Solar untersttzte Nahwrmesysteme mit solaren Deckungsanteilen von ca. 35% am Gesamtwrmebedarf ermglichen die Substitution eines betrchtlichen Anteils fossiler Brennstoffe bei gleichzeitig moderaten Investitionskosten verglichen mit Systemen mit einem solaren Deckungsanteil von 50% durch den Verzicht auf eine saisonale Wrmespeicherung. Eine ausfhrliche Literaturstudie hat gezeigt, dass bisher keine Auslegungsrichtlinien fr solar untersttzte Nahwrmesysteme mit erdvergrabenen oder oberirdischen Heiwasser-Wrmespeichern bei einem solaren Deckungsanteil von 35% existieren. Ziel dieser Arbeit war die Erstellung derartiger Dimensionierungsrichtlinien auf Basis der Ergebnisse umfangreicher Simulationsrechnungen. Zur realittsnahen Simulation des thermischen Verhaltens typischer solar untersttzter Nahwrmenetze wurden zwei Wrmelasten mit jhrlichen mittleren Vor- und Rcklauftemperaturen von 68/41 C bzw. 60/30 C aufgrund unterschiedlicher Systemtechnik zur Trinkwassererwrmung definiert. Zur Simulation der Wrmelast 68/41 zeigte sich ein in der Literatur beschriebenes Modell geeignet. Fr die Wrmelast 60/30 wurde ein Simulationsmodell mit der TRNSYS-Software erstellt. Fr beide Flle wurden Validierungen anhand von Messdaten bestehender Nahwrmenetze durchgefhrt. Die Anwendbarkeit des sogenannten XST-Modells fr das Simulationsprogramm TRNSYS zur Berechnung des thermischen Verhaltens erdvergrabener Wrmespeicher wurde erstmals detailliert gezeigt. Zur Validierung wurden die Messdaten des Heiwasser-Wrmespeichers in Hannover (Volumen 2 795 m) verwendet. Im Vergleich zu frheren Untersuchungen wurden erstmals die Temperaturen im umgebenden Erdreich und das thermische Verhalten der Verbindungsleitungen zwischen Heizzentrale und Wrmespeicher in Betracht gezogen. Die durch die Validierung erhaltenen Wrmeleitfhigkeiten von Wrmedmmung und Erdreich stimmen gut mit experimentellen Werten berein. Die gemessenen und berechneten Temperaturen im und um den Wrmespeicher (< 3%) bzw. die Wrmemengen in den und aus dem Wrmespeicher stimmen gut berein (< 2%). Eine Integration des XST-Modells in ein neu erstelltes TRNSYS-Modell zur Simulation des solar untersttzten Nahwrmesystems mit erdvergrabenem Heiwasser-Wrmespeicher in Hannover erbrachte Abweichungen berechneter und gemessener Wrmemengen von unter 5%. Entsprechende Wrmemengen des ebenfalls neu erstellten TRNSYS-Modells zur Simulation des solar untersttzten Nahwrmesystems mit oberirdischem Heiwasser-Wrmespeicher in Gneis-Moos weichen um weniger als 3% voneinander ab. Auf Basis der Ergebnisse der mit beiden Simulationsmodellen erstellten Sensitivittsanalysen wurden zwei optimierte Referenzmodelle definiert und umfangreiche Simulationslufe durchgefhrt. Das thermische Verhalten solar untersttzter Nahwrmesysteme mit einem solaren Deckungsanteil von 35% wurde bei drei unterschiedlichen Klimaten (Hamburg, Frankfurt/M., Wrzburg), verschiedenen Nahwrmenetztemperaturen und –gren, verschiedenen Verhltnissen von Wrmespeichervolumen zu Kollektorflche und von Kollektorflche zu Wrmemenge des Nahwrmenetzes berechnet. Es zeigte sich, dass die solaren Wrmekosten von Systemen mit erdvergrabenem Wrmespeicher und der Wrmelast 60/30 bei einer Wrmemenge von 500 MWh/a im Nahwrmenetz gegenber der Wrmelast 68/41 je nach Standort um 10%−12%, bei greren Systemen mit 10 000 MWh/a um 7%−9% niedriger sind. Die solaren Wrmekosten fr Systeme am Standort Frankfurt betragen von 27,0 Ct./kWh (500 MWh/a; 68/41) bis 13,6 Ct./kWh (10 000 MWh/a; 68/41). Am Standort Wrzburg sind die solaren Wrmekosten um 10%−14% niedriger, am Standort Hamburg bis zu 5% hher. Bei Systemen mit einer Wrmelast von 500 MWh/a knnen durch Tolerierung von Stagnationszeiten bis zu 100 Stunden Kosteneinsparungen von 13% gegenber einer Referenzvariante ohne Stagnation erzielt werden. Die Simulationsstudie mit dem TRNSYS-Modell fr Systeme mit oberirdischem Wrmespeicher erbrachte solare Wrmekosten von 22,8 Ct./kWh (500 MWh/a, 68/41) fr den Standort Frankfurt bei Tolerierung von bis zu 100 h Stagnation. Auf Basis der Ergebnisse der Simulationsstudien beider TRNSYS-Modelle wurden umfassende Dimensionierungsrichtlinien unter Bercksichtigung von Standort, Gre und Temperaturniveau des Nahwrmenetzes fr Systeme mit erdvergrabenen oder oberirdischen Wrmespeichern erarbeitet. Die Resultate der Sensitivittsanalysen ermglichen die einfache Bestimmung der Auswirkungen einer Abweichung von den Referenzbedingungen auf den solaren Deckungsanteil. Es ist mit den Ergebnissen der Arbeit erstmals mglich, energie- und kosteneffiziente solar untersttzte Nahwrmesysteme mit einem solaren Deckungsanteil von 35% ohne aufwndige und kostenintensive dynamische Simulationen auszulegen. Abstract Solar assisted district heating systems with a solar fraction of 35% based on the total heat demand enable to save a significant amount of fossil fuels. Compared to systems with solar fractions of 50% the investment costs are moderate because seasonal heat storage is not required. Literature research showed that no design guidelines for solar assisted district heating systems with ground buried or aboveground hot water heat stores and a solar fraction of 35% are available up to now. The aim of this work was the generation of such guidelines based on the results of extensive dynamic simulations. For the simulation of the thermal behaviour of typical solar assisted district heating nets two heat loads with yearly average supply pipe and return pipe temperatures of 68/41 C and 60/30 C (different temperature levels due to the system technology of generation of domestic hot water) were defined. For the simulation of the case 68/41 a TRNSYS model described in the literature was found to be suitable. For the case 60/30 a TRNSYS simulation model was created. Both models were validated with measured data from existing district heating nets. The XST model for the detailed calculation of the thermal behaviour of ground buried heat stores with TRNSYS was validated with measured data of the hot water heat store in Hanover (volume of 2 795 m). In contrast to previous investigations the temperatures of the surrounding ground and the thermal behaviour of the connecting pipes between heating central and heat store were also taken into consideration. The deviation between measured and calculated temperatures is less than 3%. The measured and calculated heat loads are also in good agreement (annual deviation less than 2%). The validated XST-model was integrated into a new TRNSYS model to calculate the thermal behaviour of the solar assisted district heating system in Hanover in 2002. The deviations between measured and calculated heat loads do not exceed 5%. Corresponding heat loads of the newly-created TRNSYS model for the simulation of the solar assisted district heating system with the aboveground hot water heat store in Gneis-Moos deviate less than 3%. Two optimised reference models were defined based on the results of sensitivity analysis performed with the above solar assisted district heating system models. Subsequently, extensive simulation studies were carried out. The thermal behaviour of solar assisted district heating systems with a solar fraction of 35% was calculated for three different German climates (i. e. Hamburg, Frankfurt/Main, Wrzburg), various district heating net temperatures and heat loads, different ratios of heat store volume to collector area and different ratios of collector area to heat load of the district heating net. As a result, solar heat costs of systems with ground buried heat store and heat duty type 60/30 (500 MWh/a) are 10% to 12% lower compared to heat duty type 68/41 depending on the location. For large systems (10 000 MWh/a) the difference is between 7% and 9%. The solar heat costs for systems in Frankfurt range from 27.0 €Ct./kWh (500 MWh/a, 68/41) to 13.6 €Ct./kWh (10 000 MWh/a, 68/41). For systems in Wrzburg the costs are from 10% to 14% lower, for systems…