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Was ist numerische Simulation für Fernwärme?
Die numerische Simulation besteht darin, ein virtuelles Modell eines Fernwärmenetzes zu erstellen, um dessen Verhalten unter verschiedenen Bedingungen zu analysieren. Wird dieses Modell mit Echtdaten verknüpft, entsteht ein digitaler Zwilling. Anhand dieser Darstellung lässt sich genau untersuchen, wie die Wärme zirkuliert, wie sich Druck und Durchfluss in den Rohrleitungen verteilen und wie Unterstationen oder Zentralen das Gesamtgleichgewicht im Netz beeinflussen. Durch die Nachbildung verschiedener Betriebsprogramme – saisonale Schwankungen, Spitzenszenarien, Integration neuer Infrastrukturen – erhalten wir ein detailliertes Verständnis des Netzes, ohne physisch in die Anlagen eingreifen zu müssen.
Dieser Ansatz ist ein leistungsfähiges Entscheidungstool für jede Phase des Lebenszyklus eines Fernwärmenetzes. Er ermöglicht insbesondere die Festlegung technischer Merkmale von Zentralen, die Machbarkeitsüberprüfung der Netzführung, die Bewertung von Auswirkungen neuer Wärmebedürfnisse (Neubauten oder Verbraucher) oder neuartiger Produktionsquellen, die Vorhersage von Störungen und die Ermittlung von Energiesparpotenzialen. Wir nutzen die Simulation für unsere eigenen Netze – das stärkt die Qualität unserer Analysen und die Verlässlichkeit unserer Entscheidungen. Wir stellen dieses Fachwissen auch im Rahmen von Simulationsaufträgen für Fremdnetze zur Verfügung.
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Bemessen und Auslegen eines neuen Netzes
Die numerische Simulation ist in der Projektphase unverzichtbar. Sie ermöglicht die Machbarkeitsbewertung neuer Netze, die Festlegung des Verlaufs sowie die Auswahl von Leitungsdurchmesser, Betriebstemperaturen oder Pumpengrösse. Dank des digitalen Zwillings lassen sich verschiedene Varianten vergleichen, um eine technisch relevante und wirtschaftlich optimierte Auslegung zu erzielen.
Fallbeispiel: den Leitungsdurchmesser eines Netzes optimieren
Im Rahmen der Studie zum Fernwärmenetz der Region Entre‑deux‑Lacs wurden mehrere Leitungsdurchmesser simuliert. Die Werte DN300, DN350 und DN400 entsprechen dem Nenndurchmesser der Leitungen (in Millimetern): Je grösser der Durchmesser, desto mehr Warmwasser kann die Leitung transportieren, aber umso höher sind auch Installationskosten und Wärmeverluste. Die Simulationen zeigten, dass der für Pumpen benötigte Strom zwischen 760 MWh bei DN300 und 390 MWh bei DN400 variieren kann, was die Betriebskosten mit rund 100’000 CHF/Jahr spürbar beeinflusst. Trotz dieses Vorteils zugunsten DN400 ergab die Gesamtbetrachtung von Investitions‑ und Betriebskosten, dass DN300 die beste Gesamtabwägung bietet – insbesondere dank deutlich geringerer Baukosten und reduzierter Wärmeverluste.
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Varianten vergleichen und Entscheidungen treffen
In der Entscheidungsphase ermöglicht die numerische Simulation, unterschiedliche Lösungen zu vergleichen: Hinzufügen einer Zentrale, Integration eines Speichers, Anpassung von Regelparametern (Vorlauftemperatur, Differenzdruck, Priorisierung der Zentralen) oder Neukonfiguration eines Mehrzentralen‑Netzes. Ebenso lässt sich damit die Auswirkung einer Änderung des Delta T testen, d. h. der Temperaturdifferenz zwischen dem ins Netz eingespeisten Warmwasser und dem gekühlten Wasser, das zur Zentrale zurückfliesst. Ein höheres Delta T verbessert in der Regel die Netzeffizienz.
Dank dieser Analysen lässt sich schnell ein klarer Überblick der technischen, energetischen und finanziellen Auswirkungen jeder Entscheidung gewinnen – das reduziert Fehlerrisiken und macht Investitionen sicherer.
Fallbeispiel: den optimalen Anteil erneuerbarer Energie bestimmen
Im Rahmen der Entwicklung des FW‑Netzes Freiburg wurden zwei Simulationsreihen durchgeführt. Die erste hatte zum Ziel, die zu installierende Leistung aus erneuerbaren Energien zu bestimmen: Bei rund 140 MW liegt der Anteil erneuerbarer Energien unabhängig von den untersuchten klimatischen Bedingungen bei über 95 %; darüber ist der Zusatznutzen unerheblich – ein wichtiger Anhaltspunkt, um Investitionen sinnvoll zu priorisieren. Parallel dazu bewertete die zweite Reihe den Einsatz von Wärmespeichern, um morgendliche Spitzenlasten zu verschieben: nachts geladen und zu Spitzenzeiten entladen, lassen sich rund 1’000 t CO₂ pro Jahr vermeiden, weil weniger fossile Brennstoffe zur Deckung dieser Spitzenlasten nötig sind. Beide Hebel verstärken sich gegenseitig: Eine angemessene Bemessung der erneuerbaren Energiequellen, durch Speicherkapazitäten ergänzt, gewährleistet einen höheren Anteil an erneuerbarer Energie und einen stabileren Netzbetrieb.
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Den Betrieb eines bestehenden Netzes optimieren
In der Betriebsphase hilft die numerische Simulation, das tatsächliche Verhalten des Netzes zu analysieren und Optimierungspotenziale zu identifizieren: Wärmeverluste, Unterdruckbereiche, Temperatureinstellungen, Pumpenüberlastung oder Wechselwirkungen zwischen Unterstationen. Durch Anpassung der Regelparameter lässt sich die Energieeffizienz steigern – bei gleichzeitiger Sicherung von Versorgungskontinuität und Servicequalität.
Fallbeispiel: die Energieeffizienz eines in Betrieb stehenden Netzes verbessern
Im Netz von Vevey konnten durch die Optimierung von Temperatur- und Druckparametern mithilfe von Simulationen die Wärmeverluste um 5 % und der Energieverbrauch der Pumpen um 19 % gesenkt werden, was einer jährlichen Einsparung von rund 30'000 CHF entspricht (20'000 CHF beim Stromverbrauch der Pumpen und 10'000 CHF bei der Wärmeleistung).