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2001-03: Solare Nahwärme

Systeme mit Kurzzeitspeicher

Abbildung 1: Solaranlage Scharnhauser Park: Das hydraulische Schema zeigt, dass der solare Pufferspeicher entfällt, da der erwärmte Rücklauf des Nahwärmenetzes eingeleitet wird

Große Gebäudefreiflächen können zur Wärmeproduktion genutzt werden, ohne dass die Gebäude selbst die Solarwärme nutzen müssen. Gerade öffentliche Gebäude wie Schulen, Ämter, etc., die im Sommer nur einen geringen Wärmebedarf haben, könnten so ihre meist sehr großen zur Verfügung stehenden Freiflächen zur solaren Energieerzeugung nutzen.

Solaranlage Scharnhauser Park

Von Josef Huckebrink*

Die Stadtwerke Esslingen am Neckar GmbH (SWE) sind Betreiber des Nahwärmenetzes im Scharnhauser Park. Eigentümer und Betreiber der Solaranlage sind die SWE. Auf dem Pausendach der Grund- und Hauptschule in Esslingen am Neckar wurde ein 195 m² großes Kollektorfeld errichtet (siehe Bild auf Seite 4).
Im Technikraum des Schulgebäudes wurden die Nahwärmeübergabestationen sowie der Solar-Wärmetauscher mit Regeleinheit installiert. Von der Technikzentrale wurden die Soleleitungen durch die Kellerräume der Schule und den Pausenhof bis zum Pausendach geführt. Abbildung 1 zeigt das Hydraulikschema der Anlage.
Die solar erzeugte Wärme wird über den Wärmetauscher auf den Rücklauf der Schule bzw. den Netzrücklauf übertragen. Der erwärmte Rücklauf wird in den Rücklauf des Nahwärmenetzes eingeleitet, sodass der solare Pufferspeicher entfällt. Die solar erzeugte Wärme steht somit dem Nahwärmenetz zur Verfügung und deckt einen Teil der Wärmegrundlast. Die Wärmegrundlast beträgt derzeit ca. 440 kW.
Mit diesem Projekt wird demonstriert, dass in Zukunft die Möglichkeit besteht, solar erzeugte Wärme unabhängig vom Eigenbedarf und vor allem ohne Pufferspeicher in Nahwärmeversorgungsgebieten einer Vielzahl von Abnehmern zur Verfügung zu stellen.
Die zur Zeit verkaufte Wärmemenge beträgt jährlich 9.492.881 kWh. Die im letzten Jahr erzeugte Solarenergie betrug 60.000 kWh oder 305 kWh/m²a. Dies entspricht einem solaren Deckungsgrad von 0,63%.
Die in den Sommermonaten (Juni bis September) verkaufte Wärmemenge beträgt 1.503.174 kWh. Davon entfallen auf die Solarenergie 40.000 kWh. Dadurch ergibt sich im Sommer ein solarer Deckungsgrad von 2,66%.
Zur Zeit werden ca. 224 Kunden (Ein- und Mehrfamilienhäuser, Gewerbe- und Verwaltungsgebäude) mit einer Anschlussleistung von 10.173 kW versorgt. Im Endausbau ist mit einer Anschlussleistung von 20.000 kW und ca. 500 Kunden zu rechnen.

*) Dipl.-Ing. Josef Huckebrink ist Abteilungsleiter der Gas-, Wasser- und Wärmeversorgung bei den Stadtwerken Esslingen, E-Mail: Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein! [^]

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2001-03: Solare Nahwärme

Systeme mit Kurzzeitspeicher

Die Stadt Amersfoort liegt im Zentrum der Niederlande. Dort wurde die Wohnanlage Stadstuin errichtet, in der 1200 Menschen in 440 Wohnungen Platz finden. Vakuumröhrenkollektoren mit einer Aperturfläche von fast 650 m² versorgen die Wohnungen mit Energie für Raumheizung und Warmwasserbereitung.

Vakuumröhrenkollektoren für das Nahwärmenetz Stadstuin

Von Leon de Wit*

Die Wohnanlage besteht aus 24 Gebäudekomplexen, von denen jeder zwischen 18 und 20 Wohnungen beinhaltet. Die meisten Wohnungen sollen verkauft werden, einige jedoch auch vermietet. In den Niederlanden werden die meisten Solaranlagen an Einfamilienhäusern installiert. Wird jedoch eine Solaranlage für mehrere Wohneinheiten gebaut, gibt es üblicherweise ein eigenes Warmwasserleitungsnetz, um einen größeren Kollektorertrag zu erzielen. Dadurch werden aber die Errichtungskosten und die Netzverluste größer. In einem weiter verzweigten Rohrleitungsnetz gibt es auch mehr Möglichkeiten für die Bildung von Legionellen. Diese Nachteile führten zu der Entscheidung, ein Nahwärmeversorgungsnetz mit dezentraler Warmwasserbereitung zu errichten.
Der jährliche Heizenergiebedarf der Wohnungen liegt bei etwa 47 kWh/m². Dies wird durch gute Dämmung und eine kompakte Bauweise erreicht. Der Warmwasserbedarf wird mit ca. 2200 kWh pro Wohneinheit und Jahr angenommen. Die Wohnungen sind blockweise an das Wärmeversorgungsnetz angeschlossen. Der örtliche Versorgungsbetrieb REMU ist der Besitzer und Betreiber der Solaranlage, er liefert die Wärme an die Haushalte. Die Nachheizung erfolgt mit einem Gasbrennwertgerät, das einen Spitzenwirkungsgrad von 107% erreichen kann (bezogen auf den unteren Heizwert).
Die Grundlast des Wärmebedarfs für Raumwärme und Warmwasserbereitung wird von der Solaranlage mit Vakuumröhrenkollektoren gedeckt. Auf dem Dach jedes Gebäudekomplexes sind 27 m² Kollektorfläche montiert, im gesamten Projekt wurden daher 648 m² Vakuumröhrenkollektoren installiert. Der erwartete solare Deckungsgrad liegt bei 10%. Tabelle 1 fasst die Projektdaten zusammen.

Tabelle 1: Projektdaten des Nahwärmenetzes Stadstuin

In zehn der 24 Gebäudekomplexe erfolgt die Wärmeversorgung zusätzlich durch Blockheizkraftwerke. Der produzierte Strom wird in das öffentliche Netz eingespeist.
Die Anlage ist als Nahwärmenetz konzipiert. Dieses funktioniert ähnlich wie ein Fernwärmesystem. Die Techniker des Versorgungsunternehmens sind mit solchen Anlagen vertraut, was die Wartung vereinfacht. Die Warmwasserbereitung erfolgt mit Wärmetauschern in den Wohnblocks. Um Warmwassertemperaturen von 60°C zu erhalten, werden Vorlauftemperaturen von mindestens 70°C benötigt. Diese Warmwassertemperaturen sind erforderlich, um für ein Wohnprojekt in den Niederlanden eine Förderung zu erhalten.
Um die Rücklauftemperaturen des Netzes gering zu halten, wurden die Radiatoren für eine Vorlauftemperatur von 70°C und einer Rücklauftemperatur von 40°C ausgelegt. Im Winterbetrieb werden jedoch Rücklauftemperaturen unter 30°C erwartet. Bei einem üblichen Fernwärmenetz wird das Heizungsnetz auf 90/70°C ausgelegt. Die Raumtemperaturen werden mit Thermostatventilen geregelt. Abbildung 1 zeigt das Hydraulikschema der Anlage.
Die Heizungsinstallationen wurden von einem externen Installateur vorgenommen. Die Berechnungen wurden von REMU überprüft, um ein einwandfreies Funktionieren der Anlage zu garantieren.

Abbildung 1: Die Anlage in Stadstuin ist als Drainback-System ausgeführt. Bei Stillstand der Anlage wird das Wasser aus dem Kollektor abgezogen. 80 bis 90 % der in den Niederlanden installierten Anlagen werden mit Drainback-Technologie errichtet [1]

Abbildung 2: Die simulierte Wärmebilanz für einen Wohnblock über ein Jahr zeigt, dass von Mai bis August über 50% des Wärmebedarfs solar gedeckt werden können, im Seoptember ist es noch ein Drittel

Wärmebilanz

Für die Auswahl der Sonnenkollektoren wurden Anlagensimulationen durchgeführt. Es wurde ein Standardklimadatensatz mit stündlichen Werten basierend auf einem Normjahr (1964) in den Niederlanden herangezogen. Als Verbrauchsdaten wurden gemessene Werte verwendet.
Da es für diesen Verbrauch keine gemessenen Netzrücklauftemperaturen gab, wurden in einer konservativen Schätzung durchgehend 40°C angenommen. Da im Frühjahr und im Herbst die Rücklauftemperaturen in der Praxis geringer sind, wird angenommen, dass der wirkliche Ertrag über dem errechneten liegt.
Schlussfolgerungen
Die ersten Wärmeübergabestationen wurden erst kürzlich in Betrieb genommen. Daher gibt es noch keine Betriebserfahrungen.
Ein Ziel des Projekts war es, eine Standardwärmeübergabeeinheit zu entwickeln, die bei allen 24 Wohnblocks verwendet werden konnte. Dadurch wurde eine Kostenersparnis erzielt.
Bei großen Bauprojekten sind viele Partner mit unterschiedlichen Ideen und Gebäudekonzepten beteiligt. Dies brachte viel Nacharbeit mit sich. Das Bauen im Bereich von großen Siedlungen läuft nach fixen Vorgaben ab und erfordert einen hohen koordinativen Aufwand, wenn individuelle Lösungen gefordert werden.
Am Beginn des Projektes wurden Installateure hinzugezogen, die sonst im Bereich Bürobauten arbeiten und so Erfahrungen mit komplexen Systemen in das Projekt Stadstuin mitbrachten. Dies erwies sich als sehr vorteilhaft.

Literatur
1 Tagungsband des IEA SHC-Task 26 Industrie-Workshop, Delft, Niederlande, 2. April, 2001

*) Ing. Leon de Wit ist Mitarbeiter beim Energieversorger REMU Power Plus in den Niederlanden und leitet das Projekt Stadstuin. E-Mail: Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein! [^]

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2001-03: Solare Nahwärme

Systeme mit Kurzzeitspeicher

Nach dem Zusammenbruch des Solarmarktes in Italien in den achtziger Jahren scheint sich die Situation nun wieder zu bessern. Es können sogar massive Expansionen erwartet werden. Dies wird durch das wieder erwachte Interesse der Endverbraucher ermöglicht und durch die starken Wachstumsraten belegt, die der Markt in den letzten Jahren aufweist. Noch aber liegt Italien mit einer jährlich installierten Kollektorfläche von ca. 50.000 m² hinter Deutschland und Österreich zurück, wo jährlich mehrere hunderttausend Quadratmeter Kollektorfläche installiert werden.

Impuls für solarthermische Anlagen Italien

Von Aristotelis Aidonis*

Die italienische Regierung hat auf Basis der Ziele des EU-Weißbuchs [1] erklärt, bis zum Jahr 2001 eine gesamte installierte Kollektorfläche von 3.000.000 m² in Italien zu erreichen. Sogar mit einer sehr positiven Marktentwicklung scheint es schwer zu sein, dieses Ziel zu erreichen.
Große Solaranlagen spielen zwar am gesamteuropäischen Markt eine eher untergeordnete Rolle, könnten aber in der Entwicklung des italienischen Marktes größere Bedeutung haben:
In Italien gibt es viele Anwendungsmöglichkeiten für große Solaranlagen im Bereich der großen Hotels und des Sommertourismus im Allgemeinen. Durch Abschließen eines Garantievertrages für die Erträge der Solaranlage hat der Betreiber eine gewisse Absicherung. Bei der Größe dieser Solaranlagen sind die Kosten für die Datenerfassung und Verbreitung der Ergebnisse in der Öffentlichkeit verhältnismäßig gering. Dies ist für die Meinungsbildung besonders wichtig, da in Italien ein relativ geringes Vertrauen zu Solaranlagen besteht. Schließlich sind große Solaranlagen zur Raumheizung sehr gut geeignet, um die wirtschaftlichen Vorteile von solarthermischen Anlagen zu zeigen. Im Vergleich mit kleinen Solaranlagen betragen die Preise, bezogen auf einen Quadratmeter Kollektorfläche, etwa die Hälfte bis zu einem Drittel.

Abbildung 1: Die Luftaufnahme des Schwimmbades in Melegnano zeigt die 200 m² große Kollektorfläche auf dem Dach. Die Anlage ging im März 2000 in Betrieb

Beschreibung der Anlage

Melegnano ist ein kleiner Ort südlich von Mailand. Die Stadtgemeinde steht Umweltthemen sehr offen gegenüber. Für die Errichtung einer großen Solaranlage wurde das öffentliche Schwimmbad, das ein Hallenbad und ein Freibad hat, ausgewählt. Es erschien für diesen Zweck am geeignetsten. In Tabelle 1 sind die Projektpartner und beteiligten Unternehmen angeführt, die bei der Umsetzung des Projektes eine Hauptrolle spielten.

Tabelle 1: Projektpartner und beteiligte Unternehmen

Das Schwimmbad ist das ganze Jahr über geöffnet. Das Hallenbad hat ein Volumen von 310 m³. Das Freibad hat nur im Sommer geöffnet und hat ein Volumen von 1.700 m³. Etwa 90.000 Besucher kommen jedes Jahr in das Bad. Die Solaranlage mit 200 m² Flachkollektoren dient in erster Linie der Bereitung von Warmwasser für den Sanitärbereich. Überschüssige Energie wird zur Heizung des Schwimmbadwassers genützt.
Tabelle 2 gibt die wichtigsten technischen Daten der Anlage wieder. Bei der Brauchwasserbereitung wird ein solarer Deckungsgrad von 72% erreicht. In Summe erzielen die Kollektoren einen jährlichen Ertrag von 615 kWh/m². Abbildung 2 zeigt die vom Kollektor gelieferte Energie, den Warmwasserbedarf und die sich daraus ergebende Energie, die zum Heizen des Schwimmbeckens genutzt werden kann, über ein Jahr.

Tabelle 2: Technische Daten der Anlage in Melegnano

Abbildung 2: Von März bis September ist die vom Kollektor gelieferte Energie größer als der Warmwasserbedarf im Sanitärbereich. Die überschüssige Energie wird für die Beheizung des Badewassers genützt

Die Kosten für die Anlage in Melegnano sind relativ hoch. Das Projekt ist eine Pilotanlage, daher sind zusätzliche Kosten für die detaillierte Datenerfassung und Regelung angefallen. Positiv kann an dieser Stelle angemerkt werden, dass der Preis für die Kollektoren inklusive der Installationsarbeiten und der Anschlüsse mit ca. 200 E/m² relativ gering gehalten wurde. Die Kosten des gesamten Systems betrugen 625 E je Quadratmeter Kollektorfläche.
Hydraulik
Abbildung 3 zeigt ein Schaltbild der Anlage. Der Kollektorkreis ist mit Wasser und einer Propylen-Glykol-Mischung mit 33% Glykol gefüllt. Die beiden Wärmetauscher mit dem Warmwasserkreis und dem Schwimmbadkreis sind in Serie geschaltet. Die beiden Warmwasserspeicher (Tank 1, Tank 2) sind ebenso seriell angeordnet. Die Nachheizung erfolgt im Tank 1, wobei mindestens die Hälfte des Tanks über 60°C gehalten wird. Der Schwimmbadkreis ist hier vereinfacht dargestellt. Der Wärmetauscher befindet sich im Filterkreislauf des Schwimmbads. Mit Hilfe eines manuellen Ventils kann je nach gewünschtem Betrieb zwischen dem Freibad und dem Hallenbad umgeschaltet werden.

Abbildung 3: Das Hydraulikschaltbild der Anlage wird als Bildschirmanzeige des Datenerfassungssystems verwendet. Es zeigt laufend die wiechtigsten Werte an. Animationen unterstützen die Darstellung

Über ein Dreiwegeventil (DV) wird die Wärme je nach Temperaturniveau in den Tank 1 oder 2 geliefert. Durch die Matched-Flow-Betriebsweise soll möglichst ein Temperaturniveau von ca. 65°C erreicht werden. Somit wird der Tank 1 zuerst befüllt und eine Nachheizung ist nicht erforderlich. Werden an der kältesten Stelle im Warmwasserspeicher 50°C gemessen, so wird die von den Kollektoren gelieferte Wärme zur Heizung der Pools verwendet.
Die Anlage in Melegnano ist im Vergleich zu den anderen Anlagen, die im Rahmen des EU-Projektes errichtet wurden, relativ klein. Dennoch hat sie charakteristische Merkmale einer großen Solaranlage. Es wurden Kollektormodule mit einer Bruttokollektorfläche von je 12,5 m² verwendet. Die Kollektoren sind größtenteils in Serie geschaltet.
Zwei Kollektorreihen mit je acht Kollektoren sind parallel geschaltet. Die Anlage wird in Matched-Flow-Betriebsweise gefahren, der Durchfluss variiert zwischen 8 und 20 l/m²h. Durch die Größe der Module und die geringen erforderlichen Durchflussraten konnte die Installation der Kollektoren sehr günstig durchgeführt werden. Die 200 m² Kollektorfläche der Anlage in Melegnano wurde von zwei Personen in weniger als drei Stunden installiert.
Mit dem ausführenden Installateur wurde ein Vertrag abgeschlossen, wonach ein bestimmter Energieertrag aus der Anlage garantiert wird. Laut Vertrag wird die letzte Teilzahlung von 10% der Gesamtkosten nur dann an die Installateurfirma geleistet, wenn die Anlage nach einem Jahr Betriebszeit den festgelegten Ertrag geliefert hat. Dieser beträgt für die Anlage in Melegnano 500 kWh/m² pro Jahr.
Mit einem detaillierten Datenerfassungssystem werden 38 Werte gemessen, unter anderem die Temperatur in den Warmwasserspeichern und in den Leitungen, Durchflussraten und die Einstrahlung. Zur Zeit wird an einer benutzerfreundlichen Schnittstelle gearbeitet, die auch von einer Internetseite aus bedienbar sein soll. Die Temperaturen und die wichtigsten Energieflüsse werden permanent aktualisiert (siehe Abbildung 3). Je nach Temperaturniveau ändern sich die Farben in den Schichten der Speicher; wenn eine Pumpe läuft, dreht sich das entsprechende Symbol auf der Bildschirmanzeige. Diese und weitere Animationen helfen, auf den ersten Blick den Zustand der Anlage zu erkennen. Weiters sind diese visuellen Effekte sehr hilfreich, wenn die Anlage Laien näher gebracht werden soll.
Es wurde eine frei programmierbare Regelung verwendet. Dadurch konnten verschiedene Regelstrategien getestet und miteinander verglichen werden. Im Falle eines Fehlers im Betrieb der Anlage verschickt das Regelungsprogramm automatisch eine Warnung in Form einer SMS an ein Mobiltelefon.
Um das Projekt der Öffentlichkeit bekannt zu machen, wurden verschiedene Aktivitäten unternommen. Dies ist in Italien besonders wichtig, um das Vertrauen der Menschen in solare Technologien zu stärken. Neben Publikationen in Zeitschriften wurden potenzielle zukünftige Betreiber von Solaranlagen durch Führungen und eine eigene Tagung angesprochen.

Vorstudie für ein Wohngebiet

Im Rahmen des Projekts wurde neben der Realisierung der hier beschriebenen Anlage auch eine Vorstudie durchgeführt. Diese sieht eine zweite Anlage für ein Wohngebiet in der Nähe des Schwimmbades vor. Für insgesamt 106 Wohnungen soll solare Energie für Raumheizung und Warmwasser bereitgestellt werden. Dafür ist ein Kollektorfeld mit einer Fläche von ca. 1500 m² und ein saisonaler Energiespeicher mit ca. 3300 m³ vorgesehen. Bei einem gesamten Energiebedarf von 1050 MWh pro Jahr wurde der voraussichtliche solare Deckungsgrad mit rund 65% ermittelt.

Schlussfolgerungen

Durch die Realisierung dieses Projekts konnte viel Erfahrung im Bereich großer Solaranlagen gesammelt werden. Die österreichische Firma S.O.L.I.D. GmbH brachte in allen Bereichen der Planung, Installation und des Anlagenbetriebs viel Know-How ein.
Durch die Datenerfassung konnte die Leistung des gesamten Systems bei verschiedenen Bedingungen ermittelt und so die Regelungsstrategie optimiert werden. Es führte jedoch zu gewissen Problemen, dass die Datenerfassung und die Regelung von ein und demselben Computer durchgeführt wurden. Durch die Komplexität der Anlage kam es so zu geringfügigen Problemen beim Betrieb.
Installateure in Italien haben bis jetzt nicht sehr viel Erfahrung mit Solaranlagen, daher ist es günstig, die Hydraulik und die Reglung so einfach wie möglich zu planen, um Fehler bei der Installation und Inbetriebnahme zu vermeiden.
Beim Betrieb der Anlage wurde festgestellt, dass bei Brauchwassertemperaturen von 60°C bis 70°C noch keine Kalkprobleme auftraten, obwohl der Kalkgehalt im Trinkwasser von Melegnano sehr hoch ist. Während des Sommerbetriebes traten dagegen schon Probleme mit Kalk auf, besonders dann, wenn der Warmwasserverbrauch gering war. Es sollte daher darauf geachtet werden, dass eine Temperatur von 75°C nicht überschritten wird.
Mit der Solaranlage in Melegnano wurde ein erster Schritt in Richtung großer Solaranlagen in Italien getätigt. Sie hat gezeigt, dass Solaranlagen wirtschaftlich betrieben werden können. Durch Garantie der solaren Erträge kann auch das Investitionsrisiko minimiert werden. Für zukünftige (große) Solaranlagen in Italien muss berücksichtigt werden, dass neben der guten Planung und Ausführung besonders die Einfachheit der Anlage für das Gelingen des Projekts ausschlaggebend ist.
Die Erfahrungen, die mit dem Projekt gemacht wurden, und die bisher eingelangten Rückmeldungen geben Anlass zur Hoffnung, dass solare Großanlagen in Italien in Zukunft häufiger realisiert werden.

Literatur
1 Europäische Kommission, EU-Weißbuch, Eine Energiepolitik für die Europäische Union, Brüssel, 1998

*) Dr. Aristotelis Aidonis ist Mitarbeiter der Technischen Universität Mailand am Institut für Energie und arbeitet im bereich der Solaranlagenplanung mit Ambiente Italia Srl. und S.O.L.I.D. GmbH zusammen. E-Mail: Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein! [^]

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2001-03: Solare Nahwärme

Systeme mit Kurzzeitspeicher

Im Zuge der Bebauungsplanerstellung im Jahr 1996 erteilte die Stadt Aalen dem Steinbeis-Transferzentrum Energie-, Gebäude und Solartechnik (STZ-EGS) den Auftrag, Varianten zur nachhaltigen Energieversorgung des Baugebiets Weiße Steige zu untersuchen. Als geeignetes Energiekonzept empfahl das STZ-EGS eine solarunterstützte Nahwärmeversorgung für das Baugebiet und die angrenzenden Bürogebäude.

Solarunterstützte Nahwärme an der Weißen Steige

Von Norbert Staup*

Mit der Umsetzung des Versorgungskonzepts wurden 1998 die Stadtwerke Aalen beauftragt. Die Erschließung und Bebauung übergab die Stadt Aalen dem Siedlungswerk Stuttgart sowie der Wohnungsbau GmbH Aalen. Mit beiden Bauträgern konnte eine Einigung auf die Umsetzung der solar unterstützten Nahwärmeversorgung erzielt werden. Damit war für die Stadtwerke Aalen der Weg frei. Im Rahmen eines Contractingmodells konnten die Stadtwerke Aalen mit den Bauherren der Bürogebäude einen langfristigen Wärmelieferungsvertrag abschließen. Im Gegenzug erhielten die Stadtwerke Aalen das dauerhafte Recht, auf der Dachfläche eines Bürogebäudes eine Solaranlage und in der Tiefgarage zwischen den Bürogebäuden eine Heizzentrale zu bauen und zu betreiben.
Parallel zur Vertragsgestaltung erteilten die Stadtwerke Aalen dem Steinbeis-Transferzentrum den Planungsauftrag und beantragten bei der EU die Aufnahme in das Thermie-Programm "Large Scale Solar Heating Systems for Housing Developements".

Energiekonzept

Durch verbesserten Wärmeschutz der Gebäude unterschreitet der Wärmeverbrauch der Wohnbebauung die Maximalwerte der damals gültigen Wärmeschutzverordnung (WSVO'95) um 25%. Die Bauherren wurden durch Festlegungen in den privatrechtlichen Grundstückskaufverträgen auf die Einhaltung des verbesserten Wärmedämmstandards verpflichtet.
Die Wärmeerzeugung erfolgt über die auf dem Dach des Bürogebäudes installierte Solaranlage und über einen Brennwertkessel. Die solare Wärme dient der Vorheizung des Fernheizwassers und kann im Sommer und in der Übergangszeit einen Großteil des Wärmebedarfs für die Warmwasserbereitung decken.
Insgesamt werden 32 Einfamilien- und Reihenhäuser sowie zwei Bürogebäude mit Wärme versorgt. Geht man von einer durchschnittlichen Belegung der Häuser mit drei Personen aus, so ergibt sich ein Gesamtwärmebedarf inklusive der Netzverluste von 745 MWh/a (siehe Tabelle 1). Bei einem jährlichen Ertrag der Solaranlage von 65 MWh ergibt sich ein solarer Deckungsgrad von ca. 9%.

Tabelle 1: Projektdaten des Solaren Nähwärmenetzes an der Weißen Steige in Aalen

Die Heizzentrale besteht im wesentlichen aus einem Erdgasbrennwertkessel, der Solaranlage und den Pufferspeichern. Das durch die Solaranlage erhitzte Wasser-Ethylenglykol-Gemisch wird über Steigleitungen zur Heizzentrale geleitet. Besteht eine Temperaturdifferenz zwischen dem Solarkreis und dem Solarspeicher wird kaltes Heizwasser unten aus dem Speicher entnommen, durch den Plattenwärmetauscher erhitzt und in das Wärmenetz eingespeist. Abbildung 1 zeigt das hydraulische Schaltschema der Wärmeerzeugung der Anlage.

Abbildung 1: Der Netzrücklauf geht in den 10 m³ fassenden Solarspeicher und wird dort solar erwärmt. Von dort strömt er in den Pufferspeicher (2m³). Dieser wird bei Bedarf mit einem Brennwertgerät nachgeheizt.

Ist der Durchfluss im Netz kleiner als der Massenstrom des Speicherladekreises (ca. 2,8 m³/h) wird mit dem Differenzmassenstrom der Solarspeicher geladen. Die von der Solaranlage gelieferte Wärme wird mit Hilfe eines Wärmemengenzählers im Speicherladekreis erfasst.
Der Rücklauf des Wärmeverteilnetzes ist unten in den Solarpufferspeicher eingebunden. Oben wird das solar erwärmte Wasser entnommen und durch den nachgeschalteten Kesselpufferspeicher geführt. In Abhängigkeit der Temperatur im Kesselpufferspeicher wird der Brennwertkessel dazugeschaltet.
Über ein Umschaltventil im Rücklauf des Brennwertkessels kann aus dem Solarpufferspeicher kaltes Wasser entnommen und vom Kessel aufgeheizt werden. So ist es beispielsweise möglich, an kalten Wintertagen auch das Solarpuffervolumen zur Abdeckung von Lastspitzen zu verwenden.
Die Größe der Solaranlage wurde hauptsächlich durch die zur Verfügung stehende Dachfläche begrenzt. Insgesamt konnten 16 Großflächenkollektoren mit einer Aperturfläche von 155 m² installiert werden. Die Neigung der Kollektoren beträgt 45°. Zur Befestigung konnte größtenteils eine auf dem Dach bestehende Stahlkonstruktion genutzt werden (siehe Abbildung 2).

Abbildung 2: Die Kollektoren sind auf dem Dach eines Bürogebäudes aufgeständert und haben eine Neigung von 45°. Eine bestehende Stahlkonstruktion auf dem Dach wurde zur Befestigung genutzt

Hydraulisch sind die Kollektoren so verbunden, dass jedes Modul den vom Hersteller vorgeschriebenen Volumenstrom erhält. Auf die Gesamtfläche bezogen liegt der Volumenstrom im Solarnetz bei 14 l/hm². Der maximale Druckverlust im Kollektorfeld liegt bei ca. 250 mbar. Im Betrieb ergibt sich eine maximale Kollektorrücklauftemperatur von etwa 85°C und eine Kollektorvorlauftemperatur von bis zu 115°C .
Wärmeverteilung
Um einen optimierten Betrieb der Solaranlage und des Brennwertkessels sicher zu stellen, war es erforderlich, die Vorlauf- und Rücklauftemperaturen im Wärmeverteilnetz so niedrig wie möglich zu halten. Hier galt es, einen Kompromiss zwischen den erforderlichen Heizflächen, der Rohrdimensionen und der maximalen Netztemperatur zu finden. Die minimale Vorlauftemperatur des Netzes wird durch die Brauchwasserbereitung festgelegt und liegt bei 65°C (siehe Abbildung 3).

Abbildung 3: Der Verlauf der Vorlauf- und Rücklauftemperaturen im Wärmenetz zeigt die unterschiedlichen Auslegungen der Temperaturen von Nahwärmenetz (Baugebiet) und Bürogebäude

Da die Wärmeverteilung für das Baugebiet und die Bürogebäude getrennt erfolgt, konnten die Vor- und Rücklauftemperaturen unterschiedlich ausgelegt werden. Das Baugebiet wird über ein Niedertemperaturnetz mit einer gleitenden Vorlauftemperatur von maximal 75°C versorgt. In Abhängigkeit der Außentemperatur sinkt die Vorlauftemperatur auf minimal 65°C ab. Die statischen Heizflächen der Bürogebäude werden direkt aus der Heizzentrale mit einer maximalen Vorlauftemperatur von 70°C versorgt.
Um den unterschiedlichen Heizkurven der Bürogebäude und des Nahwärmenetzes gerecht werden zu können, sind die drei Heizkreise mit einer Rücklaufbeimischung ausgestattet.
Sämtliche Häuser im Baugebiet haben einen separaten Hausanschluss erhalten. Die Wärmeübergabe erfolgt bei allen Häusern mittels einer kompakten Fernwärmeübergabestation in indirekter Bauweise.
Im Heizbetrieb stellt das Motordurchgangsventil den Durchfluss so ein, dass am Vorlauffühler der Sekundärseite gerade die nach der Heizkurve benötigte Temperatur erreicht wird. Der Sollwert der Temperatur wird außentemperaturabhängig vom Regler vorgegeben. Überschreitet die Temperatur am Rücklauffühler einen von der Außentemperatur abhängigen Wert, so reduziert der Regler über das Ventil den Durchfluss soweit, dass eine Auskühlung des Fernheizwassers bis auf den Sollwert stattfindet.
Wenn am oberen Speicherfühler im Warmwasserspeicher die Solltemperatur unterschritten wird, erfolgt die Brauchwasserladung im "gleitenden" Vorrang (siehe Abbildung 4). Dabei arbeiten beide Kreise solange parallel, bis am Warmwasserfühler die Solltemperatur nicht erreicht wird. Ist das der Fall, wird das Stellventil der Heizung zugefahren, bis der Warmwassersollwert wieder erzielt wird.

Abbildung 4: Die Warmwasserbereitung hat gegenüber der Heizung Vorrang, wobei beide Kreise auch parallel arbeiten können

Betriebserfahrungen

Wie bei den meisten neu erschlossenen Nahwärmegebieten stellte sich auch beim Baugebiet Weiße Steige eine deutliche verzögerte Bebauung ein. Zur Zeit sind 23 Häuser fertiggestellt, mit dem Bau von weiteren sechs Häusern soll noch dieses Jahr begonnen werden. Die ersten Bewohner sind im Frühjahr 2001 eingezogen. Insgesamt sind derzeit 12 Häuser bewohnt.
Aufgrund der geringen Netzauslastung fallen während dieser Anfangsphase die Wärmeverluste des Netzes deutlich stärker ins Gewicht. Verwertbare Betriebsergebnisse liegen deshalb noch nicht vor.

*) Dipl.-Ing. (FH) Norbert Saup ist Abteilungsleiter für Wäremkonzepte, Bädertechnik, Parkhäuser und neue Technologien bei den Stadtwerken Aalen, Deutschland. E.Mail: Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein! [^]