Das Liddell Batteriespeichersystem (BESS) in Australien, mit einer Kapazität von 500 MW/1.000 MWh, hat einen wichtigen Meilenstein erreicht. Das Projekt, das von AGL und Fluence realisiert wurde, ist nun im Marktmanagementsystem des Australian Energy Market Operator (AEMO) registriert. Dieses System ist Australiens größter netzbildender Batteriespeicher und soll die Systemstabilität des Stromnetzes ohne traditionelle Synchrongeneratoren verbessern.
Wichtige Erkenntnisse
- Das Liddell BESS ist Australiens größter netzbildender Batteriespeicher (500 MW/1.000 MWh).
- Es erhielt Fördergelder von ARENA zur Demonstration netzbildender Funktionen.
- Das Projekt überwand Herausforderungen bei der Abstimmung neuer Technologie mit bestehenden Standards.
- Die "Insel-Inbetriebnahme" ermöglichte beschleunigte Tests und Projektfortschritte.
- Wichtige Lektionen wurden für zukünftige Projekte im National Electricity Market (NEM) gewonnen.
Ein Meilenstein für die Energiewende
Das Liddell BESS befindet sich am Ufer des Lake Liddell, etwa 220 Kilometer nördlich von Sydney. Es ist ein zentraler Bestandteil der australischen Strategie zur Integration erneuerbarer Energien. Das Projekt erhielt eine Förderung von 35 Millionen AUD (ca. 24,8 Millionen US-Dollar) von der Australian Renewable Energy Agency (ARENA). Diese Unterstützung war speziell dazu gedacht, die Fähigkeiten netzbildender Wechselrichter zu demonstrieren.
Ghasem Jahedi, leitender Netzingenieur bei AGL, betonte die Bedeutung dieser Technologie. Er erklärte, dass das Projekt sowohl Marktziele als auch Anforderungen an die Systemstabilität gleichzeitig erfüllen soll. Dies umfasst die Bereitstellung von Systemstärke ohne die Notwendigkeit herkömmlicher synchroner Maschinen, die normalerweise für die Netzstabilität sorgen.
Faktencheck
- Kapazität: 500 MW/1.000 MWh
- Standort: Lake Liddell, New South Wales, Australien
- Förderung: 35 Millionen AUD von ARENA
- Technologie: Netzbildende Wechselrichter von Fluence
Herausforderungen und technologische Innovationen
Die Einführung netzbildender Wechselrichter stellte die Projektbeteiligten vor erhebliche Herausforderungen. Vor zwei Jahren fehlte es noch an Verständnis für diese Technologie im Markt. Zac Ward, APAC Grid Director bei Fluence, wies auf die Schwierigkeiten hin, die Eigenschaften netzbildender Technologien mit bestehenden Zugangsstandards in Einklang zu bringen. Diese Standards sind primär für netzfolgende Systeme konzipiert.
"Es war herausfordernd, bestimmte Zugangsstandards zu erfüllen, die für netzbildende Systeme möglicherweise nicht geeignet sind", sagte Ward.
Ein weiteres wichtiges technisches Detail war die Dimensionierung der Batterien für netzbildende Anwendungen, insbesondere hinsichtlich der Bereitstellung synthetischer Trägheit. Ward erklärte, dass es nicht nur um die Wechselrichter selbst geht, sondern auch um die Überdimensionierung der Batterie und die C-Raten, die bestimmen, wie schnell die Leistung abgerufen werden kann. Die gesamte Systemarchitektur muss ganzheitlich entworfen werden.
Die Bedeutung der "Insel-Inbetriebnahme"
Eine der innovativsten Errungenschaften des Projekts war die Nutzung der "Insel-Inbetriebnahme". Diese Methode wird durch die netzbildende Technologie selbst ermöglicht und beschleunigte die Projektabwicklung erheblich. Bei der Insel-Inbetriebnahme arbeitet das Batteriespeichersystem unabhängig vom Hauptstromnetz in einem isolierten Modus. Dies erlaubt es den Ingenieuren, die Leistung und Steuerung des Systems zu testen, ohne eine Netzverbindung zu benötigen oder das breitere Netz zu stören.
Rob Hills, Vice President APAC Engineering and Commissioning bei Fluence, hob hervor, dass diese Flexibilität besonders wertvoll war, als unerwartete Probleme auftraten. Das Team konnte isolierte Testumgebungen einrichten und den Projektfortschritt aufrechterhalten. Traditionelle netzfolgende Batteriesysteme benötigen hingegen ein bestehendes Netzsignal, um zu funktionieren.
Hintergrund: Netzbildende vs. Netzfolgende Systeme
Netzfolgende Systeme (Grid-Following) sind die Standardtechnologie. Sie benötigen ein stabiles Netz, um sich daran auszurichten und Strom einzuspeisen. Sie können das Netz nicht selbst stabilisieren.
Netzbildende Systeme (Grid-Forming) können eigenständig Spannung und Frequenz im Netz vorgeben. Sie verhalten sich wie traditionelle Synchrongeneratoren und können zur Netzstabilität beitragen, selbst wenn das Netz schwach ist oder ausfällt. Das Liddell BESS ist ein Vorreiter dieser Technologie.
Gelernte Lektionen für die Zukunft
Das Projekt lieferte wertvolle Erkenntnisse für zukünftige netzbildende BESS-Projekte im australischen National Electricity Market (NEM). Jahedi betonte die Wichtigkeit, die Anforderungen und Formulierungen des Generator Performance Standard (GPS) von Anfang an festzulegen. Das Team stellte fest, dass die parallele Bearbeitung verschiedener Projektziele effektiver ist als die sequentielle Herangehensweise.
In einer offenen Diskussion reflektierten die Experten über mögliche Verbesserungen. Jahedi schlug vor, mehr Tests und Benchmarking der netzbildenden Fähigkeiten von Wechselrichtern frühzeitig durchzuführen. Ward plädierte für einen risikobasierten Ansatz bei der Einhaltung gesetzlicher Vorschriften.
"Die Diskussion sollte nicht lauten: 'Sie müssen es so machen.' Sondern: 'Sagen Sie uns, wie das Risikoprofil aussieht und wie hoch die Ausfallwahrscheinlichkeit ist, und dann demonstrieren wir das'", so Ward.
Diese gewonnenen Erkenntnisse finden bereits Anwendung in nachfolgenden Projekten. Jahedi erwähnte, dass AEMO kürzlich neue Dienstleistungen für netzbildende Systeme eingeführt hat. Dies deutet darauf hin, dass diese Batteriespeichersysteme in Zukunft zusätzliche Einnahmequellen erschließen könnten, was ihre Wirtschaftlichkeit verbessert und den Einsatz im NEM beschleunigt.
Das Liddell BESS ist ein entscheidender Schritt auf dem Weg zu einem stabileren und nachhaltigeren australischen Stromnetz. Es zeigt das Potenzial netzbildender Batteriespeicher, die Energielandschaft grundlegend zu verändern.
