"Burgholzhof", Stuttgart - Solar - so heizt man heute

- Rationelle Energietechnik GmbHFörderprogramm "Solarthermie-2000", Teilprogramm 2Abschlussberichtfür das ProjektWohnsiedlung Burgholzhof StuttgartFörderkennzeichen 032 9652 FBerichtszeitraum: bis 31.12.2006vorgelegt durchZfS – Rationelle Energietechnik GmbHVerbindungsstraße 19, 40723 HildenFelix A. PeuserMichael MiesUlrich RehrmannHildenJuli 2007Das diesem Bericht zugrunde liegende Vorhaben wurde mit Mitteln des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheitunter Förderkennzeichen 032 9652 F gefördert. Die Verantwortung für den Inhalt dieser Veröffentlichung liegt bei den Autoren.ZfS - Rationelle Energietechnik GmbH, Verbindungsstraße 19, 40723 HildenTel.: 02103/2444-0, Fax: ...-40, eMail: info@zfs-energietechnik.de, Internet: www.zfs-energietechnik.de

INHALTSVERZEICHNIS1 EINLEITUNG 32 OBJEKTBESCHREIBUNG 42.1 Allgemeine Beschreibung der Anlage 42.2 Konzeption und Auslegungswerte des Nahwärmenetzes und der Solaranlage 103 TECHNISCHE DATEN DER HAUPTKOMPONENTEN DES SOLARSYSTEMS 133.1 Chronologie 174 BESCHREIBUNG DER TECHNISCHEN SYSTEME 184.1 Allgemeine Funktionsbeschreibung des Solarsystems 184.2 Regelung 204.2.1 Regelung Solaranlagen 204.2.2 Regelung Be- und Entladung Pufferspeicher, Regelung Vorlauftemperatur Netz 224.3 Kollektorfeld 245 MESSTECHNIK 275.1 Messstellen im Solarsystem 275.2 Definition der Kennzahlen des Solarsystems 326 BETRIEBSERFAHRUNGEN UND MESSERGEBNISSE 336.1 Probebetrieb 336.1.1 Beobachtungen und Auffälligkeiten im Betriebsverhalten 336.2 Messjahr 03.07.2002 bis 02.07.2003 346.2.1 Netzvor- und -rücklauftemperatur 346.2.2 Temperaturschichtung im Pufferspeicher 396.2.3 Kollektor- und Kollektorkreiskennlinien 406.2.4 Wärmetauscher 506.2.5 Hausanschlussstationen für Warmwasserbereitung und Raumheizung 536.3 Auswertung der Messergebnisse und Systemkennzahlen 567 VERGLEICH 3-LEITERNETZ / 4-LEITERNETZ 618 GARANTIERTER SOLARERTRAG UND NUTZWÄRMEKOSTEN 648.1 Angebotsabgabe und Garantieerklärung 648.2 Jahresdauerlinie der Netzrücklauftemperatur 678.3 Garantieerfüllung 699 MESSERGEBNISSE AB JULI 2003 7310 ZUSAMMENFASSUNG 7511 LITERATUR 7712 ADRESSEN 77

- 3 -1 EinleitungIm Rahmen des BMWi-Förderprogramms Solarthermie-2000, Teilprogramm 2 (ab 2004 fortgeschriebendurch das Förderkonzept "Solarthermie2000plus") sollen in ganz Deutschland 100 solarthermischeGroßanlagen zur Trinkwassererwärmung bzw. zur Einspeisung von Solarenergie in Nahwärmenetzeerrichtet werden. Durch die Förderung dieser Demonstrations- und Forschungsanlagensoll eine umfassende Erprobung und Optimierung von Systemen zur aktiven thermischen Solarenergienutzungbei unterschiedlichen Anwendungsfällen erfolgen. Mit diesem Teilprogramm wird angestrebt,die technischen Voraussetzungen für einen künftigen, wirksamen Beitrag der Solarthermie zurEnergieversorgung zu schaffen und gleichzeitig durch Systemstandardisierung die wirtschaftlicheKonkurrenzfähigkeit dieser Anlagen zu verbessern. Ausreichende Erfahrungen mit den unterschiedlichstenSystemkombinationen können nur dann gesammelt werden, wenn eine repräsentative Anzahlder diversen Anlagenvarianten errichtet, über einen längeren Zeitraum betrieben und gleichzeitigintensiv beobachtet und analysiert wird.Im Programm Solarthermie-2000, Teilprogramm 2 soll anhand von Beispiellösungen für größeresolarthermische Anlagen mit einer Mindestkollektorfläche von 100 m 2 an unterschiedlich genutztenGebäuden nachgewiesen werden, dass im Bereich der thermischen Solartechnik technisch gute Lösungenzur Verfügung gestellt werden können. Diese Systemlösungen sollen weiter verbessert undangepasst auf die verschiedenen Anwendungsfälle optimiert werden. Zugleich soll erreicht werden,dass die wirtschaftliche Konkurrenzfähigkeit gesteigert wird, indem durch Reduzierung der spezifischenSystemkosten und Erhöhung der spezifischen Nutzenergieabgabe die solaren Nutzwärmekostengesenkt werden.Dazu wird im Programm gefordert, dass die Kosten der solaren Nutzwärme einen oberen Grenzwertvon 0,13 €/kWh nicht überschreiten. Dieser Grenzwert basiert auf einer angenommenen Lebensdauerder Solaranlage von 20 Jahren und einem Zinssatz von 6 %. Erklärtes Ziel ist es, diesenGrenzwert zu unterbieten, um die Konkurrenzfähigkeit der Solartechnik gegenüber konventionellenEnergieträgern weiter zu verbessern.Ein wissenschaftliches Begleitprogramm soll durch kontinuierliche Messwerterfassung und -auswertungsowie Systemanalyse insbesondere Aussagen zum Energieertrag, zum Langzeitverhalten, zurBetriebssicherheit, zum Wartungsaufwand und damit zur Wirtschaftlichkeit der Anlage liefern.Weitere Ziele des Programms sowie die Förder- und Auswahlkriterien sind in den Informationen desProjektträgers PTJ beschrieben /1/.

- 4 -2 Objektbeschreibung2.1 Allgemeine Beschreibung der AnlageDas Wohngebiet "Burgholzhof" mit einer Bebauungsfläche von 13,4 ha liegt auf einer Anhöhe überdem Talkessel der Landeshauptstadt Stuttgart. Im Endausbau werden etwa 1.360 Wohneinheiten miteiner beheizten Gesamtfläche von etwa 86.000 m 2 entstanden sein und 2.800 Menschen in diesemneuen Stadtteil wohnen.Abbildung 1: Lageplan des Wohngebietes mit Übergabestationen für Nahwärme und Solarenergie /2/Die Siedlung umfasst neben mehrgeschossigen Wohngebäuden eine Grundschule, einen Kindergartenund ein Ladenzentrum. Der Beginn der Bebauung mit 13 Bauträgern erfolgte im Dezember 1996.Das örtliche Stadtplanungsamt koordinierte die von unterschiedlichen Architekten entworfenen Gestaltungsformenund Gestaltungselemente der Gebäude (Abbildungen 1 und 2).Für die gemeinschaftliche Wärmeversorgung der Gebäude im Wohngebiet betreiben die NeckarwerkeStuttgart (NWS) eine Heizzentrale mit 3 Gaskesseln und einem Pufferspeicher, 3 Anlagen zurthermischen Nutzung der Sonnenenergie und ein Wärmeverteilsystem. Um den Wärmebedarf derGebäude zu reduzieren, wurde eine energiesparende Bauweise realisiert, die die damals geltenden

- 5 -Bedingungen der Wärmeschutzverordnung um 30 % unterschreitet. U. a. erfolgte eine Dämmung derAußenwände mit 14 – 18 cm dicken Dämmstoffplatten, eine thermische Entkoppelung der Balkonevon den Hauswänden durch eine selbsttragende Bauweise und eine Orientierung der Haupträumemit den großen Fensterflächen nach Süden zur direkten Nutzung der Sonnenstrahlung.Das Solarsystem besteht aus 3 Solaranlagen, die auf 3 Blocks mit insgesamt 11 Gebäuden installiertsind. In 3 Gebäuden gibt es Solarübergabestationen, die die Verbindungen zwischen den Solarkreisenzu den Erdleitungen und damit zum Pufferspeicher in der Heizzentrale herstellen. Um im gesamtenBericht die Benennung der Kollektorfelder möglichst einfach und übersichtlich gestalten zu könnenund um die wenig einprägsamen Straßennamen zu vermeiden, werden die Bezeichnungen derGebäude aus der Bauphase beibehalten. Es bestehen folgende Zuordnungen:BaulosStraßennamen und Hausnummernnach Abschluss der Bauarbeiten1 James-F.-Byrnes-Str. Nr. 14, 16, 34,32Übergabestation in Nr. 142 James-F.-Byrnes-Str. Nr. 10, 12, 36,38Übergabestation in Nr. 103 Mahatma-Gandhi-Str. Nr. 10, 12, 38Übergabestation in Nr. 10Bezeichnungwährend der BauphaseHaus 17/1, 17/2, 19/1,19/2Haus 20/1, 20/2, 21/1,21/2Haus 37/1, 37/2, 38/1SolarübergabestationinHaus 17/1, vereinfachtals Haus 17 bezeichnetHaus 20/1; vereinfachtals Haus 20 bezeichnetHaus 37/1; vereinfachtals Haus 37 bezeichnetAbbildung 2:Detail Lageplan der Heizzentrale und der Kollektorfelder(Hausnummern sind in türkis eingezeichnet,die Bezeichnungen aus der Planungs- und Bauphase in rot)

- 7 -Kapitel 4.3 Kollektorfeld). Über 3 Solarübergabestationen wird die Energie in den Solarvorlauf desWärmeverteilnetzes eingespeist.Bei der Auftragsvergabe war zunächst eine aktive Absorberfläche (= Aperturfläche) von 1.638 m 2vorgesehen, aufgrund baulicher Gegebenheiten wurde letztendlich jedoch nur eine aktive Absorberflächevon 1.543,4 m 2 realisiert.Die Kollektorflächen verteilen sich wie folgt auf die einzelnen Gebäude:James-F.-Byrnes-Str. 14, 16, 32, 34 (Haus 17, 19): 479,60 m 2James-F.-Byrnes-Str. 10, 12, 36, 38 (Haus 20, 21): 475,24 m 2Mahatma-Gandhi-Str. 10, 12, 38 (Haus 37, 38): 588,60 m 2Summe: 1.543,44 m 2Die aus den Kollektorkreisen gewonnene Solarenergie wird über 3 Solarübergabestationen in einemseparaten 3. Leiter (neben Vor- und Rücklauf des Nahwärmenetzes), der aus den Rückläufen derGebäude und des Wärmenetzes gespeist wird, in den in der Heizzentrale aufgestellten Pufferspeichertransportiert. Erreicht der Speicher die nach der Heizfahrkurve erforderliche (außentemperaturabhängige)Netzvorlauftemperatur, so wird das Wasser aus dem Speicher ohne Nachheizung direktin den Vorlauf des Wärmeverteilsystems geleitet. Ist die Temperatur nicht ausreichend, so wird dersolar vorgewärmte Netzvorlauf mit den Gas-Heizkesseln nachgeheizt (weitere Details hierzu im Kapitel4.2 Regelung).Im Netz des Wärmeverteilsystems wurden Kunststoffmantelrohre (KMR) verlegt. Die KMR bestehenaus einem Stahl-Mediumrohr, das in einen PE-Mantel eingeschoben ist. Die Trassenlänge des Wärmeverteilsystemsbeträgt ca. 3.000 m.Die Heizzentrale ist in einer Kaverne unter dem Schulhof der Grundschule eingebaut. Dort sind dreimit Erdgas H betriebene Heizkessel, die Regel- und Steuereinrichtungen und eine Wasseraufbereitungsanlagefür das Nahwärmenetz untergebracht. Der Pufferspeicher, der mit seinem unteren Teilebenfalls in der Heizzentrale steht, ragt mit dem oberen Teil, eingefasst von einer zylindrischen Betoneinhausung,über den Schulhof hinaus und ist als architektonisch interessantes Element mit in dieFassaden- bzw. Dachgestaltung des Schulgebäudes einbezogen worden. Vor dem Schulhof ist eineAnzeigetafel aufgestellt, die über den aktuellen Betriebszustand der Solaranlage sowie über dieMenge der gewonnenen Solarenergie informiert (Abbildung 5).Abbildung 6 zeigt ein Detail aus der Bauphase. Die Kollektoren, die die Pultdächer vollständig belegen,werden in einem Rahmen, der auf einem bauseitig hergestellten Notdach befestigt ist, eingelegtund bilden damit die regendichte Dachhaut. Die Aufnahme zeigt aber auch, dass es später keine

- 8 -Möglichkeit gibt, vom Gebäudeinnern Wartungs- und Reparaturarbeiten am Kollektorfeld und an denVerschraubungen zwischen den Kollektoren vorzunehmen.Abbildung 3: Ansicht Kollektorfelder Haus 17 und Haus 20, Blick vom SchulhausdachAbbildung 4: Ansicht Haus 20

- 9 -Abbildung 5: Schulhof mit Einhausung Pufferspeicher und AnzeigetafelAbbildung 6:Unterkonstruktion für die Montage des Kollektorfeldes, Kollektoren teilweiseaufgelegt

- 10 -2.2 Konzeption und Auslegungswerte des Nahwärmenetzes und der SolaranlageDie Ermittlung des Wärmebedarfs im Wohngebiet für Gebäudeheizung und Warmwasser erfolgte aufBasis der zu erwartenden Bewohnerzahl, der Anzahl der Wohneinheiten, der zu beheizenden Gebäudeflächenund des voraussichtlichen Warmwasserverbrauchs. Im Verlauf der Realisierungsphasewurden die Berechnungen mehrfach modifiziert und angepasst. Tabelle 3 zeigt die Veränderungenbei den wichtigsten Werten, wie sie mit fortschreitender Planung zugrunde gelegt wurden. FehlendeWerte wurden aus anderen Werten berechnet bzw. abgeschätzt.Vorplanung Steinbeis-Transferzentrum vomJuli 1996 /3/Vorplanung Steinbeis-Transferzentrum vomApril 1997 /4/VeröffentlichungGroßhans von 1998/5/Anzahl WohneinheitenEndausbau1.006 1.000 1.360Belegung pro Wohneinheit2,06 berechnetk.A.1,9 1,9Anzahl Bewohnerk.A.k.A.Endausbau1.900 berechnet 1.900 berechnet2.800Endausbaubeheizte Fläche(ca. 76 m 2 /WE)76.700(ca. 76 m 2 /WE)76.700 m 286.000 m 2(ca. 63 m 2 /WE)Warmwasserverbrauchpro Person30 l pro Tag bei 60 °C 25 l pro Tag bei 60 °C k.A.aktive Kollektorfläche 2.200 m 2 1.750 m 2 1.638 m 2tatsächlich installiert: 1.543 m 2 aktive AbsorberflächeVolumenPufferspeicher110 m 3 90 m 3 90 m 3Wärmebedarf fürk.A.4.707 MWh/a 4.710 MWh/aGebäudeheizung5.700 MWh/a geschätztWärmebedarf für1.730 MWh/a 1.520 MWh/ak.A.WarmwasserbereitungWärmeverlusteVerteilnetzWärmebedarf abHeizzentraleSolarertrag abSolarübergabestationSolarertrag abPufferspeicherKesselleistungHeizzentrale383 MWh/a 380 MWh/a2.200 MWh/a geschätztk.A.700 MWh/a geschätzt6.820 MWh/a 6.610 MWh/a 8.600 MWh/a872 MWh/abei 15° Dachneigungk.A.720 MWh/abei 15° Dachneigungk.A.3,5 MW 3,5 MWTabelle 3: Planungswerte zur Auslegung des Nahwärmenetzes und der Solaranlage728 MWh/abei 15° Dachneigung702 MWh/abei 15° Dachneigung1 x 1,5 MW2 x 1,42 MWNach Beratungen über die 1. Vorplanung des Steinbeis-Transferzentrums vom Juli 1996 wurden dieAnsätze für den Warmwasserverbrauch pro Person, die Kollektorfläche und das Pufferspeichervolumenreduziert, sodass in einer 2. Vorplanung vom April 1997 der Energiebedarf für die Warmwasserbereitungund der Energieertrag aus dem Solarsystem entsprechend angepasst werden mussten.

- 11 -Fortan ging man von einer beheizten Fläche von 76.700 m 2 bei ca. 1.000 WE und einer durchschnittlichen(theoretischen) Belegung von 1,9 Personen pro WE aus. Insgesamt belief sich die erwartetePersonenzahl des Wohngebietes damit auf 1.900. Für den angestrebten verbesserten Wärmestandard(WschVO95 -30 %) ergaben sich Heizkennzahlen von 58 bis 62 kWh/(m 2 ∙a) bezogen auf diebeheizte Wohnfläche. Der tägliche Warmwasserverbrauch wurde mit 25 l pro Person bei 60 °C angenommen.Der Wärmebedarf für die Warmwasserbereitung in der Schule und in der Kindertagesstättewurde mit Hilfe von Erfahrungswerten abgeschätzt. Zusätzlich wurden die Verluste der Warmwasserspeicherund der Warmwasserzirkulation mit ca. 30 % berücksichtigt. Mit diesen Daten ergabsich ein Wärmebedarf von 4.710 MWh/a für Gebäudebeheizung und 1.520 MWh/a für Warmwasserbereitung.Der thermische Verlust des Wärmeverteilnetzes wurde mit 6 % abgeschätzt, sodass darausinsgesamt ein Wärmebedarf ab Heizzentrale von 6.610 MWh/a resultierte. Die Gesamtkesselleistungsollte daraufhin 3,5 MW betragen.Für die Solaranlage waren zu diesem Zeitpunkt der Planung eine Kollektorfläche von 1.750 m 2 undein Pufferspeichervolumen von 90 m 3 vorgesehen. Damit sollten ca. 45 % des Wärmebedarfs fürWarmwasserbereitung bzw. 10 % des Gesamtwärmebedarfs im Wohngebiet gedeckt werden. Diekomplette Anlage (Gebäude, Heizsystem, Übergabestationen, Wärmeverteilnetz, Kessel und Solaranlage)wurde vom Steinbeis-Transferzentrum in Stuttgart mit dem Simulationsprogramm TRNSYSausgelegt. Bei den Berechnungen wurden die Wetterdaten des Testreferenzjahres Würzburg verwendet.Die solar gewonnene Nutzwärme jeweils ab Wärmetauscher in den Hausübergabestationensollte insgesamt ca. 720 MWh/a betragen, was bei der o. g. Kollektorfläche von 1.750 m 2 einen spezifischenSolarertrag von 411 kWh/(m 2 ∙a) ergibt. Bei einer Annahme von ca. 4 % Verlust in Netz-Solarleiterund Pufferspeicher ergibt sich damit ein spezifischer Systemertrag von ca. 395 kWh/(m 2 ∙a). Dieendgültige Planung für das konventionelle System erfolgte durch die Firma Eproplan Stuttgart.Im Zuge von Planung und Realisierung des Wohngebietes erhöhte sich die Anzahl der Wohneinheitenvon 1.000 auf 1.360, entsprechend vergrößerten sich die zu beheizenden Flächen von 76.700 m 2auf 86.000 m 2 (s. Veröffentlichung Großhans). Parallel stieg auch die Zahl der Bewohner von 1.900auf 2.800. Die NWS gingen deshalb inzwischen von einem Gesamtwärmebedarf ab Kesselhaus von8.600 MWh/a aus, als Verlust des Wärmeverteilnetzes wurden 8 % angesetzt. Infolgedessen wurdedie zu installierende Kesselleistung von 3,5 auf 4,3 MW gesteigert. Rechnet man den ursprünglichenvom Steinbeis-Transferzentrum im Rahmen der Planung bestimmten Wärmebedarf für Heizung undWarmwasserbereitung auf die größere Belegung des Wohngebietes hoch (Anzahl WE von 1.000 auf1.360 (+36 %), beheizte Fläche von 76.700 m 2 auf 86.000 m 2 (+12 %), Bewohner von 1.900 auf2.800 (+47 %)), so kann ein aktualisierter Wärmebedarf für die Gebäudebeheizung von 5.700MWh/a, für die Warmwasserbereitung von 2.200 MWh/a und für den Netzverlust von 700 MWh/aabgeschätzt werden. Der Deckungsanteil des vorgesehenen Solarsystems sinkt infolge dieser Veränderungenauf knapp 8 % des Gesamtwärmebedarfs bzw. auf 31 % des Wärmebedarfs für die

- 12 -Warmwasserbereitung, wobei als Wert für die spezifische Solarsystemenergie der schon in der erstenAbschätzung verwendete Betrag von 395 kWh/(m² . a) beibehalten wird.Um diesen Energiebedarf zu decken, ist in der Heizzentrale eine Gaskesselleistung von insgesamt4,3 MW (2 x 1,42 MW Kessel mit Brennwertnutzung zur Deckung der Grundlast, 1 x 1,5 MW Niedertemperaturkesselzur Deckung der Spitzenlast) installiert. Die Heizkessel sind mit modulierend arbeitendenGasbrennern ausgerüstet, die im Lastbereich zwischen 100 % und 25 % arbeiten können.Der Grundlastkessel arbeitet also minimal mit ca. 0,4 MW.Bei der Auftragsvergabe wurde schließlich eine aktive Absorberfläche (= Aperturfläche) von 1.638 m 2vergeben, das Pufferspeichervolumen beträgt wie geplant 90 m 3 . Aufgrund der baulichen Gegebenheitenkonnten dann aber auf den Pultdächern der 11 Gebäude insgesamt nur 1.543 m 2 aktive Absorberfläche(= Aperturfläche) d.h. knapp 100 m 2 weniger als geplant installiert werden. Der vom Bietergarantierte Solarertrag wurde daraufhin der verkleinerten Kollektorfläche angepasst, analog reduziertensich dadurch auch die Baukosten. Festgelegt und garantiert wurden folgende Solarerträge(Brief NWS an die ZfS vom 17.07.2001):ab Übergabestationen: 667 MWh/aab Pufferspeicher: 640 MWh/a ( =^ 415 kWh/( m 2 ∙a))(d.h. Ansatz für Verluste im Netz-Solarleiter und im Pufferspeicher ca. 4 %)In einer Aufstellung der NWS wird angegeben, dass bis zum Oktober 2003 etwa 820 Wohneinheiten,eine Schule, ein Kindergarten, ein Jugendtreff und ein Ladenzentrum mit einer beheizten Fläche von64.000 m 2 an das Nahwärmenetz angeschlossen wurden, die Anschlussleistung beträgt in Summe2,5 MW. Anfang 2007 sind 1017 WE ans Wärmenetz angeschlossen. Statt dem ursprünglichen Planungswertvon 1360 WE sollen jetzt insgesamt 1200 WE angeschlossen werden. Die 1017 Wohneinheitenumfassen eine beheizte Wohnfläche von 65.382 m², zusammen mit den Ladenlokalen83.912 m².

- 13 -3 Technische Daten der Hauptkomponenten des SolarsystemsIn den folgenden Tabellen sind die Hauptkomponenten des Solarsystems dargestellt. Die Informationenwurden aus Revisionsunterlagen, Angebotsangaben und durch eigene Aufzeichnung gewonnen,ein Ersatz für die beim Betreiber vorhandene Anlagendokumentation können sie jedoch nicht sein.KollektorenHaus 17 Haus 20 Haus 37 GesamtfeldAusrichtung-30° -34° -28°(S = 0°, O = -90°, W = +90°)Neigung 15° 15° 15°Anzahl Kollektoren 220 218 270 708aktive Kollektorfläche 479,60 m 2 475,24 m 2 588,60 m 2 1.543,44 m 2Wärmeträgerinhalt 330 l 327 l 405 l 1062 lHöhe über Grund 15 m 15 m 15 mVolumenstrom Kollektorfeld 14 l/(m 2·h) 14 l/(m 2·h) 14 l/(m 2·h)Kollektorhersteller, Typ Solar Diamant, SKS 2.1s 1)Baujahr 1999zul. Betriebsüberdruck10 bar, Prüfdruck 13 barBauartzulassung 08-328-95, Herstell-Nr. 000455106Stillstandstemperatur 209 °CAbsorberfläche = Aperturfläche 2,18 m 2Bruttofläche 2,40 m 2AbsorbermaterialKupfer mit hinterlegtem KupferrohrBeschichtungselektiv beschichtet (Schwarzchrom)Wärmedämmung, DickeMineralwolle 70 mm, EdelgasfüllungFrontabdeckung, DickeGlas, 3,25 mmMaterial KollektorkastenGfK – PSKonversionsfaktor 081,4 % bezogen auf Absorberflächelinearer Verlustkoeffizient3,539 W/(m² K) bezogen auf Absorberflächequadr. Verlustkoeffizient0,009 W/(m² K²) bezogen auf AbsorberflächeWinkelkorrekturfaktor89 % bei 50 o1)Lt. /6/ ist dies ein hermetisch dichter Kollektor mit Edelgasfüllung. Dieser Kollektor wurde im Juli 1999 aufden Häusern 17 und 20 gegen ein gleiches Modell ausgetauscht (vgl. Kapitel 3.1). Wir gehen daher davonaus, dass auch das neue Modell eine Edelgasfüllung enthält.

- 14 -Steigleitungen von den Kollektorfeldern zu den WärmetauschernDie Verrohrung ist für die 3 Kollektorfelder unterschiedlich ausgeführt worden, auch die Anzahl derSteigleitungen zwischen Kollektorfeld und Solarübergabestationen variiert pro Solaranlage. Die hierangegebenen Rohrleitungslängen der Steigleitungen sind die Summe diverser Einzellängen, wie sieaus den detaillierten technischen Zeichnungen ermittelt wurden.Haus 17 Haus 20 Haus 37Material Rohr Stahl Stahl StahlAnzahl Steigleitungen 2 3 1Abmessung RohrAußendurchmesser xDN 5060,3 x 2,9DN 32, 5042,4 x 2,6DN 6576,1 x 2,9Wanddicke60,3 x 2,9Summe einf. Leitungslängen 66 m 110 m 31 mÜberdruck im Kollektorfeld (kalt) 1,0 bar ü 1,0 bar ü 1,0 bar üÜberdruck am Expansionsgefäß(kalt)2,5 bar ü 2,5 bar ü 2,5 bar üMaterial Wärmedämmung innen Steinwolle, PVC Steinwolle, PVC Steinwolle, PVCDicke Wärmedämmung innen 100 % 100 % 100 %W.-leitfähigkeit Wärmedämmung 0,040 W/(m·K) 0,040 W/(m·K) 0,040 W/(m·K)Sicherheitsventile und Auffanggefäß in den Solarkreisen, ÜberströmventilHersteller Sicherheitsventil ARI ARI ARITyp Fig. 901-912 Fig. 901-912 Fig. 901-912Eintritts-/Austrittsquerschnitt DN 40/65 DN 40/65 DN 40/65Anzahl 1 1 1Abblasedruck SV 6 bar ü 6 bar ü 6 bar üKennbuchstabe D/G D/G D/GEinbauort Keller Keller KellerAblauf in Vorratsbehälter in Vorratsbehälter in VorratsbehälterVolumen Auffanggefäß 2 x 600 l 2 x 600 l 2 x 600 lMaterial Auffanggefäß Stahl Stahl StahlAbblasedruck Überströmventil 5,5 bar ü 5,5 bar ü 5,5 bar üAutom. Befüllung EIN/AUS 2,6/2,8 bar ü 2,6/2,8 bar ü 2,6/2,8 bar üExpansionsgefäß in den SolarkreisenHersteller Pneumatex Pneumatex PneumatexTyp PNU PNU PNUNennvolumen 1 x 400 l 1 x 400 l 1 x 400 leingestellter Vordruck 2,5 bar ü 2,5 bar ü 2,5 bar üzulässiger Betriebsüberdruck 10,0 bar 10,0 bar 10,0 barmax. zul. Temp. Membran/Gefäß 70/120 °C 70/120 °C 70/120 °C

- 15 -Umwälzpumpen in den SolarkreisenHersteller Grundfos Grundfos GrundfosTyp UPS 50-120/2F UPS 50-120/2F UPS 50-120/2FAnzahl 1 1 1Anzahl der Stufen 3 3 3eingestellte Stufe 3 3 3Spannung 3~400 V 3~400 V 3~400 VStromstärke 0,82; 0,94; 1,30 A 0,82; 0,94; 1,30 A 0,82; 0,94; 1,30 ALeistung 450; 530; 720 W 450; 530; 720 W 450; 530; 720 Wmax. zulässige Temperatur 120 °C 120 °C 120 °CWärmeträger in den SolarkreisenHersteller Tyforop Chemie Tyforop Chemie Tyforop ChemieMarkenname Tyfocor Tyfocor TyfocorVolumen Wärmeträger/Wasser 37 % 37 % 40 %Basisstoff Propylenglykol Propylenglykol PropylenglykolWärmetauscher zwischen den Solarkreisen/SpeicherladekreisenHersteller SWEP SWEP SWEPTyp 2 x B45 x 70 in R. 2 x B45 x 70 in R. 2 x B45 x 80 in R.Fläche 2 x 8,75 m 2 2 x 8,75 m 2 2 x 10,24 m 2k·A-Wert Auslegung 50 kW/K 50 kW/K 60 kW/KMaterial Tauscherplatten 1.4401 1.4401 1.4401max. zulässige Temperatur 185/185 °C 185/185 °C 185/185 °Cmax. zulässiger Druck 30/30 bar 30/30 bar 30/30 barRegelung SolaranlagenTyp Resol E1/D Resol E1/D Resol E1/DEinstellwert EIN T = 7 K T = 7 K T = 7 KHysterese 1,6 K 1,6 K 1,6 KUmwälzpumpen SpeicherladekreiseHersteller Grundfos Grundfos GrundfosTyp UPE 40-120 UPE 40-120 UPE 50-120/FAnzahl 1 1 1Anzahl der Stufen Stufenlos Stufenlos StufenlosSpannung 1~230V 1~230V 3~400VStromstärke 0,40 – 3,45 A 0,40 – 3,45 A 0,20 – 1,45 ALeistung 45 – 500 W 45 – 500 W 65 – 790 Wmax. zulässige Temperatur 110 °C 110 °C 110 °CTrinkwarmwasserspeicherHersteller Fröling Fröling FrölingTyp MC-TS 600l MC-TS 500l MC-L 500lAnzahl 1 2 2Volumen je Speicher 600 l 500 l 500 lWärmedämmung Schaum 80 mm Schaum 80 mm Schaum 80 mm

- 16 -Pufferspeicher in der HeizzentraleHerstellerKarl LudmannTyp Fabr. Nr. 17224Volumen1 x 90.000 lMaterialStahlWärmedämmungSteinwolleWärmeleitzahl Dämmung0,040 W/(m·K)max. zulässiger Überdruck8 barmax. zulässige Temperatur 100 °CNetzpumpen in der HeizzentraleHerstellerGrundfosTypLP-65-200/202-A-F-A-BBUEAnzahl 3Auslegung Druck, Förderhöhe42 mAnzahl der StufenstufenlosSpannung380 Vmax. zulässige Temperatur 140 °C

- 17 -3.1 Chronologie05.08.1996Eingang des Fragebogens zum Projektvorschlag "Wohngebiet Burgholzhof Stuttgart" bei der ZfS.21.04.1997Eingang des Antrages zum Programm "Solarthermie-2000" beim Projektträger BEO, später PTJ.25.06.1997Bewilligung des Projektes im Rahmen des Programms "Solarthermie-2000", Teilprogramm 2.18.08.1997Auftrag zur Installation der Kollektorfelder an die Firma Solar Diamant, ausgelöst von den NeckarwerkenAG Stuttgart.Dezember 1998Es wird bekannt, dass die bisher installierten Kollektoren auf den Häusern 17, 19, 20 und 21 durchFertigungsfehler an der Absorberplatine undicht sind. Das Feld auf Haus 37 ist noch nicht installiert.bis Juli 1999Im Rahmen eines Gewährleistungsschaden werden von Solar Diamant alle bisher installierten Kollektorenauf den Häusern 17, 19, 20 und 21 ausgetauscht, zudem kommt eine neu entwickelte Unterkonstruktionbeim Neuaufbau der Kollektorfelder zur Ausführung.September 1999Die Messdatenerfassungsgeräte und die Anzeigetafel werden installiert. Der Probebetrieb der Messtechnikwird in Haus 17, 20 und in der Heizzentrale aufgenommen. In Haus 37 wird die Messtechnikerst später in Betrieb genommen, da die Solaranlage auf Haus 37 noch nicht fertig ist.07.02.2000Alle Solaranlagen sind fertig gestellt und befinden sich im Probebetrieb, Messwerte werden aufgezeichnet.1. Garantiemessjahr 03.07.2002 bis 02.07.2003Nach Optimierungs- und Einstellarbeiten an der Solaranlage und den Hausanschlussstationen sowieBehebung von Problemen beim Betrieb des Datenloggers beginnt am 03.07.2002 das Garantiemessjahr.

- 18 -4 Beschreibung der technischen Systeme4.1 Allgemeine Funktionsbeschreibung des SolarsystemsAuf den Dächern von 11 Gebäuden sind insgesamt 1.543 m 2 aktive Kollektorfläche (= Aperturflächefür diesen Kollektor) installiert. Das in den Kollektoren erwärmte Wasser-Glykol-Gemisch wird überwärmegedämmte Rohrleitungen in die Hausanschlussräume der Gebäude 17, 20 und 37 geleitet.Dort ist je Anlage eine Solarübergabestation mit zwei in Reihe geschalteten Plattenwärmetauscherninstalliert, die den Wärmeübergang vom Kollektorkreis in das Wärmeverteilnetz ermöglichen. Auf derSekundärseite des Tauschers wird Heizwasser aus dem Netzrücklauf erwärmt. Je nach Betriebszustanddes Gesamtsystems stammt dieses aus dem Rücklauf der jeweiligen Gebäudeversorgung, ausder Rücklaufsammelleitung zum Pufferspeicher oder aber – bei gutem Strahlungsangebot undgleichzeitig niedrigem Wärmebedarf – aus dem weiteren Verlauf der Rücklaufsammelleitung zumPufferspeicher, in der sich dann aber die Strömungsrichtung umkehrt (s. Kapitel 4.2.2). Das so erwärmteHeizwasser gelangt über einen 3. erdverlegten Netzleiter zum Pufferspeicher im Heizhaus.Auf die möglichen Betriebszustände im Netz, die sich je nach Einstrahlung und Wärmebedarf (z.B.Strömungsumkehr im Netzrücklauf) einstellen, wird im Kapitel 4.2 (Regelung) noch detaillierter eingegangenwerden. Ein vereinfachtes Schaltschema wird in Abbildung 7 gezeigt.Die Kollektorkreispumpen (P1) in den Anlagen werden bei einer Einstrahlung von mehr als 200 W/m 2zentral von der DDC in der Heizzentrale eingeschaltet. Das Zuschalten der Ladekreispumpen (P2)auf der Sekundärseite des Wärmetauschers Solarkreis/Speicherladekreis in den einzelnen Anlagenerfolgt, sobald sich eine ausreichende Temperaturdifferenz zwischen Solarvorlauf und Netzrücklaufausgebildet hat. Dies geschieht allerdings dezentral über einen eigenen Temperaturdifferenzregler jeAnlage. Auch die Absicherung der Solaranlagen gegen Überdruck, Übertemperaturen im Solarkreisund Frostgefahr erfolgt dezentral.Die Regelung der Pufferspeicherbe- und -entladung und des Kesselbetriebs ist in der DDC in derHeizzentrale implementiert. Maßgebliche Führungsgröße ist dabei die in Abhängigkeit von der Außentemperaturund der gewünschten Nachtabsenkung erforderliche Netzvorlauftemperatur. Je nachLadezustand des Pufferspeichers kann dieser dann mit oder ohne Nachheizung durch die Kesselentladen werden. Liegt die Netzrücklauftemperatur über der Pufferspeichertemperatur, so wird derSpeicher nicht mehr vom Netzrücklauf durchströmt. Das Aufheizen auf Netzvorlauftemperatur erfolgtin diesem Fall dann ausschließlich durch die Heizkessel.

- 19 -Abbildung 7: Vereinfachtes Schaltschema mit RegelfühlernÜber eine Ladeleitung kann der Pufferspeicher auch mit Wärme aus den Kesseln aufgeladen werden.Dieser Betriebszustand war bisher gesperrt (Ventil zu, Pumpe verriegelt), da Rückwirkungen aufdas Solarsystem befürchtet wurden. Wenn die Ertragsgarantie der Solaranlage nachgewiesen wordenist, kann dieser Betriebszustand ggf. aktiviert werden. Die befürchteten Auswirkungen einer Pufferspeicherbeladungdurch die Kessel auf das Solarsystem könnten dann durch vergleichende Aussagenbewertet werden.Im Normalbetrieb nimmt das Ausdehnungsgefäß der Solaranlage die thermische Ausdehnung desWärmeträgers im Kollektorkreis auf. Im Stagnationsbetrieb mit Dampfentwicklung im Kollektorfeldwird durch ein Überströmventil (Einstellung 5,5 bar ü ) überschüssige Flüssigkeit über die Ausblaseleitungin den Nachspeisetank abgeführt. Bei zurückgehender Einstrahlung kondensiert der Dampf inden Kollektoren, sodass der Anlagendruck absinkt. Durch automatisches Nachspeisen von Wärmeträgeraus dem Tank wird der Systemdruck von 2,6 bar ü (im Keller gemessen) wieder aufgebaut. DasSicherheitsventil (Einstelldruck 6,0 bar ü ) dient der Absicherung der Anlage, falls das Überströmventilversagt.

- 20 -Die Kollektorkreise sind mit einer thermostatgesteuerten Frostsicherung ausgerüstet, die die Ladepumpenauf der Sekundärseite des Wärmetauschers dann in Betrieb setzt, wenn für diesen bei wenigerals 5 °C die Gefahr des Einfrierens besteht. Ein Temperaturwächter im Vorlauf des Kollektorkreisesschaltet die jeweilige Solaranlage bei einer Temperatur von mehr als 105 °C ab, um eineSchädigung der PUR-ummantelten Fernwärmerohre zu verhindern. Ein weiterer Temperaturwächterim oberen Teil des Pufferspeichers löst aus, sobald dort 95 °C überschritten werden. In diesem Fallwerden alle Kollektorkreise abgeschaltet. Eine genauere Beschreibung wird im Kapitel 4.2 (Regelung)gegeben.4.2 RegelungBei der Regelung muss unterschieden werden zwischen der Regelung der 3 Solaranlagen (Entwurfund Ausführung: Steinbeis-Transferzentrum) und der Regelung des Pufferspeichers in Zusammenhangmit der Regelung der Heizkessel und des Nahwärmenetzes (Entwurf: Steinbeis-Transferzentrum,Ausführung: Eproplan). Die Regelung der Solaranlagen (außer den Kollektorkreispumpen) wirddurch dezentrale Regler direkt an den Solaranlagen vorgenommen, die Pufferspeicherbe- und -entladungwird wie auch alle anderen Aggregate im Heizhaus von der DDC gesteuert. Die einzige Verknüpfungzwischen DDC und Solaranlagen besteht in der Ansteuerung der Kollektorkreispumpen P1und der Motorklappen MK1 durch die gemessene Einstrahlung auf dem Schulhausdach sowie demAusschalten der Solarkreispumpen beim Überschreiten der max. Pufferspeichertemperatur.Die Zuordnung der hier und in den nachfolgenden Kapiteln verwendeten Kurzbezeichnungen undPositionen von Fühlern und Komponenten ist der Abbildung 7 zu entnehmen.4.2.1 Regelung SolaranlagenDie Kollektorkreispumpe P1 und die Motorklappe MK1 am Pufferspeicher werden in Abhängigkeitvon der Strahlung zentral über die DDC in der Heizzentrale eingeschaltet. Hierzu ist auf dem Schulhausdacheine Strahlungszelle S1 angebracht, die die Einstrahlung misst und den Messwert an dieDDC gibt. Zudem ist im Kollektorvorlauf ein Sicherheitstemperaturwächter STW1 eingebaut, der beieiner einstellbaren Temperatur die Solarkreispumpe P1 ausschaltet, um die Fernwärmerohre vorÜbertemperatur zu schützen (max. Temperatur Fernwärmerohr: 100 °C). Der TemperaturwächterSTW1 gibt die Solarkreispumpe P1 bei Unterschreiten einer eingestellten Temperatur erst nach einerZeitverzögerung wieder frei.Die Solarpumpe P1 und die Motorklappe MK1 werden auch über den Temperaturwächter auf demPufferspeicher STW Puffer ausgeschaltet, wenn die Temperatur dort einen eingestellten Wert überschreitet.Eine Wiederinbetriebnahme der Solaranlagen ist erst nach 6.00 Uhr des darauf folgendenTages möglich.

- 21 -STW1 < 105 °CSTW1 > 105 °CP1 freigegebenP1 nicht freigegebenNach dem Ansprechen des Temperaturwächters STW1STW1 < 105 °C und Verzögerungszeit < 8 h P1 nicht freigegebenSTW1 < 105 °C und Verzögerungszeit > 8 h P1 freigegebenSTW Puffer < 95 °CSTW Puffer > 95 °CP1 und MK1 freigegebenP1 und MK 1 nicht freigegebenNach dem Ansprechen des Temperaturwächters STW PufferSTW Puffer < 95 °C und vor 06.00 Uhr des nächsten TagesSTW Puffer < 95 °C und nach 06.00 Uhr des nächsten TagesP1 und MK1 nicht freigegebenP1 und MK1 freigegebenP1 EIN und MK1 AUF wenn S1 > 200 W/m 2P1 AUS und MK1 ZUwenn S1 < 100 W/m 2 , MK1 mit 30 min VerzögerungDie Ladepumpe P2 wird von einem Temperaturdifferenzregler Resol E1/D geschaltet. Es wird dieDifferenz zwischen der Temperatur des Kollektorvorlaufs T1 und der Temperatur des Netzrücklaufsvor dem Wärmetauscher T2 gemessen. Die Pumpe P2 und die Motorklappe MK2 werden freigegeben,wenn die Netzrücklauftemperatur T2 eine eingestellte Temperatur nicht überschreitet. Zudemschaltet ein Frostwächter TW1 im Solarvorlauf die Pumpe P2 ein und öffnet die Motorklappe MK2,wenn die Temperatur unter einen eingestellten Wert sinkt, damit der Wärmetauscher nicht einfriert.T2 < 90 °CT2 > 90 °CP2 und MK2 freigegebenP2 und MK2 nicht freigegebenP2 EIN und MK2 AUF wenn T1 - T2 > 7,0 KP2 AUS und MK2 ZUwenn T1 - T2 < 5,4 KHysterese: 1,6 K fest eingestelltP2 EIN und MK2 AUF wenn TW1 < 5 °CP2 AUS und MK2 ZU wenn TW1 > 5 °CZur Nachspeisung des Solarkreises mit Wärmeträger ist die Pumpe P3 vorgesehen, die durch einenDruckwächter DW1 angesteuert wird. Die Pumpe P3 wird durch einen Schwimmerschalter SS1 freigegeben,wenn im Vorratsbehälter noch eine Mindestmenge vorhanden ist.

- 22 -SS1 > 10 cmSS1 < 10 cmP3 freigegebenP3 nicht freigegebenP3 EINP3 AUSwenn DW1 < 2,6 barwenn DW1 > 2,8 barHausanschlussstationenIn den Netzrücklauf primärseitig vom Wärmetauscher für die Wohnungsheizkreise ins Netz ist einRücklauftemperaturbegrenzer eingebaut. Einstellwert: 47 °C max.4.2.2 Regelung Be- und Entladung Pufferspeicher, Regelung Vorlauftemperatur NetzDurch die 3-Leiter-Schaltung des Nahwärmenetzes (Vor- und Rücklauf Wärmenetz und solarer Vorlauf)und der damit einhergehenden zeitweiligen Rückströmung im Netzrücklauf bei Betrieb der Solaranlagenwird der Be- und Entladevorgang des Pufferspeichers sehr komplex. Um die ablaufendenVorgänge verständlicher zu machen, werden im Folgenden die wichtigsten Betriebszustände an3 Fällen zuerst vereinfacht dargestellt, im Weiteren dann detaillierter mit Regeleinstellungen. DieTemperatur des Nahwärmenetzvorlaufs wird in Abhängigkeit von der Außentemperatur durch eineHeizkurve festgelegt, die (von den Anschlussbedingungen der NWS geringfügig abweichend) folgendeEckwerte hat:T A 10 °C: VL = 75 °CNachtabsenkung: VL = 65 °C1. Fall (Solaranlagen laufen, wenig Wärmebedarf im Netz)Es wird wenig Wärme für Heizung und Warmwasser im Netz benötigt, der Netzumlauf ist kleiner alsca. 20 m³/h. Die Solaranlagen sind bei ausreichender Solarstrahlung in Betrieb, die Ladepumpen P2laufen und speisen Solarenergie über den Solarvorlauf in den Pufferspeicher ein. Der Pufferspeicherwird oben vom Solarvorlauf beladen und unten entladen. Im Netzrücklauf von den Hausunterstationenzum Pufferspeicher im Heizhaus kehrt sich, da der Durchfluss im solaren Vorlauf (3. Leiter) stetsca. 20 m³/h beträgt (alle Anlagen in Betrieb), die Strömungsrichtung um, sodass die Netzleiter Solarvorlaufund Netzrücklauf im Prinzip wie eine Solaranlage arbeiten. Der Netzvorlauf zur Versorgungder Verbraucher (aus dem Pufferspeicher kommend) wird bei Bedarf zur Nachheizung über die Kesselgeführt.2. Fall (Solaranlagen aus, Bedarf von Wärme im Netz)Es wird im Netz Wärme für Heizung und Warmwasser benötigt. Solarstrahlung ist nicht oder nur im

- 23 -geringen Maße vorhanden, die Solaranlagen laufen nicht. Der Solarvorlauf von den solaren Übergabestationenzum Pufferspeicher steht. Netzvor- und Netzrücklauf werden wie bei normalem Netzbetriebdurchströmt. Sollte der Pufferspeicher oben wärmer sein als die notwendige Netzvorlauftemperatur,so wird das Dreiwegeventil auf Durchgang durch den Speicher gestellt, d.h. der Netzrücklaufströmt unten in den Pufferspeicher und entlädt so den Pufferspeicher oben. Anschließend wird dasaus dem Speicher austretende Volumen von den Kesseln nachgeheizt, falls dies notwendig ist.3. Fall (Solaranlagen laufen, Bedarf von Wärme im Netz)Es wird im Netz Wärme für Heizung und Warmwasser benötigt, der Netzumlauf ist größer als ca.20 m³/h. Die Solaranlagen können Wärme einspeisen und sind in Betrieb. Der Solarvorlauf des Netzesspeist oben in den Pufferspeicher ein, zugleich ist der Netzrücklauf mit der normalen Strömungsrichtungin Betrieb. Ist der Pufferspeicher oben wärmer als der Netzrücklauf, wird das Dreiwegeventilso gestellt, dass der Pufferspeicher oben entladen wird, der Netzrücklauf speist unten ein. Ist derPufferspeicher oben kälter als der Netzrücklauf, wird das Dreiwegeventil so geschaltet, dass derNetzrücklauf am Pufferspeicher vorbeigeführt wird, der Speicher wird also vom Solarvorlauf obenbeladen und unten in den Netzrücklauf ausgespeichert. Bei Bedarf wird der Netzvorlauf durch dieKessel nachgeheizt.Zustand: Pufferspeicher oben wärmer als Sollwert NetzvorlaufT SPO > T Vorlaufsollwert = T VRBei dieser Betriebsart wird der Netzrücklauf unten in den Pufferspeicher geleitet, der Speicher wirdoben ausgespeichert, das Ventil MV4 ist als Regelventil tätig und regelt die Netzvorlauftemperaturdurch Netzrücklaufbeimischung in Abhängigkeit von der Außentemperatur und der Nachtabsenkung.Der Regelfühler hierfür ist T VR . Der Kesselbypass ist geöffnet, die Kessel sind abgekoppelt. Solltendie Ladepumpen P2 in Betrieb sein (Solarenergie fällt an), wird die Solarenergie oben in den Pufferspeichereingeleitet und auch oben sofort wieder ausgespeichert.Zustand: Pufferspeicher oben mehr als 5 K kälter als erforderliche Netzvorlauftemperatur,jedoch wärmer als NetzrücklaufT SPO < T Vorlaufsollwert - 5 K = T NV - 5 KT SPO > T NRBei dieser Betriebsart wird der Netzrücklauf unten in den Pufferspeicher geleitet, der Speicher wirdoben ausgespeichert, das Ventil MV4 ist auf Speicherentladung gestellt und regelt nicht. Das VentilMV5 ist auf Kesselbetrieb gestellt, die Regelung der Netzvorlauftemperatur in Abhängigkeit von derAußentemperatur und der Nachtabsenkung wird von einem oder mehreren Kesseln durch gleitendeBetriebsweise bzw. bei sehr geringer Wärmeanforderung durch Takten übernommen. Der Regelfühlerhierfür ist T NV . Sollten die Ladepumpen P2 in Betrieb sein (Solarenergie fällt an), so wird die Solarenergieoben in den Pufferspeicher eingeleitet und auch oben sofort wieder ausgespeichert.

- 24 -Zustand: Pufferspeicher oben weniger als 5 K wärmer als NetzrücklaufT SPO < T NR + 5 KBei dieser Betriebsart wird durch Stellung des Ventils MV4 der Netzrücklauf am Pufferspeicher vorbeidirekt zu den Kesseln geleitet, wo die Aufheizung auf Vorlauftemperatur stattfindet. Die Regelung derNetzvorlauftemperatur in Abhängigkeit von der Außentemperatur und der Nachtabsenkung wird voneinem oder mehreren Kesseln durch gleitende Betriebsweise bzw. bei sehr geringer Wärmeanforderungdurch Takten übernommen. Der Regelfühler hierfür ist T NV . Durch diese Regelbedingung wirdvermieden, dass der Pufferspeicher durch einen, im Vergleich zur Pufferspeichertemperatur wärmerenNetzrücklauf oben aufgeheizt wird. Sollten die Ladepumpen P2 in Betrieb sein (Solarenergie fälltan), so wird die Solarenergie oben in den Pufferspeicher eingespeichert, der Pufferspeicher entleertsich unten in den Netzrücklauf.Die obige Beschreibung der Regelung ist mit den Einstellungen in der Anlage (sofern möglich) undmit den bei den NWS vorhandenen Unterlagen abgeglichen worden.4.3 KollektorfeldDie Auslegung des Solarsystems mit 1.543 m² Kollektorfläche und die Gebäudestruktur im Wohngebietmachten es notwendig, eine Aufteilung auf 3 Kollektorfelder mit eigenen Solarübergabestationenvorzunehmen. Jedes Kollektorfeld ist wiederum auf mehrere Dachflächen verteilt. Im Prinzip handeltes sich um 3 separate Solaranlagen, die über Erdleitungen mit einem gemeinsamen Pufferspeicherverbunden sind und so das Solarsystem bilden.Die 3 Kollektorfelder sind auf insgesamt 11 Dachflächen aufgeteilt und an 6 Steigleitungspaare angeschlossen.Die Anzahl der Module pro Steigleitung variiert zwischen 3 und 15, was unterschiedlicheDurchmesser der Steigleitungen notwendig machte. Jedes Modul besteht aus hintereinander undparallel geschalteten Kollektoren, in denen eine Durchströmung von 14 l/m 2 ∙h (bezogen auf das Modul)erreicht werden soll. Aufgrund der unterschiedlichen Größe der Dachflächen enthalten die Module,je nachdem wo sie eingebaut sind, nicht alle die gleiche Anzahl von Kollektoren, sodass dieDurchströmung für den einzelnen Kollektor (2,18 m²) zwischen 122 und 152 l/h liegt. Abbildung 8zeigt ein Modul im Detail, Abbildung 9 die Aufteilung des Kollektorfeldes in Module.

- 25 -Im Gegensatz zu den Modulen wurde die Verrohrungder Kollektorfelder nicht nach dem Tichelmann-Prinzipvorgenommen, sondern, den baulichenGegebenheiten angepasst, mit möglichst kurzenRohrstrecken ausgeführt. Die dadurch unvermeidlichauftretenden Unterschiede in den hydraulischenWiderständen der einzelnen Stränge zu denModulen wurden durch den Einbau von Blendenausgeglichen, deren Größe in einer Druckverlustberechnungermittelt wurde. Die den Steigsträngenzugeordneten Kollektorfelder wurden mit Strangregulierventilenabgeglichen.Die 6 Steigleitungspaare werden im Keller der Gebäudezu je einem Leitungspaar pro Solarübergabestationzusammengeführt, sodass an dendortigen 3 Wärmetauschern vermeintlich nur einSteigleitungspaar zu erkennen ist.Abbildung 8: Kollektormodul

- 26 -Abbildung 9: Kollektorfelder und Aufteilung in Module

- 27 -5 Messtechnik5.1 Messstellen im SolarsystemIn insgesamt 4 Gebäuden – in den 3 Unterstationen der Solaranlagen und in der Heizzentrale – istdie Messtechnik der ZfS eingebaut. Abbildung 10 zeigt das Solarsystem mit allen Messsensoren. Inden Solarübergabestationen werden jeweils die Vor- und Rücklauftemperaturen des Solarkreisessowie die Temperaturen auf der Sekundärseite des Wärmetauschers erfasst. Zusammen mit derMessung der zugehörigen Volumenströme auf der Primär- und auf der Sekundärseite können ausden berechneten Temperaturdifferenzen die jeweiligen Wärmemengen ermittelt werden. Als zusätzlicheGrößen werden die Betriebsstunden der Pumpen P1 und P2 aufgezeichnet. Vervollständigt werdendie Messungen in den Unterstationen von einer weiteren Temperaturdifferenz- und Volumenstrommessung,die beide der Ermittlung des Energiebedarfs für die Warmwasserbereitung in denHäusern dienen, sowie von Messstellen, an denen die Kaltwassertemperatur (nur in 2 Unterstationen),die Temperatur des Zirkulationsrücklaufs und jeweils zwei Temperaturen an den Warmwasserbereitschaftsspeichernermittelt werden.In der Heizzentrale werden in 7 verschiedenen Höhen die Temperaturen im Pufferspeicher gemessen,dazu die Temperaturen in der Vorlauf-, in der Rücklauf- und in der Solarvorlaufleitung des Netzes.Die meteorologischen Daten (Strahlung und Außentemperatur) werden auf dem Dach der Heizzentraleerfasst. Ein Betriebsstundenzähler für das Umschaltventil am Pufferspeicher rundet dieMessstellenliste ab. Nachträglich wurden, um die Strömungsumkehr in der Netzrücklaufleitung sichtbarzu machen, mobile Ultraschallmessgeräte eingesetzt.In der folgenden Liste sind alle Messgrößen, die von den Loggern erfasst bzw. errechnet und imStandardfall als 5-min-Mittelwerte gespeichert werden, noch einmal im Überblick zusammengestellt.Bei Bedarf können die Messwerte durch einfache Abänderung des Messprogramms auch in kürzerenIntervallen (ab 1 sec) abgespeichert werden. Unter Umständen wird dies im Laufe der messtechnischenBeobachtung erforderlich sein, um für einen begrenzten Zeitraum das dynamische Anlagenverhalteneiner detaillierten Kontrolle zu unterziehen. Das Messprogramm zum Solarsystem im Burgholzhofwurde beispielsweise für 2 Tage auf 1-min-Intervalle umgestellt, um die Einhaltung der in derRegelbeschreibung festgelegten Schaltschwellen zu überprüfen. Bei wichtigen Messgrößen werdenzusätzlich zu den Mittelwerten auch die Maximum- und/oder Minimumwerte innerhalb des 5-min-Speicherintervalls aufgezeichnet. Diese können ggf. wichtige zusätzliche Informationen zum Anlagenverhaltenliefern. Minimum- und Maximumwerte lassen außerdem wesentlich schneller als gemittelteMesswerte erkennen, ob ein Messwert infolge eines Defekts oder einer Störung am Sensor oderam Logger evtl. fehlerbehaftet ist.

Abbildung 10: Schaltschema mit Messfühlern- 28 -

- 29 -Messtechnik der ZfS in der Heizzentrale‣ Messgrößen aus Signalen von MesssensorenStrahlungsleistungsdichten (W/m²)PEI1-HZ Gesamtstrahlungsleistungsdichte in der Kollektorebene Mittelwert(15 o geneigt; Ausrichtung -30 o )PEI2-HZ Gesamtstrahlungsleistungsdichte horizontal MittelwertTemperaturen (°C)TA-HZ Außentemperatur MittelwertTPS1-HZ Temperatur Pufferspeicher MittelwertTPS2-HZ Temperatur Pufferspeicher MittelwertTPS3-HZ Temperatur Pufferspeicher MittelwertTPS4-HZ Temperatur Pufferspeicher MittelwertTPS5-HZ Temperatur Pufferspeicher MittelwertTPS6-HZ Temperatur Pufferspeicher MittelwertTPS7-HZ Temperatur Pufferspeicher MittelwertTVL-HZ Temperatur Nahwärmenetz Vorlauf MittelwertTRL-HZ Temperatur Nahwärmenetz Rücklauf MittelwertTSVL-HZ Temperatur Nahwärmenetz Solarvorlauf MittelwertVolumenstrom (l/h oder m³/h) VSL und VRL per UltraschallmessungVSL-HZ Volumenstrom solarer Vorlauf Nahwärmenetz (3. Leiter) MittelwertVRL-HZ Volumenstrom Rücklauf Nahwärmenetz MittelwertVK-HZ Volumenstrom Kessel MittelwertBetriebsstunden (h)MV4-HZ Betriebsstunden Umschaltventil Pufferspeicher Summe‣ Werte, die unmittelbar im Logger aus den Sensorsignalen berechnet werdenkeine(Die von den Sensoren in der Heizzentrale ermittelten Messwerte müssen nicht bereits auf Scanintervallebenezu komplexeren Betriebsgrößen (z.B. Leistungen) verknüpft werden, da sie nicht in die gemäß Messprogrammvorgesehene energetische Bilanzierung einfließen.)‣ Werte, die nachträglich per Auswertesoftware aus den vom Logger gespeicherten Messwertenberechnet werdenEI1 Gesamtstrahlungsenergie in der Kollektorebene für wählbare Summe EnergieZeiträume (5 min, Tag, Woche, auch: mittl. Strahlungsenergiepro Tag, jeweils in kWh/m²)EI2 Gesamtstrahlungsenergie horizontal für wählbare Zeiträume Summe Energie(5 min, Tag, Woche, auch: mittl. Strahlungsenergie pro Tag,jeweils in kWh/m²)EIT1 Gesamtstrahlungsenergie in der Kollektorebene auf das Summe EnergieGesamtkollektorfeld für wählbare Zeiträume (5 min, Tag, Woche,auch: mittl. Strahlungsenergie pro Tag, jeweils in kWh)Für die Kollektorfelder auf Haus 17, 20 und 37 wird die Gesamtstrahlungsenergie analog mit EIT1-17, EIT1-20 und EIT-37 bezeichnet.Messtechnik der ZfS im Haus 17‣ Messgrößen aus Signalen von MesssensorenTemperaturen (°C)TKT1-17 Temperatur Kollektorvorlauf MittelwertTKT2-17 Temperatur Kollektorrücklauf MittelwertTSP1-17 Temperatur Pufferspeicherladekreis MittelwertTSP2-17 Temperatur Pufferspeicherladekreis MittelwertTWW1-17 Temperatur Netz zur WarmwasserbereitungMittelwertTWW2-17 Temperatur Netz von WarmwasserbereitungMittelwertTVV2-17 Temperatur Kaltwasserzulauf Mittelwert

- 30 -TVZ2-17 Temperatur Zirkulationsrücklauf MittelwertTPS1-17 Temperatur Bereitschaftsspeicher oben MittelwertTPS2-17 Temperatur Bereitschaftsspeicher unten MittelwertVolumenstrom (l/h)KT-17 Volumenstrom Kollektorkreis MittelwertSP-17 Volumenstrom Beladung Pufferspeicher MittelwertWW-17 Volumenstrom Wärmetauscher Warmwasserbereitung MittelwertVV-17 Volumenstrom Warmwasser (Zapfverbrauch) MittelwertEnergien (kWh)NST-17 elektrische Energie zum Betrieb des Solarsystems SummeBetriebsstunden (h)HP1-17 Betriebsstunden Pumpe Kollektorkreis SummeHP2-17 Betriebsstunden Pumpe Beladung Pufferspeicher Summe‣ Werte, die unmittelbar im Logger aus den Sensorsignalen berechnet werdenLeistungen (kW)PKT-17 Leistung an den WT Kollektorkreis MittelwertPSP-17 Leistung aus dem WT Kollektorkreis Mittelwert‣ Werte, die nachträglich per Auswertesoftware aus den vom Logger gespeicherten Messwertenberechnet werdenQSP-17 Energie an Pufferspeicher (kWh) Summe EnergieVKT-17 Volumen Kollektorkreis (m³) SummeVSP-17 Volumen Beladung Pufferspeicher (m³) SummeVWW-17 Volumen Wärmetauscher Warmwasserbereitung (m³) SummeVVV-17 Volumen Kaltwasser (m³) Summesowie energetische Kennzahlen (s. Kapitel 5.2)Messtechnik der ZfS im Haus 20‣ Messgrößen aus Signalen von MesssensorenTemperaturen (°C)TKT1-20 Temperatur Kollektorvorlauf MittelwertTKT2-20 Temperatur Kollektorrücklauf MittelwertTSP1-20 Temperatur Pufferspeicherladekreis MittelwertTSP2-20 Temperatur Pufferspeicherladekreis MittelwertTWW1-20 Temperatur Netz zur WarmwasserbereitungMittelwertTWW2-20 Temperatur Netz von WarmwasserbereitungMittelwertTVV2-20 Temperatur Kaltwasserzulauf MittelwertTVZ2-20 Temperatur Zirkulationsrücklauf MittelwertTPS1-20 Temperatur Bereitschaftsspeicher oben MittelwertTPS2-20 Temperatur Bereitschaftsspeicher unten MittelwertVolumenstrom (l/h)KT-20 Volumenstrom Kollektorkreis MittelwertSP-20 Volumenstrom Beladung Pufferspeicher MittelwertWW-20 Volumenstrom Wärmetauscher Warmwasserbereitung MittelwertVV-20 Volumenstrom Warmwasser (Zapfverbrauch) MittelwertEnergien (kWh)NST-20 elektrische Energie zum Betrieb des Solarsystems SummeBetriebsstunden (h)HP1-20 Betriebsstunden Pumpe Kollektorkreis SummeHP2-20 Betriebsstunden Pumpe Beladung Pufferspeicher Summe

- 31 -‣ Werte, die unmittelbar im Logger aus den Sensorsignalen berechnet werdenLeistungen (kW)PKT-20 Leistung an den WT Kollektorkreis MittelwertPSP-20 Leistung aus dem WT Kollektorkreis Mittelwert‣ Werte, die nachträglich per Auswertesoftware aus den vom Logger gespeicherten Messwertenberechnet werdenQSP-20 Energie an Pufferspeicher (kWh) Summe EnergieVKT-20 Volumen Kollektorkreis (m³) SummeVSP-20 Volumen Beladung Pufferspeicher (m³) SummeVWW-20 Volumen Wärmetauscher Warmwasserbereitung (m³) SummeVVV-20 Volumen Kaltwasser (m³) Summesowie energetische Kennzahlen (s. Kapitel 5.2)Messtechnik der ZfS im Haus 37‣ Messgrößen aus Signalen von MesssensorenTemperaturen (°C)TKT1-37 Temperatur Kollektorvorlauf MittelwertTKT2-37 Temperatur Kollektorrücklauf MittelwertTSP1-37 Temperatur Pufferspeicherladekreis MittelwertTSP2-37 Temperatur Pufferspeicherladekreis MittelwertTWW1-37 Temperatur Netz zur WarmwasserbereitungMittelwertTWW2-37 Temperatur Netz von WarmwasserbereitungMittelwertTVV2-37 Temperatur Kaltwasserzulauf MittelwertTVZ2-37 Temperatur Zirkulationsrücklauf MittelwertTPS1-37 Temperatur Bereitschaftsspeicher oben MittelwertTPS2-37 Temperatur Bereitschaftsspeicher unten MittelwertVolumenstrom (l/h)KT-37 Volumenstrom Kollektorkreis MittelwertSP-37 Volumenstrom Beladung Pufferspeicher MittelwertWW-37 Volumenstrom Wärmetauscher Warmwasserbereitung MittelwertVV-37 Volumenstrom Warmwasser (Zapfverbrauch) MittelwertEnergien (kWh)NST-37 elektrische Energie zum Betrieb des Solarsystems SummeBetriebsstunden (h)HP1-37 Betriebsstunden Pumpe Kollektorkreis SummeHP2-37 Betriebsstunden Pumpe Beladung Pufferspeicher Summe‣ Werte, die unmittelbar im Logger aus den Sensorsignalen berechnet werdenLeistungen (kW)PKT-37 Leistung an den WT Kollektorkreis MittelwertPSP-37 Leistung aus dem WT Kollektorkreis Mittelwert‣ Werte, die nachträglich per Auswertesoftware aus den vom Logger gespeicherten Messwertenberechnet werdenQSP-37 Energie an Pufferspeicher (kWh) Summe EnergieVKT-37 Volumen Kollektorkreis (m³) SummeVSP-37 Volumen Beladung Pufferspeicher (m³) SummeVWW Volumen Wärmetauscher Warmwasserbereitung (m³) SummeVVV Volumen Kaltwasser (m³) Summesowie energetische Kennzahlen (s. Kapitel 5.2)Von einigen Größen werden auch die minimalen bzw. maximalen Werte im Messintervall aufgezeichnet.

- 32 -5.2 Definition der Kennzahlen des SolarsystemsDie wichtigsten Kennzahlen des Solarsystems sind wie folgt definiert:Kollektorkreisnutzungsgrad brutto g KBFür die Berechnung des Kollektorkreisnutzungsgrades g KB werden nur die gemessenen EnergienQSP auf den Sekundärseiten der Solarwärmetauscher verwendet, da diese dort genauer zu ermittelnsind als auf den Primärseiten der Wärmetauscher, die von einem Glykolgemisch als Wärmeträgerdurchflossen werden.g KBsolare Nutzenergie aus KollektorkreisEinstrahlung auf KollektorfeldQSP 100 %EITSolarsystemnutzungsgrad brutto g SB und netto g SNg SBsolare Nutzenergie aus SolarsystemEinstrahlung auf KollektorfeldQSS 100 %EITg SNsolare Nutzenergie aus Solarsystem elektr. HilfsenergieEinstrahlung auf KollektorfeldQSS NST 100 %EITDer Solarsystemnutzungsgrad ist (im Gegensatz zu anderen von der ZfS betreuten Anlagen) imWohngebiet Burgholzhof nicht direkt messbar, weil die Messgröße QSS aufgrund der hier ausgeführtenAnlagenschaltung als 3-Leiter-Netz und der damit verbundenen gelegentlichen Strömungsumkehrin der Netzrücklaufleitung nicht ermittelt werden kann. Durch eine Schätzung der thermischen Verlusteder Rohrleitungen und des Pufferspeichers V S können die Energiemenge aus dem PufferspeicherQSS bzw. der Systemnutzungsgrad g SB allerdings angenähert aus der Energie aus dem KollektorkreisQSP bzw. aus dem Kollektorkreisnutzungsgrad g KB ermittelt werden:QSS = QSP (1 - V S )V S in Prozent/100g SB= g KB(1 - V S ) V S in Prozent/100Arbeitszahl des Solarsystems AA solare Nutzenergie aus Solarsystemelektr.Hilfsenergie des SolarsystemsQSSNSTDie Arbeitszahl drückt aus, wie viel thermische Solarenergie im Verhältnis zur aufgewendeten elektr.Hilfsenergie gewonnen werden konnte.

- 33 -6 Betriebserfahrungen und Messergebnisse6.1 ProbebetriebAb Anfang 2000 befand sich die Anlage im überwachten Probebetrieb, der dazu dient, sowohl dasSolarsystem als auch die Messtechnik für einen fehlerfreien und zuverlässigen Betrieb einzuregeln.Ein ausreichend langer Probebetrieb ist erforderlich, um die Voraussetzungen für das sich anschließendeMessjahr zu schaffen, in dem der der Auftragsvergabe zugrunde liegende garantierte Energieertraganhand von belastbaren und reproduzierbaren Ergebnissen nachgewiesen werden soll.Der Probebetrieb in der Anlage Wohngebiet Burgholzhof startete offiziell mit dem Anschluss des letztenDatenloggers Anfang Februar 2000 in Haus 37. Die 3 übrigen Datenerfassungsgeräte (Heizzentrale,Haus 17, Haus 20) waren bereits im Oktober 1999 in den jeweiligen Gebäuden aufgestellt undin Betrieb genommen worden. Grund für die späte Aufstellung des 4. Loggers war die verzögerteFertigstellung der 3. Solaranlage auf Haus Nr. 37/38. Nach anfänglichen Schwierigkeiten mit derStabilität der Datenerfassung (fehlerhafte Datenübertragung von einzelnen Satellitenloggern zumRechner in der Heizzentrale aufgrund eines schadhaften Datenbuskabels) werden die Betriebsdatenfür alle 3 Solaranlagen und für die Heizzentrale seit Juni 2000 kontinuierlich aufgezeichnet.6.1.1 Beobachtungen und Auffälligkeiten im BetriebsverhaltenAnders als bei herkömmlichen Solarsystemen zur Warmwasserbereitung, die in der Regel der Vorwärmungvon Kaltwasser dienen, wird im vorliegenden Fall die solar gewonnene Energie in einen Teildes Netzrücklaufs bei einer gegenüber dem Kaltwasser deutlich höheren Temperatur eingespeist.Die solare Kaltwassererwärmung erfolgt bei dieser Anlage also über den "Umweg" Nahwärmenetz.Für die Effizienz der Solaranlage, die auf Netzrücklauftemperatur einspeist, hat das Temperaturniveaudes Netzrücklaufs deshalb entscheidende Bedeutung. Innerhalb von Teilprogramm 2 des Forschungs-und Demonstrationsprogramms "Solarthermie-2000" war die Wohnsiedlung Burgholzhofdas erste Projekt, bei dem ein Nahwärmenetz mit einer unterstützenden Solaranlage ausgestattetwurde. Das Hauptaugenmerk nach Inbetriebnahme der Messtechnik richtete sich auf den Verlauf derRücklauftemperatur und deren Einflussfaktoren. Die Planungen sahen vor, dass die Netzrücklauftemperatur47 °C nicht übersteigen soll, die Solarenergie also im ungünstigsten Fall bei dieser Temperatureingespeist werden muss. Schwierig einzuschätzen war dabei der Einfluss der veränderlichenmeteorologischen Bedingungen auf die Netzrücklauftemperatur sowie die Höhe des Wärmebedarfsfür Heizung und Warmwasser in den an das Nahwärmenetz angeschlossenen Gebäuden währenddes tatsächlichen Betriebes. Da keine Vorabmessungen gemacht werden konnten, wurden die benötigtenBedarfswerte aus Berechnungen nach den einschlägigen Normen ermittelt.

- 34 -Schon während des Probebetriebes zeigte sich, dass die Netzrücklauftemperaturen bei geringerWärmeabnahme im Netz (besonders in der heizfreien Zeit) über die vorgesehene Grenztemperaturvon 47 °C anstiegen, während die Netzvorlauftemperatur durch heftige Schwankungen weit über denSollwert nach Kesselheizkurve von etwa 75 °C im Sommer auffiel. Alle Versuche, Letzteres durchbessere Regeleinstellungen zumindest abzuschwächen, waren vergeblich, da die Kessel zwar bis auf25 % ihrer Nennleistung modulierend heruntergefahren werden können, selbst dann aber noch einezu große Leistung aufweisen. In Verbindung mit einer Mindestlaufzeit von 30 min ist das die Ursachefür die zu hohen Vorlauftemperaturen im Netz. Die heftigen Schwankungen in der Netzvorlauftemperaturhatten auch Auswirkungen auf die Netzrücklauftemperatur, die bei Solaranlagenbetrieb zusätzlichnoch durch die sich dann meist einstellende Rückströmung im Netzrücklauf (s. Kapitel 4.2.2 und6.2.1) beeinflusst wurde. Der Betrieb der Solaranlagen zeigte sich stabil, größere Probleme oderkonzeptionelle Fehler waren nicht zu erkennen.6.2 Messjahr 03.07.2002 bis 02.07.2003Da die Probleme der stark schwankenden und zu hohen Netzvorlauftemperatur als auch der zu hohenNetzrücklauftemperatur im Probebetrieb nicht ausgeräumt werden konnten, wurde entschieden,trotz dieser Mängel das Messjahr zum Nachweis der Ertragsgarantie am 03.07.2002 zu beginnen.6.2.1 Netzvor- und -rücklauftemperaturDie Messergebnisse vom Januar 2003 (Abbildung 11) zeigen, dass sich die Netzvorlauftemperatur(TVL) auf etwa 80 °C eingestellt hat. Nach der Heizkurve soll die Netzvorlauftemperatur bei -12 °CAußentemperatur und darunter 83 °C betragen. Von -12 °C bis +10 °C soll sie eine lineare Absenkungbis auf 75 °C durchlaufen, um bei weiter steigenden Außentemperaturen dort zu verharren.Hier muss auf einen vermeintlichen Widerspruch zwischen den Anschlussbedingungen der NWS(s. Seite 6, Tabelle 1, Vorlauftemperatur Wärmeverteilnetz im Sommer: 70 °C) und der gemäß Heizkurveim Sommer gültigen Netzvorlauf-Solltemperatur im Heizhaus (Kesselnähe) von 75 °C hingewiesenwerden. Der Unterschied resultiert daraus, dass die Kessel mit einer etwas höheren Temperaturals nach Anschlussbedingungen notwendig gefahren werden, vermutlich um Netzverluste sicherkompensieren zu können.Zu erkennen ist Anfang Januar jedoch nur eine leichte Absenkung der Netzvorlauftemperatur knappunter 80 °C an den Tagen, an denen die Außentemperatur (TA) bis 10 °C ansteigt. Ausgeprägt isthingegen die eingestellte Nachtabsenkung auf 65 °C. Die Netzrücklauftemperaturen (TRL) liegenzwischen 45 und 55 °C und damit höher als der in der Planung vorgesehene Maximalwert von 47 °C.Im Monatsmittel beträgt die Rücklauftemperatur 49,8 °C. Zu einer Speicherbeladung durch die Solaranlagenist es aufgrund der geringen Einstrahlung (EI1) im Januar nur an wenigen Tagen im Monat

- 36 -Die Messergebnisse vom Juni 2003 (Abbildung 12) zeigen im Vergleich zu den Januarwerten einvöllig anderes Bild der Temperaturen im Nahwärmenetz. Die Vorlauftemperatur schwankte stark zwischen60 und etwa 100 °C, obwohl sich im Sommer (kein Heizbedarf) eine Netzvorlauftemperaturvon ca. 75 °C hätte einstellen sollen. Eine Nachtabsenkung ist nicht mehr zu erkennen. Auch dieSchwankungen der Rücklauftemperatur waren stärker als im Januar, im Monatsmittel betrug dieRücklauftemperatur 52,9 °C. Auffallend sind Phasen mit fast konstanter Netzvorlauftemperatur, dieimmer dann auftraten, wenn der Pufferspeicher durch die Solaranlagen bis über die Netzsollvorlauftemperaturaufgeladen wurde und dann die Wärmeversorgung des Netzes ohne Kesselbetrieb alleineübernehmen konnte. In diesen Phasen sollte die Netzvorlauftemperatur nur durch die Beimischregelungdes Ventils MV4 bestimmt werden, was allerdings von den Messwerten nicht bestätigt wird.Hier besteht der Verdacht, dass das Ventil MV4 nicht korrekt regelt (s. hierzu Text Seite 39).Der Grund für die Schwankungen der Vorlauftemperatur bei Kesselbetrieb in verbrauchsschwachenZeiten liegt in deren eingestellter Mindestlaufzeiten von 30 min sowie in der auch bei Brennermodulierungzu großen Kesselleistung von mindestens 0,4 MW. Besonders ungünstig wird die Situation,wenn es zu einem Mischbetrieb mit solar vorgewärmtem Heizwasser aus dem Pufferspeicher undeinem dadurch nur geringen Nachheizbedarf durch die Kessel kommt. Die Kesselmindestlaufzeitwurde vorgesehen, um häufiges Takten zu vermeiden. Die Folge davon sind jedoch (wie inAbbildung 12 erkennbar) kurzzeitig zu hohe Vorlauftemperaturen mit großen Schwankungsbreiten,die sich auch auf die Rücklauftemperatur übertragen.Besser beherrschbar wäre das Problem wahrscheinlich, wenn ein (neu anzuschaffender) zusätzlicherKessel mit deutlich niedrigerer Leistung eingebunden würde, der dann speziell im Mischbetrieb mitdem dann typischen geringen Nachheizwärmebedarf zum Einsatz käme. Eine andere Möglichkeitwäre, die Temperatur des solar erwärmten Wassers aus dem Speicher durch Rücklaufbeimischungüber das Mischventil MV4 so abzusenken, dass die Minimalleistung des Kessels (0,4 MW) nicht mehrzu einer Erwärmung des Netzvorlaufs über die Solltemperatur hinaus führt. Eventuell sinkt bei einerderartigen Betriebsweise der erreichbare Nutzungsgrad für das Solarsystem geringfügig ab, da diegewonnene Solarenergie infolge der Beimischung nur verzögert aus dem Pufferspeicher abgegebenwerden kann. Die Lösung mit einem zusätzlichen kleinen Kessel wäre eindeutig die effizientere Maßnahme,die eigentlich schon im Rahmen der Erstplanung hätte berücksichtigt werden müssen.Eine weitere Lösung wäre, ein Teilvolumen des Pufferspeichers als Kesselpuffer zu nutzen. Eine Ladeleitungmit Pumpe ist bereits vorhanden, wurde jedoch bisher nicht aktiviert, um den Betrieb derSolaranlage im Messzeitraum (zum Nachweis des garantierten Ertrags) nicht negativ zu beeinflussen.Es ist jedoch bei der zurzeit vorhandenen Verrohrung am Pufferspeicher nicht möglich, nur denoberen Teil des Pufferspeichers durch die Kessel aufzuladen, es würde vielmehr immer das Gesamtvolumenaufgeladen werden. Die Folge wäre, dass auch der untere Speicherteil auf Kesseltempera-

- 37 -tur aufgewärmt würde. Dieser dient aber den Solaranlagen bei Strömungsumkehr im Netzrücklauf alsdas Temperaturniveau, auf das die gewonnene Solarenergie eingespeist wird und der deshalb nichtunnötigerweise konventionell erwärmt werden sollte. Eine Aufladung nur des oberen Pufferteils wäredann möglich, wenn durch eine geschickte Regelung die Ladezeit des Kessels begrenzt werdenkönnte oder wenn für die Beladung nur des oberen Teils des Pufferspeichers durch den Kessel eineZusatzverrohrung installiert würde. Nach Abschluss der Garantiemessung sollte dieser Komplex(Teilnutzung des Solarpuffers als Kesselpuffer) aber auf jeden Fall weiter untersucht werden.Wie schon im Kapitel 4.2.2 erläutert, ergibt sich in 3-Leiter-Netzen bei guten Einstrahlungsbedingungenund gleichzeitig mäßigem bis geringem Wärmebedarf (s. Abbildung 13) eine Besonderheit imBetriebsverhalten. Dann nämlich kehrt sich aufgrund des geringen Volumenstroms im Netzvorlauf(in Abbildung 13 ca. 10 m³/h) die Strömungsrichtung im Rücklauf um, damit der Transport der Energievon den Solaranlagen zum Pufferspeicher überhaupt möglich ist.Die Pumpen P2 auf den Sekundärseiten der Wärmetauscher in den Solarübergabestationen fördernzusammen einen konstanten Volumenstrom von etwa 20 m³/h, sodass in der Rücklaufleitung für dieSituation am 10. Juni 2003 in Abbildung 13 ab 7.30 Uhr eine Rückströmung auftritt, die im weiterenVerlauf etwa einen Wert von 10 m³/h annimmt. Die Ladepumpen P2 beladen den Pufferspeicher vonoben, während gleichzeitig über das Mischventil MV4 weiterhin nur ca. 10 m³/h in den Vorlauf Wärmenetzabgegeben werden. Die Beladung des Speichers mit 20 m³/h bewirkt deshalb, dass das kältereWasser aus den unteren Speicherbereichen in den Rücklauf gedrückt wird, die Temperatur desNetzrücklaufs entspricht bis etwa 15.00 Uhr der konstanten Temperatur des Pufferspeichers untenvon 40 °C. Bei anhaltend guten Einstrahlungsbedingungen erreicht irgendwann heißes, solar erwärmtesWasser auch den Speicheraustritt unten und wird ebenfalls in den Rücklauf gespeist. Vondiesem Zeitpunkt an hat der Pufferspeicher über die gesamte Höhe dasselbe Temperaturniveau.Wenn schließlich das heiße Speicherwasser den Temperaturfühler in der Rücklaufleitung erreicht,steigt TRL rapide an (ab etwa 15.00 Uhr auf 70 °C).In Abbildung 13 ist zu erkennen, dass sowohl die Speichertemperaturen oben, mittig und unten alsauch die Netzrücklauftemperatur gegen 16.30 Uhr etwa 70 °C annehmen. Erst wenn gegen 17.10Uhr die Einstrahlung so weit zurückgeht, dass die Ladepumpen abschalten, kehrt sich die Strömungsrichtungim Netzrücklauf erneut um und der Pufferspeicher wird bei der dann einsetzendenEntladung wieder von unten mit Rücklaufwasser beschickt. Die Netzrücklauftemperatur nimmt wiederdie normal schwankenden Mischtemperaturen aus den Gebäuderückläufen an.

- 38 -1000Einstrahlung [W/m²]8006004002000100809070Temperaturen [°C]80706050605040304020302010000Strömungsumkehrin der Rücklaufleitung02040608101214161810./11. Juni 2003, Uhrzeit (MEZ)Temp. Speicher oben Temp. Speicher Mitte Temp. Speicher untenTemp. Netzvorlauf Temp. Netzrücklauf Einstrahlung (oberes Diagramm)Detail: Verläufe der Netzdurchflüsse0002040608101214161820220002Durchfluss Vorlauf Wärmenetz Durchfluss Rücklauf Wärmenetz Durchfluss sol. Vorlauf (3. Leiter)Durchfluss HeizkesselHilfslinie"Durchfluss Rücklauf Wärmenetz = 0 m³/h"20220002100-10-20Durchfluss [m³/h]m³/h20100100100100-10-20Die Verläufe der Durchflüsse in den Netzleitern, die sich im obigen Hauptdiagramm fürbeträchtliche Zeitspannen fast vollständig überdecken, sind hier als Detail noch einmalmit jeweils eigenen Skalierungen übereinander dargestellt.Hilfslinie "Durchfluss Rücklauf Wärmenetz = 0 m³/h"Durchfluss > 0: normale StrömungsrichtungDurchfluss < 0: StrömungsumkehrAbbildung 13: Temperaturverläufe bei Rückströmung im Nahwärmenetz

- 39 -Auch die Netzvorlauftemperatur ändert durch den Einfluss des Pufferspeichers ihren Charakter. Bisetwa 10.00 Uhr sind starke Schwankungen zwischen 65 und 95 °C zu beobachten, ab 10.00 Uhrwerden die Kessel abgeschaltet (im Diagramm zu erkennen am abrupt abbrechenden Durchflussdurch die Heizkessel) und ab etwa 11.00 Uhr nimmt der Netzvorlauf die Temperatur des Pufferspeichersoben an. Der aufgeladene Pufferspeicher versorgt danach bis 0.00 Uhr das Nahwärmenetzalleine, ohne dass eine Nachheizung durch die Kessel erfolgt. Aus der Heizkurve geht hervor, dassdie Kessel erst dann wieder zugeschaltet werden, wenn die Temperatur im Pufferspeicher unter70 °C sinkt. Dies ist ab etwa 0.00 Uhr der Fall, erkennbar am dann wieder von Null verschiedenenMesswert für den Kesseldurchfluss. Die Netzvorlauftemperatur, die bei Kesselbetrieb auf 75 °C einreguliertwerden sollte, zeigt wieder dasselbe Verhalten wie am Morgen des Vortages und schwankterneut heftig zwischen 65 und 95 °C.Während der Zeit des Kesselstillstandes sollte das Mischventil MV4 als Regelventil arbeiten. Da abervon 11.00 Uhr bis 17.00 Uhr die Netzvorlauftemperatur exakt die Temperatur des Pufferspeichersoben annimmt und zeitweise über dem Sollwert der Netzvorlauftemperatur von 75 °C (bzw. 70 °C beireinem Pufferspeicherbetrieb) liegt, haben wir den Verdacht, dass das Regelventil nicht korrekt arbeitet.Dennoch lässt sich bei diesem Betriebszustand die Netzvorlauftemperatur wesentlich besser einhaltenals bei Kesselbetrieb in Schwachlastzeiten. Erst ab 0.00 Uhr fällt die Temperatur des Pufferspeichersoben von 70 °C auf etwa 50 °C ab, die Versorgung des Netzes nur durch den Pufferspeicherist nicht mehr möglich. Durch den dann einsetzenden Kesselbetrieb beginnt die Netzvorlauftemperatursofort wieder stark zu schwanken und zeigt das gleiche Bild wie vor der Entladung des Pufferspeichersins Netz.6.2.2 Temperaturschichtung im PufferspeicherMit Hilfe von 7 Temperaturmessstellen, die in regelmäßigen Abständen über die Gesamthöhe desPufferspeichers verteilt sind, konnte die Ausbildung von Temperaturschichten im Speicher und derenWanderung bei Be- und Entladung gut beobachtet werden (Abbildung 14).Es zeigte sich, dass die Schichten sehr gut ausgeprägt sind und sich sowohl bei Ladung (ab etwa9.00 Uhr) als auch bei Entladung (die um 2.00 Uhr des nächsten Tages endet) gleichförmig nachunten bzw. nach oben bewegen. Obwohl keine Ladesysteme zur Einspeisung des Wassers im Speichervorhanden sind, konnte trotzdem diese perfekte Temperaturschichtung erreicht werden. Einenmaßgeblichen Beitrag hierzu werden das günstige Verhältnis von Speicherhöhe (ca. 11,4 m) zuDurchmesser (3,3 m) und die Einbauten an den Rohreinmündungen im Speicher (Lochbleche), diefür eine turbulenzarme Einströmung sorgen, geleistet haben. Wie schon im Kapitel 6.2.1 beschrieben,kann am 28. Juli ab 9.00 Uhr auch die Rückströmung ins Netz (zu erkennen an der konstantenNetzrücklauftemperatur auf Temperaturniveau des Pufferspeichers unten bei etwa 50 °C) beobachtetwerden. Nachdem um ca. 17.30 Uhr die Solaranlagen abgeschaltet haben und sich die Strömungs-

- 40 -richtung im Netzrücklauf erneut umgekehrt hat, sind wieder die üblichen Schwankungen der Rücklauftemperaturzu erkennen.Temperaturen [°C]9590858075706560Temp. Speicher oben (TPS7)TPS6TPS5Temp. Speicher Mitte (TPS4)TPS3TPS2Temp. Speicher unten (TPS1)Temp. NetzrücklaufEinstrahlung in die Kollektorebene11001000900800700600500400Einstrahlung in dieKollektorebene [W/m²]5530050200451004004 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 01 02 03 0428./29. Juli 2002, Uhrzeit (MEZ)Abbildung 14: Temperaturverlauf in verschiedenen Höhen des Pufferspeichers an einem Tag mitguter Einstrahlung (28.07.2002)06.2.3 Kollektor- und KollektorkreiskennlinienDie Kennlinie eines Kollektors gibt den Verlauf des Kollektorwirkungsgrades (Energieabgabe ausdem Kollektor bezogen auf das Energieangebot) in Abhängigkeit von der Temperaturdifferenz zwischender mittleren Kollektortemperatur (Ein- und Austritt) und der Außentemperatur dividiert durchdie Strahlung wieder. Sie wird unter genormten Bedingungen in Prüfstandsversuchen bei zertifiziertenInstituten ermittelt. Die Kenntnis der Kollektorkennlinie und der dazu gehörenden Kollektorkennwerteist notwendig, um eine thermische Solaranlage mit Hilfe eines Simulationsprogramms berechnenzu können.Für den im Burgholzhof lt. Planungsunterlagen vorgesehenen hermetisch dichten und mit Edelgasbefüllten Kollektor Solar Diamant SKS 2.0s sind aus Testberichten des ITW Stuttgart zwei solcherKennlinien bekannt, die bei unterschiedlichen Durchströmungen (60 l/(m²∙h), Testbericht 97Col85,blau in den nachfolgenden Tabellen und Diagrammen bzw. 15 l/(m²∙h), Testbericht 97Col86, grün)ermittelt wurden.Maßgeblich für die nachfolgenden vergleichenden Untersuchungen an den Solaranlagen im Burgholzhofist jedoch keine dieser beiden Kennlinien, sondern diejenige, die der Datentabelle zum Ange-

- 41 -bot entnommen wurde und die sich auf den Kollektor Solar Diamant SKS 2.0 bezieht (orangefarbenin den nachfolgenden Tabellen und Diagrammen). Die Werte dieser Kennlinie lagen den Berechnungendes Erstellers oder Planers bei der Bestimmung des garantierten Solarertrages zu Grunde. Siesind somit auch auf alle Analysen zum Betriebsverhalten anzuwenden.Letztendlich wurden zwar in allen 3 Teilanlagen Kollektoren Solar Diamant SKS 2.1s eingebaut; nachAuskunft des Herstellers sind aber die Typen SKS 2.0 und SKS 2.1 sowohl heiz- als auch drucktechnischbaugleich. Die Kennlinien aus den ITW-Tests wurden lediglich zum Vergleich in alle Diagrammeeingezeichnet.Nachrechnung Kollektorkennliniea) Kollektorkennwerte theor = 0 - ( c 1 ∙ x ) - (c 2 ∙ EI ∙ x 2 )Solar Diamant SKS 2.0s / Solar Diamant SKS 2.1s− SKS 2.1 heiz- und drucktechnisch baugleich mit SKS 2.0− Im Burgholzhof ist in allen Feldern SKS 2.1 installiert1 2 3Test 1997 ITW (97Col85) Test 1997 ITW (97COL86) Datentabelle zum Angebot(SKS 2.0s, 60 l/(m²*h)) (SKS 2.0, 15 l/(m²*h)) (SKS 2.0 s) 1 2 3 0 0,829 0,814 0,827C 1 3,531 3,539 3,54C 2 0,011 0,009 0,0173Kollektorkennwerte bezogen auf Absorberflächeb) Kollektorkennlinien (berechnet aus Kollektorkennwerten)für E g = 1000 W/m²)(T m - T A )/EI1 2 3 0,0000 0,8290 0,8140 0,82700,0200 0,7540 0,7396 0,74930,0400 0,6702 0,6580 0,65770,0600 0,5775 0,5693 0,55230,0800 0,4761 0,4733 0,43310,1000 0,3659 0,3701 0,3000Die sich aus den Messwerten ergebendeKollektorfeldeffizienz wird inden nachfolgenden Diagrammen undRechnungen stets mit der Kennlinieaus der Datentabelle zum Angebot( 3 ) verglichen und in Bezug gesetztc) Berechnung der Wirkungsgradpunkte aus Messwerten zur DiagrammerstellungT m = ( TKT1 + TKT2 ) / 2 = (T Kollektorkreis, kalte Seite + T Kollektorkreis, warme Seite ) / 2x= (T m - T A ) / E g = (mittlere Kollektorkreistemperatur – Außentemperatur) / Einstrahlung= PSP / EIT = Leistung des Kollektorkreises (gemessen am WT) / Einstrahlungin der KollektorebeneTabelle 4: Kollektorkennwerte, Ermittlung der Kollektorkennlinie, Berechnungsformeln für diegemessenen Wirkungsgradpunkte

- 42 -Mit Hilfe von Messwerten lässt sich die tatsächliche Leistungsfähigkeit des Kollektorkreises mit dertheoretischen Kennlinie des Einzelkollektors vergleichen. In der Anlage im Burgholzhof ist – wie beifast allen anderen Anlagen aus “Solarthermie-2000“ auch - dabei zu beachten, dass die zur Ermittlungdes Kollektorkreisnutzungsgrades benötigten Temperaturen am Wärmetauscher im Keller erfasstwerden. In die gemessenen Temperaturen gehen deshalb nicht nur die Verluste des Einzelkollektors(die durch die Kennlinie aufgezeigt werden) ein, sondern zusätzlich auch die thermischen Verlustedurch die Verrohrung des Kollektorfeldes und durch die Steigleitung vom Kollektorfeld bis zumKollektorkreiswärmetauscher. Es ist also wichtig zu erkennen, dass es sich bei den in den Diagrammenaufgetragenen Punkten um Nutzungsgrade des Kollektorkreises handelt. Die in diesen Punktenenthaltenen zusätzlichen Verluste und andere Einflüsse (vgl. unten) bestimmen den Abstand dieserPunkte von der Kollektorkennlinie bzw. auch die Verschiebungen der Punkte nach rechts oder links(im Vergleich zum komplett verlustfreien Betrieb, der sich in der Kollektorkennlinie widerspiegelt).Eine Differenz zwischen Kollektorkennlinie und Kollektorkreis-Messpunkten (Nutzungsgradwerte) istalso durchaus normal.Bei der Detailanalyse zum Verhalten des Kollektorkreises im Vergleich zu dem eines Einzelkollektorssind sehr viele Bedingungen und Einflussmöglichkeiten zu beachten, auf die im Rahmen dieses Berichtesnicht im Einzelnen eingegangen werden kann. Im Abschlussbericht zum Projekt 032 9601L(Gesamtprojekt der ZfS zur messtechnischen Begleitung der in “Solarthermie-2000“ errichteten Anlagen)wird diese Problematik ausführlicher behandelt. Im Folgenden werden lediglich die verschiedenenEinflussfaktoren und die Mindestanforderungen an die auszuwertenden Messdaten beschrieben.Anforderungen an die Messdaten:Die Daten müssen mit einer hohen Genauigkeit erfasst werden, da sich Fehler von nur wenigenProzent erheblich auf die Aussagen auswirken.Die zeitliche Auflösung der Daten darf weder zu hoch (Sekundenbereich) noch zu gering (Stundenbereich)sein, da es sonst entweder wegen der unvermeidbaren "Verzögerungszeiten" imKollektorkreis (Laufzeit des Kollektorkreismediums vom Kollektor zum Wärmetauscher) zu Verzerrungender erfassten Messwerte kommt oder aber bei zu langen Mittelungsintervallen nichtmehr erkannt werden kann, ob wirklich quasistationäre Bedingungen vorliegen.Die Messdaten (Temperaturen am Wärmetauscher) müssen je nach Zeitauflösung der Datenund Laufzeit des Mediums im Kollektorkreis in einen früheren Mittelungszeitraum verschobenwerden, um "Synchronität" mit den Strahlungsdaten zu erhalten.Es dürfen keine stark schwankenden Betriebsbedingungen vorliegen (z.B. keine größeren Änderungender Temperaturen auf der Sekundärseite des Kollektorkreiswärmetauschers) und keinestärkeren Schwankungen in der Einstrahlung auftreten. Quasistationäre Verhältnisse müssen alsogesichert sein.

- 43 -Die Pumpen auf beiden Seiten des Kollektorkreiswärmetauschers müssen in den betrachtetenPerioden durchgehend in Betrieb sein und müssen auch vor der analysierten Periode einige Zeitin Betrieb gewesen sein.Die Reflexion der Strahlung an der Kollektorglasscheibe muss möglichst gering sein. Dies bedingtBetriebsphasen mit ungefähr senkrechter Einstrahlung auf die Kollektoren. Auch die Ermittlungder Kollektorkennlinie im Prüfinstitut wird stets bei angenähert senkrechter Einstrahlungvorgenommen (nach DIN EN 12975-2 darf der Winkelkorrekturfaktor nicht größer als ± 2 % werden.Dies wird erreicht, wenn die Einstrahlung nicht mehr als 20° von der Senkrechten auf dieKollektorapertur abweicht). Bei der geringen Kollektorneigung von 15° im Burgholzhof wird dieo. a. Bedingung nur im Sommer und dann auch nur um die Mittagszeit erreicht.Das Ermitteln geeigneter Messintervalle setzt also vielfältige Filtervorgänge voraus, wenn man zuzuverlässigen Ergebnissen kommen will. Dennoch wird wegen der nie ganz stationären Bedingungenund der Verzögerungen sowie aufgrund der Kapazitäten im Kollektorkreis stets noch eine erheblicheStreuung der Messpunkte auftreten.Einflussparameter auf die Position der Messpunkte zu den KollektorkreisnutzungsgradenIn erster Linie bestimmen die Kollektorkenngrößen die Lage der Nutzungsgradpunkte des Kollektorkreisesgegenüber der Kennlinie des Einzelkollektors. Folgende Einflüsse (Näheres dazu im Abschlussberichtzu 032 9601L) sind jedoch zusätzlich zu beachten: Die Verluste der Kollektorfeld- und -kreisverrohrung (Wärmedämmung, Rohrleitungslänge) Die Güte des Kollektorkreiswärmetauschers Der spezifische Durchsatz an Wärmeträgermedium durch die Kollektoren Verschmutzung der Kollektorscheibe AbschattungenDie oben genannten Punkte müssen also parallel mitbetrachtet werden, will man eine Aussage dazumachen, ob die Abweichung der gemessenen Nutzungsgradpunkte im Kennliniendiagramm von derKennlinie des Einzelkollektors noch im vertretbaren Bereich liegt oder ob sie atypisch hoch ist.Der Aufwand für eine sorgfältige Analyse des Kollektorkreises bzw. der Betriebsweise der Kollektorenist also sehr hoch.An der Anlage in Stuttgart Burgholzhof führte die Detailuntersuchung eindeutig zu dem Ergebnis,dass der Grund für die Minderleistung des Kollektorfeldes überwiegend bei den Kollektoren zu suchenist. Im Folgenden sind nur die wichtigsten Endergebnisse dieser Untersuchungen dargestelltund kommentiert.

- 44 -Wie groß diese Differenz zwischen der Kennlinie des Einzelkollektors und den Nutzungsgradpunktendes Kollektorkreises werden darf, lässt sich durch eine theoretische Berechnung ermitteln, bei der diebaulichen Gegebenheiten (Länge der Verrohrung, Dämmstärke usw.) berücksichtigt werden. Deshalberfolgte zunächst eine Nachrechnung des Solarsystems mit dem Simulationsprogramm TRNSYS. AlsEingabewerte wurden dabei die gemessene Strahlung und die gemessene Netzrücklauftemperaturverwendet (5-min-Mittelwerte). Zudem wurden in TRNSYS "Fehlstellen" der Wärmedämmung (nichtgedämmte Armaturen etc.) und die Temperaturabhängigkeit des Dämmwertes (durch Erhöhung derKennziffer ) berücksichtigt. Besonders beachtet wurden bei der Abbildung der 3 Anlagen auch dieunterschiedlichen Rohrleitungslängen der Verbindungs- und Steigleitungen. Aus diesem Grundwerden trotz sonst identischer Betriebsparameter auch in der Simulation Unterschiede zwischen denEinzelanlagen sichtbar (s. hierzu auch weiter unten). Für die Wärmetauscher wurden die Auslegungsdateneingesetzt (k·A-Wert der Wärmetauscher in Haus 17 und 20 jeweils 50 kW/K; in Haus 37wegen der größeren Kollektorfläche 60 kW/K). Bei allen 3 Häusern ergibt sich daraus bei annäherndVollleistung des Kollektorkreises (bei voller Einstrahlung) ein T log von ungefähr 5 K am Wärmetauscherund ein auf die Kollektorflächen umgerechneter k·A-Wert von etwa 100 W/(m²·K).Die Ergebnisse der TRNSYS-Berechnung für die vom Kollektorkreis abgegebene Energie wurdenanschließend in die Diagramme für die theoretische Kollektorkennlinie (Abbildung 15, ein Diagrammfür jede Solaranlage) eingetragen.Gegenüber der Berichtsfassung vom Juli 2004 wurden die Filterbedingungen bezüglich des Zeitfenstersnoch einmal verschärft: Aus einer Sonnenbahnanalyse unter Berücksichtigung der Kollektorneigungund -ausrichtung ergibt sich, dass in die nachfolgenden Diagramme nur Betriebspunkte eingehendürfen, die an schönen Tagen vom 15.05. bis 01.08. in der Zeit zwischen 11.15 und 12.30 UhrMEZ (statt 01.05. bis 31.08., 12.00 bis 13.00 Uhr im Bericht 2004) bei einer Einstrahlung von mehrals 900 W/m² gewonnen wurden (Mittelwert der Einstrahlung über alle berücksichtigten Messpunkte990 W/m²; die Kollektorkennlinie wurde aus diesem Grund mit Hilfe der Kollektorkennwerte aus demPrüfbericht für eine Einstrahlung von 1000 W/m² ermittelt). Die Differenz zwischen Zonenzeit MEZund wahrer Ortszeit von etwa ½ h am Standort Stuttgart ist dabei in beiden Fassungen berücksichtigt.Zusätzlich wurden Betriebspunkte, bei denen noch kein stationärer Betrieb der Solaranlagenvorlag, manuell aus dem Filterergebnis eliminiert (z.B. Betriebspunkte bei stark schwankenden Einstrahlungsbedingungen).Die genannten Filterbedingungen wurden in identischer Form sowohl aufdie TRNSYS-Rechenergebnisse als auch auf die gewonnenen Messwerte (s.u.) angewendet.In den Diagrammen (Abbildung 15) sind jeweils die Kollektorkennlinien aus den Prüfberichten zu erkennen,die für alle Diagramme gleich sind, sowie ein Punkthaufen unter den Kennlinien. Die Punkthaufenrepräsentieren Nutzungsgradpunkte, die sich aus 5-min-TRNSYS-Rechenergebnissen für die

- 45 -Solarleistung am Wärmetauscher und für die Einstrahlung in der Kollektorebene ergeben. Die Berechnungsformelnfür Kollektorkennlinien und Nutzungsgradpunkte sind Tabelle 4 zu entnehmen.Da für die Kollektoren bei der Berechnung mit TRNSYS die theoretischen Kennwerte verwendet wurden,die Kollektoren innerhalb dieser Rechnung also optimal (d. h. der Kennlinie entsprechend) arbeiten,entspricht der Abstand zwischen Punkthaufen und der maßgeblichen Kollektorkennlinie (orange)den durch die Kollektorfeldverrohrung (bis zum Wärmetauscher im Keller) verursachten thermischenVerlusten. Dieser beträgt im Mittel für alle Anlagen etwa 11 %. Das TRNSYS-Ergebnis erscheintplausibel und von der Größenordnung her realistisch. Die Punktstreuung ist bedingt durch die Verzögerungzwischen Einstrahlung und Wärmeabgabe aus dem Kollektorkreis sowie durch Systemkapazitäten(Kollektorkennlinien aus ITW-Tests nur zum Vergleich (grün und blau) eingezeichnet).

- 47 -Bei dieser TRNSYS-Simulation liegen die Schwerpunkte der Punkthaufen für eta etwa 0,5 bis 0,7bzw. 5 bis 7 %-Punkte (relativ ca. 11 %) unterhalb der Kennlinie des Einzelkollektors. Diese Abweichungerscheint unter Berücksichtigung der zusätzlichen Verluste der Kollektorfeld- und -kreisverrohrungdurchaus realistisch.Abbildung 16 zeigt analog zu Abbildung 15 Kollektorkreisnutzungsgrade, bei denen jedoch statt theoretischerRechenergebnisse echte Messwerte aufgetragen sind. Wie schon bei den Diagrammen fürdie TRNSYS-Berechnungen wurden auch für die Messwertdarstellungen die aus nicht eingeschwungenenBetriebszuständen stammenden und besonders stark vom Zentrum der Punktwolke abweichendenFilterergebnisse manuell eliminiert.Es fällt auf, dass aus der Filterung der Messwerte erheblich mehr Betriebspunkte resultieren als diesbei den TRNSYS-Ergebnissen der Fall war, obwohl hinsichtlich der zu berücksichtigenden Betriebspunktederselbe Messzeitraum wie bei den Messwerten untersucht wurde und auch dieselben Einschränkungskriterien(Einstrahlung >900 W/m², nur Betriebspunkte zwischen 11.15 und 12.30 Uhrvom 15.05. bis 01.08., Kollektorkreis- und Ladekreispumpe in Betrieb) angewendet wurden. Grundhierfür ist, dass TRNSYS die Eingabe der horizontalen Strahlung erwartet, aus der das Programmmit Hilfe eines Strahlungsprozessors dann einen Wert für die Strahlung in der Kollektorebene errechnet,was mit gewissen Fehlern verbunden ist und deshalb zu einem etwas anderen Ergebnis führt.Man erkennt, dass die Mitte der Punkthaufen für eta etwa 0,14 bis 0,16 bzw. 14 bis 16 %-Punktebzw. 22 bis 25 % relativ unter der orangen Kollektorkennlinie aus dem Angebot für die entsprechendeTemperaturdifferenz liegt. Der Prozentwert liegt damit gut doppelt so hoch wie bei den TRNSYS-Ergebnissen. Die Summe der Verluste im Kollektorfeld (thermisch und optisch) und in der Verrohrung(thermisch) sind danach erheblich größer als nach den theoretischen Werten zu erwarten war. Einesolche Abweichung halten wir für zu groß (gemäß TRNSYS-Ergebnissen wären etwa 10 bis 11 %tolerierbar). In allen 3 Anlagen liegen die Messergebnisse nicht nur bei kleineren eta-Werten, sondernauch bei kleineren x-Werten, ein Hinweis auf gegenüber der Simulation niedrigere reale Temperaturenim Kollektorkreis. Insgesamt (auch nach Analyse der Wärmetauscher) ergibt sich, dass hiereine deutliche Minderleistung der Kollektoren – vor allem im optischen Bereich – vorliegt. Durch einezu schlechte Wärmedämmung der Kollektorkreisverrohrung kann die Abweichung nicht allein begründetwerden, wenngleich ein geringer Einfluss der Dämmung nicht ausgeschlossen werden kann.Wäre die Abweichung nur auf Dämmfehler zurückzuführen, dann müssten die Verluste in der Verrohrungum weit mehr als das Zehnfache gegenüber der Planung angestiegen sein.

- 48 -eta1,00,90,80,70,60,50,40,30,20,10,00,00Kollektor-Kennlinie Solar Diamant SKS 2.0sMesswerte S-Burgholzhof, Haus 170,630,490,010,020,030,040,0460,050,06x = (T m - T A )/Egrelative AbweichungKollektorkennlinie/Messwerte:ca. 22%0,070,080,090,10eta1,00,90,80,70,60,50,40,30,20,10,00,00Kollektor-Kennlinie Solar Diamant SKS 2.0sMesswerte S-Burgholzhof, Haus 200,640,480,010,020,030,0430,040,050,06x = (T m - T A )/Egrelative AbweichungKollektorkennlinie/Messwerte:ca. 25%0,070,080,090,10eta1,00,90,80,70,60,50,40,30,20,10,00,00Kollektor-Kennlinie Solar Diamant SKS 2.0sMesswerte S-Burgholzhof, Haus 370,610,460,010,020,030,040,0490,050,06x = (T m - T A )/EgTRNSYS-Rechnung KollektorkreisKollektorkennlinie gemäß Test ITW 07COL86Kollektorkennlinie gemäß Test ITW 07COL85Kollektorkennlinie gemäß Datentabelle, Angebotrelative AbweichungKollektorkennlinie/Messwerte:ca. 24%0,070,080,090,10Abbildung 16: Kollektorkennlinie und Messwerte(Messwerte aus den Perioden 3. Juli bis 1. August 2002und 15. Mai bis 2. Juli 2003; Auswahlkriterien s. Text)

- 49 -Der Anlagenbetreiber, die NWS, hat uns ein Foto zur Verfügung gestellt, das das Kollektorfeld aufHaus 20 am 28.10.2003 um 13.30 Uhr zeigt (Abbildung 17). Deutlich ist ein Beschlag des Kollektorglaseszu sehen, der sich nach Aussage des Fotografen an der Innenseite der Kollektoren befindet.Der Hersteller der Kollektoren hat uns mitgeteilt, dass es sich hierbei um abgelagerte Ausgasungsprodukteaus der Verbindung zwischen Absorber und Frontscheibe des Kollektors handelt. Wir führendie zu großen Abweichungen der gemessenen Wirkungsgrade von der theoretischen Kollektorkennliniehauptsächlich auf diesen ertragsmindernden Beschlag zurück. Der Hersteller hat inzwischendas Material dieser Verbindung abgeändert, sodass derartige Ausgasungen nicht mehr stattfinden.Eine andere Anlage mit den gleichen Kollektoren (lediglich geänderte Verbindung zwischenAbsorber und Glasscheibe) zeigt diesen Beschlag nicht. Der Hersteller hat diesen Mangel bei denNachfolgeprodukten also erfolgreich behoben.Abbildung 17: Kollektorfeld auf Haus 20, Aufnahme: 28.10.2003, 13.30 h, Foto NWS AGAufgrund der eindeutigen Minderleistung der Kollektoren gegenüber den Planwerten hat die ZfS demHersteller und dem Betreiber eine Pönale von 14 % der Kollektorkreiskosten vorgeschlagen. Die ZfShat zudem angeregt, diese Pönale für einen Wartungsvertrag zu verwenden. Dieser Vorschlag wurdevon Solar Diamant angenommen, vom Betreiber steht eine Stellungnahme dazu seit nunmehr1,5 Jahren aus.

- 50 -6.2.4 WärmetauscherDie Leistungsfähigkeit einer Solaranlage hängt nicht unerheblich von der richtigen Auslegung desWärmetauschers zwischen Kollektorkreis und Ladekreis ab. Für die richtige Auslegung eines außenliegenden Plattenwärmetauschers können folgende Werte empfohlen werden: Wärmedurchgang im WT (k∙A-Wert) etwa 100 (W/(m² KF ∙K)), KF = Kollektorfläche mittl. log. Temperaturdifferenz (ΔT log ) am WT etwa 5 K (bei einer spezifischen Wärmeleistungvon ca. 500 W pro m² Kollektorfläche)Tabelle 5 zeigt die Nachrechnung mit dem Auslegungsprogramm SSP 2000 vom Hersteller SWEPfür die in den 3 Solaranlagen eingebauten Wärmetauscher der Firma SWEP. Für die Temperatur-Eintrittswerte in den WT wurden Messwerte eines annähernd stationären Betriebszustands ausgewählt,der Durchfluss auf beiden Seiten entspricht den Planungsvorgaben.Haus 17 Haus 20 Haus 37Eingebaute WTSWEPPrimärseiteEintrittPrimärseiteAustrittSekundärseiteEintrittSekundärseiteAustrittDurchflussprimärDurchflusssekundär2 x B45 x 70,2 in Reihe2 x B45 x 70,2 in Reihe2 x B45 x 80,2 in Reihe°C 85,00 85,00 85,00°C 54,10 54,10 54,20°C 50,00 50,00 50,00°C 80,73 80,73 80,63l/(m²KF∙h)m³/hl/(m²KF∙h)m³/h14,06,7213,06,2414,06,6513,06,18Ergebnisse14,08,2513,07,66Leistung kW 222,9 222,9 272,7mittl. log.Temp.differenzK 4,18 4,18 4,28k∙A pro m² KF W/(m² KF ∙K) 111 111 108Tabelle 5: Nachrechnung der Wärmetauscher KollektorkreisDie Ergebnisse der Nachrechnung zeigen eindeutig, dass die Wärmetauscher richtig ausgelegt wurden.Die empfohlenen Werte für den Wärmeübergang k∙A pro m² Kollektorfläche sowie auch diemittl. log. Temperaturdifferenz werden in der Nachrechnung gut eingehalten.Bei der Überprüfung, ob dieses Ergebnis auch mit Messwerten belegt werden kann, gilt wieder (wiebei der Analyse des Kollektorkreises), dass nur Messwerte aus Zeiträumen ausgewertet werden dürfen,bei denen sich die Anlage im stabilen Betriebszustand befand. Ausgewählt wurde der28.07.2002, ein Tag mit idealer glockenförmiger Einstrahlung.

- 51 -Abbildung 18 zeigt die Verhältnisse an den drei Wärmetauschern in den Kollektorkreisen für einenausgewählten Tag mit stabilen Strahlungs- und Verbrauchsbedingungen (28. Juli 2002). Hier sind nurdie aus Messwerten gewonnenen Punkte aufgetragen. Die für die Häuser 17 und 20 deutlich zu erkennendeKurvenaufspaltung in 2 parallele Äste ist auf kapazitive Effekte zurückzuführen. DieserEffekt ist unterschiedlich stark ausgeprägt, da die Verrohrung im Kollektorfeld und von dort bis zumWärmetauscher bei den Häusern sehr unterschiedlich ausgeführt ist (zum Teil mehrere Steig- undFallleitungen). Aus Abbildung 18 wird deutlich, dass in Haus 37 über den gesamten Leistungsbereichund für alle Betriebspunkte ein zu geringer k∙A-Wert des Wärmetauschers vorliegt. Die Wärmetauscherin Haus 17 und 20 kommen bei hoher Einstrahlung in die Nähe der vorgesehenen Planwerte(k∙A-Wert gut 100 kW/(m²∙K); log. T gut 4 K), während der Wärmetauscher in Haus 37 diese sehrdeutlich verfehlt. Nachrechnungen mit dem Auslegungsprogramm für Wärmetauscher der FirmaSWEP zeigen, dass die zu geringen Durchflüsse im Kollektorkreis in Haus 37 (ca. 10 statt14 l/(m²∙h)) hierfür nicht ursächlich sind. Eine Analyse des leistungsschwachen Wärmetauschers ausHaus 37 (auf z.B. Verschmutzungen bzw. Ablagerungen) in einem Labor konnte an dieser Anlageleider nicht durchgeführt werden, da dafür keine Mittel im Forschungsprojekt zur Verfügung standen.Ähnliche Leistungsdefizite an SWEP-Wärmetauschern wurden auch an einer anderen Anlage (mit5 Wärmetauschern) beobachtet, während SWEP-Wärmetauscher in anderen Systemen im Sollbereicharbeiten.

k*A-Wert [W/(m² KF *K)], PSP/KF [W/m² KF ]600550500450400350300250200150- 52 -100WT = Wärmetauscher50KF = Kollektorfläche00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 log = mittl. log. Temperaturdifferenz [K]k*A WT Haus 17PSP17/KFk*A-Wert [W/(m² KF *K)], PSP/KF [W/m² KF ]600550500450400350300250200150100WT = Wärmetauscher50KF = Kollektorfläche00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10T log = mittl. log. Temperaturdifferenz [K]k*A WT Haus 20PSP20/KFk*A-Wert [W/(m² KF *K)], PSP/KF [W/m² KF ]60055050045040035030025020015010050WT = WärmetauscherKF = Kollektorfläche00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10T log = mittl. log. Temperaturdifferenz [K]k*A WT Haus 37PSP37/KFAbbildung 18: Spezifische k∙A-Werte und Leistungen der Wärmetauscherzwischen Kollektor- und Pufferladekreisen (28.7.2002)

- 53 -6.2.5 Hausanschlussstationen für Warmwasserbereitung und RaumheizungWarmwasserbereitungZur Bereitstellung von Warmwasser befinden sich in den Gebäuden ein oder mehrere Bereitschaftsspeicher,die über die Hausanschlussstationen aufgeladen werden. Die Temperatur des aus demNahwärmenetz kommenden Heizwassers wird dabei über einen Beimischkreis (Ventil V1) auf 75 °Ceingestellt. Die Warmwasserbereitung erfolgt über eine aufwändige Schaltung, bei der die Warmwasserspeicherin eine Hoch- und eine Niedrigtemperaturzone aufgeteilt werden. Die SpeicherzoneHochtemperatur, die am Austritt zum Warmwassernetz liegt, wird mit einem innen liegenden Wärmetauscherauf 70 °C aufgeheizt, sodass dort eine thermische Desinfektion gegen Legionellen bewirktwird. Am Speicheraustritt wird durch Zumischen des Zirkulationsrücklaufs mit etwa 55 °C die richtigeTemperatur von 60 °C für das Warmwassernetz eingestellt. Durch diese Schaltung wird auch dieZirkulation einer ständigen Desinfektion unterzogen. Das Heizwasser, das den innen liegendenWärmetauscher auf etwa 71 °C abgekühlt verlässt, wird anschließend noch dazu genutzt, das nachströmendeKaltwasser in der unteren Temperaturzone des Bereitschaftsspeichers über einen Ladekreismit außen liegendem Wärmetauscher aufzuwärmen. (Abbildung 19) zeigt die Schaltung.Abbildung 19: Funktion der Wassererwärmung (Fröling)

- 54 -RaumheizungDie Wärme für die Raumheizung wird indirekt über Wärmetauscher an die Gebäudeheiznetze übergeben.Ein Motor gesteuertes Regelventil auf der Nahwärmenetzseite stellt in Abhängigkeit von derAußentemperatur über eine Heizkurve die richtige Vorlauftemperatur des Heiznetzes im Gebäudeein. Ein zusätzlicher Netzrücklauffühler steuert dasselbe Ventil an, um die Temperatur des Netzrücklaufsauf 47 °C zu begrenzen.In den Hausanschlussstationen der Häuser 17, 20 und 37 sind, um die Kosten für die Messtechnik zubegrenzen, nur die Warmwasserbereitungen teilweise mit Messsensoren ausgerüstet worden, dieRaumheizungsseite wurde nicht mit Messtechnik bestückt. Aus heutiger Sicht und unter dem Eindruckder festgestellten zu hohen Rücklauftemperaturen wäre es sicherlich besser gewesen, auchdie 3 Hausanschlussstationen (in den Gebäuden mit solarer Übergabestation) mit einer vollständigenMesssensorik auszustatten, ohne die eine zuverlässige Analyse der tatsächlichen Betriebsabläufejetzt nicht mehr möglich ist. Auch die vollständige Vermessung nur einer Station (als Möglichkeit zurKosteneinsparung bei der Messtechnik) hätte schon wichtige Erkenntnisse erbracht, allerdings hättenabsichernde Vergleichsbetrachtungen in diesem Fall unterbleiben müssen.So stehen zwar für die Hausanschlussstationen einige Temperatur- und Volumenmesswerte zur Verfügung,eine Ursachenforschung, inwieweit die Hausanschlussstationen zu den zu hohen Netzrücklauftemperaturenim Netz beigetragen haben, ist damit aber nicht möglich. Ein kurzer Einblick in dieMessdaten soll aber trotzdem gegeben werden. Das Diagramm für Haus 17 (Abbildung 20) zeigtMesswerte für die Netzvor- und -rücklauftemperatur zur bzw. von der Warmwasserbereitung in diesemGebäude, die Netzvor- und -rücklauftemperatur in der Heizzentrale, sowie den Kaltwasserzuflussund den Netzzufluss zur Gebäudestation im Januar.Zu erkennen ist das Takten des Netzdurchflusses zur Station insbesondere dann, wenn viel Warmwassergezapft wurde. Der Netzvorlauf zur Station erreicht dann die Temperaturwerte im Gesamtnetz(etwa 80 °C), der Netzrücklauf von der Station zeigt stark schwankende Temperaturen, in den Senkenetwa 15 K über der Kaltwassertemperatur von 12 °C, die damit deutlich niedriger liegen als dieNetzrücklauftemperatur im Gesamtnetz von etwa 50 °C. Diese kurzzeitigen Senken haben allerdingskeinen erkennbaren Einfluss auf das Gesamtnetz, weil die Menge Netzwasser, die aus diesem Hauswieder ins Gesamtnetz zurückkommt, zu gering ist. Das gleiche Diagramm (Abbildung 21) für denMonat Juni sieht ähnlich aus. Auffallend ist aber die stark schwankende Vorlauftemperatur mit Spitzenbis 95 °C, die durch das Überschwingen der Kesseltemperatur (vgl. Kapitel 6.2.1) hervorgerufenwird. Die Netzrücklauftemperatur aus der Warmwasserbereitung schwankt im Juni zwischen etwa 47und 60 °C; im Januar lag sie dagegen relativ konstant bei ca. 48 bis 51 °C. Die stärkere Schwankungund die Erhöhung des Maximalwertes im Juni sind u.a. auch bedingt durch das Überschwingen derNetz-Vorlauftemperatur in diesem Schwachlastmonat.

- 55 -Temperaturen [°C]110100908070605040302010000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 2310. Januar 2003, Uhrzeit (MEZ)Vol.strom Netzzufluss zur HausanschlussstationTemp. Netzvorlauf zur WW-BereitungTemp. Netzvorlauf, HeizzentraleTemp. KW BereitschaftsspeicherAbbildung 20: Temperaturen an der Warmwasserstation Haus 17 im Januar450042003900360033003000270024002100180015001200900600300Vol.strom KW-Zufluss zum BereitschaftsspeicherTemp. Netzrücklauf von der WW-BereitungTemp. Netzrücklauf, Heizzentrale0Vol.ströme [l/h]Temperaturen [°C]110100908070605040302010000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 232. Juni 2003, Uhrzeit (MEZ)Vol.strom Netzzufluss zur HausanschlussstationTemp. Netzvorlauf zur WW-BereitungTemp. Netzvorlauf, HeizzentraleTemp. KW Bereitschaftsspeicher4500420039003600330030002700240021001800150012009006003000Vol.ströme [l/h]Vol.strom KW-Zufluss zum BereitschaftsspeicherTemp. Netzrücklauf von der WW-BereitungTemp. Netzrücklauf, HeizzentraleAbbildung 21: Temperaturen an der Warmwasserstation Haus 17 im Juni

- 56 -In der Heizzentrale wiederum verläuft die Rücklauftemperatur wesentlich unruhiger als im Januar,möglicherweise reagieren andere, von uns nicht vermessene Stationen im Netz wesentlich empfindlicherauf schwankende Netzvorlauftemperaturen als die oben im Diagramm gezeigte Station inHaus 17.6.3 Auswertung der Messergebnisse und SystemkennzahlenDie Tabellen 6 und 7 zeigen eine Zusammenfassung der wichtigsten Messdaten und Systemkennzahlenfür die erste Garantie-Messperiode vom 03.07.2002 bis 02.07.2003. Die Messdaten aus demProbebetrieb, der etwa ab Mitte 2000 aufgenommen wurde, sollen hier nicht weiter betrachtet werden,da in dieser Zeit noch im erheblichen Maße Einstellarbeiten an der Anlage durchgeführt wurdenund auch die Datenerfassung – vor allem wegen schlechter Verkabelung zwischen den Satellitenunddem Zentraldatalogger − nicht zu vernachlässigende Probleme bereitete. Die Messdaten ausdiesem Zeitraum sind wegen der Probleme mit der Messtechnik sehr viel weniger belastbar als dieDaten aus der ersten Messperiode, zudem spiegeln sie nicht mehr den heutigen Stand der Anlagewider.Bezeichnung Abkürzung Messperiode03.07.2002 bis 02.07.2003Einstrahlung in die horizontale Ebene EIT2 kWh/m 2 1.153,5James-F. Byrnes-Str. 14, 16, 32, 34(Solarübergabestation in Haus 17)aktive Kollektorfläche m 2 480Einstrahlung in Kollektorfeld pro m 2 EI1_17 kWh/m 2 1.302Einstrahlung in Kollektorfeld EIT1_17 MWh 624Energie vom Kollektorkreis an den Ladekreis QSP_17 MWh 164elektrische Energie Solarsystem NST_17 MWh 1,53Volumenstrom Kollektorkreis VKT_17 m 3 17.437Volumenstrom Ladekreis VSP_17 m 3 7.903Volumenstrom Verbrauch Warmwasser VVV_17 m 3 803Betriebsstunden Kollektorkreispumpe HP1_17 h/d 6,5Betriebsstunden Ladekreispumpe HP2_17 h/d 3,7Kollektorkreisnutzungsgrad brutto g KB _17 % 26,3Arbeitszahl A_17 107,4Durchsatz Kollektorfeld DS_17 l/(m²∙h) 15,3Tabelle 6: Messwerte und Anlagenkenngrößen, Haus 17

- 57 -Bezeichnung Abkürzung Messperiode03.07.2002 bis 02.07.2003James-F. Byrnes-Str. 10, 12, 36, 38(Solarübergabestation in Haus 20)aktive Kollektorfläche m 2 475Einstrahlung in Kollektorfeld pro m 2 EI1_20 kWh/m 2 1.302Einstrahlung in Kollektorfeld EIT1_20 MWh 619Energie vom Kollektorkreis an den Ladekreis QSP_20 MWh 151elektrische Energie Solarsystem NST_20 MWh 1,56Volumenstrom Kollektorkreis VKT_20 m 3 14.489Volumenstrom Ladekreis VSP_20 m 3 8.399Volumenstrom Verbrauch Warmwasser VVV_20 m 3 627Betriebsstunden Kollektorkreispumpe HP1_20 h/d 6,5Betriebsstunden Ladekreispumpe HP2_20 h/d 3,8Kollektorkreisnutzungsgrad brutto g KB _20 % 24,4Arbeitszahl A_20 96,6Durchsatz Kollektorfeld DS_20 l/(m²∙h) 12,9Mahatma-Gandhi-Str. 10, 12, 38(Solarübergabestation in Haus 37)aktive Kollektorfläche m 2 589Einstrahlung in Kollektorfeld pro m 2 EI1_37 kWh/m 2 1.302Einstrahlung in Kollektorfeld EIT1_37 MWh 766Energie vom Kollektorkreis an den Ladekreis QSP_37 MWh 175elektrische Energie Solarsystem NST_37 MWh 2,13Volumenstrom Kollektorkreis VKT_37 m 3 13.824Volumenstrom Ladekreis VSP_37 m 3 10.972Volumenstrom Verbrauch Warmwasser VVV_37 m 3 1.341Betriebsstunden Kollektorkreispumpe HP1_37 h/d 6,5Betriebsstunden Ladekreispumpe HP2_37 h/d 3,6Kollektorkreisnutzungsgrad brutto g KB _37 % 22,9Arbeitszahl A_37 82,4Durchsatz Kollektorfeld DS_37 l/(m²∙h) 10,0HeizzentraleTemp. Netzvorlauf im Mittel der Messperiode TVL °C 77,26Temp. Netzrücklauf im Mittel der Messperiode TRL °C 49,85Zusammenfassung aller Solaranlagenaktive Kollektorfläche m 2 1.543Einstrahlung in Kollektorfeld EIT1 MWh 2.009Energie von den Kollektorkreisen an Ladekreis QSP MWh 490Energie aus dem Pufferspeicher an das Netz QSS MWh 471elektrische Energie Solarsystem NST MWh 5,22Kollektorkreisnutzungsgrad brutto g KB % 24,4Solarsystemnutzungsgrad g SB % 23,4Arbeitszahl A 94,0Jahressolarsystemnutzungsgrad geplant g SB Plan % 34,6Tabelle 7: Messwerte und Anlagenkenngrößen, Häuser 20 und 37 sowie Heizzentrale

- 58 -Die Messwerte sind als absolute (kWh, m³), gemittelte und zeitbezogene (m³/d, l/h) und mittlere spezifischeGrößen (kWh/(m²∙d)) dargestellt, je nachdem bei welchen Messwerten welche Bezüge sinnvollsind. Bei der Interpretation der Messwerte und einem eventuellen Vergleich mit den Ergebnissenanderer Solaranlagen ist zu berücksichtigen, dass der Auswertezeitraum exakt ein Jahr beträgt. BeimVergleich mit anderen Anlagen müssen dort also ebenfalls Ergebnisse eines vollständigen Jahresoder – bei den zeitbezogenen Werten − zumindest die Daten eines Kalenderhalbjahres (1.1. bis 30.6.oder 1.7 bis 31.12.) vorliegen.Von der Gesamteinstrahlung EIT in Höhe von 2.009 MWh/a auf alle 3 Kollektorfelder mit einer aktivenAbsorberfläche von in Summe 1.543 m 2 (entsprechend einer Einstrahlung von 1.302 kWh/(m 2 ∙a)wurden 490 MWh/a von den Solarwärmetauschern an den sekundärseitigen Ladekreis (3. Netzleiter)in Richtung Pufferspeicher abgegeben (QSP). Die Energiedifferenz zwischen der Einstrahlung EITund der an den Ladekreis abgegebenen Solarenergie QSP resultiert aus optischen und thermischenVerlusten der Kollektoren und der Kollektorkreise. Insgesamt wurden 24,4 % von der Strahlungsenergiean den Ladekreis abgegeben (Kollektorkreisnutzungsgrad brutto).Die Abgabe von Solarenergie aus dem Pufferspeicher an das Nahwärmenetz (unter Berücksichtigungder thermischen Verluste im erdverlegten Solarvorlauf und im Speicher) kann aufgrund der beibestimmten Betriebsbedingungen auftretenden anlagenspezifischen Strömungsumkehr in der Netzrücklaufleitungnicht gemessen werden. Infolgedessen ist auch der Systemnutzungsgrad g SB nichtdirekt bestimmbar. Legt man jedoch den in der Garantieerklärung angegebenen Wert für die thermischenVerluste von Solarenergie in der Erdleitung und im Pufferspeicher (etwa 4,0 % von QSP imJahresmittel) zugrunde, so errechnet sich die Energieabgabe QSS aus dem Pufferspeicher zu471 MWh/a. Daraus wiederum ergibt sich ein Systemnutzungsgrad g SB von 23,4 %. Dieser Wert liegterheblich unter dem Ganzjahresplanwert von ca. 34 %.Die Netzrücklauftemperatur lag während der Messperiode im Mittel bei etwa 50,7 °C, die in den Anschlussbedingungender Neckarwerke Stuttgart vorgegebene max. Rücklauftemperatur von 47 °C istsomit nicht eingehalten worden. Hierbei ist aber zu beachten (wie auch im Kapitel 6.2.1 Rücklauftemperaturschon erörtert), dass es bei hoher Solarstrahlung mehrfach zu einem Überladen des Pufferspeichersmit Strömungsumkehr in der Netzrücklaufleitung kam. Der Messfühler TRL hat in diesenZeiträumen die Temperatur des aus dem Pufferspeicher ausfließenden Wassers gemessen, die aberkeineswegs der eigentlichen Netzrücklauftemperatur entsprach. Unter Beachtung dieses Effektesdürfte die echte mittlere Netzrücklauftemperatur (wenn also nur Zeiten ohne Strömungsumkehr berücksichtigtwerden) sogar eher noch höher gewesen sein (s. Abbildung 13). Bei dieser Einschätzungist berücksichtigt, dass der Fühler TRL in Zeiträumen mit durchgeladenem Pufferspeicher (ebenfallsin Abbildung 13 um 17.00 Uhr erkennbar) eine gegenüber der echten Rücklauftemperatur deutlich zuhohe Temperatur annimmt (Zeiträume mit Durchladung

- 59 -Wärmetauscher Solarkreis anliegt. Diese wird wesentlich bestimmt durch den Verbrauch in den Gebäuden,durch Strömungsumkehr und Speicherdurchladung kann sie aber ungünstig beeinflusstwerden. Der Effekt der Speicherdurchladung ist im Übrigen kein Phänomen, das ausschließlich inSolaranlagen auftritt, die in Nahwärmenetzen eingebunden sind, sondern typisch für alle Solaranlagen,deren Speicher nahezu vollständig beladen ist, deren Kollektorkreispumpe aber weiterhin in Betriebist, solange der Temperaturwächter des Solarspeichers noch nicht angesprochen hat.Die Kollektorkreispumpen P1 erreichten während der Messperiode etwa alle eine einheitliche mittlereLaufzeit von 6,5 h/d. Die Pumpen werden über die DDC in Abhängigkeit von der Einstrahlung, die aufdem Dach einer benachbarten Schule gemessen wird, zentral ein- und ausgeschaltet. Da die Laufzeitenfür die Kollektorkreispumpen in den 3 Solaranlagen etwa gleich lang sind, kann daraus geschlossenwerden, dass die Ansteuerung der Pumpen über die DDC fehlerfrei funktioniert hat undkeine Fehlsteuerungen z.B. durch BUS-Probleme aufgetreten sind. In anderen von der ZfS betreutenAnlagen mit zentraler Ansteuerung der Kollektorkreispumpen stellt gerade dies eine nicht unerheblicheFehlerquelle dar. Die Laufzeit von etwa 6,5 h/d im Jahresmittel halten wir für angemessen.Die Ladepumpen P2 erreichten nur gut die Hälfte der Laufzeiten der Kollektorkreispumpen. Dieszeigt die Schwierigkeit, die Temperatur der Kollektorkreise erst über das höhere Temperaturniveauder Netzrücklauftemperatur anheben zu müssen, bevor eine Einspeisung von Solarenergie in denNetzrücklauf möglich ist. Anders als in Anlagen mit solarer Kaltwasservorwärmung muss deshalb insolar unterstützten Nahwärmenetzen der Kollektorkreis für eine längere Zeit zur Aufheizung im Leerlaufbetrieben werden.Dass die Kollektorkreispumpen etwa doppelt so lange laufen wie die Ladekreispumpen erklärt auchdie Differenz zwischen den Volumenströmen Kollektorkreis (VKT) und den Volumenströmen Ladekreis(VSP). Bei etwa strömungssymmetrischer Auslegung des Wärmetauschers (in m³/h) ist deshalbim Kollektorkreis ein doppelt so großer Volumenstrom wie im Ladekreis zu erwarten. Dieser Effekttritt auf bei Kollektorkreisen ohne Bypass zum Vorwärmen des Wärmeträgers, wie dies im Burgholzhofder Fall ist. Anlagen mit Bypass weisen zwar bei gleicher Regelung ein analoges Verhalten bezüglichder Pumpenlaufzeiten im Kollektor- und Ladekreis auf, da aber der Volumenstromzähler inder Regel hinter dem Bypass (in Richtung Wärmetauscher) eingebaut ist, werden die Volumina währendder Vorwärmphase (Kollektorkreispumpe läuft, Ladekreispumpe läuft nicht) nicht mitgezählt. Diegemessenen Volumenströme für VKT und VSP sind deshalb in Anlagen mit Bypass in etwa gleich.In Haus 37 fällt auf, dass die Volumenströme VKT und VSP weit weniger voneinander abweichen alsin den beiden anderen Häusern. Zu erklären ist dies mit der zu geringen Durchströmung des Kollektorkreises.

- 60 -Die Durchströmung der Kollektorfelder wurde in der Planung mit 14 l/(m²∙h) angesetzt. In der AnlageHaus 17 liegt dieser Wert im Jahresmittel mit 15,3 l/(m²∙h) über dem Auslegungswert, was für dieLeistungsfähigkeit der Solaranlage unbedenklich ist. In Haus 20 werden nur 12,9 l/(m²∙h) erreicht undder Auslegungswert damit deutlich unterschritten. Zu geringe 10,0 l/(m²∙h) wurden in Haus 37 gemessen,hier ist schon mit einer Beeinträchtigung der Leistungsfähigkeit der Solaranlage zu rechnen.Mehrfach wurde versucht, den Durchfluss in dieser Anlage zu erhöhen, bis im Mai 2003 die Pumpewegen eines Schadens schließlich ausgetauscht wurde. Aber auch nach dem Austausch wurde derPlanwert von 15 l/(m²∙h) nicht erreicht, sondern stattdessen im Durchschnitt nur ca. 11,5 l/(m²∙h) gemessen.Die unterschiedliche Leistungsfähigkeit der 3 Solaranlagen wird in Abbildung 22 gezeigt, in der dieKollektorkreisnutzungsgrade sowie die Volumendurchsätze im Kollektorkreis aufgetragen sind. DieAnlage Haus 17 erreicht im gesamten Jahresverlauf stets einen höheren Nutzungsgrad als die beidenanderen Anlagen, deren Kurven etwa 2 Prozentpunkte niedriger liegen. Wir führen dies auf diebessere Durchströmung und auf die insgesamt höhere Leistungsfähigkeit des Kollektorfeldes in dieserAnlage (kleinste Abweichung zwischen Kollektorkennlinie und Punktwolke (vgl. Abbildung 16))zurück.Bemerkenswert ist, dass die Abweichung zwischen den Häusern 20 und 37 weniger gravierend ausfälltals dies aufgrund der Betrachtungen zur Wärmetauscherleistung in Haus 37 (Kapitel 6.2.4) undwegen der dort festgestellten zu geringen Durchströmung im Kollektorkreis zu erwarten war. In Abbildung22 erkennt man, dass ab Ende Oktober 2002 in Haus 37 ein deutlicher Abfall bei der Durchströmungim Kollektorkreis auf etwa 6 l/(m²∙h) eintritt. In den Wintermonaten macht sich dies jedochkaum in einem Abfall des Nutzungsgrades bemerkbar, der sich wegen des geringen Strahlungsangebotessowieso in der Nähe von Null bewegt. Mit zunehmender Einstrahlung im Frühjahr und damitgrößeren aus dem Kollektorfeld abzuführenden Energiemengen zeigt sich aber dann die reduzierteLeistungsfähigkeit der Anlage Haus 37. Auffallend ist das schlechte Ergebnis dieser Anlage 37 deshalbvorwiegend in der Zeit vom März bis Mitte Mai 2003. Deutlich trennen sich in dieser Zeit die Kurvender beiden Häuser, der Unterschied im Nutzungsgrad entspricht den Erwartungen.

- 61 -Kollektorkreisnutzungsgrad[%]504030201007060504030201009.07.06.08.03.09.01.10.29.10.26.11.24.12.21.01.18.02.18.03.15.04.Durchfluss Kollektorkreis[l/(m²*h)]013.05.10.06.02.07.letzter Tag der Messwoche (1. MP 03.07.02 - 02.07.03)Kollektorkreisnutzungsgrad_17Kollektorkreisnutzungsgrad_37Durchsatz Kollektorfeld_20Kollektorkreisnutzungsgrad_20Durchsatz Kollektorfeld_17Durchsatz Kollektorfeld_37Abbildung 22: Kollektorkreisnutzungsgrad und VolumendurchsätzeWie oben bereits erwähnt ist die mangelnde Durchströmung auf eine Störung der Kollektorkreispumpezurückzuführen. Mit Austausch der Pumpe Mitte Mai 2003 verläuft der Nutzungsgrad von Haus 37bei ähnlicher Durchströmung (11,5 zu 12,9 l/(m²∙h)) wieder nahezu wie der von Haus 20 (ca. 1 Prozentpunkttiefer, was wegen der eingeschränkten Wärmetauscherleistung (s. Text Seite 51) ebenfallsplausibel ist. Der Einbruch der Kurve Ende Juni ist auf einen Datenausfall in Haus 37 zurückzuführen,ist also nicht der Solaranlage anzurechnen.7 Vergleich 3-Leiternetz / 4-LeiternetzBei dem im Wohngebiet Burgholzhof ausgeführten 3-Leiternetz arbeiten die (lokalen) Solaranlagenauf den Netzrücklauf des jeweiligen Gebäudes, auf dem sie installiert sind und speisen die Solarenergiedort in einen gemeinsamen Vorlauf zum Pufferspeicher ein. Bei einem 4-Leiternetz arbeitendie Solaranlagen hingegen über ein separates Leiterpaar immer direkt auf den Pufferspeicher. Darausergeben sich für beide Netzarten gewisse Vor- und Nachteile.

- 62 -Vorteile 3-Leiternetz gegenüber 4-LeiternetzDer 4. Leiter entfällt, dadurch Kostenersparnis beim Bau.Vorteile 4-Leiternetz gegenüber 3-Leiternetz Bei der Beladung des Pufferspeichers arbeitet das Solarsystem immer auf den unteren Teil desPufferspeichers, in dem sich die Temperatur des Netzrücklaufs einstellt. Der Netzrücklauf isteine Mischtemperatur aus allen Gebäuderückläufen, atypische Betriebszustände und Regeldefektein einzelnen Gebäuden werden durch die Summierung aller Einzelrückläufe gedämpftoder ausgeglichen. Beim 3-Leiternetz arbeitet die (lokale) Solaranlage teilweise auf den Gebäuderücklaufdes Gebäudes, auf dem sie installiert ist, der im ungünstigen Fall ein erheblichhöheres Temperaturniveau haben kann als die Mischtemperatur im Netzrücklauf Heizzentrale,im günstigen Fall aber auch ein niedrigeres.Nach einer längeren Stillstandsperiode der Solaranlage, bei der der Pufferspeicher unter dieTemperatur des Netzrücklaufs abgekühlt ist, steht der Solaranlage ein tieferes Temperaturniveauzur Verfügung als es bei einer lokalen Solaranlage in einem 3-Leiternetz der Fall seinwird, die immer auf eine Mischtemperatur von Gebäuderücklauf und Netzrücklauf zugreift. DerPufferspeicher wird so nach langen Abkühlphasen durch Solarenergie wieder auf Rücklauftemperaturdes Netzes angehoben, was im 3-Leiternetz durch konventionelle Energie erfolgt.Vorteil 4-Leiternetz aus messtechnischer Sicht Speicherbe- und -entladekreise sind getrennt, es tritt keine Rückströmung im Netzrücklauf beiBeladung des Pufferspeichers durch die Solaranlage auf. Die Einbringung von Solarenergie inden Pufferspeicher ist deshalb eindeutig zu messen, was bei einer Strömungsumkehr im Netzrücklaufnicht ohne erhöhten Aufwand möglich ist.

- 63 -90Temperaturen [°C]80706050403020100Netzrücklauf in HeizzentraleNetzrücklauf WT Haus 17Netzrücklauf WT Haus 20Netzrücklauf WT Haus 37Pufferspeicher untenMesszeitraum:3. Juli 2002 - 2. Juli 200305001000150020002500300035004000450050005500600065007000750080008500Stunden im JahrAbbildung 23: Temperaturen Netzrückläufe und Pufferspeicher untenIn Abbildung 23 sind die Netzrücklauftemperaturen in den 3 vermessenen Gebäuden (Häuser 17, 20und 37) vor den Kollektorkreiswärmetauschern sowie die Temperatur im Pufferspeicher unten alsJahresdauerlinien aufgetragen. Die Rücklauftemperaturen sind kaum voneinander zu unterscheiden,so dicht liegen sie beieinander. Die Besorgnis, dass es bei den Gebäuderückläufen zu "Ausreißern"mit atypisch hohen Temperaturen kommen könnte, hat sich bei der hier betrachteten Anlage (zumGlück) nicht bestätigt. Dieses erfreuliche Ergebnis darf allerdings nicht verallgemeinert werden, dennin anderen Nahwärmenetzen kann das Anlagenverhalten weniger ausgeglichen sein. Die Pufferspeichertemperaturunten liegt hingegen etwa 3 K im Mittel niedriger als die Rücklauftemperaturen ausdem Netz. Würde das Solarsystem mit einem 4-Leiternetz arbeiten, so könnte gegenüber dem hierausgeführten 3-Leiternetz durch das niedrigere Temperaturniveau eine Effizienzsteigerung des Solarsystemsum ca. 4 – 5 % relativ bzw. um gut 2 Prozentpunkte erreicht werden.

- 64 -8 Garantierter Solarertrag und Nutzwärmekosten8.1 Angebotsabgabe und GarantieerklärungZusammen mit der Abgabe eines Angebotes innerhalb einer Ausschreibung für eine Solaranlage imRahmen des Programms "Solarthermie-2000", Teilprogramm 2 muss der Bieter auch eine Ertragsgarantieabgeben. Sie dient dazu, für die angebotene Solaranlage die voraussichtlichen solaren Nutzwärmekostenunter Berücksichtigung der Annuität (Anlagenlebensdauer und Verzinsung) ausrechnenzu können. Die Angebote werden deshalb auch nicht nach den absoluten Angebotsbeträgen verglichen.Man bewertet die Angebote vielmehr, indem man die erwartete Leistungsfähigkeit der Anlagenins Verhältnis zu den Angebotspreisen setzt. Wegen der Anlagengröße von ca. 1.600 m 2 Kollektorflächewurden die Nutzwärmekosten bei der Anlage Burgholzhof auf 0,22 DM/kWh (entsprechend0,112 €/kWh) begrenzt, um so der erwünschten Kostendegression bei großen Anlagen Rechnung zutragen.Abweichend vom bisher üblichen Vorgehen wurde die Anlage Burgholzhof in mehreren Losen ausgeschrieben,die von Fachfirmen separat angeboten werden konnten. So waren die Installationen derKollektorfelder, die Verrohrungen in den Unterstationen und der Pufferspeicher jeweils separate Lose.Die für das Solarsystem relevanten Kosten für die Erdleitungen (3. Leiter) und für die Verrohrungdes Pufferspeichers im Heizhaus wurden aus den Angeboten für die konventionellen Gewerke herausgerechnet.Man versprach sich von der Aufteilung in Lose bzw. von der Integration von Teilender solartechnischen Anlagen in andere Ausschreibungen günstigere Preise. Zudem bestanden Bedenken,dass bei einer Gesamtausschreibung ohne Aufteilung in Lose Bieter aus dem Solarbereichzwar sicherlich die Installation der Kollektorfelder hätten bewerkstelligen können, mit den Dimensionender Haustechnik (90-m 3 -Pufferspeicher!) aber möglicherweise überfordert gewesen wären.Problematisch ist bei diesem Vorgehen das Abstimmen der Angebotstermine und die Berechnungder letztlich für die Solaranlage relevanten Nutzwärmekosten, da hierzu wie oben ausgeführt eineEnergiegarantie vorliegen muss. Da man es nun mit Bietern einzelner Lose zu tun hatte, stellte sichdie Frage, wer von diesen Bietern die Energiegarantie für das Gesamtsystem Solaranlage abgebensoll. Als Bieter der kostenmäßig größten und technisch wichtigsten Komponente des Solarsystemswurden dazu schließlich die Bieter der Kollektorfelder bestimmt. Die Berechnung des unter den gegebenenRandbedingungen (Energiebedarf der angeschlossenen Verbraucher, Netzrücklauftemperatur,Netzdurchsatz, Wetterdaten) zu erwartenden Energieertrages erfolgte beim Steinbeis-TransferzentrumStuttgart. Der Gewinner des Loses Kollektorfeld (Solar Diamant) akzeptierte das Ergebnisdieser Berechnung und übernahm den dort ausgewiesenen Energieertrag in die von ihm unterzeichneteGarantieerklärung.

- 65 -Nach der Abgabe der Garantie für den Solarertrag vom Bieter Solar Diamant am 25.07.1997 ab Solarübergabestationenmit 723 MWh/a ergaben sich 2 Änderungen in der Anlagenauslegung, die einenachträgliche Anpassung der Garantie erforderlich machten. Zum einen stellte sich im Zuge derBauausführung heraus, dass die geplante Kollektorfläche von 1.638 m 2 auf 1.543 m 2 reduziert werdenmusste, zum anderen mussten die in den Anschlussbedingungen der NWS genannten Auslegungswerteder Temperaturen für die Plattenwärmetauscher Raumheizung von 70/40 °C auf73/42 °C heraufgesetzt werden. Unter Berücksichtigung dieser Veränderungen wurde der Garantiewertauf 667 MWh/a ab Solarübergabestationen bzw. 640 MWh/a ab Pufferspeicher neu festgelegt.Die Kosten für das Kollektorfeld wurden entsprechend der Flächenreduzierung von 1.638 m 2 auf1.543 m² um etwa 4 % verringert.Aus den Angeboten für das Solarsystem, die wegen des Baufortschrittes der Gebäude unter erheblichemTermindruck eingeholt werden mussten, wurden als Grundlage für die Vergabe des SolarsystemsGesamtkosten von 622.000 € ermittelt. Sie umfassten das Solarsystem mit Planung einschließlichMwSt., jedoch keine Messtechnik. Mit dem (später) korrigierten garantierten Solarertrag von640 MWh/a ab Pufferspeicher ergaben sich mit der damals gültigen Annuität von 10,3 % Nutzwärmekostenvon 0,100 €/kWh, die max. Obergrenze aus dem Bewilligungsbescheid von 0,112 €/kWhwurde somit eingehalten.Im Zuge der Errichtung des Solarsystems zeigte sich aber, dass aus anderen Losen noch erheblicheKosten, besonders für bauliche Maßnahmen, dem Solarsystem hinzuzurechnen waren, sodass derGesamtpreis des Solarsystems um mehr als 175.000 € gegenüber den Kosten aus den Angebotennur für das Solarsystem auf knapp 800.000 € inkl. MwSt. angestiegen ist. Von dieser Summe wurdenallein etwa 100.000 € inkl. MwSt. für die Einhausung des Pufferspeichers ("Solarturm") benötigt. DieEinhausung des Pufferspeichers wurde allerdings aufwändig durchgeführt, um eine architektonischgelungene Lösung zu finden (vgl. Abbildung 5). Hier sind kostengünstigere Varianten denkbar. Anzumerkenist, dass eine Kostenschätzung vom Steinbeis-Transferzentrum aus der Planungsphasebereits Kosten von ca. 790.000 € ergeben hatte.In Tabelle 8 sind die tatsächlich abgerechneten Kosten für die einzelnen Komponenten der Solaranlageaufgelistet, wobei ausdrücklich darauf hingewiesen wird, dass infolge der problematischenKostenermittlung aus diversen Losen und Gewerken die Endkosten erst nach Fertigstellung der Anlagerecht mühsam zusammengetragen werden mussten.

- 66 -Komponente Kosten in €Kollektoren einschließlich Montage 333.491solare Übergabestationen mit Regelung 84.441sonstige Regelung 8933. Leiter (Solarvorlauf) 47.087Pufferspeicher 47.090Einhausung Pufferspeicher 98.887Verrohrung Solaranlage Heizhaus 10.85960sonstiges Solaranlage 606Planungskosten Solaranlage 60.396Messtechnik NWS 10.018Summe ohne MwSt. 693.729MwSt. 15 % (gültig zur Zeit der Bewilligung) 104.059Summe mit MwSt. 797.788Tabelle 8: Berechnung der solaren Nutzwärme mit Berücksichtigung baulicherMaßnahmenDie Abweichung zwischen den Kosten für das Solarsystem bei der Vergabe und den später tatsächlichentstandenen Kosten war sicher auch eine Folge der Aufteilung in mehrere Lose, schwierig zudefinierender Leistungsgrenzen, abweichender Angebots- und Fertigstellungstermine für verschiedeneLose und der größeren Unwägbarkeiten bei der Durchführung solch komplexer Bauvorhaben.Durch die Integration der Solaranlage in ein größeres wärmetechnisches Projekt können einerseitsKosten eingespart werden (z.B. Nutzung von bereits ausgehobenen Leitungsgräben für die Fernwärmeleitungen,vorhandene Gerüste), andererseits können infolge der Komplexität der Anlage späterKosten hinzukommen, die sich erst im Zuge der Bauausführung abzeichnen, wenn im Vorfeld derAnlagenplanung keine ausreichende Zeit für die Abstimmung der verschiedenen an der Gesamtplanungder Siedlung beteiligten Planungsgruppen zur Verfügung steht.Der Solarertrag ab Wärmetauscher der Kollektorkreise wurde wie oben erläutert mit 640 MWh/a garantiert(nach Verkleinerung der Kollektorfläche). Die abgerechneten Kosten für das Solarsystemeinschließlich der baulichen Maßnahmen für den Solarturm und der Planungskosten sowie 15 %MwSt., jedoch ohne Messtechnik, beliefen sich auf knapp 798.000 €, was bei der damals angesetztenAnnuität von 10,3 % (15 Jahre Lebensdauer, 6 % Zinsen) zu Nutzwärmekosten von 0,128 €/kWhführte. Die vorgegebenen max. Nutzwärmekosten von 0,112 €/kWh wurden damit überschritten.Nach der heute gültigen Rechnung zur Bestimmung der Nutzwärmekosten im Programm "Solarthermie-2000",die abweichend von der damaligen Rechnung von einer 20-jährigen Lebensdauer derSolaranlage bei unverändert 6 % Zinsen (8,72 % Annuität) ausgeht, würden sich (bei Betrachtung der

- 67 -realen Kosten) Nutzwärmekosten von 0,109 €/kWh ergeben. Die MwSt. geht dabei weiterhin mit demzum Zeitpunkt der Bewilligung gültigen Satz von 15 % in die Rechnung ein.Zusammenfassend ist zu sagen, dass die im Bewilligungsbescheid festgelegten Nutzwärmekostenvon höchstens 0,112 €/kWh (bei einer Annuität von 10,3 %) bei Zugrundelegung der angerechnetenKosten mit 0,128 €/kWh überschritten, bei einer Annuität von 8,72 % mit 0,109 €/kWh hingegen etwasunterschritten wurden. Bewertet man die baulichen Maßnahmen für den Einbau des Pufferspeichersin die Heizzentrale sowie die aufwändige architektonische Gestaltung der oberirdischen Pufferkaverneals technisch nicht unbedingt notwendig (Gesamtkosten Einhausung 113.700 € inkl. MwSt.),so hätte man durch eine Freiaufstellung des Pufferspeichers mit wetterfester Blechverkleidung erheblicheKosten sparen können. Eine Kosteneinsparung von 50.000 € hätte z.B. die Nutzwärmekosten(bei 8,72 % Annuität) auf 0,102 €/kWh sinken lassen, die max. Nutzwärmekosten wären dann deutlicheingehalten worden.8.2 Jahresdauerlinie der NetzrücklauftemperaturFür den Ertrag aus dem Solarsystem im Wohngebiet Burgholzhof ist die Netzrücklauftemperatur entscheidend.Je tiefer sie liegt, desto mehr solare Energie wird man aus dem System gewinnen können;je weiter sie ansteigt, desto weniger Solarenergie wird man ernten können. Dem Bewilligungsbescheiddes Projektträgers wurde deshalb ein Diagramm mit der Jahresdauerlinie der Netzrücklauftemperaturangefügt, um festzulegen, für welche Netzrücklauftemperaturen der Bieter eine solareErtragsgarantie abgeben muss. Zugleich ist dies auch eine Verpflichtung für den Betreiber, im tatsächlichenAnlagenbetrieb eine Netzrücklauftemperatur entsprechend diesen Vorgaben einzuhalten.Aufgestellt wurde die Kurve durch das Steinbeis-Transferzentrum, das mit der Planung des Solarsystemsbeauftragt war.In der Jahresdauerlinie sind alle Temperaturen aufgetragen, die während eines Jahres im Netzrücklaufauftreten, jedoch nicht in chronologischer Abfolge wie in Abbildung 11 oder Abbildung 12 (waswegen des unregelmäßigen Verlaufs zu einer sehr unübersichtlichen Darstellung führt und deshalbfür den hier beabsichtigten Zweck ungeeignet ist), sondern in Form einer sortierten Kurve über dieAnzahl der Stunden, bei der diese Temperaturen aufgetreten sind. In Abbildung 24 ist die Garantie-Jahresdauerlinie abgebildet, so wie sie in den Bewilligungsbescheid für die zunächst vorgeseheneAuslegung der Gebäudeheizung 70/40 °C aufgenommen wurde.Nach Änderung der Auslegung der Gebäudeheizung auf 73/42 °C musste auch die Jahresdauerlinieangepasst werden, sie liegt etwas zu höheren Temperaturen verschoben über der ursprünglichenKurve. Darüber ist die Kurve eingezeichnet, die sich aus den gemessenen Werten der Messperiode03.07.2002 bis 02.07.2003 ergibt. Deutlich ist die Abweichung zwischen den Planwerten und den

- 69 -Der Betreiber bleibt aufgerufen, Anstrengungen zu unternehmen, durch eine bessere Einregelungder Unterstationen sowie eine gleichmäßigere Netzvorlauftemperatur eine Absenkung der Netzrücklauftemperaturzu erreichen. Die Beeinflussung der Netzrücklauftemperatur beim Durchladen desPufferspeichers ist schaltungsbedingt (3-Leiter-Netz) und wird sich nicht ändern lassen.8.3 GarantieerfüllungDer Bieter hat unter Zugrundelegung der im Leistungsverzeichnis genannten Randbedingungen(Netzrücklauftemperatur und Einstrahlung) den Energieertrag aus dem Solarsystem garantiert. Dadie Betriebsbedingungen während der Messphase nicht mit den bei der Auslegung festgelegtenStandardbedingungen übereinstimmen, wird der vom Anbieter garantierte Ertrag unter Berücksichtigungder realen Betriebsbedingungen mit Hilfe eines Simulationsprogramms (hier TRNSYS) korrigiert.Verschlechterungen der realen Betriebsbedingungen (geringere Einstrahlung, höhere Netzrücklauftemperaturen)oder Verbesserungen (höhere Einstrahlung, niedrigere Netzrücklauftemperaturen)gegenüber den vorgegebenen Werten werden also dem Anbieter weder angelastet noch gutgeschrieben.Unvermeidliche Betriebsausfälle, die nicht auf einer fehlerhaften Installation beruhen, werdenso berücksichtigt, als seien sie nicht aufgetreten.In Tabelle 9 ist das prinzipielle Ablaufschema der Garantiekorrektur für die Messperiode beispielhaftskizziert. Die vollständige Berechnung findet sich in der sich daran anschließenden Tabelle 10. BeideTabellen wurden für den Fall erstellt, dass die Kollektoren die bei der Ausschreibung zugesicherteLeistung haben. Da dies jedoch nicht der Fall ist (vgl. Kapitel 6.2.3) und die errechnete Minderleistungder Kollektoren von ca. 14 % durch eine entsprechende Pönale abgegolten wurde, wurde dieGarantierechnung mit einem um 14 % verringerten garantierten Solarertrag wiederholt. Die Ergebnissedazu finden sich in Tabelle 11.Zeile Wert Ertragab Pufferspeicher1 Garantie aufgrund der RandbedingungenLV2 Ergebnis Simulation ZfS mitRandbedingungen LV3 Faktor ZfS-Simulation/Garantie[Zeile 1/Zeile 2]4 Ergebnis Simulation ZfS mitrealen Betriebsbedingungen5 korrigierte Simulation ZfS mitrealen Betriebsbedingungen[Zeile 4 ∙ Faktor Zeile 3])6 Messergebnis 03.07.2002 bis02.07.20037 Verhältnis Messergebnis zukorrigierter Simulation[Zeile 6 zu Zeile 5]Systemnutzungsgradab Pufferspeicher640 MWh/a 34,6 %640 MWh/a 34,4 %1,0002 1,004595 MWh/a 30,7 %595 MWh/a 30,8 %471 MWh/a 23,5 %79,2 % 76,3 %Tabelle 9: Prinzipielles Ablaufschema zur Bestimmung der Garantieerfüllung (ohne BerücksichtigungKollektorminderleistung)

- 70 -Die Garantie ist erfüllt, wenn einer der beiden Werte in Zeile 7 größer oder gleich 90 % ist. DieseBedingung wurde in der 1. Messperiode mit den Werten 79,2 % (Ertrag) und 76,3 % (Systemnutzungsgrad)nicht erfüllt. Auffallend bei der Berechnung ist, dass der Faktor in Zeile 3 nur ganz geringvon 1 abweicht. Die Abbildung der Anlage im Simulationsprogramm durch die ZfS scheint also in etwadeckungsgleich zu sein mit der Abbildung (ebenfalls TRNSYS), die vom Bieter bzw. Planer anhandder Randbedingungen im Rahmen der Garantiewertberechnung benutzt wurde.Nach Berücksichtigung der durch die Pönale abgegoltenen Kollektorminderleistung (s. Seite 49) ergibtsich, dass die entsprechend reduzierte und auf reale Betriebsbedingungen umgerechnete garantierteEnergiemenge zu 92 % erbracht wird. Damit ist unter Beachtung der an dieser Anlage vorliegendenbesonderen Bedingungen die Garantie erfüllt.Dies bedeutet jedoch keineswegs, dass die Anlage voll zufriedenstellend läuft. Wären die Netzrücklauftemperaturenso niedrig wie es geplant war, würde die Anlage etwa 10 % mehr Energie im Jahrliefern. Die Absenkung der Netzrücklauftemperaturen sollte also eine wichtige künftige Aufgabe desBetreibers sein.

- 73 -9 Messergebnisse ab Juli 2003In der geplanten 2. Messperiode (4.7.2003 – 3.7.2004) traten mehrere Fehler an der Messtechnikauf, die trotz schneller Behebung (i. d. R. innerhalb von 1 – 2 Wochen) eine vollständige Datenanalysezu zeitaufwändig gestaltet hätten. Zudem traten ab Herbst 2003 Anlagendefekte auf, die sich inden Jahren 2004 bis 2006 so stark vermehrten, dass eine Analyse der Systemeffizienz unmöglichwurde.Tabelle 12 gibt einen Überblick über die gravierendsten Ausfallzeiten und deren Ursachen, soweitdiese ermittelt werden konnten:2004ab 3.6.Anlage Haus 17 außer Betrieb wegen Undichtigkeitenab 30.7.zusätzlich auch Anlage Haus 37 wg. Undichtigkeiten außer Betriebab 13.8.letzte funktionstüchtige Anlage Haus 20 wg. Undichtigkeiten außer Betriebab 6.10.alle 3 Teilanlagen wieder in Betrieb18.10. – 21.11. Anlage Haus 17 erneut undicht und außer Betrieb20059.2. – 18.5. Anlage Haus 17 außer Betrieb (Kollektor undicht Austausch)gelegentlicher automatischer Betrieb der Nachspeisepumpe P3 für Wärmeträgerab April (bis Sept. 06)in Haus 20; P1, P2 dann verriegelt verspäteter Anlauf P1, P2teilweise läuft P3 24 h durch, sodass P1, P2 gar nicht in Betrieb gehen15./16.6. Austausch einzelner Kollektoren in Anlage Haus 37 wg. Undichtigkeiten6.8. – 20.9.Ausfall Anlage Haus 37 (Undichtigkeit) (kurzzeitig während dieses Zeitraumsin Betrieb)25.11. – 31.12. Ausfall Anlage Haus 17 (Undichtigkeit)20061.1. – 7.6 Anlage Haus 17 weiterhin außer Betrieb22.2. – 7.6.Verstärkte Probleme mit Druckschalter Nachspeisepumpe P3, Haus 20,Solaranlage immer wieder tagelang außer Betrieb13.5. – 7.6. Ausfall Anlage Haus 37 (Undichtigkeit)14.6. – 5.7. Anlagen Haus 20 und Haus 37 außer Betrieb (erneute Undichtigkeiten)ab 21.7.Anlage Haus 17 außer Betrieb (obwohl Anlage befüllt und dicht ist, geht P1bei hinreichender Strahlung nicht in Betrieb)ab 24.10.Anlage Haus 37 wegen Undichtigkeiten außer BetriebTabelle 12: Ausfallzeiten Messtechnik/Anlagentechnik ab Juli 2003Vor allem ab Mitte 2004 waren häufig Undichtigkeiten einzelner Kollektoren sowie von Kollektorverschraubungenund Lötverbindungen zu beklagen, die sich darin äußerten, dass Wärmeträger überdie Dacheindeckung der Wohnungen im obersten Stockwerk ablief und schließlich auf die Balkonedieser Wohnungen tropfte. Der Betreiber sah sich jedes Mal gezwungen, den kompletten Wärmeträgerabzulassen und den betreffenden Anlagenteil bis zur Reparatur durch die verantwortliche Installationsfirmastillzulegen. Da die Kollektoren aus architektonischen Gründen dachintegriert und praktischohne Möglichkeit zur Begehung ausgeführt sind, waren die erforderlichen Reparaturen stets mithohem Aufwand verbunden (z. B. Anforderung eines Steigers), was einer zügigen Wiederinbetriebnahmedes jeweils defekten Anlagenteils im Wege stand.

- 74 -Auch wenn in der Mehrzahl der Fälle nur eine der 3 Teilanlagen von Defekten betroffen war, so bedeutetedies dennoch, dass auch die Messdaten aus den übrigen Anlagen nur noch bedingt Rückschlüsseauf deren Betriebsverhalten ohne Störung (also fiktiv) zuließen. Grund hierfür ist, dass die3 Solaranlagen im Burgholzhof auf einen gemeinsamen Pufferspeicher arbeiten. Der Ausfall einesAnlagenteils (immerhin jeweils ungefähr 1/3 der Gesamtkollektorleistung) hat unmittelbare Auswirkungenauf das erzielbare Temperaturniveau im Pufferspeicher und damit auch auf die Betriebsvoraussetzungenfür die verbleibenden Anlagen. So hat der Ausfall einer Teilanlage beispielsweise einengeringeren Volumenstrom im 3. Netzleiter zur Folge, in dem die solar erzeugte Wärme zum Pufferspeichertransportiert wird. In Verbindung mit der gleichzeitig durch den Ausfall unverändert bleibendenEntladung des Pufferspeichers wird dessen Temperaturniveau sinken. Folge davon ist, dassdie nicht ausgefallenen Solaranlagen auf einem niedrigeren Temperaturniveau arbeiten können, sodassderen Effizienz steigt. Da diese Wirkungsgradverschiebung jedoch nicht quantifizierbar ist, isteine prozentuale Hochrechnung des Gesamtergebnisses aus den verfügbaren Messergebnissen derverbliebenen Anlagenteile sicherlich nicht zulässig.Hinzu kommt, dass während des betrachteten Zeitraums jede der Teilanlagen mehrfach von z. T.auch länger andauernden Ausfällen betroffen war. Für keine der Anlagen war es deshalb möglich,aus den verbleibenden Zeiträumen mit regulärem, d. h. störungsfreiem Betrieb ein komplettes belastbaresJahresergebnis hochzurechnen. Dies kann – bei selbst in diesem Fall deutlich erhöhterUngenauigkeit – nur dann gelingen, wenn die Ausfallzeiten kurz sind und durch symmetrische jahreszeitlicheSpiegelungen ausgeglichen werden können.Nachdem das Ausmaß der Störungen deutlich wurde, hat die ZfS deshalb beschlossen, das am2.7.2003 begonnene Messjahr abzubrechen und fließend neu zu starten, sobald ein stabiler Betrieballer 3 Teilanlagen wieder gewährleistet ist. Dazu ist es bis Dezember 2006 leider nicht gekommen.

- 75 -10 ZusammenfassungDie Anlage zeigte nur im 1. Messjahr einen weitgehend störungsfreien Betrieb. Auslegungsmängelund konzeptionelle Fehler konnten nicht festgestellt werden.Im 2. Messjahr verhinderten diverse Defekte an der Messtechnik bzw. an der Verkabelung derdrei Datalogger mit der zentralen Recheneinheit und an den Solarsystemen eine belastbare Beurteilungdes Betriebsverhaltens. Seit Ende Mai 2004 läuft die Messdatenerfassung jedoch wiederweitestgehend störungsfrei.Ab Mitte 2004 verursachten undichte Kollektoren und Verbindungsstellen in der Kollektorverrohrungimmer wieder Ausfallzeiten, die eine zusammenhängende Auswertung von Messdaten ausjüngerer Zeit verhinderten. Eine andere Störung im Zusammenhang mit der automatischen Wärmeträgernachspeisungin Haus 20, die gelegentlich und in unregelmäßigen Abständen auftrat,wurde nach Auskunft des Betreibers durch einen fehlerhaften bzw. schlecht einstellbaren Druckschalterverursacht: Wenn dort die Nachspeisepumpe P3 für Wärmeträger einschaltete, blieb siehäufig über einen längeren Zeitraum (meist > 1 h) in Betrieb. Da aber bei laufender P3 die KollektorkreispumpeP1 der betreffenden Anlage verriegelt ist, hatte diese Störung den zeitweiligenAusfall der kompletten Teilanlage zur Folge. Die normale Betriebsbereitschaft der Anlage stelltesich erst wieder ein, wenn die Nachspeisepumpe ausschaltete. Dies geschah meist ohne Eingriffvon außen, stets aber zu einem Zeitpunkt, wenn in den beiden anderen Häusern KollektorkreisundLadekreispumpe bei ausreichender Strahlung längst in Betrieb waren. Eine automatischeAbschaltung erfolgte allerdings nicht immer, sodass die Nachspeisepumpe gelegentlich auch imDauerbetrieb (24 h) lief. Eine Wiederinbetriebnahme der Solaranlage war in diesen Fällen nurdurch manuellen Eingriff (Ausschalten der P3) möglich.Anhand der aufgezeichneten Messdaten ließ sich der beschriebene Fehler leider nur indirekt erkennenund analysieren. Wegen der gewünschten Kostenbegrenzung beim Messprogramm beinhaltetdie Messinstrumentierung der Solaranlagen im Burgholzhof weder Drucksensoren in denKollektorkreisen noch werden die Statussignale für die Nachspeisepumpen aufgezeichnet. EineEingrenzung des Fehlers, der sich vordergründig durch den (im Vergleich zu den beiden anderenAnlagen) verspäteten bzw. ausbleibenden Start der Kollektorkreispumpe äußerte, wurde – zusammenmit Beobachtungen des Betreibers – nur durch den glücklichen Umstand ermöglicht,dass der Stromverbrauch der P3 vom Energiezähler für die elektrische Hilfsenergie der Anlagezufällig miterfasst wurde. Nicht zuletzt als Konsequenz aus diesen Erfahrungen ist die ZfS inzwischendazu übergegangen, bei neuen Anlagen grundsätzlich Drucksensoren im Kollektorkreisvorzusehen, auch wenn dadurch das Messprogramm etwas teurer wird.

- 76 -Für das weitgehend störungsfreie 1. Messjahr können folgende Aussagen getroffen werden:Die Wirkungsgrade der Kollektorkreise (bei optimaler Einstrahlung um die Mittagszeit bei stationäremAnlagenbetrieb) liegen relativ ca. 22 – 25 % unter der maßgeblichen theoretischen Kollektorkennlinie.Gemäß den Ergebnissen aus der durchgeführten TRNSYS-Simulation sollte der Abstandzur Kollektorkennlinie aufgrund von Verlusten der Kollektorfeldverrohrung und der Steigleitungenlediglich ca. 11 % betragen. Hauptursache ist eine nicht den Prüfberichten entsprechende(d.h. zu geringe) Leistung der Kollektoren infolge von Ablagerungen von Ausgasungsproduktenaus der Verbindung zwischen Absorber und Frontscheibe des Kollektors. (Der Hersteller hat inzwischendas Material dieser Verbindung geändert.) Da die Kollektoren und die Kollektorfeldverrohrungaufgrund der Dachintegration der Kollektoren nur schlecht oder überhaupt nicht zugänglichsind, konnten hierzu von der ZfS keine weiteren Untersuchungen durchgeführt werden. Zwischenzeitlichwurde aber in 2005 ein baugleicher Kollektor aus einer anderen Solarthermie2000-Anlage, bei der ähnlich große Differenzen zwischen theoretischen und tatsächlich gemessenenWirkungsgraden ermittelt wurden, auf einem Prüfstand des Instituts für Solarenergieforschung(ISFH) in Hameln untersucht. Dabei ergaben sich Kollektorkennwerte, die erheblich von denHerstellerangaben abwichen und in einer Kollektorkennlinie mit deutlich niedrigerem Wirkungsgradverlaufmündeten. Vor dem Hintergrund dieser Ergebnisse liegt es nahe, dass auch bei derErtragsgarantie für die Solaranlage im Burgholzhof von zu guten Kollektorwirkungsgraden ausgegangenwurde, wodurch der geforderte Mindestenergieeintrag von 90 % der garantiertenEnergiemenge deutlich verfehlt wurde.Der Wärmetauscher in Haus 37 hat nicht die Planwerte erreicht. Hier ist eine Kontrolle der Verschaltungund/oder eine Spülung bzw. ein Austausch anzuraten.Die solare Ertragsgarantie ist aus diesen Gründen nicht erfüllt worden. Statt der erforderlichen90 % wurden lediglich knapp 80 % erreicht. Auf Vorschlag der ZfS akzeptierte der Hersteller derAnlage eine Pönale in Höhe von 14 % der Kosten für die 3 Kollektorkreise. Der verbindliche Wertfür den garantierten solaren Ertrag wurde daraufhin von der ZfS auf die nachgewiesene schlechtereKollektorleistung umgerechnet. Mit dem so reduzierten Garantieertrag erfolgte eine neue Berechnung,nach der 92 % der angestrebten Energie erreicht wurden. Die solare Ertragsgarantiegilt somit als erfüllt.Die gemessene Netzrücklauftemperatur lag im Jahresmittel mit 49,9 °C etwa 11 K höher als geplant.Lässt sich die Rücklauftemperatur des Netzes senken, ist auch mit einem höheren absolutenEnergieertrag aus den Solaranlagen (unabhängig von möglichen Optimierungen an den Kollektorfeldern)zu rechnen. Auf die Erfüllung der Ertragsgarantie hat eine Absenkung der Rücklauftemperaturaber keinen Einfluss, weil von der Planung abweichende Betriebsbedingungen für dasSystem in die Nachberechnung der Garantie (unter jeden Betriebsbedingungen) einfließt.Um die großen Schwankungen in der Netzvorlauftemperatur, die durch eine zu große Kesselleistungim Schwachlastbetrieb verursacht werden, abzumildern, sollten nach Erreichen der ErtragsgarantieÜberlegungen angestellt werden, inwieweit ein Teil des Pufferspeichers als Kesselpuffergenutzt werden kann.

- 77 -11 Literatur/1/ Solarthermie-2000, Informationen zusammengestellt vom Projektträger Jülich (PTJ)Bezug: Projektträger Jülich (PTJ) im Forschungszentrum Jülich GmbH, 52425 Jülich/2/ Lageplan Wohngebiet Burgholzhof, erstellt von NWS AG Stuttgart/3/ Kübler, Rainer; Guigas, Michael:Wärmeversorgung für das Baugebiet Burgholzhof 1. BA in StuttgartGrundlagenermittlung und VorplanungSteinbeis-Transferzentrum Rationelle Energienutzung und Solartechnik StuttgartJuli 1996/4/ Kübler, Rainer; Guigas, Michael:Solarunterstützte Nahwärmeversorgung der Neubausiedlung Burgholzhof in StuttgartGrundlagen und Vorplanung, KurzfassungSteinbeis-Transferzentrum Rationelle Energienutzung und Solartechnik StuttgartApril 1997/5/ Großhans, Dieter:Solarunterstütztes NahwärmekonzeptWärmetechnik Heft 6, 1998, Seite 42 bis 48/6/ Prospekt Firma Solar Diamantzum Kollektor SKS 2.112 AdressenProgramm-/ProjektförderungBundesminister für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU)(vormals Förderung durch BMFT und BMWA)Projektabwicklung und Informationen zum Programm Solarthermie-2000Projektträger Biologie, Energie, Umwelt (BEO) des BMBF und BMWi; Außenstelle BerlinPostfach 61 02 47, 10923 Berlinab Anfang 2007:Projektträger Jülich, Geschäftsbereich Erneuerbare Energien, Forschungszentrum Jülich GmbH,Postfach 61 02 47, 10923 BerlinWissenschaftlich-technische ProgrammbegleitungZfS – Rationelle Energietechnik GmbHVerbindungsstraße 19, 40723 HildenBetreiber der SolaranlageEnBW Energie-Vertriebsgesellschaft mbH (vormals Neckarwerke Stuttgart AG (NWS))Postfach 10 12 13, 70011 StuttgartPlanung der SolaranlageSteinbeis-TransferzentrumHeßbrühlstraße 15, 70565 StuttgartEproplan GmbHSchöttlestraße 34a, 70597 StuttgartInstallation der SolaranlageBuderus Heiztechnik Esslingen (Kollektoren)Rud. Otto Meyer Stuttgart (Rohrleitungen)Möhrlin GmbH Stuttgart (Kesselhaus)