Netzintegration von Fahrzeugen mit elektrifizierten ... - JUWEL
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6.2 Leistungsflussbetrachtung der Windenergie-Integration durch Elektrofahrzeuge<br />
6.2.2.2 Leitungsüberlastung durch Ausbau <strong>von</strong> Windenergieanlagen<br />
Um die Modellannahmen innerhalb des Projektes NET-ELAN konsistent zu halten, wurde für<br />
die Prognose des Ausbaus der onshore Windenergie auf Ergebnisse des IKARUS Energiemodells<br />
(Referenz-Szanrio, siehe Kapitel 7.4) zurück gegriffen. Demnach nimmt die onshore<br />
installierte Leistung <strong>von</strong> heutigen rund 28 GW bis 2020 um 38% und bis 2030 um 62%<br />
zu. Bezüglich der offshore installierten Leistung wurde basierend auf Angaben der dena da<strong>von</strong><br />
ausgegangen, dass die installierte Leistung im Jahr 2020 7,2 GW und im Jahr 2030 19,1<br />
GW beträgt [dena, 2011].<br />
Abbildung 84 zeigt die Netzlast, Windenergieeinspeisung und maximale Leitungsauslastung<br />
im Netzmodell 2020. Aus Gründen der Übersichtlichkeit der Darstellung ist die zulässige<br />
Windeinspeisung nicht in der Grafik enthalten. Man erkennt aber, dass immer wenn eine<br />
Leitungsbelastung größer 100% im unteren Bildabschnitt angezeigt wird, eine Reduktion der<br />
eingespeisten Windleistung stattfinden muss. Trotz implementierten Netzausbaus (siehe<br />
Abschnitt 6.2.1.2) ist zu 34% der analysierten Zeitpunkte mindestens eine Leitung mehr als<br />
100% belastet.<br />
Die Summe der aufgrund der Leitungskapazitäten nicht integrierbaren Windenergie beträgt<br />
im Modell 4,79 TWh. Bezüglich der Abschaltung <strong>von</strong> Windenergieanlagen ist es innerhalb<br />
des Netzmodells möglich zu entscheiden, ob die Reduktion der Windenergieeinspeisung<br />
zuerst onshore oder offshore erfolgen soll. Im Modell werden für jeden Zeitschritt beide Strategien<br />
ausgewertet und dann diejenige gewählt, bei der die höhere Windleistung eingespeist<br />
werden kann. Eine Analyse dieser Vorgehensweise zeigt, dass es zu 26,7% der Zeitpunkte<br />
optimal war die onshore-Einspeisung zu drosseln, während in nur 7,2% der Zeitpunkte eine<br />
primäre Drosselung der offshore Windanlagen vorteilhafter war. 12 Trotz dieses deutlichen<br />
Ungleichgewichts sind die nicht integrierten Energiemengen on- und offshore <strong>mit</strong> 2,28 TWh<br />
Reduktion onshore und 2,51 TWh Reduktion offshore ungefähr gleich hoch. Diese Tatsache<br />
zeigt, dass offshore zu wenigen Zeitpunkten große Energiespitzen nicht eingespeist werden<br />
können, während onshore zu vielen Zeitpunkten eine geringe Reduktion notwendig ist.<br />
Um die kritischen Netzabschnitte bei Netzüberlastung zu identifizieren, wurden die fünf Zeitpunkte<br />
im Netzmodell 2020 genauer analysiert, in denen die höchsten Leitungsbelastungen<br />
identifiziert wurden. Dabei handelt es sich um Prognosen für Tage in den windstarken Monaten<br />
Januar, Februar, November und Dezember. Last, Windeinspeisung und maximale Leitungsbelastung<br />
zu diesen Zeitpunkten sind Tabelle 29 zu entnehmen. Man erkennt, dass zu<br />
allen fünf Zeitpunkten die Einspeisung aus offshore Wind 92% bis 95% der installierten<br />
Leistung und die Einspeisung aus onshore Wind zwischen 56% und 70% der installierten<br />
Leistung beträgt. Es handelt sich also um Leitungsüberlastungen aufgrund <strong>von</strong> starker onshore<br />
und offshore Windeinspeisung. Die kritischen Leitungsabschnitte sind in Abbildung 85<br />
gekennzeichnet.<br />
12 Zu den restlichen Zeitpunkten war keine Reduktion der Windeinspeisung erforderlich<br />
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