Netzintegration von Fahrzeugen mit elektrifizierten ... - JUWEL

6.2 Leistungsflussbetrachtung der Windenergie-Integration durch Elektrofahrzeuge
den, wo viele Ziele innerhalb einer kurzen Distanz erreicht werden können und wo eine Ladeinfrastruktur
von einer Vielzahl von Menschen genutzt werden kann. Daher wurde in der
ersten Verteilung die Gesamtheit aller Elektrofahrzeuge zu 50% auf Kernstädten, zu 33%
auf verdichtete Kreise und zu 17% auf ländliche Kreise verteilt. Innerhalb eines Landkreises
ermittelt sich die genaue xEV-Anzahl aufgrund der Anzahl der gemeldeten Kraftfahrzeuge.
Die zweite Verteilung geht von der Annahme aus, dass der Bestand von Elektrofahrzeugen
in den Modellregionen Elektromobilität Berlin-Potsdam, Bremen/Oldenburg, Hamburg, München,
Rhein-Main, Rhein-Ruhr, Sachsen und Stuttgart kumuliert [BMVBS, 2011]. Es wurden
daher 70% des angenommenen Bestandes an Elektrofahrzeugen in den Jahren 2020 bzw.
2030 den Landkreisen zugeordnet, die innerhalb der Modellregion liegen und 30% den an
die Modellregion angrenzenden Landkreisen. Innerhalb der Landkreise erfolgte die Zuweisung
der genauen xEV-Anzahl ebenfalls aufgrund der Anzahl der gemeldeten Kraftfahrzeuge.
6.2.2 Verbesserte Auslastung von Übertragungskapazitäten durch gesteuerte
Ladung
6.2.2.1 Gegenstand und Methodik der Analyse
Die Aufnahme von Windenergie ist eine vieldiskutierte Anwendung zum Laden der Elektrofahrzeuge.
Die Auswertungen der Speicherpotenziale in Abschnitt 6.1 zeigte bereits, dass
1 Mio. xEV im Jahr 2020 ca. 15% der nächtlichen überschüssigen Windenergie und 6 Mio.
xEV im Jahr 2030 ca. 30% der nächtlichen überschüssigen Windenergie (Basisjahr 2010)
aufnehmen könnten. Hierfür muss jedoch gewährleistet sein, dass die Windenergie vom Ort
der Erzeugung im Norden und Osten Deutschlands zu den Verbrauchszentren in den Großstädten
übertragen werden kann.
Analog zu den bilanziellen Überlegungen in Abschnitt 6.1 wurde die Netzintegration potentiell
verfügbarer Windenergie in Netzmodell simuliert. Dazu wurde für die Jahre 2020 und 2030
die Windeinspeisung aufgrund des Basisjahres 2010 prognostiziert und mittels einer linearen
Leistungsflussberechnung überprüft, ob es Aufgrund der Windeinspeisung zu Leitungsüberlastungen
kommt. Abbildung 83 zeigt exemplarisch 60 Stunden aus dem Netzmodell 2020
zur Erläuterung der Analysemethodik. In den ersten 25 Stunden ist die Windenergieeinspeisung
gering, bevor ein Anstieg der Einspeisung ab Stunde 175 zur Überlastung einer oder
mehrerer Leitungen führt. Im oberen Bildabschnitt der Abbildung 83 wird die Netzlast und die
Windeinspeisung für den ausgewählten Zeitraum gezeigt. Die schwarze gepunktete Linie
stellt die Netzlast dar, während die graue Strichpunktlinie die verfügbare Windleistung anzeigt.
Wird diese verfügbare Windleistung ins Netzmodell eingespeist, sieht man an der
grauen Strichpunktlinie im unteren Bildabschnitt, dass es ca. ab Stunde 175 zu einer Leitungsüberlastung
kommt. Daher muss die Windeinspeisung reduziert werden, bis die Belastung
aller Leitungen maximal 100% beträgt. Die Windenergieeinspeisung bei der dies der
Fall ist, ist im oberen Bildabschnitt durch die schwarze durchgezogene Linie gekennzeichnet.
Im unteren Bildabschnitt erkennt man an der schwarzen durchgezogenen Linie, dass für diese
Einspeisung die maximale Leitungsbelastung aller Leitungen tatsächlich unter 100% liegt.
Die Fläche zwischen der verfügbaren und zulässigen Windeinspeisung definiert die Menge
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