Im Forschungs- und Pilotprojekt Surevive erprobt der Verteilnetzbetreiber Westnetz, wie ein Großbatteriespeicher das Stromsystem aktiv stabilisieren kann. Die Anlage soll Frequenz und Spannung auch bei Schwankungen konstant halten. Den ersten Feldtest im Mittelspannungsnetz wertet Westnetz als Erfolg.
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„Der erste Test ist erfolgreich verlaufen. Wir konnten zeigen, dass die Anlage im Mittelspannungsnetz auch im sogenannten netzbildenden Modus so reagiert, wie wir es berechnet und erwartet hatten“, sagt Ingo Liere-Netheler, Projektleiter bei Westnetz im Bereich Digitalisierung, Innovation und Technologie. „Damit haben wir im Reallabor demonstriert, wie Anlagen im Verteilnetz zur Stabilität des Stromsystems beitragen und perspektivisch Aufgaben übernehmen können, die heute noch vor allem konventionelle Kraftwerke erfüllen.“
Netzbildende Umrichter statt fossiler Kraftwerke
Der Speicher entlastet nicht nur Engpässe, sondern soll auch das Netz aktiv stabil halten. Bisher übernehmen große konventionelle Kraftwerke diese Aufgabe automatisch, indem sie kurzfristige Schwankungen ausgleichen und so die Netzfrequenz halten. Mit dem Fortschritt der Energiewende sollen neue technische Lösungen im Verteilnetz diese Funktion zunehmend übernehmen.
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Im Projekt setzt Westnetz dafür sogenannte netzbildende Umrichter ein. Sie speisen nicht nur Strom aus Batteriespeichern sowie Wind- und Solaranlagen ein, sondern helfen auch, Frequenz und Spannung stabil zu halten. Nach Simulationen und Laboruntersuchungen folgten nun die ersten Feldtests.
55-Megawattstunden-Speicher am Netz
Dabei erbrachte die Anlage nach Angaben von Westnetz eine Systemdienstleistung, deren Wirkung der Momentanreserve aus konventionellen Kraftwerken entsprach. „Wir sollten unsere Netze so weiterentwickeln, dass auch neue Anlagen aktiv zur Stabilität beitragen können“, ergänzt Jana Messmer, stellvertretende Projektleiterin im Innovationsmanagement von Westnetz. „Im Projekt Surevive sammeln wir die nötige Praxiserfahrung, die für den künftigen breiteren Einsatz dieser Technologie relevant ist.“
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In Föhren ist seit Oktober 2025 ein Batteriespeicher mit einer Kapazität von 55 Megawattstunden in Betrieb. Befüllt wird er von Solarfeldern des Projektpartners Schoenergie aus Föhren. Eingebunden ist die Anlage in die Umspannanlage von Westnetz. Die Umrichtertechnik liefert SMA Solar Technology.
Testszenarien detailliert auswerten
Wissenschaftlich begleiten das Vorhaben das Fraunhofer ISE und die Uni Stuttgart. Gefördert wird das Projekt vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. „Der Feldtest ist ein wichtiger Schritt, weil er zeigt, dass sich zentrale systemstabilisierende Funktionen nicht nur in Simulation und Labor, sondern auch unter realen Bedingungen im Netz untersuchen und bewerten lassen. Im weiteren Projektverlauf werden wir nun die Spannungsbildung durch das Speichersystem während verschiedensten Testszenarien detailliert prüfen und auswerten, um die Übertragbarkeit auf künftige Anwendungen im Stromsystem besser einordnen zu können“, sagt Roland Singer, Gruppenleiter Stromrichter basierte Netze am Fraunhofer ISE.
Der erste Feldtest fand in einem abgeschlossenen Versuchsnetz ohne weitere Verbrauchs- und Erzeugungseinheiten statt. In den nächsten Schritten sollen umliegende Solaranlagen in die Versuche integriert werden. Dabei untersucht das Projektteam, wie die bestehende Solartechnik mit der neuen Steuerung zusammenwirkt. (nhp)
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