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Der österreichische Übertragungsnetzbetreiber Austrian Power Grid (APG) hat mit smarten Sensoren eine Möglichkeit gefunden, den Netzbetrieb effizienter zu gestalten und so mehr Ökostrom transportieren zu können. Dies wird durch eine weitere Entwicklungsstufe des sogenannten witterungsabhängigen Freileitungsbetriebs (WAFB), den die APG seit 2013 eingeführt hat und sukzessive weiterentwickelt. Der WAGB umfasst bereits rund ein Viertel der Netze in der Verantwortung der APG.
Temperatur und Seildurchhang als begrenzende Faktoren
Beim WAFB wird laufend die Übertragungskapazität von Freileitungen anhand aktueller Wetterdaten und Messwerten von Sensoren ermittelt und optimiert. Jetzt testet der Netzbetreiber im Rahmen eines Pilotprojektes eine neue Generation an Sensoren. Dabei handelt es sich um, sogenannte Gridpulse-Sensoren von Siemens Energy. „Der begrenzende Faktor für die maximale Übertragungsleistung über eine Hochspannungsleitung ist die Seiltemperatur und der Durchhang der Leiterseile“, erklärt APG-Vorstandssprecher Gerhard Christiner. „Tiefe Lufttemperaturen und starker Wind kühlen die Leiterseile. Dadurch kann wesentlich mehr Strom durch die Leitungen fließen als beispielsweise im Sommer bei Windstille. Dank des Einsatzes neuer Sensoren kann ein genaueres Echtzeitbild der Leitung digital erfasst, und die aktuell verfügbare Übertragungskapazität präzise berechnet werden“, beschreibt er den zentralen Vorteil.
Engpässe reduzieren
Mit dem Einsatz der neuen Technologie kann APG den Netzbetrieb optimal an aktuelle Wetter- und Umweltbedingungen anpassen und damit die Übertragungskapazitäten im Stromnetz noch besser und effizienter nutzen. Der Netzbetreiber setzt die neuen Sensoren hauptsächlich bei den Leitungen ein, die stark ausgelastet sind und bei denen es dadurch immer wieder zu hohen Kosten für Engpassmanagement kommt. „Wir nutzen damit bestehende Reserven im Netz, können Engpässe reduzieren und zusätzliche erneuerbare Energie sicher in das Stromnetz integrieren“, sagt Gerhard Christiner. „Die Momentanauslastung der Übertragungskapazität kann um bis zu 50 Prozent gesteigert werden. Dadurch konnte die APG bislang Einsparungen im niedrigen dreistelligen Millionen-Euro-Bereich realisieren.“
Betriebsstrategie gesetzlich verankert
Zwar hat die APG schon vorher mit der Entwicklung der WAFB begonnen. Doch mit der Verabschiedung des Elektrizitätswirtschaftsgesetzes im vergangenen Jahr wurde dieser Betriebszustand erstmals gesetzlich verankert. Das Erneuerbaren-Ausbau-Beschleunigungsgesetz (EABG), das seit Mitte 2026 teilweise in Kraft ist, ermöglicht zudem eine Beschleunigung des WAFB. Damit kann die APG ihr Ziel, den Netzbetrieb zunächst zu optimieren und erst auszubauen, wenn diese Optimierung nicht mehr ausreicht, in die Tat umsetzen. „Wir benötigen natürlich auch den weiteren Netzausbau. Aber um kosteneffizient zu sein, müssen wir aus den bestehenden Netzen mehr herausholen. Genau hier setzt der WAFB an“, betont Gerhard Christiner.
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Infrastruktur besser nutzen
Schließlich brauche die Energiewende nicht nur Netze, sondern auch intelligente Technologien, mit denen sich die vorhandene Infrastruktur effizienter nutzen lasse, ist sich Aleš Prešern, bei Siemens Energy verantwortlich für die Märkte Österreich und Slowenien, sicher. „Gemeinsam mit Austrian Power Grid bringen wir modernste Sensorik und digitale Analysen direkt an die Freileitung“, sagt er. „Unsere Sensoren erfassen Wetter-, Umgebungs- und Betriebsdaten in Echtzeit und ermöglichen so eine präzisere Bestimmung der tatsächlich verfügbaren Übertragungskapazität. Das Pilotprojekt zeigt, wie digitale Innovation dazu beitragen kann, Netzengpässe zu reduzieren, mehr erneuerbare Energien zu integrieren und die Leistungsfähigkeit bestehender Stromnetze zu steigern“, beschreibt er den Vorteil der neuen Technologie.
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Mit der Drohne installieren
Doch diese hat nicht nur für den Netzbetrieb Vorteile. Mit der neuen Sensorgeneration wird auch die Montage deutlich einfacher und schneller. Denn durch das geringere Gewicht können sie mit einer Drohne am Leiterseil angebracht werden. Das hat den Vorteil, dass die APG die betroffene Stromleistung nicht abschalten muss, sondern die Sensoren im laufenden Betrieb installieren kann. „Denn jede Abschaltung muss organisatorisch und zeitlich weit im Voraus international koordiniert werden, und ist häufig mit langen Vorlauf- und Wartezeiten verbunden. Der Grund dafür ist, dass die Reserven im überregionalen Stromsystem, die früher für solche Maßnahmen vorgesehen waren, heute nahezu vollständig ausgeschöpft sind. Für einen sicheren und stabilen Netzbetrieb benötigen wir daher jede verfügbare Leitung“, betont Gerhard Christiner.
Die APG wird mit der Installation der neuen Sensoren noch im Oktober 2026 starten. Im Jahr 2027 erwartet der Netzbetreiber die ersten Ergebnisse aus dem Probebetrieb.
