de.wedoany.com-Bericht: Ein Forschungsteam der britischen Cranfield University hat ein Betriebs-Dispatch-Modell für Wärmepumpen in Wohngebäuden entwickelt. Das Modell zielt darauf ab, die Stromkosten unter den Bedingungen zeitvariabler Strompreise und der Unsicherheit der Photovoltaik-Erzeugung effektiv zu steuern, während gleichzeitig das thermische Komfortniveau im Innenraum aufrechterhalten wird.
Die korrespondierende Autorin Banu Yektin Ekren erklärte gegenüber PV-Magazine: „In einem Umfeld mit dynamischen Strompreisen verbessert die Integration von Photovoltaik die Lastverschiebungsfähigkeit der Wärmepumpe, da sie dem Dispatch-System eine kostengünstige Stromalternative neben dem Netz bietet. Der Optimierungsprozess kann die Perioden mit niedrigen Strompreisen, die verfügbaren PV-Zeitfenster und das thermische Trägheitspotenzial des Gebäudes synchron koordinieren. In der praktischen Anwendung kann die Wärmepumpe bei günstigen Strompreisen oder ausreichender Sonneneinstrahlung vorgeheizt werden, wodurch die Abhängigkeit von teurem Netzstrom verringert wird.“
Yektin Ekren erläuterte weiter, dass im Vergleich zu einer reinen Netzabhängigkeit die Einbeziehung von PV die Systemflexibilität erhöht, sodass es nicht nur auf Preissignale reagieren, sondern auch lokale erneuerbare Energien nutzen kann. Sie wies darauf hin: „Dieser Vorteil ist besonders ausgeprägt, wenn die thermische Trägheit des Gebäudes selbst als Kurzzeit-Wärmespeichermedium dienen kann. Daher können die Betriebskosten gesenkt werden, vorausgesetzt, der Komfort wird durch einen opportunitätsbeschränkten Dispatch gewährleistet.“
In einem in der Zeitschrift „Applied Thermal Engineering“ veröffentlichten Artikel argumentierte das Forschungsteam, dass dynamische Strompreise im Vergleich zu Festpreisen durchweg Kostenvorteile aufweisen und dass robuste Dispatch-Strategien in Kombination mit PV der Schlüssel zur Lastverschiebung sind, ohne Komfort und Zuverlässigkeit zu opfern. Yektin Ekren betonte: „Der Kernwert liegt in der Synergie zwischen PV-Unsicherheit, Strompreistiming und Komfortkontrolle. Das Modell geht nicht von einer perfekten PV-Erzeugung aus, sondern verfolgt einen konservativen Dispatch-Ansatz, um Komfortrisiken zu managen, sodass der thermische Komfort auch dann gewährleistet ist, wenn die tatsächliche PV-Erzeugung unter den Erwartungen liegt.“
Das Modell kombiniert Distributionally Robust Chance-Constrained Programming (DR-CCP), Design of Experiments (DOE) und Varianzanalyse (ANOVA), um eine Day-Ahead-Dispatch-Strategie für PV-gestützte Wärmepumpen zu entwickeln. Es ist nicht auf präzise Prognosen oder eine einzelne Fehlerverteilung angewiesen, sondern nutzt Distributionally Robust Optimization, wobei es unscharfe Mengen aus historischen Daten verwendet, um die Zuverlässigkeit unter verschiedenen Fehlerverteilungen sicherzustellen.
Die Studie verglich zwei Ansätze zur Definition von Komfort: starre Grenzen basierend auf der Raumtemperatur (IT) und weiche, nutzerzentrierte Beschränkungen basierend auf dem Predicted Mean Vote (PMV). Yektin Ekren erklärte: „IT-Beschränkungen legen strenge Temperaturbereiche fest, die bei PV-Schwankungen oft größere Sicherheitsmargen erfordern, was den Netzverbrauch und die Kosten erhöht. PMV-Beschränkungen hingegen berücksichtigen umfassendere thermische Empfindungsfaktoren, erlauben flexiblere Betriebsspielräume und ermöglichen es der Wärmepumpe, Strompreis- und PV-Gelegenheiten besser zu nutzen, während gleichzeitig Komfortstandards eingehalten werden.“
Simulationsergebnisse zeigten, dass die Verwendung von PMV-Beschränkungen in verschiedenen Gebäudegrößen und Tarifschemata zu niedrigeren Betriebskosten führt, obwohl manchmal ein leichter Rückgang der Leistungszahl (COP) der Wärmepumpe damit einhergeht, was den Kompromiss zwischen Effizienz und Kostenoptimierung widerspiegelt. Das Framework führte die Comfort Constraint Violation Probability (PoCCV) als einstellbaren Parameter ein, der es dem System ermöglicht, einen Ausgleich zwischen Komfortrisiko und Kosteneffizienz zu finden.
Die Studie weist darauf hin, dass das Modell hauptsächlich für Strommärkte geeignet ist, die durch elektrifizierte Heizung, zeitvariable Strompreise und verbreitete dezentrale PV gekennzeichnet sind, wie z. B. in Europa und Großbritannien, aber sein Prinzip kann auf andere Regionen mit ähnlichen Herausforderungen übertragen werden. Yektin Ekren warnte: „Die spezifischen numerischen Ergebnisse variieren je nach Tarifstruktur, Klima, Gebäudeeigenschaften und Nutzergewohnheiten und sollten nicht direkt auf andere Regionen übertragen werden. Das Framework selbst ist universell, muss jedoch bei der Implementierung an die tatsächlichen Wärmepumpenmodelle und Gebäudebedingungen kalibriert werden.“
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