ZfS-Bericht Solingen - Solar - so heizt man heute

- Rationelle Energietechnik GmbHFörderprogramm "Solarthermie-2000", Teilprogramm 2Abschlussberichtfür das ProjektSolaranlage im Städtischen Klinikum SolingenFörderkennzeichen 032 9652 CBerichtszeitraum: 1.10.1998 bis 2.9.2003vorgelegt durchZfS - Rationelle Energietechnik GmbHVerbindungsstraße 19, 40723 HildenReiner CroyHans Peter WirthHildenDezember 2003Das Projekt Solarthermie-2000 wird vom Bundesminister für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) gefördert (ehemals durch BMWA und BMBF).Der BMU übernimmt keine Gewähr für die Richtigkeit, die Genauigkeit und die Vollständigkeit der Angaben sowie für die Beachtung privater Rechte Dritter.Verantwortlich für den Inhalt dieser Veröffentlichung sind die Autoren.ZfS - Rationelle Energietechnik GmbH, Verbindungsstraße 19, 40723 HildenTel.: 02103/2444-0, Fax: ...-40, eMail: info@zfs-energietechnik.de, Internet: www.zfs-energietechnik.de

- 5 -Rohrleitung vom Kollektorfeld zum WärmetauscherRohrmaterialDicke der WärmedämmungMaterial der WärmedämmungMaterial Ummantelung WärmedämmungAußenbereichArmaflex HT undMineralfasermattenAluminiumblechKupfer42 mmInnenbereichMineralfasermattenAlu-Kaschierung oderKunststoffeinfache Länge 60 m ca. 100 mAußendurchmesserInnendurchmesserWärmeleitfähigkeit der Wärmedämmungstat. Überdruck am Sicherheitsventil im 9. OGstat. Überdruck am Wärmetauscher im 4. UG42 mm39 mmArmaflex HT: 0,040 W/(m•K)Mineralfaser: 0,035 W/(m•K)1,8 bar ü7 bar üWärmeträger im KollektorkreisHerstellerMarkennameTyforop Chemie GmbHTyfocor LVerhältnis Wärmeträgerkonzentrat/Wasser 46 % / 54 %BasisstoffVolumeninhalt in:Kollektoren, Ausdehnungsgefäß, Rohrleitungen, WärmetauscherPropylenglykol1.005 lWärmetauscher Kollektorkreis/SpeicherladekreisHerstelleralfa lavalTypCB 76-U 30 H (2 Stück in Reihe)Fläche 2 x 3 m²Material TauscherplattenEdelstahl 1.4401 (AISI 316) gelötet

- 6 -PufferspeicherHerstellerKarl Ludmann KGTyp Solvis Stratos 4003Baujahr 1997Anzahl 2Nennvolumen je Speichertatsächliches Volumen je SpeicherMaterial BehälterwandMaterial WärmedämmungDicke der WärmedämmungWärmeleitfähigkeit der Wärmedämmungmax. zulässiger Überdruck4 m³3,8 m³St 37-2 innen roh, außen grundiertPU-Weichschaum100 mm0,04 W/(m•K)3 bar ümax. zulässige Temperatur 95 °CWärmetauscher Speicherentladekreis/TrinkwasserHerstellerAlfa LavalTypCB 76-U71E (2 Stück in Reihe)Fläche 2 x 7 m²Material TauscherplattenEdelstahl 1.4401 (AISI 316) gelötetRegelung SolaranlageBeladekreisResol ESF1/DThermostate Fema APT 650 (ab 3.11.2000)Entladekreis Solvis SI-Control Version S 1.3PumpenP1a+b P2 P3Anzahl 2 in Reihe 1 1HerstellerWiloTyp TOP-S 30/10Spannung230 - 240 Vmax. zulässige Temperatur 130 °Ceingestellte Stufegrößte Leistung(Stufe 1)kleinste Leistung(Stufe 3)größte Leistung(Stufe 1)

- 7 -3 Beschreibung des Objektes und Ablauf der AusschreibungDas Städtische Klinikum Solingen wurde im Jahre 1913 gegründet und seitdem in mehreren Bauabschnittenerweitert. Es liegt in Hanglage am Rande der Innenstadt von Solingen und besteht aus mehrerenGebäuden. Haupthaus ist das 10 Stockwerke hohe Haus 1, in dem sich auch die Solaranlagebefindet (Abbildung 3). Das Klinikum hat 724 Betten mit 14 ärztlich geleiteten Fachabteilungen und rd.1.500 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter. Jährlich werden etwa 24.000 Patienten stationär und 35.000ambulant behandelt.Die konventionelle Wärmeversorgung für Heizung und Warmwasser erfolgt über Fernwärme aus einemnahe gelegenen Müllheizwerk. Das Trinkwasser wird dezentral in den jeweiligen Unterstationender Klinikgebäude erwärmt. Die Unterstation des Haupthauses ist in drei Druckstufen aufgeteilt. JedeDruckstufe hat einen eigenen Warmwasserspeicher mit separater Fernwärme-Übergabestation undversorgt einen bestimmten Stockwerksbereich des Hochhauses (Tabelle 1). Folgende Bereiche sindan die jeweiligen Druckstufen angeschlossen:Druckstufe Stockwerke Anzahl der BettenD1 Untergeschosse U4 bis U0 überwiegend Funktionsbereiche(Küche, OP, Ambulanz etc.)D2 Obergeschosse 1 bis 4 238D3 Obergeschosse 5 bis 8 221Tabelle 1: Aufteilung der Druckstufen in Haus 1 auf die verschiedenen StockwerkeIm 9. und 10. Obergeschoss sind technische Anlagen installiert (Lüftung, Aufzugtechnik).Nach der Antragstellung auf Förderung einer Solaranlage wurde im Sommer 1995 der Warmwasserverbrauchin Haus 1 in allen drei Druckstufen gemessen. Die Messungen ergaben einen Gesamt-Warmwasserverbrauch von über 28 m³/d (Wochenmittelwert bei 60 °C Wassertemperatur im Nachheizspeicher),wobei in Druckstufe 1 mit 18,7 m³/d das meiste Warmwasser verbraucht wurde. DerVerbrauch in den Druckstufen 2 und 3 lag mit 6,2 m³/d bzw. 3,6 m³/d deutlich niedriger.Da auf dem Dach des 10. OG nur eine Fläche für knapp 200 m² Kollektoren zur Verfügung steht, wurdedie Solaranlage ausschließlich auf den Verbrauch der Druckstufe 1 ausgelegt. Damit ergab sicheine recht hohe Auslegungs-Auslastung der Solaranlage von täglich 94 l Warmwasser pro m² Kollektorfläche.Die Standard-Auslastung im Teilprogramm 2 von Solarthermie-2000 liegt bei70 l/(d∙m²).

- 8 -Abbildungen 1 und 2 sowie Tabelle 2 zeigen die aus den Verbrauchsmessungen in Druckstufe 1 abgeleitetenTages- und Jahresverbrauchsprofile zur Eingabe in das Simulationsprogramm T*SOL.Liter bei 60°C Speichertemperatur2200200018001600140012001000800600400200000:00 04:00 08:00 12:00 16:00 20:00 00:00UhrzeitLiter bei 60°C Speichertemperatur2200200018001600140012001000800600400200000:00 04:00 08:00 12:00 16:00 20:00 00:00UhrzeitAbbildung 1: Halbstundensummen (Tagesprofil) des Auslegungsverbrauchs an WerktagenMo. - Fr. (links) und Samstagen (rechts)Liter bei 60°C Speichertemperatur2200200018001600140012001000800600400200000:00 04:00 08:00 12:00 16:00 20:00 00:00Uhrzeitm³ bei 60°C Speichertemperatur650600550500450400350300250200150100500Januar April Juli OktoberAbbildung 2: Halbstundensummen (Tagesprofil) an Sonntagen (links) und Monatssummen (Jahresprofil)(rechts) des Auslegungsverbrauchs

- 9 -Städtisches Klinikum SolingenAuslegungswerte des Warmwasserverbrauchs:Werktag (Mo - Fr): 20 m³ (100 %-Wert)Wochenmittel: 18.71 m³/dUhrzeit Auslegungs-Werktag Auslegungs-Samstag Auslegungs-Sonntag Tage Tages-Liter % Liter % Liter % summenm³ %00:00 0 0,00 0 0,00 0 0,0000:30 0 0,00 0 0,00 0 0,00 Montag 20 10001:00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 Dienstag 20 10001:30 0 0,00 0 0,00 0 0,00 Mittwoch 20 10002:00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 Donnerstag 20 10002:30 0 0,00 0 0,00 0 0,00 Freitag 20 10003:00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 Samstag 13,65 68,2503:30 0 0,00 0 0,00 0 0,00 Sonntag 17,3 86,504:00 0 0,00 0 0,00 0 0,00 Mittelwert 18,7104:30 0 0,00 0 0,00 0 0,0005:00 0 0,00 0 0,00 0 0,0005:30 0 0,00 0 0,00 250 1,2506:00 100 0,50 100 0,50 250 1,2506:30 150 0,75 100 0,50 1.250 6,25 Monate Monats-07:00 1.800 9,00 1.750 8,75 500 2,50 summen07:30 1.200 6,00 500 2,50 500 2,50 m³ %08:00 250 1,25 200 1,00 1.250 6,25 Januar 589,2 10308:30 250 1,25 750 3,75 500 2,50 Februar 508,1 9709:00 900 4,50 500 2,50 500 2,50 März 601,3 10309:30 900 4,50 500 2,50 1.000 5,00 April 569,6 10210:00 750 3,75 500 2,50 1.000 5,00 Mai 578,7 10110:30 750 3,75 500 2,50 1.000 5,00 Juni 563,8 10011:00 500 2,50 500 2,50 1.000 5,00 Juli 577,4 10011:30 1.250 6,25 1.250 6,25 500 2,50 August 581,1 10012:00 500 2,50 600 3,00 1.000 5,00 September 569,4 10112:30 1.550 7,75 600 3,00 250 1,25 Oktober 586,2 10213:00 500 2,50 500 2,50 750 3,75 November 577,9 10313:30 900 4,50 500 2,50 2.250 11,25 Dezember 459,8 8014:00 1.750 8,75 1.250 6,25 2.000 10,0014:30 1.750 8,75 1.750 8,75 500 2,5015:00 1.250 6,25 100 0,50 250 1,2515:30 250 1,25 100 0,50 100 0,5016:00 250 1,25 100 0,50 100 0,5016:30 250 1,25 100 0,50 100 0,5017:00 250 1,25 100 0,50 100 0,5017:30 250 1,25 100 0,50 100 0,5018:00 250 1,25 100 0,50 100 0,5018:30 250 1,25 100 0,50 100 0,5019:00 250 1,25 100 0,50 100 0,5019:30 250 1,25 100 0,50 0 0,0020:00 250 1,25 100 0,50 0 0,0020:30 250 1,25 100 0,50 0 0,0021:00 250 1,25 100 0,50 0 0,0021:30 0 0,00 0 0,00 0 0,0022:00 0 0,00 0 0,00 0 0,0022:30 0 0,00 0 0,00 0 0,0023:00 0 0,00 0 0,00 0 0,0023:30 0 0,00 0 0,00 0 0,00Summe 20.000 100,00 13.650 68,25 17.300 86,50Speichertemp. 60 60 60Tabelle 2: Tabellarisch aufbereitete Tages-, Wochen- und Jahresprofile des Auslegungs-Warmwasserverbrauchs

- 10 -Die Solaranlage wurde im Dezember 1996 mit den o.g. Planungswerten zum Warmwasserverbrauchöffentlich ausgeschrieben. Das Leistungsverzeichnis wurde an 43 Bewerber ausgegeben, woraufneun Angebote eingingen. Drei Angebote konnten aufgrund formaler Fehler nicht gewertet werden,sodass letztendlich sechs Angebote in die weitere Prüfung kamen. Da keiner der Bieter einen garantiertenWärmepreis von maximal 0,153 bzw. 0,128 €/kWh (15 bzw. 20 Jahre Lebensdauer, 6 % Zinssatz)einhalten konnte, wurde die Ausschreibung aufgehoben und Nachverhandlungen mit drei Bieterngeführt.Die Nachverhandlungen ergaben einen Wärmepreis von 0,127 €/kWh für eine knapp 192 m² großeSolaranlage. Hauptgrund für den Erfolg der Nachverhandlungen war, dass die ursprünglich ausgeschriebenendrei Solarspeicher (Nennvolumen 3 x 4 m³) in dem nachverhandelten Angebot auf2 x 4 m³ reduziert wurden. Wegen des kleineren Solarspeichervolumens wurde zwar ein geringererEnergieertrag garantiert, was aber durch einen niedrigeren Systempreis ausgeglichen wurde und insgesamtzu einem günstigeren Wärmepreis geführt hat. Im August 1998 wurde die Anlage (inkl. Einbauder Messtechnik) fertig gestellt.

- 11 -4 Beschreibung der technischen SystemeDas knapp 192 m² große Kollektorfeld ist auf das Flachdach des 10. Obergeschosses der Klinik aufgeständert(Abbildung 3) und besteht aus vier parallel durchströmten Teilfeldern. In jedem Teilfeldsind acht Kollektoren in Reihe geschaltet. Die Solarstrahlung wird in den Kollektoren in Wärme umgewandeltund mit Hilfe eines Gemisches aus Wasser mit Frost-/Korrosionsschutzmittel (Wärmeträger)über die Pumpen P1a+b, den Kollektorkreis-Wärmetauscher und Pumpe P2 in die beiden je 3,8 m³fassenden Solar-Pufferspeicher (Abbildung 4) transportiert. Diese sind mit Heizwasser (kein Trinkwasser)gefüllt und sollen die Solarenergie zwischenlagern, um dem üblichen Zeitunterschied zwischenEnergieangebot (Einstrahlung) und -bedarf (Warmwasserverbrauch) Rechnung zu tragen.Abbildung 3: Kollektorfeld auf dem Hauptgebäude der Klinik (Quelle: Klinikum Solingen)

- 12 -Abbildung 4:Ansicht der Pufferspeicherlinks: Speicher 1, rechts: Speicher 2In den Solarspeichern befinden sich sogenannte Schichtladelanzen, die aus Kunststoffrohren mitmehreren über die Speicherhöhe verteilten Membranklappen bestehen (vgl. auch Abbildungen 12 und13, Seite 39). Sie sollen für eine möglichst gute Temperaturschichtung im Speicher sorgen. Aufgrundder temperaturabhängigen Dichteunterschiede des Wassers soll sich immer nur die Klappe öffnen, ander die Temperatur im Speicher genauso hoch ist wie in der Lanze.Da im Verlauf der Messungen eine ungleichmäßige Temperaturverteilung in den Solarspeichern festgestelltwurde, deren Ursache wir u.a. in einer unterschiedlichen Durchströmung der parallel geschaltetenSpeicher vermutet haben, wurden zum Abgleich der Durchströmung Ende 2000 Strangregulierventileund Volumenstromzähler in den Speicherkreis eingebaut. Weiterhin wurde die Anzahl der Lanzenverdoppelt, um den vom Hersteller empfohlenen Maximalvolumenstrom durch eine Lanze nicht zuüberschreiten (s. Kapitel 7.5). Im Zuge dieses Umbaus wurde auch die Laderegelung optimiert. Abbil-

- 13 -dungen 5 und 6 zeigen die Prinzipschaltbilder der Solaranlage mit Regelfühlern vor und nach demUmbau (ausführliche Erläuterung der Regelung im folgenden Kapitel 5).Mit der Pumpe P3 und über den Entladewärmetauscher wird die gespeicherte Solarwärme immerdann an das Trinkwasser übertragen, wenn Warmwasser gezapft wird. Das solar erwärmte Trinkwasserströmt anschließend in den Nachheizspeicher, in dem es auf die Solltemperatur von 60 °C erwärmtwird. Die Versorgung mit Warmwasser ist so auch bei fehlender Sonneneinstrahlung gesichert.Die Sicherheitstechnik des Kollektorkreises (Ausdehnungsgefäß, Sicherheitsventil etc.) befindet sichim 9. Obergeschoss, die übrige Solartechnik (Wärmetauscher, Solar-Pufferspeicher, Regelung etc.)im Heizungskeller, in dem auch die konventionellen Warmwasserspeicher und die Fernwärme-Übergabestationender drei Druckstufen stehen.Die Nacherwärmung des solar vorgewärmten Trinkwassers auf 60 °C erfolgt in einem 3 m³ großenNachheizspeicher. Aus dem Nachheizspeicher wird das Warmwasser für die Küche und die StationenU0 bis U4 entnommen. Der Zirkulationsvorlauf für die Küche hat die gleiche Temperatur wie das Wasserim Nachheizspeicher, der Vorlauf für die Stationen wird am Zentralmischer durch Beimischung vonKaltwasser auf 48 °C abgekühlt. Als Grund für die Abkühlung verwies die Klinik auf den Verbrühungsschutzlt. Krankenhausbauverordnung des Landes Nordrhein-Westfalen.

Küche StationZentralmischerFernwärmeKaltwasser- 14 -Abbildung 5: Prinzipschaltbild der Solaranlage mit Regelfühlern(Ursprungszustand vor Umbau)191,8 m² CS10P1a P1bFKYKT2FRYP2Speicher 12 x 3,8 m³Beladen EntladenSpeicher 2STB1 STB1P3Zirk. KücheZirk. StationT5T2Sonstige Volumenströme3 m³

Küche StationZentralmischerFernwärmeKaltwasser- 15 -Abbildung 6: Prinzipschaltbild der Solaranlage mit Regelfühlern (nach Umbau)191,8 m² CS10FKYKT2P1a P1bP2FRYSpeicher 1STB12 x 3,8 m³T7T6Beladen EntladenSpeicher 2STB2P3Zirk. KücheZirk. StationT5T2Sonstige Volumenströme3 m³

- 16 -5 RegelungDie Regelfunktionen werden anhand der uns zur Verfügung stehenden Unterlagen und der eingestelltenRegelparameter beschrieben. Abweichungen von den Soll-Funktionen und Erfahrungen mitder Regelung sind in Kapitel 7 beschrieben.5.1 Laderegelung5.1.1 Laderegelung im Ursprungszustand (Resol ESF1/D)Ab einer Einstrahlung von 160 W/m² (in Kollektorebene gemessen) schalten die KollektorkreispumpenP1a+b ein. Verringert sich die Strahlung um mehr als 20 W/m² von dieser Einschaltschwelle,schalten die Kollektorkreispumpen wieder aus, wobei eine Mindestlaufzeit von 1 Minute berücksichtigtwird (Takten soll vermieden werden).Die Ladekreispumpe P2 und die Kollektorkreispumpen P1a+b schalten ein, sobald die Vorlauftemperaturim Kollektorkreis 8 K über der Temperatur unten im Pufferspeicher 1 liegt. Bei Unterschreitungdieser Temperaturdifferenz unterhalb von 6,4 K schalten die Pumpen aus.P1a+b und P2 schalten aus, wenn die Temperatur im Pufferspeicher 1 unten 65 °C überschreitet.In beiden Solar-Pufferspeichern befindet sich oben ein Sicherheitstemperaturbegrenzer (STB1 undSTB2). Die Laderegelung wird ausgeschaltet, wenn an einem der beiden STB 100 °C überschrittenwerden. Das Wiedereinschalten der Laderegelung kann nur durch manuelle Entriegelung des betreffendenSTB vorgenommen werden.P1a+b einwenn CS10 > 160 W/m²P1a+b auswenn CS10 < 140 W/m² und t P1 >1 minP2 ein und P1a+b einwenn FKY > FRY + 8 KP2 auswenn FKY < FRY + 6,4 KLaderegelung auswenn STB1 oder STB2 > 100 °CWiedereinschalten nur durch manuelle Entriegelung des jeweiligen STB

- 17 -5.1.2 Laderegelung nach Umbau (Resol ESF1/D und Thermostate Fema APT 650)Nach der ersten Messperiode wurde die Laderegelung Ende 2000 umgebaut. Die Maximaltemperaturbegrenzungsollte nicht mehr durch einen Fühler im Speicher unten, sondern im Speicher obenerfolgen, also dort, wo die höchste Speichertemperatur auch auftritt. Dazu wurden zwei Thermostatregleram Solarspeicher 1 installiert. Der oben platzierte Thermostat T7 schaltet P1 und P2 ab, wenneine Maximaltemperatur von 90 °C im Speicher 1 oben erreicht ist. Das Wiedereinschalten wird beiUnterschreitung der Maximaltemperatur um 5 K (85 °C) möglich. Der Thermostat T7 schaltet jedochnur dann, wenn gleichzeitig die Temperatur T6 im Speicher 1 unten wärmer als 50 °C ist. Kühlt T6unter 45 °C ab (Hysterese 5 K), wird die Maximaltemperaturbegrenzung durch T7 aufgehoben undP1 und P2 würden bei ausreichender Strahlung auch dann einschalten, wenn der Speicher 1 obenwärmer als 90 °C ist.Dieser Regelstrategie liegt die Tatsache zugrunde, dass dann keine Gefahr der Überhitzung in denSpeichern oben besteht, wenn die Speicher unten nicht wärmer als 50 °C sind. Der Kollektorkreiserreicht bei 50 °C im Speicher unten nur einen maximalen Temperaturhub von etwa 40 K, der Speicherladekreisnur 35 K. Bei 50 °C unten würde der Ladekreis demnach nur mit maximal ca. 85 °Coben einspeisen können, womit eine Überhitzung > 90 °C oben ausgeschlossen ist.Die hier genannten Temperaturwerte gelten nur für diese Anlage, bei der die Volumenströme im Kollektor-und Ladekreis etwa gleich groß sind. Die Werte sollten nicht ohne weiteres auf andere Systemeübertragen werden, da bei anderen Volumenströmen auch andere Temperaturdifferenzen entstehen.Wäre der Volumenstrom im Kollektorkreis beispielsweise um 10 % höher als im Ladekreis(empfohlener Ausgleich für die um etwa 10 % niedrigere Wärmekapazität des Wasser/Glykolgemischesgegenüber reinem Wasser), so wären die Temperaturdifferenzen auf beiden Seiten desTauschers in etwa gleich groß.Der vorhandene Fühler FRY im Speicher 1 unten, der zuvor die Maximaltemperaturbegrenzung regelt,durfte nicht ausgebaut werden, da er unverzichtbar für die Laderegelung ist. Die bestehendeMaximaltemperaturbegrenzung über diesen Fühler wurde quasi dadurch umgangen, indem am ResolRegler ESF1/D der Höchstwert von T max = 95 °C eingestellt wurde. Alle übrigen Regelfunktionen bliebenunverändert.Ein-/Ausschalten von P1a+bP1a+b einwenn CS10 > 160 W/m² undwenn T7 < 90 °C oder T6 < 50 °CP1a+b auswenn CS10 < 140 W/m² und tP1 >1 min oderwenn T7 > 90 °C und T6 > 50 °C

- 18 -Wiedereinschalten von P1a+b nach Abschaltung wegen Erreichen der Maximaltemperaturin Speicher 1 obenP1a+b einwenn CS10 > 160 W/m² undwenn T7 < 85 °C oder T6 < 45 °CEin-/Ausschalten von P2P2 einwenn FKY > FRY + 8 K undwenn T7 < 90 °C oder T6 < 50 °CP2 auswenn FKY < FRY + 6,4 K oderwenn T7 > 90 °C und T6 > 50 °CWiedereinschalten von P2 nach Abschaltung wegen Erreichen der Maximaltemperaturin Speicher 1 obenP2 einwenn FKY > FRY + 8 K undwenn T7 < 85 °C oder T6 < 45 °CLaderegelung auswenn STB1 oder STB2 > 100 °CWiedereinschalten nur durch manuelle Entriegelung des jeweiligen STB5.2 Entladeregelung (Solvis SI Control Version S 1.3)Die Entladepumpe P3 schaltet ein, wenn die Trinkwassertemperatur T2 am Ausgang des Entladewärmetauschers(Sekundärseite) durch Zapfen innerhalb von 0,6 Sekunden um mehr als 0,4 K fällt.Voraussetzung für das Erkennen des Temperaturabfalls ist, dass T2 (bzw. der Entladewärmetauscher)ausreichend warm gehalten wird, da nur dann der geforderte Temperaturabfall durch das anströmendeKaltwasser registriert werden kann. Dazu schaltet die Entladepumpe zusätzlich immerdann ein (auch wenn nicht gezapft wird), wenn das Trinkwasser am Austritt des Entladewärmetauschersum mehr als 5 K unter die Temperatur im Speicher 1 oben abkühlt.Die Entladepumpe ist drehzahlgeregelt, wodurch die Warmwassertemperatur T2 auf einen Sollwertgehalten werden soll, der dynamisch festgelegt wird auf 6 K unter die Temperatur im Puffer 1 oben(KT2), jedoch maximal auf 59 °C. Wenn die Warmwasser-Solltemperatur nur noch 5 K über derTemperatur T5 liegt, schaltet die Entladekreispumpe (P3) ab. Die Mindesteinschaltdauer von P3 beträgt20 Sekunden. So soll ein zu schnelles Takten der Pumpe verhindert werden.P3 ein (regelt T2 auf T2 soll )wenn Temperaturabfall an T2 > 0,4 K in 0,6 sec oderwenn T2 < KT2 - 5 KT2 soll = KT2 - 6 K oder maximal 59 °CP3 auswenn (T2 soll – T5) < 5 K

- 19 -6 Messtechnik6.1 Messstellen im SolarsystemAbbildung 7 und Tabelle 3 zeigen eine Übersicht über die erfassten Messgrößen. Im Datenerfassungsgerät(Logger) werden Leistungen (in kW), Volumenströme (in m³/h) und Temperaturen (in °C)alle 10 sec, die Pumpenlaufzeiten alle 2 sec erfasst und diese Werte als 5-Minuten-Mittelwert gespeichert.Kürzere Speicherintervalle (< 5 min) sind möglich, um so das dynamische Anlagenverhaltenüber begrenzte Zeiträume kontrollieren zu können.Von vielen Messgrößen werden zusätzlich die Maximum- und/oder Minimumwerte innerhalb des Mittelungsintervallsgespeichert, da sie zusätzliche Informationen zum Anlagenverhalten geben und zurKontrolle der Messdaten herangezogen werden. Bei einem eventuellen Defekt an einem Messsensorkann anhand der dann gemessenen Maximum- oder Minimumwerte festgestellt werden, dass dieabgespeicherten Mittelwerte falsch sind und korrigiert werden müssen.

Küche StationZentralmischerFernwärmeKaltwasserVWWD1Druckstufe 2 : VWWD2Druckstufe 3 : VWWD3- 20 -Abbildung 7:Prinzipschaltbild der Solaranlage mit Messfühlern (nach Umbau)191,8 m² EI2EI1HP1P1a P1bVKTTKT2TKT1NST: P1, P2, P3, RegelungTSP2TSP1TKETKATA1HP2P2VSP2 x 3,8 m³Speicher 1 Speicher 2TPS11TTPS12RaumVSP2 VSS2Beladen EntladenHP3P3TPS21TPS22VSSTSS2TRW2TSV2TVV2TSS1TRW1TSV13 m³VRW000kWhSonstige VolumenströmeTNSZirk. KücheZirk. StationVSVTVV1

- 21 -spezifische StrahlungsleistungenEI1 spezifische Gesamtstrahlungsleistung in die Kollektorebene (30° geneigt; Ausrichtung -20°) W/m²EI2 spezifische Gesamtstrahlungsleistung horizontal W/m²Leistungenberechnet aus:PKF Wärmeleistung Kollektorfeld (VKT; TKA; TKE) kWPKT Wärmeleistung Kollektorkreis (VKT; TKT1; TKT2) kWPSP Wärmeleistung Beladung Pufferspeicher (VSP; TSP1; TSP2) kWPSS Wärmeleistung Entladung Pufferspeicher (VSS; TSS1; TSS2) kWPSV Wärmeleistung Solarsystems (VSV; TSV1; TSV2) kWPVV Wärmeleistung Zapfverbrauch (VSV; TVV1; TVV2) 1) kWPST elektrische Leistung Strombedarf Solarsystem (P1a+b; P2; P3; Regelung) kWVolumenströmeVKT Volumenstrom im Kollektorkreis m³/hVSP Volumenstrom im Pufferspeicher-Ladekreis m³/hVSS Volumenstrom im Pufferspeicher-Entladekreis m³/hVSV Volumenstrom durch Entladewärmetauscher m³/hVSP2 Volumenstrom im Ladekreis von Pufferspeicher 2 (Zählereinbau erst nach Umbau) m³/hVSS2 Volumenstrom im Entladekreis von Pufferspeicher 2 (Zählereinbau erst nach Umbau) m³/hTemperaturenTKA Temperatur Kollektorfeld Warmseite °CTKE Temperatur Kollektorfeld Kaltseite °CTKT1 Temperatur Kollektorkreis Warmseite °CTKT2 Temperatur Kollektorkreis Kaltseite °CTSP1 Temperatur Beladung Pufferspeicher Warmseite °CTSP2 Temperatur Beladung Pufferspeicher Kaltseite °CTSS1 Temperatur Entladung Pufferspeicher Warmseite °CTSS2 Temperatur Entladung Pufferspeicher Kaltseite °CTSV1 Temperatur Austritt Solarsystem Warmseite °CTSV2 Temperatur Eintritt Solarsystem Kaltseite (Kaltwassertemperatur) °CTVV1 Temperatur Warmwasserbereitung Warmseite (Austritt Nachheizspeicher) °CTVV2 Temperatur Warmwasserbereitung Kaltseite (Kaltwasser) °CTPS11 Temperatur Pufferspeicher 1oben °CTPS12 Temperatur Pufferspeicher 1unten °CTPS21 Temperatur Pufferspeicher 2 oben °CTPS22 Temperatur Pufferspeicher 2 unten °CTNS Temperatur Nachheizspeicher oben °CTRAUM Raumtemperatur Heizungskeller °CBetriebsstundenHP1 Betriebsstunden Pumpe P1 Kollektorkreis hHP2 Betriebsstunden Pumpe P2 Beladung Pufferspeicher hHP3 Betriebsstunden Pumpe P3 Entladung Pufferspeicher h1)Wenn die Kaltwasserbeimischung am Zentralmischer geöffnet ist (dies war in der 1. Messperiode der Fall),wird nur die Wärmeleistung des Zapfverbrauchs gemessen, der durch den Entladewärmetauscher strömt.Anteile des Kaltwasservolumens VWWD1, die in den Nachheizspeicher strömen und dort erwärmt werden,werden nicht erfasst. Um die Wärmeleistung des gesamten Zapfverbrauchs in Druckstufe 1 zu messen, hättendie Zapftemperatur und der -verbrauch separat für die Küche und Stationen erfasst werden müssen. Dadie Zapfvolumina aber praktisch nur über die Differenz aus den jeweiligen Zirkulationsvor- und -rücklaufvoluminaermittelt werden können, wären vier weitere Volumenstromzähler erforderlich gewesen. Aus Kostengründenwurde hierauf verzichtet. Die Messung wäre außerdem mit größeren Ungenauigkeiten verbunden,da der Messfehler eines durch Subtraktion errechneten Zapfvolumens um ein Mehrfaches größer seinkann als bei einer Messung mit nur einem Zähler. Ist die Kaltwasserbeimischung geschlossen(2. Messperiode), entspricht PVV der Wärmeleistung für den Gesamt-Zapfverbrauch in Druckstufe 1(vgl. hierzu die Erläuterungen in Kapitel 8.1.1).Tabelle 3: Vom Daten-Logger erfasste Messgrößen

- 22 -Zur Bilanzierung von längeren Zeiträumen und zur Berechnung von Systemkennwerten werden ausden Leistungen und Volumenströmen Energien und Volumina berechnet (s. Tabelle 4 und Kapitel6.2). Außerdem wird die Strahlungsleistung auf die aktive Absorberfläche berechnet.StrahlungsleistungEIK Gesamtstrahlungsleistung auf die aktive Absorberfläche (191,8 m²) kWStrahlungsenergienEITK Gesamtstrahlungsenergie auf aktive Absorberfläche kWhEIT1 spezifische Gesamtstrahlungsenergie auf aktive Absorberfläche kWh/m²EIT2 spezifische Gesamtstrahlungsenergie horizontal kWh/m²EnergienQKF Energie aus Kollektorfeld kWhQKT Energie aus Kollektorkreis kWhQSP Energie in die Pufferspeicher (Beladung Pufferspeicher) kWhQSS Energie aus den Pufferspeichern (Entladung Pufferspeicher) kWhQSV Nutzenergie des Solarsystems kWhQVV Energie für Zapfverbrauch kWhNST Stromverbrauch des Solarsystems kWhVoluminaKT Umwälzvolumen im Kollektorkreis m³SP Umwälzvolumen im Pufferspeicher-Ladekreis m³SS Umwälzvolumen im Pufferspeicher-Entladekreis m³SV Zapfvolumen durch Entladewärmetauscher m³SP2 Umwälzvolumen im Ladekreis von Pufferspeicher 2 (Zählereinbau erst nach Umbau) m³SS2 Umwälzvolumen im Entladekreis von Pufferspeicher 2 (Zählereinbau erst nach Umbau) m³Tabelle 4: Berechnete Strahlungsleistung, Energien und VoluminaZusätzlich zur elektronischen Datenerfassung werden die Zählerstände der o.g. Volumenzähler, desStromzählers und eines Wärmemengenzählers (zusätzliche Messung der solaren Nutzenergie) wöchentlichin Messblätter eingetragen. Außerdem wird das Gesamt-Zapfvolumen (inkl. des am Zentralmischerbeigemischten Kaltwasservolumens) in allen drei Druckstufen erfasst.VWWD1 Zapfvolumen Warmwasser bei Mischtemperatur Druckstufe 1 m³VWWD2 Zapfvolumen Warmwasser bei Mischtemperatur Druckstufe 2 m³VWWD3 Zapfvolumen Warmwasser bei Mischtemperatur Druckstufe 3 m³Die Wärmestationen der Druckstufen 2 und 3 sind im Prinzip identisch aufgebaut wie in Druckstufe 1,abgesehen davon, dass dort keine Solaranlage eingebunden ist.

- 23 -6.2 Definition der wichtigsten Kennzahlen des SolarsystemsAuslastungDie Auslastung gibt an, wie viel Liter Kaltwasser täglich pro Quadratmeter aktiver Absorberfläche zurErwärmung durch das Solarsystem (bzw. durch den Entladewärmetauscher) strömen. Die Auslastungist ein wichtiges Merkmal für die Dimensionierung des Solarsystems. Knapp ausgelegte Anlagenzur reinen Trinkwassererwärmung liegen bei ca. 60 bis 70 l/(d∙m²) oder darüber (bei einer Temperaturim Nachheizspeicher von 60 °C). Großzügig dimensionierte Systeme haben eine Auslastung vonca. 50 bis 60 l/(d∙m²), unter 50 l/(d∙m²) liegt i.d.R. eine Überdimensionierung vor.Kollektorkreisnutzungsgrad g KDer Kollektorkreisnutzungsgrad ist das Verhältnis von Wärme, die aus dem Kollektorkreis an denWärmetauscher (Primärseite) abgegeben wurde, zur Gesamtstrahlungsenergie, die im gleichen Zeitraumauf die aktive Absorberfläche auftraf. Für die Berechnung der Wärmeabgabe aus dem Kollektorkreisist es erforderlich, dass die Wärmekapazität und Dichte des Wärmeträgers in Abhängigkeitder Konzentration und der Temperatur bestimmt werden. Dies ist mit zusätzlichen Messungenauigkeitenverbunden. Weiterhin sind die verwendeten Volumenzähler nur für Wasser geeicht (eine Eichungauf den Wärmeträger wäre mit erheblichen Kosten verbunden), sodass die Volumenmessungim Kollektorkreis zusätzliche Unsicherheiten aufweist. Daher wird die Energieabgabe des Kollektor-Wärmetauschers (Sekundärseite) für die Berechnung des Kollektorkreisnutzungsgrades benutzt, weildort die bekannten Stoffwerte von Wasser verwendet werden können. Rechnerisch werden damit dieWärmeverluste am Kollektorkreis-Wärmetauscher dem Kollektorkreis zugeschlagen. Da diese Verlustejedoch minimal sind, ist der hierbei gemachte Fehler kleiner als der, der bei der Messung imKollektorkreis gemacht wird.g KEnergie Beladung PufferspeicherGesamtstrahlungsenergie auf aktive AbsorberflächeQSP100 %EITK

- 24 -Solarsystemnutzungsgrad brutto g SB und netto g SNDer Systemnutzungsgrad ist das Verhältnis von solarer Nutzenergie, die aus dem Solarsystem andas konventionelle System abgegeben wurde, zur Strahlungsenergie, die im gleichen Zeitraum aufdie aktive Absorberfläche auftraf.g SBNutzenergie des SolarsystemsGesamtstrahlungsenergie auf aktive AbsorberflächeQSV100 %EITKg SNNutzenergie des SolarsystemsGesamtstrahlungsenergie auf aktive AbsorberflächeQSV - NST100 %EITKSolarer Zapf-Deckungsanteil für Druckstufe 1 brutto D SB_Zapf-D1 und netto D SN_Zapf-D1Für die 1. Messperiode, als die Kaltwasserbeimischung am Zentralmischer noch nicht abgesperrt war(s. Kapitel 8.1.1 und 8.1.2), gibt der solare Zapf-Deckungsanteil lediglich an, wie viel Prozent dernotwendigen Energie für die Erwärmung des durch den Entladewärmetauscher strömenden Wassersvon der Solaranlage gedeckt werden. Erst in der 2. und 3. Messperiode (Kaltwasserbeimischung zu)sagt der Wert aus, wie viel Prozent vom Energiebedarf für den Zapfverbrauch in Druckstufe 1 vonder Solaranlage gedeckt werden (s. Anmerkung in Tabelle 3). Der Energieaufwand zur Deckung derVerluste der Zirkulation (Küche und Stationen U0 bis U4) und in dem konventionellen Nachheizspeicherist im Zapf-Deckungsanteil nicht enthalten.DSB_Zapf-D1Nutzenergie des SolarsystemsEnergie für ZapfverbrauchQSV100 %QVVDSN_Zapf-D1Nutzenergie des Solarsystems - Stromverbrauch QSV - NST100 %Energie für ZapfverbrauchQVVArbeitszahl des Solarsystems ADie Arbeitszahl beschreibt das Verhältnis von gelieferter Nutzenergie aus dem Solarsystem zur aufgewendetenelektrischen Hilfsenergie ohne Messtechnik. Sie gibt an, wie viel kWh solarer Nutzenergiepro eingesetzte Kilowattstunde Strom geliefert wurden.Nutzenergie des SolarsystemsA Stromverbrauch des SolarsystemsQSVNST

- 25 -7 BetriebserfahrungenIm August 1998 wurde die Anlage (inkl. Einbau der Messtechnik) fertig gestellt. Der Probebetriebbegann am 1.10.1998, wurde aber aufgrund zahlreicher Anfangsprobleme erst am 22.7.1999 beendet.In diesem Kapitel wird zunächst ein chronologischer Ablauf der wichtigsten Störungen und Betriebsausfälleaufgezeigt. Die Ursachen und Gründe für die Betriebsausfälle werden so wiedergegeben,wie sie uns mitgeteilt wurden. Wir haben darauf verzichtet, uns seltsam vorkommende Vorgängezu kommentieren. Ohne die installierte Messtechnik, die in diesem Umfang nicht zur Standardausrüstungeiner Solaranlage gehört, und ohne die ständige Betreuung durch die ZfS wären die meistender im Folgenden beschriebenen Mängel nicht oder nur sehr spät entdeckt worden.7.1 Chronologischer Ablauf der aufgetretenen Defekte und Störungen01.10.1998 Beginn des Probebetriebes. Die Auswertung der ersten Messungen ergibt:– Kollektorkreispumpe schaltet erst bei 250 W/m² ein, obwohl 150 W/m² eingestellt sind.– Die Solar-Pufferspeicher werden nicht unter 26 °C entladen.10.12.1998 Vor-Ort-Besprechung der Probleme, u.a. mit Werkskundendienst der Firma Solvis– Einschaltschwelle wird provisorisch auf 100 W/m² reduziert.– Entladeregelung wird nachjustiert.– Die spätere Kontrolle der Messdaten ergibt, dass die Laderegelung ab diesem Tagaußer Betrieb ist.04.03.1999 Strahlungssensor wurde ausgewechselt, weil sich eine tote Spinne im Gehäuse befand.Laderegelung ist wieder in Betrieb.12.03.1999 Zapfvolumen durch Entladewärmetauscher geht zurück (s. Kapitel 8.1.1)01.05. bis Laderegelung wird mehrmals durch STB2 abgeschaltet, weil die Maximaltemperatur im21.06.1999 Speicher 2 oben erreicht wurde. Die T max -Einstellung am Laderegler (der Regelfühlerbefindet sich am Speicher 1 unten) wurde daraufhin schrittweise von ursprünglich 90 °Cauf 65 °C reduziert.19.06.1999 Entladeregelung defekt.14.07.1999 Entladeregelung wird durch Werkskundendienst in Betrieb genommen.Fehlerursache: Defekt an einem Temperaturfühler.22.07.1999 Beginn der 1. Messperiode.01.09.1999 Kollektorkreispumpen schalten nicht mehr automatisch ein.16.09.1999 Kollektorkreis wieder in Betrieb.Fehlerursache: Eine der beiden Kollektorkreispumpen war defekt.06.11.1999 Installateur überprüft den Frostschutz des Wärmeträgers und stellt fest, dass sich reinesWasser im Kollektorkreis befindet (bei Abnahme der Solaranlage war der Kollektorkreismit Wasser/Frostschutz-Gemisch gefüllt). Ob bei der Überprüfung ein Messfehler vorlagoder ob jemand den Kollektorkreis entleert und mit Wasser befüllt hat, war im Nachhineinnicht feststellbar. Der Kollektorkreis wird wieder mit Wärmeträger aufgefüllt.Später wurde festgestellt, dass ein Wasser/Frostschutzgemisch für Verbrennungsmoto-

- 26 -ren eingefüllt wurde, das für Kollektoren nicht geeignet ist.Die Kollektorkreispumpen fördern ab diesem Tag kein Volumen mehr.20.11.1999 Kollektorkreis wieder in Betrieb.Genannte Fehlerursache: Luft im Kollektorkreis.FebruarbisMai 2000Volumenstrom im Kollektorkreis sinkt mehrmals unter 1 m³/h ab (normal: 3 m³/h).Ursache: Schmutzfilter ist verschmutzt. Die Verstopfung steht vermutlich in Zusammenhangmit dem Einfüllen eines falschen Wärmeträgers.24.03.2000 Zapfvolumen durch Entladewärmetauscher ist wieder erhöht (s. Kapitel 8.1.1).03.05.2000 Wärmeträgergemisch im Kollektorkreis wird gegen Wasser/Tyfocor L-Gemisch ausgewechselt.Die Kontrolle des Wärmeträgers ergab zunächst eine Konzentration von47 %. Zwei Proben, die im September und November entnommen wurden, hatten jedocheine Konzentration von nur 31 %, d.h. Frostschutz war nur bis -16 °C gegeben.Vermutlich war der Wärmeträger zum Zeitpunkt der ersten Probenentnahme ungleichmäßigdurchmischt und es wurde zufällig eine Probe mit zu hohem Anteil Tyfocor L gezogen.16.06. bis Kollektorkreis wurde manuell abgeschaltet. Es konnte nicht geklärt werden von wem.19.06.200025.10. bis Einbau von Strangregulierventilen und Volumenstromzählern (VSP2; VSS2) im Spei-03.11.2000 cherlade- und -entladekreis; Optimierung der Laderegelung (s. Regelbeschreibungnach Umbau).20.12.2000 Die Konzentration des Wärmeträgers wurde erhöht. Geplant war eine Konzentration von40 %, die Messung ergab eine Konzentration von 46 %.08.01. bis Einbau zusätzlicher Lanzen, Strömungsabgleich durch den Installateur.11.01.200115.02.2001 Strömungsabgleich durch die ZfS; Beginn der 2. Messperiode.Ende 8/02Einbau neuer Kollektorkreiswärmetauscher. Die alten waren vermutlich durch den falschenWärmeträger verstopft.03.09.2002 Beginn der 3. Messperiode.15.06. bis Laderegelung war durch Auslösen des Sicherheitstemperaturbegrenzers im Speicher 124.06.2003 abgeschaltet (eingestellter Wert: T max = 100 °C). Wieso der STB abgeschaltet hat, istunerklärlich, da die höchste gemessene Temperatur im Pufferkreis am 15.6. nur bei93 °C lag.7.2 Ein- und Ausschalten der Kollektorkreis- und Ladepumpe bei zu geringer EinstrahlungDie Kollektorkreispumpen P1a+b sollten dann (und zwar nur dann) einschalten, wenn eine ausreichendeSolarstrahlung vorhanden ist, keinesfalls jedoch z.B. nachts. Die Ladepumpe P2 soll einschalten,wenn die Vorlauftemperatur im Kollektorkreis (Regelfühler FKY) 8 °C über der Temperaturim Pufferspeicher unten liegt.

- 27 -Da sich der Regelfühler FKY in einem warmen Heizungskeller befindet (im Sommer fast 36 °CRaumtemperatur), kommt es vor, dass sich der Fühler trotz der vorhandenen Rohrdämmung beiStillstand der Kollektorkreispumpen so stark erwärmt, dass die Einschalt-Temperaturdifferenz zumFühler FRY im Solarspeicher 1 unten überschritten wird. So laufen P1a+b und P2 auch dann an,wenn keine Solarwärme übertragen werden kann – z.B. nachts. Der Effekt ist in Abbildung 8 deutlicherkennbar. Aufgetragen sind die Volumenströme der Kollektorkreis- und Ladepumpe sowie die Temperaturenim Kollektorkreis Warmseite (TKT1 entspricht FKY) und im Solarspeicher 1 unten (TPS12entspricht FRY) am 25.7.2000 in der Zeit von 18:00 bis 24:00 Uhr – also eine Tageszeit, zu der keineStrahlungsenergie mehr genutzt werden kann.Der Pufferspeicher 1 hat im dargestellten Zeitraum eine Temperatur um 15 °C im unteren Bereich.Deutlich ist die Erwärmung des Kollektorkreisfühlers TKT1 durch die Raumwärme zu erkennen. Sobalddie Einschalt-Temperaturdifferenz überschritten wird, schaltet die Ladepumpe P2 ein. Glücklicherweiseschalten die Kollektorkreispumpen ebenfalls ein. Dadurch wird der Regelfühler FKY (bzw.der Messfühler TKT1) durch kältere Wärmeträgerflüssigkeit aus der Rohrleitung außerhalb des Heizungskellersangeströmt, wodurch die Ausschalt-Temperaturdifferenz kurze Zeit nach dem Einschaltender Pumpen erreicht wird und P1a+b und P2 wieder abschalten. Würden P1a+b nicht einschalten,hätte dies einen Dauerlauf von P2 zur Folge.Das Einschalten der Pumpen trotz zu geringer Strahlung kann sehr leicht unterbunden werden, wennder Regler so aufgebaut ist, dass die Kollektorkreispumpen ausschließlich über den Strahlungsschwellwertgeschaltet, und nicht wie bei diesem Gerät zusätzlich über die ∆T-Regelung angesteuertwerden. Gleichzeitig muss gewährleistet sein, dass die Ladepumpe P2 dann elektrisch verriegelt ist,wenn die Kollektorkreispumpe P1a+b ausgeschaltet ist, denn es macht keinen Sinn, dass P2 einschaltet,ohne dass Solarwärme übertragen wird. Dies wäre sehr einfach durch eine elektrische Verriegelungvon P2 zu realisieren (P2 aus wenn P1a+b aus). Zumindest die erste der beiden Bedingungen(P1a+b schaltet nur bei ausreichender Strahlung ein) ist in diesem Regler nicht integriert. In denHerstellerunterlagen zu diesem Regler wird weder auf die Tatsache hingewiesen, dass die Kollektorkreispumpeauch über die Temperaturdifferenzregelung einschaltet, noch werden Angaben zur elektrischenVerriegelung gemacht.Der Fehler hat vermutlich zwar keine gravierenden Auswirkungen auf die Effizienz der Solaranlage,verursacht jedoch eine unnötige Störung der Temperaturschichtung in den Solarspeichern und belegt,dass bei diesem Standard-Regelgerät noch Verbesserungen im Regelkonzept angebracht sind.In Abbildung 8 ist auch erkennbar, dass die Pumpen schon bei einer Temperaturdifferenz vonTKT1 - TPS12 = 6,4 K einschalten (z.B. 19:00 und 22:20 Uhr) und bei 4,8 K (19:10 Uhr) oder 4,0 K(22:05 Uhr) ausschalten. Die Werte laut Reglereinstellung sind 8 K (ein) und 6,4 K (aus). Gründe fürdie Abweichung von den Einstellwerten können sein:

- 28 -– Ungenauigkeit des Regelgerätes– ungenaue Einstellung der Temperaturdifferenz am Regler, da grobe Skala– unterschiedliche Genauigkeit der Mess- und Regelfühler.2,525Volumenstrom [m³/h]2,01,51,00,52015105Temp.-diff. [K]; Temperatur [°C]0,0018:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 24:00Uhrzeit (MEZ) 25.7.2000Volumenstrom P2 (VSP) Volumenstrom P1 (VKT) T Solarsp 1u (TPS12)T Koll Warmseite (TKT1) ∆T (TKT1 - TPS12)Abbildung 8: Nächtliches Ein- und Ausschalten der Kollektorkreis- und LadepumpeDie im Zwischenbericht vom Februar 2000 geäußerte Vermutung, dass sich die Mess- und Regelfühlerauf unterschiedlicher Höhe befinden, scheidet hier aus, da die Fühler inzwischen in gleicher Höhemontiert sind. Auf welcher Höhe sich der Regelfühler früher befand, war nicht mehr festzustellen, dabei der zu diesem Zweck erforderlichen Demontage der Speicher-Wärmedämmung der Regelfühlerabfiel, bevor der Fühler sichtbar war. Dies lässt jedoch darauf schließen, dass der Fühler auf derSpeicherwand unzureichend befestigt war. Unklar ist auch, warum der Einschaltpunkt mit 6,4 K konstant,der Ausschaltpunkt aber unterschiedlich ist (4,8 K bzw. 4,0 K).Analysen zu den Ausschaltbedingungen der Laderegelung sind in Kapitel 7.4.4 beschrieben.

- 29 -7.3 EntladeregelungDas Betriebsverhalten der Entladeregelung mit den Werkseinstellungen zum Zeitpunkt der Abnahmeund nach der Neueinstellung durch einen Kundendienst der Firma Solvis wird in Abbildung 9 gezeigt.Aufgetragen sind die Temperaturen im 5-Minuten-Mittelungsintervall des Kaltwassers (TSV2) und imoberen Bereich des Solar-Pufferspeichers (TPS11) sowie die Volumenströme der drehzahlgeregeltenEntladepumpe P3 (VSS) und des gezapften Warmwassers (VSV).Mit der Werkseinstellung (linke Bildhälfte) förderte die Entladepumpe zwischen 12:30 und 13:00 Uhreinen im Vergleich zum Zapfvolumen viel zu niedrigen Volumenstrom. Ab etwa 14:15 Uhr ist die Entladepumpetrotz des hohen Zapfvolumenstroms (bis 5 m³/h) sogar ausgeschaltet, obwohl der Solarspeicher1 oben mit 26 °C noch eine nutzbare Temperatur gegenüber dem knapp 11-grädigen Kaltwasserhat. Das hier dargestellte Verhalten mit Werkseinstellung war typisch. Die Auswertungen habengezeigt, dass die Pufferspeicher nicht unter etwa 26 °C entladen werden konnten.Nach den ersten Auswertungen des Probebetriebes wurde die Entladeregelung von einem Kundendienstneu eingestellt, wodurch sich das Betriebsverhalten verbessert hat (rechte Bildhälfte). DieTemperaturen sind an diesem Tag ähnlich wie am 17.9.1999 bei Werkseinstellung. Die Entladepumpeschaltet jetzt auch bei den hohen Zapfspitzen ein (ca. 13:45 bis 14:30 Uhr). Andere Auswertungenzeigen, dass die Pufferspeicher nun bis 15 °C entladen werden können. Das Regelverhaltenhat sich durch die Neueinstellung zwar verbessert, es ist jedoch insgesamt noch nicht optimal. So istes uns z.B. nicht einleuchtend, warum die Entladepumpe zwischen ca. 13:00 und 13:15 Uhr bis4 m³/h fördert, obwohl das Zapfvolumen nur 1 m³/h beträgt. Dagegen fördert sie zwischen 12:30 und12:45 Uhr nur 1,8 m³/h, obwohl die Zapfspitze 3 m³/h beträgt. Die Temperaturen im Speicher 1 obenund des Kaltwassers sind zu beiden Zeiten nahezu identisch.Das Fehlverhalten wäre ohne die installierte Messtechnik mit zeitlich hochaufgelösten Analysen, diein dieser Art nicht zur Standardausrüstung einer "normalen" Solaranlage gehört, nicht erkennbar gewesen.Weder Planer, Installateur noch Betreiber waren in der Lage, die Regelung anhand der Regelbeschreibungoptimal einzustellen. Die Neueinstellung des Reglers war erst – mit den dadurchbedingten Zeitverzögerungen – durch einen Werkskundendienst möglich.Wir haben im Übrigen auch kontrolliert, ob die in Kapitel 5.2 beschriebenen Regelbedingungen"T2 Soll = KT2 - 3 K" und "P3 aus wenn (T2 Soll - T5) < 5 K" eingehalten werden. Dies ist größtenteilsnicht der Fall. Es würde an dieser Stelle sehr weit führen, hierzu weitere Analysen zu dokumentierenund zu beschreiben. Aufgrund unserer Erfahrungen halten wir diese Regelung nur sehr eingeschränktfür ähnlich aufgebaute Solaranlagen geeignet. Die Regelung wurde vorwiegend für kleineSolaranlagen entwickelt, die zumeist anders aufgebaut sind. Auch mit einer neuen Version diesesReglers (SI-Control 3.1) haben wir keine positiven Erfahrungen gemacht /7/.

- 31 -7.4 Gleichmäßigkeit der Temperaturen in den Solarspeichern(1. Messperiode, vor Umbau)Im Verlauf der 1. Messperiode hat sich gezeigt, dass die Temperaturverteilung in den parallel angeströmtenSolarspeichern nicht gleichmäßig ist. Die beobachteten Effekte werden anhand der Messdatenvom 10.9.1999 und 1.8.1999 gezeigt (5-Minuten-Mittelwerte).7.4.1 Versuchsbetrieb der Solaranlage am 10.9.1999Zur Untersuchung der Temperaturverteilung wurden am 10.9.1999 Versuche durchgeführt. Dabeiwurde wie folgt vorgegangen:bis 10:30 Uhr:nur Kollektorkreis wird erwärmtP1a+b ein; P2 und P3 manuell aus10:30 bis 12:50 Uhr: nur Beladen PufferspeicherP1a+b und P2 ein; P3 manuell aus, Entladekreis manuell abgesperrt13:05 bis 15:30 Uhr: nur Entladen PufferspeicherP3 ein; P1a+b und P2 manuell aus, Ladekreis manuell abgesperrtab 15:30 Uhr:Normalbetrieb der Solaranlage, Regelung auf Automatik.Folgendes Betriebsverhalten ist zu beobachten (s. Abbildung 10):10:30 bis 12:50 Uhr: nur Beladen PufferspeicherGleichmäßiger Temperaturverlauf oben und unten in beiden Speichern. Nachdem die Speicher imoberen Teil auf 70 °C erwärmt sind, kühlen sie bei weiterer Beladung unter 60 °C ab. Die aufgebauteSchichtung wird zerstört. Offenbar schließen die oberen Klappen in beiden Lanzen nicht.13:05 bis 15:30 Uhr: nur Entladen PufferspeicherSpeicher 2 kühlt oben früher ab als Speicher 1, vermutlich weil Speicher 2 vom Entladekreis stärkerdurchströmt wird. Im Februar 2000 durchgeführte Messungen der Speicherdurchströmung mit Ultraschall-Volumenzählern,bei denen ebenfalls eine stärkere Durchströmung von Speicher 2 festgestelltwurde, erhärten diese Vermutung.ab 15:30 Uhr: Normalbetrieb der AnlageWiederum gleichmäßiger Temperaturverlauf bei der Beladung (rein zufällig findet ab 15:40 Uhr keineEntladung statt).

- 32 -Abbildung 10: Temperaturen in den Solarspeichern und Volumenströme der PumpenP1a+b, P2 und P3 am 10.9.1999Volumenstrom [m³/h]Temperatur [°C]7060504030201054321010 11 12 13 14 15 16 17 18Uhrzeit (MEZ)T Sp.1 oben T Sp.2 oben T Sp.1 unten T Sp.2 unten10 11 12 13 14 15 16 17 18Uhrzeit (MEZ)Volumenstrom Ladekreis Volumenstrom Kollektorkreis Volumenstrom Entladekreis

- 33 -7.4.2 Normalbetrieb der Solaranlage am 1.8.1999Abbildung 11 zeigt Betriebszustände bei Normalbetrieb der Anlage.bis 6:45 UhrSpeicher 1 ist vom Vortag oben und unten wärmer als Speicher 2.6:45 bis ca. 7:50 Uhr (nur Entladung, keine Beladung)Entladung der Speicher aufgrund der morgendlichen Zapfspitzen. Der wärmere Speicher 1 kühltoben um 3 °C ab, die Temperatur im kälteren Speicher 2 bleibt dagegen oben konstant, was durchdie unterschiedlich warmen Speicher erklärbar ist. Die unteren Temperaturen in beiden Speichernkühlen gleichzeitig bis auf ca. 35 °C ab.7:50 Uhr bis 12:00 Uhr (gleichzeitiges Be- und Entladen)Von 7:50 bis ca. 9:50 Uhr unterschiedliches Verhalten in den Speichern oben. Speicher 1 kühlt obenvon 72 °C auf 67 °C ab, die Temperatur im Speicher 2 oben bleibt bis 9:00 Uhr weitgehend konstant(ca. 2 °C Abfall um 8:00 Uhr) und steigt erst dann an, weil erst ab diesem Zeitpunkt die Temperaturim Ladekreis-Vorlauf größer als die im Speicher 2 oben wird (TSP1 > TPS21). Ab 9:50 Uhr ist derTemperaturanstieg im Speicher 1 und 2 oben gleichmäßig (ab diesem Zeitpunkt ist die TemperaturTSP1 auch größer als die im Speicher 1 oben). Die Temperaturen in den Speichern unten laufen mitBeginn der Beladung (ab 7:50 Uhr) auseinander. Speicher 1 (TPS12) steigt unten stärker an alsSpeicher 2 (TPS22). Weiterhin fällt auf, dass sich um 8:45 Uhr die Temperaturspitzen im Auslauf desKollektorfeldes (TKT1) und im Ladekreis (TSP1) zwar im Speicher 1 unten fortsetzen, nicht jedoch imSpeicher 2 unten. Wir haben dazu folgende Erklärung:Ein Teilstrom des Wassers, das aus einer oder mehreren Klappen im Speicher 1Mitte austritt (TSP1ca. 10 K kälter als T Sp. 1 oben), strömt nach unten, und drückt dabei eine "warme Temperaturfront"in den unteren Speicherbereich. Im Speicher 2 tritt dieser Effekt wahrscheinlich auch auf, ist aberdeshalb kaum sichtbar, weil aufgrund der niedrigeren Speichertemperatur hier die höher befindlichenKlappen öffnen (TSP1 etwa gleiche Temperatur wie T Sp. 2 oben) und der "Weg der Temperaturfront"bis nach unten länger ist als im Speicher 1.

- 34 -Abbildung 11: Temperaturen im Solarspeicher und Volumenströme der PumpenP1a+b, P2 und P3 am 1.8.1999Volumenstrom [m³/h]Temperatur [°C]10090807060504030204321006 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19Uhrzeit (MEZ)T Sp.1 oben T Sp.2 oben T Sp.1 unten T Sp.2 unten T Koll.auslauf TSP1 TSP206 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19Uhrzeit (MEZ)Volumenstrom Ladekreis Volumenstrom Kollektorkreis Volumenstrom Entladekreis

- 35 -Der Temperaturverlauf von TSP2 und Speicher 2 unten (TPS22) stimmt ab 9:00 Uhr gut überein(bei gleichmäßiger Durchströmung sollte sich an TSP2 etwa der Mittelwert zwischen T Sp. 1 untenund T Sp. 2 unten einstellen bzw. ungleiche Speichertemperaturen erst gar nicht auftreten). DieTemperaturabsenkungen von TSP2 um 11:00 Uhr und 11:45 Uhr sind im Speicher 2 unten gut erkennbar,im Speicher 1 unten (TPS12) aber nicht.Wir haben dafür folgende Erklärung:Um 11:00 Uhr und 11:45 Uhr traten Zapfspitzen von jeweils 4 m³/h auf, der Volumenstrom der Entladepumpe(VSS) betrug jedoch um 11:00 Uhr nur 1,6 m³/h und um 11:45 Uhr nur 2 m³/h (damit Abbildung11 nicht zu unübersichtlich wird, sind der Zapf-Volumenstrom und die Temperatur im Entladekreisnicht dargestellt). Die Rücklauftemperatur im Entladekreis TSS2 kühlte durch die Zapfspitzenauf 20 °C ab. Da, wie anhand der Versuchsauswertung vom 10.9.1999 vermutet, Speicher 2 vomEntladekreis stärker durchströmt wird als Speicher 1, kühlt auch der untere Bereich von Speicher 2entsprechend stärker ab und TSP2 wird durch die Temperatur im Speicher 2 dominiert.12:00 bis 14:00 Uhr (nur Entladung)Eine Beladung der Speicher hat in dieser Zeit nicht stattgefunden, weil Speicher 1 unten die eingestellteMaximaltemperatur von 65 °C erreicht hat und deshalb die Beladung abgeschaltet wird(s. Regelbeschreibung, Kapitel 5.1). Speicher 2 kühlt oben und unten ab. Die Temperatur im Speicher1 bleibt oben konstant, unten erfolgt die Abkühlung zeitlich verzögert gegenüber Speicher 2. Diehier beobachtete frühere Abkühlung von Speicher 2 ergänzt die Beobachtungen beim Versuch am10.9.1999.14:00 bis 14:30 Uhr (keine Entladung, keine Beladung)Obwohl alle Pumpen ausgeschaltet sind, kühlt Speicher 1 unten von 46 °C auf 28 °C ab, Speicher 2erwärmt sich geringfügig. Der Effekt wurde an mehreren Tagen beobachtet und tritt nur dann auf,wenn zuvor ausschließlich P3 gelaufen ist, P2 aber ausgeschaltet war – so wie es um 14:00 Uhrauch der Fall war. Deshalb entsteht auch kein Temperaturausgleich in der Zeit zwischen 15:30 und17:00 Uhr, wo ähnliche Betriebszustände vorliegen (alle Pumpen aus), P2 aber bis 15:30 Uhr eingeschaltetwar. Ab 18:20 Uhr (vorher nur P3 ein, P2 vorher aus) kühlt Speicher 1 unten wieder ab.Untersuchungen mit Ultraschall-Volumenzählern, die Mitte Februar 2000 durchgeführt wurden, habenergeben, dass beim reinen Entladen (P3 ein, P2 aus) Ausgleichsströmungen zwischen den Speichernüber die Beladelanzen auftreten. Diese Ausgleichsströmungen können sogar nach dem Ausschaltender Entladepumpe so lange bestehen bleiben, bis ausgeglichene Druckverhältnisse in denSpeichern vorliegen. In diesem Fall wird offensichtlich kühles Wasser aus Speicher 2 in Speicher 1verschoben.

- 36 -14:30 bis 15:00 Uhr (nur Beladen)Speicher 1 wird unten sehr schnell von 28 °C auf 55 °C erwärmt, Speicher 2 unten nur um etwa 5 °C.Zwar liegt als erste Vermutung nahe, dass die unteren Klappen der Ladelanze im Speicher 1 zu frühöffnen, der schnelle Temperaturanstieg kann aber auch von der stark ausgeprägten Temperaturschichtungherrühren, denn schließlich betrug die letzte Temperatur vor der Ausgleichsströmungnoch 48 °C. So wie der Temperaturabfall von 48 °C auf 28 °C mit einem sehr geringen Volumenstrom(Ausgleichsströmung) entstand, könnte auch der Anstieg mit kleinen Volumina erfolgen. Hierkann nicht zwingend auf eine Fehlfunktion der Klappen geschlossen werden.Auffallend ist, dass die Beladung erst wieder bei 28 °C im Speicher 1 unten einschaltet. Dies liegtmöglicherweise daran, dass der Regelfühler FRY zu hoch angebracht war. Eine Kontrolle der Fühlerpositionwar nicht möglich, da der Fühler bei der dazu notwendigen Demontage der Speicherdämmungabfiel.7.4.3 Schlussfolgerungen aus den Analysen zu ungleichmäßigen SpeichertemperaturenSpeicher 2 wird vom Entladekreis stärker durchströmt als Speicher 1, unabhängig davon, ob gleichzeitigeine Beladung stattfindet oder nicht. Dies zeigen die Betriebszustände sowohl im Normalbetriebals auch im Test am 10.9.1999.Ultraschallmessungen bestätigen die anhand der Temperaturverläufe vermuteten ungleichen Durchströmungen.Demnach wird Speicher 2 sowohl im Lade- als auch im Entladekreis stärker durchströmtals Speicher 1. Die Ungleichheit der Durchströmung ist im Entladekreis stärker ausgeprägt als imLadekreis. Es wurde auch eine Ausgleichsströmung zwischen den Speichern festgestellt, ähnlich wieschon anhand der Temperaturverläufe vermutet.Die Ursache für die ungleichmäßige Durchströmung ist noch unklar. Nahe liegend wäre es, die Ursachein der Verrohrung der Speicher zu suchen, da die Speicher nicht nach Tichelmann verschaltetsind. Jedoch hat der besser durchströmte Speicher 2 im Be- und Entladekreis die längeren Rohrleitungen(und damit auch den vermeintlich größeren Strömungswiderstand und vermeintlich niedrigerenDurchsatz), sodass es unwahrscheinlich ist, dass die Ursache in ungleichen Leitungslängen liegt.Möglicherweise liegt die Ursache bei den Lanzen.In den Speichern befindet sich jeweils nur eine Lanze pro Rohranschluss. Der Ladevolumenstrombeträgt 3 m³/h, der Entladevolumenstrom kurzzeitig bis 5 m³/h. Bei (theoretisch) gleichmäßigerDurchströmung würden die Volumenströme in den Lanzen mit 1,5 bzw. 2,5 m³/h deutlich über demempfohlenen Maximalwert von 1 m³/h liegen. Bei (realer) ungleichmäßiger Durchströmung sind dieVolumenströme in den Lanzen höher bzw. niedriger. Die Überschreitung des maximal zulässigenVolumenstroms in den Lanzen ist möglicherweise eine Erklärung für die unterschiedliche Speicher-

- 37 -durchströmung und mögliche Fehlfunktionen der Klappen. Die ZfS hat daher den Einbau zusätzlicherLanzen (Verdoppelung der Lanzenanzahl) beauftragt. Angesichts von bis zu 2,5 m³/h im Entladekreismüssten dort eigentlich drei Entladelanzen je Speicher installiert werden, damit der zulässige Volumenstromvon 1 m³/h zu keiner Zeit überschritten wird. Da uns vor dem Umbau von der Firma Solvismitgeteilt wurde, dass drei Lanzen aus Platzgründen nicht in den Speicher hineinpassen und 5 m³/hnur kurzzeitig auftreten, wurde auch im Entladekreis die Umrüstung auf nur zwei Lanzen beauftragt.Wie sich später beim Öffnen der Speicher gezeigt hat, wären drei Entladelanzen durchaus möglichgewesen.Eine Empfehlung für die Dimensionierung des Entladerohres war uns nicht bekannt und wurde unsbei der Planung der Umrüstung auf doppelte Lanzenzahl auch nicht mitgeteilt. Wie wir später beimÖffnen der Speicher nachmessen konnten, beträgt der Innendurchmesser des Entladerohres 20 mm.Bei einem Volumendurchsatz von bis zu 2,5 m³/h je Speicher ergibt sich demnach eine Spitzen-Strömungsgeschwindigkeitim Rohr von 2,2 m/s. Dies ist erheblich mehr, als in Rohrleitungen normalerweiseüblich ist (0,5 bis 1 m/s).Weiterhin wurde der Einbau von Strangregulierventilen und Durchflusskontrollgeräten in den LadeundEntladekreis beauftragt, um die Durchströmung durch die Speicher abgleichen zu können. DieTemperaturverteilung in den Speichern nach den Umbauten ist in Kapitel 7.5 beschrieben.7.4.4 Einfluss der Regelfühlerpositionen und ungleichmäßiger Speichertemperaturen auf dieFunktion der LaderegelungNicht optimal ist das Abschaltverhalten der Pumpen P1a+b und P2. Wie in Abbildung 11 zu sehen ist,schalten die Pumpen um 12:00 Uhr ab, weil die untere Temperatur im Speicher 1 (TPS12) den Maximalwertvon 65 °C erreicht hat. Weiterhin ist zu erkennen, dass die Differenz TKT1 - TPS12 noch20 K beträgt und die Speicher oben erst 80 °C erreicht haben. Laut Reglereinstellung sollten P1a+bund P2 erst bei 6,4 K abschalten. Es wären also noch genügend Solarwärme und Speicherkapazitätvorhanden gewesen, um die Speicher höher zu erwärmen (maximal bis 90 °C).Der Grund für das frühzeitige Abschalten der Laderegelung ist, dass die Maximaltemperaturbegrenzungim Speicher 1 und 2 nicht so erfolgt wie es korrekt wäre, nämlich mit einem Regelfühler imSpeicher 1 und/oder 2 oben (bei gleichmäßiger Temperaturverteilung oben wäre ein Fühler in einemSpeicher ausreichend), sondern "ersatzweise" mit dem Regelfühler FRY im Speicher 1 unten, derauch für die ∆T-Regelung benutzt wird. Es ist nicht möglich, am Laderegler einen separaten T max -Fühler zur Messung der Temperatur im Speicher oben anzuschließen. Eine T max -Begrenzung mit nureinem Fühler im Speicher unten, wie sie hier realisiert ist, setzt allerdings voraus, dass

- 38 -– wenn unten 65 °C gemessen werden, oben immer ca. 90 °C erreicht sind (annähernd konstanteTemperaturdifferenz zwischen oben und unten bei hohen Temperaturen)– in beiden Speichern die gleiche Temperatur oben und die gleiche Temperatur unten vorliegt.Beide Bedingungen sind hier nicht erfüllt. Angesichts der Tatsache, dass im Speicher 1 oben erst80 °C erreicht sind, wenn die untere Temperatur 65 °C beträgt (Abbildung 11) und oben noch"15 °C Reserve" vorhanden sind, könnte man annehmen, dass die T max -Begrenzung unten um 15 °C(auf 80 °C unten) erhöht werden kann. Tatsächlich war der T max -Wert zwischenzeitlich schon einmalauf 80 °C eingestellt. Dies führte jedoch mehrmals an heißen Tagen zum Abschalten der Laderegelung,weil die Speicher oben überhitzt wurden und dadurch die Sicherheitstemperaturbegrenzer(STB) angesprochen haben (s. Chronologie in Kapitel 7.1). Der Wert musste deshalb auf 65 °C reduziertwerden.Die prinzipiellen Ungenauigkeiten, die entstehen, wenn die obere Speichertemperatur durch Messungder unteren Speichertemperatur begrenzt wird (anstatt direkt die Temperatur oben zu messen), werdennoch dadurch verschärft, dass Speicher 1 wegen der ungleichen Entladung beider Speicher untenoftmals wärmer ist als Speicher 2. Dies führt dazu, dass die T max -Regelung anspricht, obwohlSpeicher 2 seine Maximaltemperatur unten noch nicht erreicht hat. Die Laderegelung wurde daher soumgebaut, dass die Maximaltemperaturbegrenzung nicht mehr durch einen Fühler im Speicher unten,sondern im Speicher oben erfolgt, also dort, wo die höchste Speichertemperatur auch auftritt(s. Regelbeschreibung).An Tagen, an denen die Speicher unten nicht durch eine morgendliche Zapfspitze abgekühlt werden(wie hier am 1.8.1999), sondern vom Vortag noch unterschiedliches Temperaturniveau haben, schaltetdie Laderegelung außerdem zu spät ein. Für die Lade- und Entladeregelung sind gleichmäßigeSpeichertemperaturen bei ungesteuert parallel angeströmten Speichern unabdingbare Voraussetzungfür ein optimales Regelverhalten, da nahezu jedes Regelkonzept auf Temperaturfühler im Speicheroben und unten angewiesen ist.7.5 Abgleich der Speicherdurchströmung und Einbau zwei neuer Lanzen pro Strang7.5.1 Beschreibung des UmbausAnfang November 2000 wurden im Rahmen eines ersten Umbauabschnittes in jeden Speicherladeund-entladestrang ein Strangregulierventil installiert (insgesamt 4 Stück) und je ein Volumenzählerim Lade- und Entladestrang von Speicher 2 eingebaut (vgl. Abbildung 7), die vorhandenen Lanzenjedoch noch im Ursprungszustand belassen. Es sollte festgestellt werden, ob eine gleichmäßigeTemperaturverteilung in den Speichern erreicht werden kann, wenn wenigstens die Durchströmungabgeglichen ist, obwohl die Strömungsgeschwindigkeit in den Lanzen höher als zulässig ist.

- 39 -Wegen der geringen Einstrahlung erreichte die Speichertemperatur in den folgenden vier Wochenjedoch nur knapp 30 °C und dies auch nur an wenigen Tagen. Das Warten auf bessere Strahlungsbedingungenund höhere Temperaturen hätte den Gesamtumbau zu lange verzögert. Die Auswertungvon vergleichbaren Tagen vor und nach dem 1. Umbauabschnitt sowie von Tagen nach demEinbau neuer Lanzen deuten zwar darauf hin, dass sich mit diesem ersten Umbauabschnitt die Temperaturverteilungzwischen den Speichern nicht verbessert hat, da die Temperaturunterschiede wegender niedrigen Speichertemperaturen jedoch nicht sehr deutlich ausgeprägt sind, verzichten wirhier auf nähere Analysen.Der zweite Teil des Umbaus erfolgte Anfang Januar 2001 mit dem Einbau zwei neuer Lanzen jeStrang. Nach dem Entleeren und Öffnen der Pufferspeicher stieg ein Monteur durch die Mannlöcherin die Speicher. Die alten Lanzen (Abbildung 12) wurden herausgezogen und außerhalb der Speicherin Augenschein genommen. Auf den Lanzenelementen und Klappen lag teilweise ein leichterSchmierfilm (Abbildung 13), jedoch keine größeren Ablagerungen o.ä., die die Funktion der Klappenhätten behindern können. An den Ladelanzen im Speicher 1 und 2 war von den 11 Klappen jeweilseine Klappe seitlich leicht verrutscht, wodurch ein kleiner Spalt entstand (in Abbildung 13 schwacherkennbar). Es ist anzunehmen, dass diese Klappen nicht mehr vollständig geschlossen haben. Dieübrigen 10 Klappen jeder Lanze saßen augenscheinlich korrekt.Abbildung 12: Ladelanze vor dem AusbauAbbildung 13: Verrutschte Klappean LadelanzeZum Einbau der neuen Doppel-Ladelanzen wurde ein Gabelstück in den Lanzenaufnehmer am Speicherbodengepresst (Abbildung 14). Auf dieses Gabelstück wurden die neuen Schichtladeelementegesteckt. Wegen der Erhöhung durch das Gabelstück konnten im Ladekreis nur noch 10 Elemente

- 40 -aufeinander gesteckt werden (vorher ohne Gabel, 11 Stück). Der Abstand der untersten Klappe vomSpeicherboden beträgt nunmehr 40 cm, vor dem Umbau betrug er 18 cm (vgl. auch Einbauhöhe deruntersten Klappe in den Abbildungen 12 und 14).Abbildung 14:Gabelstück mit aufgesetzter Schichtladelanzenach dem EinbauIn beiden Speichern war das Entladerohr (s. dünnes Rohr in Abbildung 12 bzw. Abbildung 14) zu langund drückte gegen den Speicherdeckel. Das Wasser konnte dadurch nicht ungehindert von oben indas Rohr hineinströmen, sondern musste seitlich durch einen kleinen Spalt zwischen Speicherdeckelund Rohrende angesaugt werden. Es ist anzunehmen, dass schon geringe Unterschiede in derSpaltgröße einen großen Einfluss auf den Druckabfall im jeweiligen Entladekreis des Einzelspeichersgehabt hatten. Dies wäre zumindest für den Entladekreis eine plausible Erklärung dafür, warumSpeicher 2 trotz längerer Rohranschluss-Leitungslängen und des dadurch vermeintlich höherenDruckabfalls offenbar stärker durchströmt wurde als Speicher 1 (vgl. Kapitel 7.4.3). Jede noch sogewissenhaft vorgenommene Auslegung der Speicherhydraulik wird angesichts derartiger Fertigungsmängelad absurdum geführt.Beide Entladerohre wurden gekürzt und enden jetzt etwa 3 cm unterhalb des Speicherdeckels.

- 41 -7.5.2 Gleichmäßigkeit der Speichertemperaturen nach dem Einbau neuer Lanzen(zwei pro Strang) und nach dem Abgleich der SpeicherdurchströmungDer Einfluss des Umbaus auf das Betriebsverhalten wird anhand eines Vergleiches der Speichertemperaturenvor und nach dem Umbau gezeigt, wobei zunächst solche Tage ausgewählt wurden,an denen die Temperatur im Speicher oben 60 °C nicht überschreitet. Ausgewählt wurden der4.5.2000 (Abbildung 15, alte Lanzen, kein Strömungsabgleich, da nicht möglich) und der 9.6.2001(Abbildung 16, zwei neue Lanzen pro Strang, Durchströmung abgeglichen). Unterhalb des Temperaturdiagrammssind die Volumenströme im Lade- und Entladekreis aufgezeichnet. Am 4.5.2000 sinddeutlich die Temperaturabweichungen zwischen den Speichern zu erkennen. Unten laufen die Temperaturenzwischen 7:20 und 14:30 Uhr immer weiter auseinander, oben fällt die Temperatur imSpeicher 2 nach 13:00 Uhr sehr stark ab. Sie folgt immer dann dem Verlauf der LadetemperaturTSP1, wenn die Ladepumpe P2 eingeschaltet ist. Dies deutet auf eine unkontrollierte Öffnung eineroder mehrerer Klappen oder auf eine stärkere Entladung von Speicher 2 hin. Speicher 1 hält dagegendie Temperatur auf 55 °C.Eine gute Temperaturübereinstimmung zeigt dagegen Abbildung 16 vom 9.6.2001. Jetzt verlaufendie Temperaturen oben und unten im ganzen Tagesverlauf weitgehend gleichmäßig. Obwohl dieTemperatur im Ladekreis ab 11:45 Uhr steil auf 45 °C abfällt und danach im restlichen Tagesverlaufunter der oberen Speichertemperatur liegt, kühlen beide Speicher oben nur langsam ab. Die LadepumpeP2 ist dabei bis 17:50 Uhr durchgehend eingeschaltet. Dies deutet auf eine korrekte Funktionder oberen Klappen in beiden Speichern hin. Unten sind die Temperaturen so gut übereinstimmend,dass Unterschiede im Bild nicht mehr erkennbar sind und als eine Kurve erscheinen. Der Umbau hatfür Betriebszustände bis etwa 60 °C eine erhebliche Verbesserung der Temperaturgleichheit gebracht.In Abbildung 16 ist zusätzlich das Verhältnis des Teilvolumenstroms durch Speicher 2 zum Hauptvolumenstrom(Ladekreis: VSP2/VSP; Entladekreis: VSS2/VSS) dargestellt. Bei einer gleichmäßigenDurchströmung der Speicher muss der Teilvolumenstrom VSP2 bzw. VSS2 halb so groß sein wie derHauptvolumenstrom VSP bzw. VSS, was in beiden Kreisen der Fall ist (Verhältniswert 0,5). Die wenigenAbweichungen nach oben oder unten, wie z.B. um 7:05 Uhr, resultieren nicht aus Ungleichmäßigkeitenbei der Durchströmung, sondern aus kurzzeitigen Volumenabweichungen oder Messungenauigkeitenbei sehr kurzen Pumpenlaufzeiten im 5-Minuten-Mittelungsintervall (s. folgendes Beispielfür das Messintervall von 7:00 bis 7:05 Uhr):Laufzeit der Entladepumpe P3 im 5-min-Mittelungsintervall: 10 sec (nicht in Abbildung 16 dargestellt)Teilvolumen VSS2 in 10 sec :5 lHauptvolumen VSS in 10 sec :7 lQuotientVSS2/VSS: 0,71

- 42 -8070vor Umbau bei Speichertemperaturen < 60 °Ceine Lanze je Strang, kein StrömungsabgleichTemperatur [°C]6050403020106 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19T Sp.1 oben T Sp.2 oben T Sp.1 unten T Sp.2 unten TSP1Volumenstrom [m³/h]5432106 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19Uhrzeit (MEZ)Volumenstrom VSP Ladekreis (P2)Volumenstrom VSS Entladekreis (P3)Abbildung 15: Temperaturen im Solarspeicher und Volumenströme der Pumpen P2 und P3am 4.5.2000 (vor dem Umbau) Speichertemperatur < 60 °C

- 43 -8070nach Umbau bei Speichertemp. oben < 60 °C; zwei Lanzen je Strang Durchströmung abgeglichenTemperatur [°C]6050403020106 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19T Sp.1 oben T Sp.2 oben T Sp.1 unten T Sp.2 unten TSP1Volumenstrom [m³/h]5432106 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19Volumenstrom VSP Ladekreis (P2)Volumenstrom VSS Entladekreis (P3)0,50,0VSP2/VSP-0,56 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19Uhrzeit (MEZ)VSS2/VSS1,00,50,0Volumenverhältnis Ladekreis VSP2/VSPVolumenverhältnis Entladekreis VSS2/VSSAbbildung 16: Temperaturen im Solarspeicher und Volumenströme der Pumpen P2 und P3am 9.6.2001 (nach dem Umbau) Speichertemperatur < 60 °C

- 44 -Anders stellt sich die Temperaturverteilung bei höheren Speichertemperaturen dar. In Abbildung 17vom 30.7.2001 ist Speicher 2 um 4:00 Uhr noch vom Vortag auf 70 °C oben bzw. 49 °C unten erwärmt.Speicher 1 ist etwa 2,5 K kälter. Bis 9:00 Uhr nimmt die Abweichung zwischen den beidenoberen Temperaturen zu, danach gleichen sie sich an, weil ab diesem Zeitpunkt die TemperaturTSP1 des Ladekreises über die obere Temperatur in beiden Speichern ansteigt. Mit dem Absinkender Ladetemperatur kurz vor 13:00 Uhr sinkt auch die obere Temperatur im Speicher 1 sehr schnell,während Speicher 2 nur langsam abkühlt. Auch unten sind die Temperaturunterschiede (gegen14:00 Uhr rd. 10 K) erheblich.Die oberen Temperaturverläufe ähneln im Prinzip denen in (Abbildung 15) vom 4.5.2000 vor demUmbau, allerdings auf höherem Temperaturniveau und mit dem Unterschied, dass jetzt die Schichtungim Speicher 1 nicht ordnungsgemäß gehalten wird (vor Umbau betraf das Speicher 2). Die Ungleichmäßigkeittritt allerdings nur dann auf, wenn der Speicher besonders warm ist.An fehlerhaften Betriebsbedingungen kann dieser Fehler nicht liegen. Die Lanzen sind neu, beideSpeicher werden vom Lade- und Entladekreis gleichmäßig durchströmt und die Entladerohre werdennach der Kürzung von oben frei angeströmt. Der Volumenstrom im Ladekreis beträgt 2,7 m³/h, d.h.durch jede Ladelanze strömen 0,68 m³/h, was deutlich unter dem empfohlenen Maximaldurchflussvon 1 m³/h liegt. Im Entladekreis liegen selbst die Volumenspitzen mit knapp 4 m³/h (d.h. knapp1 m³/h je Lanze) noch im Toleranzbereich. Es liegt die Vermutung nahe, dass eine bei höheren Temperaturenordnungsgemäße Lanzenfunktion in der Praxis entweder gar nicht oder nur zufällig erreichbarist. Ob hierfür Fertigungsschwankungen bei der Lanzenherstellung oder prinzipielle Mängelim Funktionsprinzip der Klappen verantwortlich sind, können wir nicht beurteilen.Angesichts der Erfahrungen in dieser Solaranlage stehen wir dem Einsatz von Speicherlanzen (insbesonderedieses Lanzentyps) kritisch gegenüber, vor allem bei parallel durchströmten Speichern.Eine präzise Regelung der Anlage ist ohne gleichmäßige Temperaturen in allen Speichern nicht möglich.Inzwischen werden von Solvis auch Lanzen mit größerem Durchmesser vertrieben. Ob mit diesenLanzen oder mit Ladesystemen anderer Hersteller eine gleichmäßigere Verteilung bei höherenTemperaturen erreicht worden wäre, können wir nicht beurteilen.Betrachtet man den Jahresverlauf der Wochenmittelwerte der Speichertemperaturen vor und nachdem Umbau (Abbildung 18), so wird deutlich, dass trotz der gezeigten Abweichungen an einzelnenTagen mit hohen Speichertemperaturen insgesamt doch eine erhebliche Verbesserung der Temperaturgleichheiterreicht wurde. Man erkennt auch, dass das Temperaturniveau in der zweiten Messperiodeniedriger ist als in der ersten, was auf die größere Auslastung (Kaltwasserdurchsatz durch denEntladewärmetauscher) zurückzuführen ist. Tage mit Speichertemperaturen über 60 °C und kritischemRegelverhalten wegen ungleicher Temperaturverteilung kommen jetzt seltener vor als vordem Umbau.

- 45 -8070Temperatur [°C]605040302010nach Umbau bei Speichertemperaturen oben > 60 °Czwei Lanzen je Strang, Durchströmung abgeglichen6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19T Sp.1 oben T Sp.2 oben T Sp.1 unten T Sp.2 unten TSP1Volumenstrom [m³/h]5432106 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19Volumenstrom VSP Ladekreis (P2)Volumenstrom VSS Entladekreis (P3)0,50,0VSP2/VSP-0,56 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19Uhrzeit (MEZ)Volumenverhältnis Ladekreis VSP2/VSPVolumenverhältnis Entladekreis VSS2/VSSVSS2/VSS1,00,50,0Abbildung 17: Temperaturen im Solarspeicher und Volumenströme der Pumpen P2 und P3am 30.7.2001 (nach dem Umbau) Speichertemperatur > 60 °C

- 46 -8070Speichertemperatur [°C]6050403020100801 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12Monat 199970Speichertemperatur [°C]60504030201001 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12Monat 2001T. Sp. 1 oben T. Sp. 2 oben T. Sp. 1 unten T. Sp. 2 untenAbbildung 18: Wochenmittelwerte der Speichertemperaturen vor dem Umbau (1999; überwiegend1. Messperiode) und nach dem Umbau (2001; überwiegend 2. Messperiode)

- 47 -7.6 Langzeitverhalten der Übertragungsleistung des KollektorkreiswärmetauschersDie Übertragungsleistung des Kollektorkreiswärmetauschers ist in der zweiten Messperiode erheblichniedriger als in der ersten. Die Ursache für diesen Rückgang steht mit sehr hoher Wahrscheinlichkeitdamit im Zusammenhang, dass der Kollektorkreis ein halbes Jahr lang (6.11.1999 bis 3.5.2000) miteinem falschen Wärmeträger (Fricofin) gefüllt war (s. Chronologie Kapitel 7.1). Die Leistungsminderungwird anhand der spezifischen kA-Werte vor und nach der Falschbefüllung dokumentiert.Der spez. kA-Wert ist wie folgt definiert:kA spezÜbertragungsleistung des Wärmetauschersmittl.log. Temperaturdifferenz des WT aktive AbsorberflächekAspez PSP(TKT 1 TSP1) (TKT 2 TSP 2)[W/(K·m² Koll )] AKollTKT 1 TSP1lnTKT 2 TSP 2In den folgenden Abbildungen sind 5-Minuten-Mittelwerte des spez. kA-Wertes über die Übertragungsleistungdes Kollektorkreiswärmetauschers (PSP) aufgetragen. Jeder Punkt entspricht einemkA-Wert. Abbildungen 19 und 20 zeigen die kA-Werte im ursprünglichen Neuzustand der Solaranlagemit 40 % Tyfocor L (Halbjahreszeitraum 1999) und nach der Auswechselung des falschen Wärmeträgersund Neubefüllung mit Tyfocor L, jedoch mit nur 31 % Konzentration. Aufgetragen sind nurdie kA-Werte bei einer Übertragungsleistung größer 50 kW.Deutlich ist in Abbildung 19 erkennbar, dass die Mehrzahl der kA-Werte in einer Bandbreite zwischen80 und 100 W/(K·m² Koll ) liegt. Damit erfüllt der Wärmetauscher den empfohlenen Auslegungswert von100 W/(K·m² Koll ) /4/. Die Ausreißer unterhalb 70 W/(K·m² Koll ) resultieren hauptsächlich aus Ein- oderAusschaltvorgängen der Pumpen und sind für die Beurteilung des Wärmetauschers nicht repräsentativ.Die Übertragungsleistung erreicht Spitzenwerte bis 150 kW.

- 48 -120spezifischer kA-Wert [W/(K·m²Koll)]10080604020050 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150PSP Übertragungsleistung Kollektorkreis-WT [kW]Abbildung 19: Spezifischer kA-Wert des Kollektorkreiswärmetauschers im Neuzustand vor Befüllungdes Kollektorkreises mit falschem Wärmeträger und bei einer Wärmeträgerkonzentrationvon 40 % Tyfocor L (4.3. bis 5.11.1999; aus erstem Messjahr)120spezifischer kA-Wert [W/(K·m² Koll )]10080604020Nebenbedingung: PSP > 50 kW050 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150PSP Übertragungsleistung Kollektorkreis-WT [kW]Abbildung 20: Spezifischer kA-Wert des Kollektorkreiswärmetauschers nach Auswechselungdes falschen Wärmeträgers und bei einer Wärmeträgerkonzentration von 31 %Tyfocor L (4.5. bis 14.11.2000)

- 49 -Nach dem Austausch des falschen Wärmeträgers liegt der spez. kA-Wert nur noch zwischen 50 und70 W/(K·m²Koll) (s. Abbildung 20). In Anbetracht der wärmetechnisch günstigeren Wärmeträgerkonzentrationvon nur 31 % hätte er sogar höher als im Vorjahr liegen müssen, vorausgesetzt das Übertragungsverhaltendes Tauschers wäre gleich gut geblieben. Die Übertragungsleistung erreicht jetztnur noch maximal 140 kW.Der Volumenstrom im Kollektorkreis, der maßgeblichen Einfluss auf das Übertragungsverhalten hat,war in beiden Zeiträumen übrigens in etwa gleich groß, wenn man das Halbjahresmittel betrachtet(2,7 bis 2,8 m³/h). Eine Beeinträchtigung des Kollektorkreisdurchsatzes durch die Befüllung mit falschemWärmeträger kann nicht nachgewiesen werden. Die Beeinträchtigung der Übertragungsleistungist allerdings eindeutig.Während der Zeit, als der Kollektorkreis mit Fricofin befüllt war (ohne Bild), erreichte der spez. kA-Wert sogar nur noch Werte um 30 W/(K·m² Koll ) bei Übertragungsleistungen von maximal 60 kW (stattbis zu 150 kW bzw. 140 kW wie in Abbildungen 19 und 20 gezeigt). Zu berücksichtigen ist allerdingsdabei auch, dass wegen der geringen Einstrahlung während dieser Zeit (Winter) ohnehin keine großenWärmeleistungen mehr übertragen werden konnten, und der Volumenstrom im Kollektorkreisnur noch 1,5 m³/h erreichte, vorausgesetzt der Schmutzfilter war sauber (der Schmutzfilter setztesich während des Betriebs mit Fricofin zweimal zu).Abbildung 21 zeigt den spez. kA-Wert für das Sommerhalbjahr 2001 (Hauptbetriebszeit der zweitenMessperiode), nachdem die Wärmeträgerkonzentration wegen des zu niedrigen Frostschutzes von31 % auf allerdings zu hohe 46 % erhöht wurde (40 % hätten ausgereicht). Berechnungen mit einemalfa laval-Wärmetauscher-Auslegungsprogramm ergeben, dass die Erhöhung der Konzentration einenRückgang des spez. kA-Wertes um ca. 13 W/(K·m² Koll ) verursacht. Demnach hätte der spez.kA-Wert um ca. 47 W/(K·m² Koll ) liegen müssen, er erreicht jedoch nur Werte um 40 W/(K·m² Koll ).Ursache für den deutlichen Leistungsrückgang nach dem Betrieb mit Fricofin könnte sein, dass sichAblagerungen auf den Platten im Wärmetauscher festgesetzt haben. Dem Betreiber wurde empfohlen,die Wärmetauscher zu reinigen oder zu erneuern. Der Betreiber hat sich daraufhin zu einer Erneuerungentschlossen, da eine Reinigung den Kauf eines Reinigungsgerätes und einer Reinigungsflüssigkeiterfordert hätte, und unter Berücksichtigung der Lohnkosten für die Reinigung kaum kostengünstigerals neue Wärmetauscher gewesen wäre.Nach dem Einbau neuer, baugleicher Wärmetauscher hat sich die Wärmeübertragungsleistung zwarauf Werte von zumeist zwischen 50 und 75 W/(K∙m² Koll ) erhöht und erreicht auch eine höhere Maximalleistungbis 140 W/(K∙m² Koll ) (s. Abbildung 22), jedoch werden die ursprünglichen kA-Werte von80 bis 100 W/(K∙m² Koll ) aus dem ersten Messjahr (Abbildung 19) nicht erreicht.An den beiden Entladewärmetauschern wurde im Übrigen keine Leistungsminderung festgestellt. EinAustausch bzw. eine Reinigung ist hier nicht erforderlich.

- 50 -120spezifischer kA-Wert [W/(K·m² Koll )]10080604020Nebenbedingung: PSP > 50 kW050 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150PSP Übertragungsleistung Kollektorkreis-WT [kW]Abbildung 21: Spezifischer kA-Wert des Kollektorkreiswärmetauschers nach Auswechselungdes falschen Wärmeträgers und bei einer Wärmeträgerkonzentration von46 % Tyfocor L (12.1.2001 bis 14.2.2002; aus zweitem Messjahr)120100spezifischer kA-Wert [W/(K·m² Koll )]806040200Nebenbedingung: PSP > 50 kW50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150PSP Übertragungsleistung Kollektorkreis-WT [kW]Abbildung 22: Spezifischer kA-Wert des neuen Kollektorkreiswärmetauschers bei einer Wärmeträgerkonzentrationvon 46 % Tyfocor L (1.4. bis 30.9.2003; drittes MessjahrAn den beiden Entladewärmetauschern wurde im Übrigen keine Leistungsminderung festgestellt.Ein Austausch bzw. eine Reinigung ist hier nicht erforderlich.

- 51 -8 Messergebnisse und Systemkennzahlen8.1 Auswertung der 1. MessperiodeTabelle 5 zeigt eine Zusammenfassung der wichtigsten Messdaten und Systemkennzahlen aus derersten Jahres-Messperiode vom 22.7.1999 bis 21.7.2000 (365 Tage, inkl. des ersten und letzten Tagesder Messperiode, jedoch ohne den 29.2.2000). Betriebsausfälle und -störungen während dieserZeit (s. Kapitel 7.1) an insgesamt 60 Tagen führten zu einem Ertragsausfall (QSV) von 14,5 MWh.Da für die Kontrollrechnungen zur Einhaltung des garantierten Energieertrages (Kapitel 9) diese Defekteso behandelt werden, als seien sie nicht aufgetreten, sind in Tabelle 6 zusätzlich die wichtigstenkorrigierten Werte und Systemkennzahlen bei störungsfreiem Betrieb dargestellt.Bezeichnung Abkürzung Messperiode 22.7.99 - 21.7.00(365 Tage)1 Gesamtstrahlung auf aktive AbsorberflächeEITK bzw.EIT1202,9 MWh1.058 kWh/(am²)2,90 kWh/(dm²)2 Energie Beladung Pufferspeicher QSP 69,2 MWh3 Nutzenergie des Solarsystems QSV 72,1 MWh4 Energie für Warmwasser-Zapfverbrauch QVV 245,2 MWh361 kWh/(am²)0,99 kWh/(dm²)376 kWh/(am²)1,03 kWh/(dm²)1.279 kWh/(am²)3,50 kWh/(dm²)672 kWh/d5 elektrische Energie des Solarsystems NST 2,2 MWh 6,12 kWh/d6 Betriebsstunden Kollektorkreispumpe HP1 2.165 h 5,9 h/d7 Betriebsstunden Pumpe Beladung Pufferspeicher HP2 1.620 h 4,4 h/d8 Betriebsstunden Pumpe Entladung Pufferspeicher HP3 1.037 h 2,8 h/d9 Zapfverbrauch durch EntladewärmetauscherSV 4.266 m³ 11,7 m³/dAuslastung61 l/(dm²)10 Kollektorkreisnutzungsgrad g K 34,1 %11 Solarsystemnutzungsgrad bruttonetto12 solarer Zapf-Deckungsanteil bruttonettog SB35,5 %g SN 34,4 %D SB_Zapf29,4 %D SN_Zapf 28,5 %13 Arbeitszahl des Solarsystems A 32,3Tabelle 5: Messergebnisse und Systemkennzahlen für den Zeitraum 22.7.1999 bis 21.7.2000;ohne 29.2.2000 (realer Betrieb inkl. Defekte und Betriebsstörungen, d.h. Ertragsausfällesind nicht korrigiert)

- 52 -Bezeichnung Abkürzung Messperiode 22.7.99-21.7.00Annahme: kein Defekt1 Gesamtstrahlung auf aktive AbsorberflächeEITK bzw.EIT1202,9 MWh 1.058 kWh/(am²)2,90 kWh/(dm²)2 Energie Beladung Pufferspeicher3 Nutzenergie des Solarsystems4 Energie für ZapfverbrauchQSP 84,8 MWh 442 kWh/(am²)1,21 kWh/(dm²)QSV 86,6 MWh 451 kWh/(am²)1,24 kWh/(dm²)QVV 245,2 MWh 1.279 kWh/(am²)3,50 kWh/(dm²)672 kWh/d5 elektrische Energie des Solarsystems NST 2,3 MWh 6,29 kWh/d6 Betriebsstunden Kollektorkreispumpe HP1 2.391 h 6,55 h/d7 Zapfverbrauch durch EntladewärmetauscherSV 4.266 m³ 11,7 m³/dAuslastung61 l/(dm²)8 Kollektorkreisnutzungsgrad g K 41,8 %9 Solarsystemnutzungsgrad bruttonetto10 solarer Zapf-Deckungsanteil bruttonettog SB42,7 %g SN 41,5 %D SB_Zapf35,3 %D SN_Zapf 34,4 %11 Arbeitszahl des Solarsystems A 37,7Tabelle 6: Korrigierte Messergebnisse und Systemkennzahlen für den Zeitraum 22.7.1999 bis21.7.2000, ohne 29.2.2000 (Annahme: kein Defekt)8.1.1 ZapfverbrauchAbbildung 23 zeigt die Tagesmittelwerte (gemittelt aus Wochensummen) des gemessenen Zapfvolumensdurch den Entladewärmetauscher (Balken, VSV) und das Gesamt-Zapfvolumen inkl. des amZentralmischer beigemischten Kaltwassers von allen drei Druckstufen (Kurven VWWD1, VWWD2und VWWD3).Das Zapfvolumen durch den Entladewärmetauscher (VSV) betrug bis zum 11.3.1999 durchschnittlich12,3 m³/d, was einer Auslastung der Anlage von 64 l/(d·m²) entspricht. Dies war zwar deutlich wenigerals der bei den vorbereitenden Verbrauchsmessungen ermittelte Wert von 18,7 m³/d, jedochnoch ausreichend, um die Solaranlage wie vorgesehen als Vorwärmanlage betreiben zu können. DerRückgang des Verbrauchs ist möglicherweise auf den Einbau neuer wassersparender Geräte in derKüche zurückzuführen.

- 53 -Von einem Tag auf den anderen ging das Zapfvolumen durch den Entladewärmetauscher (VSV) abdem 12.3.1999 auf etwa 8 m³/d zurück. Der Rückgang wird in Abbildung 23 am Vergleich der Balkenvom 10.3.1999 und 24.3.1999 deutlich. Die Woche bis zum 17.3.1999 (ohne Datumsangabe), in dieder Verbrauchsrückgang fiel, beinhaltet noch zwei Tage mit hohem Verbrauch. Ab Ende April 1999stieg das Zapfvolumen VSV wieder etwas an, auf knapp 10 m³/d. Auffallend ist, dass der starkeRückgang des Volumens VSV keine gravierende Auswirkung auf das Gesamt-Zapfvolumen hat(Kurve, VWWD1). Der Kurvenverlauf beschreibt die normalen Verbrauchsschwankungen. Dies istauch ein Indiz dafür, dass sich das Zapfverhalten der an Druckstufe 1 angeschlossenen Verbraucherim Wesentlichen nicht verändert hat. Dies gilt im Übrigen auch für den Gesamtverbrauch in denDruckstufen 2 und 3 (tiefer liegende Kurven).Die Volumendifferenz zwischen den Werten VWWD1 und VSV sollte dem am Zentralmischer beigemischtenKaltwasservolumen entsprechen. Bis einschließlich 11.3.1999 betrug diese Differenz ca.2 m³/d. Danach beträgt sie 6 bis 10 m³/d. Wäre ein derart hohes Kaltwasservolumen beigemischtworden, hätte dies von den Nutzern gemerkt werden müssen, weil dann die Warmwassertemperaturauf den Stationen sehr stark abgesunken wäre. Dies war jedoch nicht der Fall. Auch die Temperaturim Nachheizspeicher blieb unverändert bei ca. 60 °C.Die Ursache für den Rückgang der Solaranlagenauslastung konnte trotz durchgeführter Sondermessungennicht geklärt werden. Da die Beimischung aus dem Zirkulationsrücklauf ausreicht, um dieerforderlichen 48 °C zu erreichen, wurde Anfang Mai 2000 die Kaltwasserbeimischung am Zentralmischerabgesperrt, sodass jetzt das gesamte Kaltwasser durch den Entladewärmetauscher strömt(VSV = VWWD1). Die Abkühlung des 60-grädigen Wassers aus dem Nachheizspeicher erfolgt amMischer jetzt nur noch durch das Volumen des Zirkulationsrücklaufs.

- 54 -20Zapfvolumen (Warmwasserverbrauch) [m³/d]1816141210864203.12.9816.12.9830.12.9813.1.9927.1.9910.2.9924.2.9910.3.9924.3.997.4.9921.4.99Abbildung 23: Tagesmittelwerte aus Wochensummen des Zapfvolumens durch den Entladewärmetauscherund des Gesamt-Zapfvolumens der Druckstufen 1, 2 und 3Wie in Abbildung 24 erkennbar, liegt der Verbrauch seit Mai 2000 bei rd. 18 m³/d und erreicht damitfast den bei der Planung zugrunde gelegten Wert. Zu Beginn der Messperiode lag die Auslastung nurum 50 l/(d·m²) und war damit deutlich niedriger als der geplante Verbrauch.5.5.9919.5.992.6.9916.6.9930.6.9914.7.9928.7.9911.8.9925.8.998.9.9922.9.996.10.99Letzter Tag (Mi) der MesswocheVSV Zapfvol. durch Entlade-WT VWWD1 Zapfvol. D1 VWWD2 Zapfvol. D2 VWWD3 Zapfvol. D320.10.993.11.9917.11.991.12.9915.12.9912.1.0025.1.009.2.0023.2.009.3.0022.3.00

- 55 -Auslegungs- und Zapfvolumen [m³/d]2018161412108642100908070605040302010Anlagenauslastung [l/(d·m²)]028.7.9911.8.9925.8.998.9.9922.9.99Abbildung 24: Tagesmittelwerte aus Wochensummen des Zapfvolumens durch den Entladewärmetauscher,der Auslastung und des Auslegungsverbrauchs (22.7.1999 – 21.7.2000)Die Klinik wäre auch bereit gewesen, den Anschluss der Druckstufe 2 an die Solaranlage zu prüfen,da zu Druckstufe 1 bereits eine hydraulische Verbindung besteht und beide mit dem gleichen Wasserdruckbetrieben werden. Dadurch könnte die Auslastung nochmals um etwa 3 m³/d erhöht werden,vorausgesetzt, dass dieses Zusatzvolumen nicht ebenfalls durch eventuell vorhandene Fehlströmefür die Solaranlage verloren geht. Bei der derzeitig hohen Auslastung ist dieser Umbau jedochnicht erforderlich.6.10.9920.10.993.11.9917.11.991.12.9915.12.9929.12.9912.1.0026.1.009.2.0023.2.008.3.0022.3.005.4.00Letzter Tag (Mi) der MesswocheVSV Zapfvolumen durch Entlade-WT Auslastung gemessen Auslegungsverbrauch19.4.003.5.0017.5.0031.5.0014.6.0028.6.0012.7.0008.1.2 Energien, Nutzungsgrade und solare DeckungsanteileVon der Gesamtstrahlung EITK auf die aktive Absorberfläche des Kollektorfeldes (rd. 203 MWh bzw.1058 kWh/(am²)) wurden im Messzeitraum 69,2 MWh (QSP) in die Solar-Pufferspeicher geladen(Tabelle 5, realer Betrieb). Die Energiedifferenz zwischen der Strahlung EIT1 und der Abgabe vomKollektorkreis an den Solarpuffer QSP resultiert aus optischen und thermischen Verlusten der Kollektorensowie System-Stillstandszeiten wegen Defekten, Betriebsstörungen oder Erreichen der maximalenSpeichertemperatur. Prozentual wurden von der Strahlungsenergie 34,1 % (Kollektorkreisnutzungsgrad,Zeile 10 in Tabelle 5) an die Speicher abgegeben. Die Nutzenergie aus dem Solarsystem(QSV) beträgt 72,1 MWh und ist damit in der Jahressumme höher als der Solarenergieeintrag in die

- 56 -Solarspeicher. Dies ist darin begründet, dass die Solarspeicher vor allem im strahlungsarmen WinterUmgebungswärme aus dem dann fast 31 °C warmen Heizungskeller aufnehmen (mittlere Speichertemperaturim Winter 20 °C).Das Leistungsvermögen der Solaranlage wird erst dann beschrieben, wenn die Energiewerte derSolaranlage so umgerechnet werden als seien die Defekte und Störungen nicht aufgetreten(Tabelle 6). Die Nutzenergie der Solaranlage (QSV) wäre 14,5 MWh höher und läge bei rd.245 MWh. Der Kollektorkreisnutzungsgrad läge dann bei 41,8 %.Abbildung 25 zeigt die spezifischen Tagesmittelwerte (berechnet aus Wochensummen) der Strahlungs-und Nutzenergie (Balken) sowie den Systemnutzungsgrad (Kurve) unter der Annahme, dasskein Defekt aufgetreten ist. Im Sommer und Herbst 1999 liegt der Systemnutzungsgrad nur beiWerten um 40 %, weil die Auslastung mit rd. 50 l/(d·m²) niedrig ist (vgl. Abbildung 24). Man erkennt,dass der Systemnutzungsgrad in Wochen mit hoher Einstrahlung oftmals abfällt und bei niedrigerStrahlung ansteigt. Ein derartiger Verlauf ist typisch für ein schwach ausgelastetes Solarsystem undBeleg dafür, dass das Kollektorfeld in Schönwetterperioden nicht so viel nutzbare Wärme erzeugt wiees theoretisch könnte, bzw. dass diese Wärme nicht vollständig vom System bzw. vom Verbraucheraufgenommen werden kann, weil der Planungsverbrauch in dieser Zeit unterschritten wurde.Im Winter ist der Systemnutzungsgrad mit Werten bis zu 35 % vor allem deshalb noch recht hoch,weil das Trinkwasser im Solarspeicher Raumwärme aufnimmt. Mit Zunahme der Auslastung ab April2000 steigt der Nutzungsgrad deutlich an und es werden die erwarteten Werte bis zu 50 % erzielt.Auffallend ist jetzt, dass der Nutzungsgrad mit zu- und abnehmender Strahlungsenergie steigt undfällt und proportional zum Strahlungsangebot verläuft.

- 57 -770Energie EIT1 und QSV [kWh/(d·m²)]654321605040302010Systemnutzungsgrad brutto [%]028.7.9911.8.9925.8.998.9.9922.9.996.10.9920.10.993.11.9917.11.991.12.9915.12.9929.12.9912.1.0026.1.00Abbildung 25: Spezifische Tagesmittelwerte (aus Wochensummen) der Strahlungs- und Nutzenergieund Wochenmittelwerte des Systemnutzungsgrades(Annahme: kein Defekt, korrigierte Zeiträume sind grau unterlegt)Gemittelt über den gesamten Auswertezeitraum beträgt der Systemnutzungsgrad 42,7 % (Tabelle 6).9.2.0023.2.008.3.0022.3.00Letzter Tag (Mi) der MesswocheEIT1 Einstrahlung auf akt. Absorberfläche QSV Nutzenergie des Solarsystems Systemnutzungsgrad brutto5.4.0019.4.003.5.0017.5.0031.5.0014.6.0028.6.0012.7.000Für die 1. Messperiode, als die Kaltwasserbeimischung am Zentralmischer noch nicht abgesperrtwar, gibt der solare Zapf-Deckungsanteil an, wie viel Prozent der notwendigen Energie für die Erwärmungdes durch den Entladewärmetauscher strömenden Wassers von der Solaranlage gedecktwerden (vgl. Anmerkung in Tabelle 3). Sieht man von der strahlungsschwachen August-Periode 1999ab, so ist in Abbildung 26 die Tendenz zu erkennen, dass im Sommer 1999 (niedrige Auslastung)höhere Deckungsanteile erreicht werden als im Sommer 2000 bei höherem Zapfvolumen durch dieSolaranlage. Der Jahresmittelwert beträgt 35,3 % (Tabelle 6). In der zweiten Messperiode ist derZapf-Deckungsanteil wegen der höheren Anlagenauslastung auf 26,3 % abgesunken.

- 58 -Energie QSV und QVV [kWh]9.0008.0007.0006.0005.0004.0003.0002.0001.000908070605040302010Zapf-Deckungsanteil brutto [%]028.7.9911.8.9925.8.998.9.9922.9.996.10.9920.10.993.11.9917.11.991.12.9915.12.9929.12.9912.1.00Abbildung 26: Wochensummen der Nutzenergie aus dem Solarsystem, Energie für Zapfverbrauchund Wochenmittelwerte des solaren Zapf-Deckungsanteils(Annahme: kein Defekt, korrigierte Zeiträume sind grau unterlegt)26.1.009.2.0023.2.008.3.0022.3.005.4.00Letzter Tag (Mi) der MesswocheQVV Energie für Zapfverbrauch QSV Nutzenergie des Solarsystems Zapf-Deckungsanteil (brutto)19.4.003.5.0017.5.0031.5.0014.6.0028.6.0012.7.000Die System-Arbeitszahl gibt das Verhältnis von solarer Nutzenergie zum Stromverbrauch der Solaranlagefür Pumpen, Regelung etc. an. Der Wert von fast 38 (Tabelle 6) ist knapp zufriedenstellend(86,6 MWh Nutzwärme bei 2,3 MWh elektrischer Hilfsenergie).

- 59 -8.2 Vergleich von drei MessperiodenSeit Beendigung der Probephase wurden drei Jahresbilanzen erstellt:1. Messperiode (MP1: 22.7.1999 bis 21.7.2000)Betrieb der Anlage im Ursprungszustand. Betriebsausfälle und Störungen an 60 Tagen während dieserZeit wurden so behandelt, als seien sie nicht aufgetreten (MP1-korr).2. Messperiode (MP2: 15.2.2001 bis 14.2.2002)Veränderungen am System gegenüber der 1. Messperiode:– Einbau neuer und zusätzlicher Schichtladelanzen– Abgleich der Durchströmung durch die Solarspeicher im Lade- und Entladekreis– Optimierung der Laderegelung– Kollektorkreiswärmetauscher ist vermutlich verschmutzt aufgrund der zeitweisen Befüllung desKollektorkreises mit falschem Wärmeträger zwischen der ersten und zweiten Messperiode.In der 2. Messperiode (MP2) lief die Anlage ohne nennenswerte Betriebsstörungen, sodass keinegrößeren Datenkorrekturen nötig waren.3. Messperiode (MP3: 3.9.2002 bis 2.9.2003)Veränderungen am System gegenüber der 2. Messperiode:– Einbau neuer KollektorkreiswärmetauscherIn der 3. Messperiode liegen wegen des Ausfalls des Datenerfassungsgerätes (u.a. Blitzschlag) vom1. bis 13.6. und 19. bis 24.6.2003 keine Daten vor. Außerdem war die Laderegelung durch Auslösendes Sicherheitstemperaturbegrenzers im Speicher 1 vom 15. bis 24.6.2003 abgeschaltet. Der Datenausfallwurde durch Werte von sinnvoll ausgewählten anderen Tagen ersetzt. Die 10-tägige Störungan der Laderegelung wurde dabei so behandelt, als sei sie nicht aufgetreten. Insgesamt wurden inMP3 Messwerte von 29 Tagen korrigiert (MP3-korr).

- 60 -Tabelle 7 zeigt die wichtigsten Messergebnisse und Systemkennzahlen der drei Messperioden.Bezeichnung Abk. MP1-korr22.7.99 bis 21.7.00MP215.2.01 bis 14.2.02MP3-korr3.9.02 bis 2.9.031Gesamtstrahlung auf aktiveAbsorberflächeEITKbzw.EIT1202,9 MWh1.058 kWh/(am²)2,90 kWh/(dm²)201,0 MWh1.048 kWh/(am²)2,87 kWh/(dm²)246,3 MWh1.284 kWh/(am²)3,52 kWh/(dm²)2Energie Beladung PufferspeicherQSP84,8 MWh442 kWh/(am²)1,21 kWh/(dm²)87,0 MWh454 kWh/(am²)1,24 kWh/(dm²)107,6 MWh561 kWh/(am²)1,54 kWh/(dm²)3Nutzenergie des SolarsystemsQSV86,6 MWh452 kWh/(am²)1,24 kWh/(dm²)90,0 MWh469 kWh/(am²)1,29 kWh/(dm²)110,5 MWh576 kWh/(am²)1,58 kWh/(dm²)4Energie für Warmwasser-ZapfverbrauchQVV245,2 MWh1.278 kWh/(am²)3,50 kWh/(dm²)672 kWh/d342,1 MWh1.784 kWh/(am²)4,89 kWh/(dm²)937 kWh/d339,0 MWh1.768 kWh/(am²)4,84 kWh/(dm²)929 kWh/d5elektrische Energie desSolarsystemsNST2,3 MWh6,3 kWh/d2,64MWh7,2 kWh/d2,81MWh7,7 kWh/d6Zapfverbrauch durch Entladewärmetauscher(in MP2 und MP3 gleichWarmwasserverbrauch derDruckstufe 1)SV4.266 m³11,7 m³/d5.863 m³16,1 m³/d5.854 m³16,0 m³/dAuslastung 61,0 l/(d·m²) 83,8 l/(dm²) 83,5 l/(dm²)7 Kollektorkreisnutzungsgrad g K 41,8 % 43,3 % 43,7 %8 Solarsystemnutzungsgradbruttonettog SBg SN42,7 %41,5 %44,8 %43,5 %44,8 %43,7 %9 solarer Zapf-DeckungsanteilbruttonettoD SB_Zapf-D1D SN_Zapf-D135,3 %34,4 %26,3 %25,5 %32,6 %31,8 %10Arbeitszahl des SolarsystemsA 37,7 34,1 39,3Tabelle 7: Vergleich von Messdaten und Systemkennzahlen aus drei MessperiodenDie Strahlungsenergie war im 2. Messjahr mit 201 MWh (1.048 kWh/(a·m²)) nur geringfügig niedrigerals im 1. Messjahr (202,9 MWh). Das Zapfvolumen durch den Entladewärmetauscher bzw. die Auslastungder Anlage (Zeile 6) stieg dagegen durch die Absperrung der Kaltwasserbeimischung amZentralmischer von 4.266 m³ auf 5.863 m³ deutlich an. Eine gestiegene Auslastung bei fast gleicherStrahlungsenergie führt dazu, dass das System auf niedrigerem Temperaturniveau arbeitet (geringereWärmeverluste). Dies erklärt den Anstieg der Nutzenergie von 86,6 auf 90 MWh und des Systemnutzungsgradesvon 42,7 auf 44,8 % zwischen der 1. und 2. Messperiode. Verglichen mit den realen,

- 61 -unkorrigierten Werten der 1. Messperiode (vgl. Tabelle 5) ist die Verbesserung der Energiewerte undKennzahlen noch deutlicher. Der Zapf-Deckungsanteil (Zeile 9) verringert sich dagegen wegen derhöheren Auslastung von 35,3 auf 26,3 %. Der Deckungsanteil ab dem zweiten Messjahr entspricht imÜbrigen dem tatsächlichen Deckungsanteil am Zapfverbrauch in Druckstufe 1 (ohne Energie für Zirkulation).Angesichts der durchgeführten Maßnahmen vor Beginn der MP2 ist der Mehrertrag jedoch niedrigerals erwartet. Wäre die Übertragungsleistung des Kollektorkreiswärmetauschers im 2. Messjahr nochso gut wie im 1. Messjahr gewesen, hätte ein höherer Energieertrag erzielt werden können. Die Anlagehat sich demnach relativ gesehen verschlechtert. Deutlich wird dies daran, dass die garantierteEnergie in MP2 schwächer eingehalten wurde als in MP1-korr (s. Kapitel 9).Auffallendster Unterschied zwischen dem zweiten und dritten Messjahr ist die um über 20 % höhereStrahlungsenergie aufgrund der sehr guten Einstrahlung im Jahrhundertsommer 2003(1.284 kWh/(am²) in MP3). Der Warmwasserverbrauch (SV) und die Energie für Zapfverbrauch(QVV) sind kaum verändert gegenüber MP2 (Zeile 6 und 4). Durch den hohen Energieertrag von110,5 MWh ist der Zapf-Deckungsanteil in MP3 mit 32,6 % (Bruttowert) deutlich höher als in MP2.9 Garantierte Nutzenergie und SystemkostenDer Bieter hat einen Energieertrag von 107.000 kWh/a bei Standard-Auslegungsbedingungen garantiert.Da die Betriebsbedingungen (Wetter, Warmwasserverbrauch etc.) während der Messphasenicht mit denen der bei der Auslegung festgelegten Standardbedingungen übereinstimmen, wird dervom Anbieter garantierte Ertrag unter Berücksichtigung der realen Betriebsbedingungen mit Hilfe desSimulationsprogrammes T*SOL korrigiert. Verschlechterungen der realen Betriebsbedingungen(schlechteres Wetter, geringerer Verbrauch, höhere Kaltwassertemperatur) oder Verbesserungen(besseres Wetter, höherer Verbrauch, geringere Kaltwassertemperatur) gegenüber den vorgegebenenWerten werden also dem Anbieter weder angelastet noch gutgeschrieben. Unvermeidbare Betriebsausfälle,die nicht auf fehlerhafte Installation beruhen, werden so berücksichtigt, als seien sienicht aufgetreten.In der folgenden Tabelle 8 ist das prinzipielle Ablaufschema der Garantiekorrektur für die erste Jahresmessperiodebeispielhaft skizziert. Die vollständigen Berechnungsblätter aller drei Messperiodenbefinden sich am Ende dieses Kapitels.

- 62 -1)Zeile Wert Ertrag Systemnutzungsgrad1 Angabe (Garantie) des Anbieters aufgrund der Planungsvorgaben107.000 kWh/a 48,66 % 1)2 Ergebnis ZfS-Simulation mit Standardvorgaben 111.463 kWh/a 50,21 %3 Faktor Garantie zu ZfS-Simulation [Zeile 1 / Zeile 2] 0,9600 0,96934 Ergebnis ZfS-Simulation mit realen Betriebsbeding.(Annahme: kein Defekt)5 korrigierte Simulation mit realen Betriebsbeding.(Annahme: kein Defekt)[Ergebnis ZfS-Sim. real (Zeile 4) Faktor in Zeile 3]6 korrigiertes Messergebnis 22.7.1999 bis 21.7.2000(Annahme: kein Defekt)7 Verhältnis korrigiertes Messergebnis (Zeile 6) zukorrigierter Simulation (Zeile 5)94.785 kWh/a 46,58 %90.990 kWh/a 45,15 %86.561 kWh/a 42,66 %95,13 % 94,48 %Wird berechnet als Quotient aus dem garantierten Ertrag und dem vom Anbieter in das Datenblatt"Jahresnutzenergieertrag der Solaranlage" eingetragenen Wert für die Strahlung auf die geneigteKollektorfläche (ergibt sich aus dem Simulationsprogramm und den Daten für die horizontale Strahlung)Tabelle 8: Prinzipielles Ablaufschema zur Bestimmung der Garantieerfüllung am Beispiel der1. MessperiodeDie Garantie gilt als erfüllt, wenn einer der beiden Werte in Zeile 7 größer oder gleich 90 % ist. DieseBedingung wurde in der 1. Messperiode mit Werten von 95,13 % (Ertrag) und 94,48 % (Systemnutzungsgrad)deutlich eingehalten (Tabelle 8).In der zweiten Messperiode sanken die Garantiewerte auf 93,16 % (Ertrag) und 92,67 % (Systemnutzungsgrad).Dies deutet darauf hin, dass sich die Leistungsfähigkeit der Solaranlage gegenüber der1. Messperiode verringert hat und der Anstieg der Nutzenergie in MP2 nicht auf eine Verbesserungder Systemeffizienz zurückzuführen ist, sondern hauptsächlich auf die Erhöhung des Zapfverbrauchsdurch Absperrung der Kaltwasserbeimischung am Zentralmischer. Ursache ist möglicherweise diegeringere Leistungsfähigkeit des Kollektorkreiswärmetauschers in MP2. Allerdings sind die Garantiewerteder 3. Messperiode selbst nach dem Austausch des Kollektorkreis-Wärmetauschers nicht angestiegen,weil auch der neue Tauscher nicht die Leistung erreichte wie in MP1. Mit 92,9 % (Ertrag)und 91,74 % (Systemnutzungsgrad) liegen sie sogar knapp unter den Werten der 2. Messperiode.Eine Übersicht über die angebotenen (bzw. garantierten) und tatsächlichen Systemkosten, Nutzenergieerträgeund die solaren Wärmepreise zeigt Tabelle 9. Mit dem garantierten Nutzenergieertrag(107 MWh) und den angebotenen Brutto-Systemkosten (155.962 € inkl. Planung und inkl. MwSt.)ergeben sich Plankosten für die Solarwärme von 0,127 €/kWh, die damit am oberen Limit der Vorgabenin Solarthermie-2000, Teilprogramm 2 liegen. Die abgerechneten Brutto-Systemkosten liegen mit156.806 € nur geringfügig (0,5 %) über dem Angebotspreis.

- 63 -Da der Nutzenergieertrag im ersten Messjahr deutlich unter dem Garantiewert liegt, wird der geplanteWärmepreis nicht eingehalten. Selbst wenn Defekte und Betriebsstörungen in MP1 so behandeltwerden, als seien sie nicht aufgetreten, liegt der Wärmepreis noch bei 0,158 €/kWh (MP1-korr). Bezogenauf den im 1. Messjahr tatsächlich erzielten Energieertrag von nur 72,1 MWh beträgt er sogar0,19 €/kWh in MP1.In der 2. Messperiode sank der Wärmepreis wegen des höheren Solarertrags auf 0,152 €/kWh. InMP3 wurde vor allem aufgrund der guten Einstrahlung mit 0,124 €/kWh der bisher günstigste Wärmepreisaller Messjahre erzielt und sogar der angebotene Wert von 0,127 €/kWh leicht unterschritten.Im Mittel aller drei Messjahre liegt der Wärmepreis bei 0,143 €/kWh (Annahme: kein Defekt).angebotene Kosten– Solarsystem ohne MwSt.– Planung ohne MwSt.– Solarsystem inkl. Planung, ohne MwSt.Solarsystem inkl. Planung, inkl. MwSt.tatsächliche Kosten Solarsystem inkl. Planung, inkl. MwSt.jährliche Kapitalkosten bei 20 a Lebensdauer und 6 % Zins (8,72 % Annuität)garantierter Energieertrag aus Solarsystemtatsächlicher Ertrag 1. Jahresmessperiode (MP1-korr)2. Jahresmessperiode (MP2)3. Jahresmessperiode (MP3-korr)Mittelwert aus drei Messperiodensolarer Wärmepreis bei 8,72 % Annuität inkl. Planung, inkl. MwSt. für– angebotene Kosten und garantierter Ertrag– tatsächliche Kosten und tatsächlicher Ertrag (MP1-korr)– tatsächliche Kosten und tatsächlicher Ertrag (MP2)– tatsächliche Kosten und tatsächlicher Ertrag (MP3-korr)– tatsächliche Kosten und tatsächlicher Ertrag (Mittelwert MP1 bis 3)116.678 €18.941 €135.619 €155.962 €156.806 €13.673 €/a107.000 kWh/a86.600 kWh/a90.000 kWh/a110.500 kWh/a95.700 kWh/a0,127 €/kWh0,158 €/kWh0,152 €/kWh0,124 €/kWh0,143 €/kWhTabelle 9: Angebotene, garantierte und tatsächliche Energieerträge, Systemkosten undWärmepreiseBei den solaren Wärmekosten wurden gemäß Definition des Rechenganges in Solarthermie-2000 dieBetriebs- und Wartungskosten nicht integriert und die eingesparte Menge an Fernwärme nicht gegengerechnet.Diese Faktoren erhöhen bzw. vermindern die Kosten der Solarwärme. Die zusätzlicheBerücksichtigung beider Positionen ergibt Mehrkosten für die genutzte Solarwärme gegenüber derkonventionellen Wärmeerzeugung, die um ca. 2 Ct/kWh kleiner sind als die solaren Wärmekosten.So betragen die Mehrkosten für MP1-korr beispielsweise 0,138 €/kWh.

- 64 -Nachrechnung des garantierten solaren EnergieertragesObjekt:Klinikum SolingenMessperiode: 22.7.1999 - 21.7.2000Berechnungen durchgeführt von:ZfS- Rationelle Energietechnik GmbHbenutztes Simulationsprogramm: T*SOL 3.1Einheit Wert Anmerkungen Abweich.Garantie des Erstellers anhand der in den Randbedingungen zum LV vorgegebenen Werte1 Warmwasserverbrauch m 3 /a 6.763 vorgegeben2 Strahlungsenergie horizontal kWh/(a·m 2 ) 1.024,5 vorgegeben (T*SOL Essen)3 Kaltwassertemperatur Februar/August °C 6 und 14 vorgegeben4 Strahlungsenergie auf aktive Absorberfläche kWh/a 219.871 vom Bieter angegeben5 garantierter Ertrag (QNutz gar ) kWh/a 107.000 vom Bieter garantiert6 garantierter Sytemnutzungsgrad (g gar SB ) % 48,66 g gar SB = (A5/A4)·100%78 Ergebnis mit T*SOL unter fiktiven Betriebsbedingungen (vorgegebene Werte aus Randbedingung)9 Warmwasserverbrauch m 3 /a 6.763 vorgegeben10 Strahlungsenergie horizontal kWh/(a·m 2 ) 1.024,5 vorgegeben (T*SOL Essen)11 Kaltwassertemperatur Februar/August °C 6 und 14 vorgegeben12 Strahlungsenergie auf aktive Absorberfläche kWh/a 222.009 mit T*SOL berechnet13 Ertrag (QNutz T*SOL,fiktiv ) kWh/a 111.463 mit T*SOL berechnet14 Sytemnutzungsgrad (g T*SOL,fiktiv SB ) % 50,21 g T*SOL,fiktiv SB = (A13/A12)·100%15 Faktor Ertrag 0,9600 Faktor Ertrag = A5/A1316 Faktor Systemnutzungsgrad (Faktor g SB ) 0,9693 Faktor g SB = A6/A1417 Der garantierte Ertrag des Erstellers (QNutz gar) und der garantierte Systemnutzungsgrad (g gar SB ) weichen um die18 o.g. Faktoren von der T*SOL-Nachrechnung der ZfS ab. Um diese Faktoren hat der Ersteller den Ertrag und den19 Systemnutzungsgrad der Solaranlage (verglichen mit T*SOL) abweichend bewertet.2021 Ergebnis mit T*SOL unter realen Betriebsbedingungen (Messwerte)22 Warmwasserverbrauch (SV) m 3 /a 4.266 gemessen -36,92%23 spezifische Strahlungsenergie horizontal (EIT2) kWh/(a·m 2 ) 954,0 gemessen -6,88%24 Kaltwassertemperatur, repräsentativ für Februar/August °C 5 und 10 gemessen25 Strahlungsenergie auf aktive Absorberfläche kWh/a 203.493 mit T*SOL berechnet -8,34%26 Ertrag (QNutz T*SOL,real ) kWh/a 94.785 mit T*SOL berechnet -14,96%27 Systemnutzungsgrad (g T*SOL,real SB ) % 46,58 g T*SOL,real SB = (A26/A25)·100% -7,23%2829 Umrechnung der T*SOL-Ergebnisse unter realen Betriebsbedingungen mit Faktoren30 Korrigierter Ertrag bei realem Betrieb (QNutz korr ) kWh/a 90.990 QNutz korr = A26·A1531 Korrigierter Systemnutzungsgrad bei realem Betrieb (g korr SB ) % korr45,15 g SB = A27·A1632 Das Ergebnis aus der T*SOL-Rechnung unter realen Betriebsbedingungen wird mit den o.a. Faktoren umgerechnet,33 um so den Unterschied zwischen der Bietergarantie und dem Ergebnis mit T*SOL unter fiktiven Betriebsbedingungen34 in die Bewertung der Messergebnisse einfließen lassen zu können.3536 Messergebnisse unter realen Betriebsbedingungen37 Warmwasserverbrauch (SV) m 3 /a 4.266 gemessen38 spezifische Strahlungsenergie horizontal (EIT2) kWh/(a·m 2 ) 954,0 gemessen39 Strahlungsenergie auf aktive Absorberfläche (EITK) kWh/a 202.921 gemessen40 gemessener Ertrag (QNutz) kWh/a 86.561 gemessen41 gemessener Systemnutzungsgrad (g SB ) % 42,66 g SB = (A40/A39)·100%4243 Ergebnis:44 erreich. Energie in % von umger. T*SOL-Ergebnis % 95,13 erreich. Energie = (A40/A30)·100%45 erreich. g SB in % vom umgerechneten T*SOL-Ergebnis % 94,48 erreich. g SB = (A41/A31)·100%46 Garantie erfülltDie Abweichungen zwischen den Prozentsätzen von erreichter Energie und erreichtem Systemnutzungsgrad (Zeile 44, 45)sind begründet durch die Umrechnung mit T*SOL von der gemessenen horizontalen Strahlung in die (mit Umrechnungsfehlernbehaftete) Strahlung auf die aktive Absorberfläche im Vergleich zu der tatsächlichen gemessenen (mit Messfehlernbehafteten) Strahlungsenergie auf die aktive Absorberfläche (Zeile 25, 39).Liegt einer der beiden oben angegebenen Prozentsätze über 90 %, so gilt die Garantie als erbracht.

- 65 -Nachrechnung des garantierten solaren EnergieertragesObjekt:Klinikum SolingenMessperiode: 15.2.2001 - 14.2.2002Berechnungen durchgeführt von:ZfS- Rationelle Energietechnik GmbHbenutztes Simulationsprogramm: T*SOL 3.1Einheit Wert Anmerkungen Abweich.Garantie des Erstellers anhand der in den Randbedingungen zum LV vorgegebenen Werte1 Warmwasserverbrauch m 3 /a 6.763 vorgegeben2 Strahlungsenergie horizontal kWh/(a·m 2 ) 1.024,5 vorgegeben (T*SOL Essen)3 Kaltwassertemperatur Februar/August °C 6 und 14 vorgegeben4 Strahlungsenergie auf aktive Absorberfläche kWh/a 219.871 vom Bieter angegeben5 garantierter Ertrag (QNutz gar ) kWh/a 107.000 vom Bieter garantiert6 garantierter Sytemnutzungsgrad (g gar SB ) % 48,66 g gar SB = (A5/A4)·100%78 Ergebnis mit T*SOL unter fiktiven Betriebsbedingungen (vorgegebene Werte aus Randbedingung)9 Warmwasserverbrauch m 3 /a 6.763 vorgegeben10 Strahlungsenergie horizontal kWh/(a·m 2 ) 1.024,5 vorgegeben (T*SOL Essen)11 Kaltwassertemperatur Februar/August °C 6 und 14 vorgegeben12 Strahlungsenergie auf aktive Absorberfläche kWh/a 222.009 mit T*SOL berechnet13 Ertrag (QNutz T*SOL,fiktiv ) kWh/a 111.463 mit T*SOL berechnet14 Sytemnutzungsgrad (g T*SOL,fiktiv SB ) % 50,21 g T*SOL,fiktiv SB = (A13/A12)·100%15 Faktor Ertrag 0,9600 Faktor Ertrag = A5/A1316 Faktor Systemnutzungsgrad (Faktor g SB ) 0,9693 Faktor g SB = A6/A1417 Der garantierte Ertrag des Erstellers (QNutz gar) und der garantierte Systemnutzungsgrad (g gar SB ) weichen um die18 o.g. Faktoren von der T*SOL-Nachrechnung der ZfS ab. Um diese Faktoren hat der Ersteller den Ertrag und den19 Systemnutzungsgrad der Solaranlage (verglichen mit T*SOL) abweichend bewertet.2021 Ergebnis mit T*SOL unter realen Betriebsbedingungen (Messwerte)22 Warmwasserverbrauch (SV) m 3 /a 5.864 gemessen -13,29%23 spezifische Strahlungsenergie horizontal (EIT2) kWh/(a·m 2 ) 943,0 gemessen -7,96%24 Kaltwassertemperatur, repräsentativ für Februar/August °C 5 und 10 gemessen25 Strahlungsenergie auf aktive Absorberfläche kWh/a 201.893 mit T*SOL berechnet -9,06%26 Ertrag (QNutz T*SOL,real ) kWh/a 100.638 mit T*SOL berechnet -9,71%27 Systemnutzungsgrad (g T*SOL,real SB ) % 49,85 g T*SOL,real SB = (A26/A25)·100% -0,72%2829 Umrechnung der T*SOL-Ergebnisse unter realen Betriebsbedingungen mit Faktoren30 Korrigierter Ertrag bei realem Betrieb (QNutz korr ) kWh/a 96.608 QNutz korr = A26·A1531 Korrigierter Systemnutzungsgrad bei realem Betrieb (g korr SB ) % korr48,32 g SB = A27·A1632 Das Ergebnis aus der T*SOL-Rechnung unter realen Betriebsbedingungen wird mit den o.a. Faktoren umgerechnet,33 um so den Unterschied zwischen der Bietergarantie und dem Ergebnis mit T*SOL unter fiktiven Betriebsbedingungen34 in die Bewertung der Messergebnisse einfließen lassen zu können.3536 Messergebnisse unter realen Betriebsbedingungen37 Warmwasserverbrauch (SV) m 3 /a 5.864 gemessen38 spezifische Strahlungsenergie horizontal (EIT2) kWh/(a·m 2 ) 943,0 gemessen39 Strahlungsenergie auf aktive Absorberfläche (EITK) kWh/a 201.000 gemessen40 gemessener Ertrag (QNutz) kWh/a 90.025 gemessen41 gemessener Systemnutzungsgrad (g SB ) % 44,79 g SB = (A40/A39)·100%4243 Ergebnis:44 erreich. Energie in % von umger. T*SOL-Ergebnis % 93,19 erreich. Energie = (A40/A30)·100%45 erreich. g SB in % vom umgerechneten T*SOL-Ergebnis % 92,70 erreich. g SB = (A41/A31)·100%46 Garantie erfülltDie Abweichungen zwischen den Prozentsätzen von erreichter Energie und erreichtem Systemnutzungsgrad (Zeile 44, 45)sind begründet durch die Umrechnung mit T*SOL von der gemessenen horizontalen Strahlung in die (mit Umrechnungsfehlernbehaftete) Strahlung auf die aktive Absorberfläche im Vergleich zu der tatsächlichen gemessenen (mit Messfehlernbehafteten) Strahlungsenergie auf die aktive Absorberfläche (Zeile 25, 39).Liegt einer der beiden oben angegebenen Prozentsätze über 90 %, so gilt die Garantie als erbracht.

- 66 -Nachrechnung des garantierten solaren EnergieertragesObjekt:Klinikum SolingenMessperiode: 3.9.2002 - 2.9.2003Berechnungen durchgeführt von:ZfS- Rationelle Energietechnik GmbHbenutztes Simulationsprogramm: T*SOL 3.1Einheit Wert Anmerkungen Abweich.Garantie des Erstellers anhand der in den Randbedingungen zum LV vorgegebenen Werte1 Warmwasserverbrauch m 3 /a 6.763 vorgegeben2 Strahlungsenergie horizontal kWh/(a·m 2 ) 1.024,5 vorgegeben (T*SOL Essen)3 Kaltwassertemperatur Februar/August °C 6 und 14 vorgegeben4 Strahlungsenergie auf aktive Absorberfläche kWh/a 219.871 vom Bieter angegeben5 garantierter Ertrag (QNutz gar ) kWh/a 107.000 vom Bieter garantiert6 garantierter Sytemnutzungsgrad (g gar SB ) % 48,66 g gar SB = (A5/A4)·100%78 Ergebnis mit T*SOL unter fiktiven Betriebsbedingungen (vorgegebene Werte aus Randbedingung)9 Warmwasserverbrauch m 3 /a 6.763 vorgegeben10 Strahlungsenergie horizontal kWh/(a·m 2 ) 1.024,5 vorgegeben (T*SOL Essen)11 Kaltwassertemperatur Februar/August °C 6 und 14 vorgegeben12 Strahlungsenergie auf aktive Absorberfläche kWh/a 222.009 mit T*SOL berechnet13 Ertrag (QNutz T*SOL,fiktiv ) kWh/a 111.463 mit T*SOL berechnet14 Sytemnutzungsgrad (g T*SOL,fiktiv SB ) % 50,21 g T*SOL,fiktiv SB = (A13/A12)·100%15 Faktor Ertrag 0,9600 Faktor Ertrag = A5/A1316 Faktor Systemnutzungsgrad (Faktor g SB ) 0,9693 Faktor g SB = A6/A1417 Der garantierte Ertrag des Erstellers (QNutz gar) und der garantierte Systemnutzungsgrad (g gar SB ) weichen um die18 o.g. Faktoren von der T*SOL-Nachrechnung der ZfS ab. Um diese Faktoren hat der Ersteller den Ertrag und den19 Systemnutzungsgrad der Solaranlage (verglichen mit T*SOL) abweichend bewertet.2021 Ergebnis mit T*SOL unter realen Betriebsbedingungen (Messwerte)22 Warmwasserverbrauch (SV) m 3 /a 5.854 gemessen -13,44%23 spezifische Strahlungsenergie horizontal (EIT2) kWh/(a·m 2 ) 1.113,0 gemessen 8,64%24 Kaltwassertemperatur, repräsentativ für Februar/August °C 5 und 10 gemessen25 Strahlungsenergie auf aktive Absorberfläche kWh/a 245.614 mit T*SOL berechnet 10,63%26 Ertrag (QNutz T*SOL,real ) kWh/a 123.858 mit T*SOL berechnet 11,12%27 Systemnutzungsgrad (g T*SOL,real SB ) % 50,43 g T*SOL,real SB = (A26/A25)·100% 0,44%2829 Umrechnung der T*SOL-Ergebnisse unter realen Betriebsbedingungen mit Faktoren30 Korrigierter Ertrag bei realem Betrieb (QNutz korr ) kWh/a 118.899 QNutz korr = A26·A1531 Korrigierter Systemnutzungsgrad bei realem Betrieb (g korr SB ) % korr48,88 g SB = A27·A1632 Das Ergebnis aus der T*SOL-Rechnung unter realen Betriebsbedingungen wird mit den o.a. Faktoren umgerechnet,33 um so den Unterschied zwischen der Bietergarantie und dem Ergebnis mit T*SOL unter fiktiven Betriebsbedingungen34 in die Bewertung der Messergebnisse einfließen lassen zu können.3536 Messergebnisse unter realen Betriebsbedingungen37 Warmwasserverbrauch (SV) m 3 /a 5.854 gemessen38 spezifische Strahlungsenergie horizontal (EIT2) kWh/(a·m 2 ) 1.113,0 gemessen39 Strahlungsenergie auf aktive Absorberfläche (EITK) kWh/a 246.348 gemessen40 gemessener Ertrag (QNutz) kWh/a 110.462 gemessen41 gemessener Systemnutzungsgrad (g SB ) % 44,84 g SB = (A40/A39)·100%4243 Ergebnis:44 erreich. Energie in % von umger. T*SOL-Ergebnis % 92,90 erreich. Energie = (A40/A30)·100%45 erreich. g SB in % vom umgerechneten T*SOL-Ergebnis % 91,74 erreich. g SB = (A41/A31)·100%46 Garantie erfülltDie Abweichungen zwischen den Prozentsätzen von erreichter Energie und erreichtem Systemnutzungsgrad (Zeile 44, 45)sind begründet durch die Umrechnung mit T*SOL von der gemessenen horizontalen Strahlung in die (mit Umrechnungsfehlernbehaftete) Strahlung auf die aktive Absorberfläche im Vergleich zu der tatsächlichen gemessenen (mit Messfehlernbehafteten) Strahlungsenergie auf die aktive Absorberfläche (Zeile 25, 39).Liegt einer der beiden oben angegebenen Prozentsätze über 90 %, so gilt die Garantie als erbracht.

- 67 -10 Literatur/1/ Peuser, F. A.; Croy, R.; Schumacher, J.; Weiß, R.:Langzeiterfahrungen mit thermischen Solaranlagen (Abschlussbericht zu Solarthermie-2000,Teilprogramm 1)/2/ Solarthermie-2000; Informationen zusammengestellt vom Projektträger Jülich (PTJ)Bezug: Projektträger Jülich (PTJ) im Forschungszentrum Jülich GmbH, 52425 Jülich/3/ Peuser, F. A.; Croy, R.; Rehrmann, U.:Solarthermie-2000, Teilprogramm 2; Abschlussbericht zur 1. Projektphase (1.7.1993 bis30.6.1997); Bezug über ZfS gegen 5,00 € in Briefmarken/4/ Peuser, F. A.; Croy, R.; Rehrmann, U.; Wirth H. P.:Solare Trinkwassererwärmung mit Großanlagen - Praktische ErfahrungenHerausgeber: Fachinformationszentrum Karlsruhe; TÜV Verlag 1999; ISBN 3-8249-0541-8;167 Seiten; 14,83 €/5/ Peuser, F.A.; Remmers, K.-H.; Schnauss, M.:Langzeiterfahrung Solarthermie - Wegweiser für das erfolgreiche Planen und Bauen vonSolaranlagen;Herausgeber: Solarpraxis Supernova AG, Torstraße 177, D-10115 Berlin; 2001;ISBN 3-934595-07-3; 448 Seiten; 49,00 €/6/ Info-Flyer "Solaranlage zur Trinkwassererwärmung - Städtisches Klinikum Solingen"Bezug über ZfS/7/ Croy, R.; Wirth, H. P.:Abschlussbericht zur Solaranlage Jugendherberge SaarbrückenBezug über ZfS gegen 2,75 € in Briefmarken

- 68 -11 AdressenProgramm- und ProjektförderungBundesminister für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU)(vormals Förderung durch BMBF und BMWA)Projektabwicklung und Informationen zum Programm Solarthermie-2000Projektträger Jülich (PTJ) des BMU, BMBF und BMWA; Außenstelle BerlinPostfach 61 02 4710923 BerlinWissenschaftlich-technische ProgrammbegleitungZfS - Rationelle Energietechnik GmbHVerbindungsstraße 1940723 HildenEigentümer und Standort der SolaranlageStädtisches Klinikum SolingenGotenstraße 142653 SolingenPlanung der SolaranlageIngenieur-Büro Kammelter e.K.Inhaber Berthold ZumbrinkHattinger Straße 2342555 VelbertInstallation der SolaranlageZimmermann & Müller GmbH & CoEnglerthstraße 31 - 3352249 Eschweiler