SoloGrid – ein Leuchtturmprojekt für die Energiezukunft

Die Energiestrategie 2050 ist in aller Munde. Neben dem Atomausstieg ist auch die Dekarbonisierung, also die Vermeidung von CO2-Emissionen, ein grosses Thema. Die damit verbundenen Veränderungen wirken sich stark auf die Stromverteilnetze aus. Für das Projekt SoloGrid haben sich die vier innovativen Unternehmen Alpiq, AEK, Adaptricity und Landis+Gyr zusammengetan, um zu verifizieren, wie Verteilnetzbetreiber die vermehrte dezentrale Stromerzeugung und die aufkommende Elektromobilität bewältigen können, ohne die Verteilnetze ausbauen zu müssen. SoloGrid wurde vom Kanton Solothurn und vom Bundesamt für Energie im Rahmen des Leuchtturmprogramms unterstützt. Das Projekt endete im Dezember 2017. Die Testregion wird unter neuem Namen weitergeführt.

Projektziel
Das Ziel von SoloGrid war es, den Einfluss und die Wirkung von intelligenter Technik in Verteilnetzen im Feldtest unter realen Bedingungen zu erproben. Die gesammelten Erkenntnisse wurden plausibilisiert und analysiert, um diese für eine effektivere Systemoptimierung zu nutzen. Dazu wurde ein Quartier im solothurnischen Riedholz – im Versorgungsgebiet der AEK – für das Projekt ausgewählt. Die Endkunden wurden in zwei Abendveranstaltungen über das Projekt SoloGrid informiert. Im Anschluss konnten sich beinahe hundert Prozent der eingeladenen Endkunden für eine Teilnahme am Leuchtturmprojekt SoloGrid begeistern. In der Abbildung ist die Projektanordnung ersichtlich (bitte klicken Sie auf das Bild, um eine größere Darstellung zu erhalten). Im Projektgebiet wurden neben Batteriespeicher auch die Einflüsse der Elektromobilität auf das Stromverteilnetz untersucht.

Im Projekt wurde gezeigt, wie mit dezentraler Intelligenz im Verteilnetz die Netzkosten optimiert und die Strom-/Netzqualität verbessert werden kann. Während der gesamten Projektdauer stand der Endkunde im Fokus. Für ihn durfte ein intelligentes Verteilnetz keinerlei Einschränkung darstellen, sondern sollte vielmehr einen Mehrwert bieten.

Projektumsetzung
Um diese Ziele zu erreichen, wurde einer der Schwerpunkte im Projekt auf der dynamischen Netzsimulation gelegt. Als erster Schritt wurde das Pilotnetz mit dem dynamischen Agieren von GridSense simuliert. Die Software, welche eine solche Netzsimulation ermöglicht, wurde von dem ETH SpinOff-Unternehmen Adaptricity entwickelt. Darüber hinaus konnten zusätzliche, relevante Netzanalysen, die aufgrund praktischer Limitierungen des GridSense-Pilotnetzes (Anzahl der Haushalte, Durchdringung von PV-Anlagen, Wärmepumpen und Batteriespeicher im betrachteten Netzgebiet, …) nicht real darstellbar waren, simulationsgestützt durchgeführt werden. Simulationsunterstützung ermöglichte die Ergänzung der vorhandenen Pilotnetz-Messdaten und der darauf aufbauenden Netzanalysen.
Ein weiteres Ziel der Simulationen war es, GridSense mit anderen Marktlösungen wie konventionellem Netzausbau, der Längsregelung, dem regelbaren Ortsnetztransformator, einer Blindleistungsregelung oder einer dynamischen Rundsteuerung zu vergleichen.Damit die Messung an der Hausanschlussstelle, respektive an der Schnittstelle Gebäude/Niederspannungsnetz, in der GridSense Applikation berücksichtigt werden konnten, wurde ein Smart Meter der Firma Landis+Gyr über eine IEC62056-21 Schnittstelle in das System GridSense integriert.