Stellen Sie sich vor, Sie wollen einen gigantischen »Deutschland-Pullover« stricken lassen. Und Sie engagieren dafür – um ein Klischee zu bedienen – 900 strickaffine Großmütter. Weil die Fäden dieses Pullovers untereinander stärker oder schwächer miteinander verbunden sind und sich so viele Großmütter am Stricken der Maschen beteiligen, ist ein Höchstmaß an Koordinationsarbeit gefordert. Und wenn Sie dann noch davon ausgehen, dass die Fäden verschiedenfarbig und verschieden dick sind und dass der Pullover so flexibel gestrickt sein soll, dass er diversen Belastungen aussetzbar ist, ohne zu reißen, dann wird Ihre Aufgabe kaum mehr überschaubar.

Ausbau der Stromnetze in Deutschland

Natürlich lässt sich dieser »Deutschland-Pullover« nicht wirklich mit dem Stromnetz in der Bundesrepublik Deutschland vergleichen. Denn die Aufgabe, die Funktionstüchtigkeit der einzelnen Spannungsnetze zu gewährleisten und das Verknüpfen dieser Netze mit anderen Netzen der aktuell 889 verschiedenen Anbieter zu koordinieren ist nochmals deutlich komplexer als das Stricken eines gigantischen Pullovers, der eine Fläche von über 350.000 Quadratkilometern abdecken soll. Erschwert wird die Problematik um die Stromnetze auch durch das, was in der Fachliteratur gerne als »historisch gewachsen« bezeichnet wird: Die einzelnen Netze und ihre Verknüpfungen sind nicht am Reißbrett geplant. Sie sind nach und nach entstanden, wurden ausgebessert, nachgebessert oder einzelne Abschnitte neu gebaut.

Trotzdem: Solange diese Netze dem Strom sozusagen als »Einbahnstraße« dienten, war die Situation noch überschaubar: dort die großen Produzenten und am anderen Ende die Abnehmer. Aber Strom wird heute mehr und mehr dezentral über Photovoltaikanlagen, Windkraftanlagen oder Biomasseheizkraftwerke produziert. Die Netze müssen nun also zusätzlich auch in die andere Richtung funktionieren und Strom von den Kunden abtransportieren. Die Energievielfalt nimmt parallel dazu immer weiter zu. Neben der Anzahl von dezentralen Erzeugern und steuerbaren Verbrauchern steigt auch deren Auswirkung auf die Netze. Und die Flexibilität der Netze muss mithalten. Deren gut aufeinander abgestimmtes und koordiniertes Zusammenspiel mit den Erzeugern und steuerbaren Verbrauchern wird immer wichtiger.

Simulationsumgebung für Reglerkonzepte und Leitsysteme im Smart Grid

Weil der Ausbau der Netze teuer und ihr Funktionieren »systemrelevant« für Deutschland ist, sollten oder besser: müssen sie vorab in Simulationen auf Strich und Faden geprüft werden. Und diese Tests dürfen dabei eigentlich auch nicht haltmachen am Ende der Netzstruktur eines einzelnen Betreibers. Denn erst durch das Beobachten des Zusammenspiels in unterschiedlichsten Erzeugungs- und Verbrauchssituationen lassen sich Leistungsfähigkeit und Fehleranfälligkeit erkennen.

Im Projekt »OpSim« haben Forscher des Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik IEE und der Universität Kassel deshalb eine Test- und Simulationsumgebung entwickelt, die genau dies leisten kann: »Netzbetreiber können nun ihre Software mit simulierten Stromnetzen verbinden und den Status Quo ihrer Netze überprüfen beziehungsweise ihre Pläne für eine Weiterentwicklung erproben - von Reglerkonzepten bis zu Leitsystemen im Smart Grid«, erklärt Christian Töbermann vom Fraunhofer IEE. Bei diesen »Co-Simulationen«, bei denen also die Softwares verschiedener Simulationsteilnehmer zu einer Gesamtsimulation verbunden werden, können alle Ebenen der Stromversorgung erfasst werden. Also die Höchstspannungsnetze ebenso wie die Verteilernetze mit ihren Hochspannungs-, Mittelspannungs- und Niederspannungsnetzen. Zudem werden unterschiedlichste Akteure wie beispielsweise virtuelle Kraftwerke mit eingebunden.

»OpSim« sorgt mit Hochleistung dafür, dass flexibel über 10.000 Knoten in virtuellen Netzen berechnet werden können. Bild: Fraunhofer IEE

Tests für bis zu 100.000 Netzknoten

»Über OpSim können wir große Netzmodelle mit bis zu 10.000 Knoten in Echtzeit und bis zu 100.000 Knoten beschleunigt für einen Performance-Test nachbilden«, sagt Töbermann. Das entspricht ungefähr einer Region von bis zu zehn Kleinstädten. Zudem werden dabei die Entwicklungen innerhalb eines Jahres simuliert. Dafür prognostiziert OpSim die Erzeugungsdaten unter anderem anhand von Erfahrungswerten und über Wetterentwicklungen und kalkuliert die Verbrauchsdaten anhand historischer Daten mit ein. »Ein bedeutender Vorteil von OpSim ist zudem, dass die Netzsimulationen in Echtzeit berechnet werden können«, betont Töbermann. Netzbetreiber bekommen am Ende der Simulation also nicht einfach nur einen Bericht mit Ergebnissen. Sie können die Entwicklungen »on-the-fly« beeinflussen. So sehen sie die Vorgänge »live« (oder im beschleunigten Ablauf) und können besser nachvollziehen, wie sich welche Situation auf ihre Netze auswirkt.

Forschungsprojekte und Studien zum intelligenten Stromnetz

OpSim kann mit unterschiedlichen Soft- und Hardware-Schnittstellen umgehen und ist skalierbar: Das Tool lässt sich sowohl an einem Desktop-Rechner nutzen als auch in Rechenclustern. Anwender können dabei zusätzlich auf die Expertise des Fraunhofer IEE zurückgreifen: »Wir erarbeiten oftmals auch Untersuchungen und Anwendungsfälle gemeinsam mit den Netzbetreibern«, betont Töbermann. Derzeit beispielsweise werden in einem Forschungsprojekt Regelungskaskaden untersucht. Im Szenario hat der Netzbetreiber einen Engpass und muss nun eine gezielte Leistungsreduktion durchführen. Dafür sollen nicht nur Anlagen in eigenem, sondern auch in Nachbarnetzen abgeregelt werden.

»Momentan häufen sich derartige Forschungsprojekte und Studien gegenüber reinen Simulationsaufträgen aus der Industrie«, erklärt Töbermann. Hier entwickele sich die Nachfrage gerade erst.

(aku)