Die Integration großskaliger Solarthermie in Fernwärmenetze gilt als zentrale Option zur Reduktion fossiler Wärmeerzeugung. In Deutschland stehen solche Systeme jedoch vor besonderen Rahmenbedingungen. Bestehende Netze erfordern hohe Vorlauftemperaturen, während saisonale Großspeicher bislang nur in Einzelfällen realisiert werden. Vor diesem Hintergrund untersucht die Studie, wie Solarthermieanlagen aktuell ausgelegt werden und welche betrieblichen Effekte daraus resultieren.
Wir haben in unserer Studie insgesamt 38 Anlagenkonzepte aus Machbarkeitsstudien sowie 30 realisierte oder im Bau befindliche Solarthermieanlagen mit hocheffizienten Vakuumröhrenkollektoren und Kollektorflächen über 1.000 m² analysiert. Die untersuchten Projekte decken sowohl ländliche Netze als auch urbane Versorgungsstrukturen ab und repräsentieren damit einen großen Teil der in Deutschland installierten Großanlagen.
Netztemperaturen in Planung und Betrieb
Ein zentraler Untersuchungsgegenstand sind die erforderlichen sommerlichen und winterlichen Netzvorlauftemperaturen, da sie maßgeblich bestimmen, unter welchen Bedingungen Solarwärme eingespeist werden kann.
- In den ausgewerteten Machbarkeitsstudien liegen die sommerlichen Netztemperaturen überwiegend zwischen 70 und 80 °C
- Bei den bislang realisierten Projekten werden im Sommer häufig Temperaturen zwischen 70 und 90 °C adressiert
- Winterliche Vorlauftemperaturen erreichen in über 20 % der Anlagen Werte über 100 °C
Die Medianwerte der sommerlichen Netztemperaturen betragen 75 °C in den Studien und 80 °C in realisierten Projekten, was durch Ergebnisse früherer Untersuchungen aus Österreich gut bestätigt werden kann. Die Analyse zeigt, dass die erforderlichen Temperaturen gut für den Einsatz hocheffizienter Vakuumröhrenkollektoren geeignet sind.
Dimensionierung von Kollektorfeld und Wärmespeicher
Neben der Netztemperatur untersuchten wir auch die Dimensionierung von Kollektorfeldern und thermischen Energiespeichern. Zur Vergleichbarkeit unterschiedlicher Anlagengrößen werden der Solaranteil sowie das spezifische Speichervolumen bezogen auf die Kollektorfläche betrachtet.
- Solare Deckungsanteile liegen oft zwischen 17 und 20% (Medianwerte)
- Typische Speichergrößen bewegen sich zwischen 90 und 100 l/m² Kollektorfläche
- Über 60 % der realisierten Anlagen verfügen über Speicher unter 100 l/m²
Ein zentrales Ergebnis ist der nichtlineare Zusammenhang zwischen Solaranteil und Speicherbedarf. Die Regressionsanalyse zeigt, dass eine Verdopplung des Solaranteils von etwa 15 auf 30 % mit einer etwa zehnfachen Erhöhung des Speichervolumens einhergeht. Dieser Zusammenhang gilt sowohl für Studienkonzepte als auch für realisierte Anlagen.
Große saisonale Speicher, wie sie in dänischen Fernwärmesystemen üblich sind, finden sich in Deutschland bislang nur vereinzelt.
Auftreten von Stagnation in Großanlagen
Ein Schwerpunkt unserer Studie liegt auf der Analyse von Stagnation, also dem Stillstand des Solarkreislaufs bei hoher Einstrahlung und fehlendem Wärmebedarf. Dieser Zustand tritt typischerweise im Sommer auf, wenn die Speicher bereits vollständig geladen sind und das Netz keine zusätzliche Wärme aufnehmen kann.
Durch die Analyse der Anlagen ergaben sich folgende Beobachtungen:
- Anlagen mit etwa 20 % Solaranteil weisen im Mittel rund 25 Stagnationstage pro Jahr auf
- Die Spannweite reicht von etwa 13 bis zu 50 Tagen
- Stagnation tritt besonders häufig bei kleinen Speichern und hohen solaren Deckungsanteilen auf
Damit wird Stagnation für einen Großteil der realisierten Anlagen als regelmäßiger Betriebszustand identifiziert, nicht als Ausnahme.
Ergänzend zur statistischen Auswertung wurde eine Solarthermieanlage mit rund 6.000 m² Kollektorfläche detailliert untersucht. Die Anlage versorgt ein Fernwärmenetz mit einem jährlichen Wärmebedarf von rund 16 GWh und verfügt über eine Speicherkapazität von lediglich 40 l/m².
Die Messdaten zeigen:
- Erreichter solarer Deckungsanteil beträgt etwa 13 %
- Mindestens 38 Stagnationstage innerhalb eines Jahres
- Kollektortemperaturen von über 150 °C an Stagnationstagen
Auf Basis dieser Ergebnisse wurde die Speicherkapazität nachträglich um 35 l/m² erweitert. Zusätzlich wurden Anpassungen der Regelstrategie empfohlen, da konventionelle Wärmeerzeuger zeitweise trotz solarer Überschüsse einspeisten.
Bedeutung für Planung, Forschung und Regulierung
In der Untersuchung werden zwei Aspekte deutlich: Erstens, dass Stagnation ein strukturelles Resultat aktueller Auslegungspraxis ist. Daraus ergeben sich Konsequenzen für Planungsrichtlinien, Förderbedingungen und technische Konzepte. Zweitens, dass die vorherrschenden Netztemperaturen grundsätzlich gut für den Einsatz hocheffizienter Vakuumröhrenkollektoren geeignet sind und die realisierten Speichergrößen im Verhältnis zur Kollektorfläche meist begrenzt sind. Um den solaren Deckungsanteil weiter zu steigern, sind deutlich größere Speicher (z.B. Saisonalspeicher) erforderlich. Stagnation und die damit einhergehende Überhitzung des Solarkreises ist in vielen Anlagen ein regelmäßiger Betriebszustand. Die Detailanalyse einer Anlage im Monitoring bestätigt diese Zusammenhänge auch im realen Betrieb.
Um die Klimaziele zu erreichen, muss es zu einem „Roll-Out“ solcher Technologien kommen. Solar Wärmenetze müssen bei Planung, Umsetzung und Betrieb effizienter werden. Ein intelligentes Stagnationsmanagement durch innovative Kollektortechnologie und optimierte Regelungsstrategien ist kann hierfür der Schlüssel sein.
Die relevanten Paper können über diese Links aufgerufen werden:
https://link.springer.com/chapter/10.1007/978-3-032-09844-3_4
https://www.tib-op.org/ojs/index.php/ST-symposium/article/view/2747
Was ist Stagnation?
Unter Stagnation versteht man den Betriebszustand einer Solarthermie-Anlage, in dem die Pumpe des Solarkreislaufs trotz verfügbarer Sonneneinstrahlung stillsteht. Dies tritt ein, wenn die erzeugte Wärme nicht mehr abgenommen werden kann, beispielsweise etwa, weil das Fernwärmenetz im Sommer nur wenig Energie benötigt und der Wärmespeicher (TES) seine maximale Kapazitätsgrenze erreicht hat. Die im Kollektor verbleibende Flüssigkeit überhitzt dabei so stark, dass sie verdampft und die gesamte Anlage unter hohen thermischen Druck setzt.
Zentrale Ergebnisse der Untersuchung
Netztemperaturen: Die meisten Systeme speisen bei 75∘C bis 80∘C ein.
Speicherkapazität vs. Deckungsrate: Eine Verdoppelung des solaren Deckungsgrads erfordert oft eine Verzehnfachung des Speichervolumens.
Herausforderung Stagnation: Anlagen mit 20 % solarer Deckung erreichen zwischen 13 und 50 Stagnationstage im Jahr.
Praxisbeispiel: Das Monitoring einer Anlage zeigte im Stagnationsfall Temperaturbelastungen von 151∘C nach Abschaltung des Kollektorfeldes bei vollem Speicher.
Warum diese Forschung entscheidend ist
Stagnation ist kein bloßer Nebeneffekt, sondern ein kritischer Designfaktor. Ein sicherer Umgang damit ist zwingend erforderlich, um beispielsweise die Planung und Umsetzung zu vereinfachen sowie die Lebensdauer der Anlagen zu erhöhen und Kosten zu senken.
Die Studie hebt zwei Lösungswege hervor:
Technische Vermeidung: Der Einsatz von Heat-Pipe-Kollektoren (wie im Projekt HP-BIG entwickelt) begrenzt die Maximaltemperatur physikalisch und eigensicher auf ca. 130∘C, wodurch das Risiko der Überhitzung minimiert wird.
Kostensenkung: Wenn die maximalen Stagnationstemperaturen begrenzt werden, können weniger temperaturbeständige, aber deutlich günstigere Materialien wie beispielsweise Kunststoffrohre verwendet werden. Das Einsparpotenzial bei den Rohrleitungskosten wird auf rund 30 % geschätzt.