Dezentrale Einspeisung ins Netz

Nicht erst mit der neuen Energiestrategie 2050 des Bundes sind die neuen erneuerbaren Energien auf dem Vormarsch. Weil die meisten Anlagen dezentral, das heisst nahe am Verbraucher, zugebaut werden, befassen sich die Verteilnetzbetreiber schon seit geraumer Zeit mit der Frage nach deren Auswirkungen auf das Niederspannungsnetz. Diese Netze sind in der Regel auf den Verbrauch, nicht aber die Produktion von Strom ausgelegt und zwar sowohl in der Dimensionierung wie auch beim Schutz.

Im Rahmen des vom P&D-Programm des BFE mitunterstützten Projekts „Verteilte Einspeisung in Niederspannungsnetze“ – oder kurz „VEiN“ – haben sich während der letzten sechs Jahre eine Reihe von grösseren und kleineren Verteilnetzbetreiber für die Beantwortung eines umfassenden Fragekatalogs engagiert. Dazu wurden in vorbereitenden Studien technische Grundlagen erarbeitet und verschiedene Verteilnetzgebiete für den Feldversuch evaluiert. Im Niederspannungsnetz TS Kreuzmatt der AEW Energie AG in Rheinfelden, das eine typische Spitzenlast von rund 750 kW aufweist, wurden 5 PV-Anlagen (145 kW), 2 Kleinwindränder (4.1 kW), 3 Erdgas-BHKW (139 kW), 2 Batteriespeicher (68 kW) und ein speziell angefertigter mobiler Frequenzumrichter (90 kW) zugebaut.

Das Projektkonsortium hat nun seinen Erkenntnisbericht 2014 veröffentlicht. Die wohl wichtigste Aussage besteht darin, dass auch durch die gleichzeitige Einspeisung aller dezentraler Produktionsanlagen – immerhin in der Grössenordnung der halben Netzlast – das lokale Verteilnetz in keinem der durchgeführten Tests an seine Grenzen (Spannungsqualität, Überlastung) gebracht werden konnte. Durch geeichte Simulationen konnte gar gezeigt werden, dass man im gewählten Netzabschnitt PV-Anlagen mit einer Gesamtleistung der 2.2-fachen Netzlast zubauen könnte. Um allerdings die Spannungsgrenzen bei maximaler Einspeisung und minimaler Last einhalten zu können, bedürfte es des Einsatzes innovativer Technologien (z.B. regulierbarer Ortsnetztransformator, Einspeisemanagement), wie sie auch in der Smart Grid Roadmap des BFE identifiziert wurden.

Bis zum Abschluss des Projektes im Jahr 2016 werden noch einige offene Fragstellungen untersucht, andere sollen im Rahmen von Zusatz- oder Folgeprojekten behandelt werden. Das Netzgebiet in Rheinfelden steht auch weiterhin Dritten (z.B. Hochschulen und Fachhochschulen) als Forschungs- und Testplattform zur Verfügung.

Michael Moser, Sektion Energieforschung