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000780996 500__ $$aDruckausgabe: 2019. - Onlineausgabe: 2020. - Auch veröffentlicht auf dem Publikationsserver der RWTH Aachen University
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000780996 5203_ $$aDie Transformation des europäischen Energiesystems geht mit tiefgreifenden Veränderungen in nahezu allen Systembereichen einher. Das Ziel eines sicheren, wettbewerbsfähigen und nachhaltigen Energiesystems sowie massiv reduzierter Treibhausgasemissionen soll vor allem durch den Ausbau der erneuerbaren Energien und die Erhöhung der Energieeffizienz erreicht werden. Die steigenden Anteile fluktuierender erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung führen dabei zu einer erhöhten Volatilität der Einspeisungen sowie stark veränderten Einspeisungsverteilungen. Hierdurch steigen die Anforderungen an die Systemflexibilität und die Transportkapazitäten der Übertragungsnetze. Hinzukommende Einsatzmöglichkeiten für Elektrizität in verschiedenen Energiesektoren wie dem Verkehrs- und Wärmesektor sowie sektorübergreifende Flexibilitätsoptionen wie Power-to-gas führen darüber hinaus zu steigenden intersektoralen Abhängigkeiten. Für die Energie- und Elektrizitätssystemmodellierung ergibt sich hieraus die Herausforderung, diese Entwicklungen in den verschiedenen Systembereichen angemessen zu erfassen. Dabei spielen sich die Einflüsse und Auswirkungen auf unterschiedlichen Ebenen z.B. zeitlicher, räumlicher, technologischer und ökonomischer Skalen ab, die simultan zu berücksichtigen sind. In dieser Arbeit wird daher ein Modellpaket zur multiskalaren Analyse des integrierten Energie- und Elektrizitätssystems entwickelt, in dem das etablierte Energiesystemmodell IKARUS-LP mit neu entwickelten Modellen zur zeitlichen und räumlichen Entfaltung der Residuallast, einem neu entwickelten Elektrizitätsmarktmodell für Europa und einem neu entwickelten Übertragungsnetzmodell für Deutschland gekoppelt wird. Bei dem Elektrizitätsmarktmodell handelt es sich um ein gemischt-ganzzahliges lineares Optimierungsmodell, bei dem der Einsatz sämtlicher Kraftwerke, Speicher und Flexibilitätsoptionen unter Berücksichtigung der technischen Restriktionen auf stündlicher Basis ermittelt wird. Das Übertragungsnetzmodell basiert auf realen Netzdaten und erlaubt die Berechnung von AC- und DC-Lastflussberechnungen, wobei zusätzlich eine Optimierung des Betriebs der HGÜ-Leitungen auf Basis genetischer Algorithmen erfolgt. Die exemplarischen Untersuchungen dieser Arbeit zeigen, dass die detaillierte Betrachtung des europäischen Elektrizitätssystems im Modellpaket verglichen zu dem isoliert eingesetzten Energiesystemmodell IKARUS-LP wesentlich genauere Aussagen zu Stromerzeugungen sowie Im- und Exporten ermöglicht. Dies hat weitreichende Rückwirkungen auf die Rechenergebnisse des rückgekoppelten Energiesystemmodells und führt beispielsweise zu insgesamt erhöhten Systemkosten. Die detaillierten Lastflussberechnungen zeigen auf, dass der im Netzentwicklungsplan der Übertragungsnetzbetreiber geforderte Netzausbau zwingend erforderlich ist, um die anvisierten hohen Windenergiekapazitäten in das System integrieren zu können. Neben dem bereits identifizierten Verstärkungsbedarf auf Nord-Süd-Trassen weisen die Berechnungen darauf hin, dass zusätzlicher Ausbaubedarf bei den Zubringerleitungen zu den HGÜ-Stationen auf Ost-West-Trassen in Norddeutschland besteht.$$lger
000780996 520__ $$aThe transformation of the European energy system involves profound changes in almost all parts of the system. The goal of a secure, competitive and sustainable energy system as well as massively reduced greenhouse gas emissions should be achieved, above all, by expanding renewable energy and increasing energy efficiency. The increasing share of fluctuating renewable energies in electricity generation leads to increased volatility as well as a greatly altered distribution of the power that is fed into the grid. This increases the requirements on the flexibility of the system and the transport capacity of the transmission grid. Additional potential uses for electricity in various energy sectors, such as the transport and heating sector, as well as cross-sectoral flexibility options such as power-to-gas, are also leading to increasing sectoral interdependencies. For energy and electricity system modelling, the resulting challenge is to adequately capture these developments in the various system areas. In order to do this, the influences and effects that occur at different levels of e.g. temporal, spatial, technological and economic scales need to be considered simultaneously. In this thesis, a model package for the multiscale analysis of the integrated energy and electricity system is developed, in which the established energy system model IKARUS-LP is combined with newly developed models for the temporal and spatial disaggregation of the residual load, in addition to a newly developed electricity market model for Europe and a newly developed transmission grid model for Germany. The electricity market model is a mixed-integer linear optimization model that determines the use of individual power plants, storage facilities and flexibility options on an hourly basis, taking into account the technical restrictions of the system and the units. The transmission network model is based on real grid data and allows the calculation of AC and DC load flows, with an additional optimization of the operation of the HVDC lines on the basis of genetic algorithms. The exemplary investigations of this work show that the detailed consideration of the European electricity system in the model package enables significantly more precise statements to be made regarding power generation as well as imports and exports compared to the stand-alone energy system model IKARUS-LP. The results have far-reaching effects on the calculation results of the feedback energy system model, e.g. increased system costs. The detailed load flow calculations show that the grid expansion derived in the grid development plan of the transmission system operators is absolutely necessary in order to be able to integrate the targeted high wind energy capacities into the system. In addition to the already identified need for reinforcement on north-south routes, the calculations indicate that additional expansion needs exist on feeder lines to the HVDC stations on east-west routes in northern Germany.$$leng
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