Erfolgreiche Lastspitzenreduktion durch modulare Batteriespeicher

Das Fraunhofer IISB hat ein skalierbares Batteriesystem in ihr Institutsnetz integriert und zeigt damit die Rentabilität und Übertragbarkeit auf Verbraucher mit großen elektrischen Lastspitzen.

Für Industriebetriebe und gewerbliche Stromverbraucher ist das Thema Lastspitzenreduktion von betriebswirtschaftlicher Bedeutung. Die dabei angestrebte Glättung der Lastprofile erfordert aber oft unerwünschte Eingriffe in die Produktion und aufwendige Veränderungen an der Infrastruktur. Technologische Fortschritte und sinkende Preise ermöglichen mittlerweile den rentablen Einsatz elektrischer Batteriespeicher. Dadurch können elektrische Lastspitzen auf Verbraucherseite verringert werden, ohne in Fertigungsabläufe eingreifen zu müssen.

Im Rahmen des bayerischen Energieforschungsprojekts SEEDs zeigt das Fraunhofer IISB in Erlangen, wie sich stationäre Batteriesysteme in bestehende Infrastrukturen der Energieversorgung integrieren lassen. Aktuell reduziert ein skalierbares Batteriesystem mit 60 kWh Speicherkapazität die Lastspitzen im Institutsnetz um etwa 10%. Die gewohnten Betriebsabläufe wurden und werden davon nicht beeinflusst. Die Ergebnisse der Forschungsarbeiten sind grundsätzlich auf industrielle oder gewerbliche Energiesysteme mit großen elektrischen Lastspitzen anwendbar.

Lastspitzenreduktion ohne Behinderung der Fertigung

In fast jedem Lastbetrieb treten unweigerlich Lastspitzen auf. Diese Lastspitzen sind stets unerwünscht, denn sie sind kostenintensiv und belasten die Stromnetze. In der Regel wird versucht, durch zeitweise Abschaltung oder zeitverzögerte Einschaltung von Produktionsanlagen diese Lastspitzen auszugleichen. Derartige Maßnahmen bedeuten aber massive Eingriffe in die Produktion. Eine wesentlich elegantere Lösung ist die Integration elektrischer Pufferspeicher zur Lastspitzenreduktion. Produktionsrelevante Eingriffe werden dadurch überflüssig und die Lösung eignet sich auch für die Reduktion von Spitzen im Netz.

Betriebswirtschaftliche und technische Betrachtungen

Energieversorger und Netzbetreiber sind an einer möglichst gleichmäßigen Netzauslastung und Stromabnahme interessiert. Der Gesetzgeber hat dafür die entsprechenden rechtlichen Anreize geschaffen. So bieten auf Seiten der gewerblichen Verbraucher der Leistungspreis und insbesondere, bei Erfüllung der Voraussetzungen, die Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) interessante Möglichkeiten für signifikante Kosteneinsparungen. Großes Potenzial erschließt hier die Optimierung des zeitlichen Verlaufs der Energieabnahme durch Lastverschiebungen.

Aus technischer und betriebswirtschaftlicher Sicht ist die gezielte Reduktion kurzzeitiger Lastspitzen sehr interessant: Schon verhältnismäßig geringe Investitionen führen zu hohen Kosteneinsparungen. Dank der jüngeren Entwicklungen in der Batterietechnologie eröffnen sich zahlreiche Möglichkeiten für stationäre elektrische Batteriespeicher, um mit kurzzeitigen Lastverschiebungen die kostenrelevanten Lastspitzen auszugleichen. Dies erfordert jedoch eine gründliche Analyse des Ist-Zustandes, maßgeschneiderte Hard- und Software-Lösungen und eine intelligente Steuerung basierend auf ausgeklügelten Algorithmen – ein ideales Betätigungsfeld für das Fraunhofer IISB.

Speziell das bayerische Energieforschungsprojekt SEEDs bietet dabei den Wissenschaftlern attraktive Möglichkeiten. Das gesamte Institut und seine vielfältige Infrastruktur lassen sich als Demonstrationsplattform für ein intelligentes dezentrales Energiesystem nutzen. Bezogen auf den Leistungsbedarf und die Infrastruktur ist das Fraunhofer IISB mit einem mittleren Industriebetrieb vergleichbar. Sämtliche Entwicklungen und Technologien werden daher auch praxisnah und unter industrieähnlichen Bedingungen erprobt.

Unerwünscht: Abweichung vom Lastprofil

Als Lastspitzen bezeichnet man hohe Leistungsbezüge, welche nur für eine kurze Zeit vorliegen und die sich deutlich vom eigentlichen, typischen Lastprofil abheben. Ursachen dafür sind meist die Zuschaltung großer Einzelverbraucher, die kurzzeitig ein- oder abgeschaltet werden. Das kann sich unterschiedlich auf Stromanbieter, Netzbetreiber und Anwender auswirken. Durch die zeitweise erhöhte Netzauslastung ist grundsätzlich eine größere Dimensionierung aller Netzkomponenten notwendig, da die Auslegung immer auf der erwarteten Höchstlast beruht. Die Energieversorger müssen theoretisch sehr dynamisch auf eine sich schnell ändernde Nachfrage reagieren. Das ist, wenn überhaupt, aber nur eingeschränkt möglich. Spezielle Spitzenlastkraftwerke können den steigenden Bedarf an Regelenergie abfangen, was zusätzliche Investitionen in neue Kraftwerke mit kurzer Betriebszeit zur Folge hat.

Batteriepuffer sorgen für den Ausgleich der Lastspitzen

Die Stromanbieter schaffen Anreize zur Vermeidung von Lastspitzen in Form verschiedener Preismodelle. So gilt für größere Abnehmer häufig eine Kombination aus Leistungspreis und reduziertem Arbeitspreis. Für den Leistungspreis ist die höchste Lastspitze relevant, die im Abrechnungszeitraum auftritt. Das Mittelungsintervall für den Leistungswert beträgt dabei 15 Minuten. Die Stromnetzentgeltverordnung erlaubt aber auch individuelle Netzentgelte, wie etwa im Rahmen der so genannten atypischen Netznutzung oder auf Grundlage der intensiven Netznutzung.

Die genannten Preismodelle ermöglichen Kosteneinsparungen durch Lastspitzenreduktion. Voraussetzung ist immer eine Beeinflussung des Lastgangs zur Vermeidung von Lastspitzen. Im einfachsten Fall können elektrische Verbraucher wie Produktions- oder Infrastrukturanlagen abgeschaltet werden. Umgekehrt wäre es denkbar, eigene elektrische Erzeuger hinzuzuschalten, z.B. ein Blockheizkraftwerk. Beide Maßnahmen erfordern Eingriffe in den laufenden Produktionsbetrieb und in die bestehende Infrastruktur. In der Folge können erhebliche Kosten durch Produktionsausfälle entstehen.

Die Lösung ist ein intelligent gesteuertes Batteriesystem, mit dem sich die finanziellen Potenziale der Lastspitzenreduktion nutzen lassen, ohne auf den Produktionsablauf einzuwirken. Prinzipiell wird dafür der Batteriespeicher bei niedrigen Leistungsbezügen geladen und zu Zeiten hoher Leistungen entladen. Dabei muss stets der prognostizierte 15-Minuten-Mittelwert berücksichtigt werden. Ziel ist es, den maximalen Leistungsbezug zu verringern: Der resultierende Leistungspreis wird reduziert, die Stromkosten sinken. Für die Verringerung der jährlichen Lastspitze lässt sich in der Praxis je nach Leistungspreis in der Regel eine Kosteneinsparung von 70 bis 90 € je Kilowatt erreichen.

Praxisnaher Selbstversuch bestätigt Übertragbarkeit

Wie gut das funktioniert, testen die Wissenschaftler am Fraunhofer IISB live mit einem modularen Batteriesystem mit 60 kWh Kapazität, welches noch auf 100 kWh ausgebaut wird. Um den Batteriespeicher optimal auszunutzen und in den richtigen Zeitpunkten zuzuschalten, haben die Forscher einen Algorithmus und eine entsprechende Software für die Steuerung und Regelung entwickelt. Mit Batteriegrößen von 60 bzw. 100 kWh ergibt sich bereits eine mögliche Reduktion der Lastspitze von 10% bzw. 16% für diesen Anwendungsfall. Bei den aktuellen Batteriepreisen sind Amortisationszeiten von fünf Jahren möglich.

Die Praxis-Ergebnisse am Fraunhofer IISB zeigen eine sehr gute Übereinstimmung mit vorher durchgeführten Simulationen und sind grundsätzlich auf andere Verbraucher übertragbar. Um eine effiziente und rentable Integration der Batteriespeicher zu garantieren, verfolgen die Spezialisten des Instituts dabei einen dreistufigen Ansatz: Mit Hilfe einer umfassenden Datenanalyse werden zunächst verschiedene und für das weitere Vorgehen relevante Parameter extrahiert. Das umfasst auch spezifische Kenngrößen des betrachteten Lastgangs, wie den Energieumsatz oder die statistische Verteilung der Lastspitzen. Mittels eines speziellen Optimierungsverfahrens werden anschließend die Batteriedaten festgelegt, beispielsweise maximale Leistung und Gesamtkapazität. Die genaue Bestimmung dieser Daten vermeidet eine Über- oder Unterdimensionierung des Speichersystems. Bei Bedarf findet in dieser Phase noch eine Anpassung der Algorithmen für die Betriebsstrategie statt. Im letzten Schritt werden schließlich die Lastverläufe simuliert, welche, basierend auf den historischen Daten, aus dem Einsatz des Batteriesystems resultieren.

Messergebnisse und Validierung der Algorithmen

Es wurde eine maximal zulässige Leistung von 570 kW vorgegeben. Für die anwendungsnahe Validierung wurde das Batteriesystem des Fraunhofer IISB genutzt, welches eine Kapazität von 60 kWh besitzt. Zu Beginn ist ein Beladevorgang erkennbar und der Ladezustand steigt entsprechend. Ab etwa 10:30 Uhr beginnt die Lastspitzenreduktion. Die Lastspitzenreduktion betrug im Versuchszeitraum rund 56 kW, das entspricht einer Reduktion um 9%.

Mit den Algorithmen des Fraunhofer IISB können nicht nur Batteriesysteme bedarfsgerecht ausgelegt und optimal für die Lastspitzenreduktion genutzt werden. Ebenso lassen sich individuelle Erweiterungen mit zusätzlichen Komponenten berücksichtigen, beispielsweise ein Blockheizkraftwerk mit Wärmespeicher. Oft ist es auch interessant, Infrastrukturanlagen zur Bereitstellung von Wärme und Kälte mittels thermischer Speicher zu flexibilisieren und in die Lastspitzenreduktion zu integrieren. Im Vordergrund der Arbeiten steht dabei stets die Übertragbarkeit auf andere Energiesysteme für eine möglichst breite Anwendung der Maßnahmen zur Lastspitzenreduktion.

Neben verschiedenen Energieversorgern und Energiesystembetreibern erkennen auch die Batteriehersteller das Potenzial der Lastspitzenreduktion. So hat das Fraunhofer IISB gemeinsam mit dem Briloner Batteriehersteller HOPPECKE einen innovativen Batteriehochleistungsspeicher für einen Industriekunden ausgelegt. Dabei waren sowohl eine effiziente Zwischenspeicherung großer Energiemengen als auch die Abgabe hoher Leistungen sicherzustellen. Das Ergebnis: Ein Energiespeicher von etwa 350 kWh würde eine Lastspitzenreduktion von ungefähr 40% ermöglichen, da viele der Lastspitzen nur sehr kurzzeitig auftreten.

Frederik Süllwald, Key Account Manager bei HOPPECKE Batterien, berichtet dazu: „Durch die Reduzierung der Lastspitzen hätte unser Kunde ein Einsparpotenzial von rund 45.000 Euro im Jahr. Durch diese Einsparung würde der Speicher binnen weniger Jahre abbezahlt sein und der Kunde läge in der Gewinnspanne.“

Auf der Suche nach dem idealen Speicher

* Christopher Lange ist wissenschaftlicher Mitarbeiter am Fraunhofer IISB, Erlangen.

(ID:45924028)