Wenn es stürmt in Nord- und Ostdeutschland, wird es regelmässig eng in den Hoch- und Höchstspannungsnetzen. Zwar hat Strom aus erneuerbaren Energien Vorrang im Netz. Doch gerade an stürmischen Tagen müssen immer wieder Windenergieanlagen (WEA) abgeschaltet werden, weil Netzkapazitäten nicht ausreichen. »Wir sind im Moment in einer Situation, dass wir hohe Einspeisungen aus erneuerbaren Energien in unserem Hochspannungsnetz haben und in der Zukunft eine sehr grosse Zunahme erwarten. Das Netz ist aber für diese Einspeisemengen nicht ausgelegt«, berichtet Hanjo During von der envia Verteilnetz GmbH in Halle, die rund 6000 km Hochspannungsleitungen in Ostdeutschland betreibt. Zusätzliche Leitungen sind zwar in Planung, doch die Genehmigungsverfahren können sich über Jahre hinziehen und scheitern nicht selten am Widerstand von Trassen-Anrainern.
Übertragungskapazitäten um 20 Prozent und mehr erhöhen
Netzbetreiber setzen daher bereits verschiedene Verfahren des Freileitungs-Monitoring ein, um die Netzkapazitäten kurzfristig zu erhöhen: Sie nutzen Reserven, die sich aus einer normierten Annahme der ungünstigsten Wetterbedingungen für den Leitungsbetrieb und dem tatsächlichen Zustand der Leitung ergeben. Bei günstigen Wetterlagen konnten sie so die Übertragungskapazitäten um 20 Prozent und mehr erhöhen. Der Übertragungsnetzbetreiber Amprion und envia Verteilnetz testen derzeit ein neuartiges energieautarkes Sensornetzwerk zur Überwachung von 110-kV- und 380-kV-Leitungen. Es wird im Projekt »ASTROSE« gemeinsam mit den Fraunhofer-Instituten für Zuverlässigkeit und Mikrointegration IZM in Berlin und Elektronische Nanosysteme ENAS in Chemnitz sowie weiteren Forschungs- und Industriepartnern entwickelt. »Unser energieautarkes Sensornetzwerk ist einfach nachrüstbar und benötigt keine zusätzliche Infrastruktur«, sagt Dr.-Ing. Volker Grosser vom IZM. Anders als bisherige Monitoring-Systeme liefert es Messdaten aus einem engmaschigen Sensornetzwerk direkt an den Leiterseilen.
Stark von der Temperatur abhängig
Wieviel Strom eine Freileitung transportieren darf, hängt stark von der Temperatur ab. Erhitzen sich Leiterseile durch Stromfluss oder Sonne, dehnen sie sich aus und hängen durch. Kommt das Seil dabei dem Boden, Gebäuden, Fahrzeugen oder Menschen zu nah, besteht die Gefahr eines tödlichen Stromschlags. Um dies auszuschliessen, sind verbindliche Sicherheitsabstände vorgeschrieben. Gleichzeitig wird der zulässige Stromfluss nach der Annahme berechnet, dass die Umgebungstemperatur 35 °C beträgt und die Windgeschwindigkeit 0,6 m/s nicht überschreitet. Bei hochsommerlichen Temperaturen herrscht jedoch oft Flaute. Die meisten Windenergieanlagen schalten sich erst ab einer Windgeschwindigkeit von 3 m/s ein. Besonders viel Strom liefern sie im Herbst und Winter, wenn die Freileitungen wetterbedingt gut gekühlt sind.
Messung von Seil-Neigungswinkel, Stromfluss, Temperatur und Windbewegungen
Um diese Reserven im Netz ohne Abstriche an der Sicherheit besser zu nutzen, bestücken die ASTROSE-Projektpartner 110-kV- und 380-kV-Freileitungen mit »eGrains«. In Abständen von rund 500 Metern umschliessen zylindrische Sensorknoten das Leiterseil. »Sie bestehen aus zwei Halbschalen, die aufgesteckt und miteinander verklemmt werden. Die ASTROSE-eGrains messen unter anderem den Neigungswinkel des Seils, den Stromfluss, die Temperatur sowie Windbewegungen. Alle Messwerte werden von eGrain zu eGrain bis an das nächste Umspannwerk gefunkt und dort in das zentrale Überwachungs- und Steuerungssystem eingespeist beziehungsweise für internetbasierte Fernwartungssysteme der Netzbetreiber zugänglich gemacht«, erläutert Grosser. Die Energie, die sie für ihren Betrieb benötigen, ziehen die ASTROSE-eGrains aus dem elektrischen Feld, das die Leiterseile umgibt. Das ASTROSE-Sensornetz hilft jedoch nicht nur, die Kapazitäten von Stromleitungen besser auszunutzen. Es meldet auch gefährliche Leitungsdurchhänge, wie sie im Winter durch Eisbildung an den Seilen entstehen können. Der Sensorknoten ist auf der Messe Sensor + Test vom 7. bis 9. Juni in Nürnberg zu sehen (Halle 12, Stand 231).
Text: Fraunhofer-Instituten für Zuverlässigkeit und Mikrointegration IZM
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