Zeitschrift EE

Zurück zu den Beiträgen

2001-03: Solare Nahwärme

Systeme mit Langzeitspeicher

Mit Hilfe von saisonalen Wärmespeichern kann die im Sommer solar erzeugte Wärme in der Heizperiode nutzbringend eingesetzt werden. Vor allem im Norden Europas kann auf diese Weise ein größerer Anteil des Heizenergiebedarfs durch Solarenergie gedeckt werden. Die ersten Saisonspeicher in Schweden wurden bereits vor zwanzig Jahren realisiert. Neuere Entwicklungen im Bereich solarer Großanlagen zur Raumheizung zeigen zusammen mit Demonstrationsprojekten, dass solche Anlagen in Zukunft eine immer gewichtigere Rolle spielen werden.

Langzeitwärmespeicherung in Bohrlöchern im Granituntergrund

Von Jan-Olof Dalenbäck*

In Danderyd in Schweden wurde das neue Wohngebiet Anneberg geplant. Die Stadtverwaltung von Danderyd unterstützte hierbei den Einsatz von erneuerbaren Energien. Im Jahr 1998 wurde im Auftrag des schwedischen Ministeriums für industrielle und technische Entwicklung (NUTEK) eine Machbarkeitsstudie zum Projekt in Anneberg durchgeführt /1/, /2/.
Ziel der Studie war es, ein geeignetes System zur solaren Raumheizung zu finden, mit dem niedrige Energiekosten und ein solarer Deckungsgrad von mindestens 60% erreicht werden können. Weiters sollte die Solaranlage mit anderen, konventionellen Heizungsanlagen verglichen werden.
Das Wohngebiet Anneberg wird derzeit von der Wohnungsbaugenossenschaft HSB Bostad AB errichtet. Die Solaranlage ist Teil des EU-THERMIE Projektes, das im Einleitungsbeitrag von Boris Mahler zusammenfassend dargestellt wird. Die Anlage in Anneberg wird eine der größten solaren Raumheizungsanlagen in Europa und zugleich die erste mit einem saisonalen Wärmespeicher, der als Bohrung im Felsuntergrund ausgeführt ist.
Mit diesem Projekt soll gezeigt werden, dass eine Anlage zur solaren Raumheizung mit Saisonspeicher zuverlässig funktioniert. Mit der Planung des Wohngebietes Anneberg wurde im Herbst 1999 begonnen. Die Bohrung des Saisonspeichers begann im April 2000, die Fertigstellung des Speichers erfolgte im Herbst 2000. Bei der Errichtung der Wohngebäude gab es eine Verzögerung von sechs Monaten. Kontaminierte Erde musste von der Baustelle abtransportiert werden, da sich auf dem Gelände früher eine Mülldeponie befunden hatte. Die ersten Gebäude wurden im Februar 2001 errichtet, mit der Montage der Dachkollektoren wurde im Frühjahr begonnen. Das Projekt soll noch im Laufe des Jahres 2001 abgeschlossen werden.

Beheizte Gebäude

Das Wohngebiet Anneberg befindet sich nördlich von Stockholm in Danderyd. Das Areal umfasst 130 Meter mal 400 Meter und wird mit Zweifamilienhäusern, Reihenhäusern und einem Pflegeheim auf einer Gesamtnutzfläche von 9.000 m² bebaut. Die geologischen Gegebenheiten des Baugrundes werden für den Bau und Betrieb des geplanten Bohrlochspeichers als günstig angesehen. Das Grundgestein besteht aus homogenem Granit und ist mit einer dünnen Humusschicht bedeckt.
Die Machbarkeitsstudie bezog sich auf die gesamte Nutzfläche, was 90 Einfamilienhäusern mit je 100 m² Wohnfläche entspricht. Der jährliche Heizenergiebedarf der Gebäude wurde mit 120 kWh/m² veranschlagt (5 kW Heizlast bei einer Auslegungstemperatur von -18°C, inklusive Brauchwasserbereitung), was einem gesamten Heizenergiebedarf von 1.080 MWh entspricht (bei einer gesamten Heizlast von 450 kW bei Auslegungstemperatur).
Im Gegensatz zur Studie umfasst das Projekt in der Ausführung nun 50 Wohneinheiten mit durchschnittlich 120 m² Wohnnutzfläche und einem dadurch reduzierten gesamten Heizenergiebedarf von 550 MWh. Die Wohnsiedlung wurde nun in zwei Gruppen von Zweifamilienhäusern zu sechs und 12 Gebäuden und zwei Reihenhäusern mit je sieben Wohneinheiten angelegt. Die Süddächer der Zweifamilienhäuser haben eine Fläche von 120 m² bei einer Neigung von 37°. Die Norddächer sind mit einer Fläche von 80 m² kleiner ausgeführt. Diese unsymmetrische Aufteilung bietet eine größere Fläche für die Montage der Kollektoren.

Das Gesamtsystem

Die Anlage ist für ein Niedertemperaturheizsystem ausgelegt. Das System besteht aus Flachkollektoren mit einer mittleren Betriebstemperatur von 50°C, dem Saisonspeicher mit einer mittleren Betriebstemperatur zwischen 30°C und 45°C und dem Wärmeverteilsystem. Die Fußbodenheizungen sind auf einen Heizungsvorlauf von 32°C und einen Rücklauf von 27°C ausgelegt. Der Brauchwassertank jeder der 13 Untereinheiten für zwei, vier oder sieben Wohneinheiten kann - wie die Fußbodenheizung - elektrisch nachgeheizt werden (siehe Abbildung 1).

Abbildung 1: Hydraulikschema des Systems. Das Wärmeverteilsystem beinhaltet 13 Untereinheiten für 2, 4 oder 7 Wohneinheiten. Der Brauchwasserspeicher und die Fußbodenheizung können elektrisch nachgeheizt werden. Der Kollektorvorlauf ist auf 40°C und der Rücklauf auf 60°C ausgelegt

Die thermischen Sonnenkollektoren sind direkt mit dem Wärmeverteilnetz verbunden. Für die Verteilung der Wärme von den Kollektoren zum Speicher wird dasselbe Netz verwendet, wie für die Verteilung der Wärme vom Speicher zu den Gebäuden. Dafür wird die Fließrichtung des Speicherkreislaufes an den momentanen Arbeitsmodus - Speicherentleerung oder Befüllung - angepasst. Die Leitungen des Wärmeverteilnetzes bestehen aus PEX-Rohren (vernetztes Polyethylen).
Die Nachheizung in den einzelnen Wärmeverteilstationen erfolgt elektrisch, da der Nachheizenergiebedarf und die nötige Leistung gering sind. Außerdem können die Bewohner so ihre eigenen Heizkosten beeinflussen, was sich positiv auf das Benutzerverhalten auswirkt. Schließlich bietet die elektrische Nachheizung eine Sicherheit im Falle eines Fehlers im solaren Heizungssystem.

Thermische Sonnenkollektoren und Energiespeicher

Auf den Reihenhäusern und Zweifamilienhäusern wurden dachintegrierte Flachkollektoren und Aufdachkollektoren montiert. Die Kollektorflächen auf den verschiedenen Gebäuden variieren zwischen 80 und 240 m². Die gesamte installierte Kollektorfläche beträgt 2.400 m². Der Kollektorkreislauf ist mit einem Glykol-Wasser-Gemisch befüllt und vom Heizkreis durch einen Wärmetauscher getrennt.
Der Wärmespeicher besteht aus Bohrlöchern im Felsuntergrund mit einem Durchmesser von 0,115 Meter und einer Tiefe von 65 Meter. Abbildung 2 zeigt den oberen Anschluss der Doppel-U-Rohre, die im Bohrloch als Wärmetauscher fungieren. Um das thermische Verhalten des Gesteins zu bestimmen, wurde eine 120 Meter tiefe Probebohrung vor Ort durchgeführt. Die Wärmeleitfähigkeit des Bodens wurde mit 4,1 W/mK, der Wärmedurchlasswiderstand mit 0,045 Km/W und die Wärmekapazität mit 2,2 MJ/m³K ermittelt.

Abbildung 2: Oberes Ende des Bohrlochs mti zweis eingesetzten U-Rohren aus PEM mti einem Durchmesser von 32 mm. Die Rohre haben die Funktion eines Wärmetauschers in den Bohrlöchern

Die Machbarkeitsstudie ergab vier verschiedene Kombinationen der Anzahl der Bohrlöcher und ihrer Lage am Baugrund:

  • 66 Bohrlöcher mit 4 Meter Abstand
  • 99 Bohrlöcher mit 3 Meter Abstand
  • 132 Bohrlöcher mit 2,7 Meter Abstand
  • 165 Bohrlöcher mit 2,5 Meter Abstand

Die endgültige Planung ergab eine Anzahl von 100 Bohrlöchern mit drei Meter Abstand zueinander. Die Bohrlöcher sind in zwei quadratischen Feldern mit zehn parallelen Reihen angeordnet, wobei jeweils fünf Löcher einer Reihe seriell verschalten sind (siehe Abbildung 3). Damit ergibt sich ein gesamtes Speichervolumen von 60.000 m³.

Abbildung 3 (a und b): Anordnung der Bohrlöcher in zwei Feldern mit zehn parallelen Reihen , wobei jeweils fünf Löcher einer Reihe seriell verschalten sind. Der Schnitt durch ein Bohrloch mit 65 m Tiefe und einem Durchmesser von 0,115 m zeigt die zwei U-Rohre, die als Wärmetauscher fungieren

Systemleistung

Mit Hilfe von TRNSYS /3/ wurden die gesamte Anlage und die Gebäude simuliert. Das solare Raumheizungssystem wurde für die Machbarkeitsstudie mit MINSUN berechnet. In beiden Simulationsprogrammen wurden für die Kollektorsimulation stündliche Klimadaten und das Speichermodell DST (Duct Storage Temperature für Röhrenspeicher) verwendet. TRNSYS verwendet ein detailliertes Gebäudemodell und kann in Rechenschritten unter einer Stunde rechnen. MINSUN arbeitet dagegen mit einem vereinfachten Modell des Gebäudes und in Tagesschritten.
Ein System mit einem "Hochtemperaturspeicher" im Untergrund benötigt drei bis vier Jahre, bis es seinen stationären Betriebszustand erreicht. Das liegt an dem langen Zeitraum, den der Speicher und seine Umgebung benötigen, um die Auslegungstemperatur zu erreichen. Tabelle 1 gibt die erwartete Jahresenergiebilanz des Wohngebietes Anneberg wieder, Abbildung 4 zeigt die erwartete monatliche Energiebilanz des Speichers nach fünfjährigem Betrieb.

Abbildung 4: Anneberg - Speicherbilanz: Erwartete monatliche Enregiebilanz des Speichers nach fünf Jahren Betrieb, Simulationsergebnis mit durchschnittlichen Klimadaten

  MWh
Sonnenkollektoren 1.075
Nachheizenergie 120
Speicherverluste -500
Untereinheiten
(dezentrale Kleinspeicher)
-30
Wärmeverteilung -100
Heizenergiebedarf -420
Warmwasserbedarf -145

Tabelle 1: Erwartete Jahresenergiebilanz des Wohngebietes Anneberg nach Erreichen des stationären Betriebszustandes, Simulationsergebnis dmit durchschnittlichen Klimadaten

Wie oben dargestellt, wurden die Simulationen im Rahmen der Machbarkeitsstudie für 90 Wohneinheiten durchgeführt, was einem jährlichen Heizenergiebedarf von 1.000 MWh entspricht. Bei einer angenommenen Kollektorfläche von 3.000 m² und einem Speichervolumen von 60.000 m³ wurde ein solarer Deckunsgrad von 60% ermittelt, der errechnete Kollektorertrag lag bei über 400 kWh/am². Für den Speicher wurden 99 Bohrlöcher mit je 65 Meter Tiefe und einem Abstand von 3 Meter voneinander angenommen; die relativen Wärmeverluste wurden mit 35 bis 45% angesetzt. Für die endgültig ausgeführte Lösung wurde schließlich ein solarer Deckungsgrad von 70% ermittelt, die relativen Verluste des Speichers betragen 45 bis 50%.
Es wird erwartet, dass die Sonnenkollektoren optimale Betriebsbedingungen haben und einen Ertrag von 400 kWh/m² Kollektorfläche liefern können. Der Speicher ist verhältnismäßig klein. Die Verluste sind daher relativ groß und machen mit 200 kWh/m² Kollektorfläche die Hälfte des Kollektorertrages aus. Damit ergibt sich ein Nettoertrag von 200 kWh/m².
Der gesamte Heizenergiebedarf inklusive Belüftung und Brauchwasserbereitung beträgt ca. 550 MWh/a oder 100 kWh/a m² beheizte Wohnfläche. Die benötigte Zusatzenergie liegt bei ca. 120 MWh/a, das ergibt einen solaren Deckungsgrad von nahezu 80%. Der monatliche Bedarf an Zusatzenergie für eine durchschnittliche Wohneinheit wird in Abbildung 5 dargestellt.

Abbildung 5: Anneberg- durchschnittliche Wohneinheit: Sonnenenergie und benötigte Zusatzenergie für eine durchschnittliche Wohneinheit pro Monat

Der gesamte jährliche Heizenergiebedarf inklusive Belüftung und Brauchwasserbereitung beträgt voraussichtlich 11.000 kWh je Wohneinheit, wobei bis zu 9.000 kWh von der Solaranlage geliefert werden.

Kosten der Anlage

Die gesamten Kollektorkosten betragen 150 € pro m² Kollektorfläche. Die Kosten für die Speicherkonstruktion und das Wärmeverteilnetz werden mit je 215.000 € veranschlagt, die Europäische Union unterstützt das Projekt mit 215.000 €. Dadurch ergeben sich Gesamtkosten für die Solaranlage von 780.000 € bzw. 324 € pro m² Kollektorfläche.
Die Investitionskosten für das gesamte Projekt betragen zwischen 1.290 € und 1.610 € je m² beheizter Wohnfläche. Die Solaranlage wirkt sich mit 86 € je m² beheizter Wohnfläche aus, was ca. 6% der Investitionskosten entspricht.
In Tabelle 2 sind die erwarteten jährlichen Heizkosten nach dem erstmaligen Aufheizen des Bohrlochspeichers für eine Wohneinheit angeführt. Die Heizkosten wurden mit einem Annuitätenfaktor von 0,08 für die Investition der Solaranlage und einem Strompreis von 54 €/MWh (0,74 öS/kWh) ermittelt.

Heizkosten €/a
Solare Energie 860
Hilfsenergie 130
Gesamt 990

Tabelle 2: Jährliche Heizkosten nach dem erstmaligen Aufheizen des Speichers für eine Wohneinheit inklusive EU-Unterstützungszahlungen

Die jährlichen Heizkosten wurden ursprünglich für drei verschiedene Systeme ermittelt: Für solar unterstütztes Heizen, für ein Nahwärmenetz mit Biomasse und Öl, und schließlich für ein System mit Wärmepumpen, die jeden Haushalt separat mit Wärme versorgen. Bei diesen Varianten ergaben sich jährliche Heizkosten von 1.185 bis 1.400 € pro Wohneinheit, das entspricht einem Wärmepreis von 100 bis 120 €/MWh.
Schlussfolgerungen
Die abschließende Studie für die Solaranlage mit saisonalem Speicher für das Wohngebiet in Anneberg bestätigte weitgehend die ursprünglichen Kostenannahmen. Weiters konnte gezeigt werden, dass das System im Vergleich mit konventionellen Heizsystemen mithalten kann. Wegen der nötigen Abtragung des kontaminierten Erdreichs verzögerte sich der Bau der Wohnanlage ein wenig, und die Kosten für das Wärmeverteilnetz waren höher als ursprünglich angenommen.
Die Speicherverluste sinken mit der Größe des Speichers. Demnach steigt die Effizienz des gesamten Systems mit der Größe der Anlage, da aufgrund der geringeren Verluste auch weniger Kollektorfläche für die bereitgestellte Heizenergie benötigt wird. Bei einer drei mal so großen Anlage wie Anneberg könnte demnach eine Heizkostenreduktion von 20% erzielt werden. Damit wären die jährlichen Heizkosten auch geringer als bei den verglichenen konventionellen Heizsystemen.

Literatur
1 Lundin S-E., B. Nordell, J-O. Dalenbäck, G. Hellström, S. Sjöstedt, B. Brinck (1998), Solvärme med säsongslagring i borrhål i berg och lågtemperatur för bostadsområde i Anneberg, Danderyd. Förprojektering 1998-03-31. (Solare Wärme mit einem Saisonspeicher in einem Bohrloch-Wärmespeicher und einem Niedrigtemperaturwärmeabgabesystem für das Wohngebiet Anneberg. Machbarkeitsstudie 1998-03-31). NUTEK dnr: 8624-97-03190, Stockholm.
2 Dalenbäck, J-O., G. Hellström, S-E. Lundin, B. Nordell and J. Dahm (2000), Borehole Heat Storage for the Anneberg Solar Heated Residential District in Danderyd, Sweden. Proceedings Terrastock 2000, Stuttgart, Germany.
3 TRNSYS, A Transient System Simulation Program, Klein, S.A., Beckmann, W.A., et al., Solar Energy Laboratory, University of Wisconsin-Madison, USA
4 Dalenbäck, J-O., J. Dahm, G. Hellström, S-E. Lundin and B. Nordell (2000), Solar Heated Residential Area Anneberg. Proceedings Eurosun 2000, Copenhagen, Denmark.

 

*) Dr. Jan-Olof Dalenbäck, CIT Energy Management AB, Göteborg, Schweden, E-Mail: This e-mail address is being protected from spambots. You need JavaScript enabled to view it. [^]

Top of page