Könnt ihr kurz erklären, was ein Inselnetz überhaupt ist?
Romain Yerly: Ein Inselnetz ist ein kleines Stromnetz, das komplett vom schweizerischen und europäischen Stromnetz getrennt ist. Es verfügt über eine eigene lokale Produktion und funktioniert vollständig autonom.
Was ist das Neue an der Lösung im Vergleich zu den bisherigen Inselnetzen?
Adrian Bachmann: In der alten Welt haben wir dafür Diesel-Generatoren eingesetzt. Die neue Lösung funktioniert mit Batteriespeichern. Sie ist geräuscharm und verursacht keine Abgase. Und wenn lokal mehr Strom produziert als verbraucht wird, zum Beispiel durch Photovoltaikanlagen, können die Batterien diese überschüssige Energie aufnehmen.
Wann braucht man eine solche Inselnetzlösung?
Adrian Bachmann: Zum Beispiel, wenn wir Arbeiten am Verteilnetz durchführen und dafür einen Netzabschnitt ausser Betrieb nehmen müssen. Bei einzelnen Kunden kann man einen kurzen Stromunterbruch allenfalls noch in Kauf nehmen. Sobald aber viele Kunden oder beispielsweise Betriebe über einen längeren Zeitabschnitt betroffen sind, müssen wir eine Ersatzstromversorgung bereitstellen.
Ist eine solche Lösung für die BKW aufgrund ihres grossen ländlichen Versorgungsgebiets besonders wichtig?
Adrian Bachmann: Angefangen haben wir mit diesem System tatsächlich in ländlichen Netzen, ja. Dort gibt es aufgrund der Topografie häufig lange Stichleitungen, bei denen für Arbeiten ganze Netzabschnitte abgeschaltet werden müssen. Zunehmend setzen wir solche Lösungen aber auch in Ortschaften oder sogar in städtischen Gebieten ein.
Früher gab es in solchen abgetrennten Netzen vor allem Verbraucher. Heute wird dort mit Photovoltaikanlagen auch Strom produziert. Was ändert sich dadurch?
Adrian Bachmann: Früher mussten wir im Wesentlichen nur in eine Richtung liefern. Heute haben wir in solchen Netzen auch Produktion, oft sogar mehr Produktion als Verbrauch. Das Inselnetz muss diese Energie aufnehmen können und gleichzeitig Spannung und Frequenz stabil halten.
Spielt deshalb auch das Wetter eine Rolle, wenn man den Einsatz eines Inselnetzes plant?
Adrian Bachmann: Genau. Bei der Planung müssen wir einerseits die maximale Last der Verbraucher, aber auch die Leistung der Produktionsanlagen berücksichtigen. Andererseits brauchen wir Prognosen darüber, wie viel Energie insbesondere die Photovoltaikanlagen während des Einsatzes produzieren werden. Die PV-Produktion ist ja nicht direkt steuerbar.
Was muss man technisch alles vor Ort bringen, um ein solches Inselnetz nach dem neuen Konzept betreiben zu können?
Adrian Bachmann: Zuerst braucht es eine so genannte «hNEA», eine «Hybride Netzersatzanlage», die ein stabiles Netz aufbauen kann. Dazu kommen Batteriespeicher, damit wir genügend Kapazität und Leistung zur Verfügung haben und die Stromversorgung beispielsweise auch während 24 Stunden aufrechterhalten können.
War diese Technik bereits vorhanden oder habt ihr sie eigens entwickelt?
Adrian Bachmann: Wir haben die Lösung zusammen mit Partnern, insbesondere der Jost AG aus Langnau, selbst entwickelt. Die Batteriespeicher als solche sind bestehende bzw. bekannte Speichertechnologien der Firma Atlas Copco, welche für den mobilen Einsatz geeignet sind.
Gibt es weitere technischen Innovationen?
Romain Yerly: Die verschiedenen Komponenten konnten ursprünglich nicht direkt miteinander kommunizieren. Für den Versuch in Meiringen haben wir deshalb einen Regler direkt in unserem Leitsystem entwickelt. Damit sind alle Elemente mit unserem Leitsystem verbunden, und der Regler koordiniert sie. Die «hNEA» übernimmt dabei die Feinregelung, die Batteriespeicher im Hintergrund die gröbere Regelung. Ziel ist unter anderem, den Ladezustand so zu steuern, dass die PV-Anlagen möglichst nicht ausgeschaltet werden müssen. Dafür haben wir diese Regelung entwickelt.
Was ist beim Betrieb eines Inselnetzes am schwierigsten? Ist es ein bisschen wie beim Fliegen – Start und Landung sind die kritischen Phasen?
Adrian Bachmann: Genau. Kritisch sind das Synchronisieren und Abtrennen vom Verteilnetz sowie am Schluss das erneute Verbinden mit dem übergeordneten Netz, sobald dieses wieder zur Verfügung steht. Das sind die kritischen Phasen.
Ihr habt das neue System im Sommer im Reichenbachtal bei Meiringen getestet. Ist alles wie am Schnürchen gelaufen?
Romain Yerly: Fast alles. Bei einem Gerät haben wir die Kommunikation verloren. Zudem wollten wir die Blindleistung mit zwei «hNEA» kompensieren. Bei einer davon fiel die Kommunikation aus, die zweite erwärmte sich stark. Deshalb haben wir eine andere Lösung gefunden und die Blindleistung mit einem zweiten Batteriespeicher kompensiert.
Hatte die starke Erwärmung auch mit dem heissen Wetter zu tun?
Romain Yerly: Es war schon heiss, ungefähr 30 Grad. Gleichzeitig wollten wir mit einem einzelnen Gerät dauerhaft die volle Blindleistung bereitstellen. Das war etwas zu viel für dieses Gerät.
Kannst du erklären, weshalb die Blindleistung bei diesem Inselnetz überhaupt eine solche Herausforderung ist?
Romain Yerly: Im Netz in Meiringen gibt es viele Kabel. Dadurch entsteht viel kapazitive Blindleistung, die wir kompensieren müssen. Eine hohe kapazitive Blindleistung führt auch zu einer Erhöhung der Spannung, und genau das wollen wir vermeiden. Deshalb versuchen wir, die Blindleistung möglichst in Balance, also nahe bei null, zu halten.
Beim Versuch in Meiringen wurde zeitweise mehr Strom produziert als im abgetrennten Gebiet verbraucht wurde, vor allem wegen des Wasserkraftwerks im Tal. Konntet ihr diese überschüssige Energie vollständig in den Batterien speichern?
Romain Yerly: Das ist ebenfalls in unserem Algorithmus berücksichtigt. Wenn der Ladezustand der Batteriespeicher zu hoch wird, müssen wir eine Lastbank einschalten, die überschüssige Energie verbraucht. Auch dieser Vorgang läuft automatisiert über den Algorithmus.
Braucht es das nur in speziellen Gebieten oder wird eine solche Situation mit zunehmender PV-Produktion häufiger?
Romain Yerly: Das hängt auch vom Wetter ab. Im Sommer gibt es immer mehr Leitungen bzw. Gebiete mit hoher Produktion. Im Winter haben wir dagegen in der Regel mehr Verbrauch als Produktion.
Gibt es für die Kundinnen und Kunden einen Unterschied zwischen der alten und der neuen Lösung?
Romain Yerly: Für die Kundinnen und Kunden ist die Stromversorgung grundsätzlich gleich. Der wichtige Unterschied ist: Mit der alten Lösung konnten sie während des Inselbetriebs mit ihrer PV-Anlage nicht mehr produzieren. Mit der neuen Lösung ist das möglich.
Lohnt sich der Einsatz des neuen Inselnetzes für die BKW auch wirtschaftlich?
Adrian Bachmann: Durchaus. Zum einen entfallen die teuren Wartungskosten der Dieselmotoren, zum anderen können wir sehr viel Brennstoff einsparen. Dadurch reduziert sich auch der CO2-Ausstoss.
Gab es intern auch Skepsis gegenüber der neuen Lösung?
Adrian Bachmann: Ja. Einerseits ist eine «hNEA» teurer als ein konventioneller Generator. Wir konnten aber die Wirtschaftlichkeit nachweisen. Zudem haben wir festgestellt, dass die Spannungsqualität sogar besser ist, weil die neue Lösung mit Wechselrichter schneller auf Laständerungen im Netz reagiert als ein konventioneller Generator.
Wisst ihr schon, wie es mit der Innovation weitergeht? Wann kommt sie das nächste Mal zum Einsatz?
Adrian Bachmann: Seit dem Versuch im Sommer haben wir die Lösung bereits zweimal eingesetzt, und weitere Einsätze sind geplant. Wir befinden uns noch in einer Art Pilotphase. Künftig soll das System aber regelmässig in dieser oder ähnlicher Form eingesetzt werden.
Wäre es auch denkbar, damit einmal ein deutlich grösseres Gebiet im Inselbetrieb zu versorgen?
Adrian Bachmann: Ja, das ist denkbar – aber immer nur während kurzer Zeit, um bei Arbeiten überbrücken zu können.
Romain Yerly ist Betriebsingenieur und arbeitet in der Leitstelle der BKW. Beim Inselnetz ist er zuständig für die Entwicklung des Regelalgorithmus, die Voranalysen sowie die Analyse der Messungen und Ergebnisse.
Adrian Bachmann ist Leiter der Gebiete Emmental, Oberaargau und Solothurn sowie Mitentwickler der hNEA. Er arbeitet im Asset Service Management und ist im Bereich Inselnetz für die Auslegung, Konfiguration und den Betrieb der Maschinen verantwortlich.
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