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Schlussbericht zum Verbundvorhaben Untersuchung und simulationstechnische Optimierung von Wärmeversorgungskonzepten für Wohngebäude, deren Gesamtwärmebedarf zu 50 % bis 100 % mit Solarwärme gedeckt wird und Vergleich mit anderen CO 2 -reduzierten Wärmeversorgungskonzepten Akronym „HeizSolar“ Förderkennzeichen 0325971A Laufzeit des Vorhabens: 01.09.2010 bis 31.08.2015 April 2016 Axel Oliva 1 , Gerhard Stryi-Hipp 1 , Sven Kobelt 2 , Dominik Bestenlehner 2 , Harald Drück 2 , Matthias Müller 3 , Jürgen Bühl 3 , Georg Dasch 4 , Christian Kerschl 4 1 Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE), Heidenhofstraße 2, 79110 Freiburg E-Mail: [email protected] 2 Solar- und Wärmetechnik Stuttgart (SWT), Pfaffenwaldring 6, 70550 Stuttgart E-Mail: [email protected] 3 Technische Universität Ilmenau (TUI), Helmholtzring 1, 98693 Ilmenau E-Mail: [email protected] 4 Sonnenhaus-Institut e.V., Augsburger Straße 35, 94315 Straubing E-Mail: [email protected] Das diesem Bericht zugrunde liegende Verbundvorhaben „HeizSolar“ wurde auf Grund eines Beschlusses des deut- schen Bundestags teilweise aus Mitteln des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi) durch den Projekt- träger Jülich mit dem Förderkennzeichen 0325971A gefördert. Die Autoren bedanken sich für die Unterstützung ihrer Arbeiten und übernehmen die Verantwortung für den Inhalt dieses Berichts.

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Schlussbericht zum Verbundvorhaben

Untersuchung und simulationstechnische Optimierung von Wärmeversorgungskonzepten für Wohngebäude,

deren Gesamtwärmebedarf zu 50 % bis 100 % mit Solarwärme gedeckt wird und Vergleich mit anderen

CO2-reduzierten Wärmeversorgungskonzepten

Akronym „HeizSolar“

Förderkennzeichen 0325971A

Laufzeit des Vorhabens: 01.09.2010 bis 31.08.2015

April 2016

Axel Oliva1, Gerhard Stryi-Hipp1,Sven Kobelt2, Dominik Bestenlehner2, Harald Drück2,

Matthias Müller3, Jürgen Bühl3, Georg Dasch4, Christian Kerschl4

1 Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE), Heidenhofstraße 2, 79110 Freiburg E-Mail: [email protected]

2 Solar- und Wärmetechnik Stuttgart (SWT), Pfaffenwaldring 6, 70550 Stuttgart E-Mail: [email protected]

3 Technische Universität Ilmenau (TUI), Helmholtzring 1, 98693 Ilmenau E-Mail: [email protected]

4 Sonnenhaus-Institut e.V., Augsburger Straße 35, 94315 Straubing E-Mail: [email protected]

Das diesem Bericht zugrunde liegende Verbundvorhaben „HeizSolar“ wurde auf Grund eines Beschlusses des deut-schen Bundestags teilweise aus Mitteln des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi) durch den Projekt-träger Jülich mit dem Förderkennzeichen 0325971A gefördert. Die Autoren bedanken sich für die Unterstützung ihrer Arbeiten und übernehmen die Verantwortung für den Inhalt dieses Berichts.

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Inhaltsverzeichnis

Nomenklatur ......................................................................................................................... 5

1 Einleitung ........................................................................................................................ 9

1.1 Motivation und Beschreibung des Vorhabens ........................................................... 9

1.2 Planung und Ablauf des Vorhabens ........................................................................ 10

2 Grundlagen .................................................................................................................... 12

2.1 Stand der wissenschaftlichen Arbeiten ................................................................... 12

2.1.1 Hydraulische Verschaltungsvarianten solarer Kombisysteme ...................... 12

2.1.2 Speicher in solaren Kombisystemen ............................................................ 15

2.1.3 Bereitschaftsvolumen für Brauchwarmwasser.............................................. 18

2.2 Marktübersicht SAHs .............................................................................................. 19

2.2.1 Marktentwicklung ......................................................................................... 19

2.2.2 Räumliche Verteilung ................................................................................... 20

2.2.3 Baujahre ...................................................................................................... 21

2.2.4 Bauweise und Nutzung ................................................................................ 22

2.2.5 Projektierter Solarthermischer Deckungsanteil fsol ........................................ 23

2.2.6 Orientierung der Kollektorflächen ................................................................. 23

2.2.7 Wärmespeicher ............................................................................................ 24

2.2.8 Beladungsmechanismen .............................................................................. 25

2.2.9 Hersteller ..................................................................................................... 26

2.2.10 Solarkollektoren ........................................................................................... 26

2.3 Bewertungskriterien ................................................................................................ 28

2.3.1 Kenngrößen der energetischen Bewertung .................................................. 28

2.3.2 Ökologische Bewertung ............................................................................... 31

2.4 Übersicht über Gesetze, Verordnungen und Gebäude-Energiestandards ............... 33

2.4.1 Gesetze und Verordnungen für die Errichtung und Modernisierung von Wohngebäuden ........................................................................................... 33

2.4.2 Anforderungen zur Erfüllung ausgewählter Gebäude-Energiestandards ...... 34

3 Technik und Betriebsverhalten des SAH-Konzepts ................................................... 37

3.1 Sonnenkollektoren .................................................................................................. 37

3.1.1 Stand der Technik ........................................................................................ 37

3.1.2 Einbaumöglichkeiten .................................................................................... 38

3.1.3 Stagnationsverhalten ................................................................................... 39

3.1.4 Temperaturniveau ........................................................................................ 39

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3.1.5 Kostenreduktionspotenziale ......................................................................... 41

3.1.6 Fazit ............................................................................................................. 43

3.2 Systemdesign und Regelstrategien ........................................................................ 43

3.2.1 Speicher-Systemkonzepte für Kombianlagen .............................................. 43

3.2.2 Speicherbewirtschaftung .............................................................................. 47

3.2.3 Anordnung der Wärmeübertrager und Anschlüsse ...................................... 53

3.2.4 Exergie-gerechte Puffer-Entladung durch die Verbraucherkreise ................. 55

3.2.5 Pufferbeladung durch die Zusatzheizung ..................................................... 57

3.2.6 Regelstrategien ............................................................................................ 59

3.3 Betriebsverhalten .................................................................................................... 60

4 Messtechnische Untersuchungen ............................................................................... 62

4.1 Zielstellung ............................................................................................................. 62

4.2 Untersuchte Gebäude ............................................................................................. 62

4.3 Konzeption der messtechnischen Untersuchungen ................................................ 64

4.3.1 Bilanzierung der Wärme-und Energieströme ............................................... 65

4.3.2 Sensorik....................................................................................................... 68

4.3.3 Messwerterfassung ...................................................................................... 72

4.3.4 Datenerfassung, - übertragung, -speicherung und -aufbereitung ................. 76

4.4 Ergebnisse der messtechnischen Untersuchungen ................................................ 76

4.4.1 Übersicht der Ergebnisse ............................................................................. 76

4.5 Zusammenfassung ................................................................................................. 83

5 Simulationsgestützte Untersuchungen ....................................................................... 84

5.1 Zielstellung ............................................................................................................. 84

5.2 Entwicklung Simulationsmodell SAH ....................................................................... 85

5.2.1 Modellbildung eines SAH ............................................................................. 85

5.2.2 Eingesetzte Simulationsmodelle ................................................................ 117

5.3 Vergleich mit anderen Simulationsmodellen ......................................................... 121

5.4 Sensitivitätsanalysen ............................................................................................ 122

5.5 Zusammenfassung und Optimierungsempfehlungen ............................................ 123

6 Bewertung und Optimierung des SAH-Konzepts ..................................................... 124

6.1 Randbedingungen Referenz System sowie Parameterstudie ............................... 124

6.1.1 Definition Referenz System ........................................................................ 124

6.1.2 Definition der untersuchten Varianten ........................................................ 124

6.2 Ökonomische Bewertung ...................................................................................... 126

6.2.1 Jahresgesamtkosten .................................................................................. 126

6.2.2 Referenzkosten .......................................................................................... 126

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6.2.3 Ergebnisse Varianten SAH ........................................................................ 131

6.2.4 Zusammenfassung Ergebnisse Ökonomische Bewertung ......................... 138

6.3 Energetische Bewertung ....................................................................................... 140

6.3.1 Ergebnisse Varianten Wärmedämmstandards mit Referenz-Anlagentechnik .......................................................................................... 140

6.3.2 Ergebnisse kostenoptimale Varianten SAH ................................................ 141

6.3.3 Zusammenfassung Energetische Bewertung ............................................. 145

6.4 Ökologische Bewertung ........................................................................................ 147

6.4.1 Untersuchungsrahmen ............................................................................... 147

6.4.2 Basisdaten zur Wirkungsabschätzung ....................................................... 148

6.4.3 Zusammenfassung Ergebnisse der ökologischen Bewertung .................... 152

6.5 Zusammenfassung Bewertung ............................................................................. 152

7 SAH als ein zukünftiger Standard für energieeffiziente Gebäude ........................... 153

7.1 Übertragung SAH-Konzept auf den Gebäudebestand und detaillierte ökonomische Bewertung ............................................................................................................ 153

7.1.1 Typisierung energetischer Sanierungsfälle ................................................ 153

7.1.2 Dokumentation von realisierten Sanierungsvorhaben sowie daraus abgeleitete detaillierte ökonomische und ökologische Bewertung des SAH-Konzeptes und Empfehlungen für energetische Sanierungsvarianten155

7.2 Nachweisverfahren für SAHs ................................................................................ 158

7.2.1 Empfehlung für den öffentlich-rechtlichen Nachweis .................................. 159

7.2.2 Fazit und Ausblick ...................................................................................... 159

8 Veröffentlichungen und weiterführende Informationen ........................................... 161

Literaturverzeichnis ......................................................................................................... 164

Abbildungsnachweis........................................................................................................ 167

A Anhang: Technische Daten der Sensoren ................................................................ 168

B Anhang: Berichte ........................................................................................................ 170

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Nomenklatur

Lateinische Symbole

Symbol Einheit Bedeutung

AKoll,a m2 Aperturfläche des Sonnenkollektors

AN m2 Gebäudenutzfläche nach EnEV [X]

C kWh/K Wärmekapazität

cp,Wasser kJ/(kg K) spezifische Wärmekapazität Wasser

CSp,eff kWh/K effektive Wärmekapazität des Warmwasserspeichers

CSp,Zone,i kWh/K Wärmekapazität der Zone i des Speichers

fP - Primärenergiefaktor (nicht erneuerbarer Anteil)

fsol,th - solarthermischer Deckungsanteil

fsol,th,mess - aus Messwerten ermittelter solarthermischer Deckungsanteil

fsol,th,ref - aus Bedarfswerten ermittelter solarthermischer Deckungsanteil (Referenzwert für die Planung des Gebäudes)

fsol,th,sim - aus Simulationsergebnissen ermittelter solarthermischer De-ckungsanteil

Gsol kWh/m2 Strahlungsenergie in der Ebene des Sonnenkollektors

GTZ K d Gradtagzahl

Hi kWh/kg Heizwert (Wasser ist nach der Verbrennung dampfförmig)

Hs kWh/kg Brennwert (Wasser ist nach der Verbrennung flüssig)

HT‘ W/(m²·K) spezifischer Transmissionswärmeverlustkoeffizient des Ge-bäudes nach EnEV

mBrennstoff kg Masse des Brennstoffs, der dem Zusatzwärmeerzeuger zuge-führt wurde

Pel W Leistungsaufnahme elektrischer Verbraucher

QBrennstoff kWh Wärmemenge, die dem Zusatzwärmeerzeuger als Wärmein-halt des Brennstoffs zugeführt wird

QHK kWh Wärmemenge, die dem Wärmespeicher zur Beheizung des Gebäudes über den Heizkreis (HK) entnommen wird

QHK,kühl kWh Wärmemenge, die dem Wärmespeicher zur aktiven Kühlung über den Heizkreis entnommen wird

QHK,mitte kWh Wärmemenge, die dem Wärmespeicher zur Beheizung des Gebäudes über den Heizkreis aus dem mittleren Anschluss entnommen wird

QHK,oben kWh Wärmemenge, die dem Wärmespeicher zur Raumheizung des Gebäudes über den Heizkreis aus dem oberen Anschluss ent-nommen wird

QHK,unten kWh Wärmemenge, die dem Warmwasserspeicher zur Beheizung des Gebäudes über den Heizkreis aus dem unteren Anschluss entnommen wird

QKoll kWh Wärmemenge, die durch das Sonnenkollektorfeld erzeugt wird

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QP kWh Primärenergieverbrauch / -bedarf

QRH kWh Wärmemenge, die zu Raumheizung des Gebäudes entweder übe die Heizflächen oder über die Abwärme der Wärmeerzeu-ger ins Gebäude eingebracht wird.

Qsol kWh Wärmemenge, die dem Wärmespeicher durch den solarther-mischen Wärmeerzeuger zugeführt wird bzw. ggf. direkt an Verbraucher geliefert wird

Qsol,kühl kWh Wärmemenge, die dem Wärmespeicher zur aktiven Kühlung über den Solarkreis entnommen wird

Qsol,nutz kWh Wärmemenge, die dem Wärmespeicher zur Deckung des Wärmeverbrauchs entnommen wird und nicht vom Zusatz-wärmeerzeuger geliefert wurde

QSp kWh Wärmeinhalt des Speichers

qSp - relativer Wärmeinhalt des Speichers

QSp,Abw kWh Abwärme des Speichers auf Grund der unkontrollierten Wär-meabgabe durch Wärmeverluste

QSp,Abw,nutz kWh nutzbare Abwärme des Speichers

QSp,Abw,Verl kWh nicht nutzbare Abwärme des Speichers

QTWW kWh Wärmemenge, die dem Speicher zur Bereitstellung von Trink-warmwasser inkl. Zirkulation entnommen wird

QTWW,Zapf kWh Wärmemenge, die dem Speicher zur Zapfung von Trinkwarm-wasser entnommen wird

QTWW,Zirk kWh Wärmemenge, die zur Zirkulation dem Speicher entnommen wird

QKoll,Umg kWh Kollektorertrag auf Grund Nutzung der Umgebungswärme

QZusatz kWh Wärmemenge, die vom Zusatzwärmeerzeuger an den Wärme-speicher, direkt an den Verbraucher oder an die Raumluft ab-gegeben wird

QZWE,Abw,nutz kWh Nutzbare Abwärme des Zusatzwärmeerzeugers, die über die Luft an dessen Umgebung übertragen wird

QZWE,Abw,Verl kWh Nichtnutzbare Abwärme des Zusatzwärmeerzeugers, die über die Luft an dessen Umgebung bzw. mit dem Rauchgas über-tragen wird

QZWE,ww kWh Wärmemenge, die durch den Zusatzwärmeerzeuger warm-wasserseitig an den Speicher oder direkt an den Verbraucher geliefert wird

R m2 K/W Wärmedurchgangswiderstand

Tamb,a °C Temperatur der Außenluft

Tamb,i °C Temperatur der Luft im Innenraum des Gebäudes

THK,VL °C Vorlauftemperatur des Heizkreises

TSp °C Temperatur des Wärmespeichers

TSp,amb °C Umgebungstemperatur des Wärmespeichers

UA W/K Wärmeverlustrate

UASp,eff W/K effektive mittlere Wärmeverlustrate des Wärmespeichers

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V‘ l/h Volumenstrom

VSp, m³ Nennvolumen des Warmwasserspeichers aus Datenblatt

VSp,Stahl m3 Volumen des Stahlmantels des Speichers

VSp,Wasser m3 Volumen des Wasserinhalts des Speichers

VTWW l/Tag durchschnittliches Zapfvolumen für Trinkwasser warm

WSTWE kWh Hilfsstromverbrauch für die solarthermische Wärmeerzeugung (inkl. Pumpen und Regler)

WZWE kWh Hilfsstromverbrauch für die Zusatzwärmeerzeugung (inkl. Kes-sel, Pumpen und Regler)

Griechische Symbole

Symbol Einheit Bedeutung

αi W/(m2 K) Wärmeübergangskoeffizient Innen

αKoll ° Neigungswinkel des Sonnenkollektors gegenüber der Horizon-talen

αo W/(m2 K) Wärmeübergangskoeffizient Außen

Δt s Zeitdifferenz

εErz,th/el - Verhältnis zwischen der gelieferten Nutzwärme und dem dafür benötigten Hilfsstromverbrauch für die gesamte Wärmeerzeu-gung

εsol,th/el - Verhältnis zwischen der gelieferten Nutzwärme und dem dafür benötigten Hilfsstromverbrauch für den solarthermischen Wärmeerzeuger

ηKoll,th - thermischer Nutzungsgrad Kollektorkreis

ηsol,th - solarthermischer Nutzungsgrad

ηSp - Nutzungsgrad des Wärmespeichers

ηZWE,th - thermischer Nutzungsgrad Zusatzwärmeerzeuger

ρ kg/m3 Dichte

Abkürzungen

Abkürzung Bedeutung

BAFA Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle

Bj. Baujahr

BMWi Bundesministerium für Wirtschaft und Energie

dena Deutsche Energie Agentur

EFH Einfamilienhaus

EnEV Energieeinsparverordnung

EPS Expandiertes Polystyrol

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GasBW Gasbrennwertkessel

g-Wert Gesamtenergiedurchlassgrad von Fenstern

JAZ Jahresarbeitszahl

KfW Kreditanstalt für Wiederaufbau

KfW-EH Effizienzhaus-Standard nach der Definition der Kreditanstalt für Wieder-aufbau

MAP Marktanreizprogramm

MFH Mehrfamilienhaus

OGD Obergeschossdecke

PUR Polyurethan

SAH SolarAktivHaus

SAH30, SAH60, SAH100 SolarAktivHaus mit einem fsol von 30%, 60% bzw. 100%

STWE solarthermischer Wärmeerzeuger

TRNBuild Software zur Gebäudebearbeitung

TRNSYS Software zur dynamischen Simulation von Systemen

TRNSYS 3D Software zur Gebäudeerstellung mit Google-Sketchup

TWW Trinkwarmwasser

U-Wert Wärmedurchgangskoeffizient

WSchV Wärmeschutzverordnung

ZFH Zweifamilienhaus

ZWE Zusatzwärmeerzeuger

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1 Einleitung

1.1 Motivation und Beschreibung des Vorhabens

Im Rahmen des europäischen Klima- und Energiepakets hat sich die Europäische Union einen Anstieg des Anteils der erneuerbaren Energien zur Deckung des Energiebedarfs aller Mitglieds-staaten auf 20 % im Jahr 2020 als verbindliches Ziel gesetzt, Deutschland hat sich zur Erhöhung des Anteils auf 18% verpflichtet. Ein signifikanter Anteil des Endenergieverbrauchs entfällt auf Wärme zur Raumheizung und Trinkwassererwärmung in Gebäuden. In Deutschland betrug dieser 32,2% im Jahr 2014. Ein großer Teil davon kann solarthermisch gedeckt werden, da über ein gan-zes Jahr betrachtet mehr Sonnenenergie auf die meisten Gebäude trifft, als zu deren Wärmever-sorgung bei erwarteter Effizienzsteigerung benötigt wird. Nach der Vision der European Technology Platform on Renewable Heating and Cooling (RHC-Platform) und der Deutschen So-larthermie-Technologie Plattform (DSTTP) soll deshalb bis zum Jahre 2030 das sogenannte So-larAktivHaus (SAH) mit einem solarthermischen Anteil zur Wärmebedarfsdeckung von 100% zum Baustandard werden. SAHs sind solar beheizte Gebäude, deren gesamter Wärmverbrauch zu mindestens 50 % solarthermisch gedeckt wird. Sie ermöglichen eine weitgehende Unabhängigkeit von Energielieferungen und weisen einen erheblich reduzierten Primärenergieverbrauch und sehr geringe CO2-Emissionen gegenüber herkömmlichen Wärmeversorgungskonzepten auf.

In dem 2010 gestarteten Verbundvorhaben „HeizSolar“ wurde das Konzept des SAH nun erstmals systematisch und wissenschaftlich untersucht. Das Projekt wurde auf Grund eines Beschlusses des deutschen Bundestags teilweise aus Mitteln des Bundesministeriums für Wirtschaft und Ener-gie (BMWi) durch den Projektträger Jülich mit dem Förderkennzeichen 0325971A gefördert und unter der Leitung des Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) in Zusammenarbeit mit Solar- und Wärmetechnik Stuttgart (SWT), der Technischen Universität Ilmenau und dem Sonnen-haus-Institut e.V. durchgeführt. Der Schwerpunkt der durchgeführten Untersuchungen liegt auf Neubauten sowie sanierten Bestandsgebäuden von Ein-, Zwei- und Mehrfamilienhäusern. Haupt-ziele des Projekts sind, die Funktionsfähigkeit der SAHs in der Praxis zu überprüfen, das Optimie-rungspotenzial der Gebäudekonzeptes und dessen Klimaschutzbilanz und Wirtschaftlichkeit zu ermitteln. Des Weiteren werden die Marktchancen dieses Konzepts mittels eines Vergleichs mit anderen Wärmeversorgungskonzepten, die sich ebenfalls durch geringe CO2-Emissionen aus-zeichnen, bewertet. Die Ziele des Vorhabens lassen sich in fünf Hauptaspekte unterteilen:

1) Transparenz

Erstellung einer Marktübersicht über solar beheizte Gebäude und andere Wärmeversor-gungskonzepte mit geringen CO2-Emissionen

Erarbeitung von einheitlichen Kriterien zur energetischen, ökonomischen und ökologi-schen Bewertung als Grundlage für den Vergleich der betrachteten Wärmeversorgungs-konzepte

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2) Evaluierung

Messtechnische Untersuchung von neun SAHsn im Hinblick auf Wärmemengen und Hilfsstrom als Datengrundlage für die Überprüfung und Erhärtung von Simulationser-gebnissen sowie von Bedarfswerten für die Nachweisrechnung

Identifikation von Umsetzungsproblemen und Optimierungspotentialen der solarthermi-schen Wärmeversorgungsanlagen in der Praxis

3) Optimierung

Simulationsgestützte Untersuchung der solarthermischen Wärmeversorgungsanlagen für SAHs zur Vertiefung des Verständnisses der thermischen Prozesse und der relevan-ten Einflussgrößen

Identifikation von Optimierungspotentialen der Konzeption von SAHsn und der solar-thermischen Wärmeversorgung

4) Bewertung

Bewertung der solarthermischen Wärmeversorgungskonzepte nach energetischen, ökonomischen und ökologische Kriterien

Vergleich mit anderen Wärmeversorgungskonzepten mit geringen CO2-Emissionen

5) Kommunikation

Veröffentlichung der (Zwischen-) Ergebnisse des Vorhabens in einem Internetportal

Vorstellung und Diskussion der Ergebnisse mit Experten auf Konferenzen, Symposien und Workshops

1.2 Planung und Ablauf des Vorhabens

Grundlage des Vorhabens war die Vermessung von neun SAHsn (SAH) über einen Zeitraum von zwei Jahren. Aufgrund der Aufstockung des Vorhabens konnte für die meisten Gebäude eine min-destens zweijährige Messperiode realisiert werden, obwohl es am Anfang zu deutlichen Verzöge-rungen in der Projektbearbeitung kam, da die Vorarbeiten wie Identifizierung der Messobjekte, Ermittlung des Hydraulikkonzeptes und sonstiger relevanter Systemparameter, Design des Monito-ringsystems, Abstimmung und vertragliche Vereinbarung mit den Gebäudeeigentümern sowie die Ausschreibung und Installation der Messtechnik einen deutlich längeren Zeitraum einnahm als erwartet.

Parallel zur Vermessung wurde ein Gebäudesimulationsmodell erarbeitet und ein Referenzgebäu-de auf Basis der Analyse der neun vermessenen SAH definiert. Mit diesem wurden Analysen des Gebäudeverhaltens bei Variation verschiedener Parameter durchgeführt. Die Fragestellungen wa-ren zuvor aus den Erfahrungen des in den Messobjekten vorgefundenen Gebäude- und Heizanla-gendesigns und der ersten Messergebnisse als Thesen erarbeitet und durch die Modellierungsrechnungen beantwortet. Aus den Variantenrechnungen wurden Optimierungspo-tenziale für die SAHs abgeleitet.

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SAHs sind eine Variante der von der EU ab dem Jahr 2021 geforderten Niedrigstenergiegebäude. Das gleiche Ergebnis in Bezug auf den resultierenden externen Energiebezug zur Wärmeversor-gung kann auch durch eine deutlich verbesserte Wärmedämmung und eine Lüftungsanlage mit Wärmerückgewinnung sowie eine Trinkwarmwasser-Solaranlage erreicht werden (z.B. im Passiv-haus). Um das SAH mit diesem und weiteren Gebäudetypen vergleichen zu können, wurden die alternativen Gebäudetypen definiert und entsprechende Bewertungsverfahren und Kriterien erar-beitet.

Für die Interessenten an den SAHs stellt sich die Fragen nach der optimalen Auslegung in Bezug auf den angestrebten solaren Deckungsanteil sowie das richtige Verhältnis von Kollektorfläche, Speichergröße und Gebäudeeffizienzstandard. Auf Basis von entsprechenden Berechnungen wurden Empfehlungen für die Auslegung erarbeitet. Untersucht wurde dabei die Frage, welche solare Deckung ohne und unter Berücksichtigung der aktuellen Förderung von SAHs die kosten-günstigste Variante darstellt. Hierfür wurde ein Rechenverfahren entwickelt und die entsprechen-den Berechnungen durchgeführt. Des Weiteren wurden die ökologischen Aspekte des Gebäudekonzeptes untersucht.

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2 Grundlagen

2.1 Stand der wissenschaftlichen Arbeiten

Die bisherigen Arbeiten zu mittelgroßen solaren Kombisystemen mit TRNSYS sind stark an die Arbeiten des IEA Task 32 und dessen Randbedingungen angelehnt. Auf Basis dieser Ergebnisse konnten im Rahmen des Projektes HeizSolar die energetischen Bewertungsgrößen wie z.B. die anteilige thermische Energieeinsparung fSav,therm verbessert werden.

2.1.1 Hydraulische Verschaltungsvarianten solarer Kombisysteme

Die vielfältigen Hydraulikmöglichkeiten von Solaranlagen zur kombinierten Erwärmung von Trink-wasser und Raumwärmeheizkreisen werden prinzipiell durch Kombination von verschiedenen Va-rianten im Kollektor-, Zusatzheizungs-, Brauchwarmwasser-, und dem Raumheizungs-Hydraulikkreis erreicht (siehe Abbildung 2.1).

Abbildung 2.1: Beispiel eines solaren Kombisystems mit den vier Hydraulikkreisen [1]

Nach [1] können daraus verschiedene Verschaltungsvarianten eines solaren Kombisystems wie in Tabelle 2.1 dargestellt unterschieden werden. Die Varianten ergeben sich unter anderem aus der Möglichkeit, den Speicher mit Hilfe einer internen oder einer externen Vorrichtung (II und III) zu be- oder entladen, um eine möglichst optimal ausgeprägte Schichtung zu erreichen. Die Beladung des Speichers erfolgt durch die Energieeinspeisung des Kollektors und der Zusatzheizung, die Entla-dung aus dem Wärmebedarf der Raumheizung und der Bereitstellung von Brauchwarmwasser. Um eine optimale Schichtung zu erreichen sollte die Temperatur des einströmenden Massen-

Zusatzheizungs- Hydraulikkreis

Kollektor-Hydraulikkreis

Pumpe

Externer Wärme-

übertrager

Kaltwasser

Radiator

3-Wege-Ventil

Brauchwarmwasser-Hydraulikkreis

Raumheizungs-Hydraulikkreis

Speicher

Bereitschafts-volumen Brauch-

warmwasser

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stroms möglichst dem der Schicht innerhalb des Speichers entsprechen. Außerdem sollte in einem solaren Kombisystem der ausströmende Massenstrom aus dem Speicher möglichst die geforderte Solltemperatur des jeweiligen Hydraulikkreises besitzen. Zwar kann auch komplett auf eine Vor-richtung zum gezielten Laden verzichtet werden (I), jedoch führt dies zu einer schlechteren Schich-tung des Speichers und damit zu einem wesentlich geringeren fSav,therm.

Die Zahl der Verschaltungsvarianten wird durch den Einsatz von Wärmeübertragern weiter vergrö-ßert. Abgesehen von der Option die Hydraulikkreise ohne Wärmeübertrager auszustatten (a) und damit direkt an den Speicher anzuschließen, können auch interne (c) oder externe (b) Wärmeüber-trager eingesetzt werden. Durch Verwendung von Wärmeübertragern kann der Speicher auch un-abhängig von den vier Hydraulikkreisen realisiert und somit ohne Druck betrieben werden. Dadurch können zum einen günstigere Materialien wie Kunststoffe eingesetzt und zum anderen auf ein großvolumiges Membranausdehnungsgefäß (MAG) verzichtet werden. Zusätzliche Wär-meübertrager reduzieren jedoch die eingesparte Energiemenge.

Basierend auf den vorgestellten Möglichkeiten ergeben sich die hydraulischen Verschaltungsvari-anten eines solaren Kombisystems, wie sie in Tabelle 2.1 veranschaulicht sind, wobei die grau hinterlegten Varianten auf Grund von zu hohen Kosten oder zu großer Komplexität für mittelgroße solare Kombisysteme nicht in Betracht kommen. Bei allen Varianten befindet sich dabei das Be-reitschaftsvolumen des Brauchwarmwassers innerhalb des Speichers. Die Speicherung der gelie-ferten Wärme durch den Kollektor-Hydraulikkreis wird üblicherweise über einen Wärmeübertrager (b und c) vorgenommen und ist damit ein vom Speicher unabhängiger Hydraulikkreis. Das ist für die Separation des Kollektorfluids vom Heizungswasser innerhalb des Speichers notwendig, da die Flüssigkeit im Kollektorkreis in der Regel mit einem Frostschutzmittel versetzt werden muss. Im Brauchwarmwasser-Hydraulikkreis ist ebenfalls ein Wärmeübertrager notwendig, da das Brauch-warmwasser nicht mit dem Heizungswasser vermischt werden darf. Die gewünschte Temperatur des Brauchwarmwassers wird durch die Vermischung (c) des vom Speicher erwärmten Brauch-warmwassers mit Kaltwasser erreicht. Kommt ein externer Wärmeübertrager in einer Frischwas-serstation zum Einsatz, erfolgt die Temperaturregelung mit Hilfe einer geregelten Pumpe (b), welche den Volumenstrom auf der Primärseite anpasst.

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Tabelle 2.1: Hydraulische Verschaltungsvarianten von solaren Kombisystemen [2] [WÜT = Wärmeübertrager]

Kol

lekt

or-H

ydra

ulik

krei

s

Beladungsstrategie a) Ohne WÜT b) Externer WÜT c) Interner WÜT

I) Ohne Vorrichtung

II) Interne Vorrichtung für einen geschichteten Speicher

III) Externe Vorrichtung für einen geschichteten Speicher

Bra

uchw

arm

was

ser-

Hyd

raul

ikkr

eis Entladungsstrategie a) Ohne WÜT b) Externer WÜT c) Interner WÜT

I) Ohne Vorrichtung

II) Interne Vorrichtung für einen geschichteten Speicher

III) Externe Vorrichtung für einen geschichteten Speicher

Rau

mhe

izun

gs-H

ydra

ulik

krei

s

Entladungsstrategie a) Ohne WÜT b) Externer WÜT c) Interner WÜT

I) Ohne Vorrichtung

II) Interne Vorrichtung für einen geschichteten Speicher

III) Externe Vorrichtung für einen geschichteten Speicher

Zusa

tzhe

i-zu

ngs-

Hyd

raul

ikkr

eis a) Ohne WÜT b) Externer WÜT c) Interner WÜT

I) Ohne Vorrichtung

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Der Raumheizungs-Hydraulikkreis wird normalerweise direkt mit dem Speicher verbunden (a), um Kosten und zusätzliche Überragungsverluste zu vermeiden. Es besteht aber auch die Möglichkeit Wärmeübertrager einzusetzen (b und c), was den Betrieb eines drucklosen Speichers ermöglicht. Beim Zusatzheizungs-Hydraulikkreis wird keine Vorrichtung für eine exakte Schichtung des Spei-chers benötigt, da das Beladen bei der höchstmöglichen Position und nur dann erfolgt, wenn die Temperaturen im Speicher unterhalb der Beladetemperaturen [2].

2.1.2 Speicher in solaren Kombisystemen

Neben den hydraulischen Verschaltungsvarianten haben die Eigenschaften des Speichers einen wesentlichen Einfluss auf die energetischen Bewertungsgrößen und damit auf die Effizienz eines solaren Kombisystems. Dabei spielt die Schichtung des Speichers eine zentrale Rolle. Da die Dichte des Wassers mit zunehmender Temperatur abnimmt, nimmt im Speicher bei unbewegtem Wasser die Temperatur des Wassers von unten nach oben kontinuierlich zu. Ein gut geschichteter Speicher weist dabei eine größere Temperaturspreizung auf als ein schlecht schichtender Spei-cher. Die Schichtung ist in Abbildung 2.2 farblich markiert.

Abbildung 2.2: Temperaturverteilung im Speicher / Ein- und Auslasshöhen der Hydraulikkrei-se

Bei Eintritt eines Massenstroms in eine wärmere Temperaturschicht sinkt das einströmende Was-ser nach unten, bei Eintritt in eine kältere Temperaturschicht steigt es nach oben. Je nach Strö-mungsverhalten und der Stärke der Temperaturdifferenzen ergibt sich eine Durchmischung des Speicherwassers.

Zusatzheizungs-Hydraulikkreis

Kollektor-Hydraulikkreis

Externer Wär-meüber-trager

hColl,Out

hColl,In

hAux,Out

hAux,In

Kaltwasser

3-Wege-Ventil

Brauchwarmwasser-Hydraulikkreis

Raumheizungs-Hydraulikkreis

hDHW,Ou

hSpcH,Ou

hSpcH,In

hDHW,In

Speicher

Bereitschafts-volumen Brauch-

warmwasser

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Eine große Temperaturspreizung im Speicher wird angestrebt, da die Effizienz des Kollektors um-so höher ist, je kälter die Vorlauftemperatur im Kollektor-Hydraulikkreis ist. Eine Durchmischung der Temperaturschichten hat eine höhere Vorlauftemperatur und somit eine Verschlechterung der energetischen Bewertungsgrößen des solaren Kombisystems zur Folge und sollte deshalb ver-mieden werden.

2.1.2.1 Optimierung der Ein- und Auslasshöhen des Speichers

Für eine gute Schichtung und damit Effizienz des Solarsystems ist die optimale Ein- und Auslass-höhe der Hydraulikkreise des Speichers entscheidend. Innerhalb des IEA Task 32 wurden optima-le Anschlusshöhen der einzelnen Hydraulikkreise in bzw. aus dem Speicher in Abhängigkeit des Speichervolumens für das Heizungswasser und des Bereitschaftsvolumens für das Brauchwarm-wasser berechnet [3]. Allerdings ist nicht garantiert, dass mit den so berechneten Höhen das sola-re Kombisystem mit dem größten fSav,therm erreicht wird.

Im Zusatzheizungs-Hydraulikkreis entspricht die optimale Einlasshöhe hAux,In der höchstmöglichen Position des Speichers, wohingegen die Auslasshöhe hAux,Out die untere Grenze des Bereitschafts-volumens1 für das Brauchwarmwasser definiert und dementsprechend gesetzt werden muss. Im Brauchwarmwasser-Hydraulikkreis befindet sich die Auslasshöhe hDHW,Out des Brauchwarmwas-sers immer an der höchstmöglichen Stelle, um das gesamte Speichervolumen nutzen zu können. Die ideale Einlasshöhe hDHW,In des zu erwärmenden Brauchwarmwassers sollte möglichst tief an-gebracht werden, wobei [4] nachgewiesen haben, dass die Variation der Einlasshöhe nur zu mini-malen Veränderungen von fSav,ext führt.

Dementsprechend konzentriert sich die Optimierung der Ein- und Auslasshöhen für eine bestimm-te Anlage auf den Kollektor- und Raumheizungs-Hydraulikkreis, was sich auch daraus ergibt, dass die Anlagen sich in den Temperaturniveaus und –profilen des Kollektor- und Raumheizungskreise, auch in Abhängigkeit der Betriebsweise, unterscheiden, wobei die anderen Hydraulikkreise feste Randbedingungungen bzw. Zielgrößen aufweisen. Dabei sollte die Auslasshöhe hColl,Out für den Kollektor-Hydraulikkreis immer so niedrig wie möglich sein, um die volle Leistung des solarthermi-schen Kollektors ausnutzen zu können [4].

Unter Berücksichtigung dieser Vorgaben hat sich die folgende Verfahrensweise zur Optimierung der Ein- und Auslasshöhen der Hydraulikkreise mit dem Speicher bewährt. Zuerst wird die Ein-lasshöhe des Kollektor-Hydraulikkreises hColl,In optimiert, während sich die anderen Werte für die Ein- und Auslasshöhen nach Vorgaben der IEA Task 32 berechnen. Mit der optimalen Einlasshöhe des Kollektor-Hydraulikkreises wird auf die gleiche Weise erst die Einlasshöhe hSH,In, danach die Auslasshöhe des Raumheizungs-Hydraulikkreises hSH,Out optimiert. Dabei hat sich gezeigt, dass die optimale Einlasshöhe des Kollektor-Hydraulikkreises knapp unter dem Bereitschaftsvolumen für das Brauchwarmwasser liegt, was sich auch aus der Überlegung ergibt, dass so eine maximale Temperaturspreizung im solare Vorwärmvolumen erreicht wird und der Solarkreis bei geringen Rücklauftemperaturen nicht zur Abkühlung des Bereitschaftsvolumens führt. Die optimale Aus- 1 Die Größe des Bereitschaftsvolumens, welches durch die Zusatzheizung beheizt werden kann, ist von der Größe des Speichers abhängig

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lasshöhe für den Raumheizungs-Hydraulikkreis befindet sich innerhalb des Bereitschaftsvolumens für das Brauchwarmwasser. Dies ergibt sich auch daraus, dass nur dieses durch den Zusatzheiz-kreis erwärmt wird, würde es unterhalb des Bereitschaftsvolumens liegen, könnte der Zusatzheiz-kreis nicht zur Raumheizung beitragen. Die optimale Einlasshöhe für den Raumheizungs-Hydraulikkreis liegt auf jeden Fall unterhalb des Bereitschaftsvolumens für das Brauchwarmwas-ser, um dies nicht permanent abzukühlen.

Nach [4] erfordert eine optimierte Schichtung des Speichers aufgrund der großen Variation der Kollektorrücklauftemperaturen mehrere Einlasshöhen für den Kollektor-Hydraulikkreis und auf-grund der verschiedenen Temperaturprofile im Speicher je nach Beladezustand mehrere Auslass-höhen für den Raumheizungs-Hydraulikkreis. In diesem Fall wird das Optimierungsverfahren mit den bereits optimierten Ein-und Auslasshöhen wiederholt. Alternativ kommen interne oder externe Vorrichtungen zur Schichtung des Speichers zum Einsatz. Bei externen Vorrichtungen zur Spei-cherschichtung wird durch Ventile gesteuert, in welchen Anschlüssen der Massenstrom in bzw. aus dem Speicher fließen kann. Bei internen Vorrichtungen zur Speicherschichtung werden Schichtladelanzen innerhalb des Speichers eingesetzt, die über die ganze Höhe verteilt viele Aus-lassöffnungen aufweisen und somit den Massenstrom in fast jeder beliebigen Höhe einspeisen können, der sich aufgrund der Dichteunterschiede von alleine die optimale Höhe aussucht. Des-halb wird diese Art der Beladung auch als ideal angesehen wird [4].

2.1.2.2 Vergleich von Be- und Entladestrategien zur Schichtung des Speichers

Abhängig von der Größe des solaren Kombisystems führt die geschichtete Entladung (B) im Ver-gleich zur geschichteten Beladung (A) zu einem gleich großen oder sogar zu einem höheren fSav,ext. Insbesondere bei größeren Systemen wirkt sich eine geschichtete Entladung des Speichers deutlich stärker aus. Des Weiteren hat sich gezeigt, dass eine Entladung des Speichers im Raum-heizungs-Hydraulikkreis aus zwei Auslasshöhen (Fall (a), Abbildung 2.3) schon zu 80% der Ver-besserung von fSav,ext führt, wohingegen eine nahezu ideale Entladung sieben Auslasshöhen erfordern (Fall (b)) [4].

Abbildung 2.3: Vergleich von Beladungs- und Entladungsstrategie [4]

Nach [2] bewirkt weisen interne Vorrichtungen für die geschichtete Be- und Entladung des Spei-chers ein höheres fSav,ext auf. Dies liegt darin begründet, dass bei externen Vorrichtungen Rohre im oberen, warmen Teil des Speichers dessen Wärmeschutz durchbrechen und der Speicher durch

(b) (a)

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interne Vorrichtungen exakter geladen wird. Außerdem reagiert ein System mit Vorrichtungen für die geschichtete Be- und Entladung des Speichers viel robuster auf ungünstige Systemparameter [2].

2.1.2.3 Einfluss von Volumen, Dämmdicke und Kubatur des Speichers

Neben der Hydraulik haben auch die Speicherparameter einen großen Einfluss auf die Systemper-formance. Nach [1] wirkt sich bei den von ihnen untersuchten Speichervolumen von 2 m³, 4 m³ und 6 m³ die Halbierung bzw. die Verdopplung der Speicherdämmdicke2 von 15 cm signifikant auf fSav,therm aus. Eine weitere Erhöhung der Speicherdämmdicke von 30 cm auf 50 cm bringt jedoch nur noch eine geringe Verbesserung von weniger als 1% für fSav,therm. Abgesehen davon ist eine Vergrößerung der Speicherdämmdicke von 30 cm auf 50 cm mit relativ hohen Kosten verbunden, weshalb eine Dämmdicke von 30 cm einen akzeptablen Kompromiss darstellt.

Für größere Speicher wird einerseits das Oberflächen-Volumenverhältnis günstiger, weshalb sich mit derselben Dämmdicke geringere relative Wärmeverluste (relativ zum Energieinhalt) ergeben. Allerdings nimmt mit der Speichergröße üblicherweise auch die Speicherdauer zu, so dass trotz-dem eine höhere Dämmdicke sinnvoll sein kann, um die Verluste zu reduzieren. Hinzu kommt, dass mit einem zunehmenden Höhen-Durchmesser-Verhältnis (also zunehmend „schlankem“ Speicher) die Oberfläche des Speichers bei gleichem Volumen zunimmt, weshalb dann auch die Dämmdicke erhöht werden muss, um die Verluste nicht zu größer werden zu lassen. Das Höhen-Durchmesser-Verhältnis sollte zwischen 2 und 6 [1].

2.1.2.4 Vergleich von internen und externen Wärmeübertragern

Beim Vergleich von internen und externen Wärmeübertragern schneiden die internen Wärmeüber-trager in den Regel besser ab, da bei externen Wärmeübertragern eine zusätzliche Pumpe not-wendig wird, was zu einem erhöhten elektrischen Verbrauch und damit zu einem geringeren fSav,ext führt. Allerdings wird beim Brauchwarmwasser-Hydraulikkreis der Einsatz eines externen Wärme-übertragers bei kleinen und mittelgroßen solaren Kombisystemen empfohlen, da eine schnelle, hygienische und verlässliche Bereitstellung einer konstanten Temperatur des Brauchwarmwassers erstrebenswert ist. Der Einsatz von weiteren Wärmeübertragern, um den Speicher ohne Druck betreiben zu können, hat eine signifikante Verringerung von fSav,ext zur Folge und ist daher nicht empfehlenswert [1].

2.1.3 Bereitschaftsvolumen für Brauchwarmwasser

Bei solaren Kombisystemen wird ein Bereitschaftsvolumen für Brauchwarmwasser benötigt, um jederzeit einen Mindestbedarf an Brauchwarmwasser decken zu können. Das Brauchwarmwasser muss allerdings vom Heizungswasser innerhalb des Speichers getrennt sein, weshalb es über einen externen Wärmeübertrager durch das Speicherwasser aus dem Bereitschaftsvolumen er- 2 Die Dämmdicke beeinflusst den Wärmedurchgangskoeffizienten bezogen auf die Oberfläche (UA-Wert) des Speichers.

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wärmt wird. Alternativ dazu kann auch ein Brauchwasserspeicher in den Heizwasserspeicher inte-griert werden, wobei dann die Speicherwand als Wärmeübertrager dient. Bei den bisher gezeigten Verschaltungsvarianten in Kapitel 2.1.1 liegt das Bereitschaftsvolumen für das Brauchwarmwasser immer innerhalb des Speichers (siehe Variante (a) in Abbildung 2.4). Eine weitere Möglichkeit ist, das Bereitschaftsvolumen für das Brauchwarmwasser in einem zweiten Speicher außerhalb des (großen) Heizwasserspeichers zu realisieren (Variante (b)).

Abbildung 2.4: Internes und externes Bereitschaftsvolumen für das Brauchwarmwasser [1]

Allerdings weisen solaren Kombisysteme mit externem Bereitschaftsvolumen immer ein geringeres fSav,therm als solare Kombisystem mit einem internen Bereitschaftsvolumen für das Brauchwarm-wasser auf, was an den zusätzlichen Wärmeverlusten eines externen Bereitschaftsvolumens an die Umgebung liegt [1].

2.2 Marktübersicht SAHs Das Sonnenhaus-Institut erhebt jährlich unter seinen Mitgliedern, wie viele Sonnenhäuser gebaut wurden. Da bislang die meisten SAHs nach dem Sonnenhaus-Konzept gebaut werden, wird im Folgenden davon ausgegangen, dass die Sonnenhaus-Statistik den Markt der SAHs darstellt. Zu-sätzlich pflegt das Sonnenhaus-Institut eine Projektdatenbank, die zum Zeitpunkt der Auswertung 263 SAHs enthielt und deren Detaildaten ausgewertet wurden und im Folgenden zusammenfas-send dargestellt werden.

2.2.1 Marktentwicklung

Zum Ende des Jahres 2014 waren 1.645 SAH durch die Mitglieder des Sonnenhaus-Instituts e.V. in Deutschland realisiert. Da auch außerhalb des Instituts Planer und Fachhandwerker Objekte realisieren, kann von mindestens 1.700 SAH Ende 2014 ausgegangen werden.

(a) (b)

ex-tern

intern

Brauch-warmwasser

Brauch-warmwasser

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Abbildung 2.5: Entwicklung des Marktes für SAHs im Zeitraum 2008 bis 2014

Die Entwicklung des Marktes ist in Abbildung 2.5 dargestellt. In den letzten Jahren wurden im Schnitt pro Jahr 250 SAH realisiert, wobei sich der Markt nach den starken Jahren 2009, 2010 und 2011 einen Einbruch im Jahr 2013 und 2014 zu verkraften hatte, der die allgemein schwierigere Marktsituation der regenerativen Energien auch vor dem Hintergrund einer deutlichen Energie-preisreduzierung wiederspiegelt. Die doch immerhin stabile Nachfrage auch in 2013 und 2014 re-sultiert auch daraus, dass regionale und überregionale Bauträger das Konzept des SAH aktiv in ihr Marketing einbezogen haben und als Geschäftsmodell verfolgen.

2.2.2 Räumliche Verteilung

Die realisierten SAH-Projekte sind bislang schwerpunktmäßig im Süden realisiert, wie die Deutsch-landkarte in Abbildung 2.6 zeigt. Die größte Konzentration ist im südostbayerischen Raum zu fin-den, aber auch in Baden-Württemberg (Großraum Stuttgart-Mannheim) und Nordrhein-Westfalen ist eine hohe Dichte von SAH erkennbar. In Norddeutschland sind bislang noch relativ wenige rea-lisierte Projekte zu finden, allerdings ist in den letzten drei Jahren in der Region Hamburg bis zur dänischen Grenze ein verstärktes Interesse zu vermerken. In den neuen Bundesländern ergeben sich Verbreitungsschwerpunkte im Großraum Berlin und in der Region Leipzig-Dresden-Chemnitz.

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Abbildung 2.6: Verbreitung der SAHs in Deutschland Ende 2014, Quelle: Sonnenhaus-Institut e.V.

Eine wesentliche Ursache für diese Verteilung ist die ungleiche Globalstrahlung im Winterhalbjahr, die im Norden deutlich niedriger ausfällt als im Süden. Zur Realisierung des gleichen SAH (identi-sche Wohnfläche und Heizwärmebedarf, Gebäudehülle KfW-Effizienzhaus 70; Solarthermischer Deckungsgrad 60%) ist in Hamburg eine um rund 40% größere Kollektorfläche erforderlich als in Stuttgart. Aber auch die Bauweisen und die Kaufkraft der Bauherren dürften eine Rolle spielen. Bislang sind die Fachplaner und Fachhandwerker mit Kompetenzen und Erfahrungen mit Son-nen/SAH hauptsächlich im süddeutschen Raum zu finden, doch wird erwartet, dass durch die bun-desweite Ausdehnung des Weiterbildungsangebots des Sonnenhaus-Instituts für Architekten, Fachplaner und Handwerker, die in den letzten Jahren umgesetzt wurde, künftig mehr SAH-Fachleute und mehr Projekte auch in der Nordhälfte Deutschlands zu finden sind

2.2.3 Baujahre Die SAH der Projektdatenbank spiegeln die Entwicklung der Solarthermie in Deutschland wieder, nach dem Boom im Jahr 2009 ist ein Rückgang zu vermelden (siehe Abbildung 2.7). Die meisten

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Gebäude wurden im Zeitraum 2006 bis 2012 gebaut, wobei die Jahren 2009 und 2010 mit jeweils ca. 16% an den erfassten Gebäuden, die Spitzenjahre waren.

Abbildung 2.7: Baujahre der ausgewerteten SAH

2.2.4 Bauweise und Nutzung

SAH sind zu 78% in Massivbauweise (Ziegel, Porenbeton, etc.) erstellt, der Holzbauanteil liegt bei 22 %. Für das Jahr 2011 weist das statistische Bundesamt für neue Gebäude in Holzbauweise einen Anteil von 15 % aus, so dass der Anteil bei den SAH etwas höher liegt. Allerdings ist seit etwa 2005 ein Trend zum Massivbau zu verspüren, der von der Entwicklung von sogenannten Wärmedämmziegeln ab Mitte der 2000er Jahre getrieben wurde. So gibt es einige Architekten und Bauherren, die Massivhäuser ohne weitere Dämmung bevorzugen und durch das SAH-Konzept trotzdem die Kriterien der Effizienzhausförderung erfüllen. Grundsätzlich kann das SAH jedoch in jeder Bauweise umgesetzt werden.

Abbildung 2.8: Nutzungstyp und Bauweise der erfassten SAH

Mit 96 % überwiegt der Anteil der Wohngebäude an den realisierten Projekten. Bürogebäude, öf-fentliche Gebäude wie Kindergärten oder kirchliche Einrichtungen liegen bei ca. 4%. Das statisti-sche Bundesamt weist im Vergleich für das Jahr 2011 für Neubauten einen Anteil von 89 % Wohngebäude und 11 % Nicht-Wohngebäude aus. SAHs sind damit erwartungsgemäß im Nicht-wohnungsbau unterrepräsentiert.

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

75.7%

20.2%

2.7% 1.5%

Wohngebäude

Massivbau

Holzbau

Nichtwohngebäude

Massivbau

Holzbau

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2.2.5 Projektierter Solarthermischer Deckungsanteil fsol

SAHs erzeugen mindestens 50% ihrer Heizwärmebedarfs mit Sonnenwärme. In der Praxis zeigt sich, dass sie bislang einen überwiegend einen solaren Deckungsanteil fsol zwischen 50% und 75% aufweisen. Etwa 8% der Gebäude werden zu über 95% mit Solarwärme versorgt.

Abbildung 2.9: Projektierte solarthermische Deckungsanteile der erfassten SAHs, unter-schieden nach Neubau und Altbausanierung

2.2.6 Orientierung der Kollektorflächen Wichtig für die Umsetzung des SAH-Konzeptes sind neben der Qualität der Gebäudehülle und dem Klimastandort die Ausrichtung des Gebäudes und die Neigung der Kollektorfläche. Abbildung 2.10 zeigt, dass ca. 60% eine ideale Ausrichtung nach Süden (-5° bis +5°) aufweisen und nur 13% mehr als 20° von der Südrichtung abweichen.

Abbildung 2.10: Gebäudeorientierung der ausgewerteten SAH (<0: Abweichung nach Osten, >0: Abweichung nach Westen)

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

< 50 < 55 < 60 < 65 < 70 < 75 < 80 < 85 < 90 < 95 < 100 = 100

Anteil

Projektierter solarthermischer Deckungsanteil [%]

Neubau Altbausanierung fsol < 50% fsol < 70% fsol ≥ 70%

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

10%

Anteil

Ausrichtung der Gebäude nach Süden [°]

49%

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2.2.7 Wärmespeicher

SAH zeichnen sich dadurch aus, dass sie in der Lage sind, die Solarwärme über mehrere Tage und Wochen zu speichern und bedarfsgerecht an die Räume zu verteilen. Die Auslegung von SAH lässt sich grundlegend in zwei Konzepte unterscheiden: In der ersten Variante wird ein relativ klei-ner Speicher und eine große Kollektorfläche realisiert, in der zweiten Variante kommt ein wesent-lich größerer Speicher zum Einsatz, mit dem sich dann sehr hohe solare Deckungsanteile erreichen lassen.

Abbildung 2.11: Verteilung des Speichernennvolumens der erfassten SAH

Wie Abbildung 2.11 zeigt, liegt das mittlere Speichernennvolumen der erfassten Projekte bei ca. 10 m³. Werden die Gebäude mit einem solarthermischem Deckungsanteil von 100% nicht berück-sichtigt, sinkt der Durchschnittswert auf ca. 7.5 m³. 50% der Speicher haben ein Volumen zwi-schen 6 und 10 m3. Die Bandbreite der ausgewerteten Projekte reicht von Einfamilienhäusern bis hin zu Mehrfamilienhäusern mit mehr als 10 Wohneinheiten. Daraus resultierende Bandbreite an Wärmespeichern ist entsprechend groß.

Neben der absoluten Speichergröße ist die relative Speichergröße in Bezug auf die Kollektorfläche ein wichtiges Auslegungskriterium. Abbildung 2.12 zeigt, dass über 60% der erfassten SAH zwi-schen 150 bis 250 Liter Speichervolumen pro m² Kollektorfläche aufweisen. Dies ist etwa das Drei-fache des Durchschnittswerts der typischen Solarthermieanlagen mit kleinen Deckungsanteilen, der bei etwa 70 Liter pro m² Kollektorfläche liegt. Etwa 2/3 der Gebäude mit der durchschnittlichen spezifischen Speichergröße weisen einen Deckungsanteil unter und 1/3 über 70% auf. Die Projek-te mit einem sehr hohen projektierten solarthermischen Deckungsanteil von über 90 % weisen eine spezifische Speichergröße größer 400 Liter pro m² auf.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

< 2 < 4 < 6 < 8 < 10 < 12 < 14 < 16 < 18 ≥ 18

Anteil

Speichernennvolumen [m³]

fsol < 50% fsol < 70% fsol ≥ 70%

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Abbildung 2.12: Verhältnis Speichervolumen zu Kollektorfläche

2.2.8 Beladungsmechanismen Die Effizienz des Solarsystems wird maßgeblich durch die Wärmebe- und -entladung des Spei-chers beeinflusst. Abbildung 2.13 (links) zeigt die Anteile der verschiedenen Be- und Entladekon-zepte, wobei nicht nach den verschiedenen hydraulischen Kreisen unterschieden wird. Am häufigsten ist mit 66% die zweistufige Be- bzw. Entladung der Speicher anzutreffen. Schichtlade-lanzen oder vergleichbare Systeme weisen einen Marktanteil von nur 7 % auf. Vierstufige Be- und Entladesysteme kommen bei Speichergrößen über 200 m³ im Mehrfamilienhausbereich oder Ge-bäuden mit sehr hohen solaren Deckungsanteilen zum Einsatz und haben einen Anteil von 2%.

Die Trinkwassererwärmung innerhalb des Speichers in Form von Tank-in-Tank oder ähnlichen Systemen dominiert in den SAHsn mit 73% (Abbildung 2.13 rechts). Frischwasserstationen zur externen Erzeugung von Trinkwarmwasser weisen eine Anteil von 27% auf.

Abbildung 2.13: Anteile der Speicherbe- und Entladeeinrichtungen (links) und Art der Trink-wassererwärmung (rechts)

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

< 50 < 100 < 150 < 200 < 250 < 300 < 350 < 400 ≥ 400

Anteil

Kollektorflächenspezifisches Speichervolumen [l/m²]

fsol < 50% fsol < 70% fsol ≥ 70%

66%

25%

2%

7%

2-stufig

3-stufig

4-stufig

Schichtungs-einrichtung

27%

73%

extern überFrischwasserstation

intern, KombispeicherTank-in-Tank

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2.2.9 Hersteller

Die Speicher der SAHs sind deutlich größer als die Standardgrößen im deutschen Solarthermiemarkt von bis zu 2000 Liter. Mit 14 Großspeicherhersteller für SAHs ist die Anzahl erfreulich groß.

Die Übersicht in Tabelle 2.2 gibt den in der Datenbank erfassten Markt der Hersteller von SAH-Speichern wie-der. Die Firma Jenni aus Burgdorf in der Schweiz, die bereits 1989 das erste 100% SAH baute, ist mit 78% der unbestrittene Marktführer für große Solarspeicher. Doch ist seit 2010 eine deutliche Zunahme weiterer Hersteller von für SAHs geeignete Speicher zu verzeichnen. Dabei sind auch neuere Speicherkonzepte wie im Keller aufzu-bauende Kunststoffspeicher, Speicher auf GFK-Basis zur Aufstellung oder zur Erdvergrabung sowie Speicher mit Vakuumisolierung vertreten.

Tabelle 2.2: Speicherhersteller der erfassten SAHs

Hersteller Anteil Jenni 78% Solvis 3.5% Citrin 3.5%

Buso-Taubert 3.0% Lorenz 3.0% Sailer 1.5%

Ebitsch 1.5% Solution 1.5%

Sirch Tanbau 1.5% Altmayer BTD 1.5%

Taubert 1.0% Bruder 0.5% Hertl 0.5%

Ratiotherm 0.5%

2.2.10 Solarkollektoren

SAH weisen eine relativ große Kollektorfläche auf. Wie Abbildung 2.14 zeigt, weisen die Solar SAH mit einer Kollektorfläche zwischen 30 m² und 40 m² mit 38% den größten Anteil aus. In den SAH-Projekten kamen bisher fast ausschließlich Flachkollektoren zum Einsatz. Diese sind größtenteils in Form von Großflächen-Indach-Modulen ausgeführt. Röhrenkollektoren sind in den ausgewerte-ten Daten nicht vorhanden.

Abbildung 2.14: Anteil der Kollektorflächengrößen pro SAH

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

< 30 < 40 < 50 < 60 < 70 < 80 < 90 < 100 < 200 < 300 ≥ 300

Anteil

Kollektorfläche [m²]

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Sowohl der Gebäudetyp (Ein- /Mehrfamilienhaus) als auch die solaren Deckungsgrade führen zu einer hohen Varianz der Größe der Kollektorflächen, die von weniger als 30 m² im Einfamilienhaus bis zu über 200 m² im Mehrfamilienhaus mit 100% solarer Wärmeversorgung reicht. Deshalb ist die die spezifische Kollektofläche, d.h. Kollektofläche pro beheizter Nutzfläche die wichtigere Grö-ße zur Dimensionierung der SAHs.

Abbildung 2.15: Verteilung der spezifischen Kollektorfläche mit Unterscheidung nach Neubau

und Sanierung

Abbildung 2.15 ist zu entnehmen, dass 60% der Gebäude eine Kollektofläche zwischen 0,1 und 0,2 m2 pro m2 beheizter Nutzfläche aufweisen. Dabei fällt auf, dass die Bandbreite der spezifischen Kollektorfläche sehr groß ist und hohe Deckungsanteile von über 70% schon bei unter 0,08 m2/m2 erreicht werden, wobei auch Gebäude mit einem Wert von 0,36 m2/m2 noch einen solaren De-ckungsanteil unter 70% aufweisen. Weiter ist bemerkenswert, dass in der gesamten Bandbreite auch sanierte Gebäude vertreten sind.

Das Versorgungskonzept von SAHs ist maßgeblich darauf ausgelegt, auch die Sonnenenergie während der Heizperiode, d.h. im Winter bei tief stehender Sonne zu nutzen. Dafür ist eine steile Neigung der Kollektoren von 60° bis 80° ideal. Außerdem reduziert eine steile Neigung die Über-hitzung im Sommer. Allerdings stehen dem vielfach architektonische Vorlieben sowie Konflikte mit örtlichen Bauvorschriften oder Bebauungsplänen entgegen. Abbildung 2.16Abbildung 2.16 zeigt, dass ca. 40% der SAHs eine Kollektorneigung zwischen 40° und 50° aufweisen. Etwa 45% der Gebäude weisen Kollektorneigungen über 50° auf. Bei Neigungen über 70° sind die Kollektorflä-chen häufig in die Fassaden integriert.

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

Anteil

Kollektorfläche pro beheizter Nutzfläche [m²/m²]

Neubau Altbausanierung fsol < 50% fsol < 70% fsol ≥ 70%

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Abbildung 2.16: Verteilung der Kollektorneigung

Abbildung 2.17: Ein Beispiel für die Umsetzung von in die Fassade integrierte Kollektoren ist das Naturparkinformationszentrum in Zwiesel

2.3 Bewertungskriterien

2.3.1 Kenngrößen der energetischen Bewertung Der solarthermische Deckungsanteil fsol,th gibt den Anteil der solarthermisch erzeugten Nutz-wärme am Gesamtwärmeverbrauch an und wird nach Gleichung (1) berechnet. Dabei sind Qsol,nutz in kWh die durch den solarthermische Wärmeerzeuger gelieferte Nutzwärme, QRH in kWh der Wärmeverbrauch für die Raumheizung, QTWW in kWh der Wärmeverbrauch für die Trinkwarmwas-serbereitung und QZusatz in kWh die vom Zusatzwärmeerzeuger gelieferte Nutzwärme.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

< 35 < 40 < 45 < 50 < 55 < 60 < 65 < 70 < 75 < 80 < 85 ≤ 90

Anteil

Neigung Kollektorfläche [°]

Neubau Altbausanierung fsol < 50% fsol < 70% fsol ≥ 70%

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( )sol,nutz RH TWW Zusatz Zusatzsol,th

RH TWW RH TWW RH TWW

1Q Q Q Q Qf

Q Q Q Q Q Q+ −

= = = −+ + +

(1)

Die vom solarthermischen Wärmeerzeuger gelieferte Nutzwärme ist nach dieser Definition also der Teil des Gesamtwärmeverbrauchs, der nicht vom Zusatzwärmeerzeuger geliefert werden muss. Diese Definition ist insbesondere vor dem Hintergrund sinnvoll, da in SAHsn in den Sommermona-ten häufig solarthermische Wärme erzeugt wird, die nicht genutzt werden kann und passiv oder aktiv an die Umgebung abgegeben wird. Des Weiteren wird beim SAH davon ausgegangen, dass die vom Zusatzwärmeerzeuger gelieferte Wärmemenge vollständig nutzbar ist. Dies liegt daran, dass der Zusatzwärmeerzeuger im SAH ausschließlich dann zum Einsatz kommen sollte, wenn Heizwärmebedarf besteht. Somit kann die durch den Zusatzwärmeerzeuger verursachte Wärme-abgabe des Speichers im Fall von gebäudeintegrierten Speichern immer als nutzbare Abwärme betrachtet werden. Die einzelnen Terme zur Berechnung des Deckungsanteils werden nach den Gleichungen (2) bis (4) ermittelt.

RH HK Sp,Abw,nutz ZWE,Abw,nutzQ Q Q Q= + + (2)

TWW TWW,Zapf TWW,ZirkQ Q Q= + (3)

Zusatz ZWE,ww ZWE,Abw,nutzQ Q Q= + (4)

In Gleichung (2) sind QHK in kWh die dem Wärmespeicher entnommene Wärme für die Wärmever-teilung über den Heizkreis, QSp,Abw,nutz in kWh die zur Raumheizung des Gebäudes nutzbare Ab-wärme des Speichers und QZWE,Abw,nutz in kWh die zur Raumheizung des Gebäudes nutzbare Abwärme des Zusatzwärmeerzeugers. In Gleichung (3) sind QTWW,Zapf in kWh die dem Wärmespei-cher entnommene Wärme für die Zapfung von Trinkwarmwasser und QTWW,Zirk in kWh die dem Wärmespeicher entnommene Wärme für die Zirkulation von Trinkwarmwasser. In Gleichung (4) ist QZWE,WW in kWh die vom Zusatzwärmeerzeuger an den Speicher (also warmwasserseitig) geliefer-te Wärmemenge.

Der solarthermische Nutzungsgrad ηsol,th beschreibt das Verhältnis zwischen der solarthermisch erzeugten Nutzwärme Qsol,nutz in kWh und der zur Verfügung stehenden Strahlungsenergie und wird nach Gleichung (5) berechnet. Dabei ist Gsol in kWh/m² die in der Ebene des Sonnenkollektors zur Verfügung stehende Strahlungsenergie und AKoll,a in m² die Aperturfläche des Sonnenkollek-tors.

( )sol,nutz RH TWW Zusatzsol,th

sol Koll,a sol Koll,a

Q Q Q QG A G A

h+ −

= =⋅ ⋅

(5)

Der Nutzungsgrad des Kollektorkreises ηKoll,th beschreibt dagegen das Verhältnis zwischen der gesamten vom Solarkreis an den Wärmespeicher gelieferten Wärmemenge Qsol in kWh und der zur Verfügung stehenden Strahlungsenergie und wird nach Gleichung (6) berechnet. Dieser Nut-

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zungsgrad wird durch eine aktive Kühlung des Speichers in den Sommermonaten erhöht. Die Kenngröße lässt Rückschlüsse auf den Nutzungsgrad des Sonnenkollektors zu.

solKoll,th

sol Koll,a

QG A

h =⋅

(6)

Der Nutzungsgrad des Zusatzwärmeerzeugers ηZWE,th berechnet sich aus dem Verhältnis zwi-schen der vom Zusatzwärmeerzeuger gelieferten Nutzwärme QZusatz und der bei der Verbrennung nutzbaren Wärmemenge des eingesetzten Brennstoffs QBrennstoff und kann nach Gleichung (7) be-rechnet werden. Die bei der Verbrennung nutzbare Wärmemenge ergibt sich wiederum aus dem Produkt des Heizwerts Hi in kWh/kg und der Masse mBrennstoff in kg des eingesetzten Brennstoffs. Bei den in den untersuchten Gebäuden eingesetzten Biomassefeuerungsstätten kommt keine Brennwerttechnik zum Einsatz, entsprechend wird hier der Heizwert und nicht der Brennwert be-rücksichtigt, in dem zusätzlich die Verdampfungsenthalpie des Wassers enthalten ist.

ZWE,WW ZWE,Abw,nutzZusatzZWE,th

Brennstoff i Brennstoff

Q QQQ H m

h+

= =⋅

(7)

Für einen Vergleich mit anderen Wärmeversorgungskonzepten ist es von Interesse festzustellen, welche Nutzwärmemenge durch den Einsatz einer Kilowattstunde Hilfsstrom von dem/den Wär-meerzeuger/n geliefert werden kann. Wird nur die solarthermische Wärmeerzeugung betrachtet, lässt sich dieses Verhältnis zwischen der gelieferten Nutzwärme und dem dafür benötigten Hilfsstromverbrauch (für den STWE vergleichbar mit der Arbeitszahl von Wärmepumpen) nach Gleichung (8) berechnen. Darin ist WSTWE in kWh der vom solarthermischen Wärmeerzeuger für Pumpe(n) und Regelung verbrauchte Hilfsstrom.

( )sol,nutz RH TWW Zusatzsol,th/el

STWE STWE

Q Q Q QW W

e+ −

= =

(8)

Für die Kombination aus solarthermischem Wärmeerzeuger und Zusatzwärmeerzeuger ist das Verhältnis zwischen der von den Wärmeerzeugern gelieferten Nutzwärme und dem dafür benötigten Hilfsstromverbrauch nach Gleichung (9) zu berechnen. Darin ist WZWE in kWh der Hilfsstromverbrauch des Zusatzwärmeerzeugers.

RH TWWErz,th/el

STWE ZWE

Q QW W

e+

=+

(9)

Eine weitere Bewertungsgröße ist der Primärenergieverbrauch QP, welcher nach Gleichung (10) berechnet wird. Darin ist Q in kWh ist der Wärme- bzw. Endenergieverbrauch und fP der zugehöri-ge Primärenergiefaktor für den nicht erneuerbaren Anteil des Brennstoffs bzw. W in kWh der Hilfs-stromverbrauch und fP,el für der zugehörige Primärenergiefaktor für den nicht erneuerbaren Anteil des Strommix.

P PQ f Q= ⋅ bzw. P P,elQ f W= ⋅ (10)

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2.3.2 Ökologische Bewertung

Methodik

Die Verträglichkeit bzw. Schäden eines Produktes oder Prozesses auf die Umwelt sind maßge-bend für dessen ökologische Bewertung. Um verschiedene Produkte und Prozesse zu vergleichen, werden sogenannte Ökobilanzierungen aufgestellt. Diese Bilanzen betrachten den gesamten Le-benszyklus von Herstellung über die Nutzung bis hin zur Entsorgung. Die Erstellung einer Ökobi-lanz nach DIN EN ISO 14040 ist in vier Phasen unterteilt:

1) Festlegung des Ziels und des Untersuchungsrahmens

2) Sachbilanz

3) Wirkungsabschätzung

4) Auswertung

Die erste Phase der Ökobilanz dient der Festlegung der Ziele und des Untersuchungsrahmen. Dafür werden Bewertungskriterien (Wirkungsindikatoren), Systemgrenzen und Modelle zur Wir-kungsabschätzung festgelegt. Die Phase der Sachbilanz dient der Datenbeschaffung. Dabei müs-sen alle im Untersuchungsrahmen liegenden In- und Outputflüsse des Produkts bzw. Prozesses wertungsfrei bestimmt, beschrieben und quantifiziert werden. Fehlende empirische Daten werden bei der Bilanz selektiv abgeschätzt bzw. angenommen. Mittels der festgelegten Wirkungsindikato-ren werden in Phase drei die Ergebnisse der Sachbilanz einer Wertung unterzogen. Potenzielle Umweltauswirkungen des Produkts bzw. Prozesses werden identifiziert und zusammengefasst. Die Abschlussphase stellt die Auswertung der Sachbilanz und der Wirkungsabschätzung dar. Im Vergleich mit den Zielen und dem Untersuchungsrahmen werden Schlussfolgerungen, Empfehlun-gen und Entscheidungshilfen gegeben. Nachfolgend werden die verwendeten Wirkungsindikatoren und die daraus abgeleiteten Kenngrößen beschrieben.

Kumulierter Energieaufwand (KEA)

Der kumulierte Energieaufwand ist ein anerkanntes Bewertungsmaß für die ökologischen Auswir-kungen eines Prozesses oder Produktes, welches auf messbare Größen zurückgreift. Diese Me-thode ist eine rein energetische Betrachtung und gibt Aufschluss über den primärenergetischen Aufwand, welcher für die Herstellung (KEAH), die Nutzung (KEAN) und die Entsorgung (KEAE) be-trieben werden muss. Jede Phase des Lebenszyklus beinhaltet den Energieaufwand für Ersatztei-le, Hilfs-, Betriebsstoffen und Betriebsmitteln, sowie dem jeweiligen Transportaufwand. Die Nutzung und ggf. die Entsorgung ist abhängig von der Nutzungsdauer (t). Eine Entsorgung wäh-rend der Nutzung tritt ein wenn die Lebenserwartung eines Produktes geringer als der Betrach-tungszeitraum ist. Die Nutzungsphase wird zusätzlich in Aufwendungen für den Betrieb (KEAB) und die Wartung (KEAW) unterteilt. Die Berechnungsvorschrift ergibt sind folgendermaßen:

𝑃𝑃𝑃𝑒𝑒𝑒(𝑡) = 𝐾𝑃𝑃𝐻 + 𝐾𝑃𝑃𝑁(𝑡) + 𝐾𝑃𝑃𝐸(𝑡) in kWh (11)

Treibhauspotential (GWP)

Der kumulierte Energieaufwand ist kein absolutes Maß für die Umweltverträglichkeit eines Produk-tes oder Prozesses, da Primärenergie auch nachwachsenden Ursprung haben kann und unter-

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schiedliche Emissionen bei der Produktion entstehen. Eine weitere wichtige Größe ist das Treib-hauspotential der Emissionen, die durch den Energieeinsatz ausgestoßen werden. Zu den größten Verursachern des Treibhauseffekts zählen laut Kyoto Protokoll CO2, CH4, N2O und FCKW´s. Die betrachteten Gase haben unterschiedliche Effekte auf das GWP, daher werden alle Gase auf ein CO2 -Äquivalent umgerechnet, welches eine Vergleichbarkeit realisiert. Der GWP-Wert gibt gene-rell den Beitrag der Emissionen eines Produkts oder Prozesses zum Treibhauseffekt, über einen gewissen Zeitraum an Die Berechnung des GWP verhält sich analog zum KEA. Emissionen aus Herstellung (GWPH), Nutzung (GWPN) und Entsorgung (GWPE) summieren sich zu den freigesetz-ten Treibhausgasen (GWPaus). Dabei gilt ebenfalls die Zeitabhängigkeit von Nutzung und Entsor-gung wie bei der KEA.

𝐺𝐺𝑃𝑎𝑎𝑎(𝑡) = 𝐺𝐺𝑃𝐻 + 𝐺𝐺𝑃𝑁(𝑡) + 𝐺𝐺𝑃𝐸(𝑡) in kWh (12)

Abgeleitete Kenngrößen

Zur besseren Vergleichbarkeit der ökologischen Bewertung der solarthermischen Wärmeversor-gung eignen sich verschiedene auf den Energieaufwand bzw. das Treibhausgaspotential bezoge-ne Kenngrößen [5]. Die energetische Amortisationszeit (bzw. emissionsbezogene bei GWP), die Energieeinsparungen (bzw. Vermeidung bei GWP) über die Lebenszeit sowie der Erntefaktor (bzw. Vermeidungsfaktor bei GWP) werden nachfolgend erläutert. Die Berechnungsvorschriften werden jeweils nur für den Energieaufwand dargestellt, gelten aber analog für das Treibhausgas-potential.

Die energetische Amortisationszeit (EAZ) beschreibt die Betriebszeit der Anlage, die benötigt wird, um die bei der Herstellung, Nutzung und Entsorgung verbrauchte Energie (Primärenergieäquiva-lent PEAein) einzusparen. Bezugsgröße ist das eingesparte Primärenergieäquivalent (PEAsub). Die-se gibt den Zusatzenergiebedarf (Qaux,tot) im Betrieb mit Solaranlage im Vergleich zu einem konventionellen System (Qconv,tot) an. Zu dem Zeitpunkt t, an dem PEAein gerade gleich PEAsub ist, gilt die Anlage oder das Gebäude als energetisch amortisiert.

𝑃𝑃𝑃𝑒𝑒𝑒(𝑡) = 𝑃𝑃𝑃𝑎𝑎𝑠(𝑡) in kWh (13)

𝑃𝑃𝑃𝑎𝑎𝑠(𝑡) = �𝑄𝑐𝑐𝑒𝑐,𝑡𝑐𝑡 − 𝑄𝑎𝑎𝑎,𝑡𝑐𝑡� ∗ 𝑡 in kWh (14)

𝑡 = 𝑃𝑃𝐸 = 𝐾𝐸𝐾𝐻𝑄𝑐𝑐𝑐𝑐,𝑡𝑐𝑡−𝑄𝑎𝑎𝑎,𝑡𝑐𝑡−𝐾𝐸𝐾𝐵−𝐾𝐸𝐾𝑊

in Jahren (15)

Bei einer gleichen EAZ können unterschiedliche Produkte oder Anlagenteile über die gesamte Le-bensdauer unterschiedlich viel Energie (Emissionen) einsparen. Mit der Gesamteinsparung (Esav) ist eine absolute Betrachtung möglich. Die Berechnung erfolgt über die eingesparte Energie (ein-gesparte Emissionen) abzüglich der Aufwendungen für Herstellung und Nutzung bezogen auf die Betrachtungsdauer.

𝑃𝑎𝑎𝑐 = −𝐾𝑃𝑃𝐻 + (𝑃𝑃𝑃𝑎𝑎𝑠 − 𝐾𝑃𝑃𝐵 − 𝐾𝑃𝑃𝑊) ∗ 𝑡 in kWh (16)

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Der Erntefaktor (EF) bzw. GWP Vermeidungsfaktor ist der Quotient aus substituierte und einge-setzter Energie bzw. Emissionen. Er zeigt, wie oft die eingesetzte Energie (Emissionen) während der Lebensdauer eingespart werden kann. Produkte, Anlagen und Gebäude etc. mit einem Ernte-faktor größer als eins weisen eine absolute Energieeinsparung auf. Analog dazu die der GWP Vermeidungsfaktor. Ist er größer als eins kann eine Emissionsreduktion du den Betrieb erreicht werden.

𝑃𝐸 = 𝑃𝐸𝐾𝑠𝑎𝑠(𝑡)𝑃𝐸𝐾𝑒𝑒𝑐(𝑡)

= �𝑄𝑐𝑐𝑐,𝑡𝑐𝑡−𝑄𝑎𝑎𝑎,𝑡𝑐𝑡�∗𝑡𝐾𝐸𝐾𝐻+(𝐾𝐸𝐾𝐵+𝐾𝐸𝐾𝑊)∗𝑡

(17)

2.4 Übersicht über Gesetze, Verordnungen und Gebäude-Energiestandards

Durch gesetzliche Vorgaben soll die Erreichung der energiepolitischen Ziele bzw. der Klimaschutz-ziele der Bundesregierung und der europäischen Union sichergestellt werden. Gesetzliche Grund-lage dafür bildet die europäischen Richtlinie über die Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden, die „European Directive on the Energy Performance of Buildings“ (abgekürzt EPBD), welche von den Mitgliedstaaten der EU ratifiziert werden muss. Die gesetzlichen Vorgaben müssen mindestens alle fünf Jahre geprüft und ggf. aktualisiert werden. Die darin vorgesehenen Maßnahmen müssen über die Lebensdauer der Komponenten nicht nur energie- sondern auch kosteneffizient sein. Die Umsetzung wird durch die Mitgliedstaaten kontrolliert und bei Nichterfüllung mit wirksamen und abschreckenden Sanktionen bestraft. Das Ziel ist die Erreichung eines nahezu klimaneutralen Ge-bäudebestands bis zum Jahr 2050.

2.4.1 Gesetze und Verordnungen für die Errichtung und Modernisierung von Wohngebäuden

In Deutschland muss bei der Errichtung von Neubauten sowie bei der Modernisierung von Be-standsgebäuden zum einen die Verordnung über energiesparenden Wärmeschutz und energie-sparende Anlagentechnik bei Gebäuden (Energieeinsparverordnung, abgekürzt EnEV3) und zum anderen das Gesetz zur Förderung Erneuerbarer Energien im Wärmebereich (Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz, abgekürzt EEWärmeG) erfüllt werden. Dadurch werden zwei Ansätze verfolgt:

1) Erhöhung der Energieeinsparung in Gebäuden bzw. der Gesamtenergieeffizienz von Ge-bäuden bis hin zu Niedrigstenergiegebäuden4 zur Erreichung eines nahezu klimaneutralen Gebäudebestands bis zum Jahr 2050 (vgl. EnEV)

2) Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien am Endenergieverbrauch für Wärme und Käl-te zur Schonung fossiler Ressourcen und Minderung der Abhängigkeit von Energieimporten (vgl. EEWärmeG)

3 Die Ermächtigung der Bundesregierung zur Festsetzung der Rechtsverordnung erfolgte durch das Gesetz zur Einsparung von Energie in Gebäuden (Energieeinsparungsgesetz, abgekürzt EnEG). 4 Die Begriffe „Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden“ und „Niedrigstenergiegebäude“ werden erstmals explizit in der Verordnung zur Änderung der Energieeinsparverordnung vom 18. November 2013 erwähnt.

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Während in der EnEV die Anforderungen an die Gebäudehülle und die verwendete Anlagentech-nik festgelegt sind, regelt das EEWärmeG die Nutzungspflicht erneuerbarer Energien sowie die finanzielle Förderung der Maßnahmen. Für die Bewertung von Wohngebäuden im Sinne der ge-setzlichen Vorgaben sind die nachfolgenden Kriterien ausschlaggebend:

• Jahres-Primärenergiebedarf für Heizung, Warmwasserbereitung, Lüftung und Kühlung des Gebäudes (nach EnEV)

• spezifischer, auf die wärmeübertragende Umfassungsfläche bezogener, Transmissions-wärmeverlust (nach EnEV)

• Anteil erneuerbarer Energien am Endenergieverbrauch für Wärme und Kälte des Gebäudes (nach EEWärmeG)

Sowohl in der EnEV als auch im EEWärmeG wird hinsichtlich der einzuhaltenden Anforderungen zwischen Neubauten und Bestandsgebäuden sowie weiteren Merkmalen unterschieden. Die An-forderungen haben größtenteils bundesweite Gültigkeit. Nur beim EEWärmeG können diese zum Teil von den Ländern festgelegt werden (insbesondere für Bestandsgebäude).

Energieeinsparverordnung (EnEV)

Die EnEV stellt ein zentrales Element der deutschen Energie- und Umweltschutzpolitik dar. In der Verordnung wird die Anlagentechnik in die Energiebilanz einbezogen, sodass nicht der Nutzwär-mebedarf sondern auch der Endenergiebedarf relevant ist. Des Weiteren wird eine primärenergeti-sche Betrachtung durchgeführt, welche der Abhängigkeit der Energieeffizienz vom Energieträger Rechnung trägt. Der Geltungsbereich der EnEV erstreckt sich über Wohngebäude, Bürogebäude und gewisse Betriebsgebäude, welche unter Einsatz von Energie beheizt oder gekühlt werden. Der Primärenergiebedarf von Wohngebäuden, die den Anforderungen nach EnEV 2009 entspre-chen, liegt zwischen 60 kWh/(m2a) und 70 kWh/(m2a) abhängig von der Gebäudegeometrie. Der zulässige Höchstwert des Primärenergiebedarfs der berechnete Bedarf eines Referenzgebäudes mit gleicher Geometrie, Gebäudenutzfläche und Ausrichtung wie das zu errichtende Wohngebäu-de. Für das Referenzgebäude werden Wärmedurchgangskoeffizienten der Gebäudehülle sowie die zu verwendende Anlagentechnik vorgegeben.

2.4.2 Anforderungen zur Erfüllung ausgewählter Gebäude-Energiestandards Neben den gesetzlichen Vorgaben existieren unterschiedliche Gebäude-Energiestandards, welche ebenfalls Anforderungen an die Energieeffizienz von Gebäuden definieren und von unterschiedli-chen Institutionen festgelegt werden. Die Vorgaben dieser Energiestandards sind zwar nicht ge-setzlich bindend, haben aber teilweise Relevanz für den Erhalt von finanziellen Förderungen. Im Folgenden werden die relevantesten Gebäudestandards vorgestellt und erläutert.

KfW-Effizienzhaus

Die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) fördert Energieeffiziente Gebäude in Deutschland. Dabei orientieren sich die Effizienzhausstandards immer an der aktuellen EnEV. Bei Neubauten kann ein KfW-EH 70 bis KfW-EH 40 Plus Standard angestrebt werden. Hingegen dem Sanierungsfall, wobei von KfW-EH 115 bis KfW-EH 55 unterschieden wird. Für das Erreichen eines KfW-EH-Standards

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sind der Heizwärmebedarf QH, der Primärenergiebedarf QP und der Gesamtransmissionswärme-verlust H’T entscheidend. Ein KfW-EH 55 darf beispielsweise einen Primärenergiebedarf von 55 % des Höchstwerts nach EnEV 2009 haben. Die Einsparung an Primärenergie wird zum einen durch geringere Transmissionswärmeverluste (70 % des Höchstwert nach EnEV 2009) und zum anderen durch das Wärmeversorgungssystem erreicht. Hierbei kann Primärenergie über den Einsatz von regenerativen Energiequellen, wie Solarthermie oder eine Pelletheizung, eingespart werden.

Passivhaus

Das Passivhaus ist der weltweit führende Standard beim energieeffizienten Bauen. Dieser liegt der Idee zugrunde den Heizwärmebedarf durch eine optimale und hermetisch dichte Hülle zu minimie-ren. Die Heizenergieeinsparungen liegen über 80 % über den gesetzlichen Vorgaben der EnEV. Der Heizwärmebedarf eines Passivgebäudes im europäischen Klima muss unter 15 kWh/(m2a) liegen und die Heizlast ist auf 10 W/m² beschränkt. Zusätzlich gibt es die Beschränkung auf einen Primärenergieeinsatz von 120 kWh/(m2a), was die Trinkwarmwasserbereitung, die Heizung und den Haushaltsstrom beinhaltet. Aufgrund der hohen Luftdichtheit des Passivhauskonzepts (n50 = 0,6 h-1) ist eine zentrale Lüftungsanlage vorgeschrieben, die eine gesteigerte Behaglichkeit be-wirkt. Die maximal zulässige U-Wert der opaken Gebäudehülle liegt bei 0,15 W/(m²K) und die Fenster werden als sog. „Energiegewinnfenster“ (UF < 0,75 W/(m²K)) ausgeführt. Die Wärmebe-reitstellung erfolgt über ein innovatives Versorgungssystem sowie eine Lüftungsanlage mit einer Wärmerückgewinnung.

Sonnenhaus

Die Sonnenhaus-Philosophie besteht darin einen möglichst geringen Primärenergiebedarf zu er-reichen. Der Primärenergiebedarf sollte bei Neubauten 15 kWh/(m2a) nicht überschreiten, was normalerweise eine regenerative Zusatzheizung voraus setzt. Wir das Gebäude fossil geheizt (Sonnenhaus f mit fossiler Nachheizung) liegt der Grenzwert des Primärenergiebedarfs bei 30 kWh/(m2a). In sanierten Bestandsgebäuden sollte mindestens der EnEV Referenzstandard erreicht werden. Die Primärenergieeinsparung wird überwiegend durch die Anlagentechnik erbracht. Wobei die Transmissionswärmeverluste H’T um 15 % gegenüber des EnEV Referenzgebäudes reduziert (Neubau) bzw. nicht 15 % über dem Grenzwert der EnEV (sanierter Altbau) liegen sollten. Um den Sonnenhaus-Standard zu erreichen muss der solare Deckungsgrad über 50 % liegen.

Effizienzhaus Plus

Das Effizienzhaus Plus Niveau wird erreicht wenn sowohl ein negativer jährlicher Primärenergie-bedarf (∑QP < 0 kWh/(m2a)), als auch ein negativer Endenergiebedarf (∑QE < 0 kWh/(m2a)) vor-liegt. Das heißt, dass das Gebäude (Neu- und Altbauten) mehr Energie produziert als es verbraucht. Der maximale Heizwärmebedarf ist ähnlich dem Passivhausstandard auf 15 kWh/(m2a) festgeschrieben. Die solare Deckung durch Photovoltaik, Wärmepumpe und einem optionalen solarthermischen Wärmeerzeugers beträgt über 100 %. Die Gebäude können allerdings aufgrund des hohen Wärmebedarfs im Winter bei geringem Angebot an erneuerbaren Energien trotzdem geringe Autarkizitäten aufweisen. Elektrische Speicher für die Wärmepumpe sind nicht vorgeschrieben und senken die Wirtschaftlichkeit des Effizienzhaus Plus Konzeptes.

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Tabelle 2.3 bietet eine Übersicht über die verschiedenen Standards aus den vorgegangenen Ab-schnitten.

Tabelle 2.3: Übersicht über die Anforderungen der unterschiedlichen Gebäude-Energiestandards

Gebäude-Energiestandard H’T

Primärenergie- bedarf

Heizwärme-bedarf

kWh/m²a

Solarer Deckungsanteil

%

KfW Effizienzhausstandard 40 Plus (Neubau)

55% der EnEV

40 % der EnEV 25 >100

KfW Effizienzhausstandard 40 (Neubau)

55% der EnEV

40 % der EnEV 25 -

KfW Effizienzhausstandard 55 (Neubau und Bestandsgebäude)

70% der EnEV

55 % der EnEV 35 -

KfW Effizienzhausstandard 70 (Neubau und Bestandsgebäude)

85% der EnEV

70 % der EnEV 45 -

KfW Effizienzhausstandard 85 (Bestandsgebäude)

100% der EnEV

85 % der EnEV 55 -

KfW Effizienzhausstandard 100 (Bestandsgebäude)

115% der EnEV

100 % der EnEV

65 -

KfW Effizienzhausstandard 115 (Bestandsgebäude)

130% der EnEV

115 % der EnEV

75 -

Passivhausstandard - <120 kWh/(m²a)*

15 -

Sonnenhausstandard 85 % der EnEV

15 bzw 30 kWh/(m²a)#

- >50

Effizienzhaus Plus - <0 kWh/(m²a) 15 >100

* Jahres-Primärenergiebedarf inkl. Heizung, Warmwasser, Lüftung, Kühlung und Haushaltsstrom #Entweder regenerative oder fossile Zusatzheizung

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3 Technik und Betriebsverhalten des SAH-Konzepts

In diesem Kapitel werden die wichtigsten Komponenten eines SAH vorgestellt und insbesondere das für SAH sehr charakteristische Betriebsverhalten erläutert.

3.1 Sonnenkollektoren Die thermischen Sonnenkollektoren stellen als Hauptbestandteil des solarthermischen Wärmeer-zeugers die wichtigste Komponente im Versorgungskonzept eines SAH dar.

3.1.1 Stand der Technik

Gegenwärtig werden in SAH vergleichsweise große Kollektorflächen unter einem möglichst großen Anstellwinkel eingesetzt. Dies ist zwar einerseits für das Konzept der Sonnenheizung von Vorteil, bringt aber auch andererseits einige Problemstellungen mit sich.

Die großen Kollektorflächen werden benötigt, um den Heizwärmebedarf vor allem in den Über-ganszeiten, aber auch in den Wintermonaten zu einem merklichen Anteil decken zu können. Ein großes Kollektorfeld ruft jedoch vor allem im Sommer Zeiten von Stagnation hervor. Sobald der Speicher vollständig beladen ist, die Temperatur des Wassers im Speicher also nicht mehr weiter erhöht werden kann, wird die Kollektorkreispumpe von der Reglung ausgeschaltet. Somit wird kei-ne Wärme mehr aus dem Kollektor abgeführt und die Temperatur im Kollektor steigt bis zur Stag-nationstemperatur des Kollektors. Wie häufig Stagnationszeiten vorkommen, hängt vom Verhältnis Kollektorfläche zu Speichervolumen ab. Je größer das Kollektorflächen- zu Speichervolumenver-hältnis ist, desto häufiger tritt Stagnation auf. Gelingt es, die Stagnationszeiten zu verringern, resul-tiert eine langsamere Degradation des Frostschutzes des Wärmeträgers im Kollektorkreislauf. Deshalb sollten die Stagnationszeiten auf ein Minimum reduziert werden. Bei Anlagen, die ohne Frostschutzmittel betrieben werden, haben Zeiten von Stagnation -abgesehen von einer erhöhten Materialbelastung durch die hohen Temperaturen von bis zu 250 °C- keine negativen Ein-flüsse auf die Solaranlage.

Um der tieferstehenden Sonne im Winterhalbjahr Rechnung zu tragen, wird in der Regel versucht, die Kollektoren unter einem großen Anstellwinkel (> 60° aus der Horizontale) zu verbauen. Damit ist der Einfallswinkel der Solarstrahlung auf den Kollektor im Winter günstiger, sodass die Solaran-lage einen höheren Ertrag liefern kann, als mit einem Kollektor unter einer flacheren Anstellung. Die steile Anstellung bewirkt darüber hinaus noch einen ungünstigeren Einfallswinkel der Solar-strahlung in den Sommermonaten, was aber durchaus gewünscht ist. Damit sinkt der Ertrag und somit reduzieren sich auch die Zeiten von Stagnation im Vergleich zu einer Solaranlage mit flacher angestellten Kollektoren.

Die Kollektorfelder von SAH werden aus unterschiedlichsten Gründen (Preis, Optik, Architektur) derzeit fast ausschließlich mit Flachkollektoren ausgeführt.

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3.1.2 Einbaumöglichkeiten

Im Folgenden werden die derzeit häufigsten Einbaumöglichkeiten mit den jeweiligen Vor- und Nachteilen diskutiert und darauf basierend weitere Verbesserungsmöglichkeiten vorgestellt.

3.1.2.1 Dachintegriert

Mit einem Einbau des Kollektorfeldes in das Dach wird eine zusätzlich Funktion, nämlich die der wasserführenden Schicht (Dachhaut) vom Kollektor übernommen. Damit werden Dach-pfannen, die an dieser Stelle des Daches notwendig wären, eingespart. Darüber hinaus ergibt sich eine ho-mogene Dachfläche, in die des Weiteren aus architektonischer Sicht problemlos Dachfenster inte-griert werden können.

Da jedoch die optimale Anstellung der Kollektoren im Bereich von 60° liegt und nur die wenigsten Dächer in diesem Winkel ausgeführt sind, muss eine Abweichung aus dem Optimum mit zusätzli-cher Kollektorfläche kompensiert oder eine geringerer solarthermischer Deckungsanteil in Kauf genommen werden. Bei Neubauten oder auch umfangreichen Sanierungen im Gebäudebestand lässt sich die Dachneigung in gewissem Umfang entsprechend anpassen, jedoch können örtliche Randbedingungen wie bspw. der Bebauungsplan dies weiter beschränken.

Eine Möglichkeit zur Übernahme einer weiteren Funktion des dachintegrierten Kollektors wäre die zumindest teilweise Integration der Dachdämmung in den Kollektor. Somit würde sich der Kollektor von einer Komponente für die ausschließliche Gewinnung von thermischer Energie zu einer multi-funktionalen Komponente weiterentwickeln. Durch diese Konzentration von mehreren Funktionen in eine Komponente sind weitere Effizienzsteigerungen ökonomischer wie auch ökologischer Art in den Bereichen Herstellung und Installation möglich.

3.1.2.2 Fassadenintegriert

Auch die fassadenintegrierte Installation des Kollektorfeldes bei SAH bringt Vor- und Nachteile mit sich. Zunächst bewirkt eine Fassadenintegration mit einer Anstellung des Kollektors in der Regel von 90° eine merkliche Reduzierung des jährlichen Solarertrages des Kollektorfeldes. Wie jedoch schon im vorherigen Abschnitt erwähnt, betrifft die Reduzierung des Ertrages haupt-sächlich die Sommermonate. In den Übergangszeiten sowie im Winter wirkt sich die steile Anstellung gegen-über der optimalen Anstellung von 60° zwar negativ hinsichtlich des monatlichen Energieertrages aus, jedoch im Vergleich zur gegenwärtigen Standardanstellung von ca. 35° bis 45° sogar positiv.

Kann eine ebene Fläche, bspw. eine Wiese, vor dem fassadenintegrierten Kollektorfeld realisiert werden, so besteht im Winter die Möglichkeit einer weiteren Ertragssteigerung durch reflektiertes Sonnenlicht aufgrund von Schnee, der auf dieser Fläche liegt. Nachteilig kann sich jedoch die Fas-sadenintegration bzgl. der Abschattung auswirken. Durch die Integration des Kollektorfeldes in die Fassade und somit einer Installation in vergleichsweiser geringeren Höhe als im/auf dem Dach wird ein solches Kollektorfeld eher von benachbarten Gebäuden, von Bäumen oder Pflanzen vers-chattet.

Eine weitere Möglichkeit den Kollektor architektonisch besser in die Fassade zu integrieren, stellt die Entwicklung farbiger Absorber dar. Bei vertretbarer Minderung in der Leistungsfähigkeit können

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hierdurch die architektonischen Gestaltungsräume und somit die Anwendungs- und Integrations-möglichkeiten gesteigert werden.

3.1.3 Stagnationsverhalten Wie bereits im vorherigen Abschnitt erwähnt, hat der Anstellwinkel signifikanten Einfluss auf die Häufigkeit des Auftretens von Stagnation. Bei einer nach dem Stand der Technik dimensionierten Solaranlage (Verhältnis Kollektor- und Speichergröße zu Wärmebedarf) tritt Stagnation in der Re-gel ausschließlich in den Sommermonaten auf. Vor allem bei Trinkwassersolaranlagen oder klei-nen Kombianlagen, bei denen das Kollektorfeld bei vergleichsweise flachen Anstellwinkeln von 35° bis 45° installiert ist, wird die Maximaltemperatur im Speicher bei sonnigem Wetter und ohne Ab-nahme von Wärme relativ schnell erreicht. Bei den großen thermischen Solaranlagen für SAH würde Stagnation ebenfalls relativ häufig auftreten, würden hier die gleichen Anstellwinkel des Kol-lektorfeldes realisiert werden. Die steilere Anstellung von 60° bis zu 90° (bei Fassadenintegration) bewirkt jedoch eine Verringerung des Einfallswinkels des Sonnenlichts auf das Kollektorfeld in den Sommermonaten. Dadurch wird die eingestrahlte Energie auf den Kollektor reduziert und somit auch die in den Speicher eingebrachte Wärme. In den Wintermonaten hingegen steht die Sonne tiefer über dem Horizont, was den Einfallswinkel des Sonnenlichts auf das Kollektorfeld erhöht und damit auch den Wärmeeintrag in den Speicher.

Eine weitere Möglichkeit Zeiten von Stagnation zu reduzieren, ist das Anbringen eines Vor-daches oberhalb des Kollektorfeldes. Ein solches Vordach verschattet je nach Ausführung einen Teil des Kollektorfeldes, wohingegen es im Winter die tiefer stehende Sonne auf das komplette Kol-lektorfeld scheinen lässt. Ein solches Vordach ist unter Umständen architektonisch nicht ganz ein-fach in die Fassade des Gebäudes integrierbar, kann jedoch bei richtiger Dimensionierung zur signifikanten Reduzierung der Zeiten mit Stagnation führen.

Mit diesen einfachen Maßnahmen können einerseits die Spitzen im Wärmeangebot im Sommer und damit auch die Zeiten der Stagnation reduziert werden, andererseits wird der Ertrag in den Übergangszeiten und im Winter durch die steile Anstellung des Kollektorfeldes erhöht.

3.1.4 Temperaturniveau Eine weitere Steigerung der Effizienz von thermischen Solaranlagen in SAH kann mit einer tempe-raturorientierten Bewirtschaftung des Speichers erreicht werden. Eine solche temperaturorientierte Bewirtschaftung des Speichers ist bei den meisten SAHs häufig zumindest in Ansätzen realisiert. Jedoch sollte bei der Konzepterstellung eines Neubaus oder einer Sanierung eines Gebäudes zum SAH diese soweit wie möglich berücksichtigt werden.

Mit einer temperaturorientierten Bewirtschaftung des Speichers soll eine Durchmischung der un-terschiedlichen Temperaturschichten im Speicher verhindert und damit die Effizienz des Speichers vergrößert werden. Hierzu ist es notwendig, einerseits mit geringen Strömungsgeschwindigkeiten erwärmtes Wasser in den Speicher einzubringen bzw. daraus zu entnehmen. Andererseits muss im besten Falle die eingebrachte Energie dort in den Speicher eingeschichtet werden, wo diesel-ben Temperaturen herrschen wie die des eingebrachten Wärmeträgers. Analog dazu muss die entnommene Energie ebenfalls dort entnommen werden, wo die Temperatur herrscht, die der des

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angeforderten Bedarfs entspricht. Dies betrifft alle Hydraulikkreisläufe des Heizungssystems, also Kollektor- und Zusatzwärmeerzeugerkreislauf, aber auch die Wärmeentnahmekreisläufe wie den der Heizungsverteilung als auch den zur Trinkwassererwärmung.

Im Folgenden wird zur Umsetzung der temperaturorientierten Bewirtschaftung des Speichers aus-schließlich auf die Wärmeeinträge aus dem Kollektorkreis eingegangen.

3.1.4.1 Wärmeeintrag in den Speicher

Erreicht werden kann solch eine temperaturorientierte Bewirtschaftung des Speichers mittels Spei-cherladeeinrichtungen oder mehreren übereinander angebrachten Wärmeübertragern im Speicher. Je nach realisiertem Konzept wird die Wärme aus dem Kollektorkreis entweder über einen exter-nen Wärmeübertrager vom Kollektorkreismedium an des Speichermedium übertragen und an-schließend über eine direkte Beladung des Speichers in diesen eingebracht. Eine andere Variante besteht in dem Einbau eines Wärmeübertragers in den Speicher. Somit wird die Wärme direkt aus dem Kollektorkreis innerhalb des Speichers an das Speichermedium übertragen. Damit kann auf eine zusätzliche Umwälzpumpe verzichtet werden, ebenfalls sind die thermischen Verluste mit dieser Variante etwas geringer im Vergleich zu der mit externem Wärmeübertrager.

Allerdings lässt bei der Variante mit in den Speicher eingebauten Wärmeübertragern nur eine ab-gestufte, in der Regel in drei Stufen unterteilte Wärmeeinbringung in den Speicher realisieren. So-mit kann in den meisten Fällen der Speicherbeladung eine Einschichtung der Wärme nicht in die richtige Temperaturschicht erfolgen. Somit können die um den Wärmeübertrager herumliegenden Temperaturschichten gestört werden und eine partielle Durchmischung des Speichers die Folge sein.

Beim Einsatz einer Schichtbeladeeinrichtung muss die volle Funktionstüchtigkeit dieser sicherge-stellt werden, da dies nicht immer bei allen gegenwärtig am Markt verfügbaren Produkten der Fall ist. Mit einer nicht oder nur teilweise funktionierenden Schichtbeladeeinrichtung kann im schlimms-ten Fall die vorhanden Schichtung im Speicher zerstört und somit ebenfalls eine teilweise oder auch vollständige Durchmischung des Speichers die Folge sein.

3.1.4.2 High und Low Flow Eine weitere Variante zur verbesserten temperaturorientierten Bewirtschaftung des Speichers ist das variable, d.h. in Abhängigkeit vom notwendigen Temperaturniveau des Wärmeträgermediums, Umschalten des Kollektorkreislaufs von High zu Low Flow und um-gekehrt. Mit der Höhe des Vo-lumenstroms im Kollektorkreislauf und damit durch das Kollektorfeld kann relativ einfach die Kol-lektoraustrittstemperatur innerhalb eines gewissen Rahmens eingestellt werden. Damit ist es möglich fast beliebige Temperaturniveaus zur Einspeicherung in den Speicher zu erhalten.

Mit einer durchdachten und regelungstechnischen einwandfreien Umsetzung einer Kombination der beiden vorherigen Arten zur temperaturoptimierten Bewirtschaftung des Speichers lassen sich ohne weiteres signifikante Steigerungen der Effizienz der Gesamtanlage erreichen.

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3.1.5 Kostenreduktionspotenziale

In diesem Abschnitt werden Ansätze zu Reduktion der Kosten von Sonnenkollektoren gegeben. Diese erstrecken sich vom Einsatz alternativer Materialien über den Aufbau des Kollektors bis hin zu anderen Techniken. Abschließend wird noch auf Kostenreduktionspotenzialen in der Fertigung eingegangen.

3.1.5.1 Materialien und Konstruktion Das stetige Bestreben der Hersteller solarthermischer Kollektoren nach Kostensenkung steht den stetig steigenden Weltmarktpreisen für die im Kollektor verwendeten Materialen entgegen. Vor allem die Preise von Kupfer und Aluminium wirken sich stark auf die Herstellkosten von Sonnen-kollektoren aus. Hieraus ergeben sich folgende Bestrebungen in den Forschungs- und Entwick-lungsbemühungen:

• Reduktion der im Kollektor verbauten Materialien und

• Substitution der im Kollektor verbauten durch kostengünstigere Materialien.

Um den Materialbedarf zu verringern, werden konstruktive und verfahrenstechnische Lösungen gesucht. Ansätze hierfür liegen zum einen in der flacheren Ausführung des Kollektoraufbaus. Zum anderen in einer extrem dünnwandigen Gestaltung des Absorbers, was jedoch im Herstellungs-prozess neue Biege- und Verbindungstechnologien erfordert [6].

Ein Ansatz zur Substitution von teuren Metallen ist die Verwendung von Kunststoffen oder Kerami-ken im Kollektor. Diesem Ansatz stehen jedoch die im Kollektor wirkenden thermischen und me-chanischen Belastungen entgegen [7], [8]. Bei Arbeitstemperaturen von bis zu 90 °C lassen sich kostengünstige Kunststoffe zwar problemlos einsetzten. Jedoch stellen Betriebstemperaturen von größer 90 °C oder das Erreichen der Stagnationstemperatur nicht zu vernachlässigende thermi-sche Belastungen für die verwendeten Materialien dar. Um diese Problematik zukünftig zu beherr-schen, werden weitere Forschungsaktivitäten im Bereich von Beschichtungstechnologien für Kunststoffe und von schaltbaren, selektiven Schichten, die die Betriebstemperaturen deutlich re-duzieren, sowie im Bereich der Weiterentwicklung der Kunststoffe selbst oder bei der Verwendung von speziellen Keramiken [9] unternommen.

Ein weiterer Ansatz verfolgt die Verwendung von Stahlabsorbern. Hierbei liegen die Schwierigkei-ten unter anderem in der Wahl eines geeigneten Materialverbundes sowie der Konstruktion des Absorbers. Die Verwendung von Stahl erfordert zudem neue selektive Beschichtungen und es werden Lösungen zur Verhinderung von Korrosion im Absorber gesucht [10].

Als Nischenanwendung ist noch denkbar, neben dem Absorber auch die transparente Wärme-dämmung selektiv zu beschichten. Andererseits besteht die Möglichkeit die thermischen Verluste an der Vorderseite durch eine Mehrfachverglasung zu reduzieren [11]. Die angesprochenen Maß-nahmen führen jedoch zu einer Minderung der auf den Absorber auftreffenden Solarstrahlung auf Grund gestiegener optischer Verluste (Reflexion, Absorption) an der transparenten Wärmedäm-mung. Hierbei muss ein an den jeweiligen Anwendungsfall angepasstes Optimum zwischen redu-zierten thermischen Verlusten und erhöhten optischen Verlusten an der transparenten Wärmedämmung gefunden werden.

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Mit der erwähnten Verringerung der thermischen Verluste an der Kollektorvorderseite steigen pro-zentual die rückseitigen Wärmeverluste. Hierdurch geraten die rückseitigen Dämmmaterialien in den Fokus der Forschung. In handelsüblichen solarthermischen Kollektoren wird überwiegend eine Wärmedämmung aus Steinwolle mit einer Stärke zwischen 30 mm und 50 mm eingesetzt. Um jedoch den aufkommenden Entwicklungen Rechnung zu tragen, werden bei hohen Temperaturen ausgassichere Dämmmaterialien mit einem geringeren Wärme-durchgang gesucht. Zusätzlich werden derartige Dämmmaterialien benötigt, da die Tendenz im Kollektorbau hin zu schmaleren Modulen zeigt [12].

Des Weiteren ist der Materialverbund bei der Kombination von Photovoltaik und Solarthermie („PVT-Kollektor“) noch nicht ausreichend untersucht, sowie kostengünstige und stabile Be-schichtungen für dreidimensionale Geometrien und funktionale, leichte, unempfindliche und bruch-feste Materialien werden benötigt.

Nach derzeitigem Stand der Technik kommt in solarthermischen Flachkollektoren überwiegend eine mäanderförmige oder harfenförmige Fluidführung im Innern des Absorbers zum Einsatz.

Um die Effizienz des Absorbers hinsichtlich der Fluidführung zu steigern ist es notwendig:

• die Durchströmung der Solarflüssigkeit so zu gestalten, dass jeder Strömungskanal ähnlich lang ist und

• der Druckverlust im Innern so gering wie möglich ist.

Aus diesem Grund wurden z.B., in Anlehnung an die in der Natur vorkommenden Strömungskanä-le (bspw. Blätter, Organismen) fraktale Strömungsgeometrien entwickelt [13].

Ebenfalls wird in Betracht gezogen, den Absorber aus simplen industriellen Geometrien zu ferti-gen. Dabei wird eine Sandwich-Struktur verwendet, wie sie im Leichtbau zum Einsatz kommt. Das Fluid wird in diesem Fall durch eine wellenförmige Stützstruktur zwischen zwei Paneelen geleitet. Der Absorber besteht aus Aluminium und die sonnenzugewandte Seite wird selektiv beschichtet. Auf Grund der einfachen Konstruktion würden sich die Vorteile einer Automation in der Fertigung und damit eine kosteneffizientere Produktion ergeben [14].

Darüber hinaus können sich signifikante Kostenreduktionspotenziale nicht nur durch verein-fach der Komponenten und der Bauart ergeben. Die Weiterentwicklung der bisherigen Techniken kön-nen deutliche Ertragssteigerungen ermöglichen und somit den gesamten Materialeinsatz reduzie-ren bei gleichem Energieertrag. Ein vielversprechender Ansatz hierfür ist die Weiterentwicklung des Flachkollektors zu einem Vakuumflachkollektor (VFK). Hierbei wird die grundsätzliche Bauart des Flachkollektors beibehalten, jedoch mit der deutlich effizienteren Vakuumdämmung des Vaku-umröhrenkollektors kombiniert. So konnte ein Kollektor entwickelt werden, dessen modulspezifi-sche Energieerträge nicht nur deutlich über denen eines konventionellen Flachkollektors sondern auch über denen eines Vakuumröhrenkollektors liegen. Derzeit ist diese Technik noch relativ neu und Skaleneffekte in der Produktion konnten noch nicht umfassend greifen. Dennoch verspricht diese Technik zukünftig die Kosten bei gleichen Energieerträgen der thermischen Solaranlage sig-nifikant zu reduzieren.

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3.1.5.2 Produktion und Logistik

Um die Solarthermie in Konkurrenz zu konventionellen Wärmequellen besser positionieren zu können, müssen die Preise deutlich reduziert werden. Dies lässt sich unter anderem in der Produk-tion und Logistik erzielen. Es werden optimierte Logistikketten, Fertigungsprozesse und Ferti-gungstechnologien benötigt, sowie eine Erhöhung des Automatisierungsgrades. Das Kleben im Kollektorbau birgt beispielsweise Einsparpotentiale und konstruktive Chancen. Hier ist jedoch auf Grund der thermischen und mechanischen Belastungen noch weiter Forschungsbedarf vorhanden. Zusätzlich erfordern neue Entwicklungen im Bereich der Materialien neue Fertigungstechnologien [14]. Des Weiteren bergen Skaleneffekte beim Ausbau der Serienproduktion unter dem Stickwort „Economy of scale“ signifikante Kostenreduktionspotenziale. Dies wird durch die Implementierung eines Baukastensystems, ähnlich dem des Plattformsystems im Automobilbereich, in der Kol-lektorfertigung gleichfalls erwartet.

3.1.6 Fazit

Zusammenfassend kann festgestellt werden, dass für eine flächendeckende Anwendung der So-larthermie eine Standardisierung der Bauteile und eine weitere Vereinfachung in der Montage von Standardmodulen notwendig ist. Es muss die Möglichkeit geschaffen werden, die Kollektoren ein-fach und flexibel in das Dach oder in die Fassade unterschiedlicher Gebäudetypen zu integrieren. Ebenso von Bedeutung sind neue innovative Konzepte in der Anbringung und der Verwendung von Kollektoren. Hierdurch wird nicht nur die solare Aus-beute gesteigert, sondern auch die archi-tektonische Freiheit und die daraus folgende gesellschaftliche Akzeptanz. Weiterhin sind techni-sche Weiterentwicklungen und Innovationen notwendig, um bei gleicher zur Verfügung stehender Fach- oder Fassadenfläche höhere Energieerträge realisieren zu können.

3.2 Systemdesign und Regelstrategien Im Folgenden werden die Systemvarianten und die entsprechenden Regelstrategien vorgestellt und diskutiert.

3.2.1 Speicher-Systemkonzepte für Kombianlagen

Solarsysteme unterscheiden sich vor allem auch durch ihr Speicherkonzept. Dieses kann einen oder auch mehrere Speicherbehälter beinhalten und ist durch die Art der Speicherbewirtschaftung gekennzeichnet. Betrachtet werden in diesem Zusammenhang nur Wasserspeicher, die entweder druckbehaftet oder drucklos betrieben werden.

Ein wesentliches Unterscheidungsmerkmal bezieht sich auf die Art der Trinkwarmwasserbereitung: Systeme, bei denen das Trinkwarmwasser selbst in Innenboilern von Kombispeichern (Tank-in Tank) oder separaten Warmwasserspeichern gespeichert wird, stehen Systemen gegenüber, bei denen nur Heizungswasser gespeichert wird und die Erhitzung des TWW über einen Wärmeüber-trager im Durchlauf erfolgt. Letztere setzen sich vor allem wegen der hygienischen Anforderungen immer mehr durch.

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Abbildung 3.1: Vergleich der Konzepte zur Trinkwasserwarmwasserbereitung

Wärmeübertrager sind als Systemtrennung überall dort unvermeidbar, wo Energiemengen zwi-schen Fluid-Kreisläufen mit verschiedenen Wärmeträgern oder verschiedenen Drücken übertragen werden. Auch eine nicht ausreichend sichergestellte Wasserqualität im Speicher (Härtegrad) kann eine Systemtrennung zum Schutz empfindlicher Komponenten erforderlich machen, ebenso wie umgekehrt zum Schutz des Speichers vor Korrosion bei nicht sauerstoffdichten Heizsystemen. Beim Wärmetausch findet immer ein gewisser Temperatur- und damit „Exergie“-verlust statt. Die-ser kann bei optimaler Auslegung und richtiger Einstellung der Volumenströme gering gehalten werden. Zu unterscheiden sind in den Speicher integrierte Rohrwendeltauscher und außerhalb des Speichers angebrachte Platten-Wärmeübertrager. Letztere erfordern eine zusätzliche Pumpe, eine besonders sorgfältige Abstimmung der Volumenströme im Primär- und Sekundärkreis und regel-mäßiges Reinigen (Spülen) sowie gegebenenfalls auch Entkalken.

Ein Speicher schichtet nur dann gut, wenn Energie- bzw. Wassermengen entsprechend ihrem Temperaturniveau am richtigen Ort ein oder ausströmen. Wichtig ist deshalb eine der jeweiligen Situation angepasste Anordnung der Wärmeübertrager, Speicheranschlüsse und Temperaturfüh-ler. Dies gilt sowohl für die Beladung sondern auch für die Entladung durch die Verbraucherkreise.

Die Einbringung von Solarwärme in den Speicher erfolgt bei weitgehend solar beheizten Gebäu-den grundsätzlich mehrstufig (durch Umschaltventile) und/oder Schichtvorrichtungen. Bei Anlagen mit externen Wärmeübertrager ist zusätzlich auch eine direkte Ankoppelung an den Heizkreis möglich.

Wird der Solarkreis mit Wasser als Wärmeträger betrieben („Aquasystem“), kann auf einen Wär-meübertrager verzichtet werden. Dies ist nur bei Vakuumröhren möglich, wobei aber der Frost-schutz sichergestellt werden muss, in dem z.B. heißes Wasser aus dem Speicher hochgepumpt wird.

FWM

Z.P.

TWW-Speicher - - - - - - - - - - - - - Kombispeicher - - - - - - - - - - - - - - - Heizungs-Pufferspeicher + Frischwassermodul

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Abbildung 3.2: Vergleich der Anschlüsse des Kollektorkreises

Die Vor- und Rücklaufe der Verbraucherkreise werden zur Erhaltung einer guten Temperatur-schichtung und gezielten Auskühlung von unten nach oben ebenfalls mit Weichen bzw. Mehrweg-Mischern versehen. (siehe Kapitel 5.4)

Abbildung 3.3 Vergleich der Heizkreisanschlüsse

Neben der Solarbeladung und den Verbraucherkreisen bildet die Einbindung der Zusatzheizung die dritte hydraulische Systembaugruppe. Art und Leistung des Wärmeerzeugers bestimmen das minimale /maximale Nachheizvolumen, sowie die Höhe und Anordnung der Zonenaufteilung im Speicher. Auch hier kann der Einbau von Weichen oder Mehrwegmischern sinnvoll sein.

Rohrwendeltauscher (hier zweistufig)

Plattenwärmeübertrager (hier dreistufig)

PLWT + Schichtlanze

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Abbildung 3.4: Anschlussarten der Zusatzheizungen

Mehrspeichersysteme kommen unter anderem aus Platzgründen im Gebäudebestand vor, in gro-ßen Mehrfamilienhäusern (Speicherladesystem) oder im solaren Wärmeverbund mit benachbarten Gebäuden.

Abbildung 3.5: Beispiele für Mehrspeichersysteme

Drucklose Speicher weisen den Nachteil des zusätzlich erforderlichen Wärmeübertragers auf, ha-ben allerdings besonders bei großen Volumina deutliche Kostenvorteile.

Holzkessel mit RL-Anhebung (gleitend zweistufig)

modulierenderAutomatikkessel

HzgVL

Wärmepumpe

Parallelschaltung

Reihenschaltung

FWM

Nachheizung

Z.

Ww

Sol.

Speicherladesystem

Kw

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Abbildung 3.6: Beispiel für einen drucklosen Speicher (hier als Zwei-Kammer-System)

3.2.2 Speicherbewirtschaftung

3.2.2.1 Exergetische Beladungsstrategie

In der Thermodynamik bezeichnet Exergie den Anteil der Gesamtenergie eines Systems, der Arbeit verrichten kann, wenn er in das thermodynamische Gleichgewicht mit seiner Umgebung gebracht wird. Die Exergie des Solarspeichers ist somit proportional zur Temperaturdifferenz zwischen der Speichertemperatur und der Nutztemperatur. Letztere ist im Fall der Trinkwassererwärmung z.B. 50°C und für die Raumwärmebereitstellung z.B. 35°C. Niedrigere Temperaturen sind nicht direkt nutzbar. Steht allerdings eine Nachheizung zur Verfügung, ist auch die Vorwärmung des Wassers einen Energiebeitrag dar, so dass die Exergie proportional zur Temperaturdifferenz zwischen Speicherwasser und Kaltwasserzulauf ist. Die Ermittlung der Exergiemenge ist allerdings schwie-rig, da nur ein begrenzter Anteil des Wärmebedarfs in Form von Niedertemperaturwärme zur Vor-wärmung genutzt werden kann. Um z.B. 10°C kaltes Wasser auf 50°C zu erwärmen, Niedertemperaturwärme von 20°C nur zu maximal 25% beitragen.

Für eine Exergie-gerechte Speicherbewirtschaftung werden drei Zielsetzungen verfolgt:

1. Der Speicher soll im unteren Bereich so intensiv wie möglich ausgekühlt werden um einen möglichst hohen Kollektorwirkungsgrad zu erreichen.

2. In der oberen Speicherzone soll heißes Wasser auf mindestens Trinkwarmwassertempera-turniveau zur Verfügung stehen.

3. Eine Vermischung dieser heißen und kalten Zone ist zu vermeiden.

In der Praxis ist eine teilweise Durchmischung nicht zu vermeiden, sonst bräuchte man eine große Zahl von Anschlüssen und Weichen oder Schichtrohre mit engstem Raster. Sie findet aber auch statt wenn direkt angeschlossene Wärmeerzeuger und Verbraucherkreise hydraulisch getrennt an den Speicher angeschlossen sind und gleichzeitig betrieben werden (siehe Abb. ). Somit findet eine wirklich exakte Schichtung beim Beladevorgang nur im Ruhezustand bei abgeschalteten Ver-braucherkreisen statt.

Langzeitspeicher

Systemtechnik mit 3 PLWT (anschlussfertig)

Bereitschafts-speicher

Beide Kammern können mit Hilfe von Mehrwegmischern in drei Ebenen be- und entladen werden („Schubladensystem“). Dadurch wird in dem liegenden Speicher trotzdem eine gute Schichtung erreicht. Der Speicher wird vorzugsweise im Keller aufgestellt oder im Erdboden vergraben. Dadurch wird keine Wohnfläche bean-sprucht.

Ebitsch-Energietechnik

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Abbildung 3.7: Wärmeeintrag in einen Speicher durch Einschichtung von heißem Wasser von oben nach unten sowie durch einen internen Wärmeübertrager

Ist dass einströmende Wasser heißer als die entsprechende Speicherzone, steigt es nach oben und vermischt sich dabei mit den darüber liegenden Schichten (Konvektion). Spätestens in der Zone, die heißer als das einströmende Wasser ist, findet jedoch keine Durchmischung mehr statt. Bei einströmendem Kaltwasser verhält es sich umgekehrt. Im Zweifelsfall (bei schwankendem Temperaturniveau) ist es deshalb besser die Anschlüsse für einströmendes Heißwasser im oberen Speicherbereich eher zu tief als zu hoch anzuordnen; umgekehrt die Anschlüsse für einströmen-des Kaltwasser im unteren Bereich eher zu hoch als zu tief anzuordnen:

Abbildung 3.8: Vergleich der Speicherbeladung für Einspeisung des erwärmten Wassers und für einen internen Wärmeübertrager

Erfolgt der Wärme- oder Kälteeintrag indirekt über einen eingebauten Wärmeübertrager oder In-nenboiler sind die Auswirkungen ähnlich, wenn auch etwas „gedämpfter“.

Die Vermischung und ggf. ein Exergie-Verlust kann auch geschehen durch:

• Strömungsturbulenzen (je nach Geschwindigkeit und Richtung der Einströmung)

• sehr gedrungene Bauform des Speichers (geringes Höhe-Breite-Verhältnis, Schichten liegen eng beieinander)

Bei der direkten Anbindung wandert die heiße Schicht mit klarer Trennung von der kalten Zone von oben nach unten (links) Die Aufheizung durch einen internen Wärmetau-scher führt zu einer gleichmäßigen Temperatur-verteilung und verläuft nicht ohne partielle Vermischungen.

50°

20°

30°

50°

20°

31°

30°

32°

50°

20°

28°

30°

25°

Fall 1 Fall 2

Ausgangssituation: kurze Zeit später:

35° 25°

zu hoch

interner WT

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• vertikale Wärmeleitung über die Behälterwand und Speichereinbauten

• Wärmeverluste durch schlechte Dämmung oder nicht siphonisierte Rohranschlüsse

Grundsätzlich macht es Sinn den Speicher von oben nach unten aufzuladen, solange der Wärme-erzeuger (Solaranlage oder Kessel) ohne maßgeblichen Effizienznachteil eine entsprechend heiße Vorlauftemperatur liefern kann. Da warmes Wasser leichter als kaltes ist, hält es sich gut im obe-ren Speicherbereich ohne sich mit den unteren Schichten zu vermischen. Und es steht schnell und direkt den Verbraucherkreisen zur Verfügung. Der exergetische Nutzen der sogenannten Topla-dung nimmt spätestens bei deutlicher Überschreitung der Nutztemperatur ab, wenn der Wirkungs-grad des Wärmerzeugers mit steigender Vorlauftemperatur sinkt. Spätestens, wenn die voreingestellte Maximaltemperatur oben im Speicher erreicht ist, oder wenn die Vorlauftemperatur kälter als diese Speicherschicht wird, wird die Topladung gestoppt bzw. der Vorlauf in tiefere Schichten umgeleitet.

Die Entladung des Speichers sollte im Hinblick auf ein besseres Gesamtergebnis möglichst von unten nach oben erfolgen. Das bedeutet, dass der Vorlauf so lange als möglich aus tieferen, exer-getisch minderwertigen Schichten entnommen wird um den heißen Bereitschaftsteil zu schonen. Der zweite positive Effekt dieser gesplitteten Vorlaufentnahme besteht darin, dass der untere Speicherbereich zum Nutzen eines besseren Solarertrages intensiver ausgekühlt werden kann.

Interessant ist die Frage, ob es besser ist den Pufferspeicher einseitig oder zweiseitig („hydraulisch entkoppelt“) anzuschließen. Bei der häufig praktizierten beidseitigen Anschlussart gemäß Abbil-dung 3.9 (links) wirkt der Pufferspeicher als „widerstandsarme Rohrleitung“ wie eine hydraulische Weiche. Dadurch wird eine gegenseitige Beeinflussung von Lade- und Entladekreis gänzlich ver-mieden. Insbesondere bleibt der primärseitige Volumenstrom konstant und vollumfänglich erhalten, eine Forderung, die zum Beispiel beim Einsatz einer Wärmepumpe gestellt wird. Da bei gleichzei-tigem Betrieb beide Volumenströme ungedrosselt im Speicher „umgewälzt“ werden, kommt es zwangsläufig zu Vermischungen und „Exergieverlusten“. Der Erzeugerkreis muss höhere Tempe-raturen liefern als der Heizkreis benötigt und sein Rücklauf wird durch das Ansaugen wärmerer Speicherschichten angehoben. Ein Nachteil, der für eine Wärmepumpe oder einen solarthermi-schen Wärmeerzeuger mit externem Wärmeübertrager mehr ins Gewicht fällt als beispielsweise für einen Biomassekessel.

Wird hingegen der Speicher wie in Abbildung 3.9 (rechts) einseitig mit gemeinsamen Anschlüssen angebunden, so wird er nur mit dem Differenzvolumenstrom beider Kreise durchströmt. Durch die direkte Verbindung der Vor- und Rückläufe bleiben die Temperaturniveaus erhalten. Die ungewoll-te gegenseitige hydraulische Beeinflussung kann umso geringer gehalten werden, je widerstands-ärmer die Anschlüsse bzw. gemeinsamen Zuleitungen zum Speicher ausgeführt werden.

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Abbildung 3.9: Beidseitiger (links) und einseitiger (rechts) Speicheranschluss

3.2.2.2 Übersicht: Beladungsstrategien Sonnenhaus-Speicher

Grundsätzlich kommen drei Beladungsstrategien in Frage, für die situationsabhängig begründete Vor- und Nachteile angeführt werden können:

1. Solaranlagen mit konstant hohem Durchfluss (> 30 L/m²h, „High-Flow“)

Häufigster Einsatz in kleinen, einfachen Solaranlagen mit nur einem speicherintegrierten Wärme-übertrager im unteren Bereich.

• Vorteil: Wegen der geringen Temperaturerhöhung im Kollektor werden gute Solarerträge er-zielt.

• Nachteil: Träges System, da sich der Speicher nur langsam und gleichmäßig von unten nach oben erwärmt.

Verbesserung bringt ein zweiter Wärmeübertrager im oberen Speicherbereich, der bei genügend heißem Solar-Vorlauf dazu schaltet. (siehe 3. Variflow)

2. Solaranlagen mit konstant geringem Durchfluss, also hoher Temperaturspreizung („Low-Flow“)

Häufigster Einsatz in großen Brauchwasser-Solaranlagen.

Erzeugerkreis Verbraucherkreis

VP VK VH

60° 55°

35° 30°

beidseitiger Anschluss > hydraulisch entkoppelt

Mischzonen

60° 60°

30° 30°

VP

Variante:

einseitiger Anschluss > hydraulisch gekoppelt

1)

2)

1)

1)

2)

2)

VP = VK - VH

VK

VH

Abb. 5-12

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Voraussetzungen: serielle Kollektor-Verschaltung, Wärmeübertrager mit kleinem Querschnitt und großer thermischer Länge; Schichtvorrichtungen außerhalb oder innerhalb des Speichers.

• Vorteile: Der Speicher kann im Bereitschaftsteil schneller auf Nutztemperatur aufgeheizt wer-den, das hat weniger Brennerstarts zur Folge, wenn mit Automatikkesseln nachgeheizt wird. Dies kann unterm Strich auch – je nach Anwendungsfall - einen geringeren Zusatzenergiebe-darf bedeuten. Rohrleitungsquerschnitte und Pumpenleistung können geringer dimensioniert werden.

• Nachteile: Die durchschnittlich höhere mittlere Kollektortemperatur mindert den Solar-Bruttoertrag.

Damit Low-Flow-Systeme gut funktionieren, ist ein höherer technischer Aufwand nötig (Schicht-speichersystem, möglichst leistungsstarker Kollektor mit geringem Wärmeverlust)

Wenn der Speicher auch unten ein hohes Temperaturniveau erreicht hat, kann die Betriebstempe-ratur bei stark reduziertem Durchfluss schnell in einen Bereich kommen, wo der Kollektor lokal zum Sieden beginnt.

3. Solaranlagen mit variablem Volumenstrom (“Matched-Flow”, “Variflow”)

Um möglichst die Nachteile der beiden vorgenannten Systeme zu vermeiden und den Betriebszu-stand der schwankenden Solareinstrahlung optimal anzupassen, wird der Durchfluss innerhalb bestimmter Grenzen variiert. Dies geschieht in der Regel durch Drehzahlregelung der Solarpum-pe(n) oder / und durch Selbstanpassung aufgrund der sich einstellenden Druckverlusterhöhung bei Zuschaltung weiterer Wärmeübertrager (Variflow).

Dabei muss man die Grenzen im Auge behalten. Wird der Durchfluss zu sehr reduziert, kommt es zur rein laminarer Durchströmung des Absorbers und Wärmeübertragers mit entsprechenden Leis-tungseinbußen und größerer Neigung zur Dampfbildung.

Im Sonnenhaus bewährt hat sich eine hydraulische Grundauslegung auf einen mittleren spezifi-schen Durchfluss in der Größenordnung 25…35 ltr/m²h mit möglichst noch weitgehend turbulenten Strömungszuständen im Kollektor und Wärmeübertrager.

3.2.2.3 Solarsystem mit mehrstufigen Rohrwendel-Wärmeübertragern im Variflow-Betrieb

Dieses sogenannte „Jenni“-System hat sich im Sonnenhaus bereits vielfach bewährt und es liegen umfangreiche Praxiserfahrungen vor. Ob die Warmwasserbereitung über einen integrierten Boiler (Tank–in-Tank) oder ein Frischwassermodul (Fwm) erfolgt, spielt in diesem Zusammenhang eine untergeordnete Rolle.

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Der untere Wärmeübertrager wird grundsätzlich immer durchströmt, wenn der Kollektor Wärme liefern kann (TK > TPu ⇒ PEIN). Er soll einen auf High-Flow-Betrieb ausgelegten Druckabfall und eine möglichst gedrungene Bauhöhe haben (insbesondere bei Spei-chern mit großen Durchmessern in Gebäuden mit geringem Wär-mebedarf). Nur wenn der Solarvorlauf heißer wird als der Speicher oben, schaltet der obere Wärmeübertrager, der auf einen höheren Druckabfall ausgelegt ist, dazu (TVL > TPo ⇒ VEIN). Durch die Seri-enschaltung wird der Durchfluss automatisch reduziert, so dass die Vorlauftemperatur weiter ansteigt. Somit wird bei ausreichender Sonneneinstrahlung oben schnell Nutztemperatur erreicht und der Speicher von oben nach unten durchgeladen. Die lang gezogene Form des oberen Wärmeübertragers sorgt für eine gleichmäßige Temperaturverteilung. Oben wird er vorzugsweise enger gewickelt um dort mehr und konzentrierter Energie abgeben zu können.

Abbildung 3.10:

Anlagen-Schema „Jenni“

Wenn die vorgegebene Schaltdifferenz TVL > TPo wieder unterschritten wird, oder TPo eine Tem-peratur von etwa 70…75 °C erreicht, wird der obere Wärmeübertrager wieder weggeschaltet. Die Solarpumpe schaltet aus, wenn die Schaltdifferenz Tk > TPu unterschritten wird, oder die Maximal-temperatur TPuMax1 (z.B. 80 °C) erreicht ist.

25°

TK

TPo

TPu

VLHz1

VLFwm

VLHz2 RLHz

RLFwm

SF

P

V

TVL

zweistufige Beladung mit Rohrwendeltauscher Quelle: Jenni-Energietechnik

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Abbildung 3.11: Schaltungen und resultierende Durchflüsse und Tempearaturen im Variflow-Prinzip, Quelle: Jenni-Energietechnik

3.2.3 Anordnung der Wärmeübertrager und Anschlüsse

3.2.3.1 Speicherinterne Wärmeübertrager

Aus den Erfahrungen der realisierten Sonnenhäuser können folgende Empfehlungen für die An-ordnung der Wärmeübertrager und Anschlüsse abgeleitet werden.

Oberer Speicherbereich

Dimensionierung Wärmeübertrager: 10…15 % der Kollektorflä-che. Lange Bauhöhe, höherer Druckverlust als unterer Wärme-übertrager.

Der Temperatursensor TPo kann hier höher angeordnet sein, zumal wenn der Wärmeübertrager oben enger gewickelt ist. Nach Umschalten des Ventils erhöht sich durch den Varioflow-Effekt ohnehin die Vorlauftemperatur. Er soll aber noch unter-halb des Heizungsvorlauf-Anschlusses sitzen.

Im Winter wird der obere Speicherbereich durch den Kessel nachgeheizt, so dass die Solaranlage meist über den unteren Wärmeübertrager lädt. So gesehen wäre es in dieser Jahres-zeit vorteilhaft, wenn der Wärmeübertrager etwas tiefer sitzen würde.

Abbildung 3.12:

Querschnitt oberer Speicherbe-reich

VLHz1

VLFwm Warmwasserzone

TPo

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Unterer Speicherbereich

Dimensionierung unterer Wärmeübertrager: mindestens 15%, möglichst 20% der Kollektorfläche (je nach Leistungsfähigkeit und Orientierung des Kollektors); geringe Bauhöhe (ggf. meh-rere Rohrwendeln parallel gewickelt)

Temperatursensor solar etwa auf 2/3 Höhe zwischen VL und RL. Einströmhöhe der Rückläufe je nach Temperaturniveau; bei Flächenheizung und Frischwassermodulen liegt die ideale Anschlusshöhe knapp über dem Sensor (kälteres Wasser fällt nach unten)

Bei Einsatz von Mehrwegmischern im Heizkreis soll der unters-te Vorlauf unterhalb der Nachladezone durch den Kessel und unterhalb des oberen Wärmeübertragers sitzen.

Abbildung 3.13:

Querschnitt unterer Speicherbe-reich

3.2.3.2 Externe (Platten-) Wärmeübertrager

Die Schaltbedingungen für Pumpe und Ventil sind die gleichen wie im vorigen Kapitel beschrieben, nur dass der untere Referenz-Temperaturfühler weiter unten, knapp über dem Rücklaufanschluss sitzt. Das einströmende Heißwasser erwärmt zunächst die über dem Anschluss liegenden Schichten durch Konvektion. Erst bei Temperaturgleichstand wandert die heiße Schicht nach unten. Wenn sie den Rücklaufanschluss erreicht findet ein Temperatur-sprung im Solarkreis statt, der in der Regel ausreicht um auf den oberen Vorlauf-Anschluss umzuschalten. Nun wiederholt sich der beschriebene Vorgang über die ganze Speicherhöhe. Durch Dreh-zahlregelung der Pumpen kann die Top-Ladung beschleunigt bzw. erzwungen werden. Dies macht aber exergetisch nur Sinn, wenn der Speicher oben auf Nutztemperaturniveau abgekühlt wurde.

Abbildung 3.14:

Schema externe Wärme-übertrager

Für eine optimale Wärmeübertragung müssen die Kapazitätsströme beiderseits des Tauschers hydraulisch angepasst werden. Wenn die Temperaturdifferenzen am Ein- und Austritt (ΔT1, ΔT2) sehr unter-schiedlich sind, kann der Kollektorwirkungsgrad durch erhöhte Ar-beitstemperatur sinken und die Speicherschichtung durch zu starke Umwälzung zerstört werden. Die Unterschiede im Druckverlust erfor-dern in der Regel mehr Pumpenleistung im Primär- als im Sekundär-kreis. Wichtig ist auch eine dem gewünschten Temperaturprofil angepasste Auslegung des Wärmeübertragers (logarithmische Tem-

Abbildung 3.15: Schema Platten-Wärmeübertrager

2/3

VLHz2

RLHz RLFwm 1/3

RLKs2

45°

20°

50° 50° 25°

35°

45°

Abb. 5-18

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peraturdifferenz und „thermische Länge“).

3.2.3.3 Interne Schichtladeeinrichtung

Ein gut funktionierendes Schichtrohr im Speicher ermög-licht ein nahezu ideales Einschichten der Solarwärme in der Wasserschicht, die dieselbe Dichte (und damit Tem-peratur) wie das einzuschichtende Wasser hat. Damit lässt sich ein Einschichten in kleineren Stufen, als dies mit Umschaltventilen zu erreichen ist, realisieren. Es hat sich in der Praxis allerdings nicht jedes am Markt ange-botene System für mehr als raumhohe Solarspeicher bewährt. Da die Zugänglichkeit zur Ladelanze im Spei-cher praktisch nicht gegeben ist, stellt sich auch die Fra-ge, wie das ordnungsgemäße Funktionieren überprüft und mögliche Fehlfunktionen behoben werden können.

Abbildung 3.16:

Schichtladerohr und zeitlicher Verlauf der Speichertemperaturen bei Bela-dung mit Schichtladerohr

3.2.4 Exergie-gerechte Puffer-Entladung durch die Verbraucherkreise

Eine Exergie-optimierte Entladung des Puffers über den Heizkreis ist mindestens ebenso wichtig wie ein optimiertes Beladen. Ziel ist es, sowohl die Stabilität heißer Schichten über der Vorlaufent-nahme aufrecht zu erhalten, als auch ein intensives Auskühlen des unteren Speicherbereiches zu ermöglichen, was Voraussetzung für eine hohe Effizienz im Kollektorkreis ist.

Abbildung 3.17: Wärmeentnahme für den Heizkreis an der Höchsten Stelle dem Puffers (links) und

In Abbildung 3.17 (links) wird zur Beschickung des Heizkreises der Heißwasservorrat (60°C) ge-nutzt. Zur Erreichung der Soll-Vorlauftemperatur von 30°C für die Fußbodenheizung müssen 86% des Massenstroms aus dem Rücklauf zugemischt werden, d.h. nur 14% des Massenstroms, der durch die Fußbodenheizung fließt, gelangt wieder unten in den Speicher. Dies entspricht dem Auskühl-Massenstrom im Speicher von unten nach oben.

°C

Speichertemperaturen

25°

25°

30°

1000 L/h

140 L/h

25°

25°

30°

0 L/h

1000

25° 25°

30°

1000 L/h

140 L/h

später später Abb. 5-22

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In Abbildung 3.17 (rechts) wird der Vorlauf aus einer mittleren Höhe des Speichers entnommen, die etwa die erforderliche Vorlauftemperatur aufweist. Der Heißwasservorrat bleibt völlig unange-tastet. Der gesamte abgekühlte Massenstrom der Fußbodenheizung wird dem Speicher unten zu-geführt, so dass sich im unteren Bereich eine siebenmal so schnelle Auskühlung ergibt. In Beiden Fällen wurde allerdings die gleiche Energiemenge entnommen, in der zweiten Variante aber exer-getisch die optimale Ausnutzung erzielt.

Für die gleitend mehrstufige Vorlaufentnahme kommen spezielle Mehrwegmischer zum Einsatz, deren Stellmotoren mit einer normalen witterungsgeführten Mischer-Regelung geregelt werden. Das heißt, es wird ein von der Heizkurve vorgegebener Sollwert mit dem Ist-Wert der Vorlauftem-peratur verglichen; dementsprechend dreht das Küken im Ventil nach links oder rechts.

Abbildung 3.18: Mehrwegmischer (links 4-Weg, rechts 5-Weg)

Abbildung 3.19: Verschaltungsmöglichkeiten von zwei Heizkreisen mit unterschiedlichen Temperaturniveaus

Das Temperaturniveau des Heizkörper-Rücklaufes wird für die Fußbodenheizung genutzt, im Speicher unten strömt auf diese Weise bestmöglich abgekühltes Rücklaufwasser ein.

Pumpe

4-Wege- Bivalent-Mischer 5-Wege- Mischer

Heizk.

Fbh

Abb. 5-24

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3.2.5 Pufferbeladung durch die Zusatzheizung

Umgekehrte Vorzeichen wie für den Heizkreis gelten für eine Pufferbeladung durch einen Holzkes-sel mit Rücklaufanhebung.

Abbildung 3.20: Vergleich der Beladung des Bereitschaftsvolumens mit Zusatzenergieerzeu-ger bei Anschluss Rücklauf nur unten (links) und Rücklauf unten und in der Mitte (rechts)

Links wieder dargestellt die „konventionelle“ Lösung: der kalte Rücklauf aus dem unteren Spei-cherbereich erfordert eine hohe Zumischung des Bypasses um den Kessel auf mindestens 55 °C zu halten. Nur ein Drittel des Vorlauf-Massenstroms erreicht den Puffer, dieser wird nur sehr lang-sam beladen. Zieht nun auch noch der gleichzeitig der Heizkreis mindestens die gleiche Wasser-menge ab, kommt der Puffer oben nur mühsam auf Temperatur. Unten wird die für die Solaranlage wichtige kalte Schicht abgesaugt.

Wird der Rücklauf dagegen aus wärmeren Zonen (im Idealfall Zone gleicher Temperatur) entnom-men, erhöht sich entsprechend der Massenstrom in den Puffer. Dieser wird oben schneller auf Nutztemperatur gebracht, während der untere Bereich unangetastet bleibt (siehe Abbildung 3.21

Besonders bei Öfen mit geringer wassersei-tiger Leistung in Kombination mit einem gro-ßen Pufferspeicher ist diese Schaltung empfehlenswert. Kommt sogar ein 5-Wege-Mischer zum Einsatz, sollte der erste Rück-laufanschluss knapp unter dem Vorlaufan-schluss sitzen, so dass im Speicher bald ein Kurzschluss entsteht, und auf diese Weise die Rücklaufanhebung in den Speicher ver-lagert wird.

Abbildung 3.21: Entnahme der Rücklauftempe-ratur aus dem warmen Be-reich

25°

70°C 70°

1000 L/h

55°

70°C

333 L/h

später später

1000 L/h

667 L/h

1000 L/h1000 L/h1000 L/h

55°C

70°

1000 L/h

55°

1000 L/h

0 L/h

1000 L/h

333 L/h

25°

333 L/h

Heizkreis- Entnahme

VLHz1

VLFwm Warmwasserzone > 60 °C

VLHz1

VLHz1

55°C

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Bei Automatik-Kesseln mit modulierender Leistung, Gasbrennwert-Thermen oder Wärmepumpen wird das Nachheizvolumen auf das notwendige Minimum begrenzt. Dabei sind auch die maximal möglichen Temperaturhübe des Wärmeerzeugers zu beachten. Mit Weichen im Vor- und Rücklauf wird sichergestellt, dass die jeweiligen Speicherschichten für Warmwasser- und Heizbetrieb ohne Mehrfachumwälzung eines großen Wasservolumens auf mindestens Nutztemperaturniveau aufge-heizt werden. Die Anforderung soll dabei zum spätest möglichen Zeitpunkt erfolgend. Der entspre-chende Temperaturfühler soll also in der höchst möglichen Schicht platziert sein, damit der Solaranlage Vorrang eingeräumt wird.

Beispiel für die Einstellung der Steuerung: Anforderung Warmwasser EIN, wenn T1 < 50 °C Anforderung AUS, wenn T2 > 57 °C Anforderung Heizung EIN, wenn T3 < Vorlauf-Soll Anforderung AUS, wenn T4 > (Vorlauf-Soll + 5 K)

Warmwasserzone T1

Heizung

Vorlauf Hzg Vorlauf Fwm

T2T3 T4

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3.2.6 Regelstrategien

3.2.6.1 Regelstrategie zur Stagnationsvermeidung

Solaranlagen in SAH sind für den Sommer weit überdimensioniert und würden ohne Gegenmaß-nahmen die meiste Zeit still stehen. Um die Komponenten im Solarkreis (besonders den Frost-schutz) zu schonen, sollte der Stagnationsfall möglichst vermieden werden.

1. Übertemperatur-Funktion

Nach Abschalten der Solaranlage bei Erreichen der Speicher-Maximaltemperatur TPuMax1 (z.B. 80 °C), lässt man den Kollektor sich nicht so weit aufheizen, dass es zur Dampfbildung kommt, son-dern schaltet zeitig vorher (z.B. bei TkÜMin = 115°C) die Solarpumpe wieder ein. In diesem Be-triebszustand verliert der Kollektor gewollt viel Wärme, so dass die Leistung immer wieder einbricht und die Pumpe im Taktbetrieb läuft. Dennoch wird der Speicher, wenn auch langsam, weiter gela-den. Erst wenn entweder die Kollektortemperatur den kritischen Wert TkÜMax (z.B. 130°C), oder die Speichertemperatur den kritischen Wert TPuMax2 (z.B. 90°C) erreicht, schaltet die Pumpe endgültig ab.

Soweit sollte es aber nicht kommen, da der Kollektor dann in Stagnation ginge. Deshalb gilt es zum einen TPuMax1 auf einen hinreichend niedrigen Wert zu begrenzen und zum anderen durch Nacht-Abkühlung dafür zu sorgen, dass am nächsten Tag wieder genügend Überschusswärme vom Kollektor abgegeben werden kann.

2. Rückkühlfunktion

Wenn keine anderen hinreichenden Maßnahmen für die Abfuhr von Speicherüberwärme im Som-mer vorgesehen sind (z.B. Swimming Pool), kann man den Kollektor nachts als Kühlkörper nutzen (bei Vakuumröhren ist das allerdings nicht möglich). Wenn der Speicher über die Maximaltempera-tur TPuMax1 aufgeheizt wurde, schaltet die Solarpumpe ein, sobald der Kollektor um die einstellba-re Rückkühl-Schaltdifferenz kälter ist als die Speichertemperatur TPu. Um kürzere Pumpenlaufzeiten zu erreichen stellt man diese Schaltdifferenz auf einen verhältnismäßig hohen Wert ein (z.B. 15 K), dann hat der Kollektor nach Abschaltung immer wieder genügend Zeit sich abzukühlen. Die Kühlfunktion geht außer Betrieb, wenn TPuMax1 (minus Hysterese) unterschritten wird.

Auch bei großen Speichern reicht es i.d.R. allerdings nicht aus, nur im Bereich des unteren Wär-meübertragers zu kühlen. Deshalb bindet man den oberen Wärmeübertrager (mit gleichen Schalt-bedingungen, ggf. auf etwas höherem Temperaturniveau) mit ein, wobei natürlich mit Schaltung des Ventils V auch immer die Pumpe mitlaufen muss.

Entsprechend der Kollektorgröße und –neigung sowie der Wärmeabnahme im Sommer ist für eine ausreichende Rückkühlung eine bestimmte Mindestspeichergröße erforderlich.

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3.2.6.2 Regelstrategien zur Minderung der Trägheit beim Einschaltvorgang und bei schwacher Einstrahlung

1. Strahlungsfühler-Einschaltfunktion

Die Tauchhülse des Kollektorfühlers (Tk) sollte an der heißesten Stelle am oder im Sammelrohr des Absorbers angebracht werden, also die Fluid-Temperatur vor Austritt aus dem Kollektor mes-sen. Zum Starten der Anlage eignet der Kollektorfühler nur bedingt, da das Absorberblech schnel-ler aufgeheizt wird, als das Sammelrohr, die Anlage also zu spät einschaltet. Ein Strahlungssensor bzw. -fühler (SF), der entweder direkt die Solarstrahlung (in Watt) oder die Temperatur am Absor-berblech misst, eignet sich daher besser als Startfühler. Wird ein bestimmter Schwellenwert bzw. eine bestimmte Schaltdifferenz zur Speichertemperatur erreicht, schaltet die Pumpe für eine vor-einstellbare Laufzeit (z.B. 20 Sekunden) ein. Erreicht auch die Kollektortemperatur Tk während dieses Kurzlaufs die Einschaltdifferenz zu TPu, läuft die Pumpe weiter, ansonsten schaltet sie sich wieder aus. Erst nach einer einstellbaren Stillstandszeit von z.B. 3 Minuten wird die Einschaltfunk-tion wieder freigegeben.

2. Drehzahlregelung der Solarpumpen

Bei Solaranlagen dieses Typs (mit Rohrwendel-Wärmeübertragern) hat sich in der Praxis eine Drehzahlregelung der Pumpe als nicht unbedingt notwendig erwiesen. In bestimmten Situationen kann es aber sinnvoll sein, den Durchfluss zu reduzieren:

• beim Starten der Anlage

• bei schwacher Einstrahlung (bzw. geringem ΔT zwischen VL und RL)

• wenn der Speicher oben unter Nutztemperatur abgekühlt wurde und die Vorlauftemperatur nicht ganz für die Zuschaltung des oberen Wärmeübertragers ausreicht.

Als Regelgröße für die Drehzahlregelung bietet sich ΔT an (Einstellung auf etwa 10 K)

3.3 Betriebsverhalten

Die meisten im Rahmen des Forschungsprojektes untersuchten SAH sind mit einem Warmwas-serspeicher mit einem großen spezifischen Volumen ausgeführt. Dadurch ergeben sich die in der folgenden Abbildung 3.22 dargestellten, typischen Betriebsphasen über einen Jahreszyklus. Dabei wird der durch den Zusatzwärmeerzeuger bereitgestellte Anteil am Raumwärmebedarf durch QRH,ZWE in kWh/Woche und der durch den solarthermischen Wärmeerzeuger bereitgestellte Anteil durch QRH,STWE in kWh/Woche dargestellt.

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Abbildung 3.22: Simulierter Verlauf der Betriebsphasen für ein typisches SAH

Hinsichtlich der solarthermischen Wärmeerzeugung kann der Jahresverlauf in vier charakteristi-sche Phasen unterteilt werden:

1) Phase P1 der Entladung des Wärmespeichers: Nach Beginn der Heizperiode kann der Wärmeverbrauch vollständig mit erzeugter bzw. gespeicherter Solarwärme gedeckt werden (im Beispiel von Mitte Oktober bis einschl. November). Der Wärmeinhalt des Speichers nimmt ab.

2) Phase P2 der Zusatzwärmeerzeugung: Der Speicher ist größtenteils entladen und die zur Verfügung stehende Solarwärme reicht zur dauerhaften Deckung des ansteigenden Wärme-verbrauchs nicht mehr aus. Es muss zusätzliche Wärme erzeugt werden (im Beispiel von Dezember bis Februar). Diese Phase entfällt für SAH mit einem solarthermischen De-ckungsanteil von 100 %.

3) Phase P3 der Beladung des Wärmespeichers: Das zunehmende Solarstrahlungsangebot und der rückläufige Wärmeverbrauch des Gebäudes ermöglichen wieder eine vollständige Deckung mit Solarwärme. Des Weiteren wird der Speicher in dieser Phase wieder beladen (im Beispiel von März bis Mitte April).

4) Phase P4 des solaren Überschusses: Der Speicher ist vollständig thermisch beladen und es steht deutlich mehr Solarwärme zu Verfügung als verbraucht und zur Deckung der Wärme-verluste des Speichers benötigt wird.

0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.0

050

100150200250300350400450500

Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Feb Mar Apr Mai Jun

rela

tiver

Wär

mei

nhal

t Spe

iche

r

Wär

mem

enge

in k

Wh/

Woc

he

Zeit in Monaten/Wochen

Q_DHW QLossUse Q_SPC1 Q_SPC2 TstorQTWW QSp,Abw,nutz QRH,ZWE QRH,STWE qsp,rel

P1 P2 P3 P4

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4 Messtechnische Untersuchungen

Im Rahmen der Messkampagne wurden insgesamt neun Wohngebäude messtechnisch untersucht und intensiven Analysen unterzogen. Das Vorgehen und die Ergebnisse werden in diesem Kapitel vorgestellt.

4.1 Zielstellung Im Verbundvorhaben „HeizSolar“ wurden erstmals umfangreiche messtechnische Untersuchungen von sechs Einfamilienhäusern und drei Mehrfamilienhäusern mit solarthermischen Deckungsantei-len größer 50 % durchgeführt. Im Mittelpunkt der messtechnischen Untersuchung der solarther-misch beheizten Gebäude standen folgende Ziele:

• vollständige Erfassung aller für die solarthermische Wärmeversorgung relevanten Wärmemen-gen sowie des zur Wärmeversorgung benötigten Hilfsstromverbrauchs

• Vergleich der gemessenen Wärmemengen mit den entsprechenden Bedarfswerten, welche der Planung bzw. Nachweisrechnung zu Grunde gelegt wurden

• Nutzung der Messergebnisse zur Überprüfung der Simulationsmodelle bzw. zur Erhärtung der Ergebnisse der simulationsgestützten Untersuchung

• Identifikation von Umsetzungsproblemen und Optimierungspotentialen der solarthermischen Wärmeversorgungsanlagen in der Praxis

4.2 Untersuchte Gebäude

Bei der Auswahl der neun Gebäude wurde sowohl auf eine repräsentative Vertretung typischer Charakteristika als auch auf eine Verteilung auf unterschiedliche Standorte in Deutschland und damit differierende klimatische Randbedingungen Wert gelegt. Bei den ausgewählten Objekten handelt es sich um Neubauten mit Ausnahme eines um einen Wohnbereich erweitertes, saniertes Bestandsgebäude. Eine Übersicht der Charakteristika der Gebäude und deren Wärmeversor-gungsanlagen ist in Tabelle 4.1 gegeben.

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Tabelle 4.1: Übersicht der Charakteristika der Gebäude und deren Wärmeversorgungsan-lagen.[15]

Gebäude Anlagentechnik

Geäudetyp - Nutzflä-

che [m²]

HT‘ [W/(m².K)]

Apertur- fläche [m²]

Speicher- volumen

[m³]

fsol [%]

Zusatzhei-zung

Lüftung mit WRG

*EFH – 202 0,30 31 7,1 75 Kaminofen nein

*MFH – 549 0,28 62 15,1 60 Holzvergaser ja

*EFH – 300 0,16 112 42,8 100 --- ja

*MFH – 800 n.b. 127 47 n.b. Pelletskessel nein

*EFH – 232 0,34 34 2 70 Pelletskessel ja

*EFH – 403 0,27 48 9,3 50 Pelletskessel nein

EFH – 563 n.b. 36 4 n.b. Hackschnitzel-

kessel

ja

*EFH n.b. n.b. n.b. 60 n.b. n.b.

EFH – 250 n.b. 68 11 82 Kaminofen n.b.

In Abbildung 4.1 sind die Standorte der untersuchten Gebäude mit einem Bild zu jedem Gebäude sowie der Zuordnung zu den betreuenden Instituten zu sehen.

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Abbildung 4.1: Standorte, Bilder und betreuende Institute der messtechnisch untersuchten Gebäude

4.3 Konzeption der messtechnischen Untersuchungen

Im Folgenden wird ein kurzer Überblick über die in den SAH installierte Messtechnik und die damit erfassten Größen gegeben. Eine detaillierte Beschreibung der Gebäude und der Messtechnik ist in [16] zu finden. Im Mittelpunkt der Untersuchung stehen zum einen die vollständige energetische Bilanzierung der solarthermischen Wärmeversorgungsanlage und zum anderen die detaillierte Analyse der Funktionsweise der Anlagen sowie das Identifizieren von Betriebsproblemen und Op-timierungspotentialen. Neben allen relevanten Wärmeströmen und Temperaturen wurde auch der Stromverbrauch der gesamten Wärmeversorgungsanlage gemessen. Eine beispielhafte Darstel-lung der installierten Messtechnik ist aus Abbildung 4.2 ersichtlich. Um auch eine primärenergeti-sche Bewertung durchzuführen, wurde wenn möglich das Gewicht der in den Feuerungsstätten umgesetzten Biomasse erfasst. Des Weiteren wurden in mehreren Gebäuden Messungen der Raumtemperaturen durchgeführt, um zum einen den Wärmeverluststrom des Speichers abschät-zen und zum anderen Aussagen zum Wohnkomfort in den Gebäuden treffen zu können. Bei Ge-

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bäuden, die neben der solarthermischen Anlage auch über eine PV-Anlage verfügen, wurde deren Stromertrag ebenfalls gemessen.

Abbildung 4.2: Beispielhafte Darstellung der installierten Messtechnik und der erfassten

Größen.

4.3.1 Bilanzierung der Wärme-und Energieströme Bei der Auswertung der Messdaten aus dem Monitoring ist vor allem die Bilanz der verschiedenen Energieströme, die im Bereich der Wärmeversorgungsanlage auftreten, von entscheidender Be-deutung. Die Wärme- und Energieströme sind nachfolgend aufgeführt:

• Solare Strahlungsenergie, die auf den Kollektor trifft.

• Wärmeenergie, die der Kollektor an den Speicher abgibt.

• „Rückkühlenergie“, welche im Sommer über den Kollektor an die Umwelt abgeführt wird, um die Stagnationszeiten der Solaranlag zu reduzieren.

• Chemische Energie, welche dem Scheitholzkessel in Form von Holz zugeführt wird.

• Wärmeenergie, die der Scheitholzkessel an das Heizungssystem abgibt.

• Wärmeenergie, die über den Heizkreis an den Wohnbereich abgegeben wird.

• Wärmeenergie, die im Sommer als Überschusswärme an den Keller abgegeben wird.

• Wärmeenergie zur Erwärmung des Trinkwarmwassers.

• Transmissions-Wärmeverluste des Pufferspeichers, die während der Heizperiode teilweise zur Raumheizung beitragen.

• Elektrische Hilfsenergie für die Umwälzpumpen, den Holzkessel und die Steuerung.

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Die Wärmeverluste des Speichers können im Gegensatz zu den anderen Wärmeströmen nicht direkt gemessen werden und müssen daher anhand des Wärmedurchgangskoeffizienten (U-Wert) der Speicherhülle und der Temperaturdifferenz zwischen Speicher und Umgebung ermittelt wer-den.

Da sich die Speichertemperatur im zeitlichen Verlauf wie auch durch die vertikale Schichtung in einem relativ großen Bereich von rund 30 °C bis 90 °C bewegt, muss bei der Berechnung der Ver-luste folgendes berücksichtigt werden:

• Der Speicher muss für die Berechnung vertikal in verschiedene Zonen mit unterschiedlichen Temperaturen eingeteilt werden.

• Der U-Wert muss in Abhängigkeit von der Speichertemperatur berechnet werden, da die Wär-meleitfähigkeit der Dämmung temperaturabhängig ist.

Sämtliche auftretende Energieströme sind in nachfolgender Abbildung schematisch dargestellt. Auf die Darstellung der elektrischen Hilfsenergie wird hier zugunsten der Übersicht bewusst verzichtet.

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Abbildung 4.3: Darstellung der zu bilanzierenden Wärme- und Energieströme

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4.3.2 Sensorik

4.3.2.1 Temperaturfühler mit Dreileitermessung

Die Messung der Fluidtemperaturen in der Heizungsanlage erfolgt über Tauchtemperaturfühler, die ohne Tauchhülse in einem Kugelhahn eingebaut sind. Als Temperaturfühler werden Pt 100 - Pla-tinwiderstände der Klasse B verwendet. Der elektrische Widerstand dieses Fühlers ist abhängig von der Temperatur und beträgt 100 Ohm bei 20 °C. Über den gemessenen Widerstand wird an-hand der bekannten Temperatur-Widerstands-Kennlinie die Temperatur bestimmt. Zur Bestim-mung des Widerstandes wird an den Fühler ein konstanter elektrischer Strom angelegt und die Spannung am Platinwiderstand gemessen. Über das Ohm´sche Gesetz (R=U/I) wird aus der Spannung und dem Strom der elektrische Widerstand bestimmt.

Erfolgt die Stromversorgung und die Spannungsmessung über dasselbe Kabel, wird das Ergebnis vom Widerstand der Anschlussleitungen verfälscht. Um dies zu verhindern, kann eine Vierleiter-messung eingesetzt werden, bei der über zwei Leitungen der Messstrom angelegt wird und über zwei weitere Leitungen die Spannung am Widerstand gemessen wird. Die Spannungsmessung erfolgt mit einem hochohmigen Messgerät, sodass auf diesen Leitungen praktisch kein Strom fließt. Bei der im Monitoring eingesetzten Dreileitermessung wird auf eine der vier Leitungen ver-zichtet. Dadurch kann der Spannungsabfall in einer der beiden stromführenden Leitungen gemes-sen werden. Man geht davon aus, dass bei gleicher Leitungslänge und gleichem Querschnitt die andere Leitung den gleichen Spannungsabfall verursacht und berechnet auf dieser Basis die Spannung am Temperaturfühler.

Fehlergrenzen

Die maximalen Fehlergrenzen für Platin-Widerstandsthermometer Pt 100 sind in IEC 751 bzw. DIN EN 60751 definiert. Für die hier verwendete Klasse B beträgt die maximale Abweichung:

t_abw=±(0,3+0,005∙t) in [°C]

Die zulässige Abweichung nimmt damit zu, je weiter die zu messende Temperatur von 0 °C ent-fernt ist. Bei einer maximalen Temperatur von 90 °C innerhalb der Heizungsanlage ergibt sich eine zulässige Abweichung für den Widerstandsfühler von 0,75 °C. Aufgrund des Dreileiteranschlusses ergeben sich durch die Anschlussleitung keine weiteren Messabweichungen.

4.3.2.2 Wärmemengenzähler

Die Erfassung der Leistungen und Energiemengen, welche über die Heizungskreise transportiert werden, erfolgt mit Hilfe von Wärmemengenzählern. Diese bestehen aus einem Volumenstrom-messteil, zwei Temperaturfühlern und einem Rechenwerk. Im Volumenstrommessteil wird mit Hilfe von Ultraschall die Fließgeschwindigkeit des Wärmeträgermediums ermittelt und daraus ein Volu-menstrom errechnet. Die Temperaturdifferenz zwischen Vor- und Rücklauf wird mit zwei Pt100-Fühlern mit Zweileiteranschluss gemessen. Anhand der gemessenen Volumenströme und Tempe-raturdifferenzen wird die aktuelle Leistung vom Rechenwerk berechnet und zu einer Energiemenge über die Zeit aufsummiert. Die im Monitoring eingesetzten Wärmemengenzähler erfassen den Vo-lumenstrom im Abstand von 1/8 Sekunde und die Temperatur im Abstand von zwei Sekunden.

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Das Auslesen der Wärmemengenzähler und die Übertragung an das Datenerfassungssystem er-folgen über eine M-BUS-Schnittstelle.

Fehlergrenzen

Die Fehlergrenze eines Wärmemengenzählers ergibt sich nach DIN 1434-1 aus der Summe der jeweiligen Fehlergrenzen für Temperaturfühler, Volumenstrommessteil und Rechenwerk.

Für das Volumenstrommessteil (Klasse 2) ergibt sich gemäß DIN 1434-1 eine Fehlergrenze von E_f=±(2+0,02∙q_p/q) [%] aber nicht mehr als ± 5%. Hierbei ist qp der Nennvolumenstrom und q der zu messende Volumenstrom. Die größten Messabweichungen ergeben sich daher bei sehr kleinen Volumenströmen, bezogen auf den Nenndurchfluss des Zählers. Für den im Monitoring z.B. eingesetzten Sensor (qp = 1,5 m³/h) beträgt die maximale Fehlergrenze 5 % bei einem Durch-fluss kleiner als 10 l/h.

Die Fehlergrenze für das Temperatursensorpaar nach DIN 1434-1 beträgt E_t=±(0,5+3∙(ΔT_min)/ΔT) in %, mit ΔTmin = minimale Temperaturdifferenz und ΔT = zu messen-de Temperaturdifferenz. Die maximale Fehlergrenze der hier verwendeten Temperatursensorpaa-re liegt laut Hersteller bei 0,05 K. Das heißt, bei der minimalen Temperaturdifferenz von 3 K (Herstellerangabe) liegt die Fehlergrenze bei rund 1,7 %. Nach DIN 1434-1 sind nach oben aufge-führter Formel 3,5 % zugelassen.

Die Fehlergrenze für das Rechenwerk beträgt nach DIN 1434-1 E_t=±(0,5+(ΔT_min)/ΔT) in %. Das heißt, bei der minimalen Temperaturdifferenz von 3 K (Herstellerangabe) liegt die Fehlergren-ze bei rund 1,5 %.

Die Gesamtfehlergrenze beträgt im Extremfall (ΔT = 3 K, q = 0,01 ∙ qp) bis zu 8,2 %. Bei günstigen Bedingungen (ΔT = 20 K, q = qp) beträgt die Fehlergrenze hingegen nur noch maximal 2,92 %.

4.3.2.3 Stromzähler

Die Erfassung des Elektroenergieverbrauchs verschiedener Heizungskomponenten erfolgt mittels Einphasenstromzählern mit Impulsausgang. Pro Wattstunde elektrischer Energie werden zehn Impulse in Form von kurzen Spannungssignalen ausgegeben.

Fehlergrenze

Die Fehlergrenzen für Einphasenzähler sind in der EN 62053-21 definiert. Für die im Monitoring verwendeten Zähler der Klasse 2 sind die Fehlergrenzen wie folgt definiert:

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Tabelle 4.2: Fehlergrenzen von Einphasenzählern nach EN 62053-21

Stromstärke Leistungsfaktor Fehlergrenze in %

0,05 ∙ Ib ≤ I < 0,1 ∙ Ib 1 5,2±

0,1 ∙ Ib ≤ I ≤ Imax 1 0,2±

0,1 ∙ Ib ≤ I < 0,2 ∙ Ib 0,5 induktiv 5,2±

0,2 ∙ Ib ≤ I ≤ Imax 0,5 induktiv 0,2±

mit Ib = Nennstrom, I = zu messender Strom, Imax = maximal zulässiger Strom

Wie die Auswertung der Messergebnisse in Kapitel 5 zeigt, liegen die zu messenden Leistungen im Bereich von etwa 6 W bis 130 W. Daraus resultieren bei einer Spannung von 230 V Stromstär-ken im Bereich von 0,026 A bis 0,57 A. Der Nennstrom der verwendeten Zähler beträgt Ib = 5 A, somit betragen die zu messenden Ströme 0,005 ∙ Ib bis 0,11 ∙ Ib. Unter der Annahme, dass der Leistungsfaktor im Bereich von 1 liegt, ergibt sich für Leistungen über 57,5 W (entspricht 0,05 ∙ Ib) eine Fehlergrenze von 2,5 %. Für die Werte unterhalb von 57,5 W ist nach EN 62053-21 keine Fehlergrenze definiert.

4.3.2.4 Strahlungspyranometer

Die auf den Kollektor eintreffende Solarstrahlung wird mit Hilfe eines Strahlungspyranometers in der Kollektorebene gemessen. Das Pyranometer erfasst elektromagnetische Strahlung im Wellen-längenbereich von 300 nm bis 2800 nm und erzeugt eine Ausgangsspannung, die proportional zur auftreffenden Strahlung ist. Das Verhältnis von Spannung zu Einstrahlung wird als Empfindlichkeit bezeichnet. Die Empfindlichkeit ist bei jedem Pyranometer individuell, was bedeutet, dass jedes einzelne Pyranometer vom Hersteller kalibriert werden muss. Bei der Kalibrierung wird die Emp-findlichkeit des Sensors im Labor durch Vergleichen mit einem Referenz-Messgerät bestimmt. Da die Ausgangsspannung des Pyranometers sehr gering ist, wird diese mit Hilfe eines Signalverstär-kers in ein einheitliches 4 mA bis 20 mA-Signal umgewandelt. Das Pyranometer und der Signal-verstärker werden gemeinsam kalibriert, sodass das Ausgangssignal des Verstärkers einer Einstrahlung von 0 W/m² bis 1.600 W/m² entspricht.

Fehlergrenzen

Strahlungspyranometer werden nach ISO 9060 in drei Genauigkeitsklassen unterteilt. Die im Moni-toring eingesetzten Pyranometer entsprechen der Genauigkeitsklasse „second class“, welche in-nerhalb der drei Klassen die geringste Messgenauigkeit aufweist. Die Fehlergrenze von Pyranometern wird durch verschiedene Einflüsse bestimmt. Die möglichen Abweichungen des im Monitoring verwendeten Sensors gibt der Hersteller wie folgt an:

• Die Fehlergrenze bei der Kalibrierung des Pyranometers beträgt 3,5 %.

• Bei Änderung der Einstrahlung dauert es 18 s bis 95 % der Änderung angezeigt werden.

• Die Messabweichung bei einer Änderung der Umgebungstemperatur um 5 K/h beträgt bis zu 5 W/m².

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• Die Empfindlichkeit des Sensors ändert sich um bis zu 1 % pro Jahr. Daher wird vom Hersteller nach zwei Jahren eine erneute Kalibrierung empfohlen.

• Die Empfindlichkeit ist temperaturabhängig und schwankt im Bereich von -10 °C bis +40 °C um bis zu 5 %.

• Die Empfindlichkeit ist im Bereich von 0 W/m² bis 1.000 W/m² nicht linear. Daher sind innerhalb dieses Bereiches Abweichungen von bis zu 1 % möglich.

• Durch unterschiedliche Neigungswinkel der Solarstrahlung können sich Abweichungen von bis zu 1 % ergeben.

• Unterschiedliche Einstrahlrichtungen (Ost bis West) führen zu Abweichungen von maximal 20 W/m².

Der geschätzte Gesamtfehler pro Tag beträgt laut Hersteller maximal 10 %. Aufgrund der vielen Einflussfaktoren auf die Messgenauigkeit, können einzelne Werte im Extremfall sogar noch etwas stärker vom tatsächlichen Wert abweichen.

4.3.2.5 Drucksensoren

Die Erfassung des Anlagendruckes erfolgt für den Heizkreis sowie für den Solarkreis jeweils mit einem Drucksensor, der in Abhängigkeit des Drucks ein Stromsignal von 4 mA bis 20 mA ausgibt. Der Messbereich des Sensors beträgt 0 bar bis 10 bar.

Fehlergrenzen

Die Fehlergrenze des Drucksensors beträgt im Temperaturbereich von -10 °C bis + 80 °C maximal ±1,5 %FS (Full Scale). Bei dem oben genannten Messbereich ergibt sich somit eine maximale Abweichung von 0,15 bar.

4.3.2.6 Datenlogger für die Aufzeichnung der Raumtemperaturen

Der Heizenergieverbrauch in einem Wohngebäude wird in erster Linie durch den energetischen Dämmstandard bestimmt. Daneben spielt jedoch auch das Nutzerverhalten eine nicht zu unter-schätzende Rolle. Insbesondere sind hier die Raumtemperaturen und das Lüftungsverhalten ent-scheidend. Untersuchungen haben gezeigt, dass besonders sparsames bzw. verschwenderisches Verhalten den Energieverbrauch um bis zu 50 % erhöhen bzw. verringern kann [10]. Um das Nut-zerverhalten hinsichtlich der Innentemperaturen zu erfassen, werden innerhalb des Gebäudes an zehn Stellen die Temperaturen mit Hilfe von Datenloggern gemessen und gespeichert. Dies ist vor allem auch für die Validierung des Simulationsmodells auf Basis der Messdaten wichtig. Die ein-gesetzten Datenlogger erfassen zusätzlich die relative Luftfeuchtigkeit. Das Auslesen der Daten muss vor Ort über eine USB-Verbindung zu einem PC erfolgen.

Fehlergrenzen

Die Fehlergrenze bei der Temperaturmessung ist abhängig von der zu messenden Temperatur. Bei in Keller- und Wohnräumen üblichen Raumtemperaturen von 10 °C bis 30 °C beträgt die Feh-lergrenze der eingesetzten Datenlogger laut Hersteller maximal 0,45 °C.

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Die Fehlergrenze bei der Feuchtemessung ist abhängig von der Raumtemperatur und der zu mes-senden relativen Feuchte. Bei Temperaturen zwischen 15 °C und 45 °C und einer relativen Feuch-te von 25 % bis 85 % beträgt die Fehlergrenze ± 3,5 %. Bei Temperaturen unterhalb von 15 °C (bis 5 °C) liegt die Fehlergrenze bei ± 5 %.

4.3.3 Messwerterfassung

Die Ausgangssignale der im vorigen Kapitel beschriebenen Sensoren werden in einem Elektro-schrank weiterverarbeitet, der folgende Komponenten beinhaltet:

• Elektroeinspeisung 1 x 230 V mit Leitungsschutzschalter

• Netzgerät (Eingang 230 V Wechselstrom, Ausgang 24 V Gleichstrom)

• M-BUS-Pegelwandler

• Modular aufgebautes Input/Output-System (Fa. Wago) mit Ethernet-Feldbuskoppler

• Kompakter Linux-Rechner (Fa. Matrix Artila)

• Ethernet Switch

• Mobilfunk-Modem

Die Aufgaben und Funktionsweise der einzelnen Komponenten werden im nachfolgenden Ab-schnitt erläutert. Auf die Elektroeinspeisung, das Netzgerät und den Ethernet-Switch wird hierbei nicht näher eingegangen, da diese keine Funktion bezüglich der Messtechnik bzw. der Datener-fassung haben.

Abbildung 4.4: Elektroschrank zur Erfassung und Weiterverarbeitung der Sensorsignale

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4.3.3.1 M-Bus-Pegelwandler

Das Auslesen der Daten aus den Wärmemengenzählern erfolgt über die M-Bus-Schnittstelle der Zähler. Beim M-Bus (Meter Bus) handelt es sich um einen Feldbus, der speziell für das Auslesen von Zählern entwickelt wurde. Der Vorteil der Bus-Übertragung liegt darin, dass sämtliche Signale der sieben Zähler über eine einzelne Zweidrahtleitung übertragen werden können. Neben dem aktuellen Zählerstand werden im Monitoring auch die aktuelle Leistung, der Volumenstrom, die Vor- und Rücklauftemperaturen sowie die Temperaturdifferenz ausgelesen. Dies ergibt insgesamt 42 Werte, die über eine Zweidrahtleitung von den Zählern an den M-Bus-Pegelwandler übertragen werden. Die Werte werden im Zeitintervall von einer Minute abgefragt. Die ausgegebenen Werte sind immer Momentanwerte zu einem nicht bekannten Zeitpunkt innerhalb des Ausleseintervalls. Die Datenübertragung zwischen dem Pegelwandler und dem Linux-Rechner erfolgt über die inte-grierte RS-232-Schnittstelle des Pegelwandlers.

4.3.3.2 Modulares Input-/Output-System

Die Ausgangssignale sämtlicher Sensoren (mit Ausnahme der Wärmemengenzähler) werden vom modular aufgebauten Input-/Output-System (I/O-System 750) der Firma Wago erfasst. Für jede Art von Signal, z.B. 0 V bis 10 V, 4 mA bis 20 mA oder Impulse stehen entsprechende Module zur Verfügung.

Abbildung 4.5: Wago I-/O-System bestehend aus zwölf Modulen

Die hier eingesetzten Module sowie deren Funktionen und Eigenschaften werden im nachfolgen-den Abschnitt erläutert.

Analogeingangsklemme für 4 mA bis 20 mA Signale

Die analoge Eingangsklemme vom Typ 750-455 besitzt vier Eingangskanäle und kann damit ma-ximal vier Stromsignale mit 4 mA bis 20 mA verarbeiten. Die Eingangsklemme wird für die Druck-sensoren der beiden Heizkreise sowie für das Strahlungspyranometer verwendet. Das analoge Eingangssignal wird in ein digitalisiertes Signal mit einer Auflösung von 12 Bit umgewandelt und übertragen.

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Die Fehlergrenze des analogen Eingangs beträgt bei 25 °C Umgebungstemperatur ± 0,1 % vom Skalenendwert. Bei abweichenden Temperaturen erhöht sich die Fehlergrenze pro Kelvin um ± 0,01 % vom Skalenendwert.

Analogeingangsklemme für Temperaturfühler

Die Analogeingangsklemme vom Typ 750-464 dient zum Messen der Widerstände von Wider-standstemperatursensoren. Die Klemme kann wahlweise für die Zwei- oder Dreileitermessung konfiguriert werden. Bei der hier eingesetzten Dreileitermessung können pro Klemme zwei Tempe-ratursensoren angeschlossen werden. Ein integrierter Mikroprozessor rechnet den Widerstands-wert in einen Temperaturwert um und gibt diesen digitalisiert mit einer Auflösung von 1 Digit pro 0,1 K weiter. Der verwendete Fühlertyp (hier Pt 100) muss bei der Parametrierung der Klemme angegeben werden.

Die Fehlergrenze beträgt maximal ± 0,2 % vom Skalenendwert bei einer Temperatur von 25 °C. Bei abweichenden Temperaturen erhöht sich die Fehlergrenze pro Kelvin um ± 0,002 % vom Ska-lenendwert.

Eingangsklemme für Impulszählung

Die im Monitoring eingesetzten Stromzähler geben pro 0,1 Wh einen Impuls in Form eines 24 V -Spannungssignales aus. Diese Impulse werden mit dem 2-Kanal Vor-/ Rückwärtszähler vom Typ 750-638 erfasst. Pro Klemme können bis zu zwei Impulsgeber unabhängig voneinander ange-schlossen werden. Die Klemmenkontakte auf der Feldseite sind potentialfrei ausgeführt. Die er-fassten Impulse werden aufaddiert und als digitalisierter Summenwert mit 16 bit weitergegeben. Bedingt durch die Zählertiefe von 16 bit beginnt die Zählung nach 65.536 Impulsen (=216) wieder bei null.

Ethernet-Feldbuskoppler

Die von den oben aufgeführten Eingangsklemmen erfassten und digitalisierten Daten werden über den programmierbaren Ethernet-Feldbuskoppler vom Typ 750-352/020-000 an den Linux-Rechner übermittelt. Die Datenübertragung erfolgt über ein Twisted-Pair-Kabel (LAN-Kabel) auf Basis des Ethernet-Standards.

Linux-Rechner

Auf dem Linux-Rechner (Artila Matrix 500) laufen zum einen die Messdaten der Wärmemengen-zähler über den M-Bus-Pegelwandler auf, zum anderen die Messdaten der restlichen Sensoren über den Wago-Feldbuskoppler (vgl. Abbildung 3 4). Alle Daten werden im Zeitintervall von einer Minute auf dem internen Speicher des Rechners abgelegt. Die Daten werden in Form von Text-Dateien abgespeichert, wobei für jeden Tag eine separate Datei erzeugt wird.

Mobilfunkmodem

Das installierte Mobilfunkmodem dient für den Fernzugriff auf die Datenerfassung. Ein am Fraun-hofer ISE installierter Server fragt täglich über den Fernzugriff die aktuellen Daten ab.

Nachfolgende Abbildung zeigt das oben erläuterte System der Messdatenerfassung und der Da-tenaufzeichnung als schematische Übersicht.

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Abbildung 4.6: Schematische Darstellung der Messdatenerfassung

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4.3.4 Datenerfassung, - übertragung, -speicherung und -aufbereitung

Die Datenübertragung erfolgt über GSM Modems bzw DSL-Verbindungen. Zur Datenerfassung wird das Programm Remus genutzt. Die Datenspeicherung erfolgt auf einem zentralen Server des Fraunhofer ISE. Die Speicherung, Aufbereitung und Auswertung der Messdaten erfolgt mit Hilfe der Software Datastorage.

4.4 Ergebnisse der messtechnischen Untersuchungen Das Monitoring wurde im Rahmen der Aufstockung durch Nutzung der vorhandenen Mess- und Datenerfassungstechnik fortgeführt. Dadurch können bei den SAHs die Ergebnisse der Optimie-rungsmaßnahmen evaluiert werden. Bei den SAHs, bei denen keine Optimierungsmaßnahmen erfolgen, werden die Auswertungen der ersten Heizperiode durch die Ergebnisse einer zweiten Heizperiode und damit unterschiedlichem Wetter validiert.

4.4.1 Übersicht der Ergebnisse

Im Anhang befindet sich zu jedem Messobjekt ein ausführlicher separater Bericht. Im Folgenden wird dieser zusammengefasst.

In Tabelle 4.3 und

Tabelle 4.4 ist eine Übersicht der untersuchten Ein- bzw. Mehrfamilienhäuser (EFH / MFH) und deren Charakteristika gegeben. Die in diesem Beitrag vorgestellten Ergebnisse der messtechni-schen Untersuchung der neun SAHs stammen aus den Jahren 2012 bis 2015. Um eine zusam-menhängende Heizperiode bewerten zu können, werden die Jahresergebnisse in diesem Beitrag für Zeiträume vom 1. Juli eines Jahres bis zum 30. Juni des Folgejahres dargestellt (also nicht für ein zusammenhängendes Kalenderjahr). Dies ist für SAHs sinnvoll, da die in einer Heizperiode nutzbare gespeicherte Solarwärme immer aus den Monaten vor dem Beginn der Heizperiode stammt.

Von 2012 bis 2015 ergeben sich mit dieser Einteilung drei Jahreszeiträume, zu denen jedoch nicht für jedes Gebäude Ergebnisse vorliegen, da die Messungen teilweise erst 2013 gestartet oder nicht bis 2015 durchgeführt werden konnten.

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Tabelle 4.3: Übersicht der untersuchten Einfamilien-SAHs.

Bezeichnung Charakteristika Bemerkungen

Akronym* Standort, Bundesland, Bewohnerzahl AN | HT‘ | AKoll,a (αKoll) | VSp Zusatzwärmeerzeuger (Betriebsart); Lüftung etc.

BRA Braunschweig, Niedersachsen, 10 Büroplätze 403,2 m² | 0,27 W/(m² K) | 43,0 m² (55°) | 9,3 m³ Pelletkessel (automatisch); Bürogebäude

DON Donaueschingen, Baden-Württemberg, 2 Bewohner 202,0 m² | 0,30 W/(m² K) | 28,4 m² (65°) | 7,1 m³ Kaminofen (manuell), dezentrale Lüftung mit WRG

ROT Rottenburg, Baden-Württemberg, 5 Bewohner 231,5 m² | 0,34 W/(m² K) | 30,0 m² (75°) | 1,9 m³ Pelletofen (manuell); Lüftung mit Erdwärmeübertrager

FRE Freital, Sachsen, 3 Bewohner 208,0 m² | 0,30 W/(m² K) | 32,8 m² (42°) | 7,3 m³ Kaminofen (manuell)

KAP Kappelrodeck, Baden-Württemberg, 2 Bewohner 300,1 m² | 0,16 W/(m² K) | 101,0 m² (35° / 65°) | 42,8 m³ Keine Zusatzheizung; Lüftung mit WRG

KUM Kumhausen, Bayern, 2 Bewohner 250,0 m² | 0,28 W/(m² K) | 61,2 m² (45°) | 10,0 m³ Kachelofen (manuell)

Tabelle 4.4: Übersicht der untersuchten Mehrfamilien-SAHs.

ERG Ergolding, Bayern, 4 WE, ca. 8 Bewohner 563,7 m² | 0,27 W/(m² K) | 33,2 m² (42°) | 4,0 m³ Hackschnitzelkessel (über Nahwärmenetz)

GOM Gomaringen, Baden-Württemberg, 8 WE, ca. 14 Bewohner 1061,8 m² | 0,27 W/(m² K) | 109,4 m² (45°) | 47,1 m³ Pelletkessel (automatisch); dezentrale Lüftung mit WRG

MUN München, Bayern, 3 WE, 6 Bewohner 549,1 m² | 0,28 W/(m² K) | 62,0 m² (44°) | 14,9 m³ Holzvergaserkessel (manuell); dezentrale Lüftung mit WRG

* Mit diesem Akronym wird das jeweilige Gebäude im weiteren Text bezeichnet

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Die solarthermischen Deckungsanteile sind in Abbildung 4.7 (oben) angezeigt und entsprechen in etwa der anteiligen Energieeinsparung. Die Anforderung des solarthermischen Deckungsan-teils bezogen auf den Gesamtwärmeverbrauch von mindestens 50 % konnte für die Mehr-heit der untersuchten Jahreszeiträume und Gebäude erfüllt bzw. übertroffen werden. Der höchste Wert wurde durch das SAH KAP mit einem solarthermischen Deckungsanteil von 100 % gesetzt, da dies ohne Zusatzwärmeerzeuger ausgeführt ist. Nur das SAH ERG konnte die Anfor-derung nicht erfüllen.

Allgemein ist festzustellen, dass die Jahreswerte des solarthermischen Deckungsanteils zum Teil signifikanten Schwankungen von bis zu 20 %-Punkten unterliegen. Dies ist in erster Linie auf die jährlichen Schwankungen der lokalen Wetterverhältnisse zurückzuführen, insbeson-dere die in der Heizperiode verfügbare Strahlungsenergie sowie die Außentemperatur bzw. der Wärmeverbrauch zur Raumheizung des Gebäudes. Ebenfalls in Abbildung 4.7 oben) dargestellt sind die Jahreswerte der Wärmeabgabe der Wärmeerzeuger. Die Nutzwärmeabgabe des Zusatz-wärmeerzeugers (ZWE) betrug für alle Gebäude (außer den SAH ERG und KAP) zwischen 4 kWh/(m²·a) und 28 kWh/(m²·a) bzw. im Mittel 14 kWh/(m²·a) bezogen auf die Gebäudenutzfläche AN nach der jeweils zu Grunde liegenden EnEV5. Diese beinhaltet neben der gemessenen, an den Speicher abgegebenen Wärmemenge, für fünf der Gebäude auch die mittels Herstellerangaben und Messwerten berechnete nutzbare Abwärme des ZWE. Die mittels eines Modells auf Basis von Messwerten berechnete Nutzwärmeabgabe des solarthermischen Wärmeerzeugers (STWE) ist der Teil der vom Solarkreis an den Speicher abgegebenen Wärmemenge, welcher einen Beitrag zur Deckung des Wärmeverbrauchs für Warmwasserbereitung oder Raumheizung leistet. Bei der nicht nutzbaren Wärmeabgabe des STWE handelt es sich dagegen um den Teil der vom Solar-kreis an den Speicher abgegebenen Wärmemenge, der weder verbraucht noch über einen länge-ren Zeitraum gespeichert werden kann (z.B. Rückkühlung in der Nacht). Im SAH KUM wird diese überschüssige Solarwärme zur Beheizung eines Schwimmbeckens benutzt.

Die Jahreswerte der auf Basis der Nutzwärmeabgabe der Wärmeerzeuger und des Gesamtwär-meverbrauchs berechneten solarthermischen Deckungsanteile aller SAHs sind in Abbildung 4.7 (unten) zu finden, in welcher der Verbrauch der von den Wärmeerzeugern abgegebenen Wärme-mengen dargestellt ist. Da die Wärmespeicher in allen untersuchten SAHsn in die thermische Hülle der Gebäude integriert sind, ist die Wärmemenge für Raumheizung aufgeteilt in die gemessene, dem Speicher über den Heizkreis entnommene Wärmemenge (Speichernutzwärmeabgabe) und in die mittels von Modellen auf Basis von Messwerten berechnete nutzbare Abwärme des Speichers sowie die nutzbare Abwärme des ZWE. Die gesamte für die Raumheizung benötigte Wärmemen-ge betrug zwischen 17 kWh/(m²·a) und 49 kWh/(m²·a) was im Mittel 34 kWh/(m²·a) bezogen auf die Gebäudenutzfläche nach der jeweils zu Grunde liegenden EnEV entspricht. Davon wurden zwischen 11 % und 42 % bzw. im Mittel 21 % durch den ungerichteten Wärmestrom der nutzbaren Abwärme des Speichers gedeckt. Nur im zu 100 % solarthermisch beheizten SAH KAP ist dieser Anteil mit 74 % deutlich größer. Der Wärmeverbrauch für die Raumheizung der Gebäude änderte

5 Im folgenden nur noch als Gebäudenutzfläche AN bezeichnet

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sich in den einzelnen Zeiträumen teilweise signifikant. Dieser ist in erster Linie von der Außentem-peratur bzw. der Gradtagzahl im jeweiligen Zeitraum abhängig. Daneben kann sich auch die ver-fügbare Strahlungsenergie auf den Heizwärmeverbrauch auswirken, da die Architektur der SAHs oftmals auf die Nutzung der passiven solaren Gewinne ausgerichtet ist. Neben diesen jährlichen Schwankungen wird der Wärmeverbrauch für die Raumheizung der Gebäude zusätzlich durch das Nutzungsverhalten der Bewohner stark beeinflusst, insbesondere durch die eingestellten Raum-temperaturen im Gebäude sowie dem Sollwert für die Warmwasserbereitung. Die gemessene, dem Speicher entnommene Wärmemenge für Warmwasserbereitung inkl. Zirkulation (Spei-chernutzwärmeabgabe) betrug zwischen 1,3 kWh/(m²·a) und 20,3 kWh/(m²·a) und im Mittel 6,8 kWh/(m²·a) bezogen auf die Gebäudenutzfläche AN. Diese hängt sehr stark vom Nutzungsver-halten der Bewohner ab, wodurch es starke Unterschiede zwischen den Gebäuden gibt. So traten die niedrigsten Werte beim SAH BRA auf, welches hauptsächlich als Bürogebäude genutzt wird. Bei der Mehrheit der untersuchten Einfamilienhäuser (EFH) und bei einem Mehrfamilienhaus (MFH) spielte der Wärmeverbrauch zur Warmwasserbereitung gegenüber dem Wärmeverbrauch zur Raumheizung eine untergeordnete Rolle. In Abbildung 4.8 dargestellt sind die messtechnisch ermittelten Jahreswerte der verbrauchten Endenergie für die Wärmeversorgung der SAHs aufge-teilt in Wärme und Hilfsstrom, wobei der Hilfsstromverbrauch der in einigen Gebäuden vorhande-nen Lüftungsanlagen (s. Tabelle 4.3 u.

Tabelle 4.4) nicht erfasst wurde. Bei den meisten der untersuchten Gebäude entfiel der überwie-gende Teil der Endenergie für die Wärmeversorgung auf die Bereitstellung der zusätzlichen nicht solarthermisch erzeugten Wärme. In sieben der neun Gebäude wird die Zusatzwärme durch die Verbrennung von Holz erzeugt, im SAH ERG wird die Zusatzwärme aus einem Wärmenetz bezo-gen, das SAH KAP ist ohne ZWE ausgeführt.

Für diese Gebäude betrug der Endenergieverbrauch zur Bereitstellung der Zusatzwärme zwischen 5 kWh/(m²·a) und 38 kWh/(m²·a) und im Mittel 19 kWh/(m²·a). Im SAH KAP wird auf Grund der vollständigen solarthermischen Deckung keine Zusatzwärme benötigt. Der andere, meist deutlich kleinere Anteil der Endenergie entfällt auf den Hilfsstromverbrauch der Wärmeversorgungsanlage. Für alle Gebäude außer dem SAH KUM betrug dieser zwischen 0,4 kWh/(m²·a) und 1,1 kWh/(m²·a) und im Mittel 0,7 kWh/(m²·a) bezogen auf die Gebäudenutzfläche AN. Diese niedri-gen Werte verdeutlichen, dass sowohl der solarthermische Wärmeerzeuger als auch die in einigen Gebäuden eingesetzten Stückholzkessel einen sehr geringen Hilfsstromverbrauch zur Wärmeer-zeugung aufweisen. Nur für das SAH KUM, bei dem die überschüssige Solarwärme zur Beheizung eines Schwimmbeckens genutzt wird, fällt der Hilfsstromverbrauch größer aus, da hier eine Filter-anlage mit hohem Druckverlust eingebunden ist.

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5,74,27,9

12,821,5

37,734,3

15,327,5

5,13,7

18,614,527,0

11,317,2

11,319,3

16,419,7

18,9

34,528,8

6,59,9

24,420,5

41,541,7

42,0

30,631,7

25,6

33,226,2

14,315,1

19,925,0

17,7

13,812,7

10,915,6

4,12,7

41,958,7

36,0

9,39,1

9,0

17,114,7

15,111,7

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 2014-07-01/2015-06-30 2013-07-01/2014-06-30

MUN 2012-07-01/2013-06-30

2013-07-01/2014-06-30GOM 2012-07-01/2013-06-30

2014-07-01/2015-06-30ERG 2013-07-01/2014-06-30

2013-07-01/2014-06-30ROT 2012-07-01/2013-06-30

2014-07-01/2015-06-30KUM 2013-07-01/2014-06-30

KAP 2012-07-01/2013-06-30

2014-07-01/2015-06-30 2013-07-01/2014-06-30

FRE 2012-07-01/2013-06-30

2013-07-01/2014-06-30DON 2012-07-01/2013-06-30

2013-07-01/2014-06-30BRA 2012-07-01/2013-06-30

Wärme in kWh/(m²·a)Solarthermischer Deckungsanteil in %

Nutzwärmeabgabe ZWE Nutzwärmeabgabe STWENicht nutzbare Wärmeabgabe STWE Solarthermischer Deckungsanteil

MFH

EFH

4,95,34,5

20,316,4

10,611,0

9,39,7

2,32,4

2,2

5,04,23,5

8,46,9

1,41,3

13,515,819,1

19,227,1

29,828,9

25,332,3

34,732,3

10,5

29,527,6

33,8

20,523,9

19,128,5

3,62,9

3,2

7,86,8

3,84,3

5,16,0

9,610,7

29,3

14,614,4

15,2

15,612,7

5,24,7

19,925,0

17,7

13,812,7

10,915,6

4,12,7

41,958,7

36,0

9,39,1

9,0

17,114,7

15,111,7

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 2014-07-01/2015-06-30 2013-07-01/2014-06-30

MUN 2012-07-01/2013-06-30

2013-07-01/2014-06-30GOM 2012-07-01/2013-06-30

2014-07-01/2015-06-30ERG 2013-07-01/2014-06-30

2013-07-01/2014-06-30ROT 2012-07-01/2013-06-30

2014-07-01/2015-06-30KUM 2013-07-01/2014-06-30

KAP 2012-07-01/2013-06-30

2014-07-01/2015-06-30 2013-07-01/2014-06-30

FRE 2012-07-01/2013-06-30

2013-07-01/2014-06-30DON 2012-07-01/2013-06-30

2013-07-01/2014-06-30BRA 2012-07-01/2013-06-30

Wärme in kWh/(m²·a)

Warmwasser (inkl. Zirkulation) Raumheizung über HeizkreisNutzbare Abwärme Speicher/ZWE Nicht nutzbare Abwärme Speicher

MFH

EFH

MFH

EFH

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Schlussbericht HeizSolar

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Abbildung 4.7: Messtechnisch ermittelte Jahreswerte der Wärmeabgabe der Wärmeerzeuger sowie des solarthermischen Deckungsanteils (oben). Aufteilung des Ver-brauchs der von den Wärmeerzeugern abgegebenen Wärmemenge für Warmwasserbereitung, Raumheizung und nicht nutzbare Abwärme (unten). Alle Wärmemengen sind bezogen auf die Gebäudenutzfläche AN.

Abbildung 4.8: Messtechnisch ermittelte Jahreswerte des Endenergieverbrauchs

für die Wärmeversorgung ohne Lüftung bezogen auf die Gebäudenutzfläche AN.

Wie effizient die solarthermischen Wärmeerzeuger die Gebäude mit Wärme versorgen können, ist auch in Abbildung 4.9Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefunden werden. zu sehen. Darin sind die Jahreswerte der nutzbaren Wärmeabgabe des Solarkreises dargestellt. Das SAH KUM und das SAH ERG ausgenommen, lieferten die solarthermischen Wärmeerzeuger der untersuch-ten Gebäude zwischen 56 kWh/a und 110 kWh/a und im Mittel 80 kWh/a nutzbare Wärme pro ver-brauchte Kilowattstunde Hilfsstrom. Vergleicht man diese Werte mit anderen Wärmeerzeugern, beispielweise Wärmepumpen, wird deutlich, dass der End- und Primärenergieverbrauch zur Er-zeugung einer Kilowattstunde Nutzwärme im Betrieb der solarthermischen Wärmeerzeuger äu-ßerst gering ist. Weiterhin sind in Abbildung 4.9 die Jahreswerte der nutzbaren Wärmeabgabe des Solarkreises bezogen auf die Kollektoraperturfläche gezeigt, welche zwischen 110 kWh/(m²·a) und 335 kWh/(m²·a) und im Mittel bei 190 kWh/(m²·a) lagen. Die Werte über 250 kWh/(m²·a) wurden im SAH GOM erreicht, was primär dem sehr großen Verhältnis zwischen Speichervolumen VSp und Kollektoraperturfläche AKoll,a von 430 l/m²in diesem Gebäude geschuldet ist. Das Verhältnis zwi-

7,45,510,2

14,524,7

37,734,3

18,534,3

6,25,0

20,316,536,1

15,423,4

13,923,7

0,40,4

0,5

1,01,1

0,60,7

0,70,9

4,73,1

0,6

0,90,9

0,9

0,60,4

0,81,1

0 10 20 30 40 50 2014-07-01/2015-06-30 2013-07-01/2014-06-30

MUN 2012-07-01/2013-06-30

2013-07-01/2014-06-30GOM 2012-07-01/2013-06-30

2014-07-01/2015-06-30ERG 2013-07-01/2014-06-30

2013-07-01/2014-06-30ROT 2012-07-01/2013-06-30

2014-07-01/2015-06-30KUM 2013-07-01/2014-06-30

KAP 2012-07-01/2013-06-30

2014-07-01/2015-06-30 2013-07-01/2014-06-30

FRE 2012-07-01/2013-06-30

2013-07-01/2014-06-30DON 2012-07-01/2013-06-30

2013-07-01/2014-06-30BRA 2012-07-01/2013-06-30

Endenergie in kWh/(m²·a)

Wärme Hilfsstrom (ohne Lüftung)

MFH

EFH

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schen der nutzbaren Wärmeabgabe bezogen auf die Kollektoraperturfläche und der nutzbaren Wärmeabgabe bezogen auf den Hilfsstromverbrauch ist gleich dem Hilfsstromverbrauch bezogen auf die Kollektoraperturfläche. Das SAH KUM ausgenommen, betrug der Hilfsstromverbrauch der solarthermischen Wärmeerzeuger für alle Gebäude und Zeiträume zwischen 1,5 kWh/(m²·a) und 4,5 kWh/(m²·a) und im Mittel 2,8 kWh/(m²·a) bezogen auf die Kollektoraperturfläche. Zusätzlich sind in Abbildung 4.9 auch die Jahreswerte des solarthermischen Nutzungsgrades dargestellt, also dem Verhältnis zwischen nutzbarer Wärmeabgabe des Solarkreises und der auf die Kollektorflä-che einfallenden Strahlungsenergie. Die messtechnisch ermittelten Werte aller Gebäude (außer dem SAH ERG) betrugen für den gesamten Jahreszeitraum von Jul.-Jun. zwischen 10 % und 28 % und im Mittel 17 % und für die Phase der Zusatzwärmeerzeugung während der Heizperiode von Nov.-Mrz. zwischen 26 % und 47 % und im Mittel 36 %.

Abbildung 4.9: Messtechnisch ermittelte Jahreswerte der nutzbaren Wärmeabgabe des Solarkreises bezogen auf die Kollektoraperturfläche bzw. auf die Kilowattstunde Hilfsstrom sowie des solarthermischen Nutzungsgrades.

Nutzbare Wärmeabgabe Solarkreis pro m² AperturflächeNutzbare Wärmeabgabe Solarkreis pro kWh HilfsstromSolarthermischer Nutzungsgrad (Jul.-Jun.)Solarthermischer Nutzungsgrad (Nov.-Mrz.)

141134

177224

163201194

125

167166

158189

168110

280335

231241200

6656

95

107110

107

70

6792

3829

7682

6765

62

0 10 20 30 40 50 60 70

0 50 100 150 200 250 300 350BRA 2012-07-01/2013-06-30

2013-07-01/2014-06-30DON 2012-07-01/2013-06-30

2013-07-01/2014-06-30FRE 2012-07-01/2013-06-30

2013-07-01/2014-06-30 2014-07-01/2015-06-30

KAP 2012-07-01/2013-06-30KUM 2012-07-01/2013-06-30

2013-07-01/2014-06-30ROT 2012-07-01/2013-06-30

2013-07-01/2014-06-30ERG 2013-07-01/2014-06-30

2014-07-01/2015-06-30GOM 2012-07-01/2013-06-30

2013-07-01/2014-06-30MUN 2012-07-01/2013-06-30

2013-07-01/2014-06-30 2014-07-01/2015-06-30

Solarthermischer Nutzungsgrad in %

Nutzbare Wärmeabgabe durch Solarkreis in kWh/a

EFH

MFH

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4.5 Zusammenfassung

Die Ergebnisse des Projekts „HeizSolar“ zeigen, dass sinnvolle und ausgereifte Konzepte sowie Komponenten für SAHs heute am Markt verfügbar sind und zuverlässig funktionieren. Bei der Mehrheit der messtechnisch untersuchten Gebäude wurden geplanter Deckungsanteil und Primär-energieeinsparung im realen Betrieb erreicht und sehr oft auch übertroffen. Teilweise traten Ab-weichungen von den geplanten Werten auf, hauptsächlich auf Grund zweier Ursachen: Zum einen durch die lokalen Wetterverhältnisse bzw. deren Unterschiede zum Referenzklima und zum ande-ren durch das Nutzungsverhalten der Gebäudebewohner/innen. Insbesondere die in der Heizperi-ode zur Verfügung stehende Strahlungsenergie, sowie deren Umwandlung, Speicherung und Nutzung haben einen entscheidenden Einfluss auf den erreichbaren solaren Deckungsanteil. Dies liegt daran, dass in den Gebäuden typischerweise keine ausgeprägte saisonale Wärmespeiche-rung erfolgt. Der messtechnisch ermittelte, nutzbare Wärmeinhalt der Speicher beträgt im Durch-schnitt ca. 6% der während der Heizperiode für die Beheizung erforderlichen Wärmemenge. Daher eignen sich hocheffiziente, zwischen 60° und 75° steil angestellte, ggf. in die Architektur integrierte Sonnenkollektoren aus energetischer und systemtechnischer Sicht optimal für die SAHs, da diese in der Heizperiode den maximalen Solarertrag erzielen. Thermisch gut schichtende Warmwasser-speicher mit Be- und Endladeeinrichtungen zur Erhaltung unterschiedlicher Temperaturzonen kombiniert mit einem Niedertemperatur-Heizwärmeverteilsystem ermöglichen die effizienteste Nut-zung der Solarwärme. Bei konventionell wärmegedämmten Speichern ist zudem die Integration in die thermische Hülle unter Beachtung des sommerlichen Wärmeschutzes vorteilhaft. Ein system-technisch und ökonomisch sinnvolles Verhältnis zwischen Speichervolumen und Kollektorfläche liegt für Einfamilien-SAHs in Deutschland im Bereich zwischen 75 l/m² und 200 l/m², wobei das Optimum von zahlreichen Faktoren beeinflusst wird. Durch attraktive Fördermöglichkeiten kann eine solarthermische Wärmeversorgung mit Deckungsanteilen zwischen 50 % und 70 % in Ge-bäuden mit einem guten Wärmedämmstandard derzeit sowohl im Neubau als auch im Gebäude-bestand mit geringen zusätzlichen Kosten realisiert werden.

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5 Simulationsgestützte Untersuchungen

In dem folgenden Kapitel wird das Vorgehen zur Entwicklung des Simulationsmodells erläutert sowie die damit erzielten Ergebnisse der Parameterstudien vorgestellt.

5.1 Zielstellung Neben der im vorangehenden Kapitel beschriebenen messtechnischen Untersuchung der neun Gebäude waren detaillierte simulationsbasierte Untersuchungen des SAH-Konzepts eine weiterer Hauptaspekt des Verbundvorhabens „HeizSolar“. Bisher verfügbare Simulationsstudien befassen sich, bis auf wenige Ausnahmen, fast ausschließlich mit „typischen“ solaren Kombianlagen mit einem solarthermischen Deckungsanteil von etwa 15 % bis 25 % und damit weit unter 50 %. Im Gegensatz zu diesen Systemen hat bei SAH die Wechselwirkung zwischen der Wärmeversor-gungsanlage und dem Gebäude einen bedeutenden Einfluss auf das dynamische thermische Ver-halten des Gesamtsystems. Dies ist primär auf die Integration der relativ großen Warmwasserspeicher sowie anderer Komponenten der Anlagentechnik in die Gebäudehülle zu-rückzuführen. Daher wurde im Rahmen des Projekts ein Simulationsmodell entwickelt, welches eine Simulation der dynamischen Kopplung zwischen der Wärmeversorgungsanlage und dem Ge-bäude ermöglicht. Im Mittelpunkt der simulationsgestützten Untersuchungen standen folgende Ziele:

• Überprüfung des Simulationsmodells bzw. Erhärtung der Simulationsergebnisse mittels der Ergebnisse der messtechnischen Untersuchung

• Vertiefung des Verständnisses für die relevanten thermischen Prozesse hinsichtlich der ther-mischen Leistungsfähigkeit unterschiedlicher SAH-Konzepte

• Analyse des Einflusses einzelner Systemparameter bzw. Charakteristika auf die thermischen Leistungsfähigkeit der Wärmeversorgungsanlage sowie die Effizienz des Gesamtsystems

• Identifikation von Optimierungspotentialen, die bereits in der Planungsphase von SAHsn und deren solarthermischen Wärmeversorgungsanlagen berücksichtigt werden können

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5.2 Entwicklung Simulationsmodell SAH

5.2.1 Modellbildung eines SAH

Das Ziel der Modellbildung eines SAH im Rahmen dieser Arbeit ist ein modular aufgebautes Stan-dardsystem in der Simulationsumgebung TRNSYS. Unter einem modularen Aufbau wird die Auftei-lung des gesamten Systems in Subsysteme verstanden. Dabei hat jedes Subsystem einen Eingang an den die Einflussgrößen der anderen Subsysteme übergeben werden können und ei-nen Ausgang von dem aus die Werte an die anderen Subsysteme geschickt werden. Eine Aus-nahme bildet das Wetter-Subsystem, welches keine Einflussgrößen aus anderen Subsystemen benötigt. Zwar hat der modulare Aufbau den Vorteil Subsysteme leichter austauschen zu können, allerdings muss z.B. die hydraulische Verschaltung entweder bekannt sein oder nachvollzogen werden, da es zwischen den einzelnen Subsystemen keine visuelle Verbindung wie hydraulische Leitungen gibt. Die hydraulische Verschaltung des in dieser Arbeit verwendeten Standardsystems ist in Abbildung 5.1 dargestellt und basiert auf den Erfahrungen und Erkenntnissen vorausgegan-gener Arbeiten bezüglich der Simulation von solaren Kombisystemen sowie den im Rahmen der Messkampagne des Projekts HeizSolar betrachteten Systemen. Außer dem Wetter, dem Gebäude und der Kollektorregelung sind dabei alle Subsysteme eines SAH abgebildet. Alle Subsysteme eines Systems werden als Systemsimulation bzw. Simulationsdeck bezeichnet.

Abbildung 5.1: Hydraulische Verschaltung des Standardsystems

Die Erzeugung des Brauchwarmwassers erfolgt außerhalb des Speichers im Durchlauf in einer so genannten Frischwasserstation. Das Bereitschaftsvolumen für das Brauchwarmwasser befindet sich dabei innerhalb des Speichers, um unnötige Wärmeverluste zu vermeiden. Eine weitere Mög-lichkeit zur Erzeugung von Brauchwarmwasser stellen im Speicher integrierte Wärmeübertrager dar (z.B. Tank-in-Tank). Die Abbildung der Wärmeübertragungsvorgänge in diesen Systemen ist jedoch komplexer und stellt speziell hinsichtlich einer Parametervariation des Speichervolumens

Zusatzheizung

Raumhei-

Brauchwarmwasser Kollektor Speicher

Internes Bereitschaftsvo-lumen für das Brauch-

warmwasser

Kollektorpum-pe Sekundär-

it

Kollektorpum-pe Primärseite

Zusatzhei-zungs-pumpe Brauchwarmwasser-

pumpe Primärseite

Externe Frischwas-ser-station des Brauchwarmwasser-Hydraulikkreises

Raumhei-zungs-pumpe

3-Wege-Ventil zur Regulie-rung der Vorlauftemperatur Externer Wärmeübertrager

des Kollektor-H d likk i

Schichtladelanze des Kollektor-H d likk i

Schichtladelanzen des Brauchwarm-

wasser- und Raum-heizungs-

H d likk i

Kaltwas-

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eine große Schwierigkeit dar. Daher wird mit der externen Frischwasserstation eine idealisierte, verlustfreie Modellbildung gewählt. Das prinzipiell gleiche Vorgehen wird daher auch im Kollektor-Hydraulikkreis angewendet, da sowohl das Kollektorfluid als auch das Brauchwarmwasser vom Speicherfluid getrennt sein müssen. Im Gegensatz dazu werden im Raumheizungs- und Zusatz-heizungs-Hydraulikkreis keine Wärmeübertrager eingesetzt, da der Speicher nicht drucklos betrie-ben wird und damit alle Komponenten von Heizungswasser durchströmt werden. Für eine ideale Schichtung des in den Speicher einströmenden Heizungswassers nach Temperaturniveaus kom-men im Kollektor-, Brauchwarmwasser- und Raumheizungs-Hydraulikkreis Schichtladelanzen als interne Vorrichtung zum Einsatz. Eine Vorrichtung zur Schichtung des Speichers im Zusatzhei-zungs-Hydraulikkreis ist dagegen nicht notwendig, da der Eintritt des Massenstroms bei der höchstmöglichen Position in den Speicher erfolgen sollte. Das Standardsystem setzt sich aus der Variante (IIb) für den Kollektor- und Brauchwarmwasser-Hydraulikkreis, der Variante (Ib) für den Raumheizungs-Hydraulikkreis und der Variante (Ia) für den Zusatzheizungs-Hydraulikkreis zu-sammen. Es werden nun im Einzelnen die Subsysteme zur Modellbildung eines SAH in TRNSYS vorgestellt. Neben der Funktionsweise der Subsysteme werden auch deren wichtigste Parameter-einstellungen angegeben, wie sie im Standardsystem zur Anwendung kommen. Außerdem wird jedes Subsystem visuell dargestellt, so wie es in TRNSYS abgebildet ist. Darüber hinaus sind die wichtigsten Randbedingungen (Global Infos) der Subsysteme des Standardsystems im Anhang aufgelistet. Dabei gilt für die Farben der Verbindungen in den Subsystemen folgende Konvention:

• Rot: Übergabe von Massenströmen, um hydraulische Leitungen deutlich zu machen.

• Grün: Übergabe der restlichen Einflussgrößen wie z.B. Temperaturen, Leistungen,

− Einstrahlung usw., die für die Berechnung der Simulation notwendig sind • Hellblau: Informationsübergabe von Reglern.

• Grau: Übergabe von Informationen an Auswertungseinheiten.

• Schwarz: Übergabe von Einflussgrößen aus einer externen Datenquelle.

Eine Ausnahme von dieser Konvention bildet dabei das Gebäude-Subsystem, bei dem zusätzlich die Übergabe von Temperaturen, Volumenströme und Leistungen rot markiert sind.

5.2.1.1 Wetter Im Wetter-Subsystem wird eine externe Wetterdatei eines bestimmten Ortes in das Type 109-TMY2 eingelesen und übergibt die Daten wie Umgebungstemperatur, relative Luftfeuchtigkeit, ho-rizontale Einstrahlung usw. an den Ausgang des Subsystems. Zuvor müssen jedoch die Flächen definiert werden. Für jede Fläche ist dabei die Eingabe eines Azimut- und eines Neigungswinkels erforderlich. Standardmäßig ist in TRNSYS eine Fläche mit einem Azimut von 0° und einem Nei-gungswinkel von 90°, Richtung Süden ausgerichtet und steht senkrecht auf der horizontalen Ebe-ne. Die verwendeten Azimut und Neigungswinkel des Standardsystems sind in Tabelle 5.1 aufgelistet.

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Tabelle 5.1: Azimut und Neigungswinkel der Flächen des Standardsystems

Im Subsystem besteht die Möglichkeit zwischen drei verschiedenen Wetterdateien zu wechseln ohne diese neu hineinladen zu müssen, wie in Abbildung 5.2 zu sehen ist. Die voreingestellten Orte sind Passau, Essen und Zürich, wobei das Standardsystem auf die Wetterdatei für Passau zurückgreift. Die Wetterdateien können mit unterschiedlichen Programmen erzeugt werden wie z.B. Meteonorm.

Abbildung 5.2: Wetter-Subsystem im TRNSYS-Simulationsdeck

Mit Hilfe der Taupunkt- und Trockentemperatur (Type 33e), der Direkt- und Diffusstrahlung und der relativen Luftfeuchtigkeit (aus Type 109-TMY2) kann die effektive Lufttemperatur des Himmels (Type 69a) berechnet werden, da sich diese von der Lufttemperatur in Bodennähe unterscheidet. Das Wetter-Subsystem schickt seine Einflussgrößen an das Gebäude- und an das Kollektor-Subsystem.

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5.2.1.2 Gebäude

In dieser Arbeit wurde ein Gebäude-Subsystem aufgebaut, dessen Kernstück das Type 56 ist. Es benötigt eine Gebäudedatei, die mit Hilfe von TRNBuild konfiguriert werden kann. Die Gebäudeda-tei beinhaltet die Gebäudephysik und beschreibt die Gebäudemodelleigenschaften, um die Ener-gie-flüsse in einem Gebäude berechnen zu können. Da ein Gebäude üblicherweise aus mehreren Räumen bzw. Zonen besteht, können in der Gebäudedatei mehrere Zonen in Form von Luftknoten definiert werden, was als Mehr-Zonen-Modell bezeichnet wird. Das ist erforderlich, da sich Räume zum einen durch physikalische Eigenschaften wie z.B. Volumen oder Wanddicke und zum anderen durch Modelleigenschaften wie z.B. Heizen oder Kühlen auf eine Solltemperatur unterscheiden können. Diese Unterschiede haben Auswirkungen auf die energetische Balance eines Luftknotens. Um eine Referenz bezüglich der Simulationsergebnisse für das Gebäude-Subsystem heranziehen zu können wurden die Gebäudedateien des Task 32 als Grundlage verwendet, mussten jedoch modifiziert werden. Die im Standardsystem verwendeten Gebäudedateien sind Ein-Zonen-Modelle. Somit entspricht der Luftknoten des Raums dem des gesamten Gebäudes. Dies stellt eine Verein-fachung des Rechenmodells dar, was sich in Form einer geringeren Simulationszeit bemerkbar macht. Aus diesem Grund können Begriffe wie „Raum“, „Zone“ oder „Luftknoten“ im weiteren Ver-lauf als „Gebäude“ verstanden werden. Zu den Modelleigenschaften eines Luftknotens zählen:

• Heizen: Wärmebedarf im Luftknoten um eine Solltemperatur zu erreichen.

• Kühlen: Kühlbedarf im Luftknoten um eine Solltemperatur nicht zu überschreiten.

• Wärmegewinne: Wärmequellen innerhalb des Luftknotens wie z.B. Radiatoren.

• Ventilation: Zusätzlicher Luftwechsel des Luftknotens z.B. durch Öffnen der Fenster.

• Infiltration: Natürlicher Luftwechsel des Luftknotens z.B. durch Leckagen der Gebäudehülle.

• Komfort: Bekleidungsfaktor der Personen und relative Luftgeschwindigkeit im Luftknoten.

• Relative Luftfeuchtigkeit: Auswahl des Feuchtigkeitsmodells für den Luftknoten.

• Startwerte: Initialwerte für die Temperatur und Luftfeuchtigkeit für den Luftknoten.

Bis auf „Relative Luftfeuchtigkeit“ und „Startwerte“ können alle Modelleigenschaften eines Luftkno-tens in dessen Menübereich von TRNBuild an- oder ausgeschalten werden. Sind sie aktiviert, grei-fen sei auf den Typemanager von TRNBuild zurück, wo die Modelleigenschaften zuvor charakterisiert worden sein müssen. Der Typemanager in TRNBuild fungiert somit als Bibliothek für die Gebäudephysik und Gebäudemodelleigenschaften. So können zwei unterschiedliche Luft-knoten z.B. auch unterschiedliche Ventilationsmodelle oder Wanddicken besitzen. Zur Physik ei-nes Luftknotens gehören das Volumen, die Kapazität und die angrenzenden Wände bzw. Fenster. Das Volumen, die Kapazität, der Flächeninhalt und die Ausrichtung der Wände und Fenster eines Luftknotens werden im Menübereich des Luftknotens eingegeben. Im Gegensatz dazu müssen die Eigenschaften der Wände (wie Maße, Schichtdicken und -materialien) und der Fenster zuerst im Typemanager von TRNBuild hinterlegt werden. Der Menübereich eines Luftknotens (grün) in TRNBuild mit seinen physikalischen Eigenschaften (blau), den Modelleigenschaften (rot) und dem Typemanager (schwarz) ist in Abbildung 5.3 dargestellt.

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Abbildung 5.3: Menübereich eines Luftknotens in TRNBuild

Gebäudephysik des Standardsystems

Da sich die Luftknoten innerhalb des Gebäudes befinden, werden in TRNBuild nur die Innenflä-chen in die energetische Berechnung miteinbezogen. Die Abmessungen der Innenflächen des Gebäudes für das Standardsystem stammen aus dem Task 32 und sind für die drei verwendeten Gebäudetypen SFH 15, SFH 30 und SFH 60 gleich. Allerdings wurde die Höhe des Obergeschos-ses von ursprünglich 2,2 m dem des Erdgeschosses mit 2,6 m angeglichen. Außerdem wurde das südliche Gebäudedach ohne dessen Neigungswinkel zu verändern von 25 m² auf 40 m² vergrö-ßert, um mehr Kollektorfläche auf dem Dach anbringen zu können. Beide Modifikationen erhöhen das Gebäudevolumen deutlich. Die Abmessungen der Innenflächen des Gebäudes im Standard-system in Nord/Süd-Richtung bzw. in Ost/West-Richtung sind in Abbildung 5.4 veranschaulicht. Bei den Simulationen wird die Innenwand vereinfachend als eine Wand betrachtet und ist im Task 32 mit einer Oberfläche von 200 m² und einer Wandstärke von 0,2 m veranschlagt worden. Da es sich um ein Ein-Zonen-Modell handelt, spielt der Boden des Obergeschosses für die Simulation keine Rolle und fließt nicht in das Gebäudevolumen ein. Das Volumen des Speichers VStor wird vom Volumen des Gebäudes abgezogen, da sich dieser im Gebäude befindet. Jedoch variiert das Speichervolumen in den Simulationen zwischen 2-20 m³, weshalb für den Speicher des Standard-systems ein typisches Volumen von 6 m³ festgelegt wird. Das Gebäudevolumen VBldg des Stan-dardsystems berechnet sich demnach wie folgt:

Luftkno-

Flächeninhalt und Ausrichtung der

Flächeninhalt und Ausrichtung der

Manager von Material- und Modelleigenschaften Volu-

Modelleigenschaf-

Fenster innerhalb der

Wände des Luftkno-

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𝑉𝐵𝐵𝐵𝐵 = �ℎ𝐸𝐸 + ℎ𝑂𝐸 +ℎ𝐷𝐸

2� ∙ 𝑏𝐵𝐵𝐵𝐵 ∙ 𝑙𝐵𝐵𝐵𝐵 − 𝑉𝑆𝑡𝑐𝑆 − 200 m2 ∙ 0,2 m (5.1)

So ergibt sich für das Gebäude des Standardsystems ein Gesamtvolumen von 417 m³ und ist da-mit fast 20% größer als das Volumen der Gebäude, die in den Simulationen des Task 32 zur An-wendung gekommen sind. Die Konsequenz des höheren Gebäudevolumens des Standardsystems ist ein erhöhter Jahressheizwärmebedarf. Zur Kapazität eines Gebäudes in TRNBuild gehört nicht die Gebäudehülle, sondern ausschließlich dessen Inhalt. Der ausschlaggebende Faktor dafür ist die Menge und Beschaffenheit inneren Wände und Einrichtungsgegenstände. Je mehr ein Gebäu-de davon enthält, desto höher ist dessen Kapazität. Das hat zur Folge, dass es sich thermisch trä-ger verhält als ein Gebäude mit wenigen inneren Wänden und Einrichtungsgegenständen. Als Beispiel reagiert ein leer stehendes Haus viel schneller auf stark schwankende Umgebungstempe-raturen als ein möbliertes Haus bei gleicher Dämmung. Im Task 32 wurde bei einem Volumen von 354 m³ eine Kapazität von 750 kJ/K angenommen, weshalb für das Gebäude des Standardsys-tems eine Kapazität von 830 kJ/K festgelegt wurde. Dies entspricht einem relativ trägen Gebäude mit vielen massiven Möbeln.

S

N W O

OG

EG

DG

NORD/SÜD-

OST/WEST-

Auf dem südlichen Gebäudedach ist eine Kollektor-Aperturfläche von 40 m²

möglich

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Abbildung 5.4: Abmessungen der Innenflächen des Gebäudes in N/S- und O/W-Richtung

Die Schichtdicken und -materialien der Gebäudewände des Standardsystems sind in Tabelle 5.2 dargestellt, wobei die rot markierten U-Werte des SFH 60 Abweichungen zu den angegebenen Werten des IEA Task 32 [17] darstellen. Tabelle 5.2: Schichtdicken und -materialien der Gebäudewände des Standardsystems

S N

W

O

Dach

Innen-

Bodenplat-

Außen-

Boden

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Die U-Werte der Außenwand und der Bodenplatte für das SFH 60 sind beim Task 32 um 0,003 W/m²K geringer, was Rundungsfehler sein können. Für die angegebenen Wandeigenschaf-ten des Dachs berechnet TRNBuild jedoch einen U-Wert von 0,250 W/m²K, was 0,025 W/m²K ge-ringer ist als im Task 32 angegeben. Die Ursache liegt in der Gebäudedatei des SFH 60 von Task 32. Dort wird als Isoliermaterial nicht Steinwolle, sondern ein Mix aus Steinwolle und Holz verwendet, was den U-Wert vergrößert und damit höhere Wärmeverluste des Daches an die Um-gebung zur Folge hat. Die Konsequenz ist ein viel zu hoher Heizwärmebedarf des Gebäudes, was den Ergebnissen des Task 32 nicht entspricht. In TRNBuild werden zuerst die für den Wandaufbau benötigten Materialien im Typemanager für Schichten angelegt, wie rechts in Abbildung 5.5 am Beispiel des Isoliermaterials EPS zu sehen ist. Danach können die Wände im Typemanager von innen nach außen durch Eingabe von Schichten und Dicken charakterisiert werden und TRNBuild berechnet daraus den U-Wert und die Gesamtdicke der Wand, wie links in Abbildung 5.5 am Bei-spiel der Außenwand des SFH 60 veranschaulicht ist. Anschließend werden die Wände sowie de-ren geografische Ausrichtung, die bereits in Tabelle 5.1 des Wetter-Subsystems aufgelistet sind, im TRNBuild Hauptmenü des Luftknotens definiert, wie in Abbildung 5.3 am Beispiel der südlichen Gebäudewand gezeigt wird.

Abbildung 5.5: Typemanager für Wände (links) und Schichten (rechts) in TRNBuild

Die Gebäudefenster sind in die Wände integriert und haben deshalb dieselbe Ausrichtung. Die südliche Gebäudewand besitzt die größte Fensterfläche mit 12 m², die östliche- und westliche Ge-bäudewand haben jeweils 4 m² und die nördliche Gebäudewand hat 3 m². Die Tabelle 5.3 enthält die Fenstereigenschaften, welche aus dem Task 32 stammen. Die Charakterisierung erfolgt im Typemanager für Fenster, wie in Abbildung 5.6 für die Fenster des SFH 60 dargestellt ist.

Tabelle 5.3: Fenstereigenschaften der Gebäude des Standardsystems [17]

Schichteigen-schaften siehe T b ll 4 2

Wanddi-

Wärmedurch-gangs-koeffizient

Wan

Wandschich-

Angelegte Schich-

Schic

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Abbildung 5.6: Typemanager für Fenster in TRNBuild

Randbedingungen für die Regelung der Gebäudemodelleigenschaften

Die Gebäudemodelleigenschaften können in TRNBuild festgelegt werden, jedoch müssen einige auch geregelt werden, da z.B. eine höhere Ventilationsrate des Gebäudes im Sommer von Vorteil ist, im Winter dagegen von Nachteil wäre. In TRNBuild gibt es zwar im Typemanager die Möglich-keit Regelungen für die Gebäudemodelleigenschaften anzulegen, jedoch erweist sich das für die Durchführung von vielen Simulationen als umständlich, falls etwas daran geändert werden soll. Deshalb werden die Gebäudemodelleigenschaften nicht in TRNBuild, sondern in TRNSYS gere-gelt und als Input des Type 56 an das Gebäude übergeben. Die Gebäudemodelleigenschaften, die eine Regelung benötigen sind:

• Interne Wärmegewinne

• Aktive Wärmerückgewinnung

• Ventilation

• Verschattung

Deren Funktionen sind konkret in Abbildung 5.7 und abstrakt im Gebäude-Subsystem in Abbildung 5.8 veranschaulicht. Auf die Randbedingungen dieser Gebäudemodelleigenschaften wird nun im Folgenden näher eingegangen.

Fenstereigenschaften und Fenster ID siehe

Fens-

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Abbildung 5.7: Funktionen der Gebäudemodelleigenschaften des Standardsystems

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Abbildung 5.8: Gebäude-Subsystem im TRNSYS-Simulationsdeck

Inte

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Type

Type

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Interne Wärmegewinne

Durch interne Wärmegewinne wird der Heizwärmebedarf eines Gebäudes verringert. Zu den inter-nen Wärmegewinnen des Gebäudes im Standardsystem zählen Personen, Computer und Lam-pen. Im TRNSYS-Simulationsdeck werden diese definiert und an das Type 56 übergeben. Die Anzahl der Personen, die sich über den Tag im Gebäude befinden, ist in Abbildung 5.9 dargestellt. Ein Computer ist von 17-24 Uhr eingeschaltet, wobei von 19-21 Uhr ein zweiter Computer hinzu-kommt. Lampen können von 7-9 Uhr und 16-24 Uhr eingeschalten sein, wobei die Bedingung6 erfüllt sein muss, dass die totale horizontale Einstrahlung unter 150 W/m² liegt.

Abbildung 5.9: Anzahl der Personen im Gebäude des Standardsystems [17]

Der interne Wärmegewinn durch Personen wird nach ISO 7730 berechnet, wobei sich im Gebäude des Standardsystems still sitzende Personen befinden, die 100 W an ihre Umgebung abgeben. Der Wärmegewinn für jeden Computer mit Farbmonitor beträgt 230 W. Sind die Lampen im Ge-bäude an, summieren sich die Wärmegewinne durch Lampen innerhalb des Gebäudes auf 350 W, wobei diese zu 100% konvektiv an die Umgebung übertragen werden.

Ventilation

Die Ventilation im Gebäude des Standardsystems kann entweder durch „Fenster öffnen“ oder me-chanisch durch eine Lüftungsanlage erfolgen. Die Ventilationsrate gibt somit den künstlich erzeug-ten Luftwechsel zwischen dem Gebäude und der Umgebung oder einer anderen Zone an. In TRNBuild wird die Ventilationsrate allerdings nur als Luftstrom in den Luftknoten betrachtet, da in TRNSYS allgemein die Abluft nicht miteinbezogen wird. Das liegt an der Annahme, dass der hin-einfließende Luftstrom dem des herausfließenden Luftstroms entspricht. Die Ventilationsrate wird im Gebäude SFH 15 durch eine Lüftungsanlage und in den Gebäuden SFH 30 und SFH 60 durch „Fenster öffnen“ erzielt und liegt konstant bei 0,3 h-1, d.h. in einer Stunde werden 30% der Luft im

6 Regelung erfolgt über einen Hysterese-Regler. Das Hysterese-Band beträgt 50 W

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1.6 1.2

0.8 0.4

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160

140

120

100

80

60

40

20

0

0 5 10 15 20

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Gebäude ausgetauscht. Im Sommer wird die kontante Ventilationsrate nVent,const nachts durch eine aktiv steuerbare Ventilationsrate nVent,Act ersetzt, um die Gebäudetemperatur abzusenken. Die Ven-tilationsrate nVent im Gebäude des Standardsystems berechnet sich daher:

𝑛𝑉𝑒𝑒𝑡 = MAX�𝑛𝑉𝑒𝑒𝑡,𝑐𝑐𝑒𝑎𝑡 , 𝑛𝑉𝑒𝑒𝑡,𝐾𝑐𝑡� (5.2)

Die aktiv steuerbare Ventilation ist nur von 21-8 Uhr möglich, wenn die Bedingungen7 erfüllt sind, dass die Umgebungstemperatur 2 °C unter der Gebäudetemperatur und diese gleichzeitig über 24 °C liegt. Die aktiv steuerbare Ventilationsrate nVent,Act berechnet sich dabei aus dem Volumen des Gebäudes VBldg und dem Volumenstrom V̇Win, der durch die Fenster in das Gebäude fließt.

𝑛𝑉𝑒𝑒𝑡,𝐾𝑐𝑡 =�̇�𝑊𝑒𝑒

𝑉𝐵𝐵𝐵𝐵

(5.3)

Der Volumenstrom V̇Win ergibt sich aus der temperaturabhängigen Luftdichte ρAir,Bldg und dem Mas-senstrom ṁWin, der durch die Fenster in das Gebäude fließt.

�̇�𝑊𝑒𝑒 =�̇�𝑊𝑒𝑒

𝜌𝐾𝑒𝑆,𝐵𝐵𝐵𝐵 (5.4)

Die temperaturabhängige Luftdichte wird unter anderem mit dem Luftdruck im Gebäude berechnet, der wiederum von der Höhe über dem Meeresspiegel abhängig ist. Deshalb ist es erforderlich die Höhenangaben für die Gebäude in den betrachteten Städten8 zu kennen. Der Massenstrom, der durch die Fenster fließt, wird über das Type 358 berechnet. Es benötigt als Eingabe den Anstell-winkel der Fenster, die Gebäude- und die Umgebungstemperatur. Außerdem müssen in den Pa-rametern des Type 358 die Anzahl und die geometrischen Abmessungen der Fenster (Höhe und Breite) angegeben werden. Im Gebäude des Standardsystems werden nach Task 32 für die aktiv steuerbare Ventilation drei Fenster mit einem Anstellwinkel von 10° verwendet. Zwei der Fenster haben jeweils eine Höhe und Breite von 1,04 m auf 1,04 m. Das dritte Fenster hat eine Höhe von 2 m und eine Breite von 0,94 m. Die Ventilation ergibt zusammen mit der Infiltration den gesamten Luftwechsel des Gebäudes mit der Umgebung. Die Infiltrationsrate nInf stellt dabei den natürlichen Luftwechsel zwischen dem Gebäude und der Umgebung dar, hervorgerufen durch Undichtigkeiten wie z.B. Leckagen in der Gebäudehülle. Diese beträgt im Gebäude des Standardsystems 0,1 h-1, schwankt jedoch abhängig von den Jahreszeiten, um den Einfluss des Luftzugs zu simulieren. Daher wird die Infiltrationsrate nInf(t) im Winter 10% höher und im Sommer 10% niedriger kalkuliert.

𝑛𝐼𝑒𝐼(𝑡) = 𝑛𝐼𝑒𝐼 + �𝑛𝐼𝑒𝐼10

� ∙ 𝑐𝑐𝑐 �360 ∙ 𝑡8760

� (5.5)

Formel 5.1: Infiltrationsrate nInf (t) des Gebäudes Somit berechnet sich die Luftwechselrate nAir des Gebäudes im Standardsystem wie folgt: 𝑛𝐾𝑒𝑆 = 𝑛𝐼𝑒𝐼(𝑡) + 𝑛𝑉𝑒𝑒𝑡 (5.6)

Die Luftwechselrate in einem Gebäude muss jedoch höher sein als der minimale Luftwechsel, um z.B. der Schimmelbildung vorzubeugen oder einfach die Frischluftzufuhr zu gewährleisten. Aller-dings sollte diese gleichzeitig so gering wie möglich sein, um unnötige Wärmeverluste zu vermei-den. In der Literatur schwanken die Werte für den minimalen Luftwechsel in Gebäuden zwischen

7 Regelung erfolgt über einen Hysterese-Regler. Das Hysterese-Band beträgt 2 °C bzw. 0,4 °C 8 Passau = 312 m, Essen = 116 m, Zürich = 408 m ü. NN

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0,3 h-1 und 1,3 h-1, wobei nach DIN 1946-6 für den gesamten Wohnbereich ein Luftwechsel von 0,5 h-1 nötig ist. Nach einer Studie der TU Dresden im Auftrag des Bundesministeriums für Raum-ordnung, Bauwesen und Städtebau wurde ein Mindestluftwechsel für Neubau-Einfamilienhäuser von ca. 0,15 h-1 und für Altbau-Einfamilienhäuser von 0,3 h-1 ermittelt (Münzenberg, 2003). Die Luftwechselrate des Gebäudes im Standardsystem ist mit 0,39-0,41 h-1 daher ausreichend hoch dimensioniert.

Verschattung

Bei einer zu hohen Einstrahlung auf das Gebäude soll eine Verschattung der Fenster dafür sor-gen, dass zumindest der Wärmegewinn durch die Fenster des Gebäudes minimiert wird. In der Praxis wird dies beispielsweise durch Jalousien realisiert. In den Gebäuden des Standardsystems wird die Verschattung erst angewendet, wenn die Bedingungen9 erfüllt sind, dass die globale hori-zontale Einstrahlung größer als 300 Watt/m² ist und die Raumtemperatur über 23,8 °C misst. Ist dies der Fall wird ein Verschattungsfaktor als Input des Type 56 an die Fenster der Gebäude ge-schickt. Der anteilige Verschattungsfaktor SFrac berechnet sich dabei aus dem solaren Transmissi-onsgrad τSol,Win durch die Jalousien und Fenster (Heimrath & Haller, A Report of IEA Solar Heating and Cooling programme - Task 32 "Advanced storage concepts for solar and low energy buildings", 2007). 𝑆𝐹𝑆𝑎𝑐 = 1 − 0,1 ∙ 𝜏𝑆𝑐𝐵,𝑊𝑒𝑒 (5.7)

Die Werte für den solaren Transmissionsgrad durch die Jalousien und Fenster wurden in Task 32 durch das Programm Parasol für Zürich ermittelt, wie in Abbildung 5.10 gezeigt.

Abbildung 5.10: Totaler solarer Transmissionsgrad der verwendeten Jalousien [17]

9 Regelung erfolgt über einen Hysterese-Regler. Das Hysterese-Band beträgt 50 W bzw. 1 °C

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Monat

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Aktive Wärmerückgewinnung

Eine aktive Wärmerückgewinnung kommt nur im SFH 15 zum Einsatz, da dort die Ventilation me-chanisch über eine Lüftungsanlage erfolgt. Dadurch kann ein Luft-Luft-Wärmeübertrager vorge-schalten werden, womit die warme herausströmende Luft des Gebäudes die enthaltene Wärme zu einem großen Teil an die hereinströmende Luft abgegeben kann. Zwar geben viele Hersteller von Luft-Luft-Wärmeübertragern einen Wirkungsgrad von über 90% an, allerdings entspricht dies nicht der Realität. Der Wärmeübertrager, Type 91 in Abbildung 5.8, im Gebäude-Subsystem besitzt deshalb mit 60% einen realistischen Wert, welcher auch im Task 32 verwendet wird. Damit das Type 91 die zurückgewonnene Wärme berechnen kann, sind Gebäude- und Umgebungstempera-tur notwendig, welche von Type 56 bzw. von Type 109-TMY2 geliefert werden. Außerdem sind die Massenströme notwendig, die in bzw. aus dem Wärmeübertrager fließen. Da das Gebäude aus-geglichen mit Luft gefüllt sein sollte, muss der Massenstrom der hereinströmenden Luft gleich dem der herausströmenden sein. Der Massenstrom der herausströmenden Luft ṁAir lässt sich aus der konstanten Ventilationsrate nVent,const, dem Gebäudevolumen VBldg und der temperatur-abhängigen Luftdichte ρAir,Bldg (TBldg) im Gebäude berechnen.

�̇�𝐾𝑒𝑆 = 𝑛𝑉𝑒𝑒𝑡,𝑐𝑐𝑒𝑎𝑡 ∙ 𝑉𝐵𝐵𝐵𝐵 ∙ 𝜌𝐾𝑒𝑆,𝐵𝐵𝐵𝐵 �𝑇𝐵𝐵𝐵𝐵� (5.8)

Die aktive Wärmerückgewinnung muss im Typemanager von TRNBuild unter Wärmegewinne an-gelegt werden. Im Gebäude des Standardsystems teilt sich die zurückgewonnene Wärme durch den Wärmeübertrager zu 35% in radiative und zu 65% in konvektive Wärmegewinne auf, wie in Abbildung 5.11 auf der rechten Seite dargestellt ist. In den Modelleigenschaften des Luftknotens kann die aktive Wärmerückgewinnung anschließend unter anderen Wärmegewinnen hinzugefügt werden, wie in Abbildung 5.11 auf der linken Seite zu sehen ist.

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Abbildung 5.11: Typemanager und Modelleigenschaften der Wärmegewinne in TRNBuildDie Regelung der aktiven Wärmerückgewinnung erfolgt über die Gebäudetempe-ratur und wird eingeschalten, wenn diese eine Temperatur von 22,5 °C10. un-terschreitet. Außerdem ist die aktive Wärmerückgewinnung von Anfang Mai bis einschließlich August deaktiviert.

Leistungsbilanz eines Luftknotens in TRNBuild

Da es sich beim Gebäude des Standardsystems um ein Ein-Zonen-Modell handelt, entspricht die Leistungsbilanz eines Luftknotens der des gesamten Gebäudes. Die Leistungsbilanz des Gebäu-des wird in TRNBuild als „Balance 4 (NType 904)“ (Solar Energy Laboratory, 2009) berechnet und kann als konkreter Wert ausgegeben werden. Dieser Wert sollte zu jedem Zeitschritt nahe bei 0 liegen. Die Leistungsbilanz sieht alle Wärmeströme auf den Luftknoten als Wärmezufluss bzw. Wärmegewinn. Deshalb werden sie aufsummiert, auch wenn diese negative Werte besitzen. Eine Ausnahme ist dabei der Leistungsbedarf für das ideale Kühlen Q̇Cool des Gebäudes, welcher nega-tiv in die Gesamtbilanz einfließt. Da das Gebäude im Standardsystem ein Ein-Zonen-Modell ist, entfallen die Wärmegewinne des Luftknotens durch die Kopplung zu anderen Luftknoten Q̇Coupl. Außerdem fließen die solaren Wärmegewinne Q̇Sol der Innenflächen der Zone, die Wärmegewinne der Wände Q̇Wall, die internen Wärmegewinne Q̇Int, die Wärmegewinne durch Transmission Q̇Trans

10 Regelung erfolgt über einen Hysterese-Regler. Das Hysterese-Band beträgt 1 °C

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in die Wände vom Knoten der Innenflächen, die Wärmegewinne durch Ventilation Q̇Vent sowie Infilt-ration Q̇Inf, die Wärmegewinne durch Änderung der internen Energiezone ∆Q̇Air,dt und die Wärme-gewinne durch ideales Heizen Q̇Heat in die Leistungsbilanz des Luftknotens mit ein, wie in Abbildung 5.12 veranschaulicht ist. Damit ergibt sich die Gesamtbilanz Q̇Bal für das Gebäude des Standardsystems:

�̇�𝐵𝑎𝐵 = �̇�𝑆𝑐𝐵 + �̇�𝑊𝑎𝐵𝐵 + �̇�𝐼𝑒𝑡 + �̇�𝑇𝑆𝑎𝑒𝑎 + �̇�𝑉𝑒𝑒𝑡 + �̇�𝐼𝑒𝐼 + ∆�̇�𝐾𝑒𝑆,𝐵𝑡 + �̇�𝐻𝑒𝑎𝑡 − �̇�𝐶𝑐𝑐𝐵 (5.9)

Abbildung 5.12: Energieflüsse für das Gebäude des Standardsystems in TRNBuild

Standardeinstellungen und Verknüpfung mit anderen Subsystemen

Als Gebäude des Standardsystems wird das SFH 60 verwendet, da es in den vorausgegangenen Arbeiten von solaren Kombisystemen ebenfalls als Standardgebäude gedient hat und einem gut aber nicht sehr gut gedämmten Haus entspricht. Die Standardwerte in den Global Infos für das Gebäude können im Anhang unter „Building“ eingesehen werden. Das Gebäude-Subsystem be-kommt hauptsächlich Einflussgrößen vom Wetter-Subsystem geliefert. Lediglich aus dem Raum-heizungs-Subsystem wird die erzeugte Wärme des Radiators an das Gebäude geliefert.

5.2.1.3 Kollektor

Das Kollektor-Subsystem entspricht dem Kollektor-Hydraulikkreis eines solaren Kombisystems und ist in eine Primär- und eine Sekundärseite aufgeteilt, in denen das jeweils enthaltene Fluid durch Pumpen (Type 110) befördert wird. Dabei bekommt das durch die Rohre (Type 31) fließende Gly-kol-Wasser-Gemisch11 auf der Primärseite durch den solarthermischen Kollektor (Type 832) Ener-gie in Form von Wärme zugeführt. Da das Glykol-Wasser-Gemisch der Primärseite nicht mit dem

11 Glykol dient als Frostschutzmittel und senkt den Gefrierpunkt des Glykol-Wasser-Gemisches.

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Speicherwasser der Sekundärseite vermischt werden darf, kommt ein Wärmeübertrager (Type 91) zum Einsatz, der die aufgenommene Wärme der Primärseite an die Sekundärseite und somit an den Speicher abgibt, wie in Abbildung 5.13 veranschaulicht. Das Type 901 ist dabei irrelevant, da es nur beim Einsatz von PVT-Kollektoren von Bedeutung ist und in dieser Arbeit nicht untersucht wird.

Abbildung 5.13: Kollektor-Subsystem im TRNSYS-Simulationsdeck

Neben der spezifischen Wärmekapazität und der Dichte für Wasser und das Glykol-Wasser-Gemisch, welche Subsystem übergreifend in einer Equation12 definiert sind, werden in den Einstel-lungen des Kollektor-Subsystems die Parameter für die einzelnen Types größtenteils nach Task 32 berechnet. Der elektrische Leistungsverbrauch PColl,Pump,el der Pumpen im Kollektor-Hydraulikkreis hängt von der Kollektor-Aperturfläche AColl ab (Weiss, 2003). Diese beläuft sich im Standardsystem auf 30 m².

𝑃𝐶𝑐𝐵𝐵,𝑃𝑎𝑃𝑃,𝑒𝐵 = 78,3 ∙ e�0,0156 ∙ 𝐾𝐶𝑐𝐶𝐶𝑃² �

(5.10)

(Weiss, 2003) Der Nennmassenstrom ṁColl,Prim,N, der durch die Pumpe der Primärseite fließt, berechnet sich aus der Kollektor-Aperturfläche AColl und dem spezifischen Massenstrom ṁColl,spec des Kollektors (Heimrath & Haller, A Report of IEA Solar Heating and Cooling programme - Task 32 "Advanced storage concepts for solar and low energy buildings", 2007). Im Standardsystem beträgt dieser 45 kg/(h∙m²). �̇�𝐶𝑐𝐵𝐵,𝑃𝑆𝑒𝑃,𝑁 = �̇�𝐶𝑐𝐵𝐵,𝑎𝑃𝑒𝑐 ∙ 𝑃𝐶𝑐𝐵𝐵 (5.11)

märseite (Heimrath & Haller, A Report of IEA Solar Heating and Cooling programme - Task 32 "Advanced storage concepts for solar and low energy buildings", 2007)

Der Nennmassenstrom ṁColl,Sec,N, der durch die Pumpe der Sekundärseite fließt, ermittelt sich aus dem Nennmassenstrom ṁColl,Prim,N der Primärseite, der spezifischen Wärmekapazität des Glykol-Wasser-Gemischs cp,Gly und der spezifischen Wärmekapazität des Wassers cp,Wat (Heimrath & 12 Spezifische Wärmekapazität und Dichte für Wasser und Glykol-Wasser-Gemisch siehe in Anhang

Sekundärsei-te

Primärseite

Eins

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Haller, A Report of IEA Solar Heating and Cooling programme - Task 32 "Advanced storage concepts for solar and low energy buildings", 2007).

�̇�𝐶𝑐𝐵𝐵,𝑆𝑒𝑐,𝑁 = �̇�𝐶𝑐𝐵𝐵,𝑃𝑆𝑒𝑃𝑃𝑎𝑃𝑃,𝑁 ∙𝑐𝑃,𝐸𝐵𝐺

𝑐𝑃,𝑊𝑎𝑡 (5.12)

därseite Die Regelung der Kollektorpumpen erfolgt über das Kollektorregelungs-Subsystem, auf welches im nachfolgenden Kapitel näher eingegangen wird. Da ein Fluid-Wärmeübertrager einen viel höheren Wirkungsgrad als ein Luft-Luft-Wärmeübertrager13 erzielen kann, ist der Wärmeübertrager des Kollektor-Subsystems mit einem Wirkungsgrad von 95% ausgelegt. Die geometrischen Abmes-sungen und physikalischen Eigenschaften der Rohre auf der Primärseite des Kollektor-Subsystems sind im Standardsystem identisch. Die Länge der Rohre beläuft sich jeweils auf 10 m. Der Innendurchmesser dColl,Pipe,i der Rohre hängt vom Nennmassenstrom ṁColl,Prim,N der Primärseite ab (Heimrath & Haller, A Report of IEA Solar Heating and Cooling programme - Task 32 "Advanced storage concepts for solar and low energy buildings", 2007).

𝑑𝐶𝑐𝐵𝐵,𝑃𝑒𝑃𝑒,𝑒 =0,8 ∙ ��̇�𝐶𝑐𝐵𝐵,𝑃𝑆𝑒𝑃𝑃𝑎𝑃𝑃,𝑁

1000 (5.13)

Hydraulikkreis Der Rohraußendurchmesser dColl,Pipe,a ergibt sich aus dem Rohrinnendurchmesser dColl,Pipe,i (Heimrath & Haller, A Report of IEA Solar Heating and Cooling programme - Task 32 "Advanced storage concepts for solar and low energy buildings", 2007). 𝑑𝐶𝑐𝐵𝐵,𝑃𝑒𝑃𝑒,𝑎 = 𝑑𝐶𝑐𝐵𝐵,𝑃𝑒𝑃𝑒,𝑒 + 0,002 (5.14)

Der Durchmesser der Isolationsschicht dColl,Pipe,iso um die Rohre berechnet sich ebenfalls mittels des Rohrinnendurchmessers dColl,Pipe,i

𝑑𝐶𝑐𝐵𝐵,𝑃𝑒𝑃𝑒,𝑒𝑎𝑐 = MAX�3 ∙ 𝑑𝐶𝑐𝐵𝐵,𝑃𝑒𝑃𝑒,𝑒 ; 𝑑𝐶𝑐𝐵𝐵,𝑃𝑒𝑃𝑒,𝑒 + 0,04� (5.15)

Die Durchmesser dColl,Pipe,i, dColl,Pipe,a und dColl,Pipe,iso der Rohre werden unter anderem für die Be-rechnung des Wärmedurchgangskoeffizienten14 UColl,Pipe der Rohre im Kollektor-Hydraulikkreis be-nötigt. Des Weiteren sind die Wärmeleitfähigkeiten der Wand λColl,Pipe,w und der Isolationsschicht λColl,Pipe,iso der Rohre sowie der Wärmeübergangskoeffizient der Rohrinnenwand αColl,Pipe,i zum Kol-lektorfluid als auch der Wärmeübergangskoeffizient der Rohraußenwand zur Umgebung αColl,Pipe,a erforderlich. Die im Standardsystem verwendeten Werte nach Task 32 sind in Tabelle 5.4 darge-stellt.

Tabelle 5.4: Wärmeleitfähigkeit und Wärmeübergangskoeffizienten der Rohre [17]

13 Wärmeübertrager im SFH 15 hat einen Wirkungsgrad von 60 14 Siehe Berechnung des Wärmedurchgangskoeffizienten der Rohre in Anhang

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Der Kollektorneigungswinkel β entspricht dem Neigungswinkel des südlichen Gebäudedachs15 und ist auf 45° festgelegt. Das Wetter-Subsystem berechnet daraus zusammen mit dem Azimut des Kollektors die auf den Kollektor auftreffende Strahlung iColl,Sol und den Einfallswinkel der direkten Sonnenstrahlung θdir. Der Wirkungsgrad des Kollektors hColl ergibt sich aus der solaren Einstrah-lungsdichte iColl,Sol auf die Kollektor-Aperturfläche, dem Konversionsfaktor c0

16, dem linearen Wär-meverlustkoeffizient c1, dem quadratischen Wärmeverlustkoeffizient c2 und der Temperaturdifferenz ∆TColl zwischen Absorber TAbs und Umgebung TAmbi (Quaschning, 2011).

𝜂𝐶𝑐𝐵𝐵 = 𝑐0 − 𝑐1 ∙ �∆𝑇𝐶𝑐𝐵𝐵𝑖𝐶𝑐𝐵𝐵,𝑆𝑐𝐵

� − 𝑐2 ∙ �∆𝑇𝐶𝑐𝐵𝐵2

𝑖𝐶𝑐𝐵𝐵,𝑆𝑐𝐵� (5.16)

Die solare Einstrahlungsdichte auf die Kollektor-Aperturfläche sowie die Umgebungstemperatur werden vom Wetter-Subsystem geliefert. Die Absorbertemperatur TAbs vom Kollektor ergibt sich aus der Vorlauftemperatur TColl,in des Massenstroms, der durch das Rohr in den Kollektor strömt, und aus der Rücklauftemperatur TColl,out des Massenstroms, der vom Kollektor zum Wärmeübertra-ger fließt.

𝑇𝐾𝑠𝑎 =𝑇𝐶𝑐𝐵𝐵,𝑐𝑎𝑡 − 𝑇𝐶𝑐𝐵𝐵,𝑒𝑒

2 (5.17)

Im Kollektor des Standardsystems beträgt der lineare Wärmeverlustkoeffizient 3,09 W/(m²⋅K), der quadratische Wärmeverlustkoeffizient 0,0258 W/(m²⋅K) und der Konversionsfaktor 0,823. Das ent-spricht einem Flachkollektor17 mit Einfachverglasung und guter selektiver Beschichtung (Kaltschmitt, Streicher, & Wiese, 2006). Der Konversionsfaktor wird allerdings vom Einfallswinkel der direkten Solarstrahlung beeinflusst. Bei steigendem bzw. flacherem Einfallswinkel sinkt der Konversionsfaktor durch zunehmende Reflexion an der Glasscheibe eines Flachkollektors. Aus diesem Grund wird der Konversionsfaktor mit dem vom Einfallswinkel abhängigen Einfallswinkel-korrekturfaktor18 Kdir(θdir) modifiziert. Somit ergibt sich der vom Einfallswinkel abhängige Konversi-onsfaktor c0(θdir) (Quaschning, 2011): 𝑐0(𝜃𝐵𝑒𝑆) = 𝐸′(𝜏𝜏) ∙ 𝐾𝐵𝑒𝑆(𝜃𝐵𝑒𝑆) (5.18)

Der winkelunabhängige Kollektorwirkungsgradfaktor F‘(τα) entspricht dabei dem Konversionsfaktor c0. Vereinfachend gilt für Flachkollektoren in einem Einfallswinkelbereich von 0° bis 70° (Quaschning, 2011):

𝐾𝐵𝑒𝑆(𝜃𝐵𝑒𝑆) = 1 − 𝑏0 �1

𝑐𝑐𝑐 𝜃𝐵𝑒𝑆− 1� (5.19)

Formel 5.2: Einfallswinkelkorrekturfaktor Kdir (θdir) für Flachkollektoren (Quaschning, 2011) Im Standardsystem beträgt der Koeffizient b0 des Einfallswinkelkorrekturfaktors für direkte Ein-strahlung 0,1. Allgemein wird der Einfallswinkelkorrekturfaktor der diffusen Solarstrahlung Kdiff nicht

15 Siehe Tabelle 5.1 16 Der Konversionsfaktor gibt an, welcher Anteil der auf die Kollektor-Aperturfläche auftreffenden solaren Strahlung bei senkrechtem Einfall tatsächlich absorbiert wird. Der Konversionsfaktor berechnet sich aus dem Produkt des Absorptionskoeffizienten α und dem Transmissionskoeffizienten τ des Kollektors. 17 Flachkollektoren sind die in der Gebäudetechnik am häufigsten eingesetzten Kollektoren in Deutschland. 18 Auch bekannt als IAM (engl. Incident Angle Modifier).

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in Abhängigkeit des Einfallswinkels angegeben und beträgt im Kollektor des Standardsystems 0,903. In Type 832 besteht dazu noch die Möglichkeit eine IAM-Datei hineinzuladen, welche den Einfallswinkelkorrekturfaktor der direkten Solarstrahlung in einen longitudinalen und transversalen Anteil aufteilt (Haller, Paavilainen, Dalibard, & Perers, 2009). Dies ist insbesondere bei Vakuum-röhrenkollektoren19 erforderlich. Bei Flachkollektoren gibt es jedoch in der Regel wegen der rich-tungsabhängigen Geometrie der flachen Scheibe nur einen IAM-Verlauf (Albrecht, Grießhaber, Kettner, & Meißner, 2008). Daher wird in Type 832 keine IAM-Datei benötigt. Im Standardsystem beträgt die südliche Dachfläche mit Dachschürze 46 m², weshalb nach Abzug von Kollektorrahmen und Zwischenräumen eine Kollektor-Aperturfläche von 40 m² realistisch möglich ist. Allerdings werden bei den Simulationen teilweise höhere Kollektor-Aperturflächen untersucht. Die zusätzliche Kollektor-Aperturfläche wird mit einer Dachfläche einer angrenzenden Garage und einer zusätzli-chen Stellfläche um das Gebäude begründet.

5.2.1.4 Kollektorregelung

Das Kollektorregelungs-Subsystem hat zur Aufgabe, die Pumpen im Kollektor-Subsystem je nach Bedarf ein- bzw. auszuschalten. Dadurch wird geregelt, ob der Kollektor die gesammelte solare Energie in Form von Wärme an den Speicher abgeben kann. Dazu wird in einem Hysterese-Regler20 (Type 2b) als erste Bedingung angegeben, dass die Pumpen aus sind, falls die Tempera-tur21 der Speicherschicht bei einer relativen Höhe von 97% des Speichers 95 °C erreicht. Diese Sicherheitsvorkehrung ist absolut notwendig und gewährleistet, dass das Wasser im Speicher nicht zu kochen anfängt und es zur Entstehung von Wasserdampf kommt, was eine Erhöhung des Speicherinnendrucks zur Folge hätte. Die zweite Bedingung des Hysterese-Reglers ist, dass die Temperaturdifferenz zwischen dem ein- und austretenden Massenstrom des Sekundärkreis im Kollektor-Subsystem mindestens 4 °C beträgt. Diese Regelung stellt sicher, dass der Kollektor Energie an den Speicher abgibt und ihm keine entzieht. Des Weiteren werden die Pumpen des Kollektor-Subsystems nur eingeschalten, wenn mindestens 150 W/m² solare Einstrahlung auf die Kollektor-Aperturfläche treffen. Wenn dies der Fall ist, werden sie mit 20% der Nennleistung be-trieben und erreichen ihre volle Nennleistung ab einer solaren Einstrahlung auf die Kollektor-Aperturfläche von 800 W/m². Das Kollektorregelungs-Subsystem ist in Abbildung 5.14 zu sehen.

Abbildung 5.14: Kollektorregelungs-Subsystem im TRNSYS-Simulationsdeck

19 Vakuumröhrenkollektoren erreichen gegenüber luftgefüllten Flachkollektoren gleicher Größe wesentlich höhere Betriebstemperaturen und eignen sich dadurch z.B. auch zur Erzeugung industrieller Prozesswärme. 20 Regelung erfolgt über einen Hysterese-Regler. Das Hysterese-Band beträgt 3°C. 21 Temperatur wird durch den Temperatursensor 1 des Speichers geliefert.

Type

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5.2.1.5 Speicher

Im Speicher-Subsystem wird der Speicher durch das Type 340 abgebildet. Vereinfachend wird in diesem Speichermodell der Speicher als Zylinder betrachtet. Die Temperaturschichten werden mit Hilfe von Knoten abgebildet. Je höher die Anzahl der Knoten ist, desto mehr Schichten enthält der Speicher und umso genauer ist die Auflösung des Speichermodells. Das spiegelt sich allerdings in einer größeren Simulationszeit wieder. Für relativ kleine Speicher (< 4 m³) ist eine hohe Anzahl von Knoten im Gegensatz zu relativ großen Speichern (> 4 m³) jedoch nicht sinnvoll. Für eine hin-reichend genaue Auflösung des Speichers kann die Anzahl der Knoten Nnodes aus dem Volumen des Speichers VStor (Heimrath & Haller, A Report of IEA Solar Heating and Cooling programme - Task 32 "Advanced storage concepts for solar and low energy buildings", 2007), welcher im Stan-dardsystem auf 6 m³ festgelegt ist, berechnet werden. 𝑁𝑒𝑐𝐵𝑒𝑎 = MIN(48 ∙ 𝑉𝑆𝑡𝑐𝑆 ; 190) (5.20)

Da demnach ab einem Speichervolumen von knapp unter 4 m³ die maximal mögliche Knotenanz-ahl im Speicher erreicht wird, beträgt diese im Speicher des Standardsystems 190. Die Höhe HStor des Speichers ist ebenfalls vom Volumen des Speichers abhängig [17]. 𝐻𝑆𝑡𝑐𝑆 = MIN(0,32 ∙ 𝑉𝑆𝑡𝑐𝑆 + 1,65 ; 0,09302 ∙ 𝑉𝑆𝑡𝑐𝑆 + 4,698) (5.21)

Für das Standardsystem ergibt sich daher eine Gesamthöhe des Speichers von 3,57 m. In Ty-pe 340 können zehn Doppelanschlüsse, fünf Temperatursensoren und vier interne Wärmeübertra-ger definiert werden. Ein Doppelanschluss entspricht dabei dem Ein- und Ausgang eines Hydraulikkreises. Da das Standardsystem vier Hydraulikkreise und keinen internen Wärmeüber-trager besitzt, sind vier Doppelanschlüsse, alle fünf Temperatursensoren, aber kein Wärmeüber-trager belegt. Die Ein- und Auslasshöhen der Hydraulikkreise und die Höhen der Temperatursensoren des Speichers im Standardsystem sind in Abbildung 5.15 dargestellt.

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Abbildung 5.15: Ein- und Auslässe sowie Temperatursensoren des Speichers im Standardsystem

Die Ein-und Auslasshöhen der Massenströme von den vier Hydraulikkreisen im Standardsystem sind für eine hohe anteilige thermische Energieeinsparung fSav,therm ausschlaggebend. Die Einlass-höhen des Kollektor-Hydraulikkreises hColl,In, des Raumheizungs-Hydraulikkreises hSH,In und des Brauchwarmwasser-Hydraulikkreises hDHW,In spielen für das Speichermodell des Standardsystems dabei keine Rolle, da deren Massenströme durch Schichtladelanzen in die ideale Temperatur-schicht des Speichers eingespeist werden. Dazu verbindet das Type 340 die Einlasshöhe direkt mit dem entsprechenden Temperaturknoten (Drück, 2006). Zwar wird nach Glembin und Rocken-dorf (2011) durch eine ideale Einlasshöhe des Brauchwarmwassers zur Schichtung des Speichers nur eine minimale Verbesserung von fSav,ext erreicht, allerdings kann dadurch die Einspeisung der Massenströme in den Speicher als ideal angesehen werden, da sich die Einlasshöhe des Zusatz-heizungs-Hydraulikkreises immer an der höchstmöglichen Stelle des Speichers befinden sollte.

Für die Berechnung der restlichen Ein-und Auslasshöhen sind das Volumen des Speichers VStor, die Anzahl der Knoten Nnodes und das Bereitschaftsvolumen für das Brauchwarmwasser VAux erfor-derlich. Die Ein- und Auslasshöhen werden dabei als relative Größe bezüglich der Höhe des Spei-chers HStor angegeben:

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ℎ𝐶𝑐𝐵𝐵,𝑂𝑎𝑡 = 0,05

(Heimrath & Haller, A Report of IEA Solar Heating and

Cooling programme - Task 32 "Advanced storage

concepts for solar and low energy buildings", 2007)

ℎ𝐾𝑎𝑎,𝐼𝑒 = 1 −1,5

𝑁𝑒𝑐𝐵𝑒𝑎

(Heimrath & Haller, A Report of IEA Solar Heating and

Cooling programme - Task 32 "Advanced storage

concepts for solar and low energy buildings", 2007)

ℎ𝐾𝑎𝑎,𝑂𝑎𝑡 = MIN �0,85 ; 1 −𝑉𝐾𝑎𝑎𝑉𝑆𝑡𝑐𝑆

ℎ𝐷𝐻𝑊,𝑂𝑎𝑡 = 1 −1,5

𝑁𝑒𝑐𝐵𝑒𝑎

(Heimrath & Haller, A Report of IEA Solar Heating and

Cooling programme - Task 32 "Advanced storage

concepts for solar and low energy buildings", 2007)

ℎ𝑆𝐻,𝑂𝑎𝑡 = ℎ𝐾𝑎𝑎,𝐼𝑒 + 1 − 𝑉𝐾𝑎𝑎

𝑉𝑆𝑡𝑐𝑆2

Die Auslasshöhe des Kollektor-Hydraulikkreises hColl,Out sollte nach Glembin und Rockendorf (2011) so gering wie möglich sein, beträgt nach Task 32 allerdings 5% der Höhe des Speichers, was an der geometrischen Umsetzbarkeit in realen Speichern liegt. Im Gegensatz dazu sollten sich die Auslasshöhe des Brauchwarmwasser-Hydraulikkreises hDHW,Out sowie die Einlasshöhe des Zusatzheizungs-Hydraulikkreises hAux,In immer an der höchstmöglichen Position43 des Speichers befinden. In Task 32 sind diese Anschlusshöhen ebenfalls aus Gründen der Realisierbarkeit knapp unter der Gesamthöhe des Speichers, wobei sie von der Anzahl der Knoten und damit indirekt vom Volumen des Speichers abhängen. Die Auslasshöhe des Zusatzheizungs-Hydraulikkreises hAux,Out sollte knapp unter der Grenze des Bereitschaftsvolumens für das Brauchwarmwasser liegen. Je-doch bedeutet dies für sehr große Speicher, dass sich die Auslasshöhe des Zusatzheizungs-Hydraulikkreises sehr weit oben im Speicher befinden würde, was in der Praxis nicht realisiert wird. Aus diesem Grund ist die maximale Auslasshöhe für den Zusatz-Hydraulikkreis auf 85% der Höhe des Speichers begrenzt. Die Auslasshöhe für den Raumheizungs-Hydraulikkreis hSH,Out muss im Bereich des Bereitschaftsvolumens für das Brauchwarmwasser liegen, damit der Raumheizungs-Hydraulikkreis die vom Zusatzheizungs-Hydraulikkreise erzeugt Wärme beziehen kann, um die gewünschte Gebäudetemperatur durch die Raumheizung jederzeit gewährleisten zu können. Nach Glembin und Rockendorf (2011) sind die Unterschiede für die Auslasshöhe des Raumheizungs-Hydraulikkreises dabei sehr gering, weshalb sie sich im Standardsystem genau zwischen der obe-ren und unteren Grenze des Bereitschaftsvolumens für das Brauchwarmwasser befindet.

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Die Höhen der Temperatursensoren des Speichers werden ebenfalls wie die Ein- und Auslasshö-hen der Hydraulikkreise als relative Höhe bezüglich der Höhe des Speichers HStor angegeben: ℎ𝑇,𝑆𝑒𝑒𝑎1 = 0,97 (5.23)

ℎ𝑇,𝑆𝑒𝑒𝑎2 = 1 −𝑉𝐾𝑎𝑎𝑉𝑆𝑡𝑐𝑆

ℎ𝑇,𝑆𝑒𝑒𝑎3 = ℎ𝑆𝐻,𝑂𝑎𝑡

ℎ𝑇,𝑆𝑒𝑒𝑎4 = var.

ℎ𝑇,𝑆𝑒𝑒𝑎5 = ℎ𝐶𝑐𝐵𝐵,𝑂𝑎𝑡

Der Temperatursensor 1 des Speichers ist sehr weit oben im Speicher angebracht und ist im Kol-lektorregelungs-Subsystem von sicherheitstechnischer Relevanz. Die Höhe des Temperatur-sensors 2 im Speicher gibt die untere Grenze des Bereitschaftsvolumens für das Brauchwarmwassers an und wird damit als Signalgeber für den Betrieb des Zusatzheizungs-Hydraulikkreises benötigt. Die Höhen der Temperatursensoren 3 und 5 entsprechen der Auslass-höhe des Raumheizungs- und Kollektor-Hydraulikkreises, haben jedoch nur auswertungstechni-sche Funktionen. Die Höhe des Temperatursensors 4 kann variabel eingestellt werden, um die Temperaturen im Speicher an einer bestimmten Höhe zu messen. Eine weitere sehr wichtige Ein-flussgröße des Speichers ist dessen Wärmedurchgangskoeffizient. Dieser gibt an wie hoch die Wärmeverluste des Speichers an die Umgebung sind. Je größer dessen Wärmedurchgangskoeffi-zient (U-Wert) ist, desto mehr Wärme geht verloren. Im Speichermodell wird der Wärmedurch-gangs-koeffizient multipliziert mit der Oberfläche UAStor konstant für alle Flächen des Speichers angegeben. Nach Task 32 berechnet sich dieser aus den Korrekturfaktoren Fcorr,A bzw. Fcorr,B, dem Wärmedurchgangskoeffizient der Speicherwand UWall multipliziert mit der Mantelfläche des Spei-chers AWall addiert zum Wärmedurchgangskoeffizienten des Speicherdeckels bzw. -bodens UCaps multipliziert mit der Grundfläche des Speichers ACaps [17]

𝑈𝑃𝑆𝑡𝑐𝑆 = 𝐸𝑐𝑐𝑆𝑆,𝐾 ∙ 𝐸𝑐𝑐𝑆𝑆,𝐵 ∙ �𝑈𝑊𝑎𝐵𝐵 ∙ 𝑃𝑊𝑎𝐵𝐵 + 2 ∙ 𝑈𝐶𝑎𝑃𝑎 ∙ 𝑃𝐶𝑎𝑃𝑎� (5.24)

Der Korrekturfaktor Fcorr,B kann individuell eingestellt werden und beträgt standardmäßig 1. Der Korrekturfaktor Fcorr,A ergibt sich in Abhängigkeit des Speichervolumens VStor und stellt den Einfluss der hydraulischen Anschlüsse dar, die den Wärmeschutz des Speichers durchdringen [17] 𝐸𝑐𝑐𝑆𝑆,𝐾 = MAX(1,2 ; −0,1815 ∙ 𝐿𝑁(𝑉𝑆𝑡𝑐𝑆) + 1,6875) (5.25)

Für die Kalkulation von UWall ⋅ AWall und UCaps ⋅ ACaps sind deren Wärmedurchgangskoeffizienten und Flächen notwendig. Die Mantel- und Grundfläche des Speichers ergibt sich aus dessen Volumen und Höhe. Für die Berechnung des Wärmedurchgangskoeffizienten sind der Innen- und Außen-durchmesser des Speichers sowie der Durchmesser der Isolationsschicht notwendig. Dafür müs-sen neben dem Volumen und der Höhe, die Wanddicke und die Isolationsschichtdicke des Speichers bekannt sein. Im Standardsystem beträgt die Wanddicke des Speichers 2 cm und die

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Isolationsschicht 30 cm auf Grund der Ergebnisse von Lundh et al. (2010). Des Weiteren sind die Wärmeleitfähigkeiten der Wand λStor,Pipe,w und der Isolationsschicht λStor,iso (Glaswolle) des Spei-chers sowie der Wärmeübergangskoeffizient der Speicherinnenwand αStor,i zum Wasser als auch der Wärmeübergangskoeffizient der Speicheraußenwand zur Umgebung αStor,a erforderlich. Im Wesentlichen wurden die Werte aus Task 32 übernommen, allerdings wurde die Wärmeleitfähig-keit für die Speicherwand von 2 W/(m⋅K) auf 40 W/(m⋅K) erhöht, da dies einem reellen Wert für Baustahl entspricht. Die im Standardsystem verwendeten Werte sind in Tabelle 5.5 dargestellt.

Tabelle 5.5: Wärmeleitfähigkeit und Wärmeübergangskoeffizienten des Speichers [17]

Das Speicher-Subsystem mit dem Speichermodell Type 340 ist über dessen Ein- und Ausgang mit allen Hydraulikkreisen verbunden, wie in Abbildung 5.16 dargestellt.

Abbildung 5.16: Speicher-Subsystem im TRNSYS-Simulationsdeck

5.2.1.6 Zusatzheizung

Das Zusatzheizungs-Subsystem entspricht dem Zusatz-Hydraulikkreis eines solaren Kombisys-tems und hat die Aufgabe Wärme an den Speicher abzugeben, falls der solare Energieertrag des Kollektors an den Speicher nicht ausreicht, um die geforderte Energie für das Brauchwarmwasser und die Raumheizung bereitzustellen. Dazu wird ein Massenstrom aus dem Speicher mit Hilfe ei-ner Pumpe (Type 3b) durch ein Heizelement (Type 6) geführt, welches die Charakteristik eines elektrischen Durchlauferhitzers besitzt. Sowohl die Pumpe als auch der elektrische Durchlauferhit-zer erhalten ein Regelungssignal von einem Hysterese-Regler (Type 2b), wie in Abbildung 5.17 veranschaulicht.

Type

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Abbildung 5.17: Zusatzheizungs-Subsystem im TRNSYS-Simulationsdeck

Die Pumpe des Zusatzheizungs-Subsystems hat einen Leistungskoeffizient von 90% und einen vom Regelungssignal abhängigen maximalen elektrischen Leistungsverbrauch PAux,Pump,el von 16,67 W. Die Nennleistung des elektrischen Durchlauferhitzers PAux,Htr,N. beträgt 15 kW, welche dieser an das durchströmende Fluid abgeben kann und es dabei auf eine Solltemperatur von 60 °C erhitzt. Der Wirkungsgrad des elektrischen Durchlauferhitzers beträgt 100%, wobei dessen Wärmeverluste in Form des UA Wertes mit 0 W/K angenommen werden, was einer idealen Wär-mezuführung entspricht. Der Hysterese-Regler im Zusatzheizungs-Subsystem ist so eingestellt, dass dieser ein Einschaltsignal an die Pumpe und den elektrischen Durchlauferhitzer schickt, so-bald der Temperatursensor 2 an der unteren Grenze des Bereitschaftsvolumens für das Brauch-warmwasser eine niedrigere Temperatur als 47,5 °C misst. Erreicht die untere Grenze des Bereitschaftsvolumens für das Brauchwarmwasser eine Temperatur von 52,5 °C, sendet der Hys-terese-Regler ein Ausschaltsignal an die Pumpe und den elektrischen Durchlauferhitzer. Die Min-desttemperatur von 47,5 °C ist in einem Kombispeicher zur Vorbeugung gegen die Bildung von Legionellen notwendig. Da das Bereitschaftsvolumen für das Brauchwarmwasser VAux in jedem Fall zwischen dem Ein- und Auslass der Zusatzheizung liegen muss, wird dieses auch im Zusatz-heizungs-Subsystem berechnet und ist vom Volumen des Speichers [17] 𝑉𝐾𝑎𝑎 = MAX(0,2 ; 0,052 ∙ 𝑉𝑆𝑡𝑐𝑆) (5.26)

5.2.1.7 Brauchwarmwasser

Das Brauchwarmwasser-Subsystem entspricht dem Brauchwarmwasser -Hydraulikkreis eines so-laren Kombisystems und ist wie der Kollektor-Hydraulikkreis in eine Primär- und eine Sekundärsei-te aufgeteilt. Im Gegensatz zum Kollektor- oder dem Zusatzheizungs-Hydraulikkreis entzieht der Brauchwarmwasser-Hydraulikkreis dem Speicher jedoch Wärme. Dazu wird auf der Sekundärseite eines Wärmeübertragers (Type 805) Kaltwasser mit einer in einem Lastprofil definierten Zapfmen-ge zugeführt, welcher dieser dann durch Berechnung des erforderlichen Massenstroms der Pri-märseite auf eine geforderte Solltemperatur TDHW,Dmnd anhebt und im Standardsystem bei 45 °C liegt. Die Zapfmenge bzw. der Massenstrom der Sekundärseite ṁDHW,Sec spiegelt das Nutzerverhal-ten im Gebäude wieder und wird von einer externen Datenquelle (Type 9c) geliefert. Das Brauch-warmwasser-Subsystem ist in Abbildung 5.18 dargestellt.

Type

Type 6 Type

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Abbildung 5.18: Brauchwarmwasser-Subsystem im TRNSYS-Simulationsdeck

Die Daten für das Type 9c wurden mit dem Programm DHWcalc v.10 erzeugt, welches von der Universität Kassel im Rahmen des Task 26 entwickelt wurde. Bei der Erzeugung eines Lastprofils für das Brauchwarmwasser des Standardsystems wurde dabei ein 4-Personen-Haushalt ange-nommen, der im Durschnitt 175 l pro Tag an 45 °C warmen Wasser benötigt (ca. 2670 kWh/a). Die Berechnung der Temperatur des Kaltwassers TCW ist orts- und jahreszeitabhängig [17]

𝑇𝐶𝑊 (𝑡) = 𝑇𝐶𝑊,𝐾𝑐 + 𝑑𝑇𝐶𝑊,𝐾𝐴𝑃 ∙ 𝑐𝑖𝑛 �360 ∙ �𝑡 + 24 ∙ �273,75− 𝑑𝑡𝐶𝑊,𝑆ℎ𝑒𝐼𝑡��

8760� (5.27)

Die durchschnittliche Kaltwassertemperatur TCW,Av für Zürich beträgt 9,7 °C. Die Abhängigkeit des Kaltwassers von der Jahreszeit wird zum einen durch die Temperatur dTCW,AMP beschrieben, wel-che für Zürich bei 6,3 °C liegt und sich auf die Amplitude der Sinuskurve auswirkt. Zum anderen wird für Zürich eine Phasenverschiebung dtCW,Shift von 60 Tagen angesetzt (Heimrath & Haller, A Report of IEA Solar Heating and Cooling programme - Task 32 "Advanced storage concepts for solar and low energy buildings", 2007). Mit der Hilfe der spezifischen Wärmekapazität für Wasser cp,Wat kann nun die erforderliche Leistung Q̇DHW,Dmnd berechnet werden, um den Bedarf an Brauch-warmwasser zu decken [17]

�̇�𝐷𝐻𝑊.𝐷𝑃𝑒𝐵 = �̇�𝐷𝐻𝑊,𝑆𝑒𝑐 ∙ 𝑐𝑃,𝑊𝑎𝑡 ∙ �𝑇𝐷𝐻𝑊,𝐷𝑃𝑒𝐵 − 𝑇𝐶𝑊(𝑡)� (5.28)

Da der Bedarf von Leistung für die Bereitstellung des Brauchwarmwassers Q̇DHW,Dmnd auf der Se-kundärseite gleich der gelieferten Leistung Q̇DHW,Dlvd auf der Primärseite sein muss, kann nun das Type 805 die Temperatur TDHW,Out des Massenstroms aus der Primärseite des Wärmeübertragers berechnen. Dafür benötigt das Type 805 allerdings als Eingangsgröße aus der Primärseite die vom Speicher gelieferte Temperatur TDHW,In und als Parameter die Solltemperatur TDHW,Dmnd, sowie den Wärmedurchgangskoeffizienten UADHW;HX des Wärmeübertragers, welcher im Standardsystem 5,33 kW/K beträgt.

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𝑇𝐷𝐻𝑊,𝑂𝑎𝑡 = 𝑇𝐷𝐻𝑊,𝐼𝑒 −�̇�𝐷𝐻𝑊,𝐷𝐵𝑐𝐵

𝑈𝑃𝐷𝐻𝑊,𝐻𝐻 (5.29)

Mit Hilfe der Temperatur TDHW,Out kann nun das Type 805 den erforderlichen Massenstrom der Pri-märseite ṁDHW,Prim des Wärmeübertragers berechnen.

�̇�𝐷𝐻𝑊,𝑃𝑆𝑒𝑃 =�̇�𝐷𝐻𝑊,𝐷𝐵𝑐𝐵

𝑐𝑃,𝑊𝑎𝑡 ∙ �𝑇𝐷𝐻𝑊,𝐼𝑒 − 𝑇𝐷𝐻𝑊,𝑂𝑎𝑡� (5.30)

Damit übergibt die rot markierte Verbindung zwischen dem Eingang des Brauchwarmwasser-Subsystems und dem Wärmeübertrager in Abbildung 5.18 nur eine Temperatur, da erst das Ty-pe 805 den erforderlichen Massenstrom der Primärseite berechnet. Die Abweichung von der Kon-vention wird mit der eigentlichen hydraulischen Verschaltung des solaren Kombisystems begründet. Der Massenstrom, der die Sekundärseite mit der Solltemperatur von 45 °C verlässt, wird anschließend mit Kaltwasser vermischt, um die vom Nutzer gewünschte Wassertemperatur zu erzeugen. Dies ist jedoch für die Simulation eines solaren Kombisystems irrelevant und wird daher nicht abgebildet. Die Berechnung des elektrischen Energiebedarfs der Pumpe auf der Primärseite findet intern im Brauchwarmwasser-Subsystem statt, da diese stufenlos geregelt ist und unnötig Rechenzeit in Anspruch nehmen würde. Die elektrische Leistung, welche die Pumpe im Brauch-warmwasser-Hydraulikkreis PDHW,Pump,el verbraucht, kann in einer Relation zur Nennleistung der Zusatzheizung PAux,Htr,N betrachtet werden[17]

𝑃𝐷𝐻𝑊,𝑃𝑎𝑃𝑃,𝑒𝐵 = 49,355 ∙ e�0,0083∙𝑃𝐴𝑎𝑎,𝐻𝑡𝐻,𝑁

kW � (5.31)

5.2.1.8 Raumheizung Das Raumheizungs-Subsystem entspricht dem Raumheizungs-Hydraulikkreis eines solaren Kom-bisystems und entzieht dem Speicher Wärme, falls die geforderte Solltemperatur des Gebäudes unterschritten wird. Die entzogene Wärme aus dem Speicher wird durch einen Radiator, der eine thermische Last im solaren Kombisystem darstellt, an das Gebäude abgegeben. Daher gibt es die Möglichkeit das Raumheizungs-Subsystem mit Hilfe eines Heizlastprofils oder durch Einsatz eines Radiators, der mit dem Gebäude aus Kapitel 5.2.1.2 verbunden ist, abzubilden. Beide Möglichkei-ten werden nun im Detail betrachtet.

Heizlastprofil

Ein Heizlastprofil22 (Type 9c) im Raumheizungs-Subsystem ersetzt das Gebäude-Subsystem im Simulationsdeck und gibt für jeden Zeitschritt die über das Jahr erforderliche Heizleistung an, um eine festgelegte Solltemperatur im Gebäude sicherzustellen, welche im Standardsystem nach DIN 1946-2 (Deutsches Institut für Normung e.V. (DIN 1946-2), 1994) bei 20 °C liegt. Dazu wird

22 In dieser Arbeit wurden die Heizlastprofile durch die isolierte Gebäudesimulation erzeugt

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ein Massenstrom aus dem Speicher durch einen Heizkörper geführt, an den er die erforderliche Wärme abgibt, um die benötigte Heizleistung zu erbringen. Danach fließt der Massenstrom aus dem Heizkörper in ein temperaturgesteuertes Ventil (Type 11b), was zur Aufgabe hat den Mas-senstrom in ein Mischventil (Type 11h) zu lenken, falls der aus dem Speicher kommende Massen-strom eine Solltemperatur überschreitet. Diese Solltemperatur entspricht dabei der gewollten Vorlauftemperatur des Heizkörpers. Diese Wiederverwendung des Massenstroms hat eine Abküh-lung der Vorlauftemperatur des Heizkörpers zur Folge, damit dem Speicher zum einen so wenig wie möglich Wärme entzogen wird und zum anderen die Rücklauftemperatur in den Speicher so gering wie möglich ist. Überschreitet der Massenstrom aus dem Heizkörper die festgelegte Tempe-ratur nicht, die im Standardsystem 40 °C beträgt, fließt dieser durch das temperaturgesteuerte Ventil zurück in den Speicher. Im Raumheizungs-Subsystem mit Heizlastprofil, wie es in Abbildung 5.19 veranschaulicht ist, kommt das Heizelement, welches dem elektrischen Durchlauferhitzer (Type 6) aus dem Zusatzheizungs-Hydraulikkreis entspricht und eine Rücklaufanhebung bewirkt, in dieser Arbeit nicht zur Anwendung.

Abbildung 5.19: Raumheizungs-Subsystem mit Heizlastprofil im TRNSYS-Simulationsdeck

Um den benötigten Massenstrom ṁSH,Htr durch den Heizkörper berechnen zu können, damit die geforderte Heizleistung Q̇SH,Dmnd des Heizlastprofils geliefert werden kann, müssen neben der spe-zifischen Wärmekapazität des Wassers cp,Wat, dessen Eintrittstemperatur TSH,Htr,In sowie dessen Austrittstemperatur TSH,Htr,Out bekannt sein.

�̇�𝑆𝐻,𝐻𝑡𝑆 =�̇�𝑆𝐻,𝐷𝑃𝑒𝐵

𝑐𝑃,𝑊𝑎𝑡 ∙ �𝑇𝑆𝐻,𝐻𝑡𝑆,𝐼𝑒 − 𝑇𝑆𝐻,𝐻𝑡𝑆,𝑂𝑎𝑡�(5.32)

Die Eintrittstemperatur des Heizkörpers wird vom Ausgang des Mischventils geliefert. Im Stan-dardsystem beträgt die Austrittstemperatur des Heizkörpers 25 °C, wobei zwischen Ein- und Aus-trittstemperatur eine Temperaturdifferenz von mindestens 5 °C eingestellt ist. Damit wird zwischen Mischventil und Heizkörper nur eine Temperatur übergeben und erst im Heizkörper der erforderli-che Massenstrom berechnet. Aber wie schon im Brauchwarmwasser-Hydraulikkreis wird die Ab-weichung von der Konvention mit der eigentlichen hydraulischen Verschaltung des solaren

Type

Type 6 Type

Type

Heizkör-

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Kombisystems begründet. Wie beim Brauchwarmwasser-Hydraulikkreis wird der elektrische Ener-giebedarf der Pumpe im Raumheizungs-Hydraulikkreis intern berechnet. Die Pumpe ist stufenlos geregelt und benötigt im Einsatz daher die volle elektrische Leistung PSH,Pump,el. Die elektrische Leistung der Pumpe im Raumheizungs-Hydraulikkreis berechnet sich in Abhängigkeit der Nenn-leistung der Zusatzheizung PAux,Htr,N.

𝑃𝑆𝐻,𝑃𝑎𝑃𝑃,𝑒𝐵 = 90 + 0,2 ∙𝑃𝐾𝑎𝑎,𝐻𝑡𝑆,𝑁

kW (5.33)

Der maximale Massenstrom, der durch die Pumpen fließen kann, berechnet sich nach Task 32, wie im folgenden Kapitel gezeigt wird. Dadurch ist der Massenstrom ṁSH,Htr durch den Heizkörper und weiterführend die maximale Heizleistung begrenzt.

Radiator

Im Rahmen dieser Arbeit wurde ein Raumheizungs-Subsystem mit Radiator aufgebaut, welches zwar von der hydraulischen Verschaltung dem Raumheizungs-Subsystem mit Heizlastprofil gleicht, sich aber in der Vorgehensweise zur Berechnung des erforderlichen Massenstroms durch den Heizkörper, hier in Form eines Radiators, stark unterscheidet. Im Raumheizungs-Subsystem mit Radiator stellt die thermische Heizlast das Gebäude dar und wird vom Type 56 durch die dyna-misch berechnete Gebäudetemperatur vorgegeben. Mit Hilfe dieser dynamischen Gebäudetempe-ratur, der Temperatur des Massenstroms aus dem Speicher und durch Einsatz des Type 362 kann der erforderliche Massenstrom durch den Radiator berechnet werden, der notwendig ist, um die Solltemperatur des Gebäudes zu halten. Dazu ist jedoch ein PID-Regler (Type 320) notwendig, der ein Regelungssignal vorgibt, wie viel der Nennleistung des Radiators dafür erforderlich ist. Neben der Solltemperatur des Gebäudes benötigt der PID-Regler die Feedback-Temperatur des Gebäu-des, d.h. der dynamischen Gebäudetemperatur des letzten Zeitschritts, welche durch einen Spei-cher für Eingabewerte (Type 93) geliefert wird. Im Raumheizungs-Subsystem mit Radiator, welches in Abbildung 5.20 veranschaulicht ist, kommt das Heizelement (Type 6) wie beim Raum-heizungs-Subsystem mit Heizlastprofil in dieser Arbeit nicht zur Anwendung.

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Abbildung 5.20: Raumheizungs-Subsystem mit Radiator im TRNSYS-Simulationsdeck

Nach Berechnung des erforderlichen Massenstroms aus dem Speicher durch den Radiator in Kombination mit dem PID-Regler entspricht die Funktionsweise des Hydraulikkreises dem des Raumheizungs-Subsystems mit Heizlastprofil. Zu den wichtigsten Parametern des Type 362 zäh-len die Nennleistung und der maximale Massenstrom ṁSH,Rdtr,max, der durch den Radiator strömen kann. Dieser berechnet sich aus der spezifischen Wärmekapazität des Wassers cp,Wat, der ortsab-hängigen Standardheizleistung Q̇d,ZH, und einer Design-Ein- bzw. Ausgangstemperatur TSH,Rdtr,In und TSH,Rdtr,Out.

�̇�𝑆𝐻,𝑅𝐵𝑡𝑆,𝑃𝑎𝑎 =�̇�𝐵,𝑍𝐻

𝑐𝑃,𝑊𝑎𝑡 ∙ �𝑇𝑆𝐻,𝑅𝐵𝑡𝑆,𝐼𝑒 − 𝑇𝑆𝐻,𝑅𝐵𝑡𝑆,𝑂𝑎𝑡� (5.34)

Die Werte für die Standardheizleistung und der Design-Ein- bzw. Ausgangtemperatur des Radia-tors sind vom Gebäude abhängig und können aus Tabelle 5.6 entnommen werden.

Tabelle 5.6: Parameter des Raumheizungs-Subsystems mit Radiator [17]

Type

Type

Type

Type 6

Type

Type

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Außer den Parametern der Tabelle 5.6 ist für die Berechnung der Nennleistung des Radiators Q̇SH,Rdtr,N die Gebäudesolltemperatur TBldg,Set, welche für das Standardsystem 20 °C beträgt, und der Heizkörperexponent nRdtr, der für Radiatoren 1,3 beträgt, notwendig [17] .

�̇�𝑆𝐻,𝑅𝐵𝑡𝑆,𝑁 = �̇�𝐵,𝐵𝑐𝑐 ∙ �60

�𝑇𝑆𝐻,𝑅𝐵𝑡𝑆,𝐼𝑒 − 𝑇𝑆𝐻,𝑅𝐵𝑡𝑆,𝑂𝑎𝑡�2 − 𝑇𝐵𝐵𝐵𝐵,𝑆𝑒𝑡

𝑒𝑅𝑅𝑡𝐻

(5.35)

Demnach beläuft sich im Standardsystem für Zürich der maximale Massenstrom durch den Radia-tor 2219 kg/h und dessen Nennleistung beträgt 64 kW.

5.2.2 Eingesetzte Simulationsmodelle

Ein Simulationsdeck ist als Gesamtsystem zu verstehen, dass sich modular aus Subsystemen zusammensetzt. Auf Basis der in Kapitel 5.2.1 betrachteten Subsysteme werden im Folgenden die in dieser Arbeit verwendeten Simulationsdecks vorgestellt und bieten die Grundlage für die Simula-tionsergebnisse in Kapitel Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefunden werden..

5.2.2.1 Isoliertes Gebäudemodell

Das isolierte Gebäudemodell bildet nur das Gebäude ohne Wärmeversorgungstechnik ab und setzt sich daher lediglich aus folgenden Subsystemen zusammen:

Abbildung 5.21: Subsysteme des isolierten Gebäudemodells

Mit Hilfe des isolierten Gebäudemodells können Heizlastprofile individuell für Gebäude erzeugt werden, die sich z.B. in der Wärmedämmung, den geometrischen Abmessungen, den Luftwechsel-raten etc. unterscheiden. Ebenfalls ist es möglich diese Gebäude mittels Wetterdateien in ver-schiedenen geografischen Lagen zu simulieren. Um ein Heizlastprofil für einen Luftknoten erzeugen zu können, muss in TRNBuild dessen Modelleigenschaft „Heizen“ aktiviert sein und im Typemanager für das „Heizen“ des Luftknotens eine Solltemperatur angegeben werden, auf wel-cher die Gebäudeinnentemperatur gehalten werden soll, wie in der Abbildung 5.21 veranschaulicht ist. Das erzeugte Heizlastprofil beinhaltet dadurch für jeden Zeitschritt die über das Jahr erforderli-che Heizleistung, um eine festgelegte Solltemperatur im Gebäude sicherzustellen, welche im Standardsystem nach DIN 1946-2 (Deutsches Institut für Normung e.V. (DIN 1946-2), 1994) bei 20 °C liegt. TRNSYS greift dabei auf die Leistungsbilanz für das Gebäude des Standardsystems zurück, wobei diese den idealen Bedarf an Heizleistung berechnet, um die geforderte Solltempera-tur zu erreichen.

ON

Wetter Gebäu-

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Abbildung 5.22: Erforderliche Heizleistung des isolierten Gebäudemodells

5.2.2.2 System mit Heizlastprofil

Das System mit Heizlastprofil, welches mit dem isolierten Gebäudemodell erzeugt wurde, bildet die Wärmeversorgungstechnik ohne Gebäude ab, wie in Abbildung 5.23 veranschaulicht ist.

Abbildung 5.23: Subsysteme des Systems mit Heizlastprofil

Das Heizlastprofil gibt dem Heizkörper im Raumheizungs-Subsystem die erforderliche Heizleistung vor um die Gebäudetemperatur, welche im isolierten Gebäudemodell als Solltemperatur angege-

Heizlastprofil

Q̇SH,Dmn

Raumheizung mit Heizlast-

Kollek-

Zusatzhei-

Wetter Spei-

Brauchwarmwas-

Kollektorrege-

Q̇SH,Dlvd

Gebäudetempera-

Außentempera-

Erforderliche Heizleis- 40 °C

30 °C

20 °C

10 °C

0 °C

-10 °C

10 kW

7,5 kW

5 kW

2,5 kW

0 kW

-2,5 0

730 h 1460

2190

2920

3650

4380 h 5110

5840

6570 h 7300 h 8030 h 8760

Simulationszeit

Tem

pera

tur

Leis

tung

Gebäudetemperatur wird min. auf 20 °C Solltemperatur gehalten

Bsp. Feb-

SFH 60,

Heizlastprofil

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ben wurde, zu gewährleisten. Es ersetzt somit das Gebäude-Subsystem, weshalb auch die Ge-bäudetemperatur in Abbildung 5.24 nicht zu sehen ist.

Abbildung 5.24: Gelieferte Heizleistung des Systems mit Heizlastprofil

Bei einem Vergleich der Abbildung 5.22 und Abbildung 5.24 wird deutlich, dass die gelieferte Heiz-leistung des Systems mit Heizlastprofil der erforderlichen Heizleistung des isolierten Gebäudemo-dells entspricht, worauf in Kapitel Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefunden werden. näher eingegangen wird.

5.2.2.3 System mit dynamisch gekoppeltem Gebäude

Das System mit dynamisch gekoppeltem Gebäude, auch gekoppeltes System genannt, bildet die Wärmeversorgungstechnik mit Gebäude ab und verwendet im Gegensatz zum System mit Heiz-lastprofil direkt ein Gebäude-Subsystem als thermische Heizlast. Das Gebäude-Subsystem ent-spricht dabei dem isolierten Gebäudemodell mit dem Unterschied, dass hier die Modelleigenschaft „Heizen“ des Luftknotens deaktiviert sein muss, damit die Gebäudetemperatur frei schwingen kann und nicht von TRNBuild auf einer Solltemperatur gehalten wird. Das Gebäude-Subsystem kann dadurch mit dem Radiator im Raumheizungs-Subsystem interagieren, wie in Abbildung 5.25 ver-anschaulicht ist.

40 °C

30 °C

20 °C

10 °C

0 °C

-10 °C

10 kW

7,5 kW

5 kW

2,5 kW

0 kW

-2,5 0

730 h 1460

2190

2920

3650

4380 h 5110

5840

6570 h 7300 h 8030 h 8760

Simulationszeit

Tem

pera

tur

Leis

tung

SFH 60,

Außentempera-

Gelieferte Heizleis-

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Schlussbericht HeizSolar

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Abbildung 5.25: Subsysteme des gekoppelten Systems

Im Raumheizung-Subsystem des gekoppelten Systems gibt nun nicht mehr ein Heizlastprofil die erforderliche Heizleistung vor, sondern diese resultiert direkt aus der Gebäudetemperatur, weshalb in Abbildung 5.26 nur die gelieferte Heizleistung enthalten ist. Die Gebäudetemperatur soll wie beim isolierten Gebäudemodell auf einer Solltemperatur gehalten werden und schwingt im Stan-dardsystem nach DIN 1946-2 (Deutsches Institut für Normung e.V. (DIN 1946-2), 1994) um 20 °C.

Abbildung 5.26: Gelieferte Heizleistung des gekoppelten Systems

TBldg

Raumheizung mit Ra-

Kollek-

Zusatzhei-

Wetter Spei-

Brauchwarmwas-

Kollektorrege-

Q̇SH,Dlvd Gebäu-

OF

Gebäudetempera-

Außentempera-

Gelieferte Heizleis- 40 °C

30 °C

20 °C

10 °C

0 °C

-10 °C

10 kW

7,5 kW

5 kW

2,5 kW

0 kW

-2,5 0

730 h 1460

2190

2920

3650

4380 h 5110

5840

6570 h 7300 h 8030 h 8760

Simulationszeit

Tem

pera

tur

Leis

tung

Frei schwingende Gebäude-temperatur um 20 °C

Bsp. Feb- SFH 60,

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Schlussbericht HeizSolar

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5.3 Vergleich mit anderen Simulationsmodellen

Zur detaillierten, theoretischen Untersuchung des SAH-Konzeptes sind zeitlich hochaufgelöste und thermodynamisch genaue Simulationsrechnungen notwendig. Dies ist jedoch nur mit einer leis-tungsfähigen Software möglich. Diese muss einerseits mit einem Simulationsmodell das thermi-sche Verhalten möglichst genau abbilden können und andererseits sollte die Rechenzeit mit diesem Modell in vertretbarem Rahmen liegen, um die Möglichkeit zur Berechnung von unter-schiedlichen Ausführungsvarianten zu haben. Die detailgetreue Abbildung des thermischen Ver-haltens beinhaltet sowohl die Berechnung einer Vielzahl von Interaktionen der einzelnen Komponenten der Technik zur Beheizung des Gebäudes und zur Trinkwassererwärmung unterei-nander sowie die Interaktionen dieser Komponenten mit dem Gebäude selbst. Hierfür sind genaue und validierte Modelle der Komponenten aber auch des Gebäudes obligatorisch. Dies beschränkt sich nicht nur das ausschließliche Vorhandensein von Modellen dieser Komponenten, sondern vielmehr werden eine genaue Beschreibung der Modelle und eine ausreichend dokumentierte Er-fahrung mit diesen Modellen in der Forschung mittels einschlägiger Veröffentlichungen vorausge-setzt. Darüber hinaus ist für eine effiziente Durchführung von Parametervariationen eine einfache Skalierbarkeit des aufgebauten Simulationsmodells des Gesamtsystems vorteilhaft.

In verschiedenen Arbeitsgruppen des Solar Heating and Cooling Programme (SHC) der Internatio-nalen Energie Agentur (IEA) wurden diverse Softwarelösungen zur Simulation von unterschied-lichsten Problemstellungen der Solarthermie eingesetzt und entsprechend umfassend dokumentiert. Hierbei haben sich modulbasierte Softwarepakete als am besten geeignet heraus-gestellt. Beispielsweise wurden in der IEA SHC Task 44 „Solar and Heat Pump Systems“ die mo-dulbasierten Simulationsprogramme TRNSYS und Simulink eingesetzt. Beide Programme haben sich als gut geeignet herausgestellt, mit leichten Vorteilen für TRNSYS aufgrund der verfügbaren Modelle (sog. Types) für die im Gesamtsystem eingesetzten Komponenten [Quelle IEA-SHC]. Ne-ben diesen hauptsächlich im wissenschaftlichen Bereich eingesetzten Programmen sind verschie-dene weitere Programme für die Simulation von Gebäuden und thermischen Solaranlagen kommerziell verfügbar. Die Programme Getsolar (Hottgenroth Software GmbH & Co. KG), Poly-sun (Vela Solaris AG) und T*Sol (Valentin Software GmbH) bieten Unterstützung bei der Planung, Dimensionierung, Ertrags- und Wirtschaftlichkeitsprognosen für Solaranlagen (thermisch und elektrisch) sowie teilw. auch für Wärmepumpen, Kraft-Wärme-Kopplung und Geothermie. Zum Funktionsumfang dieser Programme gehört zusätzlich auch die Durchführung der Berechnungen zur Erstellung von Nachweisen im Rahmen der derzeitig gültigen Energieeinsparverordnung (EnEV). Bislang fehlte jedoch jegliche Validierung, ob diese kommerziell verfügbaren Simulations-programme das thermische Verhalten von großen thermischen Solaranlagen, die mehr als die Hälfte des Wärmebedarfs eines Gebäudes decken, und bei denen die thermische Interaktion zwi-schen Solaranlage und Gebäude eine entscheidende Rolle spielt, korrekt abbilden können. Daher wurden diese Programme nicht zur Anwendung im Forschungsprojekt HeizSolar in Betracht gezo-gen. Das Problem der fehlenden Validierung der unterschiedlichen kommerziellen Simulationspro-gramme wurde im Jahr 2015 im Projekt „Spezifikation von Schnittstellen zwischen Solarsimulation und den Normen DIN V 18599 sowie DIN V 4701-10 zur Erstellung von Nachweisen im Rahmen der Energieeinsparverordnung – Definition eines offenen Standards“ (kurz: Solarsimu-EnEV)“ adressiert [Quelle Solarsimu-EnEV]. Dies bietet den Entwicklern nun die Möglichkeit ihre Pro-

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Schlussbericht HeizSolar

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gramme so zu überarbeiten, dass diese die Beiträge von großen thermischen Solaranlagen zur Deckung des Wärmebedarfs von Gebäuden hinreichend gut berechnen können. Dies hat einer-seits für die Anbieter und Anwender der Softwarepakete und andererseits für die Nachweisrech-nung im Rahmen der EnEV sowie die Fördermittelgeber von Zuschüssen für die Realisierung von energieeffizienten Gebäuden (bspw. KfW) signifikante Vorteile.

Unter Berücksichtigung der vorausgegangen Betrachtungen wurde innerhalb des Projektkonsorti-ums entschieden, alle Berechnungen der Anlagentechnik, der Gebäude und deren Interaktionen untereinander mit der Softwareumgebung TRNSYS in der Version 17 durchzuführen [Quelle TRN-SYS].

5.4 Sensitivitätsanalysen

Im Rahmen der simulationsgestützten Untersuchungen wurden umfangreiche Sensitivitätsanaly-sen zu unterschiedlichen Einflussgrößen auf die solarthermische Wärmeversorgungsanlage durchgeführt. Eine ausführliche Darstellung und Diskussion der Ergebnisse ist den Anlagen zu diesem Bericht zu entnehmen. Die Ergebnisse wurden auch in verschiedenen Beiträgen zu Konfe-renzen und Symposien veröffentlicht und der Fachwelt zur Diskussion gestellt. Nachfolgend ist eine Übersicht der untersuchten Einflussgrößen und der entsprechenden Veröffentlichungen ge-geben.

1) Eine entscheidende Einflussgröße, insbesondere im Hinblick auf die Dimensionierung der Solaranlage unter ökonomischen Gesichtspunkten, ist das Verhältnis zwischen Spei-chervolumen und Kollektorfläche. Ein systemtechnisch und ökonomisch sinnvolles Ver-hältnis liegt für Einfamilien-SAHs in Deutschland im Bereich zwischen 75 l/m² und 200 l/m², wobei das Optimum von zahlreichen Faktoren beeinflusst wird und bei der Planung des Gebäudes individuell ermittelt werden muss (siehe [18], [19], [20]).

2) Der erreichbare solarthermische Deckungsanteil wird maßgeblich von der thermischen Leistungsfähigkeit des Sonnenkollektors beeinflusst. Mit hocheffizienten Vakuumröh-ren- oder Vakuumflachkollektoren kann eine signifikante Steigerung des Deckungsanteils gegenüber Standard-Flachkollektoren erreicht werden. Dies gilt insbesondere für kleine Verhältnisse zwischen Speichervolumen und Kollektorfläche (siehe [18], [19], [21]).

3) In Zusammenhang mit der thermischen Leistungsfähigkeit des Sonnenkollektors steht auch der Einfluss des Temperaturniveaus des Wärmeverteilsystems für die Raumheizung. Allgemein nimmt der erreichbare solarthermische Deckungsanteil mit zunehmendem Tem-peraturniveau der Raumheizung ab. Dieser Effekt ist für hocheffiziente Vakuumröhren- oder Vakuumflachkollektoren deutlich weniger ausgeprägt, als für Standard-Flachkollektoren (siehe [18], [19], [21]).

4) Eine weitere wichtige Einflussgröße ist die Ausrichtung und Integration des Sonnenkol-lektors. Diese beeinflusst zum einen den erzielbaren solarthermischen Deckungsanteil und hat zum anderen auch eine systemtechnische Relevanz. Für SAHs eignen sich nach Sü-den orientierte, mit Neigungswinkeln zwischen 60° und 75° steil angestellte Kollektorflächen optimal. Durch die steile Anstellung wird nicht nur der maximal mögliche solarthermische

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Deckungsanteil erzielt, sondern auch die potentielle Stagnationszeit des Systems reduziert (siehe [18], [19]).

5) Die Integration des Speichers in die thermische Hülle des Gebäudes ist bei konventionell wärmegedämmten Warmwasserspeichern vorteilhaft für die effiziente Nutzung der solar-thermisch erzeugten Wärme. In der Heizperiode, insbesondere in den Übergangszeiten, kann die nutzbare Abwärme des Speichers im Gebäude einen signifikanten Beitrag zur De-ckung des Heizwärmebedarfs leisten. Bei der Integration der Warmwasserspeicher ist der sommerliche Wärmeschutz zu beachten (siehe [18], [22]).

6) Es hat sich herausgestellt, dass die Leistungsfähigkeit des solarthermischen Wärmeerzeu-gers im Wesentlichen nicht von dem Auslegungstemperaturniveau des angeschlossenen Heizkreises abhängt. Die Untersuchungen, welche in [19], [21] veröffentlicht wurden, ha-ben gezeigt, dass auch mit Radiatorheizkörpersystemen, welche auf einem moderaten Auslegungstemperaturniveau von z.B. 55 °C/45 °C betrieben werden, bezüglich einem Flä-chenheizkreis vergleichbare solarthermische Deckungsanteile zu erzielen sind. Hintergrund ist der, dass der solarthermische Wärmeerzeuger insbesondere in den Übergangszeiten (Phase 1 und 3, siehe Kapitel 3.3) zur Wirkung kommt. In diesen Phasen liegen die Tempe-raturniveaus noch weit vom Auslegungstemperaturniveau entfernt – sind damit näher beiei-nander, so dass die Leistungsfähigkeit des solarthermische Wärmeerzeugers nicht extrem einbricht. In der Kernheizperiode (Phase 2, siehe Kapitel 3.3) kommt der solarthermische Wärmeerzeuger dann kaum noch zum Tragen, so dass das erhöhte Temperaturniveau im Heizkreis beim Vergleich von Radiatorheizkörperkreisen mit Flächenheizkreisen weniger ins Gewicht fällt.

5.5 Zusammenfassung und Optimierungsempfehlungen

Aus den durchgeführten simulationsgestützten Untersuchungen lassen sich folgende Empfehlun-gen für die Optimierung von SAHsn ableiten. Hocheffiziente, zwischen 60° und 75° steil angestell-te, ggf. in die Gebäudearchitektur integrierte Sonnenkollektoren eignen sich optimal für SAHs. Wenn erwünscht, können passive oder aktive Maßnahmen zur Vermeidung von Stagnation ange-wandt werden. Thermisch gut schichtende Warmwasserspeicher mit Belade- und Endladeeinrich-tungen, welche unterschiedliche Temperaturzonen (z. B. solare Vorwärmung Warmwasser, solare Vorwärmung Raumheizung und rein solare Erwärmung) aufrechterhalten können, in Kombination mit einem Niedertemperatur-Heizwärmeverteilsystem ermöglichen die effizienteste Nutzung der solarthermisch erzeugten Wärme. Eine niedriges Temperaturniveau der zur Raumheizung ist um-so relevanter, umso geringer die Leistungsfähigkeit der verwendeten Sonnenkollektoren ist. Bei konventionell gedämmten Speichern ist eine Integration in die thermische Hülle des Gebäudes unter Beachtung des sommerlichen Wärmeschutzes vorteilhaft. Dadurch kann die nutzbare Ab-wärme des Speichers einen signifikanten Anteil zur Deckung des Heizwärmebedarfs beitragen. Hinsichtlich der Dimensionierung der solarthermischen Anlage ist das Verhältnis zwischen Spei-chervolumen und Kollektorfläche von großer Bedeutung für den erreichbaren Deckungsanteil und die Wirtschaftlichkeit der Wärmeversorgung. Das Optimum dieses Verhältnisses wird von zahlrei-chen Faktoren beeinflusst und liegt für ein Einfamilienhaus in Deutschland im Bereich zwischen 75 l/m² und 200 l/m².

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6 Bewertung und Optimierung des SAH-Konzepts

In dem folgenden Kapitel wird das Konzept des SAH eingehend einer ökonomischen, energeti-schen und ökologischen Analyse unterzogen.

6.1 Randbedingungen Referenz System sowie Parameterstudie Alle im Folgenden betrachteten Varianten der SAH werden bezogen auf eine Referenz betrachtet. Der Bilanzraum erstreckt sich dabei in der Regel hinsichtlich den bezüglich der Referenz vorlie-genden Differenzen.

6.1.1 Definition Referenz System Das betrachtete Referenz-System setzt sich aus dem nach EnEV geforderten Mindestwärme-dämmstand sowie anlagentechnisch aus einer Kombination von Gas-Brennwertkessel mit einer solarthermischen Anlage zur Unterstützung der Trinkwassererwärmung zusammen. Für die solar-thermische Anlage wurden dabei die in Tabelle 6.1 dargestellten Kennwerte angenommen.

Tabelle 6.1: Grundlegende Ausführung der Anlagentechnik für die solarthermisch unterstützte Erzeugung von Trinkwarmwasser im Referenzsystem

Solarthermischer Deckungsanteil am Bedarf Trinkwarmwasser 60%

Stromverbrauch Pumpe Solarkreis kWh 30

Aperturfläche m² 4.72

Volumen Speicher m³ 0.35

6.1.2 Definition der untersuchten Varianten

Für die Parameterstudie wurden die folgenden Parameter verändert:

• Aperturfläche der solarthermischen Kollektoren

• Volumen des Warmwasserspeichers

• Wärmedämmstandard des Gebäudes entsprechend den Vorgaben nach EnEV 2014

• Typ des Zusatzwärmeerzeugers

Die simulationstechnisch untersuchten Wärmedämmstandards der Gebäude stellen sie dabei wie in

Tabelle 6.2 aufgetragen dar.

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Tabelle 6.2: In der Simulationsstudie untersuchte Wärmedämmstandards nach EnEV 2014 der Wohngebäude

Gebäudeklasse Anforderung H´T

Anforderung H´T [W/(m²K)

KfW-Effizienzhaus 40

0.55 * HT’EnEV_Ref

0.191

KfW-Effizienzhaus 55

0.70 * HT’EnEV_Ref

0.244

KfW-Effizienzhaus 70

0.85 * HT’EnEV_Ref

0.296

EnEV2009-Referenzhaus

1.00 * HT’EnEV_Ref

0.348

Für die Zusatzwärmeerzeuger wurden dabei die in Tabelle 6.3 zusammengestellten energetischen Kenngrößen angesetzt.

Tabelle 6.3: Nutzungsgrade und Primärenergiefaktoren der in der Simulationsstudie un-tersuchten Zusatzwärmeerzeuger

Varianten JAZ Kesselnutzungsgrad Primärenergiefaktor

Gas-Brennwertkessel 85% 1.1

Pellets-Kessel 75% 0.2

Holzscheitvergaser-Kessel 75% 0.2

Wärmepumpe / Luft-Wasser 3 2.4

Die Bewertung erfasst dabei insbesondere die Leistungsfähigkeit des solarthermischen Wärmeer-zeugers sowie die dessen Rückkopplungseffekte auf das Gebäude.

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6.2 Ökonomische Bewertung

In der ökonomischen Bewertung wurden die initialen, für die Investition sowie die kapitalgebunde-nen Kosten betrachtet. Weiterhin wurden die betriebsgebundenen Kosten und die für Wartung er-forderlichen Kosten berücksichtigt. Die ökonomische Bewertung erfolgt relativ zu einem Referenz-System in Form von Mehrkosten. Es ist daher wichtig zu erfassen, welche Kosten in der Referenz erfasst werden, da in der Betrachtung nur Mehrkosten berücksichtigt werden, die diesbezüglich relevant erscheinen.

6.2.1 Jahresgesamtkosten

Die Jahresgesamtkosten beinhalten die im folgenden Kostengruppen:

• Kapitalgebundene Kosten

• Betriebsgebundene Kosten

• Verbrauchsgebunde Kosten

Für die verbrauchsgebundenen Kosten werden dabei die in Tabelle 6.4 dargestellten Kosten an-genommen. Für die Jahreskosten wird der Mittelwert mit der angegebenen Preissteigerungsrate von 3% bzw. 8% angesetzt.

Tabelle 6.4: Für die verbrauchsgebundenen Kosten angenommenen Energiekosten.

Energieträger Einheit Kosten zu Beginn

Mittelwert mit Preissteige-rungsrate von 3% über 20 Jah-re

Endenergie Gas €/kWh 0.08 0.18

Endenergie Pellets €/kWh 0.05 0.11

Endenergie Holzscheite €/kWh 0.02 0.05

Elektrizität €/kWh 0.28 0.64

Elektrizität / Wärmepumpe €/kWh 0.24 0.55

6.2.2 Referenzkosten

Die in der folgenden Tabelle 6.5 dargestellten Kosten gelten für die Referenz des Gas-Brennwertsystems mit einer solarthermischen Trinkwasseranlage. Die Bauausführung der Wärme-dämmung erfolgt nach dem EnEV Mindestanforderungen und ist ohne Kosten verbunden. In den Varianten werden hierfür Mehrkosten angegeben.

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Tabelle 6.5: In den Investitionskosten für die Referenzanlage berücksichigte Kosten.

Systemeinheit Kosten Einheit

Solarthermieanlage inkl. Speicher und Montage 5771 €

Gas-Kessel 3873 €

Für die betriebsgebundenen Kosten wurde ein Aufwand von 30 kWh an elektrischem Hilfsstrom-bedarf berücksichtig.

6.2.2.1 Investitionskosten Die in den Berechnungen zu Grunde liegenden investiven Kosten sind in Tabelle 6.6 zusammen-fassen dargestellt. Es handelt sich dabei zum Teil bezüglich der in der Referenz definierten Kosten um Mehrkosten inkl. Ust.

Tabelle 6.6: Investive Kosten inkl. Ust., die teilweise als Mehrkosten bezüglich der Refe-renz ausgewiesen sind und die Nutzungsdauer der Komponenten.

Bauteil Einheit Kosten Nutzungs-dauer

Jahre

Wärmedämmung / EPS €/(m.m²) 250 30

Fenster / von U = 1.3 W/m².K auf 0.9 W/m².K) bei KfW40

€/m² 80 30

WRG / von Abluft auf WRG mit 60% bei KfW40

€ 4500 20

Gas-Brennwertkessel €/ bei 10 kW Nennleis-tung

3873 20

Pellets-Kessel €/ bei 10 kW Nennleis-tung

13489 20

Holzscheitvergaser-Kessel €/ bei 10 kW Nennleis-tung

10391 20

Wärmepumpe / Luft-Wasser €/ bei 10 kW Nennleis-tung

12000 20

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Bauteil Einheit Kosten Nutzungs-dauer

Jahre

Solarthermie SAH

Kollektor / Flach (ohne Montage, Unter-konstr.)

€/m² (€/kW) 300 25

Unterkonstruktion €/m² 70 25

Hydraulik Kollektor- und Solarkreis €/m² 50 25

Funktionsgruppe Solar € 1500 20

Regelung Solar € 500 25

Warmwasser-Speichertank (inkl. Wärme-übertrager)

€/m³ 50

Dämmung/Ummantelung Warmwasser-Speichertank

€/mm 50

Wohnraum-Verlust durch Speicher €/m² 1500 50

Wohnraum-Verlust durch Wärmedäm-mung

€/m² 1500 50

Funktionsgruppe Heizkreis (Zusätze bei SAH)

€ 4000 20

Installation

Installation Kollektoren €/(d.Pers) 500 25

Installation Hydraulik Kollektor- und Solar-kreis

€/(d.Pers) 500 25

Installation Elektro Kollektor- und Solar-kreis

€/(d.Pers) 500 25

Installation Speicher € bei Mitbenutzung Baustellenkran

400 50

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Für ein typisches SAH im KfW70-Effizienzstandard mit einem Speichervolumen von 6 m³ und einer Aperturfläche von 43 m² ergibt sich damit die in Tabelle 6.7 und Abbildung 6.1 dargestellte Kos-tenaufteilung für die investiven Maßnahmen in der Anlagentechnik. Dem gegenüber stehen die in Tabelle 6.5 festgelegten Kosten für die anlagentechnische Ausführung der Referenz für die keine weitere Aufteilung dargestellt ist.

Tabelle 6.7: Aufteilung der investiven Kosten der Anlagentechnik für ein typisches SAH60 im KfW70-Effizienzstandard mit einem Speichervolumen von 6 m³ und einer Aperturfläche von 43 m².

Komponente Investitionskosten

€ €/m²NF -

Solarthermischer Wärmeerzeuger (STWE) (0.54)

Flachkollektor 12900 110.7 0.35

Unterkonstruktion 3010 25.8 0.08

Hydraulik Kollektor- und Solarkreis 2150 18.5 0.06

Funktionsgruppe Solar 1500 12.9 0.04

Regelung Solar 500 4.3 0.01

Speicher (inkl. zusätzl. Peripherie für SAH) (0.34)

Warmwasser-Speichertank (inkl. Wärmeübertrager) 4953 42.5 0.13

Dämmung/Ummantelung Warmwasser-Speichertank 3467 29.8 0.09

Funktionsgruppe Heizkreis (Zusätze bei SAH) 4000 34.3 0.11

Installation (0.12)

Kollektoren 1500 12.9 0.04

Hydraulik Kollektor-Solarkreis 2000 17.2 0.05

Elektro Kollektor-Solarkreis 500 4.3 0.01

Speicher 400 3.4 0.01

Summe 36879 316.6 1.00

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Abbildung 6.1: Aufteilung der investiven Kosten der Anlagentechnik für ein typisches SAH60im KfW70-Effizienzstandard mit einem Speichervolumen von 6 m³ und einer Aperturfläche von 43 m².

Es wird dabei deutlich, dass die Kosten für den Kollektor ca. 1/3 an den gesamten Mehrkosten für eine anlagentechnische Ausführung eines SAH60 ausmachen. Der Anteil für den Speicher und den zusätzlich zur Referenz erforderlichen hydraulischen Komponenten macht ebenfalls einen Anteil von ca. 1/3 aus. Die für die Installation erforderlichen Kosten liegen anteilig bei gut 10%. Dabei wurde angenommen, dass der Einbringungsort für den Baustellenkran bzgl. seiner Belas-tungsgrenzen gut erreichbar ist und damit dieser bauseits zur Einbringung des Speichers genutzt werden kann.

6.2.2.2 Kapitalgebundene Kosten

Die kapitalgebunden Kosten beinhalten die mit der Annuitätenmethode in jährliche Kosten umge-rechneten Investitionen. Die Berechnung der Annuität erfolgt dabei über die Nutzungsdauer der Komponenten. Als Instandsetzungsaufwand wurde der mit der Investition verbundene Aufwand angenommen. Für die Berechnung wurde ein kalkulatorischer Zinzsatz von 2% angenommen.

6.2.2.3 Betriebsgebundene Kosten

Der Energieverbrauch der Anlagen setzt sich in der Betrachtung aus dem Hilfsstromverbrauch für den Betrieb des solarthermischen Wärmeerzeugers sowie den Brennstoffkosten zusammen. Diese werden jährlich den betriebsgebundenen Kosten zugeschlagen.

6.2.2.4 Wartungskosten

In dieser Kostengruppe sind die Kosten für die Wartung der Anlage enthalten. Diese berechnen sich jährlich zu 0.5% der Mehrkosten für die getätigte Investition.

35.0%

8.2%5.8%4.1%1.4%

13.4%

9.4%

10.8%

4.1%5.4% 1.4% 1.1%

Solarthermischer Wärmeerzeuger (STWE)FlachkollektorUnterkonstruktionHydraulik Kollektor- und SolarkreisFunktionsgruppe SolarRegelung SolarSpeicher (inkl. zusätzl. Peripherie für SAH)Warmwasser-Speichertank (inkl. Wärmeübertrager)Dämmung/Ummantelung Warmwasser-SpeichertankFunktionsgruppen Hydraulik (Zusätze bei SAH)InstallationKollektorenHydraulik Kollektor-SolarkreisElektro Kollektor-SolarkreisSpeicher

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6.2.3 Ergebnisse Varianten SAH

In den folgenden Unterpunkten wird eine Parameterstudie zu den simulationstechnisch untersuch-ten Gebäude und deren Anlagenvarianten sowie den damit verbundenen Mehrkosten bezüglich der Referenz dargestellt.

6.2.3.1 Minimale Kosten in Abhängigkeit von Speichervolumen und Aperturfläche

Der solarthermische Deckungsanteil wird insbesondere von der gewählten Aperturfläche sowie dem eingesetzten Speichervolumen bestimmt. In den folgenden Abbildungen werden die Ergeb-nisse einer Parameterstudie präsentiert, in der die damit verbundenen annualisierten Mehrkosten aufgetragen werden. Für jeden untersuchten KfW-Effizienzstandard wird dabei ein separates Dia-gramm gezeigt.

In der Abbildung 6.2 wird ersichtlich, dass bei einem KfW-Effizienzhausstandard ein solarthermi-scher Deckungsanteil von ca. 60% bei einem Verhältnis von Speichervolumen zu Aperturfläche von ca. 4 m³ / 22 m² kostenoptimal erfolgt. Dies entspricht einem spezifischen Verhältnis von 182 Litern pro m² Aperturfläche.

Abbildung 6.2: Solarthermischer Deckungsanteil fsol sowie die annualisierten Kosten in Ab-hängigkeit der Aperturfläche sowie des Speichervolumens für das Typ-EFH mit Gas-Brennwerttechnik, ohne MAP Förderung, ohne Berücksichtigung des Wohnraumverlustes durch die Aufstellung des Speichers sowie durch die Wärmedämmung (außenmaßbezogen) für den KfW40-Effizienzstandard nach EnEV 2014

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Abbildung 6.3: Solarthermischer Deckungsanteil fsol sowie die annualisierten Kosten in Abhängig-keit der Aperturfläche sowie des Speichervolumens für das Typ-EFH mit Gas-Brennwerttechnik, ohne MAP Förderung, ohne Berücksichtigung des Wohn-raumverlustes durch die Aufstellung des Speichers sowie durch die Wärme-dämmung (außenmaßbezogen) für den KfW55-Effizienzstandard nach EnEV 2014

Wenn der Effizienzstandard nach KfW von KfW 40 auf den KfW 50 Standard abgesenkt wird, so ergibt sich für einen solarthermischen Deckungsanteil von 60% ein kostenoptimales Verhältnis von 4.2 m³ Speichervolumen zu 27 m² Aperturfläche. Dies entspricht in etwa 156 Litern pro m² Aperturfläche. Der Zusammenhang ist in Abbildung 6.3 dargestellt. Wird der Wärmedämmstandard weiter abgesenkt, so ergibt sich der in Abbildung 6.4 dargestellte Zusammenhang von Speichervolumen und Aperturfläche. Hier stellt sich für einen solarthermi-schen Deckungsanteil von 60% ein kostenoptimales Verhältnis von ca. 6 m³ Speichervolumen zu ca. 43 m² Aperturfläche ein. Dies entspricht einer spezifischen Größe von 140 Litern Speichervo-lumen pro m² Aperturfläche.

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Abbildung 6.4: Solarthermischer Deckungsanteil fsol sowie die annualisierten Kosten in Abhängig-keit der Aperturfläche sowie des Speichervolumens für das Typ-EFH mit Gas-Brennwerttechnik, ohne MAP Förderung, ohne Berücksichtigung des Wohn-raumverlustes durch die Aufstellung des Speichers sowie durch die Wärme-dämmung (außenmaßbezogen) für den KfW70-Effizienzstandard nach EnEV 2014

Ein solarthermischer Deckungsanteil von 60% ist mit dem angesetzten Effizienzstandard nach EnEV nur noch unter Ausnutzung der gesamten Dachfläche möglich. Für die hier gerechnete Vari-ante stellt sich der Zusammenhang in Abbildung 6.5 dar. Das kostenoptimale Verhältnis entspricht dabei ca. 6 m³ Speichervolumen zu ca. 48 m² Aperturfläche, welches einem spezifischen Wert von 125 Litern pro m² Aperturfläche entspricht.

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Abbildung 6.5: Solarthermischer Deckungsanteil fsol sowie die annualisierten Kosten in Abhängig-keit der Aperturfläche sowie des Speichervolumens für das Typ-EFH mit Gas-Brennwerttechnik, ohne MAP Förderung, ohne Berücksichtigung des Wohn-raumverlustes durch die Aufstellung des Speichers sowie durch die Wärme-dämmung (außenmaßbezogen) für den Effizienzstandard nach EnEV 2014

Schlussfolgerung zu den minimalen Kosten in Abhängigkeit von Speichervolumen und Aperturfläche

Bei einem geringen Effizienzstandard der Gebäudehülle erweist sich auch geringeres Speichervo-lumen als kostenoptimal. Dies hat den sich schnell erschließenden Hintergrund, dass dann mehr solarthermisch erzeugte Wärme auch direkt oder nur mit kurzer „Verweildauer“ im Speicher ge-nutzt werden kann. Es ist entscheidend, hervorzuheben, dass sich dabei die jährlichen Mehrkosten wie in Tabelle 6.8 dargestellt ergeben.

Tabelle 6.8: Annualisierte Mehrkosten bei kostenoptimalem Verhältnis von Speicher zu Aperturfläche für den solarthermischen Deckungsanteil von 60%

Effizienzstandard Gebäudehülle

KfW40 KfW55 KfW70 EnEV

Mehrkosten €/a 800 350 680 780

Mehrkosten €/(a.m²NF)

6.87 3.00 5.84 6.70

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Es zeigt sich, dass für einen solarthermischen Deckungsanteil von 60% die geringsten annualisier-ten Mehrkosten mit dem KfW-Effizienzstandard 55 berechnet werden. Diese betragen für die Vari-ante des betrachteten EFH ca. 350 €/a bezüglich der angesetzten Referenz, was einem flächenspezifischen Wert von 3 €/(a.m²) entspricht.

6.2.3.2 Kosten unter Berücksichtigung des Wohnraumverlustes durch Speicher und zusätzliche Wärmedämmung

In der folgenden Analyse wird der Einfluss des durch den Wärmespeichers beanspruchten Wohn-raums durch dessen Aufstellfläche dargestellt. Weiterhin werden für die unterschiedlichen betrach-teten Wärmedämmstandards ebenfalls die Flächen berücksichtigt, die verloren gehen, wenn davon ausgegangen wird, dass das Gebäude in seiner Geometrie außenmaßbezogen angesetzt wird. Für den Wohnraumverlust durch die Wärmedämmmaßnahmen ergeben sich außenmaßbezogen die in Tabelle 6.9 dargestellten absoluten und relativen Werte.

Tabelle 6.9: Änderung der beheizten Wohnfläche unter der Annahme, dass zusätzliche Wärmedämmung außenmaßbezogen angesetzt wird.

KfW40 KfW55 KfW70 EnEV-Ref

Wohnfläche in m² 127 136 138 140

Reduktion Wohnfläche in m² 12.7 4.1 1.7 0.0

Reduktion Wohnfläche in % 9.04 2.95 1.22 0.00

Der in den vorangegangenen Analysen beschriebene Zusammenhang bezüglich dem kostenopti-malen Verhältnis von Speichervolumen und Aperturfläche wird durch die Integration des durch Wärmedämmung und dem Speicher beanspruchten Wohnraums deutlich bestimmt, so dass sich die in Abbildung 5.5 dargestellte Verzerrung ergibt.

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Abbildung 6.6: Solarthermischer Deckungsanteil fsol sowie die annualisierten Kosten in Abhängig-keit der Aperturfläche sowie des Speichervolumens für das Typ-EFH mit Gas-Brennwerttechnik, ohne MAP Förderung, mit Berücksichtigung des Wohn-raumverlustes durch die Aufstellung des Speichers sowie durch die Wärme-dämmung (außenmaßbezogen) für den KfW40-Effizienzstandard nach EnEV 2014

Schlussfolgerung zu einer Berücksichtigung des „verlorenen Wohnraums“

Die annualisierten Kosten springen dabei ab einem Speichervolumen von ca. 4 m³ da ab diesem Volumen ein weiteres Stockwerk beansprucht wird. Der Speicher steht dabei ebenerdig im Grund-geschoss des Gebäudes. Eine Berücksichtigung des von zusätzlicher Wärmedämmung oder dem im Gebäude eingebrachten Speicher belegten Wohnraums wirkt auf die Kostenanalyse sehr ver-zerrend und macht nur in dichter Bebauung Sinn.

6.2.3.3 Minimale Kosten unter Berücksichtigung der aktuellen Förderbedingungen nach dem MAP

Werden für die betrachteten Varianten die aktuellen Förderkriterien nach dem MAP angesetzt, dann ergeben sich für das SAH sehr positive Lösungen. Abbildung 6.5 wird deutlich, dass sich für den KfW Effizienzstandard 40 dabei für die annualisierten Mehrkosten ein Optimum bei einem so-larthermischen Deckungsantil von ca. 60% einstellt.

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Abbildung 6.7: Solarthermischer Deckungsanteil fsol sowie die annualisierten Kosten in Abhängig-keit der Aperturfläche sowie des Speichervolumens für das Typ-EFH mit Gas-Brennwerttechnik, mit MAP Förderung, ohne Berücksichtigung des Wohn-raumverlustes durch die Aufstellung des Speichers sowie durch die Wärme-dämmung (außenmaßbezogen) für den KfW40-Effizienzstandard nach EnEV 2014

Der gleiche Zusammenhang gilt für das kfW Effizienzhaus 55, für welches sich in Abbildung 6.8 ein Kostenoptimum bezüglich den annualisierten Kosten ebenfalls bei einem solarthermischen De-ckungsanteil von ca. 60% einstellt.

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Abbildung 6.8: Solarthermischer Deckungsanteil fsol sowie die annualisierten Kosten in Abhängig-keit der Aperturfläche sowie des Speichervolumens für das Typ-EFH mit Gas-Brennwerttechnik, mit MAP Förderung, ohne Berücksichtigung des Wohn-raumverlustes durch die Aufstellung des Speichers sowie durch die Wärme-dämmung (außenmaßbezogen) für den KfW55-Effizienzstandard nach EnEV 2014

Schlussfolgerungen zu den Kosten unter Berücksichtigung des MAP

Die Analysen haben gezeigt, dass eine Berücksichtigung der aktuellen Förderrandbedingungen nach dem MAP das untersuchte Konzept des solaren Heizens deutlich unterstützt und in den jähr-lichen Kosten für den Bauherren zu einem positiven Ergebnis führen kann.

6.2.4 Zusammenfassung Ergebnisse Ökonomische Bewertung

Der Fokus der Untersuchungen lag auf den anlagentechnischen Varianten für ein SAH und wie sich diese in die unterschiedlichen Dämmstandards einordnen lassen. Es hat sich dabei gezeigt, dass sich für jeden untersuchten Dämmstandard ein optimales Verhältnis von Speichervolumen zu Aperturfläche in Abhängigkeit des solarthermischen Deckungsanteils fsol ableiten lässt. Beispielhaft sind die Ergebnisse in der Tabelle 6.10 für ein SAH60 dargestellt.

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Tabelle 6.10: Annualisierte Mehrkosten bezogen auf die Referenz für ein SAH60 in seiner kostenoptimalen Ausführung für das Verhältnis Volumen Speicher zu Aperturfläche.

Effizienzstandard Gebäudehülle

Einheit KfW40 KfW55 KfW70 EnEV

Mehrkosten €/a 800 350 680 780

Mehrkosten €/(a.m²NF) 6.87 3.00 5.84 6.70

VSp m³ 4 4.2 6 6

Aap m² 22 27 43 48

spez. Volumen Litern/m² 182 156 140 125

Grundsätzlich zeigt sich dabei, dass sich das kostenoptimale spezifische Speichervolumen mit einem besseren Wärmedämmstandard der Gebäudehülle erhöht. Dies hat den Hintergrund, dass Wärme dann für längere Zeit zwischengespeichert werden muss, da der Bedarf des Gebäudes auch geringer ist.

Die Kosten werden sehr deutlich von den Kostenannahmen für eine belegte Wohnfläche dominiert. Diese ergeben sich durch die vom Speicher eingenommene Grundfläche sowie der Fläche, die durch zusätzliche Wärmedämmung nach innen aufbaut. (Das Gebäude ist außenmaßbezogen). Der hier zu Grunde gelegte Wert von 1500 €/m² Wohnfläche ist für einen Neubau dabei sicherlich nicht zu hoch gegriffen. Entscheidend sind daher für einer derartige Betrachtung die Grundstücks-preise und örtlichen Vorschriften der Bauordnung. Im verdichteten Bereich können diese Berech-nungen erforderlich werden. Eine erfahrene Planung und günstige Integration des Speichers in das Gebäude (typischerweise im Treppenaufgang), wie es bei einer Vielzahl der untersuchten Messobjekte z.B. erfolgte ist daher sehr wichtig.

Hervorzuheben sind die aktuell sehr günstigen Konditionen, welche sich bei einer Nutzung der Fördermöglichkeiten durch das Marktanreizprogramm der BAFA ergeben. Hier stellt sich die Vari-ante des SAH60 z.B. bei einem KfW 55-Effizenzstandard sogar bezüglich einer Ausführung mit der angesetzten Referenztechnologie als kostengünstiger dar.

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6.3 Energetische Bewertung

Grundlage für die energetische Bewertung stellt das in Kapitel 5.2 entwickelte Simulationsmodell für SAH dar. Der zur Bewertung herangezogene solarthermische Deckungsanteil fsol definiert sich nach der im Kapitel 2.3.1 vorgenommenen Berechnungsvorschrift. Die dargestellten Kosten wer-den in den diesbezüglichen Kapiteln behandelt.

Die Primärenergetische Bewertung wird in den folgenden Analysen analog zu dem definierten Re-ferenz-System vorgenommen. Es erfolgt dabei eine Angabe von Differenzbeträgen zu der vorher definierten Referenz. Alle Werte sind auf die Gebäudenutzfläche ANF nach EnEV bezogen darge-stellt. Wenn keine anderen Angaben erfolgen, wird eine jährlich konstante Preissteigerungsrate für die Energieträger von 3% angesetzt und als Zusatzwärmeerzeuger ein Gas-Brennwertkessel ein-gerechnet. Weiterhin wird der durch vom EnEV-Standard abweichende zusätzliche Flächenbedarf für Wärmedämmung sowie der aus dem im Gebäude installierten Speicher resultierende nicht be-rücksichtigt.

6.3.1 Ergebnisse Varianten Wärmedämmstandards mit Referenz-Anlagentechnik

In der folgenden Abbildung 6.9 wird der primärenergetische Einsatz bezüglich den untersuchten Varianten der verschiedenen Wärmedämmstandards angegeben. Anlagentechnisch sind die Vari-anten mit dem Referenzkonzept ausgestattet.

Abbildung 6.9: Reduktion des jährlichen primärenergetischen Umsatzes sowie laufende und investive Mehrkosten bezogen auf die Referenz für die in der Parameterstu-die betrachteten Wärmedämmstandards bei einer der Referenz entsprechen-den anlagentechnischen Ausführung. Die Größen sind jeweils auf die Gebäudenutzfläche ANF spezifisch bezogen dargestellt. Die Energiepreis-steigerungsrate liegt in der Betrachtung bei konstant 3% pro Jahr.

-30-20-1001020304050

-75-50-25

0255075

100125

KfW40 KfW55 KfW70 EnEV

Laufende Mehrkosten (Betrieb + Verbrauch für Wärmeerzeugung) Investive Mehrkosten (Energieeffizienz Gebäude + Wärmeerzeugung) Summe Mehrkosten

Reduktion Primärenergie in kWh/(a.m²NF) Annualisierte Mehrkosten in €/(a.m²NF)

ST-TWW | ZWE = Gas | MAP = kein | Preisst. = 3% | Verl. WR = kein

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Es zeigt sich dabei, dass sich für den KfW 55 Effizienzstandard ein Kostenoptimum ergibt. Unter Berücksichtigung des Bilanzraumes ist dies mit einer jährlichen primärenergetischen Reduktion bezüglich der Referenz von ca. 50 kWh/m²NF verbunden.

Die Abbildung 6.10 zeigt den gleichen Zusammenhang, wenn die jährliche Steigerungsrate für die Energiepreise mit 8% eingerechnet wird.

Abbildung 6.10: Reduktion des jährlichen primärenergetischen Umsatzes sowie laufende und investive Mehrkosten bezogen auf die Referenz für die in der Parameterstu-die betrachteten Wärmedämmstandards bei einer der Referenz entsprechen-den anlagentechnischen Ausführung. Die Größen sind jeweils auf die Gebäudenutzfläche ANF spezifisch bezogen dargestellt. Die Energiepreis-steigerungsrate liegt in der Betrachtung bei konstant 8% pro Jahr.

Die primärenergetischen Ergebnisse werden dabei auf Grund der gleichen Anlagentechnik nicht berührt. Es zeigt sich jedoch, dass die laufenden Mehrkosten einen wesentlicheren Anteil an den Kosten einnehmen und das Kostenoptimum sich tendenziell weiter in Richtung eines besseren baulichen Wärmedämmschutzes hin bewegt. Hintergrund ist, dass sich mit den damit verbundenen Maßnahmen nur die laufenden Kosten verändern, die investiven Maßnahmen in die Betrachtung jedoch mit den gleichen Kosten eingehen.

6.3.2 Ergebnisse kostenoptimale Varianten SAH Werden nun als Anlagentechnik die im Kapitel 6.2.3 bereits eingeführten kostenoptimalen Varian-ten für ein SAH mit den solarthermischen Deckungsanteilen von 30% bzw. 60% angesetzt, so stellt sich bezüglich der Referenz (ST-TWW) mit einem dem EnEV-Standard entsprechenden Wärme-dämmstandard der in Abbildung 6.11 dargestellte Zusammenhang her.

-30-20-1001020304050

-75-50-25

0255075

100125

KfW40 KfW55 KfW70 EnEV

Laufende Mehrkosten (Betrieb + Verbrauch für Wärmeerzeugung) Investive Mehrkosten (Energieeffizienz Gebäude + Wärmeerzeugung) Summe Mehrkosten

Reduktion Primärenergie in kWh/(a.m²NF) Annualisierte Mehrkosten in €/(a.m²NF)

ST-TWW | ZWE = Gas | MAP = kein | Preisst. = 8% | Verl. WR = kein

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Abbildung 6.11: Reduktion des jährlichen primärenergetischen Umsatzes sowie laufende und investive Mehrkosten bezogen auf die Referenz (ST-TWW) für die in der Pa-rameterstudie betrachteten kostenoptimalen Varianten für ein SAH mit den solarthermischen Deckungsanteilen fsol von 30% und 60% (SAH30/SAH60) bei einer dem EnEV-Standard entsprechenden wärmetechnischen Ausfüh-rung der Gebäudehülle. Die Größen sind jeweils auf die Gebäudenutzfläche ANF spezifisch bezogen dargestellt.

Darin wird deutlich, dass ein kostenoptimales SAH mit einem fsol von 30% bzw. 60% bei einem baulichen Wärmeschutz nach EnEV mit jährlichen Mehrkosten von weniger als 5 €/m²NF verbun-den ist. Dem gegenüber stehen jährliche Einsparungen an Primärenergie, die sich auf ca. 28 kWh/m²NF bzw. ca. 64 kWh/m²NF belaufen. Bei einem SAH mit einem fsol ´von 60% kostet damit eine vermiedene Kilowattstunde an Primärenergie pro Jahr ca. 7 €ct./m²NF.

Wird in dieser Betrachtung der Wärmedämmstandard, wie in Abbildung 6.12 dargestellt, auf den KfW-70 Standard verbessert, so stellen sich ebenfalls die entsprechend dem in Kapitel 6.2.3 ein-geführten kostenoptimalen Varianten für ein SAH mit einem fsol von 30% bzw. 60% dar. Die Refe-renz ist dabei dem nach EnEV entsprechenden Wärmedämmstandard ausgeführt.

-30-20-1001020304050

-75-50-25

0255075

100125

ST-TWW SAH30 SAH60

Laufende Mehrkosten (Betrieb + Verbrauch für Wärmeerzeugung) Investive Mehrkosten (Energieeffizienz Gebäude + Wärmeerzeugung) Summe Mehrkosten

Reduktion Primärenergie in kWh/(a.m²NF) Annualisierte Mehrkosten in €/(a.m²NF)

EnEV | ZWE = Gas | MAP = kein | Preisst. = 3% | Verl. WR = kein

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Abbildung 6.12: Reduktion des jährlichen primärenergetischen Umsatzes sowie laufende und investive Mehrkosten bezogen auf die Referenz für die in der Parameterstu-die betrachteten kostenoptimalen Varianten für ein SAH mit den solarthermi-schen Deckungsanteilen fsol von 30% und 60% bei einer dem KfW 70-Standard entsprechenden wärmetechnischen Ausführung der Gebäudehülle. Die Größen sind jeweils auf die Gebäudenutzfläche ANF spezifisch bezogen dargestellt.

Es zeigt sich dabei noch einmal, wie wenig die annualisierten Mehrkosten des baulichen Wärme-schutzes nach dem hier dargestellten KfW 70-Standard mit der Referenz-Anlagentechnik (ST-TWW) bezogen auf die Referenz in EnEV-Standard abweicht. Daraus resultieren sehr ähnliche annualisierte Mehrkosten für die dargestellten, kostenoptimalen Varianten für die SAH mit einem fsol von 30% bzw. 60%. Primärenergetisch lassen sich jedoch bezogen auf den Wärmedämmstan-dard nach EnEV höhere Einsparungen zu letzten Endes geringeren Kosten generieren. So kostet die vermiedene Kilowattstunde an Primärenergie pro Jahr bei einem SAH mit einem fsol ´von 60% ca. 5 €ct./m²NF.

Wird der Wärmedämmstandard in der Betrachtung, wie in Abbildung 6.13 aufgezeigt, weiter zu einem KfW 55-Standard verbessert, so lässt sich rechnerisch mit einer für das Referenzgebäude darstellbaren Dachfläche auch ein zu 100% solarthermisch gedeckter Heizwärmebedarf berech-nen (SAH100).

-30-20-1001020304050

-75-50-25

0255075

100125

ST-TWW SAH30 SAH60

Laufende Mehrkosten (Betrieb + Verbrauch für Wärmeerzeugung) Investive Mehrkosten (Energieeffizienz Gebäude + Wärmeerzeugung) Summe Mehrkosten

Reduktion Primärenergie in kWh/(a.m²NF) Annualisierte Mehrkosten in €/(a.m²NF)

KfW70 | ZWE = Gas | MAP = kein | Preisst. = 3% | Verl. WR = kein

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Abbildung 6.13: Reduktion des jährlichen primärenergetischen Umsatzes sowie laufende und investive Mehrkosten bezogen auf die Referenz für die in der Parameterstu-die betrachteten kostenoptimalen Varianten für ein SAH mit den solarthermi-schen Deckungsanteilen fsol von 30%, 60% und rechnerisch 100% bei einer dem KfW 55-Standard entsprechenden wärmetechnischen Ausführung der Gebäudehülle. Die Größen sind jeweils auf die Gebäudenutzfläche ANF spezi-fisch bezogen dargestellt.

Es stellen sich dabei insbesondere für das SAH30 leicht geringere und für das SAH60 leicht höhe-re annualisierte Mehrkosten bezüglich der Referenz ein. Diese Mehrkosten liegen in einem Be-reich, der durch die Unsicherheiten in der Modellierung sowie den Eingangsdaten abgedeckt wird, so dass sich diese quasi als kostenneutral bezüglich der definierten Referenz berechnen. Für die anlagentechnische Ausführung welche der Referenz entspricht (ST-TWW) bedeutet dies, dass sich die Reduktion an primärenergetischen Aufwendungen bei geringeren annualisierten Mehrkos-ten zu einem negativen Betrag ergibt. Gleiches gilt unter den erwähnten Unsicherheiten für die beiden betrachteten kostenoptimalen Varianten der SAH. Damit rechnet sich eine Ausführung in dem KfW 55-Standard mit einem hohen solarthermischen Deckungsanteil aus der Perspektive von primärenergetischen Vermeidungskosten. Verglichen mit allen betrachteten Wärmedämmstan-dards ergeben sich in diesen anlagentechnischen Varianten die geringsten Vermeidungskosten für Primärenergie.

In der folgenden Abbildung 6.14 wird der Zusammenhang zwischen den untersuchten Varianten bezogen auf den KfW 40-Standard dargestellt. Für diesen Wärmedämmstandard ergeben sich die höchsten primärenergetischen Einsparungen, es lassen sich jedoch unter den angesetzten Rand-bedingungen rechnerisch keine Einsparungen an annualisierten Mehrkosten bezüglich der Refe-renz darstellen.

-30-20-1001020304050

-75-50-25

0255075

100125

ST-TWW SAH30 SAH60 SAH100

Laufende Mehrkosten (Betrieb + Verbrauch für Wärmeerzeugung) Investive Mehrkosten (Energieeffizienz Gebäude + Wärmeerzeugung) Summe Mehrkosten

Reduktion Primärenergie in kWh/(a.m²NF) Annualisierte Mehrkosten in €/(a.m²NF)

KfW55 | ZWE = Gas | MAP = kein | Preisst. = 3% | Verl. WR = kein

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Abbildung 6.14: Reduktion des jährlichen primärenergetischen Umsatzes sowie laufende und investive Mehrkosten bezogen auf die Referenz für die in der Parameterstu-die betrachteten kostenoptimalen Varianten für ein SAH mit den solarthermi-schen Deckungsanteilen fsol von 30%, 60% und rechnerisch 100% bei einer dem KfW 40-Standard entsprechenden wärmetechnischen Ausführung der Gebäudehülle. Die Größen sind jeweils auf die Gebäudenutzfläche ANF spezi-fisch bezogen dargestellt.

Die annualisierten Mehrkosten liegen für das SAH30 bei ca. 3 €/m²NF für das SAH60 ergeben sich ca. 6 €/m²NF. Eine vollständige solarthermische Deckung des Heizwärmebedarfes kostet annuali-siert ca. 15 €/m²NF. Diese primärenergetischen Vermeidungskosten liegen für das SAH60 bei ca. 6 €ct./m²NF und entsprechen damit wieder in etwa dem Betrag des KfW 70-Standards.

6.3.3 Zusammenfassung Energetische Bewertung

Die berechneten Ergebnisse lassen sich entsprechend der Tabelle 6.11 zusammenfassen. In die-ser sind die jeweils kostenoptimalen Varianten für ein SAH mit fsol von 30% (SAH30), 60% (SAH60) bzw. 100% (SAH100) dargestellt.

-30-20-1001020304050

-75-50-25

0255075

100125

ST-TWW SAH30 SAH60 SAH100

Laufende Mehrkosten (Betrieb + Verbrauch für Wärmeerzeugung) Investive Mehrkosten (Energieeffizienz Gebäude + Wärmeerzeugung) Summe Mehrkosten

Reduktion Primärenergie in kWh/(a.m²NF) Annualisierte Mehrkosten in €/(a.m²NF)

KfW40 | ZWE = Gas | MAP = kein | Preisst. = 3% | Verl. WR = kein

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Tabelle 6.11: Zusammenfassung der primärenergetischen Bewertung für die betrachteten kostenoptimalen Varianten unter Betrachtung von auf die Referenz bezoge-nen Primärenergievermeidungskosten.

Effizienzzienz-standard

Anlagen-technik

Reduktion Primärenergie

Annualisierte Mehrkosten Kosten Reduk-tion Primär-energie

Investive Laufende Summe

kWh/(a.m²NF) €/(a.m²NF) €/(a.m²NF) €/(a.m²NF) €/(a.m²NF)

KfW40 ST-TWW 69.7 8.0 -4.3 3.7 0.05

KfW40 SAH30 76.7 12.5 -9.5 3.0 0.04

KfW40 SAH60 97.0 17.4 -11.4 5.9 0.06

KfW40 SAH100 116.1 29.3 -12.2 17.2 0.15

KfW55 ST-TWW 52.0 2.4 -6.1 -3.7 -0.07

KfW55 SAH30 66.7 7.9 -8.8 -0.9 -0.01

KfW55 SAH60 86.7 11.9 -10.7 1.2 0.01

KfW55 SAH100 112.2 23.9 -12.2 11.7 0.10

KfW70 ST-TWW 15.5 0.9 -1.8 -0.9 -0.06

KfW70 SAH30 40.6 7.0 -5.8 1.2 0.03

KfW70 SAH60 71.1 12.4 -8.8 3.6 0.05

EnEV ST-TWW 0.0 0.0 0.0 0.0 -

EnEV SAH30 27.7 6.4 -4.3 2.1 0.07

EnEV SAH60 64.3 12.2 -8.0 4.3 0.07

Es zeigt sich dabei, dass mit den untersuchten anlagentechnischen Varianten relativ geringe an-nualisierte Mehrkosten bezüglich der Referenz verbunden sind. Für den KfW 50-Standard ergeben sich sogar Einsparungen. Weiterhin wird deutlich, dass sich die geringsten Kosten zur Vermeidung von Primärenergie ebenfalls mit einem gegenüber den Vorgaben der EnEV moderat verbesserten Wärmedämmstandard erreichen lassen. Wird zusätzlich ein solarthermischer Wärmeerzeuger mit einem hohen Deckungsanteil in das System integriert, so erhöhen sich die Vermeidungskosten für Primärenergie um einen geringen Betrag und liegen bei einem KfW 55-Standard für ein fsol von 60% in einem kostenneutralen Bereich. Negative Primärenergievermeidungskosten, wie sie sich z.B. hier für das SAH30 ergeben zeigen, dass sich der Mehraufwand in die Anlagentechnik nicht nur für den Endkunden, sondern auch für das Klima rechnet.

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6.4 Ökologische Bewertung

6.4.1 Untersuchungsrahmen

Analog zur ökonomischen Bewertung steht bei der ökologischen Bewertung der Mehraufwand bzw. die Amortisation der solarthermischen Wärmeversorgungsanlage gegenüber einer herkömm-lichen Referenzanlage im Mittelpunkt. Im Rahmen der Ökobilanz werden daher die Umweltaspekte bzw. die potenziellen Umweltwirkungen aller für die Herstellung (Fertigung), den Transport und die Installation sowie für die Nutzung, also Betrieb und Wartung, der solarthermischen Wärmeversor-gung aufgewendeten Stoff- oder Energieströme bewertet, welche sich von der Referenzanlage unterscheiden. Auf Grund der zum Zeitpunkt der Untersuchung mangelhaften Datengrundlage für die Entsorgung, wurde diese Stufe des Lebenswegs in der Ökobilanz nicht berücksichtigt. Bezugs-grundlage für die Bewertung ist die Wärmeversorgung eines Gebäudes über den gesamten Be-trachtungszeitraum. In die Sachbilanz sind die folgenden Komponenten der solarthermischen Wärmeversorgung eingegangen:

• solarthermischer Wärmeerzeuger

Sonnenkollektoren

Montageset/Unterkonstruktion

Verrohrung, Wärmedämmung und Wärmeträgerfluid des Solarkreis

Solarstation inkl. Pumpe, Ausdehnungsgefäß, Armaturen und Regelung

Wärmeübertrager und zweiter Pumpe für Sekundärkreis (optional, falls vorhanden)

• Zusatzwärmeerzeuger

Kessel/Ofen inkl. Regelung (sofern abweichend von Referenzanlage)

• Wärmespeicher

Stahlbehälter inkl. aller Einbauten und mit internen Wärmeübertragern

Wärmedämmung

• Heizwärmeverteilung

Funktionsgruppe Heizkreis (sofern abweichend von Referenzanlage)

Flächenheizung zur Wärmeübergabe an den Raum

• trinkwasserseitige Wärmeverteilung

Frischwasserstation mit Verrohrung (optional, falls vorhanden)

• Wärmeschutz des Gebäudes

zusätzliche Wärmedämmung der thermischen Hülle

Als Datengrundlage für die Ökobilanz wurde die Datenbank „ecoinvent“ (Version 2.1) des Schwei-zer Zentrums für Ökoinventare verwendet. Diese bietet umfangreiche und einheitliche Datensätze zahlreicher Produkte und Prozesse. Einige Komponenten wie z. B. die Sonnenkollektoren und der

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Wärmespeicher konnten nicht direkt durch die in der Datenbank enthaltenen Produkt-Datensätze abgebildet werden. In diesen Fällen wurden die Sachbilanzen der in der Datenbank enthaltenen Datensätze entsprechend modifiziert und die Wirkungsindikatoren neu berechnet. Die Aufstellung der Bilanzen erfolgte dabei in Anlehnung an die in [23] beschriebene Methodik zur Ermittlung der energetischen Amortisationszeit von thermischen Solaranlagen.

6.4.2 Basisdaten zur Wirkungsabschätzung

Zur Wirkungsabschätzung aller in den Sachbilanzen enthaltenen Stoff- oder Energieströme wur-den die beiden bereits eingeführten Wirkungsindikatoren KEA und GWP aus der „ecoinvent“ Da-tenbank herangezogen [5], [24].

Herstellung

Tabelle 6.12 zeigt die spezifischen Werte der Wirkungsindikatoren für die Herstellung aller betrach-teten Komponenten der Wärmeversorgunganlage und der Wärmedämmung der Gebäudehülle. Für Wärmespeicher und Wärmeerzeuger gelten die nachfolgenden Berechnungsvorschriften. Die nachfolgenden Gleichungen für Warmwasserspeicher sind basierend auf Herstellerangaben der Jenni Energietechnik AG zu Art und Menge der verwendeten Materialien in Abhängigkeit des VSp interpoliert. Für die Wärmedämmung wurde pauschal eine Schichtdicke von 200 mm angesetzt.

𝐾𝑃𝑃𝐻,𝑆𝑃 = 𝑉𝑎𝑃 ∗ 767,73 + 2465,40 in kWh (3)

𝐺𝐺𝑃𝐻,𝑆𝑃 = 𝑉𝑎𝑃 ∗ 171,61 + 549,12 in kg CO2–Äq (4)

𝐾𝑃𝑃𝐻,𝐷ä = 𝑉𝑎𝑃 ∗ 277,05 + 123,00 in kWh (5)

𝐺𝐺𝑃𝐻,𝐷ä = 𝑉𝑎𝑃 ∗ 30,760 + 14,470 in kg CO2–Äq (6)

Die Gleichungen für die Zusatzwärmeerzeuger Ölkessel und Pelletkessel sind basierend auf Da-tensätzen der ecoinvent Datenbank in Abhängigkeit der Nennwärmeleistung QN interpoliert.

𝐾𝑃𝑃𝐻,Ö𝐵𝑙𝑒𝑎𝑎𝑒𝐵 = 𝑄𝑁 ∗ 61,2 + 1271,9 in kWh (7)

𝐺𝐺𝑃𝐻,Ö𝐵𝑙𝑒𝑎𝑎𝑒𝐵 = 𝑄𝑁 ∗ 12,1 + 247,4 in kg CO2–Äq (8)

𝐾𝑃𝑃𝐻,𝑃𝑒𝐵𝐵𝑒𝑡𝑙𝑒𝑎𝑎𝑒𝐵 = 𝑄𝑁 ∗ 217,7 + 2758,2 in kWh (9)

𝐺𝐺𝑃𝐻,𝑃𝑒𝐵𝐵𝑒𝑡𝑙𝑒𝑎𝑎𝑒𝐵 = 𝑄𝑁 ∗ 113,8 − 543,4 in kg CO2–Äq (10)

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Tabelle 6.12: Spezifische Werte von KEA und GWP für die Herstellung der betrachteten Komponenten.

Komponente KEA GWP

kWh kg CO2–Äq

Wärmeversorgungsanlage

Sonnenkollektor pro m² Kollektor-Bruttofläche 272,8 60,4

Aufdach-Montageset pro m² Bruttofläche 75,1 16,7

Indach-Montageset pro m² Bruttofläche 51,1 9,0

Verrohrung Solaranlage inkl. Wärmedämmung pro Meter Rohrleitung 16,1 3,0

Glykol-Fluid pro Liter 32,0 4,7

Solarstation pro m² Kollektor-Bruttofläche 11,4 2,3

Warmwasserspeicher inkl. Boiler (Tank-in-Tank) in Abhängikeit des Speichervolumes in m³ Gl. (3) Gl. (4)

Wärmedämmung in Abhängikeit des Speichervolumes in m³ Gl. (5) Gl. (6)

Ölbrennwertkessel in Abhängigkeit der Nennwärmeleistung in kW Gl. (7) Gl. (8)

Pelletkessel in Abhängigkeit der Nennwärmeleistung in kW Gl. (9) Gl. (10)

Gasbrennwertheizung in Abhängigkeit der Nennwärmeleistung in kW - -

Heizungsstation 164,9 34,0

Radiatoren pro m² Gebäude-nutzfläche 24,8 5,4

Flächenheizung pro m² Gebäude-nutzfläche 70,1 6,9

Verrohrung Heizung pro Meter Rohrleitung 14,7 2,8

Wärmedämmung der Gebäudehülle

EPS Dämmstoff pro m² Hüllfläche und cm Dämm-stoffdicke 1,095 0,186

Steinwolle pro m² Hüllfläche und cm Dämmstoffdi-cke 6,02 1,134

Transport und Installation

Transport und Installation der gefertigten Komponenten von der Produktion zum Standort des Ge-bäudes verursachen ebenfalls potentielle Umweltwirkungen. KEA und GWP für den Transport der Komponenten der Wärmeversorgungsanlage wurden basierend auf dem „ecoinvent“ Datensatz für die Lieferung in einem 7,5 t LKW und eine Lieferstrecke von 200 km bestimmt und sind in Tabelle 6.13 aufgelistet.

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Tabelle 6.13: Spezifische Werte von KEA und GWP für den Transport der betrachteten Komponenten.

Komponente KEA GWP

kWh kg CO2–Äq

Wärmeversorgungsanlage

Sonnenkollektor pro m² Kollektor-Bruttofläche 3,36 0,73

Aufdach-Montageset pro m² Bruttofläche 0,40 0,09

Indach-Montageset pro m² Bruttofläche 1,13 0,24

Verrohrung Solaranlage inkl. Wärmedämmung pro Meter Rohrleitung 0,25 0,05

Glykol-Fluid pro Liter 0,20 0,04

Solarstation pro m² Kollektor-Bruttofläche 0,83 0,18

Warmwasserspeicher inkl. Boiler (Tank-in-Tank) in Abhängikeit des Speichervolumes in m³ Gl. (11) Gl. (12)

Wärmedämmung in Abhängikeit des Speichervolumes in m³ Gl. (13) Gl. (14)

Ölbrennwertkessel in Abhängigkeit der Nennwärmeleistung 7,67 1,66

Pelletkessel in Abhängigkeit der Nennwärmeleistung 5,04 1,09

Gasbrennwertheizung in Abhängigkeit der Nennwärmeleistung - -

Heizungsstation 2,89 0,62

Radiatoren pro m² Gebäude-nutzfläche 0,46 0,10

Flächenheizung pro m² Gebäude-nutzfläche 0,61 0,13

Verrohrung Heizung pro Meter Rohrleitung 0,24 0,05

Wärmedämmung der Gebäudehülle

EPS Dämmstoff pro m² Hüllfläche und cm Dämm-stoffdicke 0,06 0,01

Steinwolle pro m² Hüllfläche und cm Dämmstoffdi-cke 0,20 0,04

Die nachfolgenden Gleichungen zur Berechnung der Wirkungsindikatoren für den Transport des Warmwasserspeichers und dessen Wärmedämmung sind basierend auf Herstellerangaben der Jenni Energietechnik AG in Abhängigkeit des Speichervolumens VSp interpoliert. Für die Wärme-dämmung wurde pauschal eine Schichtdicke von 200 mm angesetzt.

𝐾𝑃𝑃𝑇,𝑆𝑃 = 𝑉𝑎𝑃 ∗ 20,69 + 55,75 in kWh (11)

𝐺𝐺𝑃𝑇,𝑆𝑃 = 𝑉𝑎𝑃 ∗ 4,48 + 12,06 in kg CO2–Äq (12)

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𝐾𝑃𝑃𝑇,𝐷ä = 𝑉𝑎𝑃 ∗ 3,67 + 7,40 in kWh (13)

𝐺𝐺𝑃𝑇,𝐷ä = 𝑉𝑎𝑃 ∗ 0,79 + 1,60 in kg CO2–Äq (14)

Für die bei der Installation der Komponenten der Wärmeversorgungsanlage entstehenden Um-weltwirkungen werden pauschal 10 % der entsprechenden Werte für die Herstellung veranschlagt. Da Installationsaufwand der Wärmedämmung der Gebäudehülle aufwendiger als die Installation der Wärmeversorgungsanlage, werden hier für die Installation pauschal 20 % der entsprechenden Werte für die Herstellung veranschlagt.

Nutzungsdauer

Eine weitere wichtige Größe zur Bewertung der Umweltwirkung von Herstellung, Transport und Installation ist die Nutzungsdauer der einzelnen Komponenten, welche in Tabelle 6.14 angegeben ist. Ist der gewählte Betrachtungszeitraum größer als die Nutzungsdauer, muss eine entsprechen-des Vielfaches der Umweltwirkungen der Komponente berücksichtigt werden.

Tabelle 6.14: Nutzungsdauer der Komponenten des Wärmeversorgungssystems und der Dämmung des Gebäudes

Komponente Nutzungsdauer in Jahren

Sonnenkollektor 25

Montageset (In- und Aufdach) 25

Wärmespeicher inkl. Dämmung 50

Glykol-Fluid 8,3

Verrohrung Solaranlage 20

Solarstation 20

Zusatzheizung 20

Heizungsstation 20

Wärmedämmung Gebäudehülle 30

Betrieb und Wartung

Abschließend sind in Tabelle 6.15 und Tabelle 6.16 der KEA und das GWP für den Betrieb und die Wartung der Wärmeversorgungsanlage aufgelistet. Dabei handelt es sich um Umweltwirkungen, welche kontinuierlich über den Betrachtungszeitraum anfallen. Die Tätigkeiten für die Wartung fal-len dabei einmal in jedem Jahr des Betrachtungszeitraums an.

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Tabelle 6.15: KEA und GWP für den Betrieb

Endenergieträger KEA GWP

kWh kg CO2–Äq

Hilfsstrom pro kWh Endenergie 3,5 0,7

Öl pro kWh Endenergie 1,42 0,09

Gas pro kWh Endenergie - -

Pellets pro kWh Endenergie 1,63 0,02

Tabelle 6.16: KEA und GWP für die Wartung

Tätigkeit KEA GWP

kWh/a kg CO2–Äq/a

Service Solaranlage 48,4 12,1

Glykol-Fluid Wechsel 158,4 24,1

Schornsteinfeger 96,8 24,2

Service Heizung 48,4 12,1

Wärmespeichertank Opferanode Wechsel 14,8 14,8

6.4.3 Zusammenfassung Ergebnisse der ökologischen Bewertung Mit den zusammengetragenen Parametersätzen lassen sich die in Betracht kommenden Varianten für SAH hinsichtlich der ökologischen Wirkung umfangreich bewerten. Die Datensätze sind in der Planung auf die jeweilige Anlage anzuwenden.

6.5 Zusammenfassung Bewertung

In dem vorangegangenen Kapitel wurde gezeigt, wie sich das SAH umfassend bewerten lässt. Für die Abhängigkeiten von Speichervolumen und der Aperturfläche wurde berechnet, wie sich dieses bei einem besseren Wärmedämmstandard der Gebäudehülle erhöht. Es hat sich weiterhin gezeigt, dass sich insbesondere unter Berücksichtigung der aktuellen Förderkriterien nach dem MAP für die Umsetzung attraktive Varianten ergeben, die sich kostenmäßig sogar günstiger darstellen, als eine Ausführung in Referenz-Anlagentechnik. Ohne eine Berücksichtigung der Förderkriterien er-geben sich relativ geringe Mehrkosten, die in Anbetracht der zu erreichenden primärenergetischen Einsparungen darstellbar sind. Die dabei erreichten primärenergetischen Einsparungen werden insbesondere bei einem KfW55-Effizienzhausstandard sehr kostengünstig erreicht.

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7 SAH als ein zukünftiger Standard für energieeffiziente Ge-bäude

In diesem Kapitel werden erforderliche Maßnahmen und Vorgehensweisen dargestellt, welche erforderlich sind, um Neubauten und sanierte Gebäude als standardisierte Ausführungsvarianten für ein SAH zu bewerten und umzusetzen.

Es werden dabei in den folgenden Abschnitten und dem als Anhang ausgeführten Bericht typische Sanierungsfälle aufgezeigt und das Vorgehen ermittelt, um eine solare Sanierung voranzubringen. Das ermittelte Vorgehen wird anhand von umgesetzten Projekten detailliert dokumentiert und ba-sierend auf den gewonnenen Erkenntnissen Empfehlungen für die energetische Sanierung ausge-sprochen.

Des Weiteren werden die Kosten von realisierten SAH detailliert analysiert und ein Konzept vorge-stellt, mit dem ein SAH als Niedrigstenergiegebäude nachgewiesen werden kann.

7.1 Übertragung SAH-Konzept auf den Gebäudebestand und detaillierte ökonomi-sche Bewertung

Im Folgenden wird insbesondere auf das SAH-Versorgungskonzept bezüglich den Umsetzungsva-rianten bei einer Sanierung eingegangen und eine detaillierte ökonomische Bewertung vorge-nommen.

7.1.1 Typisierung energetischer Sanierungsfälle

Den Ausganspunkt hierfür stellen die Kriterien gemäß des Sonnenhaus-Instituts e.V. für Sanie-rungsfälle dar. Diese sind gegeben durch einen bezüglich dem Mindeststandard nach EnEV um 15% verbesserten Wärmedämmstandard sowie mindestens 50% solarthermischer Deckung des Wärmebedarfs für Heizung und Warmwasser.

Vor der Typisierung – Ausschlußkriterien

Folgende Punkte sind vorrangig zu prüfen, da sie unabdingbar für die Realisierung von mindes-tens 50% solarer Deckung sind.

Solarenergie nutzbar? - Gibt es die Möglichkeit, eine Solarenergienutzung mit entsprechender Leistung zu installieren. Zu beachtende Punkte: Bei Nutzung von Sonnenkollektoren ist die Aus-richtung (SW bis SO, Neigung wenigstens 45°), der Platzbedarf (bei optimaler Ausrichtung min-destens 30qm) und die Möglichkeit zur Anbringung (Tragfähigkeit, Genehmigungpflicht) zu prüfen.

Speicherintegration - Ebenso wichtig ist eine ausreichende Speichermöglichkeit. Für die Stan-dardlösung mit einem mindestens 5qm großen Pufferspeicher und Wasser als Speichermedium muss entsprechender entbehrlicher Raum vorhanden sein bzw. sich mit sinnvollem Aufwand schaffen lassen. Sonderlösungen können geprüft werden. Sie sind in der Regel im Altbau aufwän-diger und scheiden meist aus wirtschaftlichen Gründen aus.Mit Platzschweissungen, kubischen

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Speichern aus GfK oder auch mehreren verschalteten Speichern gibt es aber diverse Möglichkei-ten.

Typisierung – Festlegen notwendiger Sanierungsschritte

Weitere Kriterien entscheiden über die notwendigen Veränderungen am Gebäude und haben be-trächtlichen Einfluss auf die Gesamtinvestition und beeinflussen in ungünstigen Fällen die Wirt-schaftlichkeit negativ.

Maßnahmen an der Gebäudehülle - Als erstes natürlich entscheidend ist der Baustandard des Gebäudes. Erfüllt das Gebäude bereits die EnEV, sind die Voraussetzungen natürlich ideal. In der Regel sind aber Maßnahmen zur Verbesserung der Gebäudehülle erforderlich, da im Bestand kaum ein Gebäude die notwendigen Maßstäbe erfüllt. Entsprechend müssen Fenster, Wände und Dach untersucht werden. Wenn die Oberfläche des Gebäudes sehr inhomogen ist oder Genehmi-gungen seitens des Denkmalschutzes erforderlich sind, schränkt dies die Möglichkeiten sehr stark ein. I.d.R liefern aber schon Fenster und Dach großes Potential.

Tabelle 7.1: Typische Wärmedämmstandards bei Sanierungsvarianten

vor 1984 Bestand

ab 1984 WSchVo

ab 1995 WSchVo

ab 2002 EnEV 2002

ab 2009 EnEV 2009

ab 2016 EnEV 2014

>200 kWh/m² 150 kWh/m² 100 kWh/m² 70 kWh/m² 50 kWh/m² 40 kWh/m²

Meist hat man sich an der gesetzlichen Obergrenze orientiert, weshalb die jeweils gültigen Verord-nungen (bestenfalls) auch den realen vorhandenen Werten entspricht. Der Wärmebedarf typischer Sanierungsobjekte (rot markiert) ist dementsprechend weit entfernt vom gewünschten Standard und erfordert meist eine energetische Sanierung der Gebäudehülle.

Wärmeverteilung - Im nächsten Schritt untersucht man das vorhandene System zur Wärmevertei-lung. Wenn dort keine Sanierung geplant oder möglich ist, müssen die vorhandenen Heizflächen mit Temperaturen arbeiten, die zumindest in den Überganszeiten beim Vorlauf unter 45° liegen. Andernfalls muss festgelegt werden, ob eine Modernisierung der Heizkreise und Heizflächen mög-lich und gewünscht ist. Ausnahme: Falls im Bestand eine elektrische Heizung installiert ist, muss sowieso ein herkömmli-cher Heizkreis installiert werden, da sämtliche heutigen Heizsysteme mit hydraulischer Verteilung funktionieren und somit in diesem Fall bei der Wirtschaftlichkeit nicht zu berücksichtigen ist.

Zusatzheizung – Vorhandenes Potential wird geprüft. Wenn das existierende Heizsystem noch eine entsprechende Lebensdauer aufweist und sich in das neue bzw. sanierte Heizsystem integ-rieren lässt, ist eine weitere Verwendung oft sinnvoll und wirtschaftlich. Eine Heizung mit regenera-tivem Brennstoff wäre natürlich zu bevorzugen, kann aber durch einen Mangel an Platz für die notwendigen Brennstoffe ausscheiden.

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Nachrangige Kriterien

Nachdem die wichtigsten Punkte festgelegt sind sollten weitere Potentiale in der Energienutzung und –verwertung untersucht werden. Eine Verbesserung der passiven Sonnenenergienutzung durch größere Fenster, Vermeidung von Verschattung durch z.B. fest installierte Verschattungen können zur Wirtschaftlichkeit der Sanierung beitragen und nebenbei die Wohnqualität erhöhen.

7.1.2 Dokumentation von realisierten Sanierungsvorhaben sowie daraus abgeleite-te detaillierte ökonomische und ökologische Bewertung des SAH-Konzeptes und Empfehlungen für energetische Sanierungsvarianten

Im Anhang zum Abschlussbericht liegt ein im Rahmen des Projektes HeizSolar angefertigter Be-richt zur umfassenden Bewertung von realisierten Gebäuden vor, die durch wärmedämmtechni-sche sowie entsprechende anlagentechnische Maßnahmen zu einem SolarAktivHaus saniert worden sind. Die für die betrachteten Sanierungsfälle angesetzten Bewertungsverfahren beziehen sich auf eine ökonomische, ökologische sowie energetische Bewertung. Basierend auf den Er-kenntnissen werden Empfehlungen für die energetische Sanierung ausgesprochen.

7.1.2.1 Zielstellung der Ausarbeitung

Die Zielstellung ist es, die allgemeine Bedeutung einer energetischen Sanierung anhand ihrer Kli-maschutzziele, über die Unabhängigkeit von steigenden Energiepreisen, dem Erhalt der Bausub-stanz, bis zum kleinstmöglichen gemeinsamen Nenner, der Energieeinsparung für Eigentümer und Nutzer herauszustellen und aufzuzeigen. Hierbei soll dargestellt werden, mit welchen investiven Maßnahmen zukünftig Energie und damit Kosten im laufenden Gebäudebetrieb eingespart werden können.

Im speziellen werden verschiedene Bestandsgebäude mit unterschiedlichen solaren Deckungs-graden sowie unterschiedlichen Gebäudequalitäten wirtschaftlich und ökologisch untersucht, um aufzuzeigen, wie durch entsprechende Maßnahmen ein Beitrag geleistet werden kann, um diese Ziele zu erreichen. Das Ergebnis einer energetischen Sanierung wird durch die Effizienz der Um-setzung und der anschließenden Verbrauchsdatenüberwachung im laufenden Betrieb bestimmt.

Hauptaugenmerk soll dabei auf der Anlagentechnik und dem Energieverbrauch liegen. Hierfür ist eine detaillierte Grundlagenermittlung, die den Vergleich erst ermöglicht, unerlässlich. Der Gebäu-destandard vor der Maßnahme soll als Grundlage für den tatsächlichen Energiebedarf definiert werden. Anschließend wird die energetische Sanierung, insbesondere die Solarisierung, die zur Gebäudebeheizung und Trinkwarmwasserbereitung beiträgt, betrachtet und analysiert. Anhand dieser veränderten Anlagentechnik soll wiederum eine detaillierte Untersuchung stattfinden wie hoch nun der tatsächliche Endenergieverbrauch sowie Primärenergieaufwand ist, um den Ener-giebedarf der Gebäude zu decken.

Die Anlagentechnik der vier ausgewählten Gebäude kann nicht direkt miteinander verglichen wer-den, da die Gebäude völlig unterschiedlich in der Art und Beschaffenheit sind. Es wird zusätzlich versucht, Kennzahlen für die Gebäude heraus zu arbeiten, um in weiteren Empfehlungen erste Abschätzungen treffen zu können und die gewonnenen Daten für weitere Gebäude anwendbar zu

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machen. Es handelt sich um vier unterschiedliche Anlagengrößen wobei eines der Gebäude kom-plett energetisch saniert wurde.

Was letztendlich über das Ergebnis entscheidet ist der tatsächliche Endenergieverbrauch, resultie-rend aus den Gas- und Ölabrechnungen vor bzw. nach der Fertigstellung der energetischen Sanie-rung. Diese ermittelten Daten sollen Aufschluss darüber geben, ob die im Vergleich zu konventionellen Heizungsanlagen höheren Investitionskosten durch die Energieeinsparung amorti-siert werden können bzw. wie lange dies dauern würde.

7.1.2.2 Zusammenfassung der Ergebnisse

Es stehen diverse Förder- und Zuschussmöglichkeiten zur Verfügung, allerdings bedarf es hier einer guten Beratung um ein Maximum dieser abschöpfen zu können. Die Unsicherheit der bereit-gestellten Fördermittel gilt derzeit als Hauptgrund für die aktuell schleppende Modernisierung, die-ser muss zwingend entgegengewirkt werden. Erstaunlich ist, dass die Technik des SolarAktivHauses noch relativ unbekannt ist. Grund hierfür könnte sein, dass sich Industrie, Ener-gieversorger und Politik stärker auf konventionelle Konzepte konzentrieren. Derzeit ist die Techno-logie des SolarAktivHauses noch ein Nischenprodukt, welches auf jeden Fall weiter vorangetrieben werden muss. Im Bereich der energetischen Sanierung gibt es leider keine Musterlösung und auch nicht jede Maßnahme ist sinnvoll, allerdings sollten die Maßnahmen für die man sich entscheidet, konsequent umgesetzt werden. Oberste Priorität hat hier eine gründliche Schwachstellenanalyse, die beispielsweise von ausgebildeten Energieberatern oder Architekten durchgeführt werden soll-te. Allerdings hat auch hier nicht jeder das nötige Know-how, um eine Analyse mit Sachverstand und Weitblick zu erstellen. Nach der Bestandsaufnahme folgt eine Zusammenstellung sinnvoller Energiesparmaßnahmen mit Angabe der jeweiligen Heizkosteneinsparung, der jeweiligen Investiti-onskosten sowie Informationen über Förder- und Finanzierungsmöglichkeiten. Den berechneten Amortisationszeiten wurden zum einen Referenzprognosen als auch sogenannte BAU-Prognosen (BAU = Business As Usual) zugrunde gelegt. Welche Szenarien letztendlich eintreffen kann nie-mand voraussagen, allerdings bekommt man einen Überblick über die unterschiedlichen Einfluss-faktoren. Die verwendeten Referenzprognosen verknüpfen dazu langjährige Entwicklungstrends von Bevölkerung, Wirtschaft, Technik und Umwelt. Auch grundlegende energiepolitische Weichen-stellungen die wirksam werden oder wahrscheinlich sind, werden berücksichtigt. Hierzu zählen beispielsweise die Klimaschutzpolitik, der Ausstieg aus der Atomenergie, Steuerpolitik im Energie-sektor sowie die Förderung erneuerbarer Energien.

Ziel der Ausarbeitung war es, eine Aussage über die Amortisationszeit der Investitionskosten einer thermischen Solaranlage ggf. in Verbindung mit weiteren energetischen Sanierungsmaßnahmen zu treffen. Die Ergebnisse fallen sehr unterschiedlich aus. Das liegt einerseits daran, dass bewusst vier verschiedene Gebäudetypen und Anlagengrößen gewählt wurden und zum anderen, dass unterschiedliche Kombinationen aus der Preisänderungsrate sowie der Inflation angesetzt wurden. Die Einsparungen wurden nicht nur monetär auf Grundlage des Endenergiebedarfs bewertet, es wurden auch die Einsparungen des Primärenergie-bedarfs und des freigesetzten Treibhausgases berechnet, da letzteres die höchste politische Relevanz hat. Vor dem Hintergrund, dass der Pri-

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märenergieverbrauch bis 2020 um 20 Prozent reduziert werden muss, erreichen alle Objekte diese erste Hürde.

In Anbetracht der hohen Nutzungsdauer der kapitalintensiven Komponenten wurde somit anfangs eine Amortisationszeit von 25 Jahren als wirtschaftlich vertretbar angenommen. Diese Amorti-sationszeit wurde nicht bei allen Objekten erreicht.

Objekt München

In München handelt es sich um eine reine Solarisierung, ohne weitere energetische Maßnahmen. Der Kapitalaufwand in Höhe von etwa 29.400 Euro hat sich laut Berechnung bei allen Kombinatio-nen amortisiert, dies liegt letztendlich auch daran, dass eine Förderung in Höhe von 9.866,20 Euro gewährt wurde. Betrachtet man das Ergebnis einer prognostizierten Inflation von 2,25 Prozent un-ter Berücksichtigung einer möglichen Fremdkapitalfinanzierung und einer mittleren Energiepreis-steigerung von 1,3 Prozent, hätte sich die Solarisierung nach etwa 19 Jahren amortisiert.

Die Einsparung des freigesetzten Treibhausgases liegt bei etwa 21 Prozent. Somit erreicht das Objekt in München bereits im Jahre 2008 die politischen Ziele die für das Jahr 2020 gesteckt wur-den.

Objekt Leuchtenberg

In Leuchtenberg handelt es sich um eine komplette energetische Sanierung. Diese beinhaltet zu-sätzlich zur Solarisierung das Anbringen eines Wärmedämmverbund-systems, die Sanierung des Daches und der Fenster. Der Kapitalaufwand in Höhe von etwa 112.000 Euro hat sich laut Be-rechnung nicht bei allen Kombinationen amortisiert, dies liegt allerdings am Umfang der ener-getischen Sanierung. Durch die gewährte Förderung in Höhe von 17.900 Euro wurde die Amortisationsdauer allerdings wesentlich verkürzt. Bei einer prognostizierten Inflation von 2,25 Prozent unter Berücksichtigung einer Fremdkapitalfinanzierung und einer mittleren Energiepreis-steigerung von 1,3 Prozent, hätte sich die gesamte energetische Sanierung nach etwa 25 Jah-ren amortisiert.

Die Einsparung des freigesetzten Treibhausgases liegt bei etwa 83 Prozent. Somit erreicht das Objekt in Leuchtenberg bereits im Jahre 2006 die politischen Ziele die weit über das Jahr 2050 hinaus gesteckt wurden.

Objekt Ruderting

In Ruderting handelt es sich wieder um eine reine Solarisierung, ohne weitere energetische Maß-nahmen. Der Kapitalaufwand in Höhe von etwa 18.200 Euro hat sich laut Berechnung nicht bei allen Kombinationen amortisiert und bewegt sich sehr an der Grenze der Wirtschaftlichkeit. Auch hier trägt die Förderung in Höhe von 2.025 Euro wesentlich zu einer Verkürzung der Amorti-sationsdauer bei. Bei einer prognostizierten Inflation von 2,25 Prozent unter Berücksichtigung einer möglichen Fremdkapitalfinanzierung und einer mittleren Energiepreissteigerung von 1,3 Prozent, hätte sich die Solarisierung nach etwa 27 Jahren amortisiert.

Die Einsparung des freigesetzten Treibhausgases liegt bei etwa 18 Prozent. Somit erreicht das Objekt in Ruderting die politischen Ziele die für das Jahr 2020 gesteckt wurden, leider nicht.

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Objekt Gumpersdorf

In Gumpersdorf handelt es sich um eine Wohnraumerweiterung in Verbindung mit einzelnen ener-getischen Maßnahmen und einer Solarisierung. Diese energetischen Maßnahmen beinhalteten beispielsweise den Tausch des Flüssiggasbrenners durch einen Flüssiggas-Brennwertkessel, die Dämmung des Dachgeschosses und die Dämmung eines Wohnraumes im Untergeschoss an der Decke sowie an einer Außenwand. Der Kapitalaufwand in Höhe von etwa 74.500 Euro hat sich laut Berechnung bei einer prognostizierten Inflation von 2,25 Prozent unter Berücksichtigung einer möglichen Fremdkapitalfinanzierung und einer mittleren Energiepreissteigerung von 1,3 Prozent, nach etwa 41 Jahren amortisiert.

Die sehr lange Amortisationszeit hängt mit unter damit zusammen, dass etwa ein Viertel der Inves-titionskosten alleine für den Anbau zur Unterbringung des Pufferspeichers angefallen sind. Des-weitern ist zu beachten, dass sich der Flüssiggaspreis aus unterschiedlichen Faktoren zusammensetzt und bei ungünstiger Konstellation negativ auf den Energiepreis auswirkt. Beispiel hierfür ist eine vertragliche Bindung zu einem bestimmten Flüssiggas-Lieferanten der ggf. einen Miettank stellt, allerdings hat dann der Kunde keine Wahlfreiheit mehr über den Bezug seines Ga-ses. Sollte dies der Fall sein, wäre es zweckmäßig die vorliegende Situation weiter zu analysieren.

Die Einsparung des freigesetzten Treibhausgases liegt bei etwa 52%. Somit erreicht das Objekt in Gumpersdorf bereits im Jahre 2009 die politischen Ziele die für das Jahr 2050 gesteckt wurden.

7.2 Nachweisverfahren für SAHs

Die Verbreitung des SAH-Konzepts als Standard für energieeffiziente Gebäude bzw. für Niedrigs-tenergiegebäude ist unter anderem davon abhängig, ob mit diesem Konzept die (zukünftigen) An-forderungen an solche Gebäude erfüllt werden können und ob bzw. wie dies mit den gesetzlich vorgegebenen Verfahren nachgewiesen werden kann. Wie in Abschnitt 2.3 beschrieben, müssen Gebäude nach den gesetzlichen Vorgaben in Deutschland drei Hauptanforderungen bezüglich ihrer Energieeffizienz erfüllen: die Höchstwerte für den auf die wärmeübertragende Umfassungs-fläche bezogenen Transmissionswärmeverlust und für den Jahresprimärenergiebedarf nach EnEV dürfen nicht überschritten werden und ein Mindestanteil an erneuerbaren Energien am Endener-giebedarf nach EEWärmeG darf nicht unterschritten werden. Wie die Ergebnisse des Projekts HeizSolar zeigen, eignet sich das SAH-Konzept grundsätzlich hervorragend, um diese Anforde-rungen zu erfüllen. Unabhängig vom Energieträger für die Zusatzwärmeerzeugung beträgt der Anteil an erneuerbaren Energien bei SAHsn mindestens 50 %. Die solarthermische Wärmeerzeu-gung stellt durch die Nutzung der Solarenergie und ihren geringen Hilfsstrombedarf eine exzellente Möglichkeit dar, den Jahresprimärenergiebedarf für die Wärmeversorgung eines Gebäudes zu reduzieren. Was die Anforderungen an die Gebäudehülle angeht, lässt sich grundsätzlich sagen, dass die Reduktion des Heizwärmebedarfs bzw. der notwendigen Heizleistung die Verwendung von Niedertemperatur-Wärmeverteilsystemen und somit die solarthermische Wärmeversorgung begünstigt.

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7.2.1 Empfehlung für den öffentlich-rechtlichen Nachweis

Für die Berücksichtigung der solarthermischen Wärmeerzeugung in SAHsn im Rahmen des öffent-lich-rechtlichen Nachweises nach EnEV ist die Berechnung des Jahresprimärenergiebedarfs bzw. des wirksamen Beitrags der Solaranlage zur Deckung des Wärmebedarfs von entscheidender Be-deutung. Der Jahresprimärenergiebedarf für Wohngebäude kann mittels zweier unterschiedlicher Berechnungsverfahren bzw. Normenreihen ermittelt werden (Stand der zweiten Verordnung zur Änderung der Energieeinsparverordnung vom 18. Nov. 2013):

5) Normreihe DIN V 18599:2011-12, berichtigt durch DIN V 18599-5 Ber 1:2013-05 und DIN V 18599-8 Ber 1:2013-05

6) DIN V 4108-6:2003-06, berichtigt durch DIN V 4108-6 Ber 1:2004-03, und DIN V 4701-10:2003-08, geändert durch DIN SPEC 4701-10/A1:2012-07

Keines der beiden Berechnungsverfahren ist geeignet, um den Ertrag von großen Kombianlagen mit Langzeitwärmespeichern, also typischen solarthermischen Anlagen in SAHsn, zu ermitteln. Daher ist das Hinzuziehen der Ergebnisse eines anerkannten Simulationsprogramms zum Nach-weis des solarthermischen Deckungsanteils für SAHs uneingeschränkt zu empfehlen. Dabei soll-ten die Vorgaben aus dem Forschungsprojekt „Solarsimu-EnEV“23 berücksichtig werden. In diesem 2015 abgeschlossenen Projekt wurde ein offener Standard für die Schnittstelle zwischen normativen Berechnungsverfahren und Simulationsprogrammen erarbeitet. Des Weiteren wurden im Rahmen des Projekts die Ergebnisse verschiedener Simulationsprogramme auf ihre Validität geprüft. Die Vorgaben aus dem Projekt „Solarsimu-EnEV“ wurden seitens der KfW und der BAFA bereits in den Nachweis der Deckungsanteile von Solaranlagen zur Gebäudebeheizung integriert. Des Weiteren sollten in den oben genannten Berechnungsverfahren für die Charakteristika von der Anlagenkomponenten nach Möglichkeit immer Herstellerangaben verwendet werden, da die in den Normen hinterlegten Standardwerte oftmals nicht mehr den am Markt verfügbaren Produkten ent-sprechen und daher zu schlechteren Ergebnissen führen.

7.2.2 Fazit und Ausblick

Die Verwendung von Simulationsergebnissen zur Ermittlung des Beitrags der Solaranlage zur De-ckung des Wärmebedarfs bietet derzeit die einzige Möglichkeit, für SAHs einen realitätsnahen De-ckungsanteil der Solaranlage in den Berechnungsverfahren nach EnEV zu berücksichtigen. Unter Beachtung der Vorgaben aus dem Projekt „Solarsimu-EnEV“ werden dabei plausible und normge-rechte Ergebnisse erzielt. Allerdings stellt die Simulation einen zusätzlichen Aufwand bei der Pla-nung und damit vermutlich auch eine Hemmschwelle für die Verwendung solarthermischer Anlagen zur Erhöhung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden dar. Die (Weiter-) Entwicklung eines pauschalen Berechnungsansatzes für den solarthermischen Deckungsanteil sowie dessen Integration in die oben genannten Berechnungsverfahren wäre aus diesem Grund wünschenswert. 23 Projekt „F20-11-1-139 / Solarsimu-EnEV“ im Rahmen der Forschungsinitiative „Zukunft Bau“ des Bun-desministeriums für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit (Titel: „Spezifikation von Schnittstellen zwischen Solarsimulation und den Normen DIN V 18599 sowie DIN V 4701-10 zur Erstellung von Nachwei-sen im Rahmen der Energieeinsparverordnung – Definition eines offenen Standards“)

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Zukünftig werden die Anforderungen an die Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden weiter ver-schärft werden. Die am 1. Mai 2014 in Kraft getretene zweite Verordnung zur Änderung der EnEV vom 18. Nov. 2013 sieht ab 1. Jan. 2016 eine Reduktion des zulässigen Höchstwerts des Jah-resprimärenergiebedarfs für zu errichtende Wohngebäude (Neubauten) um 25 % vor. Gleichzeitig wird der zulässige Transmissionswärmeverlust dieser Gebäude reduziert. Somit werden innovative Lösungen zur Beheizung von Gebäuden und zur Trinkwassererwärmung immer wichtiger. Mit kon-ventionellen Konzepten wird es zukünftig nur noch schwer möglich sein, die Anforderungen der EnEV zu erfüllen. Eine ökologisch und ökonomisch sinnvolle Möglichkeit zur Erfüllung der Anforde-rungen und zur Erreichung der Klimaschutzziele der EU und der Bundesregierung ist das Konzept des SAHes. Dies konnte mit den im vorliegenden Bericht dargestellten Ergebnissen des Projekts HeizSolar gezeigt werden.

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8 Veröffentlichungen und weiterführende Informationen

Im Rahmen der Laufzeit des Projektes „HeizSolar“ wurden die folgenden Informationsveranstal-tungen aktiv in Form von Expertenworkshops durchgeführt. Weiterhin flossen die Arbeiten in eine Vielzahl von wissenschaftlichen Präsentationen ein.

Vortrag mit Konferenzbeitrag als reviewed Artikel

- International Conference on Solar Heating and Cooling for Buildings and Industry, 2013, Freiburg i.Br. [25]

- EuroSun 2014, International Conference on Solar Energy and Buildings, 2014, Marseille [26]

- International Conference on Solar Heating and Cooling for Buildings and Industry, 2014, Beijing [27]

Vortrag mit Konferenzbeitrag:

- ISES Solar World Kongress, 2011, Kassel [28]

- OTTI 3. Symposium Akitv-Solarhaus, 2011, Regensburg [11]

- 4. VDI-Fachtagung Solarthermie - Heizen und Kühlen mit der Sonne, 2011[29]

- 5th European Solar Thermal Energy Conference (ESTEC), 2011, Marseille [30]

- Bauhaus.Solar Technologie – Design – Umwelt, 2011, Erfurt [31]

- 22. Symposium Thermische Solarenergie, OTTI, 2012, Bad Staffelstein [16]

- 4. Symposium Aktiv-Solarhaus, 2013, Wien [32]

- 23. Symposium Thermische Solarenergie, 2013, Bad Staffelstein [33] und [34]

- 25. Symposium Thermische Solarenergie, Bad Staffelstein, 2015 [35]

- Fachforum Energieeffizienzhaus-Plus, Hamburg, 2015 [18]

- 26. Symposium Thermische Solarenergie 2016; Kloster Banz, Bad Staffelstein [36]

- 2. Fachforum Green Buildings, 2016, Frankfurt am Main (eingereicht)

- EuroSun 2016, International Conference on Solar Energy and Buildings, 2016, Palma de Mallorca (eingereicht)

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Schlussbericht HeizSolar

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Vortrag:

- 2. Symposium Energie Plus Gebäude CEP® CLEAN ENERGY & PASSIVEHOUSE 2012, Stuttgart [37]

- 1. Symposium ENERGIE PLUS GEBÄUDE, Salzburg, 2012 [38]

- Seminar Sonnenhaus e.V., 2012, Fürth

- Innovationsformum der 3. Solarthermie-Technologiekonferenz, 2013, Berlin [39]

- DIN-SAH Workshop, 2013, Stuttgart [40]

Workshops

1. Expertenworkshop „Solares Heizen mit hohen solaren Deckungsanteilen – Erfahrungen und Herausforderungen“, Frankfurt, 2012 [41]

http://www.diesolarheizung.info/downloads/praesentationen-1-expertenworkshop/at_download/file

2. Expertenworkshop „Solares Heizen mit hohen solaren Deckungsanteilen – Marktübersicht und Ergebnisse Monitoring“, Berlin, 2012 [42]

http://www.diesolarheizung.info/downloads/2-expertenworkshop-201esolares-heizen-mit-hohen-solaren-deckungsanteilen-2013-marktuebersicht-und-ergebnisse-monitoring201c-im-rahmen-des-projektes-201eheizsolar201c/at_download/file

3. Expertenworkshop „Solares Heizen mit hohen solaren Deckungsanteilen – Messtechnische Analysen und messdatenbasierte Modellbildung“ , 2013, Mannheim [43]

http://www.diesolarheizung.info/downloads/praesentationen-3-expertenworkshop/at_download/file

4. Expertenworkshop „Solares Heizen mit hohen solaren Deckungsanteilen – Technische Entwick-lungen und Simulation von SolarAktivHäusern“, 2015, Würzburg [44]

http://www.diesolarheizung.info/downloads/praesentationen-4-expertenworkshop/at_download/file

Seminar zum Projektabschluss „Solares Heizen mit hohen solarthermischen Deckungsanteilen – Perspektiven für ein zukunftsweisendes Versorgungskonzept“ [45]

http://www.diesolarheizung.info/downloads/praesentationen-seminar-projektabschluss

Sonstige Veröffentlichungen unter Beteiligung des Projektkonsortiums

- Beitrag zur Europäischen Smart Energy Buildings campaign durch Präsentation von im Rahmen des Projektes messtechnisch Untersuchten Gebäuden, 2011

- Solarthemen, „Einfacher währe besser“, 2012

- BINE Informationsdienst, „Solarhäuser auf dem Prüfstand“ 2013 [46]

- Sonnenenergie, „Wärme satt in´s Haus“, 2013

- TGA Fachplaner, „Sonnenhäuser unter der Lupe“ 2013

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Schlussbericht HeizSolar

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- Sonne Wind und Wärme, Titelthema der Ausgabe: „Energiesparhäuser immer gefragter“, Februar 2014

- Erneuerbare Energie, „SolarAktivHäuser im Betrieb – Ergebnisse einer Messkampagne in Deutschland“, Februar 2015

- BINE Informationsdienst, „Sonnenhäuser wissenschaftlich bewertet“, 2015 [47]

- BMWi-JB15, Kapitel 10: Energieoptimierte Gebäude und Quartiere, Highlight-Projekt Heiz-Solar: „SolarAktivHaus: Ein Konzept zum Erreichen des „Nearly-Zero-Energy“ Standards“, 2015

- HLH Bd. 66, „Wissenschaftliches Fundament für Sonnenhäuser, 2015

Internetportal

www.DieSolarHeizung.info

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Schlussbericht HeizSolar

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Literaturverzeichnis

[1] LUNDH, MAGDALENA ; ZASS, KATRIN ; WILHELMS, CLAUDIUS ; VAJEN, KLAUS ; JORDAN, UL-RIKE: Influence of store dimensions and auxiliary volume configuration on the performance of medium-sized solar combisystems. In: Solar Energy Bd. 84 (2010), Nr. 7, S. 1095–1102

[2] ZASS, KATRIN ; VAJEN, KLAUS ; WILHELMS, CLAUDIUS ; JORDAN, ULRIKE: Analysis of hydraulic design options for medium-sized solar combisystems. In: ISES Solar World Congress 2011 August 28 - September 2, 2011, Kassel, Germany. : International Solar Energy Society — ISBN 978-3-9814659-0-7

[3] HEIMRATH, RICHARD: Simulation, Optimierung und Vergleich solarthermischer Anlagen zur Raumwärmeversorgung für Mehrfamilienhäuser, Technische Universität Graz, 2004

[4] GLEMBIN, J. ; ROCKENDORF, G.: Simulation and evaluation of stratified discharging and charging devices in combined solar thermal systems. In: Solar Energy Bd. 86 (2012), Nr. 1, S. 407–420

[5] STREICHER, ELKE: Ganzheitliche Bewertung von Sonnenkollektoren unter besonderer Be-rücksichtigung des Alterungsverhaltens. Aachen : Shaker, 2011 — ISBN 978-3-8440-0243-0

[6] OTTI 2012 A4: Entwicklung und Bewertung von Konzepten für die kunststoffgerechte Kon-struktion von Flachkollektoren. In:

[7] OTTI 2012 A13: Solarkollektoren aus Polymeren. In: [8] http://forschungsjahrbuch.erneuerbare-energien.de (vom 17.07.2015) [9] OTTI 2012: Synergie-Effekte zwischen Solarthermie, Photovoltaik und Solararchitektur mit

Hife des Simulationsframework Tachion modellieren und sichtbar machen. In: [10] OTTI 2012 A20: Erfahrungen und Ergebnisse aus der Entwicklung von Stahlabsorbern. In: [11] OTTI 2010 A2: Wärmeverluste in Hochleistungsflachkollektoren mit selektiv beschichteten

und gasgefüllten Isolierverglasungen. In: [12] OTTI 2012 A8: Wärmedämmung für hocheffiziente Flachkollektoren. In: [13] OTTI 2011 A2: Der FracTherm-Kollektor - erste Messergebnisse vom Prototypen. In: [14] OTTI 2012 A2: Corrugated Collector. In: [15] OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD ; KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK,

HARALD ; BÜHL, JÜRGEN ; RUBECK, PETER: SolarAktivHaus: Untersuchte Gebäude mit ei-nem solarthermischen Deckungsanteil von mehr als 50 % und Monitoringkonzept. In: 3. Symposium Aktiv-Solarhaus : 27./28. September 2011, Hochschule Regensburg. Regens-burg : Ostbayerisches Technologie-Transfer-Institut e. V., 2011 — ISBN 978-3-941785-63-2

[16] OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD ; KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK, HARALD ; BÜHL, JÜRGEN ; RUBECK, PETER: SolarAktivHaus - Untersuchte Gebäude und Mo-nitoringkonzept. In: 22. Symposium Thermische Solarenergie : 09. bis 11. Mai 2012, Kloster Banz, Bad Staffelstein. Regensburg : Ostbayerisches Technologie-Transfer-Institut e. V., 2012 — ISBN 978-3-941785-89-2

[17] HEIMRATH, RICHARD: The Reference Heating System , the Template Solar System of Task 32 The Reference Heating System , the Template Solar System of Task 32 by, 2007

[18] KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK, HARALD ; OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD: Simulationsbasierte Untersuchung von Gebäudekonzepten mit hohen solar-thermischen Deckungsanteilen. In: Fachforum Energieeffizienzhaus-Plus, 14. bis 15. Juli 2015, Hamburg. Regensburg : Ostbayerisches Technologie-Transfer-Institut e. V., 2015

[19] KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK, HARALD ; OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD: Solar-Active-Houses: Simulation based analysis of building concepts with high solar thermal fractions. In: EuroSun 2014, International Conference on Solar Energy and Buildings, September 16-19, 2014, Aix-les-Bains, France., 2014

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[20] OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD ; KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK, HARALD ; MÜLLER, MATHIAS ; BÜHL, JÜRGEN ; DASCH, GEORG ; KERSCHL, CHRISTIAN: Prä-sentationen des Seminars zum Projektabschluss. URL http://www.diesolarheizung.info/downloads/praesentationen-seminar-projektabschluss/view

[21] OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD ; KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK, HARALD ; DASCH, GEORG: Solar-Active-Houses – dynamic system simulations to analyze building concepts with high fractions of solar thermal energy. In: SHC 2014, International Conference on Solar Heating and Cooling for Buildings and Industry, October 13-15, 2014, Beijing, China, 2014

[22] KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK, HARALD: Einfluss großer, gebäudeinte-grierter Warmwasserspeicher auf das thermische Verhalten von SolarAktivHäusern. In: 22. Symposium Thermische Solarenergie : 09. bis 11. Mai 2012, Kloster Banz, Bad Staffelstein. Regensburg : Ostbayerisches Technologie-Transfer-Institut e. V., 2012 — ISBN 978-3-941785-89-2

[23] STREICHER, ELKE ; HEIDEMANN, WOLFGANG ; MÜLLER-STEINHAGEN, HANS: Methodik zur Er-mittlung der energetischen Amortisationszeit von thermischen Solaranlagen. In: Zwölftes Symposium Thermische Solarenergie: 24. bis 26. April 2002. Regensburg : OTTI-Energie-Kolleg, 2002 — ISBN 3-934681-20-4

[24] TRESP, SARAH: Ökologische und ökonomische Bewertung von Solar-Aktiv-Häusern, Diplo-marbeit : Universität Stuttgart, 2011

[25] KRAMER, WOLFGANG ; OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD ; KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK, HARALD ; MÜLLER, MATHIAS ; BÜHL, JÜRGEN ; DASCH, GEORG: Solar-active-houses – analysis of the building concept based on detailed measurements. In: SHC 2013, International Conference on Solar Heating and Cooling for Buildings and Industry September 23-25, 2013, Freiburg, Germany., 2013

[26] KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK, HARALD ; OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD: Solar-Active-Houses: Simulation based analysis of building concepts with high solar thermal fractions. In: EuroSun 2014, International Conference on Solar Energy and Buildings, September 16-19, 2014, Aix-les-Bains, France., 2014

[27] OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD ; KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK, HARALD ; DASCH, GEORG: Solar-Active-Houses – dynamic system simulations to analyze building concepts with high fractions of solar thermal energy. In: SHC 2014, International Conference on Solar Heating and Cooling for Buildings and Industry, October 13-15, 2014, Beijing, China, 2014

[28] BESTENLEHNER, DOMINIK ; KOBELT, SVEN ; DRÜCK, HARALD ; OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD ; BÜHL, JÜRGEN ; RUBECK, PETER: Solar Active Houses: Buildings with a solar thermal fraction of at least 50 % as the building standard of the future. In: ISES Solar World Congress 2011 August 28 - September 2, 2011, Kassel, Germany.. Kassel : International Solar Energy Society, 2011 — ISBN 978-3-9814659-0-7

[29] STRYI-HIPP, GERHARD ; OLIVA, AXEL ; KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK, HARALD ; BÜHL, JÜRGEN ; RUBECK, PETER: Heizen mit der Sonne: Solarhäuser mit mehr als 50% solarer Deckung. In: . Ludwigsburg, 2001

[30] OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD ; KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK, HARALD ; BÜHL, JÜRGEN ; RUBECK, PETER: Solar Active Houses – research on a promising technology. In: . Marseille, 2011

[31] OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD: Technologien für SolarAktivhäuser. In: . Erfurt, 2011 [32] OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD ; KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK,

HARALD ; BÜHL, JÜRGEN ; RUBECK, PETER: Untersuchung des realen Betriebsverhaltens von neun SolarAktivHäusern. In: 4. Symposium Aktiv-Solarhaus: 11./12. April 2013, Bank Aus-tria Kunstforum, Wien, Österreich. Regensburg : Ostbayerisches Technologie-Transfer-Institut e. V., 2013 — ISBN 978-3-943891-13-3

[33] OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD ; KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK, HARALD: Messdatenbasierte Modellbildung für typische SolarAktivHäuser. In: 23. Symposi-um Thermische Solarenergie 24. bis 26. April 2013, Kloster Banz, Bad Staffelstein. Re-

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gensburg : Ostbayerisches Technologie-Transfer-Institut e. V., 2013 — ISBN 978-3-943891-10-2

[34] KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK, HARALD ; OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD ; MÜLLER, MATHIAS ; BÜHL, JÜRGEN ; RUBECK, PETER: Messtechnische Analyse von neun SolarAktivHäusern. In: 23. Symposium Thermische Solarenergie 24. bis 26. April 2013, Kloster Banz, Bad Staffelstein. Regensburg : Ostbayerisches Technologie-Transfer-Institut e. V., 2013 — ISBN 978-3-943891-10-2

[35] STRYI-HIPP, GERHARD ; OLIVA, AXEL ; KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK, HARALD ; DASCH, GEORG ; BÜHL, JÜRGEN: SolarAktivHäuser – Perspektiven für ein zu-kunftsweisendes Gebäudekonzept. In:

[36] KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK, HARALD ; OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD ; DASCH, GEORG ; KERSCHL, CHRISTIAN: Gebäude mit hohen solaren Deckungs-anteilen: Planungsempfehlungen und zukünftige Weiterentwicklungen. In: OTTI – 26. Sym-posium Thermische Solarenergie 20.04.-22.04.2016; Kloster Banz, Bad Staffelstein

[37] OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD: Das Potential der Solarthermie für Energie-Plus-Gebäude.

[38] OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD: Solarthermie in Energie-Plus-Gebäuden - Anregungen aus dem Monitoring im BMU-Projekt „HeizSolar“.

[39] KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK, HARALD ; OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD ; DASCH, GEORG ; RUBECK, PETER: Messtechnische Untersuchung und Optimie-rung von neun SolarAktivHäusern.

[40] OLIVA, AXEL: Messtechnische Analysen an SolarAktivHäusern - Ergebnisse aus dem Pro-jekt HeizSolar.

[41] OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD ; KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK, HARALD ; DASCH, GEORG ; BÜHL, JÜRGEN: 1. Expertenworkshop „Solares Heizen mit hohen solaren Deckungsanteilen – Erfahrungen und Herausforderungen“.

[42] OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD ; KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK, HARALD ; DASCH, GEORG ; BÜHL, JÜRGEN: 2. Expertenworkshop „Solares Heizen mit hohen solaren Deckungsanteilen –Marktübersicht und Ergebnisse Monitoring“.

[43] OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD ; KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK, HARALD ; DASCH, GEORG ; RUBECK, PETER: 3. Expertenworkshop „Solares Heizen mit ho-hen solaren Deckungsanteilen – Messtechnische Analysen und messdatenbasierte Mo-dellbildung“.

[44] OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD ; KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK, HARALD ; DASCH, GEORG ; BÜHL, JÜRGEN: 4. Expertenworkshop „Solares Heizen mit hohen solaren Deckungsanteilen – Technische Entwicklungen und Simulation von SolarAktivHäu-sern“.

[45] OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD ; KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK, HARALD ; DASCH, GEORG ; BÜHL, JÜRGEN: Seminar zum Projektabschluss „Solares Heizen mit hohen solarthermischen Deckungsanteilen – Perspektiven für ein zukunftsweisendes Versorgungskonzept“.

[46] OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD ; KOBELT, SVEN ; BESTENLEHNER, DOMINIK ; DRÜCK, HARALD ; DASCH, GEORG ; BÜHL, JÜRGEN: Solarhäuser auf dem Prüfstand, 2013

[47] OLIVA, AXEL ; STRYI-HIPP, GERHARD: Sonnenhäuser wissenschaftlich bewertet, 2015

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Abbildungsnachweis

Abbildung 4.1: Deutschlandkarte mit eigenen Eintragungen von Standorten/Ortsnamen Titel des Originals: Positionskarte von Deutschland Quelle: https://commons.wikimedia.org/wiki/File%3AGermany_location_map.svg Autor: NordNordWest via Wikimedia Commons Lizenz: CC BY-SA 3.0 (http://creativecommons.org/licenses/by-sa/3.0)

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Schlussbericht HeizSolar

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A Anhang: Technische Daten der Sensoren

Tauchtemperaturfühler (Monitoringsystem) Fabrikat / Typ: Fühlerart: Messbereich: Genauigkeit: Reaktionszeit:

Elster Messtechnik / DS 27,5 Pt 100 0-130 °C Klasse B nach DIN/IEC 751 95 % der Änderung nach 3 s (mit Tauchhülse 7 s)

Wärmemengenzähler Temperaturfühler Pt 100, Klasse B

computergepaart mit einer Temperaturdifferenz < 0,05 K Durchfluss-Sensor Fabrikat / Typ: Nenndurchfluss qp: größter Durchfluss: kleinster Durchfluss: Anlauf: Temperaturmessbereich:

Elster Messtechnik / F 96 Plus 1,5 m³/h (Heizkreis Keller 0,6 m³/h) 3,0 m³/h (Heizkreis Keller 1,2 m³/h) 6,0 l/h 2,5 l/h (Heizkreis Keller 1,0 l/h) 5 °C bis 130 °C (bei Wärmezählern) 5 °C bis 105 °C (bei kombinierten Wärme- und Kältezählern)

Rechenwerk Temperaturmessbereich: Umgebungstemperatur: Anlauf-Temp.differenz: Messhäufigkeit:

1 °C – 180 °C 5 °C - 55 °C 0,125 K 1/8 s (Volumenstrom) 2 s (Temperatur)

Stromzähler Fabrikat / Typ: Nennstrom: Maximalstrom: Anlaufstrom: Genauigkeit: Impulsausgang:

EMU Elektronik / EMU12.x1m 5 A 63 A < 25 mA (entspricht 5,75 W) Klasse 2 gemäß EN 62053-21 10 Impulse / Wh

Strahlungspyranometer Strahlungssensor Fabrikat / Typ: Spektralbereich: Signalausgang: max. Strahlung: Empfindlichkeit:

Kipp & Zonen / CMP 3 300 nm bis 2800 nm 0 mV bis 20 mV 2.000 W/m² 12,01 µV pro W/m² (gilt nur für Sensor im Sonnenhaus Grandl)

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Signalverstärker Fabrikat / Typ: Eingangssignal: Ausgangssignal:

Kipp & Zonen / Ampbox -12 mV bis +150 mV 4 mA bis 20 mA (entspricht 0 W/m² bis 1600 W/m²)

Drucksensoren Fabrikat / Typ: Druckbereich: Signalausgang: Gesamtfehlerband:

Keller / Serie 21 Y 2 bar bis 10 bar FS 4 mA bis 20 mA max. ±1,5 %FS (bei -10 °C bis 80 °C )

Datenlogger für Erfassung der Raumtemperaturen Fabrikat / Typ: Temperatur-Messbereich: Fehlergrenze: Zeitkonstante: Feuchte-Messbereich: Fehlergrenze: Auflösung: Fehler der Zeitbasis:

Hobo / U10 -20 °C bis +70 °C ±0,4°C bei 25°C 10 min bis 90 % (in bewegter Luft) 25 % bis 95 % r.F. im Bereich von 5 °C bis 55 °C ±3,5 % r.F. bei 25 % bis 85 % r.F. und 15 °C bis 45 °C 6 min bis 90 % (in bewegter Luft) 1 Minute pro Monat bei 25 °C

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B Anhang: Berichte

- Berichte der neun messtechnisch untersuchten Gebäude:

o HeizS_AP_3.3_Bericht_BRA_2016-04-28.pdf

o HeizS_AP_3.3_Bericht_GOM_2016-04-28.pdf

o HeizS_AP_3.3_Bericht_ROT_2016-04-28.pdf

o HeizS_AP_3.3_Bericht_MUN_2016-04-28.pdf

o HeizS_AP_3.3_Bericht_DON_2016-04-28.pdf

o HeizS_AP_3.3_Bericht_KAP_2016-04-28.pdf

o HeizS_AP_3.3_Bericht_KUM_2016-04-28.pdf

o HeizS_AP_3.3_Bericht_ERG_2016-04-28.pdf

o HeizS_AP_3.3_Bericht_FRE_2016-04-28.pdf

- Bericht zur detaillierten ökonomischen Bewertung und Übertragung des SolarAktivHaus-Versorgungskonzeptes auf den Gebäudebestand:

o HeizS_AP_6+7_Übertrag-GebBest_ökonom-Bewert_2016-04-28.pdf