Digitaler Zwilling für das Stromnetz: Hochschule Coburg verknüpft Messdaten und Simulation
Forschende der Hochschule Coburg wollen reale Messdaten und Netzsimulationen zusammenführen. Ziel ist eine bessere Zustandsabschätzung in Verteilnetzen und eine effizientere Nutzung vorhandener Infrastruktur.
Professor Dr. Bernd Hüttl (vorne) und Prof. Dr. Christian Weindl sprechen über Vernetzungspläne und Steuerung von Anlagen im IHEA-Labor an der Hochschule Coburg.
Foto: Hochschule Coburg
Mit dem Ausbau von Photovoltaik (PV), Batteriespeichern, Wärmepumpen und Ladeinfrastruktur steigen die Anforderungen an die Verteilnetze. Forschende der Hochschule Coburg entwickeln deshalb Simulations- und Steuerungsverfahren für intelligente Stromnetze. Der Hochschule zufolge arbeitet das Institut für Hochspannungstechnik, Energiesystem- und Anlagendiagnose (IHEA) in einem aktuellen Projekt mit einem Netzbetreiber aus Nordostbayern daran, reale Netzdaten mit seiner Simulationsplattform zu verknüpfen. Daraus soll ein digitaler Zwilling entstehen, der ein umfassenderes Bild des Netzzustands ermöglicht.
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Ziel ist es, aus vorhandenen Messdaten den Zustand weiterer Bereiche des Netzes abzuschätzen. „Wir speisen die vorhandenen Daten in die Simulation ein und können daraus hochrechnen, was im gesamten Netz los ist“, erklärt Prof. Christian Weindl von der Fakultät Elektrotechnik und Informatik an der Hochschule Coburg. Solche digitalen Netzmodelle werden auch andernorts für Netzplanung und -betrieb untersucht. Das Fraunhofer ISE nutzt digitale Zwillinge beispielsweise, um Netzabschnitte nachzubilden, Betriebszustände zu simulieren sowie Steuerungskonzepte zu untersuchen.
Zustandsschätzung für stärker ausgelastete Verteilnetze
Durch dezentrale Einspeiser treten in Verteilnetzen zunehmend wechselnde Lastflüsse auf. PV-Anlagen speisen Strom dezentral ein. Batteriespeicher und bidirektional ausgelegte Elektrofahrzeuge können Energie aufnehmen und wieder abgeben. Gleichzeitig kommen mit Wärmepumpen und Ladepunkten neue elektrische Verbraucher hinzu. Neben klassischem Netzausbau werden daher Mess-, Kommunikations-, Prognose- und Steuerungssysteme immer wichtiger. Weindl beschäftigt sich an der Hochschule Coburg mit elektrischen Netzen und der Integration von Speichern und leitet unter anderem die Labore für Smart Grid, Netzdiagnostik und Speicherintegration sowie für Energiespeicheranwendungen und intelligente Netze. „Mein Ziel ist es, aus klassischen Stromnetzen flexible und intelligente Energiesysteme zu machen“, sagt er.
Ein digitaler Zwilling bildet ein reales Netz oder Teile davon in einem digitalen Modell nach. Wenn aktuelle Messwerte in dieses Modell einfließen, dann lassen sich unterschiedliche Betriebszustände untersuchen. Im Coburger Projekt soll dieser Ansatz dazu beitragen, Netzbelastungen besser abzuschätzen und vorhandene Kapazitäten zu identifizieren.
Ob sich damit tatsächlich zusätzliche Anschlusskapazitäten erschließen, muss sich im Rahmen der Forschung erst noch zeigen. Die Erwartungen sind hoch: „Damit kann es gelingen, den notwendigen Netzausbau zu begrenzen, intelligent zu steuern und effizient zu gestalten“, so Weindl. Dass digitale Zwillinge grundsätzlich für solche Fragestellungen eingesetzt werden können, zeigen bestehende Forschungsumgebungen. Das Fraunhofer ISE etwa nutzt sie unter anderem zur Nachbildung komplexer Netzabschnitte und zur Bewertung von Betriebsentscheidungen oder Systemänderungen.
Regierungsentwurf zur EEG-Novelle setzt auf Netzorientierung
Zusätzliche Aktualität erhält das Thema durch die geplante Neuausrichtung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes. Das Bundeskabinett hat den Regierungsentwurf zur EEG-Novelle am 29. Juli 2026 beschlossen. Ab September soll sich das parlamentarische Verfahren anschließen.
Der Regierungsentwurf sieht vor, den Ausbau erneuerbarer Energien stärker an Markt, Stromsystem und verfügbaren Netzkapazitäten auszurichten. Unter anderem soll vorhandene Netzkapazität künftig stärker anhand typischer Einspeiseprofile statt einzelner Einspeisespitzen bemessen werden. Das Bundeswirtschaftsministerium betont zugleich, dass der Netzausbau weitergeführt werden soll.
An der Schnittstelle zwischen erneuerbarer Erzeugung, Verbrauch, Speicherung und Netzbetrieb arbeitet auch das IHEA. Zu seinen ausgewiesenen Forschungsthemen gehören Steuerungsverfahren im Smart Grid sowie Verfahren zur netzdienlichen wirtschaftlichen Betriebsführung von Verteilnetzen.
Neben Weindl forscht dort Prof. Bernd Hüttl insbesondere im Bereich Photovoltaik. Die Hochschule nennt unter anderem Photovoltaiktechnologien und -messtechnik, Simulationen und Ertragsprognosen von PV-Anlagen sowie elektrische Analysen photovoltaischer Zellen als seine Arbeitsfelder.
Elektroautos als flexible Speicher
Eine weitere Rolle könnten künftig Elektrofahrzeuge spielen. Unterstützen Fahrzeug und Ladeinfrastruktur bidirektionales Laden, kann die Batterie nicht nur Strom aufnehmen, sondern grundsätzlich auch wieder abgeben. Damit lässt sie sich in Energiemanagementkonzepte für Gebäude oder Stromnetze einbinden.
Denkbar ist beispielsweise, Photovoltaikanlage, Heimspeicher, Wärmepumpe und bidirektional ladefähiges Elektrofahrzeug über ein Energiemanagementsystem zu koordinieren. Überschüssiger Solarstrom könnte zunächst gespeichert oder zum Laden des Fahrzeugs genutzt werden. Flexible Verbraucher könnten wiederum bevorzugt zu Zeiten geringerer Netzbelastung betrieben werden.
„Wir entwickeln Steuerungsstrategien, die Mobilitätsanforderungen mit der Speicherung von PV-Überschüssen, der Reduzierung von Lastspitzen und der netzdienlichen Bereitstellung von Energie verbinden“, erklärt Weindl in der Mitteilung.
Digitaler Zwilling als Werkzeug: Mehr Daten für den Netzbetrieb
Je mehr dezentrale Erzeuger, Speicher und steuerbare Verbraucher in Verteilnetze integriert werden, desto wichtiger werden nach Einschätzung der Coburger Forschenden automatisierte Regelungen und Prognoseverfahren. „Das Stromnetz der Zukunft wird wesentlich datengetriebener und dynamischer arbeiten als heute“, sagt Weindl.
Der geplante digitale Zwilling soll dafür ein weiteres Werkzeug liefern. Die Kombination von Messdaten und Simulationen soll nach Angaben der Hochschule eine bessere Zustandsabschätzung ermöglichen und Hinweise darauf liefern, wo Belastungen auftreten oder noch Kapazitäten vorhanden sind. Ob sich daraus im realen Netzbetrieb messbare Vorteile beim Anschluss zusätzlicher Anlagen oder beim Netzausbau ergeben, muss das Projekt noch zeigen.
