Solarheizung und Vakuumröhren

Solarheizungen und Vakuumröhren

Kollektorfelder zur Brauchwassererwärmung oder zur Vorwärmung großer Heizungssysteme sind technisch gesehen den Warmwasser-Kollektoren ähnlich, sie sind aber meist großflächiger und aufwendiger. Außerdem ist bei Solarheizungen ein großer und sehr gut gedämmter Wärmespeicher, sowie – besonders in mitteleuropäischem Klima – eine Zusatzheizung erforderlich. Solarheizungen werden daher lange als eher zusätzliche Energiequelle für eine konventionelle Warmwasser-Zentralheizung betrachtet, welche besonders in den Übergangszeiten eine günstige Vorlauftemperatur bis zu 50°C verfügbar macht. Als optimal wird die Verbindung mit einer Fußbodenheizung betrachtet. In der BRD werden rund 40 % des Endenergieverbrauchs für die Wärmeversorgung von Gebäuden eingesetzt.

Systeme solarer Art, die als Vollheizungen also als Solarheizungen eingesetzt werden, sind aufwendig und lassen sich meist nur gemeinsam mit anderen Energietransformationssystemen einsetzen (Wärmepumpen, Windkonverter, u.s.w.). Eine ausführliche Betrachtung dazu folgt später unter dem Oberbegriff Sonnenhäuser. Auf die Nutzung der Sonnenenergie zur Beheizung von Schwimmbädern werde ich ebenfalls gesondert eingehen (s.u.).

Die Beheizung von Wohnraum alleine nur mit Sonnenenergie stellt den Architekten vor ganz besondere Anforderungen, denn die optimale Anordnung und Formgebung der Kollektoren ist nur unter Beachtung der günstigsten Dachneigung und Ausrichtung zu verwirklichen. Außerdem muß eine sehr hochwertige Wärmedämmung erreicht werden. Zwar läßt sich die Mindestanforderung an eine Solarheizung – die Speicherung der Tageswärme für den Abend, die Nacht und die frühen Morgenstunden – mit tragbarem Aufwand realisieren, und auch die Wärmespeicherung über mehrere Tage hinweg zum Ausgleich kurzfristiger Wetterveränderungen ist machbar, doch eine langfristige, d.h. saisonale Speicherung der Sonnenwärme zur Nutzung im Winter scheiterte lange an den zu hohen Kosten. Obwohl in der Forschung schon physikalische Optimallösungen erreicht werden, kommt es für den Markt doch eher auf technisch-wirtschaftliche Lösungen mit dem Ergebnis eines annehmbaren Wärmepreises an. Erst Mitte der 1990er Jahre werden in Deutschland die ersten Pilotprojekte mit Langzeitspeichern durchgeführt.

Um Solarheizungen wirtschaftlicher zu machen, kann man natürlich auch die Investitionskosten senken, z.B. durch einfache, mit Asphalt beschichtete Aluminiumbleche mit integrierten Stahlröhren für der Wärmemittel-Transportstrom aus einem Wasser/Alkohol- oder Wasser/Azeton-Gemisch. Der Quadratmeterpreis eines derartigen ‚Primitivsystems’ beträgt 1974 etwa 65.- DM.

Zu erwähnen ist auch, daß sich Systeme zur Raumbeheizung häufig auch zur Raumkühlung einsetzen lassen. So soll es 1978 in den USA schon etwa 40.000 Solaranlagen geben, mit denen man abwechselnd heizen und kühlen kann.

Ab 1986 wird besonders in Schweden durch eine Reihe von Pilotanlagen demonstriert, daß die Solarheizung Kosten solarer Großanlagen deutlich günstiger sind als die von kleinen dezentralen Solaranlagen. Zehn Jahre später betragen die Investitionskosten bei Kleinanlagen in Deutschland noch vielfach um 2.000 DM/m2 installierter Kollektorfläche, während sie bei größeren Anlagen ohne Speicher 1.000 DM/m2 – und bei einzelnen Pilotanlagen sogar nur noch 500 DM/m2 betragen.

Vakuum-Röhren Kollektor

Vakuum-Röhren Kollektor, Vakuumröhrenkollektor, Solarabsorber

In Ostdeutschland wird bereits 1993 die erste solar betriebene Fußweg-Heizung installiert. Ein etwa 50 m langer Bürgersteig der Bahnhofstraße des westsächsischen Städtchens Mutzschen, Landkreis Grimma, wird dadurch im Winter Schnee- und Eisfrei gehalten. Auf einem nahe gelegenen Haus werden hierfür 10 m2 Solarkollektoren installiert, deren warmes Wasser in ein nach unten gedämmtes Rohrsystem unter dem Gehsteig gepumpt wird. Im gleichen Jahr geht in Köngen eine 160 m2 Solaranlage in Betrieb, die 12 Reihenhäuser und 60 Wohneinheiten mit Brauchwärme versorgt.

Zu dieser Zeit kommen in Deutschland auch die ersten Vakuumröhren-Kollektoren für Heizzwecke auf den Markt – z.B. die Sydney-Vakuum-Röhren von Microtherm.

1994 startet das BMFT sein Programm Solarthermie 2000, das drei Schwerpunkte hat:

In das Programm werden auch alle Aktivitäten der solaren Nahwärme – also die Wärmeversorgung ganzer Wohnkomplexe durch mehr als 100 m2 große Solarkollektoren – integriert; die Laufzeit des Programms geht bis 2002. Die messtechnische Begleitung der Projekte übernimmt das Institut für Thermodynamik und Wärmetechnik (ITW) der Universität Stuttgart. Im Vorfeld waren vier Pilotprojekte evaluiert worden: Ravensburg I (Baujahr 1992 / Kollektorfläche 115 m2 / 29 Reihenhäuser), Ravensburg II (1992 / 190 m2 / 107 Wohneinheiten), Göttingen (1992 – 1993 / 847 m2) und Neckarsulm (1993 – 1994 / 700 m2 / 325 WE u. RH).

Es wird inzwischen zwischen solar unterstützten Nahwärmesystemen ohne und mit Langzeitwärmespeicher unterschieden. Folgende Eckdaten sind charakteristisch für die Auslegung der beiden Systemkonzepte:

Zentrale solare Brauchwassererwärmung ohne Langzeitspeicher:

  1. Kollektorfläche: 0,9 m2 – 1,2 m2 pro Person
  2. Speichervolumen: 40 l – 60 l pro m2 Kollektorfläche

Zentrale solare Brauchwassererwärmung mit Langzeit-Heißwasserspeicher:

In Schwäbisch Gmünd wird 1994/1995 eine Solaranlage mit 100 m2 installiert, die 64 WE versorgt. Hier werden erstmals Vakuumröhren-Kollektoren eingesetzt.

Eine 5.600 m2 große Sonnenkollektorfläche wird 1995 im Rahmen des Programms Solarthermie 2000 in dem Neubaugebiet Wiggenhausen Süd in Friedrichshafen am Bodensee installiert und geht (zum Teil) im Oktober 1996 in Betrieb. Das von Bund, Land und Stadt geförderte größte entsprechende Pilotprojekt Deutschlands soll solare Nahwärme für 570 Wohneinheiten (WE) mit einer Gesamtfläche von 39.500 m2 liefern. Die im Sommer anfallende Wärme wird hier erstmals in einen mit 12.000 m3 Wasser gefüllten unterirdischen Wärmespeicher eingebracht, der sich dabei bis zu 95 °C aufheizt. Eine Außenliegende Wärmedämmung (Seitenwände und Decke) aus Mineralwolle reduziert die Wärmeverluste; innen ist der Speicher mit einer Edelstahlfolie abgedichtet. Der Speicher ist zu ca. drei Vierteln in den Boden gebaut. Durch die ebenfalls hohe Wärmedämmung der Gebäude soll 47 % des Jahreswärmebedarfs des Wohngebiets solar gedeckt werden, die restliche Heizenergie liefert ein Erdgas-Brennwertkessel. Die Kosten der gesamten Anlage betragen 8,4 Mio. DM, von denen das Solarsystem mit 6,3 Mio. DM zu Buche schlägt. Bis Ende 1999 ist allerdings erst 50 % der geplanten Kollektorfläche installiert – bei voller Speichergröße. Es gelingt dadurch nur 280 WE und einen Kindergarten mit insgesamt 21.380 m2 Gesamtfläche zu versorgen, was einem solaren Deckungsanteil von 21 % – 28 % entspricht.

In Hamburg wird ebenfalls 1996 eine Großanlage mit 3.000 m2 Kollektoren für 124 WE errichtet, die einen ebenfalls Langzeitspeicher von 4.500 m3 Volumen besitzt. Durch Blitzeinschlag wird die Messtechnik der 4,3 Mio. DM Anlage allerdings so stark beschädigt, daß es fast keine Meßergebnisse mehr gibt.

Kleinere Anlagen entstehen 1995/1996 in Reinbek (150 m2 / 72 WE in einem Hochhaus), sowie in Holzgerlingen (120 m2 / 56 WE) und Ravensburg-Hochberg (105 m2 / 50 WE), wo die Solarspeicher direkt in das Heizsystem eingebunden werden, was die Regelung vereinfacht.

Ein weiteres Kollektorfeld mit 3.000 m2 Gesamtfläche entsteht 1996 – ebenfalls im Rahmen von Solarthermie 2000 –auf  18 Reihenhauszeilen mit 123 WE in Hamburg-Bramfeld. Die Anlage ist von der Universität Stuttgart geplant worden und wird von der Firma Wagner & Co. Solartechnik installiert. Im Sommer werden 4.500 m3 Wasser in einem unterirdischen Speicher auf 85°C erwärmt, die im Winter zur Unterstützung der Warmwasserbereitung sowie der Raumheizung zur Verfügung stehen.

Zur gleichen Zeit wird für den neuen Stadtteil Amorbach im schwäbischen Neckarsulm eine Kollektorfläche von 15.000 m2 geplant, um rund 1.600 Wohnungen inklusive Schule und Ladenzentrum mit Solarwärme zu versorgen. Dieses Konzept wird vom Steinbeis-Transferzentrum Energie, Gebäude- und Solartechnik entwickelt. Da man im Verlauf des Projekts verschiedene Bauweisen testen will, werden neben den hier erstmals eingesetzten Solar roofs – Solardächer, die als Fertigbauteile komplett in der Fabrik vorgefertigt werden – auch Solarziegel bzw. aufgeständerte Flachdach-Anlagen installiert. Als Reserve gibt es eine Erdgasfeuerung. Außerdem wird ein Erdsondenspeicher mit einem Endausbau-Volumen von 150.000 m3 eingebracht, der aus 800 Wärmetauscherrohren besteht, die 30 m tief in die Erde getrieben werden. In diesen zirkuliert ein Wasser/Glykol-Gemisch, das seine Wärme an das umgebende Erdreich abgibt und dieses bis auf 70°C – 80°C aufheizt. Die Kosten werden mit 24,5 Mio. DM veranschlagt, von denen das BMFT 2,2 Mio. DM trägt. Das Projekt geht Ende 1997 in Betrieb.

Bei einem ähnlichen Projekt in Chemnitz wird statt dem Erdsonden- ein Kieswasserspeicher mit einem Speichervolumen von 8.000 m3 erprobt. Im Rahmen des 1. Bauabschnitts erhält dort ein Bürogebäude 540 m2 Kollektorfläche aus Vakuumröhren. Die Kosten des ersten und zweiten Bauabschnitts werden mit 2,8 Mio. DM angegeben.

Die o.g. Solar roofs sind zwar schon vor 20 Jahren unter dem Namen Absorberdach erfunden worden, waren damals aber noch zu teuer. Mit der Förderung der Deutschen Bundesstiftung Umwelt ist diese Technologie nun von der Firma Solar-Energie-Technik-GmbH (SET) im Baden-Württembergischen Altlußheim zu standardisierten Serienelementen zwischen 4 m2 und 15 m2 weiterentwickelt worden.

Ein weiteres Solarthermie-Projekt geht 1997 auf dem Dach der Mensa der Otto-von-Guericke-Universität in Magdeburg in Betrieb (660 m2 Kollektorfläche, 25.000 l Wasserspeicher im Keller). Gemeinsam mit dem Pumpenhersteller Wilo wird hier ein sensorgesteuertes Computerprogramm eingesetzt, das mit der online-Messung von Drücken und Volumenströmen das gesamte hydraulische System der Anlage optimal steuern kann. Die Anlage erreicht dadurch bundesweite Spitzenwerte beim Energieertrag.

1997 geht außerdem in Burgholzdorf bei Stuttgart eine Anlage mit 1.750 m2 für ca. 1.000 WE in Betrieb.

Ingesamt gibt es zu dieser Zeit in Deutschland eine Gesamtfläche von etwa 2 Mio. m2 Solarkollektoren (Brauchwasser und Heizung). Eine Analyse der Herstellungskosten von Solarkollektoren zeigt, daß die Preise für große Kollektorfelder bei den momentanen Produktionszahlen und -methoden nicht mehr wesentlich sinken werden. Beim Übergang zur Massenfertigung (ca. 500.000 m2 pro Jahr in einer Fertigungsstätte, d.h. etwas das Doppelte der jetzigen Gesamtjahresproduktion in Deutschland) ließen sich die Kosten allerdings um fast 50 % senken. Bei den bisherigen Wachstumsraten wird allerdings erst in 10 Jahren damit gerechnet (!). Und während im Zeitraum 1996/1997 ganze 150 Wohnungen in Berlin öffentlich geförderte Solaranlagen installiert bekamen, sollen es in den beiden Folgejahren 2.000 Wohnungen werden.

In der 1998 veröffentlichten Langzeituntersuchung der ZfS Rationelle Energietechnik GmbH in Hilden wird belegt, daß große Solaranlagen am wirtschaftlichsten arbeiten, wenn sie als Vorwärmanlagen mit eher geringer Deckung zwischen 20 % und 40 % ausgelegt werden. Ende 1998 befinden sich bereits 30 Projekte des Solarthermie-Programms in Betrieb oder in der Realisierungsphase, und bis 2000 werden alleine 7 Pilotanlagen mit Langzeit-Wärmespeichern errichtet, wobei 4 unterschiedliche Speichertypen eingesetzt werden (s.d.): 1999 geht Neckarsulm II in Betrieb, wo 2.700 m2 Kollektoren 6 Mehrfamilienhäuser, eine Schule, ein Altenwohnheim und ein Ladenzentrum versorgt. Hier wird ein Erdsondenspeicher mit 20.000 m3 installiert und man rechnet mit einem solaren Deckungsanteil von 50 %.

Solardächer in Steinfort-Borghorst

Steinfort-Borghorst

Bei einer 510 m2 Anlage in Steinfurt-Borghorst (42 WE mit Fußbodenheizung / Kosten 1 Mio. DM) wird ein Kies/Wasser-Speicher mit 1.500 m3 integriert, und in Rostock (1.000 m2 Solarkollektoren / 108 WE / 1,4 Mio. DM), wo man mit einem solaren Deckungsanteil von 62 % rechnet, wird erstmals ein Aquifer-Speicher mit einem Volumen von 20.000 m3 eingesetzt. Eine weitere Anlage geht in Hannover in Betrieb (1.300 m2 / 106 WE / 2,4 Mio. DM), hier wird ein eher konventioneller Heißwasserspeicher mit 2.750 m3 installiert.

Durch das ZAE-Bayern und BMWi-gefördert wird 1999/2000 das sogenannte ISTT-Verfahren entwickelt (in situ short term testing), mit dem innerhalb von 4 – 6 Wochen die Werte des solaren Energieeintrages (GSR = Garantiertes Solares Resultat) der großen Solarthermie 2000 Anlagen ermittelt werden kann. Bislang exsistierten nur normierte Kurzzeittests für Kleinanlagen. Als erste zu messende Anlage wird ein 109 m2 Kollektorfeld in München ausgewählt, das 79 Wohnungen versorgt. Die Meßkosten pro Anlage betragen zwischen 10.000 und 15.000 DM.

Im Dezember 2004 stellen die Stadtwerke Crailsheim den zweiten Bauabschnitt der größten zusammenhängenden Solarwärmeanlage Deutschlands fertig. Der neue, fast 10 m hohe Speicherturm in Crailsheim lagert 100.000 Liter Wasser mit einer Temperatur von bis zu 108°C. Mit diesen Spitzentemperaturen können die Stadtwerke deutlich länger solare Nahwärme aus den Sonnenkollektoren liefern. Normalerweise betragen die Temperaturen in Kurzzeit-Wärmespeichern 95°C. Es wird ein Energie-Einsparpotential von bis zu 15 % erwartet. Im Juni 2005 werden weitere 400 m2 Kollektorfläche angebracht, womit eine Gesamtfläche von 1.500 m2 entsteht. Bis zum Endausbau im Jahr 2009 soll die Fläche um weitere 7.500 m2 anwachsen.

Im Januar 2006 arbeitet ein Wissenschaftlerteam der Universität Kassel an einem Multikomponenten-System, bei dem zusätzlich zur Sonneneinstrahlung auch die Wärme der Umgebungsluft (Enthalpie) genutzt wird. Das System besteht aus drei Komponenten: Einem Luftkollektor, einem Luft-Wasser-Wärmeübertrager und einem wasserdurchströmten Solarkollektor. Diese drei Einheiten sind so miteinander gekoppelt, daß sich ihre Wirkung tagsüber addiert.

Im Rahmen eines deutsch-kirgisischen Kooperationsprojekts wird das System auf einem Heizwerk in der kirgisischen Hauptstadt Bishkek erprobt, wo bis zum Ende des Jahrzehnts die größte Solarwärmeanlage der Welt mit einer Größe von zehn Fußballfeldern gebaut werden soll. Die derzeit größte Anlage im dänischen Marstall auf der Insel Aero mißt nur vier Fußballfelder. Die VolkswagenStiftung fördert das Vorhaben mit 360.000 €.

Laut einer Studie des Bielefelder SOKO-Instituts Mitte 2006 rangiert Solarwärme mit 27,9 % ganz oben auf der Wunschliste von Hauseigentümern, gefolgt von Erdgas mit 23,1 % und Stückholz mit 22,7 %. Heizöl wünschen nur noch 13,2 %, Holzpellets schon 12,3 % und Geothermie 7,3 %.

Die Idee zur Errichtung der ESTTP wird erstmals Mitte Juni 2005 bei der zweiten European Solar Thermal Energy Conference aufgebracht. Knapp ein Jahr später, am 30. Mai 2006, findet die Gründungsveranstaltung der ESTTP in Brüssel statt.

Die Arbeit der Europäischen Solarthermie-Technologieplattform (ESTTP) startet in Brüssel am 06.12.2006. Ziel ist es, innerhalb der nächsten zwei Jahre eine Vision zur Nutzung der Solarthermie in Europa im Jahr 2030, die Steigerung der Forschungsaktivitäten in diesem Bereich, sowie die Verbreitung und Entwicklung der entsprechenden Technologie. Nach Ablauf der zweijährigen Arbeitsphase soll die Internetseite als eine Art Wissensspeicher weiterbestehen bleiben und die erzielten Erkenntnisse wiedergeben.

Erstes konkretes Ziel der ESTTP ist es, die Solarthermie als Basistechnologie für die Beheizung von Gebäuden zu etablieren. Die Mehrheit der Neubauten soll bis 2030 allein durch Solarthermie beheizt werden. Neben dem Wachstum der Solarwärme verfügt auch die solare Kühlung über ein großes Marktpotential.

Asphaltkollektoren

Invisible Heating System

Invisible Heating System

Die Vorstellung, die weitverzweigten und riesigen, schwarz asphaltierten Flächen unserer Umwelt als solarthermische Asphaltkollektoren zu nutzen, liegt im Grunde so nahe, daß es mich immer wieder verblüfft wenn ich mir bewußt darüber werde, wie lange es gedauert hat, bis endlich ein funktionales Konzept dieser Technologie umgesetzt wurde.

Der holländische Erfinder Henk Verweijmeren gründet gemeinsam mit Liz Stewart schon 1995 die Firma Invisible Heating Systems, um von Ullapool im Norden Schottlands aus diese ‚spiegelbildliche Technologie einer Fußbodenheizung’ zu vermarkten.

Ein wesentlches Element dieser Entwicklung ist auch die Möglichkeit, im Winter Straßen und auch Landebahnen von Flughäfen zu beheizen und damit eisfrei zu halten – ohne hierfür tonnenweise Salz ausstreuen zu müssen.

Im Juni 2006 wird das System dann unter dem Parkplatz des Unternehmens verlegt, wobei das ausgebrachte Rohrnetz während der (sehr heißen) Asphaltierung von Kaltwasser durchströmt wird, um Schäden zu vermeiden. Obwohl der Quadratmeter eines Standard-Solarkollektors etwa die doppelte Wärmemenge erbringt, kostet dieser rund 400 Englische Pfund im Vergleich zu den 30 Pfund, die für einen Quadratmeter Asphalt-Kolektor veraschlagt werden.

Einer Studie zufolge würden alle Gebäude Hollands mit dieser Technik beheizt werden können – sofern auch alle Straßen des Landes entsprechend optimiert werden würden.

Interessanterweise meldet die Presse dann ab Oktober 2007, daß diese genial einfache Entwicklung (nun) auf den Bauingenieur Adrian de Bondt und seine Mitarbeiter bei dem niederländischen Straßenbauunternehmen Ooms Avenhorn Holding BV zurückgehen soll, wo dieser seit September 1997 als Leiter der Abteilung Forschung und Entwicklung tätig ist.

Die Technik ist identisch: In die Asphaltschicht wird ein Röhrensystem eingelassen, dessen Rohre mit Aquiferen, d.h. wasserführenden Sandschichten, in rund 100 m Tiefe verbunden sind. Diese Aquiferen fungieren als Grundwasser-Wärme- bzw. Kältespeicher. Im Sommer wird das vom heißen Asphalt aufgewärmte Wasser nach unten geschickt, wo es bis zum Winter gespeichert wird, um dann während der kalten Jahreszeit nach oben zu einer Wärmepumpe geführt zu werden, die es auf die eine für die Heizsysteme der Firmen-Hauptniederlassung in Scharwoude geeignete Temperatur bringt. Der Überschuss an Wärmeenergie wird genutzt um den Asphalt auf einer Temperatur über dem Gefrierpunkt zu halten, so daß die Straße eisfrei bleit.

Das nun stark abgekühlte Wasser wird anschließend durch ein anderes Röhrensysten in einen zweiten Aquifer in die Tiefe geschickt, wo ein weiterer Satz Wärmetauscher das Grundwasser abkühlt. Dieses Kaltwasser dann im Sommer genutzt, um das Firmengebäude zu kühlen und den Asphalt vor allzugroßer Hitze, die ihn brüchig macht, zu bewahren.

Das Unternehmen behauptet jedenfalls, das Road Energy System, das zuvor unter den Namen Winnerway (in Beton) und Zonneweg (in porösem Asphalt) lief, seit 2000 und in Zusammenarbeit mit den Firmen WTH Vloerverwarming B.V. in Dordrecht und TipSpit selbst entwickelt zu haben. Andererseits legt Ooms Avenhorn bereits eine beeindruckende Liste an Referenzanlagen vor, darunter 10.000 m2 in Rotterdam, 7.500 m2 in Woensdrecht und 3.350 m2 in einem Industriegebiet in Hoorn. Außerdem wurde im schottischen Ullapool ein 500 m2 Parkplatz, und im belgischen Zoerle-Parwijs 700 m2 einer Straße mit dem Road Energy System ausgestattet.

Gewächshaus-Beheizung

Gewächshäuser gehören zu den ältesten Formen des passiven Solarenergienutzung (s.d.). An vielen wissenschaftlichen Institutionen werden Versuche mit lichtkonzentrierenden Kollektoren, mit Spiegel- und Reflektorsystemen gemacht; auch die UN beschäftigt sich mit diesem Thema. Inzwischen ist man dazu übergegangen, die Sonnenenergie zusätzlich auch noch aktiv einzusetzen.

Israelische Forscher haben ebenfalls schon früh damit angefangen, Solartreibhäuser zu entwickeln, die in der Lage sind, die Sonnenenergie tagsüber zu speichern und Nachts als Wärme abzugeben.

Am Institut für Technik in Gartenbau und Landwirtschaft der Universität Hannover wird bereits Mitte der 1970er Jahre damit begonnen, die Nutzung der Sonnenergie für die Gewächshausbeheizung zu erforschen. 1975 ergeben erste Berechnungen, daß es für Heizzwecke günstiger ist, das Gewächshaus selbst als Kollektor zu nutzen, statt separate Sonnenkollektoren aufzustellen. Mit BMFT-Unterstützung wird 1977 das erste Solargewächshaus gebaut.

1979 wird die Entwicklung eines geschlossenen Gewächshaussystems mit integrierter solarer Wasserentsalzung (s.d.) für aride Gebiete begonnen, ebenfalls mit BMFT-Unterstützung.

Ab 1980 werden im Rahmen einer deutsch-zypriotischen Kooperation Solarheizsysteme für Gewächshäuser im Mittelmeerraum entwickelt und untersucht.

1984 unterstützt das BMFT den Aufbau einer Solaranlage mit Steinspeicher unter dem Gewächshaus eines Gartenbaubetriebes.

1988 fördert das BMFT schon das zweite Forschungsprojekt, bei dem es um die Wirksamkeit und Wirtschaftlichkeit verschiedener solartechnischer Systeme in Verbindung mit Gewächshäusern geht. Eine Pilot-Gewächshausanlage wird in der Südtürkei aufgestellt.

SunFlower Modul

SunFlower Modul

Richtige Neuigkeiten gibt es dann erst wieder Ende 2005, als die NaturPur Energie AG in der Orangerie der Stadt Darmstadt bundesweit erstmalig drei SunFlower-Module installiert. Nach einem erfolgreichen Praxistest plant man Anfang 2006 eine leistungsfähige Anlage mit einer Leistung von insgesamt knapp 15 kW in einem neu zu errichtenden Gewächshaus. Dabei soll auch untersucht werden, welche Auswirkungen die Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlage auf das Mikroklima und auf das Pflanzenwachstum hat.

Konzentrierende Anwendungen der Solartechnologie erfordern eine präzise Nachführung, doch raue Witterungsverhältnisse machen oft massive Konstruktionen erforderlich. Das System von Sunvention hingegen wird unter einer schützenden Folie oder Glas als kostengünstiger Leichtbau realisiert (Envelope Power Greenhouse).

Hier verbindet sich die regenerative Erzeugung von Wärme und Strom mit Hilfe eines in zwei Achsen nachführbaren Linsensystems. Über Fresnellinsen wird das Sonnenlicht gebündelt und trifft in 20-facher Konzentration auf eine dahinter liegende, mit Wasser gefüllte Glas-Absorberröhre, in der sich die Solarzellen befinden. Das Wasser dient zum einen als Kühlflüssigkeit, um den Wirkungsgrad der Solarzellen möglichst hoch zu halten, und zum anderen als Wärmeträgermedium. Während die Direktstrahlung solartechnisch genutzt wird, wird das transmittierte Diffuslicht optimal den Bedürfnissen der darunterliegenden Pflanzen gerecht. Die Gewächshauskultur profitiert von verbesserten Wachstumsbedingungen, die Sunflower vom geschützten Umfeld, wobei gleichzeitig Kühlaufwand und Wasserverbrauch stark reduziert werden. An sonnigen Tagen mit hoher Gesamtstrahlung überwiegt die Direktstrahlung (ca. 80 %), welche vom Fresnel-Linsensystem konzentriert und in Strom umgewandelt wird. Es verbleibt ein Diffusstrahlungsanteil von rund 270 W/m², was ungefähr der Sättigungs-Energiedichte für das Pflanzenwachstum entspricht. An trüben Tagen wird die Einstrahlung nicht wesentlich reduziert, da der Direktstrahlungsanteil gering ist.

Projektpartner von NaturPur bei diesem bundesweit erstmaligen, rund 97.000 € teuren Pilotprojekts sind – neben der Stadt – auch die Heppenheimer Sunvention GmbH und die FH Darmstadt. Zu den Gründern von Sunvention GmbH in Heppenheim gehört auch Jürgen Kleinwächter.

Schwimmbad-Beheizung

Für die Erwärmung großer Wassermassen in Schwimm­bädern ist Sonnenenergie besonders gut geeignet. Hier wird nur ein geringer Temperaturanstieg gewünscht, dafür ist der Wasserdurchlauf sehr groß. Schon 1978 gibt es in den USA mehr als 100.000 solarbeheizte, zumeist private Schwimmbäder.

Inzwischen sind vielerorts – auch in Mitteleuropa – öffentliche Frei- oder Hallenbäder mit einer Solarheizung gekoppelt worden. Als Richtwert genügt im allgemeinen pro Quadratmeter Beckenoberfläche eine Kollektorfläche von 0,5 m2 bis 1 m2. Bei den öffentlichen Bädern wird mit einer Wärmebedarfsdeckung zwischen 70 % und 85 % gerechnet, so daß auf jedem Fall eine zusätzliche Warmwasserbereitungsanlage installiert werden muß, die allerdings sehr viel kleiner dimensioniert sein kann als sonst. Die durchschnittliche Amortisationszeit beträgt 10 – 11 Jahre. Aufgrund der ständig steigenden Preise für fossile Brennstoffe wird immer öfter vorgeschlagen, zusätzlich zu den bereits existierenden Heizanlagen in bestehenden Bädern zusätzliche Solarheizung einzubauen, um diese Preissteigerungen damit aufzufangen.

Für kleinere Becken gibt es – ähnlich den bereits erwähnten Solarmatten von VW – auch die Aquasun-Schwimmbad-Kollektoren aus stark lichtabsorbierendem Kunststoff, die kissenartig und vom Wasser durchströmt neben das Becken gelegt werden, und die das Wasser um 4°C – 8°C erwärmen. Der Anschaffungspreis pro Quadratmeter beträgt 1976 etwa 50 DM. Allgemein gesprochen ist die Anwendung der Sonnenenergie bei der Schwimmbadbeheizung deshalb auch angemessen und verhältnismäßig preiswert, weil das Wasser selbst ja die Rolle des – bei anderen Anwendungen oft problematischen und teuren – Wärmespeichers übernimmt.

Ein gutes Beispiel für die Beheizung eines großen Frei­bades mit Sonnenenergie ist die ‘Großversuchsanlage zur Nutzung der Sonnenenergie’ in Wiehl, deren Grundstein 1975 gelegt wird. Die 1.100 Kollektoren der Anlage sind mit einer Gesamtfläche von 1.485 m2 genauso groß wie die Oberflächen aller Schwimmbecken zusammen. Mit einem (maximalen) Wirkungsgrad von 74 % soll die Kollektoranlage zwischen Mai und September rund 650 MW in Form von Wärme liefern, womit das Schwimmbadwasser auf durchschnittlich 24°C erwärmt werden kann. Etwa 20 % – 30 % der gewonnenen Wärme erwärmen die 120 – 180 m3 Frischwasser auf 45°C, welche von den Besuchern an einem schönen Sonnentag – meist in den Duschen – verbraucht werden.

An diesem Beispiel zeigt sich auch deutlich, wie sinnvoll derartige Anlagen sind: Denn je stärker die Sonne scheint, desto mehr sonnenerwärmtes Wasser steht zur Verfügung, und desto mehr Besucher frequentieren die Anlage und benötigen erwärmtes Duschwasser. Das Projekt wird zu etwa 50 % vom BMFT gefördert, die Gesamtkosten betragen 20 Mio. DM und die Realisation obliegt der Firma Brown, Boveri & Cie., Mannheim. Die Anlage ist zum Zeitpunkt ihrer Realisation die größte Kollektoranlage Westeuropas.

Die Musteranlage in Wiehl besitzt außerdem noch einige interessante Subsysteme, wie eine Anzahl von Wärmepumpen, die neben den Kollektoren in das Gesamtheizsystem integriert werden. So wird dem Fluß Wiehl bei Bedarf Wärme entzogen – ebenso wie dem Filterspülwasser. In Verbindung mit einer auch als Eislaufbahn nutzbaren Mehrzweckhalle wird der Einsatz einer Wärmepumpe zur Eiserzeugung vorgeschlagen, wobei diese ihre überschüssige Abfallwärme wiederum für die Freibadbeheizung nutzt. Vorausberechnungen hatten ergeben, daß im Winter etwa 70 % des Wärmebedarfs der Mehrzweckhalle durch diese Abwärme gedeckt werden können, die restlichen 30 % würde die Wärmepumpe durch das Abkühlen von Brunnenwasser bereitstellen. Eine Badebeckenabdeckung verhindert außerdem nächtliche Wärmeverluste. Neben alledem werden auch noch besondere Fenster mit hoher Wärmedämmung – d.h. Zweiglasscheiben mit einer Gasfüllung – eingesetzt, allerdings erst versuchsweise, da bisher noch nicht bekannt ist, ob das in die Scheiben eingeführte Gas über die im Bauwesen übliche Betriebsdauer auch nicht entweicht.

Alles in allem bildet Wiehl nicht nur ein einfaches solarbeheiztes Freibad, sondern ist ein sehr wichtiges Experiment der Integration verschiedener Energietransformationssysteme bis hin zur Nutzung besonderer Fliesenfarben in den Becken, die zur Erhöhung der sogenannten Globalstrahlungsabsorption beitragen. Außerdem ist die Kollektorstation gleichzeitig ein Versuchsfeld, auf dem verschiedene Kollektorbauarten untersucht werden. Die Betriebskostenreduzierung beträgt nach Inbetriebnahme etwa ein Drittel der Kosten des konventionellen Heizölbetriebs, was in diesem Fall einer jährlichen Einsparung von etwa 80.000 l Heizöl entspricht.

1990 entscheidet die Berliner Bauverwaltung, 14 Schwimmbäder mit Solarthermie auszurüsten.

1993 erhält die österreichische Solarfirma Solkav in Wilhelmsburg den Staatspreis für Erfinder für die Entwicklung und Umsetzung des weltweit ersten begehbaren Sonnenkollektors, der im Zuge einer Sanierungsmaßnahme des Erlebnisbades Bad Bibra in Sachsen-Anhalt als Schwimmbeckenumrandung installiert wird. Der Sport-Solar-Kollektor hat einen Wirkungsgrad von 81,1 %, erwärmt das Beckenwasser bis auf 28°C, ist auch im nassen Zustand rutschemmend und kann sogar saisonal als Sportplatz oder als Absorber für eine Kunsteisfläche genutzt werden.

Schwimmbad-Großkollektor
(Damaskus)

Im Zuge meiner eigenen praktischen Arbeit im Bereich der Solarthermie in Syrien erhalte ich 2001 den ersten Auftrag, ein privates Schwimmbad solar zu erwärmen. Das Becken ist nicht groß und kann sogar mit einer bogenförmigen Makrolon-Abschirmung abgedeckt werden, doch es gibt kaum Platz für die Kollektoren, geschweige denn eine offene, der Sonne zugewandte Fläche. Schließlich entwickeln wir einen 9 m langen und 1,25 m breiten Kollektor mit EPDM-Absorbern von Solkav, der an einer Stützwand in 6 m Höhe und quasi frei hängend installiert wird. Das Grundwasser mit seinen 14°C, das der Bauherr aus einem eigenen Brunnen hinaufpumpt, erreicht in wenigen Tagen die vereinbarte Temperatur von 23°C – und im Sommer wird das Wasser im Becken sogar 35°C warm, worauf umgehend diverse Folgeaufträge eingehen. Sehr verständlich für jeden, der schon mal ein Bad in wohlig heißem Wasser unter dem sternenklaren Nachthimmel von Damaskus genossen hat…

Und obwohl unser Team keinerlei vorhergehende Erfahrungen damit hat gelingt es uns auf Anhieb, hocheffiziente wie auch ästhetisch anspruchsvolle Lösungen zu realisieren, die unsere Kunden begeistern. Auf dem Foto sieht man den Kollektor noch ohne seine UV-resistente Polycarbonat-Abdeckung, während im Vordergrund die bewegliche Abdeckung und Zugangsschleuse zum Becken zu sehen sind.