Zeitschrift EE

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2007-01: Große Solaranlagen

Solarthermie

Das deutsche Forschungs- und Demonstrationsprogramm Solarthermie-2000 ermöglichte in den Jahren 1996 bis 2002 die Realisierung von acht Pilotanlagen zur saisonalen Speicherung von Solarwärme mit Speichergrößen zwischen 1.500 und 63.300 m³. Seit Februar 2004 wird das Forschungs- und Demonstrationsprogramm unter dem Namen Solarthermie2000plus durch das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reak-torsicherheit (BMU) fortgesetzt. Dadurch kann die Technologieentwicklung saisonaler Wärmespeicher durch weitere Forschungs- und Entwicklungsarbeiten und die Realisierung weiterer Pilotvorhaben fortgesetzt werden.

10 Jahre saisonale Speicherung von Solarwärme - Entwicklungsstand und Perspektiven

Von Dirk Mangold*

Saisonale Wärmespeicherung

Saisonale Wärmespeicher werden in Deutschland vorwiegend in Verbindung mit solaren Nahwärmenetzen eingesetzt. Eine ausführliche Beschreibung der Anlagentechnik ist z.B. in „Erneuerbare Energien 2002-1“ zu finden. Bei der saisonalen Wärmespeicherung von Solarwärme gelten die im Folgenden aufgeführten grundlegenden Fakten:
Die Sonne liefert in den Monaten Mai bis September rund zwei Drittel der in einem Jahr in Deutschland eingestrahlten Solarenergie. Der Hauptteil des jährlichen Wärmeverbrauchs von Wohngebäuden liegt dagegen mit deutlich über zwei Dritteln in der Heizperiode zwischen Oktober und April. Um große Teile der hierzu aufgewendeten, fossilen Energien einzusparen, muss Solarenergie im Sommer gewonnen und in saisonalen Wärmespeichern bis in den Winter gespeichert werden. Die in Deutschland realisierten Pilotanlagen erzielen im Regelbetrieb einen solaren Deckungsanteil am jährlichen Gesamtwärmebedarf zur Trinkwassererwärmung und Raumheizung zwischen 34 und 50 %.
Werden zur saisonalen Wärmespeicherung Behälter verwendet, sind diese in der Regel in das Erdreich integriert und sehr gut wärmegedämmt. Die Speicherhülle hat im heißesten Bereich (bis 98 °C) einen U-Wert von unter 0,10 W/m²K. Bei einer Wärmespeicherung direkt im Untergrund in Aquifer- oder Erdsonden-Wärmespeichern muss gegebenenfalls ganz auf eine Wärmedämmung verzichtet werden. Zur Begrenzung der Wärmeverluste wird dann die maximale Speichertemperatur reduziert.
Ein saisonaler Wärmespeicher für ein Einfamilienhaus erfordert meist eine Speichergröße von mindestens 20 m³ Wasser. Sein Oberflächen zu Volumen-Verhältnis beträgt dabei etwa das achtfache im Vergleich zu einem Speicher mit 10.000 m³ Volumen. Dadurch sind auch die volumenbezogenen Wärmeverluste des kleinen Speichers acht Mal höher! Erst ab einer Mindestgröße von 1.000 m³ Wasservolumen beginnt saisonale Wärmespeicherung energetisch effizient zu sein.
Saisonale Wärmespeicher dieser Größe werden üblicherweise in Nahwärmenetze integriert. Zur Beladung der Speicher werden große Kollektorflächen verwendet, die kostengünstig auf die Dächer der nahe der Heizzentrale stehenden Gebäude montiert sind.
Durch Latentwärme- oder thermochemische Speicher, die Wärme durch Phasenwechsel- bzw. Ab- oder Adsorptionsvorgänge speichern, kann die saisonale Wärmespeicherung auch in wenigen Kubikmetern Volumen energetisch effizient sein. Seit wenigen Jahren sind diese Techniken wieder in den Blickpunkt der Forschung gerückt. Erste Speicher sind am Markt erhältlich, es bleibt jedoch abzuwarten, ob Speicher dieser Art aus energetischer und insbesondere wirtschaftlicher Sicht zur saisonalen Wärmespeicherung eingesetzt werden können. Die Wirtschaftlichkeit dieser Speicher verbessert sich mit zunehmender Zyklenzahl.

Der Technologiefortschritt in den letzten 10 Jahren

Eine der Hauptaufgaben der ersten beiden solar unterstützten Nahwärmeanlagen mit saisonalem Wärmespeicher, die Ende 1996 in Friedrichshafen und Hamburg in Betrieb gingen, war der Nachweis, dass eine saisonale Wärmespeicherung von Solarwärme im Siedlungsmaßstab umsetz-bar ist und funktioniert.
Diesen Nachweis konnten beide Anlagen vollständig erbringen, auch wenn die Effizienz der Speicher geringer als erwartet ist: Die Netzrücklauftemperatur, auf die der Speicher auskühlen kann, ist jeweils durchschnittlich bis über 15 K höher als erwartet. Dies reduziert die maximal nutzbare, gespeicherte Wärmemenge um fast 30 Prozent! Zudem führen die höheren Temperaturen im unteren Speicherbereich zu einer Erhöhung der Wärmeverluste durch den ungedämmten Speicherboden. Die neuen Behälterspeicher werden nun auch im Bodenbereich wärmegedämmt.
Ein weiterer Grund für die reduzierte Effizienz der ersten Speicher ist ein geringer Rückgang der Dämmwirkung der eingebauten Mineralfaser, der durch die hohe Belastung des Einbaus in das Erdreich bei einer Temperaturbelastung von bis zu 95 °C erfolgte. Heute sind dagegen Dämmmaterialien wie z.B. Blähglasgranulat und Schaumglasschotter verfügbar, die den hohen Belastungen dauerhaft ohne Schädigung standhalten können.
Seit dem Jahr 2000 sind die vier Bauprinzipien Behälter-, Erd-becken-, Erdsonden- und Aquifer-Wärmespeicher in mindestens einer Pilotanlage in Betrieb. Tabelle 1 fasst den Technologiefortschritt der letzten 10 Jahre zusammen und zeigt die derzeitigen Entwick-lungslinien auf. Aquifer-Wärmespeicher wurden kaum mehr für eine solarthermische Wärmespeicherung angefragt. Seit mehreren Jahren steigt jedoch das Interesse an diesen Wärmespeichern zur Klimatisierung von Gebäuden oder zur Speicherung von Abwärme aus der Stromerzeugung.

Behälter-Wärmespeicher
  Erste Generation Zweite Generation Dritte Generation
Speicherkonstruktion Ortbetonbehälter; Wand und Dach gedämmt Ortbetonbehälter;
Wand und Dach gedämmt
Ortbetonbehälter oder vorgespannte Fertigteilkonstruktion; ggf. unter Innendruck; Boden, Wand und Dach gedämmt
Abdichtung Edelstahlblech, verschweißt Hochleistungsbeton (HLB) Edelstahl- oder Schwarzstahlblech, ggf. auf Fertigteilen vormontiert und verschweißt
Wärmedämmung Mineralfaser Blähglasgranulat in Gewebesäcken Boden: Schaumglasschotter; Wand und Dach: Blähglasgranulat in Membranschalung
Schutz der Wärmedämmung konventionelle Abdichtbahn Dampfsperre und diffusionsoffene Dichtbahn Dampfdiffusionsoffenes „Wanddämmsystem“, havariesicher
Be- und Entladesystem obere und untere Tasse zusätzlich mittlere Tasse Schichtbeladesystem, Tassen mit automatischer Höhenregulierung
Pilotprojekte (Baujahr, Speichergröße) Friedrichshafen (1996, 12.000 m³), Hamburg (1996, 4.500 m³) Hannover (2000, 2.750 m³) München (2007, 5.700 m³)

 

Erdbecken-Wärmespeicher
  Erste Generation Zweite Generation Dritte Generation
Speicherkonstruktion Kiesgefüllte Grube mit Berliner Verbau Kiesgefüllte Grube, natürlich geböscht Wassergefüllte Grube mit schwimmendem oder frei tragendem Dach
Abdichtung einlagige HDPE-Kunststofffolie, verschweißt Zwei Lagen PP-Kunststoff¬folie mit Vakuumkontrolle, verschweißt Verbundfolie Alu-Kunststoff, verschweißt
Wärmedämmung XPS-Dämmplatten Blähglasgranulat in Gewebesäcken Blähglasgranulat in Membranschalung
Schutz der Wärmedämmung konventionelle Abdichtbahn konventionelle Abdichtbahn Dampfdiffusionsoffenes „Wanddämmsystem“, havariesicher
Be- und Entladesystem Direkter Wasseraustausch Rohrregister in mehreren Ebenen Schichtbeladesystem
Pilotprojekte (Baujahr, Speichergröße) Chemnitz (1996, 8.000 m³) Steinfurt-Borghorst (1998, 1.500 m³) Eggenstein-Leopoldshafen (geplant 2007, 3.000 m³)

 

Erdsonden-Wärmespeicher
  Erste Generation Zweite Generation
Speicherkonstruktion Doppel-U-Rohr-Erdwärmesonden aus Polybuten in rechteckigem Grundriss, parallel erweiterbar Doppel-U-Rohr-Erdwärmesonden aus PEX in kreisförmigem Grundriss, konzentrisch erweiterbar
Wärmedämmung XPS-Dämmplatten Schaumglasschotter
Schutz der Wärmedämmung konventionelle Abdichtbahn dampfdiffusionsoffene Dichtbahn
hydraulische Verbindung Sonden mit Horizontalverrohrung verschweißt, viele Schächte mit Verteilern Sonden mit unterschiedlichen Schenkellängen,ein zentraler Schacht, minimierte Verbindungen mit Pressfittingen
Pilotprojekte (Baujahr, Speichergröße) Neckarsulm (1997/ 2001, 63.300 m³), Attenkirchen (2002, 9.350 m³) Crailsheim (geplant 2007, 37.500 m³)

Tabelle 1: Übersicht der Technologieentwicklung der saisonalen Wärmespeicher

Kosten

Die neuen Wärmespeicher in Crailsheim und München zeigen, dass mit der Begleitforschung in So-larthermie2000plus deutliche Schritte zur Kostenreduktion von großen Wärmespeichern erzielbar sind. Abbildung 1 zeigt die spezifischen Speicherbaukosten der konzipierten und gebauten saisonalen Wärmespeicher. Hierbei sind die Speicherbaukosten auf das dem jeweiligen Speicher entsprechende, äquivalente Wasservolumen bezogen. Auffällig ist die starke Kostenabnahme der spezifischen Speicherbaukosten mit zunehmender Speichergröße! Der obere Bereich des Kurvenverlaufs zeigt vorwiegend Behälter-Wärmespeicher, der untere Bereich Untergrund-Wärmespeicher.

Abbildung 1: Spezifische Speicherbaukosten (ohne MwSt. und Planung)
(GFK: Glasfaserverstärkter Kunststoff, HLB: Hochleistungsbeton)

Der Behälterspeicher in München ist aufgrund der Baubedingungen vor Ort mit den Speichern in Hannover und Hamburg vergleichbar. Es zeigt sich, dass trotz einer höheren Speichereffizienz durch die Bodendämmung etc. um 20 % geringere Speicherbaukosten erzielt werden können.
Abbildung 2 zeigt eine Sequenz zum Bau des Speichers in München.

1. Betonbodenplatte in Form eines Kegelstumpfes und Rüstturm
2. Stellen der Wandfertigteile, Höhe 9,50 m, Wandstärke 16 cm
3. Schließen das Daches mit Fertigteilen, alle Fertigteile werden vorgespannt
4. Membranschalung mit bis zu 70 cm dicker Wärmedämmung aus Blähglasgranulat
5. Anschütten des Speichers mit Erdreich zum Rodelhügel

Abbildung 2: Bau des saisonalen Wärmespeichers in München 2006

1. Betonbodenplatte in Form eines Kegelstumpfes und Rüstturm

2. Stellen der Wandfertigteile, Höhe 9,50 m, Wandstärke 16 cm

3. Schließen des Daches mit Fertigteilen, alle Fertigteile werden vorgespannt

4. Membranschalung mit bis zu 70 cm dicker Wärmedämmung aus Blähglasgranulat

5. Anschüttung des Speichers mit Erdreich zum Rodelhügel

Der Erdsonden-Wärmespeicher in Crailsheim wird nach bisherigem Planungsstand einen neuen Bestwert der spezifischen Speicherbaukosten erzielen. Werden zu den Speicherbaukosten alle weiteren Kosten des Solarsystems wie Kollektorflächen, Pufferspeicher, Solarnetz, Heizzentrale, Wärmepumpe etc. addiert, ergeben sich für das Projekt in Crailsheim Gesamtkosten von rund 4,5 Mio. Euro (ohne MwSt. und Förderung). Aus den jährlichen Kosten und dem berechneten solaren Nutzwärmeertrag von 2050 MWh/a, in dem sämtliche Verluste des Solarsystems bereits berücksichtigt sind, resultieren solare Nutzwärmekosten von 19 Cent/kWh (ohne MwSt. und Förderung). Diese Kosten einer genutzten kWh solarer Wärme sind auch durch solarthermische Großanlagen mit Pufferspeicher erzielbar, die allerdings nur solare Deckungsanteile zwischen 13 und 20 % des Gesamtwärmebedarfs erzielen. Dies zeigt, dass dank den erfolgreichen Entwicklungsschritten der letzten 10 Jahre solare Nahwärmesysteme mit saisonaler Wärmespeicherung einen mehr als doppelten solaren Deckungsanteil und damit dementsprechend höhere CO2-Emissionseinsparungen von 50 % mit überzeugender Wirtschaftlichkeit erreichen können.

Perspektiven

Alle Pilotspeicher werden wissenschaftlich-technisch und durch ein langjähriges Monitoringprogramm begleitet. Weitere Forschungsvorhaben ergänzen die Entwicklung der Technologien zur saisonalen Wärmespeicherung. Mittelfristig wird die Marktfähigkeit der saisonalen Wärmespeicher angestrebt. So zeigen die Szenarien zur zukünftigen Energieversorgung in Deutschland, dass in zwei bis drei Jahrzehnten große Wärmespeicher nicht nur Solarwärme in erheblichem Umfang saisonal speichern werden, sondern auch zur Speicherung der bei der Stromproduktion durch z.B. dezentrale Kraft-Wärme-Kopplung entstehenden Abwärme notwendig sein werden. Die Aufgaben, für die optimierte Lösungen zu finden sind, fokussieren sich auf folgende technische Punkte:
1. Die eingesetzten Materialien und die statische Konstruktion werden durch die hohen Belastungen von bis zu 98 °C heißem Wasserdampf sehr stark beansprucht. Hier zeigt ein aktuelles Forschungsvorhaben am ITW der Universität Stuttgart, dass einige der von den Herstellern als geeignet empfohlenen Materialien als ungeeignet ausgeschlossen werden müssen. Materialien und Konstruktionen, die die-ser Belastung dauerhaft standhalten, sind nicht kostengünstig.
2. Neben der Entwicklung großvolumiger Wärmespeicher über 1.000 m³ Wasseräquivalent erfordert der Markt die Entwicklung von Bauprinzipien für kleinere Speichervolumina im Größenbereich von 30 bis 500 m³ zur Verwendung als Pufferspeicher.
3. Erste Erfahrungen in Crailsheim zeigen, dass großvolumige Druckspeicher trotz höherer Baukosten zum einen durch Mehrfachnutzen kostengünstiger sind, zum anderen aber auch zu Betriebsvorteilen für die Solaranlage führen können.
4. Die aktuellen Umsetzungserfahrungen insbesondere aus München zeigen, dass eine Havariesicherheit der gesamten Speicherkonstruktion gegeben sein muss, wenn ein zuverlässiger Bau und sicherer Betrieb des Speichers gewährleistet werden soll.
5. Durch Mehrfachnutzung von Wärmespeichern kann deren Wirtschaftlichkeit deutlich erhöht werden. Die durch die seitherigen Pilotanlagen gesammelten Erfahrungen zeigen, dass die Zusammenführung unterschiedlicher Wärmeerzeuger im Speicher beherrscht werden kann und zusätzliche Effizienzsteigerungen erzielbar sind. Weiterhin zeigt eine aktuelle Untersuchung, dass eine Holzfeuerungsanlage zur Wärmeversorgung eines Nahwärmesystems durch den Einsatz eines Puffer-speichers wirtschaftlich optimiert werden kann.
Für die weitere Entwicklung saisonaler Wärmespeicher ist zukünftig umfangreicher Wissenstransfer in die Praxis notwendig. Zur Reduzierung der Baukosten sind, wie z.B. die Behälterspeicher in München und Crailsheim zeigen, Konstruktionen notwendig, deren Statik weit über die bestehenden technischen Regeln hinausgeht. Dieses Wissen benötigen Prüfstatiker, Genehmigungsbehörden, Gutachter etc. um die kostengünstigen Bauweisen auch in der Praxis verankern zu können.
Auch international steigt das Interesse an saisonaler Wärmespeicherung: So wurden in den vergangenen zwei Jahren in Dänemark und in Kanada je ein saisonaler Wärmespeicher gebaut - mit Unterstützung der deutschen Experten.

Danksagung

Das diesem Bericht zugrunde liegende Vorhaben wird mit Mitteln des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit unter dem Förderkennzeichen 0329607L gefördert. Der Autor dankt für diese Unterstützung. Die Verantwortung für den Inhalt dieses Berichtes liegt beim Autor.

Literatur

  • Mangold, D.: Deutsche Perspektiven solarthermischer Großanlagen, Erneuerbare Energie 2004-3, Seiten 15 – 16, AEE, 2004
  • Mangold, D. et. Al.: Solar unterstützte Nahwärme mit Langzeit-Wärmespeicher in Deutschland, Erneuerbare Energie 2002-1, Seiten 10 bis 14, AEE, 2002
  • Bodmann, M. et. al.: Solar unterstützte Nahwärme und Langzeit-Wärmespeicher (Februar 2003 bis Mai 2005). Forschungsbericht zum BMU-Vorhaben 0329607F, z.B. unter www.solites.de, 2005
  • Mangold, D.: Kombination von Holzfeuerungen mit Kurz- und Langzeit-Wärmespeichern. 5. Stuttgarter Holzfeuerungs-Kolloquium 6.10.2005, IVD, Universität Stuttgart, Tagungsband, 2005
  • Mangold, D., Schmidt, T.: Saisonale Wärmespeicher: neue Pilotanlagen im Programm Solarthermie2000plus und Forschungsperspektiven, Statusseminar thermische Energiespeicherung, 2. und 3.11.2006, Freiburg, Tagungsband, 2006

*) Dipl.-Ing. Dirk Mangold ist Experte für solarthermische Großanlagen und saisonale Wärmespeicher. Er leitet den deutschen Expertenkreis Langzeit-Wärmespeicher und das Steinbeis-Forschungsinstitut Solites, Stuttgart, Deutschland, This e-mail address is being protected from spambots. You need JavaScript enabled to view it. , www.solites.de [^]

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