ZSW
Eine steigende Anzahl von Heizungs-Wärmepumpen kann zur Herausforderung für die Stromverteilnetze werden. Das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) hat Algorithmen entwickelt, die auftretende Lastspitzen reduzieren. Getestet haben die Forschenden das neue Verfahren zum netzdienlichen Betrieb von Heizungs-Wärmepumpen in Schweden.
Prognosen gehen davon aus, dass der Anteil der Wärmepumpen im deutschen Heizungsmix in den nächsten Jahren stark steigen wird (BMWi plant 2030 mit 6 Mio. Wärmepumpen). Für die Niederspannungsverteilnetze in Wohngebieten könnte dies ohne Nachjustierung zu einer Belastung werden:
Ist es draußen kalt, sollen alle Heizungs-Wärmepumpen gleichzeitig – vor allem morgens und nachts – eine hohe Heizleistung liefern. Entsprechend stark steigt der Strombedarf im Verteilnetz. In den Netzen und an den Transformatoren, die die Spannung im vorgelagerten Mittelspannungsnetz auf die Spannung im Verteilnetz umwandeln, treten dann höhere Lastspitzen auf. Das könnte sie überlasten.
Netzdienlich vorausschauender Wärmepumpenbetrieb
Am ZSW wurden deshalb Algorithmen entwickelt, um die Gleichzeitigkeit der Wärmepumpenlast in einem Netzgebiet zu verringern. Dr. Jann Binder vom ZSW: „Die Herausforderung ist, am frühen Morgen und am Abend für alle ein warmes Haus bereitzustellen, ohne dass alle Wärmepumpen gleichzeitig anspringen – und das auch an Tagen mit − 10 °C Außentemperatur. Dafür haben wir einen vorausschauenden Betrieb der Wärmepumpe entwickelt, der eine Prognose des Wärmebedarfs nutzt.“
Bei einer absehbaren Netzbelastung schaltet sich die Wärmepumpe früher ein und läuft länger, dafür aber mit geringerer Leistung. Das Verfahren nutzt die Wärmekapazität des Hauses als Speichermedium und entlastet so das Netz. Die Forschenden setzen dies wohldosiert ein, um den Wärmeverlust nicht wesentlich zu erhöhen und die entstehende Temperaturabweichung vom Sollwert in Grenzen zu halten.
Zur Auswahl standen zwei Ansätze: ein zentraler Ansatz, bei dem die Wärmepumpen der Haushalte von einer Zentrale über virtuelle Energiepreise einen Anreiz zu einem verteilten Betrieb erhalten, und ein dezentraler Ansatz, bei dem die Wärmepumpen lediglich auf die lokal erfassten Temperaturschwankungen und Verringerungen der Netzspannung reagieren, ohne Verbindung zu einer Zentrale.
Der zentrale Ansatz erreicht die geforderte Netzentlastung von 10 % mit 3 % weniger Mehraufwand an Heizenergie als der dezentrale Ansatz, da er den Bedarf zum „Vorheizen“ und die Gleichzeitigkeit des Wärmepumpenbetriebs passgenauer vermeiden kann. Er erfordert jedoch eine hohe Zahl von Berechnungen zur Festlegung der individuellen Fahrpläne und dadurch mehr Kommunikationsaufwand zwischen allen Wärmepumpen und der Zentrale.
10 % geringere Lastspitze an den Transformatoren
Das Ergebnis für den einfacheren dezentralen Ansatz: Bei der 10%igen Reduktion der Trafolast zu Spitzenzeiten veränderte sich die Spreizung der Innentemperatur nur minimal; von 20 bis 22 °C auf 19,2 bis 22,2 °C.
Nutzt man zusätzlich eine Prognose des Trends der Außentemperatur wird die niedrigste Temperatur sogar auf 19,4 °C begrenzt. Würde man dieselbe Reduktion der Trafolast allein durch eine lineare Reduktion der Wärmepumpen-Leistung erreichen wollen, so würde die minimale Innentemperatur 17 °C, also 3 K und nicht nur 0,6 K weniger.
Bei der Entwicklung des dezentralen Ansatzes hat das ZSW auf eine einfache Ausgestaltung geachtet. „Der Algorithmus braucht keine externe Kommunikationsanbindung für die Fernsteuerung der Wärmepumpen“, sagt Binder. „Als Informationsquelle wird die lokal gemessene Netzspannung verwendet.“ Sinkt die Spannung unter einen Grenzwert, ist das ein Anzeichen für eine zu hohe Netzbelastung.
In der Folge springt der Algorithmus an und moduliert die Wärmepumpenleistung. Gegenüber einer zentralen Steuerung von Wärmepumpen ohne aufwendige bidirektionale Kommunikation kann ein dezentraler Algorithmus die Fähigkeit des Hauses, Wärme zu speichern, individuell und wohl dosiert nutzen. Damit verringert sich die entstehende Temperaturabsenkung gegenüber derjenigen, die bei einer zentralen Abschaltung von Wärmepumpen bei Netzengpässen entstehen würde.
Test des Verfahrens in Schweden
In Schweden können der Einfluss von Wärmepumpen auf die Belastung des Stromnetzes und ihr netzdienlicher Betrieb bereits heute sehr gut untersucht werden. Das skandinavische Land verfügt über eine hohe CO2-Steuer, der Einsatz von Wärmepumpen ist darum bereits weit verbreitet.
Die ZSW-Forschenden entschieden sich für das Testgebiet Ramsjö in der Nähe von Stockholm. Hier werden die Häuser vorwiegend mit Wärmepumpen geheizt. Ein ideales Testgebiet: Im Winter gab es bei besonders kalten Wetterlagen eine starke Belastung der Transformatoren.
Das Forschungsvorhaben war Teil des vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) geförderten Projektes NEMoGrid (Förderkennzeichen 0350016A). Die Laufzeit betrug gut drei Jahre und endete am 31. Dezember 2020. ■
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