Probleemstelling: PV, thuisbatterij, elektrisch voertuig en warmtepomp Gianni De Greve, Lemcko

(1)

Probleemstelling :

PV, thuisbatterij, elektrisch voertuig en warmtepomp

Gianni De Greve, Lemcko

(2)

Kennismaking - EELAB/LEMCKO

Onderzoek

• Power Quality, HFPQ en EMC

• Dynamische onthaalcapaciteit in LS-netten

• Netflexibiliteit, opslag en aggregatie

• DC-backbones en directe lijnen

Onderwijs

• BSc & MSc - Ind. Wetenschappen Elektrotechniek

• Opleidingen: UGain & op maat

Dienstverlening

• EMC-metingen & Troubleshooting

• Power Quality Analyse & Troubleshooting (via Karybel)

• Emulatie testing op testbedden

http://lemcko.ugent.be

(3)

Kennismaking - TETRA FLEXICAP

Wat:

‘Onder controle houden van de aansluit- capaciteit door flexibel toepassen van RES, opslag & vraagsturing’

Doel:

FLEXICAP wil de collectieve inzichten rond

de invoering van de digitale meter ontsluiten

en hedendaagse oplossingen creëren voor

de verbruiker om zijn energiefactuur beter

(4)

Dimensionering & impact van residentiële assets

● Zonnepaneel-installatie (PV)

● Batterijopslag

● Elektrische voertuig (EV)

● Warmtepomp (WP)

(5)

Zonnepaneel-installatie (PV)

● Technische analyse

● Cijfervoorbeeld

● Conclusie

(6)

Technische analyse

Afschaffing

terugdraaiende teller Capaciteitstarief

Injectie minder voordelig Lagere kWh-prijs in nettarieven

Wijziging tariefstructuur

1/1 dimensionering Opbrengst = Verbruik

Welke dimensionering dan wel?

(7)

Technische analyse

●

PV (zuidgericht, 35°)

●

Dimensioneringsanalyse op volledige dataset

Dimensionering opbrengst/verbruik:

• Gemiddelde profielen: ±50%

• ‘Slechtste’ profielen: ±40%

• ‘Beste’ profielen: ±60%

Bereikte zelfvoorziening:

• Gemiddelde profielen : ±24%

Bereikte zelfvoorziening:

• Gemiddelde profielen : ±48%

(8)

Cijfervoorbeeld

1/1 dimensionering

• Opwekking: 4500 kWh(100% jaarverbruik)

• Eigenverbruik: 1258 kWh

• ZV-factor: 0,28 (ZC = 0,28 )

• Investeringskost: €6070

• Jaarlijkse reductie factuur: €731 (€0,24/kWh)

• Prosumententarief: ± €350

• TVT = 8,3 jaar

• Winst na 15 jaar = €4869

1/1 dimensionering

• Productie: 4500 kWh (100% jaarverbruik)

• Eigenverbruik: 1258 kWh

• ZV-factor: 0,28 (ZC = 0,28)

• Investeringskost: ±€6070

• Jaarlijkse injectievergoeding: €194 (€0,06/kWh)

• TVT= 12,3 jaar

Voorwaarden:

• Conclusies zijn geldig voor een profiel van een gemiddeld huishouden

• Jaarverbruik = 4500kWh

• Oriëntatie PV = Zuid/35°

• Elektriciteitsprijs = 24€c/kWh

• Injectievergoeding = 6€c/kWh

• Er wordt geen rekening gehouden met GSC of andere premies.

Digitale meter Terugdraaiende teller

0,5/1 dimensionering (Technisch optimum)

• Productie: 2250 kWh (50% jaarverbruik)

• Eigenverbruik = 1000 kWh

• ZV-factor: 0,22 (ZC = 0,44)

• Investeringskost: ±€3480

• Jaarlijkse injectievergoeding: €60 (€0,06/kWh)

• TVT = 11 jaar

(9)

Technische analyse

● Wat met de oriëntatie van de PV-installatie?

● Tot nu toe enkel oriëntatie: Zuid-35°

● Invloed oriëntatie PV bij gelijke investeringskost (kWp):

Gemiddeld dagprofiel zomer

Gemiddeld dagprofiel winter

•

Opbrengstprofiel verschuift in tijd

•

De jaaropbrengst vermindert

•

Meer seizoensafhankelijkheid

(10)

Technische analyse

● Zal het eigenverbruik stijgen of dalen bij andere oriëntaties?

Voorwaarden:

• Gelijke investeringskost (kWp)

• Conclusies zijn geldig voor een gemiddeld verbruiksprofiel

Conclusies:

• Het eigenverbruik is het hoogst bij installaties die Zuid/35° geïnstalleerd zijn.

• Het eigenverbruik neemt af bij andere oriëntaties / hellingshoeken

= optimale hellingshoek bij verschillende oriëntaties

(11)

Economische analyse

● Wat is de impact van de oriëntatie op de elektriciteitsfactuur?

Voorwaarden:

• Gelijke investeringskost (kWp)

• Conclusies zijn geldig voor een gemiddeld verbruiksprofiel

• Er wordt geen rekening gehouden met kWp- reductie

• Elektriciteitsprijs = 24 €c/kWh

• Injectievergoeding = 6€c/kWh Conclusies:

• Het rendement is het hoogst bij installaties die zuid/35° geïnstalleerd zijn.

= optimale hellingshoek bij verschillende oriëntaties

(12)

Conclusie PV

1. De klassieke dimensioneringsregel voor PV-installaties bij residentiële gebruikers (jaaropbrengst = jaarverbruik) is achterhaald !

2. Het technisch optimum ligt voor een gemiddeld huishouden tussen de 0,4 &

0,6 keer het jaarverbruik.

3. Het technisch optimum is profielafhankelijk

4. Voor een gemiddeld huishouden blijft de ideale oriëntatie Zuid/35°

5. Indien ideale oriëntatie niet mogelijk is, blijven PV-installaties ook in andere

oriëntaties (Oost->West) rendabel

(13)

Batterijopslag

● Technische analyse

● Conclusie

(14)

Technische analyse

1. Controlestrategie ‘zelfconsumptie’

Conclusies:

• Zc & Zv nemen toe door integratie van opslag

• Overdimensionering van opslag biedt geen toegevoegde waarde!

• Technisch optimum varieert van 0,65 tot 1,35 kWh/MWh_opbrengst Jaaropbrenst = jaarverbruik

Jaaropbrenst = jaarverbruik/2 Jaaropbrenst = jaarverbruik x 2

(15)

Technische analyse

2. Controlestrategie ‘zelfconsumptie & piekreductie’

(16)

Technische analyse

2. Controlestrategie ‘zelfconsumptie & piekreductie’

Jaaropbrenst = jaarverbruik Veronderstellingen:

• PV is zo gedimensioneerd dat jaaropbrengst = jaarverbruik

• Kostprijs voor 1 kWp= €45

• Elektriciteitsprijs = 24 €c/kWh

• Injectievergoeding = 6€c/kWh

• ‘Value-stacking’ door combinatie van twee strategieën

• Optimalisatie zelfconsumptie

• Piekvermogenreductie Conclusie:

‘Value stacking’ zorgt bij elke dimensionering van het batterijopslagsysteem voor een groter rendement.

(17)

Conclusie batterijopslag

1. De klassieke dimensioneringsvuitsregel voor batterijopslagsystemen bij residentiële gebruikers (batterijcapaciteit = jaaropbrengst/1000) blijft geldig!

2. Opslagsysteem niet overdimensioneren!

3. De meest voor de hand liggende strategieën in huishoudens zijn:

● Verhoging van de zelfconsumptie/zelfvoorziening

● Vermogenpiekreductie

● Time-of-use (dynamische contracten)

4. Batterijsysteem gebruiken om meerdere energiediensten te leveren is bij elke dimensionering interessant!

5. Een optimale dimensionering van het opslagsysteem moet per situatie berekend worden(= de kracht van een

(18)

Elektrische voertuigen

● Casestudie

● Conclusie

(19)

Casestudie

Veronderstellingen:

1. Verbruiksprofiel

• Cluster 1

• Jaarverbruik = 5MWh

2. Opbrengstprofiel PV

• Zuid, 45°

• Jaaropbrengst = jaarverbruik

3. Elektrisch voertuig

• Verbruik= 200Wh/km

• Afstand/jaar = 15 000km

• Capaciteit = 20kWh

• Vertrekuur = 7h

• Aankomstuur = 12h

• Max. laadvermogen = 11kW

• Treshold piekreductie = 2,5kW

(20)

Casestudie

• De gemiddelde maandpiek neemt sterk toe door het ongecoördineerd laden van een EV!

• Het gecoördineerd laden en V2G principe zorgen voor een stijging van het eigenverbruik en dus ook de ZC-factor en ZV-factor.

• Meerwaarde van V2G t.o.v. gecoördineerd laden is nihil voor deze strategieën!

• Algoritmes die de piekvraag reduceren i.f.v. vraag en aanbod kunnen de maandpiek verminderen!

• De vermogenspiekreductie is enkel mogelijk tijdens de connectietijd van het EV!

Geen EV Ongecoördineerd

laden Gecoördineerd laden V2G

/ / ZC ZC +

piekreductie ZC ZC + piekreductie

Verbruik [kWh] 5000 8666 8222 8239 9227 8305

Opbrengst [kWh] 5000 8000 8000 8000 8000 8000

Aangekochte E [kWh] 3238 5816 3889 3852 4466 3909

Geïnjecteerde E [kWh] 3238 5150 3667 3614 3239 3603

Zelfconsumptie [%] 35,25 35,62 54,17 54,83 59,51 54,96

Zelfvoorziening [%] 35,25 35,58 54,19 54,84 53,25 54,55

Gemiddelde maandpiek [kW] 4,372 12,28 11,043 4,372 11,196 4,372

(21)

Conclusie EV

1.

Tal van strategieën voor het laden en ontladen van het EV

●

Ongecoördineerd laden

●

Gecoördineerd laden

●

Bidirectioneel (ont)laden (V2G)

2.

Meerwaarde van V2G t.o.v. gecoördineerd laden is nihil voor deze strategieën (ZC + piekreductie) .

3.

De toename van de ZC is voor alle algoritmes sterk afhankelijk van de beschikbaarheid van het EV (duur en tijdstip).

4.

Een groot laadvermogen heeft een nadelig effect op de ZC-factor bij het ongecoördineerd

laden. De slimmere algoritmes halen net hun voordeel uit een groter laadvermogen (meer

captatie van PV-energie).

(22)

Warmtepompen

● Casestudie

● Conclusie

(23)

Casestudie

Veronderstellingen:

● Oppervlakte: 200 m²

● E-peil: 60

● Gemiddelde warmtevraag: 60 kWh/m²

● Aantal gezinsleden: 4

● SWW: 35 l per persoon

● Type warmtepomp: Lucht-water

● Jaarlijkse thermishe vraag CV: 12 MWh (80%)

● Jaarlijkse thermische vraag SWW: 3 MWh (20%)

● Dimensionering PV/verbruik: Ratio 1

● Smart control mogelijkheid

Woning zonder warmtepomp

E_jaar=4880 kWh

Woning met warmtepomp

Conclusies:

• Jaarverbruik verdubbelt door integratie Q-pomp

(24)

Casestudie

● Smart Grid Ready?

Smart grid ready contacten

Theorie Praktijk

(25)

Casestudie

Geen warmtepomp Standaard warmtepomp

‘geen sturing’

Standaard warmtepomp

‘met sturing’

(26)

Conclusie Warmtepompen

1. Volgende parameters hebben een grote invloed op de resultaten:

• Type warmtepomp

• Thermische vraag CV & SWW

• E-peil van de woning

2. Uit eerste simulaties blijkt dat:

• Technisch optimum PV ligt hoger bij aanwezigheid Q-pomp met slimme sturing (verhouding jaaropbrengst/jaarverbruik = ± 70- 80%)

• Moderne warmtepompen die hun vermogen kunnen aanpassen aan de warmtevraag voor de grootste reductie op de elektriciteitsfactuur zorgen

3. Rationeel omgaan met warmtepomp kan de jaarfactuur substantieel verlagen ( = HEMS)

4. De impact van de Q-pomp op de energiefactuur moet per situatie bepaald worden. ( = de kracht van een dimensioneringstool)