Strom: Durch kalte Leitungen fließt mehr Strom
Wieviel Strom durch Überlandleitungen fließen darf, ist von der Außentemperatur abhängig – und von einer Norm. Die definiert die Maximaltemperatur anhand derer die Netzbetreiber die Übertragungskapazitäten berechnen. Das Problem: Die in der Norm festgelegte Temperatur ist viel zu hoch.
Laut DIN EN 50342 ist es in Deutschland das ganze Jahr über sommerlich heiß. Tatsächlich wird es an nur wenigen Tagen so warm, wie die Norm angibt, nämlich 35 Grad Celsius. Die bundesweite Mitteltemperatur lag 2021 bei 9,2 Grad. Orientierte man sich am tatsächlichen Wetter, könnte viel mehr Strom durch die Leitungen fließen. Denn besonders an kalten, windigen Tagen, an denen viel Windstrom durch die Drähte fließt, werden die Leitungen gleichzeitig vom Wind gekühlt.
Eine Reihe gesetzlicher Anforderungen hat den sogenannten witterungsabhängigen Freileitungsbetrieb (WAFB) in der Vergangenheit begrenzt. Trotzdem haben Übertragungsnetzbetreiber den kühlenden Wind testweise genutzt, um ihre Kapazitäten zu erhöhen. Am besten geeignet sind Leitungen, die quer zur Hauptwindrichtung verlaufen. Idealerweise weht der Wind in Norddeutschland meist aus Westen, während die Stromtrassen oft in Nord-Süd-Richtung verlaufen.
Dieses Potenzial wird nun gehoben: Eine Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes macht es möglich, vorerst bis zum 31. März 2024. Die vier Übertragungsnetzbetreiber 50 Hertz Transmission, Amarion, Tennet TSP und Transnet BW bereiten den Turbo für die Trasse vor. Durch die höhere Auslastung könnten Netzengpässe und teure Eingriffe ins Stromnetz vermieden werden. Experten schätzen, dass ein bis zwei Gigawatt an zusätzlicher Übertragungskapazität gewonnen werden können. Eine Höherauslastung von durchschnittlich mehr als 20 Prozent sei drin.
Heiße Drähte können dem Boden zu nah kommen
"Mit dem witterungsabhängigen Freileitungsbetrieb werden wir kurzfristig zahlreiche Leitungen höher auslasten und so das Stromsystem stärken. Der WAFB dient zudem der besseren Integration erneuerbarer Energien, ein Plus für die Energiewende," sagt Tim Meyerjürgens, der das operative Geschäft von Tennet leitet. Von seinen rund 13.500 Kilometern Höchstspannungsnetz könne Tennet bis zum Winter 2023/24 mehr als die Hälfte, etwa 7.700 Kilometer, über das Freileitungsmonitoring betreiben und sie so höher auslasten, erklärt Meyerjürgens.
DIN EN 50342 hat dennoch ihre Berechtigung. Denn je höher die Umgebungstemperatur ist und je mehr Strom fließt, desto heißer werden die Drähte und desto stärker dehnen sie sich aus. In der Folge hängen die Leitungen durch und können der Erde gefährlich nahe kommen, im Extremfall drohen Brände. So weit darf es natürlich nicht kommen. Deshalb muss ein Mindestabstand von acht Metern eingehalten werden.
Der witterungsabhängige Freileitungsbetrieb folgt derweil dem Nova-Prinzip: Netzoptimierung vor Verstärkung vor Ausbau. Es geht darum, das Netz, das schon da ist, bestmöglich auszunutzen, und zwar bevor es verstärkt wird oder gar Neubau braucht.
Dazu holen die Betreiber etwa Daten nahegelegener Wetterstationen ein und errechnen die aktuellen Bedingungen an den Stromleitungen. Fachleute sprechen dabei von indirektem Monitoring. Um die bestehenden Freileitungen noch genauer auszulasten, braucht es direktes Monitoring der Parameter, um jeden Leitungsabschnitt an seine Lastzustände anzupassen.
Diverse Pilotsysteme sind in Deutschland im Einsatz
Von den 1, 8 Millionen Kilometern, die das deutsche Stromnetz in sämtlichen Spannungsebenen lang ist, sind bisher nur Teilstrecken im Monitoring. Das wird sich ändern.
Der Übertragungsnetzbetreiber Transnet BW ist schon dabei und installiert an Strommasten und in Umspannwerken 300 Wetterstationen. Diese erfassen Lufttemperatur, Globalstrahlung, Windgeschwindigkeit und -richtung, Luftdruck sowie Luftfeuchte und validieren die Werte aus der Wetterprognose. "Seit 2022 fließen diese Werte in die Ermittlung der Übertragungskapazitäten der Leitungen ein und werden in einer weiteren Ausbaustufe in Echtzeit genutzt" , sagt Markus Nuoffer, Projektleiter WAFB 3.0 bei Transnet BW.
Um das Potenzial der Leitungen voll auszuschöpfen, müssen die Werte direkt am Seil gemessen werden. Dazu sind spezielle Sensoren nötig. Wissenschaftler am Fraunhofer-Institut für Zuverlässigkeit und Mikrointegration in Berlin forschen daran. Gemeinsam mit Partnern haben sie Astrose entwickelt, einen Funksensor von der Größe eines Rugbyballs, der die Neigung und die Torsion des Seils sowie die Stromstärke und die Seiltemperatur erfasst. Seine Energie bezieht er direkt aus dem Leiter, somit ist der unabhängige Betrieb gesichert.
Sensoren an den Leitungen als meteorologisches Netzwerk
Jeder Sensor übermittelt seine Daten je nach Kommunikationstechnologie entweder an seinen Nachbarn, von dem sie diesem Prinzip folgend gebündelt und an den Netzbetreiber übertragen werden, oder sie fließen direkt in die Infrastruktur des Netzbetreibers. 2014 wurde mit der Installation eines solchen Sensornetzwerks mit 59 Funksensorknoten an einer 110-Kilovolt-Freileitung im Harz erfolgreich der erste Pilotbetrieb aufgenommen. "Inzwischen sind weitere Pilotsysteme in Deutschland und der Schweiz im produktiven Einsatz," sagt Projektleiter Carsten Brockmann.
An einem ähnlichen System arbeiten Wissenschaftler am Institut für Technik der Informationsverarbeitung des Karlsruher Instituts für Technologie im Projekt Progno Netz. Sie erproben ein meteorologisches Netzwerk, das mittels intelligenter Sensorknoten an den Strommasten in Höhe der Leiterseile die Witterungsbedingungen misst. Statt auf Kameras setzen sie auf laserbasierte Systeme zur Windmessung. Entscheidend sei, dass diese Sensoren auch untereinander vernetzt seien und das System selbstlernend sei, sagt Projektleiter Wilhelm Stork.
Auf lange Sicht sollen die smarten Sensoren die Durchleitungskapazitäten selbst einstellen und regeln. Unter Aufsicht sollen sie dann eigenständig entscheiden, wie viel Strom zu welcher Zeit durch eine bestimmte Leitung fließen kann. "Das Thema witterungsabhängiger Freileitungsbetrieb kommt auf jeden Fall voran, das Interesse wächst," sagt Stork.
Das System wurde an zwei Trassen des Übertragungsnetzbetreibers Transnet BW getestet. Doch die Sensoren anzubringen ist aufwendig, schon allein, weil man den Strom für gewisse Zeit abschalten muss. Deshalb planen die Entwickler nun, die Sensoren in den Masten zu installieren. Und zwar per Drohne. So könnte der Strom weiter fließen.
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