Projektowanie dużych instalacji z kolektorami słonecznymi

Dla potrzeb ZEC w Wołominie autorzy zaprojektowali system kolektorowy (o łącznej powierzchni 349 m²). Zyski energetyczne systemu słonecznego obliczono metodą f-chart. Trzy obiegi z kolektorami słonecznymi włączone są do wspólnego zbiornika o pojemności 17 500 litrów. Należy spodziewać się ok. 70% pokrycia zapotrzebowania na energię do podgrzania wody w okresie 4 miesięcy letnich. W kwietniu i we wrześniu instalacja pokryje 50 i 45% zapotrzebowania, w pozostałych miesiącach będzie to już znacznie mniej.

Zaprojektowana instalacja wykorzystująca kolektory promieniowania słonecznego, chociaż z założenia ma uzupełniać energię dostarczaną do sieci ciepłowniczej, w rzeczywistości jest typowym układem dla słonecznych instalacji przygotowania ciepłej wody użytkowej. Decyduje o tym równomierne w ciągu całego roku zapotrzebowanie na energię, niezależne od czynników atmosferycznych oraz w przybliżeniu równomierne dobowe zużycie podgrzanej wody.

Średnio w okresie rocznym ubytki wody sieciowej wynoszą w granicach 12 m³ na dobę. Woda uzupełniająca o zmiennej temperaturze w okresie rocznym w granicach 12÷15°C pobierana jest z sieci wodociągowej. Po odgazowaniu musi być dogrzana do wymaganej temperatury 70°C w okresie miesięcy letnich i do 120°C w okresie zimowym. Oznacza to konieczność dodatkowego dostarczania do układu ciepłowniczego 3,0÷5,5 GJ energii na dobę.

System kolektorowy składa się z trzech odrębnych pętli obiegowych: pierwszej (oznaczanej dalej literą B) umieszczonej na dachu budynku pomocniczego oraz kolejnych dwóch odrębnych pętli obiegowych umieszczonych na gruncie, rozdzielonych wzdłuż kierunku N-S. Dla odróżnienia obu obiegów oznaczone one zostaną symbolami Z (zachodni, położony dalej od budynku pomocniczego) i W (wschodni).

Na dachu budynku pomocniczego zaproponowano umieszczenie 84 kolektorów, o powierzchni 149,5 m², połączonych w baterie szeregowo-równoległe po 7 sztuk i rozmieszczonych symetrycznie w 6 rzędach.

Na gruncie obok budynku pomocniczego, na długości 30 m, przewidziano umieszczenie dwóch pętli obiegowych. Każda pętla ma 7 rzędów kolektorów pochylonych pod kątem 30° względem poziomu, z odległościami 4,7 m pomiędzy rzędami. Każdy rząd pojedynczej pętli składa się z 8 kolektorów, po 4 obok siebie (rys. 12.). W sumie daje to 112 kolektorów mających łączną powierzchnię ok. 199,5 m².

Wielkość powierzchni kolektora słonecznego

W instalacjach słonecznych w systemach ciepłowniczych wykorzystuje się najczęściej kolektory słoneczne o specjalnej konstrukcji. Są to kolektory wielkogabarytowe – o dużych powierzchniach do 13 m², przystosowane do pracy z niewielkim strumieniem masy czynnika obiegowego (tzw. przepływ low flow).

Strumień objętości przepływającej cieczy przypadający na jednostkę powierzchni kolektora jest rzędu 5÷20 litrów/h na 1 m² powierzchni kolektora, podczas gdy w kolektorach klasycznych słonecznych instalacji podgrzewających ciepłą wodę użytkową, wymagane strumienie objętości wynoszą 60÷70 litrów/h/m². Dzięki zastosowaniu kolektorów wielkogabarytowych można budować duże instalacje słoneczne z niewielką liczbą armatury (złączki, zawory), o małych oporach przepływu, a równocześnie z zapewnieniem przepływu turbulentnego sprzyjającemu lepszej wymianie ciepła.

Instalacja o dużej powierzchni uzyskanej przez połączenie kolektorów o małych wymiarach będzie miała warunki odbioru energii z kolektorów znacznie gorsze, a w konsekwencji efektywność energetyczna takiej instalacji też będzie niższa. Jest to zilustrowane na rys. 1. – dla dwóch układów o identycznej powierzchni absorberów, z takim samym „zagęszczeniem” kanałów przepływowych na jednostkę powierzchni i tym samym strumieniu masy przepływającego czynnika, układ z prawej strony będzie miał blisko 3-krotnie większą prędkość przepływu w kanałach.

W rzeczywistości różnice te będą jeszcze większe, gdyż powierzchnię układu małych kolektorów można powiększać jedynie przez wpięcie równolegle kolejnych kolektorów, co skutkuje dalszym spadkiem prędkości przepływu w kanałach, podczas gdy łączenie szeregowe kolektorów z kanałami poziomymi nie zmienia prędkości w kanałach (dolna część rysunku).

W dalszych analizach przy obliczaniu powierzchni całego pola kolektorów przyjęto, że pojedynczy kolektor ma powierzchnię absorbującą 1,78 m². Układ rurociągów i sposób łączenia kolektorów dobrano odpowiednio dla uzyskania właściwych natężeń przepływu i minimalizowania oporów przepływu czynnika roboczego.

Pochylenie kolektorów i problem przesłaniania kolejnych rzędów

Położenie Wołomina określają współrzędne: 52°21’N; 21°15’E i do oceny potencjału energii promieniowania słonecznego wykorzystano notowania stacji meteorologicznej Warszawa- Bielany 52°12’N, 21°00’E. Średnie miesięczne wartości temperatur powietrza (stacja Warszawa Bielany), dzienne sumy promieniowania na płaszczyznę poziomą, średnie miesięczne wartości prędkości wiatru dla Warszawy oraz udział promieniowania słonecznego dyfuzyjnego podano w tab. 1. [1].

Pochylenie płaszczyzny odbierającej promieniowanie słoneczne może zwiększyć docierający do niej strumień promieniowania bezpośredniego, ale zmniejsza padające na nią promieniowanie dyfuzyjne (rozproszone). Dla danej szerokości geograficznej i struktury promieniowania słonecznego istnieje wartość pochylenia, przy którym płaszczyzna kolektora będzie odbierała najwięcej energii. Takim kątem pochylenia kolektorów słonecznych względem poziomu, przy założeniu izotropowości promieniowania rozproszonego, jest kąt 30°. Rys. 2. ilustruje zależność napromieniowania powierzchni od kąta jej pochylenia dla Warszawy.

Kolektory powinny być rozmieszczone na dachu lub na gruncie w sposób uniemożliwiający wzajemne przesłanianie się (rys. 3.). O minimalnej odległości D rzędu kolektorów skierowanych na południe decyduje wysokość wzniesienia Słońca nad horyzontem oraz jego pozycja azymutalna (odchylenie biegu promieni słonecznych od kierunku południowego). Jeżeli jednak promieniowanie słoneczne w pewnych okresach roku jest niewystarczające dla zapewnienia prawidłowej pracy instalacji, można zagęścić ustawienie kolektorów kosztem ich niewielkiego zacienienia w tych okresach.

W literaturze dla instalacji pracujących w okresie całorocznym zaleca się przyjmowania takiego ustawienia, jakie wynikają z kąta wniesienia Słońca w południe astronomiczne w dniu 21 grudnia. Kąt ten dla szerokości geograficznej Wołomina wynosi 14,6°. Wynikająca stąd minimalna odległość rzędów kolektorów przy ich pochyleniu θ = 30° i długości kolektora razem z armaturą ok. L = 2,1 m wynosi 5,85 m, co daje możliwość rozmieszczenia na dachu o długości 36,3 m 6 rzędów kolektorów.

Na szerokość każdy rząd składałby się z dwóch grup po 7 kolektorów każda (kolektory mają standardowo szerokość rzędu 1÷1,05 m + przyłącza pomiędzy nimi), co pozwala na zachowanie miejsca niezbędnego na położenia rurociągów i ewentualnego dostępu celem obsługi.

Podobne obliczenie przeprowadzone dla okresu eksploatacji z wyłączeniem miesięcy od początku listopada do końca lutego daje kąt minimalny w dniu 30 października α = 23,3°, czemu odpowiada minimalna odległość rzędów D = 4,26 m – umożliwia to usytuowanie na dachu 8 rzędów kolektorów. Montażowa odległość pomiędzy rzędami przy założeniach jak powyżej to ok. 4,64 m.

W rzeczywistości przy takim rozmieszczeniu instalacja może pracować również w listopadzie i lutym, a także częściowo w styczniu, jednak dolne części kolektorów będą zacieniane przez poprzedzający rząd (rys. 5.). Nie wpłynie to jednak znacząco na działanie instalacji, gdyż w tym okresie będzie miała praktycznie zerowe słoneczne zyski energetyczne z uwagi na niewielkie wartości napromieniowania i niskie temperatury otoczenia.

Przy instalacji całorocznej (6 rzędów kolektorów) można w zasadzie zrezygnować z likwidacji wylotów wentylacyjnych na dachu. Przy tym wariancie realizacji pozostawione na dachu elementy w postaci dużych wylotów wentylacji grawitacyjnej okresowo przesłaniałyby kolektory, ale nie powinno to wpływać w znaczący sposób na pracę instalacji, zwłaszcza w okresie letnim przy dużej wysokości Słońca. Ze względu na mniejsze obciążenie dachu oraz zmniejszenie zakresu modernizacji wyciągów wentylacyjnych, w tym przypadku zaproponowano rozwiązanie z 6 rzędami kolektorów (rys. 6.).

Koncepcja rozwiązania konstrukcyjnego instalacji

Przy wyborze sposobu połączeń baterii kolektorów oraz przyłączenia ich do zespołu pompa – wymiennik ciepła należy uwzględnić następujące czynniki:

• opory przepływu mieszanki przez poszczególne grupy kolektorów powinny być jednakowe,
• objętość medium obiegowego w całym układzie i w poszczególnych pętlach kolektorów powinna być jak najmniejsza (dążenie do zmniejszenia pojemności cieplnej czynnika roboczego); czynnikiem sprzyjającym są małe średnice rurociągów zasilających i powrotnych,
• opory przepływu powinny być jak najmniejsze; natomiast z tego względu zwiększenie średnicy rurociągów wpływa korzystnie na spadek oporów przepływu,
• zmniejszenie długości rurociągów zmniejsza zarówno opory przepływu, jak i objętość czynnika w obiegu.

Dodatkowym ograniczeniem jest znormalizowany ciąg średnic dopuszczalnych. W odniesieniu do pętli kolektorów, przykładowo umieszczonych na dachu, teoretycznie możliwe są 3 warianty połączeń kolektorów (rys. 7.).

Wstępne obliczenia hydrauliczne zostały przeprowadzone dla wszystkich 3 wymieniowych powyżej wariantów przy założeniu tego samego strumienia masy przepływającego przez kolektory równego 0,014 kg/(s×m²) i lepkości czynnika odpowiadającej temperaturze 20°C, przy założeniu takich samych spadków ciśnień na wymiennikach i przepływomierzach równych odpowiednio 29,6 i 25 kPa.

Całkowity strumień masy w obiegu kolektorowym będzie wówczas równy 2,1 kg/s (lub 7560 kg/h). Odpowiada to przyrostowi temperatury czynnika w kolektorze Δt ≈ 16°C przy maksymalnej mocy instalacji i chłodnym czynniku podawanym do kolektora. Przy wyższych temperaturach pracy kolektorów przyrost ten będzie odpowiednio mniejszy, zgodnie z charakterystykami cieplnymi kolektorów.

Wyniki obliczeń przedstawione w tab. 2. Z wymienionych w tab. 2. wariantów konstrukcji instalacji zdecydowanie największe opory przepływu występują dla wariantu C. Warianty A i B są w zasadzie równoważne, mają zbliżone opory przepływu i pojemności całkowite instalacji. Pomiędzy tymi rozwiązaniami należy dokonać wyboru. W wariancie A są dwie odrębne instalacje, wymagające zdublowanych układów stero- wania, pomp i wymienników ciepła, co znacznie podnosi koszt realizacji.

Zaletą tego rozwiązania jest mniejsza bezwładność cieplna instalacji (mała masa czynnika krążącego w obiegu), a w konsekwencji – szybsze nadążanie za zmianami warunków otoczenia. Druga niewątpliwa zaleta tego rozwiązania to brak konieczności wyłączania całego pola kolektorów na dachu w wypadku awarii pojedynczego kolektora.

W dalszych rozważaniach przyjęto założenie, że realizowany będzie wariant B instalacji na dachu budynku pomocniczego, z ustawieniem kolek- torów dla całorocznego okresu pracy (obieg B – „budynek pomocniczy”). Schemat tej pętli kolektorowej przedstawiono na rys. 8.

Instalacja na gruncie

Obszar za budynkiem pomocniczym (rys. 9.), przewidziany do posadowienia na nim kolektorów słonecznych, ma wymiary 32×35 m. Przy założeniu, że pole kolektorów będzie odsunięte od budynku kotłowni o 2 m, teoretycznie cały obszar o wymiarach 30×35 m mógłby być wykorzystany do posadowienia na nim kolektorów słonecznych. Jednak budynek pomocniczy o wysokości 8,1 m usytuowany od strony wschodniej zacienia okresowo w godzinach przedpołudniowych cały teren, względnie jego część.

Na rys. 9. przedstawiono schematycznie cień budynku pomocniczego. Należy określić minimalną odległość D pola kolektorów od budynku w funkcji godzin dnia i miesięcy, dla których ewentualne zacienienie nie będzie miało istotnego wpływu na bilans energetyczny instalacji, jak również maksymalną liczbę kolektorów w rzędzie ze wspólnym zasilaniem. Ruchomy cień przesuwający się w kierunku wschodnim w godzinach porannych powoduje, że poszczególne kolektory będą miały różne godziny „wschodu Słońca”.

Położone dalej w kierunku zachodnim od budynku pomocniczego zostaną oświetlone wcześniej niż zlokalizowane bliżej. Dotyczy to także kolektorów połączonych szeregowo-równolegle w jednej baterii ze wspólnym zasilaniem. Z tego względu nie można łączyć zbyt dużej liczby kolektorów w szeregu, aby czas przejścia cienia przez nie był zbyt duży, gdyż może to komplikować pracę układu sterowania w momencie startu instalacji.

Rys. 10. przedstawia na wykresie pozycji Słońca takie obszary określone dla odległości 5, 10, 15 i 20 m od budynku pomocniczego. Można z niego odczytać, że np. dla granicy D = 10 m całe pole kolektorów będzie nasłonecznione od godz. 8.10 w czerwcu, od godziny 9.00 w kwietniu, zaś w październiku dopiero od godz. 9.05. O godzinie 7.15 w czerwcu cień sięga na odległość 15 m od budynku, zaś o 8.10 już 10 m.

Zwiększenie maksymalnej granicy cienia budynku D zwiększa czas nasłonecznienia pola kolektorów, ale maleje obszar możliwy do zajęcia przez kolektory.

Przesunięcie się cienia w kierunku wschodnim o 5 m zajmuje w miesiącach letnich ok. 1 godziny dla kolektorów położonych dalej, niż 10 m od budynku. Przy położeniu bliższym czas ten znacznie wydłuża się. Można przyjąć te dwie liczby jako ograniczenia lokalizacji i konstrukcji pola kolektorów: kolektory nie mogą być zlokalizowane bliżej niż 10 m od budynku, zaś szerokość grupy kolektorów nie powinna przekraczać 5 m.

Powierzchnia możliwa do posadowienia kolektorów będzie więc prostokątem o wymiarach 30 m w kierunku południowym i 25 m w linii W-E, odsunięta od budynku pomocniczego o min. 10 m. Wyjście z cienia całego pola kolektorów dopiero około godziny 8.00 oznacza, że część energii słonecznej możliwej do odebrania w godzinach porannych zostanie stracona.

Celem oszacowania nie tyle samych strat, ile rzędu ich wielkości, naniesiono godziny zejścia cienia z kolektorów na wykres znormalizowanych dziennych sum energii dla sezonu wiosna – lato – jesień (od marca do października) – rys. 11. Rysunek ten wskazuje, jaka część całkowitego dziennego promieniowania jest tracona wskutek zacienienia kolektorów w godzinach porannych.

Gdyby założyć, że pole kolektorów będzie całkowicie zasłonięte do godz. 8.00 rano, wówczas nie dotrze do niego ok. 10% całkowitej dziennej sumy promieniowania słonecznego. W rzeczywistości strata ta będzie znacznie mniejsza z 3 powodów:

• zacienienie dotyczy jedynie składowej bezpośredniej promieniowania słonecznego i tylko części składowej dyfuzyjnej,
• kąt padania promieniowania słonecznego w godzinach porannych jest bardzo duży, zaś zdolność pochłaniania promieniowanie przez kolektory maleje wraz ze wzrostem kąta padania,
• zanim pole kolektorów zostanie całkowicie wyeksponowane do Słońca, będzie stopniowo odsłaniane i część kolektorów może podjąć pracę znacznie wcześniej.

Ostatnie z powyższych stwierdzeń oznacza, że kolektory umieszczone na omawianym obszarze nie mogą wszystkie pracować w jednej pętli obiegowej, gdyż te położone od strony zachodniej wcześniej zostaną nasłonecznione. Z tego względu zaproponowano wykonanie dwóch odrębnych pętli obiegowych, rozdzielonych wzdłuż kierunku N-S. Dla odróżnienia obu obiegów oznaczone one zostaną symbolami Z (zachodni, położony dalej od budynku pomocniczego) i W (wschodni) – rys. 12.

Zbiornik magazynujący

Instalacja słoneczna zawsze pracuje najefektywniej, gdy jest tylko jeden zbiornik magazynujący. Układ kilku zbiorników ma zawsze większe straty ciepła do otoczenia, co wiąże się z większymi kosztami inwestycyjnymi i eksploatacyjnymi. Układy z wieloma zbiornikami stosuje się tylko wtedy, gdy nie ma możliwości ustawienia pojedynczego zbiornika o dużej pojemności, np. w istniejących budynkach, względnie w instalacjach pracujących dla kilku niezależnych odbiorców.

Z powyższych względów w planowanej instalacji powinien być tylko jeden zbiornik magazynujący wspólny dla trzech obiegów kolektorowych oznaczonych symbolami B, Z i W. Zbiornik magazynujący powinien mieć stosunek wysokości do średnicy w granicach H/D = 2÷4, gdyż sprzyja to wystąpieniu wewnątrz stratyfikacji termicznej.

Rozwarstwienie termiczne jest korzystne z punktu widzenia pracy kolektorów (większa sprawność), jak również z punktu widzenia odbiorcy (wyższa temperatura podgrzanej wody w górnej strefie zbiornika). W przypadku wykorzystania istniejącego obecnie zbiornika wody uzupełniającej warunek ten nie będzie zachowany (zbiornik ma podstawę 2,5×3,5 m oraz wysokość 3 m).

Optymalna pojemność zbiornika zależy od charakteru pracy instalacji. Przy magazynowaniu krótkoterminowym (jednodobowym) stosowane są pojemności magazynów energii z zakresu 45÷75 l/m² powierzchni kolektora. W polskich warunkach klimatycznych optymalna pojemność zbiornika dla instalacji przygotowania ciepłej wody użytkowej do celów sanitarnych wynosi ok. 60 l/m². Jednak tryb pracy tych instalacji jest inny od projektowanej (odbiór części energii ze zbiornika w godzinach operacji słonecznej), a także inna, niższa pożądana temperatura wody podgrzanej w granicach 45÷50°C.

Celem uzyskania wyższej temperatury magazynowania należy przyjąć mniejszą objętość zbiornika przypadającą na jednostkę powierzchni kolektora. W opracowaniach zachodnich (np. [2]) zaleca się dla układów grzewczych z magazynowaniem krótkoterminowym, przyjęcie objętości 50 litrów wody na każdy 1 m² powierzchni absorbera.

Dla powierzchni kolektorów 350 m² wymagana pojemność magazynu krótkoterminowego to 17 500 litrów. Może być również rozważana koncepcja podłączenia wszystkich trzech obiegów do istniejącego obecnie zbiornika o pojemności użytkowej 23 m³.

Możliwości dogrzewania wody uzupełniającej

Do szacunku miesięcznych, jak i rocznych zysków energetycznych instalacji, wykorzystano szeroko stosowaną w świecie metodę f-chart [3]. Metoda ta umożliwia wyliczenie procentowego pokrycia całkowitych potrzeb energetycznych energią promieniowania słonecznego, a zarazem jednostkowe zyski z kolektorów słonecznych i ich sprawność zależnie od charakterystyki cieplnej kolektora, warunków klimatycznych, długości i jakości izolacji rurociągów, pojemności zbiornika akumulacyjnego, efektywności wymiennika ciepła, wymaganej temperatury wody ciepłej i dobowego zużycia podgrzanej wody.

Konfiguracja analizowanej instalacji przyjęta w obliczeniach z wykorzystaniem metody f-chart przedstawiona jest na rys. 13. Zamieszczone poniżej wyniki obliczeń zostały uzyskane przy pomocy autorskiego programu komputerowego dostosowanego do potrzeb projektowanej instalacji, przy następujących założeniach:

• do obliczeń przyjęto charakterystykę cieplną kolektorów słonecznych typową dla kolektorów produkcji krajowej, tzn. główne parametry FR×(τα) = 0,79; FR×UL = 4 W/(m²K),
• obliczeń dokonano dla uśrednionych danych meteorologicznych okręgu warszawsko-mazowieckiego,
• założono stały kąt pochylenia kolektorów słonecznych względem poziomu równy θ = 30°,
• przyjęto wymaganą temperaturę wody podgrzanej 70°C,
• przyjęto temperaturę wody zasilającej instalację stałą w ciągu roku i równą 12°C,
• założono stałe dobowe zużycie wody podgrzanej w ilości 12 m³,
• przyjęto wartość efektywności wymienników ciepła ε = 0,8,
• grubość otuliny poliuretanowej rurociągów δ = 40 mm, strumień masy wody pobieranej ze zbiornika do wymiennika ciepła jest 4-krotnie mniejszy od strumienia masy mieszanki przepływającej przez kolektory,
• czynnikiem obiegowym w pętli kolektorów jest 50% wagowo roztwór glikolu propylenowego w wodzie destylowanej.

Rys. 14. przedstawia wyniki symulacji metodą f-chart osiągów wszystkich trzech obiegów włączonych do wspólnego zbiornika o pojemności 17 500 litrów. Należy spodziewać się ok. 70% pokrycia zapotrzebowania na energię do podgrzania wody w okresie 4 miesięcy letnich. W kwietniu i we wrześniu instalacja pokryje 50 i 45% zapotrzebowania, w pozostałych miesiącach znacznie mniej.

Rys. 15. wskazuje, że zwiększanie powierzchni kolektorów przy ustalonej objętości zbiornika powoduje silne malenie wydajności z jednostki powierzchni kolektorów. Zwiększanie powierzchni kolektorów w największym stopniu zwiększa zyski w miesiącach wczesnych wiosennych i późną jesienią. W miesiącach letnich przyrost energii zgromadzonej jest mniejszy.

Dla bardzo dużych powierzchni kolektorów przy niezmienionej objętości zbiornika magazynującego następuje „nasycenie” udziału energii słonecznej w potrzebach całkowitych wskutek malenia wydajności z jednostki powierzchni kolektorów (rys. 16.).

Strumienie masy wody w obiegach wtórnych

Obliczenia wykonane metodą f-chart pozwalają na ocenę miesięcznych i rocznych zysków energetycznych całej instalacji, jednak nie dają informacji o doborze parametrów eksploatacyjnych, w szczególności – zalecanym strumieniu masy wody przepływającej w obiegach wtórnych wymiennik ciepła – zbiornik akumulacyjny, rzeczywistych mocach osiąganych przez obieg kolektorowy, jak również oceny zachowania się instalacji w warunkach ekstremalnych.

Do oszacowania tych parametrów przeprowadzona została numeryczna symulacja pracy instalacji. Przy założonym uprzednio nominalnym strumieniu objętości równym 1,5 l/min na jeden kolektor, łączny strumień roztworu glikolu we wszystkich trzech obiegach wyniesie 4,9 l/s, czyli 17,64 m³/h. Do tego strumienia roztworu wodno-glikolowego należy dobrać strumień masy wody przepływającej przez wymienniki.

W typowej słonecznej instalacji podgrzewającej wodę w okresie 4 miesięcy letnich w słonecznym dniu instalacja pracuje efektywnie do 10 godzin na dobę (od 7.00 do 17.00). W instalacjach typu low-flow dobiera się taki strumień masy wody pobieranej ze zbiornika do wymiennika, aby w zbiorniku nastąpiła jednokrotna wymiana wody w całej objętości w tym samym czasie.

W planowanej instalacji taka reguła oznaczałaby łączny strumień masy wody przepływającej przez wymienniki ciepła ok. 1750 kg/h, czyli ok. 0,486 kg/s. Jest to jednak strumień masy rzędu 10 razy mniejszy, niż przepływa w obiegach kolektorowych i odebranie energii z kolektorów wymagałoby znacznego przewymiarowania powierzchni wymiany ciepła pociągającej za sobą spadek sprawności instalacji. Również występowałoby wówczas duże ryzyko doprowadzenia wody w wymienniku do stanu wrzenia.

Obliczenia symulacyjne wykazały, że w planowanej instalacji z kolektorami typowymi (w odniesieniu do powierzchni), zwiększanie strumienia masy wody dostarczanej do wymienników jedynie do pewnego momentu powoduje wzrost sprawności instalacji (rys. 17.). Zalecanym strumieniem masy wody przepływającej przez wszystkie wymienniki jest więc wartość z przedziału 1,6÷2,0 kg/s.

Do dalszych analiz przyjęto wartość górną z powyższego przedziału, czyli 2,0 kg/s, co po podziale na 3 wymienniki o powierzchniach proporcjonalnych do powierzchni kolektorów w obiegach daje strumienie masy wody w obiegach wtórnych tych instalacji:

• instalacja B: m_w = 0,85 kg/s,
• instalacje Z i W: m_w = 0,57 kg/s.

Drugim celem przeprowadzonych obliczeń była ocena zachowania się instalacji w warunkach ekstremalnych, dla których należy przewidzieć odpowiednie zabezpieczenia i dobrać wymienniki ciepła.

Rys. 18. przedstawia uporządkowany wykres dziennych sum promieniowania w ciągu roku. Zaznaczono na nim wartości średnich dziennych sum promieniowania dla poszczególnych miesięcy, przyjęte do analiz przeprowadzonych metodą f-chart.

W ciągu roku jest ok. 65 dni z napromieniowaniem większym, niż w średnim dniu czerwca – 17 800 kJ/(m²×dzień), przy czym maksymalne notowane wartości (jeden dzień na 10 lat) sięgają 28 000 kJ/(m²×dzień), zaś dni z napromieniowaniem przynajmniej 26 000 kJ/(m²×dzień) jest ok. 4 w roku.

Rys. 19. przedstawia sytuację, gdy następują bezpośrednio po sobie dwa kolejne dni z napromieniowaniem: w pierwszym przypadku 17 800 kJ/(m²×dzień) – średnia wieloletnia dla czerwca, w drugim – 26 000 kJ/(m²×dzień). Przyjęto wariant, że woda w zbiorniku nagrzana w pierwszym dniu nie zostaje zużyta i nagrzewa się dalej w dniu następnym.

Dla dnia bardzo słonecznego 26 000 kJ/(m²×dzień) temperatura wody w zbiorniku może przekroczyć 100°C, więc przy bezciśnieniowym zbiorniku magazynującym z temperaturą wrzenia wody równą 100°C trzeba wprowadzić zabezpieczenie przed osiągnięciem przez wodę temperatury wrzenia.

Maksymalne moce chwilowe przekazywane pomiędzy obiegiem pierwotnym a wtórnymsięgają 176 kW dla wszystkich trzech instalacji łącznie. Moc maksymalna osiągana jest przy temperaturze roztworu glikolu na wlocie do wymiennika ok. 51°C i temperaturze wody pobranej ze zbiornika 27°C. Po rozdziale tej mocy na 3 obiegi kolektorowe proporcjonalnie do powierzchni kolektorów wychodzą wymagane moce wymienników: instalacja B – 75 kW; instalacja Z – 50 kW; instalacja W – 50 kW.

Podsumowanie

Duże instalacje słoneczne, którymi zainteresowanie wzrasta ze względu na dostępność źródeł dofinansowania, wymagają indywidualnego opracowania koncepcji i projektu technicznego, uwzględniających szereg uwarunkowań lokalnych i ogólnych. Niektóre zagadnienia przedstawiono na przykładzie słonecznej instalacji wspomagającej sieć ciepłowniczą Wołomina.

Projekt techniczny tej instalacji został uzupełniony analizą ekonomiczną, której wyniki wskazują, że o opłacalności inwestycji decydują rodzaj pierwotnych źródeł energii wykorzystywanych przez inwestora oraz oczywiście wielkość dofinansowania planowanej inwestycji.

Na podstawie koncepcji i projektu autorów, a następnie projektu technicznego, zbudowano instalację z kolektorami słonecznymi (fot. 1.), którą uruchomiono w połowie 2007 r. W stosunku do opracowanej koncepcji zwiększono liczbę kolektorów słonecznych (378 m²), skorygowano usytuowanie kolektorów posadowionych na gruncie.

Literatura

1. Pluta Z., Podstawy teoretyczne fototermicznej konwersji energii słonecznej, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2000.
2. Fink C., Riva R., Solar supported heating networks in multi-storey residential building. A planning handbook with a holistic approach, Institut für Nachhaltige Technologien, 2004.
3. Duffie J.A., Beckman W.A., Solar Engineering of Thermal Processes, John Wiley & Sons, New York 1991.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!