Energieforschung: Wie neue Technik Stromnetze leistungsfähiger macht
München. An sonnigen Sommertagen kommen die Fachleute in den Leitstellen der Stromnetzbetreiber mitunter kräftig ins Schwitzen – selbst wenn ihre Räume gut klimatisiert sind. Denn mit dem starken Photovoltaik-Ausbau strömen bei blauem Himmel enorme Mengen Strom in die Leitungen.
Gerade in Süddeutschland übersteigt die Einspeisung den lokalen Verbrauch mittags und nachmittags oft um ein Mehrfaches. Gleiches gilt für den Norden und Osten, wenn bei steifer Brise die Windräder auf Hochtouren laufen. Das verlangt den Netzbetreibern viel ab: Sie müssen Engpässe beseitigen, Anlagen drosseln und im absoluten Notfall auch mal kurzzeitig einen Trafo vom Netz nehmen, um die Versorgung zu sichern.
Bislang haben die Netzbetreiber die Situation im Griff. Doch mit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien wird es immer aufwendiger, die lokalen und regionalen Verteilnetze sowie das übergeordnete Übertragungsnetz stabil zu halten. Denn die Netze sind noch auf die alte Energiewelt ausgelegt, in der wenige, nahe der industriellen Zentren platzierte Großkraftwerke den Strom liefern.
An deren Stelle treten nun Photovoltaik- und Windenergie-Anlagen, die im ganzen Land verteilt sind – und sich dort ballen, wo der Verbrauch meist relativ gering ist. Dazu kommt: Speisen Kohle- und große Gaskraftwerke ihre Energie vor allem ins Übertragungsnetz ein, fließt der Solar- und Windstrom in der Regel in die Verteilnetze. Darauf sind sie aber nicht ausgelegt.
Die Netzbetreiber investieren zwar viele Milliarden Euro – doch der Ausbau der Stromnetze braucht Zeit. Forschende auch aus der Industrie suchen deshalb parallel nach Wegen, die Kapazität bestehender Netze besser auszuschöpfen. Sie arbeiten an Technologien, die es möglich machen sollen, mehr Strom zu übertragen, ohne neue Leitungen und Trafos installieren zu müssen.
Die Wissenschaftler des Fraunhofer-Instituts für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik IEE in Kassel setzen unter anderem beim Sicherheitspuffer in den Netzen an. „Die Netzbetreiber nutzen die Kapazitäten, die Trafos und andere Betriebsmittel bieten, bewusst nicht vollständig aus, um gewappnet zu sein, wenn mal einzelne Einheiten ausfallen“, erklärt Denis Mende, Abteilungsleiter Netzbetriebsführung beim Fraunhofer-IEE. „Das schafft Versorgungssicherheit – hat aber zur Folge, dass das Stromnetz nicht so stark ausgelastet wird, wie es prinzipiell möglich wäre.“
Die Fraunhofer-Forscher entwickeln zusammen mit mehreren Netzbetreibern und anderen Partnern ein Konzept, mit dem sich das Netz bei einer Störung nahezu in Echtzeit mit vordefinierten Maßnahmen in einen anderen, sicheren Betriebszustand bringen lässt. So müssen die Unternehmen im Normalbetrieb weniger Netzkapazitäten für Notfälle vorhalten.
Eine zentrale Aufgabe des Forscherteams ist dabei die Weiterentwicklung der Technik in den Leitstellen. Das ist notwendig, weil die Maßnahmen im Schadensfall komplex sind. Sie lassen sich nur dann sehr schnell umsetzen, wenn dies weitestgehend automatisch erfolgt. „Wir wollen Netzbetreibern ein Instrument in die Hand geben, mit dem sie ihr Netz höher auslasten können, ohne Abstriche bei der Systemsicherheit machen zu müssen“, sagt Mende. „Damit kommt es seltener zu Engpässen, wenn unter anderem Windenergie- und Photovoltaik-Anlagen viel Strom einspeisen.“
Einen anderen Ansatz verfolgt die Eon-Tochter Bayernwerk, die einen großen Teil des Verteilnetzes im Freistaat betreibt. Sie hat in einem Pilotprojekt in einige ihrer Leitungen, in die sogenannten Leiterseilen, fußballgroße Kugeln eingefädelt. Die sind mit Sensoren ausgestattet. Sie erfassen laufend Parameter wie Neigungswinkel und Temperatur des Seils, die Spannung und die Stromstärke. Zudem bezieht der Netzbetreiber vom Deutschen Wetterdienst Daten wie die Temperatur, Windstärke und -richtung sowie Sonneneinstrahlung und Niederschlag vor Ort.
Stromtransport hängt vom Wetter ab
Anhand dieser Informationen kann das Bayernwerk mithilfe von KI testweise berechnen, wie viel Strom sich über den Netzabschnitt jeweils maximal übertragen lässt. Das Wetter ist dabei ein zentraler Faktor. Denn je mehr Strom die Leiterseile durchfließt, desto wärmer werden sie – und desto stärker hängen sie durch, weil sich die Metallseile ausdehnen. Wenn jedoch Wind oder Regen sie kühlt, ist der Effekt nicht so groß. In diesem Fall können die Netzbetreiber mehr Strom durchleiten.
Mit dem Umstieg von fossilen auf erneuerbare Energien ändert sich nicht nur die räumliche Beanspruchung der Netze. Es geht auch ein elektrotechnisches Gut verloren, das das Leitungssystem bislang verlässlich stabilisiert: die Schwungmassen der Generatoren in den Kohle- und Gaskraftwerken. „Wenn die Einspeisung den Bedarf der Last im Netz nicht decken kann, fällt die Netzfrequenz unter ihren Soll-Wert. Damit drohen Instabilitäten und Netzabschaltungen“, erläutert Marc Hiller, der am Karlsruher Institut für Technologie (KIT) eine Professur für leistungselektronische Systeme innehat. „Die rotierenden Massen der Generatoren gleichen solche Abweichungen sofort aus.“
Mit dem Kohleausstieg müssen diese Aufgabe vor allem netzbildende Stromrichter übernehmen, die zwischen Windrädern und Batteriespeichern auf der einen und dem Netz auf der anderen Seite installiert werden. „Netzbildende Stromrichter messen laufend die Netzfrequenz. Wird die Frequenz kleiner, sorgen sie dafür, dass mehr Leistung eingespeist wird“, sagt Hiller. Zudem stellen sie sicher, dass das Netz im Fehlerfall, etwa bei einem Kurzschluss, nicht komplett abschaltet, sondern in weiten Teilen sicher weiterbetrieben werden kann, erklärt der Wissenschaftler.
Eine der größten Herausforderungen liege dabei darin, das Zusammenspiel der netzbildenden Stromrichter zu organisieren. „Denn ihre Zahl ist weit größer als die der Kraftwerksgeneratoren“, sagt Hiller. „Dazu kommt, dass die Stromrichter auf verschiedenen Netzebenen angeschlossen werden, was die Orchestrierung noch einmal komplexer macht.“
Neues KIT-Labor bildet Netz nach
Hiller und sein Team forschen unter anderem daran, wie sich die komplexen technischen Anforderungen an netzbildende Stromrichter regelungsseitig umsetzen lassen. Dazu baut das KIT momentan ein Labor auf, in dem die Forscher ein Stromnetz physikalisch nachbilden können. „Dort testen wir netzbildende Stromrichter auf eine Vielzahl möglicher Fehlerfälle, so als wären sie in einem echten Netz installiert“, sagt Hiller. „Auf diese Weise können wir überprüfen, wie sie sich im Ernstfall verhalten.“
Mit der Entwicklung neuer Technologien und Konzepte allein ist es nicht getan – sie müssen auch in die Praxis gebracht werden. Dazu brauchen sie die Akzeptanz der Netzbetreiber, sagt Fraunhofer-Forscher Mende. „Schließlich tragen sie am Ende die Verantwortung für die Versorgungssicherheit.“
Besonders die großen Netzbetreiber engagieren sich bei der Entwicklung und Erprobung innovativer Ansätze, etwa indem sie sich an Forschungsprojekten wie dem des Fraunhofer-IEE beteiligen. „Sie verfügen am ehesten über die notwendigen Mitarbeiter und Mittel, um neue Wege zu gehen“, sagt Mende.
Der Mehrheit der rund 870 Netzbetreiber in Deutschland allerdings, meist kleine Unternehmen, fehlen dafür die Ressourcen. Das könnte den Einsatz von Innovationen in der Breite verzögern.