Während langer Zeit floss der elektrische Strom in unseren Netzen nur in eine Richtung: von wenigen Erzeugern hin zu den Verbrauchern. Doch seit es dezentrale Rückeinspeisungen aus Solar und Windanlagen gibt, sind die Stromflüsse in beiden Richtungen unterwegs und zudem deutlich variabler geworden. Die Anforderungen an das Verteilnetz sind dabei stark gestiegen und werden dies in absehbarer Zeit noch vermehrt tun – soll der Anteil der erneuerbaren Energien doch massiv zulegen.
Von einem intelligenten Einspeisemanagement oder dem Smart Grid liest und hört man daher viel, tatsächliche Umsetzungen sind in der Schweiz aber bislang noch kaum erfolgt. Doch der Innovationsgeist und die Bereitschaft eines mittelgrossen Energieversorgers bei einem Pilotprojekt voranzugehen, lassen ein Smart Grid nun näher rücken.
Rückeinspeisung erschwert Planung
Um eine im Gewerbegebiet von Thun neu installierte Photovoltaik-Anlage mit einer Leistung von 450 kW Peak ins Netz einzubinden, plante die Energie Thun AG eine zusätzliche Transformatorenstation mit zwei Transformatoren zu je 630 kVA. Die Bewilligung lag vor, doch da meldete ein zweiter Betrieb, er würde eine Photovoltaik-Anlage mit 700 kW Peak errichten. «Wir hatten das ursprüngliche Projekt fertig geplant und sahen uns nun plötzlich damit konfrontiert, noch einmal auf Feld 1 zu beginnen», erzählt Roland Schindler, der Leiter Asset Service des Stromnetzes.
Denn beide Photovoltaik-Anlagen zusammen dürften eine Spitzenleistung von bis zu 1 MW Peak erbringen, was die Transformatoren überfordern würde. «Dazu kommt, dass in diesem reinen Gewerbegebiet am Wochenende eine Grundlast von vielleicht 50 kW bezogen wird», führt Roland Schindler weiter aus, «wenn dann die Sonne scheint, entsteht zwischen der anfallenden Leistung und dem tatsächlichen Bezug eine grosse Differenz.» Es zeichnete sich bereits eine mehrmonatige Verspätung für die Planung und Bewilligung der geänderten Station ab, doch glücklicherweise spricht man auch in der Welt der Technik immer wieder miteinander und tauscht sich aus.
Offen für neue Lösungen
«Wir unterhalten seit sicher 25 Jahren eine gute Beziehung mit der Energie Thun AG und sitzen darum auch zweimal pro Jahr zusammen, um allgemeine Fragen zum Netz miteinander zu diskutieren», erläutert Roman Jenni, der die Thuner bei Schneider Electric betreut. Selbstverständlich war auch das Problem mit der Transformatorenstation ein Thema an der letzten Sitzung, und gemeinsam entwickelte sich dabei die Idee, wie eine Lösung ohne neue Planung und damit ohne Zeitverzug aussehen könnte. Das Herzstück der Idee bildete ein neuer, bisher in der Schweiz noch nicht eingesetzter regelbarer Transformator. Der Minera SGrid ist in der Lage, auch bei einer erhöhten Einspeisung aus einer dezentralen Energieanlage den Ausgang auf der Niederspannungsseite automatisch zu stabilisieren und innerhalb des Spannungsbands zu halten. Sein Einsatz bot sich für das vorliegende Problem daher an. Konnte mit ihm doch auf grössere Transformatoren, eine erneute Planung und höhere Investitionen, u.a. in den Netzausbau, verzichtet werden. Die Energie Thun AG zeigte sich offen für diesen innovativen, aber unkonventionellen Ansatz.
Vorteile wiegen schwerer als das Risiko
Sie gewichtete die Vorteile der vorgeschlagenen Lösung höher als das Risiko, zumal sie wusste, dass sie damit als erste Schweizer Energieversorgerin eine wertvolle Erfahrung für den gesuchten intelligenten und flexibleren Netzbetrieb würde gewinnen können. Darüber hinaus überzeugte der Minera SGrid auch mit seinem robusten Design und minimalem Unterhalt. Der Verzicht auf herkömmliche mechanische Schalter im Transformatorkessel verlängert die interventionsfreie Zeit massgeblich und sorgt auch für viel kürzere Unterbrüche bei Revisionen. Die Spannungsregelung ist ausserdem mit einer Zeitverzögerung ausgestattet, damit sie nicht schon auf kurze Leistungsabfälle wegen kleiner vorüberziehender Wolken reagiert. Und letztlich ist der Minera SGrid über ein HMI «Magelis» vor Ort parametrierbar und lässt sich ins Netzleitsystem der Energie Thun AG einbinden.
Bereits positive Erfahrungen
Trotz allen Vorteilen waren noch verschiedene und nicht unbedeutende Herausforderungen zu lösen, um die Idee Wirklichkeit werden zu lassen. Die beiden zu installierenden Transformatoren mussten nämlich nicht nur regelbar sein, sie mussten auch im Parallelbetrieb laufen. «Das machte uns schon etwas zu schaffen», gibt Roman Jenni zu, «doch auch bei der Einbindung ins Leitsystem waren wir gefordert, denn wir mussten erst einmal definieren, welche Daten wir haben wollten».
Der Aufwand bei Neuheiten ist immer gross, fehlen doch noch Erfahrungswerte. Nach der Abnahme im März und Zuschaltung im April 2015 speisen die neuen Transformatoren zuverlässig den von der ersten Photovoltaik-Anlage erzeugten Strom ins Thuner Netz. Im Oktober wird man die Station neu parametrieren müssen, sobald die zweite Solaranlage in Betrieb geht. Den Entscheid für den Einsatz der regelbaren Transformatoren bereut Roland Schindler nicht, ganz im Gegenteil, «es ist bereits eine dritte Photovoltaik-Anlage geplant, die rund 350 Meter von der Transformatorenstation entfernt liegt. Mit der dadurch tieferen Einspeisespannung wäre ein herkömmlicher Transformator überfordert gewesen, nun werden wir diese dritte Anlage auch noch über die beiden Minera-Transformatoren einspeisen können», freut er sich. Und noch etwas Weiteres freut ihn: Die Beachtung in der Fachwelt und das Interesse am Thuner Vorzeigemodell machen ihn als Leiter des Stromnetzes besonders stolz.
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