Einfluss der elektrischen und thermischen Speicherkapazität auf die Netzbelastung bei Einfamilienhäusern mit regenerativer Eigenerzeugung, Elektrowärmepumpenheizung und hohem Autarkiegrad
Fokus der Arbeit steht das Energiesystem eines Einfamilienhauses, dessen elektrischer und thermischer Energiebedarf bilanziell zu 100 % aus regenerativen Quellen bereitgestellt wird. Heizwärme- und Trinkwarmwasserbedarf werden mittels einer elektrischen Wärmepumpe gedeckt. In Kombination mit einem Batterie- und einem Wärmespeicher trägt diese dazu bei, die fluktuierend verfügbare erneuerbare Energieerzeugung in das Gebäudeenergiesystem zu integrieren. Übergeordnete Zielstellung der Arbeit ist die Untersuchung des Einflusses elektrischer und thermischer Speicherkapazitäten auf die Belastung des elektrischen Verteilnetzes in wärmepumpenbeheizten Einfamilienhäusern. Daraus werden drei Forschungsfragen abgeleitet, welche (1) auf den Einfluss des EE-Erzeugungsmixes sowie (2) die wechselseitige Beeinflussung der eingesetzten thermischen und elektrischen Speicherkapazitäten abzielen und (3) den Beitrag der nach heutigen Planungsgrundsätzen dimensionierten Speicherkapazitäten zur Netzentlastung untersuchen. Basierend auf den Modellen der einzelnen Systemkomponenten wird ein vereinfachtes Modell des Gebäudeenergiesystems in Form eines Optimierungsproblems (MILP) mit der primären Zielstellung der Minimierung der maximalen Netzbelastung entwickelt. Mit diesem Modell wird, unter der grundlegenden Annahme der bilanziellen Autarkie, eine Vielzahl an Jahressimulationen für verschiedene Kombinationen der eingesetzten elektrischen und thermischen Speicherkapazitäten mit unterschiedlichen Eingangsdaten hinsichtlich der Wetterbedingungen (Temperatur, Globalstrahlung, Windgeschwindigkeit) durchgeführt. Mittels der erhaltenen Ergebnisse erfolgt die Ableitung eines Metamodells zur Beschreibung des funktionalen Zusammenhangs der Abhängigkeit der maximalen Netzbelastung von den eingesetzten Speicherkapazitäten und des Erzeugungsmixes. Das Metamodell wird anschließend in einem nicht-linearen Optimierungsmodell zur Auslegung des Erzeugungsmixes, der maximalen Netzbelastung und der Speicherkapazitäten unter Berücksichtigung der jeweiligen Kosten aus gesamtenergiesystemischer Sicht eingesetzt. Weiterhin wird das Metamodell verwendet, um den Einfluss der eingesetzten Speicherkapazitäten auf die maximale Netzbelastung und den Autarkiegrad im Bereich der heute wirtschaftlichen Speicherdimensionierung des betrachteten Gebäudes zu untersuchen. Als Referenzgebäude wird ein Einfamilienhaus im Niedrigenergiehausstandard mit einem Jahresheizenergiebedarf von 3200 kWh und einem elektrischen Energiebedarf von 5250 kWh betrachtet. Hinsichtlich der Auslegung des Erzeugungsmixes, des Netzanschlusses und der Speicherkapazitäten ergibt sich ein kostenoptimales Verhältnis der installierten Photovoltaik- zu Windleistung von etwa 0,25 zu 1. Dabei kommt aufgrund des Kostenvorteils gegenüber einem elektrischen Speicher ausschließlich ein thermischer Speicher mit einer Kapazität von 57 kWh (etwa 5000 L) zum Einsatz. Die Auswirkungen der eingesetzten Speicherkapazitäten auf die maximale Belastung des elektrischen Verteilnetzes hängt stark vom Erzeugungsmix ab. Während thermische Speicher im Bereich der heute üblichen Auslegung für das oben genannte Referenzgebäude (Batteriespeicher mit 6,56 kWh und thermischer Speicher mit einem Volumen von 570 L) für einen winddominierten Erzeugungsmix den deutlichsten Einfluss auf die Reduktion der maximalen Netzbelastung haben, sind Batteriespeicher für einen photovoltaiklastigen Erzeugungsmix vorzuziehen. Weiterhin zeigen die Ergebnisse, dass in den winddominierten Szenarien durch für den Einfamilienhaussektor technisch durchaus realisierbare Steigerung der eingesetzten Speicherkapazitäten Autarkiegrade um 80 % erreicht werden können. Bei höheren Photovoltaikanteilen sind aufgrund des erhöhten saisonalen Ausgleichsbedarfs zwischen Heizenergiebedarf und EE-Bereitstellung zum Erreichen desselben Autarkiegrades unrealistisch hohe Speicherkapazitäten erforderlich.
The focus of this work is the energy system of a single-family house, whose electrical and thermal energy demand is provided by renewable sources at 100 %. Heating and domestic hot water requirements are covered by an electric heat pump. In combination with a battery and a heat storage system, this helps to integrate the fluctuating renewable energy generation into the building energy system. The overall objective of this work is to investigate the influence of electrical and thermal storage capacities on the load of the electrical distribution network in heat pump heated single family homes. Three research questions are derived from this, which (1) focus on the influence of the RE generation mix and (2) the mutual influence of the thermal and electrical storage capacities used, and (3) investigate the contribution of storage capacities sized according to current planning principles to grid load relief. Based on the models of the individual system components, a simplified model of the building energy system is developed in the form of an optimization problem (MILP) with the primary objective of minimizing the maximum grid load. With this model, under the basic assumption of a 100 % self-sufficiency, a large number of simulations, covering a timeframe of one year, are performed for different combinations of the applied electrical and thermal storage capacities with different input data regarding weather conditions (temperature, global radiation, wind speed). By means of the obtained results, a metamodel is derived to describe the functional relationship of the dependence of the maximum grid load on the deployed storage capacities and the generation mix. The metamodel is then used in a non-linear optimization model to design the generation mix, the maximum grid load and the storage capacities, taking into account the respective costs from an overall energy system perspective. Furthermore, the metamodel is used to investigate the influence of the applied storage capacities on the maximum grid load and the degree of self-sufficiency in the range of today’s economic storage dimensioning of the considered building. A single-family house in low-energy standard with an annual heating energy demand of 3200 kWh and an electrical energy demand of 5250 kWh is considered as the reference building. With respect to the design of the generation mix, grid connection, and storage capacities, the cost-optimal ratio of installed photovoltaic to wind power is about 0.25 to 1, using only thermal storage with a capacity of 57 kWh (about 5000 L) due to the cost advantage over electrical storage. The impact of the storage capacities used on the maximum load on the electric distribution system is highly dependent on the generation mix. While thermal storage in the range of the current design for the above reference building (battery storage with 6,56 kWh and thermal storage with a volume of 570 L) for a wind-dominated generation mix has the most significant impact on reducing the maximum grid load, battery storage for a photovoltaic-heavy generation mix is preferable. Furthermore, the results show that in the wind-dominated scenarios, increases in the storage capacities self-sufficiency levels around 80 % can be achieved. At higher photovoltaic fractions, unrealistically high storage capacities are required to achieve the same degree of self-sufficiency due to the increased seasonal balancing needs between heating energy demand and RE supply.
Preview
Cite
Access Statistic
