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19. Mai. 17

Wenn Netzbetreiber in die Stromerzeugung eingreifen, sprechen sie von einem „Redispatch“. Die Zahl solcher Eingriffe ist stark gestiegen.

Auf dem Weg zur Stromnetz-App

Die Energiewende macht es schwieriger, die Stromleitungen stabil zu halten. Ein Forscherteam der TU Ilmenau will den Betrieb deshalb automatisieren.

Von Dieter Sohn

Gut ausgebildete Forscher sind nicht nur Experten in ihrem Fachgebiet. Sie können ihre Arbeit auch mit einfachen Worten oder in Bildern verständlich erklären. Dirk Westermann, Professor an der TU Ilmenau, versteht sich auf diese Kunst besonders gut. Der Leiter des Fachgebiets für Elektrische Energieversorgung hat im März 2017 im thüringischen Ilmenau die „Netzleitwarte der Zukunft“ eröffnet. Solche Leitwarten steuern den Stromfluss im Netz, sie halten die Leitungen stabil und tarieren das Gleichgewicht aus zwischen der bereitgestellten und der benötigten Energie aus.

Sie müssen aber auch möglichst rasch Störungen erkennen und passende Gegenmaßnahmen einleiten. Das Problem: „Mit der bestehenden Architektur lassen sich die heutigen Stromnetze in einigen Jahren nicht mehr angemessen steuern“, warnt Westermann. „In fünf bis zehn Jahren geht das noch, aber in 20 Jahren sicher nicht mehr.“

Tom Sennewald (links) und Christoph Brosinsky, Wissenschaftliche Mitarbeiter der Ilmenauer Forschungsgruppe Elektrische Energieversorgung, bedienen die Netzleitwarte.

Die Forscher arbeiten an einer Art Autopilot für die Stromnetze. Menschen müssen nur noch im Notfall eingreifen

Die Stromnetze der Zukunft müssen sich ein Stück weit selbst steuern können, ist Westermann überzeugt. „Man muss Prozesse teilautomatisieren, die zu schnell sind für menschliche Reaktionen“, erläutert er. „Dafür braucht man eine andere Art der Datenaufbereitung und einen anderen Einblick in das System.“ Mit der neuen Ilmenauer Leitwarte will Westermann diese Einblicke schaffen und den Grundstein für eine „Dynamisierung des Netzbetriebs“ legen.

Um sein Vorhaben zu verdeutlichen, wählt er ein Bild aus der Luftfahrt. „Schauen Sie sich an, wie sich der Pilotenberuf verändert hat. Vor 30 oder 40 Jahren steuerten Piloten ihre Flugzeuge noch selbst“, berichtet er. „Heute fliegt kein Pilot mehr ein größeres Flugzeug selbst, sondern sitzt nur noch im Cockpit, um die Passagiere zu beruhigen, und für den Fall, dass die Automatisierungstechnik ausfällt, um dann die Maschine händisch zu fliegen.“

Die neue Ilmenauer Leitwarte ist ein Baustein auf dem Weg zur Automatisierung. Entwickelt und aufgebaut haben sie die Forscher des Projekts „DynaGrid Control Center“ an der TU Ilmenau seit 2015 gemeinsam mit Partnern, vor allem Siemens. Mit der Netzleitwarte überwachen und steuern sie in Echtzeit aus fast 300 Kilometern Entfernung ein von der Magdeburger Uni simuliertes Hochspannungsnetz.

Das Ziel der Forscher ist, die Stabilitätsgrenze des Stromnetzes besser vorhersagen zu können. „Dafür schauen wir anders als bisher in das Netz hinein, deshalb nennen wir sie auch dynamische Netzleitwarte“, erläutert Westermann. Und überrascht mit einem Vergleich aus der Medizin: „Bisher analysieren Netzbetreiber ein Stromnetz wie ein Arzt, der sich einen Patienten äußerlich anschaut. In Zukunft wollen wir noch Blutdruck, Fieber und andere Kenngrößen messen.“ Bei den Details hält sich Westermann bedeckt. Das Forschungsprojekt läuft ja noch anderthalb Jahre.

Mehr als ein Drittel des deutschen Stroms stammt aus erneuerbaren Quellen. Das erhöht die Anforderungen an die Netze.

Technologisch sind die Stromnetze oft noch auf dem Stand der Achtzigerjahre. Doch die Energiewende stellt höhere Anforderungen

Der Bedarf an neuen Steuerungsmöglichkeiten steigt, auch weil die Zahl der Energieerzeuger ständig zunimmt. Über deutschem Boden drehen sich bereits mehr als 27.000 Windräder, 1624 davon wurden im letzten Jahr aufgestellt. Hinzu kommen neue Solarstrom- und Biogasanlagen. Sie alle genießen Einspeisevorrang vor konventionellen Großkraftwerken. Die dezentralen Stromlieferanten machen den elektrischen Energietransport komplexer.

Am letzten Sonntag im April 2017 etwa lieferten die Erneuerbaren um die Mittagszeit mehr als 55 Gigawatt Strom und deckten damit 85 Prozent des Strombedarfs in Deutschland, wie der Thinktank Agora Energiewende ermittelt hat. Die lange Zeit dominierenden großen Kohlekraftwerke steuerten nur noch acht Gigawatt bei. Solche Tage wird es künftig häufiger geben. Rund 35 Prozent Ökostromanteil am Verbrauch wird Deutschland in diesem Jahr erreichen, schätzt Rainer Baake, Staatssekretär im Bundeswirtschaftsministerium. Bis 2050 soll er auf 80 Prozent steigen.

Das setzt die herkömmlichen Netzleitwarten unter Stress. Denn die Grundstruktur der Netzleittechnik, mit der Netzbetreiber heute den Strom von den Erzeugern zu den Kunden bringen, ist schon in den Siebziger- und Achtzigerjahren des letzten Jahrhunderts entstanden, wie Westermann berichtet. „Bis die Energiewende ins Spiel kam, gab es da auch keinen Grund, etwas zu ändern.“

Die Reaktionszeiten werden kürzer. Wenn eine Überlastung droht, müssen einzelne Kraftwerke heruntergefahren werden

In den herkömmlichen Leitwarten laufen „alle paar Sekunden, alle paar Minuten“ Informationen von verschiedenen Messpunkten des Netzes ein, wie Westermann berichtet. Diese Frequenz genügt bald nicht mehr, wenn zu den vielen kleinen, volatilen erneuerbaren Energieerzeugern auch noch mehr Leitungen hinzukommen, die sehr schnell reagieren können. Zum Beispiel die neuen Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungen, kurz HGÜ.

Mit diesen Stromautobahnen überbrücken die Netzbetreiber nahezu verlustfrei große Strecken. Fast alle Offshore-Windparks in der deutschen Nordsee exportieren mit dieser Technik ihren Strom auf das Festland. In Deutschland sollen solche Leitungen ab dem kommenden Jahrzehnt den Windstrom aus dem Norden in den Süden schaffen. Außerdem wird das deutsche Stromnetz derzeit mit Wasserkraftwerken in Norwegen verbunden.

Wie stark die Netze ausgelastet sind, analysieren die Betreiber aber nicht nur in Echtzeit. Sie schätzen Angebot und Nachfrage auch für verschiedene Zeiträume im Voraus ein – auf der Basis von Prognosedaten. Wettervorhersagen fließen hier ein, auch die Fahrpläne der großen Kraftwerke. „Der Netzbetreiber muss entscheiden, ob er auf dieser Grundlage einen stabilen Betrieb gewährleisten kann oder ob er eingreifen muss, weil sonst Teile des Netzes überlastet wären“, erläutert Westermann.

Wenn Netzbetreiber in die Stromerzeugung eingreifen, sprechen sie von einem „Redispatch“. Die Zahl solcher Eingriffe ist stark gestiegen.

Eine automatisierte Steuerung würde die Netze stabilisieren. Zudem könnte sie den Kostenanstieg der Energiewende begrenzen

Bei diesem Engpassmanagement entscheiden sich die Netzbetreiber immer häufiger zu einem Eingriff, den sie „Redispatch“ nennen. Wenn sie einen Engpass im Stromnetz befürchten, verringern sie im Vorfeld dieser Schwachstelle die Einspeisung und erhöhen sie anschließend. Die davon betroffene Strommenge hat sich von 2010 bis 2015 mehr als verfünfzigfacht, von 306 auf 16.000 Gigawattstunden. Entsprechend stiegen die Kosten von 13 Millionen auf über 400 Millionen Euro.

In der neuen Leitwarte simulieren die Ilmenauer Forscher, wie Netze optimal mit Engpässen umgehen können, und testen ihre Rechenmodelle. Ein mögliches Ergebnis des Projekts? Westermann findet auch in der Informationstechnologie mühelos ein vergleichendes Bild: „Die Leitwarte ist unsere Plattform, auf der wir verschiedene Apps installieren können. Unsere Aufgabe besteht darin, zu definieren, was eine solche App machen könnte.“

Das könnten neue Arten der Systemanalyse sein oder auch Steuerbefehle für eine HGÜ-Verbindung. Siemens hätte dann die Möglichkeit, diese App „in die ganze Welt“ zu exportieren, wie die TU Ilmenau mutmaßt. Ein wenig sichtbarer, aber großer Beitrag zur Energiewende? „Das will ich hoffen, das ist die Idee“, versichert Westermann.

Volker Kühn
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