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Hechingen plant 70 % Solarthermie mit Saisonalwärmespeicher

2020-03-12T14:39:31+01:00Jan 7th, 2020|

Die Stadtwerke Hechingen planen ein deutschlandweit einmaliges Wärmenetz für ein Neubaugebiet, das 70 Prozent seines jährlichen Wärmebedarfs aus einer Solarthermieanlage mit Saisonalspeicher beziehen soll.

Den Rest soll eine Wärmepumpe liefern, die dem Untergrund über ein Erdsondenfeld Energie entzieht. Nur für den Extremfall steht ein Gas-Spitzenlastkessel in Reserve, der rechnerisch an den drei kältesten Tagen eines Jahres gebraucht würde. 463 Wohneinheiten seien in dem neuen Wohngebiet „Killberg IV“ künftig zu versorgen, berichtet Reinhold Dieringer, Geschäftsführer der Stadtwerke, der eine Machbarkeitsstudie für das Wärmenetz in Auftrag gegeben hat.

„Die Idee dafür ist in einer Bürgerwerkstatt entstanden. Wir haben dort den Auftrag erhalten, eine Wärmeversorgung möglichst CO2-frei und zu günstigen Kosten zu entwickeln“, sagt Dieringer. „Das System mit der 7000 Quadratmeter großen Solarthermieanlage und einem 18.000 Kubikmeter großen saisonalen Wärmespeicher hat sich dann in der Machbarkeitsstudie als die wirtschaftlichste Lösung herausgestellt.“

Mit einem zu erwartenden, stabilen Wärmepreis für Endkunden von 15,7 Cent pro Kilowattstunde (Mischpreis aus Grund- und Arbeitspreis inkl. MwSt.) überzeugte das Konzept auch den Gemeinderat. Gefördert wird diese Voruntersuchung zu 50 Prozent aus dem Programm „Wärmenetze 4.0“ des Bundesamtes für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA). Bemerkenswert findet die Ergebnisse auch Dirk Mangold, Leiter des Steinbeis-Forschungsinstituts Solites, das die Machbarkeitsstudie gemeinsam mit der auf Erdwärmeanlagen spezialisierten Tewag GmbH erstellt. „Dass ein so hoher solarer Deckungsanteil von 70 Prozent sich tatsächlich bei streng ökonomischer Betrachtungsweise als die günstigste Lösung erweist, hat uns selbst ein wenig überrascht“, gesteht Mangold. Dies liege einerseits daran, dass ein Netz für solch ein Neubaugebiet mit einer niedrigen Vorlauftemperatur von maximal 70 Grad auskomme. Zum anderen habe das Votum der Bürgerschaft die Optionen eingeschränkt, so Mangold: „Die Aufgabe hieß: CO2-neutral und möglichst auch ohne Holz“.

Wenn die Hechinger Stadtwerke das Projekt realisieren, dann wäre es das erste solare Saisonalspeicherprojekt in Deutschland nach mehr als einem Jahrzehnt Pause. Zum Einsatz kommen soll in Hechingen erstmals für Deutschland ein kostengünstiger Erdbeckenspeicher nach dänischem Vorbild. Platz ist dafür auf einer Erddeponie nahe des geplanten Baugebietes. Dort soll an einem Hang ein Erdbecken ausgehoben und mit Spezialfolie ausgekleidet werden. Die Solarkollektoren werden an der Böschung der Deponie Platz finden (siehe Grafik).

Text: Guido Bröer
Foto: Stadtwerke Hechingen / Solites

Region Neckar-Alb will Wärmenetze auf Basis regionaler erneuerbarer Energien voranbringen

2020-03-12T14:35:14+01:00Nov 5th, 2019|

In einem gemeinsamen Projekt „ENTRAIN“ möchten die Partner Regionalverband Neckar-Alb, Holzenergie-Fachverband Baden-Württemberg und das Steinbeis Forschungsinstitut Solites die Wärmewende in der Region Neckar-Alb einen wichtigen Schritt voranbringen.

Dabei haben sich die Projektpartner viel vorgenommen: CO2-Emissionen zu reduzieren, die Luftqualität vor Ort zu verbessern und sozioökonomische Vorteile für Bürger und Kommunen zu generieren. Um dies zu erreichen, wollen sie die Fachkenntnisse der Behörden hinsichtlich kommunaler Wärmeplanung stärken, um wiederum die Entwicklung und Umsetzung lokaler Strategien und Aktionspläne für die Nutzung erneuerbarer Energiequellen in Wärmenetzen zu fördern. Richtig geplant und betrieben stellen Wärmenetze auf Basis regionaler erneuerbarer Energien (Solar, Biomasse, Abwärme, Geothermie) eine nachhaltige und klimafreundliche Lösung für die kommunale Wärmeversorgung der Städte und Gemeinden in der Region Neckar-Alb dar.

Wichtig ist den Projektpartnern die Praxisrelevanz des Projekts und der tatsächliche Nutzen für die Kommunen und Bürger, daher sind die Marktakteure und die Energieagenturen der Region direkt in die Aktivitäten einbezogen.

Weitere Informationen zu ENTRAIN finden sich auf diesen Webseiten:
Solare Wärmenetze: Entrain
Projekthomepage: Interreg-Central Entrain

Das Projekt läuft bis März 2022. Es wird durch das Interreg CENTRAL EUROPE Programm und das Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft Baden-Württemberg unterstützt.

Text: Solites
Foto: Regionalverband Neckar-Alb

 

 

15 MW SDH plant inaugurated in Latvia

2020-04-28T14:15:01+02:00Oct 27th, 2019|

On 12th September, district heating operator Salaspils Siltums inaugurated a 21,672 m² solar field and a wood chip boiler, put up in the middle of the woods near the town of Salaspils, Latvia, to meet 90 % of the demand from the local district heating network.

The inauguration came after a three-week test run of the solar district heating plant and its new 8,000 m³ storage tank. The system was installed by the Latvian-based company Filter, which signed an EPC contract with Salaspils Siltums in August 2018. The collectors were delivered by the Danish manufacturer Arcon-Sunmark.

Salaspils Siltums started planning the solar system after a neighbouring cogeneration plant was shut down. “We have been working on this project since coming back from a visit to Denmark, where we attended the solar district heating conference 2016 in Billund (which was held under the H2020 Project SDHp2m). The aim is to lower our carbon footprint and become less dependent on fossil fuels,” said Ina Berzina-Veita, Managing Director of Salaspils Siltums. After conducting a feasibility study in January 2017, the utility was able to secure EU funding in February of the same year. The EU’s Cohesion Fund has contributed EUR 2.73 million to the EUR 7.08 million invested in the solar field, the storage tank and the 3 MW biomass boiler. The project could reduce the company’s district heat tariff by at least 5 %, utility staff confirmed. Salaspils Siltums is also about to sign additional heat contracts with new customers.

Salaspils Siltums is a relatively new utility, founded as recently as 1996. Since 2010, the company has grown rapidly but has kept its focus on eco-friendly solutions. Each year, it supplies about 65 GWh to 17,000 customers. 85 % of all households in Salaspils use district heating already.

Source: Solarthermalworld.org
Picture: Salaspils Siltums

Video: Vision 2050 for District Heating and Cooling by Euroheat & Power

2020-04-28T14:01:38+02:00Oct 22nd, 2019|

Within their vision 2050, Euroheat & Power has published this video “Decarbonising DHC For Our Cities” for the promotion of district heating and cooling (DHC) . Besides the animated video, different city representatives shared their experiences and plans.

 

Find out more about the Vision 2050 on Euroheat.org

Source: Euroheat & Power

 

 

Solar thermal is on the rise in German district heating networks

2019-08-01T12:03:08+02:00Jul 31st, 2019|

34 large solar thermal plants with a total capacity of 44 megawatts and a gross collector area of 62,700 square meters are currently integrated into district heating grids in Germany. The industry, which discussed its perspectives at the conference “Forum Solare Wärmenetze” in Stuttgart in June 2019, expects accelerated growth in the coming years and anticipates a fiftyfold market increase in the long term.

In 2019, additional 23 megawatts with a collector surface of 33,000 m2 are expected to be built. Germany’s district heating suppliers have discovered the sun, most of all the public utility company Stadtwerke Ludwigsburg-Kornwestheim (Baden-Württemberg), which is currently building the largest German solar thermal plant with 14,800 m2 collector area. So far, the Stadtwerke Senftenberg (Brandenburg) has kept the German record. Last year, Stadtwerke Senftenberg harvested 4,720 megawatt-hours for their district heating network from the 8,300 m2 of solar collectors.

For the next five years, Dirk Mangold, head of the Steinbeis Research Institute Solites, expects the number of plants to be roughly doubled to 70 large solar systems with a tripling of capacity to 140 MW. “This figure is calculated from ongoing projects and concrete feasibility studies, whereby we have calculated the respective probability of realization as a factor”, explained Mangold at the conference. Compared to the official national targets, as set out in the Federal Government’s energy efficiency strategy for the building sector, the current very positive market development can only be regarded as a start. The scientist emphasized: “By 2050, the Federal Government would like to massively increase the contribution of solar thermal energy to district heating. With a share of 15 percent, this corresponds to 12 terawatt-hours per year. This requires an installed capacity of around 21 gigawatts, i.e. a collector area of around 30 million square meters. We therefore need an additional 1 million square meters per year. That means that the roll-out has to increase by a factor of 50 compared to this year!”

Solar district heating systems are developing positively in all market segments. At present, mainly large systems for urban district heating are in preparation for the coming years.

A factsheet with more information on the current market status of solar heating in Germany can be found here.  (German language).

Text: Thomas Pauschinger, Solites; Picture: Eins Energie in Sachsen GmbH &Co. KG; Graph: Solites

 

 

Savosolar realisiert erstes Projekt in Deutschland

2019-08-01T12:02:45+02:00Jul 29th, 2019|

Der finnische Solarkollektorhersteller Savosolar hat in einer Ausschreibung seinen ersten Zuschlag für ein solares Wärmenetz in Deutschland gewonnen

Die Anlage mit einer Kollektorfläche von rund 1.700 Quadratmetern soll in der 12.000-Einwohner-Stadt Ettenheim zwischen Freiburg und Offenburg entstehen. Auch der zugehörige 200-Kubikmeter-Speicher soll von den Finnen geliefert werden. Das Geschäft soll laut einer Ad-Hoc-Mitteilung der börsennotierten Savosolar Plc einen Wert von über 800.000 Euro haben. Bei der Fernwärme Ettenheim GmbH soll die Solarthermieanlage ein bestehendes Holzhackschnitzel-Heizwerk ergänzen. Die schlüsselfertige Übergabe der Anlage ist für das 1. Quartal 2020 geplant.

Savosolar hatte mit seinem Kollektor, dessen Herzstück ein neuartiger extrudierter Vollflächen-Aluminiumabsorber ist, neben Finnland schon vor einigen Jahren als erster ausländischer Anbieter auf dem von Arcon-Sunmark dominierten dänischen Solarmarkt mehrere Großanlagen bauen können. Auch in Schweden und Frankreich, wo jüngst mit Savosolar-Kollektoren die größte europäische Solar-Prozesswärme-Anlage bestückt wurde, konnten die Finnen bereits Anlagen verkaufen. In Deutschland kümmert sich seit zwei Jahren eine Tochterfirma von Hamburg aus um den Vertrieb. Hier soll Ettenheim die erste wichtige Referenzanlage werden. Jari Varjotie, Vorstandschef von Savosolar sagt: „Dieses Projekt ist bemerkenswert für uns, denn wir haben viel in den deutschen Markt investiert und unser Aufwand trägt nun Früchte.“

Quelle: Guido Bröer, Foto: Guido Bröer

New handbook on upgrading district heating grids in Europe published

2019-07-23T11:43:04+02:00Jul 9th, 2019|

Based on the experience from companies in 6 different european countries, this handbook elaborates technical and non-technical subjects related to upgrading the performance of district heating systems. An introduction into implementation of solar district heating can be found within the large collection of content.

District Heating (DH) systems present a high potential for the transition of the heat sector, both technically and organizationally. They allow the integration of renewable energies, they serve to improve the overall energy efficiency and they facilitate sector coupling (coupling between heating, electricity and mobility). However, many DH systems need to be continuously upgraded so that they are efficient and have zero (or close to zero) emissions and thus, contribute to mitigate climate change. Hence, more than one year was needed to put all the knowledge of the Upgrade DH consortium partners on paper and to elaborate a handbook with the title “Upgrading the performance of district heating networks – Technical and non-technical approaches; A Handbook”. Experiences from different European countries were used to describe the technical and non-technical approaches in DH upgrading processes. The aim is to inform stakeholders such as decision makers, politicians, utilities, operators, end consumers, or potential developers of DH systems, about upgrading opportunities. Thereby, the ambition of the handbook is not to provide a detailed technical guideline for technicians, but rather to give an overview on upgrading options.

The handbook is available for free as pdf document at www.upgrade-dh.eu

 

 

Versorger erwärmen sich für Solarthermie

2019-07-09T09:51:27+02:00Jul 4th, 2019|

Deutschlands Stadtwerke entdecken die Solarthermie. Zunehmend entstehen auch in urbanen Räumen große Kollektoranlagen für die Fernwärme. Stabile Wärmepreise, Langlebigkeit und Klimaschutz sprechen für die Technologie.

Für die Einbindung von Solarthermie in städtischen Fernwärme stellte die im August 2016 im brandenburgischen Senftenberg errichtete Anlage einen wichtigen Meilenstein dar: Aus rein wirtschaftlichen Gründen nahmen die Stadtwerke Senftenberg im August 2016 die bislang noch größte Solarthermieanlage Deutschlands mit einer Kollektorfläche von 8.300 m² in Betrieb. Sie speist in ein Fernwärmenetz mit rund 100 GWh Jahreswärmeumsatz ein. Weitere Solarthermieanlagen im Leistungsbereich bis 1,5 MWth wurden in die städtischen Wärmenetze von Hamburg, Jena, Chemnitz, Düsseldorf, Berlin und Erfurt eingebunden.

Mit dem Projekt „SolarHeatGrid“ der Stadtwerke Ludwigsburg-Kornwestheim ist nun mit 14.800 m2 Kollektorfläche ein neuer nationaler Solarthermie-Rekordhalter im Bau. Mit der bereits in Betrieb genommenen Anlage in Erfurt (1700 m²) und weiteren in Bau befindlichen Anlagen in Halle (5091 m²) und Bernburg (8600 m2) ist allein im Jahr 2019 mit einem Zubau von rund 30.000 m² zu rechnen. Weitere konkrete Planungen sind aus Städten wie Greifswald, Kempen, Hennigsdorf, Neubrandenburg und Potsdam bekannt.

Mehr Details und Hintergrundinformationen zu diesen Projekten und Solarthermie in städtischer Fernwärme werden hier in einer Ausarbeitung des vom BMWi geförderten Vorhaben Solnet 4.0 vorgestellt.

Quelle: Solites, Guido Bröer, Foto: Guido Bröer

 

Solarthermie für Erfurter Fernwärmenetz

2019-07-04T16:24:34+02:00Jul 2nd, 2019|

AGFW-Infotag informiert über die neue 1700 m² Solarthermieanlage der Stadtwerke Erfurt.

Die Stadtwerke Erfurt (SWE) haben Ende Mai unter Beteiligung von Thüringens Umweltministerin Anja Siegesmund ihre 1700 m2 große zweiteilige Solarthermieanlage mit Flach- und Vakuumröhrenkollektoren im Fernwärmenetz eingeweiht. Die Anlage ist zwar die größte in Thüringen, jedoch trägt sie mit einem Jahresertrag von 700 MWh erst rund ein Promille zur Deckung des Erfurter Fernwärme-Jahresbedarfs von etwa 600 GWh bei. Den Stadtwerken geht es hier vor allem um einen Vergleich der Wirtschaftlichkeit, Handhabbarkeit und Betriebsführung zwischen verschiedenen Systemtypen. Das Gesamtprojekt besteht aus einer Anlage mit CPC-Vakuumröhrenkollektoren von Ritter XL mit 1155 m² Bruttofläche und einer zweiten Anlage mit Flachkollektoren auf ca. 550 m², die von der S.O.L.I.D. GmbH geliefert wurde. Gemeinsam erreichen sie eine thermische Leistung von knapp einem Megawatt. „Der Zubau erneuerbarer Wärmequellen und der Einsatz von Technologien zur Sektorenkopplung zählt zu den Eckpfeilern unseres Energiemodells“, berichtet Karel Schweng, Geschäftsführer der SWE Energie GmbH. „Eine Komponente der erneuerbaren Wärmequellen sind Solarthermieanlagen, wie sie nun in Erfurt-Marbach eingeweiht wurde.“ Später sollen im Bereich Erfurt deutlich größere Solarthermieanlagen für eine bessere Klimabilanz des Fernwärmenetzes sorgen. „Geeignete Flächen in und um Erfurt sowie günstige Einbindemöglichkeiten in das Fernwärmenetz sprächen für die Konzentration auf Solarthermie“, heißt es von Seiten des Thüringer Erneuerbare-Energien-Netzwerk (ThEEN).

In der Branche stößt die Erfurter Anlage auf Interesse. Am 2. Juli fanden sich beim AGFW-Infotag mehr als 30 Vertreter von Stadtwerken und Wärmeversorgern bei den SWE ein, um die neue Solarthermieanlage zu besichtigen und technische Details zu diskutieren. Beeindruckt hat die Teilnehmer, dass die Anlage auch bei bedecktem Himmel mit über 90 °C in den Fernwärmevorlauf eingespeist und seit Betriebsstart bereits die Hälfte des prognostizierten Jahresertrags geliefert hat. Der AGFW-Infotag wurde im Rahmen des vom BMWi geförderten Vorhaben Solnet 4.0 organisiert.

Text: Guido Bröer und Thomas Pauschinger, Quelle: ThEEN, Foto: Solites

 

Bernburg setzt auf Sonne

2019-07-04T16:26:07+02:00Jun 28th, 2019|

Die Stadtwerke Bernburg (SWB) in Sachsen-Anhalt schicken sich an, die zweitgrößte Solarthermieanlage Deutschlands für ihr Fernwärmenetz zu bauen.

Nach Windkraft, Kraftwärmekopplung mit Biomethan und Photovoltaikanlagen, mit denen sich die Stadtwerke zum Vorreiter in Sachen Mieterstrom machten, ist jetzt das Fernwärmenetz an der Reihe. Eine große Solarthermieanlage soll die Ökobilanz des Wärmenetzes in der 36.000-Einwohner-Stadt verbessern. Gerald Bieling, Geschäftsführer der Stadtwerke, sagt: „In den vergangenen Jahren haben wir vornehmlich in Photovoltaik- und Windkraftanlagen zur umweltfreundlichen Stromerzeugung investiert. Mit der neuen Solarthermieanlage können wir nun auch den Wärmebedarf der Stadt Bernburg zunehmend aus regenerativen Quellen abdecken.“

Mit 8603 m² Bruttokollektorfläche dürfte die Anlage Ende 2019 die zweitgrößte in Deutschland sein – nach Ludwigsburg, wo derzeit mit 14.800 m² der neue Rekordhalter entsteht, und noch vor Senftenberg, wo die 8300 m² große Röhrenkollektoranlage nach drei Jahren bald die Spitzenposition abgeben wird. Partner der Stadtwerke Bernburg ist bei diesem Projekt der Weltmarktführer Arcon-Sunmark. Das Konzept stammt von der EEB Enerko Energiewirtschaftliche Beratung GmbH. Das Investitionsvolumen beträgt 3 Millionen Euro. Davon sind 1,35 Millionen staatliche Zuschüsse.

Text: Guido Bröer, Foto: Arcon-Sunmark

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