Skript-Solarthermie PDF

HAW Burgenland Department Energie und Umwelt 2 SOLARTHERMIE 2.1 Nutzung von Solarthermie Solare Einstrahlung kann auf unterschiedlichste Arten genutzt werden. In Abhängigkeit, ob vor der Nutzung eine Umwandlung der solaren Einstrahlung in eine ande...

HAW Burgenland Department Energie und Umwelt 2 SOLARTHERMIE 2.1 Nutzung von Solarthermie Solare Einstrahlung kann auf unterschiedlichste Arten genutzt werden. In Abhängigkeit, ob vor der Nutzung eine Umwandlung der solaren Einstrahlung in eine andere Energieform erfolgt, wird von direkter oder indirekter Nutzung gesprochen (siehe Abbildung 2-1). Die direkte Nutzung kann entweder aktiv erfolgen, z.B. in Form von solarthermischer Wärmeerzeugung, photovoltaischer Stromerzeugung, in Form von solarthermischen Kraftwerken oder der (derzeit noch nicht industriell angewendeten) Photolyse, bei der es durch elektromagnetische Strahlung zur Spaltung von chemischen Verbindungen kommt. Unter passiver Solarenergienutzung versteht man die Nutzung durch geeignete bauliche Maßnahmen in Gebäuden (südlich ausgerichtete Fenster, Wintergärten usw.), die unter dem Sammelbegriff Solararchitektur zusammengefasst werden. Unter den Begriff indirekte Nutzung von Solarenergie fallen alle Energieträger, die durch natürliche (Umwandlungs-) Prozesse aus solarer Einstrahlung entstehen, wie z.B. Biomasse (Photosynthese), Windenergie (Thermik) oder Wasserkraft (Verdunstung + Niederschlag). Solarenergie Direkte Indirekte Nutzung Nutzung Aktive Passive Nutzung Nutzung Photolyse zur Solarthermische Verglasungselemente Biomasse Photovoltaik Brennstoff- Wärmeerzeugung erzeugung Solarthermische Solarthermische Transparente Windenergie Kälteerzeugung Kraftwerke Wärmedämmung Wasserkraft Abbildung 2-1: Unterschiedliche Nutzungsmöglichkeiten von Solarenergie 2.2 Solare Einstrahlung 2.2.1 Entstehung der solaren Einstrahlung Die solare Einstrahlung entsteht durch Kernfusionsprozesse, die in der Sonne ablaufen. Bei diesem Kernfusionsprozess verschmelzen Wasserstoffkerne zu einem Heliumkern Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 28 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt (Proton-Proton-Reaktion) und als Abfallprodukt dieser Reaktion werden Positronen und Neutrinos erzeugt (siehe Abbildung 2-2). Folge dieses Kernfusionsprozesses ist ein sogenannter Massendefekt, der dadurch entsteht, da die Masse der Heliummoleküle um ca. 0,7% kleiner ist als die Masse der Wasserstoffmoleküle vor dem Fusionsprozess. Die Sonne verliert dadurch pro Sekunde ca. 4,3 Mio. t an Masse. Der Massendefekt bedingt gleichzeitig, dass Energie freigesetzt wird, die durch die allgemein bekannte Gleichung E=m*c2 berechnet werden kann. Es ergibt sich daraus eine Strahlungsleistung von Φe,S=3,845*1026 W was zu einer spezifischen Ausstrahlungsleistung von Me=63,3*106 W/m² führt. Abbildung 2-2: Kernfusionsprozess Die Oberflächentemperatur der Sonne (ca. 5.777 K) kann mittels des Stefan-Bolzmann- Gesetzes berechnet werden. 𝑀𝑒 = 𝜎 × 𝑇 4 Formel 2-1 𝑀𝑒 … spezifische Ausstrahlung der Sonne (63,3 x 106) [W/m²] 𝜎… Stefan-Bolzmann-Konstante (5,67051 x 10-8) [W/(m²K4)] T… Temperatur = 5.777 [K] Die Umlaufbahn der Erde um die Sonne verläuft ellipsenförmig, dem zufolge ist der Abstand zwischen Sonne und Erde im jahreszeitlichen Verlauf unterschiedlich. Dieser Umstand in Kombination mit der Verdrehung der Erdachse von ca. 23,5°C zur Rotationsebene bedingt, dass die auf der Erde ankommende solare Einstrahlung im jahreszeitlichen Verlauf unterschiedlich hoch ist (siehe Abbildung 2-3). Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 29 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 2-3: Ellipsenbahn der Erde um die Sonne (links) und Solarkonstante im Jahresverlauf (rechts) Die extraterrestrische Bestrahlungsstärke der Erde (oder auch Solarkonstante genannt) wird über das Geometrieverhältnis Abstand Sonne – Erde (siehe Abbildung 2-4) bei einem mittleren Abstand berechnet (Formel 2-2). Die Solarkonstante beträgt 1.367 [W/m²]. 𝐴𝑆 𝑟𝑆2 𝐸𝑒 = 𝑀𝑒 = 𝑀𝑒 2 Formel 2-2 𝐴𝑆𝐸 𝑟𝑆𝐸 𝐸𝑒 … extraterrestrische Bestrahlungsstärke der Erde =1.367 [W/m²] 𝐴𝑆 , 𝑟𝑆 … Oberfläche bzw. Radius der Sonne = 6,081405*1012 [km²] bzw. 695.660 [km] 𝐴𝑆𝐸 , 𝑟𝑆𝐸 … Oberfläche bzw. Radius der Hüllkurve Sonne - Erde = 2,812374*1017 [km²] bzw. 1,496*108 [km] Abbildung 2-4: Geometrieverhältnisse Sonne und Erde Die solare Einstrahlung besteht aus unterschiedlichen Wellenlängenbereichen, die sich im UV- Bereich (Wellenlänge < sichtbares Licht), den sichtbaren Bereich und den Infrarotbereich (Wellenlänge > sichtbares Licht) unterteilt (siehe Abbildung 2-5, im Vergleich dazu das Plank’sche Spektrum als berechnetes Spektrum). Mit AM0 (Airmass- Zahl = 0) wird das unbeeinflusste, extraterrestrisches Spektrum außerhalb der Erdatmosphäre bezeichnet. Der Energiegehalt des solaren Spektrums verteilt sich mit ca. 7% auf den UV- Bereich, 47% auf den sichtbaren Bereich und 46% auf den infraroten Bereich. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 30 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 2-5: Plank’sches Spektrum und AM0 Spektrum für einen schwarzen Strahler mit 5.777K 2.2.2 Solare Einstrahlung auf die Erdoberfläche 2.2.2.1 Beeinflussung der solaren Einstrahlung durch die Erdatmosphäre Bei der Durchdringung der Erdatmosphäre kommt es zu Absorption von Strahlungsanteilen durch unterschiedliche physikalische Vorgänge (siehe Abbildung 2-6). UV- Strahlung wird durch die Ozonschicht zum Großteil absorbiert. Im Gegensatz dazu durchdringt sichtbares Licht und Wärmestrahlung im Infrarot- Bereich die Atmosphäre und wird in weiterer Folge in unterschiedlichen Wellenlängenbereichen von der Atmosphäre beeinflusst. Unter Albedo Reflexion versteht man die Reflexion durch nicht selbst leuchtendende Oberflächen, wie z.B. Wolken. Absorption von sichtbarem Licht und Infrarotstrahlung erfolgt durch die gasförmigen Bestandteile der Atmosphäre, wie Ozon (O3), Sauerstoff (O2), Wasserdampf (H2O) und Kohlendioxid (CO2). Unter Rayleigh- Streuung versteht man die Streuung unter dem Einfluss von Molekülen mit Durchmesser deutlich kleiner der Wellenlänge von Licht (z.B. Stickstoff N2 oder Sauerstoff O2), diese ist u.a. für den Diffusanteil der solaren Einstrahlung verantwortlich oder für Effekte wie das Himmelsblau tagsüber oder die Morgen- oder Abendröte. Unter der Mie- Streuung versteht man die Streuung an Staubteilchen oder Verunreinigungen der Luft, deren Durchmesser deutlich größer der Wellenlänge von Licht ist. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 31 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 2-6: Abschwächung der solaren Einstrahlung durch die Erdatmosphäre Abbildung 2-7 zeigt den tageszeitabhängigen Verlauf der genannten unterschiedlichen Streuungs-, Reflexions- und Absorptionseffekte, der einerseits vom Sonnenstand und damit der Weglänge bei der Durchdringung der elektromagnetischen Strahlung durch die Atmosphäre abhängen, andererseits auch sehr stark vom Bewölkungsgrad beeinflusst werden. Abbildung 2-7: Abschwächung der solaren Einstrahlung durch unterschiedliche Effekte im zeitlichen Verlauf 2.2.2.2 Sonnenstand und Sonnenbahn Die Sonnenbahn wird durch Angabe des Höhenwinkels und des Azimut- Winkels angegeben (siehe Abbildung 2-8). Der Höhenwinkel gibt dabei den Winkel zur horizontalen Bezugsebene an (0°=horizontal, 90°=vertikal; Zenit), der Azimut- Winkel Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 32 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt beschreibt die Abweichung gegen Süden (Süden=0°C, Osten=-90°, Westen=90°, Norden=180°). Zenith Nord F West S + S Ost F  S… Azimutwinkel der Sonne (Süden = 0°) Süd S… Höhenwinkel der Sonne (Horizontal = 0°) - F … Orientierung einer Fläche (Süden = 0°)  F… Flächenneigung (Vertikal = 0°) Abbildung 2-8: Sonnenbahn im Tagesverlauf In Abbildung 2-9 ist die Sonnenbahn im jahreszeitlichen Verlauf zu sehen. Zur Sommersonnenwende (im dargestellten Fall für den Breitengrad 51°) am 21. Juni hat die Sonne um die Mittagszeit mit 63° ihren Höchststand, zur Wintersonnenwende am 21. Dezember hat die Sonne um die Mittagszeit mit 16° ihren Tiefststand. Die Tag- und Nachtgleiche ist am 21. März und 21. September. Abbildung 2-9: Sonnenbahn im Laufe des Jahres Die Sonnenstandshöhe kann in Abhängigkeit des Breitengrads für europäische Standorte aus Abbildung 2-10 ermittelt werden. Beispielhaft sind in der Tabelle der Höhenwinkel zur Wintersonnenwende (21.12., niedrigster Sonnenstand) und zur Sommersonnenwende (21.06., höchster Sonnenstand) für unterschiedliche europäische Standorte angegeben. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 33 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt 21.12. 21.06. Nördlicher Breitengrad 40° 31° 77° (Madrid) Nördlicher Breitengrad 48° 23° 69° (Wien) Nördlicher Breitengrad 60° 12° 57° (Oslo) Abbildung 2-10: Einfluss Breitengrad auf die Sonnenstandshöhe in Europa Die Airmass- Zahl (Abkürzung AM) ist eine Kennzahl, die den Weg der solaren Einstrahlung durch die Erdatmosphäre beschreibt und somit gleichzeitig ein Maß für die Abschwächung der solaren Einstrahlung. Die Airmass- Zahl kann lt. Formel 2-3 berechnet werden. AM 0 bezeichnet die unbeeinflusste Strahlung am äußeren Rand der Atmosphäre (mit einer mittleren Strahlungsintensität gleich der Solarkonstante von 1.367 W/m²). AM 1 bezeichnet die die Strahlung, die genau senkrecht die Erdatmosphäre durchdringt (1-fache Atmosphärendicke). AM1 liegt vor, wenn die Sonne am Äquator genau im Zenit steht. Durchdringt die solare Einstrahlung die Erdatmosphäre in einem Winkel abweichend zur senkrechten, ergibt sich dadurch eine Airmass- Zahl > 1. Abbildung 2-11 zeigt die Airmass- Zahl an unterschiedlichen Standorten und an unterschiedlichen Tagen, jeweils für den Sonnenhöchststand. Die Airmass- Zahl wird z.B. als standardisierte Referenzbedingung für die Leistungsmessung von Photovoltaik- Modulen herangezogen. Diese werden am Leistungsprüfstand mit Referenzbedingungen entsprechend AM=1,5 getestet, was z.B. den Einstrahlungsverhältnissen auf geographischer Höhe Berlin Anfang April oder Mitte September entspricht. Mit Hilfe der Airmass- Zahl kann somit das Spektrum der solaren Einstrahlung definiert werden. Abbildung 2-12 zeigt die Abschwächung der unterschiedlichen Spektralbereiche bei AM1,5 auf Basis der unbeeinflussten Strahlung AM0. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 34 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt 1 𝐴𝑀 = Formel 2-3 𝑠𝑖𝑛𝛾𝑆 AM… Airmass- Zahl [-] 𝛾𝑆 … Höhenwinkel der Sonnenstrahlung auf die horizontale Fläche [°] Abbildung 2-11: Airmass- Zahl an unterschiedlichen Standorten 2.250 UV Strahlung sichtbares Licht IR Strahlung 0,78 µm 0,4 µm spektrale Bestrahlungsstärke E [W/m²µm] 2.000 AM0 Spektrum Sonneneinstrahlung 1.750 O2 außerhalb der Atmosphäre 1.500 AM1,5 Spektrum Sonneneinstrahlung nach 1.250 Durchdringung der 1,5- fachen O3 Atmosphhärendicke H2O (= Einstrahlungswinkel 41,8° 1.000 zur Horizontalen) 750 500 250 CO2 0 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2 2,2 2,4 2,6 2,8 3 Wellenlänge  [µm] Abbildung 2-12: Veränderung des solaren Spektrums durch die Erdatmosphäre mit Kennzeichnung der Absorptionsbereiche von O3, O2, H2O und CO2 2.2.2.3 Globalstrahlung, direkte und diffuse Einstrahlung Unter Globalstrahlung versteht man die auf eine horizontale Fläche der Erdoberfläche auftreffende Strahlung. Abbildung 2-14 zeigt die Verteilung der jährlich auf die waagrechte Fläche einfallenden Globalstrahlung [kWh/m²] für unterschiedliche Standorte in Europa. Es ist erkennbar, dass südliche Standorte mit einer jährlichen Einstrahlung von bis zu 1.800 kWh/m² gegenüber zentraleuropäischen Verhältnisse mit einer Einstrahlung zwischen 1.000 – 1.300 kWh/m² (z.B. in Österreich) eine deutlich höhere jährliche Globalstrahlung aufweisen. Strahlungsdaten für Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 35 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt unterschiedliche Standorte können auf online- Plattformen wie z.B. PVGIS oder Global Solar Atlas abgerufen werden. 950 1030 1060 1080 1020 1140 1200 1600 1740 1720 1740 1770 Sahara 2400 Abbildung 2-13: Geographische Verteilung der Sonnenstrahlung, nach , ergänzt mit Strahlungswerten für unterschiedliche Standorte, nach Die solare Einstrahlung schwankt auch im tageszeitlichen Verlauf aufgrund unterschiedlicher Bewölkung teilweise in großen Bereichen, wie in Abbildung 2-14 ersichtlich. Kurzzeitige Spitzen (wie z.B. in Abbildung 2-14 im Tagesverlauf vom 02. April), haben vor allem auf Systeme Einfluss, welche die solare Einstrahlung direkt und unmittelbar umwandeln (wie z.B. Photovoltaikanlagen zur Stromproduktion), bei thermisch trägen Systemen (wie z.B. solarthermischen Anlagen) haben diese kurzzeitigen Spitzen deutlich geringeren Einfluss. Abbildung 2-14: Jahreszeitliche Verteilung der Sonnenstrahlung Die zuvor genannten tageszeitlichen Schwankungen führen dazu, dass aufgezeichnete Produktionsprofile bei zu langen Mittelungsintervallen ggf. an Aussagekraft verlieren. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 36 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt In Abbildung 2-15 ist ersichtlich, dass bei einer Mittelung der Einstrahlungswerte über eine Stunde diese Schwankungen bei weitem nicht mehr so deutlich erkennbar sind, wie dies bei einer minutenweisen Aufzeichnung der Fall ist (betrachtet wird jeweils der Tagesverlauf vom 26.06.). Bei kaum bewölkten Tagen (wie im Diagramm der Tagesverlauf vom 23.06.) hat ein längeres Mittelungsintervall weniger Einfluss. Abbildung 2-15: Solare Einstrahlung - Verteilung im Tagesverlauf unbewölkt/bewölkt 2.2.3 Ermittlung der Verschattung Neben Orientierung und Neigung sind ebenso Abschattungen, wie sie durch benachbarte Gebäude, Gebirgszüge oder Bäume auftreten können, in der Planung zu berücksichtigen. Eine einfache Methode einer Abschätzung kann durch Sonnenstandsdiagramme erfolgen. Ein Sonnenstandsdiagramm (siehe Abbildung 2-16) zeigt den jahreszeitlichen Verlauf der solaren Einstrahlung, wobei auf der Abszisse der Azimutwinkel und auf der Ordinate der Höhenwinkel des Sonnenverlaufs aufgetragen ist. Die Kurvenscharen zeigen den Verlauf des Sonnenstands zu unterschiedlichen Jahreszeiten, wobei oft das Datum der Winter- und Sommersonnenwende sowie die Tag- und Nachtgleiche aufgetragen ist. Wird in dieses Sonnenstands- Diagramm der Geländeverlauf bzw. benachbarte Gebäude bzw. Objekte eingezeichnet (siehe Abbildung 2-17), kann eine Beurteilung erfolgen zu welchen Jahres- bzw. Tageszeiten die Fläche verschattet wird. Als Bezugspunkt im Sonnenstands- Diagramm für Azimut und Höhenwinkel wird die zu beurteilende Fläche im Gebäude, auf der z.B. eine Solarthermie- Anlage errichtet werden soll, gewählt. Im gegenständlichen Fall lt. Abbildung 2-17 ist ersichtlich, dass z.B. das Objekt östlich der geplanten Anlage zu einer Verschattung in den frühen Morgenstunden beginnend ab dem Monat Februar bis Oktober führt, wobei die längste Verschattung zur Sommersonnenwende am 21. Juni, in der Zeit zwischen 6 Uhr früh und 9 Uhr früh auftritt. Zu späteren Tageszeiten kommt es durch dieses Objekt zu keiner Verschattung. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 37 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 2-16: Sonnenstands- Diagramm für den Standort Wien 48° Nördliche Breite Abbildung 2-17: Sonnenstands- Diagramm mit eingezeichnetem Geländeverlauf als Planungshilfe zur Feststellung von Verschattungen durch benachbarte Gebäude und Objekte 2.3 Solarthermische Anlagen Solarthermische Anlagen zur Nutzung von solarer Einstrahlung zum Zweck der Warmwasserbereitung oder teilsolaren Raumheizung bestehen aus den Komponenten Solarkollektor, Pufferspeicher und/oder Brauchwasserspeicher sowie den angeschlossenen Wärmeverbrauchern bzw. Zapfstellen für Warmwasser. Auf Grund des Umstandes, dass solarthermische Anlagen in mitteleuropäischen Breitengraden durch zu geringe Einstrahlungsleistungen im Winter in der Regel keine Vollversorgung von Gebäuden ermöglichen, werden die Systeme üblicherweise bivalent, d.h. in Kombination mit einem Heizkessel, betrieben. Der Pufferspeicher hat die Aufgabe zwischen Wärmeerzeugung und Wärmeabnahme einen Lastausgleich zu schaffen (siehe Abbildung 2-18). Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 38 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Wärmeerzeugung Wärmespeicherung Wärmeabnahme Erzeugerprofil Verbraucherprofil Solarkollektor Solarspeicher Heizung Anlagenhydraulik Anlagenhydraulik Regelung Regelung + + Heizkessel Warmwasser Abbildung 2-18: Prinzipieller Aufbau einer solarthermischen Anlage zur Warmwasserbereitung und teilsolaren Raumheizung Unter Anlagenstagnation (oder auch Kollektorstillstand) versteht man einen Betriebszustand, in dem die auf den Kollektor eingestrahlte Energie nicht genutzt werden kann, da der Wärmespeicher bereits voll beladen ist und keine Wärmeabnahme erfolgt. Bei Überschreitung der maximal zulässigen Speichertemperatur wird die Solarkreispumpe abgeschaltet und vom Kollektor wird keine Wärme mehr abgeführt. Folge ist, dass z.T. das komplette Kollektorvolumen verdampft. Das Ausdehnungsgefäß muss so dimensioniert werden, um das verdampfte Volumen aufnehmen zu können. Die Stillstandstemperatur ist jene Temperatur, die sich bei Kollektorstillstand im Kollektor einstellt. Flachkollektoren können Temperaturen von über 150°C erreichen. Anlagenstagnation ist oft in den Sommermonaten der Fall, diese ist auf Grund der resultierenden hohen thermischen Belastung der Komponenten problematisch und sollte durch geeignete Anlagendimensionierung möglichst vermieden werden. 2.4 Solarkollektoren 2.4.1 Bauarten von Solarkollektoren Der Solarkollektor hat die Aufgabe die solare Einstrahlung möglichst effizient auf das Wärmeträgermedium (meist Wasser/Glykol- Gemisch) zu übertragen. Das Wärmeträgermedium belädt den Speicher, der entweder als Brauchwasserspeicher oder als Heizungsspeicher ausgeführt werden kann. Solarkollektoren können je nach baulicher Gegebenheit entweder als Aufdach- oder als Indachkollektor ausgeführt werden. Beim Aufdachkollektor wird der Kollektor mit einer dichten Wanne am Dach montiert (siehe Abbildung 2-19, links). Dadurch bleibt die Dachdeckung erhalten. Nachteil sind etwas höhere Wärmeverluste des Kollektors Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 39 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt durch die Hinterlüftung auf der Rückseite. Beim Indachkollektor wird der Kollektor in die Dachdeckung integriert (siehe Abbildung 2-19, rechts) und hat dadurch geringere Wärmeverluste an der Rückseite. Abbildung 2-19: Aufdachkollektor (links) und Indachkollektor (rechts) Die häufigste Bauart an Kollektoren ist der Flachkollektor. Anhand eines Flachkollektors werden in Abbildung 2-20 die Flächen definiert, die für die Auslegung der Solaranlage maßgeblich sind. Unter Absorberfläche versteht man die Licht-/Wärme- umwandelnde Fläche. Die Absorberfläche ist für die Energieproduktion des Solarkollektors ausschlaggebend. Die Aperturfläche ist die gesamte lichtdurchlässige Fläche (entspricht der Fläche der Glasabdeckung des Kollektors). Unter Bruttofläche versteht man die gesamte Kollektorfläche, die für die Montage des Kollektors ausschlaggebend ist. Abbildung 2-20: Aufbau Flachkollektor Solarkollektoren bestehen in der Regel aus einem Absorber, sowie in den meisten Fällen aus einer Glasabdeckung zur Minimierung von Verlusten. Diese beiden Bauelemente weisen zur Wirkungsgradmaximierung spezifische optische Eigenschafen auf. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 40 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Glasabdeckung Trifft solare Einstrahlung auf einen Bauteil, kommt es entweder zu Reflexion, Absorption oder Transmission der Strahlungsenergie (siehe Abbildung 2-21). Die jeweiligen Anteile werden mit Koeffizienten beziffert, die den prozentualen Wert der Reflexion, Absorption oder Transmission, bezogen auf die eintretende Strahlung angeben. In Summe ergibt der Absorptionsgrad  (der gleichzeitig dem Emissionsgrad  entspricht), plus dem Reflexionsgrad , plus dem Transmissionsgrad  gleich 100%, siehe Formel 2-4. Die genannten Werte sind bei für die Materialien von Kollektoren von zentraler Bedeutung. Der Einfluss auf den Kollektorwirkungsgrad wird in weiterer Folge beschrieben. Abbildung 2-21: Reflexion, Absorption oder Transmission von Strahlungsenergie an einer Glasscheibe ++=1 Formel 2-4 … Absorptionsgrad = Emissionsgrad  [-] … Transmissionsgrad [-] … Reflexionsgrad [-] Die Glasabdeckung hat die Aufgabe der Verringerung der konvektiven Verluste des Absorbers an die Umgebung. Für die Glasabdeckung sowie in weiterer Folge den Absorber sind die physikalisch-optischen Eigenschaften des Bauteils entscheidend. Betrachtet man ein Fensterglas, das für den Einsatz als transparente Abdeckung von Solarkollektoren nicht geeignet ist, hat dieses lt. Tabelle 2-1 im Bereich des sichtbaren Lichts, das einen hohen Anteil der solaren Einstrahlung ausmacht, einen geringen Absorptionsgrad , einen hohen Transmissionsgrad  und einen geringen Reflexionsgrad . Diese grundsätzlich günstige Eigenschaft bewirkt, dass ein hoher Anteil des sichtbaren Lichts die Glasscheibe durchdringen kann du in weiterer Folge zum Absorber gelangt. Betrachtet man die optischen Eigenschaften von Fensterglas im Infrarot- Bereich (Wärmestrahlung), erkennt man, dass ein hoher Anteil der Infrarot- Strahlung absorbiert wird, was in weiterer Folge zur Aufheizung des Fensterglases und zu Strahlungs- und konvektiven Verlusten führt. Infrarotreflektierendes Glas, welches für den Einsatz in Solarkollektoren konzipiert ist, hat im Vergleich zu Fensterglas hingeben zwar einen geringfügig höheren Absorptionsgrad  für sichtbares Licht (was eigentlich nachteilig ist), allerdings einen Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 41 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt deutlich geringeren Absorptionsgrad  für Infrarotstrahlung. Das hat zur Folge, dass sich das infrarotreflektierende Glas deutlich weniger aufheizt als das Fensterglas und damit auch die Strahlungs- und konvektiven Verluste geringer sind. Tabelle 2-1: Optische Eigenschaften von Glasabdeckungen Absorber Der Absorber hat die Aufgabe der Umwandlung von Strahlungsenergie in Wärmeenergie und Übertragung der Wärme zum Heizmedium (üblicherweise Wasser/Glykol- Gemisch). Der Absorber ist somit ein zentraler Bauteil eines Solarkollektors. Abbildung 2-22 zeigt unterschiedliche Bauformen von Solarabsorbern, die entweder durch verpressen oder verlöten von Kupfermaterialien gefertigt werden. Abbildung 2-22: Bauformen von Solarabsorbern Solarabsorber sind üblicherweise mit einer selektiven Beschichtung (z.B. Titanoxidnitrit) ausgeführt (siehe Abbildung 2-23 und Abbildung 2-24) um die Umwandlung von Strahlungsenergie in thermische Energie möglichst effizient durchzuführen. In Abbildung 2-23 ist ersichtlich, dass bei Materialien mit einem hohen Reflexionsgrad (z.B. Spiegel) ein Großteil der einfallenden Strahlung reflektiert wird und damit nicht an das Heizmedium übertragen werden kann. Bei nicht selektiven Absorbern (z.B. unbeschichtete Kupfer- Oberfläche) wird zwar ein hoher Anteil der eintreffenden Strahlung absorbiert und in Wärme umgewandelt, es wird aber gleichzeitig ein hoher Anteil an Infrarotstrahlung emittiert. Selektive Absorber haben hingegen einen hohen Absorptionsgrad für sichtbares Licht und gleichzeitig einen geringen Emissionsgrad für Infrarotstrahlung, was dazu führt, dass sich der selektive Absorber stärker erhitzt und die Wärme mit dem Heizmedium, das den Absorber durchströmt, abgeführt und genutzt werden kann. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 42 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 2-23: Wirksamkeit der selektiven Beschichtung bei Solarabsorbern Abbildung 2-24: Selektiver Absorber Tabelle 2-2 zeigt die optischen und thermischen Eigenschaften von unterschiedlichen Absorbertypen. Wie in dieser Aufstellung ersichtlich, haben selektive Absorber einen möglichst hohen Absorptionsgrad für sichtbares Licht (d.h. ein möglichst hoher Anteil der solaren Einstrahlung wird absorbiert und in Wärme umgewandelt) und einen möglichst geringen Emissionsgrad für Infrarot- Strahlung (d.h. die Strahlungsverluste werden möglichst geringgehalten). Tabelle 2-2: Optische Eigenschaften von Absorbern Die unterschiedlichen Bauarten von Solarkollektoren unterscheiden sich im Einsatzbereich vor allem durch das erzielbare Temperaturniveau (siehe Abbildung 2-25). Während einfachere Bauarten, wie z.B. der Einfachabsorber im niedrigen Temperaturbereich (z.B. für die Schwimmbaderwärmung) zum Einsatz kommen, steigt mit steigender Arbeitstemperatur auch die Anforderung und Komplexität des Kollektors. Fach- und Vakuumröhren- Kollektoren kommen üblicherweise bei gebäudetechnischen Anwendungen zum Einsatz, wohingegen konzentrierende Kollektoren im Bereich von industriellen Anwendungen mit höherem Temperaturbedarf, eingesetzt werden. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 43 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Konzentrierende Kollektoren Vakuum- Röhrenkollektor Solarfocus (2016) Strebel (o.J.) Flachkollektor Quaschning (2015) Einfachabsorber Pooldoktor (2022) 0 50 100 150 200 250 Arbeitstemperatur [°C] Abbildung 2-25: Solarkollektoren - Arbeitstemperatur Nachfolgend werden die wichtigsten Solarkollektor- Bauarten beschrieben. Einfachabsorber Einfachabsorber (siehe Abbildung 2-26) kommen zur Schwimmbaderwärmung im niedrigen Temperaturbereich zur Anwendung. Einfachabsorber zeichnen sich durch einen technisch unkomplizierten Aufbau aus, der im Wesentlichen aus UV- und witterungsbeständigen Kunststoffschläuchen besteht. Ein weiterer Vorteil dieses Systems liegt in der einfachen Anlagenhydraulik, der Absorber wird vom Schwimmbad- Wasser direkt durchströmt. Einfachabsorber sind für niedrige Drücke (bis 5 bar) und niedrige Kollektortemperaturen (Temperaturbereich max. 20°C über Umgebungstemperatur) ausgelegt und sind für diesen Anwendungsbereich bei niedrigen Temperaturen besonders wirtschaftlich und technisch effizient. Abbildung 2-26: Schema Einfachabsorber zur Schwimmbaderwärmung (links) und Einfachabsorber zur Beheizung eines Freibads (rechts) Flachkollektor Flachkollektoren können als Indach- oder Aufdach- Kollektor ausgeführt werden (siehe Abbildung 2-29). Flachkollektoren haben eine einfache Bauart in einer geschlossenen, dichten Wanne für Aufdachmontage (siehe Abbildung 2-27) oder mit diffusionsoffener Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 44 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Holz- Rückwand für Indachmontage (siehe Abbildung 2-28). Die Anwendungsmöglichkeiten von Flachkollektoren liegen in der Schwimmbadbeheizung, Warmwasserbereitung, teilsolare Raumheizung oder in der Bereitstellung von Prozesswärme im niedrigen Temperaturbereich. Flachkollektoren können bei hohen Drücken (bis 10 bar) und mittleren Kollektortemperaturen eingesetzt werden und stellen eine kostengünstige Lösung dar. Die Stillstandstemperatur (=Temperatur bei voller Einstrahlung ohne Wärmeabnahme) von Flachkollektoren beträgt ca. 175°C. Abbildung 2-27: Schnittbild Flachkollektor mit Aluwanne Abbildung 2-28: Schnittbild Flachkollektor mit Holzwanne Abbildung 2-29: Aufdach- Kollektor (links) und Indach- Kollektor (rechts) Durchflossener Vakuum-Röhrenkollektor Durchflossene Vakuum-Röhrenkollektoren (siehe Abbildung 2-30 und Abbildung 2-31) sind vom Funktionsprinzip vergleichbar mit Flachkollektoren. Die Kollektoren werden zur Gänze von Wärmeträgerflüssigkeit durchströmt und nehmen Wärme von der Absorberfläche auf. Die Vakuumröhren sind starr mit dem Sammler verbunden, unterschiedliche Ausrichtungen der Röhren können bei Produktion umgesetzt werden. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 45 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Dadurch wird eine beliebige Ausrichtung der Kollektorfläche möglich (senkrecht bis waagrecht). Vakuum-Röhrenkollektoren zeichnen sich durch hohe Effizienz auf Grund verminderter konvektiver Verluste aus und können bei hohen Drücken (bis 10 bar) und Kollektortemperaturen eingesetzt werden. Die Stillstandstemperatur beträgt ca. 250°C. Abbildung 2-30: Durchflossener Vakuum-Röhrenkollektor Abbildung 2-31: Durchflossener Vakuum-Röhrenkollektor mit horizontaler Verlegung auf einem Fachdach Heatpipe Vakuum-Röhrenkollektor Beim Heatpipe Vakuum-Röhrenkollektor (siehe Abbildung 2-32 und Abbildung 2-33) erfolgt die Übertragung der solaren Einstrahlung vom Absorber in ein geschlossenes Fluidrohr. In diesem geschlossenen Fluidrohr befindet sich eine Flüssigkeit, die durch die Wärmezufuhr bereits bei geringen Temperaturen verdampft. Der Dampf steigt auf (Kollektorneigung >25° ist erforderlich), die Wärmeübertragung erfolgt im Sammler Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 46 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt zur Wärmeträgerflüssigkeit. Der Dampf kondensiert im Sammler und die kondensierte Flüssigkeit läuft in den Absorber zurück. Der Heatpipe Kollektor bietet die Möglichkeit, dass einzelne Röhren einfach in Richtung Sonne ausgerichtet und einfach ausgetauscht werden können. Heatpipe Kollektoren haben eine hohe Effizienz auf Grund verminderter konvektiver Verluste und können bei hohen Drücken (bis 10 bar) und Kollektortemperaturen eingesetzt werden. Die Stillstandstemperatur beträgt ca. 220°C. Abbildung 2-32: Heatpipe Vakuum-Röhrenkollektor Abbildung 2-33: Heatpipe Vakuum-Röhrenkollektor mit Montage auf einem Trackingsystem Konzentrierende Kollektoren Beim Einsatz von konzentrierenden Kollektoren (siehe Abbildung 2-34 und Abbildung 2-35) sind sehr hohe Kollektortemperaturen möglich (>100°C, bauartspezifisch auch Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 47 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt über 400°C). Durch die konzentrierenden Elemente erfolgt eine bessere Ausnutzung von diffusem Licht und dadurch höhere Effizienz bei schwacher Einstrahlung. Die Folge daraus ist eine verbesserte Ausnutzung der Solarstrahlung in der Übergangszeit (Frühling, Herbst). Konzentrierende Kollektoren kommen auch für Hochtemperatur- Prozesswärme und bei solarthermischen Kraftwerken zum Einsatz. Abbildung 2-34: Parabolrinnen- Kraftwerk Abbildung 2-35: Konzentrierender Solarkollektor 2.4.2 Energiebilanz und Wirkungsgrad von Solarkollektoren In Abbildung 2-36 sind die Energieflüsse eines Flachkollektors ersichtlich. Auf Basis der 100% Einstrahlung können in diesem gezeigten Fall 60% der eingestrahlten Energie in Form von Wärme genutzt werden. Dies gelingt vor allem durch die Wahl geeigneter Materialien für die Glasabdeckung und den Absorber. Die auftretenden Verluste können in optische Verluste (jene Verluste, die durch Reflexionen entstehen) und thermische Verluste (konvektive Verluste, Wärmeleitung und Wärmeabstrahlung) unterteilt werden. Optische Verluste können durch die Wahl geeigneter Materialien für die Glasabdeckung und den Absorber verringert werden. Diese sind unabhängig von den Betriebsbedingungen des Kollektors. Die thermischen Verluste sind hingegen Abhängig von der Kollektor- (bzw. Absorber) Temperatur. Wie sich in weiterer Folge zeigt, steigen mit ansteigender Temperatur auch die thermischen Verluste an. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 48 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Thermische Verluste (z.B. konvektive Verluste) können z.T. durch spezielle bauliche Maßnahmen (z.B. Vakuumröhrenkollektor) minimiert werden. Abbildung 2-36: Energiebilanz Flachkollektor Der Gesamtwirkungsgrad von Kollektoren ist im starken Ausmaß von der Temperaturdifferenz des Absorbers zur Umgebung abhängig (siehe Abbildung 2-37). Je höher die Kollektor- Vorlauftemperatur (und damit auch die Absorbertemperatur), desto geringer ist der Kollektorwirkungsgrad, da sowohl konvektive als auch Strahlungsverluste im Kollektor ansteigen. Die optischen Verluste sind hingegen von der Absorbertemperatur unabhängig und im kompletten Arbeitsbereich gleich hoch. Abbildung 2-37: Kollektorwirkungsgrad von Flachkollektoren in Abhängigkeit der Einstrahlung Abbildung 2-38 zeigt den Wirkungsgrad, den typischen Temperaturbereich und typische Anwendungsfelder unterschiedlicher Kollektorbauarten. Wie in der Auflistung ersichtlich, ist der Wirkungsgrad von Einfachabsorbern relativ hoch. Der Grund dafür liegt in der geringen Temperaturerhöhung des Wärmeträgermediums. Daraus folgend sind auch die Strahlungs- und Konvektionsverluste relativ gering. Bei Spezialbauarten wie Vakuum- Flach- oder Röhrenkollektor können höhere Temperaturen erreicht werden, was z.B. auch industrielle Anwendungen ermöglicht. Trotz dieser höheren Temperaturen ist der thermische Verlustfaktor auf Grund des Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 49 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Vakuums (deutliche Verringerung der konvektiven Verluste) geringer als bei konventionellen Flachkollektoren. Der Kollektorwirkungsgrad in Abhängigkeit der Temperaturdifferenz (Absorbertemperatur - Umgebungstemperatur) für diese unterschiedlichen Bauarten ist in Abbildung 2-39 ersichtlich. Abbildung 2-38: Kennwerte und Wirkungsgrade von unterschiedlichen nicht- konzentrierenden Kollektoren Die in Abbildung 2-38 angegebenen Verluste sind in Abbildung 2-39 in Abhängigkeit der Temperaturdifferenz der Absorbertemperatur zur Umgebungstemperatur dargestellt. Bei sehr geringen Temperaturdifferenzen, d.h. wenn das Wasser nur geringfügig erwärmt werden muss, weist der Einfachabsorber den höchsten Wirkungsgrad auf. Der Grund liegt darin, dass beim Einfachabsorber keine Glasabdeckung vorhanden ist und die optischen Verluste durch die Glasabdeckung aus diesem Grund wegfallen. Die thermischen Verluste sind bei diesen geringen Temperaturdifferenzen noch im niedrigen Bereich, diese steigen erst bei höheren Temperaturdifferenzen deutlich an. Flachkollektoren (z.B. der Flachkollektor 3, der dem heutigen Stand der Technik entspricht), weisen ab Temperaturdifferenzen von ca. 15°C höhere Wirkungsgrade im Vergleich zum Einfachabsorber auf. Bei Temperaturdifferenzen ab ca. 25°C haben Vakuum- Röhrenkollektoren den höchsten Wirkungsgrad. Der Kollektorwirkungsgrad ist in der Praxis nicht das einzig entscheidende Kriterium für die Kollektorauswahl. Neben dem erforderlichen Temperaturniveau sind auch die Anschaffungskosten des Kollektors ein Entscheidungskriterium. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 50 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 2-39: Kennwerte und Wirkungsgrade von unterschiedlichen nichtkonzentrierenden Kollektoren 2.4.3 Hydraulische Verschaltung von Solarkollektoren Bei der hydraulischen Verschaltung von einzelnen Kollektoren zu Kollektorfeldern sind einige Grundsätze zu beachten. Diese Grundsätze wären: - Möglichst guter Wärmeübergang von Absorber zu Wärmeträger - Möglichst geringer Druckverlust in den einzelnen Kollektorfeldern - Kurze Leitungswege bei der Verrohrung: Reduktion von Wärmeverlusten und Materialkosten - Parallelverschaltete Kollektorfelder sollen gleichmäßig durchströmt werden - Kollektorfelder mit unterschiedlicher Ausrichtung sollen möglichst vermieden werden oder separat durchströmt werden Für die hydraulische Verschaltung gibt es verschiedene Konzepte, die zur Anwendung kommen und in Abbildung 2-40 erläutert werden. Bei Kleinanlagen hat sich in den vergangenen Jahren die Matched-Flow Betriebsart durchgesetzt, bei der die Anlage mit variablem Durchfluss betrieben wird, der an das Wärmeangebot der solaren Einstrahlung angepasst wird. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 51 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 2-40: Solarkollektor – Betriebsarten 2.4.4 Ausrichtung und Orientierung von Solarkollektoren Bei der optimalen Ausrichtung und Orientierung von Solarkollektoren ist ein wesentlicher Punkt, ob die Wärme für Warmwasserbereitung oder ebenso für teilsolare Raumheizung genutzt werden soll. Währenddessen bei Anlagen zur Warmwasserbereitung der Fokus auf eine möglichst vollständige sommerliche Deckung des Wärmebedarfs für die Warmwasserbereitung liegt und in diesem Fall nur kleinere Kollektorflächen zum Einsatz kommen, liegt der Fokus bei der teilsolaren Raumheizung in der Erzielung von nutzbaren Solarerträgen in der Heizperiode. Im Fall einer Teilsolaren Raumheizung werden größere Kollektorflächen verwendet, die auf Grund des niedrigen Sonnenstands im Winter in einem steileren Aufstellungswinkel im Vergleich zur reinen Warmwasserbereitung aufgestellt werdenden. In Abbildung 2-41 und Abbildung 2-42 ist die Abweichung zum maximal erzielbaren Ertrag für die beiden Anwendungsfälle Warmwasserbereitung und Warmwasserbereitung mit teilsolarer Raumheizung ersichtlich. Beide Diagramme beziehen sich auf einen fiktiven Fall mit angenommenem Verbrauchsprofilen für Warmwasser und Heizung sowie für eine fiktive Anlagengröße an einem fiktiven Standort. Die Diagramme erlauben eine Abschätzung der Ertragsminderung bei Abweichung zur optimalen Ausrichtung bzw. optimalen Neigung der Kollektorflächen. Im Fall der Warmwasserbereitung (siehe Abbildung 2-41) liegt der optimale Neigungswinkel bei rund 45° zur horizontalen. Die optimale Ausrichtung ist Süd mit einer leichten Abweichung gegen Westen. Eine Abweichung von der optimalen Orientierung, z.B. -45° Südost oder +45° Südwest bringt nur geringfügige Ertragsminderungen zwischen 5 – 10% in Vergleich zur optimalen Ausrichtung. Bei Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 52 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Ost- (-90°) oder Westorientierung (+90°) liegt die Ertragsminderung zwischen 20 – 25%. Weicht man von der optimalen Neigung ab, z.B. bei einer flach aufgestellten Kollektorfläche mit 20° Neigung oder einer sehr steil aufgestellten Kollektorfläche mit 70° Neigung (jeweils 25° Abweichung zum Optimum), beträgt die Ertragsminderung jeweils rund 8% im Vergleich zur optimalen Neigung. Abbildung 2-41: Nutzbarer Solarertrag für Solarthermie in Abhängigkeit von Neigung und Orientierung der Kollektorfläche einer Solaranlage zur Trinkwassererwärmung, nach Abbildung 2-42 zeigt selbigen Zusammenhang für eine thermische Solaranlage zur Warmwasserbereitung und teilsolaren Raumheizung. Der Optimale Neigungswinkel der Kollektorfläche beträgt in diesem fiktiven Anlagenbeispiel rund 60° bei nahezu Südorientierung. Weicht man bei optimalem Neigungswinkel von der optimalen Orientierung um ca. 45° ab (- 45° Südost bzw. + 45° Südwest), kommt es zu einer Ertragsminderung zwischen 10 – 15% im Vergleich zur optimalen Ausrichtung gegen Süden. Bei Ost- bzw. Westorientierung (- 90° Ost bzw. + 90° West) beträgt diese Abweichung bereits 35 – 40%. Bei einer Abweichung von 30° zur optimalen Neigung der Kollektorfläche bei Südorientierung, kommt es zur Ertragsminderung von rund 15% (bei Fassadenintegration des Kollektors mit Neigungswinkel 90°) bzw. um eine Ertragsminderung von 10% bei einer Kollektorneigung von 30° und Südorientierung. Beide Diagramme erlauben eine grobe Abschätzung der Ertragsminderung bei Abweichung von der optimalen Neigung und Ausrichtung. Für eine exakte Analyse des Anlagenertrags unter Berücksichtigung von Standortgegebenheiten und Verbrauchsprofilen besteht die Möglichkeit diese mit Hilfe von Simulationsprogrammen zu berechnen. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 53 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 2-42: Nutzbarer Solarertrag für Solarthermie in Abhängigkeit von Neigung und Orientierung der Kollektorfläche einer Solaranlage zur Trinkwassererwärmung und teilsolaren Raumheizung, nach Ein weiteres Diagramm (Abbildung 2-43) zeigt den Ertragsvergleich bei unterschiedlicher Kollektorneigungen im Jahresverlauf. Wie in dem Diagramm ersichtlich, führt eine flache Kollektorneigung (0° – 30°) zu hoher solarer Einstrahlung im Sommer, die jedoch auf Grund des niedrigen Wärmebedarfs oft nicht genutzt werden kann. Im Winter ist die Einstrahlung auf die Kollektorfläche auf Grund des niedrigen Sonnenstands deutlich geringer. Bei optimaler Kollektorneigung (45° - 60°) ist die solare Einstrahlung auf die Kollektorfläche in den Sommermonaten deutlich geringer zugunsten höhere Einstrahlungswerte in den Wintermonaten. Bei sehr steil aufgestellten Kollektorflächen mit einer Neigung von 90° und Fassadenintegration ist im Vergleich zu den zuvor beschriebenen Aufstellungsarten im Sommer die Einstrahlung auf das Kollektorfeld am Geringsten, hingegen weist diese Aufstellungsart im Winter höhere Einstrahlung im Vergleich zu flacher Kollektorneigung auf. Die Fassadenintegration ist dann interessant, wenn die Solarkollektoren für teilsolare Raumheizung genutzt werden sollen und zusätzlich als optisches Gestaltungselement in der Fassade dienen. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 54 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 2-43: Nutzbarer Solarertrag für Solarthermie in Abhängigkeit von Neigung und Orientierung der Kollektorfläche Ein ähnlicher Zusammenhang ist in Abbildung 2-44 erkennbar. in dieser Abbildung sind sowohl das Solarpotenzial bei unterschiedlicher Kollektorneigung (40° bzw. 70°) als auch der Wärmebedarf für Warmwasser (als Bandlast) und Heizung im jahreszeitlichen Verlauf ersichtlich. Bei einer Kollektorneigung von 40° komm es in den Sommermonaten zu einem hohen Ertragsüberschuss, der auf Grund des nur niedrigen Wärmebedarfs für Warmwasserbereitung nicht genutzt werden kann. Im Vergleich dazu, ist bei einer Kollektorneigung von 70° der solare Überschuss in den Sommermonaten deutlich geringer, hingegen liefert diese steilere Kollektorneigung einen höheren Beitrag zur Deckung des Heizwärmebedarfs in den Wintermonaten. Der zusätzliche Heizwärmebedarf, der durch konventionelle Heizkessel bereitgestellt werden muss wird dadurch reduziert. Eine weitere Maßnahme den Wärmebedarf zu reduzieren, ist eine effizientere Gebäudedämmung, die in dieser Abbildung ebenfalls dargestellt ist. Abbildung 2-44: Nutzbarer Solarertrag für Solarthermie in Abhängigkeit von Neigung und Orientierung der Kollektorfläche Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 55 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt 2.5 Speicher und Anlagenhydraulik Zum Lastausgleich zwischen solarthermischer Erzeugung und Verbraucher werden thermische Speicher eingesetzt. Man unterscheidet zwischen Warmwasser- bzw. Brauchwasserspeicher, zur Bevorratung von Trinkwasser, und Pufferspeicher, die mit Heizungswasser gefüllt sind. 2.5.1 Funktionsweise von Speichern Aufgrund von Dichteunterschieden von heißem zu kaltem Wasser kommt es im Speicher zu einer Temperaturschichtung. Da warmes Wasser eine geringere Dichte als kaltes Wasser besitzt, steigt die Temperatur von unten nach oben an. Diese Eigenschaft muss auch bei der Speicherkonstruktion, im speziellen bei der Lage der Anschlüsse für Vor- und Rücklauf, berücksichtigt werden. Abbildung 2-45 zeigt den Aufbau eines Brauchwasserspeichers mit unterschiedlichen Zonen. Die unteren 2/3 des Speichers (bis auf das nicht nutzbare Totvolumen unter dem Solarwärmetauscher) ist im gezeigten Fall ausschließlich für die Solaranlage reserviert. Das obere Drittel dient als Bereitschaftsvolumen für die Nachheizung, z.B. durch einen Festbrennstoffkessel in den Wintermonaten. Dieses Volumen sollte so gewählt werden, dass die Energiemenge einer Kesselladung (z.B. bei Scheitholzkessel) im Speicher aufgenommen werden kann. Mittels E-Patrone kann das Brauchwasser auch elektrisch erwärmt bzw. nachgeheizt werden, wenn im Sommer die solaren Erträge zu gering sind und der Festbrennstoffkessel nicht eingeheizt wird. Die Entnahme des erhitzten Brauchwassers erfolgt im obersten Punkt des Speichers. Der Kaltwasserzufluss ist hingegen im tiefsten Punkt des Speichers positioniert. Für die beiden Zonen „Solaranlage“ und „Nachheizung“ ist jeweils im unteren Bereich der Zone ein Temperaturfühler vorgesehen über den die Solarkreispumpe oder die Kesselkreispumpe bzw. der Kessel selbst gesteuert wird. Abbildung 2-45: Brauchwasserspeicher mit internem Wärmetauscher Abbildung 2-46 zeigt die Funktionsweise eines Brauchwasserspeichers mit internem Wärmetauscher, wie er z.B. für solarthermische Anlagen mit kleinerer Kollektorfläche genutzt wird. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 56 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Der linke Teil der Abbildung zeigt den Speicher bei dem das obere Drittel durch den Heizkessel erwärmt wurde. Der untere Teil des Speichers weist eine geringere Temperatur auf. Wird nun von der Solaranlage Wärme bereitgestellt, wird im ersten Schritt der untere Teil des Speichers erwärmt, bis die Temperatur der oberen Schicht erreicht wurde. Im weiteren Schritt werden dann beide Schichten gemeinsam erwärmt. Nachteilig an dieser Anordnung ist, dass der Speicher immer von unten erwärmt wird und der Tagesertrag der Solaranlage möglicherweise nicht ausreichend ist um das komplette Speichervolumen auf die gewünschte Temperatur zu erwärmen. Eine Nachheizung ist dann auf alle Fälle notwendig. Abbildung 2-46: Brauchwasserspeicher mit internem Wärmetauscher – ideale Funktionsweise Abbildung 2-47 zeigt einen Brauchwasserspeicher mit externem Wärmetauscher für den Solarkreislauf (in der Abbildung nicht dargestellt), wie er für solarthermische Anlagen mit größerer Kollektorfläche verwendet wird. In dieser Anordnung ist der Vorlauf der Solaranlage im mittleren Teil des Speichers angeordnet. Der Rücklauf zur Solaranlage sitzt im untersten Teil des Speichers. In Abbildung 2-47 weist der Vorlauf von der Solaranlage eine höhere Temperatur als das Speicherwasser auf. Liefert die Solaranlage Energie, strömt das Wasser auf Grund der Dichteunterschiede durch freie Konvektion im ersten Schritt im Speicher nach oben und erwärmt den oberen Teil des Speichers. Die Wasserschichten im Speicher mit niedrigerer Temperatur werden dabei im Speicher nach unten verdrängt, wie in der rechten Abbildung ersichtlich. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 57 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Wärmetauscher Solar- Abbildung 2-47: Brauchwasserspeicher mit externem Wärmetauscher – ideale Funktionsweise (Solarzulauf heißer als Speicher), nach Abbildung 2-48 zeigt den Betriebsfall, in dem der Vorlauf der Solaranlage eine geringere Temperatur als das Speicherwasser (an der Position des Temperatursensors für den Solarkreis unten) aufweist. In diesem Fall strömt das Heizungswasser durch den Dichteunterschied nach unten. Im untersten Bereich wird Wasser durch den Rücklauf zur Solaranlage abgezogen und so wandert die Temperaturschicht kontinuierlich nach unten. Im untersten Drittel des Speichers stellt sich eine Mischtemperatur ein und der Speicher wird in diesem Sonderfall sogar geringfügig abgekühlt, obwohl Energie zugeführt wird. Wärmetauscher Solar- Abbildung 2-48: Brauchwasserspeicher mit externem Wärmetauscher – ideale Funktionsweise (Solarzulauf kälter als Speicher), nach 2.5.2 Spezielle Bauarten von Speichern Es gibt unterschiedliche Systemlösungen am Markt, die durch verschiedene Maßnahmen die Speichereffizienz erhöhen sollen. Exemplarisch für die unterschiedlichen Systeme werden in den nächsten beiden Kapiteln spezielle Bauarten von Speichern vorgestellt. Pufferspeicher mit Schichtladeeinheit Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 58 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Wird ein Pufferspeicher mit Schichtladeeinheit ausgestattet (siehe Abbildung 2-49), versucht man mit dieser Maßnahme die Temperaturschichtung im Speicher zu verbessern. Die Schichtladeeinheit besteht aus einem Kunststoffrohr mit mehreren Öffnungen, welches von unten in den Speicher ragt. Auf Grund von Dichteunterschieden zwischen Speicherwasser und zugeführtem Heizungswasser, tritt der Vorlauf vom Wärmeerzeuger (z.B. einer thermischen Solaranlage) exakt an in der Höhenschicht mit der gleichen Temperatur zwischen zugeführten Heizungswasser und Speicherwasser aus. Die Schichtladeeinheit funktioniert somit selbsttätig durch Dichteunterschiede im Heizungswasser und ist ein selbstregulierendes System. Durch die Schichtladeeinheit wird eine bessere Temperaturschichtung im Speicher ermöglicht. Die Folge daraus ist eine optimale Ausnutzung des Speichervolumens durch reduzierte Exergieverluste in Folge verringerter Durchmischung. Das System ist optimal bei schwankender Vorlauftemperatur, welche v.a. bei Solarthermie auftritt. Abbildung 2-49: Pufferspeicher mit Schichtladeeinheit Kombispeicher Im Kombispeicher ist ein Pufferspeicher mit Brauchwasserspeicher kombiniert (siehe Abbildung 2-50). Der Brauchwasserspeicher sitzt dabei im Zentrum des Pufferspeichers und ist birnenförmig nach unten gezogen. Diese spezielle Form bewirkt, dass der untere Bereich mit Kaltwasser durchflossen wird, das dann allmählich erwärmt wird. Dadurch ergibt sich eine Vorwärmstrecke welche die Schichtung im Speicher begünstigt. Der obere Teil des Kombispeichers wird auf die gewünschte Brauchwassertemperatur gehalten. Ein Vorteil dieses Systems ist, dass neben dem Pufferspeicher kein zusätzlicher Brauchwasserspeicher und Ladepumpe inkl. Regelung erforderlich sind. Das System wird für teilsolare Raumheizung auch mit kleinerer Kollektorfläche angewendet. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 59 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 2-50: Kombispeicher (Puffer mit integriertem Brauchwasserspeicher) Pufferspeicher mit Frischwassermodul Der Pufferspeicher mit Frischwassermodul (siehe Abbildung 2-51) besteht aus einem herkömmlichen Pufferspeicher, wobei die Trinkwasserbereitung im Durchlauferhitzer- Prinzip mit einem Plattenwärmetauscher erfolgt. Der Vorteil dieses Systems ist, dass dadurch immer frisches, hygienisches Trinkwasser zur Verfügung steht. Weiters benötigt das System wenig zusätzlichen Platzbedarf im Vergleich zu zwei Speicher Lösungen. Abbildung 2-51: Pufferspeicher mit Frischwassermodul (vergrößerte Darstellung) 2.5.3 Anlagenhydraulik Eine geeignete Anlagenhydraulik in Verbindung mit der Anlagenregelung ist die Basis für eine effiziente Solarthermieanlage. Das ist auch der Bereich, in dem immer wieder Fehler passieren. Die folgenden Abbildungen (Abbildung 2-52 bis Abbildung 2-54) zeigen einige Verschaltungsvarianten von Solarthermieanlagen mit unterschiedlicher Kollektorfeldgröße und unterschiedlicher Nutzung der erzeugten Wärme. In den Abbildungen ist ebenso die Schaltlogik der Solarregelung (oranger Text) ersichtlich. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 60 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 2-52: Solaranlage – Anlagenhydraulik zur Brauchwassererwärmung < 15m² Kollektorfläche Abbildung 2-53: Solaranlage – Anlagenhydraulik zur Brauchwassererwärmung mit Frischwassermodul und teilsolare Raumheizung < 15m² Kollektorfläche Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 61 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 2-54: Solaranlage – Anlagenhydraulik zur Brauchwassererwärmung mit Frischwassermodul und teilsolare Raumheizung 15 – 50 m² Kollektorfläche 2.6 Solarthermie – Kennzahlen Die Bereitstellung von solarthermischer Energie und die Deckung des erforderlichen Wärmebedarfs von Haushalten oder sonstigen Verbrauchern durch solarthermische Anlagen kann durch unterschiedliche spezifische Kennzahlen beschrieben werden. Spezifischer Kollektorertrag (SE): Der spezifische Kollektorertrag entspricht der jährlichen Energiemenge, die von einem Quadratmeter Bruttokollektorfläche dem Energiespeicher zugeführt wird (siehe Formel 2-5). Diese Kennzahl dient als qualitativer Richtwert für die Anlagendimensionierung bzw. für die laufende Ertragsüberwachung. Empfohlene Größenordnungen für den spezifischen Kollektorertrag für Ein- und Mehrfamilienhäuser mit Solaranlagen zur Warmwasserbereitung bzw. teilsolaren Raumheizung finden sich in Tabelle 2-3. 𝑄𝑆𝑜𝑙𝑎𝑟 𝑘𝑊ℎ 𝑆𝐸 = [ ] Formel 2-5 𝐴𝐾𝑜𝑙𝑙𝑒𝑘𝑡𝑜𝑟, 𝐵𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜 𝑚2 𝑎 Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 62 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Tabelle 2-3: Spezifischer Kollektorertrag, nach spezifischer spezifischer Solarer Kollektorertrag Kollektorertrag Deckungsgrad Flachkollektor Vakuumröhrenkollektor [%] [kWh/m²a] [kWh/m²a] Einfamilienhaus (1 WE) Warmwasser 250 – 320 270 – 350 50 – 80 (6 – 8 m² Kollektorfläche) Warmwasser & Raumheizung 200 – 280 250 – 330 30 – 60 (16 – 25 m² Kollektorfläche) Mehrfamilienhaus (20 WE) Warmwasser 300 – 350 330 – 400 40 – 60 (30 – 90 m² Kollektorfläche) Warmwasser & Raumheizung 250 – 300 320 – 380 20 – 40 (30 – 100 m² Kollektorfläche) Solarer Deckungsgrad (SD): Der solare Deckungsgrad eines Systems entspricht dem solaren Anteil an der gesamten Energiebereitstellung eines Gebäudes (siehe Formel 2-6). 𝑄𝑆𝑜𝑙𝑎𝑟 𝑆𝐷 = [%] Formel 2-6 𝑄𝑘𝑜𝑛𝑣. + 𝑄𝑆𝑜𝑙𝑎𝑟 Systemnutzungsgrad (SN): Der Systemnutzungsgrad beschreibt das Verhältnis zwischen Solareintrag in den Energiespeicher und der auf die Kollektorfläche eingestrahlte Energie (siehe Formel 2-7). 𝑄𝑆𝑜𝑙𝑎𝑟, 𝑆𝑝𝑒𝑖𝑐ℎ𝑒𝑟 𝑆𝑁 = [%] Formel 2-7 𝑄𝑆𝑜𝑙𝑎𝑟, 𝐾𝑜𝑙𝑙𝑒𝑘𝑡𝑜𝑟 Der solare Deckungsgrad und der Systemnutzungsgrad stehen in direkter Abhängigkeit zueinander und sind von der Dimensionierung der Solarthermie- Anlage abhängig. Wie Abbildung 2-55 zeigt, steigt der solare Deckungsgrad mit höherer Kollektorfläche und damit auch Anlagenleistung. Im Gegenzug dazu sinkt jedoch der Systemnutzungsgrad der Anlage, da bei Überdimensionierung speziell in den Sommermonaten nicht die komplette solare Einstrahlung genutzt werden kann. Wenn der Warmwasserspeicher voll durchwärmt ist und keine Abnahme erfolgt, schaltet die Solarkreispumpe ab und die Anlage geht in Stillstand (Anlagenstagnation). Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 63 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 2-55: Abhängigkeit des solaren Deckungsgrads und des Systemnutzungsgrads von der Kollektorfläche der Solarthermieanlage am Beispiel einer Wohnhausanlage mit 50 Wohneinheiten am Standort Graz (WW- Verbrauch 3.450 l/d, Solarpuffer 10.000 l) 2.7 Energiebilanz und Anlagendimensionierung Wie in jedem technischen System kann auch bei Solarthermieanlagen die eingestrahlte Solarenergie nicht zu 100% verwertet werden und ist mit Verlusten behaftet. Abbildung 2-56 zeigt exemplarisch das Energieflussbild einer Solarthermieanlage zur Warmwasserbereitung. Der größte Anteil an Verlusten entsteht beim Kollektorstillstand (Anlagenstagnation) in den Sommermonaten, wo ein Überangebot an solarer Einstrahlung vorhanden ist, das nicht vollständig genutzt werden kann. In Folge entstehen Verluste am Kollektor, bei der Übertragung der solaren Einstrahlung zum Heizmedium, beim Wärmetransport zum Speicher und beim Speicher selbst. Schlussendlich kann im gezeigten Fall 25% der eingestrahlten Energie genutzt werden, was bei erster Betrachtung wenig erscheint, jedoch den Wirkungsgrad von anderen solaren Erzeugungssystemen (z.B. Photovoltaik- Anlagen) übersteigt. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 64 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 2-56: Energieflussbild einer solarthermischen Anlage zur Trinkwasserbereitung Wie bereits in den einleitenden Kapiteln erwähnt, ist der solare Deckungsgrad eine Kenngröße zur Beurteilung der Anlageneffizienz. Der solare Deckungsgrad beschreibt den Anteil der thermischen Solaranlage an der Deckung des jährlichen Gesamtenergieverbrauchs an Heizung und Warmwasser. Für eine überschlägige Anlagendimensionierung können Auslegungsdiagramme herangezogen werden, die in vielen Fällen auch eine ausreichende Methode darstellen. Eine exakte Anlagendimensionierung bzw. Berechnung des solaren Deckungsgrades kann nur mit Hilfe von Simulationsprogrammen erfolgen. Abbildung 2-57 zeigt den solaren Deckungsgrad am Beispiel eines Einfamilienhauses, das in Niedrigenergiebauweise ausgeführt ist. Der solare Deckungsgrad ist in Abhängigkeit von Kollektorfläche und Speichergröße aufgetragen. Bereits bei relativ kleinen Anlagengrößen (25 m² Kollektorfläche und 3m³ Speicherinhalt) kann bereits ein solarer Deckungsgrad von 50% erreicht werden. Für eine vollständige solare Deckung des Warmwasser- und Heizungsbedarfs wären bereits mehr als 90 m² Kollektorfläche in Verbindung mit einem 40 m³ Speicher erforderlich. Der Platzbedarf und die Investitionskosten für solche Anlagengrößen stellen oft die Sinnhaftigkeit einer 100% solaren Deckung in Frage. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 65 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 2-57: Solarer Deckungsgrad am Beispiel eines Niedrigenergiehauses (EFH), 150m² Wohnfläche, südorientierte Kollektorfläche (Neigung 60° - 65°) Tabelle 2-4 soll eine Übersicht über in der Praxis gängige Dimensionierungen von solarthermischen Anlagen geben. Die angegebenen Werte verstehen sich als Richtgröße und können im individuellen Fall auch abweichen. Tabelle 2-4: Solaranlage für Brauchwasserbereitung und teilsolare Raumheizung in Einfamilienhäusern (angegebene Daten sind Größenordnungen) Die Anlagendimensionierung mit Auslegungsnomogrammen erfolgt mit spezifischen Verbrauchswerten, die für einen durchschnittlichen Haushalt angenommen werden. Nach Abbildung 2-58 kann eine Auslegung für eine Solarthermieanlage zur Warmwasserbereitung erfolgen. Basis für die Auslegung ist der Warmwasserbedarf pro Person, der lt. Tabelle 2-5 gewählt werden kann. Abhängig vom gewünschten solaren Deckungsgrad (1) wird im empfohlenen Auslegungsbereich (graue Fläche) in Abhängigkeit der Auslastung (Warmwasserbedarf/m² Kollektorfläche) das spezifische Speichervolumen (6) dimensioniert. Mit Formel 2-8 und Formel 2-9 kann die Bruttokollektorfläche und das erforderliche Speichervolumen berechnet werden. Im dargestellten Diagramm empfiehlt der Hersteller die untere grau schraffierte Fläche für eine wirtschaftliche Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 66 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Anlagendimensionierung und die obere grau schraffierte Fläche für die Anlagendimensionierung mit nahezu 100% Sommerdeckung Diese wird gewählt, wenn z.B. die Nachheizung des Brauchwasserspeichers mit einem manuell zu heizendem Scheitholzkessel erfolgt. Tabelle 2-5: Warmwasserbedarf für Anlagendimensionierung Abbildung 2-58: Solaranlage für Brauchwasserbereitung in Mehrfamilienhäusern 𝑡ä𝑔𝑙. 𝑊𝑊 𝐵𝑒𝑑𝑎𝑟𝑓 𝐵𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜𝑘𝑜𝑙𝑙𝑒𝑘𝑡𝑜𝑟𝑓𝑙ä𝑐ℎ𝑒 = Formel 2-8 𝐴𝑢𝑠𝑙𝑎𝑠𝑡𝑢𝑛𝑔 𝑆𝑝𝑒𝑖𝑐ℎ𝑒𝑟𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 Formel 2-9 = 𝑠𝑝𝑒𝑧. 𝑆𝑜𝑙𝑎𝑟𝑠𝑝𝑒𝑖𝑐ℎ𝑒𝑟𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 ∗ 𝐵𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜𝑘𝑜𝑙𝑙𝑒𝑘𝑡𝑜𝑟𝑓𝑙ä𝑐ℎ𝑒 Mit dem Auslegungsnomogramm in Abbildung 2-59 können solarthermische Anlagen zur Warmwasserbereitung und Heizungsunterstützung dimensioniert werden. Basis für die Auslegung ist wiederum der gewünschte solare Deckungsgrad und die Auslastung, die sich aus dem Wärmebedarf für Warmwasser und Heizung, bezogen auf die Kollektorfläche ergibt. Im empfohlenen Auslegungsbereich (graue Fläche) kann das spezifische Speichervolumen pro m² Bruttokollektorfläche ermittelt werden. Die tatsächlich erforderliche Bruttokollektorfläche und das tatsächlich erforderliche Speichervolumen ergibt sich aus Formel 2-10 und Formel 2-11. Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 67 HAW Burgenland Department Energie und Umwelt Abbildung 2-59: Solaranlage für Brauchwasserbereitung und teilsolare Raumheizung in Mehrfamilienhäusern 𝑗äℎ𝑟𝑙𝑖𝑐ℎ𝑒𝑟 𝑊ä𝑟𝑚𝑒𝑏𝑒𝑑𝑎𝑟𝑓 𝐵𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜𝑘𝑜𝑙𝑙𝑒𝑘𝑡𝑜𝑟𝑓𝑙ä𝑐ℎ𝑒 = Formel 2-10 𝐴𝑢𝑠𝑙𝑎𝑠𝑡𝑢𝑛𝑔 𝑆𝑝𝑒𝑖𝑐ℎ𝑒𝑟𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 Formel 2-11 = 𝑠𝑝𝑒𝑧. 𝑆𝑜𝑙𝑎𝑟𝑠𝑝𝑒𝑖𝑐ℎ𝑒𝑟𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 ∗ 𝐵𝑟𝑢𝑡𝑡𝑜𝑘𝑜𝑙𝑙𝑒𝑘𝑡𝑜𝑟𝑓𝑙ä𝑐ℎ𝑒 Bachelorstudiengang Energie- und Umweltmanagement 68