Simulation von 24×365-SystemenWir haben die Simulation im April 2024 gestartet, um herauszufinden, ob netzunabhängige Schnellladesiedlungen machbar sind. Wir haben das geografische Informationssystem der EU für Photovoltaik verwendet. Ausgangspunkt des Entwurfs war ein 1 ha großes energieoptimiertes Dorf mit einer zusätzlichen Schnellladefläche. Dabei handelt es sich um die 1.120 Module mit einer Neigung von 25° nach Osten und Westen auf den Häusern und die 968 Module mit einer Neigung von 8° nach Osten und Westen, die die zentrale Struktur abdecken. Wir haben eine Schnellladefläche mit 1.200 Photovoltaikmodulen mit einer Neigung von 5° nach Süden auf der nördlichen Hälfte der Erde und nach Norden auf der südlichen Hälfte der Erde hinzugefügt. Eine Schnellladestation kann sehr unterschiedlichen Betrieb haben. Von fast nichts am Anfang bis über die optimale Belastungsgrenze hinaus. Die Simulation testete mit 20 kW bis 240 kW Last im hohen Norden und 80 kW bis 400 kW an allen anderen Standorten in Schritten von 20 kW. Die Daten wurden für jede Stunde von 2005 bis zum Ende des Jahres 2020 erfasst. Für jede Stunde wird entschieden, wie viel für Power-to-Methanol verwendet werden soll, und auf der anderen Seite, ob der Generator gestartet werden muss. Das Power-to-Methanol-System wird in der Nacht von den Batterien gespeist. Bei der Simulation wurden 10 verschiedene Batteriegrößen mit 10 verschiedenen Leistungsgrößen kombiniert. Eine Simulation ist also 16 Jahre × 365,25 Tage × 24 Stunden × 10 Batteriegrößen × 10 Power-to-Größen × 17 verschiedene Lasten = 238.435.200 Entscheidungen und Berechnungen. Wir haben die Simulation mit 50 verschiedenen Orten durchgeführt. Ein Wirkungsgrad von 35 % HHV (Higher Heating Value) ist typisch für methanolbetriebene Generatoren im Bereich von 200 kW bis 500 kW. Er könnte bis zu 48 % betragen, aber die zusätzlichen Kosten bei nur einigen hundert Stunden jährlicher Nutzung machen diese hocheffiziente Option zu teuer. Der Wirkungsgrad eines Power-to-Methanol-Systems von 50 kW bis 300 kW wird mit 50 % angenommen. Diese Simulation geht von einer gleichbleibenden Nachfrage über das ganze Jahr hinweg aus. Bei einer höheren Nachfrage im Winter wäre der 24×365-Umwandlungssatz in Aalborg und Salzburg noch niedriger. Auf der anderen Seite erhöht die Industrie mit variabler Produktion den 24×365-Umwandlungssatz. |
