Energietechnik und Energiewirtschaft
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Heimische Ladevorgänge von Elektroautos sind ein zusätzlicher Faktor in dem Wandel, dem Verteilnetze ausgesetzt sind. Aufgrund der typischen langen Parkzeiten bietet das Laden von Elektroautos jedoch einen hohen Grad an Flexibilität, mit deren Hilfe die Netzbelastung entscheidend verringert werden kann und weitere Dienstleistungen, auch in höheren Netzebenen, erbracht werden können. Die vorliegende Arbeit bewertet mit dem Instrument der Nutzwertanalyse fünf Ladestrategien, wie die Koordinierung von Ladevorgängen nutzbringend eingesetzt werden kann. Dazu werden im ersten Schritt Kriterien auf Basis der Literaturrecherche sowie der gegebenen Informationsgrundlagen der betrachteten Systeme definiert. Um eine neutralere Bewertung zu ermöglichen, wird die Gewichtung der Kriterien zusätzlich von einem Vertreter eines Verteilernetzbetreibers und einem Energieversorger vorgenommen. Mit den Ergebnissen der Bewertung werden die Systeme hinsichtlich ihres Nutzens unter Berücksichtigung der Bedeutung für die jeweiligen Parteien verglichen. Dabei werden die Stärken und Schwächen der Systeme herausgestellt und mögliche Interessenskonflikte lokalisiert. Ebenfalls wird auf die Eignung der Nutzwertanalyse als Werkzeug zur Bewertung der Systemkonzepte eingegangen. Im Anschluss wird der Grundaufbau eines Systems vorgestellt, welches aufgedecktes Potential zur Weiterentwicklung der bewerteten Systeme nutzt und damit zu einem größeren Gesamtnutzen führen kann.
Mit dem entwickelten, gemischt-ganzzahligen linearen Optimierungsmodell wird ein grosser Beitrag geleistet, das die wichtigen Betriebskennzahlen einer PV-Speicheranlage, wie der Eigenverbrauchsanteil um bis zu 89 % und der Autarkiegrad um bis zu 73 % durch eine variable Grenzkostenoptimierung bei zusätzlicher E-Auto Berücksichtigung gesteigert werden können. Der Eigenverbrauch der PV-Erzeugung wird durch den stationären Batteriespeicher auf 71 % mehr als verdoppelt. Das beispielhafte Szenario hat einen Haushaltsverbrauch von 5 MWh pro Jahr und besteht aus einer 5 kWp PV-Anlage, mit einem 5 kWh Batteriespeicher und dem Tesla Model 3 mit einer Jahresfahrleistung von 16778 km.
Das erstellte Softwareprogramm kann einfach auf weitere verschiedene Anlagenkonstellationen und mit eigenen Eingangszeitreihenprofile der Haushaltslast, der PV-Erzeugung und der E-Auto Nutzung parametriert werden. Neben der Kennzahlenberechnung des konkreten Szenarios wird der jeweilige Einfluss einer Anlagenkomponente, wie PV, Batterie und Last bei deren Variation, auf die Kennzahlen grafisch gut sichtbar dargestellt.
Die Ergebnisse bestätigen bisherige Arbeiten, dass die Dimensionierung der Anlagenkomponenten nach der einfachen Faust-Formel 1:1:1 erfolgen soll: Der stationäre Batteriespeicher und die PV-Anlage sollen gleich gross sein und ihre Grösse in kWh soll der Jahreslast in MWh entsprechen. Damit wird nahezu schon ein gutes Optimum von Eigenverbrauch, Eigenverbrauchsanteil und Autarkiegrad bei minimalen Energiekosten gefunden und die Netzbelastung durch Bezug und Einspeisung kann reduziert werden.
Die EU-Ziele umfassen die Steigerung des Anteils an erneuerbaren Energien an der Energieerzeugung um 32 % bis 2030. Doch erneuerbare Energien bringen neben den Vorteilen für den Umweltschutz auch Probleme mit sich. Ihre Schwankungen und Unkontrollierbarkeit stellen große Herausforderungen für das Stromnetz dar. Um die Netz- und damit die Versorgungssicherheit weiterhin gewährleisten zu können, braucht es Lösungen, die weder das Stromnetz, die Verbraucher noch die Energieversorger benachteiligen. Eine Möglichkeit wäre es, zusätzliche Kraftwerke und Infrastruktur (Redundanzen) aufzubauen, welche potenzielle Schwankungen ausgleichen können. Dieser Lösungsansatz gilt als traditioneller Weg, der hohe Kosten und negative Umweltauswirkungen mit sich bringt. Demand Side Management hat das Potenzial, effiziente Lösungen diesbezüglich anzubieten. Welche Vorteile der Einsatz von DSM auf Ebene der Haushaltsverbraucher für die Energieversorger in Bezug auf den Abruf von Ausgleichsenergie bringt, wird in dieser Arbeit behandelt. Dafür wurde ein agentenbasiertes Modell entwickelt, welches darauf abzielt, die Abweichung zwischen dem von dem Energieversorger prognostizierten Verbrauch und dem realen Verbrauch seiner Haushaltskunden zu verringern. Jeder Haushalt in dem vorgestellten Modell ist mit einer Flexibilität in Form eines Batteriespeichers ausgestattet. Die Speicherbewirtschaftung wird basierend auf einem Signal, welches der Energieversorger übermittelt, automatisch vom Haushalt für jeden Tag im Betrachtungszeitraum optimiert. Jede Abweichung zwischen der vom Energieversorger erstellten Prognose und der tatsächlich bezogenen Strommenge stellt dabei einen Bezug von Ausgleichsenergie dar. Untersucht werden die Auswirkungen der Anzahl an Haushalten sowie ein unterschiedlicher Wissensstand auf die Prognose. Weiters werden zwei unterschiedliche Arten von Demand Side Management analysiert. Einmal die Einflussnahme auf die Last der Haushalte durch ein Preissignal, einmal durch das Vorgeben eines Lastgangs. Um die Effektivität der beiden Varianten bestimmen zu können, wird auch die Menge an Ausgleichsenergie erhoben, welche ohne das Vorhandensein eines Batteriespeichers (also ohne Steuerung) anfallen würde. Das Modell wurde entwickelt, um einen Trend aufzuzeigen und keine spezifische Einsparungsmenge zu ermitteln, da dies von der jeweiligen Situation des Energieversorgers abhängt. Die Erstellung der unterschiedlichen Wissensstände basiert auf den österreichischen rechtlichen Vorgaben bezüglich der Datenübertragung bei intelligenten Messgeräten. Dabei ist einmal der Jahresverbrauch, einmal der Tagesverbrauch und einmal die stündlichen Verbrauchswerte bekannt. Das Preissignal ist negativ korreliert zu den am Day-Ahead-Markt gehandelten Mengen und das Lastsignal basiert auf einer der Prognosen des Energieversorgers, je nach Variante, die untersucht wird. Es zeigte sich, dass ein besserer Wissensstand nur teilweise eine Verbesserung der Prognose erzielte. Wobei die unterschiedlichen Wissensstände auf den realen Werten der nicht verwendeten Haushalte aus dem gleichen Datensatz aufbauen und so beispielsweise Wettereinflüsse in der Prognose schon bekannt waren, was die Prognose basierend auf Jahreswerten sehr genau machte. Der Aggregationseffekt von mehreren Haushalten beeinflusst die Prognose positiv. Auf einzelner Haushaltsebene schneiden die Vorhersagen deutlich schlechter ab als bei Prognosen des Gesamtverbrauchs aller Haushalte. Die Optimierung basierend auf dem Lastsignal generiert eine geringere Menge an Ausgleichsenergie als das Preissignal. Das liegt unter anderem daran, dass die Prognose nur die Verbräuche der Haushaltskunden berücksichtigt und nicht die Mengen, die am Markt gehandelt werden. In den untersuchten Varianten stellte sich heraus, dass am wenigsten Ausgleichsenergie über alle Haushalte erzeugt wird, wenn kein Demand Side Management betrieben wird, also keine Batteriespeicher vorhanden sind und die Prognose des Energieversorgers auf Stundenwerten basiert. Auf einzelner Haushaltsebene fällt bei der Optimierung mittels Lastsignal am wenigsten Ausgleichsenergie an.
Weltweit hatten 2017 840 Millionen Menschen keinen Zugang zu Strom. Hinzu kommen Millionen weitere Menschen, die an unzuverlässige Stromquellen angeschlossen sind. Für das Wirtschaftswachstum, die menschliche Entwicklung und ökologische Nachhaltigkeit ist eine zuverlässige Stromversorgung jedoch von großer Bedeutung.
Die vorliegende Arbeit beschäftigt sich daher mit der Konzeptionierung einer zuverlässigen Stromversorgung für eine Hochschule in Benin (Westafrika), die sich mit einem unzuverlässigen Netzanschluss konfrontiert sieht. Die Konzeptionierung erfolgt mithilfe der Software HOMER.
Aufgrund unsicherer Systembedingungen wurden mehrere Szenarien und der Einfluss verschiedener Systemparameter untersucht.
Die Ergebnisse zeigen, dass eine zuverlässige Stromversorgung durch die Implementierung eines Mini-Grids erreicht werden kann. Dabei hat die Ausgangssituation einen bedeutenden Einfluss auf die Systemauslegung. Für das untersuchte Szenario, in dem die Hochschule keine Stromkosten bezahlte, erwies sich ein PV/Dieselgenerator/Batterien-Mini-Grid als geeignet. Dabei entstehen Stromkosten von mindestens 0,013 USD pro kWh, was leicht erhöhte Kosten gegenüber den Bezugskosten bedeutet. Dieser Kostenzuwachs lässt sich aber mit der erhöhten Zuverlässigkeit rechtfertigen. Auch unter der Annahme, dass die offiziellen Bezugskosten bezahlt werden müssen, erwies sich ein PV/Dieselgenerator/Batterie-Mini-Grid als geeignet. Die Größe der PV-Anlage fällt in diesem Fall deutlich größer aus, was zu einem reduzierten Einsatz des Dieselgenerators führt. Ein untersuchtes Off-Grid erwies sich als unwirtschaftlich.
Somit enthält die Arbeit wichtige Erkenntnisse darüber, wie sich verschiedene Parameter auf ein geeignetes System auswirken. Zudem wurde ein Systemvorschlag ausgearbeitet. Diese Informationen sollen nicht nur den beteiligten Personen vor Ort helfen, sondern auch als Grundlage für zukünftige Projekte dienen.
Obwohl der Energiebedarf eines Krankenhauses nur ca. 1,2% der Gesamtkosten ausmacht, werden Energieeinsparmaßnahmen und -optimierungen immer wichtiger. Neben dem steigenden Umweltbewusstsein wird auch der Kostendruck in diesem Dienstleistungssektor immer größer. Trotz der in vielen Krankenhäusern vorhandenen und gut ausgebauten Gebäudeleittechnik fehlt oft das Detailwissen über den Energieverbrauch und deren Verursacher.
Aufgrund der großen Anzahl an verwendeten Geräten und Kleinverbrauchern sowie der vielen gebäudetechnischen Großgeräte ist eine genaue Ursachensuche kein leichtes Unterfangen. Auch im Krankenhaus Feldkirch sind eine Vielzahl automatischer Stromzähler installiert und im Energiemonitoringsystem aufgeschaltet. Dennoch ist aktuell nur der Gesamtstromverbrauch bekannt und verwertbar. Analysen auf Gebäude oder Anlagen-Ebene werden nur sehr wenige durchgeführt.
In dieser Arbeit soll untersucht werden, wie die wesentlichen Einflussfaktoren auf den Stromverbrauch mithilfe der installierten automatischen Zähler identifiziert werden können.
Um herauszufinden, mit welchen Methoden der größte Informationsgehalt gewonnen werden kann, kommen verschiedene Methoden wie Kennzahlenvergleiche, die Darstellung als Sankey-Diagramm, objektspezifische Vergleiche und statistische Analysen sowie Energieganganalysen zur Anwendung.
Die erarbeiteten Auswertungen und Darstellungen zeigen sehr schnell, dass ohne eine Vielzahl an Subzählern keine sinnvollen Analysen möglich sind. Die große Anzahl an angeschlossenen Verbrauchern und deren variables Regelverhalten lassen aus den Daten (z. B. Summenzählern) anhand zusammengefasster Stromverläufe kaum Schlüsse für einzelne Gebäude zu. Es zeigt sich auch, dass eine einzelne Darstellungsform für alle Auswertungen keinen Sinn macht. In dieser Arbeit werden mögliche Einbauorte für die Stromzähler vorgeschlagen sowie Verfahren für eine durchdachte Auswertung der Energieverbräuche und Umsetzung in die Praxis angeführt.
Das Ziel der Masterarbeit ist es, ausgewählte Tankstellen an der A96 unter Voraussetzung einer vollständigen Elektrifizierung des deutschen PKW-Straßenverkehrs analog des heutigen Tankverhaltens zu dimensionieren.
Zu Beginn der Masterarbeit wird die elektrische Leistung berechnet, welche die deutschen PKW bei vollständiger Elektrifizierung des deutschen PKW-Straßenverkehrs benötigen werden. Um das Ergebnis auf Plausibilität überprüfen zu können, wird die Berechnung mit zwei verschiedenen Ansätzen vollzogen. Einerseits werden als Grundlage durchschnittliche Jahresfahrstrecken der Autofahrer/-innen verwendet und andererseits wird über den Primärenergiebedarf, den Fahrzeugbestand und den Wirkungsgraden von Ottomotoren und Elektromotoren die zu bestimmende Leistung berechnet.
Öffentliche Daten aus Verkehrszählungen sollen im weiteren Verlauf der Masterarbeit ausgewertet werden. Unter anderem erfolgt mit diesen Werten eine Modellbildung des Verkehrs, um den Verkehrsfluss mathematisch darzustellen und zu simulieren.
Die Durchführung einer Live-Messung an der Tankstelle Lechwiesen Nord sowie die nachträglich erlangten Daten zum tatsächlich stattgefundenen Verkehrsaufkommen sind für die Auswertung des in AnyLogic hinterlegtem mathematischen Modells essentiell. Auch für die Frage nach den zu tankenden Autos eines bekannten Verkehrsaufkommens sind diese hilfreich. Zur Bestimmung der Anzahl von Elektrozapfsäulen erfolgt eine iterative Annäherung an die Kurve des Tankverhaltens von Diesel- und Benzinautos. Als abschließendes Ergebnis werden für die Tankstelle Lechwiesen Nord und Lechwiesen Süd jeweils 20 Elektrozapfsäulen gefunden. Für den Autohof Aichstetten ergeben sich unter Berücksichtigung des Verkehrsaufkommens 27 zu installierende Elektrozapfsäulen, sodass ein identisches Tankverhalten von Elektroautos bei vollständiger Elektrifizierung des deutschen PKW-Straßenverkehrs angenommen werden kann.
Im April 2000 wurde das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) in Deutschland beschlossen, mit dem ein Rechtsrahmen für die Förderung von regenerativen Stromerzeugungstechnologien geschaffen wurde. Zum 31.12.2020 sind erstmalig ca. 19.000 Anlagen aus dem zwanzigjährigen Förderzeitraum gefallen. Mit jedem Jahreswechsel folgt ein weiterer Jahrgang. Mit der EEG-Novelle 2021 wurden die Voraussetzungen für einen möglichen Weiterbetrieb der ausgeförderten Anlagen geschaffen.
In dieser Masterarbeit wird untersucht, welche Optionen betroffene Anlagenbetreiber von Photovoltaikanlagen mit maximal zehn Kilowattpeak haben und aufgezeigt, welche rechtlichen und technischen Vorgaben bestehen. Zu Beginn wird in die Grundlagen der Photovoltaikinstallation und die Regulatorik des EEG eingeführt. Der Anlagenbestand mit Inbetriebnahme im Zeitraum 2000 bis 2008 wird quantifiziert, die Regionalverteilung sowie bisherige Stilllegungen analysiert. Mit einer Systemsimulation wird ein Weiterbetriebsjahr einer Photovoltaikanlage zur Bewertung der Erlöse bei Umstellung auf Überschusseinspeisung mit teilweisem Eigenverbrauch des Solarstroms berechnet. Abschließend werden die Erlöse für die Weiterbetriebsvarianten unter der Preissituation des Jahres 2021 verglichen.
Es zeigt sich, dass der Großteil der Photovoltaikanlagen maximal zehn Kilowattpeak aufweist und sich in Bayern und Baden-Württemberg befindet. Die Mehrheit der bereits betroffenen Anlagen wird aktuell weiterbetrieben. Die höchsten finanziellen Überschüsse lassen sich mit der Umstellung auf Eigenverbrauch erzielen. Am einfachsten umzusetzen ist dahingegen der Weiterbetrieb in Volleinspeisung. Die sonstige Direktvermarktung kann eine Alternative zur Volleinspeisung darstellen. Mit einem Neubau ist eine deutliche Leistungssteigerung auf gleicher Dachfläche möglich, ohne einer Weiterbetriebsperspektive verbleibt die Demontage der Anlage.
Die Gebäudeenergieversorgung mittels kombinierter Erneuerbarer Energiesysteme wird in Zukunft häufiger realisiert werden. Dies liegt unter anderem am Fokus der aktuellen Energiepolitik, an der wachsenden Akzeptanz der Bevölkerung und an einer ständigen Verbesserung der Wohngebäudeeigenschaften. Die volatile Charakteristik des erneuerbaren Energieangebots stellt eine Herausforderung dar. Thermische Lastverschiebung ermöglicht es, durch die Speicherung thermischer Energie, Zeiten mit geringem Energieertrag zu überbrücken. Es werden in dieser Masterarbeit drei Methoden zur Lastverschiebung mittels Simulation einer Referenzwohnanlage mit 31 Wohnungen untersucht. Die Gebäudesimulation wird hierfür mit TRNSYS durchgeführt, die Simulation zum Vergleich der unterschiedlichen Methoden mit Polysun. Die untersuchten Methoden sind die Regeneration des Erdsondenfeldes einer Geothermiewärmepumpe, die Anhebung der Maximaltemperatur sensibler Wärmespeicher, sowie die Anhebung der Raumtemperatur in der Referenzwohnanlage. Die Ergebnisse zeigen, dass die Sondenregeneration eine effektive Methode zur Steigerung der Jahresarbeitszahl (JAZ) der Wärmepumpe und des solaren Deckungsbeitrags darstellt. Die Sondentemperatur kann im Referenzfall zeitweise sogar auf ein höheres Niveau angehoben werden. Durch die zusätzliche Kombination mit einer Erhöhung der Speichermaximaltemperatur, bei hohem solarthermischem Ertrag, kann eine weitere Steigerung der JAZ erreicht werden. Die Solarthermieanlage kann so den größten Temperaturbereich nutzen, was auch die solare Deckungsrate weiter anhebt. Die thermische Gebäudeaktivierung weist das größte Potential für die Steigerung des PV-Eigenverbrauchs auf und verbessert die JAZ der Wärmepumpe durch den vermehrten Betrieb im Niedertemperaturbereich bedeutend; Jedoch wächst der Heizwärmebedarf (HWB) für die untersuchte Referenzwohnanlage aufgrund der Raumtemperaturüberhöhung (RTÜ) dermaßen, dass sie den Benefit der zusätzlich genutzten erneuerbaren Energie übersteigt und diese Methode zur thermischen Lastverschiebung daher nicht empfehlenswert ist. Da die thermische Gebäudeaktivierung in dieser Studie für bestimmte Gebäudeeigenschaften und mittels Fußbodenheizung realisiert ist, wird darauf hingewiesen, dass die Ergebnisse nur bedingt übertragbar sind und bei veränderten Gebäudeeigenschaften stark abweichen können.
Sonnenhaus 2.0
(2021)
Die vorliegende Arbeit befasst sich im Rahmen einer Fallstudie hauptsächlich mit der Steigerung des Anteils an PV-Batteriebeladungsenergie von Elektrofahrzeugen. Zentral ist die Frage einer möglichen Beeinflussung dieses PV-Ladeanteils durch Re-konfiguration des thermischen Systems (Speicherkapazitäten, Betriebsstrategie der WP).
Dazu wurde das Mehrfamilienhaus anhand der dynamischen Gebäude- und Anlagensimulation nachgebildet. Im ersten Schritt erfolgte die Ermittlung der für die Gebäudekonditionierung notwendigen Nutzenergie anhand eines Gebäudemodells. Anschließend erfolgte eine Bedarfsoptimierung, um die Grundlast des Wärmeerzeugers möglichst weit zu senken. Dabei wurde zum einen der thermische Komfortbereich ausgenutzt, zum anderen wurde eine Steuerungslogik für die Verschattungs- und Nachtlüftungsautomatik erstellt. Hierdurch konnte der Heizwärmebedarf um 24% und der Kühlwärmebedarf um 70% gesenkt werden. Die Performance des Systems wurde außerdem in Simulationen mittels zukünftigen Klimaszenarien überprüft, in welchen sich die Reduzierung KWB als besonders vorteilhaft herausstellte. Im zweiten Schritt wurde die fassadenintegrierte PV-Anlage nachsimuliert und hinsichtlich ihrer standortspezifischen Ertragssituation mit konventioneller Dachbelegung verglichen. Es zeigte sich, dass die Fassadenbelegung in Südausrichtung über die Wintermonate ertragreicher ist als die, in der Jahresbilanz superiore Dachaufständerung. Im dritten Schritt wurde das technische Gebäudesystem des realen Objektes in der Software Polysun nachgebildet und mittels eigens entworfener Regelungslogik betrieben. Es wurden Variantenstudien der zentralen Parameter Speicherkapazität, Speichertemperatur und Betriebsstrategie durchgeführt.
Die Ergebnisse zeigen, dass die Variation von Speichergröße und maximaler Speichertemperatur keinen relevanten Einfluss auf die PV-Beladeenergie der Elektrofahrzeuge hat. Jedoch zeigte die erhöhte Betriebsweise der Wärmepumpe bei PV-Überschuss (PVready) eine Steigerung der PV-Batteriebeladung von jährlich ca. 2 % sowie in einzelnen Monaten bis zu 6%. Außerdem konnte eine Steigerung der Autarkie des Gesamtsystems von 13,6% sowie eine Halbierung des Netzbezuges beobachtet werden.
Die nachfolgende Arbeit befasst sich mit Hochstromwandlern für Schutzzwecke. Laut Aussage von Paul Scherrer finden sich diese in jedem Verteilnetz und tragen einen erheblichen Teil zur Sicherheit des Netzes bei. Im ersten Teil der Arbeit wird beschrieben, wie man bei der Dimensionierung bzw. der Auswahl eines Hochstromwandlers für Schutzzwecke vorgeht und welche technischen Parameter dafür notwendig sind. Der zweite Teil der Arbeit befasst sich damit, wie man die Auswahl sowohl wirtschaftlich als auch technisch im Bezug auf fiktive Zukunftsszenarien optimieren kann. Dafür liegen aktuelle Netzdaten der Energienetze Vorarlberg GmbH vor, welche für diese Arbeit anonymisiert wurden. Die fiktiven Zukunftsdaten sind Annahmen. Für den Prozess der Optimierung wurde ein Tool in Python angefertigt, welches eine optimierte Auswahl von Hochstromwandler für Schutzzwecke durchführt und diesen Prozess erleichtern soll. Dieses wird nach eigener Einschätzungen keine Verwendung in der Praxis finden, da es nur relevant sein wird, wenn man ein Stromnetz wie wir es heute in größeren Städten und Gemeinden finden, von null an neu aufbauen möchte.