Masterarbeit
Preisoptimiert-betriebene Wärmepumpen in Niederspannungsnetzen
Diese Arbeit bewertet den Einfluss preisoptimiert-betriebener Wärmepumpen auf ein typisches Berliner Niederspannungsnetz.
Durch die thermische Trägheit typischer Ein- und Zweifamilienhäuser in Kombination mit Pufferspeichern kann der Einsatz dezentraler Wärmepumpen zeitlich verschoben werden. Doch wie groß ist das Potenzial der Lastverschiebung für Endkund:innen und welche Einsparungen lassen sich in Kombination mit dynamischen Stromtarifen und zeitvariablen Netzentgelten erzielen? Neben dieser Frage liegt der Fokus der Arbeit auf den Auswirkungen der preisoptimierten Steuerung auf die Betriebsmittel eines repräsentativen Ortsnetzes für den Berliner Stadtrand.
Zweistufiges Simulationsmodell mit modellprädiktiver Regelungsstrategie
Im ersten Schritt erfolgt eine dezentrale Optimierung des Wärmepumpen-Betriebs für die 221 Einfamilienhäuser, welche sich im Ortsnetz befinden. Das Netzmodell bildet ein repräsentatives Randnetz der Stadt Berlin ab. Neben Wetter- und Gebäudedaten des Deutschen Wetterdienstes (DWD) und der EnergyMap Berlin wird das TEASER-Modell genutzt, um die thermische Gebäudeträgheit abzubilden.
Der öffentlich zugängliche LoadProfileGenerator (LPG) generiert elektrische Lastprofile und TWW-Profile für die individuellen Haushalte. Mit Hilfe der überwiegend linearen Optimierung wird die Wärmepumpe so betrieben, dass die Strombezugskosten minimiert werden. Je nach betrachtetem Szenario nutzen die Haushalte statische Stromtarife, dynamische Stromtarife oder zeitvariable Netzentgelte nach §14a des Energiewirtschaftsgesetzes, oder eine Kombination davon.
Der zweite Teil des Modells bildet die zufällige Verteilung der im Szenario vorhandenen Wärmepumpen auf die 221 Haushalte ab. Innerhalb der Monte-Carlo-Simulation findet die stationäre Lastflussberechnung mittels der Python-Bibliothek pandapower statt. Nach Aufzeichnung der Simulation erfolgt die inhaltliche Auswertung des jeweiligen Szenarios und die Rückschlüsse für die einzelnen Haushalte und das Verteilnetz.
Höchste Einsparungen durch Anwendung von dynamischen Stromtarifen und zeitvariablen Netzentgelten
Sollten alle 221 Haushalte einen statischen Stromtarif nutzen, in welchem statische Netzentgelte vorhanden sind, liegt der Median der Strombezugskosten für den Betrieb der Wärmepumpen bei knapp 1266 €/a. Die mittleren 50 % der Gebäude zahlen zwischen 951 €/a und 1622 €/a, wobei die Extremwerte bei 410 €/a bzw. 5199 €/a liegen.
Ein statischer Tarif mit zeitvariablen Netzentgelten spart im Median 52 €/a (ca. 4 %) im Vergleich zu einem statischen Tarif mit statischem Netzentgelt. Ein dynamischer Stromtarif ohne zeitvariable Netzentgelte spart deutlich mehr, nämlich im Median 282 €/a (22 %). Die Kombination beider Preissignale führt zu den niedrigsten Kosten im Median von 876 €/a, was einer Gesamtersparnis von rund 390 €/a (31 %) entspricht.
Zeitvariable Netzentgelte und statische Stromtarife entlasten die Betriebsmittel am stärksten
Um die thermischen und elektrischen Spitzenlasten unter extremen Winterbedingungen zu bewerten, wird das Jahr 2021 als eine Sensitivität für die Eingangsdaten Einstrahlung und Temperatur verwendet. Bei der Aggregation der 32 Monte-Carlo-Iterationen pro Datenpunkt wird nicht der Mittelwert, sondern die ungünstigste Einzeliteration berücksichtigt. Für jeden Netz-Bewertungsindikator wird die Iteration mit dem extremsten Wert ausgewählt. Somit bildet die Analyse Extremfälle der Netzbelastungen ab, die sich bei einer maximal ungünstigsten räumlichen Verteilung der Wärmepumpen im Niederspannungsnetz ergeben können.
Bei einem Wärmepumpen-Anteil von 0 % beträgt die Last in allen Tarifvarianten 0,274 MW. Im Tarif Statischer Tarif mit statischem Netzentgelt wird der Grenzwert, also der Teil an dem die Anzahl an Wärmepumpen für das Netz kritisch wird, bereits bei einem Anteil von etwa 30 % überschritten. Bei der Durchdringung der Wärmepumpen von 40 % erreicht die Höchstlast 0,461 MW, was 15 % über der Nennleistung des Transformators liegt.
Tarife mit einer zeitvariablen Netzentgeltkomponente verschieben die kritische Schwelle deutlich. Der Dynamische Tarif mit zeitvariablem Netzentgelt erreicht diesen Grenzwert erst bei etwa 50 % Wärmepumpenanteil. Haben alle 221 Einfamilienhäuser eine Wärmepumpe (100 %) steigt die Jahreshöchstlast auf 0,679 MW (Statischer Tarif mit statischem Netzentgelt) bzw. 0,634 MW (Dynamischer Tarif mit zeitvariablem Netzentgelt). Damit übersteigt die Last die Nennleistung um 70 % bzw. 59 %.
Die Jahreshöchstlast ist so zu interpretieren, dass der Transformator teilweise an oder über seiner Nennleistung betrieben wird. Ob dies die Lebensdauer jedoch erheblich verkürzt, hängt nicht nur von der absoluten Spitzenlast ab, sondern vor allem von der Dauer der thermischen Überlastung. Kurzzeitige Spitzen können Transformatoren in der Regel ohne nennenswerte Alterungserscheinungen verkraften.
