Langzeitüberwachung großer solarintegrierter ......Krause, Rainer John, Ulrike Jordan, Roland Heinzen, Wolfgang Eisenmann. Des Weiteren hat unsere langjährige Kasseler Sekretärin

Frank Wiese

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Die vorliegende Arbeit wurde vom Fachbereich Maschinenbau der Universität Kassel als Dissertation zur

Erlangung des akademischen Grades eines Doktors der Ingenieurwissenschaften (Dr.-Ing.) angenommen.

Erster Gutachter: Prof. Dr. K. Vajen

Zweiter Gutachter: Prof. Dr. H. Ackermann

Tag der mündlichen Prüfung 20. Juni 2006

Bibliografische Information der Deutschen Nationalbibliothek

Die Deutsche Nationalbibliothek verzeichnet diese Publikation in der Deutschen

Nationalbibliografie; detaillierte bibliografische Daten sind im Internet über

http://dnb.ddb.de abrufbar

Zugl.: Kassel, Univ., Diss. 2006

ISBN-10: 3-89958-232-2

ISBN-13: 978-3-89958-232-1

URN: urn:nbn:de:0002-2328

© 2006, kassel university press GmbH, Kassel

www.upress.uni-kassel.de

Umschlaggestaltung: 5 Büro für Gestaltung, Kassel

Druck und Verarbeitung: Unidruckerei der Universität Kassel

Printed in Germany

I

Vorwort Die vorliegende Arbeit entstand im Rahmen des Forschungsvorhabens Langzeitüber-

wachung und Betriebsoptimierung großer solarintegrierter Wärmeversorgungsanla-gen, welches von der Rudolf-Otto-Meier-Umweltstiftung und der Firma Wagner & Co Solartechnik in Cölbe gefördert wurde. Das Forschungsvorhaben wurde 1999 in der Arbeitsgruppe von Prof. Ackermann an der Universität Marburg begonnen und seit 2001 in der neu gegründeten Arbeitsgruppe von Prof. Vajen an der Universität Kassel fortgeführt. Es baut auf den Dissertationsarbeiten von Dr. Martin Uecker und Dr. Andreas Ratka aus der Marburger Gruppe auf.

Mein besonderer Dank gilt unseren Projekt-Förderern sowie allen Personen, die zur Vollendung dieser Arbeit beigetragen haben. Im Speziellen möchte ich nennen:

Dr. Michael Krause, der mich als Projektkollege über lange Zeit begleitet hat. Aus zahllosen fruchtbaren Diskussionen konnte ich viele Anregungen und Ideen gewinnen. Bei komplexen theoretischen Überlegungen sowie bei allen programmiertechnischen Fragestellungen war er stets ein hilfreicher und kompetenter Ansprechpartner. Über-dies traute sich Michael Krause als Korrekturleser an den ersten Entwurf dieser Arbeit heran.

Nicht weniger danken möchte ich meinem Zimmerkollegen, Mitbewohner und Freund Elimar Frank. Mit ihm zusammen hat mir der Universitätswechsel nach Kassel große Freude bereitet. Auch Elimar Frank stellte sich jederzeit kleinen und großen inhaltlichen Diskussionen und brachte sich darüber hinaus maßgeblich in die Struktu-rierung dieser Arbeit ein.

Mein Doktorvater, Prof. Dr. Klaus Vajen, hat mich stets auf wertvolle und geduldige Weise inhaltlich und organisatorisch betreut. Er gab mir die Möglichkeit, dieses For-schungsvorhaben durchführen und diese Arbeit anfertigen zu können.

Prof. Dr. Hans Ackermann danke ich für die freundliche Aufnahme in die Marburger Forschungsgruppe, für viele väterliche Ratschläge und für die Bereitschaft, sich als Gutachter für diese Arbeit zur Verfügung zu stellen.

Als Projektpartner von der Firma Wagner & Co Solartechnik waren Andreas Knoch, Karsten Tent, Ralf Orths und Ulli Rustige stets in allen technischen Fragestellungen eine kompetente Hilfe.

Ansgar Willburger und Hartmut Grube fertigten im Rahmen dieses Forschungsvor-habens ihre Diplomarbeiten an. Vor allem Ansgar Willburger hat mit großem Einsatz einen beträchtlichen Beitrag zum „Verfahren der simulationsbasierten Ertrags-kontrolle“ beigesteuert.

Vorwort II

Meine beiden Arbeitsgruppen waren mir jederzeit eine freundliche und kompetente Wegbegleitung. Stellvertretend möchte ich die Doktorandinnen und Doktoranden nennen: Astrid Wille, Claudius Wilhelms, Elimar Frank, Janybek Orozaliev, Michael Krause, Rainer John, Ulrike Jordan, Roland Heinzen, Wolfgang Eisenmann. Des Weiteren hat unsere langjährige Kasseler Sekretärin Birgit Böhling auf liebenswerte Weise und mit großem Organisationstalent stets ein angenehmes Betriebsklima gefördert.

Thomas Freitag von der TU Chemnitz stellte Messdaten zur Verfügung, die im Rahmen des „Solarthermie 2000“ Programms an einem Studentenwohnheim in Leip-zig aufgenommen wurden. Lars Staudacher vom Bayerischen Zentrum für angewandte Energieforschung stellte Messdaten von der Justizvollzugsanstalt in Bernau bereit.

Den Feinschliff dieser Arbeit ermöglichten Claudius Wilhelms und mein Vater, Dieter Wiese.

Nicht zuletzt möchte ich auch meinen Eltern für ihre Unterstützung und meiner Partnerin Elke Peter Danke sagen, die mit viel Geduld und Fingerspitzengefühl einen maßgeblichen Beitrag zur Vollendung dieser Arbeit beisteuerte.

III

Inhaltsverzeichnis Nomenklatur V 1 Einleitung 1 2 Rahmenbedingungen für die Langzeitüberwachung 3

2.1 Große solarintegrierte Wärmeversorgungsanlagen 3 2.2 Bisherige Ansätze zur Funktionsüberwachung 6 2.3 Kombiniertes Optimierungs- und Überwachungskonzept 9 2.4 Datenerfassung und -auswertung 11 2.5 Mögliche Anlagenmängel 14

3 Plausibilitätskontrolle zur Anlagenüberwachung 17 3.1 Prüfung der Regelung 17 3.2 Prüfung der Volumenströme 27 3.3 Prüfung der Kollektorleistung 32 3.4 Prüfung der Wärmeübertragerleistung 32 3.5 Prüfung der Speicherverluste 44 3.6 Zusammenfassung 45

4 Simulationsbasierte Ertragskontrolle zur Anlagenüberwachung 47 4.1 Anlagen-Ist-Ertrag aus Messdaten 48 4.2 Anlagen-Soll-Ertrag aus Simulationsrechungen 49 4.3 Sensitivitäten der Parameter und Randbedingungen 51

4.3.1 Differentielle Sensitivitätsuntersuchungen 51 4.3.2 Sensitivitäten der Einflussgrößen 53 4.3.3 Zusammenfassung und Anwendung auf das Kontrollverfahren 61

4.4 Initialisierung der Systemmodelle 62 4.4.1 Maximalfehlerabschätzung bei der Speicherinitialisierung 64 4.4.2 Bestimmung des realen Initialisierungsfehlers 66 4.4.3 Bestimmung des Vorsimulationszeitraumes 67 4.4.4 Vereinfachungen im Systemmodell 68 4.4.5 Zusammenfassung und Anwendung auf das Kontrollverfahren 69

4.5 Ergebnisse und Anwendungsbeispiele 71 4.5.1 Vorwärmspeichersystem Frankfurt 71 4.5.2 Direktdurchlaufsystem Leipzig 77 4.5.3 Weitere Auswertungszeiträume 82 4.5.4 Zusammenfassung 85

5 Realisierung des Überwachungsverfahrens 87 5.1 Warnmeldungen 88 5.2 Empfohlene Sensorausstattung 89 5.3 Übertragbarkeit auf andere Systeme 91 5.4 Kosten der Langzeitüberwachung 92 5.5 Ausblick zur technischen Umsetzung 94

Inhaltsverzeichnis IV

6 Zusammenfassung und Ausblick 96 Anhang 99

A1 Messgenauigkeiten von Temperatursensoren 99 A2 Stoffwerte 100 A3 Parametereinstellungen der GSW Systemmodelle 101 A4 Systemschaltbild TRNSYS 104 A5 Funktionsstruktur der simulationsbasierten Ertragskontrolle 106 A6 Auswertestruktur zur Plausibilitätskontrolle 108 A7 Auswertestruktur zur simulationsbasierten Ertragskontrolle 110 A8 Ertragskontrolle GSW-Bernau 112 A9 Ertragskontrolle GSW-Frankfurt (5-Tages-Simulationen) 113 A10 Ertragskontrolle GSW-Leipzig (1-Tages-Simulationen) 114 A11 Ertragskontrolle GSW-Leipzig (5-Tages-Simulationen) 124 A12 Weitere Zeiträume mit Systemmängeln 134

Literaturverzeichnis 141 Großanlagenhydrauliken 146

Nomenklatur Lateinische Symbole

Symbol Einheit Bedeutung

A m² Fläche

C W/K Wärmekapazitätsstrom

pc Wh/(kgK) Spezifische Wärmekapazität

d M Dicke EΔ % , - Variation einer Einflussgröße

solf % Solare Deckungsrate

G W/m² Globalstrahlung

h M Höhe m - Geradensteigung, Zählvariable m kg/h Massenstrom n - Zählvariable P %/% Sensitivität Q Wh Wärme

Q W Wärmestrom

q 2KollW/m Spezifischer Wärmestrom

S - Standardabweichung T °C Temperatur

,logmTΔ K Logarithmische Temperaturdifferenz am Wärmeübertrager

t S Zeit UA W/K Übertragerleistung der Wärmeübertragers

V L Volumen

V l/h Volumenstrom x - Einflussgröße, Allgemeiner Messwert x - Allgemeiner Mittelwert aus Messwerten

Griechische Symbole

Symbol Einheit Bedeutung

W/mK Wärmeleitfähigkeit λ η - Wirkungsgrad (des Kollektors)

ρ kg/m³ Dichte

Inhaltsverzeichnis VI

Indizes

Symbol Bedeutung

a Umgebung

Ent Entladeseite

ges Gesamtgröße

2H O Wasser

i, j Zählindex

iso Isolierung, Dämmung

Ist Aus einer Messung bestimmt

Koll Kollektor

korr Korrigierter Wert

KW Kaltwasserseitig

m Mitte, Mittelwert

max Maximal

Mess Aus einer Messung bestimmt

mid Mittlerer Wert

min Minimal

norm Normalwert, normierte Größe

o Oben

PS Pufferspeicher

p Primärseitig

ref Referenzwert

rel Relativangabe einer Größe

RL Rücklaufseitig

s Sekundärseitig

SF Solarfluid

Sim Aus einer Simulationsrechnung bestimmt

Sol Solarseite

Soll Aus einer Simulationsrechnung bestimmt; Herstellerangabe

spez Auf eine spezielle Anlage bezogen

TWW Trinkwarmwasser

u Unten

VL Vorlaufseitig

1

1 Einleitung Solaranlagen zur Trinkwassererwärmung und zur Heizungsunterstützung sind im

Ein- und Zweifamilienhausbereich in großer Anzahl im Einsatz. Bei diesen Systemen gilt die Technik als weitgehend ausgereift (vgl. [Sti02], [Sti03]).

Obwohl die spezifischen Systemkosten mit zunehmender Größe der Solaranlagen abnehmen, sind Anlagen mit über 100 m² Kollektorfläche bisher noch nicht sehr verbreitet. Diese Systeme werden im Gegensatz zu den o. g. Kleinanlagen weniger „von der Stange“ gekauft, sondern meist individuell geplant. Dabei ist eine besondere Sorgfalt bei der Dimensionierung und Abstimmung der einzelnen Anlagenkompo-nenten aufeinander wichtig [Rem98].

Im BMU-Forschungsprogramm Solarthermie 2000 (Teilprogramm 2) wurden große Trinkwarmwasser-Systeme detailliert vermessen und untersucht. Dabei wurden an einer Vielzahl von Anlagen Mängel gefunden, die den Systemertrag stark negativ beeinflussen können. Weiter wurde festgestellt, dass viele dieser Mängel ohne intensi-ve Vermessung und zeitaufwändige Auswertung der Messdaten womöglich nie erkannt worden wären [Peu00a]. Da eine derart detaillierte Betreuung nur im Rahmen von Forschungsarbeiten möglich ist, ist ein kostengünstiges Verfahren zur Langzeit-überwachung großer solarintegrierter Wärmeversorgungsanlagen erforderlich [Rem98], [Bin03].

Auch neuere Untersuchungen bestätigen diese These. So hat [Kei05] im Jahre 2004 als Gutachter 24 Solarsysteme zwischen 3 und 50 m² Kollektorfläche [Kei06] unter-sucht, dabei wurden insgesamt 272 Mängel gefunden, im Mittel hatte also jede Anlage 11.4 Mängel. Da 50 % der Anlagen jünger als zwei Jahre waren, scheint ein Trend zu fehlerfreien Systemen nicht in Sicht. Hierbei muss allerdings berücksichtigt werden, dass bei jeder der Anlagen im Vorfeld bereits der Verdacht auf vorhandene Mängel bestand. Darüber hinaus schlussfolgert auch [Vog05] aus seinen Untersuchungen: „Die möglichst vollständige Funktionskontrolle hat sich selbst bei weitgehend vorge-fertigten Systemen als unumgänglich erwiesen“.

Der Trend zur automatisierten Funktionsüberwachung zeichnet sich auch bei anderen technischen Systemen ab. So stehen von Windkraft- und Photovoltaik-Anlagen (PV) bis hin zu Fahrkartenautomaten bereits eine Reihe geeigneter und erprobter Verfahren zur Verfügung (vgl. [Sie05], [Kon03]). Der Anspruch an eine Langzeitüberwachung für ein solarthermisches System ist allerdings deutlich höher als für viele andere Systeme. Beispielsweise ist der Betrieb eines PV-Moduls bei Kenntnis von solarer Einstrahlung, Temperatur und Zellspannung schon in einer einfachen Form kon-trollierbar. Die Leistungsfähigkeit eines großen solarintegrierten Wärmeversorgungs-systems hängt unter anderem von folgenden Faktoren ab [Rem98]:

2 Kapitel 1 Einleitung

- Bauart der Kollektoren sowie deren Aufstell- und Ausrichtungswinkel, - solare Deckungsrate und Systemnutzungsgrad, - Wetter- und Solarstrahlungsbedingungen im betrachteten Zeitraum am Standort, - Auswahl, Zusammenspiel und Funktionsfähigkeit einzelner Komponenten und das - Temperaturprofil im Speicher. Jeder einzelne Faktor kann die Gesamtleistung des genannten Systems stark beein-trächtigen. Ziel der vorliegenden Arbeit ist es, Möglichkeiten für eine Langzeit- (Funktions-) Überwachung (LZÜ) großer solarintegrierter Wärmeversorgungsanlagen (GSW-Systeme) zu diskutieren und ein geeignetes Verfahren aufzuzeigen, welches folgende Anforderungen in sich vereint:

1) Inbetriebnahmeprüfung: Wenn das GSW-System in Betrieb genommen wird, muss zunächst sichergestellt werden, dass das System wie vorgesehen funktioniert. Mögliche Fehlerquellen können bei der Planung und Umsetzung der hydraulischen Verschaltung der Komponenten, bei der Installation der Regelungssensoren, bei der Auswahl der richtigen Reglereinstellungen und nicht zuletzt bei der Integration in ein Gesamtwärmeversorgungssystem entstehen.

2) Kontinuierliche Langzeitüberwachung: Die Kenntnis darüber, dass ein System bei der Inbetriebnahme korrekt funktioniert hat, lässt keine Aussage darüber zu, wie es um das System z. B. ein Jahr oder auch nur einen Tag später bestellt ist. Für einen maximalen Energieertrag des Systems ist es außerordentlich wichtig, dass mögliche (Teil-)Ausfälle schnell erkannt und behoben werden können. Darüber hinaus können ungünstige Betriebszustände zur Zerstörung von Komponenten führen, besonders dann, wenn diese Zustände unbemerkt wiederholt auftreten.

3) Möglichst geringe Kosten: Durch eine (zusätzliche) Funktionskontrolle erhöhen sich die Investitionskosten eines Systems. Da die Investitionskosten ohnehin schon als Hemmschwelle für die Integration einer großen Solaranlage in die Wärmeversor-gung gesehen werden müssen, sollen die Mehrkosten für die Funktionskontrolle möglichst gering gehalten werden. Der Aufbau der Arbeit gliedert sich wie folgt: Nach dieser Einleitung werden in

Kapitel 2 zunächst die Rahmenbedingungen für die Langzeitüberwachung eingeführt. Anschließend werden im Kapitel 3 die Möglichkeiten einer Langzeitüberwachungs-strategie mit Hilfe von Plausibilitätskontrollen untersucht. Darüber hinaus können Kontrollstrategien auch auf einen Vergleich zwischen gemessenen und unter den-selben Randbedingungen simulierten Daten aufbauen. Dieser Ansatz wird in Kapitel 4 verfolgt. Kapitel 5 formt aus den Ergebnissen von Kapitel 3 und 4 einen Vorschlag für ein Kontrollverfahren. Abschließend fasst Kapitel 6 die Ergebnisse dieser Arbeit zu-sammen und gibt einen Ausblick.

3

2 Rahmenbedingungen für die Langzeit-überwachung

2.1 Große solarintegrierte Wärmeversorgungsanlagen Die Forschungsarbeiten in diesem Forschungsvorhaben richten sich primär an die

Überwachung typischer Großanlagen zur Trinkwarmwasserbereitung, die Übertrag-barkeit auf andere Systeme wird am Schluss der Arbeit aufgegriffen. Die meisten realisierten Anlagen lassen sich zwei Konzepten zuordnen, welche sich im Wesentli-chen in der Entladestrategie der Pufferspeicher unterscheiden. Diese Konzepte werden unter anderen auch von [Peu99] und [Rem01] empfohlen und nachfolgend vorgestellt. Darüber hinaus sind auch andere Anlagenverschaltungen realisiert worden, z. B. mit einer Nachheizmöglichkeit im Pufferspeicher. Bei diesen Systemen handelt es sich allerdings oftmals um individuelle Planungen, die nicht selten als vergleichsweise komplex und daher fehleranfällig einzustufen sind.

Abb. 2.1 zeigt vereinfachte hydraulische Schaltbilder eines sogenannten Vorwärm-speichersystems und eines Direktdurchlaufsystems. Durch die Verwendung von großen Pufferspeichern, die mit Heizungswasser gefüllt sind, kann eine zeitliche Divergenz zwischen (Strahlungs-)Angebot und (Trinkwarmwasser-)Nachfrage im Bereich einiger Stunden bis weniger Tage ausgeglichen werden. Je nach Platz-verhältnissen und Speicherbedarf sind i. d. R. mehrere Einzelspeicher durch Parallel- und/oder Reihenschaltung zu einer Pufferspeicherbatterie zusammengeschaltet. Die in Abb. 2.1 gezeigten Hydrauliken lassen sich wiederum in die Pufferspeicherbeladung (links) und in die Pufferspeicherentladung (rechts dargestellt) unterteilen und beide durch eine hydraulische Entkopplung mittels Wärmeübertrager in je einen Primär- und einen Sekundärkreis.

Die Beladung erfolgt über eine Pumpe im Primärkreis, welche die vom Kollektor absorbierte Wärme mittels eines frostbeständigen Wärmeträgers zum Beladewärme-übertrager transportiert (Teilkreis 1). Die Auslegung erfolgt bei Großanlagen typi-scherweise im Low-Flow-Betrieb mit , weil deshalb Kompo-nenten wie Rohrleitungen und Pumpen kleiner als bei High-Flow-Betrieb ( ) dimensioniert und dadurch Kosten eingespart werden können. Eine zweite Pumpe im Sekundärkreis der Beladeseite (Teilkreis 2) sorgt in Verbindung mit einer auf die Pufferbatterie angepassten Regelung für die Einspeiche-rung der Wärme in den Pufferspeichern. Die Ansteuerung der Kollektorkreispumpe erfolgt je nach Anlage entweder einstrahlungs- oder temperaturdifferenzgesteuert. Überschreitet die Einstrahlung oder die Temperaturdifferenz zwischen Kollektor und Pufferspeicher einen einstellbaren Schwellwert, wird die Kollektorkreispumpe eingeschaltet und erwärmt den Teilkreis 1. Erreicht infolgedessen die am Wärmeü-

212...18 /( )=Koll KollV l m h

h230...50 /( )=Koll KollV l m

4 Kapitel 2 Rahmenbedingungen für die Langzeitüberwachung

bertrager gemessene Vorlauftemperatur im Teilkreis 1 eine im Vergleich zur unteren Pufferspeichertemperatur gewinnversprechende Differenz, wird auch die Se-

Kollektor

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Kaltwasser

Warmwasser

Entladung PufferspeicherSolare Beladung PufferspeicherPrimär-

kreis

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Sekundär-kreis

Teilkreis

Primär-kreis

Sekundär-kreis

1 2 3 4

Kollektor

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Kaltwasser

WarmwasserFo

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Teilkreis 1 2 3 4

Vorwärmspeichersystem

Direktdurchlaufsystem

Abb. 2.1 Oben: Ver-einfachtes Prinzip-schaltbild einer großen solarintegrierten Wär-meversorgungsanlage im Vorwärmspeicher-verfahren. Die vom Flachkollektorfeld ge-wonnene thermische Energie wird dem Pufferspeicher über einen externen Wärme-übertrager je nach Temperaturniveau in verschiedenen Schichten zugeführt. Dieses erfolgt mithilfe der Teilkreise 1 und 2. Die Entladung des Pufferspeichers findet wiederum durch einen externen Wärme-übertrager statt. Bei diesem Beispiel des Vorwärmspeicher-prinzips erfolgt eine Entladung anhand zweier Pumpen-

kreisläufe (Teilkreis 3 und 4), wenn die Temperatur im unteren Bereich des Vorwärmspeichers unter die Temperatur im heißesten Pufferspeicher fällt. Im Teilkreis 3 sorgt eine Rücklaufbeimischung dafür, dass die Temperaturen im Wärmeübertrager auch bei einem 90 °C heißen Pufferspeicher nicht über die Ausfalltemperaturgrenze von Kalk (60 °C) ansteigen.

Unten: Vereinfachtes Prinzipschaltbild einer großen solarintegrierten Wärmeversorgungsanlage im Direktdurchlaufverfahren. Hierbei enthält der Entladeteil nur einen Pumpenkreislauf (Teil-kreis 3), auf der Sekundärseite wird direkt der Kaltwasservolumenstrom zur Entladung verwendet (Teilkreis 4), was bedeutet, dass eine Pufferspeicherentladung nur in dem Moment erfolgen kann, wenn eine Warmwasserzapfung vorliegt. Der Entladevolumenstrom wird hierbei so geregelt, dass sich im Falle einer Warmwasserzapfung eine konstante Temperaturdifferenz zwischen Kaltwasser und primärseitigem Rücklauf am Entladewärmeübertrager einstellt. Die Pufferspeicherbeladung ist unabhängig von der Entladestrategie und daher beim Direktdurchlaufprinzip identisch mit dem Vorwärmspeicherprinzip. Die Grafik findet sich zum Ausfalten auf der letzten Seite dieser Arbeit.

kundärkreispumpe eingeschaltet und somit die Pufferspeicherbatterie beladen. Beide Pumpen schalten ab, wenn die Temperaturdifferenz zwischen dem Vorlauffühler des Teilkreises 1 und dem unteren Teil des Pufferspeichers die eingestellte Mindest-

Kapitel 2.1 Große solarintegrierte Wärmeversorgungsanlagen 5

temperaturdifferenz unterschreitet und zur Vermeidung von kurzen Pumpentaktzeiten eine Mindestlaufzeit verstrichen ist (vgl. [Rem01]). 1

Eine Entladung der Pufferspeicher (Teilkreise 3 und 4) erfolgt, wenn das Tempe-raturniveau des Trinkwarmwassers im Vorwärmspeicher unterhalb der Mindest-temperatur liegt und im Pufferspeicher ein ausreichendes Temperaturniveau zur Verfügung steht. Aufgrund der kurzen Rohrleitungslängen werden in dem Fall die beiden Pumpen der Entladung gleichzeitig eingeschaltet und die Wärme über den Entladewärmeübertrager an das Trinkwasser übergeben. Ist die Zieltemperatur im Vorwärmspeicher erreicht oder unterschreitet die Temperaturdifferenz zwischen Pufferspeicher und Vorwärmspeicher die nutzbare Mindestdifferenz, schalten die Pumpen wieder ab [Rem01].

Die an der orthopädischen Klinik in Frankfurt (Main) installierte Anlage ist nach diesem Prinzip aufgebaut. Diese Anlage war 1996 Hessens größte Solaranlage zur Trinkwarmwasserbereitung. Sie wurde ab dem Jahr 2000 mit dem in Kapitel 2.4 vorgestellten Messkonzept vermessen und für Auswertungsbeispiele in dieser Arbeit herangezogen. Diese Anlage ist mit einer Kollektorfläche von 240 m², einer Puffer-speicherbatterie von 9 m³ sowie einem Trinkwarmwasserspeicher von 1.5 m³ aus-gestattet. Die solare Deckungsrate liegt bei etwa 50 %. Detailliertere technische An-gaben können Anhang A3 entnommen werden (vgl. [Ten97]).

Beim zweiten Konzept, dem Direktdurchlaufsystem, ist der Beladeteil analog zum Vorwärmspeichersystem aufgebaut. Die untere Grafik in Abb. 2.1 stellt den Unter-schied im Entladeteil der Pufferspeicher heraus. Bei diesem Konzept wird das kalte Trinkwasser direkt über den Entladewärmeübertrager in den Trinkwarmwasser-speicher geführt, wodurch eine Pumpe eingespart werden kann. Bei dieser Variante werden nicht mehr hydraulische Anschlüsse am Trinkwarmwasserspeicher benötigt, als bei einem konventionellen fossil beheizten Trinkwassersystem. Daher stellt das Direktdurchlaufsystem in dem Fall eine besonders geeignete Verschaltung dar, wenn ein Solarsystem nachträglich in ein bestehendes konventionelles Heizsystem integriert werden soll. Allerdings kann dem Trinkwarmwasserspeicher nur Wärme zugeführt werden, wenn eine Warmwasserzapfung erfolgt und somit eine Durchströmung des Wärmeübertragers stattfindet. Für Auswertungsbeispiele dieses Anlagenkonzeptes

1 Würde auch die Abschaltung der Kollektorkreispumpe (bei einer einstrahlungsgeregelten Anlage) über die

Einstrahlung erfolgen, kann bei schnell fallender Einstrahlung folgende nachteilige Situation auftreten: Die Kollektorkreispumpe wird abgeschaltet, das Solarfluid in der Vorlaufleitung (Teilkreis 1) befindet sich aber noch auf einem hohen Temperaturniveau, was bei guter Wärmedämmung der Rohrleitungen auch noch etliche Minuten erhalten bleibt. Da dort der Temperaturfühler für die Abschaltung der Sekundärkreispumpe ange-bracht ist, läuft diese (ohne Gewinne zu erzielen) weiter und durchmischt den Pufferspeicher. Dieser Effekt könnte auch durch eine zeitverzögerte (strahlungsgesteuerte) Abschaltung der Kollektorkreispumpe vermieden werden. Das Maß der Zeitverzögerung müsste allerdings an die jeweilige Anlage (mit unterschiedlichen Leitungslängen und Fluidvolumina im Kollektorfeld) angepasst werden.


wurden Messdaten verwendet, die im Rahmen des Forschungsprogramms Solarther-mie 2000 (Teilprogramm 2) an einer Anlage in Leipzig (Joh.-R.-Becher-Str.) aufge-nommen wurden. Diese Anlage besitzt ein Kollektorfeld von knapp 400 m², ein Pufferspeichervolumen von 20 m³ und einen Trinkwarmwasserspeicher von 1 m³ [Schi03]. Die solare Deckungsrate beträgt bei diesem System ca. 27 %. (Details zu den Systemen siehe Anhang A3).

In dieser Arbeit werden (nur) zwei Beispielgrafiken für eine dritte Anlage gezeigt, daher wird dieses System nur kurz vorgestellt. Das GSW-System Bernau dient zur Weichwassererwärmung für eine Wäscherei. Dieses System lässt sich nicht direkt einem der beiden Anlagenkonzepte (vgl. Abb. 2.1) zuordnen, da das Weichwasser direkt durch die Pufferspeicher geleitet wird. Die Teilkreise drei und vier sind ohne Wärmeübertrager miteinander verschmolzen, was für die beiden dargestellten Auswer-tungen (vgl. Abb. 3.9 und Abb. A.6) ohne Bedeutung ist. Die Anlage ist mit einer Aperturfläche von 88.4 m² und einem Pufferspeichervolumen von 10 m³ ausgestattet. Die verwendeten Messdaten wurden im Rahmen einer ISTT-Messung (vgl. unten auf S. 7) aufgenommen und vom ZAE München zur Verfügung gestellt.

2.2 Bisherige Ansätze zur Funktionsüberwachung Folgende Ansätze zur Funktionsüberwachung wurden oder werden derzeit verfolgt: Funktionskontrolle bei kleinen thermischen Solaranlagen (FUKS) Am Testzentrum Saarbrücken (TZSB) wurde bis 1999 ein etwa einjähriges Entwick-

lungsprojekt zur Funktionskontrolle bei kleinen thermischen Solaranlagen ohne Wärmemengenmessung durchgeführt. Darin wurde als Zielsetzung verfolgt, dass möglichst viele Fehler erkannt und benannt werden können, eine reglerimplementierte Lösung möglich sein solle und mit nur wenigen Zusatzsensoren die Mehrkosten weniger als 100 € betragen dürfen. Es wurde eine umfangreiche Mängelsammlung für die speziellen Gegebenheiten bei Kleinanlagen erstellt und diese auf Umsetzbarkeit unter den vorgegebenen Zielen abgearbeitet. Durch die geringe Ausstattung mit Sensoren (insbesondere keine Volumenstrom- und Strahlungsmessung) konnten im Ergebnis allerdings nur sieben Mängelalgorithmen vorgeschlagen werden [Alt99].

Garantierte Resultate von thermischen Solaranlagen (GRS) Im Rahmen des EU-Forschungsvorhabens „Garantierte Resultate von thermischen

Solaranlagen“ (1993 - 1997) wurden insgesamt 21 größere Solarsysteme in Deutsch-land überwacht. Die Projektkoordination lag bei der Arbeitsgemeinschaft kommunaler Versorgungsunternehmen zur Förderung rationeller, sparsamer und umweltschonender Energieverwendung und rationeller Wasserverwendung (Köln) in Zusammenarbeit mit der Firma IST Energietechnik GmbH (Kandern). Dazu wurden Messwerte, insbeson-dere die von den Kollektoren gelieferten Wärmemengen, 10-minütlich erfasst und

Kapitel 2.2 Bisherige Ansätze zur Funktionsüberwachung 7

nachts per Modem nach Kandern übertragen. Automatisiert wurde eine grobe Plausibi-litätsprüfung der Daten durchgeführt, wobei genaue Details nicht veröffentlicht wurden. Darüber hinaus wurden für die von den Kollektoren gelieferte Energie Monatsbilanzen erstellt. Durch einen Vergleich mit Simulationsergebnissen aus dem Simulationsprogramm f-chart2 wurden bei diesem Vorgehen Ertragsminderungen detektiert. Bei Abweichungen zwischen Simulations- und Messergebnissen wurde ein Fachbetrieb mit einem Kontrollbesuch bei der Anlage beauftragt. Die Unsicherheiten der Analyse betragen nach Angaben der Entwickler rund 10 % der solaren Jahres-Wärmelieferung. Sie dürften bei kürzeren Analysezeiten aufgrund des stark verein-fachten Systemmodells und der i. d. R. nicht gemessenen Einstrahlungsbedingungen jedoch deutlich höher sein. Deshalb ist mit diesem Verfahren bestenfalls eine Fehler-detektion (vermutlich erst lange Zeit nach dem ersten Auftreten der Störung), aber keine Fehleranalyse und damit Lokalisierung möglich. Darüber hinaus können viele technischen Probleme innerhalb des Unsicherheitsbereichs nicht erfasst werden. Auch ist die Nachheizung nie und der Speicher nicht bei jedem System in die Überwachung integriert. Die Kosten für die Messdatenerfassung und ein Jahr Betriebszeit werden mit umgerechnet etwa 10.000 € angegeben [Lub97] [Lub98].

In-Situ-Short-Term-Testing-Verfahren (ISTT) In Zusammenarbeit zwischen der Universität Stuttgart (ITW) und dem Bayerischen

Zentrum für angewandte Energieforschung in München (ZAE) wurde das In-Situ-Short-Term-Testing-Verfahren entwickelt, um einen vom Planer prognostizierten Jahresenergieertrag großer Solarsysteme mit der tatsächlich gelieferten Energie nach der Installation vergleichen zu können, ohne dabei auf eine aufwendige Jahres-vermessung angewiesen zu sein. Dazu wird das zu überprüfende System über einen Zeitraum von 4 bis 6 Wochen intensiv mit einer aufwändigen, aber mobilen Messtech-nik vermessen. An diese Messdaten werden die wichtigsten Parameter von mathemati-schen Modellen der einzelnen Anlagenkomponenten angepasst und damit ein komple-xes, validiertes Systemabbild in einer leistungsfähigen Simulationsumgebung erstellt. Mit diesem Systemmodell werden dann für Referenzbedingungen Jahreserträge simuliert ([Drü99], [Bei99], [Schw01]). Einerseits lassen sich dadurch verschiedene Anlagen untereinander gut vergleichen, andererseits ist es trotz einer relativ kurzen Vermessungszeit möglich, Fehler in Planung und Bauausführung zu erkennen. Der tatsächliche Anlagenzustand ist allerdings nur für den Zeitraum bekannt, für den Messdaten vorliegen. Anlagenmängel, die beispielsweise kurz nach Beendigung der Messphase auftreten und den tatsächlichen Jahresertrag erheblich schmälern, werden

2 f-chart ist ein sehr einfaches Simulationsprogramm für Handwerker, Energieberater und Anlagenplaner. Da

eine Anpassung an die reale Systemverschaltung nicht möglich ist, ist dieses Programm für Großanlagen wenig geeignet.


prinzipbedingt nicht erkannt. Damit eignet sich dieses Verfahren besonders für Abnahmemessungen und für Untersuchungen in Streitfällen. Für eine permanente Langzeitüberwachung ist das Verfahren nicht verwendbar. Die Kosten für die Unter-suchung einer Anlagen belaufen sich nach [Sta04] auf etwa 5.000 bis 10.000 €.

Input-Output-Controller (IOC) Am Institut für Solarenergieforschung in Hameln (ISFH) wird seit einigen Jahren ein

Input-Output-Kontrollalgorithmus (IOC) zur Langzeitüberwachung thermischer Solar-systeme entwickelt. Der Grundgedanke dieses Verfahrens ist es, den Ertrag einer Solaranlage (Output) mit dem zu vergleichen, der aufgrund der solaren Einstrahlung (Input) zu erwarten ist. Da der erwartete Ertrag vom Speicherzustand abhängt, wird eine mittlere Speichertemperatur in die Berechnung einbezogen. Damit sollen durch Lastreduktion verursachte Ertragsminderungen nicht als Anlagenmängel deklariert werden. Es bleibt aber fraglich, ob Störungen in der Entladung auf diese Weise detektiert werden können, da sie ebenfalls zu hohen Speichertemperaturen führen. Diese hohen Speichertemperaturen senken den erwarteten Ertrag entsprechend ihrer Höhe ab. Auch bleiben Fehler in den Systembereichen Speicher und Nachheizung nach bisherigem Kenntnisstand unberücksichtigt. Nach [Van02] bestand 2002 noch Forschungsbedarf zu den Auswirkungen von Lastprofilen, die von den Üblichen abweichen. Auch scheint eine spezielle Anpassung an die bei Großanlagen typische Aufteilung in Puffer- und Trinkwarmwasserspeicher dabei nicht vorgenommen worden zu sein.

Ein solcher IOC wurde in Prototypenreglern implementiert und an einigen Anlagen getestet. Nach [Van02] belaufen sich die Kosten für den Prototyp auf etwa 2.700 €. Es konnten an mehreren Anlagen Ertragsminderungen festgestellt werden, wobei deren Visualisierung mittels optischer Anzeigen am Gerät erfolgt. Abweichungen in der spe-zifischen Beladeenergie zwischen 0.3 und 0.6 kWh/(m²d) werden durch eine gelbe, Abweichungen größer als 0.6 kWh/(m²d) werden mittels einer roten Lampe am Gerät angezeigt. Eine Hilfestellung bei der Ursachenanalyse geht aber über die Möglichkei-ten des IOC-Konzeptes hinaus. Inwieweit eine Speicherung der zur Kontrolle benötig-ten Messdaten erfolgt, um damit eine manuelle Mängelsuche durchführen oder die möglichen Ertragsabweichungen der letzten Tage beurteilen zu können, ist den bisherigen Veröffentlichungen nicht entnehmbar [Van01] [Bin03].

Diskussion der genannten Verfahren Die spezielle Ausrichtung auf Kleinanlagen ermöglicht keine sinnvolle Übertragung

der Ergebnisse der FUKS-Untersuchung auf große Systeme aufgrund der speziellen Randbedingungen. Einerseits ist der Systemaufbau bei Großanlagen komplexer, andererseits fallen zusätzliche Sensoren aufgrund der wesentlich höheren Gesamt-kosten weniger ins Gewicht. Zwar können einige der Kontrollalgorithmen auch auf

Kapitel 2.3 Kombiniertes Optimierungs- und Überwachungskonzept 9

große Systeme angewendet werden, eine umfassende Überwachung ist damit aller-dings nicht zu erreichen.

Im Gegensatz zu FUKS ist das GRS-Verfahren auch für Großanlagen entwickelt worden. Eine Beurteilung gemessener Jahreserträge konnte erreicht werden. Aufgrund der Unsicherheiten ist das Verfahren zur schnellen, kurzfristigen Fehlerdetektion wenig geeignet. Auch konnten keine Aussagen zu implementierten Identifizierungs-hilfen gefunden werden. Die Mehrkosten, besonders für die Überwachungstechnik, sind als hoch anzusehen.

Das ISTT-Verfahren zielt ebenfalls darauf ab, einen Jahresenergieertrag zu ermitteln. Vorteilhaft gegenüber dem GRS-Verfahren ist, dass die dazu notwendige Messphase kurz ist und bestehende Mängel nicht eventuell erst ein Jahr später bemerkt werden. Nachteilig ist, dass der kurze Vermessungszeitraum zulasten einer möglichen und auch nötigen Langzeitüberwachung geht. Vermutlich führten zusätzlich die hohen Kosten dazu, dass sich dieses Verfahren bisher nicht etablieren konnte.

Das IOC-Verfahren ist wiederum für eine permanente Langzeitüberwachung konzi-piert, dabei wird wie bei FUKS auf eine Integration in den Anlagenregler gesetzt. Durch Schwächen bei der Integration von Speicher- und Nachheizung und der fehlen-den Unterstützung zu automatisierter oder manueller Fehlersuche bleiben auch bei diesem Verfahren Wünsche an eine Langzeitüberwachung offen. Können die Kosten durch große Stückzahlen deutlich gesenkt werden, ist dieses Verfahren für kleine und mittlere Anlagen trotzdem sehr interessant.

Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass keiner der bisherigen Lösungsansätze zur Langzeitüberwachung alle in der Einleitung formulierten Anforderungen erfüllen kann.

2.3 Kombiniertes Optimierungs- und Überwachungskonzept Die vorliegende Arbeit formt zusammen mit den Untersuchungen von [Kra03] ein

vierstufiges Konzept, in dem sowohl eine Überwachung als auch eine Optimierung von großen solarintegrierten Wärmeversorgungsanlagen vorgeschlagen wird. Dieses Konzept wird in Abb. 2.2 dargestellt und erstreckt sich von der Planungsphase über den kompletten Lebenszyklus einer Anlage.


Die erste Stufe zu einem „optimalen“ System erfordert eine bestmögliche Abstimmung der gesamten Anlage sowie ihrer einzelnen Komponenten auf die lokalen und verbrauchs-spezifischen Randbedingungen. Der übliche Planungsprozess basiert oftmals auf Auslegungs-richtlinien, welche aufgrund von Systemerfahrungen erstellt wurden (vgl. [Bin02]). Dabei erfolgt eine Anpassung an die speziellen Gegebenheiten mithilfe eines einfachen systemorientierten Simulations-programms, wie z. B. mit T*Sol ([Val96]). Genauer und bei der Planung von Großanla-gen empfehlenswert wäre die Verwendung eines kom-ponentenorientierten Simulati-onsprogramms, was aber aufgrund seiner Komplexität und der damit verbundenen langen Einarbeitungszeit jedoch für den Anlagenplaner meist ungeeignet ist. Um diesem eine einfache Bedienbarkeit von komponentenorien-tierten Simulationsprogrammen wie TRNSYS ([Kle94]) zu ermöglichen, wurde im Rahmen der Arbeiten von [Kra03] eine dem Vorbild von T*Sol nachempfundene Bedienoberfläche erzeugt. Unter Verwendung numerischer Optimierungsverfahren kann mithilfe der durch die Bedienoberfläche erstellten Systemmodelle eine Planungs-optimierung erreicht werden.

Stufe 1 Stufe 2 Stufe 3 Stufe 4

Planungsphase

1. Betriebsjahr

2. Betriebsjahr

3. Betriebsjahr

...

...

letztes Betriebsjahr

Pla

nung

sopt

imie

rung

Lang

zeitü

berw

achu

n g

"Sta

tisch

e"B

etrie

bsop

timie

rung

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amis

che"

B

etrie

bsop

timie

rung

Abb. 2.2: Vierstufiges Konzept zur Überwachung und Optimierung von Solaranlagen. Die Planungsphase sollte bereits eine optimale Anpassung der gesamten Anlage an die lokalen Randbedingungen beinhalten. Über die gesamte Betriebszeit der Anlage sollte des Weiteren eine Langzeit-überwachung den ordnungsgemäßen Betrieb sicherstellen. Nachdem Betriebserfahrungen mit den Anlagen vorliegen, beispielsweise nach einem Jahreszyklus und dann eventuell jedes Jahr, kann durch eine „statische“ Betriebsoptimierung eine Anpassung von noch veränderbaren Anlagenparametern erfolgen. Reagiert das Betriebsverhalten sensitiv auf Einstrahlungs- und Verbrauchsrandbedingungen, könnte darüber hinaus mit Hilfe von Wetter- und Verbrauchsvorher-sagen eine dynamische Optimierung von Regelungsparame-tern durchgeführt werden.

Ist die Anlage in Betrieb genommen, sollte in einer zweiten Stufe durch eine Lang-zeitüberwachung die ordnungsgemäße Funktionsweise der Anlage während der gesamten Betriebsdauer sichergestellt werden. Darüber hinaus kann die Langzeitüber-wachung auch Messdaten aufnehmen, die weiteren Optimierungsstufen als Datenbasis dienen.

Weicht der tatsächlich eingetretene Verbrauch deutlich von den Auslegungswerten ab, kann durch eine Anpassung von Betriebsparametern in der dritten Verfahrensstufe möglicherweise eine signifikante Ertragssteigerung erreicht werden. Diese als „stati-

Kapitel 2.4 Datenerfassung und -auswertung 11

sche“ Betriebsoptimierung bezeichnete Maßnahme könnte beispielsweise jährlich durchgeführt werden und beschränkt sich auf Anpassungen, die kaum Kosten verursa-chen, also auf Veränderungen von Regelungsparametern und Volumenströmen. Bei großen Verbrauchsabweichungen könnte auch der Austausch z. B. von Wärme-übertragern sinnvoll sein.

Darüber hinaus ist eine Ertragssteigerung denkbar, wenn in einer vierten Stufe eine „dynamische“ Betriebsoptimierung mit Hilfe von Wetter- und Verbrauchsvorhersagen unter Berücksichtigung des aktuellen Speicherzustandes speziell angepasste Parameter vorgegeben werden können. Diese Anpassung könnte z. B. täglich während der Nacht erfolgen. Da hierbei ein Austausch von Komponenten nicht möglich ist, ersetzt eine kontinuierliche Parameteranpassung Stufe 3 nicht vollständig, sondern sollte er-gänzend zu dieser gesehen werden.

In der vorliegenden Arbeit werden Möglichkeiten zur Durchführung von Langzeit-überwachungen (Stufe 2) vorgestellt und diskutiert. Eine detaillierte Behandlung der Optimierungsstufen 1, 3 und 4 findet sich in [Kra03].

2.4 Datenerfassung und -auswertung Ein Problem der bisherigen Ansätze zur Funktionskontrolle ist, dass zumeist eine

aufwändige Messdatenaufnahme verwendet wurde (vg. Kap. 2.2). Um diese möglichst kostengünstig realisieren zu können, wurde versucht, einen kostenintensiven Daten-logger dadurch einzusparen, dass zur Datenaufnahme auf den Solarregler zurückge-griffen wurde. Fast alle marktgängigen Großanlagenregler sind mit einer Daten-kommunikationsschnittstelle ausgestattet, so auch der hier verwendete Typ. Über sie können mit einer nachgeschalteten Loggingeinheit die zur Regelung verwendeten Messdaten gespeichert werden. Diese Daten können dann zur weiteren Auswertung benutzt werden.

Durch den Einbezug des Reglers in die Langzeitüberwachung stehen auch die ohne-hin zum Anlagenbetrieb erforderlichen Sensoren zur Verfügung. Dadurch sind weitere Einsparungen möglich. Die heutigen Solarregler sind in der Regel mit einer größeren Anzahl von Sensoreingängen ausgestattet als zum Betrieb der Systeme notwendig ist. Dadurch können zusätzliche, zur Anlagenüberwachung benötigte Messfühler ergänzt werden.


Regelung derAnlage,

Messung vonTemperaturen,

Volumenströmen,Einstrahlung

Mittelwertbildungund

Datenspeicherung(1 min. Mittelwerte),

Visualisierung

Steuerung derDatenübertragung,

Ablauf derFunktionskontrolle,Datenarchivierung

Mess PC

PC zurÜberwachung

Modem

Solar-Regler

Modem

Mess PC

Solar-Regler Modem

GSW-Standort 1

GSW-Standort n

Überwachungszentrale

Abb. 2.3: Schema der im Forschungsvorhaben verwendeten Messdatenaufnahme und -speicherung. Der Solarregler gibt die intern zur Regelung verwendeten Messdaten über eine Datenschnittstelle an den Mess-PC weiter. Dieser berechnet Minutenmittelwerte und speichert die Daten in Tagesdateien. Die Funktionskontrolle erfolgt auf einem Überwachungs-PC, der programmgesteuert einmal täglich die Daten aller Anlagen abruft, auswertet und nötigenfalls Fehlermeldungen verschickt.

Ein zusätzlicher Sensor wird vor allem für die Strahlungsmessung benötigt, die für eine Anlagenüberwachung grundlegend ist.3 Dieses Konzept kam beispielsweise bei dem in dieser Arbeit verwendeten Vorwärmspeichersystem Frankfurt Main zur Anwendung.

Als Datenzwischenspeicher wurde im Forschungsstadium ein PC-System gewählt. Dieses liest kontinuierlich über die Kommunikationsschnittstelle den vom Regler kommenden Datenstrom ein und berechnet und archiviert Minutenmittelwerte. Zu-sätzlich ist dieser Logging-PC über ein Modem an das Telefonnetz angeschlossen (siehe Abb. 2.3).

Die weitere Archivierung und Auswertung der Anlagenmessdaten erfolgt auf einem PC in der Überwachungszentrale, in diesem Fall in den Räumen der Universität Kassel. Dieser Überwachungs-PC kann automatisiert mithilfe einer Fernsteuerungs-

3 Hierzu wurde ein Messsignalumsetzter entwickelt, der das Ausgangssignal des Strahlungssensors auf den

Signalbereich eines PT-1000 Temperatursensors transformiert. Da die meisten Solarregler mit diesen Tempe-ratursensoren arbeiten, kann die solare Globalstrahlung somit an einem verfügbaren Temperatureingang gemessen werden.

Kapitel 2.4 Datenerfassung und -auswertung 13

software die Messdateien von den Mess-PCs der zu überwachenden Anlagen abrufen. Anschließend findet die Funktionskontrolle statt. Dazu wurde im Rahmen dieser Arbeit eine Überwachungssoftware entwickelt. Zur Überprüfung des Anlagenbetriebs wurden jeweils die Daten des Vortags benutzt. Dieses Vorgehen verspricht eine universelle Überwachung aller Systeme, die Messdaten in einer datenbankimport-gerechten4 Form zur Verfügung stellen können. Kann mit diesem Konzept eine zweckmäßige Anlagenüberwachung erreicht werden, sind die zu erwartenden Kosten relativ gering. Einige Zusatzsensoren (Strahlung, Volumenstrom) sollten wenige hundert Euro nicht übersteigen. Ein Loggingmodul, wenn es standardmäßig vom Reglerhersteller angeboten würde, dürfte bei heutigen Chipkosten ebenfalls kein großer Kostenfaktor sein. Des Weiteren sind die Kosten für eine Übertragung der Messdaten (Telefon, Internet) in den letzten Jahren stark gesunken und dürften in Zukunft kaum noch ins Gewicht fallen. Der größte Kostenfaktor dürfte ein leistungs-fähiger Auswertungsrechner sowie die Anpassung der Auswertungssoftware an neu zu überwachende Systeme sein. Aber auch leistungsfähige Rechner sind kein wirklicher Kostenfaktor mehr, zumal sich die Investition auf alle zu überwachenden Anlagen verteilt. Dank der zentralen Unterbringung ist dieses System gut wartbar. Und ist erst ein gewisses Kontingent an Anlagen in die Überwachung eingebunden, sinkt damit verbunden der Anpassungsaufwand für jede weitere Anlage.

Um bei der Herleitung des Funktionskontrollverfahrens auf den Einfluss der Mess-genauigkeiten verschiedener Sensoren eingehen und daraus Empfehlungen für die Auswahl der Sensoren geben zu können, werden die marktüblichen Sensoren kurz spezifiziert.

Bei marktgängigen Solarreglern kommen im Wesentlichen zwei Sensortypen für die Temperaturmessung zur Anwendung: Platin-Widerstandsfühler (PT) und Halbleiter-fühler (KTY). Nach [Peu01] werden zumeist PT10005 Fühler der Klasse B in Zweilei-terverkabelung eingesetzt (Preis ca. 17 €/Stück). Angaben für die Grenzabweichung dieser Fühler finden sich in DIN IEC 751, sie liegen im Temperaturbereich von -200 bis 650 °C bei in 2, 3 oder 4-Leiterschaltung. Mit ±0.3 K +0.005 K× T T wird darin der Zahlenwert der Temperatur in °C ohne Berücksichtigung des Vorzeichens be-zeichnet. Einige Reglerhersteller verwenden auch die etwas kostengünstigeren KTY-Fühler (Preis ca. 14 €/Stück). Ein Normenwerk zu diesen Fühlern konnte nicht gefun-den werden, die Firma Philips gibt aber beispielsweise die Messgenauigkeit ihres KTY81-210 Fühlers (Messbereich –55 bis +150 °C) in [Phi96] mit ±2 K bei 0 °C und ±4 K bei 100 °C an. Die Messgenauigkeit ist damit deutlich unterhalb der PT1000-

4 Beispielsweise im ASCII, TXT oder XLS Format. 5 Die Zahl hinter dem Metallkürzel gibt den Widerstandswert in Ω bei 0°C an.


Fühler anzusehen, was auch durch eine Vergleichsmessung, dargestellt im Anhang A1 gezeigt werden konnte. Dort sind auch weitere Ungenauigkeiten genannt, die durch eine Montage entstehen können.

Etablierte Messsensoren zur Volumenstrommessung im Solarbereich sind Flügelrad- und Ringkolbenzähler. Geräte, die nach dem magnetisch-induktiven (MID) oder dem Ultraschallverfahren arbeiten, kommen aufgrund ihres hohen Preises nur selten zum Einsatz. Des Weiteren sind Ultraschallgeräte nicht sehr messgenau. Die in der Solar-technik häufig verwendeten, kostengünstigen Flügelradzähler haben nach üblichen Herstellerangaben einen relativen Messfehler von ca. ± 3 % vom Skalenendwert. Allerdings gilt dies nur für den Neuzustand. Mit zunehmendem Alter werden die Ungenauigkeiten größer. Neben Veränderung der mechanischen Laufeigenschaften des Rades können sich auch die strömungstechnischen Eigenschaften ändern, sodass der relative Fehler bis zu ± 7% betragen kann (vgl. [Fer87]). Ringkolbenzähler er-reichen prinzipbedingt durch das definierte Verdrängungsvolumen im Ringkolben eine höhere Genauigkeit als Flügelradzähler. Die meisten Hersteller geben für ihre Geräte eine Messgenauigkeit von 0.5 % vom Messwert an. Allerdings liegen die An-schaffungskosten etwa um den Faktor fünf über denen der Flügelradzähler. Nochmals um den Faktor 0.5 bis 1 teurer sind MID’s bei mit Ringkolbenzählern vergleichbarer Genauigkeit. Der Druckabfall ist bei Ringkolbenzählern wesentlich höher als bei MID’s und Flügelradzählern. Mit Flügelrad- und Ringkolbenzählern konnten auch Volumenströme gemessen werden, die entgegen der eigentlichen Einbaurichtung liefen (vgl. Ausfall der Schwerkraftbremse); dieses ist mit MID’s nicht möglich.

In [Uec00a] wurden verschiedene marktgängige Strahlungssensoren unterschiedli-cher Genauigkeit (und Kosten) in einem Feldtest miteinander verglichen. Dabei wurden drei Pyranometer und vier Photovoltaikzellen verwendet. Der Vergleich lieferte eine Einschätzung über die Genauigkeit einzelner Sensoren. Darüber hinaus konnte durch weitere Untersuchungen Erkenntnisse zur Auswirkung der Messfehler auf die absorbierte Strahlung GNutz gewonnen werden. Die Unsicherheiten in der täglichen Strahlungssumme aufgrund der Strahlungsmessfehler können danach bei den untersuchten Sensoren bis zu 0.25 kWh/(m²d) betragen. Bei Verwendung von gut kalibrierten Photovoltaikzellen oder Pyranometern lag die Unsicherheit unter 0.1 kWh/(m²d).

2.5 Mögliche Anlagenmängel Für die Entwicklung einer Funktionskontrolle ist zunächst eine umfangreiche Samm-

lung möglicher Anlagenmängel nötig. In diesem Kapitel sind die wichtigsten Mängel zusammengetragen. Um einen sinnvollen Identifizierungsaufwand für einzelne Anlagenmängel bestimmen zu können, sind darüber hinaus Informationen über

Kapitel 2.5 Mögliche Anlagenmängel 15

Mängelhäufigkeiten und Ertragsauswirkungen hilfreich. Dazu werden in Abb. 2.4 Untersuchungsergebnisse von [Kei05] dargestellt.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

Häu

figke

it

0-10% 11-30% 31-50% 51-70% 71-99% 100%Ertragsminderung

Ertragsminderungen der AnlagenmängelVerteilung der Anlagenmängel

Regelung /Sensoren

29%

Hydraulik 59%

Kollektoren 9%

Speicher 1%Sonstiges

2%

Abb. 2.4: [Kei05] konnte bei Untersuchungen an 24 mängelverdächtigten Solaranlagen zwischen 3 und 50 m² Kollektorfläche 272 Anlagenmängel identifizieren [Kei06]. Linke Grafik: Mit fast 60 % ist die Hydraulik am häufigsten betroffen, etwa 30 % entfielen auf das Regelungssystem nebst Sensorik. Lediglich 9 % betrafen die Kollektoren und nur 1 % die Speicher. Rechte Grafik: 15 % der Fehler brachten eine geringe Ertragsminderung von bis zu 10 % mit sich. Fast die Hälfte aller Fehler sind für Ertragsminderungen von über 50 % verantwortlich. Grafiken modifiziert nach [Kei05].

Die in dieser Untersuchung häufigsten Anlagenmängel sind nach Abb. 2.4 nicht auf die typischen Solarkomponenten Kollektor und Speicher zurückzuführen, sondern auf die gesamte Hydraulikverschaltung sowie die Regelung. Dazu passend stellt [Kei05] fest, dass die Ursachen für die Anlagenmängel zum großen Teil auf Planung und Installation zurückfielen Komponenten damit oftmals falsch ausgelegt, eingebaut oder eingestellt waren. Aus [Kei05] ist nicht zu entnehmen, wie viele der Mängel bereits nach der Installation vorhanden waren und damit bei einer Inbetriebnahme-untersuchung hätten gefunden werden können. Denn Verschaltungsfehler in der Hydraulik lassen sich bei entsprechendem Fachwissen durch optische Kontrolle relativ einfach aufdecken und unterliegen keinen Veränderungen im Laufe der Betriebszeit, Regelfehler jedoch können sich vor allem durch Sensordefekte jederzeit einschleichen. Regelfehler können entweder direkt für Ertragseinbußen verantwortlich sein oder aber über eventuell nur temporär auftretende ungünstige Betriebszustände Einfluss auf die Hydraulik nehmen. Dies kann beispielsweise durch Kalkablagerungen im Wärmeüber-trager passieren, wenn die Temperaturen im Trinkwarmwasserteil über 60 °C an-steigen.

Die nachfolgende Abb. 2.5 zeigt eine Sammlung von Mängeln, die bei großen solar-integrierten Wärmeversorgungsanlage auftreten können. Die hier vorgestellte Samm-lung baut auf der Mängelsammlung für Kleinanlagen aus [Alt99] auf und wurde entsprechend angepasst.


Volumenstrom LeistungWärmeübertrager

Anlagenmängel

LeistungKollektoren

V1Volumenstrom im

Betriebsfall zu klein

V2Volumenstrom im

Betriebsfall zu groß

V1.4Betriebsvor-

druck zu gering

V1.3Fouling im

Hydaulikkreis

V1.2Luft im

Hydraulikkreis

V1.1Falsche Pumpe

oder -stufe

V2.1Falsche Pumpe

oder -stufe

W2Fouling

W1Zu klein

dimensioniert

K1Teilfelder nicht

durchströmt

K7Isolierung derRohrleitung

K4Scheibe

verschmutzt

K5Kondensat auf

Scheibe

K3Dämmungschlecht

K6Anschlüssevertauscht

K2Beschichtung

gealtert/schlecht

Regelung

R1Reglerausfall

R2Sensorausfall

R3Sensorenungenau

R4Falsche

Regelkriterien

R5Falsches

Regelschema

R6Position

Kollektorfühler

R7Falsche T/dTEinstellungen

WärmeverlusteSpeicher

S1Isolierung

mangelhaft

R8Falsche Sensor-

positionen

R9Ausfall Schwer-

kraftbremse

Abb. 2.5: Anlagenmängel gruppiert nach ihrer Zugehörigkeit zu den Teilbereichen Regelung, Volu-menstrom, Kollektoren, Wärmeübertrager und Speicher.

In der Grafik sind die Mängel den verschiedenen Teilbereichen der Anlage zugeord-net. Der Teilbereich Regelung umfasst alle mit Anlagenregelung zusammenhängenden Mängel wie Defekte, fehlerhafte Einstellungen und falsche Montagepositionen der Sensoren. Unter dem Stichwort Volumenstrom finden sich die Mängel, die zu geringe oder zu hohe Volumenströme verursachen. Die Auflistung gilt dabei gleichermaßen für jeden Hydraulikkreis im System. Die Zuordnung zu den Teilbereichen Leistung Kollektoren, Leistung Wärmeübertrager und Wärmeverluste Speicher erfolgt analog den beiden anderen.

Die Anordnung der Teilbereiche von links nach rechts entspricht einer sinnvollen Prüfreihenfolge der in Kapitel 3 beschriebenen Plausibilitätskontrolle. Dort werden die einzelnen Mängel näher beschrieben und auf ihre Detektions- und Identifizierungs-möglichkeit hin überprüft.

17

3 Plausibilitätskontrolle zur Anlagenüber-wachung

In diesem Kapitel werden die Möglichkeiten von Plausibilitätsbetrachtungen zur Langzeitüberwachung großer solarintegrierter Wärmeversorgungsanlagen erörtert. Dabei wird diskutiert, ob und in wieweit die in Kapitel 2.5 beschriebenen Anlagen-mängel identifiziert werden können.

Zwei Typen der Störungsmeldung werden unterschieden. Die erste einfachere Form wird im Folgenden als Fehlerdetektion bezeichnet. Einen Anlagenfehler zu detektieren bedeutet in diesem Zusammenhang, ein Fehlverhalten einer Anlage, aber noch nicht den Grund für dieses Fehlverhalten festzustellen. Ein Beispiel für eine Fehlerdetektion ist ein zu geringer Solarertrag, womit zwar bekannt ist, dass an der Anlage etwas nicht stimmt, es bleibt aber zur Störungsbeseitigung die Mängelursache herauszufinden. Dabei können besonders Mängel, die nur in bestimmten Betriebszuständen auftreten, auch nur bei diesen Zuständen identifiziert werden. Das bedeutet beispielsweise, dass der Monteur abends an der Anlage kaum eine Möglichkeit hat, einen solchen tagsüber angezeigten Fehler identifizieren und anschließend beseitigen zu können. Selbst wenn Messdaten der Anlage vorliegen, ist eine manuelle Auswertung extrem aufwändig und zeitintensiv. Aus diesem Grund können automatisierte Identifizierungshilfen als sehr hilfreich angesehen werden. Daher wird der zweite Typ der Störungsmeldung im Folgenden als Fehleridentifikation bezeichnet.

Der Aufbau einer Plausibilitätskontrollstruktur bedingt eine definierte Abfolge der Kontrollen der einzelnen Teilbereiche. Der Regler stellt dabei einen zentralen Baustein dar. Liegt ein Defekt am Regler oder an den Sensoren vor, sind nachgeschaltete tiefergehende Untersuchungen wahrscheinlich nicht mehr zielführend. Aus diesem Grund ist zunächst eine Überprüfung der Regelung notwendig. Können dabei keine Mängel festgestellt werden, ist eine Fortsetzung mit der Kontrolle der Volumenströme sinnvoll. Da die Leistungsfähigkeit von Kollektoren und Wärmeübertragern wiederum von den jeweiligen Volumenströmen abhängig ist, ist deren Überprüfung erst nach einer Volumenstromkontrolle sinnvoll. Von Schritt zu Schritt lassen sich auf diese Art tiefer liegende Kontrollebenen abarbeiten. Eine grafische Darstellung der im Folgen-den hergeleiteten Kontrollschritte zeigt Abb. A.4 im Anhang.

3.1 Prüfung der Regelung In der ersten und oberen Kontrollebene ist die Überprüfung der Regelung zu finden,

dieser wird auch die Datenaufnahme zugeordnet.

18 Kapitel 3 Plausibilitätskontrolle zur Anlagenüberwachung

Ausfall des Reglers (R1) Der Ausfall des Reglers stellt einen grundlegenden Mangel dar. Dieser kann bei-

spielsweise durch einen Stromausfall oder einen technischen Defekt im Regler ver-ursacht werden. Fällt der Regler komplett aus, ist kein (sinnvoller) Anlagenbetrieb mehr möglich und es können keine Messdaten mehr vom Loggingsystem aufgenom-men und an das Auswertungssystem weitergegeben werden. Aus Sicht des Auswer-tungssystems stehen damit keine aktuellen Messdaten zur Funktionskontrolle bereit. Allerdings führt auch der Ausfall des Loggingsystems zu einem ähnlichen Ergebnis. Dieser kann zwar bedeuten, dass das Auswertungssystem keine Verbindung zum Loggingsystem aufbauen kann; denkbar ist aber auch, dass im Gegensatz zum Log-gingteil der Kommunikationsteil noch funktioniert und damit kein eindeutiges Ereignis vorliegt. Da diese beiden Fälle vom Auswertungssystem kaum unterschieden werden können, ist es sinnvoll, für die Plausibilitätsbehandlung Regler und Loggingsystem als Einheit zu betrachten. In beiden Fällen ist auch eine schnelle Störungsbeseitigung angeraten, da im ersten Fall die Anlagen vollständig außer Betrieb und im zweiten Fall eine weitere Funktionskontrolle und –überwachung nicht mehr möglich ist.

Neben dem kompletten Ausfall eines der beiden Teilsysteme können auch temporäre Datenausfälle auftreten, beispielsweise bei einem vorübergehenden Stromausfall oder einer zeitweisen Unterbrechung der Übertragungsleitung. Aber auch durch Software-fehler, die zur zeitweisen Fehlinterpretation des Reglerprotokolls führen, kann es zum Fehlen ganzer Datensätze oder zu Messlücken innerhalb der Datensätze kommen.

Eine Störung der Regler-Logging-Einheit kann identifiziert werden, wenn nicht eine Mindestdatenmenge an das Auswertungssystem übertragen wurde. Die Entscheidung, welches der beiden Geräte dafür verantwortlich ist, muss dann vor Ort getroffen werden. Im Rahmen dieses Forschungsvorhabens wurde davon ausgegangen, dass für eine weitere Auswertung mindestens 99 % der an diesem Tag erwarteten Daten vorhanden sein müssen6. Im Falle von Messlücken wurde die zugehörige Datensatz-zeile für die weitere Auswertung gesperrt.

Ausfall eines Sensors (R2) Außer dem Regler selber können auch einzelne Sensoren der Grund für eine Störung

sein. Dabei sind mehrere Fehlerzustände eines Sensors denkbar. Zum einen registriert das Messsystem z. B. beim Bruch eines Messkabels kein auswertbares Signal des jeweiligen Sensors mehr oder ein Signal, aus dem eindeutig ein Fehler hervorgeht (z. B. 0 mA bei 4..20 mA). Je nach Reglerhersteller werden dann unterschiedliche, un-

6 99% der Tagesdaten bedeutet, dass nicht mehr als 14 Minutensätze außerhalb des Toleranzbereichs liegen oder

ganz fehlen dürfen. Auch bei temporär notwendigen Rechnerneustarts konnten mit diesem Wert an der Anlage Frankfurt (M) gute Erfahrungen gemacht werden. Ein nennenswerter Einfluss auf die nachfolgenden Teilver-fahren konnte beim Fehlen von 1% der Tagesdaten nicht bestimmt werden.

Kapitel 3.1 Prüfung der Regelung 19

realistische Messwerte ausgegeben. Zum anderen kann ein Sensordefekt auftreten, bei dem zwar theoretisch denkbare Messwerte registriert werden, die aber für die jeweilige Messstelle außerhalb der möglichen Grenzen liegen. Dies könnte beispielsweise eine Temperatur im Speicher von über 130 °C sein. Die Auswirkungen eines Sensor-defektes auf den Ertrag der Anlagen können erheblich sein. Beispielsweise wird der Ausfall des Kollektorfühlers dazu führen, dass das System überhaupt nicht mehr in Betrieb geht. Folgeschäden, beispielsweise durch Stillstand im Sommer und damit einhergehenden hohen Temperaturen, sind möglich.

Für die Überprüfung von Temperatur- und Strahlungssensoren lassen sich die beiden Fehlzustände unkompliziert durch eine Abfrage identifizieren, worin der jeweilige Messwert auf Einhaltung der für ihn zulässigen Grenzwerte geprüft wird. Liegt ein Sensorsignal nicht innerhalb der festgelegten Grenzwerte, ist der verursachende Sensor damit unmittelbar identifiziert.

Da die in kommerziellen Solaranlagen typischerweise verwendeten Volumen-stromsensoren Signale in Form von Impulsen abgeben, ist bei der Verarbeitung durch Impulszählung ( ) das Definieren einer unteren Ausfallgrenze problematisch. Klemmt der Geber oder ist ein Messkabel gebrochen, werden keine Impulse mehr gesendet und der Volumenstrom wird daher zu null registriert. Dies ist aber ohne Prüfung des momentanen Betriebszustands kein außergewöhnlicher Messwert. Ein derartiger Fehler würde durch die später vorgestellte Volumenstromkontrolle zwar detektiert, könnte aber nicht eindeutig als Sensorausfall identifiziert werden, sondern auch auf den Ausfall oder den bestimmungsgemäßen Nichtbetrieb der Pumpe zurück-zuführen sein. Diese beiden Zustände können mittels Auswertung von zeitlichen Temperaturänderungen im zugehörigen Kreislauf unterschieden werden. Dazu ist eine einzelne Temperaturmessstelle oder eine Temperaturdifferenzmessung (beispielsweise vor und hinter einem Wärmeübertrager) geeignet. Kann an dieser Messgröße eine deutliche zeitliche Veränderung registriert werden, ist der Ausfall der Pumpe als unwahrscheinlich und der Ausfall des Sensors als wahrscheinlich anzunehmen. Die Definition einer oberen Ausfallgrenze ist in jedem Fall möglich. Da sich die Volumen-ströme in den einzelnen Teilkreisen stark unterscheiden können, ist für jeden Volu-menstromsensor eine eigene Bereichsdefinition erforderlich. Darüber hinaus sind auch Volumenstromsensoren am Markt verfügbar, die mit einer Elektronik ausgerüstet sind, welche bereits eine Umwandelung des Impulssignals in ein Stromsignal von bei-spielsweise 4..20 mA vornimmt. Bei diesen Sensoren ist analog zu den Temperatursen-soren die Definition einer unteren Ausfallgrenze möglich. Allerdings sind diese Sensoren deutlich kostenintensiver.

/l Impuls

7

7 Der Flügelradzähler Aquametro TOPAS DN 20 liegt preislich bei etwa 250 €/Stück, die passende Durchfluss-

Rechnereinheit F113 kostet zusätzliche 750 €/Stück.


Bei den Untersuchungen zum Forschungsvorhaben fiel eine Anlage dadurch auf, dass täglich ein bis zwei mal Einzelmesswerte für den Kollektorvolumenstrom um den Faktor acht bis zehn zu hoch lagen. Extremwerte dieser Art müssen vor der weiteren Auswertung abgefangen werden, besonders wenn mit diesen Größen Ertragsvergleiche stattfinden sollen.

Ungenauigkeiten von Sensoren (R3) Messergebnisse von Sensoren sind prinzipbedingt stets fehlerbehaftet. Der Fehler

kann unter Umständen auch sehr groß werden, z. B. durch schlechte Kontaktierung bei der Temperaturmessung oder durch einen Defekt im Sensor.

Bei dem hier vorgeschlagenen Verfahren der Plausibilitätsprüfung unter Einbezug des Solarreglers zur Datenaufnahme stehen dem Prüfverfahren dieselben Messwerte zur Verfügung, die auch der Solarregler intern verwendet. Neben den Vorteilen von eingesparter Technik und vergleichsweise guter Prüfungsmöglichkeit von Regel-vorgängen8 entstehen dadurch auch Nachteile. So wird durch einen ungenauen Sensor ein „falscher Messwert“ geliefert, der aber sowohl von der Regelung als auch von der Plausibilitätskontrolle gleich ausgewertet wird. Damit arbeiten beide Systeme gegen-über dem wahren Wert falsch.

Während ausgefallene Sensoren, eventuell mit Ausnahme von Volumenstrom-sensoren, zuverlässig bemerkt werden, ist aus zuvor genannten Gründen eine Identifi-kation von ungenauen Sensoren mit dem hier vorgeschlagenen Verfahren kaum möglich9. Bei einigen Sensoren scheint eine Überprüfung nicht unmöglich. So sollten beispielsweise bei eingeschalteter Sekundärkreispumpe die Temperaturfühler im Pufferspeicher unten und in der Rücklaufleitung des Teilkreises 2 ähnliche Werte bestimmen. Ist das nicht der Fall, könnte dies auch auf einen falsch platzierten Spei-cherfühler hinweisen. Um über eine Korrelation dieser Fühler verlässliche Aussagen treffen zu können, müssten Messdaten von erheblich mehr Anlagen ausgewertet werden. Denn einen Einfluss darauf könnte auch noch eine möglicherweise gleichzei-tig laufende Entladepumpe (im Teilkreis 3) haben. Diese speist ihr Fluid wiederum unten in den Pufferspeicher ein. In Abhängigkeit der Prallplattengeometrie am Eintritt in den Speicher stellt sich in dem Fall ein kaum vorhersagbares Temperaturprofil ein. Allerdings sind die Auswirkungen des zuvor genannten Verfahrensnachteils für die Feststellung des ordnungsgemäßen Anlagenbetriebs als nicht sehr ausschlaggebend einzuschätzen. Denn vermutlich wird ein Sensor eher ganz ausfallen als beispielsweise Werte mit einer Abweichung von mehr als 10 % zu liefern. Sollte es dennoch zu einer

8 Wenn zusätzlich zum Regler ein redundantes Messsystem installiert wird, müssten Sensorträgheit und

-genauigkeitsunterschiede bei der Auswertung von Regelvorgängen berücksichtigt werden. 9 Die Identifikation als eine von mehreren möglichen Ursachen für ein Fehlverhalten ist möglich.


Messabweichung mit signifikanten Ertragsnachteilen kommen, könnte dies mittels simulationsbasierter Ertragskontrolle detektiert werden.

Falsche Regelkriterien (R4) Ein Vorteil der in dieser Arbeit vorgeschlagenen Datenaufnahme über den Regler ist

die Möglichkeit, Regelprozesse überwachen zu können. Dazu müssen die Regelkrite-rien des (fehlerfreien) Reglers im Kontrollsystem hinterlegt sein, welches deren Einhaltung durch Messdatenauswertung überprüft. Als Reaktion des Reglers auf ein Regelereignis wird im zugehörigen Hydraulikkreis ein Ein- oder Ausschalten der entsprechenden Pumpen erwartet. Der dadurch aufgebaute Volumenstrom kann als Indikator für das Regelereignis dienen und mittels Volumenstromsensor oder Energie-bilanzrechnung (vgl. Kapitel 3.2) bestimmt werden. Zwei Fehlzustände sind dabei denk- und detektierbar. Beim Ersten ist das zum Pumpenbetrieb zugehörige Regelkri-terium erfüllt, ein Volumenstrom kann aber nicht gemessen werden. Neben einem Regelfehler kann dann auch ein Defekt der Pumpe vorliegen. Sollte die Pumpe über den Auswertungszeitraum trotz gegenteiliger Erwartung aus erfüllten Regelkriterien überhaupt nicht in Betrieb gehen, kann das als Hinweis auf einen Pumpendefekt gewertet werden. Als sichere Identifizierung sollte dies aufgrund der Feststellungen zu (R5) aber nicht gewertet werden. Beim zweiten Fehlzustand kann ein Volumenstrom gemessen werden, obwohl die zugehörige Pumpe nach den Regelkriterien nicht in Betrieb sein dürfte (vgl. dazu Ausfall der Schwerkraftbremse). Ein Beispiel für einen berechneten Volumenstromverlauf der Anlage in Frankfurt zeigt Abb. 3.1. Aus der Grafik wird deutlich, dass der Betrieb der Primärkreispumpe aufrechterhalten wird, obwohl die Sekundärpumpe bereits abgeschaltet wurde und damit keine Gewinne mehr erzielbar sind.

In diesem Zusammenhang spielt die absolute Größe des Volumenstroms keine Rolle, sie wird erst in späteren Prüfungen ausgewertet. Allerdings entstehen bei diesem Vorgehen auch Probleme. Beispielsweise gibt nicht jeder Hersteller bereitwillig die in seinen Geräten implementierten Regelalgorithmen bekannt. Jedoch ist anlagen-spezifisch in jedem Fall eine Anpassung einer Vielzahl von Regelparametern not-wendig. Diese sind daher mit geeigneten Messdaten auch überprüfbar. Des Weiteren muss eine Verschiebung in den Zeitbasen zwischen Regler und Überwachungssystem beachtet werden. Im Forschungsvorhaben wurden für diese Prüfung 1-Minuten-Mittelwerte als Zeitbasis benutzt, wobei die verwendeten Solarregler intern im Sub-minutenbereich arbeiten. Daraus resultiert, dass Regelvorgänge innerhalb eines Minutendatenschritts des Kontrollsystems auftreten, woraus es zu Unstimmigkeiten zwischen erwartetem und ermitteltem Mittelwert des Messwertes kommen kann. Insbesondere Anlaufeffekte spielen hier eine Rolle.


Von den Soll-Bedingungen abweichende Pumpenlaufzeiten deuten in diesem Zu-sammenhang auf Regelfehler hin, die nachfolgend weiter vertieft werden. Kann in einem Teilkreis kein Volumenstrom mehr detektiert werden, ist eine automatisierte Unterscheidung nicht möglich, ob ein Pumpendefekt, ein geschlossenes Absperrventil oder ein Volumenstromsensordefekt dafür verantwortlich gemacht werden kann. Die Möglichkeit, Regelkriterien und damit gewissermaßen auch den Regler selbst überwa-chen zu können, ginge bei einer Integrationslösung, wie sie z. B. beim IOC-Verfahren vorgeschlagen wird (Algorithmen im Regler implementiert und damit eine Funktions-kontrolle nur mit der Reglerhardware), weitgehend verloren.

Unpassendes Regelschema (R5) In Großanlagenreglern sind eine Vielzahl von Regelschemata für die üblichen Anla-

genhydrauliken hinterlegt. In Abhängigkeit der Anlagenhydraulik werden dazu verschiedene Kontingente von Sensoren benötigt, die teilweise auch an verschiedenen Positionen Verwendung finden. So kann der Fühler eines bestimmten Reglereingangs beim einen Schema zur Ladeüberwachung im Pufferspeicher, beim nächsten Schema aber zur Energiebilanzierung im Entladeteil vorgesehen sein. Bei der Einrichtung muss das zur Anlage passende Schaltschemata ausgewählt und eingestellt werden. Wird dies nicht ordnungsgemäß durchgeführt, kann ein vernünftiger Anlagenbetrieb nicht er-wartet werden. Je nachdem, wie das eingestellte Schema vom passenden abweicht, kann die damit verbundene Ertragsminderung stark oder weniger stark ausgeprägt sein. Im Extremfall ist die Sensorkonfiguration derart unterschiedlich, dass durch ein eintretendes Regelchaos überhaupt kein nennenswerter Ertrag mehr erzielt werden kann. Bei einer kleinen und lokalen Unterscheidung können andere Anlagenteile eventuell zeitweise normal funktionieren. Bei der schon genannten virtuellen Positi-onsverschiebung eines Temperatursensors ist es möglich, dass die Beladung der Pufferspeicher trotzdem funktioniert. Allerdings führt die mangelhafte Entladung dazu, dass die Pufferspeicher irgendwann vollständig aufgeladen sind und die Bela-dung abschalten muss. Ist ein aufgrund des falsch eingestellten Regelungsschemas an der falschen Stelle vermuteter Temperaturfühler auch für die Sicherheitstemperatur-abschaltung verantwortlich, können die entstehenden Schäden über Ertragseinbußen hinausgehen.

Da die Auswirkungen eines falsch eingestellten Schaltschemas derart vielfältig sein können, ist eine gezielte Identifikation schwierig. Können andererseits von den Erwartungen abweichende Betriebszustände identifiziert werden, ist der Mangel-zustand des falschen Schaltschemas darin enthalten. Werden Regelabweichungen detektiert, die nicht auf einen anderen identifizierten Fehler zurückzuführen sind, sollte die Überprüfung des Regelschemas einbezogen werden. Falls im Ausgabeprotokoll des Reglers auch das eingestellte Regelschema enthalten ist, kann diese Kontrolle auch


per Fernüberwachung erfolgen. Andernfalls ist eine Kontrolle nur manuell vor Ort durch Auslesen des Reglers möglich.

Position Kollektorfühler (R6) Bei Anlagen, die mit einer Temperaturdifferenzregelung für den Kollektorkreis

ausgestattet sind, ist die Differenz zwischen Kollektor- und Speichertemperatur ausschlaggebend für den Betrieb der Kollektorkreispumpe. Dazu wird der Kollektor-temperaturfühler (weit oben) in der Nähe der abgehenden Vorlaufleitung am Absorber montiert. In diesem Bereich des Kollektors stellt sich durch Konvektion nach begin-nendem Strahlungseinfall die höchste Stillstandstemperatur ein. Ist schließlich die Einschalttemperaturdifferenz zum Speicher erreicht, schaltet die Regelung die Pumpe im Kollektorkreis ein. Dadurch gelangt kühleres Fluid aus unteren Kollektorbereichen in die Nähe des Kollektorfühlers. Kann dieses Fluid auf dem Weg dorthin durch den Kollektor nicht auf die zuvor gemessene Temperatur erwärmt werden, kommt es zu einem Temperaturabfall am Kollektorfühler, obwohl weiterhin ausreichende Einstrah-lung vorliegt. Da die Pumpe nur aufgrund dieses Anlaufeffektes nicht gleich wieder ausschalten soll, ist eine um einige Kelvin niedrigere Ausschalttemperaturdifferenz üblich (Regelhysterese). Ist der Kollektorfühler fälschlich an einer anderen Position am Absorber montiert worden, steigt die Gefahr, dass kaltes Fluid aus der Rücklauflei-tung die Temperaturen im Bereich des Fühlers so stark absenkt, dass es doch zum sofortigen Abschalten der Pumpe kommt. Danach wird die Absorberstelle zwar bei anhaltender Einstrahlung schnell wieder erwärmt, in den in der Regel langen Leitun-gen zwischen Speicher und Kollektor ist jedoch genug kaltes Fluid vorhanden, dass sich dieser Effekt oftmals wiederholen kann. Dieser Zustand wird auch als Takten der Pumpe bezeichnet und wirkt sich negativ auf die Lebensdauer der Pumpe und den Solarertrag aus. Können kurze Pumpenlaufzeiten in Verbindung mit ausreichenden Einstrahlungswerten detektiert werden, deutet dies auf ein Takten der Pumpe hin. Ein weiterer Einbaufehler ist möglich, wenn der Kollektorfühler nicht richtig mit dem Absorber kontaktiert ist. In dem Fall misst er eine Temperatur, die deutlich unter der Absorbertemperatur liegen kann. Dadurch können die Pumpenlaufzeiten bezüglich des Ein- und Ausschaltens wesentlich reduziert werden, mit entsprechenden Ertrags-nachteilen. Dieser Zustand kann durch eine Auswertung der ersten Temperaturflanke identifiziert werden, die am Vorlauftemperaturfühler (Teilkreis 1 am Wärmeübertra-ger) nach dem Anlaufen der Pumpe gemessen wird. Da der Wärmeträger auf dem Weg vom Kollektorfühler zum Wärmeübertrager keine Wärme mehr aufnimmt (sondern abgibt), darf bei korrektem Fühlerkontakt die Temperatur am Wärmeübertrager nicht höher als am Kollektorfühler gemessen werden (unter Berücksichtigung der Messfeh-ler). Da ein plötzlicher Strahlungseinbruch auch bei korrekter Montage zu dieser (scheinbar fehlerhaften) Temperaturkonstellation führen kann, muss die Auswertung


auf die genannten Temperaturflanken beschränkt werden und kann nicht als kontinu-ierliche Kontrolle eingerichtet werden.

Ungünstige Temperatur-/ Temperaturdifferenzeinstellungen (R7) Nahezu die gesamte Regelung bei Großanlagen basiert auf dem Vergleich von

Temperaturen. Ausnahmen bilden die einstrahlungsgesteuerte Kollektorkreispumpe sowie der Entladeteil des Direktdurchlaufsystems. Diese Temperaturdifferenzen müssen am Regler eingestellt werden. Wird beispielsweise die Einschalttemperatur der Kollektorkreispumpe einige Kelvin höher als optimal gewählt, müssen die Wärme-kapazitäten der Kollektoren länger aufgeladen werden, bevor die Pumpe in Betrieb geht. Da die Absorber in den Kollektoren relativ geringe Massen haben, geschieht dies relativ schnell. Bei gleicher Ausschalttemperatur, wie im optimalen Fall, ist der zu erwartende Minderertrag gering, da die Kapazitäten auch wieder entladen werden. Wird die Einschalttemperaturdifferenz und damit die Regelhysterese zu klein gewählt, kommt es zu dem bereits beschriebenen Takten der Pumpe. Wird hingegen die Aus-schalttemperaturdifferenz deutlich zu klein gewählt, kann es zu erheblich verlängerten Pumpenlaufzeiten kommen. Vor dem Hintergrund, dass ein zwischengeschalteter korrekt ausgelegter Wärmeübertrager auf das Fluid im Sekundärkreis eine um etwa 5 K geringere Temperatur übertragen kann als vom primärseitigen Fluid eingebracht wird, können 4 K Temperaturdifferenz zwischen Kollektor und Speicher schon unerreichbar sein. Dieses Verhalten lässt sich auf den Entladeteil der Pufferspeicher übertragen.

Wie im Rahmen dieser Arbeit gezeigt werden konnte, ist die Sensitivität der Schalt-Temperaturdifferenzen auf den Systemertrag gering, solange sie sich in einem als sinnvoll anzusehenden Bereich (±3 K um den optimalen Wert) bewegen (vgl. Kapitel 4.3.2). Sollte es dennoch zu Abweichungen in den Pumpenlaufzeiten kommen, können diese, wie bereits bei den Ausführungen zum Anlagenschema erläutert, detektiert werden. Konnte das eingestellte Schaltschema als richtig identifiziert werden, ist dann im nächsten Schritt die Überprüfung der eingestellten Temperaturdifferenzen er-forderlich. Können die Reglereinstellungen per Fernabfrage eingesehen werden, ist diese Kontrolle vom Überwachungsstandort möglich.

Falsche Sensorpositionen (R8) Bei korrekt eingestelltem Regelschema können auch die Sensoren (betrifft insbeson-

dere die Temperaturfühler) vertauscht montiert werden. Die Auswirkungen sind dieselben, wie sie schon beim Regelschema beschrieben wurden.

Des Weiteren können Sensoren lokal ungünstig positioniert sein. Dies ist der Fall, wenn ein unterer Speicherfühler zu weit oben im wärmeren Teil des Speichers mon-tiert wurde. Die Auswirkungen sind ähnlich denen einer falsch eingestellten Tempera-turdifferenz.


Können weder Regelschema noch falsche Einstellungen für die Temperaturdiffe-renzen für abweichende Pumpenlaufzeiten verantwortlich gemacht werden, muss eine Positionskontrolle der Sensoren erfolgen. Dieses ist nur optisch vor Ort möglich.

Ausfall der Schwerkraftbremse (R9) Die Schwerkraftbremse ist kein aktiv geregeltes Bauteil, trotzdem passt die Zuord-

nung dieser Kontrolle aufgrund der Identifizierungsart (Kontrolle von Tempe-raturzuständen bzw. Volumenströmungen) zu den Regelkontrollen. Tritt in einem Hydraulikkreislauf eine Temperaturinversion auf, setzt durch den Dichteunterschied des Wärmeträgermediums ein schwerkraftgetriebener Volumenstrom ein. Der Be-ladeteil der Pufferspeicher ist dafür besonders gefährdet. Das Fluid im unteren Teil des Kollektorkreises befindet sich nachts meist auf Gebäudetemperatur. Besonders in einer kalten Nacht kann die Temperatur des Wärmeträgers im Kollektor gegenüber der Raumtemperatur weit absinken. Ist eine undichte oder keine Schwerkraftbremse vor-handen, setzt eine Strömung ein. Das kalte Fluid gelangt dabei bis in den Wärme-übertrager und entzieht dem sekundärseitigen Fluid Wärme. Dieses löst zwei weitere Effekte aus. Zu einen wird durch die Erwärmung der Primärseite der dortige Antriebs-druck verstärkt, zum anderen wird auch auf der Sekundärseite ein Antriebsdruck aufgebaut. Auf diesem Weg kann die Energie aus dem Speicher zu den Kollektoren und von dort an die Umgebung transportiert werden. Dieser ungewollte Effekt muss durch Schwerkraftbremsen unterbunden werden.

Für eine Identifizierung einer undichten Schwerkraftbremse sind nächtliche Zeiträu-me am besten geeignet, da in diesen keine Temperaturerhöhung durch Solarstrahlung zu erwarten ist. Ein Vergleich der Kollektortemperatur mit der Umgebungstemperatur kann hier Aufschluss geben. Dazu ist ein zusätzlicher Temperaturfühler für die Bestimmung der Umgebungstemperatur erforderlich. Steigt die Kollektortemperatur nachts nennenswert über die Umgebungstemperatur an, wobei Messfehler und Messor-te berücksichtigt werden müssen, ist dies ein deutlicher Hinweis auf diesen Fehlzu-stand. Soll auf einen Umgebungstemperaturfühler verzichtet werden, ist auch ein nächtlicher Vergleich zwischen Kollektortemperatur und einer maximal zu erwarten-den Außentemperatur möglich. Da bei diesem Vorgehen mit großen Sicherheits-zuschlägen für die Abweichung der aktuellen Außentemperatur von der statistisch zu erwartenden Außentemperatur (falls bekannt) gerechnet werden muss, ist dieses Vorgehen weniger sensibel als jenes mit Außentemperaturfühler. Deutliche Konvekti-onseffekte können damit aber identifiziert werden. Eine weitere Möglichkeit der Identifikation besteht darin, die Temperaturen des Solarfluids im gleichen Abstand vor und hinter dem Wärmeübertrager miteinander zu vergleichen. Findet im Wärme-übertrager kein Energieübertrag statt, müssen die Temperaturen im Rahmen der Mess-genauigkeit gleich groß sein. Wird nächtlich die genannte Temperaturdifferenz größer


als die Messgenauigkeit ermittelt, deutet dies auf eine Undichtigkeit der Schwerkraft-bremse hin. Letzteres Vorgehen ist auch bei Anlagen möglich, die nicht mit einem Kollektorfühler ausgestattet, sondern einstrahlungsgesteuert die Kollektorkreispumpe betreiben, möglich. Bei allen Systemen ist auch die Auswertung des Volumenstrom-signals zur Identifikation denkbar. Der sich einstellende Volumenstrom ist neben der Höhe des Temperaturgefälles auch von der Größe der Undichtigkeit der Schwerkraft-bremse abhängig. Es ist fraglich, ob der Volumenstrom ausreicht, um den Anlauf-widerstand beispielsweise des Flügelgebers zu überwinden. Ist dies der Fall, muss bei der Auswertung die Sensorauflösung berücksichtigt werden. Im Falle des GSW-Systems Frankfurt würden vermutlich mehrere Minuten zwischen den Einzelimpulsen vergehen. Ferner läuft die konvektive Strömung andersherum durch den Teilkreis, als die durch die Pumpe verursachte. Bei einem Labortest mit verschiedenen Sensorarten konnten mit dem Flügelrad- und dem Ringkolbenzähler auch Volumenströme entge-gen der normalen Durchflussrichtung bestimmt werden. 10

10 Mit den beiden Messgeräten von Aqua Metro (Ringkolbenzähler VZTH20 und Flügelradzähler PMW20)

konnten Volumenströme bis hinunter zu gegen die normale Durchflussrichtung bestimmt werden. /≥V 18 l h

Kapitel 3.2 Prüfung der Volumenströme 27

3.2 Prüfung der Volumenströme

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

7:00 9:00 11:00 13:00 15:00 17:00

V in

l/h

Vprimär

Vsekundär

Die Überprüfung der Volumenströme stellt die nächsttiefere Kontrollebene dar. Dabei können absolute oder spezifische Volumenströme überprüft werden. Je nach Sensorbestückung ist die Überprüfung jedes einzelnen Teilkreisvolumenstroms möglich. Dabei muss der aktuelle Regelungszustand des Systems berücksichtigt werden. Dieser ist aus der Überprüfung der Regelung bereits für jeden Prüfzeitschritt bekannt und kann hier zur differenzierten Betrachtung verwendet werden.

Die Bestimmung des Volu-menstroms erfolgt im ein-fachsten Fall mittels eines Volumenstromsensors. Um Sensorkosten zu sparen, können einige Volumenströme auch durch Berechnung aus anderen Messwerten gewonnen werden. Dazu ist eine Energie-bilanzierung an den Wärmeü-bertragern geeignet, indem die vier Temperaturen an den Vor- und Rücklaufleitungen sowie einer der beiden Volu-menströme gemessen und der andere daraus berechnet wird. Die vom Solarfluid übertragene Wärme berechnet sich nach:

Abb. 3.1: Gemessener primär- und berechneter sekundärsei-tiger Volumenstrom am Solarkreiswärmeübertrager des GSW-Systems Frankfurt (M) am 10. März 2002. Des Weiteren wird deutlich, dass Primär- und Sekundärpumpe entgegen der Standardregelung nicht zusammen abschalten (vgl. Kap. 2.1).

pQ

(1) , ( VL RLp p SF p SF p pQ V c T Tρ= ⋅ ⋅ ⋅ − )

p sQ Q=Unter der Annahme einer adiabaten Wärmeabgabe an den Sekundärkreis, , kann bei Messung des primären der sekundäre Volumenstrom berechnet werden:

2 2

,

,

(( )

VL RLp SF p SF p p

s VL RLH O p H O s s

V c T TV

c T Tρ

ρ⋅ ⋅ ⋅ −

=⋅ ⋅ −

) (2)

sein. In Abb. 3.1Im Falle eines Energieübertrags muss hierfür 0VL RLs sT T− ≠ ist der gemessene primäre und der berechnete sekundäre Volumenstrom des GSW-Systems Frankfurt (M) für den 10.03.02 dargestellt. Die Berechnung des sekundären Volumen-stroms liefert auch für die Zeiten vertrauenswürdige Werte, in denen der primärseitige Volumenstrom offenbar mängelbedingt absinkt. Allerdings liegt die mit diesem Ver-fahren erreichbare Genauigkeit deutlich unter der eines Volumenstromsensors, denn in die Berechnung gehen alle Einzelfehler der Messwerte sowie Kapazitätseffekte des Wärmeübertragers ein. Durch den Einfluss der Temperaturdifferenzen ist die Genau-


igkeit der Volumenstrombestimmung vom Betriebspunkt abhängig. Dabei sind die Betriebsbereiche kritisch, bei denen eine sehr geringe Temperaturdifferenz zwischen Vor- und Rücklauf auftritt, da sich dort Messabweichungen der einzelnen Temperatur-sensoren besonders stark auswirken. An einem Betriebspunkt mit großem dT konnte durch eine Maximalfehlerabschätzung die Berechnungsgenauigkeit mit besser als 15 % bestimmt werden

0

4

8

12

16

20.07.02 08:00 20.07.02 09:30 20.07.02 11:00 02 12:30

V in

l / (

m²K

oll h

)

1-Minuten-Mittel

20.07.

10-Minuten-Mittel

p

11. Durch Verwendung hochwertigerer Temperatursensoren kann die Berechnungsgenauigkeit deutlich verbessert werden. Auch wenn die erreich-bare Genauigkeit mit diesem Verfahren nicht besonders hoch ist, ist sie doch ausrei-chend, um die Größenordnung des Volumenstroms ermitteln und überprüfen zu können. Dieses ist bei Großanlagen aufgrund des Low-Flow-Betriebs besonders wichtig, wie die Untersuchungen von [Vaj96] gezeigt haben. Dort wurde festgestellt, dass ein sekundärseitig 25 % geringerer Kapazitätsstrom als primärseitig zu Ertrags-einbußen von etwa 7 % gegenüber einem System mit gleichen Kapazitätsströmen führt. Dies ist selbst dann der Fall, wenn die Wärmeübertragungsfläche um 80 % ver-größert wird. Hier sollte im Einzelfall entschieden werden, ob die zusätzlichen Kosten für einen weiteren Volumenstromsensor akzeptabel sind, wobei die Anzahl der möglichen Impulsein-gänge des jeweiligen Reglers berücksichtigt werden muss.

Bei der Überprüfung kann der Volumenstrom in dem Fall als korrekt betrachtet werden, wenn er innerhalb eines für ihn festgelegten Toleranzbe-reichs liegt. Die not-wendige Breite des Toleranzbereiches hängt unter anderem mit der Sensorauflösung zusammen. So kann das Volumenstromsignal in Abhängigkeit von der Impulswertigkeit des Volumenstromsensors bei kurzen Mittelungsintervallen starken Schwankungen unterliegen.

Abb. 3.2: Vergleich Minuten-Mittelwerte zu 10 Minuten-Mittelwerten für den Volumenstrom im Primärkreis des GSW-Systems Frankfurt.

Abb. 3.2 zeigt den an der Anlage Frankfurt (M) im Solarkreis gemessenen Volumenstrom in zwei Mittelungs-intervallen. Aufgrund der Impulswertigkeit des bei dieser Anlage verwendeten Volumenstromsensors von 10 l/Impuls ergeben sich starken Schwankungen in den Minutenmittelwerten, die durch 10-Minuten-Mittelung deutlich geglättet werden

%= ±Fehler 40K dT11 Maximalfehlerabschätzung mit , V 3 und dT . = ±FehlerT 1 K = ≈p s

Kapitel 3.2 Prüfung der Volumenströme 29

können. Zur Kontrolle des Volumenstromwertes kann es daher sinnvoll sein, die zur Prüfung von Regelungsvorgängen nötigen hochaufgelösten Daten in eine zeitlich gröbere Auflösung zu konvertieren. Bei der Auswertung der gröberen Volumenstrom-messwerte müssen allerdings längere An- und Auslaufzeiten berücksichtigt werden.

Volumenstrom zu klein (V1) Die Einschaltbedingungen für die Pumpe liegen vor, der gemessene Volumenstrom

ist aber zu gering. Dafür können folgende Ursachen verantwortlich sein: Falsche Pumpe oder Pumpenstufe (V1.1): Moderne Umwälzpumpen sind oft mit

einer Elektronik ausgesta

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Langzeitüberwachung großer solarintegrierter ......Krause, Rainer John, Ulrike Jordan, Roland Heinzen, Wolfgang Eisenmann. Des Weiteren hat unsere langjährige Kasseler Sekretärin