Research Outputs
Bewirtschaftungsvarianten und Wirtschaftlichkeit von Stromspeichern unter Berücksichtigung mehrerer Akteure
Theoretische Betrachtungen des elektrischen Lastverhaltens und DSM-Potentials von Bürogebäuden
Diese Arbeit beschäftigt sich mit dem theoretischen elektrischen Lastverhalten von Bürogebäuden. Da durch den vermehrten Einsatz von fluktuierend erzeugenden, erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen die Stromerzeugung nicht mehr einfach dem Bedarf folgen kann, sind variable, zeitkritische Stromtarife zu erwarten. Die Betrachtung der einzelnen Verbraucher erfolgt dabei mithilfe von Zusammen-hängen aus der Literatur. Zudem wurden die Börsenstrompreise des Jahres 2008 sowie die Wetterdaten aus einem Gebäudesimulationstool verwendet. Das Nutzer-verhalten wurde auf Basis von Literaturdaten und einer Wahrscheinlichkeitsmatrix simuliert. Die einzelnen Verbraucher wurden in drei Kategorien eingeteilt. Die Geräte der Infrastruktur sind weitgehend unabhängig von äußeren Einflüssen. Hier ist haupt-sächlich das Nutzerverhalten ausschlaggebend. Bei der Beleuchtung spielt das Wetter durch die Tageslichtversorgung bereits eine bedeutende Rolle, während die äußeren Einflüsse bei der Peripherie (Heizen, Kühlen, Klimatisieren) die Hauptrolle spielen. Durch die Nutzung am Tag, wenn die Strompreise im Allgemeinen höher sind als nachts, beziehen Bürogebäude hauptsächlich zu Zeiten hoher Stromtarife ihre elektrische Leistung. Dies gilt unabhängig von der Gebäudeausstattung und vom Gebäudetyp. Durch die Identifikation und Ausnutzung von Lastverschiebungspotentialen, kann hier jedoch abhängig von der Zusammensetzung der elektrischen Verbraucher ein nennenswerter Prozentsatz des Verbrauchs in Zeiten niedriger Tarife verschoben werden. Die Ausnutzung von Speichern trägt ebenfalls dazu bei, Lastverschiebungspotential zu schaffen. Dabei können verschiedene Arten von Speichern genutzt werden. Elektrochemische Speicher können in Zeiten niedriger Strompreise beladen und deren gespeicherte Energie bei hohen Preisen genutzt werden. Bei Heiz- oder Kühlsystemen, die stark von elektrischen Geräten abhängen, können zudem thermische Speicher zu einer elektrischen Lastverschiebung beitragen. Dabei kann entweder das Gebäude selbst oder eine separate Einrichtung als thermischer Speicher genutzt werden.
RES2 Community - Gestaltung einer partizipativ gestalteten erneuerbaren Energiegemeinschaft zur Erhöhung der Resilienz
Langfristige Prognose für den Wärmebedarf eines Nahwärmenetzes unter Berücksichtigung demografischer Entwicklungen
In dieser Arbeit wird ein Modell zur Prognose des Fernwärmebedarfs von Nahwärmenetzen für die Jahre 2030 und 2050 unter Berücksichtigung von Klima- und demografischen Entwicklungen vorgestellt. Dabei wird mit einer leicht rückläufigen Entwicklung der Bevölkerungszahlen, einer steigenden Anzahl an Wohnungen und Gebäuden insgesamt einem Anstieg der Beschäftigten in der Industrie gerechnet. Die Ergebnisse zeigen eine generelle Zunahme der notwendigen Wärmeenergie, eine erhöhte Spitzenleistung im Szenario 2050 sowie einen deutlich erhöhten Wärmebedarf für Kühlung im Sommer unter der Annahme der Nutzung sorptionsgestützter Kühlung. Im Falle der Modellregion ist die Wärmeversorgung mit der bestehenden Infrastruktur bis ins Jahr 2030 gesichert, darüberhinausgehend sind jedoch Erweiterungen erforderlich.
Technische und ökonomische Varianten für die Umsetzung einer smarten Verknüpfung eines urbanen Strom- & Fernwärmenetzes zu einem funktionalen Stromspeicher
Forecasting and Optimization Approaches Utilized for Simulating a Hybrid District Heating System
The historically grown centralized energy system is undergoing massive changes due to the transformation from centralized energy production with large assets (e.g. fossil-thermal power plants) towards a sustainable, clean and decentralized energy system. This transformation is based on the inclusion of renewable energy sources (RESs) (e.g., wind and solar) into the classical systems. However, as the energy production stemming from RESs is extremely volatile and thus challenging to predict, new approaches have to be found in order to guarantee a successful integration of RESs into the existing infrastructure. In the Austrian state of Burgenland approximately 1,000 MW of wind capacity is available. As already mentioned above, the high volatility of wind energy together with forecast uncertainties hinders the optimal integration of this RES into the existing energy system. Furthermore, the successful deployment of wind turbines was based on an attractive but timely limited subsidy scheme with a fixed feed-in tariff. As these subsidies now come to an end for more and more wind turbines and future support systems will rely on market premiums and tendering models, new approaches and business models have to be devised in order to sustain the rapid transformation of the classical energy systems. In the research project HDH Demo in close cooperation with the city of Neusiedl am See, Burgenland, Austria, the aim is to integrate wind energy into the existing district heating grid of the city. This is realized by utilizing power-to-heat technologies, e.g., heat pumps. However, an economically feasible and successful integration is based on accurate forecasts for both, wind production and district heating demand as well as the actual energy prices. Therefore, this work evaluates the applied data-driven forecasting methods. In particular, ensemble approaches that combine autoregressive models with artificial intelligent techniques are used to exploit the strengths of different methods (e.g. stability, flexibility). To compare the model performance, an overview on the accuracy and efficiency of the ensembles by using appropriate score metrics (e.g. RMSE, MAPE, R²) is given. Furthermore, a mixed integer linear optimization model is presented for computing optimized schedules for the different components (e.g., heat pumps, energy storage units, biomass boiler) of the district heating grid. Together, these two approaches, forecasting and optimization, are used to investigate and evaluate different business models, which help to ensure the future market integration of wind production.
Optimierte Einbindung von Energiespeichern und Photovoltaik unter Berücksichtigung von DSM in Bürogebäuden
Diese Arbeit beschäftigt sich mit der optimierten Einbindung von Energiespeichern und Photovoltaik in Bürogebäuden unter Berücksichtigung von zeitlich variablen Stromtarifen und Demand Side Management. Durch den vermehrten Einsatz von fluktuierend erzeugenden, erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen sind zeitkritische Stromtarife für alle Endverbraucher zu erwarten. Im Zuge dessen wird das Zusammenspiel aus Erzeugungs- und Verbrauchscharakteristik unter Berücksichtigung von Speichern und der Ausnutzung von Lastverschiebungspotentialen für alle Stromkunden relevant. Die Modellierung der einzelnen Erzeugungs- und Verbrauchslastgänge erfolgt dabei mithilfe von Zusammenhängen aus der Literatur sowie diverser Simulationen nach der Bottom Up Methode. Zudem wurden reale Börsenstrompreise eines Jahres sowie reale Wetterdaten verwendet. Das Nutzerverhalten wurde auf Basis von Literaturdaten und einer Wahrscheinlichkeitsmatrix simuliert, jedoch nicht variiert (das Nutzerverhalten war nicht Ziel der Untersuchungen). Die einzelnen Verbraucher wurden in drei Kategorien eingeteilt. Die Geräte der Infrastruktur sind weitgehend unabhängig von äußeren Einflüssen. Hier ist hauptsächlich das Nutzerverhalten ausschlaggebend. Bei der Beleuchtung hat das Wetter durch die Tageslichtversorgung bereits bedeutenden Einfluss, während die äußeren Bedingungen bei der Peripherie (Heizen, Kühlen, Klimatisieren) die Hauptrolle spielen. Durch die Produktion am Tag, wenn die Strompreise im Allgemeinen höher sind als nachts, wird der von der PV-Anlage erzeugte Strom zu günstigen Tageszeiten bereit gestellt. Andererseits beziehen Bürogebäude durch die Nutzung am Tag hauptsächlich zu Zeiten hoher Stromtarife ihre elektrische Leistung. Somit bestehen hinsichtlich der Optimierung des Betriebs von Bürogebäuden verschiedene Möglichkeiten. So kann durch elektrische Lastverschiebung ein erheblicher Teil des nicht durch die PV-Anlage abgedeckten Stromverbrauchs bei Tag in die Nachtstunden verschoben werden, wenn die Strompreise im Allgemeinen niedriger sind als tagsüber. Abbildung 1 zeigt zwei Varianten des Verbraucherlastgangs (Standard, Optimiert) und den Erzeugungsverlauf der PV-Anlage (20 kWp) sowie des Strompreises für einen Wintertag. Abbildung 1: Lastgang Standard; Optimiert inkl. PV; Winterfall Es wurde dazu unter anderem ein Vorheizstrategie verwendet, um den Betrieb elektrisch basierter Wärmeerzeuger (hier Wärmepumpen) in die Nachtstunden zu verlegen. Dies beeinflusst auch den Deckungsgrad der elektrischen Lasten durch die PV tagsüber positiv. Die Lastverschiebung wirkt jedoch nur dann Kostensenkend, wenn Sie auf den Eigenverbrauch des erzeugten PV-Stroms keine negativen Auswirkungen hat. Während bei kleineren PV-Anlagen und im Heizfall (Winter) die aktive elektrische Lastverschiebung kaum Einfluss auf die Eigenverbrauchsquote hat (Verbrauch >> Erzeugung), stellt sich die Situation bei größeren PV-Anlagen im Sommer anders dar. Abbildung 2 zeigt, dass hier bei einer Anlage mit 20 kWp durch die Lastverschiebung unter Ausnutzung einer Vorkühlstrategie bereits überschüssiger PV-Strom vorhanden ist. Abbildung 2: Lastgang Standard; Optimiert inkl. PV; Sommerfall Um hier den Eigenverbrauchsanteil nicht negativ zu beeinflussen, sind zusätzliche Maßnahmen notwendig. So können hier auch tagsüber Verbraucher mit Lastverschiebungspotential bei Überschussstrom aus PV zusätzlich aktiviert werden. Eine weitere Möglichkeit stellt die Einbindung der Wettervorhersage in die Regelung dar. Mit dieser Maßnahme kann anhand der Erzeugungsprognose sowie der Prognose des täglichen Verlaufs des Kühlenergiebedarfs des Gebäudes im Voraus eine Entscheidung über das Ausmaß der Vorkühlung bei niedrigen Strombezugspreisen in der Nacht erfolgen. Auch die Auswirkung auf die Auslegung von Speichern (thermisch bzw. elektrisch) zur Überbrückung der Hochtarifzeiten am Tag kann durch die Einbindung von Lastmanagement bzw. Erzeugungsanlagen gezeigt werden. Nach dem Prinzip von Jahresdauerlinien wurden dazu Stromverbräuche bzw. der Bedarf an thermischer Energie während Zeiten hoher Strompreise (i.d.R. 06:00 – 22:00) täglich aufsummiert und untersucht, wie sich notwendige Speichergrößen durch Optimierungsmaßnahmen verändern. Abbildung 3 zeigt beispielsweise die Auswirkung der Maßnahmen auf die Jahresdauerlinie bei Verwendung eines Stromspeichers. Abbildung 3: Optimierte Speicherauslegung Es konnte insgesamt gezeigt werden, dass die optimierte Einbindung von DSM, Erzeugungsanlagen sowie Speichereinheiten einen nennenswerten Kostensenkungsfaktor in einem Stromnetz mit zeitlich variablen Stromtarifen aufweisen.