SOLARCITIES FRIEDRICHSHAFEN, NECKARSULM UND HANNOVER MIT LANGZEIT- WÄRMESPEICHER

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1 SOLARCITIES FRIEDRICHSHAFEN, NECKARSULM UND HANNOVER MIT LANGZEIT- WÄRMESPEICHER Prof. Dr.-Ing. M. N. Fisch 1), 2), Dipl.-Ing. M. Bodmann 2) 1) Steinbeis- Transferzentrum Energie-, Gebäude- und Solartechnik (STZ-EGS) Heßbrühlstr. 15, Stuttgart, Tel. +49/711/ , Fax -99 2) Institut für Gebäude- und Solartechnik (IGS), TU Braunschweig Mühlenpfordtstr. 23, Braunschweig, Tel. +49/531/ , Fax Einleitung Klima- und Umweltschutz einerseits sowie die Schonung der fossilen Energiereserven andererseits gehören zu den wichtigsten Herausforderungen des 21. Jahrhunderts. Das nachhaltige Wirtschaften (Sustainable Development) muß zum Leitthema des vor uns stehenden Jahrhunderts werden. In diesem Kontext ist die Basis zukünftiger Energieversorgungsstrategien eine ganzheitliche Siedlungs- und Gebäudeplanung, in der der Endenergieverbrauch und die damit verbundenen CO 2 - Emissionen der Gebäude durch Nutzung passivsolarer Gewinne, Minimierung der Wärmeverluste und den Einsatz regenerativer Energieträger auf ein Minimum reduziert werden. Einen möglichen Baustein für eine zukünftige Energieversorgungsstrategie stellt die solarunterstützte Nahwärmeversorgung mit Langzeit- Wärmespeicher dar. In diesem Beitrag soll anhand dreier ausgeführter Projekte in Friedrichshafen, Neckarsulm und Hannover, an deren Planung das Steinbeis TZ- EGS, Stuttgart beteiligt war, der Entwicklungsstand dargestellt werden. 2 Solarcity Friedrichshafen- Wiggenhausen Im Baugebiet Wiggenhausen- Süd der Stadt Friedrichshafen entstand Mitte der neunziger Jahre neben Hamburg- Bramfeld eines der ersten beiden Demonstrationsprojekte zur solarunterstützten Nahwärmeversorgung mit Langzeit- Wärmespeicher. Die in Wiggenhausen- Süd geplante dichte Bebauungsstruktur mit mehrgeschossigen Gebäudeblocks insgesamt sollten ca Wohnungen in 3 Bauabschnitten entstehen war eine günstige Voraussetzung für das Projekt am Bodensee. Die Projektierung der Energieversorgung inkl. der Solaranlage erfolgte für die ersten beiden Bauabschnitte mit insgesamt ca. 560 Wohneinheiten. Auf den Dächern der acht Gebäudeblocks des 1. und 2. Bauabschnitts sollten m² Kollektorfläche installiert werden. Im Zuge des ersten Bauabschnitts entstanden 1995 und 1996 vier Wohnblocks mit insgesamt 280 Wohnungen und ein Kindergarten (s. Abb. 1) m² Kollektorfläche wurden in 7 Teilflächen auf den Gebäudedächern installiert. Der Langzeit- Wärmespeicher ist mit einem Volumen von m³ für die ersten beiden Bauabschnitte erstellt worden. Nach den weniger erfolgreichen Erfahrungen bei der Vermarktung und Vermietung der Wohnungen des 1. Bauabschnitts kam es zu einer Modifizierung des Bebauungsplanes. Abb. 2 zeigt die 1998/1999 erfolgte Neuplanung und die in 2000 begonnene Bebauung des 2. Bauabschnittes. Deren vier Baufelder werden mit einer unterschiedlichen Kombination aus Reihen- und Punkthäusern sowie zeilenartigen Mehrfamilienhäusern bebaut. Insgesamt sind weitere rd m² Kollektorfläche geplant, die Gesamtkollektorfläche vergrößert sich auf ca m². Für den dritten Bauabschnitt gibt es zur Zeit noch keine konkrete Planung, er soll aber ebenfalls an die solarunterstützte

2 Nahwärmeversorgung angeschlossen werden. Weitere m² Kollektorfläche sind aufgrund des Speichervolumens denkbar. Abb. 1 - Luftaufnahme der Siedlung in Friedrichshafen- Wiggenhausen (1. Bauabschnitt) Abb. 2 - Lageplan Neuplanung des 2. Bauabschnitts 2.1 Gesamtsystem In Abb. 3 ist das Systemschema der solarunterstützten Nahwärmeversorgung dargestellt. Die Solarkollektoren werden von der Heizzentrale aus mit einem Wasser- Glykol- Gemisch betrieben. Der Kollektorkreis wird in der Heizzentrale über einen Wärmeaustauscher in den Speicherladekreis eingekoppelt. Das Speicherwasser bildet ein geschlossenes System und wird von den Sonnenkollektoren auf Temperaturen zwischen 40 und 90ºC erwärmt. Die Entladung des Speichers erfolgt über einen weiteren Wärmeaustauscher in der Heizzentrale ins Nahwärme- Verteilnetz. Reicht die Wärme im Speicher nicht aus, wird über einen Brennwertkessel nachgeheizt. Heizzentrale Kollektoren m² Gas Brennwertkessel Langzeit - Wärmespeicher m³ Nahwärmenetz Kollektorsammelnetz Steinbeis-Transferzentrum (EGS) Abb. 3 - Systemschema der Solaranlagen mit Langzeit-Wärmespeicher (Planungsdaten) Die Wärmeverteilung erfolgt über ein Zweileiter- Wärmeverteilnetz. Warmwasser wird dezentral mittels eines Speicherladesystems in den Hausübergabestationen der einzelnen

3 Gebäudeblocks bereitet. Aufgrund der Warmwasserbereitung muß die Vorlauftemperatur im Wärmeverteilnetz ganzjährig mindestens 68 C betragen. Zwischen Wärmeverteilnetz und den gebäudeseitigen Heizflächen sind ebenfalls Plattenwärmeaustauscher eingebunden. Die Heizflächen in den Gebäuden sind auf eine Vor- bzw. Rücklauftemperatur von 70/40 C ausgelegt. 2.2 Heißwasser- Wärmespeicher Der konstruktive Aufbau des Wärmespeichers ist in Abb. 4 dargestellt. Die Decke des Speichers ist als selbsttragender Kegelstumpf ausgeführt. Im Vergleich zum Speicher in Hamburg (flache Decke) sind keine Stützen erforderlich. Abb. 5 zeigt den Speicher während der Bauphase. Der Speicher besteht aus einer Tragkonstruktion aus Stahlbeton mit einer außenliegenden Wärmedämmung aus Mineralfaser. Die Dämmung ist nur im Bereich der senkrechten Wände (ca. 30 cm) und im Bereich der Decke (ca. 40 cm) angebracht. Die Innenseite des Betonbehälters ist mit einem 1,2 mm starken Edelstahlblech dampfdiffussionsdicht ausgekleidet. Die volumenbezogenen Baukosten des Speichers liegen inkl. Planung und Nebenkosten bei 230 DM/m³. Rund 25 % der Kosten wurden durch die Edelstahlauskleidung verursacht. Abb. 4 - Schnitt durch den Heißwasser - Wärmespeicher (V=12.000m³) Abb. 5 - Langzeit - Wärmespeicher im Bau 2.3 Anlagen- Simulation Das Gesamtsystem des 1. und 2. Bauabschnitts, bestehend aus Gebäuden und der solarunterstützten Nahwärmeversorgung, wurde zur Dimensionierung der Anlagenkomponenten mit dem Simulationsprogramm TRNSYS nachgebildet und mit den Wetterdaten des Testreferenzjahres von Friedrichshafen simuliert. Ab Heizzentrale wurde ein Energiebedarf von ca MWh/a ermittelt. Bei einem simulierten solaren Deckungsanteil von 46,5% entspricht dies einem jährlichen Brennstoffverbrauch pro m² Wohnfläche von ca. 55 kwh. Für den Langzeit- Wärmespeicher wurde ein Nutzungsgrad von rd. 90% berechnet. Abb. 6 zeigt für den quasistationären Zustand den Verlauf der Temperaturen im Langzeit- Wärmespeicher, die ein- und ausgespeicherten Wärmemengen und die Wärmeverluste übers Jahr. Ende August ist der Speicher voll beladen. Die maximale obere Speichertemperatur beträgt 95 C. Bis Ende Dezember ist der Speicher vollständig entladen und auf eine mittlere Temperatur von 35 C abgekühlt. Die berechnete

4 Wärmebilanz des Gesamtsystems ist in Abb. 7 dargestellt. Von Mai bis November kann der Wärmebedarf der Siedlung nahezu vollständig gedeckt werden. Abb. 6 - Simulierter Verlauf der Speichertemperatur sowie der Be- und Entladewärmemengen (Quelle: ITW, Universität Stuttgart) Abb. 7 - Monatliche Wärmebilanz des Gesamtsystems Simulation (Quelle: ITW, Universität Stuttgart) 2.4 Meßergebnisse Tabelle 1 zeigt die Wärmebilanz in den ersten beiden Betriebsjahren [1]. Deutlich sichtbar wird die Zunahme der eingespeisten Solarwärme um etwa 30 % auf 620 MWh/a im zweiten Betriebsjahr. Die Speicherverluste liegen mit 325 MWh/a über den in der Planung berechneten Werten. In der Aufheizphase muß jedoch das umgebende Erdreich des Speichers einmalig aufgeheizt werden, so daß in Zukunft ein Rückgang der Speicherverluste plausibel erscheint. Der Wärmebedarf ab Heizzentrale liegt mit MWh/a um ca. 10 % über den vorausberechneten Werten, allerdings hat auch die Wohnfläche gegenüber der Planung zugenommen. Dadurch fällt der solare Deckungsanteil kleiner aus. Wärmebilanz Friedrichshafen Einstrahlung in Kollektorebene kwh/(m 2 a) Gradtagzahl in Heizperiode Kd Wärmelieferung der Kollektoren MWh/a Einspeisung Solarwärme ins Netz MWh/a Wärmeinhalt im Speicher (gegenüber ) MWh/a Speicherverluste MWh/a Wärmemenge gesamt ins Netz MWh/a Wärmemenge Hausübergabestationen MWh/a Netzverluste % 7,5 8,8 Wärmelieferung durch Gaskessel MWh/a Gasverbrauch MWh/a Kesselnutzungsgrad % Solarer Deckungsanteil % Tabelle 1 - Wärmebilanz der solarunterstützten Wärmeversorgung der ersten zwei Betriebsjahre

5 Die Hochrechnungen aus dem bisherigen Betrieb auf den Endausbau im quasistationären Zustand weisen einen Deckungsanteil von 35 % bis 40 % auf. Daß dieser Wert niedriger als die berechneten rd. 47 % liegt, beruht im wesentlichen auf gegenüber der Planung höheren Rücklauftemperaturen aus dem Wärmeverteilnetz (ca. 50 C im Sommer 1997). Eine Senkung der Rücklauftemperatur um 5 K führt nach Simulationen, die auf Basis der Meßdaten durchgeführt wurden, zu einer Verbesserung des solaren Nutzwärmeertrages von ca. 8 %. 2.5 Kosten und Finanzierung Eine abschließende Angabe zu den Investitionskosten des kompletten Systems und deren Finanzierung kann erst nach Fertigstellung des 2. Bauabschnitts erfolgen. Die Gesamtkosten der solarunterstützten Nahwärmeversorgung wurden auf ca. 8.9 Mio. DM geschätzt. Daraus ergibt sich ein solarer Wärmepreis von ca. 30 Pf/kWh (ohne Förderung). Bis Ende 1999 wurden Investitionen für den 1. Bauabschnitt und Vorleistungen zum 2. Bauabschnitt von insgesamt rd. 6.5 Mio. DM getätigt. Die Finanzierung des Gesamtsystems basiert auf Fördermitteln vom BMBF, vom Wirtschaftsministerium des Landes Baden- Württemberg und der Stadt Friedrichshafen, Baukostenzuschüssen sowie Eigenmitteln des Bauherrn und Betreibers, den Technischen Werken Friedrichshafen (TWF). 3 Solarcity Neckarsulm- Amorbach Im Stadtteil Amorbach in Neckarsulm (Baden- Württemberg) entsteht derzeit Europas größte Solarsiedlung. Geplant sind rd. 750 Wohneinheiten in 3 Bauabschnitten, aufgeteilt in Einfamilien-, Doppel-, Reihen- und Mehrfamilienhäuser sowie verschiedene Gebäude für die soziale Versorgung (Schule, Kindergarten, Ladenzentrum, etc.), die zu etwa 50 % durch die aktive Nutzung von Sonnenenergie mit Wärme versorgt werden sollen. Erstmalig wird in Deutschland ein Erdsonden- Wärmespeicher erprobt, bei dem das Erdreich direkt als Speichermedium genutzt wird. Die Ein- und Ausspeicherung der Wärme erfolgt über bis zu 30 m tiefe vertikale Wärmeaustauscher- Sonden, die in einem orthogonalen Raster (Abstand 2 m) angeordnet sind. Im Oktober 1997 wurde der erste Bauabschnitt mit einer Kollektorfläche von m² und einem Erdsonden- Pilotspeicher (36 Sonden je 30 m tief) eingeweiht. Ende 1998 wurde der Speicher um 132 Sonden erweitert. Ab Mitte 2000 ist eine Erweiterung auf m² Kollektorfläche und rd m³ Speichervolumen (528 Sonden) geplant. Im Endausbau ist eine Kollektorfläche von m² vorgesehen, die im Sommer einen Erdsonden- Wärmespeicher mit etwa m³ Volumen bzw. 960 Sonden aufheizen soll. Bauherr und Betreiber der Gesamtanlage sind die Stadtwerke Neckarsulm. 3.1 Gesamtsystem Das Schema der solarunterstützten Nahwärmeversorgung mit einem Erdsonden- Wärmespeicher zeigt Abb. 8. Bei der Planung des solarunterstützten Nahwärmesystems wurde ein Dreileiter- Wärmeverteil- und -sammelnetz entwickelt, das den spezifischen Anforderungen dieses Projektes angepaßt ist: Der Erdsonden- Wärmespeicher erfordert aufgrund seines geringeren Temperaturniveaus in noch stärkerem Maße niedrige Rücklauftemperaturen als ein Wasserspeicher, daher sollte die Anzahl der seriell geschalteten Wärmeaustauscher minimiert werden.

6 Das Baugebiet ist ausgedehnt und wird in mehreren Schritten ausgebaut, daher muß das System leicht zu erweitern sein. Die Kollektorflächen sind im Baugebiet verteilt, aus diesem Grund scheidet eine zentrale Absicherung in der Heizzentrale aus. Pufferspeicher 100 m³ (200 m³) Heizzentrale Sonnenkollektoren m² (6300 m²) Erdsonden-Wärmespeicher m³ ( m³) 3-Leiter- Wärmeverteilnetz Abb. 8 - Schema der solarunterstützten Nahwärmeversorgung mit Erdsonden- Wärmespeicher 1. BA, Stand 1999 und 2. BA etwa 2001 (Zahlenwerte in Klammern) Die Kollektorflächen auf den Häusern erhalten analog zur Hausübergabestation für die Fernwärme eine sogenannte Solarübergabestation, über die die Solarwärme in das Netz eingespeist wird. Die Regelung der einzelnen Kollektorfelder erfolgt derart, daß alle Kollektorfeld- Kreispumpen durch ein Signal aus der Heizzentrale gemeinsam eingeschaltet werden. Die Zuschaltung der Sekundärpumpe zur Wärmeübertragung ins Netz erfolgt temperaturabhängig. Der Pufferspeicher (s. Abb. 8) dient als Kurzzeit- Wärmespeicher sowie als hydraulische Entkoppelung zwischen Wärmeverteilnetz, Solarvorlauf und Speicherkreis. Im Sommer wird aus dem Pufferspeicher der Erdsonden- Wärmespeicher beladen, im Winter wird die Wärme aus dem Langzeit- in den Kurzzeit- Wärmespeicher übertragen und von dort in das Nahwärmenetz eingespeist. Eine Rücklaufbeimischung begrenzt die Netz- Vorlauftemperatur für das Verteilnetz auf den benötigten Wert. Wird dieses Temperaturniveau von keinem der Speicher erreicht, erfolgt die Nachheizung über die Gaskessel. 3.2 Kollektorflächen Neben dem neuen Speichertyp wurde erstmals ein vorgefertigtes Kollektordach (SOLAR- ROOF) in einer größeren Dachfläche - im Rahmen des Neubaus der Grundschule Amorbach - eingesetzt (s. Abb. 9). Bei der Sporthalle wurden die Mehrkosten für die Aufständerung der Kollektoren erheblich reduziert, indem die Tragkonstruktion des Hallendaches nach außen verlegt und so gestaltet wurde, daß die Ost/West- verlaufenden Fachwerkträger zur Aufständerung genutzt werden konnten (s. Abb. 10).

7 Abb. 9 - Ansicht der Grundschule in Neckarsulm- Amorbach mit 604 m² Kollektorfläche Abb Kollektorfeld auf dem Dach der Sporthalle 3.3 Erdsonden- Wärmespeicher Abb. 11 zeigt den schematischen Aufbau des Langzeit- Wärmespeichers mit vertikalen Wärmeaustauscher- Sonden. Als Wärmeaustauscher- Sonden dienen U- Rohre aus dem temperaturbeständigen Kunststoff Polybuten. Jede Sonde besteht aus zwei um 90 Grad versetzten U- Rohren (s. Abb. 12). Mit speziellen Haltern werden die Sonden auf Abstand gehalten und so möglichst nahe an der Bohrwand angeordnet. Der verbleibende Ringraum wird mit einer wässerigen Suspension aus Zement, Sand und Bentonit (Tonmineral) verfüllt. Dadurch soll ein dauerhafter Kontakt und (insbesondere durch den Sandanteil) eine gute Wärmeleitfähigkeit zum umgebenden Erdreich erreicht werden [2]. Etwa 5 bis 6 Sonden sind seriell miteinander verschaltet. Eine Sondenreihe wird im Beladebetrieb von der Mittelachse des Speichers zum Randbereich hin durchströmt, beim Entladen in umgekehrte Richtung. Entladen Geländeoberkante Sondenabstand (2,0 m) Beladen 115 mm Deckschicht Wiederaufgefülltes Erdreich Wärmedämmung 25 mm aktive Speichertiefe (30 m) Bohrlochverfüllung (Bentonit-Zement- Gemisch) Bohrloch U-Rohr-Sonde Speichermitte Abb Schematischer Aufbau des Erdsonden- Wärmespeichers Abb Erdsonde mit Doppel-U- Rohr- Wärmeaustauscher

8 Die spezifischen Speicherkosten für den Erdsondenspeicher betragen ca. 41 DM pro m³ Speichervolumen (1. und 2. Ausbaustufe). Durch eine günstigere Speichergeometrie könnten die Kosten um rd % reduziert werden, so daß für Speicher in dieser Größenordnung Baukosten von etwa 30 DM/m³ (150 DM/m³ Wasseräquivalent) erreichbar sind. 3.4 Anlagen- Simulation In der Vorplanungsphase des Projektes wurden Parameterstudien (Programm TRNSYS) zum Betriebsverhalten des Gesamtsystems durchgeführt. Dabei wurde die Speichergeometrie in Form von Abstand, Tiefe und Durchmesser der Sonden optimiert [3]. Von allen Parametern hat der Bohrlochabstand und damit die Anzahl der Sonden pro Speichervolumen den stärksten Einfluß auf den solaren Wärmepreis. Ein Sondenabstand von 2-2,5 m hat sich dabei als ein guter Kompromiß zwischen Wirtschaftlichkeit und solarem Energieertrag ergeben. Die jährlich solar genutzten Wärmemengen des Gesamtsystems für die ersten beiden Ausbaustufen im stationären Zustand sind in Tabelle 2 zusammengestellt. Die erste Ausbaustufe weist einen solaren Deckungsanteil von lediglich 43 % auf. Dies ist hauptsächlich auf den niedrigen Nutzungsgrad des Speichers (ca. 50 %) aufgrund seines relativ kleinen Volumens zurückzuführen. Die Kollektorfelder liefern jährlich pro Quadratmeter rund 260 kwh. In die Nahwärmeversorgung werden davon nur 55 % (ca. 160 kwh/(m²a)) eingespeist. Die in der 1. Ausbaustufe installierte Kollektorfläche ist mit 2,7 m² pro MWh Jahreswärmebedarf überdimensioniert (Grund ist der zügige Ausbau von Kollektorflächen im Vergleich zur schleppenden Erweiterung des Baugebietes). Dies führt zu hohen Systemtemperaturen im Sommer und damit zu einem ungünstigen Betrieb (Überhitzung) der Solaranlage. Ausbaustufe 1 2 Realisierung 1997/98 bis 2001 Jahreswärmebedarf ab Heizzentrale MWh/a ca. 980 ca Kollektorfläche m Speichervolumen m Wärmelieferung Kollektoren MWh/a Speicherverluste (Erdsonden u. Puffer) MWh/a Nutzenergie Solar MWh/a Zusatzheizung MWh/a Solarer Deckungsanteil % 43,4 49,5 Nutzungsgrad Erdsondenspeicher % 49,5 71,6 Tabelle 2 - Wärmebilanz für die ersten beiden Ausbaustufen (Quelle: ITW, Universität Stuttgart) Am Ende der zweiten Ausbaustufe wird eine bessere Anpassung der Anlagengröße an die Wärmelast vorliegen, pro MWh Jahreswärmebedarf sind dann etwa 2,2 m² Kollektorfläche installiert. Dies führt zu niedrigeren und damit günstigeren Temperaturen in der Solaranlage. Dadurch kann ein größerer Teil der von den Kollektoren gelieferten Wärme genutzt werden. Das günstigere Oberflächen/Volumen- Verhältnis reduziert die anteiligen Speicherverluste, der Speicher- Nutzungsgrad steigt auf 72 %. Die von den Kollektorfeldern gelieferte Wärme erhöht sich auf rund 310 kwh/(m²a). In das

9 Nahwärmenetz werden davon ca. 225 kwh/(m²a) eingespeist und damit steigt der solare Deckungsanteil auf etwa 50 %. 3.5 Meßergebnisse Nach Fertigstellung der ersten Ausbaustufe wurde der Speicher im Sommer 1999 durch die Solaranlage aufgeheizt. Insgesamt wurde im ersten Betriebsjahr (1999) eine Wärmemenge von ca. 550 MWh eingespeichert und dabei eine maximale Speichertemperatur von ca. 52 C erreicht. Trotzdem konnte in der Heizperiode 1999/2000 noch keine nennenswerte Nutzwärme aus dem Erdsonden- Wärmespeicher entnommen werden. Dies lag zum einen an der Aufheizphase und den für das erste Betriebsjahr normal hohen Wärmeverlusten des Speichers sowie zum anderen an den hohen Netzrücklauf- Temperaturen. Die im Vergleich zur Planung im Mittel um ca. 10 K höhere Rücklauftemperatur reduziert den Solarenergieertrag und verringert den Speicherwirkungsgrad. Weiterhin führt dies zu höheren Wärmeverlusten des Netzes und es treten häufig Stagnationen einzelner Kollektorfelder auf. Dabei wird aufgrund thermischer Überhitzung (Temperatur im Kollektorkreis über 100 C) der Primärkreis abgeschaltet und damit keine Nutzenergie mehr ins Netz geliefert. Eine Senkung der Rücklauftemperatur um 5 bzw. 10 K im Vergleich zu den in 1999 gemessenen Rücklauftemperaturen würde zu einer 6 bzw. 12 %-igen absoluten Zunahme des solaren Deckungsanteils führen. Der Energieertrag der Kollektorfelder ab Hausübergabestation könnte von 285 kwh/(m 2 a) auf ca. 315 kwh/(m 2 a) gesteigert werden und entsprechend ist ein Netto- Solarenergieertrag von ca. 250 kwh/(m 2 a) möglich. 3.6 Kosten und Finanzierung Die Gesamtinvestition der Solaranlage mit Langzeit- Wärmespeicher (ohne den konventionellen Teil) wurden für die ersten beiden Ausbaustufen auf ca. 8,16 Mio. DM geschätzt. Der solare Wärmepreis ohne Berücksichtigung der Förderung beträgt etwa 30 Pf/kWh bei einem Netto- Solarenergieertrag von 250 kwh/(m 2 a). Für den ersten Bauabschnitt wurden Investitionen von rd. 3 Mio. DM getätigt. Die Finanzierung der ersten beiden Ausbaustufen erfolgte bisher zu etwa 60 % aus Fördergeldern vorwiegend über das Förderprogramm "Solarthermie 2000" des BMWi - sowie Eigenmitteln der Stadt bzw. Stadtwerke Neckarsulm. 4 Solarcity Hannover- Kronsberg In Hannover- Kronsberg wurde Anfang Juni 2000 in unmittelbarer Nähe zum EXPO- Gelände eine solarunterstützte Nahwärmeversorgung für 106 Wohneinheiten in Betrieb genommen, deren Gesamtwärmebedarf für die Beheizung und Brauchwarmwasserbereitung zu 40 % solar gedeckt werden soll. Die Siedlung ist Bestandteil des neuen Stadtteils Kronsberg, ein Beitrag der Stadt Hannover zur Weltausstellung. Erstmalig wurde bei diesem Projekt für den Bau des Heißwasser- Wärmespeichers ein nahezu dampfdiffusionsdichter Hochleistungsbeton eingesetzt. Auf die Edelstahlauskleidung des Speichers, wie in Friedrichshafen ausgeführt, konnte verzichtet werden. Als Bauherr und Betreiber der Solaranlage konnte der überregionale Energieversorger AVACON AG gewonnen werden.

10 4.1 Machbarkeitsstudie Im Auftrag der Niedersächsischen Energieagentur, Hannover wurde vom STZ-EGS im Jahr 1997 eine Machbarkeitsstudie für eine Solarsiedlung auf dem Kronsberg durchgeführt. Für insgesamt rd. 425 Wohnungen, weitere Wohneinheiten standen aufgrund des baulichen Fortschrittes auf dem Kronsberg nicht mehr zur Verfügung, wurde eine solarunterstützte Nahwärmeversorgung mit m 2 Kollektorfläche und einem Heißwasserspeicher von ca m 3 ausgelegt. Die Investitionskosten ergaben sich zu DM pro Wohneinheit und der solare Deckungsanteil des geplanten Systems betrug etwa 53 % (s. Tabelle 3). Machbarkeitsstudie `97 Ausführungsplanung `99 Anzahl WE Wohnfläche m² ca ca Jährl. Wärmebedarf ab Heizzentrale MWh/a Kollektorfläche m² Speichervolumen m³ ca Investitionskosten DM 5,4 Mio. 3,3 Mio. DM/WE Tabelle 3 - Vergleich der geplanten und realisierten Solarsiedlung in Hannover Kronsberg Das Interesse der Wohnbauunternehmen zur Realisierung war vorhanden. Durch die fehlende Unterstützung der Stadtwerke Hannover, den langen Wegen durch großstädtische Instanzen und einem zu diesem Zeitpunkt nicht vorhandenen Anlagenbetreiber kam es erst im Mai 1999 zur endgültigen Bauentscheidung. Aufgrund der eingetretenen Verzögerung waren zwischenzeitlich zwei der drei Bauträger von dem Projekt abgesprungen. Damit ergab sich ein für Langzeit- Wärmespeicher relativ kleines Projekt (vgl. Tabelle 3, Ausführungsplanung 99 ). 4.2 Baugebiet Abb. 13 zeigt den Lageplan der Solarsiedlung, in der 106 Wohneinheiten mit einer Gesamtwohnfläche von rd m² und ca. 110 m 2 Gemeinschaftsräume errichtet wurden. Die Häuser sind nicht alle optimal zur Sonne ausgerichtet, dafür entstanden durch die Anordnung der Gebäude unverwechselbare Außenräume. Die zwei- bis viergeschossigen Wohngebäude wurden in Beton - Fertigteilbauweise erstellt. Der Wärmeschutz wurde entsprechend dem "Kronsberg- Niedrigenergie- Standard", d.h. einem Jahres- Heizwärmebedarf von maximal 55 kwh/(m 2 a) ausgeführt. Damit war eine Voraussetzung für ein Projekt "Heizen mit der Sonne durch die örtliche Rahmenbedingung vorgegeben. Bemerkenswert ist, daß dem Bauherrn die Umsetzung der Solarsiedlung als ein Projekt des Sozialen Wohnungsbaus gelang.

11 Sonnenkollektor Heizzentrale Langzeit- Wärmespeicher Abb Lageplan der Solarsiedlung "Hannover - Kronsberg" 4.3 Gesamtsystem Abb. 14 zeigt das Anlagenschema der solarunterstützten Nahwärmeversorgung mit insgesamt m 2 Kollektorfläche ( Kollektordach ) und einem Heißwasserspeicher von m 3 Volumen. Heizzentrale Solar- Roofs (1350 m²) Nachheizung Fernwärme Wärmeverteilnetz Kollektorsammelnetz Langzeit- Wärmespeicher m³ Hausübergabestation Abb Schema der Solarsiedlung "Kronsberg" Die solare Nutzwärme wird über das Kollektorsammelnetz in die Heizzentrale transportiert, welche sich im Keller eines Wohngebäudes befindet (s. Abb. 13). Die Wärme kann entweder bei Bedarf direkt zur Erwärmung des Heizwassers im Wärmeverteilnetz genutzt oder in den Langzeit- Wärmespeicher eingelagert werden. Die Anlage wurde gegenüber den Systemen der ersten Generation optimiert: Der Speicher kann in drei Ebenen be- und entladen werden, was den gleichzeitigen Be- und Entladebetrieb bei verschiedenen Temperaturniveaus erlaubt. Mit einer drehzahlgeregelten Pumpe kann der Volumenstrom im Kollektorkreis variabel verändert werden (Zieltemperatur Regelung). Die Brauchwarmwasserbereitung erfolgt über das Zweileiternetz (maximale VL- Temperatur 70 C, Heizflächenauslegung 65/39 C) dezentral in den Gebäudeblocks mittels

12 Speicherladesystemen. Das Wärmeverteil- und Sammelnetz wurde größtenteils in den Untergeschossen der Gebäude verlegt. Die Nachheizung der solarunterstützten Wärmeversorgung erfolgt über einen Anschluß an das von den Stadtwerken Hannover betriebene Wärmeverteilnetz der Gesamtsiedlung Kronsberg. 4.4 Kollektorflächen Auf den südwestlich und südöstlich ausgerichteten Dächern der Wohngebäude wurden rd m² Kollektorfläche in 13 Teilfeldern untergebracht (s. Abb. 13). Die einzelnen Kollektorflächen liegen zwischen 40 bis 310 m². Das verwendete Solardachsystem erlaubt eine maßgeschneiderte Anpassung an die Unterdächer und eine Ausnutzung der Dachfläche von annähernd 90 %. Es ersetzt die herkömmliche Dacheindeckung und spart damit dem Bauherrn rund DM pro m 2 Dachfläche. Abb. 15 zeigt die architektonisch hervorragend gelungene Integration der Kollektorfelder in die Dachlandschaft der Siedlung. Abb Kollektorintegration in einem Pultdach und auf sägezahnförmigen Dächern 4.5 Heißwasser- Wärmespeicher Der Langzeit- Wärmespeicher wurde in ca. 120 m Entfernung von der Heizzentrale auf einem städtischen Kinderspielplatz errichtet (s. Abb. 13). Er wurde als zylindrischer Betonbehälter mit freitragendem Kegelstumpf- Schalendach aus Spannbeton ausgeführt (s. Abb. 16). Für das Betontragwerk wurde bei diesem Projekt zum ersten Mal ein nahezu wasserdampfdiffusionsdichter Hochleistungsbeton (HLB) eingesetzt. Es übernimmt damit neben der statischen auch noch die dichtende Funktion [4]. Die verbesserte Dichtigkeit des HLB (etwa B 85 Qualität) wird durch den Zusatz von Mikrosilica erreicht. Der Wasserverlust beträgt jährlich ca. 4 l pro m 2 Speicheroberfläche. Auf die innenliegende Edelstahlauskleidung, wie bei den Heißwasserspeichern in Friedrichshafen- Wiggenhausen und Hamburg- Bramfeld ausgeführt, konnte durch den Einsatz des HLB verzichtet werden. Durch den Einsatz von Hochleistungsbeton für Heißwasserspeicher wird eine Kostenreduktion von ca. 15 % angestrebt.

13 Aufgefülltes Erdreich Schutztbetonschicht Wärmedämmung Hochleistungsbeton 19,00 11,09 Gewachsener Boden Abb Schnitt (vereinfacht) durch den Langzeit- Wärmespeicher mit Hochleistungsbeton Aufgrund des geringen Wasserverlustes ist eine wasserbeständige Wärmedämmung einzubringen. Decke und Zylinderwand des Langzeit- Wärmespeichers wurden deshalb außen mit einer Schüttung aus druckbeständigem Blähglasgranulat gedämmt. Das Glasgranulat wird in Säcken lagenweise eingebaut, in entstehende Zwischenräume im Deckenbereich wird das Material eingeblasen. Die Schichtdicke der Dämmung wächst im Bereich der Speicherwand von rd. 30 cm im unteren auf 70 cm im oberen Bereich an (s. Abb. 16). Die Speicherdecke wird mit 70 cm Schüttdicke gedämmt. Zwischen der Betonwand und dem Glasgranulat wurde zur Sicherheit eine Dampfsperre eingebaut. Abb. 17 zeigt den Spielplatz am Speicher nach seiner Fertigstellung. Abb Spielplatz am Speicher [Quelle: AVACON AG] 4.6 Anlagen- Simulation Der Jahres- Wärmebedarf ab Heizzentrale beträgt für den Auslegungsfall ca. 700 MWh/a, für die Warmwasserbereitung wurden rd. 235 MWh/a (einschl. Verluste) ermittelt. Die Simulationsrechnungen lassen für die Referenz- Wetterdaten von Bremerhaven (Globalstrahlung 981 kwh/(m 2 a)) einen solaren Deckungsanteil von rd. 40 % am jährlichen Gesamtwärmebedarf erwarten. Bezogen auf die gesamte Wohnfläche ergibt sich ein Zusatzenergiebedarf von rd. 55 kwh/(m 2 Wfl. a).

14 Abb Jahres - Energiebilanz (Simulation, TRY Bremerhaven) Der solare Netto- Energieertrag beträgt etwa 270 MWh/a oder bezogen auf die Kollektorfläche rd. 200 kwh/(m² Koll. a). Die aus der Simulation resultierende Energiebilanz des Systems ist in Abb. 18 dargestellt. Der Nutzungsgrad des Langzeit- Wärmespeichers, d.h. das Verhältnis der jährlich aus- zur eingespeicherten Wärme, beträgt ca. 80 % (inkl. Speicherverbindungsleitungen rd. 74 %). 4.7 Kosten und Finanzierung Die Investitionskosten der Solaranlage liegen im Bereich zwischen 3,1 bis 3,3 Mio. DM, d.h. pro Wohneinheit rd DM. Der Anteil der Kollektorflächen beträgt etwa 1,7 Mio. DM. Der Langzeit- Wärmespeicher sollte nach dem ersten Angebot (Fa. Philip Holzmann) für ca. 1 Mio. DM gebaut werden. Durch die ungünstigen Bodenverhältnisse verteuerte sich der Bau auf rd. 1,3 Mio. DM, d.h. auf spezifische Kosten von etwa 470 DM/m 3. Durch diese Verteuerung konnte die Kosteneinsparung durch den Einsatz des Hochleistungsbetons leider nicht explizit gezeigt werden. Die endgültigen Kosten des Systems werden zur Zeit ermittelt. Das Projekt wurde gefördert vom Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi), dem Land Niedersachsen (Wirtschaftsministerium), der Landeshauptstadt Hannover, dem Kommunalverband Großraum Hannover, der Kronsberg- Umwelt- Kommunikations- Agentur sowie der Beton-Marketing Nord. 5 Zusammenfassung und Ausblick Nach der erfolgreichen Erprobung von solarunterstützten Nahwärmeprojekten mit Kurzzeitwärmespeichern in der ersten Hälfte der neunziger Jahre in Deutschland gingen ab 1996 die ersten solaren Großanlagen mit Langzeit- Wärmespeicher in Betrieb. Damit wurde ein Ziel erreicht, das über viele Jahre hinweg utopisch erschienen war - mit der Sonnenenergie aus dem Sommer im Winter die Gebäude zu beheizen. Die Erfahrungen aus dem bisherigen Betrieb der Anlagen mit Langzeit- Wärmespeichern zeigt, daß die Solartechnik funktioniert, die Heißwasserspeicher "dicht" sind und die prognostizierten Energieerträge (im Endausbau) annähernd erreicht werden. Probleme traten in erster Linie bei der konventionellen Heizungs- und MSR- Technik auf. Unterschätzt wurden einerseits der hohe organisatorische Aufwand für die

15 Projektorganisation (Integrale Planung, Schnittstellen) und der z.t. erheblich verzögerte Ausbau der Siedlungen. Für künftige Demonstrationsprojekte der "Solaren Nahwärme" lassen sich aus den gemachten Erfahrungen der Pilotprojekte folgende Ziele und Empfehlungen ableiten. Eine rd. 30 %-ige Kostenreduktion beim Kollektorfeld ( absolut ca. 300 bis 350 DM/m 2 ) und dem Langzeitwärmespeicher (ca. 150 bis 200 DM/m 3 ) ist bis 2005 realistisch. Neben den Großanlagen sollten klein- bis mittelgroße Projekte für Wohnsiedlungen mit einem solaren Deckungsanteil von 25 bis 30 % realisiert und damit Erfahrungen gesammelt werden. Die Kombination von Solaranlage und Biomassenutzung (z.b. Holzverbrennung) zu einer CO 2 neutralen Wärmeversorgung sollte untersucht werden. Es bleibt zu hoffen, daß die Förderung der solaren Großanlagen durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie im Rahmen des Förderprogramms SOLARTHERMIE 2000 weiter fortgesetzt wird. Bei gleicher Investitions- bzw. Fördersumme ergeben sich für Großanlagen im Vergleich zu Kleinanlagen etwa zwei- bis dreimal höhere Einsparungen der klimaschädlichen CO 2 -Emissionen. 6 Literatur [1] Mahler, B.; Hahn, E., Solare Nahwärme mit Langzeit- Wärmespeicher Erkenntnisse nach zwei Betriebsjahren in Friedrichshafen Wiggenhausen, OTTI, Neuntes Symposium Thermische Solarenergie, 1999, S. 139 bis 143 [2] Seiwald, H., Kübler, R., Fisch, M. N., Hahne, E., Saisonale Wärmespeicherung mit vertikalen Erdsonden im Temperaturbereich von 40 bis 80 C, BMBF FKZ A, und Energiestiftung Baden-Württemberg, FKZ A , Juni 1995, ITW, Universität Stuttgart [3] Seiwald, H., Hahne, E., Sensitivity analysis of duct seasonal stor for a solar heating system, Eurotherm Seminar No. 49, "Physical Models for thermal Energy stores", Eindhoven, NL, März 1996 [4] Reineck, K.-H.; Lichtenfels, A., Erdbeckenspeicher aus Hochleistungsbeton, S in : BMBF- Statusbericht 98, Solarunterstützte Nahwärmeversorgung, Saisonale Wärmespeicherung, Hrsg. Steinbeis- Transferzentrum Energie-, Gebäude- und Solartechnik, Stuttgart 1998