INŻYNIERIA INSTALACJI SOLARNYCH

Adam

Koniszew

ski, Adam

Mroziński IN

ŻY

NIE

RIA

INSTA

LA

CJI SO

LA

RN

YC

H

Wydawnictwo współfinansowane ze środków funduszy norweskich oraz środków krajowych

INŻYNIERIA INSTALACJI SOLARNYCH

ISBN: 978-83-64423-36-9

Monografia pod redakcją Adama MROzIńSKIEGO

1



2

3

Monografia pod redakcją Adama MROzIńSkIEGO



4

Autorzy: Mgr inż. Adam KoniszeWsKiDr inż. Adam MrozińsKi

Recenzent - Prof. dr hab. inż. Janusz Badur

Redaktor - Dr inż. Adam Mroziński

isBn: 978-83-64423-36-9

Projekt i opracowanie graficzne, skład, łamanie, druk i oprawa:Grafpol Agnieszka Blicharz-Krupińskaul. Czarnieckiego 153-650 Wrocławtel. 507 096 545fax 71 797 88 80


Bydgoszcz 2016

5

Spis treści

Od autorów ........................................................................................................................... 9

Wstęp ................................................................................................................................... 11

1. Stan środowiska naturalnego a instalacje solarne ................................................... 12

2. konwersja fototermiczna jako przykład OzE ........................................................ 17

3. Charakterystyka kolektorów słonecznych ............................................................... 21

3.1. zasada działania kolektora słonecznego............................................................... 21

3.2. Budowa kolektorów słonecznych ......................................................................... 21

3.3. Parametry kolektorów słonecznych ...................................................................... 22

4. Ocena techniczno-ekonomiczna rozwiązań systemów podgrzewania c.w.u. z wykorzystaniem kolektorów słonecznych .............................................................. 25

4.1. Budowa instalacji słonecznej przeznaczonej do przygotowania c.w.u. ................ 26

4.1.1. Kolektory słoneczne ................................................................................. 26

4.1.2. zespół (stacja) pompowy .......................................................................... 26

4.1.3. Układ regulacji pracą instalacji słonecznej ............................................... 27

4.1.4. zasobniki słoneczne .................................................................................. 28

4.2. Lokalizacja kolektora słonecznego ........................................................................ 30

4.2.1. orientacja względem stron świata ............................................................ 30

4.2.2. Kąt nachylenia powierzchni kolektora słonecznego do poziomu ............. 30

4.3. system przygotowania c.w.u. za pomocą biwalentnych podgrzewaczy c.w.u. ..... 31

4.4. system przygotowania c.w.u.. z podgrzewaczem wstępnym i podstawowym ...... 34

5. Przegląd konstrukcji dostępnych na rynku kolektorów słonecznych ....................... 36

5.1. Płaskie kolektory słoneczne .................................................................................. 36

5.2. Próżniowe kolektory słoneczne ............................................................................. 39

5.3. Porównanie kolektorów słonecznych .................................................................... 41

6. Przegrzew instalacji solarnych ..................................................................................... 44

6

7. Modernizowany obiekt – wykorzystanie instalacji solarnej ...................................... 48

8. Wariantowy projekt koncepcyjny systemu przygotowania c.w.u. ............................. 52

8.1. rozwiązania koncepcyjne systemu podgrzewu wody użytkowej oparte na kolektorach słonecznych .................................................................................. 52

8.1.1. rozwiązanie – Wariant 1 .......................................................................... 52




8.2. Kryteria doboru systemu podgrzewu wody użytkowej w instalacji słonecznej .... 56

8.3. Wybór rozwiązania koncepcyjnego systemu podgrzewania c.w.u. instalacji słonecznej .............................................................................................. 57

8.4. Dobór kolektorów słonecznych dla analizowanego obiektu ................................. 58

8.4.1. Wybór typu kolektora słonecznego dla analizowanego obiektu ............... 58

8.4.2. Charakterystyka techniczna kolektora słonecznego typu Logasol sKs4.0-s ............................................................................. 59

8.4.3. Dobór optymalnej ilości przyjętych do analizy kolektorów słonecznych ... 62

8.5. Kompletacja elementów systemu podgrzewania c.w.u. dla DPs w Gdyni opartego na kolektorach słonecznych typu Logasol sKs4.0-s .............. 63

8.5.1. Dobór podgrzewaczy c.w.u. ...................................................................... 63

8.5.2. Dobór stacji pompowej instalacji słonecznej ........................................... 63

8.5.3. Dobór membranowego naczynia wzbiorczego instalacji słonecznej ....... 65

8.5.4. Automatyka instalacji słonecznej ............................................................. 69

8.5.5. ochrona przepięciowa dla automatyki typu Logamatic sC40 ............... 70

8.5.6. nośnik ciepła instalacji słonecznej dla DPs w Gdyni .............................. 71

8.6. Projekt instalacji systemu podgrzewania wody użytkowej opartego na kolektorach słonecznych .................................................................................. 73

8.6.1. Przepływ nośnika ciepła w instalacji słonecznej ...................................... 73

8.6.2. ocena energetyczna pracy instalacji słonecznej ....................................... 76

8.6.3. ocena ekonomiczne projektowanej instalacji słonecznej ......................... 77

7

8.7. Koszt systemu podgrzewania wody użytkowej opartego na kolektorach słonecznych dla DPs w Gdyni ..................................................... 79

9. Sprawdzające obliczenia cieplno-przepływowe .......................................................... 81

9.1. obliczenia sprawdzające doboru kolektorów słonecznych dla DPs w Gdyni wg stacji meteorologicznej Gdańsk Port Północny ................................ 81

9.2. Wpływ temperatury otoczenia oraz temperatury absorbera na sprawność całkowitą dobranego kolektora słonecznego typu Logasol sKs4.0-s .................. 82

9.3. Minimalna wartość progowa natężenia promieniowania słonecznego niezbędna do zapoczątkowania pracy przyjętego do analizy kolektora słonecznego typu Logasol sKs4.0-s .......................................................................................... 83

9.4. nominalny przepływ nośnika ciepła przez kolektory słoneczne typu Logasol sKs4.0-s .......................................................................................... 84

9.5. Podsumowanie .............................................................................................................. 88

10. Ocena techniczno-ekonomiczna systemu podgrzewania c.w.u. ............................... 90

10.1. Koszty cyklu życia systemu podgrzewania c.w.u, dla analizowanego obiektu, opartego na kolektorach słonecznych typu Logasol sKs4.0-s ............. 90

10.2. Analiza techniczno – ekonomiczna systemu podgrzewania c.w.u. dla analizowanego obiektu, opartego na kolektorach słonecznych Logasol sKs4.0-s ............................................................................................... 93

11. Podsumowanie realizowanego doboru instalacji solarnej ..................................... 101

12. Laboratoryjna instalacja solarna na WIM UTP w Bydgoszczy ............................ 105

12.1. Budowa instalacji solarnej ................................................................................ 105

12.2. systemy zabezpieczenia instalacji przed przegrzaniem ................................... 122

13. Prezentacja wyników pomiarów - vbus.net ............................................................. 128

Literatura .......................................................................................................................... 130

8

9

Od AUTORóW

Jedną z barier rozwoju energetyki odnawialnej, zarówno w Polsce, jak i na świecie, jest stosunkowo niska świadomość społeczna. niewiele osób miało bezpośrednią styczność z insta-lacjami oze, jeszcze mniej – poznało zasadę ich działania. niniejsza Monografia ma za zadanie w pewnym stopniu zmienić ten stan rzeczy. znalazły się w niej podstawowe informacje dotyczą-ce budowy i zasady działania oraz projektowania instalacji solarnych fototermicznych.

W ostatnich latach polski rynek kolektorów napędzały unijne dotacje i dopłaty w ramach programu kolektorowego, który był realizowany przez nFoŚiGW. Teraz, gdy dofinansowa-nie się skończyło, polski rynek kolektorów zwalnia. Brakuje systemowego wsparcia, które zapewniłoby stabilną, wieloletnią perspektywę rozwoju branży instalatorów i polskich produ-centów. Ustawa o oze pomija kwestię wspierania produkcji zielonego ciepła i nie wprowadza też wymogów zastosowania oze w budownictwie. Wydaje się, że polska branża kolektorów najlepsze lata ma póki co za sobą.

skutecznym instrumentem promocji energetyki cieplnej fototermicznej w Polsce jest wsparcie systemowe, obejmujące cały kraj z jasnym i znanym wszystkim uczestnikom rynku planem działań, harmonogramem i monitoringiem, którego uzupełnieniem byłyby szkolenie i certyfikacja instalatorów, ogólnokrajowa kampania edukacyjno-informacyjna, wspieranie prac badawczych dot. energetyki słonecznej. Kierunkiem jest również płynne przejście z pro-gramów dotacyjnych na instrumenty ulg podatkowych w późniejszym czasie

niniejsza Monografia została napisana z myślą o studentach kierunków: inżynieria odna-wialnych źródeł energii, energetyka, inżynieria ochrony środowiska, ochrona środowiska, me-chanika i budowa maszyn oraz o uczniach szkół średnich i techników o podobnych profilach nauczania. Jednak sięgnąć może po nią każda osoba zainteresowana tematyką odnawialnych źródeł energii, jak i każdy potencjalny inwestor, by poszerzyć swoją wiedzę w tym obszarze oraz projektanci instalacji i nauczyciele – by szukać nowych inspiracji.

inŻYnieriA insTALACJi soLArnYCH

mgr inż. Adam KoniszewskiGlen Dimplex Polska sp. z o.o

Key Account ManagerHeat Pump Projects

kontakt: [email protected]

dr inż. Adam MrozińskiUniwersytet Technologiczno-Przyrodniczy

im. Jana i Jędrzeja Śniadeckich w BydgoszczyWydział inżynierii Mechanicznej

instytut Technik Wytwarzaniazakład systemów Technicznych

i ochrony Środowiskakontakt: [email protected]

10

11

WSTęP

niniejsza Monografia poświęcona jest analizie techniczno - ekonomicznej zastosowania kolektorów słonecznych w systemach przygotowania ciepłej wody użytkowej obiektów uży-teczności publicznej oraz obiektom mieszkalnym.

Źródłem darmowej energii dla kolektorów słonecznych jest słońce. Powstająca na nim energia jest wynikiem przemian termojądrowych wodoru w hel, w efekcie czego słońce wy-syła w przestrzeń kosmiczną promieniowanie elektromagnetyczne. energia promieniowania słonecznego, która dociera do granicy atmosfery posiada moc około 1370 W/m2 i nosi nazwę tzw. stałej słonecznej.

zadaniem kolektora słonecznego jest konwersja energii promieniowania słonecznego w energię wewnętrzną, która następnie poprzez wymianę ciepła przekazywana jest nośni-kowi ciepła w celu dalszego jej wykorzystania do przygotowania c.w.u... Podgrzewanie cie-płej wody użytkowej (c.w.u.) jest najkorzystniejszym zastosowaniem instalacji kolektorów słonecznych. Występujące przez cały rok stałe zapotrzebowanie na nią pozwala najłatwiej wykorzystać energię pochodzącą od słońca. W okresie letnim zapotrzebowanie energetycz-ne procesu podgrzewania wody użytkowej może być w pełni pokrywane przez instalację słoneczną. Pomimo tego konwencjonalne źródło ciepła powinno być przygotowane do za-bezpieczenia potrzeb energetycznych, związanych z przygotowaniem c.w.u., niezależnie od instalacji słonecznej, ponieważ, mogą się zdarzyć dłuższe okresy złej pogody, w czasie któ-rych zapewniony musi zostać również komfort c.w.u..

W Polsce dominujący udział w produkcji energii na potrzeby grzewcze ma węgiel, któ-ry jest największym źródłem emisji zanieczyszczeń degradujących środowisko naturalne. Dlatego należy dążyć do ograniczenia zużycia tego paliwa na rzecz oleju opałowego i gazu, a przede wszystkim odnawialnych źródeł energii (energii promieniowania słonecznego, geo-termalnej, biomasy oraz energii ze źródeł niskotemperaturowych).

Podstawowym kryterium wyboru konkretnego systemu przygotowania c.w.u. jest ra-chunek ekonomiczny. W przedstawionej pracy w tym celu wykorzystano metodę LCC (Life Cycle Cost). Metoda ta pozwala oszacować całkowite koszty inwestycyjne i eksploatacyjne systemu w przyjętym cyklu jego życia. opiera się ona na porównaniu nakładów inwesty-cyjnych na proponowane rozwiązanie systemu przygotowania ciepłej wody użytkowej dla obiektu użyteczności publicznej oraz kosztów eksploatacyjnych wzrastających wraz z upły-wem okresu jego użytkowania.

inŻYnieriA insTALACJi soLArnYCH

12

1. STAN śROdOWISkA NATURALNEGO A INSTALACJE SOLARNE

Analiza wyników badań środowiska naturalnego z ostatnich kilku dziesięcioleciach wy-kazała, że zużycie energii i stan jego skażenia produktami spalania można opisać funkcją wykładniczą. Wprawdzie naturalnych nieodnawialnych źródeł energii wystarczy jeszcze na kilka pokoleń, jednak ubocznych produktów poprodukcyjnych, odpadów konsumpcyjnych pochodzenia technicznego i produktów spalania, środowisko to już nie wchłonie, a ponadto już się nie zregeneruje. Udział poszczególnych nośników energii pierwotnej w dotychczaso-wym zużyciu ogólnym i prognozę ich światowego zużycia przedstawia rysunek 1.1.[1]

Rys. 1.1. stan dotychczasowy oraz prognoza zużycia energii pierwotnej [1]: F – udział w pokryciu zapotrzebowania na energię.

Wraz ze wzrostem zużycia energii zmieniły się również proporcje poszczególnych jej nośników. Gdy w początkach cywilizacji energia była potrzebna jedynie do sporządzania posiłków i ogrzewania, wystarczającym jej nośnikiem było drewno, najbardziej naturalne paliwo odnawialne. Cyrkulacja dwutlenku węgla odbywała się wówczas w sposób natural-ny dzięki fotosyntezie roślin, między innymi drzew. rozbudowa miast pociągnęła za sobą konieczność poszukania nowego nośnika energii, którym okazał się torf.

W XX wieku dotychczasowe nośniki energii (drewno i torf) okazały się już niewy-starczające. W wielu krajach rozwiniętych, m.in. w Anglii, już na początku XX w. wycięto prawie wszystkie lasy i rozpoczęto wydobycie węgla kamiennego oraz zaczęto importować ropę naftową i gaz. Paliwa te, a także uran, który jest paliwem w elektrowniach jądrowych, zaliczają się do nieodnawialnych lub konwencjonalnych źródeł energii (rys. 1.2). zawarta w nich energia wiązań chemicznych lub jądrowa jest zamieniana na energię elektryczną, mechaniczną i wewnętrzną.

Adam KoniszeWsKi, Adam MrozińsKi

13

Rys. 1.2. rodzaje nieodnawialnych nośników energii oraz sposoby ich zagospodarowania [1]

okazuje się, że możliwość całkowitego wyczerpania zasobów paliw konwencjonalnych nie jest największym zagrożeniem dla ludzkości, bowiem stanowi je skażenie środowiska produktami spalania: tlenkami siarki, węgla, azotu oraz pyłami. Do szkód wyrządzanych przez produkty spalania nieodnawialnych nośników energii można zaliczyć:

- wzrost zachorowań i zaburzeń genetycznych wśród ludności spowodowany smo-giem, zanieczyszczeniami wód podskórnych, ciężkimi metalami oraz różnego ro-dzaju toksycznymi emisjami uszkadzającymi system immunologiczny;

- zachwianie równowagi termicznej ziemi na skutek nasilającego się efektu cieplar-nianego;

- zamieranie lasów, rzek i jezior wywołane kwaśnymi deszczami;- zachwianie równowagi pokarmowej w morzach, będące wynikiem braku tlenu

w środowisku morskim.

W dzisiejszej energetyce konwencjonalnej obserwuje się znaczny postęp, wprowadza się nowoczesne technologie, kotły fluidalne, oczyszczalnie spalin, odsiarczanie węgla itd. nic więc dziwnego, że i zanieczyszczeń środowiska jest już znacznie mniej niż było to jesz-cze kilkanaście lat temu. niestety, nie dotyczy to emisji dwutlenku węgla, którego wytwarza się coraz więcej. Gaz ten stanowi główny składnik spalin, z których się go jeszcze nie usuwa.

Według danych eiA (Energy Information Administration), całkowita światowa ilość wytworzonego dwutlenku węgla wyniosła w 1990 roku 21,6 Pg, a w 2001 roku 23,9 Pg. Prognozy na lata następne nie tylko nie rokują poprawy sytuacji, ale nawet przewidują stop-niowe jej pogorszenie. Według tych prognoz, emisja dwutlenku węgla wyniesie: 27,7 Pg w 2010 r., 35,5 Pg w 2020 r. i 37,1 Pg w 2025 r. [1].

W Polsce dominujący udział w produkcji ciepła ma węgiel, który jest największym źró-dłem emisji zanieczyszczeń degradujących środowisko naturalne. Dlatego należy dążyć do

WsPoMAGAnie KoMPUTeroWe ProJeKToWAniA WYBrAnYCH insTALACJi oze

14

ograniczenia zużycia tego paliwa na rzecz oleju opałowego i gazu, a przede wszystkim od-nawialnych źródeł energii (energii promieniowania słonecznego, geotermalnej, biomasy oraz pomp ciepła).

Kolektory słoneczne mogą być stosowane praktycznie w każdym obiekcie mieszkalnym i niemieszkalnym, zarówno już istniejącym jak i nowobudowanym. najkorzystniejsze wa-runki nasłonecznienia przypadają na okres od kwietnia do września, ale także w pozostałym okresie od jesieni do wiosny można liczyć na przynajmniej częściowe pokrycie potrzeb cie-pła i wstępne podgrzanie np. ciepłej wody użytkowej.

istnieje szereg argumentów przemawiających za celowością zastosowania kolektorów słonecznych. spośród nich można wyodrębnić ważne powody, które są wspólne dla wszyst-kich rodzajów budynków:

a) zmniejszenie potrzeb cieplnych budynku i ograniczenie pracy głównego źródła ciepła

Jak wskazują oficjalne dane (raport GUs 2014 dla 4576 obiektów, „zużycie energii w gospodarstwach domowych w 2012 r.”) potrzeby cieplne stanowią zdecydowanie najwięk-szy udział w rocznym bilansie energetycznym budynku. Łącznie potrzeby cieplne ogrzewa-nia pomieszczeń i podgrzewania ciepłej wody użytkowej stanowią blisko 84% całkowitych rocznych potrzeb energetycznych. Tak więc to po stronie ciepła leży największy potencjał w poszukiwaniu oszczędności w budżecie domowych wydatków związanych z zakupem energii. zastosowanie kolektorów słonecznych przekłada się bezpośrednio na ograniczenie zużycia paliwa lub energii elektrycznej poprzez skrócenie czasu pracy kotła grzewczego, bądź też pompy ciepła.

Rys. 1.3. Analiza zużycia energii w typowym domu jednorodzinnym


15

b) najniższy koszt wytworzenia ciepła

Praca instalacji solarnej wymaga minimalnych nakładów energii elektrycznej niezbęd-nej do zasilania pompy obiegowej i sterownika. Praca pompy obiegu solarnego wiąże się z zużyciem około 10÷30 W energii elektrycznej. Przykładowo instalacja solarna złożona z 3 kolektorów płaskich Ks2100 TLP AC o łącznej powierzchni czynnej 5,4 m2 może w ko-rzystnych warunkach pracy osiągać moc cieplną około 4 kW (wg certyfikatu solar Keymark dla nasłonecznienia 1000 W/m2, różnica temperatury pomiędzy 10 i 30 K). Pobór energii elektrycznej przez pompę obiegową tzw. elektroniczną zabudowaną w zespole zPs 18e-01 eCo nie powinien przekraczać wówczas 20 W. Jeżeli więc zastosować tu taką definicję efektywności CoP jak dla pomp ciepła (zależnie od typu pompy ciepła i warunków pracy zwykle do maksymalnie 5,0), to efektywność CoP dla instalacji solarnej wyniosła by … 200 (4.000/20) co jest wartością nieosiągalną dla innych źródeł ciepła. najniższe koszty wytwa-rzania ciepła przez kolektory słoneczne, w praktyce mogą oznaczać np. najniższe koszty podgrzewania ciepłej wody użytkowej. Tak więc podgrzanie 300 litrów wody użytkowej od 10 do 45oC w przypadku instalacji solarnej będzie kosztowało kilka - a nawet kilkadziesiąt razy mniej niż z innego źródła ciepła.

Rys. 1.4. Analiza kosztów podgrzewania wody użytkowej różnymi metodami

c) najwyższy efekt ekologiczny

Kolektory słoneczne należą do ścisłej czołówki urządzeń grzewczych pod względem efektu ekologicznego. Dotyczy to zarówno ich produkcji, jak i późniejszej utylizacji, ale przede wszystkim – bieżących efektów pracy. nakłady energii i surowców na produkcję kolektora słonecznego zwracają się w okresie jego 2-3 lat eksploatacji. Po zakładanym mi-nimum 25-letnim okresie eksploatacji, materiały z którego został zbudowany kolektor sło-neczny można poddać recyclingowi. Praca instalacji solarnej wymaga minimalnego zużycia energii elektrycznej, a ograniczenie wytwarzania ciepła w budynku bezpośrednio ogranicza uciążliwą niską emisję zanieczyszczeń do atmosfery, poprawiając lokalną jakość powietrza.


16

Przykładowo mała instalacja solarna złożona z 3 kolektorów płaskich pozwala ograniczyć zmniejszyć rocznie emisje zanieczyszczeń: o około 26 kg tlenku węgla, o około 11 kg dwu-tlenku siarki i o około 7 kg pyłów. Praca instalacji solarnej ogranicza o około 1.100 kg emisję dwutlenku węgla, co jest porównywalne z efektem „pracy” około 130 dorosłych drzew.


17

2. kONWERSJA fOTOTERMICzNA JAkO PRzYkłAd OzE

W przeciwieństwie do nieodnawialnych źródeł energii, takich jak węgiel, ropa, gaz czy uran, których naturalne zasoby systematycznie się kurczą, odnawialne zasoby energii utrzymują się na stałym poziomie i tak długo, jak długo będzie trwał Układ słoneczny wraz z ziemią nie ulegną wyczerpaniu.

Rys. 2.1. schematyczny podział niekonwencjonalnej energii ze źródeł odnawialnych [1]

schematyczny podział energii ze źródeł odnawialnych przedstawiono na rysunku 2.1, natomiast w tabeli 2.1 podział jej źródeł wraz ze wskazaniem ich wykorzystania na inne formy energii.


18

Tabela 2.1. Podział odnawialnych źródeł energii [1]

Źródłem darmowej energii dla kolektorów słonecznych jest słońce. Powstająca na nim energia jest wynikiem przemian termojądrowych wodoru w hel, w efekcie czego słońce wysyła w przestrzeń kosmiczną promieniowanie elektromagnetyczne, mające długość fali rzędu stumilionowej części milimetra. Promieniowanie to jest tzw. promieniowaniem wyso-koenergetycznym (energia promieniowania jest odwrotnie proporcjonalna do długości fali), które przenikając z jądra słońca napotyka na swej drodze wiele elektronów i jąder atomów. skutkiem tego jest osłabienie tego promieniowania, a w konsekwencji - zwiększenie długo-ści jego fali. Promieniowanie słoneczne charakteryzuje się dużym zakresem długości fali, niosąc w sobie zróżnicowaną ilość energii.


19

Rys. 2.2. stała promieniowania słonecznego [9]

energia promieniowania słonecznego, która dociera do granicy atmosfery posiada moc około 1370 W/m2 i nosi nazwę stałej słonecznej (rys.2.2). stała słoneczna jest średnią w roku kalendarzowym gęstością promieniowania słonecznego, przypadającą na powierzch-nię płaską, ustawioną prostopadle do kierunku biegu promieni słonecznych. Jest ona stale korygowana, a jej obowiązująca wartość podawana jest przez World radiation Center (Świa-towe Centrum Promieniowania) w Davos (szwajcaria).

zjawiska pochłaniania i rozpraszania energii promieniowania słonecznego w atmosferze powodują, że do powierzchni ziemi dociera jedynie część tego promieniowania. i tak w miesią-cach letnich - gęstość promieniowania słonecznego dla obszaru Polski wynosi ok. 1000 W/m2, natomiast w miesiącach zimowych ok. 400 W/m2. różnice te spowodowane są zmianami wy-sokości słońca nad horyzontem w poszczególnych porach roku, skutkiem czego zmienia się grubość warstwy atmosfery, przez którą przechodzi promieniowanie. energia promieniowania słonecznego docierająca do powierzchni naszej planety, a tam do kolektora słonecznego zamie-niana jest w nim w energię użyteczną, pomniejszoną o jego straty cieplne (rys. 2.3).

Rys. 2.3. Bilans energii promieniowania słonecznego [7]


20

najbardziej uprzywilejowanym rejonem Polski pod względem napromieniowania sło-necznego jest południowa część województwa lubelskiego. natomiast najmniejszy w skali roku dopływ energii słonecznej obserwuje się w rejonie wysoko uprzemysłowionym (Śląsk), w obszarze granicznym trzech państw: Czech, niemiec i Polski oraz w rejonie północnym naszego kraju, obejmującym pas Wybrzeża z wyjątkiem Wybrzeża zachodniego (rys. 2.4).

Rys. 2.4. rejonizacja obszaru Polski pod względem możliwości wykorzystania energii słonecznej [7]


21

3. CHARAkTERYSTYkA kOLEkTORóW SłONECzNYCH

W tym rozdziale zostaną przedstawione kolektory słoneczne pod względem:- zasady działania;- elementów składowych;- charakterystycznych parametrów.

3.1. zasada działania kolektora słonecznegozadaniem kolektora słonecznego (1) jest konwersja energii promieniowania słoneczne-

go w energię cieplną, która następnie przekazywana jest za pomocą nośnika ciepła w celu dalszego jej wykorzystania (3), np. do przygotowania c.w.u.., wspomagania c.o., czy pod-grzania wody w basenie. Transport nośnika ciepła (niezamarzającego) zapewnia zespół pom-powy (2). Układ sterujący (6) uruchamia go, gdy temperatura nośnika ciepła w kolektorze (4) jest wyższa niż temperatura wody w zbiorniku (5). Ciepło przenika do wody użytkowej poprzez wymiennik znajdujący się wewnątrz zbiornika (7).

Rys. 3.1. zasada działania instalacji słonecznej do przygotowania c.w.u. [7]

3.2. Budowa kolektorów słonecznychzasadniczym elementem kolektora słonecznego jest absorber, czyli płyta pochłaniająca

promieniowanie słoneczne. Promieniowanie to winno bez przeszkód docierać do absorbera i ogrzewać go. Ważne jest jednak, aby ogrzany absorber nie oddawał pobranego ciepła do otoczenia (rys. 3.2), w związku z czym musi on być dobrze izolowany cieplnie. Parametrem technicznym, który określa jakość absorbera jest jego selektywność, przedstawiana jako ilo-raz absorpcji do emisji (α/ε).

Cechy, którymi powinien charakteryzować się absorber, to m.in.: wysoki współczynnik absorpcji α (dla promieniowania słonecznego o długości fali λ < 2 µm – promieniowanie nadfioletowe) i niski współczynnik emisji ε (dla promieniowania o długości fali λ > 2 µm


22

– promieniowanie podczerwone), a także odporność na działanie wysokich temperatur. i tak dla absorbera odkrytego nieselektywnego maksymalna temperatura pracy wynosi 70oC, dla absorbera zakrytego nieselektywnego 110oC, natomiast dla absorbera zakrytego selektywne-go 200oC. Przekroczenie wyżej wymienionych temperatur w przypadku awarii instalacji od-bierającej ciepło, powoduje uplastycznienie (degradację) materiału absorbera i tym samym uszkodzenie powłoki, co często skutkuje zaparowaniem przesłony przezroczystej cząstecz-kami rozpuszczającej się farby. Mając powyższe na uwadze, należy projektować instalacje słoneczne w taki sposób, aby nie doprowadzić do stanu stagnacji kolektorów.

Rys. 3.2. rysunek poglądowy absorbera i jego pokrycia od strony frontowej (szyba słoneczna) [10]

Wykonanie izolacji cieplnej absorbera od strony obudowy nie jest zadaniem trudnym. Przede wszystkim należy pamiętać o tym, że materiał który chcemy użyć do tego celu musi charakteryzować się możliwie małym współczynnikiem przewodzenia ciepła, brakiem roz-szerzalności termicznej, odpornością na wysokie temperatury oraz działanie czynników at-mosferycznych. Większą trudność stanowi zastosowanie dobrej i jednocześnie przezroczy-stej dla promieni słonecznych izolacji termicznej od strony frontowej absorbera (rys. 3.2). W celu prawidłowego doboru pokrycia absorbera niezbędne jest uwzględnienie zarówno właściwości promieniowania słonecznego, jak i wymiany ciepła z otoczeniem, która zacho-dzi na drodze: konwekcji, przewodzenia i promieniowania cieplnego w zakresie fal podczer-wonych. Jednocześnie pokrycie to powinno charakteryzować się wysoką przepuszczalnością promieniowania słonecznego (transmisją), odpornością na promieniowanie nadfioletowe (promieniowanie UV) oraz trwałością i wytrzymałością, zapewniając bezpieczne przeniesie-nie obciążeń od wiatru, deszczu, gradu czy nacisku wywołanego przez śnieg. Powinno ono równocześnie umożliwiać kompensację wydłużeń spowodowanych zmianami temperatury w przedziale od -25oC do +150oC, a także zapewniać hermetyczność kolektora w celu ogra-niczenia strat ciepła i przeciwdziałać osiadaniu kurzu na powierzchni absorbera.

3.3. Parametry kolektorów słonecznychna sprawność kolektora słonecznego wpływają jego elementy konstrukcyjne, a w szcze-

gólności właściwości przesłony przezroczystej absorbera oraz skuteczność izolacji cieplnej


23

w danych warunkach. sprawność całkowitą kolektora słonecznego opisuje zależność (3.1), a jej interpretację graficzną przedstawia rysunek 3.3.

(3.1)

gdzie:η – sprawność całkowita kolektora słonecznego [-], τα – współczynnik transmisji – absorpcji przesłony przezroczystej [-],k1 – liniowy współczynnik przewodzenia ciepła [W/m2K],k2 – nieliniowy współczynnik przewodzenia ciepła [W/m2K2],Tabs – temperatura absorbera [ºK],To – temperatura otoczenia [ºK].

energia promieniowania słonecznego padająca na powierzchnię kolektora pomniejszo-na jest o jego straty optyczne oraz straty cieplne. straty optyczne są wynikiem pochłonięcia i odbicia promieniowania słonecznego przez osłonę przezroczystą kolektora, natomiast stra-ty cieplne są wynikiem wymiany ciepła między absorberem a otoczeniem, i ściśle zależą od różnicy temperatur ΔT między temperaturą absorbera Tabs i temperaturą otoczenia To. im większa jest różnica tych temperatur, tym większe straty ciepła generuje kolektor słoneczny. W przypadku, gdy temperatura absorbera jest równa temperaturze otoczenia, wyrażenie τα jest równe sprawności kolektora τα = η i nosi nazwę sprawności optycznej ηo (rys. 3.3).

Rys. 3.3. sprawność całkowita kolektora słonecznego [7]

innym istotnym parametrem określającym cechy konstrukcyjne kolektora słonecznego jest jego wartość progowa natężenia promieniowania słonecznego Ismin, przy której ko-lektor słoneczny zaczyna gromadzić energię wewnętrzną. Wartość ta jest ściśle zależna od różnicy temperatur ΔT między temperaturą absorbera Tabs i temperaturą otoczenia To. im wartość ta jest wyższa, tym kolektor słoneczny generuje większe straty ciepła do otoczenia, a w konsekwencji tego zmienia się jego wartość progowa Ismin. Wartość progową natężenia promieniowania słonecznego Ismin opisuje zależność (3.2), a jej interpretację graficzną przed-stawia rysunek 3.4.


24

(3.2)

gdzie:ismin – wartość progowa natężenia promieniowania słonecznego kolektora słonecznego

[W/m2], pozostałe oznaczenia jak w zależności (3.1)

Rys. 3.4. Wartość progowa natężenia promieniowania słonecznego kolektora słonecznego [7]

Analizując wykres przedstawiony na rysunku 3.4., należy zauważyć, że istnieje pew-na ilość ciepła, jaką kolektor słoneczny traci do otoczenia. ilość ta zależy od wspomnianej różnicy temperatur ΔT = Tabs-To. Przyjmując założenie, że temperatura powierzchni absor-bera wynosi ok. +30oC, przy temperaturze otoczenia ok. +20oC, to straty ciepła kolektora kształtują się na poziomie ok. 20 W/m2. Czyli z całej powierzchni kolektora płaskiego strata ta wynosi zaledwie 45 W. Jeżeli jednak podczas słonecznego dnia powierzchnia absorbera nagrzeje się do temperatury np. +80oC, wówczas straty ciepła mogą przekroczyć 75 W/m2, czyli dla całego kolektora prawie 150 W. To już oznacza znaczny strumień traconej energii.


25

4. OCENA TECHNICzNO-EkONOMICzNA ROzWIązAń SYSTEMóW POdGRzEWANIA C.W.U. z WYkORzYSTANIEM kOLEkTORóW SłONECzNYCH

Podgrzewanie wody użytkowej jest najkorzystniejszym zastosowaniem instalacji ko-lektorów słonecznych. Występujące przez cały rok stałe zapotrzebowanie na nią pozwala najłatwiej wykorzystać energię słoneczną. W okresie letnim zapotrzebowanie energetyczne procesu podgrzewania c.w.u., w pełni pokrywane jest przez instalację słoneczną (rys.4.1). Pomimo tego konwencjonalne źródło ciepła powinno być przygotowane do zabezpieczenia potrzeb energetycznych, związanych z przygotowaniem c.w.u., niezależnie od instalacji sło-necznej. Mogą zdarzyć się bowiem dłuższe okresy złej pogody, w czasie których zapewniony musi zostać również komfort c.w.u..

W celu dokonania w sposób optymalny doboru wielkości powierzchni kolektorów sło-necznych, pojemności zasobników oraz rodzaju kompletnej stacji pompowej dla instalacji słonecznej przeznaczonej do podgrzewania c.w.u., należy uwzględnić wpływ następujących czynników:

- miejsca montażu instalacji słonecznej,- nachylenia dachu (kąta nachylenia kolektorów),- usytuowania dachu w odniesieniu do stron świata,- wielkości oraz rozkładu czasowego zużycia c.w.u..

Rys. 4.1. Pozyskiwanie energii cieplnej z instalacji kolektorów słonecznych w odniesieniu do rocznego zapotrzebowania energetycznego procesu podgrzewania c.w.u., gdzie: a - zapotrzebowanie energetyczne (wymagana ilość energii dla przygotowania c.w.u..); b - produkcja energii przez instalacje słoneczną; M - miesiące; Q - energia grzewcza; kolor żółty - nadmiar energii słonecznej (możliwy do wykorzystania np. do podgrzewania wody basenowej); kolor łososiowy - wy-korzystywana energia słoneczna (pokrycie zapotrzebowania energetycznego procesu przygotowania c.w.u..); kolor niebieski - zapotrzebowanie energetyczne nie pokryte przez instalację słoneczną (do-grzewanie przez inne źródło ciepła).


26

4.1. Budowa instalacji słonecznej przeznaczonej do przygotowania c.w.u.instalacja słoneczna przeznaczona do przygotowania c.w.u.. składa się z czterech pod-

stawowych elementów (rys.4.2): - kolektora słonecznego (1), - zespołu pompowego (2), - układu regulacji pracą instalacji (3),- podgrzewacza c.w.u.. (4).

Rys. 4.2. Budowa instalacji słonecznej do przygotowania c.w.u. [7]

4.1.1. kolektory słoneczne Wyróżniamy dwa rodzaje kolektorów słonecznych: płaskie np. typu Logasol SKN3.0

firmy Buderus oraz próżniowe np. typu Vaciosol CPC12/CPC6 tego samego producenta. ich opis znajduje się w rozdziale 5.

4.1.2. zespół (stacja) pompowyKompletna stacja pompowa umożliwia łatwe i nieskomplikowane podłączenie wszyst-

kich elementów zabezpieczających oraz regulacyjnych instalacji słonecznej. składa się ona z następujących elementów (rys. 4.3):

- pompy obiegu słonecznego, odpornej na działanie wysokich temperatur (6); - zaworu bezpieczeństwa (3); - manometru (7); - zaworów kulowych (2) na przewodzie zasilającym (z) i powrotnym (P) obiegu sło-

necznego wraz ze zintegrowanymi termometrami (2);- separatora powietrza (1);- rotametru do pomiaru i regulacji przepływu strumienia nośnika ciepła (4);


27

- króćca do podłączenia naczynia wzbiorczego (8);- zaworów do napełniania instalacji solarnej płynem niezamarzającym (5).

Rys. 4.3. Budowa dwupionowej kompletnej stacji pompowej instalacji solarnej typu Logasol Ks firmy Buderus [21]

4.1.3. Układ regulacji pracą instalacji słonecznejUkład regulacji pracą instalacji słonecznej pozwala efektywnie wykorzystać energię

promieniowania słonecznego. Może on być zamontowany na ścianie bądź zintegrowany ze stacją pompową (rys.4.4).

Rys. 4.4. sterownik typu Logamatic sC firmy Buderus zintegrowany ze stacją pompową (z lewej), ścienny (z prawej) [21]


28

Rys. 4.5. schemat ideowy sterowania instalacją solarną [17]

zadaniem sterownika jest kontrola utrzymywania nastawionej różnicy temperatur po-między kolektorem słonecznym a zasobnikiem na poziomie ok. 8 K (rys. 4.5). Dwa czujniki mierzą aktualne wartości temperatury, w kolektorze słonecznym (2) oraz w dolnej części zasobnika (1). W przypadku wystarczającego promieniowania słonecznego, to znaczy po przekroczeniu nastawionej różnicy temperatury, układ regulacji załącza pompę obiegu sło-necznego (3). następuje wówczas proces podgrzewania c.w.u.. w zasobniku. Jeżeli w wyni-ku zmniejszonej intensywności promieniowania słonecznego różnica temperatur obniży się poniżej nastawionej wartości zadanej (<8K), wtedy układ regulacyjny spowoduje zmniejsze-nie prędkości obrotowej pompy obiegowej (3), co z kolei przyczyni się do zmniejszenia prze-pływu strumienia nośnika ciepła przez kolektory słoneczne i pozwoli na utrzymanie różnicy temperatur na wymaganym poziomie. sterownik wyłącza całkowicie pompę, gdy mierzona różnica temperatury obniży się poniżej połowy ustawionej wartości zadanej (4 K). W przy-padku niedostatecznej temperatury c.w.u.. w zasobniku, załączone zostaje jej dogrzewanie przez np., konwencjonalny kocioł grzewczy.

4.1.4. zasobniki słoneczneW zależności od sposobu ładowania zasobników słonecznych, wyróżnia się: zasobniki

ładowane pojemnościowo za pomocą wężownicy słonecznej np. typu Logalux sM firmy Buderus (rys. 4.6a) oraz zasobniki ładowane warstwowo za pomocą syfonu termicznego np. typu Logalux sL firmy Buderus (rys. 4.6b).


29

Rys. 4.6. Budowa biwalentnych zasobników słonecznych [10]:a) zasobnik c.w.u.. typu Logalux sM ładowany poprzez wężownicę solarną; 1- anoda magne-zowa, 2 - izolacja cieplna, 3 - wylot ciepłej wody, 4 - zbiornik zasobnika, 5 - górny wymiennik ciepła (rurowe powierzchnie wymiany ciepła) dla konwencjonalnego dogrzewania wody pit-nej w zasobniku przez kocioł grzewczy, 6 - solarny wymiennik ciepła (rurowe powierzchnie wymiany ciepła), 7 - wlot zimnej wody;b) zasobnik c.w.u.. typu Logalux sL ładowany warstwowo poprzez syfon termiczny; 6 - rura odprowadzająca ciepłą wodę, 7 - klapa grawitacyjna, 8 - solarny wymiennik ciepła (rurowe powierzchnie wymiany ciepła); pozostałe oznaczenia jak na rysunku a.

W zasobnikach ładowanych pojemnościowo za pomocą wężownicy słonecznej pojem-ność wody podgrzewana jest równomiernie do określonej temperatury, natomiast w zasobni-kach z syfonem termicznym – warstwowo od góry zasobnika (rys. 4.7).

Rys. 4.7. Porównanie podgrzewania c.w.u.. przez dwa rodzaje zasobników: Logalux sM i Logalux sL [21


30

4.2. Lokalizacja kolektora słonecznegoo miejscu montażu kolektora słonecznego decydują dwa parametry: orientacja wzglę-

dem stron świata oraz kąt nachylenia kolektora słonecznego do poziomu.

4.2.1. Orientacja względem stron świataKolektor słoneczny osiąga największą wydajność cieplną wtedy, kiedy jego usytuowa-

nie nie odbiega (w granicach +/- 15o) od kierunku południowego. Przy większym odchyleniu kolektora od tego kierunku, jego wydajność znacznie się zmniejsza. W celu uzyskania tej samej wydajności jak z kierunku południowego, powierzchnię kolektora słonecznego należy powiększyć o odpowiednie współczynniki korekcyjne. z rysunku 4.8 wynika, że odchylenie kolektora od kierunku południowego w kierunku zachodnim jest korzystniejsze niż w kie-runku wschodnim.

4.2.2. kąt nachylenia powierzchni kolektora słonecznego do poziomuKąt nachylenia powierzchni kolektora słonecznego do poziomu zależy od kąta pada-

nia promieni słonecznych na ziemię, którego wielkość zależna jest od pory roku (rys. 4.9), a także szerokości geograficznej na której znajduje się instalacja słoneczna.

Rys. 4.8. Współczynniki korekcyjne dla kolektorów słonecznych w zależności od kierunku świata [15]


31

Rys. 4.9. Kąt padania promieni słonecznych w zależności od pory roku [15]

Polska znajduje się na szerokości geograficznej równej około 50o. Kąt padania promieni słonecznych dla tej szerokości zmienia się o ok. +/- 23o (rys. 4.10a), dlatego kąt nachylenia kolektora słonecznego powinien zmieniać się w granicach od 27 do 73o (rys. 4.10b). i tak, dla okresu jesienno-zimowego, kąt nachylenia powinien być wyższy (ok. 60o) niż w okresie wiosenno-letnim (ok. 30o), natomiast optymalny kąt w okresie jego całorocznej eksploatacji powinien wynosić ok. 40o. W przypadku innej wartości, należy zwiększyć powierzchnię ko-lektora o odpowiednie współczynniki korekcyjne (rys. 4.11).

4.3. System przygotowania c.w.u. za pomocą biwalentnych podgrzewaczy c.w.u.Biwalentne podgrzewacze ciepłej wody użytkowej są najczęściej stosowanym sys-

temem słonecznym. omawiane podgrzewacze wyposażone są w dwa wymienniki ciepła, w których podgrzewanie odbywa się na dwa różne sposoby (biwalentnie). W dolnej części podgrzewacza znajduje się słoneczny wymiennik ciepła, za pomocą którego podgrzewana jest woda użytkowa z kolektorów słonecznych, natomiast w jego górnej części znajduje się wymiennik ciepła dodatkowego źródła ciepła przeznaczony do podgrzewania wspomagają-cego, np. podczas wielu pochmurnych dni.


32

Rys. 4.10. Kąt padania promieni słonecznych [15]: A) w zależności od szerokości geograficznej, B) uwzględniający szerokość geograficzną w zależności od pory roku

Rys. 4.11. Współczynniki korekcyjne nachylenia kolektora płaskiego do poziomu w czasie jego rocznej eksploatacji [21]

Wyższą wydajność w porównaniu z biwalentnymi standardowymi podgrzewaczami c.w.u.. (podgrzewacze biwalentne wężownicowe typu Logalux sM firmy Buderus) osiąga się za pomocą systemów ładowania, w których zawartość podgrzewacza nie jest podgrzewana jednocześnie tylko warstwa po warstwie z góry na dół (podgrzewacze biwalentne z syfonem termicznym typu Logalux sL firmy Buderus). (rys.4.6b)


33

W podgrzewaczach tego typu słoneczny wymiennik ciepła (8) podgrzewa jedynie sto-sunkowo małą ilość wody do temperatury w przybliżeniu równej temperaturze zasilania obiegu słonecznego. Podgrzana objętość wody unosi się ku górze w kierowniczej rurze cie-pła (6) do obszaru wyjścia z podgrzewacza (3). Przy normalnym promieniowaniu słonecz-nym, już po krótkim czasie osiągana jest zadana temperatura i podgrzewanie wspomagające (5) dodatkowego źródła ciepła jest rzadko wymagane.

Przy intensywnym promieniowaniu słonecznym woda podgrzana przez wymiennik cie-pła słonecznego (8) szybko unosi się ku górze do chwili osiągnięcia danej warstwy o jed-nakowej temperaturze (rys.4.12, poz.1). następnie otwierają się odpowiednie przepustnice zwrotne, sterowane siłą wyporu, tak że zasobnik jest ładowany od góry do dołu w sposób uwarstwiony.

Rys. 4.12. Unoszenie podgrzanej wody z rury kierowniczej przy intensywnym promieniowaniu sło-necznym [21]

Rys. 4.13. Unoszenie podgrzanej wody z rury kierowniczej przy niewielkim promieniowaniu słonecz-nym [21]


34

W przypadku niewielkiego promieniowania słonecznego woda podgrzewana jest przy-kładowo do temperatury 30oC, unosi się również tylko do warstwy o tej temperaturze. na-stępnie przepływa przez otwarte przepustnice zwrotne podgrzewacza i podgrzewa ten obszar (rys.4.12, poz.2). Unika się tym samym dalszego przemieszczania wody w rurze kierowni-czej (6) i przemieszczania się jej z warstwami wody o wyższych temperaturach (rys.4.12, poz.3)

Przykład systemu podgrzewu c.w.u. za pomocą biwalentnego podgrzewacza c.w.u. przedstawia rysunek 4.13

Rys. 4.14. Przykład systemu podgrzewu c.w.u. za pomocą biwalentnego podgrzewacza c.w.u. [21]

4.4. System przygotowania c.w.u.. z podgrzewaczem wstępnym i podstawowymstosowanie podgrzewaczy wstępnych instalacji słonecznej oraz podgrzewaczy podsta-

wowych instalacji dodatkowego źródła ciepła znajduje zastosowanie w budynkach o rów-nomiernym profilu zużycia ciepłej wody użytkowej. instalacja słoneczna podgrzewa wodę wstępnie, natomiast instalacja dodatkowego źródła ciepła dogrzewa ją do wymaganej tem-peratury poboru. W celu wykorzystania pojemności obu podgrzewaczy przez instalację sło-neczną, stosuje się pompę przeładowującą (PUM). ideą jej zastosowania jest podgrzanie c.w.u. w obydwu podgrzewaczach c.w.u.. energią promieniowania słonecznego. Automatyka typu Logamatic sC, FM443 firmy Buderus włącza pompę przeładowującą (PUM), jeżeli temperatura w podgrzewaczu wstępnym instalacji słonecznej (Fss) jest wyższa niż tempera-tura w podgrzewaczu podstawowym dodatkowego źródła ciepła (FsX). Wówczas następuje


35

przeładowanie c.w.u.. z podgrzewacza wstępnego do podgrzewacza podstawowego. Pompa przeładowująca (PUM) zostaje wyłączona, jeżeli temperatura w podgrzewaczu wstępnym jest niższa niż temperatura w podgrzewaczu podstawowym (rys. 4.15).

W systemach z dwoma podgrzewaczami ciepłej wody użytkowej zarówno stopień wstępny jak i gotowości mogą być wymiarowane oddzielnie.

Rys. 4.15. Przykład systemu przygotowania c.w.u.. z podgrzewaczem wstępnym i podstawowym [21]


36

5. PRzEGLąd kONSTRUkCJI dOSTęPNYCH NA RYNkU kOLEkTORóW SłONECzNYCH

W tym rozdziale przedstawiono konstrukcje dostępnych na rynku kolektorów słonecz-nych wraz z ich oceną parametryczną.

5.1. Płaskie kolektory słoneczneBudowę płaskiego kolektora słonecznego typu Logasol SKN 3.0 firmy Buderus poka-

zano na rysunku 5.1, natomiast jego charakterystykę techniczną przedstawiono w tabeli 5.1.

Rys. 5.1. Budowa płaskiego kolektora słonecznego typu Logasol sKn3.0 firmy Buderus [21]

na efektywność kolektora słonecznego wpływa rodzaj jego powłoki. Kolektor słonecz-ny firmy Buderus typu Logasol SKN 3.0 zaopatrzony jest w absorber selektywny (7), który praktycznie w całości pochłania padające promieniowanie słoneczne (promieniowanie nad-fioletowe) i słabo emituje własne promieniowanie podczerwone. Absorber ten pokryty jest specjalną szybą solarną (2) charakteryzującą się wysokim współczynnikiem przekazywania promieniowania słonecznego oraz odpowiednio ukształtowaną powierzchnią, przyczynia-jącą się do wzrostu sprawności cieplnej kolektora, wskutek rozpraszania padającego pro-mieniowania słonecznego. Ponadto szyba słoneczna chroni absorber przed konwekcyjnym oddziaływaniem wiatru, a także stanowi ekran dla promieniowania podczerwonego, emito-wanego do otoczenia. rama omawianego kolektora zbudowana jest z włókna szklanego (6), co powoduje, że jest on lekki, trwały, odporny na korozję i warunki pogodowe. oceniając stronę hydrauliczną kolektora, należy podkreślić, że charakteryzuje się on niskimi oporami przepływu, które wynikają z konfiguracji rurek przepływowych nośnika ciepła ułożonych w układzie szeregowo – równoległym (układ harfowy).


37

na rysunku 5.2 przedstawiono sprawność całkowitą kolektora słonecznego typu Loga-sol SKN 3.0 dla natężenia promieniowania słonecznego równego Is = 800 W/m2, natomiast na rysunku 5.3 podano jego wartości progowe natężenia promieniowania słonecznego ismin .

Tabela 5.1. Charakterystyka techniczna płaskiego kolektora słonecznego typu Logasol sKn 3.0 firmy Buderus [21]

rodzaj budowy sKn 3.0-s sKn 3.0-w

Powierzchnia zewnętrzna (powierzch-nia brutto) m2 2,37

Powierzchnia czynna (dopływu światła) m2 2,25

Powierzchnia absorbera (powierzchnia netto) m2 2,23

Pojemność absorbera dm3 0,86 1,25

selektywnośćstopień absorpcji % 96

stopień emisji % 12

Ciężar kg 41 42

sprawność optyczna % 77

efektywny współczynnik przewodzenia ciepła

liniowy k1 W/m2K 3,681nieliniowy k2 W/m2K2 0,0173

Pojemność cieplna kJ/m2K 2,96

Współczynnik korekcyjny kąta promie-niowania iAM/50 C 0,911

Maksymalna temperatura robocza oC 120

Temperatura stagnacji oC 188

nominalny objętościowy strumień przepływu nośnika ciepła dm3/h 50

Maksymalne nadciśnienie robocze (ciśnienie próbne) bar 6

Wydajność

Uzysk kolektora1) kWh/m2rok 525

rAL-Uz 73 („niebieski anioł)

kryteria zostały spełnione

1 Minimalna wydajność kolektora na podstawie pomiarów wykonanych wg en 12975, przy pokryciu 40% w miejscowości Wurzburg (niemcy), dzienny pobór ciepłej wody 200 dm3

.


38

zarówno produkcja kolektora słonecznego typu Logasol SKN 3.0, jak i jego późniejsza eksploatacja przynosi oszczędność energii pierwotnej. Wynika to z tego, że kolektor ten po-trzebuje około roku, aby pozyskać taką ilość energii, jaka została zużyta do jego produkcji, jest to tzw. czas amortyzacji energetycznej.

Kolektor słoneczny typu Logasol SKN 3.0 jest oznaczony najstarszym znakiem ekolo-gicznym w europie, zwanym potocznie „Błękitny anioł”. system certyfikacji, z którym jest on związany, powstał w 1977 roku. szczegółowe kryteria jego oceny podane są w wymaga-niach o symbolu rAL Uz 73. Podstawowym kryterium oceny prezentowanego kolektora jest uzyskiwanie minimalnej rocznej wydajności cieplnej na poziomie 525 kWh/m2 przy 40% udziale energii promieniowania słonecznego w całej produkcji c.w.u...

Rys. 5.2. sprawność całkowita kolektora słonecznego typu Logasol sKn 3.0. [7]

Rys. 5.3. Wartości progowe natężenia promieniowania słonecznego ismin dla kolektora słonecznego typu Logasol sKn 3.0. [7]


39

5.2. Próżniowe kolektory słoneczne Budowę próżniowego kolektora słonecznego typu Vaciosol CPC6/CPC12 firmy Bu-

derus pokazano na rysunku 5.4, natomiast jego charakterystykę techniczną przedstawiono w tabeli 5.2. ze względu na naprężenia mechaniczne wywołane próżnią, kolektor ten zbudo-wany jest z rur szklanych o podwójnej ściance (10), w których naprężenia są lepiej przeno-szone niż w przypadku szczelin płaskich. Końce rur są ze sobą spojone, a w przestrzeniach między ściankami znajduje się próżnia, która spełnia funkcję doskonałej izolacji cieplnej dla absorbera (9). Absorber naniesiony jest na całym obwodzie zewnętrznej powierzchni, wewnętrznej ścianki rury szklanej.

Rys. 5.4. Budowa płaskiego kolektora słonecznego typu Vaciosol CPC6/CPC12 [21]

W przestrzeni tej nie zachodzą procesy przewodzenia i konwekcji. W takim przypadku ciepło przekazywane jest tylko na drodze promieniowania, w wyniku czego mniejsze są straty ciepła do otoczenia. Powierzchnia absorbująca wykonana jest z wysoko selektywnego absorbera, a jest nim azotyn glinu. substancja ta charakteryzuje się wysokim współczynni-kiem absorpcji i małym współczynnikiem emisyjności.

Ciepło z rury odbierane jest przez przylegającą do jej wewnętrznej powierzchni, w sposób zapewniający kontakt cieplny na całym obwodzie - cienką blachę aluminiową (7). z kolei blacha ta uformowana jest w taki sposób, że przylega do rur (6), przez które przepły-wa nośnik ciepła odbierający ciepło. Pojedyncze rury szklane łączone są w większe zespoły 12 - rurowe, w przypadku kolektora słonecznego typu Vaciosol CPC12 oraz 6 – rurowe w przypadku kolektora typu Vaciosol CPC6. Taki system połączeń jest niewątpliwie zaletą, ponieważ umożliwia w razie awarii wymianę tylko pojedynczych rur, a nie całego kolektora.

Kolektory słoneczne typu Vaciosol CPC12/CPC6 posiadają w swej budowie specjalne lustro (reflektor) - (11), które zwiększa gęstość strumienia energii promieniowania słonecz-nego padającego na powierzchnię absorbera, a także skupia je niezależnie od kierunku ich


40

padania (rys. 5.5). Dzięki temu następuje zwiększenie wydajności cieplnej prezentowanego kolektora. Ponadto lustro charakteryzuje się wysokim współczynnikiem odbicia promienio-wania słonecznego, a także odpornością na korozję atmosferyczną.

Tabela 5.2. Charakterystyka techniczna kolektora słonecznego typu Vaciosol CPC12/CPC6 firmy Bu-derus [21]

rodzaj budowy CPC 6 CPC 12

Powierzchnia zewnętrzna (powierzchnia brutto) m2 1,43 2,82

Powierzchnia czynna (do-pływu światła) m2 1,28 2,56

Pojemność absorbera dm3 0,97 1,91

selektywnośćstopień absorpcji % >0,95

stopień emisji % <0,05

Ciężar kg 24 46

sprawność optyczna % 66,5

efektywny współczynnik przewodzenia ciepła

liniowy k1 W/m2K 0,721

nieliniowy k2 W/m2K2 0,006

Pojemność cieplna kJ/m2K 7,974

Temperatura stagnacji oC 294

nominalny obj. strumień nośnika ciepła dm3/h 46 92


WydajnośćUzysk kolektora2) kWh/m2rok 525

rAL-Uz 73 („niebieski anioł”) kryteria zostały spełnione

Przewidywalna wydajność (Uzysk)2) kWh/m2rok 611

eG – badania typu z-DDK-MUC-04-100029919-005

1) Przewidywana wydajność (uzysk) w oparciu o normę Din 4757, przy powierzchni kolektora 5 m2 oraz 200 dm3 dziennym zapotrzebowaniu c.w.u..(miasto Würzburg – niemcy),2) Minimalna wydajność zgodnie z normą Din 4757, przy trwałym udziale pokrycia40% oraz dziennym zapotrzebowaniu c.w.u.. na poziomie 200 dm3.


41

Rys. 5.5. zasada działania lustra w kolektorach prożniowych CPC, skupiających promieniowanie sło-neczne na powierzchni absorbera [21]

5.3 Porównanie kolektorów słonecznychWybierając system grzewczy oparty na bezpośrednim wykorzystaniu energii słonecznej,

w skład którego wchodzą kolektory słoneczne, zastanawiamy się jaki rodzaj kolektorów za-stosować: kolektory próżniowe rurowe czy może kolektory płaskie?

zarówno kolektor próżniowy typu Vaciosol CPC12/CPC6, jak i kolektor płaski typu Logasol SKN3.0 firmy Buderu przy określonej różnicy temperatur ΔT między temperaturą absorbera Tabs i temperaturą otoczenia To otrzymują od słońca identyczną ilość energii pro-mieniowania słonecznego, ponieważ posiadają taką samą sprawność cieplną. zależność tą ilustruje punkt przecięcia charakterystyk sprawnościowych omawianych kolektorów poka-zanych na rysunku 5.6.


42

Rys. 5.6. Porównanie charakterystyk sprawnościowych kolektorów słonecznych: Logasol sKn3.0 i Vaciosol CPC12/CPC6 [11]

należy zauważyć, że wraz ze spadkiem bądź wzrostem różnicy temperatur ΔT, spraw-ność cieplna kolektorów również ulega zmianie. i tak, kolektor płaski typu Logasol SKN3.0 w porównaniu do kolektora próżniowego typu Vaciosol CPC12/CPC6 charakteryzuje się wyższą sprawnością cieplną przy małych różnicach temperatur do ok. 25 K. Wraz ze wzro-stem tej różnicy sprawność tego kolektora obniża się, natomiast sprawność cieplna kolektora próżniowego utrzymuje się na wysokim poziomie. zatem kolektory płaskie typu Logasol SKN3.0 pod względem energetycznym są wydajniejsze w okresach letnich (wiosna, lato), zaś kolektory próżniowe w okresach przejściowych (jesień, zima), co pokazuje rysunek 5.6.


43

Rys. 5.7. Porównanie wydajności cieplnej kolektorów słonecznych typu Logasol sKn3.0 oraz typu Vaciosol CPC12/CPC6 przy dziennym zapotrzebowaniu na c.w.u.. w wysokości 300 dm3 o temp. 45oC oraz rocznym stopniu jej pokrycia na poziomie 50% [11]

Wiele osób zadaje podstawowe pytanie, a mianowicie: jakie kolektory słoneczne należy zastosować w konkretnej instalacji słonecznej, płaskie czy próżniowe ?

odpowiedź na to pytanie nie jest prosta. należy wcześniej zapytać: na jakie potrzeby będzie pracować instalacja słoneczna, czy dla podgrzewania c.w.u.. w małym domu, czy na potrzeby dużego hotelu ? Czy hotel jest użytkowany całoroczne, czy tak jak hotele nad-morskie tylko w okresie letnim, czy wręcz przeciwnie jak hotele górskie, tylko w sezonie zimowym. i pytanie najważniejsze: w jakim procencie instalacja słoneczna ma pokrywać produkcję ciepłej wody w budynku, a w jakim w hotelu. zatem w omawianym zagadnieniu można sformułować wiele pytań i udzielić na nie wiele odpowiedzi.


44

6. PRzEGRzEW INSTALACJI SOLARNYCH

rozwój technologiczny w konstrukcji kolektorów słonecznych, a także stosowanie ich do wspomagania ogrzewania budynku, spowodowało częstsze występowanie w systemach solarnych podwyższonych temperatur pracy. Przede wszystkim podwyższenie sprawności pracy kolektora słonecznego było skutkiem zastosowania szkła o większej transmisyjno-ści (przepuszczalności) dla promieniowania słonecznego, a także skuteczniejszych izolacji cieplnych i korzystniejszych cech pokryć absorbujących promieniowanie słoneczne.

Produkowane obecnie płaskie kolektory słoneczne o wysokich sprawnościach pracy, przeznaczone do zastosowania w warunkach środkowoeuropejskich, mają często określoną temperaturę stagnacji na poziomie 200 i więcej oC. Kolektory próżniowe mogą mieć jeszcze wyższe temperatury stagnacji na poziomie przekraczającym 300 oC. Jakie skutki może przy-nosić przegrzanie instalacji solarnej? Gdyby były one poddane działaniu takiej temperatury, doszłoby do uszkodzenia np. izolacji cieplnej przewodów, membrany naczynia wzbiorczego, czy też wirnika pompy obiegowej. Przede wszystkim jednak w pierwszej kolejności prze-grzewanie zagraża trwałości czynnika grzewczego.

Dobrej klasy czynniki grzewcze (glikole) są w stanie wytrzymywać długotrwałe pod-wyższone temperatury pracy. instalacje solarne pracują bardzo często z tym samym glikolem przez okres dłuższy niż 10 lat, pod warunkiem dokonywania systematycznych przeglądów.

Rys. 6.1. Glikol propylenowy w próbie temperaturowej – podgrzewania do 235 oC – od lewej: nowy, po 14 dobach, po 26 i po 42 dobach. Wytrącenie osadów nastąpiło po 42 dobach (1008 godzinach) stałego podgrzewania do 235 oC. zmiana koloru glikolu świadczy o występowaniu podwyższonych tempera-tur pracy, jednak nie świadczy o konieczności jego wymiany. należy dokonać pomiaru temperatury krzepnięcia i odczynu pH

W praktyce jednak temperatury jakim poddawany jest glikol w kolektorach słonecz-nych, mogą być znacznie niższe. W kolektorach płaskich i próżniowych Hewalex, gdzie absorbery cechują się korzystną konstrukcją do samoczynnego usuwania glikolu w stanie stagnacji, przyrost ciśnienia w kolektorach słonecznych jest nieznaczny. Już we wstępnej fa-zie stanu stagnacji, glikol przy temperaturze rzędu 140÷150 oC będzie wypierany z kolektora słonecznego i przez to nie poddawany przegrzewaniu.


45

Rys. 6.2. stan skupienia glikolu propylenowego w zależności od ciśnienia i temperatury. Przykłado-wo w małej instalacji solarnej o wstępnym ciśnieniu roboczym 1,5 bar (w kolektorze słonecznym), nastąpić może wzrost ciśnienia o około 1,5÷2,0 bar. Dopiero przy temperaturze około 140 oC nastą-pi wrzenie i parowanie wody zawartej w roztworze z glikolem, co zapoczątkuje wypieranie glikolu z orurowania absorbera

Jaki jest związek temperatury stagnacji kolektora słonecznego z jego ochroną przed przegrzewaniem? W praktyce… żaden. oczywiście kolektory słoneczne o bardzo niskiej temperaturze stagnacji nie będą narażać czynnika grzewczego na przegrzewanie, ale także nie będą zapewniać wysokiej sprawności pracy. niska temperatura stagnacji oznacza wy-sokie nachylenie krzywej sprawności i obniżenie wydajności kolektora słonecznego przy wyższych temperaturach pracy.

Rys. 6.3. swobodne usuwanie glikolu z orurowania absorbera zapewniają układy z dolnymi przyłą-czami.


46

Para wodna powstająca w razie wrzenia roztworu glikolu z wodą wypełnia orurowa-nie od górnej części. Brak zasyfonowań i dolne przyłącza pozwalają na szybkie wypiera-nie glikolu w początkowej fazie stanu stagnacji. Przykłady kolektorów płaskich Hewalex w układzie harfowym, a także kolektory próżniowe Hewalex Ksr10 z dolnymi przyłączami, cechuje korzystne zachowanie w razie wystąpienia braku odbioru ciepła (w stanie stagnacji)

Przebieg stanu stagnacji w kolektorach słonecznych jest ściśle uzależniony od układu orurowania absorbera, a także prowadzenia przewodów w obrębie baterii kolektorów. Decy-dujące jednak znaczenie odgrywa sposób prowadzenia przewodów w absorberze.

Jeżeli nie zapewni się możliwości swobodnego usuwania glikolu w początkowej fazie stanu stagnacji, to będzie następowało długotrwałe wrzenie czynnika grzewczego (glikolu). Wskutek tego glikol będzie narażany na długotrwałe występowanie podwyższonych tempe-ratur pracy. znaczna ilość powstającej pary wodnej może wypełniać orurowanie instalacji solarnej na dużej długości i zagrażać jej elementom – szczególnie naczyniu wzbiorczemu, pompie obiegowej i armaturze pomiarowej itp.

Rys. 6.4. Przebieg stagnacji – układ orurowania absorbera z górnymi przyłączami: A - stan normalnej pracy, B - początek fazy stagnacji, wrzenie glikolu i powstawanie pary wodnej (nasyconej), początek wzrostu ciśnienia w instalacji solarnej, pompa obiegowa nie pracuje, C - kontynuacja stanu stagnacji, długotrwałe wrzenie glikol, para wodna nasycona wypełnia orurowanie absorbera oraz dociera w głąb instalacji solarnej maksymalny wzrost ciśnienia w układzie (w skrajnej sytuacji otwieranie zaworu bezpieczeństwa), D - ostatnia faza stanu stagnacji, para nasycona skrapla się w przewodach instalacji solarnej oddając ciepło do otoczenia, ciśnienie w układzie obniża się, orurowanie absorbera wypełnia para przegrzana, zamykając w dolnej przestrzeni czynnik grzewczy – glikol, którego stężenie w roz-tworze może sięgać 80% (zagrożenie wytrącania osadów)

zagadnienie ochrony instalacji solarnej przed skutkami stanów stagnacji jest obecnie w znacznej mierze rozpoznane, dzięki zainteresowaniu się tym zagadnieniem ośrodków ba-dawczych szczególnie w niemczech i Austrii. na tych rynkach zetknięto się najwcześniej z tego rodzaju problematyką na przełomie lat 90/00, gdy zastosowanie w budowie kolek-torów znalazły nowe materiały (szyby, pokrycia absorberów), a także gdy zwiększyło się zastosowanie kolektorów słonecznych do układów wspomagania ogrzewania budynków.

negatywne skutki stagnacji w systemie solarnym są możliwe w takich przypadkach jak:- niekorzystny układ orurowania absorbera, nie zapewniający łatwego opróżniania

z czynnika grzewczego (glikolu) w początkowej fazie stanu stagnacji


47

- niekorzystne prowadzenie przewodów zasilania i powrotu z baterii kolektorów sło-necznych

- niewłaściwy dobór wielkości naczynia wzbiorczego i jego usytuowanie w systemie solarnym

Rys. 6.5. Porównanie przebiegu stanu stagnacji w zależności od układu orurowania absorbera kolekto-ra słonecznego. Przy niekorzystnym układzie (brak dolnych przyłączy) następuje zwiększony wzrost ciśnienia w instalacji solarnej oraz wydłużony czas wrzenia i przegrzewania czynnika grzewczego (glikolu)


48

7. MOdERNIzOWANY OBIEkT – WYkORzYSTANIE INSTALACJI SOLARNEJ

obiektem analizy zastosowania kolektorów słonecznych na cele podgrzewu ciepłej wody użytkowej jest Dom Pomocy społecznej w Gdyni, który mieści się przy ul. Pawiej 31 w dzielnicy Pustki Cisowskie (rys. 6.1). obecnie budynek zaopatruje się w ciepłą wodę użytkowa za pomocą pojemnościowego podgrzewacza c.w.u. (1000dm3), którego źródłem ciepła jest kocioł na gaz płynny.

Rys. 7.1. Dom Pomocy społecznej w Gdyni, ul. Pawia 31, dzielnica Pustki Cisowskie [29]

Dom Pomocy społecznej jest jednostką organizacyjną miasta Gdyni finansowaną w ramach jednostek budżetowych. Przeznaczony jest dla 50 osób w podeszłym wieku oraz przewlekle somatycznie chorych. szczegółowe przepisy regulujące sposób funkcjonowa-nia domu pomocy społecznej znajdują się między innymi w ustawie o pomocy społecznej z dnia 12 marca 2004r. ( tekst jednolity Dz. U. 2008r. nr 115, poz.728 ) i akcie wykonawczym (Dz.U. 2005r. nr 217, poz.1837) oraz statucie domu.

Dom Pomocy społecznej w Gdyni istnieje od 1 kwietnia 1959 r. Był to pierwszy Dom rencistów w dawnym województwie gdańskim, którego siedziba mieściła się w Gdyni re-dłowie przy ul. Legionów 121. W 1996 roku przekształcono nazwę na Dom Pomocy spo-łecznej, a od 1996 roku DPs jest jednostką organizacyjną Urzędu Miasta Gdyni.

W styczniu 2010 roku w okresie jubileuszu 50-lecia oddano do użytku długo oczekiwa-ny nowy Dom Pomocy społecznej przy ul. Pawiej w jednej z dzielnic Gdyni – Pustki Ci-sowskie. Jego budowa była dużym przedsięwzięciem angażującym środki władz lokalnych i całą społeczność miasta. W budynku znajdują się 1 i 2 osobowe pokoje oraz pokoje 3 i 4 osobowe dla osób wymagających zwiększonej opieki medycznej wyposażone w podstawo-wy sprzęt z uwzględnieniem gustu i upodobań mieszkańca. Dom zapewnia 3 posiłki dziennie z możliwością wyboru posiłku dietetycznego, zgodnie ze wskazaniem lekarza oraz możli-wość otrzymania posiłku dodatkowego. oprócz pokoi mieszkalnych przewidziano w nim pomieszczenia ogólne: sale dziennego pobytu, salę terapii zajęciowej, salę gimnastyczną, świetlicę, a także kaplicę.


49

Ocena zużycia c.w.u. w przyjętym do analizy obiekcie

Praktycznie nieograniczony dostęp i to w każdej ilości ciepłej wody użytkowej, stał się obecnie oczywistością. Aby spełnić warunek dostarczenia „każdej wymaganej ilości”, należy starannie przeprowadzić analizę zapotrzebowania c.w.u.., w celu ustalenia wielkości podgrzewacza wody użytkowej. Trafność przeprowadzonej analizy zapotrzebowania c.w.u.. wzrasta wraz z ilością dostępnych danych wejściowych oraz z ich dokładnością. W tabeli 7.1 zestawiono zapotrzebowanie na ciepłą wodę użytkową dla DPs w Gdyni, na podstawie którego w dalszej części pracy wyznaczono zapotrzebowanie na moc cieplną źródła ciepła do przygotowania c.w.u. zgodnie z normą Pn-en 1717:2003 oraz zapotrzebowanie na energię do przygotowania c.w.u..

Tabela 7.1. zestawienie zapotrzebowania na ciepłą wodę użytkową dla DPs w Gdyni

Jednostka poboru ciepłej wody użytkowej U [-] qc [dm3/d]ilość pensjonariuszy 50 50ilość pracowników opiekuńczo - terapeutycznych 8 40ilość pracowników medyczno - terapeutycznych 6 40ilość pracowników obsługi 5 20ilość pracowników kuchni 4 40ilość wydawanych posiłków 150 4

• Średni dobowy rozbiór ciepłej wody użytkowej:

qdsr = U · qc , [dm3/d] (7.1)

gdzie:U – liczba jednostek, U=80 osób,qc – przyjęte do obliczeń jednostkowe dobowe zapotrzebowanie na ciepłą wodę użytkową na

jednego mieszkańca, qc=50 dm3/M · d.

qdsr = (50·50)+(8·40)+(6·40)+(5·20)+(4·40)+(150·4) = 3920 [dm3/d]

• Średni godzinowy rozbiór ciepłej wody użytkowej

(7.2)

gdzie:τ – liczba godzin użytkowania instalacji c.w.u.. w ciągu doby, τ = 12 h/d


50

• Maksymalny godzinowy rozbiór ciepłej wody użytkowej

qh max = qhsr · Nh , [dm3/h] (7.3)

gdzie:nh – współczynnik godzinowej nierównomierności rozbioru c.w.u.. [-],

Nh = 9,32 · U-0,244 = 9,32 · 73-0,244 = 3,27 [-] (7.4)

qh max = 236 · 3,27 = 1066 dm3/h

• Maksymalne obliczeniowe zapotrzebowanie na moc cieplną na cele c.w.u..

(7.5)

gdzie:cw – ciepło właściwe wody, 4,19 kJ/kg · K,ρ – gęstość wody, ρ =1,0 kg/dm3 ,tc – temperatura ciepłej wody użytkowej, tc=55°C,tz – temperatura zimnej wody użytkowej, tz=10°C.

Aby móc pokryć maksymalne obliczeniowe zapotrzebowanie na moc cieplną na cele c.w.u.. dla DPs w Gdyni w wysokości 1066dm3/h należy dobrać źródło ciepła o mocy 55,8kW oraz pojemnościowy podgrzewacz c.w.u.., który tą moc przeniesie.

• Średnie zapotrzebowanie na moc cieplną na cele c.w.u..

(7.6)

• zapotrzebowanie na energię cieplną na cele c.w.u..

Φ c.w.u. = qdsr · cw · ρ · (tc – tz), [kWh / d] (7.7)

gdzie:cw – ciepło właściwe wody, 4,19 kJ/kg · K,ρ – gęstość wody, ρ =1,0 kg/dm3 ,tc – temperatura ciepłej wody użytkowej, tc=45°C,tz – temperatura zimnej wody użytkowej, tz=10°C.


51

Φ c.w.u. = 3920 · 4,19 · 1 · (55 – 10) = 739116 KJ = 205,31 kWh / d

zapotrzebowanie na energię cieplną do przygotowania ciepłej wody użytkowej dla DPs w Gdyni o pojemności 3920dm3 od 10oC do 55oC wynosi 205,31kWh na dobę, 6159,3 kWh miesięcznie, natomiast 73911,6 kWh rocznie. Dla przykładu przyjmując 50% pokrycie za-potrzebowania na energię cieplną do przygotowania c.w.u. przez kolektory słoneczne oraz średnioroczny uzysk z kolektora słonecznego poziomie 525kWh/m2rok należałoby dobrać 70m2 powierzchni kolektorów słonecznych.


52

8. WARIANTOWY PROJEkT kONCEPCYJNY SYSTEMU PRzYGOTOWANIA C.W.U.

Wariantowy projekt koncepcyjny oparty na kolektorach słonecznych przygotowany został dla DPs w Gdyni, którego średni dobowy rozbiór ciepłej wody użytkowej wynosi 3920dm3/d, natomiast maksymalne obliczeniowe zapotrzebowanie na moc cieplną na cele c.w.u.. 55,8kW.

rozwiązania koncepcyjne systemu przygotowania c.w.u. dla analizowanego obiektu zo-stały opracowane i przedstawione w tym rozdziale na podstawie poniższych założeń:

- instalacja słoneczna jest wspomagana dodatkowym źródłem energii,- praca instalacji słonecznej na cele c.w.u. jest całoroczna,- kolektory cieczowe są źródłem ciepła do przygotowania c.w.u.,- źródłem szczytowym jest kocioł zasilany gazem płynnym.

8.1. Rozwiązania koncepcyjne systemu podgrzewu wody użytkowej oparte na kolektorach słonecznych

8.1.1. Rozwiązanie – Wariant 1rozwiązanie koncepcyjne Wariant 1 pokazano na rysunku 8.1. Przedstawia on sche-

mat ideowy instalacji słonecznej służącej do przygotowania c.w.u. z użyciem podgrzewaczy wstępnego oraz podstawowego z wykorzystaniem pompy przeładowującej między tymi pod-grzewaczami (opis systemu przedstawiono w rozdziale 4.4).


53

Rys. 8.1. schemat ideowy systemu podgrzewu c.w.u. w instalacji słonecznej z podgrzewaczem wstęp-nym oraz podstawowym z wykorzystaniem pompy przeładowującej – Wariant 1

8.1.2. Rozwiązanie – Wariant 2rozwiązanie koncepcyjne Wariant 2 pokazano na rysunku 8.2. Przedstawia on schemat

ideowy instalacji słonecznej służącej do przygotowania c.w.u. z użyciem podgrzewacza bi-walentnego c.w.u. (opis systemu przedstawiono w rozdziale 4.3)


54

Rys. 8.2. schemat ideowy systemu podgrzewu c.w.u. w instalacji słonecznej z podgrzewaczem biwa-lentnym – Wariant 2


mat ideowy instalacji słonecznej służącej do przygotowania c.w.u. z użyciem podgrzewacza biwalentnego c.w.u. z syfonem termicznym (opis systemu przedstawiono w rozdziale 4.3).


mat ideowy instalacji słonecznej służącej do przygotowania c.w.u. z użyciem podgrzewacza wstępnego oraz podstawowego.


55

Rys. 8.3. schemat ideowy systemu podgrzewu c.w.u. w instalacji słonecznej z podgrzewaczem biwa-lentnym z syfonem termicznym – Wariant


56

Rys. 8.4. schemat ideowy systemu podgrzewu c.w.u. w instalacji słonecznej z podgrzewaczem wstęp-nym oraz podstawowym – Wariant 4

8.2. kryteria doboru systemu podgrzewu wody użytkowej w instalacji słonecznejKryteria stosowane przy wyborze odpowiedniego systemu podgrzewania wody użytko-

wej instalacji słonecznej:- zapewnienie okresowego przegrzewu podgrzewaczy c.w.u. w celu eliminacji bakte-

rii „legionella”,- zapewnienie w pełni automatycznej pracy, - łatwość obsługi,- możliwość podłączenia do systemu podgrzewu c.w.u. instalacji słonecznej w anali-

zowanym obiekcie istniejących podgrzewaczy c.w.u.,- możliwość podgrzewu c.w.u. w istniejących podgrzewaczach c.w.u. w analizowa-

nym obiekcie energią promieniowania słonecznego,- wielkość instalacji.


57

8.3. Wybór rozwiązania koncepcyjnego systemu podgrzewania c.w.u. instalacji słonecznej Wybór odpowiedniego rozwiązania koncepcyjnego systemu podgrzewania c.w.u. in-

stalacji słonecznej został przeprowadzony w oparciu o przyjęte w punkcie 8.2 kryteria na podstawie oceny wagowej (tabela 8.1). Wyniki tak przeprowadzonej analizy przedstawia rysunek 8.5.

Tabela 8.1. Wybór rozwiązania koncepcyjnego wedle przyjętych kryteriów jego doboru na podstawie oceny wagowej

L.p. Kryteria Waganr 1 nr 2 nr 3 nr 4

1zapewnienie okresowego przegrzewu podgrzewaczy c.w.u. w celu eliminacji bakterii „legionella”

20% 5 5 5 5

2 zapewnienie w pełni automatycznej pracy 10% 5 5 5 5

3 Łatwość obsługi 10% 5 5 5 5

4

Możliwość podłączenia do systemu podgrzewu c.w.u. instalacji słonecznej w analizowanym obiekcie istniejących podgrzewaczy c.w.u.

20% 5 0 0 5

Możliwość podgrzewu wody użytkowej w istniejącym podgrzewaczu c.w.u. w analizowanym obiekcie energią promie-niowania słonecznego

20% 5 0 0 0

5 Wielkość instalacji 10% 3 5 5 2szybkość podgrzewu wody użytkowej energią promieniowania słonecznego 10% 0 0 5 0

8 ocena wagowa 4,3 2,5 3 2,2

Uwaga: skala ocen – od 0 do 5, gdzie: 0 – niespełnienie kryterium; 5 – spełnienie kryterium.


58

4,3

2,53

2,2

Wariant 1 Wariant 2 Wariant 3 Wariant 4

Rys. 8.5. ocena rozwiązań koncepcyjnych systemu podgrzewu c.w.u. instalacji słonecznej według przyjętych kryteriów oceny

z czterech zaproponowanych wariantów koncepcyjnych systemu podgrzewu c.w.u. in-stalacji słonecznej, opierając się na przyjętych kryteriach oceny, najkorzystniejszym rozwią-zaniem jest Wariant 1 (rys. 8.5), który został przyjęty do dalszej analizy projektowej.

8.4. dobór kolektorów słonecznych dla analizowanego obiektu

8.4.1. Wybór typu kolektora słonecznego dla analizowanego obiektuzałożenia do wyboru typu kolektora słonecznego dla analizowanego obiektu:- całoroczna praca instalacji słonecznej na cele c.w.u.,;- niskie koszty inwestycyjne;- maksymalna sprawność optyczna oraz cieplna kolektora słonecznego.

Do rozważań przyjęto płaski kolektor słoneczny typu Logasol SkS4.0-s firmy Buderus, płaski kolektor słoneczny typu Logasol SkN4.0-s firmy Buderus oraz próżniowy kolektor słoneczny typy Logasol SkR12.1R CPC firmy Buderus. zestawienie charakterystyk spraw-nościowych wytypowanych kolektorów w zależności od różnicy temperatury między tempe-raturą kolektora słonecznego a temperaturą otoczenia przedstawiono na rysunku 8.2. zostały one opracowane dla promieniowania słonecznego wynoszącego 1000 W/m2.


59

Rys. 8.6. Charakterystki sprawności całkowitej kolektorów słonecznych typu: Logasol sKs4.0 (cha-rakterystyka - kolor czerwony), Logasol sKn4.0 (charakterystyka - kolor niebieski), oraz Logasol sKr12.1r CPC (charakterystyka - kolor brązowy)

na podstawie rysunku 8.6 można stwierdzić, że największą sprawnością przy ΔT=0 cha-rakteryzuje się kolektor słoneczny typu Logasol sKs4.0, jednocześnie posiada on wyższą sprawność do różnicy temperatur sięgającej ΔT<50K w porównaniu do płaskiego kolekto-ra słonecznego typu Logasol sKn4.0. z kolei próżniowy kolektor słoneczny typu Logasol sKr12.1r CPC charakteryzuje się najniższą sprawnością przy ΔT=0 z wybranych do ana-lizy kolektorów, jednak osiąga on najwyższą sprawność przy różnicy temperatur powyżej ΔT>35K w porównaniu do płaskiego kolektora słonecznego typu Logasol sKn4.0 a w po-równaniu do płaskiego kolektora słonecznego typu Logasol sKs4.0 powyżej ΔT>50K.

ze względu na wysoką sprawność optyczną oraz nieznacznie niższą sprawność cieplną w porównaniu do próżniowego kolektora słonecznego typu Logasol sKr12.1r CPC, do dalszej analizy wybrano kolektor słoneczny typu Logasol SkS4.0. Warto podkreślić, że jego cena katalogowa odniesiona do 1m2 jest niższa o około 40% w porównaniu do próżniowego kolektora słonecznego typu Logasol sKr12.1r CPC.

8.4.2. Charakterystyka techniczna kolektora słonecznego typu Logasol SkS4.0-s obudowa kolektora słonecznego typu Logasol sKs4.0 wykonana jest z lekkiej mocnej

ramy montażowej z włókna szklanego. Tylna jego ściana wykonana jest z blachy stalowej o grubości 0,6mm z powłoką aluminiowo-cynkową. Kolektor pokryty jest jednowarstwo-wym szkłem zabezpieczającym o grubości 3,2mm. Jest to szkło lane o niskiej zawartości żelaza, o powierzchni lekko strukturalnej zapewniającej wysoką przepuszczalność światła (92% transmisji światła) oraz ekstremalne obciążenia.


60

izolacja cieplna wykonana z wełny mineralnej o grubości 55mm zapewnia duży opór cieplny i wysoką wydajność kolektora, jest również odporna na zmiany temperatury i dzia-łanie gazów.

Miedziany absorber powierzchniowy posiada pokrycie wysokoselektywne wykonane w technologii próżniowej, które zapewnia szczególnie dobre przewodzenie ciepła do po-dwójnego meandra, znajdującego się z drugiej strony, który połączony jest z absorberem metodą zgrzewania ultradźwiękowego (rys. 8.7).

Wypełnienie kolektora gazem szlachetnym między absorberem a szybą znacznie zmniej-sza straty ciepła. zamknięta komora - tak jak przy szybach termicznych - wypełniona jest ciężkim gazem szlachetnym ograniczającym konwekcję. Dzięki hermetycznie szczelnej kon-strukcji kolektora, pokrycie absorbera dodatkowo chronione jest zarówno przed wpływem środowiska naturalnego, jak i wilgotnego powietrza, pyłu i substancji szkodliwych. zastoso-wane rozwiązanie przyczynia się do wydłużenia żywotności kolektora (rys. 8.8)

Konstrukcja absorbera w układzie meandra zapewnia wysoką wydajność kolektora, gdyż zawsze występuje przepływ turbulentny przez cały jego obszar. W wyniku równole-głego połączenia dwóch meandrów w kolektorze, straty ciśnienia utrzymywane są na niskim poziomie. zbiorczy przewód powrotny kolektora umieszczony jest na dole, aby w przypadku stagnacji, gorący czynnik grzewczy mógł z niego szybko odpłynąć.

Rys. 8.7. Budowa płaskiego kolektora słonecznego typu Logasol sKs4.0-s firmy Buderus [21]: M - miejsce pomiaru temperatury (tuleja pomiarowa czujnika); R- powrót kolektora; V- zasilanie ko-lektora; 1- szyba ochronna; 2- absorber pełnopowierzchniowy; 3- podwójny meander; 4- izolacja ciepl-na; 5- tylnia ściana obudowy.


61

Rys. 8.8. Przekrój kolektora typu Logasol SkS4.0-s firmy Buderus z wypełnieniem gazem szlachet-nym [21]: 1-szyba ochronna; 2- elementy dystansowe ze stali szlachetnej; 3-wypełnienie gazem szla-chetnym; 4- absorber powierzchniowy; 5-izolacja cieplna; 6- blacha dna obudowy 7- prowadzenie rurek absorbera.

Tabela 8.1. Charakterystyka techniczna kolektora typu Loga

sol sKs4.0-s firmy Buderus [10]

rodzaj budowy sKs4.0-s sKs4.0-wPowierzchnia zewnętrzna (powierzchnia brutto) m2 2,37Powierzchnia czynna (dopływu światła) m2 2,1Powierzchnia absorbera (powierzchnia netto) m2 2,1Pojemność absorbera dm3 1,43 1,76

selektywność absorberastopień absorpcji % 95

stopień emisji % 5Ciężar kg 46 47

sprawność % 85,1

efektywny współczynnik przewodze-nia ciepła

k1 W/m2K 4,0360k2 W/m2K 0,0108


62

Pojemność cieplna kJ/m2K 4,82Współczynnik korekcyjny kąta pro-mieniowania iAM/50 C 0,95

Maksymalna temperatura robocza oC 120Temperatura stagnacji oC 204nominalny obj. strumień przepływu nośnika ciepła dm3/h 50


Wydajność

Uzysk kolektora1)

k W h / m 2

rok >525

rAL-Uz 73 („niebieski anioł) kryteria zostały spełnione

Certyfikat kolektora słonecznego „solar Keymark” nr certyfikatu: 011-7s052 F

1)Minimalna wydajność kolektora na podstawie pomiarów wykonanych wg en 12975, przy pokryciu 40% w miejscowości Wurzburg (niemcy), dzienny pobór ciepłej wody 200 dm3.

8.4.3. dobór optymalnej ilości przyjętych do analizy kolektorów słonecznych założenia do doboru optymalnej ilości przyjętych do analizy kolektorów słonecznych

dla DPs w Gdyni:- dobowe zapotrzebowanie na c.w.u. 3920 dm3;- zakładany roczny stopień pokrycia zapotrzebowania na c.w.u. przez kolektory sło-

neczne dla analizowanego obiektu na poziomie 55%;- zakładana temperatura c.w.u. – 45oC;- lokalizacja kolektorów słonecznych w kierunku południowym;- kąt nachylenia kolektorów słonecznych – 40o;- montaż kolektorów słonecznych na dachu skośnym, dachówka;- stacja meteorologiczna: Gdańsk Port Północny.

na podstawie powyższych założeń za pomocą autorskiego programu SOLAd [22] do-brano 24 kolektory słoneczne typu Logasol SkS4.0-s firmy Buderus. zestawienie energe-tyczne pracy instalacji słonecznej wg danych stacji meteorologicznej Gdańsk Port Północny przedstawiono na rysunku 8.9.


63

0,0

1000,0

2000,0

3000,0

4000,0

5000,0

6000,0

7000,0

Styczeń Luty Marzec Kwiecień Maj Czerwiec Lipiec Sierpień Wrzesień Październik Listopad Grudzień

Energia słoneczna [kWh] Wymagana energia do podgrzewania c.w.u. [kWh]

Rys. 8.9. zestawienie energetyczne pracy instalacji słonecznej oprtej na kolektorach słonecznych typu Logasol SkS4.0-s na cele c.w.u. dla DPs w Gdyni

8.5. kompletacja elementów systemu podgrzewania c.w.u. dla dPS w Gdyni opartego na kolektorach słonecznych typu Logasol SkS4.0-s W rozdziale 8.4 na podstawie analizy techniczno – ekonomicznej dobrano płaski kolek-

tor słoneczny typu Logasol SkS4.0-s firmy Buderus.

8.5.1. dobór podgrzewaczy c.w.u. Do istniejącego podgrzewacza c.w.u. o pojemności 1000dm3 projektuje się dodanie

trzech podgrzewaczy o pojemności 1000dm3 każdy typu Logalux SU1000..

8.5.2. dobór stacji pompowej instalacji słonecznej na podstawie materiałów do projektowania instalacji słonecznych firmy Buderus do-

brano stację pompową typu Logasol kS0150 (rys. 8.10 i tabela 8.2). znajduje się w niej: pompa obiegu słonecznego, hamulec hydrauliczny, zawór bezpieczeństwa (6 bar), element do pomiaru strumienia objętościowego, manometr, zawór kulowy ze zintegrowanym termo-metrem na zasilaniu i powrocie obiegu słonecznego oraz ochrona cieplna.


64

Rys. 8.10. Budowa stacji Logasol Ks0150. [21] oznaczenia:1 - Kurek z czopem kulistym z termometrem i zintegrowanym hamulcem grawitacyjnym. Pozycja

0° = hamulec grawitacyjny gotowy do pracy, kurek otwarty. Pozycja 45° = hamulec grawitacyj-ny otwarty ręcznie. Pozycja 90° = kurek zamknięty

2 - Śrubunek z pierścieniem zaciskowym (wszystkie przyłącza obiegu przedniego i powrotnego)3 - zawór bezpieczeństwa4 - Manometr5 - Przyłącze dla membranowego naczynia rozszerzalnościowego 6 - Kurek do napełniania i opróżniania7 - Pompa słoneczna8 - Wskaźnik strumienia objętości9 - separator powietrza10 - zawór regulacyjny/odcinającyRL - obieg powrotny od odbiornika do kolektoraVL - obieg przedni od kolektora do odbiornika


65

Tabela 8.2. Charakterystyka techniczna i wymiary stacji typu Logasol Ks0150 [21]

kompletna stacja Logasol Jednostka kS0150Wersja - 2-pionowaLiczba kolektorów - 21-50

Pompa solarna Grundfos Typsolar

25-120Długość mm 130elektryczne napięcie zasilające V 230Częstotliwość Hz 50Max pobór mocy W 230Max natężenie prądu A 1,01Przyłącze śrubunku z pierścieniem zaciskowym mm 28zawór bezpieczeństwa bar 6Manometr - istniejeUrządzenie odcinające

(obieg przedni/powrotny)- istnieje

Termometr (obieg przedni/powrotny) - istniejeHamulec grawitacyjny (obieg przedni/powrotny) - istniejezakres nastawczy ogranicznika przepływu l/min 20-42,5separator powietrza zintegrowany - istniejePrzyłącze stacji napełniającej - istniejePrzyłącze MAG cal G1

Wymiaryszerokość B mm 290Wysokość H mm 355Głębokość T mm 235

Ciężar kg 10,0

8.5.3. dobór membranowego naczynia wzbiorczego instalacji słonecznej Bezpieczeństwo własne instalacji słonecznej jest spełnione wówczas gdy naczynie

wzbiorcze jest wstanie przejąć całą objętość nośnika ciepła podczas jego odparowania w kolektorach i przyłączach (stan stagnacji). W przeciwnym wypadku dochodzi do otwarcia zaworu bezpieczeństwa i wyrzucenia nadmiaru nośnika ciepła do otoczenia. W takim przy-padku należy ponownie przeprowadzić rozruch instalacji. Minimalną pojemność całkowitą naczynia wzbiorczego wyznaczono w oparciu o normę Pn-B-02414. (zależność 8.3)


66

(8.3)

gdzie:Vn,min - Minimalna pojemność całkowita naczynia wzbiorczego w dm3; VA - Pojemność in-stalacji w dm3; n - Współczynnik rozszerzalności (= 7,3 % przy różnicy 100 K); Vd - ob-jętość odparowania w dm3; pe - Ciśnienie końcowe naczynia wzbiorczego; p0 - Ciśnienie napełnienia naczynia wzbiorczego; n - Liczba kolektorów; Vk - Pojemność kolektora

Ciśnienie wstępne membranowego naczynia wzbiorczego

Ciśnienie wstępne pv membranowego naczynia wzbiorczego musi zostać na nowo usta-lone przed napełnieniem instalacji słonecznej z uwzględnieniem wysokości statycznej. (za-leżność 8.4 oraz rysunek 8.11):

pv = 0,1hstat + 0,4 (8.4)

gdzie:hstat - wysokość statyczna w [m] między środkiem naczynia wzbiorczego a najwyższym punktem instalacji słonecznej 0,4 - ciśnienie pary nośnika ciepła w [bar] w stanie stagnacji (200oC) płaskich kolektorów słonecznych, 1,7 bara w stanie stagnacji (300oC) próżniowych kolektorów słonecznych.

Rys. 8.11. Ciśnienie wstępne membranowego naczynia wzbiorczego, gdzie: pV ciśnienie wstępne w naczyniu wzbiorczym, minimalne ciśnienie wstępne = 1,2 bar. [21]

Ciśnienie napełniania membranowego naczynia wzbiorczego

Przy napełnianiu układu naczynie wzbiorcze pobiera „zasób wstępny”, gdyż na mem-branie tworzy się równowaga między ciśnieniem cieczy a ciśnieniem gazu. zasób wstępny


67

Vv wprowadzany jest w stanie zimnym i kontrolowany poprzez ciśnienie napełniania po na umieszczonym od strony wodnej manometrze instalacji słonecznej po jej odpowietrzeniu i odgazowaniu w stanie zimnym. Ciśnienie napełniania powinno wynosić 0,3 bara powyżej ciśnienia wstępnego pv naczynia wzbiorczego. Dzięki temu w przypadku stagnacji kolekto-rów słonecznych uzyskiwana jest kontrolowana temperatura parowania nośnika ciepła na poziomie 120°C. (zależność 8.5 oraz rysunek 8.12)

po = pv + 0,3 (8.5)

Rys. 8.12. Ciśnienie napełniania membranowego naczynia wzbiorczego, gdzie: p0 - ciśnienie napełnia-nia w naczyniu wzbiorczym; VV - zasób wstępny [21]

odchylenie od optymalnego ciśnienia wstępnego lub ciśnienia napełniania skutkuje za-wsze zmniejszeniem pojemności użytkowej naczynia wzbiorczego . Może przez to dojść do zakłóceń w pracy układu instalacji słonecznej.

Ciśnienie końcowe membranowego naczynia wzbiorczego

Przy maksymalnej temperaturze kolektora, poprzez wejście rozszerzonego nośnika cie-pła do naczynia wzbiorczego Ve , część gazowa w naczyniu jest kompresowana do ciśnienia końcowego pe.

Ciśnienie końcowe pe membranowego naczynia wzbiorczego w zależności od ciśnienia uruchamiającego zawór bezpieczeństwa psv przedstawia zależność 8.6 oraz rysunek 8.13

pe ≤ psv · 0,9 dla psv > 3 bar (8.6)

gdzie:psv - ciśnienie uruchamiające zawór bezpieczeństwa w [bar]


68

Rys. 8.13. Ciśnienie końcowe membranowego naczynia wzbiorczego, gdzie: pe - ciśnienie końcowe w naczyniu wzbiorczym; Ve - pojemność rozszerzonego nośnika ciepła; VV - zasób wstępny [21]

Bezpieczeństwo własne instalacji słonecznej

instalacja słoneczna uznawana jest jako samo bezpieczna, jeśli naczynie wzbiorcze może przyjąć zmianę objętości na skutek odparowania nośnika ciepła w kolektorze i w przewodach przyłączeniowych (stagnacja) Vd. W przypadku nie samo bezpiecznej instalacji słonecznej zawór bezpieczeństwa uruchamia się w trakcie stagnacji. instalacja słoneczna musi wówczas zostać uruchomiona na nowo. (zależność 8.7)

VD = nk ·Vk + VDR (8.7)gdzie:nk - Liczba kolektorów; Vd - objętość odparowania w [dm3];VdR - objętość w przewodach przyłączeniowych (ok. 5 m) w [dm3];Vk - objętość kolektora w [dm3].

Pojemność użytkowa naczynia wzbiorczego

Minimalną pojemność użytkową naczynia wzbiorczego Vu,min wyznaczono na podsta-wie zależności 8.8.

Vu,min = VA · n + VD (8.8)Vu,min = 250 ∙ 0,073 + 32 = 50,25dm3 (8.8)

gdzie:Vu,min - Minimalna pojemność użytkowa naczynia wzbiorczego w dm3; VA - Pojemność instalacji w dm3; n - Współczynnik rozszerzalności (= 7,3 % przy różnicy 100 K); Vd - objętość odparowania w dm3;


69

Pojemność całkowita naczynia wzbiorczego

Minimalną pojemność całkowitą naczynia wzbiorczego Vn,min wyznaczono na podsta-wie zależności 8.3.

Dane do doboru minimalnej pojemności całkowitej naczynia wzbiorczego instalacji sło-necznej Vn,min dla DPs w Gdyni: VA = 250dm3; VD = 32dm3; pe = 5,4bar; po (dla hst=20m) = 2,7bar; pv = 2,4bar; n = 32szt; VK = 32dm3.

na podstawie przeprowadzonych obliczeń dobrano naczynie wzbiorcze o pojemności całkowitej 140dm3 typu flexcon Solar 140 firmy Flamco.

8.5.4. Automatyka instalacji słonecznejDo instalacji słonecznej dla DPs w Gdyni zaprojektowano automatykę typu Logamatic

SC40 firmy Buderus (rys. 8.14).

Rys. 8.14. Logamatic sC40 marki Buderus [21]. oznaczenia:1 - Piktogram układu2 - Wyświetlacz segmentowy LCD3 - Pokrętło4 - Przycisk funkcyjny „oK”5 - Przycisk kierunkowy „Wstecz”

Automatyka ta posiada dwie płaszczyzny obsługowe. na płaszczyźnie wskaźnikowej mogą być wyświetlane różne wartości układu (temperatury, godziny robocze, liczba obro-tów pompy, ilość ciepła i pozycja zaworu obejściowego). na płaszczyźnie serwisowej mogą być wybierane funkcje oraz dokonywane i zmieniane nastawienia. Poprzez funkcję wyboru układu wybierany jest w regulatorze słonecznym typu sC40 układ podstawowy oraz układ hydrauliczny instalacji słonecznej. Przy pomocy wybranego układu hydraulicznego ustala-na jest konfiguracja instalacji słonecznej oraz jej funkcja. Wybór dokonywany jest spośród


70

układów: do przygotowywania ciepłej wody, wspomagania ogrzewania, czy też ogrzewa-nia wody w basenie zgodnie z piktogramami instalacji. nastawienia zawierają wszystkie istotne dla pracy układu wartości temperatur, różnice temperatur, liczby obrotów pomp oraz opcjonalne funkcje dodatkowe, np. funkcję kolektora rurkowego, rejestrację ilości ciepła, przeładowanie zasobników, codzienne podgrzewanie zasobnika podgrzewającego, funkcję Double-Match-Flow itd. Dodatkowo wprowadzane są tu także warunki ramowe dla regulacji dwóch różnie zorientowanych pól kolektorów oraz ładowania zasobników przez zewnętrzny wymiennik ciepła.

Poza możliwościami technicznymi regulacji, regulator typu sC40 posiada następujące rozszerzenia, zależne od wybranego układu hydraulicznego:

- wspomaganie ogrzewania poprzez aktywowanie obejścia buforowego,- ogrzewanie basenu poprzez płytowy wymiennik ciepła,- aktywowanie 2-go odbiornika przez pompę lub rozdzielacz trójdrogowy,- aktywowanie pompy przeładowującej warstwy przy połączeniu szeregowym zasob-

ników,- regulację wschód/zachód w celu oddzielnej pracy dwóch pól kolektorów,- codzienne podgrzewanie zasobnika podgrzewającego w celu ochrony przed obec-

nością bakterii legionella,- zintegrowaną rejestrację ilości ciepła z częścią pomiarową strumienia objętości,- ładowanie zbiorników przez zewnętrzny wymiennik ciepła,- chłodzenie pola kolektora w celu zredukowania czasów stagnacji,- szybką diagnozę i proste przeprowadzanie testu funkcji.

ideę sterowania instalacją słoneczną dla DPs w Gdyni przedstawiono w rozdziale 4.4.

8.5.5. Ochrona przepięciowa dla automatyki typu Logamatic SC40 Czujnik temperatury kolektora w kolektorze prowadzącym może ze względu na swoją

ekspozycję na dachu może wyłapywać przepięcia w trakcie burzy, które mogą prowadzić do uszkodzenia czujnika temperatury. ochrona przepięciowa nie jest instalacją odgromową. Jest ona pomyślana na wypadek, gdyby na skutek wyładowań atmosferycznych nastąpił nagły wzrost napięcia w instalacji elektrycznej. Diody ochronne ograniczają przepięcia do wartości nieszkodliwej dla systemu regulacji.


71

Rys. 8.15. ochrona przepięciowa (SP1) dla regulacji (przykład montażu). [21] oznaczenia:fSk - Czujnik temperatury kolektora, kS - Kompletna stacja Logasol Ks0150 ze zintegrowanym re-gulatorem słonecznym s.C., MAG - Membranowe naczynie rozszerzalnościowe, R - obieg powrotny SP1 - ochrona przepięciowa, V - obieg przedni (zasilający)

8.5.6. Nośnik ciepła instalacji słonecznej dla dPS w Gdyni instalacja słoneczna musi być chroniona przed zamarzaniem, w tym celu dobrano śro-

dek przeciw zamarzaniu solarfluid L firmy Buderus. Płyn ten, to gotowa do użycia miesza-nina składająca się z 45% glikolu PP i 55% wody. Bezbarwna mieszanina jest bezpieczna dla żywności i degradowalna biologocznie, zapewnia pracę poniżej 0oC i chroni układ przed korozją. na podstawie rysunku 8.16 można stwierdzić, że solarfluid L zabezpiecza przed mrozem do temperatury zewnętrznej -30°C. W układach z kolektorami Logasol sKs4.0 płyn ten gwarantuje bezpieczną eksploatację w zakresie temperatury od -30°C do +170°C.


72

Rys. 8.16. Mrozoodporność płynu przenoszącego ciepło w zależności od stężenia glikolu roztworu wodnego [21]: ϑA Temperatura zewnętrzna

Ciecze przenoszące ciepło, będące roztworem wodnym glikolu propylenowego, sta-rzeją się w trakcie eksploatacji w instalacjach słonecznych. Dlatego też przynajmniej co dwa lata należy przeprowadzać ich kontrolę. zestarzenie tych płynów można zaobserwować zewnętrznie po ciemnym zabarwieniu lub zmętnieniu. W przypadku długo utrzymującego się wysokiego obciążenia cieplnego (temperatury > 200°C) pojawia się charakterystycznie kłujący, palący zapach. na skutek namnażających się, nie rozpuszczających się już w cie-czy, stałych produktów rozkładu glikolu propylenowego i inhibitorów ciecz staje się prawie czarna. istotnymi czynnikami wpływającymi na proces starzenia są: wysokie temperatury, ciśnienie oraz czas trwania obciążenia. silny wpływ na powyższe czynniki ma geometria absorbera. Korzystnie zachowują się pod tym względem absorbery z podwójnym meandrem z umieszczonym na dole przewodem powrotnym, jak w przypadku kolektora typu Logasol sKs4.0. również umieszczenie rury przyłączeniowej w kolektorze ma wpływ na stagnację i tym samym na starzenie się nośnika ciepła. Dlatego przy przewodach zasilających i po-wrotnych na polu kolektora należy unikać długich odcinków wznoszących, gdyż w przy-padku stagnacji nośnik ciepła z tych przewodów wpływa później do kolektora i zwiększa objętość parowania. starzenie się przyspieszane jest ponadto przez tlen (atmosferyczny) oraz zanieczyszczenia, takie jak np. zendra miedziana lub żelazowa. Aby sprawdzić nośnik ciepła w miejscu zamontowania instalacji, należy zmierzyć wartość wskaźnika pH oraz koncetrację środka mrozoodpornego.

Tabela 8.3. Wartości graniczne wskaźnika pH do kontroli gotowych mieszanin cieczy słonecznej. [21]

Gotowa mieszanina cieczy słoneczneuj

Wartość pH w stanie wy-syłkowym

Wartość graniczna pH dla wymiany

Solarfluid L 45/55 ok. 8 ≤ 7


73

8.6. Projekt instalacji systemu podgrzewania wody użytkowej opartego na kolektorach słonecznych Projekt instalacji systemu podgrzewania wody użytkowej opartego na kolektorach sło-

necznych składa się z 24 kolektorów typu Logasol SkS4.0-s firmy Buderus. są one mon-towane na dachu skośnym pokrytym dachówką ceramiczną w 3 rzędach po 8 kolektorów w rzędzie. rzędy kolektorów słonecznych połączone są przewodem miedzianym w systemie równoważenia przepływu Tichelmana.

energia promieniowania słonecznego zamieniana jest w kolektorach słonecznych w energię wewnętrzną, która na skutek wymiany ciepła przekazywana jest za pomocą nośni-ka ciepła Solarfluid L w celu dalszego jej wykorzystania do przygotowania c.w.u... Transport nośnika ciepła zapewnia zespół pompowy Logasol kS0150. Układ sterujący Logamatic SC40 uruchamia go, gdy temperatura nośnika ciepła w kolektorze słonecznym jest wyższa niż temperatura wody w podgrzewaczach c.w.u.. 3 x Logalux SU1000. Ciepło jest oddawane wodzie użytkowej poprzez wymiennik ciepła znajdujący się wewnątrz podgrzewaczy c.w.u..

instalacja słoneczna podgrzewa c.w.u.. wstępnie w trzech podgrzewaczach typu Loga-lux sU1000, natomiast instalacja dodatkowego źródła ciepła dogrzewa ją do wymaganej temperatury poboru w podstawowym podgrzewaczu c.w.u.. typu Logalux sU1000 (istnie-jącym). W celu wykorzystania pojemności podgrzewaczy wstępnych oraz podstawowego przez instalację słoneczną, zaprojektowano pompę przeładowującą (PUM). ideą jej zastoso-wania jest podgrzanie wody we wszystkich podgrzewaczach c.w.u.. energią promieniowania słonecznego. sterownik Logamatic sC40 włącza pompę przeładowującą (PUM), jeżeli tem-peratura w podgrzewaczach wstępnych instalacji słonecznej (Fss) jest wyższa niż tempera-tura w podgrzewaczu podstawowym dodatkowego źródła ciepła (FsX). Wówczas następuje przeładowanie c.w.u.. z podgrzewaczy wstępnych do podgrzewacza podstawowego. Pompa przeładowująca (PUM) zostaje wyłączona, jeżeli temperatura w podgrzewaczach wstępnych jest niższa niż temperatura w podgrzewaczu podstawowym (FsX).

8.6.1. Przepływ nośnika ciepła w instalacji słonecznej od natężenia przepływu nośnika ciepła przez kolektory słoneczne zależy wiele parame-

trów użytkowych. Jego prawidłowy przepływ ma ogromny wpływ na sprawność kolektora słonecznego i na jego wydajność cieplną (moc cieplną). nieprawidłowo ustawiony może znacznie pogorszyć wymianę ciepła od promieni słonecznych do nośnika ciepła, doprowa-dzić do przegrzewania absorbera, co w znacznym stopniu degraduje jego powierzchnię ab-sorpcji, a w konsekwencji (w ciągu kilku lat) prowadzi do zmniejszenia ilości pozyskiwane-go promieniowania słonecznego.

określenie prawidłowego przepływu nośnika ciepła przez kolektor słoneczny nie jest sprawą łatwą technicznie. nie można go określić w sposób czysto teoretyczny, czy obli-czeniowy. Można zatem zbudować najprostszą instalację słoneczną opartą na kolektorach płaskich lub próżniowych, wyposażoną w stację pompową i podgrzewacz ciepłej wody użyt-kowej, tak jak to pokazano na rysunku 8.17

okazuje się bowiem, że można określić najkorzystniejszą wartość przepływu nośnika ciepła, wykonując podstawowe pomiary cieplno-przepływowe kolektora słonecznego pod-czas jego pracy. W tym celu należy określić sprawność absorpcji promieniowania słoneczne-go, przyrost temperatury nośnika ciepła, który przepływa przez kolektor w funkcji natężenia strumienia przepływającego nośnika ciepła.


74

Wyniki badań prowadzony przez producenta kolektorów pokazano na rysunku 8.18. Wynika z nich, że istnieje pewien punkt wyznaczony doświadczalne, w którym przeci-nają się dwie krzywe obrazujące sprawność i przyrost temperatury na kolektorze. Ten punkt przecięcia został osiągnięty przy określonym natężeniu przepływu nośnika ciepła (ok. 0,015 kg/s, czyli 0,9 kg/min.). najważniejszym wnioskiem z analizy rysunku 8.18. jest to, że istnieje pewne powiązanie pomiędzy zadawalającą sprawnością kolektora słonecznego, odpowiednim przyrostem w nim temperatury a małymi oporami przepływu wynikającymi z natężenia przepływu nośnika ciepła przez kolektor, czyli pod względem eksploatacyjnym, możliwie najniższym zużyciem energii napędowej przez pompę słoneczną. Dla instalatorów czy użytkowników – charakteryzowany jest przyrostem temperatury nośnika ciepła w ko-lektorze wynoszącym ok. 15 K. oznacza to, że kolektor osiąga możliwie wysoką sprawność ok. 66% przy najniższym z możliwych zużyciu energii napędowej przez pompę słoneczną, ale równocześnie jego praca przynosi efekt użytkowy w postaci podgrzewania nośnika ciepła o 15 K. Taki przyrost temperatury jest potrzebny, aby prawidłowo podgrzewać wodę użyt-kową w podgrzewaczu. Jednakże dalej analizując charakterystyki na rysunku 8.18., można stwierdzić, że możnaby uzyskać dużo większą sprawność kolektora słonecznego, wystarczy jedynie znacznie zwiększyć prędkość przepływu nośnika ciepła. na przykład, gdyby natęże-nie jego przepływu wynosiło ok. 0,045 kg/s (czyli 2,7 kg/min), wówczas sprawność kolek-tora przewyższałaby nawet 80%. To prawie o 15% więcej niż poprzednio. Ale jak osiągnąć tak duży przepływ? należy zastosować pompę zapewniającą trzykrotnie większy przepływ. opory przepływu są proporcjonalne do kwadratu natężenia przepływu, a więc moc elek-tryczna silnika pompy musiałaby być 27 razy większa przy istniejącej instalacji.

Rys. 8.17. schemat ideowy najprostszej instalacji słonecznej [21]


75

zwiększenie średnic przewodów instalacji współpracującej oraz armatury zwiększa koszty inwestycyjne i tylko nieznacznie zmniejsza opory całego układu, gdyż niezmienione pozostają przekroje wewnątrz samych kolektorów. równocześnie utracona zostanie wyso-ka jakość energii pochodzącej z kolektora, poprzez znaczne obniżenie temperatury nośnika ciepła z niego wypływająca. Przy tak dużym przepływie nośnika ciepła podgrzewa się on w kolektorze o zaledwie 6oK. oznacza to, że jeżeli do kolektora wpływa glikol o temperatu-rze +30oC, to wypływa z niego o temperaturze zaledwie +36 oC. To zbyt mało, aby podgrzać wodę w zasobniku do wartości wymaganej w instalacji c.w.u.. Wszystkie te pomiary są re-alizowanie przy założeniu średniego promieniowania słonecznego, które dla Polski wynosi ok. 800 W/m2. zatem, jak w każdej sferze życia, konieczny jest kompromis. W tym przy-padku kompromis polega na świadomej zgodzie na uzyskanie mniejszej sprawności cieplnej przez kolektor, ale równocześnie dużo mniejszego zużycia energii elektrycznej przez pompę obiegową w efekcie mniejszego przepływu nośnika ciepła, a co za tym idzie – niewielkich oporów przepływu w instalacji kolektora słonecznego.

Rys. 8.18. zależność pomiędzy sprawnością kolektora słonecznego, przyrostem temperatury a natęże-niem przepływu nośnika ciepła [21]


76

8.6.2 Ocena energetyczna pracy instalacji słonecznej

Tabela 8.4. ocena energetyczna pracy instalacji słonecznej opartej na dobranych kolektorach słonecz-nych typu Logasol sKs4.0-s dla analizowanego obiektu wg stacji meteorologicznej Gdańsk Port Pół-nocny

zakładana temp. c.w.u.. w zasobniku: 45 [˚C]

zapotrzebowanie na energie do przygotowania c.w.u..: 58239 [kWh/rok]

Całkowita energia uzyskana z pola kolektorów sKs4.0: 32523 [kWh/rok]

energia z kolektorów do podgrzewu c.w.u.. do zakładanej temperatury: 32325 [kWh/rok]

energia uzupełniająca z dodatkowego źródła ciepła: 25914 [kWh/rok]

stopień pokrycia zapotrzebowania na energię przez kolektory sKs4.0: 53 [%]

zestawienie energetyczne pracy instalacji słonecznej opartej na dobranych kolektorach słonecznych typu Logasol sKs4.0-s dla analizowanego obiektu wg stacji meteorologicznej Gdańsk Port Północny przedstawia rysunek 8.19 oraz tabela 8.4.

Rys. 8.19. zestawienie energetyczne pracy instalacji słonecznej opartej na dobranych kolektorach sło-necznych typu Logasol sKs4.0-s marki Buderus dla analizowanego obiektu wg stacji meteorologicznej Gdańsk Port Północny

0,01000,02000,03000,04000,05000,06000,0

Nadmiar energii słonecznej [kWh]


77

102030405060

Styczeń

Luty

Marzec

Kwiecień

Maj

Czerwiec

Lipiec

Sierpień

Wrzesień

Paździe

rnik

Listop

ad

Grud

zień

Tem

pera

tura

[˚C]

Styczeń Luty Marzec Kwiecień Maj Czerwiec Lipiec Sierpień Wrzesień Październik Listopad Grudzień

Temp. 16 17 25 37 49 49 54 43 29 19 16 15

Rys. 8.20. Średniomiesięczny rozkład temperatury c.w.u. podgrzewanej przez kolektory słoneczne typu Logasol sKs4.0-s marki Buderus dla DPs w Gdyni obliczony wg danych ze stacji meteorologicznej Gdańsk Port Północny

Całkowita energia uzyskana z pola kolektorów słonecznych typu Logasol sKs4.0-s wynosi 32 523kWh co przy zapotrzebowaniu na c.w.u. dla DPs w Gdyni w wysokości 58 239kWh zapewnia 53% roczny stopień jej pokrycia przez kolektory słoneczne. insta-lacja słoneczna w 100% pokrywa zapotrzebowanie na c.w.u. w miesiącach maj, czerwiec oraz lipiec w pozostałych miesiącach zapotrzebowanie na c.w.u. uzupełnia dodatkowe źródło energii w wysokości 25 914kWh

rysunek 8.20 przedstawiono średniomiesięczny rozkład temperatur c.w.u. podgrzewa-nej przez kolektory słoneczne typu Logasol sKs4.0-s dla DPs w Gdyni.

8.6.3 Ocena ekonomiczne projektowanej instalacji słonecznej na rysunku 8.21 przedstawiono wyniki analizy ekonomicznej dla projektowanej insta-

lacji słonecznej porównując koszt wyprodukowania uzyskanej energii cieplnej z kolektorów słonecznych typu Logasol SkS4.0-s w wysokości 32523kWh/rok z innymi nośnikami ener-gii. W kosztach poszczególnych nośników energii nie uwzględniono kosztów stałych oraz serwisowych ponieważ instalacja słoneczna jest zawsze dodatkowym źródłem wspomaga-jącym system podgrzewu c.w.u.. Jeżeli zaprojektowana instalacja słoneczna na cele c.w.u. współpracowałaby z kotłem na olej opałowy, oszczędność podgrzewu c.w.u. przez to źródło wynosiłoby około 14 000 zł, jeżeli z kotłem na gaz płynny około 16 000 zł.

o taką wartość w porównaniu do innych nośników energii projektowana instalacja sło-neczna przynosi niewątpliwie korzyści finansowe.


78

02000400060008000

1000012000140001600018000

Kolektorysłoneczne

PompaCiepła Gaz

Ziemny OlejOpałowy Gaz Płynny

EnergiaElektyczna

PLN/rok

Rys. 8.21. ocena ekonomiczna projektowanej instalacji słonecznej dla DPs w Gdyni, porównująca koszt wyprodukowania uzyskanej energii cieplnej z kolektorów słonecznych typu Logasol SkS4.0-s w wysokości 32523kWh/rok z innymi nośnikami energii.

Tabela 8.4. Ceny nośników energii do rysunku nr 8.14 [30; 31]

razem Wartość opałowa

spraw-ność

Pompa ciepła

opłata za energię elektrycz-ną - taryfa G11 [zł/kWh] 0,28 zł

0,50 zł 3,6 MJ/kWh 3,5opłata przesyłowa zmienna [zł/kWh] 0,21 zł

Gaz ziemny grupy E

opłata za paliwo gazowe [zł/m3] 1,35 zł

1,95 zł 38 MJ/m3 0,92opłata sieciowa zmienna [zł/m3] 0,60 zł

Gaz płynny LPG (50/50%)

opłata za paliwo gazowe [zł/dm3] 2,96 zł 2,96 zł 25,02 MJ/dm3 0,92

Olej opałowy OPL opłata za olej opałowy [zł/dm3] 4,08 zł 4,08 zł 37,8 MJ/dm3 0,92

Energia elektryczna

opłata za energię elektrycz-ną - taryfa G11 [zł/kWh] 0,28 zł

0,50 zł 3,6 MJ/kWh 1opłata przesyłowa zmienna [zł/kWh] 0,21 zł

Uwaga: W kosztach poszczególnych nośników energii nie uwzględniono kosztów sta-łych, ponieważ instalacja słoneczna jest zawsze dodatkowym źródłem wspomagającym sys-tem podgrzewu c.w.u.., a nie źródłem alternatywnym. Koszty stałe ponosi się niezależnie czy instalacja słoneczna jest czy jej nie ma jako źródło wspomagające proces podgrzewu c.w.u.


79

8.7. koszt systemu podgrzewania wody użytkowej opartego na kolektorach sło-necznych dla dPS w Gdyni

• założenia projektowe:

przygotowanie ciepłej wody użytkowej przez instalację sło-neczną w [dm³] 4000dm3

montaż kolektorów sKs4.0 dach skośny

pokrycie dachu dachówka

ukierunkowanie kolektorów słonecznych sKs4.0 południe

kąt nachylenia kolektorów sKs4.0 w [˚] 40o

stopień pokrycia zapotrzebowania na c.w.u. przez instalację słoneczną 55%

temperatura ciepłej wody użytkowej w [˚C] 45oC

stacja meteorologiczna Gdańsk Port Północny

Płynu solarnego przez kolektory słoneczne zależy wiele parametrów użytkowych.• koszty inwestycyjne:

Lp Nazwa towaru lub usługi Ilość Cena netto

Wartość netto VAT Wartość

brutto

1 Kolektor płaski pionowy sKs4.0-s 24 3 090,00 zł 74 160,00 zł 23% 91 216,80 zł

2 Podstawowy zestaw połączeń dla jednego rzędu kolektorów 3 306,94 zł 920,82 zł 23% 1 132,61 zł

3zestaw podstawowy do mon-tażu pierwszego w rzędzie kolektora

3 301,79 zł 905,37 zł 23% 1 113,61 zł

4zestaw rozszerzający do montażu kolejnego w rzędzie kolektora

21 278,10 zł 5 840,10 zł 23% 7 183,32 zł

5zestaw zamocowań zestawu podstawowego oraz rozszerza-jącego do dachu

24 204,97 zł 4 919,28 zł 23% 6 050,71 zł

7 naczynie wzbiorcze instalacji słonecznej Flexcon solar 110 1 1 040,30 zł 1 040,30 zł 23% 1 279,57 zł


80

8 nośnik ciepła instalacji sło-necznej solarfluid 10l 01 159,65 zł 159,65 zł 23% 196,37 zł

9 nośnik ciepła instalacji sło-necznej solarfluid 20l 12 299,73 zł 3 596,76 zł 23% 4 424,01 zł

10 stacja pompowa instalacji słonecznej Ks0150 1 4 220,94 zł 4 220,94 zł 23% 5 191,76 zł

11 Automatyka instalacji słonecz-nej Logamatic sC40 1 1 515,13 zł 1 515,13 zł 23% 1 863,61 zł

12Podgrzewacz c.w.u.. instalacji słonecznej Logalux sU1000-100 W

3 12 144,87 zł 36 434,61 zł 23% 44 814,57 zł

3Podgrzewacz c.w.u.. instalacji kotłowej Logalux sU1000-100 W - istniejący

1 0 zł 0 zł 23% 0 zł

4 Materiały instalacyjne (rury, złączki, izolacja itp.)

1 15 000,00 zł 15 000,00 zł 23% 18 450,00 zł

5 Montaż kolektorów słonecz-nych 1 10 000,00 zł 10 000,00 zł 23% 12 300,00 zł

6 rozruch techniczny instalacji słonecznej 1 1 000,00 zł 1 000,00 zł 23% 1 230,00 zł

Razem 159 712,96 zł 196 446,94 zł


81

9. SPRAWdzAJąCE OBLICzENIA CIEPLNO-PRzEPłYWOWE

9.1. Obliczenia sprawdzające doboru kolektorów słonecznych dla dPS w Gdyni wg stacji meteorologicznej Gdańsk Port Północny

• ogólna liczba kolektorów słonecznych wg stacji meteorologicznej Gdańsk Port Północ-ny (nkGdańsk):

nkGdańsk = Qroczne ∙ rs / ( UrGdańsk ∙ η ∙ Akolektora ) [-] (9.1)

(9.2)

gdzie:η – sprawność całkowita kolektora słonecznego [-], τα – współczynnik transmisji, absorpcji przesłony przezroczystej (sprawność optyczna kolektora słonecznego) [-],k1 – liniowy współczynnik przewodzenia ciepła [W/(m2K)],k2 – nieliniowy współczynnik przewodzenia ciepła [W/(m2K2)],Tabs – temperatura absorbera [K],To – temperatura otoczenia [K],UrGdańsk – roczny uzysk energii promieniowania słonecznego dla stacji meteorologicznej Gdańsk Port Północny [kWh/a],is – średnie dzienne promieniowanie słoneczne [W/m2],

dane:τα – 85,1%k1 – 4,0360W/(m2K)k2 – 0,0108W/(m2K2)Tabs – zakłada się323 KTo – zakłada się 293 KUrGdańsk – 886,35 kWh/ais – 800W/m2

Obliczenia:η = 69%nkGdańsk = 24szt.

oceniając dobór kolektorów słonecznych dokonany dla danych stacji meteorologicznej Gdańsk Port Północny, można stwierdzić, że wybór kolektorów typu Logasol sKs4.0-s dla przyjętego do analizy obiektu w oparciu o program SOLAd jest prawidłowy.


82

9.2. Wpływ temperatury otoczenia oraz temperatury absorbera na sprawność całkowitą dobranego kolektora słonecznego typu Logasol SkS4.0-sna podstawie zależności (9.3) wyznaczono charakterystykę sprawności całkowitej przy-

jętego do analizy kolektora typu Logasol sKs4.0, w odniesieniu od różnicy temperatury ΔT między temperaturą absorbera kolektora Tabs, i temperaturą otoczenia To (rys. 9.1).

dane:ηo – 85,1%k1 – 4,0360W/m2Kk2 – 0,0108W/m2K2

is – 1000W/m2

(9.3)

Rys. 9.1. Charakterystyka liniowa sprawności całkowitej przyjętego do analizy kolektora słonecznego typu Logasol SkS4.0-s (opracowanie własne za pomocą programu „Mathcad”)

energia promieniowania słonecznego padająca na powierzchnię kolektora Loga-sol sKs4.0 pomniejszona jest o jego straty optyczne oraz straty cieplne. straty optyczne są wynikiem pochłonięcia i odbicia promieniowania słonecznego przez osłonę przezroczy-stą kolektora, natomiast straty cieplne są wynikiem wymiany ciepła między absorberem a otoczeniem, i ściśle zależą od różnicy temperatury ΔT między temperaturą absorbera Tabs i temperaturą otoczenia To. im większa jest różnica tych temperatur, tym większe straty ciepła generuje kolektor słoneczny. W przypadku, gdy temperatura absorbera jest równa tempera-turze otoczenia, analizowany kolektor osiąga swą maksymalną sprawność sięgającą 85,1%.


83

9.3. Minimalna wartość progowa natężenia promieniowania słonecznego niezbędna do zapoczątkowania pracy przyjętego do analizy kolektora słonecznego typu Logasol SkS4.0-s na podstawie zależności (9.4) wyznaczono wartość progową natężenia promieniowa-

nia słonecznego Ismin, przy której kolektor słoneczny zaczyna zwiększać swą energię we-wnętrzną. (rys. 9.2). Jest ona ściśle zależna od różnicy temperatury ΔT między temperaturą absorbera Tabs a temperaturą otoczenia To. im wartość ta jest wyższa, tym kolektor słoneczny generuje większe straty ciepła do otoczenia, a w konsekwencji tego zmienia się jego wartość progowa Ismin.

dane:ηo – 85,1%k1 – 4,0360W/m2K,k2 – 0,0108W/m2K2,

(9.4)

Analizując wykres przedstawiony na rysunku 9.2, można zauważyć, że istnieje pewna ilość ciepła, którą kolektor słoneczny traci do otoczenia. ilość ta zależy od wspomnianej róż-nicy temperatury ΔT = Tabs-To. Jeżeli założyć, że temperatura powierzchni absorbera wynosi ok. +30oC, przy temperaturze otoczenia ok. +20oC, to straty ciepła kolektora kształtującą się na poziomie 50 W/m2, zatem z całej powierzchni kolektora płaskiego strata ta wynosi 100W. Ale gdy podczas słonecznego dnia powierzchnia absorbera nagrzeje się do temperatury np. +70oC, wówczas straty ciepła mogą przekroczyć 200W/m2, czyli dla całego kolektora 400W. To już oznacza znaczny strumień traconego ciepła.

Rys. 9.2. Minimalna wartość progowa promieniowania słonecznego niezbędna do zapoczątkowania pracy przyjętego do analizy kolektora słonecznego typu Logasol SkS4.0-s (opracowanie własne za pomocą programu „Mathcad”)


84

9.4. Nominalny przepływ nośnika ciepła przez kolektory słoneczne typu Logasol SkS4.0-s

założenia:- dobrane 24 kolektory słoneczne typu Logasol sKs4.0-s dla DPs w Gdyni pracują

z maksymalną swą mocą,- natężenie promieniowania słonecznego kształtuje się na poziomie 1000W/m2.

Wyznaczenie maksymalnej mocy (Qk) z 24 kolektorów słonecznych typu Logasol SkS4.0 (zależność 9.5):

Q k = η (ΔT) · is · Ak [W] (9.5)

gdzie:η (ΔT) – sprawność całkowita kolektora słonecznego przy danej różnicy temperatury między temperaturą absorbera Tabs a temperaturą otoczenia To [-], is – natężenie promieniowania słonecznego 1000W/m2,Ak – całkowita powierzchnia absorbera kolektorów słonecznych typu Logasol sKs4.0-s, równa 50,4m2

Dobrane kolektory typu Logasol sKs4.0 osiągają maksymalną moc przy najwyższej ich sprawności. zgodnie z zależnością (9.5) przy zerowej różnicy temperatury ΔT między temperaturą absorbera Tabs i temperaturą otoczenia To, zatem maksymalna moc omawianych kolektorów słonecznych 42 890,4W (rys. 9.3).

Rys. 9.3. zależność mocy cieplnej 24 kolektorów słonecznych typu Logasol SkS4.0-s w zależności od różnicy temperatury ΔT między temperaturą absorbera Tabs i temperaturą otoczenia To. (opracowanie własne za pomocą programu „Mathcad”)


85

(9.6)

gdzie:cp – ciepło właściwe nośnika ciepła [kJ/kgK], m – strumień przepływu nośnika ciepła.

Rys. 9.4. Przyrost temperatury nośnika ciepła(ΔTk(m)) w dobranych 24 kolektorach słonecznych typu Logasol SkS4.0-s w funkcji jego przepływu. (opracowanie własne za pomocą programu „Mathcad”)

Przyrost temperatury nośnika ciepła (ΔTk(m)) w dobranych 24 kolektorach słonecznych typu Logasol sKs4.0 marki Buderus w funkcji jego przepływu przedstawia zależność 9.6, a wyniki obliczeń zamieszczono na rys. 9.4:

Temperatura absorbera (Tabs(m)) dobranych kolektorów słonecznych typu Logasol sKs4.0 marki Buderus w funkcji przepływu nośnika ciepła przedstawia zależność 9.7, a wyniki obliczeń zamieszczono na rys. 9.5:

założenia:• Temperatura nośnika ciepła wpływającego do kolektora słonecznego T1=45oC.

(9.7)


86

Temperatura na wylocie (T2(m)) z dobranych kolektorów słonecznych typu Logasol sKs4.0 marki Buderus w funkcji przepływu nośnika ciepła przedstawia zależność 9.8, a wyniki obliczeń zamieszczono na rys. 9.6:

założenia:• Temperatura nośnika ciepła wpływającego do kolektora słonecznego T1=45oC.

T2(m) := T1 + ΔT k (m) ºC (9.8)

Rys. 9.5. Temperatura absorbera (Tabs(m)) z dobranych kolektorów słonecznych typu Logasol SkS4.0-s w funkcji przepływu nośnika ciepła (opracowanie własne za pomocą programu „Mathcad”)

Rys. 9.6. Temperatura na wylocie (T2(m)) z dobranych kolektorów słonecznych typu Logasol SkS4.0-s w funkcji przepływu nośnika ciepła (opracowanie własne za pomocą programu „Mathcad”)


87

sprawność całkowita (η(m)) z dobranych kolektorów słonecznych typu Logasol sKs4.0 w funkcji przepływu nośnika ciepła przedstawia zależność 9.9, a wyniki obliczeń zamiesz-czono na rys. 9.7:

Rys. 9.7. sprawność całkowita (η(m)) z dobranych kolektorów słonecznych typu Logasol SkS4.0-s w funkcji przepływu nośnika ciepła (opracowanie własne za pomocą programu „Mathcad”)

założenia:• Temperatura otoczenia To=20oC• natężenie promieniowania słonecznego is=1000W/m2

(9.9)

gdzie:ΔTo(m) – różnica temperatury między temperaturą otoczenia To=20oC, a temperaturą absor-bera kolektora słonecznego w funkcji przepływu nośnika ciepła Tabs(m)

ΔTo (m) := Tabs (m) – TC [K] (9.10)

na podstawie przedstawionych zależności oraz rysynków dobrano nominalny przepływ nośnika ciepła przez przyjęte do analizy kolektory słoneczne typu Logasol SkS4.0-s w wy-sokości 1800dm3/h (30dm3/min).


88

9.5. Podsumowanie Przy mniejszym o połowę przepływie nośnika ciepła (900dm3/h) w porównaniu do za-

kładanego (1800dm3/h), zwiększy się dwukrotnie przyrost temperatury nośnika ciepła w ko-lektorach. okazuje się, że zmniejszenie przepływu nośnika ciepła przez instalację słonecz-ną powoduje znaczny wzrost jego temperatury na wypływie z kolektora (rys.9.6). z jednej strony to efekt bardzo pozytywny, ponieważ dzięki temu możliwe jest podgrzewanie wody w podgrzewaczu c.w.u. do wyższej temperatury. Może się jednak okazać, że spowoduje to podgrzewanie znacznie mniejszej ilości wody w zasobniku. Dzieje się tak z uwagi na znacz-ne obniżenie sprawności samego kolektora słonecznego (rys.9.7). Mechanizm tego proce-su jest następujący: mniejszy przepływ nośnika ciepła przez instalację skutkuje znacznym wzrostem temperatury nośnika ciepła opuszczającego kolektor, a zatem podwyższa się śred-nia temperatura powierzchni absorbera kolektora (9.5). z kolei podwyższenie temperatury powierzchni absorbera powoduje zwiększenie strat cieplnych kolektora do otoczenia (z uwa-gi na zwiększenie różnicy temperatury pomiędzy kolektorem a otoczeniem), czyli obniże-nie jego sprawności (rys.9.1). okazuje się, ze podwyższenie średniej temperatury kolektora o 20ºC powoduje wzrost strat ciepła nawet o 100 W/m2, czyli z całego kolektora płaskiego 210W (z 24 kolektorów 5040W) (rys.9.3), co jest dużą utratą ciepła. W efekcie końcowym taka ilość ciepła nie trafia do podgrzewaczy wody, a do otoczenia. Wydawałoby się, że silnie podgrzany kolektor słoneczny, to duże ilości ciepła do dyspozycji, a rzeczywistość okazuje się zupełnie odwrotna (im wyższa temperatura kolektora tym mniejsza jego moc cieplna z uwagi na intensywne straty ciepła do otoczenia).

Przekroczenie temperatury 102 – 110ºC na wyjściu z kolektora słonecznego, powoduje powstawanie pierwszych pęcherzyków pary w nośniku ciepła. oznacza to, że nośnik ten za-czyna parować, a dokładniej odparowuje woda w nim zawarta. Widocznym efektem takiego procesu jest zatrzymanie pracy instalacji słonecznej z powodu ustania przepływu nośnika ciepła przez kolektor, ponieważ gdyż część kolektora wypełnia para nośnika ciepła. W takim przypadku najczęstszą diagnozą, która nasuwa się od razu na myśl, jest stwierdzenie, że instalacja słoneczna zapowietrzyła się i dlatego nie pracuje. wówczas najlepiej udać się na dach i spróbować odpowietrzyć instalację słoneczną. okazuje się to działanie nieskutecz-ne, ponieważ odkręcenie odpowietrznika, a więc gwałtowne obniżenie ciśnienia w insta-lacji słonecznej spowoduje również gwałtowne i intensywne odparowanie nośnika ciepła i jeszcze większą jego ucieczkę przez odpowietrznik. należy pamiętać, że para przegrzana nośnika ciepła opuszczająca odpowietrznik wygląda niemal tak samo jak powietrze, stąd też sprawdzenie „na oko” czy z instalacji wypływa powietrze, czy też para nośnika ciepła jest praktycznie niemożliwe (nie wspominając już o niebezpieczeństwie poparzenia skóry rąk).

To nie wszystkie niekorzystnie aspekty użytkowe przegrzewania nośnika ciepła i całej in-stalacji słonecznej. Podczas przegrzewania nośnika ciepła solarfluid wytrąca się z niego lepka i mazista substancja, która osadza się na wewnętrznej powierzchni rurociągów, szczególnie na rurkach absorbera (rys.9.9). zanieczyszczenia te bardzo skutecznie utrudniają przepływ nośni-ka ciepła, co powoduje jeszcze bardziej intensywne jego przegrzewanie (rys. 9.6). W pewnych warunkach, gdy instalacja słoneczna była cyklicznie przegrzewana, zanieczyszczanie się prze-wodów i niszczenie chemicznie nośnika ciepła postępują lawinowo.

Przy założeniu, że przepływ nośnika ciepła jest dwukrotnie większy (3600 dm3/h) od wartości wymaganej (1800 dm3/h). również i w tych warunkach skutki tego są możliwe do przewidzenia. Przy dwukrotnie większym przepływie o połowę zmniejsza się przyrost tem-peratury nośnika ciepła (rys.9.4). Pod względem cieplnym jedyną niekorzystną konsekwen-


89

cją zbyt dużego przepływu nośnika ciepła jest uzyskanie niskiej temperatury ciepłej wody w podgrzewaczu. Jednak konsekwencje zarówno energetyczne, jak i eksploatacyjne są dużo bardziej dotkliwe. Jeżeli większy przepływ nośnika ciepła przez kolektory jest spowodowane dobraniem zbyt dużej stacji słonecznej (zbyt dużej pompy obiegowej), to przede wszystkim wpływa to na zwiększenie zużycia energii elektrycznej, czyli na większe koszt eksploatacji instalacji słonecznej.

Rys. 9.8. zanieczyszczenia rurek kolektora słonecznego następuje w wyniku rozpadu chemicznego nośnika ciepła np. płynu solarfluid podczas jego przegrzewania [21]

zbyt duży przepływ nośnika ciepła bezpośrednio powoduje wzrost jego prędkości w przewodach. Gdy przekroczone zostaną wartości graniczne dla różnych materiałów z ja-kich wykonane są przewody, wówczas następuje degradacja wewnętrznej powierzchni tych rur. najczęściej i najszybciej procesy degradacji materiałów przewodów, w wyniku zbyt du-żej prędkości przepływu nośnika ciepła, ujawniają się w kolankach miedzianych i w wężow-nicach grzejnych podgrzewaczy wody. niejednokrotnie zdarza się, że wężownica po kilku latach (2 – 3 latach) rozszczelnia się i zaczyna przeciekać (nośnik ciepła miesza się z wodą w podgrzewaczu). W takich przypadkach ocena zwykle jest jednoznaczna: podgrzewacz c.w.u. jest słabej jakości, a jego wężownica skorodowała. okazuje się jednak, że nie jest to wina wykonania wężownicy, ale niewłaściwej eksploatacji, poprzez wielokrotnie przekro-czoną dopuszczalną prędkość nośnika ciepła w wężownicy podgrzewacza. należy zwrócić uwagę, na bardzo złą praktykę, jaką powszechnie stosuje się przy wykonywaniu instalacji słonecznych. Wiele firm instalacyjnych, chcąc obniżyć koszty wykonania takiej instalacji wypełnia ją wodnym roztworem glikolu. z badań eksploatacyjnych wynika, że samodzielne wymieszanie koncentratu glikolu z wodą, mające na celu obniżenie temperatury krystalizacji roztworu do poziomu -25ºC powoduje, powstanie mieszaniny o odczynie kwaśnym. Kwaśny odczyn i podwyższona prędkość jego przepływu powoduje przyśpieszoną korozję wężowni-cy podgrzewacza c.w.u. i w konsekwencji zniszczenie jej w przeciągu kilkunastu miesięcy.

W okresach zimowych, gdy promieniowanie słoneczne jest dużo mniej intensywne niż w miesiącach letnich, zbyt intensywny przepływ nośnika ciepła będzie skutkował wręcz nie-zauważalnym przyrostem temperatury nośnika ciepła w kolektorze.


90

10. OCENA TECHNICzNO-EkONOMICzNA SYSTEMU POdGRzEWANIA C.W.U.

niezmiernie ważnym elementem zaproponowanego rozwiązania systemu podgrzewania c.w.u. dla przyjętego obiektu, opartego na kolektorach słonecznych typu Logasol SkS4.0-s jest jego ocena techniczno - ekonomiczna, która zostanie przeprowadzona za pomocą meto-dy LCC (Life Cycle Cost) [5]. Metoda ta pozwala wyznaczyć całkowite koszty inwestycyjne i eksploatacyjne systemu w przyjętym cyklu jego życia w oparciu o zależność (10.1).

(10.1)

gdzie:IC – koszt zakupu i uruchomienia instalacji w [zł],COF – roczne koszty użytkowania instalacji w [zł],n – zakładana ilość lat cyklu życia instalacji (20 lat),t – kolejny rok użytkowania instalacji,s – realna stopa oprocentowania (dyskontowa),

(10.2)

i – nominalna stopa oprocentowania (dyskontowa),p – stopa inflacji.

Warto zauważyć, że rachunek kosztów cyklu życia instalacji według (10.1) zależy w dużej mierze od realnej stopy oprocentowania, która zależna jest od stopy inflacji i nomi-nalnej stopy oprocentowania (wzór 10.2). W zależności od tych stóp, realna stopa procen-towa przyjmuje wartości dodatnie bądź ujemne. skutkiem tego jest poniesienie większych (przy s<0), bądź mniejszych (przy s>0) kosztów cyklu życia instalacji. Według danych nBP, stopa ta ulegała znacznej zmianie na przestrzeni lat [25]. z powodu trudności w precyzyj-nym prognozowaniu realnej stopy oprocentowania, metoda LCC zostanie przeprowadzona w oparciu o ceny stałe.

10.1. koszty cyklu życia systemu podgrzewania c.w.u, dla analizowanego obiek-tu, opartego na kolektorach słonecznych typu Logasol SkS4.0-s

na potrzeby analizy szacowania kosztów cyklu życia systemu podgrzewu c.w.u. dla analizowanego obiektu, opartego na kolektorach słonecznych typu Logasol SkS4.0-s, ogra-niczono się do określenia kosztów zakupu wraz uruchomieniem instalacji IC i kosztów jej użytkowania, jako kosztu energii elektrycznej pobranej przez pompę ciepła oraz kosztów poniesionych na cele serwisowe w okresie eksploatacji tego systemu COF.


91

1. Koszt zakupu i uruchomienia instalacji systemu podgrzewania c.w.u. dla analizowanego obiektu opartego na kolektorach słonecznych typu Logasol SkS4.0-s – ICKS:

Lp. Nazwa towaru lub usługi Ilośćnetto

Cenanetto Wartość VAT

brutto Wartość

1Kolektor płaski pionowy sKs4.0-s 24 3 090,00 zł 74 160,00 zł 23% 91 216,80 zł

2

zestaw montażowy kolek-torów słonecznych Loga-sol sKs4.0-s 1 12 585,57 zł 12 585,57 zł 23% 15 480,25 zł

7

naczynie wzbiorcze insta-lacji słonecznej Flexcon solar 110 1 1 040,30 zł 1 040,30 zł 23% 1 279,57 zł

8nośnik ciepła instalacji słonecznej solarfluid L 1 3 756,41 zł 3 756,41 zł 23% 4 620,38 zł

10stacja pompowa instalacji słonecznej Ks0150 1 4 220,94 zł 4 220,94 zł 23% 5 191,76 zł

11Automatyka instalacji sło-necznej Logamatic sC40 1 1 515,13 zł 1 515,13 zł 23% 1 863,61 zł

12

Podgrzewacz c.w.u.. insta-lacji słonecznej Logalux sU1000-100 W 3 12 144,87 zł 36 434,61 zł 23% 44 814,57 zł

14Materiały instalacyjne (rury, złączki, izolacja itp.) 1 15 000,00 zł 15 000,00 zł 23% 18 450,00 zł

15Montaż kolektorów sło-necznych 1 10 000,00 zł 10 000,00 zł 23% 12 300,00 zł

16rozruch techniczny insta-lacji słonecznej 1 1 000,00 zł 1 000,00 zł 23% 1 230,00 zł

Razem 159 712,96 zł 196 446,94 zł

2. szacunkowy koszt eksploatacji instalacji kolektorów słonecznych w skali roku – COFKS: - szacunkowy całkowity koszt brutto zużytej energii elektrycznej przez stację pompową

instalacji słonecznej (obliczono na podstawie liczby godzin słonecznych wg stacji me-teorologicznej Gdańsk Port Północny oraz maksymalnej mocy pompy obiegu nośnika ciepła instalacji słonecznej):

200,00 zł- usługi serwisowe (wliczono wymianę nośnika ciepła co 5 lat) 800,00 zł- roczne koszty użytkowania instalacji słonecznej 1000,00 zł


92

Całkowity koszt poniesiony w całym cyklu życia (okres 20 lat) systemu podgrzewu c.w.u. dla analizowanego obiektu opartego na kolektorach słonecznych typu Logasol sKs4.0-s wg cen stałych wynosi:

Kolektor płaski pionowy SKS4.0-s

46%

Zestaw montażowy kolektorów słonecznych

Logasol SKS4.0-s8%Naczynie

wzbiorcze instalacji

słonecznej Flexcon Solar 110

1%

Nośnik ciepła instalacji

słonecznej Solarfluid L

2%

Stacja pompowa instalacji

słonecznej KS0150

3%

Automatyka instalacji

słonecznej Logamatic SC40

1%

Podgrzewacz c.w.u. instalacji

słonecznej Logalux SU1000-

100 W 23%

Materiały instalacyjne

(rury, złączki, izolacja itp.)

9%

Montaż kolektorów słonecznych

6%

Rozruch techniczny instalacji

słonecznej1%

Koszt brutto zużytej energii

elektrycznej przez stację pompową instalacji

słonecznej

0%

Usługi serwisowe (wliczono

wymianę nośnika ciepła co 5 lat)

0%

Rys. 10.1. Udział poszczególnych składników kosztów LCCKs systemu podgrzewania c.w.u. dla anali-zowanego obiektu, opartego na kolektorach słonecznych typu Logasol SkS4.0-s w okresie 20 lat jego użytkowania

Udział poszczególnych składników kosztów LCCKs tego sytemu w okresie 20 lat jego użytkowania w formie graficznej pokazano na rysunku 10.1. W okresie 20 lat użytkowania systemu podgrzewania c.w.u. dla analizowanego obiektu, opartego na kolektorach słonecz-nych typu Logasol SkS4.0 jego koszty eksploatacyjne są bliskie 0% całkowitych kosztów LCCKs, w związku z tym koszty te są pomijane. W kosztach inwestycyjnych największy udział mają kolektory słoneczne oraz podgrzewacze c.w.u., co stanowi 69% całkowitych kosztów LCCKs.


93

10.2. Analiza techniczno – ekonomiczna systemu podgrzewania c.w.u. dla anali-zowanego obiektu, opartego na kolektorach słonecznych Logasol SkS4.0-s

W celu przeprowadzenia analizy techniczno - ekonomicznej systemu podgrzewania c.w.u. dla analizowanego obiektu opartego na kolektorach słonecznych typu Logasol SkS4.0-s, zostanie on porównany z innymi, wybranymi systemami przygotowania c.w.u., a są to:

- pompą ciepła, w której dolnym źródłem jest grunt;- kocioł na olej opałowy;- kocioł na gaz płynny;- kocioł na gaz ziemny.

Tabela 10.1 zawiera składniki LCC tych systemów, natomiast ich interpretację graficzną pokazano na rysunku 10.2.

Tabela 10.1. zestawienie składników LCC wybranych systemów ogrzewania dla analizowanego obiektu

zapotrzebowanie analizowanego obiektu na c.w.u. – 3920dm3/doba. energia z 24 kolektorów sło-necznych typu Logasol sKs4.0-s - 32523kWh/rok

Koszty LCC w [zł]

zaproponowany dodatkowy system

wspomagania c.w.u.

Analizowane podstawowe źródło ciepła kolektorów słonecz-nych [32]

24 Logasol sKs4.0-s

Uwaga!!! W kosztach LCC dodatkowego źródła ciepła nie uwzględniono kosztów inwestycyjnych, stałych oraz serwi-sowych, ponieważ zaproponowane kolektory słoneczne są dodatkowym źródłem wspomagającym system podgrzewu c.w.u.. zawarte w nim jest jedynie koszt wyprodukowania

zaoszczędzonej energii cieplnej z kolektorów słonecznych - 32523kWh/rok

Gruntowa pompa ciepła Gaz ziemny Gaz płynny olej opałowy

1 2 5 6 7iC 196 446,94zł 0zł 0zł 0zł 0zł

CoF 1000zł 4646,zł 6534zł 15056zł 13736zł

W kosztach LCC dodatkowego źródła ciepła nie uwzględniono kosztów inwestycyjnych (iC), ponieważ zaproponowane kolektory słoneczne są dodatkowym źródłem wspomagają-cym system podgrzewania c.w.u.. zawarty w nim jest jedynie koszt wyprodukowania (CoF) zaoszczędzonej energii cieplnej z kolektorów słonecznych bez usług serwisowych = 32523 kWh/rok.

Całkowite koszty LCC poniesione w całym cyklu życia (okres 20 lat) dla wybranych systemów wyprodukowania zaoszczędzonej energii cieplnej z kolektorów słonecznych równej 32523 kWh/rok dla analizowanego obiektu wg cen stałych przedstawia tabela 10.2. Koszty te zostały wyznaczone na podstawie zależności (10.1). ich interpretację graficzną przedstawia rysunek 10.3. na rysunku 10.4 porównano kosztowy zaproponowanego dodat-


94

kowego systemu podgrzewania c.w.u. opartego na kolektorach słonecznych typu Logasol sKs4.0 w odniesieniu do systemu porównawczego (system 1) dla analizowanego obiektu.

a)

b)

zł0zł20 000zł40 000zł60 000zł80 000

zł100 000zł120 000zł140 000zł160 000zł180 000zł200 000

1 2 3 4 5

IC

zł0

zł2 000

zł4 000

zł6 000

zł8 000

zł10 000

zł12 000

zł14 000

zł16 000

1 2 3 4 5

COF

Rys. 10.2. Graficzna interpretacja składników kosztów LCC wyprodukowania zaoszczędzonej energii cieplnej z kolektorów słonecznych - 32523kWh/rok dla analizowanego obiektu: a) szacunkowy koszt w skali roku - COF, b) koszt zakupu i uruchomienia instalacji systemu grzewczego - IC. W kosztach iC dodatkowego źródła ciepła nie uwzględniono kosztów inwestycyjnych oraz serwisowych, ponieważ zaproponowane kolektory słoneczne są dodatkowym źródłem wspomagającym system podgrzewania c.w.u.


95

Tabela 10.2. Koszty LCC poniesione w całym cyklu życia (okres 20 lat) dla wybranych systemów wyprodukowania zaoszczędzonej energii cieplnej z kolektorów słonecznych = 32523kWh/rok dla ana-lizowanego obiektu wg cen stałych

zapotrzebowanie analizowanego obiektu na c.w.u. = 3920dm3/doba. energia z 24 kolektorów sło-necznych typu Logasol sKs4.0-s - 32523kWh/rok

zapropono-wany dodat-kowy system wspomagania

c.w.u.

Analizowane podstawowe źródło ciepła kolektorów słonecznych

24 Logasol sKs4.0,

4 Logalux sU1000

Uwaga!!! W kosztach LCC dodatkowego źródła ciepła nie uwzględniono kosztów inwestycyjnych oraz serwisowych, po-nieważ zaproponowane kolektory słoneczne są dodatkowym źródłem wspomagającym system podgrzewu c.w.u.. zawerte

w nim jest jedynie koszt wyprodukowania zaoszczędzonej ener-gii cieplnej z kolektorów słonecznych - 32523kWh/rok

Gruntowa pompa ciepła Gaz ziemny Gaz płynny olej opałowy

1 2 5 6 7Koszty LCC

w [zł] 216 447 zł 92 920zł 130 680 zł 301 120 zł 274 720 zł

Czas wyrównania kosztów LCC zaproponowanego dodatkowego systemu wspomagającego pod-grzewanie c.w.u. w porównaniu do systemu podstawowego [a]

Poza okresem użytkowania

50

Poza okresem użytkowania

3014 16

Bilans ekonomiczny zapropono-wanego dodatkowego systemu wspomagającego podgrzewanie c.w.u. w stosunku systemu pod-

stawowego w [zł]. Gdzie „+” oznacza zyski, zaś „-” straty

w czasie użytkowania

-123 527 zł -85 767 zł 84 673 zł 58 273 zł


96

0 zł

50 000 zł

100 000 zł

150 000 zł

200 000 zł

250 000 zł

300 000 zł

1 2 3 4 5

Kos

zty

[zł]

Rys. 10.3. Koszty LCC poniesione w całym cyklu życia (okres 20 lat) dla wybranych systemów wy-produkowania zaoszczędzonej energii cieplnej z kolektorów słonecznych - 32523kWh/rok dla analizo-wanego obiektu wg cen stałych

-120 000 zł

-70 000 zł

-20 000 zł

30 000 zł

80 000 zł

2 3 4 5

Zysk

i / st

raty

[zł]

Rys. 10.4. Porównanie kosztowe zaproponowanego dodatkowego systemu podgrzewania c.w.u. opar-tego na kolektorach słonecznych typu Logasol sKs4.0 w odniesieniu do systemu porównawczego (system 1) dla analizowanego obiektu..; gdzie „+” oznacza zyski, zaś „-” straty w czasie użytkowania


97

oznaczenia (rys. 10.3 i 10.4):1 – kolektory słoneczne typu Logasol sKs4.0-s;2 – gruntowa pompa ciepła;3 – kocioł na gaz ziemny;4 – kocioł na gaz płynny;5 – kocioł na olej opałowy.

• Porównanie kosztów cyklu życia zaproponowanego dodatkowego systemu pod-grzewania c.w.u. opartego na kolektorach słonecznych typu Logasol sKs4.0 (LCCKS) z kosztami cyklu życia systemu porównawczego (kotła na gaz płynny), wyprodukowa-nia zaoszczędzonej energii z kolektorów słonecznych – 32523 kWh/rok dla analizowa-nego obiektu. zostało ono opracowane w oparciu o założenie stałych cen (rys. 10.7).

Rys. 10.7. Porównanie kosztów cyklu życia zaproponowanego dodatkowego systemu podgrzewu c.w.u. opartego na kolektorach słonecznych typu Logasol sKs4.0 (LCCKS) z kosztami cyklu życia systemu porównawczego (kotła na gaz płynny) wyprodukowania zaoszczędzonej energii cieplnej z kolektorów słonecznych = 32523 kWh/rok dla analizowanego obiektu. realna stopa procentowa s = 0

Wpływ realnej stopy oprocentowania na koszty cyklu życia LCC systemów

Wpływ realnej stopy oprocentowania s na koszty cyklu życia zaproponowanego do-datkowego systemu podgrzewania c.w.u. opartego na kolektorach słonecznych typu Loga-sol sKs4.0 (LCCKS) z kosztami cyklu życia systemu porównawczego (kotła na gaz płynny) wyprodukowania zaoszczędzonej energii cieplnej z kolektorów słonecznych równej 32523


98

kWh/rok dla analizowanego obiektu przedstawia tabela 10.3. Wyniki w niej zawarte zostały wyznaczone dla s > 0 (+6%) - rysunek 10.8, s = 0 - rysunek 10.7 oraz s < 0 (-6%) - rysunek 10.9.

Tabela 10.3. Koszty LCC poniesione w całym cyklu życia (okres 20 lat) systemów grzewczych dla analizowanego budynku w zależności od realnej stopy procentowej

zapotrzebowanie analizowanego obiektu na c.w.u. = 3920 dm3/doba. energia z 24 kolektorów sło-necznych typu Logasol sKs4.0-s – 32523 kWh/rok

zaproponowany dodat-kowy system wspoma-

gania c.w.u.

Analizowane podstawowe źródło ciepła kolektorów słonecznych

24 Logasol sKs4.0, 4 Logalux sU1000

Uwaga!!! W kosztach LCC dodatkowego źródła cie-pła nie uwzględniono kosztów inwestycyjnych oraz serwisowych, ponieważ zaproponowane kolektory

słoneczne są dodatkowym źródłem wspomagającym system podgrzewu c.w.u.. zawerte w nim jest jedynie koszt wyprodukowania zaoszczędzonej energii ciepl-

nej z kolektorów słonecznych - 32523kWh/rok

Gaz płynny Wpływ realnej stopy procentowej w [%]

A B C

Koszty LCC w [zł]

211 324,4 zł 223 995,3 zł s > 0 (3%)216 447 zł 301 120 zł s = 0

224 411,3 zł 421 031,3 zł s < 0 (-3%)Czas wyrównania kosztów LCC zapropo-nowanego dodatkowego systemu wspoma-gającego podgrzewanie c.w.u. w porówna-

niu do systemu podstawowego w [a]

18 lat s > 0 (3%)14 lat s = 0

11,5 lat s < 0 (-3%)

Bilans ekonomiczny zaproponowanego dodatkowego systemu wspomagającego podgrzewanie c.w.u. w porównaniu do

systemu podstawowego w [zł]. Gdzie „+” oznacza zyski, zaś „-” straty w czasie użyt-

kowania

12 671 zł s > 0 (3%)

84 673 zł s = 0

196 620 zł s < 0 (-3%)


99

Wpływ realnej stopy procentowej s na koszty LCC w porównaniu do s = 0(tabela 10.3) Dla s > 0 (3%):• spadek LCCKS o 2%;• spadek LCCKGP o 26%;• wzrost t o 29%;• spadek BE o 85%. Dla s < 0 (-3%):• wzrost LCCKS o 4%;• wzrost LCCKGP o 40%;• spadek t o 18%;• wzrost BE o 132%.

Rys. 10.8. Porównanie kosztów cyklu życia zaproponowanego dodatkowego systemu podgrzewania c.w.u. opartego na kolektorach słonecznych typu Logasol sKs4.0 (LCCKS) z kosztami cyklu życia systemu porównawczego (kotła na gaz płynny) wyprodukowania zaoszczędzonej energii z kolektorów słonecznych - 32523kWh/rok dla analizowanego obiektu. realna stopa procentowa s > 0 (3%)

Jak wykazano na rysunkach 10.7, 10.8 i 10.9, niezmiernie ważną rolę dla oceny ren-towności przedsięwzięcia odgrywa realna stopa procentowa s, ponieważ to właśnie ona ma bezpośrednie przełożenie na koszty cyklu życia (LCC) urządzeń. Gdy przyjmuje ona war-tości dodatnie (rys. 10.8), wówczas koszty LCC przyrastają wolniej z każdym rokiem użyt-kowania urządzenia. skutkiem czego wydłuża się czas t wyrównania kosztów LCC tych urządzeń (punkt B). Dzieje się tak, ponieważ przy takiej stopie procentowej (s > 0) umacnia się wartość pieniądza. W przypadku, gdy realna stopa procentowa przyjmie wartości ujemne


100

(rys. 10.9), wtedy koszty LCC narastają szybciej z każdym rokiem użytkowania systemu. skutkiem czego skraca się czas t wyrównania kosztów LCC tych urządzeń (punkt C). Dzieje się tak dlatego, ponieważ przy takiej stopie procentowej (s < 0) wartość pieniądza spada.

Rys. 10.9. Porównanie kosztów cyklu życia zaproponowanego dodatkowego systemu podgrzewu c.w.u. opartego na kolektorach słonecznych typu Logasol sKs4.0 (LCCKS) z kosztami cyklu życia systemu porównawczego (kotła na gaz płynny) wyprodukowania zaoszczędzonej energii cieplnej z kolektorów słonecznych - 32523kWh/rok dla analizowanego obiektu. realna stopa procentowa s < 0 (-3%)

opierając się na analizie LCC można stwierdzić, że zaproponowany dodatkowy system podgrzewania c.w.u. oparty na kolektorach słonecznych typu Logasol sKs4.0 (LCCKS) wy-pada niekorzystnie przy współpracy z pompą ciepła oraz kotłem na gaz ziemny, jako źródło podstawowe. Generuje on w odniesieniu do nich straty w okresie jego użytkowania. ilustra-cję graficzną tych strat przedstawiono na rysunku 10.4. W porównaniu do kotła olejowego oraz kotła na gaz płynny sytuacja jest odwrotna.

zaproponowany w pracy system podgrzewania c.w.u. oparty na kolektorach słonecz-nych typu Logasol SkS4.0-s jest ekonomicznie opłacalny przy współpracy z systemem grzewczym opartym na kotle zasilanym olejem opałowym lub gazem płynnym, bowiem w porównaniu do nich generuje zyski (rys. 10.4), a największe osiąga przy realnej stopie procentowej s < 0 (Tabela 10.3).


101

11. POdSUMOWANIE REALIzOWANEGO dOBORU INSTALACJI SOLARNEJ

obiektem analizy zastosowania kolektorów słonecznych na cele podgrzewania wody wodociągowej w instalacji ciepłej wody użytkowej jest Dom Pomocy społecznej w Gdyni, który mieści się przy ul. Pawiej 31 w dzielnicy Pustki Cisowskie. obecnie budynek za-opatruje się w ciepłą wodę użytkowa za pomocą pojemnościowego podgrzewacza c.w.u. (1000dm3), którego źródłem ciepła jest kocioł na gaz płynny. Dom jest jednostką organi-zacyjną miasta Gdyni na prawach powiatu, finansowaną w formie jednostki budżetowej. Przeznaczony jest dla 50 osób w podeszłym wieku oraz przewlekle somatycznie chorych.

Poniżej w skondensowanej formie zostaną przedstawione wyniki analizy wykonanej w tej pracy.

- Ciecze przenoszące ciepło słoneczne w oparciu o roztwory glikolu propylenowego i wody starzeją się w trakcie eksploatacji w układach słonecznych, dlatego też przynaj-mniej co dwa lata należy przeprowadzać ich kontrolę. zestarzenie takiego płynu można zaobserwować zewnętrznie po ciemnym jego zabarwieniu lub zmętnieniu. W przypadku długo utrzymującego się obciążenia termicznego (>200°C) rozwija się charakterystycz-nie kłujący, palący zapach. na skutek namnażających się, nie rozpuszczających się już w cieczy, stałych produktów rozkładu glikolu propylenowego i inhibitorów ciecz staje się prawie że czarna. istotnymi czynnikami wpływającymi na starzenie się są wysokie temperatury, ciśnienie oraz czas trwania obciążenia.

- od natężenia przepływu nośnika ciepła przez kolektory słoneczne zależy wiele parame-trów użytkowych. Prawidłowy jego przepływ ma istotny wpływ na sprawność kolekto-ra słonecznego i na jego wydajność cieplną (moc cieplną). nieprawidłowo ustawiony może znacznie pogorszyć przenoszenie ciepła ciepła od promieni słonecznych do nośni-ka ciepła, a również doprowadzić do przegrzewania absorbera, co w znacznym stopniu degraduje jego powierzchnię absorpcji, a w konsekwencji (w ciągu kilku lat) prowadzi do zmniejszenia ilości pozyskiwanego promieniowania słonecznego.

- energia promieniowania słonecznego padająca na powierzchnię kolektora Logasol sKs4.0 pomniejszona jest o jego straty optyczne oraz straty cieplne. straty optyczne są wynikiem pochłonięcia i odbicia promieniowania słonecznego przez osłonę przezroczy-stą kolektora, natomiast straty cieplne są wynikiem wymiany ciepła między absorberem a otoczeniem, i ściśle zależą od różnicy temperatury ΔT między temperaturą absorbera a temperaturą otoczenia. im większa jest różnica tych temperatur, tym większe straty ciepła generuje kolektor słoneczny. W przypadku, gdy temperatura absorbera jest równa temperaturze otoczenia, analizowany kolektor osiąga swą maksymalną sprawność rów-ną 85,1%.

- istnieje pewna ilość ciepła, jaką kolektor słoneczny traci do otoczenia. ilość ta zależy od różnicy temperatury ΔT między temperaturą absorbera a temperaturą otoczenia. Przy założeniu, że temperatura powierzchni absorbera wynosi +30oC, przy temperaturze oto-czenia +20oC, to straty ciepła kolektora wahają się w granicach 50 W/m2, czyli dla całej


102

powierzchni kolektora płaskiego strata ta wynosi 100W. Gdy podczas słonecznego dnia powierzchnia absorbera nagrzeje się do temperatury np. +70oC, wówczas straty ciepła mogą przekroczyć 200W/m2, czyli dla całego kolektora 400W co stanowi już oznacza znaczny strumień traconej energii.

- Dobrane kolektory słoneczne typu Logasol sKs4.0 osiągają maksymalną moc przy naj-wyższej ich sprawności, tj. przy zerowej różnicy temperatury ΔT między temperaturą absorbera a temperaturą otoczenia. zatem maksymalna moc omawianych kolektorów słonecznych wynosi 42 890,4 W.

- zmniejszenie przepływu nośnika ciepła przez instalację słoneczną powoduje znaczne podwyższenie się jego temperatury na wypływie z kolektora. z jednej strony to efekt bardzo pozytywny, ponieważ możliwe jest podgrzewanie wody w podgrzewaczach c.w.u. do wyższych temperatur. Jednak może się okazać, że spowoduje to podgrzanie dużo mniejszej ilości wody w zasobniku. Dzieje się tak z uwagi na znaczne zmniejszenie sprawności samego kolektora słonecznego. Mechanizm tego jest następujący: mniej-szy przepływ nośnika ciepła przez instalację, skutkuje znacznym wzrostem temperatury nośnika ciepła jaki opuszcza kolektor, a zatem podwyższa się średnia temperatura po-wierzchni absorbera kolektora. Podwyższenie tej temperatury powoduje zwiększenie strat cieplnych kolektora do otoczenia (z uwagi na zwiększenie różnicy temperatury pomiędzy kolektorem a otoczeniem), czyli obniżenie jego sprawności.

- Podwyższenie średniej temperatury kolektora o 20 K powoduje zwiększenie strat ciepła nawet o 100 W/m2, czyli z całego kolektora płaskiego o 210 W (z 24 kolektorów 5 040 W), co stanowi dużą utratę ciepła. Powoduje ona, że taka ilość ciepła nie trafia do podgrzewa-czy wody. Wydaje się, że znacznie rozgrzany kolektor słoneczny, to duże ilości ciepła do dyspozycji, a rzeczywistość jest zupełnie odwrotna (im wyższa temperatura kolektora tym mniejsza jest jego moc cieplna z uwagi na intensywne straty ciepła do otoczenia).

- Przy zwiększonym przepływie, zmniejsza się przyrost temperatury nośnika ciepła w kolektorze. Pod względem temperaturowym jedyną niesprzyjającą konsekwencją zbyt dużego przepływu nośnika ciepła jest uzyskanie niskiej temperatury ciepłej wody w podgrzewaczu. Jednak konsekwencje energetyczne i eksploatacyjne są dużo bardziej dotkliwe. Jeżeli większy przepływ nośnika ciepła przez kolektory jest spowodowany dobraniem zbyt dużej stacji słonecznej (zbyt dużej pompy obiegowej), w głównej mie-rze wpływa to na zwiększenie zużycia energii elektrycznej, czyli na większe koszty eksploatacji instalacji słonecznej.

- niezmiernie ważną rolę dla oceny rentowności przedsięwzięcia odgrywa realna stopa procentowa, ponieważ to właśnie ona ma bezpośrednie przełożenie na koszty cyklu życia (LCC) urządzeń. Gdy przyjmuje ona wartości dodatnie, wówczas koszty LCC maleją z każdym rokiem użytkowania urządzenia. Koszty LCCKGP maleją szybciej niż koszty LCCKS, skutkiem czego wydłuża się czas t wyrównania kosztów LCC tych urzą-dzeń (punkt B). Dzieje się tak dlatego, ponieważ przy takiej stopie procentowej (s > 0) umacnia się wartość pieniądza. W przypadku, gdy realna stopa procentowa przyjmie wartości ujemne, wtedy koszty LCC rosną z każdym rokiem użytkowania urządzenia.


103

Koszty LCCKGP rosną szybciej niż koszty LCCKS, skutkiem czego skraca się czas t wyrównania kosztów LCC tych urządzeń (punkt C). Dzieje się tak dlatego, ponieważ przy takiej stopie procentowej (s < 0) spada wartość pieniądza.

Wariantowy projekt koncepcyjny oparty na kolektorach słonecznych rozważany jest dla DPs w Gdyni, którego średni dobowy rozbiór ciepłej wody użytkowej wynosi 3920 dm3/d, natomiast maksymalne obliczeniowe zapotrzebowanie na moc cieplną na cele c.w.u.. wynosi 55,08 kW.

z czterech zaproponowanych wariantów koncepcyjnych systemu podgrzewania c.w.u. instalacji słonecznej, opierając się na przyjętych kryteriach oceny, najkorzystniejszym roz-wiązaniem jest Wariant 1 - instalacji słonecznej służącej do przygotowania c.w.u. z użyciem podgrzewacza wstępnego oraz podstawowego c.w.u. z wykorzystaniem pompy przełado-wującej między tymi podgrzewaczami c.w.u. – opis systemu w rozdziale 4.4, który został przyjęty do dalszej analizy projektowej.

ze względu na wysoką sprawność optyczną oraz nieznacznie niższą sprawność cieplną w porównaniu do próżniowego kolektora słonecznego typu Logasol sKr12.1r CPC do dal-szej analizy wybrano kolektor słoneczny typu Logasol SkS4.0. Warto podkreślić, że jego cena katalogowa odniesiona do 1m2 jest niższa o około 40% w porównaniu do próżniowego kolektora słonecznego typu Logasol sKr12.1r CPC. Wypełnienie kolektora typu Logasol sKs4.0 gazem szlachetnym między absorberem a szybą zmniejsza straty ciepła. zamknięta komora - tak jak przy szybach termicznych - wypełniona jest ciężkim gazem szlachetnym hamującym konwekcję. Dzięki hermetycznie szczelnej konstrukcji pokrycie absorbera do-datkowo chronione jest zarówno przed wpływami środowiska naturalnego, jak i wilgotnym powietrzem, pyłem lub substancjami szkodliwymi. Wyżej wymienione rozwiązanie przyczy-nia się do wydłużenia żywotności kolektora.

Projekt instalacji systemu podgrzewania c.w.u. opartego na kolektorach słonecznych składa się z 24 kolektorów typu Logasol sKs4.0-s marki Buderus dobranych na podstawie przyjętych założeń za pomocą autorskiego programu soLAD dla DPs w Gdyni. Montowa-ne one są na dachu skośnym pokrytym dachówką ceramiczną w 3 rzędach po 8 kolektorów w rzędzie. rzędy kolektorów słonecznych połączone są rurą miedzianą w systemie równo-ważenia przepływu Tichelmana.

instalacja słoneczna podgrzewa wodę wstępnie w trzech podgrzewaczach c.w.u.. typu Logalux sU1000, zaś instalacja dodatkowego źródła ciepła dogrzewa ją do wymaganej tem-peratury poboru w podstawowym podgrzewaczu c.w.u.. typu Logalux sU1000 (istniejącym). W celu wykorzystania pojemności podgrzewaczy wstępnych oraz podstawowego przez in-stalację słoneczną, zaprojektowano pompę przeładowującą.

Całkowita energia uzyskana z pola kolektorów słonecznych typu Logasol sKs4.0-s marki Buderus wynosi 32 523 kWh co przy zapotrzebowaniu na c.w.u. dla DPs w Gdyni w wysokości 58 239 kWh daje 53% roczny stopień jej pokrycia przez kolektory słoneczne. instalacja słoneczna w 100% pokrywa zapotrzebowanie na c.w.u. w miesiącach maj, czer-wiec oraz lipiec w pozostałych miesiącach zapotrzebowanie na c.w.u. uzupełnia dodatkowe źródło energii w wysokości 25 914 kWh.


104

Przeprowadzając analizę projektowanej instalacji słonecznej pod względem ekono-micznym, porównując koszt wytworzonego ciepła z kolektorów słonecznych typu Logasol sKs4.0-s w wysokości 32 523 kWh/a z innymi nośnikami energii nie uwzględniono w nich kosztów stałych oraz serwisowych, ponieważ instalacja słoneczna jest zawsze dodatkowym źródłem wspomagającym system podgrzewania c.w.u.. i tak, jeżeli zaprojektowana insta-lacja słoneczna na cele c.w.u. współpracowałaby z kotłem na olej opałowy, oszczędność roczna podgrzewania c.w.u. przez to źródło wynosiłoby około 14 000 zł, jeżeli z kotłem na gaz płynny około 16 000 zł.

W okresie 20 lat użytkowania systemu podgrzewania c.w.u. dla analizowanego obiektu opartego na kolektorach słonecznych Logasol sKs4.0 koszty eksploatacyjne tego systemu są bliskie 0% całkowitych kosztów LCCkS. zatem koszty eksploatacyjne tego systemu są pomijane. W kosztach inwestycyjnych największy udział mają kolektory słoneczne oraz podgrzewacze c.w.u., co stanowi 69% całkowitych kosztów LCCkS.

W kosztach LCC dodatkowego źródła ciepła nie uwzględniono kosztów inwestycyj-nych (IC), ponieważ zaproponowane kolektory słoneczne są dodatkowym źródłem wspo-magającym system podgrzewania c.w.u.. zawarte w nim jest jedynie koszt wyprodukowania (COf) zaoszczędzonej energii cieplnej z kolektorów słonecznych bez usług serwisowych – 32 523 kWh/rok.

opierając się na analizie LCC można stwierdzić, że zaproponowany dodatkowy system podgrzewania c.w.u. oparty na kolektorach słonecznych typu Logasol sKs4.0-s (LCCKS) wypada niekorzystnie przy współpracy z pompą ciepła oraz kotłem na gaz ziemny jako źródło podstawowe. Generuje on w odniesieniu do nich straty w okresie jego użytkowania. zaproponowany system podgrzewania c.w.u. oparty na kolektorach słonecznych typu Loga-sol sKs4.0-s jest ekonomicznie opłacalny przy współpracy z systemem grzewczym opartym na kotle zasilanym olejem opałowym lub gazem płynnym, bowiem w stosunku do nich generuje zyski , a największe osiąga przy realnej stopie procentowej s < 0


105

12. LABORATORYJNA INSTALACJA SOLARNA NA WIM UTP W BYdGOSzCzY

12.1. Budowa instalacji solarnejzaprojektowana laboratoryjna instalacja solarna funkcjonująca na Wydziale Mechanicz-

nym Uniwersytetu Technologiczno Przyrodniczego składa się z następujących części:- zamkniętego, ciśnieniowego obiegu solarnego odbierającego ciepło z kolektorów,

w części znajdującego się na zewnątrz budynku (wraz z kolektorami słonecznymi) oraz wewnątrz budynku (wraz z odbiornikami ciepła w postaci pojemnościowego podgrze-wacza wody użytkowej oraz chłodnicy systemu).

- zamkniętego ciśnieniowego obiegu wody użytkowej przechwytującego ciepło z obiegu solarnego (wraz z pojemnościowym podgrzewaczem wody użytkowej).

- Automatyki kontrolno-pomiarowej wyposażonej w zaawansowany sterownik układu, moduł rejestracji i transmisji danych z możliwością zdalnej kontroli, zespół zasilania awaryjnego.

schemat technologiczny tej instalacji przedstawiono na rysunku 12.1.

Rys. 12.1. schemat technologiczny laboratoryjnej instalacji solarnej [6]


106

Tabela 12.1. Wykaz podstawowych urządzeń instalacji oznakowanych na schemacie

specyfikacja urządzenia ilość sztukKolektor słoneczny, próżniowy typu Pe20-58 prod. ProJPrzeM eKo 2Bezpiecznik termiczny typu ekspulser MsT-01 – prod. ProJPrzeM eKo 1odpowietrznik i zawór kulowy solarny – typ 250 prod. CALeFFi s.p.A., Włochy 2Pojemnościowy podgrzewacz wody użytkowej - typ biwalentny Pez302 prod. ProJPrzeM eKo

1

zawór trójdrogowy przełączający z napędem – typ 40612200 prod. orkli, Hiszpania 1Chłodnica układu - zrzutu nadmiarowego ciepła – wymiennik ciecz / powietrze 1Grupa pompowa obiegu solarnego kompletna – typ s002 prod. iCMA s.p.A. Włochy (pompa Wilo star sT 20/6-3, regulator przepływu 1-13L/min, zawór zwrotny, termo-metr tarczowy, zawory odcinające, 2x zawory spustowo – napełniające, manometr 1 – 6bar, zawór bezpieczeństwa Dn20 6 bar)

1

Ciśnieniowe naczynie przeponowe obiegu solarnego typu s25 prod. reFLeX, Pol-ska wraz ze złączem odcinającym Dn25, typu sU r3/4” prod. reflex, Polska

1

Przepływomierz skrzydełkowy z odczytem impulsowym typu V40-06 prod. resoL GmbH, niemcy

1

Pojemnościowy podgrzewacz wody użytkowej - typ biwalentny Pez302 prod. ProJPrzeM eKo

1

Grupa bezpieczeństwa podgrzewacza wody w tym:- ciśnieniowe naczynie przeponowe podgrzewacza wody użytkowej typu refie

De33 prod. reFLeX, Polska,- złącze odcinające Dn25, typu sU r3/4” prod. reflex, Polska- zawór bezpieczeństwa Dn20 6bar, typ sYr 2115.20.150 dost. Husty, Polska- manometr tarczowy 1 – 10bar, d80, dost. Afriso Polska

1

Grzałka elektryczna podgrzewacza wody 2,0kW, 230V, prod. Galmet, Polska 1sterownik układu typu Deltasol M, prod. resoL GmbH, niemcy 1zasilacz awaryjny układu typu Vsine 500VA, prod. Chiny 1Akumulator typu AGM 12V 38Ah, prod. Victron, Holandia 1Moduł rejestracji danych typu Datalogger 2, prod. resoL GmbH, niemcy 1Moduł transmisji danych – router prod. D-Link, Chiny 1Czujnik temp. zewnętrznej typu FAP13 prod. resoL GmbH, niemcy 1Czujnik napromieniowania typu Cs10 prod. resoL GmbH, niemcy 1Czujniki temp. typu Pt1000 prod. resoL GmbH, niemcy 7

Pozostałe urządzenia i materiały instalacji solarnej:- Mocowanie do elewacji dla kolektorów próżniowych typu Pe20-58 ProJPrzeM eKo- Płyn obiegu solarnego typu erGoLiD eKo -25, prod. BorYszeW sA, Polska- rurociągi obiegu solarnego z mieszanką wodno - glikolową- rurociągi z wodą użytkową


107

- otuliny izolacyjne rurociągów- Przewody elektryczne do podłączenia czujników i odbiorników prądu

instalacja solarna powstała jako stanowisko dydaktyczne z możliwością prowadzenia ograniczonych badań kolektorów słonecznych cieplnych, cieczowych (fototermicznych). Projekt oraz wykonanie zostało zrealizowane przez firmę Projprzem eko sp. z o.o. sama instalacja wg założeń koncepcyjnych charakteryzuje się tym, że możliwe jest:- badanie mocy kolektorów i ilości wytwarzanego ciepła,- badanie charakterystyki cieplnej kolektorów w zależności od różnych czynników, m.in.

ilości napromieniowania słonecznego, temperatury otoczenia, temperatury odbiornika itp.,

- określanie strat przesyłu ciepła z kolektora do zbiornika solarnego,- wymiana kolektorów na innego typu (np. kolektory płaskie),- dowolna rozbudowa zarówno po stronie hydraulicznej jak i pomiarowej.

Poszczególne elementy instalacji w postaci fotografii przedstawiono na rysunku 12.2.

Widok stanowiska zdalnej kontroli instalacji ogólny widok stanowiska dydaktycznego

Widok sterownika układu, modułu rejestracji danych, modułu transmisji danych oraz grupy

pompowej wraz z grupą bezpieczeństwa obiegu solarnego

Widok miejsca i sposobu montażukolektorów próżniowych

Rys. 12.2. instalacja solarna na budynku UTP w Bydgoszczy [6]


108

W instalacji zastosowano dwa próżniowe kolektory słoneczne oparte na dwufazowej wymianie ciepła. Kolektory tego typu służą do produkcji ciepła wykorzystywanego w nisko-temperaturowych układach grzewczych, jak np. wspomaganie ogrzewania wody użytkowej, centralnego ogrzewania oraz wody basenowej. W zastosowaniach przemysłowych mogą one służyć do osuszania osadów, podgrzewania wody procesowej i ścieków w oczyszczalniach ścieków.

Tabela 12.1. Dane techniczne próżniowego kolektora słonecznego Pe20-58 ProJPrzeM eKo

Model Pe20-58ilość rur próżniowych 20 szt.Powierzchnia czynna(apertury) * 1,876 m²

Powierzchnia zabudowy * 3,103 m²Powierzchnia całkowita absor-bera 5,018 m²

Powierzchnia absorpcyjna* 1,603 m²sprawność optyczna** 0,795Współczynniki straty ciepła** a1 a2

1,985 W/(m2K)0,0117W/(m2K2)

Ciśnienie robocze 6 barWydajność cieplna kolektora** dla ΔT= Tśr.kol. - Ta = 10Koraz I = 1000 W/m2

1240 W

Średnica rur Ø58Wymiary jednego kolektora 1975x1571x130 mm

* wg Pn-en iso 9488** wg Pn-en 12975-1, -2

Kolektor słoneczny Pe20-58 jest przeznaczony do montażu na dachach płaskich i po-chyłych oraz do montażu wolnostojącego. Do głównych zalet zastosowanego kolektora moż-na zaliczyć:

- Wysokie bezpieczeństwo eksploatacji, duża trwałość dzięki zastosowaniu wyso-kogatunkowych, odpornych na destrukcyjne warunki atmosferyczne materiałów takich, jak szkło boro-krzemowe o wysokiej odporności mechanicznej i najwyższej transparentności, aluminium powierzchniowo zabezpieczane oraz stal nierdzewna. elementy wewnętrzne wy-konane z miedzi oraz aluminium.- Trwałe w eksploatacji rury próżniowe bez samoistnej dehermetyzacji, w których próżnia

zamknięta jest połączeniami typu szkło - szkło.- najwyższa sprawność dzięki absorberom wykonanym z wysoko selektywnych cerme-

tów.


109

- Większa rzeczywista powierzchnia absorpcyjna niż wynikająca z normy Pn-en iso 9488

- Bardzo skuteczny jednoelementowy wymiennik ciepła PrimaPower, który w celu po-prawy wymiany ciepła prawie całkowicie obejmuje powierzchnie kondensatorów rurek ciepła.

- Prosty montaż dzięki działaniu dwuetapowemu: montaż kolektora bez rur próżniowych na zimno i na sucho oraz montaż elementów grzejnych (rur próżniowych) po pełnym wykonaniu prac hydraulicznych, prób ciśnieniowych i uruchomieniu automatyki.

- Wyjątkowo niskie koszty obsługi serwisowej wynikające z prostoty montażu elementów wymiennych bez konieczności przerywania pracy instalacji – „na gorąco”.

- spełnia wymogi normy Pn-en 12975-1, -2.

Głównym elementem zastosowanego próżniowego kolektora słonecznego są dwu-ścianowe rury próżniowe. rura próżniowa składa się z dwóch rur szklanych łączonych ze sobą na zasadzie szkło-szkło. zamknięta przestrzeń pomiędzy ścianami rur szklanych po-zbawiona jest powietrza i innych gazów. Głębokie podciśnienie rzędu 10-5 bara bliskie jest próżni i stwarza izolujące warunki dla przepływ energii cieplnej. zewnętrzna powierzchnia wewnętrznej rury próżniowej pokryta jest selektywną warstwą absorpcyjną umożliwiającą wytwarzanie ciepła z energii promieniowania widzialnego. Tak wytworzone ciepło, dzięki izolacyjnemu działaniu próżni otaczającej warstwę absorpcyjną, gromadzi się wewnątrz rury próżniowej. Ciepło to transportowane jest z wnętrza rury próżniowej, z pomocą aluminio-wego wymiennika PrimaPower, poprzez ciepłowód (inaczej: rurkę ciepła, ang. heat pipe) do wymiennika ciepła znajdującego się w szynie zbiorczej kolektora. Wymiennik pobiera ciepło ze skraplaczy ciepłowodów i przekazuje do płynu obiegowego instalacji solarnej. W ten sposób energia cieplna wytworzona przez kolektor próżniowy transportowana jest poprzez pompę cyrkulacyjną lub ruch grawitacyjny cieczy do zbiornika wody użytkowej, bufora cie-pła lub innego odbiornika.

Do montażu kolektorów do fasady budynku wykorzystano konstrukcję wsporcza wyko-naną wg projekty indywidualnego. Konstrukcja wykonana została z elementów typowych: profili montażowych typu A(1,5), łączników montażowych (trójkątów) oraz elementów skrętnych produkcji niczuk Metall. Wszystkie elementy są zabezpieczone antykorozyjnie galwaniczną powłoką cynkową.

Rys. 12.3. Wymiary profilu montażowego typu A(1,5) zastosowanego do konstrukcji wsporczej oraz wymiary trójkąta montażowego zastosowanego do konstrukcji wsporczej


110

stalową konstrukcję wsporczą, mocowaną do fasady budynku, połączono z istniejącym pionowym przewodem siatki zwodów odgromowych, w które wyposażony jest budynek. Połączenie wykonano z użyciem drutu ze stali ocynkowanej o średnicy Ø 8 mm oraz złącze krzyżowe typu drut – drut. Wykonanie instalacji odgromowej jest zgodne z normą Pn-en 62305 -1:2008, -2:2008, -3:2009, -3:2009/A11:2009, -4:2009.

Do budowy rurociągu solarnego wykorzystano rury oraz kształtki zaciskowe wykonane ze stali węglowych z typoszeregu Mapress C-stahl produkcji Gebert. rury systemowe są precyzyjnymi rurami cienkościennymi ze szwem. rury i kształtki zaciskowe są cynkowa-ne zewnętrznie. Kształtki zaciskowe wyposażone są w uszczelnienia wykonane z kauczuku fluoroetylenowo-propylenowego FPM w kolorze zielonym lub niebieskim. obieg solarny wykonano o średnicy Dn15. Wybrane dane techniczne rurociągu solarnego:- Materiał rur i złączek: stal niestopowa e195 (wg en 10305) (Aisi 1009)- Grubość warstwy cynkowej: 8 μm- Współczynnik wydłużenia cieplnego: 0,012 mm/m∙K- Współczynnik przewodzenia ciepła: 60,0 W/m∙K- Chropowatość: 0,01 mm- odporność uszczelnienia FPM: -30°C … +200°C (krótkotrwale +230°C)- odporność na glikole: tak- Maksymalne ciśnienie pracy: 16 bar

schemat zastosowanego zespołu pompowego przedstawiono na rysunku 12.4. składa się on z następujących elementów:

1. zawór bezpieczeństwa solarny G½” – ¾” , 6bar2. Manometr z wyjściem do naczynia bezpieczeństwa3. zawory napełniania, przepłukiwania i spustu4. zawór zwrotno-odcinający z wbudowanym termometrem5. Pompa cyrkulacyjna Wilo solar sT20/66. regulator przepływu z zaworem odcinającym (skala 1-13 dm3/min)9. obudowa izolacyjna – część tylna10. Końcówki ¾” dla węża elastycznego11. obudowa izolacyjna – część przednia12. Przesuwna osłona regulatora przepływu14. Kanał kablowy


111

Rys. 12.4. schemat stacji pompowej iCMA s002 Dane techniczne pompy obiegu solarnego Wilo solar sT20/6:- rozstaw montażowy 130mm- zasilanie 230V 50Hz- Temperatura pracy -10°C do 110°C- Temperatura max 140°C do 2 godzin- Maksymalne ciśnienie pracy 10 bar- stopień ochrony iP44- Przyłącza typu Molex

Do ciśnieniowej ochrony zamkniętego obiegu solarnego zastosowano membranowe na-czynie zbiorcze typu s25 produkcji reflex Polska. naczynie przeznaczone jest do współpracy z cieczami o zawartości środka przeciw zamarzaniu o stężeniu do 50%. zadaniem naczynia jest kompensowanie zmian wewnętrznego ciśnienia zamkniętego obiegu solarnego do grani-cy 6 bar, czyli do momentu zadziałania zaworu bezpieczeństwa. naczynie spełnia Dyrektywę 97/23/We. naczynie przedstawiono w tabeli 12.2. naczynie połączone jest z kompensowanym zamkniętym obiegiem solarnym przy użyciu atestowanego złącza samoodcinającego typu sU r ¾”. złącze wyposażone jest w zawór zwrotny po stronie obiegu kompensowanego ciśnie-niowo dla umożliwienia odłączenia naczynia w trybie serwisowym bez potrzeby spuszczania płynu obiegowego. Ponad to posiada króciec z zaworem pozwalającym opróżniać naczynie oraz półśrubunek dla szybkiego demontażu (zgodne Pn-en 12828).

naczynie połączone jest z kompensowanym zamkniętym obiegiem solarnym nie izo-lowanym i bezprzepływowym odcinkiem przewodu stalowego o długości około 0,5m. Brak izolacji na tym odcinku stanowi obszar schłodzenia i zabezpiecza naczynie przed potencjal-nie wysoką temperaturą czynnika obiegowego układu solarnego. najwyższe przewidywane temperatury czynnika solarnego w miejscu podłączenia odejścia do naczynia nie powinny przekraczać 100°C, gdyż automatyka sterująca blokuje pracę pompy obiegowej, gdy tempe-ratura na kolektorach osiąga 130°C, a ponad to miejsce przyłączenia odejścia znajduje się za odbiornikiem ciepła na powrocie obiegu. Brak izolacji na odejściu gwarantuje schłodzenie w miejscu podłączenia naczynia do temperatury około 70°C, czyli dopuszczalnej dla mem-brany. rozwiązanie to pozwala na niestosowanie dodatkowych naczyń schładzających na odejściu do naczynia wzbiorczego.


112

Tabela 12.2. Parametry ciśnieniowego naczynia wzbiorczego solarnego typ s25 produkcji reflex Pol-ska

Model s25Pojemność nominalna 25 dm3

Średnica zewnętrzna 280 mmWysokość całkowita 490 mmPrzyłącze gwintowane G ¾”Masa naczynia pustego 5,5 kgDop. zawartość czynnika przeciw zamarzaniu 50 %Maksymalna dopuszczalna temp. czynnika 70 °CTyp membrany niewymiennaCiśnienie nominalne 10 barCiśnienie wstępne 1,5 bar

Do pomiaru przepływu cieczy obiegowej obiegu solarnego zastosowano mechaniczny, skrzydełkowy przepływomierz z impulsowym odczytem typu V40-06 Dn20 prod. resol GmbH, niemcy. Przepływomierz przystosowany jest do współpracy z wodnymi roztworami glikoli oraz sterownikami produkcji resol GmbH.

Rys. 12.5. zastosowany przepływomierz resoL V40-6


113

Tabela 12.3. Dane techniczne przepływomierza resoL V40-6

Typ przepływomierza V40-06Częstotliwość impulsu dm3/imp 1Średnica nominalna Dn 20Przyłącza licznika 1”Przyłącza rurociągu ¾”Max ciśnienie pracy Pmax bar 16Max temp. pracy Tmax °C 120Przepływ nominalny Qn m3/h 0.6Przepływ max Qmax m3/h 1.2Minimalny przepływ w poziomie Qmin dm3/h 12Minimalny przepływ w pionie Qmin dm3/h 21

Do cieplnego izolowania rurociągów obiegu solarnego wykorzystano otuliny wykonane z syntetycznego kauczuku o zamkniętej strukturze komórkowej typu HT/Armaflex produkcji Armacell. zastosowana grubość ścianki wynosi 20mm dla rurociągu o średnicy Dn15. otu-lina przeznaczona jest m.in. do cieplnej izolacji rurociągów solarnych.

Rys. 12.6. otulina HT/Armaflex dla rurociągów solarnych

Wybrane dane techniczne:- Materiał: ekstrudowana pianka elastomerowa- zakres temperatur: -50°C … +150°C (+175°C)- Przewodność cieplna: ≤ 0,040 W/m∙K w temp. 0°C ≤ 0,045 W/m∙K w temp. 40°C- Współczynnik oporu dyfuzji pary wodnej ≥3.000


114

odcinki rurociągów znajdujące się na zewnątrz budynku zostały dodatkowo zabez-pieczone osłonami stalowymi typu „okabell” produkcji Armacell. osłona ta zabezpiecza otulinę izolacyjną przed zniszczeniem przez promieniowanie UV oraz przez ptaki. osło-na wykonana jest blachy stalowej o grubości 0,4mm, cynkowanej ogniowo i lakierowanej. osłony wykonane są seryjnie z falcem wzdłużnym oraz falcem na końcach dla wykonania połączenia kolejnych elementów na tzw. zakładkę.

Rys. 12.7. osłona stalowa typu okabell dla rurociągów prowadzonych na zewnątrz budynku – wygląd kolana segmentowego.

Medium obiegowe zamkniętego układu solarnego stanowi mieszanina wody i glikolu propylenowego, stanowiącego czynnik ochrony rurociągu przeciw zamarzaniu. W praktyce zastosowano gotowy płyn ergolid eko firmy Boryszew s.A. przeznaczony do napełniania in-stalacji chłodniczych, klimatyzacyjnych i solarnych. Jest to gotowy do zastosowania wodny roztwór glikolu propylenowego z dodatkami stabilizującymi i inhibitorami korozji.Wybrane dane techniczne:- składnik główny: glikol monopropylenowy- stężenie glikolu: 50%- pH: 7,5 – 9,0- Lepkość kinematyczna [cm²/s]: dla -10°C - 34,80, dla 10°C - 12,49, dla 20°C- 6,21 dla 50°C - 2,14- Gęstość wg norm (20°C): 1,041- Temp. krystalizacji / zestalania: ≤ -35°C / ≤ -45°C- Temp. wrzenia: 106°C- Ciepło właściwe (war. standard): 3,58 kJ / kg K

Do ciśnieniowej ochrony zamkniętego obiegu wody użytkowej, w tym pojemnościo-wego podgrzewacza o pojemności 300dm3, zastosowano membranowe naczynie wzbiorcze typu refix De33 produkcji reflex Polska. naczynie przeznaczone jest do współpracy z wodą użytkową. zadaniem naczynia jest kompensowanie zmian wewnętrznego ciśnienia obiegu wody użytkowej, w szczególności pojemnościowego podgrzewacza, do granicy 6 bar, czyli do momentu zadziałania zaworu bezpieczeństwa. naczynie spełnia Dyrektywę 97/23/We


115

oraz posiada atest PzH dopuszczający do stosowania w obiegach wody użytkowej. Części mające kontakt z wodą użytkową zabezpieczone są przed korozją. naczynie przedstawiono w tabeli 12.4.

naczynie połączone jest z kompensowanym zamkniętym rurociągiem wody użytkowej przy użyciu atestowanego złącza samoodcinającego typu sU r ¾”. złącze wyposażone jest w zawór zwrotny po stronie obiegu kompensowanego ciśnieniowo dla umożliwienia odłą-czenia naczynia w trybie serwisowym bez potrzeby spuszczania płynu obiegowego. Ponad to posiada króciec z zaworem pozwalającym opróżniać naczynie oraz półśrubunek dla szyb-kiego demontażu (zgodne Pn-en 12828).

Tabela 12.4. Parametry ciśnieniowego naczynia wzbiorczego wody użytkowej typ De33 produkcji reflex Polska

Model De33 - wiszącyPojemność nominalna 33 dm3

Średnica zewnętrzna 354 mmWysokość całkowita 455 mmPrzyłącze gwintowane G ¾”Masa naczynia pustego 6,3 kgMaksymalna dopuszczalna temp. czynnika 70 °CTyp membrany niewymiennaCiśnienie nominalne 10 barCiśnienie wstępne 4,0 bar

Do budowy rurociągu obiegu wody użytkowej wykorzystano rury oraz kształtki wyko-nane z polipropylenu jednorodnego typu PP-r produkcji Vesbo Poland. Połączenia rura – kształtka wykonane są techniką zgrzewania. Pozostałe połączenia z urządzeniami rurociągu wykonane są techniką połączenia gwintowanego z zastosowaniem kształtek systemowych z wtopionym elementem gwintowanym.Wybrane dane techniczne:- Materiał rur i złączek: polipropylen typ 3 (PP-r)- Średnica zew. rury x grubość ścianki: 20 x 3,4 mm- Ciśnienie nominalne: Pn 20- Dopuszczalna temperatura trwała: 80°C- Dopuszczalna temperatura krótkotrwała: 95°C (do 100min)- Dopuszczalne ciśnienie: 10bar - przy 60°C, 6bar – przy 80°C- Współczynnik wydłużenia cieplnego: 0,18 mm/m∙K- Współczynnik przewodzenia ciepła: 0,21 W/m∙K

Podstawowym odbiornikiem ciepła solarnego jest pojemnościowy podgrzewacz wody użytkowej. Wykonanie podgrzewacza:- zbiornik i wymienniki - stal węglowa powierzchnie wewnętrzne podwójnie emaliowane,- izolacja - 50mm poliuretan twardy.


116

Parametry zastosowanego podgrzewacza wody użytkowej typ biwalentny Pez302 przedstawiono w tabeli 12.5.

Tabela 12.5. Parametry pojemnościowego podgrzewacza wody użytkowej firmy ProJPrzeM eKo typ biwalentny Pez302

Model Pez302Pojemność nominalna 300 dm3

Pojemność efektywna 296 dm3

Powierzchnia grzewcza wymiennika górnego 1,33 m²Moc nominalna – wymiennik górny (tKW=10°C, tWW=45°C, tHV=80°C) 40 kW

Kubatura objęta górnym wymiennikiem 128 dm3

Powierzchnia grzewcza wymiennika dolnego 1,82 m²Moc nominalna – wymiennik górny (tKW=10°C, tWW=45°C, tHV=80°C) 57 kW

Dopuszczalne ciśnienie pracy: - obieg wody grzewczej - obieg solarny - woda użytkowa

16 bar16 bar10 bar

Dopuszczalna temperatura pracy: - obieg wody grzewczej - obieg solarny - woda użytkowa

140°C140°C95°C

Podłączenie grzałki elektrycznej rp 1½”

W omawianej instalacji odpowietrznik automatyczny służy do odpowietrzania układu solarnego w czasie napełniania i uruchamiania instalacji. Przystosowany jest do usuwania nawet dużych ilości powietrza, jakie gromadzą się w rurociągach w fazie napełniania insta-lacji. zaprojektowany został do pracy w układach z wysoką temperaturą i medium zawiera-jącym glikole.


117

Rys. 12.8. Automatyczny odpowietrznik solarny i zawór kulowy

Wybrane dane techniczne odpowietrznika automatycznego:- Maksymalne dopuszczalne stężenie glikolu w mieszaninie wodno-glikolowej - do 50%- zakres temperatury pracy: odpowietrznik: -30 … 180 °C zawór: -30 … 200 °C

Do obsługi instalacji solarnej wykorzystano specjalizowany sterownik solarny typu De-latsol M, produkcji resol GmbH, niemcy.

Cechy sterownika: - Wyświetlacz tekstowy z nawigacją w obszarze menu- 12 wejść dla czujników temperatury, 1 dla czujnika napromieniowania, 2 dla przepływo-

mierzy impulsowych dla zintegrowanych liczników ciepła- 9 wyjść do obsługi odbiorników prądu (pompy, zawory itp.)- obsługuje 7 podstawowych schematów technologicznych z różnymi wariantami pomp

i zaworów – wszystkie wstępnie zaprogramowane fabrycznie- nadto wyposażony w szereg opcjonalnych funkcji takich, jak: schładzanie kolektorów,

schładzanie systemu, powrotne schładzanie zasobników, dezynfekcja termiczna i wiele innych niezbędnych funkcji

- Możliwość wolnego programowania wyjść z użyciem funkcji ΔT, 2 funkcji termosta-tycznych i funkcji czasu

- obsługuje do dwóch mieszanych obiegów c.o. w trybie kompensacji pogodowej z krzy-wymi grzania (w zależności od wykorzystanego schematu solarnego)

- złącze komunikacji resol VBus i rs232- zdalna kontrola i parametryzacja ustawień sterownika poprzez resol VBus- Funkcja zrzutu ciepła nadmiarowego- Wolno programowalna funkcja różnicy temp.- Funkcja termostatu (kontrolowana w funkcji czasu)- Tryb obsługi pomp wysokowydajnych- i wiele innych niezbędnych funkcji


118

Rys. 12.9. sterownik resol Deltasol M

Tabela 12.6. Dane techniczne sterownika

Wejścia: 15 czujników typu Pt1000, rTA11-M, V40 i Cs10

Wyjścia: 9 przekaźników: 4 półprzewodnikowe, 4 elektromagnetyczne, 1 z wolnym potencjałem

obciążalność: 1(1)A 240V~ (przekaźniki półprzewodnikowe) 4(1)A 240V~ (przekaźniki elektromechaniczne i z wolnym potencjałem)

Całkowita obciążalność: 6,3A 240V~zasilanie: 240V~ (50…60Hz)Tryb pracy: typu 1.Cnapięcie znamionowe impulsu: 2,5kVProtokół danych: resol VBus, rs232obudowa: plastik, PC-ABs i PMMAMożliwy montaż: naścienny, w szafach rozdzielczychWyświetlacz: tekstowy,4 wierszowy LC, podświetlany, z nawigacją w

menu, 4 języki dostępneKontrolka pracy: dwu kolorowy LeDobsługa: z użyciem 3 przyciskówstopień ochrony: iP20 / Din 40 050Temperatura pracy: 0…40°Cstopień zanieczyszczenia: 2Wymiary: 260 x 216 x 64 mmWybrane funkcje: sterownik solarny dla max 3 odbiorników ciepła, rozbudowane

funkcje ΔT, kontrola prędkości pomp, licznik ciepła, licznik robo-czogodzin przekaźników, funkcja termostatu, funkcja testowania temp. dla kolektorów z przepływem bezpośrednim, funkcja łado-wania warstwowego, rozbudowana funkcja priorytetów zasilania odbiorników, funkcja zrzutu ciepła nadmiarowego, funkcja de-zynfekcji i szereg innych funkcji.


119

Tabela 12.7. interpretacja mierzonych wartości sterownika resol Deltasol M

VBus 0: Deltasol M [regler] - sterownik Temperature sensor 1 - Temperatura kolektora 32.6 °C Temperature sensor 2 - Temperatura w podgrzewaczu cwu - dolna strefa 30.9 °C Temperature sensor 3 - wolny 888.8 °C Temperature sensor 4 - wolny 888.8 °C Temperature sensor 5 - wolny 888.8 °C Temperature sensor 6 - Temperatura zasilania – przed odbiornikiem 34.5 °C Temperature sensor 7 - Temperatura powrotu – za odbiornikiem 26.2 °C Temperature sensor 8 – Temperatura powietrza zewnętrznego = fAP13 19.6 °C Temperature sensor 9 - Temperatura powrotu – przed kolektorem 28,9 °C Temperature sensor 10 - Temperatura zasilania – za kolektorem 38.3 °C Temperature sensor 11 - wolny 888.8 °C Temperature sensor 12 - wolny 888.8 °C irradiation - Natężenie promieniowania słonecznego 40 W/m² impulse input 1 9438 impulse input 2 0 sensor line break mask 3100 sensor short-circuit mask 0 sensor usage mask 771 Pump speed relay 1 - Praca pompy solarnej – wydajność chwilowa 0% Pump speed relay 2 0% Pump speed relay 3 0% Pump speed relay 4 – zawór 3-dr : 0% - podgrzewacz cwu, 100% - chłodnica 0% Pump speed relay 5 off Pump speed relay 6 off Pump speed relay 7 off Pump speed relay 8 off Pump speed relay 9 off relay usage mask 9 error mask 0 Warning mask 0 Controller version 6401 system time 09:11

VBus 0: Deltasol M [WMz1] – licznik ciepła Flow temperature - Temperatura zasilania kolektora = S9 38.3 °C return temperature -Temperatura powrotu do kolektora = S10 28.9 °C Flow rate - Natężenie przepływu glikolu 0 l/h Heat - Energia ciepła dostarczona do glikolu przez kolektor 487 Wh


120

W tabeli 12.7 przedstawiono interpretację mierzonych wartości dla przyjętego i reali-zowanego sposobu zaprogramowania sterownika. Architektura sterownika pozwala na za-programowanie urządzenia w dwóch zasadniczych krokach. Przyjęciu jednego z 19 pod-stawowych schematów technologicznych, który to wybór przypisuje wyjścia sterownika do określonych odbiorników prądu oraz wejścia sygnałów z czujników do określonych zaci-sków. Przyjęcie każdego ze schematów powoduje, że sterownik jest wstępnie odpowiednio zaprogramowany dla przewidzianych schematem funkcji. oraz w kroku drugim, zaprogra-mowania w sposób dowolny pozostałych wolnych wyjść (przekaźników) z użyciem wolnych lub istniejących wejść (czujniki) z użyciem funkcji różnicy temperatury, termostatu i zegara. sterownik pozwala także na sterowanie jednego lub, przy użyciu modułu rozszerzającego, do dwóch obiegów niskotemperaturowego centralnego ogrzewania z użyciem mieszaczy w funkcji temperatury zasilania obiegu odniesionej do temperatury zewnętrznej.

za pomocą wyjścia V-Bus sterownik pozwala na połączenie z systemowymi urządzenia-mi peryferyjnymi, jak np. bank pamięci Datalogger, lampa sygnalizacji stanów awaryjnych, komputer itp.

Do pobierania i przechowywania danych pochodzących z odczytów parametrów insta-lacji solarnej służy Datalogger typ DL2 produkcji resol GmbH. Urządzenie dzięki swojej pojemności pozwala na zbieranie danych w długim okresie czasu. Urządzenie może być konfigurowane ze standardowymi przeglądarkami internetowymi poprzez zintegrowany in-terfejs. Do przenoszenia danych z DL2 do PC może być także wykorzystana karta typu sD.

Datalogger DL2 jest odpowiedni dla wszystkich sterowników firmy resol GmbH wyko-rzystujących protokół komunikacji VBus. DL2 może być łączony z komputerem bezpośred-nio lub z pośrednictwem routera dla zdalnej kontroli systemu. Pozwala to na komfortowy monitoring systemu i jego diagnostykę.

Rys. 12.10. zastosowany Datalogger DL2 V2 produkcji resol GmbH

Wybrane dane techniczne:- Wyświetlacz – diody LeD dla wizualizacji stanu wykorzystania pojemności pamięci we-

wnętrznej- Podświetlany przycisk do kontroli stanu karty pamięci sD- interfejs – Vbus do połączenia ze sterownikiem resol, gniazdo ethernet (LAn) Auto

MDiX 10/100 Base TX


121

- Pamięć 180 MB – na okres 120 miesięcy dla systemu sterowanego przez 1 sterownik typu Delatasol M z częstotliwością zapisu co 5min.

- zapotrzebowanie mocy – 1,75 W- zasilanie: napięcie zasilania 100 … 240 V, prąd 350 mA, napięcie wejścia 5V DC ± 5%

Do zdalnego przesyłu danych zbieranych przez Datalogger wykorzystano bezprzewodo-wy router firmy D-link typu Dir-815 n Dual Band o następujących cechach:- szybkie połączenie bezprzewodowe dzięki Wireless DC do 300 Mb/s,- kompatybilny z urządzeniami w standardzie ieee 802.11a i 802.11 b/g,- praca w dwóch zakresach umożliwia utworzenie dwóch sieci bezprzewodowych jedno-

cześnie,- szybka i łatwa konfiguracja dzięki kreatorowi instalacji.

Rys. 12.11. zastosowany router D-link typu Dir-815 n Dual Band

Tabela 12.8. interpretacja sygnalizacji LeD routera D-link typu Dir-815 n Dual Band

LEd opis

1 zasilaniesygnał stały zielony – prawidłowe zasilanie. sygnał pomarańczowy – reset do ustawień fabrycznych lub restart. sygnał pomarańczowy migający wolno – awa-ria podczas restartu.

2 internet

sygnał stały zielony – udane połączenie PPP. sygnał zielony migający – transmi-sja danych. sygnał stały pomarańczowy – połączenie istnieje, ale serwis isP nie działa. sygnał pomarańczowy migający wolno – połączenie przerwane w wyniku przekroczenia limitu czasu bezczynności.

3 WLAn (2,4GHz)

sygnał stały zielony – połączenie bezprzewodowe w zakresie 2,4GHz jest usta-nowione. sygnał zielony migający – transmisja danych.

4 WLAn (5,0GHz)

sygnał stały zielony – połączenie bezprzewodowe w zakresie 2,4GHz jest usta-nowione. sygnał zielony migający – transmisja danych.

5 LAn (1-4)

sygnał stały zielony – połączenie ethernet dla portów 1 – 4 aktywne. sygnał zielony migający – transmisja danych.

Podstawowym wymaganiem dla prawidłowej pracy instalacji solarnej jest stałe, nieprze-rwane zasilanie automatyki. Brak zasilania prowadzi do unieruchomienia pomp obiegowych układu solarnego, a w konsekwencji do ryzyka powstawania przegrzewu źródła ciepła ja-kim jest kolektor. Brak odbioru ciepła doprowadza do osiągania przez kolektor najwyższych


122

w danych warunkach temperatur tzw. stanów stagnacji. Wymagany czas podtrzymania nie powinien być krótszy niż około 4 godziny, najlepiej zbliżony do 8 godzin.

Jako zasilacze awaryjne stosuje się odpowiednio dobrane UPs-y, agregaty prądotwórcze lub panele fotowoltaiczne (PV). W przypadku stosowania paneli PV należy mieć na uwadze, że z uwagi na ich relatywnie niską sprawność w sytuacji słabej insolacji (poniżej 300W/m2 - okres pochmurny) brak będzie zasilania elektrycznego. A jest to okres, gdy kolektory fototermiczne, w szczególności próżniowe, wymagają zasilania, bo generują ciepło. Koszt inwestycyjny awaryjnego zasilania automatyki wynosi, w zależności od zastosowanego roz-wiązania i wielkości instalacji od około 5% do 8% całego przedsięwzięcia inwestycyjnego - budowy instalacji solarnej.

W omawianej instalacji zastosowano UPs typu Vsine o mocy 500VA i charakterystyce pełnego sinusa, współpracujący z akumulatorem głębokiego rozładowania typu AGM 12V 38Ah. Czas podtrzymania zasilania, przy występującym obciążeniu odbiorników, wynosi około 8 godzin.

zabezpieczenie przeciw przepięciowe resol sP10 może być używane wyłącznie jako zabezpieczenie przed prądami indukowanymi wyładowaniami atmosferycznymi i służy do zabezpieczania czujnika temperatury montowanego przy kolektorze słonecznym oraz w pewnym stopniu sterownika.

W czasie wyładowań atmosferycznych w przewodzie czujnika mogą być indukowane prądy o napięciach niszczących czujnik. Diody zastosowane w zabezpieczeniu sP10 ograni-czają wartości indukowanych napięć do poziomu nie niszczącego dla czujnika.

najlepszym sposobem dla ochrony czujnika jest zainstalowanie zabezpieczenia sP10 w sąsiedztwie czujnika temperatury.

obudowa czujnika przystosowana jest do montażu zewnętrznego i zabezpiecza układ wewnętrzny przed wpływami atmosferycznymi, w szczególności opadami atmosferycznymi. Wyprowadzenia dla kabli znajdują się dolnej części obudowy i pozwalają na łatwy montaż.

Przedłużenia i podpięcia czujników temperatury wykonano przewodami typu oMY 2x0,75mm2. Przewody zasilania odbiorników ~230V (pompa, zawór) poprowadzono roz-dzielnie z przewodami sygnału niskonapięciowego prądu stałego (czujniki temperatury, przepływomierz itp.) poza krótkimi odcinkami o długości około 30cm.

12.2. Systemy zabezpieczenia instalacji przed przegrzaniemnawet zaawansowana automatyka, wyposażona w funkcje ochrony instalacji przed

przegrzaniem, która obsługuje niniejszą instalację nie ochroni jej przed długotrwałym bra-kiem odbioru ciepła z kolektorów. skutecznym sposobem rozpraszania ciepła jest stosowa-nie chłodnic o mocy chłodzącej zbliżonej do mocy grzewczej pola kolektorów. Chłodnice, w zależności od rozwiązania technologicznego układu solarnego, mogą stanowić odbiorniki o dużej pojemności cieplnej (np. baseny), chłodnice wentylatorowe, a także całe lub wy-dzielone części obiegów grzewczych. Jako chłodnice dla układów solarnych można także stosować gruntowe dolne źródła pomp ciepła. Jest to przykład synergicznej pracy dwóch źródeł ciepła z dziedziny oze. nadmiarowe ciepło solarne daje możliwość regenerowania w pewnym stopniu dolnego źródła i jednocześnie podwyższa sprawność pompy ciepła. ideal-nym, choć kosztownym, odbiornikiem nadmiarowego ciepła jest gruntowy magazyn ciepła.

W zrealizowanej instalacji dydaktycznej zastosowano wymiennik zrzutu ciepła o mocy chłodzącej zbliżonej do mocy grzewczej pola kolektorów (rysunek 7).


123

Do przełączania obiegu solarnego pomiędzy odbiornikiem ciepła a chłodnicą układu służy zawór trójdrogowy z siłownikiem hiszpańskiej firmy orkli przeznaczony od obiegów solarnych. Jest to zawór przełączający, tzw. 100% - w automatycznym trybie pracy nie istnie-je możliwość proporcjonalnego mieszania obiegów. zawór wyposażony jest w napęd elek-tryczny.

Rys. 12.12. zawór trójdrogowy przełączający

Wybrane dane techniczne:- zasilanie siłownika: ~ 230 V- Średnica nominalna: Dn25- Temperatura cieczy obiegowej: -20°C … 150 °C


124

Rys. 12.13. Fragment schematu instalacji solarnej z zaznaczonym wymiennikiem zrzutu ciepła [6]

Poza dodatkowym grzejnikiem oddającym nadmiarowe ciepło w instalacji zastosowano bezpiecznik termiczny ekspulser model MsT-01 produkcji firmy ProJPrzeM eKo. Bez-piecznik ten jest najnowszym rozwiązaniem na polskim rynku, chroniącym kolektory przed najwyższymi temperaturami stagnacji. Cechą szczególną tego rozwiązania jest brak mecha-nicznych części ruchomych oraz brak zewnętrznego zasilania elektrycznego. Urządzenie jest autonomicznym, bezobsługowym i bezawaryjnym modułem montowanym bezpośrednio przy kolektorach. istotną zaletą jest możliwość zastosowania nie tylko w projektowanych instalacjach, ale także w istniejących. Urządzenie rozprasza ciepło wykorzystując termody-namiczną zasadę działania rurki ciepła (rysunek 12.4).


125

Rys. 12.14. Fragment schematu instalacji solarnej z zaznaczonym wymiennikiem zrzutu ciepła [6]

W instalacji zastosowano bezpiecznik termiczny ekspulser model MsT-01 produkcji fir-my ProJPrzeM eKo. Bezpiecznik ten jest najnowszym rozwiązaniem na polskim rynku i unikatowym na świecie chroniącym kolektory przed najwyższymi temperaturami stagnacji. Cechą szczególną tego rozwiązania jest brak mechanicznych części ruchomych oraz brak zewnętrznego zasilania elektrycznego. Urządzenie jest autonomicznym, bezobsługowym i bezawaryjnym modułem montowanym bezpośrednio przy kolektorach. istotną zaletą jest możliwość zastosowania nie tylko w projektowanych instalacjach, ale także w istniejących.

Urządzenie rozprasza ciepło wykorzystując termodynamiczną zasadę działania rurki ciepła. Cechą szczególną konstrukcji tej rurki ciepła jest jej celowany temperaturowy punkt startu. Więcej szczegółów zestawiono w tabeli 12.9.


126

Tabela 12.9. Bezpiecznik termiczny model ekspulser MsT-01

Model ekspulser MsT-01

Budowa

Kompozyty materiałowe o specyficznym prze-wodnictwie cieplnym dla eliminacji strat ciepła w typowym zakresie temperaturowym pracy ko-lektorów słonecznych tj.: 20 - 100oC.

Działanie

Aktywacja medium transmitującego ciepło w wa-runkach awaryjnych pracy kolektorów tj. tempera-tury powyżej około 140oC. Uruchomienie medium transmitującego ciepło hamuje wzrost temperatury kolektorów poniżej 200oC i zapobiega osiąganiu przez kolektor wysokich tzw. temperatur stagnacji. Układ działa w sposób płynny i utrzymuje tempe-raturę na poziomie bezpiecznym dla infrastruktury kolektora.

Montaż złącze zaciskowe na rury miedziane Cu22 wg Pn-en 1057

Uszczelnienie Typu metal – metal, poprzez pierścień zaciskowyMaks. ciśnienie robocze instalacji 10 bar

Maks. temperatura in-stalacji 250°C

Wymiary [mm] 430 x 35 x 73

Moc chłodnicza bezpiecznika wynosi ok. 300W. Producent urządzenia przewiduje sto-sowanie jednego bezpiecznika na 3,0 do 4,0m2 powierzchni czynnej kolektora.

Rys. 12.15 . zależność mocy w funkcji temperatury stagnacji dla różnych mocy kolektorów przypada-jących na jeden bezpiecznik termiczny ekspulser model MsT-01


127

Koszt inwestycyjny zastosowania jednego bezpiecznika termicznego wynosi około 3% w kosztach budowy typowej instalacji solarnej dla domu jednorodzinnego. Dla średnich i dużych instalacji szacowany koszt nie przekracza 4% całej inwestycji.

zabezpieczenie instalacji przed przegrzaniem z wykorzystaniem sterownika

zaawansowana automatyka sterująca układem solarnym wyposażona jest w szereg al-gorytmów chroniących kolektory przed przegrzewem. są to funkcje zarówno schładzania kolektorów, jak i powrotnego schładzania odbiorników ciepła. z reguły są to funkcje opcjo-nalne, wymagające aktywacji i działające automatycznie.

funkcja schładzania kolektorów uruchamiana jest gdy odbiornik lub odbiorniki ciepła solarnego osiągną zadaną temperaturę maksymalną (np. 60°C), a w kolektorach rejestrowany jest dalszy przyrost temperatury ponad 110°C. Wtedy krótkotrwale, w trybie pełnej wydaj-ności, uruchamiana jest pompa obiegu solarnego dla podania do kolektorów chłodniejszej cieczy z przewodu powrotnego. Ciecz ogrzana z kolektorów „przesuwana jest” do przewodu zasilającego, gdzie w pewnym stopniu wytraca ciepło poprzez izolację. skokowo urucha-miana pompa, przy cały czas wzrastającej temperaturze w kolektorach, przesuwa nagrzany czynnik do odbiornika ciepła solarnego, gdzie następuje oddanie ciepła i stopniowe jego na-grzewanie ponad zadaną temperaturę maksymalną. Proces schładzania kolektorów przebiega do zaniku przyrostu temperatury w kolektorach (np. przed zmierzchem) lub do osiągnięcia maksymalnej nieprzekraczalnej dla odbiornika temperatury. Przyjmuje się, że dla zamknię-tych pojemnościowych podgrzewaczy wody graniczną temperaturą jest 95°C.

funkcja powrotnego schładzania odbiornika uruchamiana jest gdy nie następuje przyrost temperatury na kolektorach. Pompa obiegu solarnego pracuje dopóki temperatura w pojemnościowym podgrzewaczu nie spadnie poniżej zadanej temperatury maksymalnej odbiornika (w tym przykładzie 60°C). Ciepło rozpraszane jest na przewodach i w kolekto-rach.

Funkcje powyższe, z racji sposobu działania, mogą skutecznie ochronić kolektory i in-stalację przed stagnacją w relatywnie krótkim, kilkudniowym okresie czasu szczególnie sil-nych insolacji.

Koszt inwestycyjny zastosowania zaawansowanej automatyki jest zaledwie o około 50% wyższy od automatyki standardowej. W koszcie całego przedsięwzięcia inwestycyjne-go (budowy instalacji solarnej) stanowi to przyrost zaledwie o około 1,5% w małych instala-cjach dla domów jednorodzinnych oraz poniżej 1% w średnich i dużych instalacjach.


128

13. PREzENTACJA WYNIkóW POMIARóW - VBUS.NET

Do obsługi instalacji solarnej wykorzystano specjalizowany sterownik solarny typu De-latsol M, produkcji resol GmbH. za pomocą wyjścia V-Bus sterownik pozwala na połącze-nie z systemowymi urządzeniami peryferyjnymi, jak np. bank pamięci Datalogger, lampa sygnalizacji stanów awaryjnych, komputer itp.

Do pobierania i przechowywania danych pochodzących z odczytów parametrów insta-lacji solarnej służy Datalogger typ DL2 produkcji resol GmbH. Urządzenie dzięki swojej pojemności pozwala na zbieranie danych w długim okresie czasu. Urządzenie może być konfigurowane ze standardowymi przeglądarkami internetowymi poprzez zintegrowany interfejs. zdalne sterowanie instalacji oraz zapis pomiarów umożliwia wykorzystany sys-tem prezentacji parametrów instalacji solarnej w internecie – VBus.net. na rysunku 13.1 przedstawiono przykład chwilowych wartości mierzonych parametrów instalacji solarnej przedstawionych na wydzielonej stronie www.vbus.net/vbus/scheme/id/571 utworzonej po rejestracji w systemie VBus.net.

Rys. 13.1. Przykład prezentacji chwilowych wyników pomiarów instalacji solarnej prezentowanej na wydzielonej stronie www.vbus.net/vbus/scheme/id/571 [6]

Poza wartościami chwilowymi mierzone parametr są zapisywane. stosując odpowiednie filtry w systemie VBus.net można generować wykresy kilkunastu parametrów w dowolnym okresie. na dzień dzisiejszy mierzonymi parametrami są:- Temperatura kolektora. - Temperatura w podgrzewaczu cwu - dolna strefa zbiornika.


129

- Temperatura zasilania - przed odbiornikiem.- Temperatura powrotu - za odbiornikiem.- Temperatura powietrza zewnętrznego.- Temperatura powrotu - przed kolektorem.- Temperatura zasilania - za kolektorem.- natężenie promieniowania słonecznego.- Praca pompy solarnej - wydajność chwilowa glikolu.- Działanie zaworu 3-dr : 0% - podgrzewacz cwu, 100% - chłodnica.- Temperatura zasilania kolektora. - Temperatura powrotu do kolektora.- natężenie przepływu glikolu.- energia ciepła dostarczona do glikolu przez kolektor.

ilość mierzonych parametrów i miejsce pomiaru np. temperatury można w każdej chwili modyfikować. na rysunku 13.2 przedstawiono przykład wygenerowanego zapisu pomiaru z zakresu siedmiu dni: 3-9 kwiecień 2015 roku. zestawiono na nim zmiany w układzie eks-ploatacji instalacji temperatury wejściu i wyjściu z kolektora, natężenie przepływu glikolu oraz natężenie promieniowania słonecznego. Możliwa jest do przeprowadzenia analiza pa-rametrów w układzie godzinowym, dobowym i miesięcznym. Pozwala na bardzo zaawan-sowaną weryfikację efektywności pracy instalacji solarnej w szerokim zakresie warunków środowiskowych.

Rys. 13.2. Przykład wygenerowanych parametrów (7 dni) pracy instalacji ze strony VBus.net [6]


130

14. PROCEdURY EkSPLOATACYJNE INSTALACJI SOLARNEJ

Podstawowa obsługa hydraulicznej części instalacji solarnej sprowadza się do okreso-wej kontroli następujących punktów:- Kontrola ciśnienia obiegu solarnego. Ciśnienie wstępne instalacji ustalono na 3bary.

Prawidłowo działająca instalacja powinna zapewnić stabilne ciśnienie bez względu na temperaturę kolektora i odbiornika.

- Kontrola wyrzutu cieczy obiegu solarnego do plastikowego zasobnika. Pojawienie się wyrzutu płynu obiegowego w plastikowym pojemniku wymaga kontroli instalacji i usta-lenia przyczyny zjawiska. W diagnozie przyczyn zjawiska może pomóc rejestracja da-nych parametrów instalacji odczytywany ze sterownika Deltasol M.

Procedura uzupełniania glikolu w instalacji

W prawidłowo działającej instalacji obieg solarny nie wymaga uzupełniania płynu obie-gowego. Jeżeli nastąpi ubytek płynu obiegowego w instalacji to przed jego uzupełnieniem lub wymianą należy zlikwidować przyczynę powstałego ubytku.

należy rozróżnić dwie sytuacje:- W przypadku powstania ubytku płynu bez przegrzewu kolektorów to obieg wymaga

tylko uzupełnienia płynu do uzyskania ustawionego pierwotnie ciśnienia- W przypadku powstania ubytku w wyniku przegrzewu kolektorów to płyn obiegowy

wymaga regeneracji lub skrajnie wymiany.Uwaga – w każdym powyższym przypadku należy jednocześnie dokonać odpowietrze-

nia instalacji przy użyciu pompowej stacji napełniająco - odpowietrzającej.

Procedura odpowietrzania instalacji solarnej

Prawidłowo wykonana instalacja solarna jest obiegiem w pełni zamkniętym. A odpo-wietrzniki automatyczne tzw. solarne (metalowe) znajdujące się przy kolektorach powinny być odcięte zaworami. Takie wykonanie nie pozwala na odparowanie wody z mieszanki wodno – glikolowej w sytuacji przegrzewu kolektorów. W takiej sytuacji funkcja odpo-wietrzników automatycznych ma znaczenie w trakcie wszelkich prac serwisowych wykony-wanych na obiegu solarnym.

Jedynym właściwym sposobem odpowietrzenia instalacji jest użycie stacji napełniająco - -odpowietrzającej i podłączenie jej króćców napełniania przepłukiwania instalacji, w które wyposażona jest grupa pompowa.

Procedura wymiany rury próżniowej kolektora

Procedura wymiany rury próżniowej kolektora sprowadza się do jej mechanicznej wy-miany. nie jest wymagane wyłączanie pompy obiegowej, ani tym bardziej opróżnianie obie-gu solarnego. nie są zatem związane z tym żadne inne procedury. Taki sposób wymiany jest wynikiem zastosowanej konstrukcji kolektora z użyciem rurki ciepła i dwufazowej wymiany ciepła w kolektorze.


131

Procedura wymiany kolektoraProcedura wymiany kolektora / kolektorów wymaga wykonania czynności w następu-

jącej kolejności:a. Demontażu rur próżniowych wraz z rurkami ciepłab. zatrzymania pracy pompy obiegowej i częściowego spuszczenia płynu obiegowego

z najwyższej części instalacji.c. Demontażu kolektorów w miejscach ich połączenia z rurociągiemJeżeli kolektory wymieniane są na kolektory innego typu i/lub producenta należy

uwzględnić, że kolektory połączone są z rurociągiem połączeniami typu metal / metal (połą-czenie pierścieniowe) z zastosowaniem złączek typu Connex Ø22 produkcji iBP Banniger. Ponowne napełnianie i odpowietrzenie rurociągu wymaga wykonania procedur opisanych we wcześniejszych punktach.

ze względów projektowych jedną z ważniejszych informacji jest wartość przewidywa-nego uzysku ciepła kolektora słonecznego najczęściej wyrażona w kWh/m2 rok. specyfika pracy kolektorów słonecznych jest o tyle ciekawa, że nie można mówić o jednej wartości właściwej dla danego typu kolektora. Badanie efektywności kolektorów należy przeprowa-dzać zgodnie z procedurą opisaną w normie Pn-en 12975-1,-2


132

Literatura

[1] Albers J. i in.: systemy centralnego ogrzewania i wentylacji – poradnik dla projektantów i instalatorów. WnT, Warszawa 2007

[2] Koczyk H. i in.: ogrzewnictwo praktyczne. Projektowanie, montaż, eksploatacja. Wyd. sYsTHerM ser-Wis, Poznań 2005

[3] Lewandowski W.: Proekologiczne odnawialne źródła energii. WnT, Warszawa 2007[4] recknagel H. i in:. ogrzewanie i klimatyzacja – Poradnik. Wyd. oMni sCALA, Wrocław 2008[5] Świderki M.: Analiza LCC narzędziem wspomagającym ocenę projektów inwestycyjnych związanych z tech-

nika pompową. iX ForUM UŻYTKoWniKÓW PoMP. szczyrk 2003[6] KoniszeWsKi A.: energetyka solarna i geotermiczna. Konferencja naukowo-Techn. „energetyka w woje-

wództwie Pomorskim”, Gdańsk, 10 grudnia 2009 r., s.123-146[7] KoniszeWsKi A.: instalacje słoneczne – czyli jak dobrze wykorzystać darmową energię słoneczną. „Kurier

BUDerUs”, nr 28, grudzień 2009, s. 20[8] KoniszeWsKi A.: regulatory słoneczne typu Logamatic sC. „Kurier BUDerUs”.[9] KoniszeWsKi A.: instalacje solarne, jako źródło darmowej energii słonecznej. Część 1. „TCHK”,

nr 3/20010, s. 80[10] KoniszeWsKi A.: instalacje solarne, jako źródło darmowej energii słonecznej. Część 2. „TCHK”,

nr 4/20010, s. 137[11] KoniszeWsKi A.: Jakie kolektory słoneczne w domu - płaskie czy próżniowe? „Budujemy Dom”,

www.budujemydom.pl[12] KoniszeWsKi A.: zestawy słoneczne dobiera się indywidualnie „energia i dom”, www.energiaidom.pl[13] KoniszeWsKi A.: Kolektory słoneczne: płaskie czy próżniowe? „energia i dom”, www.energiaidom.pl[14] KoniszeWsKi A.: Kiedy dotacja na kolektory słoneczne jest opłacalna ? „energia i dom”, www.energia-

idom.pl[15] KoniszeWsKi A.: Dlaczego tak ważna jest lokalizacja kolektora słonecznego? „energia i dom”,

www.energiaidom.pl[16] A. KoniszeWsKi: regulatory słoneczne typu LoGAMATiC sC „TCHK”, nr 11-12/2010, s. 492[17] KoniszeWsKi A.: soLAD – kalkulator energetyczny instalacji słonecznych. „Kurier Buderus, 2011”[18] KoniszeWsKi A.: inteligencja i wygoda, regulatory słoneczne Logamatic sC „Kurier Buderus, 2011”[19] KoniszeWsKi A.: Dobór kolektorów słonecznych do małych instalacji ciepłej wody użytkowej „TCHK”,

nr 3/2011, s. 131[20] rozporządzenie Ministra infrastruktury z dnia 12.04.2002 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powin-

ny odpowiadać budynki i ich usytuowanie. Dz. U. nr 75 poz. 690[21] Materiały techniczne firmy BUDerUs [22] KoniszeWsKi A.: Kalkulator instalacji słonecznych soLAD 2.1sKs Program doborowy do obliczania

dużych instalacji słonecznych marki BUDerUs oparty na płaskich kolektorach typu Logasol sKs4.0[23] www.archiwum.polskiinstalator.cop.pl - instalacje w pytaniach i odpowiedziach[24] www.dzul.net/ekogroszek.htm - PHU Dżul[25] www.nbp.pl - statystyka[26] www.verivox.pl/power/calculator.aspx - Kalkulator cen energii elektrycznej[27] www.buderus.pl[28] www.nfosigw.pl[29] www.dpsgdynia.pl[30] www.e-petrol.pl[31] www.pgnig.pl[32] KoniszeWsKi A.: Analiza techniczno - ekonomiczna zastosowania w systemach ogrzewania wolnosto-

jących budynków mieszkalnych sprężarkowych pomp ciepła, w których dolnym źródłem jest powietrze at-mosferyczne, na przykładzie wybranego obiektu. Wydział Mechaniczny, Politechnika Gdańska, Gdańsk 2009 (Promotor: dr inż. z. Bonca)

[33] Mroziński A.: Poradnik dobrych praktyk wdrażania instalacji odnawialnych źródeł energii. Wydawnictwo 1studio.pl Arkadiusz Bartnik, isBn 978-83-943206-0-7, Bydgoszcz 2015

[34] Monografia pt. Vii eko-euro-energia - inżynieria odnawialnych Źródeł energii pod redakcją A. Mrozińskie-go, Wydawnictwo Fundacji rozwoju Mechatroniki, isBn 978-83-938655-2-9, Bydgoszcz 2015


133

[35] Monografia pt. instalacje oŹe w Przedsiębiorstwie pod redakcją A. Mrozińskiego, Wydawnictwo Fundacji rozwoju Mechatroniki, isBn 978-83-938655-0-5, Bydgoszcz 2014

[36] Monografia pt. Vi eko-euro-energia inżynieria odnawialnych Źródeł energii pod redakcją A. Mrozińskiego, Wydawnictwo Fundacji rozwoju Mechatroniki, isBn 978-83-932977-9-5, Bydgoszcz 2013

[37] Monografia pt. V eko-euro-energia inżynieria odnawialnych Źródeł energii pod redakcją A. Mrozińskiego, Wydawnictwo Fundacji rozwoju Mechatroniki, isBn 978-83-932977-6-4, Bydgoszcz 2012

[38] Mroziński A.: Analiza parametrów pracy laboratoryjnej instalacji solarnej z kolektorami próżniowymi. zbiór rozpraw pod redakcją J.K. Garbacza: Diagnozowanie stanu technicznego środowiska, Metody badawcze - pro-gnozy, Prace komisji ekologii i ochrony środowiska BTn, tom Viii, isBn 1898-6706, isBn 978-83-60775-39-4, Bydgoszcz 2014, str. 165-176

[39] Mroziński A.: Przykład laboratoryjnej instalacji solarnej. rozdział w monografii pt. instalacje oŹe w Przed-siębiorstwie pod redakcją A. Mrozińskiego, Wydawnictwo Fundacji rozwoju Mechatroniki, isBn 978-83-938655-0-5, Bydgoszcz 2014, str. 139 – 150

[40] Mroziński A., Majewski sz.: instalacja solarna do podgrzewania wody użytkowej z systemem prezentacji parametrów pracy w internecie. rozdział w pracy zbiorowej pt. Komputerowe wspomaganie nauki i techniki - CAX`2014 pod redakcją T. Mikołajczyka i roberta Polasika, Tom iii, Wydawnictwo uczelniane UTP Byd-goszcz, isBn 978-83-64235-24-5, str. 7-16

[41] Figler M., Maliński K., Mroziński A.: Analiza możliwości praktycznego wykorzystania wybranych aplikacji komputerowych do symulacji instalacji solarnych. rozdział w monografii pt. Komputerowe wspomaganie nauki i techniki - CAX`2011 pod redakcją T. Mikołajczyka, Wydawnictwo uczelniane UTP Bydgoszcz, isBn 978-83-61314-98-1, str. 55-62

[42] Mroziński A.: Wspomaganie komputerowe projektowania instalacji solarnych. ekologia i Technika, Vol. 109, nr 6 (2010), str. 368-378


134

Documents

INŻYNIERIA INSTALACJI SOLARNYCH