Checkliste für Ihr Manuskript
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Bestimmung der solaren Deckungsanteile für Trinkwarmwasser und Heizung in Kombispeichersystemen - CD-Skript Bernhard Gatzka Dr. Valentin EnergieSoftware GmbH Stralauer Platz 34, 10243 Berlin Tel.: +49 30 588439-40, Fax: -11 [email protected] Internet: www.valentin.de Einführung Für eine thermische Solaranlage ist es üblich, den gesamten Deckungsanteil und auch die auf Trinkwarmwasser und Heizwärme bezogenen Deckungsanteile auszuweisen. Endkunden und Planer fragen danach, weil einige Förderbedingungen diese Größen explizit als Bewertungsgrundlage verlangen. Zunächst stellt sich die Frage nach dem Berechnungsverfahren für solare Deckungsanteile. Dies ist möglich mit Hilfe der Erzeugerwärmeabgabe eines Referenzsystems oder der Bewertung der solaren Erträge. Letzteres ist insbesondere dann fragwürdig, wenn die solaren Erträge nicht nur zur Deckung der Bedarfe, sondern auch zum Ausgleich solar bedingter Speicherverluste verwendet werden, wie es bei Kombispeichersystemen häufig der Fall ist. In den meisten Verschaltungen speist zusätzlich zur Solaranlage ein konventioneller Wärmeerzeuger zur Bereitstellung von Trinkwarmwasser und zur Versorgung der Heizkreise in den Kombispeicher ein. Hierbei durchmischen sich zwangsläufig solare und konventionelle Wärme, so dass bei der Entladung nicht mehr nachvollziehbar ist, wie sich die solar bzw. die konventionell erzeugten Wärmemengen auf einen einzelnen Verbraucher verteilen. Daher ist es in diesen Kombisystemen nicht möglich, durch Bilanzierung der Energieströme die solaren Deckungsanteile für Trinkwarmwasser und Heizung getrennt zu ermitteln. In diesem Beitrag wird ein Verfahren beschrieben, welches die Bilanzgrenze des Solarsystems in den Kombispeicher verschiebt und es so ermöglicht, eine realistische Gesamtdeckung zu berechnen. Außerdem wird eine Abschätzung vorgestellt, welche die solaren Erträge auch über die Speicherung der Solarerträge im Kombispeicher nachverfolgt und die Solarerträge den Bedarfen für Warmwasser und Heizung in jedem Zeitschritt zuordnet. Dies ermöglicht die Bestimmung der solaren Deckungsanteile für Trinkwarmwasser und Heizung. Dieses Verfahren ist in T*SOL Pro seit der Version 5.5 implementiert. Die verwendeten Beispiele wurden mit dieser Version berechnet. Solarer Deckungsanteil Für den solaren Deckungsanteil gibt es zwei verschiedene Berechnungsansätze. Zum einem die Berechnung mit Hilfe einer Referenzsimulation mit dem Nullkollektorfläche-Solarsystem (zero area solar energy system, siehe /Duff91/) und zum anderem durch die Berechnung des Verhältnisses aus dem Solarertrag und der insgesamt dem System zugeführten Energie (siehe z.B. /Remm99/, /DGS12/, /Quasch11/). Berechnung über Referenzsystem: Mit mit als Erzeugerwärmeabgabe des konventionellen Heizsystems im System der geplanten Solaranlage und als Erzeugerwärmeabgabe entsprechend im Referenzsystem ist der Deckungsanteil definiert als: sollte sich durch den Einsatz der Solaranlage reduzieren, so dass sich Deckungsanteile zwischen 0 und 100 Prozent ergeben. Dieser Ansatz wird auch für die Schnittstelle zwischen Solarsimulation und den EnEV-Normen verwendet (siehe /Lamb2014/). Der Vorteil ist die Einfachheit des Verfahrens. Aufwändig hierbei ist die separate Simulation eines Referenzsystems. Strittig ist auch die Frage, ob das Referenzsystem dasselbe System mit Nullkollektorfläche darstellt oder ob sämtliche Solarkomponenten entfernt/ersetzt werden. Z.B. könnte ein Kombispeicher durch einen monovalenten Trinkwarmwasserspeicher ersetzt werden. Dieser Ansatz lässt sich auch mit monatlichen Bilanzen umsetzen. Die solare Einsparung lässt sich proportional zu den monatlichen Bedarfen für Trinkwarmwasser (Index WW) und Heizung (Index H) rechnerisch aufteilen, so dass im Ergebnis abgeschätzte Solarerträge sowohl für Warmwasser als auch für die Heizung vorliegen. Aus diesen werden dann gemäß den „EnEV-Normen“ die solaren Deckungsanteile für Warmwasser und Heizung berechnet. Berechnung über Solarertrag: Mit als Ertrag des Solarsystems und als Erzeugerwärmeabgabe des konventionellen Heizsystems wird der solare Deckungsanteil wie folgt berechnet: Dieser Ansatz eignet sich besonders für dynamische Simulationsprogramme, da keine Parallelsimulation benötigt wird und dieser Ansatz auch auf kleinere Bilanzierungszeiträume angewendet werden kann. Mit und als Nutzenergien für Warmwasser und Heizung sowie als Summe der Speicher- und Verteilverluste gilt: Sofern die Bilanzgrenze des Solarsystems so weit gesetzt ist, dass durch den Einsatz der Solaranlage gegenüber der Referenzanlage keine zusätzlichen Verluste im konventionellen System entstehen, ändert sich die rechte Seite auch für das Referenzsystem nicht. Im Referenzsystem gilt: . Folglich muss die gesamte Energie durch die konventionelle Heizung bereitgestellt werden und es ergeben sich folgende Gleichungen: Die linken und rechten Terme der Gleichungen bilden Nenner bzw. Zähler der beiden Deckungsdefinitionen. Es gilt folglich, dass die beiden Berechnungsmethoden für den solaren Deckungsanteil denselben Wert liefern, sofern die Solaranlage keine zusätzlichen Verluste erzeugt. Solare Speicherverluste Um sicherzustellen, dass beide Berechnungsverfahren denselben Wert liefern, ist es also notwendig, den Solarertrag so zu definieren, dass die Verluste des konventionellen Systems sich durch den Einsatz der Solaranlage und deren Dimensionierung nicht verändern. Bei Systemen mit rein solaren Pufferspeichern wird hierzu die Bilanzgrenze des Solarsystems so verschoben, dass die Speicherverluste des solaren Puffers den Solarertrag mindern; der Puffer ist Teil des Solarsystems. Da sich die Verteilverluste durch den Einsatz der Solaranlage nicht erhöhen (dies kann durch technische Maßnahmen verhindert werden), sind im Folgenden unter Verlusten ausschließlich die Speicherverluste zu verstehen. In bivalenten Speichern (solar und konventionell) ist es unumgänglich, dass sich die Speicherverluste durch den Einsatz der Solaranlage erhöhen. Wird als Bilanzgrenze – wie größtenteils üblich – der Wärmeübertrager des Kollektorkreises gewählt, so steigen die Verluste des konventionellen Systems durch die Solaranlage. Ein Teil des Kollektorkreisertrages trägt somit zur Deckung von Speicherverlusten bei und die so berechnete Deckung ist höher als die über ein Referenzsystem berechnete Deckung. Je größer die Kollektorflächen und Speichervolumina, desto gravierender wirkt sich das auf den Deckungsanteil aus. Um dies zu vermeiden, werden in T*SOL Pro ab der Version 5.5 bei allen bivalenten Speichern (dazu gehören auch die Kombispeicher) die sogenannten solaren Speicherverluste berechnet. Als Ertrag des Solarsystems wird der um die solaren Speicherverluste reduzierte Kollektorkreisertrag verwendet. Die verbleibenden Verluste des bivalenten Speichers werden als BereitstellungsverIuste bezeichnet: Bivalente Speicher haben üblicherweise einen oder mehrere Bereitschaftsbereiche, die auf Solltemperatur gehalten werden, und darunter einen solaren Pufferbereich. Für ein Kombispeichersystem mit internem Wärmetauscher zur Warmwasserbereitung (siehe Bild 1) bilden sich bei Betrieb mit deaktivierter Solaranlage vier Bereiche (von oben nach unten) heraus: Bereitstellung für die Warmwasserbereitung Bereitstellung für den Heizungsvorlauf Solarer Puffer (Erwärmung Heizungsrücklauf und Kaltwasser) Solarer Puffer (Erwärmung Kaltwasser) Bild 1: Schichtenbildung in einem Kombispeichersystem Für die Bereitschaftsbereiche gibt es jeweils eine Solltemperatur . Diese entsprechen der WW-Solltemperatur bzw. der Solltemperatur für den Heizkreisvorlauf erhöht um eine Spreizung unter Berücksichtigung der Ladehysterese. Im solaren Pufferbereiche werden alle Speicherverluste als solare Speicherverluste gewertet. Es wird ein sog. Kolbenmodell verwendet, d.h. entsprechend der Dynamik ergeben sich beliebig viele Speicherschichten mit variabler Höhe zur Beschreibung der Temperaturschichtung. In jedem Zeitschritt werden nun für jede Schicht des Speichers die solaren und die Bereitstellungsverluste berechnet und abgespeichert: Solarerträge führen zu Temperaturen über der jeweiligen Solltemperatur und tragen somit proportional zu zu den solaren Speicherverlusten bei (mit als Wärmeverlustrate der jeweiligen Schicht). Dieses Verfahren hat eine gewisse Unschärfe, da durch die Ladehysterese die Schichttemperaturen in den Bereitschaftsteilen abwechselnd über oder unter dem Sollwert liegen. In Bild 2 sind für eine Variation der Kollektorfläche bei sonst unverändertem System die verschiedenen Speicherverluste dargestellt, und es zeigt sich, dass die Bereitstellungsverluste in ausreichendem Maße konstant sind. Speicherverluste in kWh 3500 3000 2500 Solare Speicherverluste 2000 1500 1000 Bereitschaftsspeicherverluste 500 0 15 20 25 30 35 40 Kollektorfläche in m² Bild 2: Speicherverluste in Abhängigkeit der Kollektorfläche In Bild 3 sind für die gleiche Variation die Deckungsanteile mit den beiden Bilanzgrenzen Kollektorkreisertrag und Ertrag des Solarsystems dargestellt. Schon ab ca. 20m² Kollektorfläche ist der Speicher von Mai bis September voll beladen, so dass die Zunahme der solaren Speicherverluste abgeschwächt wird und sich nicht mehr zunehmend auf Deckungsanteile auswirkt. Gerechnet wurde ein “normales“ Einfamilienhaus in Berlin mit einem 2000-Liter-Speicher, aufgestellt außerhalb der thermischen Hülle. Für größere Speichervolumina werden die Speicher üblicherweise innerhalb der thermischen Hülle aufgestellt, d.h. die Speicherverluste tragen während der Heizperiode zur Deckung des Heizwärmebedarfs bei (sogenannte anrechenbare Speicherverluste). Somit reduziert sich die Lieferung über die Heizkreise. Gleichzeitig sind solare Speicherverluste, die zur Deckung des Heizwärmebedarfs angerechnet werden, nicht vom Kollektorkreisertrag abzuziehen. 70,00% 65,00% 60,00% 55,00% Deckungsanteil 50,00% 45,00% Deckungsanteil (Kollektorkreis) 40,00% 35,00% 30,00% Deckungsanteil (Solarsystem) 25,00% 20,00% 15,00% 10,00% 5,00% ,00% 5 10 15 20 25 30 35 40 Kollektorfläche in m² Bild 3: Deckung mit und ohne Berücksichtigung der solaren Speicherverluste Zeitlicher Versatz des Solarertrags Bei Einsatz eines rein solaren Pufferspeichers kann der Ertrag des Solarsystems zeitlich versetzt zum Kollektorkreisertrag anfallen. Dies können wenige Stunden sein (Entnahme am Abend) bis hin zu saisonalen Speichern. Dieser Effekt ergibt sich auch in bivalenten Speichern, ist jedoch schwerer nachzuvollziehen, da der Speicher sowohl konventionell als auch solar erwärmt wird. In T*SOL wurde nun ein Verfahren implementiert, welches nicht nur die gespeicherte Energie bilanziert, sondern auch den solaren Anteil an der insgesamt gespeicherten Energie. Wenn sich die Durchschnittstemperatur des Speichers in einem Zeitschritt erhöht, erhöht sich der gespeicherte Wärmeinhalt durch Zufuhr von konventioneller und/oder solarer Wärme. Im Falle des „oder“ ist die Quelle klar (dies ist häufig der Fall). Im Falle des „und“ erhält die konventionelle Zufuhr den Vorrang. Wenn die Nachheizung in Betrieb ist, arbeitet die Solaranlage in der Regel auf einem niedrigeren Temperaturniveau (sonst bräuchte es keine Nachheizung). Der Kollektorkreisertrag wird vorrangig zur Deckung von Warmwasser und Heizung und zum Ausgleich der Speicherverluste bilanziert. Nur ein eventueller Rest trägt zur Erwärmung des Speichers bei. Zur Berechnung des aktuellen Solarertrags wird die zur Erwärmung des Speichers eingesetzte Solarenergie ebenso wie die solaren Speicherverluste vom Kollektorkreisertrag abgezogen. Die Beladung durch die konventionelle Heizung läuft zyklisch ab. Aufgrund der Hysterese-Regelung wird der Speicher beladen, um wieder entladen zu werden. Dies führt zum Ansatz, dass bei einer Abkühlung des Speichers die frei werdende Wärme solange als konventionelle Wärme betrachtet wird, bis der Wärmevorrat keine konventionelle Wärme mehr enthält. Erst dann wird die frei werdende Wärme als Solarertrag eingestuft, d.h. sie erhöht den Kollektorkreisertrag. In den Bildern 4 und 5 ist dargestellt, dass diese Art der Bilanzierung den zeitlichen Versatz sowohl innerhalb eines Tages als auch innerhalb eines Jahres abbildet: In Bild 4 findet ab 9 Uhr für drei Stunden eine konventionelle (E-ZusatzHzg) und für sieben Stunden eine solare Beladung (E-SK) statt. Die Balken zeigen die gesamte Erwärmung des Speichers (E-SP Inhalt) und den solaren Anteil (E Solar gespeichert). Die spätere Entnahme ab 16 Uhr für WW und Heizung wird zunächst ohne und ab 20 Uhr mit solarem Anteil gedeckt. Bild 4: Zeitlicher Versatz innerhalb eines Tages Die Kurve in Bild 5 stellt die Speichermitteltemperatur dar. Von April bis September ist der Speicher voll beladen. Eine kleinere Entladung (E Solar gespeichert) in einer sonnenarmen Juniwoche wird sofort wieder aufgefüllt. Die Erwärmung im März wird erst im Oktober und November abgerufen. Die vielen kleineren Be- und Entladungen heben sich in der Monatsbilanz auf. Übers ganze Jahr gesehen werden 8,3 kWh mehr abgerufen als eingespeichert wurden, d.h. der Speicher ist am Jahresende nicht 100%ig gleich beladen wie zu Beginn des Jahres. Die solare Speicherung führt zu einer Reduzierung des Solarertrags im Frühjahr, während im Herbst der Solarertrag den Eintrag durch den Kollektorkreisertrag erreicht bzw. sogar übersteigt. Bild 5: Zeitlicher Versatz vom Frühjahr in den Herbst Aufteilung Solarertrag auf Trinkwarmwasser und Heizung Die klare Zuordnung der im Speicher vorhandenen Wärme ermöglicht ein Abschätzverfahren zur Zuordnung des Solarertrags zur Deckung von Warmwasser, Heizwärme oder Speicherverlusten: Für die Berechnung der Deckungsanteile ergeben sich zwei analoge Gleichungen: Für die Festlegung der Nenner wird folgende Zerlegung der bereits aufgeführten Bilanz vorgenommen: sind die Bereitstellungsverluste. Diese werden der WW-Bereitung zugeschlagen, da diese auf höherem Temperaturniveau arbeitet. Unter dieser Annahme sind die Nenner für jeden Zeitschritt durch die vom Solarsystem unabhängigen Größen und gegeben. Als wird der Ertrag des Solarsystems verwendet. Die Zuordnung von zu den beiden Verbrauchergruppen oder geschieht nach dem Ansatz, dass zuerst vom Heizkreis – sofern er läuft – und erst dann von der Warmwassererwärmung verwendet werden kann. Ein Beispiel für eine sich ergebende Aufteilung ist in Bild 6 dargestellt. Es handelt sich wieder um das oben erwähnte Beispiel mit dem 2000 Liter Speicher und der Variation mit 20 m² Flachkollektoren. Im August und September wird der Heizwärmebedarf zu 100 % gedeckt; danach ist der solare Puffer entleert. 100% 90% Deckung Gesamt: 50% 80% Deckungsanteil 70% 60% Deckung Warmwasser: 70% 50% 40% 30% Deckung Heizung: 37% 20% 10% 0% 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Monat Bild 6: Abgeschätzte Deckungsanteile eines Kombispeichersystems Fazit Mit den solaren Speicherverlusten ist es möglich, den Solarertrag eines Kombispeichersystems so zu ermitteln, dass die Berechnung des Deckungsanteils zum gleichen Ergebnis kommt wie das Verfahren, welches die Simulation für das Referenzsystem vorsieht. Die Ergebnisse liegen nicht nur in Monatsbilanzen, sondern für beliebige Auswerteintervalle vor. Die Analyse und Optimierung des Solarsystems ist somit auch ohne Referenzsystem möglich. Auch die zeitliche Verschiebung zwischen Eintrag und Lieferung der Solarerträge ist mit der Differenzierung der gespeicherten Energie in einen solaren und einen konventionellen Anteil möglich. Es ist somit gelungen, eine erweiterte Bilanzgrenze des Solarsystems innerhalb eines Kombispeichers zu implementieren. Mit dem so ermittelten Solarertrag ist es möglich, die Trennung des Solarertrags in einen Warmwasser- und einen Heizungsanteil physikalisch begründet abzuschätzen. Die hierbei zugrundeliegenden Annahmen halten wir für sinnvoll. Dennoch ließe sich das Vorgehen hier sicherlich weiter differenzieren, um die Qualität der Abschätzung weiter zu verbessern. Literatur /Duff91/ Duffy, J., Beckmann, W.: Solar Engineering of thermal Processes, Joh Wiley & Sons, Inc, New York, 1991, S. 451 /Remm99/ Remmers, K.: Große Solaranlagen. Die SOLARPRAXIS, Berlin, 1999, S. 58 /DGS12/ Kaspar, B., Weyres-Borchert, B.: Solarthermische Anlagen, DGS Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie, 2012, Kap. 1, S. 27 /Quasch11/ Quaschning, V.: Regenerative Energiesysteme, Hanser Verlag München, 2011, S. 125-126 /Lamb14/ Lambrecht K.: Schnittstellen zwischen Solarsimulation und den EnEV-Normen, 24. Symposium Thermische Solarenergie, Staffelstein, 2014