"Badener Hof", Heilbronn - Solar - so heizt man heute

- Rationelle Energietechnik GmbH
Förderprogramm "Solarthermie-2000", Teilprogramm 2
Abschlussbericht
für das Projekt
Neubaugebiet "Badener Hof" Heilbronn
Förderkennzeichen 032 9652M
Berichtszeitraum: bis November 2005
vorgelegt durch
ZfS – Rationelle Energietechnik GmbH
Verbindungsstraße 19, 40723 Hilden
www.zfs-energietechnik.de
Michael Mies
Ulrich Rehrmann
Darius Szablinski
Hilden
August 2006
Das diesem Bericht zugrunde liegende Vorhaben wurde mit Mitteln des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit
unter Förderkennzeichen 032 9601L (wissenschaftlich-technische Begleitung) bzw. 032 9652M (Solaranlage) gefördert. Die Verantwortung
für den Inhalt dieser Veröffentlichung liegt bei den Autoren.
ZfS - Rationelle Energietechnik GmbH, Verbindungsstraße 19, 40723 Hilden
Tel.: 02103/2444-0, Fax: ...-40, eMail: info@zfs-energietechnik.de, Internet: www.zfs-energietechnik.de

Inhaltsverzeichnis
1 Einleitung.........................................................................................................................................3
2 Allgemeine Beschreibung des solar unterstützten Nahwärmesystems ............................................4
3 Technische Daten der Hauptkomponenten des Solarsystems.........................................................6
4 Konzeption und Auslegung des Wärmenetzes und der Solaranlage .............................................10
5 Chronologie ...................................................................................................................................12
6 Anlagenbeschreibung ....................................................................................................................14
7 Regelung .......................................................................................................................................16
8 Messtechnik...................................................................................................................................20
9 Definition der Kennzahlen des Solarsystems.................................................................................22
10 Messperiode 1 (04.11.2001 – 03.11.2002) ....................................................................................23
10.1 Situation Bebauung "Badener Hof" ...........................................................................................23
10.2 Darstellung der Messwerte, Anlagenverhalten ..........................................................................24
10.3 Überprüfung der Kollektorkennlinie anhand von Messwerten....................................................29
10.4 Garantierter Solarertrag und Nutzwärmekosten........................................................................31
11 Optimierungspotenzial des Nahwärmesystems .............................................................................37
11.1 Solarsystem mit einem gesteuerten Bypass zur Pufferumgehung ............................................37
11.2 Durchflussvarianten im Kollektor- und Beladekreis ...................................................................41
12 Messperiode 2 (04.11.2002 – 03.11.2003) ....................................................................................46
13 Messperiode 3 (04.11.2003 – 03.11.2004) ....................................................................................50
14 Messperiode 4 (03.11.2004 – 03.11.2005) ....................................................................................55
15 Zusammenfassung und Fazit.........................................................................................................60
16 Literatur .........................................................................................................................................62
17 Adressen .......................................................................................................................................63
18 Anhang ..........................................................................................................................................64

1 Einleitung
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Im Rahmen des Programms Solarthermie-2000, Teilprogramm 2 soll durch Förderung einer größe-
ren Anzahl (bis zu 100) solarthermischer Demonstrations- und Forschungsanlagen eine umfassende
Erprobung und Optimierung von Systemen zur aktiven thermischen Sonnenenergienutzung erfolgen.
Mit diesem Teilprogramm sollen die technischen Voraussetzungen für einen künftigen wirksamen Bei-
trag der Solarthermie zur Energieversorgung geschaffen und gleichzeitig durch Systemstandardisie-
rung die wirtschaftliche Konkurrenzfähigkeit dieser Anlagen verbessert werden. Ausreichende Erfah-
rungen mit den unterschiedlichsten Systemkombinationen können nur dann gesammelt werden, wenn
eine repräsentative Anzahl der diversen Anlagenvarianten errichtet, über einen längeren Zeitraum be-
trieben und gleichzeitig intensiv beobachtet und analysiert werden kann.
Im Programm "Solarthermie-2000", Teilprogramm 2 soll anhand von Beispiellösungen für größere so-
larthermische Anlagen an unterschiedlich genutzten Gebäuden nachgewiesen werden, dass im Be-
reich der thermischen Solartechnik technisch gute Lösungen zur Verfügung gestellt werden können.
Diese Systemlösungen sollen weiter verbessert und angepasst auf die verschiedenen Anwendungsfäl-
le optimiert werden. Zugleich soll erreicht werden, dass die wirtschaftliche Konkurrenzfähigkeit gestei-
gert wird, indem durch Reduzierung der spezifischen Systemkosten und Erhöhung der spezifischen
Nutzenergieabgabe die solaren Nutzwärmekosten gesenkt werden.
Dazu wird im Programm gefordert, dass die Kosten der solaren Nutzwärme einen oberen Grenzwert
nicht überschreiten. In der ersten Projektphase (1.7.1993 bis 30.6.1997) wurde dieser Grenzwert auf
0,15 €/kWh festgelegt, basierend auf einer angenommenen Lebensdauer der Solaranlage von 15 Jah-
ren und 6 % Zinssatz. Die insgesamt positiven Langzeiterfahrungen mit alten Solaranlagen, die im
Rahmen von Solarthermie-2000, Teilprogramm 1 untersucht wurden /PEU97/, haben gezeigt, dass
man bei heute installierten Solaranlagen von einer 20-jährigen Lebensdauer ausgehen kann, voraus-
gesetzt, dass Dimensionierung, Planung und Ausführung sorgfältig vorgenommen werden. Der Grenz-
wert für die solaren Wärmekosten im Programm sinkt dadurch nunmehr auf 0,13 €/kWh. Es ist jedoch
erklärtes Ziel des Programms, die oberen Grenzwerte möglichst zu unterbieten, um die Konkurrenzfä-
higkeit der Solartechnik gegenüber konventionellen Energieträgern zu verbessern.
Weitere Ziele des Programms, Förder- und Auswahlkriterien, erste Ergebnisse aus Teilprogramm 2
sowie praktische Erfahrungen mit großen Solaranlagen sind in den Informationen des Projektträgers
Jülich (PtJ) beschrieben /PTJ, PEU01/. Eine Kurzinformation zum solar unterstützten Nahwärmesystem
"Badener Hof" Heilbronn findet sich in /FLY03/.

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2 Allgemeine Beschreibung des solar unterstützten Nahwärmesystems
Auf dem Gelände einer ehemaligen Kaserne am östlichen Stadtrand von Heilbronn sollen in den näch-
sten Jahren ca. 540 Wohnungen errichtet werden. Die Grundstücke werden von der Stadt Heilbronn an
einzelne Bauherren verkauft, es wird also keine Vergabe des ganzen Gebietes an einen Bauträger
oder einen Generalunternehmer geben. Nach dem Bebauungsplan sind die Haustypen vorgegeben:
Einfamilienhäuser (EFH)
Doppelhäuser (DH)
Reihenhäuser (RH)
Mehrfamilienhäuser (MFH).
Der Bau der Häuser, die Gestaltung und die Abwicklung sind den Bauherren überlassen. Es ist nicht
ausgeschlossen, dass der Bebauungsplan bei einem schleppenden Verkauf der Grundstücke ggf. ge-
ändert wird.
Die Stadtwerke Heilbronn betreiben ein Nahwärmenetz zur Versorgung des Gebietes mit Wärme für
Warmwasserbereitung und Heizung. Dazu ist eine Heizzentrale mit einem Gas-, einem Ölkessel und
einer Solaranlage vorgesehen. In der Planungsphase war zusätzlich ein Hackschnitzelkessel vorgese-
hen, dessen Einbau jedoch nicht realisiert worden ist. In den Kaufverträgen für die Grundstücke sind
ein Anschluss- und Benutzungszwang für die Nahwärme und die Versorgungsbedingungen der Stadt-
werke für dieses Netz festgelegt. Zudem werden den Bauherren Auflagen zum Wärmeschutz der Ge-
bäude gemacht.
Das Nahwärmenetz, die Solaranlage und die Wohnungsübergabestationen (WÜG) in den Häusern
wurden vom Steinbeis-Transferzentrum dimensioniert. Es wurden indirekte WÜG (Heizkreise sind vom
Nahwärmenetz durch einen Wärmetauscher getrennt) mit Speicherladeprinzip eingebaut. Der Herstel-
ler der WÜG wurde von den Stadtwerken Heilbronn ausgesucht und den Bauherren verbindlich vorge-
schrieben. Die Anschaffung und Wartung liegt aber bei den Bauherren.
Der konventionelle Teil der Heizzentrale wurde von IBS Ing.-Büro Schuler geplant. Die Stadtwerke ga-
rantieren eine Netzvorlauftemperatur in Abhängigkeit von der Außentemperatur (gleitend zwischen
65 °C und 80 °C). Durch eine Rücklauftemperaturbegrenzung wird netzseitig die Rücklauftemperatur
der Heizungskreise der angeschlossenen Übergabestationen auf 45 °C max. limitiert. Wegen der Le-
gionellenproblematik ist der Einbau einer Rücklauftemperaturbegrenzung für die Wärmetauscher der
Trinkwasserbereiter netzseitig nicht möglich.

Abbildung 1: Ansicht Heizhaus
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Abbildung 2: Ansicht Siedlungsobjekt – Mehrfamilienhaus

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3 Technische Daten der Hauptkomponenten des Solarsystems
In den folgenden Tabellen sind die Hauptkomponenten des Solarsystems dargestellt. Die Informatio-
nen wurden aus Revisionsunterlagen, Angebotsangaben und durch eigene Aufzeichnungen gewon-
nen, ein Ersatz für die beim Betreiber vorhandene Anlagendokumentation können sie jedoch nicht sein.
Kollektoren
obere Kollektorfläche
Heizhaus
untere Kollektorfläche
Heizhaus
Kollektorfläche
Nachbargebäude
Ausrichtung
(Süd = 0°, Ost = -90°, West = +90°)
+23° +23° nicht ausgeführt
Neigung 15° 20° ./.
Anzahl Kollektormodule 35 x IMK 6; 7 x IMK 8 12 x IMK 10; 4 x IMK 8 ./.
aktive Kollektorfläche (Absorberfläche),
Summe: 376,2 m²
239,4 m² 136,8 m² ./.
Wärmeträgerinhalt 178 l 103 l ./.
Höhe über Grund 10 m 20 m ./.
Höhe über Solarspeicher (unten) 10 m 20 m ./.
Volumenstrom durch Kollektorfeld 15 l/(m 2 ∙h) 15 l/(m 2 ∙h) ./.
Kollektorhersteller, Typ Sonnenkraft IMK
Bauartzulassung 10.07.1998
Absorbermaterial Kupfer, Absorberrohre parallel
Beschichtung selektive Beschichtung (Sunselect)
Wärmedämmung, Dicke Steinwolle, 55 mm
Frontabdeckung, Dicke Glas (Transmissionsgrad 0,92 ± 0,02), 4,0 mm
Material Kollektorkasten Holz/Aluminium
zul. Betriebsüberdruck 10 bar
Stillstandstemperatur k. A.
(*)
Konversionsfaktor �0
0,779 für Aperturfläche 0,757 für Absorberfläche
linearer Wärmeverlustkoeffizient (*)
3,646 W/(m² K) für Aperturfläche 3,541 W/(m² K) für Absorberfl.
quad. Wärmeverlustkoeffizient (*)
0,012 W/(m² K²) für Aperturfläche 0,017 W/(m² K²) für Absorberfl.
Winkelkorrekturfaktor 88 % bei 50° (*)
* Universität Stuttgart; Institut für Thermodynamik und Wärmetechnik (ITW); Bericht: 98COL114
Rohrleitung von den Kollektorfeldern zum Wärmetauscher
Dachintegrierte Kollektoren,
keine außen liegenden Rohrleitungen
Innenbereich
unteres Feld oberes Feld
Material Rohr Stahl Stahl
Nennweite
Innendurchmesser
DN 40
43,1 mm
DN 50
54,5 mm
einfache Länge Rohrleitung 55 m 67 m
Material der Wärmedämmung Steinwolle Steinwolle
Dicke der Wärmedämmung 43 mm 54 mm
Wärmeleitfähigkeit � der Wärmedämmung 0,04 W/mK 0,04 W/mK

Verschaltung Kollektorfelder
oberes Kollektorfeld
unteres Kollektorfeld
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Wärmeträger im Solarkreis
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Hersteller nicht bekannt
Markenname Antifrogen N (lt. Analyse von Tyforop Chemie GmbH)
Volumenverhältnis Wärmeträger/Wasser ca. 34/64
Basisstoff Ethylenglykol
Umwälzpumpe Solarkreis
Hersteller Grundfos
Typ TPE 50 – 180/4
Anzahl 1
Auslegung Druck, Förderhöhe ~ 10 m
Anzahl der Stufen regelbar 25 – 100 %
Spannung 3 x 380 V
Leistungsaufnahme 0,1 bis 2,0 kW
max. zulässige Temperatur 140 °C
Sicherheitsventil und Auffanggefäß Solarkreis
Hersteller Leser
Typ 4401 3531 TÜV-SV 95-637
Größe Eintrittsquerschnitt DN 40/65
Anzahl 1
Abblasedruck 5 bar
max. zulässige Temperatur D/G/H
Einbauort Keller
Ablauf in Auffanggefäß
Volumen Auffanggefäß 1.500 Liter
Material Auffanggefäß Stahl
Überstromventil Solarkreis
Hersteller IWKA
Typ V230 S.-Nr. 1201617
Anzahl 1
Abblasedruck 4,5 bar
max. zulässige Temperatur 350 °C
Einbauort Keller
Ablauf Behälter Auffanggefäß Solarkreis, s.o.
Volumen Auffanggefäß Behälter Auffanggefäß Solarkreis, s.o.
Material Auffanggefäß Behälter Auffanggefäß Solarkreis, s.o.

Expansionsgefäß
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Hersteller Otto Heat
Typ Solar
Bauartzulassung 08-511-059
Volumen 350 Liter, Vorschaltgefäß 80 l
eingestellter Vordruck 3,5 bar
zul. Betriebsüberdruck 6,0 bar
max. zulässige Temperatur 120 °C
Aufstellort Keller
Wärmetauscher Solarkreis/Speicherladekreis
Hersteller GEA Ecoflex GmbH
Typ 1 x VT 20 PHL / CDL - 10 geschraubt
Fläche 24,7 m²
Material Tauscherplatten Edelstahl (1.4401)
Ladepumpe Pufferspeicher
Hersteller Grundfos
Typ TPE 65 – 120/2
Anzahl 1
Auslegung Druck, Förderhöhe ~ 5 m
Anzahl der Stufen regelbar 25 – 100 %
Spannung 3 x 380 V
Leistungsaufnahme 0,1 bis 1,3 kW
max. zulässige Temperatur 140 °C
Pufferspeicher
Hersteller Karl Ludmann KG
Typ Stehender zylindrischer Speicher
Anzahl 2 Stück
Volumen je Speicher 21.000 Liter
Material Behälterwand Stahl
Material Wärmedämmung Mineralwolle
Dicke der Wärmedämmung 100 mm
Wärmeleitfähigkeit � der Wärmedämmung 0,035 W/mK
Material Ummantelung verzinktes Blech

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4 Konzeption und Auslegung des Wärmenetzes und der Solaranlage
Die folgenden Angaben sind der Projektbeschreibung des Steinbeis-Transferzentrums vom Januar
1998 entnommen /GUI98/.
Durch den verbesserten Wärmeschutz der Gebäude unterschreitet der Wärmeverbrauch die Maximal-
werte aus der zurzeit der Genehmigungsphase geltenden Wärmeschutzverordnung um 25 %. Die
Bauherren werden durch Festlegung in den privatrechtlichen Grundstückskaufverträgen auf den um
25 % verbesserten Wärmedämmstandard verpflichtet.
Das Baugebiet wird von einer Heizzentrale aus über ein erdverlegtes Wärmeverteilnetz mit Wärme für
Heizung und Warmwasserbereitung versorgt. Auf dem Dach der Heizzentrale und eventuell auf dem
Dach eines Nachbargebäudes werden große Kollektorflächen errichtet, die Solarwärme in zwei in der
Heizzentrale stehende Pufferspeicher einspeisen. Die Solarwärme dient zur Vorheizung des Fernheiz-
wassers und kann einen Teil des Wärmebedarfs für die Warmwasserbereitung und Heizung decken.
Die darüber hinaus benötigte Wärme wird durch einen Gas- und einen Ölkessel erzeugt.
Technische Parameter des Wärmeverteilnetzes (Plan):
Anzahl Gebäude: 129
Max. Anzahl WE: 538
Max. Anzahl Personen: 1.004
Max. Heizleistungsbedarf: ca. 2.100 kW (1.400 kW Öl + 700 kW Gas)
Max. Anschlussleistung WW-Bereiter: 2.505 kW
Max. Wärmebedarf für Gebäudeheizung: 2.908 MWh/a
Max. Wärmebedarf für WW-Bereitung: 808 MWh/a
Max. Nutzwärmebedarf (Heizung + WW): 3.716 MWh/a
Wärmenetzverlust: 552 MWh/a (14,8 %)
Max. Wärmebedarf ab Heizzentrale: 4.268 MWh/a
Die aufgeführten Daten stellen Maximalwerte dar. Sie wurden der hydraulischen Auslegung des Wär-
meverteilnetzes zugrunde gelegt.
Das Wärmeverteilnetz wird in konstant/gleitender Fahrweise betrieben. Die primärseitige Vorlauftem-
peratur wird außentemperaturabhängig zwischen 80 °C und 65 °C geregelt.
Max. primärseitige Vorlauftemperatur: 80 °C
Min. primärseitige Vorlauftemperatur: 65 °C bis 70 °C
Max. primärseitige Rücklauftemperatur: 45 °C
Rücklauftemperaturbegrenzung (nur Heizkreise) sind außentemperaturabhängig.
Außentemperatur < -12 °C 45 °C
Außentemperatur -12 °C 45 °C
Außentemperatur +15 °C 35 °C
Außentemperatur > 15 °C 35 °C
zwischen 45 °C und 35 °C linearer Verlauf

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Jedes Gebäude im Neubaugebiet (unabhängig vom Haustyp) wird über eine Wohnungsübergabestati-
on an das Nahwärmenetz angebunden. Durch das Schichtenladesystem zur Warmwasserbereitung mit
externem Wärmetauscher können geringere Rücklauftemperaturen erreicht werden als beim Einsatz
von Speichern mit eingebauten Wärmetauschern.
Die ausgeführte Kollektorfläche beträgt 387,4 m² (Aperturfläche). Für diese Kollektorfläche wurde ein
spezifischer Solarertrag von 167 MWh/a garantiert. Ursprünglich war eine Kollektorfläche von 678,4 m²
(Aperturfläche) geplant, der garantierte Solarertrag für diese Fläche hätte 285,4 MWh/a betragen. Das
Kollektorfeld auf einem Nachbargebäude mit 291 m² wurde jedoch bis jetzt nicht realisiert. Für die ge-
plante Kollektorfläche von 678,4 m² wurde ein Pufferspeichervolumen von 42 m³ vorgesehen und im
Hinblick auf die ggf. später noch hinzukommende Kollektorfläche auf dem Nachbargebäude auch so
mit 2 x 21 m³ ausgeführt.

5 Chronologie
08. November 1997
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Eingang des Ideenpapiers (Fragebogen) bei der ZfS – Rationelle Energietechnik GmbH.
26. Oktober 1998
Eingang des Antrages zum Programm "Solarthermie-2000" beim Projektträger PtJ (damals BEO).
07. Dezember 1998
Bewilligung des Projektes durch den Projektträger PtJ im Rahmen des Programms "Solarthermie-
2000" Teilprogramm 2.
25. Juli 1999
Aufträge zur Installation der Kollektorfelder auf dem Heizhaus wurden an die Firma Georg Linder
GmbH vergeben, die Verrohrung mit Pufferspeichern an die Firma Kunzl und Nikolaus Haustechnik
GmbH. Das Kollektorfeld auf dem Nachbargebäude ist nicht ausgeschrieben worden.
16. Juli 2000
Die Kollektorfelder auf dem Heizhausdach sind fertig gestellt und betriebsbereit mit dem Wärmetau-
scher und Pufferspeicher verbunden. Die Kollektoraufständerung ist jedoch noch nicht vollständig ver-
kleidet. Die Solaranlage wird vorläufig in Betrieb genommen, obwohl noch keine Verbraucher am Nah-
wärmenetz angeschlossen sind. Zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme sind lediglich einige Gebäude im
Bau. Das Nahwärmenetz wird als Wärmesenke (Netzverluste) benutzt, damit die Solarenergie aus dem
Pufferspeicher abgefahren und die Anlage (mit Einschränkungen) getestet werden kann.
Ab 04. Juli 2002
werden die Messdaten per Modem aus dem lokalen Logger zur ZfS übertragen und ausgewertet. Der
Betrieb der Solaranlage kann auch online überwacht werden.
November 2002
Behebung von Störungen in der Regelung (Strahlungsmessung für Regelung). Am 19.12.2002 ist die
Solaranlage wieder im normalen Betrieb.
Dezember 2002
Messergebnisse der ZfS belegen, dass die in den Sommermonaten von der Heizzentrale an das Nah-
wärmenetz abgegebene Energie gegenüber dem Vorjahr fast auf den doppelten Wert angestiegen ist.
Dieser Anstieg zeigt, dass die Bebauung des Wohngebietes weiter fortgeschritten ist. Bis zum

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31.12.2002 sind (nach Informationen der Stadtwerke Heilbronn) 148 Wohneinheiten von den geplanten
538 Wohneinheiten errichtet worden.
Mai 2003
Installation von zwei zusätzlichen Temperaturfühlern (THT 1 und THT 2) im Kesselkreis. Mit den Tem-
peraturen und dem Volumenstrom VSS kann eine vollständige Bilanzierung des solar unterstützten
Nahwärmesystems durchgeführt werden (gilt nur für den Betrieb ohne Pufferspeicherumfahrung bis
Mai 2004).
Februar 2004
Ein weiterer Anstieg der von der Heizzentrale abgegebenen Energie wurde festgestellt. Dies weist auf
weitere Bebauung des Wohngebietes hin. Bis zum 27.02.2004 sind (nach Informationen der Stadtwer-
ke Heilbronn) 207 Wohneinheiten von den geplanten 538 Wohneinheiten errichtet worden.
März 2004
Eine Analyse der ZfS-Messwerte hat ergeben, dass der Volumenstrom im Netz seit Ende März 2004 im
Vergleich zum Vorjahr um das Doppelte angestiegen ist. Der Energieverbrauch im Nahwärmenetz ist
kaum angestiegen. Die Hauptursache dieses gravierenden Volumenanstiegs liegt höchstwahrschein-
lich in der in dieser Zeit (Ende März 2004) vorgenommenen Absenkung der Netzvorlauftemperatur von
70 °C auf die 65 °C (siehe Kapitel 13).
Mai 2004
Aufrüstung der manuellen Ventile zur Pufferspeicherumgehung mit Motorköpfen inkl. Regelung. Die
Aufrüstung erfolgte durch die Firma Honeywell.
Juni 2004
Detaillierte Untersuchung der Funktion der Pufferspeicherumgehung. Die Messtechnik wurde für einen
Monat durch die ZfS GmbH von 5 Minuten auf eine hohe Messdatenauflösung von 30 Sekunden um-
gestellt. Die Untersuchung ergab, dass die Pufferspeicherumgehung regelungstechnisch nicht optimal
funktioniert (siehe Kapitel 14).

6 Anlagenbeschreibung
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Vorerst sind 2 Kollektorfelder auf dem Dach des Heizhauses ausgeführt. Eine Erweiterung der Solar-
anlage durch ein Kollektorfeld auf einem Nachbargebäude, das über eine Erdleitung an den Solar-
kreissammler in der Heizzentrale angeschlossen werden soll, wurde bisher nicht realisiert.
Die Kollektorfelder auf dem Heizhausdach (aktive Fläche: oberes Feld: 239,4 m 2 , unteres Feld:
136,8 m 2 ) geben über einen Kreislauf mit Wärmeträger und einer gemeinsamen Kollektorkreispumpe
die Solarenergie über einen externen Plattenwärmetauscher an den Pufferspeicherladekreis ab. Wenn
sich eine nutzbare Temperaturdifferenz zwischen Kollektorkreisvorlauf und dem unteren Bereich des
Pufferspeichers 2 ausgebildet hat, wird die Solarenergie in die Pufferspeicher eingespeist.
Abbildung 3: Gesamtschaltplan (vereinfacht)
Mit Hilfe von 2 Motorventilen kann die Solarwärme je nach erreichtem Temperaturniveau entweder in
den Speicher 1 und 2 (in Reihe) oder nur in den Speicher 2 eingespeist werden.
Auf der Entladeseite kann der Rücklauf des Nahwärmenetzes entweder an den Pufferspeichern vorbei
geleitet werden (Rücklauf wärmer als Temperatur im 1. Pufferspeicher oben, Ausspeichern lohnt sich
nicht) oder direkt durch die Pufferspeicher (Rücklauftemperatur niedriger als die Temperatur im 1.
Pufferspeicher oben, Ausspeichern lohnt sich). Die Umgehung der Pufferspeicher wurde allerdings erst
im Mai 2004 mit Einbau der beiden Motorventile ermöglicht. Vorher waren die Pufferspeicher ständig
vom Netzrücklauf durchflossen und hatten immer mindestens Netzrücklauftemperatur, auch wenn kei-

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ne Solarenergie eingebracht wurde. Dies verursachte natürlich vermeidbare Verluste, die aber bei der
Planung in Kauf genommen wurden, um eine einfache Anlagenschaltung zu ermöglichen und Baukos-
ten zu sparen. Die Anschaffungs- und Einbaukosten eines Bypassventils inkl. Regelungskomponenten
waren lt. Planer damals höher als die zusätzlich durch Solarenergie einzusparenden Brennstoffkosten.
Reicht die Solarwärme nicht aus, um den Rücklauf auf die erforderliche Netzvorlauftemperatur anzu-
heben, wird über die Heizkessel nachgeheizt. Eine hydraulische Weiche sorgt für eine Entkoppelung
von Heizkreis und Nahwärmenetz.
Zu hohe Netzvorlauftemperaturen, die z.B. infolge sehr hoher Temperaturen im Solarspeicher auftreten
könnten, werden mit Hilfe einer Rücklaufbeimischung zum Netzvorlauf vermieden.

7 Regelung
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Zur Regelung der Solaranlage (s. Abbildung 4), der Be- und Entladung der Pufferspeicher, der Kessel
und des Nahwärmenetzes wird eine DDC (Direct Digital Control) eingesetzt. Entsprechend einer ein-
stellbaren Heizkurve berechnet die DDC aus dem gedämpften Messwert der Außentemperatur TA ei-
nen Sollwert TVLsoll für die Netzvorlauftemperatur.
Plan
TVLsoll 1 = 80 °C bei -12 °C Außentemperatur TA und tiefer
TVLsoll 2 = 65 °C bei +6 °C Außentemperatur TA und höher
Zwischenwerte werden linear interpoliert
Die Kollektorkreispumpe P1 wird in Abhängigkeit von der Strahlung zentral über die DDC in der Heiz-
zentrale eingeschaltet. Hierzu ist auf dem Dach eine Strahlungszelle SF1 angebracht, die die Einstrah-
lung misst und den Messwert an die DDC gibt. Zur Ansteuerung der Kollektorkreispumpe berechnet die
DDC aus dem Messwert der Außentemperatur TA einen Sollwert Ian (Einstrahlung) für die Einschalt-
kurve. Dasselbe gilt für eine Ausschaltkurve und den Sollwert Iaus.
Ian1 = 350 W/m 2 und Iaus1 = 300 W/m 2 bei -12 °C Außentemperatur TA und tiefer
Ian2 = 200 W/m 2 und Iaus2 = 150 W/m 2 bei +15 °C Außentemperatur TA und höher
Zwischenwerte werden linear interpoliert
P1 EIN wenn Ian2 > 200 W/m 2 bei Außentemperatur TA > +15 °C
P1 AUS wenn Iaus2 < 150 W/m 2 und T1 - T3 < 2 K
Bei tieferen Außentemperaturen als +15 °C werden höhere Werte für die Strahlungsschwelle angesetzt
(siehe oben).
Die Speicherladepumpe P2 wird gesteuert durch einen Vergleich zwischen der Temperatur T1 im So-
larkreisvorlauf und der Temperatur T3 unten im Pufferspeicher 2.
P2 EIN wenn T1 - T3 = DTan1 > 5 K und P1 EIN
P2 AUS wenn T1 - T3 = DTaus1 < 2 K
Im Pufferspeicher 1 ist der Temperaturwächter STW1 eingebaut, der die Pumpe P1 im Solarkreis und
P2 im Pufferspeicherladekreis nur unterhalb einer eingestellten Temperatur freigibt.
STW1 < 98 °C P1 und P2 freigegeben
STW1 > 98 °C P1 und P2 nicht freigegeben
Wenn STW1 angesprochen hat, ist ein Neustart nach Ablauf einer einstellbaren Zeitdauer möglich.
Die zwei Pufferspeicher können je nach Stellung der Motorklappen MK1 und MK2 separat mit Solar-
energie beladen werden. Dazu wird ein Vergleich zwischen der Temperatur T2 der Beladeleitung vom
Wärmetauscher zu den Pufferspeichern und der Temperatur T6 im oberen Teil des Pufferspeichers 1
vorgenommen.

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MK1 AUF und MK2 ZU wenn T2 - T6 = DTan3 > +2 K
MK1 ZU und MK2 AUF wenn T2 - T6 = DTaus3 < -2 K
Zur Nachspeisung des Solarkreises mit Wärmeträger ist die Pumpe P3 vorgesehen, die durch einen
Druckwächter D1 angesteuert wird. Die Pumpe P3 wird durch einen Schwimmerschalter SS1 freigege-
ben, wenn im Vorratsbehälter noch eine Mindestmenge vorhanden ist.
SS1 > 10 cm P3 freigegeben
SS1 < 10 cm P3 nicht freigegeben
P3 EIN wenn D1 < 1,9 bar
P3 AUS wenn D1 > 1,9 bar
Die Pumpen P1 und P2 sind in Abhängigkeit von einer einstellbaren Temperaturdifferenz zwischen der
Netzvorlauftemperatur TVLsoll und der Vorlauftemperatur im Beladekreis T2 stufenweise drehzahlge-
steuert. Die Pumpenstufen H1 bis H5 von P1 und H6 bis H10 von P2 (H1/H6: 10 %, H2/H7: 25 %,
H3/H8: 45 %, H4/H9: 60/65 %, H5/H10: 100 %) werden von der Regelung vorgegeben. P1 und P2
werden jeweils in der untersten Pumpenstufe gestartet. Die Pumpenstufen H4 bzw. H9 entsprechen
dem Nennbetrieb, die Pumpenstufen H5 bzw. H10 sind für den Überhitzungsbetrieb gedacht. Die
Pumpen werden in die nächst höhere/nächst tiefere Pumpenstufe geschaltet, wenn folgende Bedin-
gungen vorliegen:
P1 und P2 in die nächst höhere Pumpenstufe wenn T2 - TVLsoll = DTan2 > +2 K
P1 und P2 in die nächst niedrigere Pumpenstufe wenn T2 - TVLsoll = DTaus2 < -2 K
Die Pumpen P1 und P2 werden nur dann in eine andere Pumpenstufe geschaltet, wenn eine einstell-
bare Wartezeit verstrichen ist. Einstellwert: 600 sec.
Die Pumpen P1 und P2 werden in die maximale Pumpenstufe geschaltet, wenn die Temperatur T2 in
der Leitung zum Pufferspeicher einen einstellbaren Wert überschreitet.
P1 und P2 in die maximale Pumpenstufe H5/H10 wenn T2 > Tan1 = 95 °C
P1 und P2 in die Nennpumpenstufe H4/H9 wenn T2 < Taus1 = 90 °C
Diese Umschaltung unterliegt nicht der obigen Wartezeit DZ1.
Um ein Einfrieren des Wärmetauschers Solarkreis zu verhindern, wird die Speicherladepumpe P2
unabhängig von den obigen Kriterien auch gestartet, wenn die Temperatur T1 im Solarkreis einen ein-
gestellten Wert unterschreitet.
P2 EIN wenn T1 = Tan2 < 2 K
P2 AUS wenn T1 = Tan2 > 2 K
Die Entladung der Pufferspeicher erfolgt nur dann (ab Mai 2004), wenn zwischen Netzrücklauf und
Pufferspeicher 1 oben eine nutzbare Temperaturdifferenz existiert. Damit der Netzvolumenstrom an
den Pufferspeichern vorbei geführt werden kann, wurden nachträglich Motorklappen in die Zuleitung
zum Pufferspeicher 2 (MK3) und in die Bypassleitung (MK4) eingebaut. Die Ansteuerung erfolgt ge-
mäß:

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MK3 auf und MK4 zu, wenn T6 – Tx (früher T3) < -5 K
MK3 zu und MK4 auf, wenn T6 – Tx (früher T3) < -7 K
Die eingestellten Temperaturdifferenzen und Hysteresewerte stellen experimentell ermittelte Kompro-
misswerte dar. Für diese nachträglich implementierte Pufferumgehung wurden bereits vorhandene
Regelfühler (T6, T3) verwendet, die aufgrund ihrer Positionierung nur bedingt zur Formulierung der
erforderlichen Regelbedingungen geeignet sind (T6 erheblich tiefer eingebaut als Entladeleitung, T3 im
Pufferspeicher 2 unten und nicht direkt im Netzrücklauf).

- 19 -
Abbildung 4: Vereinfachtes Schaltschema mit Regelfühlern

- 20 -
8 Messtechnik
Die Position der Messfühler ist dem vereinfachten Schaltplan (Abbildung 5) zu entnehmen.
Messstellenverzeichnis
Wärmeleistung (kW)
PKT Wärmeleistung Kollektorkreise (VKT, TKT1, TKT2)
PSP Wärmeleistung Beladung Pufferspeicher (VSP, TSP1, TSP2)
PSS Wärmeleistung Entladung Pufferspeicher (VSS, TSS1, TSS2)
PVV Wärmeleistung Nahwärmenetz (VVV, TVV1, TVV2)
POK Wärmeleistung Kessel 1 (Öl) (VOK; TOK1, TOK2)
PGK Wärmeleistung Kessel 2 (Gas) (VGK; TGK1, TGK2)
PHT Wärmeleistung vom Heizkreis (VSS; THT1; THT2, ab Mai 2004 PHT nur dann richtig,
wenn PS durchströmt wird)
Volumenströme (m 3 /h)
VKT Volumenstrom Kollektorkreise
VSP Volumenstrom Beladung Pufferspeicher
VSS Volumenstrom Entladung Pufferspeicher
VVV Volumenstrom Nahwärmenetz
VOK Volumenstrom Kessel 1 (Ölkessel)
VGK Volumenstrom Kessel 2 (Gaskessel)
elektrische Leistung Solarsystem (kW)
NST elektrische Leistung Strombedarf Solarsystem (P1, P2, V1, V2, Regelung)
Betriebsstunden (h)
HP1 Betriebsstunden Pumpe P1 Solarkreis
HP2 Betriebsstunden Pumpe P2 Beladung Pufferspeicher
HV1 Betriebsstunden Ventil V1 Beladung Pufferspeicher 1
HV2 Betriebsstunden Ventil V2 Beladung Pufferspeicher 2
Temperaturen (°C)
TKT1 Temperatur Kollektorkreise Warmseite
TKT2 Temperatur Kollektorkreise Kaltseite
TSP1 Temperatur Beladung Pufferspeicher Warmseite
TSP2 Temperatur Beladung Pufferspeicher Kaltseite
TSS1 Temperatur Entladung Pufferspeicher Warmseite
TSS2 Temperatur Entladung Pufferspeicher Kaltseite
TVV1 Temperatur Nahwärmenetz Warmseite
TVV2 Temperatur Nahwärmenetz Kaltseite
TOK1 Temperatur Kessel 1 (Ölkessel) Warmseite
TOK2 Temperatur Kessel 1 (Ölkessel) Kaltseite
TGK1 Temperatur Kessel 2 (Gaskessel) Warmseite
TGK2 Temperatur Kessel 2 (Gaskessel) Kaltseite
THT1 Temperatur vom Heizkreis Warmseite
THT2 Temperatur zum Heizkreis Kaltseite
TPS11 Temperatur Pufferspeicher 1, Stelle 1
TPS12 Temperatur Pufferspeicher 1, Stelle 2
TPS13 Temperatur Pufferspeicher 1, Stelle 3
TPS21 Temperatur Pufferspeicher 2, Stelle 1
TPS22 Temperatur Pufferspeicher 2, Stelle 2
TPS23 Temperatur Pufferspeicher 2, Stelle 3
TVL1 Temperatur Vorlauf Kollektorkreis unteres Feld
TVL2 Temperatur Vorlauf Kollektorkreis oberes Feld
TA Außentemperatur
spez. Strahlungsleistung (W/m 2 )
EI1 spez. Strahlungsleistung in unteres Kollektorfeld Heizhaus
EI2 spez. Strahlungsleistung in oberes Kollektorfeld Heizhaus
EI4 spez. Strahlungsleistung horizontal

- 21 -
Abbildung 5: Vereinfachter Schaltplan mit Messfühlern

- 22 -
9 Definition der Kennzahlen des Solarsystems
Die wichtigsten Kennzahlen für das Solarsystems sind wie folgt definiert:
Kollektorkreisnutzungsgrad (brutto) gKB
Der Kollektorkreisnutzungsgrad ist das Verhältnis von solarer Wärme, die aus dem Kollektorkreis an
die Pufferspeicher abgegeben wurde zur Gesamtstrahlung EIT, die im gleichen Zeitraum auf die aktive
Kollektorfläche aufgetroffen ist. Es wird hier für die Berechnung des Kollektorkreisnutzungsgrades gKB
die Energie QSP auf der Sekundärseite des Solarwärmetauschers verwendet, da diese genauer zu
messen ist (kein Glykolgemisch als Wärmeträger wie im Kollektorkreis auf der Primärseite des Wärme-
tauschers). Da im Wärmetauscher kaum thermische Verluste auftreten, ist dieses Verfahren zulässig.
Energie vom Kollektorkreis QSP
gKB = ____________________________ * 100 % = _______ * 100 %
Gesamtstrahlung auf Kollektorfeld EIT
Solarsystemnutzungsgrad (brutto) gSB
Der Systemnutzungsgrad ist das Verhältnis von solarerer Nutzenergie des Solarsystems QSS* zur
Strahlungsenergie EIT, die im gleichen Zeitraum auf die aktive Kollektorfläche aufgetroffen ist.
Nutzenergie des Solarsystems QSS*
gSB = ____________________________ * 100 % = _______ * 100 %
Gesamtstrahlung auf Kollektorfeld EIT
solarer Deckungsanteil D
Der solare Deckungsanteil ist das Verhältnis von solarer Nutzenergie des Solarsystems QSS* zum
Energiebedarf des Nahwärmenetzes einschl. Leitungsverluste QVV.
Nutzenergie des Solarsystems QSS*
D = ____________________________ * 100 % = _______ * 100 %
Energie für Nahwärmenetz QVV
Da in den Messperioden 1 – 3 keine Pufferspeicherumgehung implementiert war, sind die Messwerte
für QSS (= Nutzenergie aus dem Pufferspeicher) aus diesen Bilanzzeiträumen um den Betrag des
konventionellen Energieeintrags (= negative Nutzenergie) in den Pufferspeicher zu niedrig. Im Wert
QSS* wurde dies rechnerisch korrigiert (s. Kap.11.1, S. 37). In der 4. Messperiode sind die beiden
Werte QSS und QSS* identisch, eine Korrektur entfällt. (Seit Inbetriebnahme der Pufferspeicherumge-
hung wird der Pufferspeicher nur noch dann durchströmt, wenn der Rücklauf kälter ist als der Puffer-
speicher, somit erfolgt kein konventioneller Energieeintrag mehr.)

- 23 -
10 Messperiode 1 (04.11.2001 – 03.11.2002)
10.1 Situation Bebauung "Badener Hof"
Bis zum 31.12.2002 sind 148 Wohneinheiten von den geplanten 540 Wohneinheiten an das Nahwär-
menetz angeschlossen worden. Der aktuelle Stand der Wohnsiedlungsbebauung kann der Tabelle 1
entnommen werden.
Anzahl Gebäude
Personenzahl
Anzahl
Wohneinheiten
Plan-Zustand Ist-Zustand (31.12.2002)
15 Mehrfamilienhäuser (MFH)
34 Einfamilienhäuser (EFH)
8 Doppelhäuser (DH)
72 Reihenhäuser (RH)
insgesamt 1004 Personen, gerechnet mit
Planbelegung:
für MFH: 2 Pers./WE
für EFH: 4 Pers./WE
für DH: 4 Pers./WE
für RH: 3 Pers./WE
538 WE, davon
310 in MFH
228 in EFH, DH, RH
7 Mehrfamilienhäuser (MFH)
3 Einfamilienhäuser (EFH)
4 Doppelhäuser (DH)
16 Reihenhäuser (RH)
insgesamt ca. 334 Personen, gerechnet mit
Planbelegung:
für MFH: 2 Pers./WE
für EFH: 4 Pers./WE
für DH: 4 Pers./WE
für RH: 3 Pers./WE
148 WE davon
121 in MFH
3 in EFH
8 in DH
16 in RH
Tabelle 1: Plan- und Ist- Zustand der Wohnsiedlung "Badener Hof" Heilbronn
Der maximale Wärmebedarf (Gebäudeheizung + Warmwasserbereitung + Nahwärmenetzverluste) für
die geplanten 540 Wohneinheiten der Siedlung wurde im Rahmen der Planung auf ca. 4.300 MWh/a
(ab Heizzentrale) angesetzt. Aufgeteilt auf die Verbraucher Heizung, Warmwasser und Netzverluste
ergeben sich:
2.900 MWh/a für die Gebäudeheizung
800 MWh/a für die Warmwasserbereitung inkl. Gebäudezirkulation
600 MWh/a für Verluste im Nahwärmenetz
Anhand der Anzahl der fertig gestellten WE lässt sich abschätzen, dass der Energiebedarf ab Heiz-
zentrale etwa 1/3 der geplanten Menge entsprechen müsste. Gemäß den ZfS-Messungen wurden
während der ersten Messperiode ab Heizzentrale ca. 1.663 MWh (QVV) an Energie abgegeben, was
etwa 39 % des Planwertes entspricht. Die aufgetretenen Netzverluste sind unabhängig von den ange-
schlossenen WE und wirken sich, da sie bei vollständig verlegtem Netz immer in etwa gleich sind, in
dieser Messperiode relativ stärker aus als bei erfolgtem Endausbau.

- 24 -
10.2 Darstellung der Messwerte, Anlagenverhalten
Tabelle 2 zeigt eine Zusammenfassung der wichtigsten Messdaten und Kennzahlen für die erste
Messperiode der Solaranlage. Von der Einstrahlung auf die Kollektorfelder (EIT) in Höhe von
446,1 MWh/a wurden 138,2 MWh/a (QSP) vom Solarwärmetauscher an den Ladekreis zu den Puffer-
speichern abgegeben. Dabei wurde ein Kollektorkreisnutzungsgrad brutto (gKB) von 31 % erreicht. Die
Differenz zwischen der Strahlungsenergie und der an den Ladekreis abgegebenen Solarwärme resul-
tiert aus optischen Verlusten der Kollektoren und thermischen Verlusten in den Kollektorkreisen.
Bezeichnung Abkürzung Messzeitraum
04.11.2001 bis 03.11.2002 (365 Tage)
Einstrahlung auf unteres Kollektorfeld EI1 165.000 kWh 3,30 kWh/(m²∙d)
Einstrahlung auf oberes Kollektorfeld EI2 281.100 kWh 3,22 kWh/(m²∙d)
Summe Einstrahlung auf Kollektorfelder EIT 446.100 kWh 3,25 kWh/(m²∙d)
Energie aus den Kollektorfeldern (Solarkreis) QKT 144.100 kWh 1,05 kWh/(m²∙d)
Energie Beladung Pufferspeicher (Ladekreis) QSP 138.200 kWh 1,01 kWh/(m²∙d)
Energie Entladung Pufferspeicher (Entladekreis) QSS* ca. 124.000 kWh 0,90 kWh/(m²∙d)
Energie an Nahwärmenetz QVV 1.663.600 kWh 12,12 kWh/(m²∙d)
Energie aus Kesseln (Nachheizung) QK ca. 1.540.000 kWh 11,22 kWh/(m²∙d)
Elektrische Energie für Solarsystem NST 724 kWh 1,98 kWh/d
Betriebsstunden Pumpe Kollektorkreis HP1 2.114 h 5,79 h/d
Betriebsstunden Pumpe Beladung Pufferspeicher HP2 1.796 h 4,92 h/d
Volumenstrom Kollektorkreis VKT 8.710 m³ ./.
Volumenstrom Beladung Pufferspeicher VSP 7.940 m³ ./.
Volumenstrom Entladung Pufferspeicher VSS 47.270 m³ ./.
Volumenstrom Nahwärmenetz VVV 55.910 m³ ./.
Kollektorkreisnutzungsgrad brutto (QSP/EIT) gKB 31,0 %
Solarsystemnutzungsgrad brutto (QSS*/EIT) gSB ca. 27,8 %
Solarsystemnutzungsgrad netto (QSS*-NST/EIT) gSB ca. 27,6 %
Deckungsanteil durch Solarenergie (QSS*/QVV) D 7,5 %
Temperatur Vorlauf Nahwärmenetz (gemittelt) TVV1 70,3 °C
Temperatur Rücklauf Nahwärmenetz (gemittelt) TVV2 45,1 °C
Garantieerfüllung für Solarenergie (QSP) 96,1 %
Garantieerfüllung für Kollektorkreisnutzungsgrad 95,9 %
* siehe Kapitel 11.1 Solarsystem mit einem gesteuerten Bypass zur Pufferumgehung
Tabelle 2: Zusammenfassung von Messdaten und Kennzahlen aus der Messperiode 2001/2002
Abbildung 6 zeigt den Verlauf der Einstrahlung, des Solarertrages und den Kollektorkreisnutzungsgrad
als Tageswert im Wochenmittel im Verlauf der Messperiode. Eingezeichnet sind auch der geplante
Kollektorkreisnutzungsgrad (35,6 %) und der gemessene Nutzungsgrad im Jahresmittel mit 31,0 %.
Die Planwerte werden also deutlich verfehlt. Im Folgenden wird dargelegt, dass die Solaranlage trotz-
dem nicht schlecht gearbeitet hat und welche Randbedingungen (Netzrücklauftemperatur, Netzvolu-
menstrom) für die Nichterfüllung der Planwerte verantwortlich sind.

spez. Tagesmittel aus Wochensummen
EIT und QSP [kWh/m²d]
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
6.11
20.11
4.12
18.12
1.1
15.1
29.1
12.2
26.2
12.3
26.3
- 25 -
9.4
23.4
7.5
21.5
4.6
18.6
2.7
16.7
30.7
letzter Tag der Messwoche, Messjahr 2001/2002
Einstrahlung auf Kollektorfelder Ertrag aus Kollektorkreis (QSP)
Kollektorkreisnutzungsgrad, brutto Kollektorkreisnutzungsgr. im Jahresmittel, geplant
Kollektorkreisnutzungsgr. im Jahresmittel, gemessen
Abbildung 6: Strahlungs- und Nutzenergie, Kollektorkreisnutzungsgrad Messperiode 2001/2002
Aus dem Ladekreis wurden 138,2 MWh/a an den Pufferspeicher abgegeben. Zwischen der von den
Kollektoren abgegebenen Energie und der Energie, die in die Pufferspeicher übertragen wurde, er-
rechnet sich ein Unterschied von 4,1 %, obwohl die thermischen Verluste des Solarwärmetauschers
vernachlässigbar sind. Vermutlich ist dieser Unterschied auf Ungenauigkeiten der Messsensoren ins-
besondere bei der Volumenmessung zurückzuführen. Die für Volumenzähler angegebenen Genauig-
keiten gelten für einen Betrieb mit dem Medium Wasser, während der Kollektorkreis hier aber mit ei-
nem Gemisch aus Antifrogen N (auf Ethylenglykolbasis) und Wasser bei einer Konzentration von ca.
34 % gefüllt ist. Dies hat Genauigkeitseinbußen zur Folge, deren Größe nicht näher bestimmbar ist.
In der betrachteten Messperiode haben die Volumenströme der Kollektorkreis- und der Beladekreis-
pumpe den Wert von 7 m³/h nicht überschritten. Beide Pumpen arbeiten im sog. "Matched-Flow-
Betrieb“ (Angepasster Volumenstrom; vgl. Kap. 11.2 Durchflussvarianten im Kollektor- und Belade-
kreis). Der maximale Volumenstrom im Beladekreis war mit ca. 16,5 l/(h*m² KF) größer als der maxima-
le Volumenstrom im Kollektorkreis mit ca. 15,8 l/(h*m² KF) (siehe Abbildung 7). Da die spezifische
Wärmekapazität des Wärmeträgers im Beladekreis (Wasser mit 4,19 kJ/(kg*K)) größer als die im Kol-
lektorkreis (Antifrogen N mit 3,67 kJ/(kg*K)) ist, wird normalerweise die Pumpenauslegung bzw. Pum-
peneinstellung umgekehrt vorgenommen (Volumenstrom im Kollektorkreis größer als der Volumen-
strom im Beladekreis – VKT > VSP). Die derzeit eingestellte Abweichung ist aber noch nicht bedenk-
lich. Unserer Vermutung nach ist die aktuelle Einstellung vorgenommen worden, weil im Laufe der
Siedlungsbebauung ein zusätzliches Kollektorfeld installiert werden sollte und die Beladekreispumpe
13.8
27.8
10.9
24.9
8.10
22.10
5.11
50
40
30
20
10
0
-10
-20
-30
Kollektorkreisnutzungsgrad [%]

- 26 -
schon vorab auf den höheren Volumenstrom dimensioniert wurde. Dies bestätigt ein Vergleich der in-
stallierten Pumpen (siehe Kap.3).
Abbildung 7: Regelung der Kollektorkreis- und Beladekreispumpe
Abbildung 8: Temperaturen und Volumina auf der Belade- und Entladeseite des Pufferspeichers

- 27 -
Abbildung 8 zeigt Temperaturen und Durchflüsse auf der Be- und Entladeseite des Pufferspeichers. Da
die Pufferspeicher permanent vom Rücklaufvolumen des Nahwärmenetzes durchströmt werden, erfolgt
eine Aufladung des Pufferspeichers nur dann, wenn der Durchfluss im Beladekreis der Solaranlage
größer ist als der Netzvolumenstrom (d.h. VBeladung > VEntladung). Andernfalls wird die solar gewonnene
Wärme sofort an das Nahwärmenetz angegeben und dort genutzt.
Die Entladung dauert in der Regel nicht länger als 14 Stunden (Abschätzung mit Hilfe von Speicher-
temperaturen an schönen Sommertagen). Mit steigendem Netzvolumenumsatz im Laufe der weiteren
Bebauung des Siedlungsgebietes ist mit noch kürzeren Verweilzeiten der Solarwärme in den Puffer-
speichern zu rechnen.
Abbildung 9: Temperaturverteilung in den beiden Pufferspeichern am 28.07.2002
Die Temperaturverteilung über die Höhe der Pufferspeicher an dem in Abbildung 9 gewählten Tag
zeigt, dass sich, obwohl die Pufferspeicher kontinuierlich vom Rücklauf des Nahwärmenetzes durch-
strömt werden, dennoch eine sehr gute Temperaturschichtung in den Pufferspeichern ausbilden kann.
Insgesamt ergibt sich bei den Netztemperaturen in der hier betrachteten Messperiode 1 folgendes Bild:
Netzvorlauftemperatur im Tagesmittel: Netzrücklauftemperatur im Tagesmittel:
im Winter 72 °C im Winter 44 °C
im Sommer 70 °C im Sommer 47 °C
Übergangszeit 70 °C Übergangszeit 44 °C

- 28 -
Die in der Planung festgelegte maximale Netzvorlauftemperatur beträgt im Sommer 70 °C. Bei Inbet-
riebnahme des Nahwärmenetzes war die Netzvorlauftemperatur zunächst auf einen Wert von 65 °C ab
Heizzentrale bei Außentemperaturen größer als 6 °C eingestellt worden. Ab etwa November 2001 (also
schon am Anfang der hier betrachteten Messperiode) wurde sie (für den betreffenden Außentempera-
turbereich > 6 °C) auf 70 °C angepasst. Der Grund für diese Anhebung bestand nach Auskunft der
Stadtwerke Heilbronn darin, dass wegen der noch niedrigen Zahl von Abnehmern und des dadurch
geringen Volumendurchsatzes im Nahwärmenetz an den Wohnungsübergabestationen nur ca. 58 °C
bis 60 °C anlagen. Es gab deshalb Probleme, die in den Anschlussbedingungen garantierten An-
schlusstemperaturen und damit eine zugesagte Warmwassertemperatur von 60 °C ab Speicher bereit-
zustellen. Es ist davon auszugehen, dass im Laufe der Siedlungsbebauung die Netzvorlauftemperatur
wieder auf den ursprünglich geplanten Wert gesenkt werden wird und damit auch die Rücklauftempe-
ratur den Maximalwert von 45 °C nicht mehr überschreiten wird.
Temperatur [°C]
80
70
60
50
40
30
20
10
0
-10
-20
4.11
18.11
2.12
16.12
30.12
13.1
27.1
10.2
Netzvorlauftemperatur SOLL*
Netzrücklauftemperatur IST
24.2
10.3
Netzrücklauftemperatur MAX soll = 45 °C
Zeit (Messperiode 1; 2001/2002; Tage im Jahr)
24.3
7.4
21.4
5.5
19.5
2.6
16.6
30.6
14.7
28.7
11.8
25.8
Netzvolumendurchsatz
8.9
22.9
6.10
20.10
Netzvorlauftemperatur IST
Außentemperatur
* Die Netzvorlauftemperatur SOLL wurde aus den Auslegungstemperaturen in Verbindung mit den gemessenen
Außentemperaturwerten als Gleitkurve abgeleitet.
Abbildung 10: Netzvor- und -rücklauftemperaturen, Netzvolumendurchsatz
3.11
50000
45000
40000
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
Volumenstrom [Liter/h]

- 29 -
Die Netzrücklauftemperatur liegt im Sommer ca. 3 K höher als geplant. Zudem sind im Jahresverlauf
der Tagesmesswerte (Mittel- bzw. Summenwerte) für den Netzvolumenstrom und vor allem für die
Netzrücklauftemperatur einmal wöchentlich (mittwochs) Spitzen erkennbar, die das Temperaturniveau
in den Pufferspeichern deutlich anheben (s. Abbildung 10). Verursacht wurde dies durch Regelmecha-
nismen zur Legionellenbekämpfung in einer oder mehreren der Wohnungsübergabestationen. Alle
Wärmeübergabestationen wurden daraufhin noch einmal vom Betreiber überprüft und falls erforderlich
optimiert. Das Ergebnis dieser Maßnahmen ist ab etwa September 2002 zu sehen, wo die Spitzen in
der Netzrücklauftemperatur bereits deutlich reduziert sind. Eine Messdatenkontrolle über den
3.11.2002 hinaus ergab, dass die Spitzen in der Rücklauftemperatur seit etwa Dezember 2002 voll-
ständig verschwunden sind.
10.3 Überprüfung der Kollektorkennlinie anhand von Messwerten
In der Garantieerklärung des Bieters wurde ein Solarertrag ab WT Kollektorkreis von 167 MWh/a und
ein Kollektorkreisnutzungsgrad von 35,6 % angegeben. Nun bedeutet der gegenüber den Erwartungen
bzw. der gegenüber der abgegebenen Ertragsgarantie deutlich geringere gemessene Energieertrag
noch nicht, dass die Solaranlagen selbst schlecht arbeiten. Um hierzu nähere Aufschlüsse zu erhalten,
wurden aus den Messwerten des Jahres 2001/2002 die Kollektorkreiswirkungsgrade gebildet und mit
den theoretischen Kennlinien der in Heilbronn eingesetzten Kollektoren verglichen. Diese erhält man
aus den bekannten Testberichten zertifizierter Prüfinstitute.
Die Kennlinie bezeichnet den Verlauf des Kollektorwirkungsgrades (Energieabgabe aus dem Kollektor
bezogen auf das Energieangebot in Abhängigkeit von der Temperaturdifferenz zwischen der mittleren
Kollektortemperatur (Ein- und Austritt) und der Außentemperatur bezogen auf die Strahlung). Ermittelt
wird die Kennlinie unter genormten Bedingungen in Prüfstandsversuchen. Die Kenntnis der Kollektor-
kennlinie und der sich daraus ableitenden Kollektorkennwerte ist notwendig, um eine thermische So-
laranlage mit Hilfe eines Simulationsprogramms berechnen zu können. Mit Hilfe von gewonnenen
Messwerten lässt sich durch Vergleich mit der theoretischen Kennlinie die tatsächliche Leistungsfähig-
keit der Kollektoren bestimmen. In der Anlage in Heilbronn ist dabei zu beachten, dass die zur Ermitt-
lung des Wirkungsgrades benötigten Temperaturen aus baulichen Gründen am Wärmetauscher im
Keller des Heizhauses und nicht, wie es nach den Testverfahren der Prüfinstitute richtig wäre, direkt
am Kollektor auf dem Dach abgegriffen werden.
In die gemessenen Temperaturen gehen deshalb nicht nur die Verluste am Kollektor (die durch die
Kennlinie aufgezeigt werden), sondern zusätzliche thermische Verluste durch die Verrohrung des Kol-
lektorfeldes und durch die Steigleitung vom Kollektorfeld bis zum Wärmetauscher zwischen Kollektor-
kreis und Ladekreis ein. Die aus den Messdaten gewonnenen Wirkungsgradpunkte stellen somit Kenn-
linienpunkte für den Kollektorkreis dar. Trägt man diese tatsächlichen Betriebspunkte trotzdem in ein

- 30 -
Diagramm für die theoretische Kollektorkennlinie ein, so äußern sich die zusätzlich darin enthaltenen
Rohrleitungsverluste in einem Abstand zur vorgegebenen Wirkungsgradkurve des Kollektors. Realisti-
scherweise muss also von einer Differenz zwischen Kollektorkennlinie und den Wirkungsgradpunkten
für den Kollektorkreis ausgegangen werden. Unter Berücksichtigung der baulichen Gegebenheiten
sollte der Abstand bei den Anlagen im Badener Hof höchstens etwa 10 % betragen. Die folgende Auf-
stellung zeigt in knapper Übersicht die Formeln für die Berechnung der Kollektorkennlinien, die Kollek-
torkennwerte aus Prüfberichten für die im Badener Hof eingebauten Kollektoren, daraus berechnete
Stützwerte für die Kollektorkennlinien und die für die Auswertung der Messwerte notwendigen Formeln.
Nachrechnung Kollektorkennlinie
a) Formel für Kollektorkennlinie ��theor = �0 - ( c1 � x ) - (c2 � EI � x 2 )
b) Kollektorkennwerte aus Prüfbericht: ITW 98COL114
IMK
�0 0,7566 Die hier angegebenen Kollektorkennwerte sind von Apertur-
auf Absorberfläche umgerechnet. Als Flächenverhält-
C1 3,541
nis zur Umrechnung wurde dabei die Gesamtapertur- zur
0,01165
Gesamtabsorberfläche verwendet.
C2
c) Berechnung der Kollektorkennlinien für Diagramme mit Kollektorkennwerten
x ��theor
0,0000 0,7566
0,0200 0,6813
0,0400 0,5968
0,0600 0,5034
0,0800 0,4008
0,1000 0,2893
IMK Die Kollektorfläche in Heilbronn setzt sich aus zwei unter-
schiedlich geneigten Einzelflächen zusammen. Für die
Berechnung von ��theor wird deshalb eine über alle betrachteten
Messpunkte gemittelte und flächengewichtete Einstahlung
in die Kollektorebene EImit verwendet.
Messperiode 1: EImit: 968 W/m²
Messperiode 2: EImit: 954 W/m²
Messperiode 3: EImit: 969 W/m²
Messperiode 4: EImit: 969 W/m²
In der linken Tabelle sind die Werte für die 1. Messperiode
eingetragen. Für die anderen Messperioden weichen diese
Werte (wg. unterschiedlicher jährlicher Einstrahlung) geringfügig
hiervon ab.
d) Berechnung der Wirkungsgradpunkte für Diagramm aus Messwerten
Tm = ( TKT1 + TKT2 ) / 2
x = (Tm - TA) / EImit
� = QSP/EImit = Solarertrag/Mittl. Einstrahlung in Kollektorebenen
Abbildung 11 zeigt die Verhältnisse in der Anlage Badener Hof während der 1. Messperiode. Eingetra-
gen ist die Kennlinie aus dem Prüfbericht des eingebauten Kollektors sowie ein Punkthaufen der Wir-
kungsgrade des Kollektorkreises bei den gemessenen Betriebszuständen, bei denen die notwendigen
Voraussetzungen für eine zuverlässige Wirkungsgradermittlung erfüllt waren. Da das Kollektorfeld aus
2 Teilfeldern (oberes und unteres Feld) mit unterschiedlicher Neigung aber gleicher Ausrichtung be-

- 31 -
steht, der Solarertrag aus dem Kollektorkreis jedoch nur an einer Stelle gemeinsam erfasst wird, muss
für die Berechnung des x-Wertes eine gemittelte und flächengewichtete Einstrahlung in die Kollektor-
ebene EImit gebildet werden, um so die Messwerte mit einem möglichst geringen Fehler im Diagramm
darstellen zu können.
eta
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
0,00
Kollektor-Kennlinie Sonnenkraft IMK
Energie Kollektorfeld - Messwerte, Heilbronn, Badener Hof
Abweichung
0,01
0,02
0,03
0,04
0,05
0,06
x = (T m - T L)/EI mit
Kollektorkreisnutzungsgrad,
brutto (Jahresmittelwert)
0,07
g KB = 31,0%
Kollektorkennlinie/Messwerte: Abweichung
ca. 7,8%
Kollektorkennl./Schwerpunkt:
ca. 7,8%
Abbildung 11: Theoretische und gemessene Kollektorkennlinie in 2002/2003
Der Vergleich zwischen dem Schwerpunkt der Messpunkte und der Kollektorkennlinie ergibt in der
1. Messperiode eine Abweichung von ca. 7,8 %. Dieser Wert liegt im Bereich des Zulässigen (ca.
10 %) und zeigt, dass die Kollektoren (unter Berücksichtigung des oben Gesagten über den Unter-
schied zwischen Kollektoren und Kollektorkreis) die in den Prüfberichten ermittelten Werte erreichen.
In den folgenden Messjahren soll diese Untersuchung wiederholt werden. Es wird sich dann zeigen,
inwieweit das Verhalten der Kollektoren stabil bleibt oder ob Alterung (oder auch andere Einflüsse) die
Leistungsfähigkeit der Kollektoren negativ beeinflussen.
10.4 Garantierter Solarertrag und Nutzwärmekosten
Das Verfahren im Rahmen des Programms Solarthermie-2000, Teilprogramm 2 sieht vor, dass der
Bieter für die Installation eines Solarsystems unter Zugrundelegung der im Leistungsverzeichnis ge-
nannten Randbedingungen (Netzrücklauftemperatur und Einstrahlung) den Energieertrag aus dem
Solarsystem garantiert. Da die Betriebsbedingungen während der Messphase nicht mit den in den
Ausschreibungsunterlagen festgelegten Standardbedingungen übereinstimmen, wird der vom Anbieter
0,08
0,09
0,10

- 32 -
garantierte Ertrag unter Berücksichtigung der realen Betriebsbedingungen mit Hilfe eines Simulations-
programms (hier TRNSYS) korrigiert. Verschlechterungen der realen Betriebsbedingungen (geringere
Einstrahlung, höhere Netzrücklauftemperaturen) oder Verbesserungen (höhere Einstrahlung, niedrige-
re Netzrücklauftemperaturen) gegenüber den vorgegebenen Werten werden also dem Anbieter weder
angelastet noch gutgeschrieben, wohl aber werden sie – was die Rücklauftemperaturen betrifft – den
an der Planung oder Errichtung der konventionellen Technik beteiligten Firmen "zur Last gelegt". Un-
vermeidliche Betriebsausfälle, die nicht auf einer fehlerhaften Installation beruhen, werden so berück-
sichtigt, als seien sie nicht aufgetreten.
In Tabelle 3 ist das Ablaufschema wiedergegeben, wie die vom Bieter abgegebene Ertragsgarantie auf
die tatsächlichen Betriebsbedingungen umgerechnet wird. Die Spalten mit den Werten repräsentieren
die Ergebnis im Messjahr 2001/2002.
Zeile Wert
1
2
3
4
5
6
7
Garantie des Bieters auf Grund
der Randbedingungen LV
Ergebnis Simulation ZfS mit
Randbedingungen LV
Faktor ZfS-Simulation/Garantie
[Zeile 1/Zeile 2]
Ergebnis Simulation ZfS mit
realen Betriebsbedingungen
korrigierte Simulation ZfS mit
realen Betriebsbedingungen
[Zeile 4 � Faktor Zeile 3])
Messergebnis
04.11.2001 – 03.11.2002
Verhältnis Messergebnis zu
korrigierter Simulation
[Zeile 6 zu Zeile 5]
Tabelle 3: Berechnung Garantieerfüllung 1. Messperiode
Ertrag
ab Wärmetauscher
Kollektrokreis
Systemnutzungsgrad
ab Wärmetauscher
Kollektorkreis
167,0 MWh/a 35,58 %
162,0 MWh/a 34,52 %
1,0309
(Überschätzung Ertrag durch
den Anbieter)
1,0309
(Überschätzung Systemnutzungsgrad
durch den Anbieter)
139,6 MWh/a 31,34 %
143,9 MWh/a
(Überschätzung durch den
Anbieter eingearbeitet, da
garantiert)
32,30 %
(Überschätzung durch den
Anbieter eingearbeitet, da
garantiert)
138,2 MWh/a 30,99 %
96,1 % 95,9 %
Das Verfahren sieht vor, zunächst die Ertragsgarantie des Bieters mit einem möglichst realistischen
TRNSYS-Simulationsmodell des Solarsystems mit den Randbedingungen aus dem Leistungsverzeich-
nis nachzurechnen (Zeile 2). Daraus ergibt sich ein Faktor, um wie viel der Anbieter die Systemeffi-
zienz gegenüber der Rechnung der ZfS über- oder unterschätzt hat (Zeile 3). In einem zweiten Schritt
erfolgt eine nochmalige Simulation, diesmal mit den tatsächlichen Messwerten für Strahlung, Netz-
durchfluss (angenähert) und Netzrücklauftemperatur (Zeile 4). Das dabei erzielte Ergebnis wird mit
dem Faktor aus der ersten Simulation bewertet (Zeile 5) und mit dem tatsächlich erzielten Energieer-
trag (Messwert, Zeile 6) verglichen (Zeile 7). Die Garantie ist erfüllt, wenn einer der beiden Werte in
Zeile 7 größer oder gleich 90 % ist.

- 33 -
Der garantierte Solarertrag für die Solaranlage wurde, da eine Berechnung mit dem Simulationsprog-
ramm TRNSYS wegen seiner Komplexität für die Bieter kaum möglich ist, vom Steinbeis-Transfer-
zentrum (STZ) in der Funktion als Planer vorgenommen. Bei einer Globalstrahlung von 1.119 kWh/m²
(Strahlungs- und Klimadaten für den Standort Würzburg, Plan-Netzrücklauftemperatur s. Abbildung 12)
wurden vom Steinbeis-Transferzentrum 167,0 MWh/a Solarenergie ab Wärmetauscher Kollektor-
kreis errechnet, die laut Randbedingungen zum Leistungsverzeichnis als Garantiegrenze für die Ab-
gabe von Solarenergie festgelegt war. Vom Bieter wurde dieser Wert dann als Garantiewert übernom-
men. Der Kollektorkreis-Nutzungsgrad von 35,58 % taucht expliziert nicht in den Ertragsgarantie des
Bieters auf, sondern wurde, um wie bei allen anderen Anlagen im Förderprogramm ST2000 auch für
den solaren Nutzungsgrad eine Ertragserfüllung angeben zu können, von der ZfS nachträglich anhand
der Unterlagen vom Steinbeis-Transferzentrum ausgerechnet.
Tabelle 4 zeigt nun die maßgeblichen Größen für die Garantiebestimmung nochmals in einer Zusam-
menfassung. Besonders zu beachten ist dabei die Netzrücklauftemperatur, da hier die Planwerte und
die im Betrieb gemessenen Werte erheblich voneinander abweichen. Die überhöhte Rücklauftempera-
tur aus dem Nahwärmenetz (siehe Abbildung 12) fließt in diese Garantie-Berechnung durch eine Simu-
lation mit den realen Betriebsbedingungen ein (vgl. Zeile 4 in Tabelle 3), sodass dem Bieter, da die
Netzrücklauftemperatur außerhalb seines Verantwortungsbereiches liegt, daraus kein Nachteil bzgl.
seiner Solarenergiegarantie entsteht.
Einheit
Garantierechnung
Steinbeis-
Transferzentrum
(STW)
Nachrechnung
ZfS
TRNSYS-Simulation
mit realen
Betriebsbedingungen
Beaufschlagung der
TRNSYS - Ergebnisse
unter realen
Betriebsbedingungen
mit Faktoren
ZfS - Messung
4.11.2001 – 3.11.2002
Globalstrahlung kWh/m²a 1.119 1.119 1.062 1.062 1.062
Einstrahlungsenergie in Koll. MWh/a 469,3 469,3 445,5 445,5 446,1
Solarertrag (QSP) MWh/a 167,0 162,0 139,6 143,9 138,2
Kollektorkreisnutzungsgrad % 35,6 *)
34,5 31,3 32,3 31,0
Mittlere Netzrücklauftemperatur °C 39,4 39,4 45,1 45,1 45,1
Garantieerfüllung für die Solaranlage aus Kollektorkreis in % 96,1
Garantieerfüllung für Kollektorkreisnutzungsgrad in % 95,9
*) ZfS-Berechnung
Tabelle 4: Garantierter, gemessener und simulierter Nutzungsgrad der Solaranlage

- 34 -
Abbildung 12: Vergleich der gemessenen und der bei der Planung des Solarsystems errechneten
Netzrücklauftemperatur
Der in der Messperiode 04.11.2001 bis 03.11.2002 gemessene Solarertrag aus dem Kollektorkreis mit
138,2 MWh/a bzw. der gemessene Kollektorkreisnutzungsgrad mit 31,0 % (siehe Tabelle 4) und der
simulierte, aber mit realen Betriebsbedingungen gerechnete und mit dem Faktor korrigierte So-
larertrag mit 143,9 MWh/a bzw. Kollektorkreisnutzungsgrad mit 32,3 % werden jeweils (gemäß des im
Programm Solarthermie-2000 benutzten Nachrechnungsverfahrens für die Ertragsgarantie) für die Er-
mittlung der Garantieerfüllung in Relation gesetzt (Ablauf der Berechnung siehe in Tabelle 3). Es ergibt
sich für die erste Messperiode eine Garantieerfüllung von 96,1 % bei Betrachtung des Solarertrags
bzw. 95,9 % bei Betrachtung des Kollektorkreisnutzungsgrades. Die Ertragsgarantie des Bieters ist
damit erfüllt, da mindestens einer der beiden Werte, wie dies in den Randbedingungen zum LV fest-
gelegt ist, über 90 % liegt.
Dies darf aber nun keineswegs so interpretiert werden, als habe die Anlage die Erwartungen erfüllt.
Würde sie auf ein Nahwärmenetz mit Rücklauftemperaturen wie in der Plan-Berechnung (ca. 5 – 10 K
unter den realen Werten) arbeiten, so müsste sie einen Nutzungsgrad von etwa 36 % erreichen (siehe
Planwert oder den ZfS-Nachrechnungswert lt. Tabelle 4). Die Solaranlage hat somit gegenüber der
Planung nur ca. 85 % des absoluten Garantiewertes erreicht. Es ist deshalb unbedingt anzustreben,
die Netzrücklauftemperatur auf die Planwerte abzusenken, damit die Solaranlage auch tatsächlich die
Energie liefert, die lt. Plan vorgesehen ist.
Mit dem gemessenen Ertrag aus dem Solarsystem kann nun festgestellt werden, welche Nutzwärme-
kosten sich im realen Betrieb ergeben haben. Eine Übersicht der Systemkosten und errechneten
Nutzwärmekosten zeigt Tabelle 5. Die Kosten des Solarsystems einschl. Planungskosten und Mehr-
wertsteuer betrugen 223.875 €. Setzt man eine Verzinsung von 6 % und eine Lebensdauer für das
Solarsystem von 20 a an, so ergibt sich eine relative Annuität von 8,72 %, umgerechnet auf absolute

- 35 -
Werte sind es 19.522 €. Hierbei wurden (gem. vereinfachter Berechnung in Solarthermie-2000) In-
standhaltungs- und Betriebskosten nicht berücksichtigt. Die Einbeziehung dieser Positionen ergäbe
15 % bis 20 % höhere Wärmekosten. Bei Vorsteuerabzugsberechtigung sind im Gegenzug 16 %
MwSt. abziehbar.
Bezogen auf 167 MWh/a garantierte Solarenergie bzw. 138,2 MWh/a gemessene Solarenergie erge-
ben sich Nutzwärmekosten von 0,1169 bzw. 0,1412 €/kWh. Der Vergleich dieser beiden Werte zeigt
deutlich, dass, obwohl die solare Ertragsgarantie vom Bieter erfüllt wurde, im realen Betrieb die Plan-
werte für die Nutzwärmekosten überschritten wurden. Dies unterstreicht die obige Forderung nach
Anstrengungen, die Netzrücklauftemperatur nach Möglichkeit auf den Planwert zu senken, um somit
geringere Nutzwärmekosten zu erreichen.
garantierter Energieertrag aus Solarsystem für den Ertrag
aus den Feldern auf dem Heizhaus (Summe 387,4 m 2 ),
ohne Kollektorfeld Nachbargebäude
Plan Real (4.11.01 – 3.11.02)
167.000 kWh/a
431 kWh/(m 2 ·a)
Summe Solarsystem, ohne MwSt. 166.603 €
Planungskosten 26.392 €
Summe Solarsystem mit Planungskosten, ohne MwSt. 192.995 €
Summe Solarsystem mit Planungskosten, inkl. 16 % MwSt. 223.875 €
Nutzwärmekosten Solarenergie
bei 8,72 % Annuität für 20 Jahre Lebensdauer und 6 % Zinsen
Tabelle 5: Systemkosten und garantierte Nutzenergie
138.238 kWh
357 kWh/(m 2 ·a)
0,1169 €/kWh 0,1412 €/kWh
Die spez. Solarsystemkosten betragen ca. 595 € je m² aktive Kollektorfläche. Sie liegen im normalen
Bereich für eine Anlage dieser Größe. Den größten Anteil an den Kosten (25 %) haben die Solarkollek-
toren. Zweitteuerste Position ist die Kollektoraufständerung inkl. der Pultdächer und deren Außenver-
kleidung (17 %).
Inwieweit die Solaranlage die garantierte Solarenergiemenge erreichen wird, kann erst in einigen Jah-
ren festgestellt werden, wenn das Wohngebiet vollständig bebaut worden ist. Eine ausreichende Wär-
meabnahme wird höchstwahrscheinlich eine Absenkung der Netzrücklauftemperatur zur Folge haben.
Abbildung 13 zeigt, welche Änderung des spez. Solarertrages in Abhängigkeit von dem in 3 K Schritten
variierten Netzrücklauftemperaturprofil für das solar unterstützte Nahwärmesystem "Badener Hof"
Heilbronn rechnerisch zu erwarten ist. Da schon eine geringe Absenkung der Netzrücklauftemperatur
eine deutliche Verbesserung des Solarertrages bewirkt (6 K Absenkung entspricht ca. 21 % Verbesse-
rung des Solarertrages), besteht unserer Meinung nach ein Forschungsbedarf im Bereich Wärmeüber-
gabestationen, da diese entscheidend die Netzrücklauftemperatur beeinflussen.

- 36 -
Abbildung 13: Spez. Solarertrag in Abhängigkeit von dem Niveau der Netzrücklauftemperatur

- 37 -
11 Optimierungspotenzial des Nahwärmesystems �
11.1 Solarsystem mit einem gesteuerten Bypass zur Pufferumgehung
Da der Netzrücklauf stets in den Pufferspeicher eingeleitet wird, gibt es keine Umgehung für den Fall,
dass die Netzrücklauftemperatur größer als die Pufferspeichertemperatur ist. In diesem Fall tritt dann
eine Aufladung des Puffers mit konventioneller Energie aus dem Nahwärmenetz ein. In Abbildung 14
wird diese Situation gezeigt. Dargestellt ist die Energie, die das Nahwärmenetz während der Durch-
strömung des Pufferspeichers aufnimmt (pos. Werte) bzw. in den Pufferspeicher hineinträgt (negative
Werte).
Abbildung 14: Energie Pufferspeicher-Entladeseite
.
Abbildung 15: Beladeenergie Pufferspeicher solar (gelb) und konventionell (blau)
� Dieses Kapitel basiert auf den in der Dissertation von D. Szablinski beschriebenen Optimierungsmaßnahmen. Genehmigung der Veröffent-
lichung vom 17.07.2003; Institut Energiesysteme und Energiewirtschaft (LEE), Ruhr-Universität Bochum.

- 38 -
Um die Speicherverluste korrekt ausrechnen zu können, wird die auf der Entladeseite eingespeiste
konventionelle Energie (negative Werte) als Absolutbetrag der auf der Beladeseite eingespeisten So-
larenergie (positive Werte) zugerechnet (siehe Abbildung 15). Somit bilden diese zwei Energien in der
Jahressumme die Beladeenergie, die insgesamt in die Pufferspeicher eingespeist wird. Für die Be-
stimmung der Entladeenergie werden die negativen Werte der auf der Entladeseite gemessenen
Energie zu Null gesetzt und die Jahressumme nur mit den positiven Werten gebildet. Aus dem Ver-
gleich der Summen von Be- und Entladeenergie errechnen sich die Pufferspeicherverluste.
In der 1. Messperiode wurden ca. 38 MWh konventionelle Energie in die Pufferspeicher eingebracht
(Deckung der Verluste in strahlungsarmen Perioden, wenn die Netzrücklauftemperatur höher ist als die
Puffertemperatur). Zusammen mit den 138 MWh Solarenergie nahm der Pufferspeicher also
176 MWh/a auf. Demgegenüber wurden aus den Pufferspeichern ca. 159 MWh an das Wärmenetz
abgegeben. Die Speicherverluste lagen also bei 17 MWh bzw. bei knapp 10 % im Jahr. Dieser Wert ist
recht hoch und ist bedingt durch die Aufteilung des Pufferspeichervolumens auf zwei Behälter in Ver-
bindung mit einer Wärmedämmung von nur 10 cm Stärke und einer ständig hohen Temperatur in den
Puffern (mindestens Netzrücklauftemperatur).
Die Solarenergie kann nur dann in die Pufferspeicher eingespeist werden, wenn ihr Temperaturniveau
höher ist als das des Pufferspeichers. Dieser hat, da er ständig vom Netz durchflossen wird, stets min-
destens Netzrücklauftemperatur. Eine Beladung findet deshalb nur während ca. 2000 h bis ca. 3000 h
im Jahr statt. Während dieser Zeit werden die Pufferverluste durch die solare Energie gedeckt. Verlus-
te während der Beladung mit konventioneller Energie sind jedoch während der gesamten übrigen Zeit
des Jahres (ca. 5000 h bis 6000 h) zu berücksichtigen, wenn auch auf niedrigerem Temperaturniveau.
In erster Näherung kann man annehmen, dass der prozentuale Verlustanteil bei beiden Energien in
den Pufferspeichern etwa gleich hoch ist (bezogen auf die eingespeisten Energien ca. 10 %). Damit
ergibt sich, dass von der eingespeisten Solarwärme (138 MWh) ca. 124 MWh genutzt wurden. Dies
entspricht einem Solarsystemnutzungsgrad von rund 28 %. Von etwa 38 MWh eingespeister konven-
tioneller Energie wurden ca. 34 MWh wieder entnommen. Diese Verluste von etwa 4 MWh an konven-
tioneller Energie treten im Temperaturbereich zwischen den Schwankungsspitzen der Netzrücklauf-
temperatur auf.
Wäre ein Bypassventil zur Umfahrung des Pufferspeichers bei hohen Netztemperaturen eingebaut,
würde die untere Speichertemperatur erheblich unter die Rücklauftemperatur absinken (bei sehr langer
Stillstandszeit letztlich bis auf Umgebungstemperatur). Durch das Fehlen des Bypassventils entstehen
somit zusätzliche Verluste, da die Puffertemperatur unnötig hochgehalten wird. Eine Abschätzung die-
ser Verluste ist aufwändig, weil beim Vergleich der beiden Schaltungen (mit und ohne Bypass) der Ver-
lauf der Rücklauftemperatur genau, möglichst mit allen kurzzeitigen Schwankungen berücksichtigt
werden muss. Die Verwendung einer jahresgemittelten Netzrücklauftemperatur führt unvermeidlich zu
einer erheblichen Unterschätzung der unnötig eingespeisten konventionellen Energie und der durch die

- 39 -
konventionelle Beladung verursachten Verlustanteile. Aufgrund unserer Messergebnisse lassen sich
unnötige konventionelle Verluste auf ca. 3 MWh/a abschätzen.
TRNSYS 15 ist ein Simulationsprogramm, das die Möglichkeit bietet, die Netzrücklauftemperatur in
beliebigen Intervallen einzugeben. Es eignet sich daher, die o. g. Schaltungsvarianten hinsichtlich ihrer
Effizienz zu vergleichen. Wir haben zwei Fälle untersucht, bei denen die Netzrücklauftemperatur als
Jahresdatensatz von 5-min-Werten eingegeben wurde:
� Nahwärmesystem ohne Bypass Anlage ist zurzeit so ausgeführt.
� Nahwärmesystem mit Bypass Fiktiv, der Netzrücklauf wird an dem Pufferspeicher vor-
beigeführt, wenn die Netzrücklauftemperatur höher als die
Pufferspeichertemperatur ist.
Das Ergebnis der Untersuchung kann der folgenden Tabelle 6 entnommen werden.
Energie Beladung Speicherverluste � Verluste
Zeile solar konv. solar konv.
1 Nahwärmesystem ohne
Bypass
GEMESSEN
138 MWh 38 MWh ca. 14 MWh ca. 4 MWh ca. 18 MWh
2 Nahwärmesystem ohne
Bypass
SIMULIERT
3 Nahwärmesystem mit
Bypass
SIMULIERT
139,6 MWh 37,5 MWh 14 MWh ca. 4 MWh 18 MWh
143,2 MWh 0 MWh 15 MWh 0 15 MWh
Tabelle 6: Simulation des Solarsystems mit/ohne Umgehung des Pufferspeichers; Vergleich mit
ZfS-Messungen
Man erkennt, dass die Ergebnisse der Simulation für das Solarsystem ohne Bypass weitgehend mit
den Messergebnissen übereinstimmen (Zeilen 1 und 2 in Tabelle 6). Es ist somit gewährleistet, dass
das reale System hinreichend genau innerhalb der Simulationsumgebung abgebildet wurde. Die sehr
gute Übereinstimmung von Messwerten und TRNSYS-Simulationsergebnissen gilt im Übrigen nicht nur
für die summarischen Werte in Tabelle 6, sondern auch für die Tagesverläufe der einzelnen Messgrö-
ßen, wie Abbildung 16 exemplarisch deutlich macht (vgl. Temperatur im Pufferspeicher 2 unten Mes-
sung/Simulation). Vergleicht man die beiden Simulationsrechnungen ohne und mit Bypass (Zeilen 2
und 3 in Tabelle 6), so wird deutlich, dass die Solaranlage bei Vorhandensein einer Pufferspeicherum-
gehung einen höheren Solarertrag erreicht hätte. Es ergibt sich ein möglicher Mehrertrag von ca.
3 MWh.
Der gesamte Energiegewinn bei einer Ausführung des Nahwärmesystems mit geregeltem Bypass zur
Umgehung der Pufferspeicher würde sich sogar auf etwa 6 MWh belaufen (3 MWh durch zusätzliche
Solarenergie, 3 MWh durch vermiedene Pufferspeicherverluste).

- 40 -
Ein Vergleich der Abbildung 16 und Abbildung 17 zeigt, wie die obere Temperatur im Pufferspeicher 1
und die untere Temperatur im Pufferspeicher 2 abgesenkt werden können (woraus unmittelbar niedri-
gere Pufferspeicherverluste resultieren), wenn der Netzrücklauf am Pufferspeicher vorbeigeführt wird.
Abbildung 16:Obere Speichertemp. und Volumenstrom auf der Entladeseite der Pufferpeicher.
Nahwärmesystem ohne Bypass zur Umgehung der Pufferspeicher (TRNSYS-Sim.)
Abbildung 17:Obere Speichertemp. und Volumenstrom auf der Entladeseite der Pufferspeicher.
Nahwärmesystem mit Bypass zur Umgehung der Pufferspeicher (TRNSYS-Sim.)

- 41 -
11.2 Durchflussvarianten im Kollektor- und Beladekreis
Der Volumenstrom im Kollektorkreis und im Beladekreis der Pufferspeicher wird mit Hilfe von regelba-
ren Pumpen erzeugt. Beide Pumpen sind in Abhängigkeit von einer einstellbaren Temperaturdifferenz
(�T) zwischen der Netzvorlauftemperatur TVLsoll und der Vorlauftemperatur im Beladekreis (TSP1) stu-
fenweise drehzahlgesteuert. Diese Betriebsweise bezeichnet man als Matched-Flow (vgl. Kapitel 7).
Sinn dieser Stufenregelung ist es, die Temperatur im Kollektorkreisvorlauf (TKT1) bzw. die Temperatur
im Ladekreisvorlauf (TSP1) durch einen variablen Volumendurchsatz derart zu steuern, dass die von
der Solaranlage erzeugte Temperatur (Austritt aus dem ersten Pufferspeicher) in etwa dem Sollwert
der Netzvorlauftemperatur entspricht. Auf diese Weise können ungünstige Betriebsparameter für die
Solaranlage weitgehend vermieden werden:
Liegt die Temperatur im Kollektorkreisvorlauf (TKT1) erheblich über dem Sollwert der Netzvorlauftem-
peratur (TVLsoll), so müsste die Solaranlage ohne Anpassung des Volumenstroms auf einem unnötig
hohen Temperaturniveau arbeiten.
Liegt die Temperatur im Kollektorkreisvorlauf (TKT1) unter dem Sollwert der Netzvorlauftemperatur
(TVLsoll) liegen, so müssten die Kessel trotz ausreichender Solarstrahlung nachheizen, was durch die
Stufenregelung vermieden werden kann.
Dennoch soll nachfolgend mit Hilfe numerischer Simulationen geprüft werden, ob sich die Effizienz der
Solaranlage nicht doch noch steigern lässt, wenn man anstelle der Netzvorlauftemperatur TVLsoll die
Rücklauftemperatur im Beladekreis (TSP2) für die Bildung des regelnden ∆T heranzieht. Die Rücklauf-
temperatur des Beladekreises weist während des Anlagenbetriebs ein wesentlich niedrigeres Tempe-
raturniveau als die Netzvorlauftemperatur TVLsoll auf, wodurch sich automatisch auch ein größeres ∆T
ergibt. Dies würde bewirken, dass die Pumpen früher in höhere Pumpenstufen geschaltet würden (sie-
he Abbildung 18, ∆T = TSP1 - TSP2 → Beladekreis Vorlauftemperatur – Beladekreis Rücklauftempera-
tur).
Eine derartige Umstellung würde zwar die Logik der ausgeführten Stufenregelung (Anpassung an
TVLsoll) aufheben. Weil die Solaranlage dann aber über weite Strecken auf niedrigerem Temperaturni-
veau arbeiten könnte, ist damit zu rechnen, dass mit einer veränderten Betriebsführung auch eine
nachhaltige Effizienzsteigerung einhergeht.

- 42 -
Abbildung 18: Regelungsvarianten der Pufferspeicherbeladung (Stufenregelung)
Neben den Auswirkungen einer veränderten ∆T-Bildung beschreiben die Untersuchungen auch den
Einfluss einer gleichzeitig implementierten Pufferspeicherumgehung (gesteuertes Bypassventil), wie
sie weiter oben diskutiert wurde.

- 43 -
Die Ergebnisse der Untersuchungen zeigt folgende Tabelle 7:
Volumen
Koll.-
Kreis
Volumen
Belade-
Kreis
Energie
Pufferbeladung
Energie
aus
Puffersp.
Summe
Verluste
solar konv.
Zeile [Liter/h] [Liter/h] [MWh] [MWh] [MWh] [MWh]
Matched-Flow
1 Nahwärmesystem ohne Bypass
GEMESSEN
∆T = TSP1 – TVLSOLL
2 Nahwärmesystem ohne Bypass
SIMULIERT
∆T = TSP1 – TVLSOLL
3 Nahwärmesystem ohne Bypass
SIMULIERT
∆T = TSP1 – TSP2
4 Nahwärmesystem mit Bypass
SIMULIERT
∆T = TSP1 – TVLSOLL
5 Nahwärmesystem mit Bypass
SIMULIERT
∆T = TSP1 – TSP2
Low-Flow
6 Nahwärmesystem ohne Bypass
SIMULIERT
keine Stufenregelung
7 Nahwärmesystem ohne Bypass
SIMULIERT
keine Stufenregelung
8 Nahwärmesystem ohne Bypass
SIMULIERT
keine Stufenregelung
9 Nahwärmesystem ohne Bypass
SIMULIERT
keine Stufenregelung
10 Nahwärmesystem mit Bypass
SIMULIERT
keine Stufenregelung
High-Flow
11 Nahwärmesystem ohne Bypass
SIMULIERT
keine Stufenregelung
12 Nahwärmesystem ohne Bypass
SIMULIERT
keine Stufenregelung
max. 6.265 max. 6.610 138,2 38,0 124,0
ca. 18
(geschätzt)
max. 6.265 max. 6.610 139,6 37,5 124,0 18
max. 6.265 max. 6.610 144,0 35,0 128,0 18
max. 6.265 max. 6.610 143,2 - 127,0 15
max. 6.265 max. 6.610 149,0 - 133,0 16
3.873
entspricht
10 l/(h*m²)
4.648
entspricht
12 l/(h*m²)
5.810
entspricht
15 l/(h*m²)
7.746
entspricht
20 l/(h*m²)
5.810
entspricht
15 l/(h*m²)
9.683
entspricht
25 l/(h*m²)
11.619
entspricht
30 l/(h*m²)
3.602 137,8 39,0 119,2 18
4.322 141,5 38,1 122,6 18
5.403 143,8 37,2 124,3 18
7.204 143,6 36,4 122,9 18
5.403 147,4 - 129,9 16
9.005 142,2 36,1 120,9 18
10.806 140,6 35,9 118,7 18
Tabelle 7: Untersuchung des Kollektorkreisvolumenstromes und der Pufferspeicherbeladung

- 44 -
Abbildung 19: Optimierung der Anlagenregelung (Stufenreg. der Kollektorkreis- und Ladekreispumpe)
Aus den Ergebnissen lässt sich ableiten, dass
� eine Umstellung der Stufenregelung für die Kollektorkreis- und die Ladekreispumpe auf Bildung
des regelnden ∆T mit der Rücklauftemperatur im Beladekreis (∆T = TSP1 - TSP2) eine Verbesse-
rung des Solarertrages von ca. 4 MWh/a gegenüber dem realen Solarsystem erbringen würde
(leicht durchzuführende Optimierungsmaßnahme durch veränderte Regelparametrierung in der
DDC – Energiegewinn ca. 4 MWh/a, Vergleich Zeile 2 und Zeile 3, Tabelle 7),
� eine Erhöhung des solaren Energieeintrages in die Pufferspeicher nach der Umstellung der Stu-
fenregelung für die Kollektorkreis- und die Ladekreispumpe auf Bildung des regelnden ∆T mit der
Rücklauftemperatur im Beladekreis (∆T = TSP1 - TSP2) das mittlere Temperaturniveau der Puf-
ferspeicher anheben würde. Der Eintrag konventioneller Energie wird dadurch herabgesetzt
(Netzrücklauftemperaturprofil bleibt bei der Untersuchung unverändert, Vergleich Zeile 2 und Zeile
3, Tabelle 7) und
� eine Umstellung der Stufenregelung für die Kollektorkreis- und die Ladekreispumpe auf die Rück-
lauftemperatur im Beladekreis (∆T = TSP1 - TSP2) in Verbindung mit dem Einbau eines Bypass-
ventils zur Umgehung der Pufferspeicher eine erhebliche Verbesserung des Solarertrages von
ca. 9 MWh/a gegenüber dem realen Solarsystem bringen würde (aufwändige Optimierungsmaß-
nahme – ca. 5 MWh/a Einbau des Bypassventils zur Pufferspeicherumgehung, Vergleich Zeile 2
und Zeile 5, Tabelle 7).
Der Zusammenhang zwischen Änderung des solaren Energieeintrages und dem konventionellen
Energieeintrag in die Pufferspeicher zeigt sehr deutlich der Vergleich zw. Low-Flow (mit 10, 12, 15,
20 l/(h*m²KF)) und High-Flow (mit 25, 30 l/(h*m²KF)). Der Eintrag von konv. Energie in die Pufferspeicher
fällt mit zunehmendem Durchfluss im Kollektorfeld immer weiter ab (was positiv zu bewerten ist), der

- 45 -
Eintrag von solarer Energie steigt jedoch nur bis 20 l/(h*m²KF) an und fällt danach wieder ab. Vergleich
Zeile 6 bis Zeile 12, Tabelle 7.
Des Weiteren kann festgestellt werden, dass die angepasste Pumpenregelung mit ∆T = TSP1 - TSP2
nach dem Matched-Flow-Prinzip knapp 3 MWh/a mehr Solarenergie ab Pufferspeicher als die Pum-
penregelung nach Low-Flow-Prinzip mit 15 l/(h*m²KF) erbringt. Vergleich Zeile 5 und Zeile 10.

- 46 -
12 Messperiode 2 (04.11.2002 – 03.11.2003)
Tabelle 8 zeigt eine Zusammenfassung der wichtigsten Messdaten und Kennzahlen für die zweite
Messperiode der Solaranlage. Von der Einstrahlung auf die Kollektorfelder (EIT) in Höhe von
519,1 MWh/a wurden 162,2 MWh/a (QSP) vom Solarwärmetauscher an den Ladekreis der Puffer ab-
gegeben. Dabei wurde ein Kollektorkreisnutzungsgrad brutto (gKB) von 31,2 % erreicht. Die Differenz
zwischen der Strahlungsenergie und der an den Ladekreis abgegebenen Solarwärme resultiert aus
optischen Verlusten der Kollektoren und thermischen Verlusten in den Kollektorkreisen.
Bezeichnung Abkürzung Messzeitraum
04.11.2002 bis 03.11.2003 (365 Tage)
Einstrahlung auf unteres Kollektorfeld EI1 192.400 kWh 3,85 kWh/(m²∙d)
Einstrahlung auf oberes Kollektorfeld EI2 326.700 kWh 3,74 kWh/(m²∙d)
Summe Einstrahlung auf Kollektorfelder EIT 519.100 kWh 3,78 kWh/(m²∙d)
Energie aus den Kollektorfeldern (Solarkreis) QKT 171.400 kWh 1,25 kWh/(m²∙d)
Energie Beladung Pufferspeicher (Ladekreis) QSP 162.200 kWh 1,18 kWh/(m²∙d)
Energie Entladung Pufferspeicher (Entladekreis) 1) QSS* ca. 146.000 kWh 1,06 kWh/(m²∙d)
Energie an Nahwärmenetz QVV 1.743.900 kWh 12,70 kWh/(m²∙d)
Energie aus Kesseln (Nachheizung) QK 1.538.700 kWh 11,21 kWh/(m²∙d)
Elektrische Energie für Solarsystem NST 958 kWh 2,62 kWh/d
Betriebsstunden Pumpe Kollektorkreis HP1 2.378 h 6,52 h/d
Betriebsstunden Pumpe Beladung Pufferspeicher HP2 2.019 h 5,53 h/d
Volumenstrom Kollektorkreis VKT 10.220 m³ ./.
Volumenstrom Beladung Pufferspeicher VSP 9.310 m³ ./.
Volumenstrom Entladung Pufferspeicher VSS 52.770 m³ ./.
Volumenstrom Nahwärmenetz VVV 63.740 m³ ./.
Kollektorkreisnutzungsgrad brutto (QSP/EIT) gKB 31,2 %
Solarsystemnutzungsgrad brutto (QSS*/EIT) gSB ca. 28,1 %
Solarsystemnutzungsgrad netto (QSS*-NST/EIT) gSN ca. 27,9 %
Deckungsanteil durch Solarenergie(QSS*/QVV) D 8,4 %
Temperatur Vorlauf Nahwärmenetz (gemittelt) TVV1 70,7 °C
Temperatur Rücklauf Nahwärmenetz (gemittelt) TVV2 47,7 °C
Garantieerfüllung für Solarenergie (QSP) 90,4 %
Garantieerfüllung für Kollektorkreisnutzungsgrad 89,7 %
1) Verluste durch ungeregelte Durchströmung herausgerechnet
Tabelle 8: Zusammenfassung von Messdaten und Kennzahlen aus der Messperiode 2002/2003
Zwischen der von den Kollektoren abgegebenen Energie QKT mit 171,4 MWh/a und der Energie QSP
mit 162,2 MWh/a, die in die Pufferspeicher übertragen wurde, errechnet sich ein Unterschied von etwa
5,4 %. Da die thermischen Verluste des Wärmetauschers im Kollektorkreis vernachlässigbar klein sind,
ist dieser Unterschied auf Ungenauigkeiten der Messsensoren zurückzuführen. Der Messfehler liegt
wahrscheinlich in der Messung des Volumenstroms auf der Primärseite des Wärmetauschers. Die Vo-
lumenzähler sind auf das Medium Wasser ausgelegt, der Kollektorkreis ist aber mit Antifrogen N (Ge-
misch aus Ethylenglykol und Wasser, Konzentration ca. 34 %) gefüllt.

spez. Tagesmittel aus Wochensummen
EIT und QSP [kWh/m²d]
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
5.11
19.11
3.12
17.12
31.12
14.1
28.1
11.2
25.2
11.3
25.3
- 47 -
8.4
22.4
6.5
20.5
3.6
17.6
1.7
15.7
29.7
letzter Tag der Messwoche, Messjahr 2002/2003
Einstrahlung auf Kollektorfelder Ertrag aus Kollektorkreis (QSP)
Kollektorkreisnutzungsgrad, brutto Kollektorkreisnutzungsgr. im Jahresmittel, geplant
Kollektorkreisnutzungsgr. im Jahresmittel, gemessen
Abbildung 20: Strahlungs- und Nutzenergie, Kollektorkreisnutzungsgrad Messperiode 2002/2003
Die Energie QSS*, die aus dem Pufferspeicher an den Rücklauf des Nahwärmenetzes abgegeben
wurde, betrug 146,0 MWh/a. Hier ist anzumerken, dass der Wert für QSS* vom tatsächlichen Mess-
wert QSS abweicht, da die Verluste, die durch die ungeregelte (d.h. ständige) Durchströmung des Puf-
ferspeichers mit dem Netzrücklauf entstehen (noch keine Pufferbypass-Schaltung wie in späteren
Messjahren), herausgerechnet wurden. Die Energie der Nachheizung durch die beiden Kessel QK
konnte ab dieser Messperiode belastbar gemessen werden, da eine Vertauschung der Temperaturfüh-
ler im Kesselbereich im September 2002 behoben wurde; sie betrug 1.539 MWh/a. Die im Nahwärme-
netz benötigte Energie QVV einschl. Leitungsverluste betrug 1.744 MWh/a und war damit geringfügig
größer als in der 1. Messperiode. Aus den oben genannten Energiemengen lassen sich nun der Kollek-
torkreisnutzungsgrad gKB mit 31,2 %, der solare Systemnutzungsgrad gSB mit 28,1 % und der solare
Deckungsanteil an der im Netz verbrauchten Energie D mit 8,4 % errechnen. Der Verlauf des Kollek-
torkreisnutzungsgrades über den Messzeitraum lässt sich aus der Abbildung 20 ersehen.
Die Situation im Nahwärmenetz für den Messzeitraum zeigt Abbildung 21. Im Jahresmittel betrugen die
Netzvorlauftemperatur 70,7 °C, die Netzrücklauftemperatur 47,7 °C. Die Netzrücklauftemperatur lag
damit, auch im Vergleich mit anderen von der ZfS betreuten Nahwärmenetzen, recht dicht an der ge-
planten Temperatur von 45 °C, was sich positiv auf den Systemnutzungsgrad der Solaranlage aus-
wirkt. Der Netzvolumenstrom stieg gegenüber der 1. Messperiode um ca. 14 % auf 63.700 m³/a, ein
Zeichen zunehmender Bebauung des Badener Hofes.
12.8
26.8
9.9
23.9
7.10
21.10
4.11
50
40
30
20
10
0
-10
-20
-30
Kollektorkreisnutzungsgrad [%]

Temperatur [°C]
80
70
60
50
40
30
20
10
0
-10
-20
4.11
18.11
2.12
16.12
30.12
13.1
27.1
10.2
24.2
Netzvorlauftemperatur SOLL*
Netzrücklauftemperatur IST
10.3
24.3
7.4
- 48 -
Zeit (Messperiode 2; 2002/2003; Tage im Jahr)
21.4
Netzrücklauftemperatur MAX soll = 45 °C
5.5
19.5
2.6
16.6
30.6
14.7
28.7
11.8
25.8
Netzvolumendurchsatz
8.9
22.9
6.10
20.10
Netzvorlauftemperatur IST
Außentemperatur
Abbildung 21: Netzvor- und -rücklauftemperaturen, Netzvolumendurchsatz in 2002/2003
Abbildung 22 zeigt die Abweichung zwischen theoretischer und gemessener Kollektorkennlinie. Aus-
führliche Erläuterungen zum prinzipiellen Aufbau dieser Abbildung finden sich in Kapitel 10. Die Abwei-
chung zwischen theoretischer Kennlinie und dem Schwerpunkt des Punkthaufens (Messwerte) beträgt
10,4 % und ist ein akzeptabler Wert. Anzumerken ist aber, dass die Abweichung im Vergleich zum
ersten Messjahr (7,8 %) größer geworden ist, was wir auf Anfangsalterung und/oder Verschmutzung
der Kollektorglasscheiben sowie auf die zunehmende Verschattung durch den vor dem Heizhaus ste-
henden Baum zurückführen. Die solare Ertragsgarantie erreichte im 2. Messjahr nur noch 90,4 %
(1. Messperiode: 96,1 %), was ebenfalls auf die erwähnten Effekte zurückzuführen ist.
Die Abbildungen sind im Anhang zur besseren Übersicht noch einmal für alle Messjahre zusammen-
gestellt.
3.11
50000
45000
40000
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
Volumenstrom [Liter/h]

eta
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
0,00
- 49 -
Kollektor-Kennlinie Sonnenkraft IMK
Energie Kollektorfeld - Messwerte, Heilbronn, Badener Hof
Abweichung
0,01
0,02
0,03
0,04
0,05
0,06
x = (T m - T L)/EI mit
Kollektorkreisnutzungsgrad,
brutto (Jahresmittelwert)
g KB = 31,2%
Kollektorkennlinie/Messwerte: Abweichung
ca. 10,4%
Kollektorkennl./Schwerpunkt:
ca. 10,4%
Abbildung 22: Theoretische und gemessene Kollektorkennlinie in 2002/2003
0,07
0,08
0,09
0,10

- 50 -
13 Messperiode 3 (04.11.2003 – 03.11.2004)
Tabelle 9 zeigt eine Zusammenfassung der wichtigsten Messdaten und Kennzahlen für die dritte
Messperiode der Solaranlage. Im betrachteten Zeitraum betrug die Einstrahlung auf die Kollektorfelder
(EIT) insgesamt 464,7 MWh/a. Davon wurden 125,4 MWh/a (QSP) vom Solarwärmetauscher an den
Ladekreis der Puffer abgegeben. Die Differenz in Höhe von 339,3 MWh/a konnte als Summe der opti-
schen und thermischen Verluste an den Kollektoren und im Kollektorkreis nicht genutzt werden. Es
ergibt sich ein Kollektorkreisnutzungsgrad brutto (gKB) in Höhe von 27,0 %.
Bezeichnung Abkürzung Messzeitraum
04.11.2003 bis 03.11.2004 (365 Tage)
Einstrahlung auf unteres Kollektorfeld EI1 171.800 kWh 3,43 kWh/(m²∙d)
Einstrahlung auf oberes Kollektorfeld EI2 292.800 kWh 3,34 kWh/(m²∙d)
Summe Einstrahlung auf Kollektorfelder EIT 464.700 kWh 3,37 kWh/(m²∙d)
Energie aus den Kollektorfeldern (Solarkreis) QKT 133.300 kWh 0,97 kWh/(m²∙d)
Energie Beladung Pufferspeicher (Ladekreis) QSP 125.400 kWh 0,91 kWh/(m²∙d)
Energie Entladung Pufferspeicher (Entladekreis) 1) QSS* ca. 113.000 kWh 0,82 kWh/(m²∙d)
Energie an Nahwärmenetz QVV 2.329.600 kWh 16,92 kWh/(m²∙d)
Energie aus Kesseln (Nachheizung) QK 2.188.600 kWh 15,90 kWh/(m²∙d)
Elektrische Energie für Solarsystem NST 934 kWh 2,55 kWh/d
Betriebsstunden Pumpe Kollektorkreis HP1 2.187 h 5,97 h/d
Betriebsstunden Pumpe Beladung Pufferspeicher HP2 1.767 h 4,83 h/d
Volumenstrom Kollektorkreis VKT 9.800 m³ ./.
Volumenstrom Beladung Pufferspeicher VSP 8.540 m³ ./.
Volumenstrom Entladung Pufferspeicher VSS 58.970 m³ ./.
Volumenstrom Nahwärmenetz VVV 108.330 m³ ./.
Kollektorkreisnutzungsgrad brutto (QSP/EIT) gKB 27,0 %
Solarsystemnutzungsgrad brutto (QSS*/EIT) gSB ca. 24,3 %
Solarsystemnutzungsgrad netto (QSS*-NST/EIT) gSB ca. 24,1 %
Deckungsanteil durch Solarenergie (QSS*/QVV) D 4,9 %
Temperatur Vorlauf Nahwärmenetz (gemittelt) TVV1 68,1 °C
Temperatur Rücklauf Nahwärmenetz (gemittelt) TVV2 50,7 °C
Garantieerfüllung für Solarenergie (QSP) 88,1 %
Garantieerfüllung für Kollektorkreisnutzungsgrad 88,5 %
1) Verluste durch ungeregelte Durchströmung herausgerechnet
Tabelle 9: Zusammenfassung von Messdaten und Kennzahlen aus der Messperiode 2003/2004
Wie schon in der 1. Messperiode errechnet sich auch diesmal zwischen der von den Kollektoren abge-
gebenen Energie QKT (133 MWh/a) und der Energie QSP (125 MWh/a), die in die Pufferspeicher
übertragen wurde, ein Unterschied von etwa 5,9 %. Verantwortlich hierfür ist wiederum die Ungenauig-
keit bei der Volumenstrommessung im Kollektorkreis (Volumenzähler für Wasser statt für Wasser-
Glykol-Gemisch kalibriert).

spez. Tagesmittel aus Wochensummen
EIT und QSP [kWh/m²d]
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
4.11
18.11
2.12
16.12
30.12
13.1
27.1
10.2
24.2
9.3
23.3
- 51 -
6.4
20.4
4.5
18.5
1.6
15.6
29.6
13.7
27.7
letzter Tag der Messwoche, Messjahr 2003/2004
Einstrahlung auf Kollektorfelder Ertrag aus Kollektorkreis (QSP)
Kollektorkreisnutzungsgrad, brutto Kollektorkreisnutzungsgr. im Jahresmittel, geplant
Kollektorkreisnutzungsgr. im Jahresmittel, gemessen
Abbildung 23: Strahlungs- und Nutzenergie, Kollektorkreisnutzungsgrad Messperiode 2003/2004
Aus dem Pufferspeicher wurden 113 MWh an den Rücklauf des Nahwärmenetzes abgegeben. Auch in
dieser Messperiode gilt die Anmerkung aus dem Vorjahr, dass dieser Wert durch Herausrechnen der
Verluste, die durch die ungeregelte (d.h. ständige) Durchströmung des Pufferspeichers mit dem Netz-
rücklauf entstehen), aus dem gemessenen Wert für QSS gebildet wurde. Die Energie der Nachheizung
durch die beiden Kessel QK betrug 2.189 MWh/a, die im Nahwärmenetz benötigte Energie QVV
einschl. Leitungsverluste 2.330 MWh/a. Aus den oben genannten Energiemengen lassen sich nun der
Kollektorkreisnutzungsgrad gKB mit 27,0 %, der solare Systemnutzungsgrad gSB mit 24,3 % und der
solare Deckungsanteil D an der im Netz verbrauchten Energie mit 4,9 % errechnen. Der Verlauf des
Kollektorkreisnutzungsgrades über den Messzeitraum lässt sich aus der Abbildung 23 ersehen.
Die Situation im Nahwärmenetz für den Messzeitraum zeigt Abbildung 24. Im Jahresmittel betrugen die
Netzvorlauftemperatur 68,1 °C, die Netzrücklauftemperatur 50,7 °C. Die Netzrücklauftemperatur lag
damit, auch im Vergleich mit anderen von der ZfS betreuten Nahwärmenetzen, recht dicht an der ge-
planten Temperatur von 45 °C, was sich positiv auf den Systemnutzungsgrad der Solaranlage aus-
wirkt. Im Vergleich zur 1. Messperiode hat sich der Netzvolumenstrom auf 108.000 m³/a fast verdop-
pelt (siehe hierzu die Anmerkungen weiter unten). Aus Tabelle 10 lässt sich erkennen, dass die Perso-
nenzahl im Wohngebiet Anfang 2004 mit 469 etwa knapp die Hälfte der Planzahl von 1004 Personen
erreicht hat.
10.8
24.8
7.9
21.9
5.10
19.10
2.11
50
40
30
20
10
0
-10
-20
-30
Kollektorkreisnutzungsgrad [%]

Anzahl Gebäude
Personenzahl
Anzahl
Wohneinheiten
- 52 -
Plan-Zustand Ist-Zustand (27.02.2004)
15 Mehrfamilienhäuser (MFH)
34 Einfamilienhäuser (EFH)
8 Doppelhäuser (DH)
72 Reihenhäuser (RH)
insgesamt 1004 Personen
Ansatz:
für MFH 2 Pers./WE
für EFH 4 Pers./WE
für DH 4 Pers./WE
für RH 3 Pers./WE
538 WE davon
310 in MFH
228 in EFH, DH, RH
11 Mehrfamilienhäuser (MFH)
9 Einfamilienhäuser (EFH)
4 Doppelhäuser (DH)
19 Reihenhäuser (RH)
insgesamt 469 Personen
Ansatz:
für MFH 2 Pers./WE
für EFH 4 Pers./WE
für DH 4 Pers./WE
für RH 3 Pers./WE
207 WE davon
170 in MFH
10 in EFH
8 in DH
19 in RH
Tabelle 10: Plan- und Ist-Zustand der Wohnsiedlung "Badener Hof" Heilbronn
Temperatur [°C]
80
70
60
50
40
30
20
10
0
-10
-20
4.11
18.11
2.12
16.12
30.12
13.1
27.1
10.2
24.2
Netzvorlauftemperatur SOLL*
Netzrücklauftemperatur IST
Zeit (Messperiode 3; 2003/2004; Tage im Jahr)
9.3
23.3
6.4
20.4
4.5
Netzrücklauftemperatur MAX soll = 45 °C
18.5
1.6
15.6
29.6
13.7
27.7
10.8
24.8
7.9
21.9
5.10
19.10
Netzvorlauftemperatur IST
Loggerausfall 07. bis 23.08.04
Netzvolumendurchsatz
2.11
Außentemperatur
Abbildung 24: Netzvor- und -rücklauftemperaturen, Netzvolumendurchsatz in 2003/2004
Abbildung 25 zeigt die Abweichung zwischen theoretischer und gemessener Kollektorkennlinie. Aus-
führliche Erläuterungen zum prinzipiellen Aufbau dieser Abbildung finden sich in Kapitel. 10. Wenn
50000
45000
40000
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
Volumenstrom [Liter/h]

- 53 -
auch die Abweichung zwischen theoretischer Kennlinie und dem Schwerpunkt des Punkthaufens
(Messwerte) von zunächst 7,8 % (Messperiode 1) über 10,4 % (Messperiode 2) auf nunmehr 13,7 %
angewachsen ist, so stellt dies immer noch einen akzeptablen Wert dar. Wie bereits in den Ausführun-
gen zur 2. Messperiode angemerkt, ist die beständige Verschlechterung auf die zunehmende Ver-
schattung durch den vor dem Heizhaus stehenden Baum zurückführen. Dieser dürfte auch dafür mitve-
rantwortlich sein, dass die solare Ertragsgarantie im 3. Messjahr mit 88,5% nicht mehr erreicht wurde.
Zur besseren Übersicht sind die betreffenden Abbildungen im Anhang noch einmal für alle Messjahre
zusammengestellt.
eta
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
0,00
Kollektor-Kennlinie Sonnenkraft IMK
Energie Kollektorfeld - Messwerte, Heilbronn, Badener Hof
Abweichung
0,01
0,02
0,03
0,04
0,05
0,06
x = (T m - T L)/EI mit
Kollektorkreisnutzungsgrad,
brutto (Jahresmittelwert)
g KB = 27,0%
Kollektorkennlinie/Messwerte: Abweichung
ca. 13,7%
Kollektorkennl./Schwerpunkt:
ca. 13,7%
Abbildung 25: Theoretische und gemessene Kollektorkennlinie in 2003/2004
Problematik der Vor- und Rücklauftemperatur im Nahwärmenetz
Ende März 2004 wurde die im November 2001 (auf Grund von Klagen der Bewohner) vorgenommene
Erhöhung der Netzvorlauftemperatur um 5 K wieder zurückgenommen, sodass sich im Sommer wieder
eine den Planwerten entsprechende minimale Netzvorlauftemperatur ab Heizzentrale von ca. 65 °C
einstellte. An den Messwerten zeigte sich dann aber, dass sich der Volumenstrom im Netz (VVV) ab
diesem Zeitpunkt (im Vergleich zum Vorjahr) verdoppelte (siehe Abbildung 21, Abbildung 24), obwohl
der Energieverbrauch im Netz kaum anstieg. Die nachfolgenden Werte sind die in Messperiode 3 ge-
messenen Temperaturmittelwerte des Netzvorlaufs für Sommer, Winter und Übergangszeit.
Netzvorlauftemperatur im Tagesmittel ab Heizzentrale:
Im Winter 72 °C
Im Sommer 66 °C
Übergangszeit 66 °C
0,07
0,08
0,09
0,10

- 54 -
Vermutlich hat die Absenkung der Netzvorlauftemperatur zu einer unbeabsichtigten Betriebsweise der
Wärmeübergabestationen in einigen Häusern geführt. Diese könnten auf der Netzseite anstatt der vor-
gesehenen 65 °C nur noch 60 °C erhalten haben (etwa 5 K Temperaturverlust von der Heizzentrale bis
zur letzten Anschlussstation). Auf der Gebäudeseite würden in diesem Fall nur noch ca. 55 °C bereit-
gestellt. Dies führt dann dazu, dass die Beladepumpen der Warmwasserspeicher permanent laufen,
um die Bereitschaftsspeicher auf die vorgesehenen 60 °C zu erwärmen. Infolgedessen steigt auch das
Rücklauftemperaturniveau zwangsläufig fast bis 60 °C an (vgl. Abbildung 24). Dieser Betriebszustand
ist ausgesprochen ungünstig für die Solaranlage, da deren Effizienz durch den Anstieg der Netzrück-
lauftemperatur merklich gemindert wird.

- 55 -
14 Messperiode 4 (04.11.2004 – 03.11.2005)
Tabelle 11 zeigt eine Zusammenfassung der wichtigsten Messdaten und Kennzahlen für die vierte
Messperiode der Solaranlage. Von der Einstrahlung auf die Kollektorfelder (EIT) in Höhe von
472,1 MWh/a wurden 139,2 MWh/a (QSP) vom Solarwärmetauscher an den Ladekreis der Puffer ab-
gegeben. Im Vergleich zum Vorjahr erhöhte sich dabei der Kollektorkreisnutzungsgrad brutto (gKB)
wieder leicht von 28,7 % auf nunmehr 29,5 %. Die Differenz zwischen der Strahlungsenergie und der
an den Ladekreis abgegebenen Solarwärme resultiert – wie auch in den Ausführungen zu den früheren
Messperioden angemerkt – aus Verlusten der Kollektoren (optisch) und in den Kollektorkreisen (ther-
misch).
Bezeichnung Abkürzung Messzeitraum
04.11.2004 bis 03.11.2005 (365 Tage)
Einstrahlung auf unteres Kollektorfeld EI1 174.500 kWh 3,50 kWh/(m²∙d)
Einstrahlung auf oberes Kollektorfeld EI2 297.600 kWh 3,41 kWh/(m²∙d)
Summe Einstrahlung auf Kollektorfelder EIT 472.100 kWh 3,44 kWh/(m²∙d)
Energie aus den Kollektorfeldern (Solarkreis) QKT 149.000 kWh 1,09 kWh/(m²∙d)
Energie Beladung Pufferspeicher (Ladekreis) QSP 139.200 kWh 1,01 kWh/(m²∙d)
Energie Entladung Pufferspeicher (Entladekreis) QSS 126.000 kWh 0,92 kWh/(m²∙d)
Energie an Nahwärmenetz QVV 2.568.200 kWh 18,70 kWh/(m²∙d)
Energie aus Kesseln (Nachheizung) QK 2.437.500 kWh 17,75 kWh/(m²∙d)
Elektrische Energie für Solarsystem NST 860 kWh 2,36 kWh/d
Betriebsstunden Pumpe Kollektorkreis HP1 2.228 h 6,10 h/d
Betriebsstunden Pumpe Beladung Pufferspeicher HP2 1.873 h 5,13 h/d
Volumenstrom Kollektorkreis VKT 9.380 m³ ./.
Volumenstrom Beladung Pufferspeicher VSP 8.380 m³ ./.
Volumenstrom Entladung Pufferspeicher VSS 8.000 m³ ./.
Volumenstrom Nahwärmenetz VVV 89.080 m³ ./.
Kollektorkreisnutzungsgrad brutto (QSP/EIT) gKB 29,5 %
Solarsystemnutzungsgrad brutto (QSS/EIT) gSB 26,7 %
Solarsystemnutzungsgrad netto (QSS-NST/EIT) gSB 26,5 %
Deckungsanteil durch Solarenergie (QSS*/QVV) D 4,9 %
Temperatur Vorlauf Nahwärmenetz (gemittelt) TVV1 70,6 °C
Temperatur Rücklauf Nahwärmenetz (gemittelt) TVV2 46,8 °C
Garantieerfüllung für Solarenergie (QSP) 90,0 %
Garantieerfüllung für Kollektorkreisnutzungsgrad 88,4 %
Tabelle 11: Zusammenfassung von Messdaten und Kennzahlen aus der Messperiode 2004/2005
Der auch in den Vorjahren festgestellte Unterschied zwischen der von den Kollektoren abgegebenen
Energie QKT (149 MWh/a) und der Energie QSP (139 MWh/a), die in die Pufferspeicher übertragen
wurde, blieb mit ca. 6,6 % in etwa konstant. Dies kann als Beleg dafür gewertet werden, dass die Ur-
sache für die physikalisch unplausible Differenz in Ungenauigkeiten der eingesetzten Messinstrumen-
tierung zu finden ist. Insbesondere der verwendete Volumenzähler verursacht in Verbindung mit einem
Wasser-Glykol-Gemisch als durchströmendes Medium einen höheren Messfehler als bei Verwendung
von reinem Wasser.

spez. Tagesmittel aus Wochensummen
EIT und QSP [kWh/m²d]
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
9.11
23.11
7.12
21.12
4.1
18.1
1.2
15.2
1.3
15.3
29.3
- 56 -
12.4
26.4
10.5
24.5
7.6
21.6
5.7
19.7
2.8
letzter Tag der Messwoche, Messjahr 2004/2005
Einstrahlung auf Kollektorfelder Ertrag aus Kollektorkreis (QSP)
Kollektorkreisnutzungsgrad, brutto Kollektorkreisnutzungsgr. im Jahresmittel, geplant
Kollektorkreisnutzungsgr. im Jahresmittel, gemessen
Abbildung 26: Strahlungs- und Nutzenergie, Kollektorkreisnutzungsgrad Messperiode 2004/2005
Aus dem Pufferspeicher wurde eine Energiemenge QSS von 126 MWh/a an den Rücklauf des Nah-
wärmenetzes abgegeben. Im Gegensatz zu den bisherigen Messjahren wird hierbei der tatsächliche
Messwert für QSS benutzt, da der Pufferspeicher seit Implementierung der Pufferbypassschaltung im
Mai 2004 nur dann noch in den Netzrücklauf eingekoppelt wird, wenn eine verwertbare Temperaturdif-
ferenz zum Rücklauf besteht. Die Energie der Nachheizung durch die beiden Kessel QK betrug 2.438
MWh/a, die im Nahwärmenetz einschl. Leitungsverluste benötigte Energie QVV 2.568 MWh/a. Aus den
oben genannten Energiemengen lassen sich nun der Kollektorkreisnutzungsgrad gKB mit 29,5 %, der
solare Systemnutzungsgrad gSB mit 26,7 % und der solare Deckungsanteil an der im Netz verbrauch-
ten Energie D mit 4,9 % errechnen. Der Verlauf des Kollektorkreisnutzungsgrades über den Messzeit-
raum lässt sich aus der Abbildung 26 ersehen.
Die Situation im Nahwärmenetz für den Messzeitraum zeigt Abbildung 27. Netzvor- und -rücklauf-
temperatur betrugen im Jahresmittel 70,6 °C bzw. 46,8 °C. Die Netzrücklauftemperatur lag damit wie-
derum recht dicht an der geplanten Temperatur von maximal 45 °C, was sich wie bereits mehrfach
angesprochen positiv auf den Systemnutzungsgrad der Solaranlage auswirkt. Der Netzvolumenstrom
fiel im Vergleich zur 3. Messperiode von 108.000 auf 89.000 m³/a ab. Dies resultiert unmittelbar aus
der erneuten Anhebung der Netzvorlauftemperatur von 65 auf 70 °C im Winter 2005 (vgl. hierzu auch
Anmerkungen in Kapitel 13).
16.8
30.8
13.9
27.9
11.10
25.10
3.11
50
40
30
20
10
0
-10
-20
-30
Kollektorkreisnutzungsgrad [%]

Temperatur [°C]
80
70
60
50
40
30
20
10
0
-10
-20
4.11
18.11
2.12
16.12
30.12
13.1
27.1
10.2
Netzrücklauftemperatur SOLL
24.2
10.3
24.3
7.4
- 57 -
Zeit (Messperiode 4; 2004/2005; Tage im Jahr)
21.4
5.5
19.5
2.6
16.6
30.6
14.7
28.7
Netzvorlauftemperatur IST
Netzvorlauftemperatur SOLL Netzrücklauftemperatur IST
11.8
Netzrücklauftemperatur MAX soll = 45 °C
25.8
Netzvolumendurchsatz
8.9
22.9
6.10
20.10
Außentemperatur
Abbildung 27: Netzvor- und -rücklauftemperaturen, Netzvolumendurchsatz in 2004/2005
eta
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
0,00
Kollektor-Kennlinie Sonnenkraft IMK
Energie Kollektorfeld - Messwerte, Heilbronn, Badener Hof
Abweichung
0,01
0,02
0,03
0,04
0,05
0,06
x = (T m - T L)/EI mit
3.11
Kollektorkreisnutzungsgrad,
brutto (Jahresmittelwert)
g KB = 29,5%
Kollektorkennlinie/Messwerte: Abweichung
ca. 10,9%
Kollektorkennl./Schwerpunkt:
ca. 10,9%
Abbildung 28: Theoretische und gemessene Kollektorkennlinie in 2004/2005
0,07
0,08
0,09
50000
45000
40000
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
Volumenstrom [Liter/h]
0,10

- 58 -
Abbildung 28 zeigt die Abweichung zwischen theoretischer und gemessener Kollektorkennlinie. Aus-
führliche Erläuterungen zum prinzipiellen Aufbau dieser Abbildung finden sich in Kapitel 10. Die Abwei-
chung zwischen theoretischer Kennlinie und dem Schwerpunkt des Punkthaufens (Messwerte) beträgt
akzeptable 10,9 % und ist im Vergleich zum dritten Messjahr (13,7 % ) wieder kleiner geworden, was
wir auf die starke Beschneidung der Bäume vor dem Heizhaus in 2005 zurückführen.
Die solare Ertragsgarantie wurde im 4. Messjahr mit 90,0 % knapp erfüllt. Die Abweichungen zu den
vorangegangenen Messperioden 2 und 3 sind sehr gering und nicht weiter erklärungsbedürftig.
Sämtliche Messwertdiagramme sind im Anhang zur besseren Übersicht für alle Messjahre noch ein-
mal zusammengestellt.
Problematik der Pufferspeicherumgehung
Abbildung 29 zeigt für 2 Tage die Situation an den Pufferspeichern. Am 07.01.2005 (linkes Diagramm)
liegt die Temperatur des Nahwärmerücklaufs noch über bzw. nur leicht unter der Temperatur des Puf-
ferspeichers 1 oben. Es findet keine Ausspeicherung von Wärme aus den Pufferspeichern statt. Spei-
cher 2 ist auf etwa 32 °C abgekühlt und liegt damit deutlich unter der Temperatur des Netzrücklaufs mit
etwa 43 °C. Das Ziel der Pufferspeicherumgehung, nämlich eine Vermeidung von thermischen Verlus-
ten an konventioneller Energie infolge der ständigen Durchströmung der Pufferspeicher durch den
Netzrücklauf zu verhindern, wurde somit erreicht.
Das Diagramm vom 17.07.2005 zeigt die Entladung der Pufferspeicher. Es ist zu erkennen, dass die
Umschaltung der Ventile (Temperaturvergleich T6 zu T3) noch nicht optimal funktioniert. Die erste Um-
schaltung erfolgt etwa gegen 2:00 Uhr. Die Temperatur im Pufferspeicher 1 oben (TPS11) beträgt zu
diesem Zeitpunkt etwa 62 °C, die des Netzrücklaufs 53 °C, das ΔT beträgt somit bei der Ventilumschal-
tung etwa 9 K. Dieser Wert ist sehr hoch, es könnte schon deutlich früher Energie aus dem Pufferspei-
cher ausgespeichert werden. Die übrigen Ein- und Ausschaltvorgänge finden bei ähnlich großen Tem-
peraturdifferenzen statt. Insbesondere nach 20:00 h wäre eine weitere Entladung aus dem Pufferspei-
cher möglich, die Temperaturdifferenz beträgt hier noch etwa 15 K.
Möglicherweise kann eine genauere Regelung der Pufferspeicherumgehung mit Hilfe des (eigentlich
zur Messtechnik gehörenden) Temperaturfühlers im Pufferspeicher 1, oben (TPS11) erzielt werden.
Zurzeit wird dafür der Temperaturfühler T6 im Pufferspeicher 1 verwendet, der tiefer als der ZfS-
Messfühler angebracht ist. Unser Vorschlag wäre, den Temperaturfühler TPS11 als Doppel-PT 100-
Fühler auszuführen, um die Temperatur an dieser Steller zweifach abfragen zu können: einmal für die
Erfassung innerhalb der messtechnischen Überwachung, das zweite Mal für die Regelung der Puffer-
speicherumgehung. Zu überprüfen ist auch, ob der gegenwärtig genutzte Messwert des Fühlers T3
(Pufferspeicher 2, unten) als 2. Temperatur im Regelalgorithmus für die Pufferspeicherumgehung ge-
eignet ist. Es ist zu überlegen, ob nicht der Fühler TVV2 im Nahwärmerücklauf für diesen Zweck die
bessere Wahl ist, da er im Gegensatz zu T3 ständig angeströmt wird.

Temperaturen [°C]
80
75
70
65
60
55
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
0 4 8 12 16 20
Stunde am 07.01.05
Temp. PS 1 oben Temp. PS 2 unten
Temp. Rücklauf Netz Temp. PS 1 Mitte
Durchfluss PS
- 59 -
Abbildung 29: Temperaturen und Durchflüsse an den Pufferspeichern
32
30
28
26
24
22
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Volumenstrom [m³/h]
Temperaturen [°C]
80
75
70
65
60
55
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
0 4 8 12 16 20
Stunde am 17.07.05
Temp. PS 1 oben Temp. PS 2 unten
Temp. Rücklauf Netz Temp. PS 1 Mitte
Durchfluss PS
32
30
28
26
24
22
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Volumenstrom [m³/h]

15 Zusammenfassung und Fazit
- 60 -
Bei der Konzeption der Solaranlage ergab sich die Möglichkeit, das bereits existierende Heizhaus auf
dem Baugelände "Badener Hof" mit einem nachträglich aufgesetzten und nach Südsüdwesten ausge-
richteten Pultdach zu ergänzen. Es konnte so eine Kollektorfläche von 376 m² in unmittelbarere Nähe
der solaren Pufferspeicher (und damit auch zum Einspeisepunkt in den Rücklauf des Nahwärmenet-
zes) geschaffen werden. Die Pufferspeicher mit einem Volumen von insgesamt 42 m³ konnten prob-
lemlos in das großzügig dimensionierte Heizhaus eingebaut werden. Bei anderen (von der ZfS betreu-
ten) Anlagen mit solar unterstützter Nahwärme ist die bauliche Ausgangslage weitaus ungünstiger. Bei
den Anlagen in Stuttgart und Hennigsdorf fehlen beispielsweise geeignete Flächen, um ein angemes-
sen großes Kollektorfeld in der Nähe der Pufferspeicher aufbauen zu können. Bei beiden Anlagen
mussten mehrere, bis zu 400 m von der Heizzentrale entfernt auf Wohngebäuden installierte Kollektor-
felder über Verlust bringende erdverlegte Leitungen an den Pufferspeicher angeschlossen werden (in
Stuttgart 3, in Hennigsdorf 5 Kollektorflächen mit separaten Kollektorkreisen). Auch die Aufstellung der
Pufferspeicher war dort nur in eigens dafür gebauten Gebäudehüllen möglich. Durch die Konzentration
der Kollektorfläche auf nur einen Aufstellort wurde in Heilbronn nur ein Wärmetauscher zwischen Kol-
lektorkreis und Ladekreis und auch nur jeweils eine Umwälzpumpe für diese Kreise benötigt. Dies ver-
einfachte die Systemtechnik, die Wartung und auch die Überwachung der Anlage im Vergleich zu den
beiden oben genannten Anlagen stark. Nicht unerwähnt bleiben soll, dass auch die Messtechnik dem-
entsprechend einfach mit nur einem Logger im Heizhaus ohne entfernt aufgestellte Satellitenlogger
realisiert werden konnte.
Die Anlagenschaltung hat sich bewährt, grundlegende konzeptionelle Mängel konnten nicht festgestellt
werden. Lediglich die Umgehung der Pufferspeicher wurde nachgerüstet, um in der strahlungsarmen
Jahreszeit Verluste an konventioneller Energie durch die stets vom Netzrückfluss auf etwa 45 °C auf-
geheizten Pufferspeicher zu vermeiden.
Die Temperatur des Netzrücklaufs lag mit etwa 45 – 50 °C im Jahresmittel bis zu 6 K über der nach
Planung max. zulässigen Rücklauftemperatur aus den Gebäudeheizkreisen (45 °C bei einer Außen-
temperatur von -12 °C und tiefer). Die Solaranlage arbeitet dadurch auf einem höheren Temperaturni-
veau als dies in der Planung vorgesehen war, was dazu führte, dass der garantierte Solarertrag von
167 MWh/a ab Wärmetauscher Kollektorkreis nur in der Messperiode 2002/2003 (Jahrhundertsom-
mer!) mit 162 MWh/a fast erreicht wurde. In den anderen 3 Messperioden wurden dagegen lediglich
Werte zwischen 125 und 139 MWh/a gemessen. Die Nachrechnung der solaren Ertragsgarantie, in der
die tatsächliche Strahlung und die tatsächliche Netzrücklauftemperatur berücksichtigt werden, ergab in
der 1. Messperiode eine Garantieerfüllung von 96,1 %, in den 3 anderen Perioden von 90 bzw. knapp
90 %. Die solare Ertragsgarantie des Bieters ist damit entsprechend den Vorgaben des Förderpro-
gramms "Solarthermie-2000" erfüllt. Dennoch könnte die Solaranlage eine höhere Effizienz erreichen,

- 61 -
wenn es gelänge, die Netzrücklauftemperatur auf das geplante Niveau von weniger als 45 °C abzu-
senken. Das Absinken der solaren Garantie in der Messperiode 2 und 3 gegenüber der Messperiode 1
führen wir darauf zurück, dass es durch die vor dem Heizhaus stehenden Bäumen zu einer zuneh-
menden Verschattung der (unteren) Kollektorfläche gekommen ist. In 2005 wurden die Bäume zurück-
geschnitten, was in Messperiode 4 zu einer deutlichen Steigerung der Systemeffizienz und des Anteils
am Garantieertrag führte. Der Betreiber ist deshalb aufgerufen, auch weiterhin das Baumwachstum
regelmäßig zu kontrollieren und falls erforderlich Maßnahmen gegen eine neuerliche Verschattung zu
ergreifen, um so die Effizienz der Solaranlage auf einem möglichst hohen Niveau zu halten. Auch die
Dichtigkeit der mit Kollektoren bestückten Dachhaut über dem Heizhaus muss weiter unter Beobach-
tung bleiben. Hier ist es mehrfach zu Durchregnungen gekommen, sodass die Gefahr einer Schädi-
gung des Dachstuhls besteht. Für das Gebäude besteht insofern keine Gefahr, da das ursprüngliche,
jetzt überbaute Flachdach noch vorhanden und voll funktionstüchtig (dicht) ist.

16 Literatur
- 62 -
PEU97 Peuser, F.A.; Croy, R.; Schumacher, J.; Weiß, R.:
Langzeiterfahrungen mit thermischen Solaranlagen (Abschlussbericht zu Solarthermie-2000,
Teilprogramm 1)
GUI98 Guigas, Martin:
Solaranlage für die Wärmeversorgung Heilbronn "Badener Hof", Projektbeschreibung Steinbeis
– Transferzentrum Stuttgart, Januar/Februar 1998
PTJ Solarthermie-2000; Informationen zusammengestellt vom Projektträger Jülich (PtJ)
Bezug: Projektträger Jülich (PtJ) im Forschungszentrum Jülich GmbH, 52425 Jülich
PEU01 Peuser, F. A.; Remmers, K.-H.; Schnauss, M.:
Langzeiterfahrung Solarthermie – Wegweiser für das erfolgreiche Planen und Bauen von Solaranlagen;
Herausgeber: Solarpraxis Supernova AG, Torstraße 177, 10115 Berlin; 2001;
ISBN 3-934595-07-3; 448 Seiten; Preis 31,00 €
FLY03 Info-Flyer "Solaranlage zur Nahwärmeunterstützung – Badener Hof Heilbronn“
Bezug über ZfS - Rationelle Energietechnik GmbH
SZA Szablinski, Darius
1. Zwischenbericht für das Projekt Wohngebiet "Badener Hof" Heilbronn
Bezug über ZfS - Rationelle Energietechnik GmbH

17 Adressen
- 63 -
Programm-/Projektförderung
Bundesminister für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU)
(vormals Förderung durch BMBF und BMWA)
Projektabwicklung und Informationen zum Programm Solarthermie-2000
Projektträger Jülich (PtJ) des BMU, BMBF und BMWA; Außenstelle Berlin
Postfach 610247; 10923 Berlin
Wissenschaftlich-technische Projektbegleitung
ZfS – Rationelle Energietechnik GmbH
Verbindungsstr. 19; 40723 Hilden
Eigentümer der Solaranlage
Stadtwerke Heilbronn
Weipertstr. 49, 74076 Heilbronn
Planung der Solaranlage und des Nahwärmenetzes inkl. Wärmeübergabestationen
Steinbeis-Transferzentrum (STZ)
Energie-, Gebäude- und Solartechnik
Heßbrühlstr. 15, 70565 Stuttgart
Planung der konventionellen Technik in der Heizzentrale
IBS Ing.-Büro Schuler
Flößerstr. 60; 74321 Bietigheim-Bissingen
Installation der Solaranlage
Georg Linder GmbH
Austraße 3, 97996 Niederstetten
Nikolaus Gebäude- und Anlagentechnik GmbH
Rudolf-Schmidt-Str. 9, 91550 Dinkelsbühl

18 Anhang
"Badener Hof" Heilbronn
Werte aus Quertabelle "Wochenwerte"
Summe KF: 376,2 m²
Bezeichnung
Strahlungsdichte unteres
Kollektorfeld (136,8 m²)
Strahlungsdichte oberes
Kollektorfeld (239,4 m²)
Abkürzung
EI1
EI2
Strahlungsdichte horizontale Ebene EI4
Energie Einstrahlung
Kollektorfeld
kWh/
(m²*a)
kWh/
(m²*a)
kWh/
(m²*a)
- 64 -
1. Garantiemessjahr
04.11.01 –
03.11.02
(365 Tage)
2. Garantiemessjahr
04.11.02 –
03.11.03
(365 Tage)
3. Garantiemessjahr
04.11.03 –
03.11.04
(366 Tage)
4. Garantiemessjahr
04.11.04 –
03.11.05
(365 Tage)
1.206 1.407 1.256 1.276
1.174 1.365 1.223 1.243
1.062 1.230 1.111 1.126
EIT MWh/a 446,1 519,1 464,7 472,1
Energie aus dem Kollektorkreis QKT MWh/a 144,1 171,4 133,3 149,0
Energie von den Kollektorkreisen an den
Ladekreis
Energie aus dem Pufferspeicher (inkl.
Eintrag konv. Energie aufgrund fehlender
Pufferspeicherumgehung im 1. – 3. Garantiemessjahr
(vgl. Kap. 11.1, S. 37)
Energie aus dem Pufferspeicher (nur
solar, ohne Eintrag konv. Energie (vgl.
Kap. 11.1, S. 37)
QSP MWh/a 138,2 162,2 125,4 139,2
QSS MWh/a 121,0 142,4 107,7 126,0
QSS* MWh/a 124,0 146,0 113,0 126,1
Energie für das Nahwärmenetz QVV MWh/a 1.663,6 1.743,9 2.329,6 2.568,2
Energie aus dem Ölkessel QOK MWh/a ./. 54,2 159,8 406,5
Energie aus dem Gaskessel QGK MWh/a ./. 1.484,5 2.028,8 2.031,0
Summe Energie aus Kesseln QK MWh/a ./. 1.538,7 2.188,6 2.437,5
Elektr. Energie für Solarsystem NST kWh/a 724 958 934 860
Betriebsstunden Kollektorkreispumpe HP1 h/a 2.114 2.378 2.187 2.228
Betriebsstunden Speicherladepumpe HP2 h/a 1.796 2.019 1.768 1.873
Betriebsstunden Motorklappe 1 zur Beladung
von Pufferspeicher 1
Betriebsstunden Motorklappe 2 zur Beladung
von Pufferspeicher 2
MK1 h/a 1.431 1.720 1.580 1.515
MK2 h/a 7.326 7.034 7.194 7.237
Volumenstrom Kollektorkreis VKT m³/a 8.710 10.220 9.800 9.380
Volumenstrom Beladung Pufferspeicher VSP m³/a 7.940 9.310 8.540 8.380
Volumenstrom Entladung Pufferspeicher VSS m³/a 47.270 52.770 58.970 8.000
Volumenstrom Nahwärmenetz VVV m³/a 55.910 63.740 108.330 89.080
Kollektorkreisnutzungsgrad brutto
((QSP/EIT)*100%)
gKB % 31,0 31,2 27,0 29,5
Systemnutzungsgrad brutto (inkl. Eintrag
konv. Energie) ((QSS/EIT)*100 %),
gSB % 27,1 27,4 23,2 26,7
Systemnutzungsgrad brutto (ohne Eintrag
konv. Energie) ((QSS*/EIT)*100 %)
gSB % 27,8 28,1 24,3 26,7
Mittlere Temperatur Vorlauf Netz TVL_F °C 70,3 70,7 68,1 70,6
Mittlere Temperatur Rücklauf Netz TRL_F °C 45,1 47,7 50,7 46,8
Deckungsanteil solar brutto
((QSS*/QVV)*100 %)
D % 7,5 8,4 4,9 4,9
Durchfluss Kollektorfeld DS l/(m²*h) 11,0 11,4 11,9 11,2
Betriebsstunden Koll.-kreispumpe im
Durchschnitt
Pump h/d 5,8 6,5 6,0 6,1
Solare Ertragsgarantie Ertrag/eta
(für Kollektorkreis, vgl. Kap. 10.4)
% / % 96,1 / 95,9 90,4 / 89,7 88,1 / 88,5 90,0 / 88,4
Abweichung Kollektorkennlinie/Messwerte
im Mittel für beide Koll.-felder
% 7,8 10,4 13,7 10,9

- 65 -
Zusammenstellung Garantienachrechnung
Einheit
Garantierechnung
Steinbeis-
Transferzentrum
(STW)
Nachrechnung
ZfS
TRNSYS-Simulation
mit realen
Betriebsbedingungen
Umrechnung der
TRNSYS - Ergebnisse
unter realen
Betriebsbedingungen
mit Faktoren
Messperiode 1 vom 04.11.2001 bis 03.11.2002
Globalstrahlung kWh/m²a 1.119 1.119 1.062 1.062 1.062
Einstrahlungsenergie in Koll. MWh/a 469,3 *)
469,3 445,5 445,5 446,1
Solarertrag (QSP) MWh/a 167,0 162,0 139,6 143,9 138,2
Kollektorkreisnutzungsgrad % 35,6 34,5 31,3 32,3 31,0
Mittlere Netzrücklauftemperatur °C 39,4 39,4 45,1 45,1 45,1
Garantieerfüllung für Solarenergie aus Kollektorkreis in % 96,1
Garantieerfüllung für Kollektorkreisnutzungsgrad in % 95,9
Messperiode 2 vom 04.11.2002 bis 03.11.2003
Globalstrahlung kWh/m²a 1.119 1.119 1.230 1.230 1.230
Einstrahlungsenergie in Koll. MWh/a 469,3 *)
469,3 515,2 515,2 519,1
Solarertrag (QSP) MWh/a 167,0 162,0 174,0 179,4 162,2
Kollektorkreisnutzungsgrad % 35,6 34,5 33,77 34,8 31,2
Mittlere Netzrücklauftemperatur °C 39,4 39,4 47,7 47,7 47,7
Garantieerfüllung für Solarenergie aus Kollektorkreis in % 90,4
Garantieerfüllung für Kollektorkreisnutzungsgrad in % 89,7
Messperiode 3 vom 04.11.2003 bis 03.11.2004 (Schaltjahr, gerechnet mit 365 Tagen, deshalb geringfügige
Abweichungen zu tabellierten Werten auf Seite 64 und im Berichtstext )
Globalstrahlung kWh/m²a 1.119 1.119 1.109 1.109 1.109
Einstrahlungsenergie in Koll. MWh/a 469,3 *)
469,3 465,6 465,6 463,6
Solarertrag (QSP) MWh/a 167,0 162,0 137,9 142,2 125,2
Kollektorkreisnutzungsgrad % 35,6 34,5 29,6 30,5 27,01
Mittlere Netzrücklauftemperatur °C 39,4 39,4 50,7 50,7 50,7
Garantieerfüllung für Solarenergie aus Kollektorkreis in % 88,1
Garantieerfüllung für Kollektorkreisnutzungsgrad in % 88,5
Messperiode 4 vom 04.11.2004 bis 03.11.2005
Globalstrahlung kWh/m²a 1.119 1.119 1,126 1.126 1.126
Einstrahlungsenergie in Koll. MWh/a 469,3 *)
469,3 463,8 463,8 472,1
Solarertrag (QSP) MWh/a 167,0 162,0 150,1 154,7 139,2
Kollektorkreisnutzungsgrad % 35,6 34,5 32,4 33,4 29,5
Mittlere Netzrücklauftemperatur °C 39,4 39,4 46,8 46,8 46,8
Garantieerfüllung für Solarenergie aus Kollektorkreis in % 90,0
Garantieerfüllung für Kollektorkreisnutzungsgrad in % 88,4
*) ZfS-Berechnung mit Simulationsprogramm TRNSYS 15
ZfS – Messung

- 66 -
Zusammenstellung Einstrahlung, Solarertrag und Kollektorkreisnutzungsgrade
spez. Tagesmittel aus
Wochensummen
EIT und QSP [kWh/m²d]
spez. Tagesmittel aus
Wochensummen
EIT und QSP [kWh/m²d]
spez. Tagesmittel aus
Wochensummen
EIT und QSP [kWh/m²d]
spez. Tagesmittel aus
Wochensummen
EIT und QSP [kWh/m²d]
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
6.11
5.11
4.11
9.11
20.11
19.11
18.11
23.11
4.12
18.12
1.1
15.1
29.1
12.2
26.2
12.3
26.3
9.4
23.4
7.5
21.5
4.6
18.6
2.7
16.7
letzter Tag der Messwoche, Messjahr 2001/2002
Einstrahlung auf Kollektorfelder Ertrag aus Kollektorkreis (QSP)
Kollektorkreisnutzungsgrad, brutto Kollektorkreisnutzungsgr. im Jahresmittel, geplant
Kollektorkreisnutzungsgr. im Jahresmittel, gemessen
3.12
2.12
7.12
17.12
16.12
21.12
31.12
30.12
4.1
14.1
13.1
18.1
28.1
27.1
1.2
11.2
10.2
15.2
25.2
24.2
1.3
11.3
25.3
8.4
22.4
6.5
20.5
3.6
17.6
1.7
15.7
letzter Tag der Messwoche, Messjahr 2002/2003
9.3
23.3
6.4
20.4
4.5
18.5
1.6
15.6
29.6
13.7
letzter Tag der Messwoche, Messjahr 2003/2004
15.3
29.3
12.4
26.4
10.5
24.5
7.6
21.6
5.7
19.7
letzter Tag der Messwoche, Messjahr 2004/2005
30.7
29.7
27.7
2.8
13.8
12.8
10.8
16.8
27.8
26.8
24.8
30.8
10.9
9.9
7.9
13.9
24.9
23.9
21.9
27.9
8.10
7.10
5.10
11.10
22.10
21.10
19.10
25.10
5.11
50
40
30
20
10
0
4.11
2.11
3.11
-10
-20
-30
Kollektorkreisnutzungsgrad
[%]
50
40
30
20
10
0
-10
-20
-30
50
40
30
20
10
0
-10
-20
-30
50
40
30
20
10
0
-10
-20
-30
Kollektorkreisnutzungsgrad [%]
Kollektorkreisnutzungsgrad [%]
Kollektorkreisnutzungsgrad [%]

Zusammenstellung Messwerte Nahwärmenetz
Temperatur [°C]
Temperatur [°C]
Temperatur [°C]
Temperatur [°C]
80
70
60
50
40
30
20
10
0
-10
-20
80
70
60
50
40
30
20
10
-10
-20
80
70
60
50
40
30
20
10
0
-10
-20
0
4.11
4.11
4.11
80
70
60
50
40
30
20
10
0
-10
-20
4.11
18.11
18.11
18.11
18.11
2.12
16.12
30.12
13.1
Netzvorlauftemperatur SOLL*
27.1
10.2
Netzrücklauftemperatur MAX soll = 45 °C
2.12
16.12
30.12
13.1
Netzvorlauftemperatur SOLL*
2.12
2.12
16.12
27.1
24.2
10.3
24.3
Netzrücklauftemperatur IST
10.2
24.2
Netzrücklauftemperatur MAX soll = 45 °C
16.12
30.12
13.1
27.1
10.3
7.4
21.4
- 67 -
Zeit (Messperiode 1; 2001/2002; Tage im Jahr)
24.3
Netzrücklauftemperatur IST
10.2
Netzvorlauftemperatur SOLL*
24.2
9.3
Netzrücklauftemperatur MAX soll = 45 °C
30.12
13.1
27.1
10.2
Netzrücklauftemperatur MAX soll = 45 °C
24.2
10.3
7.4
21.4
5.5
5.5
19.5
19.5
2.6
2.6
16.6
Zeit (Messperiode 2; 2002/2003; Tage im Jahr)
16.6
Zeit (Messperiode 3; 2003/2004; Tage im Jahr)
23.3
6.4
20.4
4.5
18.5
1.6
15.6
30.6
14.7
28.7
11.8
Netzvolumendurchsatz
30.6
29.6
14.7
28.7
25.8
8.9
22.9
Netzvorlauftemperatur IST
11.8
Netzvolumendurchsatz
13.7
Netzrücklauftemperatur IST
Zeit (Messperiode 4; 2004/2005; Tage im Jahr)
24.3
7.4
21.4
5.5
19.5
Netzvorlauftemperatur SOLL
2.6
16.6
27.7
Netzvolumendurchsatz
30.6
Netzvorlauftemperatur IST
10.8
Loggerausfall 07. bis 23.08.04
14.7
28.7
Netzvolumendurchsatz
25.8
8.9
6.10
Außentemperatur
22.9
Netzvorlauftemperatur IST
24.8
7.9
6.10
Außentemperatur
21.9
Netzvorlauftemperatur IST
11.8
25.8
8.9
5.10
Außentemperatur
22.9
Netzrücklauftemperatur IST
6.10
Außentemperatur
20.10
19.10
20.10
20.10
3.11
2.11
3.11
3.11
0
50000
45000
40000
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
50000
45000
40000
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
50000
45000
40000
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
50000
45000
40000
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
Volumenstrom [Liter/h]
Volumenstrom [Liter/h]
Volumenstrom [Liter/h]
Volumenstrom [Liter/h]

- 68 -
Zusammenstellung Kollektorkennlinien und Messwerte
Kollektor-Kennlinie Sonnenkraft IMK
Energie Kollektorfeld - Messwerte, Heilbronn, Badener Hof
Kollektor-Kennlinie Sonnenkraft IMK
Energie Kollektorfeld - Messwerte, Heilbronn, Badener Hof
Kollektorkreisnutzungsgrad,
brutto (Jahresmittelwert)
2003/2004
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
Kollektorkreisnutzungsgrad,
brutto (Jahresmittelwert)
2001/2002
gKB = 27,0%
gKB = 31,0%
eta
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
eta
Abweichung
Kollektorkennl./Schwerpunkt:
ca. 13,7%
Abweichung
Kollektorkennlinie/Messwerte:
ca. 13,7%
Abweichung
Kollektorkennl./Schwerpunkt:
ca. 7,8%
Abweichung
Kollektorkennlinie/Messwerte:
ca. 7,8%
0,10
0,09
0,08
0,07
0,06
0,05
0,04
0,03
0,02
0,01
0,00
0,10
0,09
0,08
0,07
0,06
0,05
0,04
0,03
0,02
0,01
0,00
x = (T m - T L)/EI mit
x = (T m - T L)/EI mit
Kollektor-Kennlinie Sonnenkraft IMK
Energie Kollektorfeld - Messwerte, Heilbronn, Badener Hof
Kollektor-Kennlinie Sonnenkraft IMK
Energie Kollektorfeld - Messwerte, Heilbronn, Badener Hof
Kollektorkreisnutzungsgrad,
brutto (Jahresmittelwert)
2004/2005
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
Kollektorkreisnutzungsgrad,
brutto (Jahresmittelwert)
2002/2003
gKB = 29,5%
gKB = 31,2%
0,5
0,4
eta
0,3
0,2
Abweichung
Kollektorkennl./Schwerpunkt:
ca. 10,9%
Abweichung
Kollektorkennlinie/Messwerte:
ca. 10,9%
0,1
0,0
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
eta
Abweichung
Kollektorkennlinie/Messwerte: Abweichung
Kollektorkennl./Schwerpunkt:
ca. 10,4%
ca. 10,4%
0,10
0,09
0,08
0,07
0,06
0,05
0,04
0,03
0,02
0,01
0,00
0,10
0,09
0,08
0,07
0,06
0,05
0,04
0,03
0,02
0,01
0,00
x = (T m - T L)/EI mit
x = (T m - T L)/EI mit