Ohne Spitzen und Rampen

Forschungsprojekt ergibt wichtige Hinweise für den netzdienlichen Betrieb privater Batteriespeicher
Nicht zuletzt dank öffentlicher Förderung ist das Angebot an Batteriespeichern für Photovoltaikanlagen in den letzten Jahren dynamisch gewachsen. Im Forschungsprojekt „PV-Nutzen“, das am Institut für Stromrichtertechnik und elektrische Antriebe (ISEA) und am Institut für Hochspannungstechnik (IFHT) der RWTH Aachen sowie am Institut für ökologische Wirtschaftsforschung (IÖW) durchgeführt wurde, ging man der Frage nach, welche Rolle diese Speicher im Gesamtsystem spielen können. Es sollten Speicher-Betriebsweisen identifiziert werden, die sich auf das gesamte Energieversorgungssystem positiv auswirken, und deren Akzeptanz bei potenziellen Anlagenbetreibern untersucht. Darauf basierend sollten Empfehlungen für die systemdienliche Einbettung von Speichern in PV-Anlagen gegeben und die dafür notwendigen Rahmenbedingungen sowie mögliche Fördermechanismen abgeleitet werden. Im Fokus standen dabei Batteriespeichersysteme in Privathaushalten mit netzgekoppelter PV-Anlage. Nach knapp zweieinhalb Jahren Forschungsarbeit veröffentlichten die Wissenschaftler jetzt ihre Ergebnisse.

Speicher können Einspeisespitzen reduzieren

aachen
Eine Kombination aus Persistenzprognose und Abregelung kann Einspeisespitzen zuverlässig vermeiden.

Das Problem privat genutzter PV-Anlagen liegt bekanntermaßen im schnellen Wechsel von Verbrauch zu Erzeugung: Sobald die Waschmaschine nicht mehr läuft, speist die Solaranlage auf dem Dach vom einen auf den anderen Moment wieder voll ins Netz ein. Solche sogenannten Rampen stellen ein zentrales Problem für den Betrieb des Stromnetzes dar. Batteriespeicher können die Einspeisespitzen reduzieren – so ein Fazit der Wissenschaftler, die anhand unterschiedlicher Szenarien die wesentlichen Wirkungen und Einflussfaktoren auf die Stabilität unterschiedlicher Verteilnetze untersuchte.

Als zusätzlich netzdienlich erwies sich die Integration von Speichermanagementsystemen, die den Speicher anhand von Last- und Erzeugungsprognosen – den sogenannten Persistenz-Prognosen – intelligent laden. Dabei werden für die Einspeicherung der Verbrauchsverlauf der Vorwoche und das Profil der Solarerzeugung vom Vortag zugrunde gelegt. Dies kann Einspeisespitzen im Netz deutlich verringern. Solche Prognosestrategien verlängern überdies die Lebensdauer von Lithium-Ionen-Batterien, da sie (zu) hohe Ladezustände des Speichers und damit eine schnelle Alterung der Anlagen vermeiden. Bei einer rein auf den Eigenverbrauch hin optimierten Betriebsweise von PV-Batteriespeichern dagegen besteht die Gefahr, dass bereits zur Mittagszeit der Speicher vollständig geladen ist. Dann speisen die Anlagen plötzlich mit voller Leistung ins Netz ein und belasten es bis hin zur Destabilisierung..

Ergänzend kann eine Begrenzung der Einspeiseleistung die Aufnahmefähigkeit der Verteilnetze erhöhen. Wird die Netzeinspeisung der Solaranlage zusätzlich auf 60 Prozent ihrer Maximalleistung begrenzt – eine Bedingung für die Teilnahme am KfW-Förderprogramm „Erneuerbare Energien – Speicher” – werden Einspeisespitzen im Netz noch sicherer begrenzt. Die Forschergruppe empfiehlt daher, Persistenzprognose und Abregelung zu kombinieren. Dadurch können Einspeisespitzen verlässlich begrenzt werden ohne dabei viel Energie durch Abregelung zu verlieren. Das BMWi hat das Projekt im Rahmen des Energieforschungsprogramms der Bundesregierung gefördert.

Kontakt:
Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische
Antriebe RWTH Aachen, Janina Moshövel,
52066 Aachen, Tel. +49 (0) 241-8049 307,
jmo@isea.rwth-aachen.de

Bild: Dr.-Klaus-Uwe-Gerhardt/pixelio