© Dr. Matthias Sturm / Thüringer Energie
Netzbildende Wechselrichter im Stromnetz
„Künftig werden nicht mehr nur wenige große Kraftwerke für die Systemstabilität sorgen“
Matthias Sturm Mission Strom
Dezentrale, mit netzbildenden Stromrichtern ausgerüstete Batteriespeichersysteme im Verteilnetz zu testen ist das Ziel des Forschungsprojekts GFI-Pilot. Matthias Sturm von der TEAG Thüringer Energie berichtet von der Erprobung in allen Spannungsebenen des Verteilnetzes und erzählt, welche Herausforderungen es dabei zu bewältigen gilt.
Herr Sturm, was ist das Ziel von GFI-Pilot – und warum wird das Thema für die Stabilität des Stromnetzes immer wichtiger?
Matthias Sturm: Im Projekt geht es darum, die Stabilität des Stromnetzes auch bei einer Energieversorgung ohne Kohle- und Kernkraftwerke zu gewährleisten. Bisher übernehmen vor allem große konventionelle Kraftwerke wichtige Aufgaben für die Netzstabilität. Bei Störungen im Netz – etwa wenn ein Kraftwerk kurzfristig ausfällt – kommt es zu Ausgleichsvorgängen. Dabei können sich Netzfrequenz und Spannung sehr schnell verändern. Das Netz wird instabil. Deshalb untersuchen wir, ob Wechselrichter, die beispielsweise mit Batteriespeichern, Windenergieanlagen oder Photovoltaikanlagen gekoppelt sind, künftig einen Teil dieser Aufgaben für die Netzstabilisierung übernehmen können indem sie sich wie eine virtuelle Synchronmaschine verhalten.
Was verändert sich dadurch im Vergleich zur bisherigen Struktur des Stromnetzes?
Künftig werden nicht mehr nur wenige große Kraftwerke für die Systemstabilität sorgen, sondern möglicherweise Hunderttausende kleinere, dezentral verteilte Anlagen. Viele davon werden dann nicht im Übertragungsnetz, sondern in unterlagerten Verteilnetzen angeschlossen sein.
Damit stellt sich eine zentrale Frage: Wie verhalten sich diese vielen Anlagen, wenn sie gleichzeitig eingesetzt werden? Beim großflächigen Rollout muss sichergestellt sein, dass die Technik auch in dieser Größenordnung stabil funktioniert. Dabei spielt insbesondere das Verhältnis zwischen netzbildenden Wechselrichtern und bereits installierten Anlagen mit netzfolgendem Verhalten eine Rolle. Über das optimale Verhältnis gibt es bislang noch unterschiedliche Einschätzungen – beispielsweise, ob ein Verhältnis von eins zu drei oder eher zwei zu drei sinnvoll ist.
Genau das wollen wir in unserem Projekt praktisch erproben. Dafür können wir eine Verteilnetzinsel mit einer räumlichen Ausdehnung von ungefähr 150 Kilometern bilden und die Technologie an einem realen Netzobjekt untersuchen – also nicht nur im Labor.
Was wurde bislang erreicht, und was steht als Nächstes an?
Die Technologie der eingesetzten Wechselrichter wurde bereits im Labor erprobt. Daran waren unter anderem das Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) in Kassel und die Technische Universität Braunschweig beteiligt. Für den Einsatz im Umspannwerk müssen die Wechselrichter nun mit Speichern kombiniert werden. Dafür werden mobile Anlagen in Containerbauweise beschafft, dimensioniert und entsprechend umgebaut.
Parallel waren umfangreiche vorbereitende Arbeiten an den beteiligten Umspannwerken notwendig. Dazu gehörten unter anderem bauliche Voraussetzungen für die nur befristet aufzustellenden Anlagen. Die entsprechende Genehmigung liegt inzwischen vor.
© TEAG Thüringer Energie
Eine besondere Herausforderung scheint die Frage der Übergabestation, sprich die technische und rechtliche Eigentumsgrenze zwischen Anlagenbetreiber und öffentlichem Verteilnetz, zu sein. Wo genau liegt das Problem?
Der Netzbetreiber muss grundsätzlich alle Anschlussnehmer gleichbehandeln. Deshalb gibt es die Forderung nach einer Übergabestation, wie sie beispielsweise bei einem Windpark sinnvoll sein kann. Dort können die Betreiber ihre Anlagen warten, ohne in die öffentliche Versorgung einzugreifen.
In unserem Pilotprojekt ist die Situation allerdings eine andere: Der Netzbetreiber Tennet übernimmt ohnehin die Betriebsführung. Die Anlagen werden über die Netzleitstelle überwacht. Die beteiligten Forschungseinrichtungen müssen also nicht selbst im Umspannwerk tätig werden.
Deshalb haben wir über den Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) beim Bundeswirtschaftsministerium eine Experimentierklausel angeregt. Sie soll ermöglichen, bei befristeten Pilotprojekten auf bestimmte Anforderungen zu verzichten, wenn diese für den konkreten Versuch keinen zusätzlichen Nutzen bringen. Technische Sicherheit, Schutzvorgaben und der Schutz von Leib und Leben bleiben davon selbstverständlich unberührt. Es geht darum, unnötigen Aufwand zu vermeiden.
Welche Rolle spielen der digitale Zwilling und die Simulation?
Der digitale Zwilling des Netzes ist bereits fertig. Das heißt, wir haben die Konfiguration des realen Netzes nachgebildet. Jetzt geht es darum, die neuen Anlagen darin zu simulieren – und zwar nicht nur im stationären Zustand, sondern auch hinsichtlich ihres zeitlichen Verhaltens.
Die Modelle für netzbildende Wechselrichter sind relativ komplex. Wir müssen die Regelungen so abbilden, dass sich auch das Verhalten bei unterschiedlichen Betriebszuständen und gegebenenfalls regelungstechnisches Fehlverhalten simulieren lässt. Diese Arbeiten sind inzwischen abgeschlossen. Wir stehen damit unmittelbar vor dem praktischen Aufbau der Anlage.
Wo liegen derzeit noch die größten Herausforderungen?
Eine der größten Herausforderungen ist die Frage, ob wir die Übergabestation vermeiden können. Für die drei Standorte würde es um etwa eine halbe Million Euro gehen. Diese Mittel sollen natürlich möglichst effektiv für die Forschung eingesetzt werden. Deshalb versuchen wir, eine Lösung zu finden, bei der diese zusätzlichen Investitionen für die nur drei Jahre laufenden Pilotanlagen vermieden werden können. Allerdings befindet sich das oben angesprochene Thema Experimentierklausel noch in der politischen und gesetzgeberischen Abstimmung. Hier müssen wir sehen, wie die Regelung tatsächlich umgesetzt wird.
Ansonsten sind wir gut aufgestellt. Das Projektteam ist inzwischen eingespielt. Herausforderungen erwarten wir eher bei logistischen Fragen, beispielsweise bei Lieferzeiten. Diese haben sich zuletzt allerdings wieder etwas entspannt.
© TEAG Thüringer Energie
Welche Rolle spielen der digitale Zwilling und die Simulation?
Der digitale Zwilling des Netzes ist bereits fertig. Das heißt, wir haben die Konfiguration des realen Netzes nachgebildet. Jetzt geht es darum, die neuen Anlagen darin zu simulieren – und zwar nicht nur im stationären Zustand, sondern auch hinsichtlich ihres zeitlichen Verhaltens.
Die Modelle für netzbildende Wechselrichter sind relativ komplex. Wir müssen die Regelungen so abbilden, dass sich auch das Verhalten bei unterschiedlichen Betriebszuständen und gegebenenfalls regelungstechnisches Fehlverhalten simulieren lässt. Diese Arbeiten sind inzwischen abgeschlossen. Wir stehen damit unmittelbar vor dem praktischen Aufbau der Anlage.
Wo liegen derzeit noch die größten Herausforderungen?
Eine der größten Herausforderungen ist die Frage, ob wir die Übergabestation vermeiden können. Für die drei Standorte würde es um etwa eine halbe Million Euro gehen. Diese Mittel sollen natürlich möglichst effektiv für die Forschung eingesetzt werden. Deshalb versuchen wir, eine Lösung zu finden, bei der diese zusätzlichen Investitionen für die nur drei Jahre laufenden Pilotanlagen vermieden werden können. Allerdings befindet sich das oben angesprochene Thema Experimentierklausel noch in der politischen und gesetzgeberischen Abstimmung. Hier müssen wir sehen, wie die Regelung tatsächlich umgesetzt wird.
Ansonsten sind wir gut aufgestellt. Das Projektteam ist inzwischen eingespielt. Herausforderungen erwarten wir eher bei logistischen Fragen, beispielsweise bei Lieferzeiten. Diese haben sich zuletzt allerdings wieder etwas entspannt.
Weiterhin ist es ratsam, sich nicht zu sehr auf ein primär strom- oder primär gasbasiertes System zu stützen. Die Diversifizierung von Energieträgern und eine stärker dezentrale Struktur können Abhängigkeiten reduzieren und die Resilienz des Gesamtsystems erhöhen. Das sind Forschungserkenntnisse, auf die sich aufbauen lässt.
Gleichzeitig gibt es Forschungsbedarf dahingehend, dass unterschiedliche Planungsebenen bislang noch zu wenig zusammengedacht werden. Langfristige Systemplanung, mittelfristige Netzplanung und kurzfristige Betriebsfragen wie stündliche Dispatch-Entscheidungen und operative Reaktionen folgen oft getrennten Modelllogiken. Die in der Planung gewonnenen Resilienz-Erkenntnisse müssen stärker mit der Betriebsebene verknüpft werden – bis hin zur Analyse konkreter Entscheidungsprozesse und Verwundbarkeiten im laufenden Systembetrieb. Da lässt sich auch wieder die Brücke zum Einstieg in unser Gespräch schlagen: In aktuellen Diskussionen denken wir zu stark in kurzfristigen Sphären. Wir plädieren hingegen dafür, auch die langfristige Planungsebene stärker in den Fokus zu rücken. Hier stellen sich Abwägungsfragen zwischen Klimaschutz, Versorgungssicherheit und Kostenverträglichkeit, die in Resilienzanalysen stärker adressiert werden müssen.
Inwiefern können die Erkenntnisse Ihrer Forschung in der Praxis für Entscheidungsträger von Nutzen sein?
Unsere Forschung zeigt, wie Resilienz systematisch in die integrierte Energiesystemplanung eingebunden werden kann, um auch unter Unsicherheit eine zuverlässige und langfristig kosteneffiziente Energieversorgung zu ermöglichen. Im Unterschied zu rein deterministischen Planungsansätzen macht ein solcher Zugang sichtbar, wie empfindlich Infrastrukturen gegenüber Extremereignissen sind und wo gezielte Vorsorge besonders wirksam ist.
Für Akteure in der Praxis – etwa in Planung, Regulierung und Systembetrieb – bedeutet das eine bessere Entscheidungsgrundlage, um frühzeitig in robuste, zukunftsfähige Infrastrukturen zu investieren, statt erst auf Krisen reagieren zu müssen. Politische Entscheidungsträger, Planer und Behörden können mit Hilfe unserer Ergebnisse besser einschätzen, welche Maßnahmen die Resilienz tatsächlich erhöhen, welche Kosten damit verbunden sind, und wo Investitionen besonders wirksam sind. Energiesystemmodelle prägen heutzutage Investitions- und Politikentscheidungen maßgeblich mit. Wenn Resilienz dort nicht explizit mitgedacht wird, werden Systeme zwar effizient, aber nicht zwangsläufig auch robust – und das kann im Ernstfall teuer werden.
Das Interview führte Uschi Jonas, Wissenschaftsjournalistin beim Projektträger Jülich.
