteriesysteme je nach Marktsituation aufgeladen oder entladen werden können.

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