Katharina Wolf
Zurzeit gibt es mehr als einen Flaschenhals, wenn es um die Energiewende geht. Schleppende Flächenausweisungen, Ausbaudeckel, Abstandsregelungen, Anwohnerklagen machen vor allem den Planern zu schaffen. Ein weiterer ist indes der Netzausbau: Wie soll etwa Windstrom, vor allem im Norden produziert, in die großen Industrie- und Ballungsräume in der Mitte und inm Süden Deutschlands transportiert werden.
Im Moment wird dieses Problem vor allem mit Geld gelöst.Ist zu vile Strom im Netz, werden meist Windenergieanlagen abgeregelt, die Betreiber erhalten eine Entschädigung. Die Kosten dafür gehen jedes Jahr in die Millionen. Auch für den Netzausbau, der schleppender verläuft als geplant, müssen Milliarden investiert werden.
Netzoptimierung hilft Kosten zu senken
Deshalb versuchen Netzbetreiber, durch Netzoptimierung und -verstärkung teure Redispatch- und Einspeisemaßnahmen zu vermeiden. Eine höhere Auslastung der bestehenden Infrastruktur ist durchaus möglich, allerdings müssen die meteorologischen Bedingungen stimmen. Windgeschwindigkeit und Lufttemperatur sind dabei die entscheidende Größen für den Betrieb von Freileitungen, da von ihnen Kühlung der Leitungen abhängt. Eine vollständige Messung der relevanten meteorologischen Bedingungen entlang von Stromtrassen oder gar ganzer Stromnetze ist jedoch aufwendig.
Neue indirekte Verfahren helfen, die meterologischen Bedingungen abzuschätzen
Das Fraunhofer IEE in Kassel hat jetzt zwei neu entwickelte indirekte Verfahren vorgestellt, mit dem sich die Strombelastbarkeit von Übertragungsleitungen bei bis zu 75 Prozent aller Wetterbedingungen um rund 20 Prozent erhöhen lässt. Zu vielen Zeiten ist sogar eine Erhöhung von 50 Prozent möglich. Die Verfahren ermöglichten mit möglichst wenigen Wettermessstationen eine hohe Genauigkeit bei der Abschätzung der herrschenden relevanten meteorologischen Bedingungen entlang aller Stromkreise in einem Netzgebiet, so das Forschungsinstitut.
Hot-Spots und gesamtes Netzgebiet im Blick
„Ein Ansatz nimmt dabei den einzelnen Stromkreis in den Fokus und bestimmt meteorologisch bedingte Engpässe, sogenannte Hot-Spots, entlang des betrachteten Stromtrasse, an welchen im Nachgang Wettermessstationen implementiert werden sollten“, erläutert Jan Dobschinski, Gruppenleiter Prognosen für Energiesysteme am IEE. „Bei der anderen Methode wird ein gesamtes Netzgebiet betrachtet und repräsentative Messstandorte gesucht, welche sich für möglichst viele Stromkreise im Netzgebiet eignen, um eine möglichst genaue Abschätzung des vorherrschenden Wetters leisten zu können.“
Alle Betriebsmittel müssen höheren Stromdurchfluss aushalten
Für die Entwicklung und Validierung der Verfahren haben die Forscher verschiedenste erdgebundene aber auch satellitenbasierte meteorologische Mess- und Modelldaten innerhalb eines neu entwickelten Optimierungsalgorithmus verwendet. „Für die beiden neuen Verfahren haben wir untersucht, wie hoch der Nutzen eines Freileitungsbetriebs unter Kenntnis der Temperatur, der Windgeschwindigkeit und der Solarstrahlung in Abhängigkeit von der Länge der Trasse und der Topographie einer Region sein kann“, so Dobschinski. Die ermittelte Erhöhung um bis zu 50 Prozent müsse jedoch auch mit allen anderen Betriebsmitteln konform sein.
„Der witterungsabhängige bzw. adaptive Betrieb von Freileitungen ist eine der effizientesten und wirtschaftlichsten Maßnahmen zur Optimierung der Übertragungskapazitäten in elektrischen Netzen“, lautet das Fazit von Dobschinski. Teile der neuen Verfahren würden bereits im Netzbetrieb eingesetzt und hätten ihre Tauglichkeit unter Beweis gestellt.
