Feldversuche

Vom Batteriespeicher bis zu den Ortsteilen

Drei aufeinander aufbauende Feldversuche erproben das Inselnetz schrittweise mit immer mehr Anlagen.

Feldversuch 1 · 2. Oktober 2024

Die Batterie trägt das Inselnetz

Im ersten Feldversuch bildeten die beiden netzbildenden Batteriewechselrichter allein das Inselnetz. Als Verbraucher dienten die Power-to-Heat-Anlage (Wirklast), eine induktive Lastbank (rund 1 Mvar) und eine etwa 9 km lange Kabelstrecke (kapazitiv).

Durch gezieltes Zu- und Abschalten dieser Verbraucher wurde das dynamische und stationäre Verhalten von Spannung und Frequenz untersucht – mit den Regelverfahren Droop und Virtual Synchronous Machine (VSM) und insgesamt 15 Parameterszenarien.

Schema Feldversuch 1 — Aufbau Feldversuch 1: Batteriespeicher, netzbildender Wechselrichter, Lastbank, Power-to-Heat-Anlage.

Erkenntnisse

Inselnetzbetrieb funktioniert: Für den Aufbau eines Inselnetzes nach einem Netzausfall wurde eine Betriebsstrategie entwickelt, bei der ausschließlich die netzbildenden Wechselrichter das Netz stellen.
Parametrierung ist entscheidend: Bei bestimmten Einstellungen (z. B. höheren Messzeitkonstanten in der Droop-Regelung) traten Leistungsschwingungen zwischen den beiden Wechselrichtern auf. Einige Szenarien wurden deshalb vorsorglich abgebrochen. Die VSM-Regelung erwies sich in nachfolgenden Simulationen als robust.
Die Wahl des Modells zählt: RMS-Modelle bilden das Frequenz- und Spannungsverhalten gut ab. Wechselwirkungen zwischen netzbildenden Wechselrichtern lassen sich aber nur mit EMT-Simulationen erkennen.
Einschaltströme als Herausforderung: Beim Zuschalten von Transformatoren entstehen hohe Einschaltströme („Inrush“). Sind bereits magnetisierte Transformatoren im Netz, verstärkt sich der Effekt („Sympathetic Inrush“). Die resultierenden Überspannungen können zum Abschalten des Inselnetzes führen.
Energiebedarf: Ein Versuchszyklus benötigte rund 4 % des Speicherinhalts. Das Energiemanagement-Modell wurde mit den Messdaten validiert.

Vier Diagramme: gemessene und RMS-simulierte Netzfrequenz nach Lastsprüngen für vier Parameterszenarien, Kurven nahezu deckungsgleich — Frequenzverlauf nach Lastsprüngen im ersten Feldversuch: Messung und RMS-Simulation für vier Parameterszenarien (Droop und VSM) stimmen sehr gut überein. Quelle: Weinmann et al., IEWT 2025, Abb. 7.

Zwei Diagramme: Wirkleistungsverlauf von Wechselrichter 1 für stabiles Referenzszenario und instabile Szenarien mit deutlichen Leistungsschwingungen — Gemessene Wirkleistung an Wechselrichter 1: Bei kritischer Parametrierung (Szenario 3 und 8) entstehen Leistungsschwingungen, im Referenzszenario 1 nicht. Quelle: Weinmann et al., IEWT 2025, Abb. 11.

Eindrücke vom Versuchstag

Halle der Energiezukunft mit provisorischer Messwarte, Biertischen und Laptops — Provisorische Messwarte in der Halle

Containerstation des netzbildenden Batteriewechselrichters auf dem Gelände der Energiezukunft Fuchstal — Netzbildender Batteriewechselrichter

Laptop mit Messkurven vor einem Schaltschrank — Messdatenerfassung am Schaltschrank

Grünes Notstromaggregat auf einem Schotterplatz neben Containern — Aggregat für die Hilfsenergieversorgung

Messaufbau im Freien mit Sonnenschirm vor einem Container — Messaufbau im Freien

Detailaufnahme eines Dieselmotors — Detail des Hilfsaggregats

Feldversuch 2 · 16.–18. September 2025

Der Windpark speist ins Inselnetz

Im zweiten Feldversuch kamen die vier Windenergieanlagen hinzu. Jetzt wurde der Batteriespeicher gleichzeitig von der Power-to-Heat-Anlage belastet und vom Windpark geladen. Im Mittelpunkt stand das Zusammenspiel netzbildender und netzfolgender Anlagen mit den Kennlinien der technischen Anschlussregeln: P(f) und Q(U).

Weil die Energie im Inselnetz nur aus Batterie und Wind stammt, wurde der Versuch auf drei Tage (16. bis 18. September 2025) mit flexiblen Versuchsblöcken verteilt. Ein Risiko- und Energiemanagement begleitete die Versuche.

Schema Feldversuch 2 mit Windenergieanlagen — Aufbau Feldversuch 2: zusätzlich vier Windenergieanlagen (WEA).

Erkenntnisse

Drei Tage stabiler Inselnetzbetrieb rein aus Wind und Batterie, einschließlich der Ladevorgänge über Nacht.
Präzise Energieplanung: Das Energiesystemmodell wich über den gesamten Feldversuch weniger als 5 % von den gemessenen Energiemengen ab.
Gegenmaßnahmen gegen Einschaltströme getestet: langsameres Hochfahren der Spannung („Soft Energisation“), veränderte Stufenstellerpositionen der Transformatoren, mehr Wechselrichterleistung und angepasste Q(U)-Kennlinien. Mehr Wechselrichterleistung ermöglichte das Zuschalten aller Transformatoren.
Oberschwingungen als Schlüssel: Die Überspannungs-Abschaltungen werden hauptsächlich durch Oberschwingungen verursacht. Eine bessere harmonische Stabilität der Wechselrichter ist daher der nächste Ansatzpunkt.
Personal ist der wichtigste Risikofaktor: Das Risikomanagement nach DIN ISO 31000 zeigt, dass die Verfügbarkeit der Fachleute aller beteiligten Firmen für den Erfolg entscheidend ist.

Diagramm: Spannung der drei Phasen steigt über rund 50 Sekunden linear auf 12 kV — Soft Energisation: Die Spannung wird über 50 Sekunden langsam hochgefahren statt in 0,2 Sekunden, dadurch treten keine Einschalt-Überspannungen auf. Quelle: Garn et al., Hybrid Power Plants & Systems Workshop 2026, Fig. 4.

Zwei Diagramme: simulierte und gemessene Leistung der Windkraftanlagen über die drei Versuchstage sowie sortiert nach Leistung — Leistung der Windenergieanlagen vom 16. bis 18. September 2025: Simulation und Messung im Vergleich. Die erzeugte Energie weicht nur 0,8 % ab. Quelle: Wagner et al., EnInnov 2026, Abb. 8.

Feldversuch 3 · Woche vom 23. bis 27. November 2026

Asch und Leeder im Inselnetz

Im abschließenden Feldversuch werden zwei Ortsteile der Gemeinde Fuchstal, Asch und Leeder, vom regulären Stromnetz abgetrennt. Sie werden dann für einen halben Tag als Inselnetz versorgt, allein durch vier Windenergieanlagen und den Batteriespeicher.

Zudem wird untersucht, ob und wie lange die beiden Ortsteile bei einem Zusammenbruch der Stromversorgung weiter mit Strom versorgt werden könnte.

Übergang vom Verbund- in den Inselnetzbetrieb
Spannungstoleranzen im Mittel- und Niederspannungsnetz
P(f)- und Q(U)-Kennlinien der PV-Anlagen in der Niederspannung
Spannungs- und frequenzabhängiges Verhalten der Lasten
Betriebsstrategien und mögliche Versorgungsdauer bei einem längeren Ausfall des Verbundnetzes

Ziel: der praktische Nachweis, dass ein stabiler Inselnetzbetrieb in einem umrichterdominierten Netz ohne zentrale Regelungsstruktur möglich ist.

Schema Feldversuch 3 mit den Ortsteilen Asch und Leeder — Aufbau Feldversuch 3: zusätzlich die Ortsteile Asch und Leeder mit ihren PV-Anlagen.