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Forscher bauen Stromnetz der Zukunft

Die Energienetze der Zukunft werden dezentral sein. Zentrale Stromtrassen zwischen einzelnen, großen Kraftwerken werden dann an Bedeutung verlieren. (Foto: <a href="https://flic.kr/p/7ufpER" target="_blank"> Ian Muttoo / flickr.com</a>, <a href="https://
Die Energienetze der Zukunft werden dezentral sein. Zentrale Stromtrassen zwischen einzelnen, großen Kraftwerken werden dann an Bedeutung verlieren. (Foto: Ian Muttoo / flickr.com, CC BY-SA 2.0)

Intelligente Stromnetze, sogenannte Smart Grids, sind die Strom-Infrastruktur der Zukunft. Wissenschaftler der Universität Cottbus-Senftenberg haben ein solches dezentrales System realisiert, das vor allem durch Dynamik und Geschwindigkeit überzeugt.

26.10.2016 – Unter der Leitung von Harald Schwarz haben Wissenschaftler und Techniker der BTU Cottbus-Senftenberg ein Smart Grid entworfen und testen es auf dem Campus der Universität. Das Besondere: Das Netz nutzt verschiedene Verfahren, um überschüssigen Strom aus dem Hochspannungsnetz „zwischenzulagern“, etwa indem Strom zu Wärme, Kälte oder Gas umgewandelt und so speicherbar wird.

Durch eine Solaranlage wird Strom produziert, der in das Hochspannungsnetz geleitet wird. Zusätzlich wurden auf dem Campus Ladestationen für Testfahrzeuge mit elektrischem Antrieb geschaffen, die an das Netz angeschlossen sind. Die eingesetzten Kleinwagen sind mit Batterien ausgestattet die in der Lage sind, Strom bidirektional zu speisen. Konkret bedeutet dies, dass die Autos nicht nur Energie aufnehmen können, sondern diese auch an das Netz wieder abzugeben. Die Batterien dienen sozusagen als mobile Zwischenspeicher.

Überhaupt ist das System auf maximale Durchlässigkeit ausgelegt und dazu fähig, die Stromverteilung in das Netz und aus dem Netz flexibel und sicher zu verteilen. Das Cottbuser Projekt ist Teil eines Förderprogrammes der Bundesregierung: „Schaufenster Elektromobilität“ und Bestandteil einer Infrastrukturstrategie, finanziert vom Land Brandenburg. Die Landesregierung in Potsdam hat großes Interesse an einer Modernisierung der Netzstruktur, kaum irgendwo sind die Anteile der Erneuerbaren Energien bei der Auslastung der Stromnetze so hoch wie hier. Teilweise sind die Brandenburger Leitungen an einem Tag mit 100 Prozent Ökostrom belegt.

Regelstrom aus Erneuerbaren

In einer anhaltenden Debatte über Versorgungssicherheit und die Strom-Infrastruktur kritisieren die Netzbetreiber häufig, dass die Erneuerbaren mit Ihrer dezentralen Ausrichtung und unsteten Energieflüssen nicht in der Lage sind, die Grundlast konsequent zu bedienen.

Auf den ersten Blick scheint dieser Einwand zwar berechtigt, jedoch zeigt ein genauerer Blick auf verschiedene Studien, dass Wind-, Sonnen und Biomassekraftwerke durchaus in der Lage sein werden, die konstante Regelenergie bereitzustellen. „Der starre Begriff der Grundlast, der aus den Zeiten vor der Liberalisierung des Stromsektors stammt, wird durch die notwendige Flexibilisierung des Kraftwerksparks zunehmend aufgehoben.“, so Grünwald et al. hierzu in einer Analyse für das Büro für Technikfolgen­abschätzung beim Deutschen Bundestag.

Milliardengeschäfte für die IT

Smart Grids werden in Zukunft das hochflexible Rückgrat der Stromverteilung und Erzeugung darstellen. Und obwohl Fachleute den Bedarf nach Weiterentwicklung und Ausbau vor allem bei den Erzeugern sehen, werden auch andere Branchen von der Modernisierung profitieren. Besonders im Bereich der IT, aber auch in der Kommunikationssparte werden neue Märkte mit Milliardenvolumen entstehen. Neue Technologien, neue Anlagen und neue Konzepte sind nötig, um den Transfer von unserem jetzigen System hin zu einer neuen Generation von Netzen zu schaffen.

Einen Beitrag liefert an dieser Stelle schon heute das Fraunhofer-Institut für Zuverlässigkeit und Mikrointegration (IZM) mit einem Projekt, das den Betreibern von Stromtrassen dabei helfen soll, sich an die zukünftigen Anforderungen für die Strom-Infrastruktur anzupassen. Ein Team um Volker Großer hat einen Sensor entwickelt, der völlig autark direkt auf den Leitungen angebracht ist und dort ständig Daten über das Kabel sammelt, wie etwa Neigung, Verdrehung, Temperatur und Stromstärke.

Einmal gesammelt werden die Werte gefunkt – und vom jeweils nächsten Sensor, der genau 500 Meter entfernt ist, aufgefangen. Somit wird dem Netzbetreiber eine Ferndiagnose ermöglicht und damit Geld und Zeit eingespart, denn durch die Daten lässt sich sogar ermitteln, ob das Kabel etwa durch Schneelast zu stark durchhängt. Bisher mussten Hochspannungstrassen immer mit dem Auto abgefahren werden, um diese Informationen zu erhalten. bm


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