Mikronetz Batteriespeicher Dimensionierung: kW/kWh-Methode mit PF und induktiven Lasten
Die Auslegung einer Microgrid-Batterie beginnt bei der Last: Sie dimensionieren kW und kWh so, dass der Standort sowohl im Parallelbetrieb zum Netz als auch im Inselbetrieb stabil bleibt und zugleich Ride-through- sowie Wirtschaftlichkeitsziele erfüllt.
Diese Seite beschreibt eine praxisnahe Methode zur Auslegung hybrider Microgrids (Netz + PV + Aggregat + BESS), in denen Leistungsfaktor (PF) und induktive Lasten wie Motoren, Luftkompressoren und Pumpen üblich sind. Außerdem wird erklärt, warum es eine Designfalle ist, die Batterieleistung „perfekt“ an die mittlere Last anzupassen.
Last-Hüllkurve definieren (nicht nur eine Zahl)
Beginnen Sie mit einem Lastprofil, das fein genug aufgelöst ist, um die tatsächlichen Ursachen von Unterbrechungen und Generatorstress abzubilden.
- Kritische Last vs. nicht-kritische Last (früh segmentieren; Kontinuitätskosten sind nicht uniform).
- Grundlast (kW) und Spitzenlast (kW) sowie Sprungänderungen (ΔkW) durch Motorstarts und Prozessereignisse.
- Leistungsfaktor (PF): für die Planung 0,9 annehmen, aber prüfen, ob einige Betriebszustände Richtung 0,8 fallen.
- Zulässiges Unterbrechungsfenster: minutenbasiert (Black Start), ~20 ms-Klasse (STS) oder 0 ms (Online-USV).
Elektrische Realität abbilden: kW vs. kVA, PF-Reserve
Wenn Ihre Lasten Asynchronmotoren, Kompressoren, Pumpen oder VFD-getriebene Anlagen umfassen, erzählt kW allein nicht die ganze Geschichte. Wechselrichter und Schaltgeräte „sehen“ kVA-Bedarf. Ein Design, das kW „trifft“, kann dennoch unterdimensioniert sein, wenn PF absackt oder Blindleistungsbedarf sprunghaft ansteigt.
- Faustregel: für die Planung PF=0,9 als typisch ansetzen und PF=0,8 als Stressfall prüfen.
- kVA ≈ kW / PF. Beispiel: 500 kW bei PF 0,9 sind ~556 kVA; bei PF 0,8 sind es 625 kVA.
- Die Batterieleistung (kW) sollte Redundanz enthalten, um während Transienten Spannung/Frequenz zu halten – insbesondere im Inselbetrieb.
Batterieleistung (kW) dimensionieren: zuerst Stabilität und Transienten
In Microgrids wird die Batterieleistung (kW) häufig zuerst für Stabilität und Störungsantwort ausgelegt und erst danach für Energieshifting. Deshalb scheitert die „perfekte Anpassung“ oft: Sie ignoriert Transienten und Regelreserve.
- Stabilitätsreserve im Inselbetrieb: genügend Wechselrichter-Headroom vorhalten, um bei der schlimmsten glaubwürdigen Sprungänderung die Busspannung/-frequenz zu regeln.
- Anläufe induktiver Lasten: Einschalt-/Beschleunigungsereignisse unterstützen (Motoren, Kompressoren, Pumpen).
- Aggregat-Koordination: Die Batterieleistung sollte Leistung aufnehmen oder liefern können, um das Aggregat in einem gesunden Lastbereich zu halten.
- Netzstützung: Die Batterieleistung sollte schnelle Fluktuationen am Standort abdecken, damit Ereignisse in einem schwachen Netz nicht zu PV-Trips oder Prozessstopps eskalieren.
Batterieenergie (kWh) dimensionieren: ‘PV-Deckstunden’ von ‘Nicht-PV-Stunden’ trennen
Für hybride Microgrids ist es praxisnah, den Tag aufzuteilen in: (1) Stunden, in denen PV einen sinnvollen Anteil der Last tragen kann, und (2) Stunden, in denen PV das nicht kann (Nacht / geringe Einstrahlung / Abregelungsfenster).
Ein einfacher Workflow (im Einklang mit Ihrem beschriebenen Ansatz):
- Von der Lastseite starten: täglichen Energiebedarf (kWh) für kritische + nicht-kritische Segmente definieren.
- PV-Deckungsziel definieren: z. B. den PV-Anteil an der Last maximieren, wo es wirtschaftlich sinnvoll ist und der Standort es aufnehmen kann.
- Standort-Einstrahlungs-/PV-Produktionsdaten nutzen, um PV-Energie stundenweise zu schätzen (typischer Tag, Saison-Tag, schlechtester Monat).
Batterie-kWh so auslegen, dass die Microgrid PV-Energie in Nicht-PV-Stunden verschieben und die SOC-Reserve-Policy einhalten kann.
SOC-Reserve-Policy definieren (nicht verstecken)
SOC-Reserve ist kein Nachgedanke; sie ist der Vertrag zwischen Zuverlässigkeit und Wirtschaftlichkeit. Ihr EMS erzwingt die Reserve, um Ride-through und Kontinuitätsverhalten zu garantieren.
- Reserve für Ride-through/Transfer: genügend Energie, um das Zeitfenster Ihrer Kontinuitätsstrategie und der Startsequenz des Aggregats abzudecken.
- Reserve für kritische Lasten: ein garantiertes SOC-Minimum halten, damit die empfindlichsten Lasten geschützt bleiben.
- Wirtschaftliches SOC-Band: Das verbleibende SOC-Fenster wird für PV-Verschiebung, Dieseloptimierung sowie Netzimportbegrenzung/Peak Shaving genutzt.
Häufige Auslegungsfehler (und wie man sie vermeidet)
- kW nach Durchschnittslast dimensionieren statt nach worst credible transient + PF-Stressfall.
- kWh aus „Autonomietagen“ ableiten, ohne PV-Deckstunden von Nicht-PV-Stunden zu trennen.
- Lastsegmentierung ignorieren (alles als kritisch behandeln, was unnötige Kosten treibt).
- Keine explizite Reserve-Policy: Das System liefert entweder zu wenig Zuverlässigkeit oder lässt Erlöse liegen.
Kurz-Checkliste für ausschreibungs-/beschaffungsreife Auslegungsinputs
- Lastprofil: 15‑min- oder 1‑min-Auflösung (mindestens) sowie Liste der wichtigsten induktiven Lasten und ihres Startverhaltens.
- PF-Bereich: typisch und Worst Case (0,9 typisch, 0,8-Szenarien verifizieren).
- Kontinuitätsziel: Black Start vs. STS vs. Online-USV sowie welches Lastsegment es benötigt.
- PV-Profil: stündliche Erzeugungsschätzung nach Saison sowie Kopplungs-/Wechselrichterrestriktionen.
- Aggregatdaten: Nennleistung, Hinweise zur Mindestlast, Kennlinienpunkte des Verbrauchs, falls verfügbar.
- Netzbegrenzungen: Begrenzung der Netzbezugsleistung, Entlastungsbedarf der Trafo-/Netzanschlusskapazität sowie Probleme der Spannungs- und Frequenzstabilität.
FFD POWER Hinweis
FFD POWER dimensioniert hybride Microgrids typischerweise rückwärts von der Last aus und trennt dabei Leistungsanforderungen (kW/kVA) von Energieanforderungen (kWh).
Beispiel – kompressorgetriebene Fabriklast
Eine Fabrik betreibt 10 × 37 kW Luftkompressoren von 08:00–18:00 (10 Stunden). Die Nenn-Wirkleistung beträgt:
P ≈ 10 × 37 kW = 370 kW
1) Leistungsdimensionierung (kW / kVA): warum 370 kW nicht ausreichen
Bei Motor-/Kompressoranlagen muss die Batterie-PCS (Wechselrichter) nicht nur kW, sondern auch Leistungsfaktor (PF) und Transientenverhalten (Starts, Stufenlasten, Kurzzeitüberlast) abdecken.
Wenn PF ≈ 0,8 ist, beträgt die Scheinleistung:
S ≈ 370 / 0.8 = 462.5 kVA
Mit praxisnaher Redundanz für Motordynamik und Kontinuitätsreserve (z. B. Stufensprünge / Startunterstützung / Kurzzeit-Overload-Headroom) wird das System häufig in Richtung folgender Größenordnung abgestimmt:
~500-kW-Klasse PCS-Leistung (Größenordnung)
Das verhindert eine „Papierauslegung“, die in kW gut aussieht, aber unter realen Motorbedingungen versagt (Spannungseinbruch, Überlastauslösung oder zu schneller Verbrauch der EMS-Reserve).
2) Energiedimensionierung (kWh): warum „10 Stunden = 3700 kWh“ meist zu grob ist
Eine brute-force-Backuprechnung wäre:
E_brutal ≈ 370 kW × 10 h = 3,700 kWh
In den meisten hybriden Microgrids überlappt die PV-Erzeugung jedoch stark mit dem Betriebsfenster der Fabrik (08:00–18:00). Dadurch muss die Batterie nicht 10 Stunden lang die volle Last liefern. Stattdessen deckt die Batterie hauptsächlich:
Anlauf am Morgen, bevor PV hochfährt,
PV-Schwankungen (Wolkentransienten),
Abfall am späten Nachmittag,
kurze PV-Defizite gegenüber der Last,
und die konfigurierte SOC-Reserve für Ride-through-/Kontinuitätsziele.
Daher kann die erforderliche Batterieenergie deutlich geringer ausfallen – abhängig von:
lokaler Solarressource (Einstrahlungsprofil),
installierter PV-Leistung (kWp),
zulässiger Abregelung/Lastabwurf-Policy,
und der gewählten SOC-Reserve-Strategie.
In vielen Regionen und bei sinnvoller PV-Auslegung kann bereits eine 2–4‑Stunden-Batterie (bei der Ziel-Entladeleistung) tägliche Energiebilanz und Kontinuitätsziele erreichen:
2 h @ 370 kW → ~740 kWh
4 h @ 370 kW → ~1,480 kWh
Anschließend wird das EMS mit SOC-Reservebändern und Prioritätsregeln (kritische vs. nicht-kritische Lasten, Kompressor-Staging-Logik, Generator-Startschwellen falls zutreffend) so abgestimmt, dass die Kontinuitätsanforderung erfüllt wird und gleichzeitig die Anfangs-CAPEX gegenüber einer überdimensionierten „10‑Stunden‑Batterie“ sinkt.
FAQ
Wie wähle ich kW vs. kWh für die microgrid battery sizing?
Zuerst kW für Stabilität, PF-Reserve und Transienten (Motoren/Stufen) auslegen. Danach kWh anhand der zu verschiebenden Energie (PV-Deckstunden vs. Nicht-PV-Stunden) plus SOC-Reserve-Policy bestimmen.
Welchen PF sollte ich in der frühen Auslegung annehmen?
PF 0,9 ist ein sinnvoller Planungs-Default, aber Sie sollten PF 0,8 als Stress-Test prüfen, wenn der Standort viele induktive Lasten hat oder PF-Probleme bekannt sind.
Warum ist es eine schlechte Idee, Batterie-kW an die Last anzupassen?
Weil Microgrids kVA-Bedarf, transiente Sprünge und Regelreserve beherrschen müssen. Eine „perfekte Anpassung“ versagt häufig bei Motorstarts, PF-Einbrüchen oder Stabilitätsereignissen im Inselbetrieb.
Wie beeinflusst PV die Batterie-kWh-Auslegung?
Die Batterie-kWh werden weitgehend davon bestimmt, wie viel PV-Energie Sie speichern und in Nicht-PV-Stunden verschieben wollen, plus der Reserve für Ride-through und Eventualitäten.
Brauche ich in einer hybriden Microgrid immer ein Aggregat?
Nicht immer, aber in Schwachnetz- oder Hochverfügbarkeitsanwendungen kann ein Aggregat Langzeit-Backup liefern. In vielen Designs ermöglicht die Batterie einen effizienten Aggregatbetrieb, statt es vollständig zu ersetzen.