Netzdienliche Energiespeichersysteme von FENECON
Im Smart Grid Testfeld in der Seestadt Aspern (Wien) sind 5 Stück netzdienliche Leistungsspeicher in unterschiedlichen Transformatorstationen untergebracht. Diese sind über die Niederspannungsschiene (0,4kV) an das Verteilernetz angeschlossen. Die Systeme sind vorrangig für den Einsatz als Leistungsspeicher ausgelegt, die Speicherung von Energiemenge würde dabei aber ebenso berücksichtigt.
Ziel ist einerseits die Bereitstellung von Batterieleistung für das Verteilnetz mit vorgegebener Regelungsaufgabe und andererseits eine mögliche Vermarktung von überschüssigen Energiemengen. Dazu agieren die Batteriespeicher jeweils lokal unabhängig um Regelungsaufgaben im Niederspannungsnetz auszuführen. Eine Vernetzung der Batteriespeicher ist aber ebenso vorgesehen.
Ausgangssituation
Mit der zunehmenden Dezentralisierung der Energiebereitstellung und der damit verbundenen Einspeisung einer Vielzahl einzelner Stromerzeuger in das Niederspannungsnetz wird dieses vor neue Herausforderungen gestellt, um den Abnehmern/Kunden weiterhin eine hohe Versorgungssicherheit und Spannungsqualität zur Verfügung zu stellen.
Zudem entstehen im städtischen Umfeld immer mehr einphasige Lademöglichkeiten für Elektrofahrzeuge, z.B. an Laternenmasten oder in Tiefgaragen. Dadurch bedingt entsteht im Niederspannungsnetz in spezifischen Zeiträumen eine hohe unsymmetrische Belastung der Außenleiter. Dies führt zu einer deutlichen Belastung der Niederspannungsnetze.
Systemauslegung
Die Netzspeicher sind zur Aufstellung in Trafokojen in dezentral verteilten Netzstationen konzipiert oder können bereits vollständig integriert in einer Betonstation angeboten werden. Das Systemdesign basiert auf dem 100 kVA Wechselrichter von REFUenergy und der langlebigen und sicheren BYD Lithium-Eisenphosphat Batterietechnologie.
Um der Leistungsanforderung in diesem Projekt gerecht zu werden, aber zudem noch die Möglichkeit der Teilnahme an Energiemärkten zu ermöglichen wird der Aufbau mit einer Batteriekapazität von jeweils 120 kWh realisiert.
Jedes der Batteriesysteme besteht dabei aus einem Batteriestring, der an einem zentralem 100 kVA Umrichter angebunden ist. Der Umrichter wird Niederspannungsseitig jeweils einer Transformatorstation zugeordnet.
Grid Control Center
Das eigens dafür entwickelte Grid Control Center dient dabei sowohl als lokale als auch zentrale Steuerungsplattform um die Regelungsaufgaben im Niederspannungsnetz. Im System sind dabei die folgenden Regelungsfunktionen aktivierbar.
Funktionsgruppe 1 – P/Q/I/cos-phi Sollwertregelung
Das Batteriesystem regelt die Ausgabe- oder Aufnahmeleistung auf einen dynamischen oder konstanten Wirkleistung-, Blindleistung-, Strom- oder Leistungsfaktorsollwert. Die Regelung kann dabei phasensymmetrisch oder phasenunsymmetrisch erfolgen.
Funktionsgruppe 2 – Q(U) / P(U) / P(f) / cos-phi℗ Regelung
Anhand definierter Regelungskennlinien erfolgt eine dynamische Anpassung von Wirkleistung, Blindleistung oder Leistungsfaktor anhand lokaler Messung am niederspannungsseitigen Verknüpfungspunkt des Transformators. Die Regelung kann dabei phasensymmetrisch oder phasenunsymmetrisch erfolgen.
Funktionsgruppe 3 – P/Q/I Regelung am Verknüpfungspunkt
Dynamische P,Q oder I Regelung am niederspannungsseitigen Verknüpfungspunkt des Transformators. Regelung der Bezugs- oder Einspeiseleistung oder Einhaltung eines bestimmten Leistungsband. Die Regelung kann dabei phasensymmetrisch oder phasenunsymmetrisch erfolgen.
Funktionsgruppe 4 – Phasensymmetrierung
Im Phasensymmetrierbetrieb werden Phasenschieflasten durch eine unsymmetrische Leistungsaufnahme oder -abgabe am niederspannungsseitigen Verknüpfungspunkt des Transformators ausgeglichen. Der Phasenausgleich erfolgt dabei durch den Umrichter, eine Be- oder Entladung der Batterie erfolgt hierbei nicht.
Funktionsgruppe 5 – Marktteilnahme
Das Grid Control Center stellt Schnittstellen zur aktiven Marktteilnahme zur Verfügung, damit können die Batteriesysteme marktabhängig be- oder entladen werden.
Die Funktionsgruppen sind unabhängig voneinander aktivierbar und können automatisch anhand von Netzmessungen oder durch die Netzleitwarte aktiviert werden. Die Systeme in den jeweiligen Transformatorstationen sind dabei untereinander über Lichtwellenleiter vernetzt und an ein Zentralsystem angebunden. Das Zentralsystem ermöglicht die Überwachung und Steuerung aller im Netz verteilter Batteriespeicher. Gleichzeitig bildet das Zentralsystem die Schnittstelle zur übergeordneten Netzleittechnik und ermöglich die Anbindung an Energiemärkte.
Projektpartner
Die Projektumsetzung und der Speicherbetrieb erfolgt im Rahmen des Projekts durch die Aspern Smart City Research (ASCR) in enger Kooperation mit dem lokalen Netzbetreiber Wiener Netze und dem Energieversorger Wien Energie.