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ZSW optimiert Betriebsführung von dezentralem Stromspeicher und Wärmepumpe

(10.6.2014) Die Erzeugung von Solarstrom mit Photovoltaik-Anlagen ist emissionsfrei und kostengünstig. Für die üblichen Einspeisespitzen zur Mittagszeit sind manche Nie­derspannungsnetze aber nicht ausgelegt. Wie ein erhöhter lokaler Eigenverbrauch des PV-Stroms das Netz entlasten kann, hat das Zentrum für Sonnenenergie- und Was­serstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) untersucht. Am Beispiel eines Einfa­milienhauses zeigen die Forscher, dass mit der smarten Steuerung einer Batterie und einer Wärmepumpe eine Steigerung des Eigenverbrauchs auf 70 Prozent der Solar­stromerzeugung möglich ist. So soll die Netzeinspeisung auf nur noch 25% der Nenn­leistung der PV-Anlage sinken, die Spitzeneinspeisung mittags wird größtenteils ge­kappt.

In Deutschland sind derzeit rund 35 Gigawatt Photovoltaik-Leistung installiert. In vielen südlichen Regionen beträgt der Anteil am Strommix mittags im Frühjahr und Sommer bereits 30 Prozent oder mehr. Manche Niederspannungsnetze sind aber nicht ausgelegt für die sinnvolle Verteilung von überschüssigem, lokal erzeugtem Strom an andere Verbraucher. Insbesondere im ländlichen Raum kommen daher einige Netze an ihre Grenzen.

Mehr Eigenverbrauch kann diese Situation entspannen, und für die Anlagenbesitzer ist er außerdem um rund 15 Cent pro Kilowattstunde profitabler als die Netzeinspei­sung. Batteriespeicher erhöhen den Anteil des selbst verbrauchten Solarstroms noch weiter, aber auch die Steuerung einer Wärmepumpe mit thermischem Speicher kann zu diesem Zweck entsprechend angepasst werden. Das Problem dabei:

  • Von dem erhöhten Eigenverbrauch profitiert nicht automatisch das Stromnetz.
  • Wird etwa eine Batterie direkt geladen, ist sie bereits vor der Mittagszeit voll und reduziert die Einspeisespitze weniger als möglich.

Am Beispiel eines Einfamilienhauses mit vier Personen und 140 m² Wohnfläche hat das ZSW eine Lösung für das Problem erarbeitet. Auf dem Dach ist eine PV-Anlage mit 5 Kilowatt (kW) Nennleistung installiert. Neben der Batterie mit fünf kWh Energieinhalt kommt noch eine Wärmepumpe mit thermischem Speicher zum Einsatz:

Die beiden Speicher werden zeitversetzt geladen. „Unser dynamisches Modell maxi­miert den Eigenverbrauch von 57 Prozent um zusätzliche 13 Prozentpunkte und redu­ziert die Spitzeneinspeisung fast vollständig“, erklärt Dr. Jann Binder, Leiter des ZSW-Fachgebiets Photovoltaik: Module Systeme Anwendungen (MSA).

Die neue Betriebsführung der Stromspeicher und der Wärmepumpe nutzt Vorhersagen für die lokale PV-Erzeugung und den Stromverbrauch der Bewohner auf Basis vergan­gener Messwerte. Dafür verwenden die ZSW-Forscher ein selbstlernendes Modell. Auf Grundlage der Prognosen werden optimale Lösungen für den Batterieladezustand und den Wärmepumpenbetrieb berechnet. Die Ergebnisse gibt das System als Sollwert­vorgabe an untergeordnete Regler weiter, die die Steuerung der Gerätekomponenten übernehmen.

„Die Simulation zeigt eine mögliche Win-win-Situation für alle Beteiligten, Anlagen­besitzer wie Netzbetreiber“, erklärt Binder. „Wird sie realisiert, können darüber hinaus viermal so viele Anlagen an das Stromnetz angeschlossen werden, wie das derzeit der Fall ist.“ Die Energiewende erfordere neben der Investition in Erzeugungsanlagen, die ohne weitere Brennstoffkosten Strom erzeugen, auch Anpassungen in der Infrastruk­tur und in den Netzen. Wie das Beispiel jetzt zeige, könnten intelligente Steuerungs­verfahren den Anpassungsaufwand aber erheblich reduzieren, so der ZSW-Forscher.

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