Forscher der deutschen Fraunhofer-Einrichtung für Energieinfrastrukturen und Geothermische Systeme (IEG) untersuchten, wie solarthermisch unterstützte Wärmepumpen oder Luftwärmepumpen, die mit Solarstrom aus Photovoltaik-Freiflächenanlagen betrieben werden (PV-ASHP), in einem Fernwärmenetz (DHN) unter verschiedenen Szenarien mit Grubenwärmespeichern (PTES) kombiniert werden können. Sie fanden dabei heraus, dass das Konzept mit Luftwärmepumpen und Photovoltaik-Kraftwerken in dicht besiedelten Gebieten mehr Vorteile bieten könnte.
Unter Verwendung der Open-Source-Software „Python“ führte die Forschergruppe eine Reihe von Simulationen in Ostdeutschland durch, wobei sie von verschiedenen Ladeoptionen für die Grubenwärmespeicher ausging. Die Forscher berücksichtigten auch die Gesamtsystemkosten, einschließlich Opex und Capex, sowie die Systemauslegung und die Speicherkapazität des Netzes während des Betriebs. „Das Modell trennt die hydraulische und thermische Berechnung und baut einen mehrstufigen Prozess auf, um die Temperaturen innerhalb des Netzes und der PTES zu berücksichtigen“, hieß es.
Die Wissenschaftler erklärten, dass ihre Modellierung auf gemischter ganzzahliger linearer Programmierung (MILP) basiert, einem mathematischen Ansatz zur Lösung komplexer Optimierungsaufgaben und zur Ermittlung potenzieller Kompromisse zwischen gegensätzlichen Zielen. Dem Bericht zufolge war die Modellierung in der Lage, Grubenwärmespeicher in Verbindung mit einem Fernwärmenetz zu entwerfen, wobei Volumen und Oberflächen als Variablen für eine genaue Schätzung der Wärmeverluste verwendet wurden. „Das Hauptziel dieser Studie besteht darin, eine Methode zu entwickeln, die in der Lage ist, eine komplexe Versorgungsstruktur zu entwerfen und die Methode auf eine groß angelegte Fallstudie anzuwenden“, fügten die Forscher hinzu.
90 Szenarien erstellt
Das vorgeschlagene Systemdesign berücksichtigt die Verwendung mehrerer Versorgungssysteme, die an das Fernwärmenetz angeschlossen sind, für einen prognostizierten Bedarf von 38 Gigawattstunden an 806 Knotenpunkten im Jahr 2030. Es wurden auch drei Temperatur-, acht Strom- und acht Flächenpreisszenarien berücksichtigt. Insgesamt erstellten die Fraunhofer-Forscher 90 Szenarien. „Das vorgestellte Tool kann die Temperaturen innerhalb des Fernwärmenetzes und des Grubenwärmespeichers darstellen“, erklärten die Wissenschaftler. „Dieser entscheidende Vorteil ermöglicht es zu entscheiden, wann der Speicher direkt Wärme ins Netz einspeisen kann, wann eine Wärmepumpe benötigt wird oder wie viele Verdichterstufen erforderlich sind.“
Die Wissenschaftler gingen außerdem davon aus, dass die solarthermisch unterstützte Wärmepumpe eine Leistung von 10,95 Megawatt hat und von einem 74.829 Quadratmeter großen solarthermischen Feld gespeist wird. Beim anderen System betrug die Wärmepumpen-Leistung 8,37 Megawatt und die Photovoltaik-Anlage bedeckte eine Fläche von 71.518 Quadratmetern.
Anstieg der Strompreise ohne Auswirkung auf die Rentabilität
Bei ihrer Analyse kam die Gruppe zu drei wesentlichen Schlussfolgerungen. Erstens hat ein möglicher Anstieg der Strompreise keine Auswirkungen auf die Rentabilität beider Systeme. Zweitens stellte sie fest, dass sich die Grubenwärmespeicher am besten für Netze mit Temperaturen über 70 Grad Celsius eignen. Sie berechneten weiter, dass für die Installation der solarthermischen Anlagen im Vergleich zu Photovoltaik-Freiflächenanlagen mehr Fläche benötigt wird. „Das Volumenverhältnis von Grubenwärmespeicher zu Solarthermie- und Photovoltaik-Flächen beträgt 2,54 Kubikmeter/Quadratmeter und 2,9 Kubikmeter/Quadratmeter“, erklären sie. „Beide Konzepte haben einen hohen Flächenbedarf und reagieren daher empfindlich auf einen erhöhten Flächenpreis.“
„Das Konzept der Photovoltaik mit Luftwärmepumpe eignet sich besser für dicht besiedelte Regionen“, so die Schlussfolgerung der Wissenschaftler. Ihre Ergebnisse sind in dem Papier „Solar thermal vs. PV with a heat pump: A comparison of different charging technologies for seasonal storage systems in district heating networks„, veröffentlicht in Energy Conversion and Management X.
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War der getriebene Aufwand noch gerechtfertigt,
wenn „man“ von Annahme zu Annahme hangelt —
UND das Ergebnis der Studie lautet,
dass ES „Vorteile bieten könnte“ ?!
Wolf Gerlach
Aus dem Kommentar entnehme ich, dass Sie das Paper gar nicht gelesen haben. Die Bereitstellung eines open-source Simulationstools zur Berechnung einer Wirtschaftlichkeit mit vielen Parametern (bei Ihnen Annahmen genannt) ist auf jeden Fall den Aufwand (der sich bei Programmierung im wissenschaftlichen Bereich im Rahmen hält) wert. Denn das Tool bietet dann wieder vielen anderen die Möglichkeit, für die jeweil herrschenden Randbedingungen die Rechnung durch einfaches Ändern der Parameter zu adaptieren.
Das ist wie mit einem guten Steuer-Berechnungs-Tool. Die Güte des Tools hängt davon ab, ob die Realität gut getroffen wird, nicht ob für Sie eine Erstattung oder Nachzahlung rauskommt.
Ich habe die Studie durchgelesen und bin zu einer anderen Interpretation gekommen. In der Studie wird nicht Solarthermie mit PV+Luftwärmepumpe+verglichen, sondern mit PV+Luftwärmepumpe+kleines Biogas-BHKW, um den Erdbeckenspeicher im Sommer mit Wärme zu befüllen. Nur wenn das BHWK im Herbst / Winter Strom für die Wärmepumpe liefert und Abwärme in den Erdebeckenspeicher abgibt, rechnet sich PV+Wärmepumpe.
Weiterhin habe ich die Studie so verstanden, dass im Szenario mit 80 Grad Vorlauf-Temperatur die Solarthermie die günstigere Lösung ist.
Betreff des Szenarios 70 Grad Vorlauftemperatur machen die Forschenden weiterhin die Einschränkung, dass im gerechneten Szenario für den Sommer die Vorlauf-Temperatur auf 50 Grad abgesenkt wurde, was eine zusätzliche Erwärmung der Temperatur in den angeschlossenen Gebäuden erfordern würde.
Mir erscheint die Studie zu sehr auf den Fokus Fläche bezogen, statt auf Wirtschaftlichkeit und Betriebskosten. Bei Solarthermie benötige ich rund die Hälfte des Jahres keine zusätzliche Energie (ausser Umwälzpumpe) im Gegensatz zur Wärmepumpe und in der anderen Jahreshälfte benötige ich Energie zusätzlich zur PV z.B. mit BHKW mit fossilem Gas. Auch hinsichtlich Fläche ist davon auszugehen, dass die Alternative nicht PV oder Solarthermie lautet, sondern besser PV und Solarthermie in Form von PVT-Modulen. Diese ermöglichen sowohl effizientere PV-Leistung (durch Kühlung), als auch eine bessere AZ gegenüber einer Luft-WP.
Gerade hierzu vermisse ich Untersuchungen und Praxisergebnisse – leider auch in dieser Studie.
Diese Modellrechnungen stellen letztlich das Institut in Frage, welches sie finanziert. Wie wäre es mit Empirie?
also ich habe diese Studie nicht gelesen. Aber ich will eine Lanze für die Solarthermie brechen. Ich habe ca. 10 m2 Solarthermie + 40 m2 PV (mit Speicher). Wenn ich die erzeugte Energie pro m2 vergleiche, bekomme ich (Mittelwert seit 01/22) PV/ST = 1.9. Der PV Installateur sagte, er würden nur PV installieren, aber das ist wohl keine unabhängige Meinung. Mir gefällt die Kombination gut.
PVT wäre wohl die noch bessere Lösung.
Und die (zusätzliche ?) Wärmepumpe (für den Winter) käme wohl bzgl. laufender Energiekosten auf einen ähnlichen Preis wie die Brennwertheizung, erfordert aber halt erstmal den deutlich teuereren Invest.