Sezonowe wykorzystanie energii słonecznej

Dostępność energii słonecznej, podobnie jak innych rodzajów odnawialnych źródeł energii, jest bardzo zmienna i dość trudna do przewidzenia. Konieczne jest zatem wprowadzenie rozwiązań uniezależniających zapotrzebowanie na ciepło lub energię elektryczną (fotowoltaika PV) od występowania promieniowania słonecznego. Na świecie podejmuje się wiele wysiłków zmierzających do rozwiązania tego problemu. Prowadzone badania podstawowe i testy instalacji doświadczalnych wskazują, że wkrótce powstaną technologie satysfakcjonujące pod względem technicznym i ekonomicznym.

W artykule skupiono się na zagadnieniach związanych z termicznym wykorzystaniem energii słonecznej, gdyż jest to dziedzina najbardziej rozpowszechniona i mająca w Polsce dobre perspektywy. Czytelnicy „Rynku Instalacyjnego” mieli okazję zapoznać się ze stanem wiedzy oraz rozwiązaniami stosowanymi do akumulowania energii słonecznej m.in. dzięki publikacjom J. Chodury [1, 2] i J. Kosieradzkiego [3]. Z kolei W. Lewandowski i P. Meler [4] opisali na łamach „RI” wykorzystanie parafiny do magazynowania energii ze zmianą stanu skupienia substancji. Wiele artykułów poświęcono również dużym instalacjom słonecznym [5–7].

Interesującym kierunkiem rozwoju OZE są instalacje hybrydowe, czyli wykorzystujące jednocześnie kilka źródeł energii. W publikacjach [8, 9] opisano współpracę instalacji słonecznej z pompą ciepła. Natomiast wiele interesujących informacji na temat wykonywania instalacji słonecznych i problemów eksploatacyjnych z nimi związanych znaleźć można w kolejnych artykułach J. Chodury [10–14].

Ponieważ wymienione powyżej publikacje są łatwo dostępne, w niniejszym artykule pominięto opis podstaw fizycznych zjawiska pozyskiwania energii słonecznej.

Metody akumulowania energii słonecznej

Jak wiadomo, promieniowanie słoneczne występuje tylko przez część doby i jego intensywność  jest największa latem, kiedy zapotrzebowanie np. na centralne ogrzewanie nie występuje. Z kolei zimą promieniowanie jest minimalne, praktycznie nieużyteczne.

Stosowane obecnie układy z akumulacją ciepła słonecznego konstruowane są w sposób nieekonomiczny, gdyż powszechnie używa się podgrzewaczy pojemnościowych. Takie rozwiązanie charakteryzuje się małą efektywnością i dużą materiałochłonnością. Ze względu na współczynnik przejmowania ciepła ?´n od objętości wody do wężownicy (i odwrotnie), wynoszący 200–300 W/m2K, współczynnik przekazywania ciepła jest niewiele większy.

Nawet zwiększanie współczynnika przejmowania ciepła w rurkach (poprzez zwiększenie prędkości glikolu lub stosowanie „zaburzania” przepływu) powoduje niewielki wzrost współczynnika K. W przypadku zastosowania układu rozdzielonego wymiennik/pompa obiegowa K wynosić będzie 1500–2500 W/m2K, co umożliwi zmniejszenie powierzchni wymiany ciepła do 10–20% powierzchni układu pojemnościowego. Trudno zatem zrozumieć, dlaczego producenci urządzeń nie zauważają tego problemu.

Sezonowe akumulowanie energii słonecznej

Celem artykułu jest zaprezentowanie możliwości wykorzystania energii słonecznej dostępnej latem do ogrzewania w sezonie grzewczym. Wymaga to magazynowania ciepła w długim okresie. Do wstępnego wymiarowania wielkości zasobników ciepła może służyć wskaźnik pojemności cieplnej, który definiowany jest z zależności:

gdzie:
E – energia zmagazynowana [kWh],
V – objętość akumulująca ciepło [m3].

Do wykorzystania w sezonie ogrzewczym energia cieplna może być akumulowana [15] w:

• podziemnych zbiornikach wodnych (rys. 1), ca = 60–80 kWh/m3,
• otwartych zbiornikach wodnych (rys. 2), ca = 30–80 kWh/m3,
• sondach pionowych (rys. 3), ca = 15–30 kWh/m3,
• wodach gruntowych (rys. 4), ca = 30–40 kWh/m3.

Przykłady sezonowych akumulatorów energii w Niemczech

Najwięcej inwestycji w sezonową akumulację energii realizowanych jest aktualnie w Niemczech (tab. 1). Również Szwecja i Dania prowadzą szeroko zakrojone badania w tym zakresie. Szczególnie interesującym projektem jest gruntowy zasobnik ciepła z sondami pionowymi w Neckarsulm. Parametry tej instalacji są następujące:

• liczba sond pionowych – 528,
• długość sondy – 55 m,
• średnica sondy – 150 mm,
• liczba przewodów w sondzie – 2×2,
• średnica rury – 25 mm,
• odległość między sondami – 2,25 m,
• objętość zasobnika – 63 000 m3,
• planowana objętość zasobnika – 115 000 m3.

Na rys. 5 pokazano kolejne etapy realizacji tej inwestycji.

Natomiast przykładem zasobnika ciepła w postaci zbiornika wodnego może być projekt w Friedrichshafen o objętości 12 000 m3 [16]. Na rys. 6 pokazano konstrukcję tego zbiornika. Na rys. 7 zestawiono jednostkowe koszty inwestycyjne akumulatorów ciepła w Niemczech. Wynoszą one w zależności od objętości zasobników ciepła 110–460 euro/m3 (dla zasobników o objętości od 12 000 do 600 m3). Niestety nie można jeszcze jednoznacznie stwierdzić, jakie są efekty energetyczne tych projektów. 

Projekt Drake Landing Solar Community

Najciekawszym i najlepiej opisanym projektem sezonowego wykorzystywania energii słonecznej jest inwestycja o nazwie Drake Landing Solar Community zrealizowana w miejscowości Okotoks w stanie Alberta w Kanadzie [18]. Temperatura zewnętrzna w zimie sięga tam –33°C, a miejscowość leży na wysokości 1084 m n.p.m. Projekt obejmuje osiedle 52 domów jednorodzinnych, każdy z wolno stojącym garażem. Na domach zainstalowano po dwa kolektory słoneczne do przygotowania ciepłej wody użytkowej, a na garażach po osiem kolektorów do układu centralnego ogrzewania. Schemat technologiczny systemu pokazano na rys. 8. Akumulacja energii cieplnej odbywa się w gruncie za pomocą 144 sond pionowych o długości 35 m.

Na rys. 9 pokazano strumienie ciepła w systemie DLSC. Ilość energii słonecznej zebranej przez kolektory wynosi w ciągu roku ok. 4084 GJ. Natomiast ilość energii zakumulowanej w gruncie za pomocą sond pionowych (BTES) do ogrzewania wynosi 769 GJ. Z układu zasobnika cieczowego (STTS) uzyskuje się 1574 GJ. Ilość energii potrzebnej do ogrzewania wynosi 2328 GJ. Zatem do uzupełnienia potrzeb konieczne jest wyprodukowanie 237 GJ ciepła z gazu. Z przedstawionego bilansu wynika, że z energii słonecznej uzyskuje się niemal 90% potrzebnego ciepła.

Wyniki pomiarów parametrów pracy systemu DLSC

Na szczególne podkreślenie zasługuje fakt, że parametry pracy systemu DLSC są ogólnie dostępne. Co miesiąc ukazuje się raport z pracy instalacji, zamieszczany na stronie internetowej www.dlsc.ca. Publikowane są ponadto raporty obejmujące analizy w dłuższych przedziałach czasowych.

Na podstawie raportu obejmującego okres od 1 lipca 2008 r. do 30 czerwca 2009 r. poniżej przedstawiono najważniejsze parametry mogące służyć do oceny energetycznej tego projektu. Najistotniejszy jest w tym wypadku rzeczywisty przepływ energii – obrazuje go rys. 10. Zmierzona energia słoneczna zebrana przez kolektory wynosi w ciągu roku ok. 4391 GJ. Natomiast ilość energii zakumulowanej w gruncie za pomocą sond pionowych (BTES) do ogrzewania sięga 562 GJ.

Z układu zasobnika cieczowego uzyskuje się 1419 GJ, a ilość energii potrzebnej do ogrzewania wynosi 2964 GJ. Do uzupełnienia potrzeb konieczne jest zatem wyprodukowanie 1194 GJ ciepła z gazu. Przebieg dostawy ciepła z poszczególnych źródeł pokazano na rys. 11. 

Z bilansu wynika, że z energii słonecznej uzyskuje się nieco ponad 60% potrzebnego ciepła. W raporcie [20] odniesiono warunki występujące w latach 2008–2009 do roku  typowego (Typical Meteorological Year). Okazało się, że rok, w którym dokonano pomiarów, był chłodniejszy od typowego (tab. 2), a udział energii słonecznej w roku typowym wynosi 66%. Na rys. 12 przedstawiono przebieg temperatury zewnętrznej w analizowanym okresie.

Podsumowanie

Zastosowanie sezonowej akumulacji energii słonecznej jest interesujące z punktu widzenia energetycznego. Zrealizowane obiekty wskazują na przydatność takich rozwiązań nie tylko w wykorzystywaniu odnawialnych źródeł energii, ale również w energetyce konwencjonalnej. Niestety, przedstawione instalacje nie zostały jeszcze opisane w sposób pozwalający na podjęcie decyzji inwestycyjnych. 

W przypadku projektów niemieckich nie są niestety publikowane szczegółowe informacje wraz z parametrami energetycznymi. Z kolei w informacjach dotyczących projektu Drake Landing Solar Community nie ma żadnej wzmianki na temat poniesionych nakładów finansowych. Wskazane jest zatem dalsze prowadzenie badań w zakresie wykorzystania akumulacji ciepła na dużą skalę w warunkach polskich.

Literatura

1. Chodura J., Magazynowanie energii słonecznej w dużych instalacjach solarnych, „Rynek Instalacyjny” nr 1/2011.
2. Chodura J., Nowoczesne metody magazynowania i wykorzystania energii słonecznej, „Rynek Instalacyjny” nr 5/2011.
3. Kosieradzki J., Magazynowanie energii słonecznej. Nowe systemy, „Rynek Instalacyjny” nr 1–2/2010.
4. Lewandowski W.M., Meler P., Magazynowanie energii cieplnej w gaczu parafinowym. Cz. 1 i 2, „Rynek Instalacyjny” nr 4 i 5/2010.
5. Chodura J., Duże instalacje solarne – podstawowe zalecenia, „Rynek Instalacyjny” nr 9/2010.
6. Chodura J., Duże instalacje solarne – analiza, „Rynek Instalacyjny” nr 10/2010.
7. Kosieradzki J., Zastosowanie instalacji słonecznych dużej mocy, „Rynek Instalacyjny” nr 10/2009.
8. Glaeser Z., Instalacje pomp ciepła i kolektorów słonecznych w dużych obiektach, „Rynek Instalacyjny” nr 11/2010.
9. Kosieradzki J., Współpraca instalacji solarnej z pompą ciepła, „Rynek Instalacyjny” nr 11/2009.
10. Chodura J., Kolektor dobrej jakości, „Rynek Instalacyjny” nr 4/2011.
11. Chodura J., Kolektory słoneczne – nowe rozwiązania techniczne, „Rynek Instalacyjny” nr 3/2011.
12. Chodura J., Kolektory słoneczne – wymagania i certyfikaty, „Rynek Instalacyjny” nr 3/2010.
13. Chodura J., Prawidłowy montaż instalacji solarnej, „Rynek Instalacyjny” nr 4/2010.
14. Chodura J., Łączenie elementów obwodu solarnego, „Rynek Instalacyjny” nr 7–8/2010.
15. Schmidt T., Seasonal thermal energy storage – pilot projects and experiences in Germany, Steinbeis Research Institute for Solar and Thermal Energy Systems, Stuttgart, www.solites.de.
16. Mangold D., Seasonal thermal energy storage – pilot projects and experiences in Germany, Steinbeis Research Institute for Solar and Thermal Energy Systems, Stuttgart, www.solites.de.
17. Ellehauge K., Pedersen T.E., Solar heat storage in district heating, Ellehauge & Kildemoes; Arhus COWI A/S, Lyngby 2007, Energinet.dk, Project No. 2006-2-6750.
18. Drake Landing Solar Community, www.dlsc.ca. 
19. Sibbitt B. et all., The Drake Landing Landing Solar Community Project – early results.
20. The Drake Landing Solar Community – Annual Report for 2008–2009, Science Applications International Corporation (SAIC Canada), 2010.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!