ANALIZA ZAŁOŻEŃ KONSTRUKCYJNYCH SEZONOWEGO ZASOBNIKA ENERGII SŁONECZNEJ Autorzy: Jarosław Milewski, Marcin Wołowicz, Wojciech Bujalski ( Rynek Energii nr 5/2013) Słowa kluczowe: sezonowe magazynowanie ciepła, energia słoneczna Streszczenie. W artykule przedstawiono analizę teoretyczną sezonowego zasobnika energii cieplnej pozyskanej ze Słońca (ang. Seasonal Thermal Energy Storage STES) do pokrywania zapotrzebowania na ciepło zespołu czterech budynków. Zasobnik umieszczony jest w ziemi i podłączony do paneli słonecznych oraz sieci ciepłowniczej łączącej poszczególne budynki. Analizie poddano kilka wybranych przypadków w celu określenia możliwie optymalnych parametrów konstrukcyjnych całego układu STES (objętość zasobnika i powierzchnia kolektorów słonecznych). W wyniku przeprowadzonych analiz wynika, iż zastosowanie STES-a pozwala zaspokoić potrzeby grzewcze w zakresie 22 100% w zależności od zastosowanego rozwiązania konstrukcyjnego. 1 WPROWADZENIE Rosnące ceny paliw oraz zwiększające się zużycie energii elektrycznej dają impuls do poszukiwania coraz bardziej wydajnych sposobów pozyskiwania energii elektrycznej i cieplnej. Energia na ogrzewanie i ciepłą wodę użytkową stanowi jedną trzecią zużywanej energii w krajach uprzemysłowionych takich jak Polska. Zmniejszenie zużycia paliw kopalnych i redukcja emisji zanieczyszczeń mogą być osiągnięte poprzez wykorzystanie technologii wykorzystujących energię słoneczną. W przypadku energii elektrycznej, energia słoneczna może być wykorzystywana bezpośrednio (ogniwa fotowoltaiczne) lub pośrednio poprzez wykorzystanie biopaliw [3, 35] np. za pomocą technologii ogniw paliwowych [9, 12, 18, 23, 29] umożliwiających uzyskiwanie bardzo wysokich sprawności poprzez bezpośrednią przemianę energii chemicznej w prąd elektryczny. Rys. 1. Ideowy schemat połączeń występujących w układzie STES [33]
Magazynowanie energii słonecznej do celów grzewczych wydaje się uzasadnione dla przypadków w których ilość energii cieplnej ze słońca na cele grzewcze przekracza 20%. Rys. 2. Koncepcja monachijskiego układu STES zawierającego pompę ciepła, współpracującego z siecią ciepłowniczą [32] Zagadnienia związane z sezonowym magazynowaniem energii słonecznej w zasobniku gruntowym analizowane były w [31], analizie poddano takie parametry jak pojemność cieplna zasobnika czy wilgotność gleby. Obliczenia dotyczyły ruchu ciepła i wody, przy czym przyjęto maksymalną temperaturę wody na poziomie 90 C. W oparciu o przeprowadzone obliczenia zaprojektowano układ o pojemności 174 kw th, za pomocą zbiornika wodnego o objętości 15,000 m 3 składający się ze 140 pionowych rurowych wymienników ciepła o głębokości 30 m. Zasobnik ciepła w postaci skały został zaproponowany w [14]. W oparciu o model matematyczny, oszacowano pojemność cieplną takiego zasobnika oraz wysokość strat ciepła na poziomie 10 20% w jednym cyklu. Rozmiar zasobnika został oszacowany w zakresie 50 250 m głębokości, a czynnikiem odbierającym ciepło był propan. Model służące do obliczeń układów STES przedstawiono w [16, 40 43], modele te wykorzystano do symulacji długoterminowej pracy układu wyposażonego w sferyczny lub pół-sferyczny zasobnik ciepła pod kątem jego zastosowania zarówno do celów grzewczych jak i chłodniczych. Wyniki dowodzą, iż nie ma podstaw do instalacji kolektorów słonecznych o powierzchni większej niż 60 m 2 /budynek w klimacie podobnym do tureckiego. Autorzy wykonali podobne obliczenia dla zasobnika o kształcie walcowym [15], który daje minimalnie lepszy stopień wykorzystania energii słonecznej. Optymalny dobór elementów takich jak: kocioł kondensacyjny, sprężarkowa i absorpcyjna pompa ciepła, układ kogeneracyjny zasilający 100 dobrze izolowanych termicznie budynków przedstawiono w [21]. Wyniki obliczeń porównano z rozwiązaniem z kotłem kondensacyjnym i energią elektryczną pobieraną z sieci, wykazując znaczne korzyści wraz ze wzrostem nakładów inwestycyjnych. Uzyskano 80% udział energii słonecznej w pokryciu zapotrzebowania na ciepło, co oznacza mniejsze zużycie paliw kopalnych oraz 40% udział produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. W [26] przedstawiono wyniki symulacji słonecznego systemu ciepłowniczego dla 90 budynków o powierzchni 100 m 2 każdy. Wykazano, iż 3,000 m 2 kolektorów słonecznych zamontowanych na dachach oraz gruntowy otworowy (ang. borehole) zasobnik ciepła (60,000 m 3 ) są w stanie pokryć 60% zapotrzebowania na ciepło.
W publikacji [27] przedstawiono symulację centralnego słonecznego systemu ciepłowniczego, który pokrywa 50% zapotrzebowania na ciepło. Poza globalnymi wskaźnikami (np. udział energii słonecznej w całym bilansie), badaniom należy także poddać zmiany zachodzące podczas pracy układu. Praca układu zawierająca sezonowy zasobnik ciepła jest stosunkowo trudnym zagadnieniem od strony strategii sterowania w związku z dużą niepewnością zarówno od strony ilości gromadzonej energii słonecznej jak i zmiennych obciążeń podczas sezonu grzewczego. Wydaje się, iż powinny tutaj znaleźć szerokie zastosowanie algorytmy oparte o sztuczną inteligencję, które które sprawdziły się w podobnych zastosowaniach jak np. [2, 5]. Zagadnienia związane z poprawą wybranych charakterystyk układów STES były przedmiotem odrębnych analiz. W pracy [39], badano efektywność cieplną i zagadnienia ekonomiczne dla trzech różnych rodzajów centralnego słonecznego układu ciepłowniczego w warunkach tureckich, w wyniku których otrzymano szacunkowy zwrot kosztów inwestycji po 19 latach, przy czym dla przypadku w którym 100% potrzeb ciepłowniczych byłoby pokryte energią słoneczną okres ten wydłuża się do 40 lat [34]. Publikacja [45] zawiera wyniki symulacji stosunkowo dużego układu STES w warunkach chińskich, składającego się z 1,000 m 2 kolektorów słonecznych podłączonych do zasobnika o objętości 90,000 m 3, przy czym przyjęto stosunkowo niską temperaturę zimnej części 30 C. Stosunkowo dobry przegląd technologii układów STES można znaleźć w [30], gdzie rozważano różne warianty, w tym nawet bardzo egzotyczne. Wyniki symulacji długoterminowej pracy zasobnika ciepła (5 lat) znajdują się w pracy [36], które zostały uzyskane przy wykorzystaniu najbardziej popularnego programu (TRNSYS) stosowanego do obliczeń układów STES (m. inn. [8, 37]), poza tym programem stosowane są także inne narzędzia obliczeniowe [6]. Rys. 3. Cztery rozwiązania konstrukcyjne dla sezonowych zasobników ciepła [22] Odrębnym zagadnieniem jest współpraca układu STES z występującą siecią ciepłowniczą zasilaną przez elektrociepłownie zawodowe [1, 17, 38] (patrz rys. 2), mogącym wpływać na ich zdolności produkcyjne w sezonie zimowym. Główną motywacją do powstania tego artykułu jest próba odpowiedzi na pytanie, na ile uzasadnione jest stawianie tego typu instalacji do zasilania w ciepło istniejących budynków o złych parametrach izolacyjnych w warunkach polskich. Przyjętym celem byłoby uzyskanie
ok. 60% pokrycia zapotrzebowania w energię cieplna przy umiarkowanych kosztach i wymiarach całej instalacji. Występuje kilka rozwiązań technicznych dotyczących zasobnika ciepła stosowanego w układach STES (patrz rys. 3): stalowy zbiornik z ciepłą wodą (ang. ank thermal energy storage TTES): 60 80 kwh/m 3, gruntowy izolowany zbiornik na ciepłą wodę (ang. pit thermal energy storage PTES): 60 80 kwh/m 3 [44], gruntowy otworowy zasobnik (ang. borehole thermal energy storage BTES): 15 30 kwh/m 3 [10, 11, 26], gruntowy zasobnik wykorzystujący wody gruntowe (ang. aquifer thermal energy storage ATES): 30 40 kwh/m 3 [20, 28], zasobniki z wkładem podlegającym reakcjom termochemicznym: 140-460 kwh/m 3 [7, 19, 24, 25], zasobniki z wkładem zmieniającym stan skupienia (ang. phase change material storage PCM) [13]. Typowy zakres temperatur przy jakich pracuje układ STES to 70/35 C, efektywność magazynowania ciepła znacznie rośnie (20 40%) przy prowadzeniu tak aby utrzymać stratyfikację wewnątrz zbiornika. Z drugiej strony termoklina w dłuższym horyzoncie czasowym poszerza się, wiec utrzymanie pełnej stratyfikacji jest zagadnieniem trudnym do technicznej realizacji. Z przestawionego przeglądu literatury wynika, iż optymalny stosunek objętości zbiornika do powierzchni kolektorów (V/A) wynosi 2 m (m 3 /m 2 ) [21]. 2. ZAŁOŻENIA TEORETYCZNE Poniżej przedstawiono wybrane wskaźniki używane do oceny jakościowej i ilościowej układów STES. Należy zauważyć, iż posługujemy się tutaj głównie absolutnymi wartościami ciepła gromadzonego (a nie przepływami tego ciepła w czasie) z powodu różnic występujących w różnych okresach kiedy ciepło jest gromadzone i wykorzystywane, co daje duże różnice w strumieniach jakie tutaj występują. Parametry procesowe są zmienne w czasie, jak np. ciepło właściwe czy temperatura na wlocie do zasobnika. Warunki jakie panują w zasobniku zmieniają się w czasie pod wpływem pracy układu sterującego. W celu określenia pełnych charakterystyk tych zmian, wymagany jest odpowiedni model dynamiczny całej instalacji. Sprawność z jaką STES magazynuje ciepło może być określona na dwa sposoby: Qheating I = (1) Q solar Qheating II = (2) Q Sun
gdzie: Q heating ilość ciepła odebranego ze STES-a; Q solar ilość ciepła wyprodukowanego przez kolektory słoneczne; Q Sun teoretyczna ilość ciepła dostarczonego przez słońce. Pierwsza definicja odzwierciedla ilość ciepła odebranego z zasobnika w stosunku do ciepła dostarczonego przez kolektory słoneczne, średnio wartości w jakich się ta sprawność zawiera to 50 70% (tle z dostarczonego do zasobnika ciepła jest później z niego odbierane w sezonie grzewczym). Druga definicja odnosi się do całkowitej energii jaką teoretycznie dostarcza słońce, a wartość sprawności wg tej definicji wynosi ok. 6%. Kolejnym parametrem określającym jakość układu STES jest tzw. cykliczność (ang. Cycle Number CN): Qheating CN = (3) Q stored gdzie: Q stored ilość ciepła zmagazynowanego w układzie STES. Najczęściej parametr ten wynosi ok. 1.5 co oznacza, iż zasobnik jest wykorzystywany częściej niż raz w roku, tj. dostarcza sumarycznie więcej ciepła niż jest w stanie pomieścić w jednym cyklu. Przy założeniu idealnej stratyfikacji, ilość ciepła zmagazynowanego w zasobniku określona jest za pomocą następującej zależności: Q stored = V c T T (4) store gdzie: V store pojemność zasobnika, ρ gęstość, c ciepło właściwe, T temperatura. water water max min Można też spotkać definicję określającą udział energii słonecznej (ang. solar fraction) w potrzebach grzewczych obiektu: solar = (5) Q Q totalheating Wartość tego współczynnika zawiera się w zakresie 30 70% i ma bezpośredni wpływ na wielkość zasobnika ciepła w stosunku do budynków do jakich jest podłączony. Posługiwanie się definicją sprawności zgodnie z równaniem 1 nie zawsze przynosi reprezentatywne wartości z powodu występowania równolegle dodatkowych urządzeń grzewczych zasilanych np. prądem elektrycznym (pompa ciepła) czy też kotła grzewczego zasilanego paliwem. Z tego powodu, bardziej miarodajne jest posługiwaniem równaniem 6, które bierze pod uwagę dodatkowe urządzenia: Qtotalheating STES =, (6) E COP Q Q elc f solar
gdzie: E elc - energia elektryczna pobierana przez pompę ciepła, Q f - energia dostarczona w paliwie do kotła grzewczego, COP- wydajność pompy ciepła. Rys. 4. Główne elementy układu do sezonowego magazynowania energii słonecznej, tj. zasobnik na ciepłą wodę, kolektrory słoneczne, oraz cztery budynki podłączone do układu W ten sposób można ocenić rzeczywistą ilość dostarczonej energii w stosunku do potrzeb grzewczych obiektu. Strumień ciepła jaki dociera do ziemi ze słońca dla szerokości geograficznej Polski jest stosunkowo mały, na poziomie 130 W/m 2 średniorocznie. Ilość ciepła jaką produkują kolektory słoneczne zależy od kilku czynników (dzień roku, godzina w domu, temperatura otoczenia,...), średnio można przyjąć, iż kolektory słoneczne są w stanie dostarczyć 200 600 kw/m 2 /a. W oparciu o dane literaturowe dotyczące pracy tego typu układów w innych krajach przyjęto, iż średnia ilość ciepła produkowanego przez kolektory słoneczne wynosi 300 kw/m 2 /a.
Rys. 5. Zużycie gazu ziemnego w latach 2004 2007 przez kompleks budynków poddany analizie 3. SEZONOWY MAGAZYN ENERGII SŁONECZNEJ - DOBÓR PARAMETRÓW KONSTRUKCYJNYCH Analiza dotyczy czterech istniejących budynków (patrz rys. 4). W oparciu o dane z faktur, oszacowane zużycie gazu ziemnego (rys. 5), zużycie gazu zostało przeliczone na średniomiesięczne zapotrzebowanie w ciepło tych budynków. Analizie poddano pięć różnych wariantów w których: całe zapotrzebowanie na ciepło jest pokrywane prze układ STES, 70% energii cieplnej pochodzi z kolektorów słonecznych, ograniczono wysokość zasobnika ciepła do 3 m wysokości, powierzchnia kolektorów słonecznych jest równa powierzchni dachów budynków (3800 m 2 ), ze względów finansowych powierzchnia kolektorów słonecznych została ograniczona do 2000 m 2. Rys. 6. Potrzeby grzewcze i ciepło generowane przez kolektory słoneczne w wariancie w którym 100% zapotrzebowania na ciepło pochodzi z energii słonecznej (obszar pomiędzy liniami definiuje wielkość zasobnika ciepła)
Dla wszystkich tych wariantów, określono podstawowe wskaźniki jak również czas pracy zasobnika w poszczególnych trybach. Teoretycznie, odpowiednio duża powierzchnia kolektorów słonecznych pozwoli na pełne pokrycie zapotrzebowania na ciepło, nie mniej jednak latem kolektory te będą generowały bardzo dużo nadmiarowego ciepła, które należy zgromadzić na sezon grzewczy. Rys. 7. Średniomiesięczna produkcja i konsumpcja ciepła dla wariantu, w którym 70% ciepła jest pokrywane przez energię słoneczną W celu pokrycia całego zapotrzebowania na ciepło budynków, potrzbna powierzchnia kolektorów słonecznych wynosi 8900 m 2 (kwadrat o boku 95 Pl). Na rys. 6 przedstawiono zapotrzebowanie na ciepło budynków oraz odpowiadającą ilość ciepła uzyskiwaną z kolektorów słonecznych o powierzchni 8900 m 2 obszar pomiędzy tymi krzywymi określa wielkość magazynu ciepła jaki należy tutaj zastosować. W celu zgromadzenia tej ilości ciepła, zbiornik na ciepłą wodę ma szacunkową pojemność 25300 m 3 (przyjmując średnicę zbiornika ϕ = 50 m, daje to jego wysokość 13 m 4 piętrowy budynek). Stosunek pojemności zbiornika do powierzchni kolektorów (V/A) wynosi tutaj 2,8 m (literaturowo optymalna wartość to 2 m). Wariant ten zatem charakteryzuje się olbrzymią powierzchnią kolektorów w stosunku do powierzchni zajmowanej przez budynki oraz nieproporcjonalnie dużym zasobnikiem ciepła wszystko to razem daje bardzo duże koszty inwestycyjne takiego rozwiązania. W rzeczywistych warunkach występuje wiele ograniczeń natury technicznej i ekonomicznej co do wielkości zarówno kolektorów słonecznych jak i zasobnika ciepła. Jako pierwsze rozważono ograniczenie związane z objętością zbiornika, którego średnica jest określona poprzez miejsce gdzie zbiornik ma stanąć, a wysokość przyjęto na poziomie do 3 m. Powierzchnia kolektorów jest ograniczona powierzchnią dachów na jakich mają być one zainstalowane bądź kosztami inwestycyjnymi, które pozwalają na montaż tylko 2000 m 2 kolektorów. Natomiast wskaźnikiem sukcesu jest ilość ciepła pokryta przez energię słoneczną na poziomie 70%.
Rys. 8. Ilości zużywanego ciepła i odpowiadająca im generacja przez kolektory słoneczne dla przypadku 3 m wysokości zasobnika ciepła Przy tym założeniu wymagana powierzchnia kolektorów słonecznych to 6300 m 2 (kwadrat o boku 80 80 m), a pojemność zbiornika wynosi 12800 m 3 (V/A na poziomie 2 m). Przy ograniczonej średnicy zbiornika (ϕ = 50 m), daje to jego wysokość 7 m (3 piętrowy budynek) nadal znacznie ponad ograniczenie stawiane przez wody gruntowe 3 m. Rys. 9. Krzywe zapotrzebowania na ciepło oraz ilość produkowanej energii cieplnej przez kolektory słoneczne umieszczone na dachach budynków (3800 m 2 ) Z założenia ograniczenia w postaci wysokości (głębokości zakopania) zasobnika ciepła 3 m (średnic ϕ = 50 m) wychodzi wynik w postaci powierzchni kolektorów 4700 m 2 (70 70 m) i objętości zasobnika na
poziomie 5700 m 3 (V/A = 1,2). W takim przypadku energia słoneczna pokrywa tylko 53% zapotrzebowania na ciepło budynków. Rys.10. Ilości ciepła dostarczanego przez kolektory słoneczne i ciepła zużywanego na potrzeby grzewcze przy założeniu powierzchni kolektorów na poziomie 2000 m 2 Czwarty przypadek poddany analizie dotyczy ograniczenia w postaci powierzchni dostępnej pod instalację kolektorów słonecznych równą powierzchni dachów budynków do jakich układ ma zostać zastosowany, która wynosi 3800 m 2 (60 60 m). Przy takim rozwiązaniu, zbiornik na wodę ma objętość 2500 m 3 (ϕ = 50 m) daje wysokość zbiornika na poziomie 1,3 m), V/A = 0,7. Sumarycznie daje się pokryć za pomocą energii uzyskiwanej ze słońca ok. 42% zapotrzebowania budynków. Rys.11. Szacunkowe koszty inwestycyjne zasobników ciepła do sezonowego magazynowania energii. BTES otworowy gruntowy zasobnik ciepła, ATES zasobnik ciepła wykorzystujący wody gruntowe [22]
Ostatni analizowany przypadek dotyczy ograniczenia związanego z dostępnym budżetem na instalacje kolektorów słonecznych, pozwalającym na pokrycie powierzchni o rozmiarze 2000 m 2. Przy takich założeniach, moc cieplna kolektorów nigdy nie przekracza zapotrzebowania na ciepło budynków, wobec czego nie jest potrzebny sezonowy zasobnik. Kolektory generują ok. 2000 MWh energii w ciągu całego roku kalendarzowego, co daje 22% zapotrzebowania budynków. 4. DYSKUSJA OTRZYMANYCH WYNIKÓW Analizie poddano pięć różnych wariantów konstrukcyjnych sezonowego magazynu energii cieplnej. Startując od przypadku w którym energia słoneczna zapewnia 100% pokrycie potrzeb na ciepło, a kończąc na ograniczeniach związanych z kosztami, czy możliwościami technicznymi. Do pełnego pokrycia zapotrzebowania na ciepło przez energię pochodzącą ze słońca, należy zastosować kolektory słoneczne o olbrzymiej powierzchni oraz gigantyczny zbiornik na wodę. Zmniejszenie ilości energii dostarczanej ze słońca do poziomu 70% potrzeb, daje dwukrotne zmniejszenie pojemności zbiornika i 30% spadek powierzchni kolektorów. Z drugiej jednak strony rosną jednostkowe koszty budowy zbiornika o 24%. Rys. 12. Graficzne zestawienie powierzchni kolektorów słonecznych i objętości zasobników dla analizowanych przypadków W tabeli 1 przedstawiono główne parametry dla analizowanych przypadków. Wraz ze spadającym udziałem energii słonecznej w bilansie ciepłowniczym układu, objętość zasobnika ciepła spada znacznie szybciej niż powierzchnia zajmowana przez kolektory (rys. 13). Wartość współczynnika V/A uznana za optymalną (2,0 m) osiagana jest dla przypadku w którym udział ciepła ze słońca wynosi 70%. Wydaje się, iż budowa układu STES dla przyjętych założeń charakteryzuje się bardzo dużymi kosztami inwestycyjnymi, na poziomie 100 EUR/m 3.
Tablica 1 Dane zbiorcze dla analizowanych przypadków Parametr\Przypadek 100% solar fraction 70% solar fraction Wysokość zbiornika 3 m Kolektory słoneczne o powierzchni dachów budynków Powierzchnia kolektorów 8,900 6,300-6700 3800 2,000 słonecznych, m 2 Objętość zbiornika, m 3 25,300 12,800 5,700 2500 Współczynnik V/A, m 2.8 2 1.2 0,7 Szacunkowe koszty inwestycyjne dla zasobnika, EUR/m 3 Udział energii słonecznej w pokryciu zapotrzebowania na ciepło budynków, % 76 94 120 137 100 70 53 42 22 Kolektory słoneczne o powierzchni 2000 m2 W oparciu o przeprowadzoną analizę, wydaje się iż najbardziej optymalnym rozwiązaniem jest trzeci z analizowanych przypadków, tj.3 metrowa wysokość zasobnika ciepła. W dalszej kolejności zostaną przeprowadzone szczegółowe symulacje pracy takiego układu w oparciu o modele dynamiczne, co może wymusić dalsze modyfikacje układu. Rys. 13. Szacunkowe jednostkowe koszty inwestycyjne zasobnika ciepła oraz osiągalny udział energii słonecznej 5. WNIOSKI Wykonano wstępną analizę głównych parametrów konstrukcyjnych układu STES dla wybranych warunków w Polsce. Pod uwagę wzięto cztery istniejące budynki charakteryzujące się bardzo złymi parametrami izolacyjnymi, które jak się wydaje, nie są najlepszą demonstracją do zastosowania tej techno-
logii. Niemniej jednak, biorąc pod uwagę zarówno aspekty techniczne jak i ekonomiczne, określono najbardziej optymalną konfigurację, na którą składa się trzymetrowy zbiornik na wodę o pojemności 5700 m 3, umieszczony w ziemi. Zbiornik ten jest nagrzewany za pomocą paneli słonecznych o całkowitej powierzchni 4700 m 2, co w cyklu rocznym pozwala na pokrycie 53% energii zużywanej na cele grzewcze. Podziękowania Projekt został sfinansowany ze środków Narodowego Centrum Nauki przyznanych na podstawie decyzji numer DEC-2012/07/B/ST8/03937. LITERATURA [1] Bartela L., Kotowicz J. : Influence of membrane CO 2 separation process on the effectiveness of supercritical combined heat and power plant. Rynek Energii 2011, no 6 (97), 12 19. [2] Bozorgmehri, S., Hamedi M. : Modeling and optimization of anode-supported solid oxide fuel cells on cell parameters via artificial neural network and genetic algorithm. Fuel Cells, 12(1), 11 23, 2012. [3] Budzianowski W.: Sustainable biogas energy in Poland: Prospects and challenges. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 16(1), 342 349, 2012. [4] Chabane F., Moummi N., Benramache S. : Experimental analysis on thermal performance of a solar air collector with longitudinal fins in a region of Biskra, Algeria, Journal of Power Technologies, 93(1), 52 58, 2013. [5] Chaichana K., Patcharavorachot Y., Chutichai B., Saebea D., Assabumrungrat S., Arpornwichanop A.: Neural network hybrid model of a direct internal reforming solid oxide fuel cell. International Journal of Hydrogen Energy, 37(3), 2498 2508, 2012. [6] Çomakl K., Çakr U., Kaya M., Bakirci K.: The relation of collector and storage tank size in solar heating systems. Energy Conversion and Management, 63, 112 117, 2012. [7] Cuypers R., Maraz, N. Eversdijk J., Finck C., Henquet E., Oversloot H., v. Spijker H., de Geus A.: Development of a seasonal thermochemical storage system. Energy Procedia, 30, 207 214, 2012. [8] de Guadalfajara, M., Lozano M. A., Serra L. M.: Evaluation of the potential of large solar heating plants in Spain. Energy Procedia, 30, 839 848, 2012. [9] De Lorenzo, G.P. Fragiacomo: Electrical and electrical-thermal power plants with molten carbonate fuel cell/gas turbine-integrated systems. International Journal of Energy Research, 36(2), 153 165, 2012. [10] Diersch H.-J., Bauer D., Heidemann W., Rühaak W., Schätzl P.: Finite element modeling of borehole heat exchanger systems: Part 1. fundamentals. Computers & Geosciences, 37(8), 1122 1135, 2011. [11] Diersch H.-J., Bauer D., Heidemann W., Rühaak W., Schätzl P.: Finite element modeling of borehole heat exchanger systems: Part 2. numerical simulation. Computers & Geosciences, 37(8), 1136 1147, 2011.
[12] Discepoli G., Cinti G., Desideri U., Penchini D., Proietti S.: Carbon capture with molten carbonate fuel cells: Experimental tests and fuel cell performance assessment. International Journal of Greenhouse Gas Control, 9, 372 384, 2012. [13] Fan J., Furbo S., Andersen E., Chen Z., Perers B., Dannemand M.: Thermal behavior of a heat exchanger module for seasonal heat storage. Energy Procedia, 30, 244 254, 2012. [14] Hellström G., Larson S.: Seasonal thermal energy storage the hydrock concept. Bulletin of Engineering Geology and the Environment, 60(2), 145 156, 2001. [15] Inalli M.: Design parameters for a solar heating system with an underground cylindrical tank. Energy, 23(12), 1015 1027, 1998. [16] Inalli M., Unsal M., Tanyildizi V.: A computational model of a domestic solar heating system with underground spherical thermal storage. Energy, 22(12), 1163 1172, 1997. [17] Janusz-Szymańska K.: Economic efficiency of an IGCC system integreted with CCS installation. Rynek Energii 2012, no 5(102), 24 30. [18] Jeong H., Cho S., Kim D., Pyun H., Ha D., Han C., Kang M., Jeong M., Lee S.: A heuristic method of variable selection based on principal component analysis and factor analysis for monitoring in a 300 kw MCFC power plant. International Journal of Hydrogen Energy, 37(15), 11,394 11,400, 2012. [19] Kerskes H., Mette B., Bertsch F., Asenbeck S., Drück H.: Chemical energy storage using reversible solid/gas-reactions (CWS) results of the research project. Energy Procedia, 30, 294 304, 2012. [20] Kim J., Lee, Y. Yoon W. S., Jeon J. S., Koo M.-H., Keehm Y.: Numerical modeling of aquifer thermal energy storage system. Energy, 35(12), 4955 4965, 2010. [21] Lindenberger D., Bruckner T., Groscurth H.-M., Kümmel R.: Optimization of solar district heating systems: seasonal storage, heat pumps, and cogeneration. Energy, 25(7), 591 608, 2000. [22] Mangold D.: Seasonal storage a german success story. Sun & Wind Energy, 1, 48 58, 2007. [23] Marzooghi H., Raoofat M., Dehghani M., Elahi G.: Dynamic modeling of solid oxide fuel cell stack based on local linear model tree algorithm. International Journal of Hydrogen Energy, 37(5), 4367 4376, 2012. [24] Mette B., Kerskes H., Drück H.: Concepts of long-term thermochemical energy storage for solar thermal applications selected examples. Energy Procedia, 30, 321 330, 2012. [25] Miche B., Mazet N., Mauran S., Stitou D., Xu J.: Thermochemical process for seasonal storage of solar energy: Characterization and modeling of a high density reactive bed. Energy, 2012. [26] Nordell B., Hellström G.: High temperature solar heated seasonal storage system for low temperature heating of buildings. Solar Energy, 69(6), 511 523, 2000. [27] Pahud D.: Central solar heating plants with seasonal duct storage and short-term water storage: design guidelines obtained by dynamic system simulations. Solar Energy, 69(6), 495 509, 2000. [28] Paksoy H., O. Andersson, S. Abaci, H. Evliya, and B. Turgut, Heating and cooling of a hospital using solar energy coupled with seasonal thermal energy storage in an aquifer, Renewable Energy, 19(1), 117 122, 2000. [29] Pianko-Oprych P., Jaworski Z.: Numerical modelling of the micro-tubular solid oxide fuel cell stacks. Przemysl Chemiczny, 91(9), 1813 1815, 2012.
[30] Pinel P., Cruickshank C., Beausoleil-Morrison I., Wills A.: A review of available methods for seasonal storage of solar thermal energy in residential applications. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 15(7), 3341 3359, 2011. [31] Reuss M., Beck M., Müller J.: Design of a seasonal thermal energy storage in the ground. Solar Energy, 59(4), 247 257, 1997. [32] Schmidt T., Mangold D.: New steps in seasonal thermal energy storage in germany, Tech. rep., Solites - Steinbeis Research Institute for Solar and Sustainable Thermal Energy Systems, 2006. [33] Schmidt T., Nussbicker J.: Monitoring results from german central solar heating plants with seasonal storage, in Solar World Congress, ISES, pp. 1 6, 2005. [34] Simons A., Firth S. K.: Life-cycle assessment of a 100% solar fraction thermal supply to a european apartment building using water-based sensible heat storage. Energy and Buildings, 43(6), 1231 1240, 2011. [35] Sobolewski A., Bartela L., Skorek-Osikowska A., Iluk T.: Comparison of the economic efficiency of CHP plants integrated with gazela generator. Rynek Energii 2012, no 5(102), 31 37. [36] Sweet M., and J. McLeskey: Numerical simulation of underground seasonal solar thermal energy storage (sstes) for a single family dwelling using trnsys, Solar Energy, 2011. [37] Sweet M. L., McLeskey J. T. Jr: Numerical simulation of underground seasonal solar thermal energy storage (SSTES) for a single family dwelling using TRNSYS. Solar Energy, 86(1), 289 300, 2012. [38] Tveit T.-M., Savola T., Gebremedhin A., Fogelholm C.-J.: Multi-period minlp model for optimising operation and structural changes to CHP plants in district heating networks with long-term thermal storage: Energy Conversion and Management, 50(3), 639 647, 2009. [39] Ucar A., Inalli M.: Thermal and economic comparisons of solar heating systems with seasonal storage used in building heating. Renewable Energy, 33(12), 2532 2539, 2008. [40] Yumrutaş R., Ünsal M.: Analysis of solar aided heat pump systems with seasonal thermal energy storage in surface tanks. Energy, 25(12), 1231 1243, 2000. [41] Yumrutaş R., Ünsal M.: A computational model of a heat pump system with a hemispherical surface tank as the ground heat source. Energy, 25(4), 371 388, 2000. [42] Yumrutaş R., Ünsal M.: Modeling of a space cooling system with underground storage. Applied Thermal Engineering, 25(2), 227 239, 2005. [43] Yumrutaş R., Kanoğlu M., Bolatturk A., Bedir M. Ş.: Computational model for a ground coupled space cooling system with an underground energy storage tank. Energy and Buildings, 37(4), 353 360, 2005. [44] Zhang H.-F., Ge X.-S., Ye H.: Modeling of a space heating and cooling system with seasonal energy storage. Energy, 32(1), 51 58, 2007. [45] Zhao J., Chen Y., Lu S.: Simulation study on operating modes of seasonal underground thermal energy storage, in Proceedings of ISES World Congress 2007 (Vol. I Vol. V), pp. 2119 2122, Springer, 2009.
ANALYSIS OF ARCHITECTURE ASSUMPTIONS FOR SEASONAL THERMAL ENERGY STORAGE Key words: seasonal heat storage, solar energy Summary. This paper presents a theoretical analysis of the seasonal storage of heat gained from the sun (called Seasonal Thermal Energy Storage---STES) to cover the heat demand team of four buildings. The tank is placed in the ground and connected to the solar panels and heat network connecting the various buildings. We analyzed a number of selected cases in order to determine the possible optimal design parameters of the entire system STES (tank volume and collector area). The analyzes show that the use of STES can satisfy the heating needs in 22-100% depending on the applied design solution. Jarosław Milewski, doktor nauk technicznych, wykładowca na Wydziale Mechanicznym Energetyki i Lotnictwa Politechniki Warszawskiej. Autor i współautor ponad 100 publikacji i 3 patentów. Główne aspekty jego działalności naukowej to zagadnienia modelowania matematycznego urządzeń energetycznych zarówno tych klasycznych jak i uznawanych za przyszłościowe (np. ogniw paliwowych). E- mail: milewski@itc.pw.edu.pl. Marcin Wołowicz, doktorant na Wydziale Mechanicznym Energetyki i Lotnictwa Politechniki Warszawskiej. Autor i współautor 10 publikacji z zakresu energetyki konwencjonalnej i jądrowej, ogniw paliwowych oraz odnawialnych źródeł energii. Były wieloletni członek oraz prezes Koła Naukowego Energetyków PW. Laureat I nagrody na najlepszą pracę magisterską z zakresu atomistyki obronioną w latach 2008-2009. E-mail: marcin.wolowicz@itc.pw.edu.pl. Wojciech Bujalski, dr inż., adiunkt na Politechnice Warszawskiej, autor wielu prac z dziedziny modelowania matematycznego systemów energo-technologicznych, zagadnień optymalizacji ruchowej instalacji energetycznych. E-mail: bujalski@itc.pw.edu.pl