Ein adaptives Netzmanagement, das sich auf Wetterdaten beruft, kann die Kosten für den Netzbetrieb erheblich senken. Dies ist der Kern dessen, was ein Forscherteam um Jan Dobschinski vom Fraunhofer IEE auf der Konferenz „Zukünftige Netze“ in Berlin letzte Woche vorgestellt hat.
Durch die Überwachung von Umgebungstemperatur, Windgeschwindigkeit und anderen Messgrößen könne der Netzbetreiber die maximale Übertragungskapazität präziser ausnutzen. Kalte und windige Bedingungen erlauben es, die Übertragungsgrenze zu erhöhen, da die Freileitungen länger kalt bleiben.
Um diesen Effekt bestmöglich zu nutzen, müssen die Wetterdaten entlang des gesamten Netzes umfassend überwacht werden. Ein Prozess, der bisher als zu kompliziert erachtet wurde. Die Netzbetreiber haben daher zur Bestimmung der Übertragungsgrenze Wetterdaten von Messstationen in der Nähe der Leitungen bezogen. Das ist allerdings auch ungenauer, sodass man das Netzlimit nicht einfach erreichen kann.
Die Forscher des Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik IEE haben nun zwei Ansätze entwickelt, um die Prognosen auf der Basis weniger Wetterstationen zu optimieren. Der erste Ansatz, den das Team vergangene Woche in Berlin vorstellte, betrachtet einzelne Netzkreise, um festzustellen, wo meteorologisch anfällige Engpässe auftreten können. Sind diese sogenannten Hot Spots lokalisiert, installiert das Team eine Wetterstation auf dem zum Hotspot gehörenden Freileitungsmast, um exakte Daten für diesen Ort zu erhalten.
„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“, erläutert Dobschinski. Später nutzte das Team auch Wetterbeobachtungsdaten zur Validierung ihrer Vorhersagemodelle.
„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,“ sagt Dobschinski. Nach der ersten Validierung geht das Fraunhofer IEE davon aus, dass die Netze in bis zu 75 Prozent der Zeit mit etwa 20 Prozent höherer Kapazität genutzt werden können. „Bei einzelnen Stromkreisen sind sogar Erhöhungen von über 50 Prozent in vielen Zeiten möglich. Eine solche Erhöhung muss jedoch auch mit allen anderen Betriebsmitteln konform sein. Der witterungsabhängige beziehungsweise adaptive Betrieb von Freileitungen ist eine der effizientesten und wirtschaftlichsten Maßnahmen zur Optimierung der Übertragungskapazitäten in elektrischen Netzen.“
Die Diskussion über die Netze wird immer lauter. In vielen entwickelten Märkte für erneuerbare Energien müssen sich mit Redispatch- und Abregelungsmaßnahmen auseinandersetzen. In Deutschland sind die Kosten für die Vermeidung von Netzengpässen seit 2015 auf 500 Millionen Euro im Jahr gestiegen. Die Antwort der Netzbetreiber war bisher der Ausbau neuer Übertragungsnetzkapazitäten. Dieser ist allerdings auch mit hohen Kosten verbunden, und hat auch nicht zuletzt zu Protesten von Anwohner im neuen Trassengebiet geführt.
Wie hoch die Kosten für den Netzausbau sind zeigt sich an der Ankündigung des niederländischen Netzbetreibers Tennet. Das Unternehmen gibt an 235 Millionen Euro zur Verbesserung der Netzkapazität für erneuerbare Energien in den nördlichen Niederlanden zu investieren. Die Mittel würden dazu verwendet, um die Integration von rund 2 Gigawatt Photovoltaik- und Windkraftkapazitäten in das nördliche Hochspannungsnetz des Landes zu ermöglichen. Auch in Australien bemühen sich Regulierungsbehörden und Netzbetreiber um kosteneffektive Lösungen für die schwachen Netze. Aus Angst vor Engpässen und Oberwellenfrequenzen wurden beispielsweise fünf Großprojekte in Victoria und New South Wales, um mehr als 50 Prozent abgeregelt.
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