Auswirkungen der elektrischen Wärmebereitstellung auf Verteilnetze

Vortrag und Tagungsbeitrag von Britta Kleinertz und Florian Samweber im Rahmen der Konferenz "Zukünftige Stromnetze" am 31. Januar und 01. Februar 2017 in Berlin

Vorgetragen am 31.01.2017

Elektrifizierung als Meilenstein zur Erreichung der Klimaziele

Für die auf der UN-Klimakonferenz (COP 21) beschlossene Reduktion der Treibhausgasemissionen müssen neben dem Stromsektor die Sektoren Mobilität und Wärme einen weitreichenden Beitrag liefern. Dies muss über die Umstellung auf effiziente und emmisionsarme Technologien sowie eine intelligente Sektorkopplung geschehen. Während die Auswirkungen der Elektromobilität auf die Stromverteilnetze Gegenstand zahlreicher Untersuchungen waren, wurden die Netzrückwirkungen der elektrischen Wärmebereitstellung (Power-to-Heat) für Verteilnetze bisher nicht ausreichend untersucht.

Modell zur Ermittlung der Netzauswirkungen durch Elektrifizierung

Die Folgen der elektrischen Wärmebereitstellung für die Stromverteilnetze können mit Hilfe einer detaillierten Simulation abgeschätzt werden. Für das Projekt MONA 2030 werden repräsentative Typnetze genutzt (siehe Erstellung repräsentativer Typnetze zur Abbildung von zukünftigen Netzbelastungen). Das in Abbildung 1 vorgestellte Energieverbrauchsmodell ist an diese Typnetze gekoppelt, um weitreichende Flexibilität für die Bewertung der Netzrückwirkung durch Power-to-Heat auf Verteilnetze zu evaluieren.

Im Siedlungsmodell werden, auf Basis statistischer Daten für Deutschland, Typsiedlungen aus den Inputgrößen Siedlungstyp und Stadtkategorie erstellt. Diese sind bestimmt über die vorhandenen Gebäudecluster (Kombination aus Gebäudetyp und Baualtersklasse), deren spezifischen Wärmebedarf sowie die potenziell verfügbare Dachfläche für PV und die Anzahl der Bewohner. Um sanierte oder Niedrigenergiehäuser zu simulieren, kann über das Sanierungsmodell der spezifische Wärmebedarf der einzelnen Gebäude vermindert werden. Auf Gebäudeebene werden darauf aufbauend im Gebäudemodell Strom- und Wärmelastgänge (Ramwärme- und Trinkwarmwasser) generiert. Basierend auf allen Lastgängen, der gewählten Power-to-Heat-Anlage, der Steuerungsart und dem Volumen des thermischen Speichers werden im Netzsimulationstool GridSim für jeden Simulationszeitschritt energetische Bilanzierungen durchgeführt, Regelungen festgelegt und resultierende Netzspannungen an jedem Netzanschlusspunkt berechnet.

PtH GridSim

 

Abbildung 1:    Methodisches Vorgehen zur Bestimmung der Auswirkungen einer elektrischen Wärmebereitstellung auf Verteilnetze
    
Implementierte Ladesteuerungen

Folgende Ladesteuerungen sind für Wärmepumpen und elektrische Speicherheizungen äquivalent und wie folgt definiert:

  • Wärmegeführt: Sobald der Speicher im folgenden Zeitschritt seinen minimalen Füllstand erreichen würde, wird er im laufenden Zeitschritt, maximal für den Bedarf der kommenden 24 Stunden, geladen. Diese Bedingung ist als grundlegender Baustein in allen weiteren Ladesteuerungen enthalten.
  • Eigenverbrauchsoptimiert: Sofern freie Speicherkapazität vorhanden ist, wird der Wärmespeicher geladen sobald am Netzanschlusspunkt durch eine eigene Erzeugungsanlage (z.B. Photovoltaik) eine Rückspeisung stattfinden würde. Der minimale Betrag der Rückspeiseleistung sowie die bezogene Leistung der Anlage werden variabel angepasst.
  • Spannungsgeführt: Sofern freie Speicherkapazität vorhanden ist, wird der Wärmespeicher geladen wenn die Spannung am Netzanschlusspunkt eine festgelegte Spannungsobergrenze überschreitet. Wird eine zuvor definierte Spannungsuntergrenze unterschritten, so wird der im Wärmespeicher vorgehaltene Wärmepuffer aufgebraucht um den Strombezug des Haushalts zu reduzieren. Hiermit wird die Spannung nicht zusätzlich gesenkt.
  • Niedertarifgeführt: Zu festgelegten Zeit (hier 22 bis 6 Uhr) gilt ein verminderter Strompreis, sodass die Beladung des Wärmespeichers zur Kostenoptimierung primär in diesem Zeitraum stattfindet.


Auswirkungen von wärmegeführten PtH-Anlagen

Abhängig von ihrer Durchdringung in der Siedlung und dem Sanierungsgrad des mit Wärme versorgten Gebäudes, steigern Wärmepumpen die elektrische Last im Netz über das gesamte Jahr (siehe Abb. 2 links) sowie die Anzahl der negativen Spannungsbandverletzungen im Netz (siehe Abb. 2 rechts). Speziell bei einem hohen Anteil an PtH in gering sanierten Siedlungen, führen die Power-to-Heat -Anlagen im Winter zu einem starken Abfall des Spannungsniveaus im Netz bis hin zu einzelnen Unterschreitungen des Spannungstoleranzbandes.

Jahresdauerlinie PtH

 

Spannungsbandverl Sanierungsgrad

 


Abbildung 2: Jahresdauerlinie der Wirkleistung am ONT (links) und Dauer der Verletzung der unteren Spannungsgrenze (rechts) in Abhängigkeit des Anteils an Wärmepumpen und des Sanierungsgrades

Es zeigt sich, dass bei einem hohen Anteil von Wärmepumpen  im Netzgebiet durch eine steigende Jahreshöchstlast zusätzlicher Netzausbau notwendig werden kann.

Vergleich unterschiedlicher Ladesteuerungen

Im Gegensatz zur rein wärmegeführten Ladesteuerung, können die weiteren Ladesteuerung helfen die gesamte Dauer positiver und negativer Spannungsbandverletzungen im Netz zu reduzieren.

LS spgb unten

 

LS spgb oben

 

 

Abbildung 3: Abhängigkeit der Dauer der Verletzung der unteren (links) bzw. oberen (rechts) Spannungsgrenze von der Ladesteuerung bei unsanierten Gebäuden

Während eine Steigerung des Eigenverbrauchs vor allem Überschreitungen des oberen Spannungstoleranzbandes vermeiden kann (s. Abb. 3 links), wird durch eine Umsetzung der spannungsgeführten Ladesteuerung zudem die Dauer der Unter-schreitungen des unteren Spannungstoleranzbandes verringert (s. Abb. 3 rechts).