INŻYNIERIA INSTALACJI SOLARNYCH

ISBN: 978-83-64423-36-9 Adam Koniszewski, Adam Mroziński INŻYNIERIA INSTALACJI SOLARNYCH INŻYNIERIA INSTALACJI SOLARNYCH Monografia pod redakcją Adama MrozińskIEGO Wydawnictwo współfinansowane ze środków funduszy norweskich oraz środków krajowych

INŻYNIERIA INSTALACJI SOLARNYCH Wydawnictwo współfinansowane ze środków funduszy norweskich oraz środków krajowych 1

2

INŻYNIERIA INSTALACJI SOLARNYCH Monografia pod redakcją Adama MrozińskIEGO Wydawnictwo współfinansowane ze środków funduszy norweskich oraz środków krajowych 3

Autorzy: Mgr inż. Adam Koniszewski Dr 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-Krupińska ul. Czarnieckiego 1 53-650 Wrocław tel. 507 096 545 fax 71 797 88 80 Wydawnictwo współfinansowane ze środków funduszy norweskich oraz środków krajowych Bydgoszcz 2016 4

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 5

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 8.1.2. Rozwiązanie Wariant 2... 53 8.1.3. Rozwiązanie Wariant 3... 54 8.1.4. Rozwiązanie Wariant 4... 54 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 6

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 7

8

INŻYNIERIA INSTALACJI SOLARNYCH 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 instalacjami 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 dotyczące 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 dofinansowanie się skończyło, polski rynek kolektorów zwalnia. Brakuje systemowego wsparcia, które zapewniłoby stabilną, wieloletnią perspektywę rozwoju branży instalatorów i polskich producentów. 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 programów dotacyjnych na instrumenty ulg podatkowych w późniejszym czasie Niniejsza Monografia została napisana z myślą o studentach kierunków: inżynieria odnawialnych źródeł energii, energetyka, inżynieria ochrony środowiska, ochrona środowiska, mechanika 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. mgr inż. Adam Koniszewski Glen Dimplex Polska Sp. z o.o Key Account Manager Heat Pump Projects kontakt: adam.koniszewski@glendimplex.pl dr inż. Adam Mroziński Uniwersytet Technologiczno-Przyrodniczy im. Jana i Jędrzeja Śniadeckich w Bydgoszczy Wydział Inżynierii Mechanicznej Instytut Technik Wytwarzania Zakład Systemów Technicznych i Ochrony Środowiska kontakt: adammroz@utp.edu.pl 9

10

INŻYNIERIA INSTALACJI SOLARNYCH Wstęp Niniejsza Monografia poświęcona jest analizie techniczno - ekonomicznej zastosowania kolektorów słonecznych w systemach przygotowania ciepłej wody użytkowej obiektów użyteczności 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 wysyła w przestrzeń kosmiczną promieniowanie elektromagnetyczne. Energia promieniowania słonecznego, która dociera do granicy atmosfery posiada moc około 1370 W/m 2 i nosi nazwę tzw. stałej słonecznej. Zadaniem kolektora słonecznego jest konwersja energii promieniowania słonecznego w energię wewnętrzną, która następnie poprzez wymianę ciepła przekazywana jest nośnikowi ciepła w celu dalszego jej wykorzystania do przygotowania c.w.u... Podgrzewanie ciepłej 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 energetyczne procesu podgrzewania wody użytkowej może być w pełni pokrywane przez instalację słoneczną. Pomimo tego konwencjonalne źródło ciepła powinno być przygotowane do zabezpieczenia potrzeb energetycznych, związanych z przygotowaniem c.w.u., niezależnie od instalacji słonecznej, ponieważ, mogą się zdarzyć dłuższe okresy złej pogody, w czasie których zapewniony musi zostać również komfort c.w.u.. W Polsce dominujący udział w produkcji energii na potrzeby grzewcze ma węgiel, który 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, geotermalnej, biomasy oraz energii ze źródeł niskotemperaturowych). Podstawowym kryterium wyboru konkretnego systemu przygotowania c.w.u. jest rachunek 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 inwestycyjnych na proponowane rozwiązanie systemu przygotowania ciepłej wody użytkowej dla obiektu użyteczności publicznej oraz kosztów eksploatacyjnych wzrastających wraz z upływem okresu jego użytkowania. 11

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 1. Stan środowiska naturalnego a instalacje solarne Analiza wyników badań środowiska naturalnego z ostatnich kilku dziesięcioleciach wykazała, 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 dotychczasowym 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 naturalny 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 niewystarczające. 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. 12

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 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 smogiem, zanieczyszczeniami wód podskórnych, ciężkimi metalami oraz różnego rodzaju toksycznymi emisjami uszkadzającymi system immunologiczny; - zachwianie równowagi termicznej Ziemi na skutek nasilającego się efektu cieplarnianego; - 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 jeszcze 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 stopniowe 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 źródłem emisji zanieczyszczeń degradujących środowisko naturalne. Dlatego należy dążyć do 13

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI ograniczenia zużycia tego paliwa na rzecz oleju opałowego i gazu, a przede wszystkim odnawialnych 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 warunki nasłonecznienia przypadają na okres od kwietnia do września, ale także w pozostałym okresie od jesieni do wiosny można liczyć na przynajmniej częściowe pokrycie potrzeb ciepła 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 wszystkich 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 największy udział w rocznym bilansie energetycznym budynku. Łącznie potrzeby cieplne ogrzewania 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 14

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze b) Najniższy koszt wytworzenia ciepła Praca instalacji solarnej wymaga minimalnych nakładów energii elektrycznej niezbędnej 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 m 2 może w korzystnych warunkach pracy osiągać moc cieplną około 4 kw (wg certyfikatu Solar Keymark dla nasłonecznienia 1000 W/m 2, 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 wytwarzania 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 45 o C 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 minimum 25-letnim okresie eksploatacji, materiały z którego został zbudowany kolektor słoneczny 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. 15

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 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 dwutlenku 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. 16

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 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. 17

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 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 wysokoenergetycznym (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 długości jego fali. Promieniowanie słoneczne charakteryzuje się dużym zakresem długości fali, niosąc w sobie zróżnicowaną ilość energii. 18

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze Rys. 2.2. Stała promieniowania słonecznego [9] Energia promieniowania słonecznego, która dociera do granicy atmosfery posiada moc około 1370 W/m 2 i nosi nazwę stałej słonecznej (rys.2.2). Stała słoneczna jest średnią w roku kalendarzowym gęstością promieniowania słonecznego, przypadającą na powierzchnię płaską, ustawioną prostopadle do kierunku biegu promieni słonecznych. Jest ona stale korygowana, a jej obowiązująca wartość podawana jest przez World Radiation Center (Światowe 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 miesiącach letnich - gęstość promieniowania słonecznego dla obszaru Polski wynosi ok. 1000 W/m 2, natomiast w miesiącach zimowych ok. 400 W/m 2. Różnice te spowodowane są zmianami wysokości 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 zamieniana jest w nim w energię użyteczną, pomniejszoną o jego straty cieplne (rys. 2.3). Rys. 2.3. Bilans energii promieniowania słonecznego [7] 19

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI Najbardziej uprzywilejowanym rejonem Polski pod względem napromieniowania słonecznego 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] 20

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 3. Charakterystyka kolektorów słonecznych W tym rozdziale zostaną przedstawione kolektory słoneczne pod względem: - zasady działania; - elementów składowych; - charakterystycznych parametrów. 3.1. Zasada działania kolektora słonecznego Zadaniem kolektora słonecznego (1) jest konwersja energii promieniowania słonecznego 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 podgrzania wody w basenie. Transport nośnika ciepła (niezamarzającego) zapewnia zespół pompowy (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 słonecznych Zasadniczym 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 iloraz 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 21

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI promieniowanie podczerwone), a także odporność na działanie wysokich temperatur. I tak dla absorbera odkrytego nieselektywnego maksymalna temperatura pracy wynosi 70 o C, dla absorbera zakrytego nieselektywnego 110 o C, natomiast dla absorbera zakrytego selektywnego 200 o C. Przekroczenie wyżej wymienionych temperatur w przypadku awarii instalacji odbierającej ciepło, powoduje uplastycznienie (degradację) materiału absorbera i tym samym uszkodzenie powłoki, co często skutkuje zaparowaniem przesłony przezroczystej cząsteczkami 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 rozszerzalności termicznej, odpornością na wysokie temperatury oraz działanie czynników atmosferycznych. Większą trudność stanowi zastosowanie dobrej i jednocześnie przezroczystej 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 zachodzi na drodze: konwekcji, przewodzenia i promieniowania cieplnego w zakresie fal podczerwonych. Jednocześnie pokrycie to powinno charakteryzować się wysoką przepuszczalnością promieniowania słonecznego (transmisją), odpornością na promieniowanie nadfioletowe (promieniowanie UV) oraz trwałością i wytrzymałością, zapewniając bezpieczne przeniesienie obciążeń od wiatru, deszczu, gradu czy nacisku wywołanego przez śnieg. Powinno ono równocześnie umożliwiać kompensację wydłużeń spowodowanych zmianami temperatury w przedziale od -25 o C do +150 o C, a także zapewniać hermetyczność kolektora w celu ograniczenia strat ciepła i przeciwdziałać osiadaniu kurzu na powierzchni absorbera. 3.3. Parametry kolektorów słonecznych Na sprawność kolektora słonecznego wpływają jego elementy konstrukcyjne, a w szczególności właściwości przesłony przezroczystej absorbera oraz skuteczność izolacji cieplnej 22

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 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 [-], k 1 liniowy współczynnik przewodzenia ciepła [W/m 2 K], k 2 nieliniowy współczynnik przewodzenia ciepła [W/m 2 K 2 ], T abs temperatura absorbera [ºK], T o temperatura otoczenia [ºK]. Energia promieniowania słonecznego padająca na powierzchnię kolektora pomniejszona jest o jego straty optyczne oraz straty cieplne. Straty optyczne są wynikiem pochłonięcia i odbicia promieniowania słonecznego przez osłonę przezroczystą kolektora, natomiast straty cieplne są wynikiem wymiany ciepła między absorberem a otoczeniem, i ściśle zależą od różnicy temperatur ΔT między temperaturą absorbera T abs i temperaturą otoczenia T o. 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 η o (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 I smin, przy której kolektor słoneczny zaczyna gromadzić energię wewnętrzną. Wartość ta jest ściśle zależna od różnicy temperatur ΔT między temperaturą absorbera T abs i temperaturą otoczenia T o. Im wartość ta jest wyższa, tym kolektor słoneczny generuje większe straty ciepła do otoczenia, a w konsekwencji tego zmienia się jego wartość progowa I smin. Wartość progową natężenia promieniowania słonecznego I smin opisuje zależność (3.2), a jej interpretację graficzną przedstawia rysunek 3.4. 23

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI (3.2) gdzie: I smin wartość progowa natężenia promieniowania słonecznego kolektora słonecznego [W/m 2 ], 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 pewna ilość ciepła, jaką kolektor słoneczny traci do otoczenia. Ilość ta zależy od wspomnianej różnicy temperatur ΔT = T abs -T o. Przyjmując założenie, że temperatura powierzchni absorbera wynosi ok. +30 o C, przy temperaturze otoczenia ok. +20 o C, to straty ciepła kolektora kształtują się na poziomie ok. 20 W/m 2. Czyli z całej powierzchni kolektora płaskiego strata ta wynosi zaledwie 45 W. Jeżeli jednak podczas słonecznego dnia powierzchnia absorbera nagrzeje się do temperatury np. +80 o C, wówczas straty ciepła mogą przekroczyć 75 W/m 2, czyli dla całego kolektora prawie 150 W. To już oznacza znaczny strumień traconej energii. 24

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 4. Ocena techniczno-ekonomiczna rozwiązań systemów podgrzewania c.w.u. z wykorzystaniem kolektorów słonecznych Podgrzewanie wody użytkowej jest najkorzystniejszym zastosowaniem instalacji kolektorów 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 słonecznej. 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 słonecznych, 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 - wykorzystywana energia słoneczna (pokrycie zapotrzebowania energetycznego procesu przygotowania c.w.u..); kolor niebieski - zapotrzebowanie energetyczne nie pokryte przez instalację słoneczną (dogrzewanie przez inne źródło ciepła). 25

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 4.1. Budowa instalacji słonecznej przeznaczonej do przygotowania c.w.u. Instalacja słoneczna przeznaczona do przygotowania c.w.u.. składa się z czterech podstawowych 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) pompowy Kompletna stacja pompowa umożliwia łatwe i nieskomplikowane podłączenie wszystkich 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 słonecznego wraz ze zintegrowanymi termometrami (2); - separatora powietrza (1); - rotametru do pomiaru i regulacji przepływu strumienia nośnika ciepła (4); 26

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze - 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 słonecznej Układ 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] 27

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI Rys. 4.5. Schemat ideowy sterowania instalacją solarną [17] Zadaniem sterownika jest kontrola utrzymywania nastawionej różnicy temperatur pomiędzy 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 słonecznego (3). Następuje wówczas proces podgrzewania c.w.u.. w zasobniku. Jeżeli w wyniku zmniejszonej intensywności promieniowania słonecznego różnica temperatur obniży się poniżej nastawionej wartości zadanej (<8K), wtedy układ regulacyjny spowoduje zmniejszenie prędkości obrotowej pompy obiegowej (3), co z kolei przyczyni się do zmniejszenia przepływu 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 przypadku niedostatecznej temperatury c.w.u.. w zasobniku, załączone zostaje jej dogrzewanie przez np., konwencjonalny kocioł grzewczy. 4.1.4. Zasobniki słoneczne W 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). 28

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze Rys. 4.6. Budowa biwalentnych zasobników słonecznych [10]: a) zasobnik c.w.u.. typu Logalux SM ładowany poprzez wężownicę solarną; 1- anoda magnezowa, 2 - izolacja cieplna, 3 - wylot ciepłej wody, 4 - zbiornik zasobnika, 5 - górny wymiennik ciepła (rurowe powierzchnie wymiany ciepła) dla konwencjonalnego dogrzewania wody pitnej 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 pojemność wody podgrzewana jest równomiernie do określonej temperatury, natomiast w zasobnikach 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 29

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 4.2. Lokalizacja kolektora słonecznego O miejscu montażu kolektora słonecznego decydują dwa parametry: orientacja względem stron świata oraz kąt nachylenia kolektora słonecznego do poziomu. 4.2.1. Orientacja względem stron świata Kolektor słoneczny osiąga największą wydajność cieplną wtedy, kiedy jego usytuowanie nie odbiega (w granicach +/- 15 o ) 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 kierunku wschodnim. 4.2.2. Kąt nachylenia powierzchni kolektora słonecznego do poziomu Kąt nachylenia powierzchni kolektora słonecznego do poziomu zależy od kąta padania 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] 30

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze Rys. 4.9. Kąt padania promieni słonecznych w zależności od pory roku [15] Polska znajduje się na szerokości geograficznej równej około 50 o. Kąt padania promieni słonecznych dla tej szerokości zmienia się o ok. +/- 23 o (rys. 4.10a), dlatego kąt nachylenia kolektora słonecznego powinien zmieniać się w granicach od 27 do 73 o (rys. 4.10b). I tak, dla okresu jesienno-zimowego, kąt nachylenia powinien być wyższy (ok. 60 o ) niż w okresie wiosenno-letnim (ok. 30 o ), natomiast optymalny kąt w okresie jego całorocznej eksploatacji powinien wynosić ok. 40 o. W przypadku innej wartości, należy zwiększyć powierzchnię kolektora 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 systemem 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 wspomagającego, np. podczas wielu pochmurnych dni. 31

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 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) 32

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze W podgrzewaczach tego typu słoneczny wymiennik ciepła (8) podgrzewa jedynie stosunkowo małą ilość wody do temperatury w przybliżeniu równej temperaturze zasilania obiegu słonecznego. Podgrzana objętość wody unosi się ku górze w kierowniczej rurze ciepła (6) do obszaru wyjścia z podgrzewacza (3). Przy normalnym promieniowaniu słonecznym, 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 ciepła słonecznego (8) szybko unosi się ku górze do chwili osiągnięcia danej warstwy o jednakowej 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 słonecznym [21] Rys. 4.13. Unoszenie podgrzanej wody z rury kierowniczej przy niewielkim promieniowaniu słonecznym [21] 33

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI W przypadku niewielkiego promieniowania słonecznego woda podgrzewana jest przykładowo do temperatury 30 o C, unosi się również tylko do warstwy o tej temperaturze. Następnie przepływa przez otwarte przepustnice zwrotne podgrzewacza i podgrzewa ten obszar (rys.4.12, poz.2). Unika się tym samym dalszego przemieszczania wody w rurze kierowniczej (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 podstawowym Stosowanie podgrzewaczy wstępnych instalacji słonecznej oraz podgrzewaczy podstawowych instalacji dodatkowego źródła ciepła znajduje zastosowanie w budynkach o równomiernym profilu zużycia ciepłej wody użytkowej. Instalacja słoneczna podgrzewa wodę wstępnie, natomiast instalacja dodatkowego źródła ciepła dogrzewa ją do wymaganej temperatury poboru. W celu wykorzystania pojemności obu podgrzewaczy przez instalację słoneczną, 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 temperatura w podgrzewaczu podstawowym dodatkowego źródła ciepła (FSX). Wówczas następuje 34

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 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] 35

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 5. Przegląd konstrukcji dostępnych na rynku kolektorów słonecznych W tym rozdziale przedstawiono konstrukcje dostępnych na rynku kolektorów słonecznych wraz z ich oceną parametryczną. 5.1. Płaskie kolektory słoneczne Budowę płaskiego kolektora słonecznego typu Logasol SKN 3.0 firmy Buderus pokazano 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 słoneczny firmy Buderus typu Logasol SKN 3.0 zaopatrzony jest w absorber selektywny (7), który praktycznie w całości pochłania padające promieniowanie słoneczne (promieniowanie nadfioletowe) 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, przyczyniającą się do wzrostu sprawności cieplnej kolektora, wskutek rozpraszania padającego promieniowania słonecznego. Ponadto szyba słoneczna chroni absorber przed konwekcyjnym oddziaływaniem wiatru, a także stanowi ekran dla promieniowania podczerwonego, emitowanego 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). 36

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze Na rysunku 5.2 przedstawiono sprawność całkowitą kolektora słonecznego typu Logasol SKN 3.0 dla natężenia promieniowania słonecznego równego I s = 800 W/m 2, natomiast na rysunku 5.3 podano jego wartości progowe natężenia promieniowania słonecznego I smin. Tabela 5.1. Charakterystyka techniczna płaskiego kolektora słonecznego typu Logasol SKN 3.0 firmy Buderus [21] Rodzaj budowy Powierzchnia zewnętrzna (powierzchnia brutto) SKN 3.0-s SKN 3.0-w m 2 2,37 Powierzchnia czynna (dopływu światła) m 2 2,25 Powierzchnia absorbera (powierzchnia netto) m 2 2,23 Pojemność absorbera dm 3 0,86 1,25 Selektywność stopień absorpcji % 96 stopień emisji % 12 Ciężar kg 41 42 Sprawność optyczna % 77 Efektywny współczynnik przewodzenia ciepła liniowy k1 W/m 2 K 3,681 nieliniowy k2 W/m 2 K 2 0,0173 Pojemność cieplna kj/m 2 K 2,96 Współczynnik korekcyjny kąta promieniowania I AM/50 C 0,911 Maksymalna temperatura robocza o C 120 Temperatura stagnacji o C 188 Nominalny objętościowy strumień przepływu nośnika ciepła dm 3 /h 50 Maksymalne nadciśnienie robocze (ciśnienie próbne) bar 6 Wydajność Uzysk kolektora 1) kwh/m 2 rok 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 dm 3. 37

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 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 potrzebuje 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 ekologicznym w Europie, zwanym potocznie Błękitny anioł. System certyfikacji, z którym jest on związany, powstał w 1977 roku. Szczegółowe kryteria jego oceny podane są w wymaganiach o symbolu RAL UZ 73. Podstawowym kryterium oceny prezentowanego kolektora jest uzyskiwanie minimalnej rocznej wydajności cieplnej na poziomie 525 kwh/m 2 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 I smin dla kolektora słonecznego typu Logasol SKN 3.0. [7] 38

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 5.2. Próżniowe kolektory słoneczne Budowę próżniowego kolektora słonecznego typu Vaciosol CPC6/CPC12 firmy Buderus pokazano na rysunku 5.4, natomiast jego charakterystykę techniczną przedstawiono w tabeli 5.2. Ze względu na naprężenia mechaniczne wywołane próżnią, kolektor ten zbudowany jest z rur szklanych o podwójnej ściance (10), w których naprężenia są lepiej przenoszone 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 współczynnikiem 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 przepływa 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 słonecznego padającego na powierzchnię absorbera, a także skupia je niezależnie od kierunku ich 39

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI padania (rys. 5.5). Dzięki temu następuje zwiększenie wydajności cieplnej prezentowanego kolektora. Ponadto lustro charakteryzuje się wysokim współczynnikiem odbicia promieniowania słonecznego, a także odpornością na korozję atmosferyczną. Tabela 5.2. Charakterystyka techniczna kolektora słonecznego typu Vaciosol CPC12/CPC6 firmy Buderus [21] Rodzaj budowy CPC 6 CPC 12 Powierzchnia zewnętrzna (powierzchnia brutto) Powierzchnia czynna (dopływu światła) m 2 1,43 2,82 m 2 1,28 2,56 Pojemność absorbera dm 3 0,97 1,91 Selektywność stopień absorpcji % >0,95 stopień emisji % <0,05 Ciężar kg 24 46 Sprawność optyczna % 66,5 Efektywny współczynnik przewodzenia ciepła liniowy k 1 W/m 2 K 0,721 nieliniowy k 2 W/m 2 K 2 0,006 Pojemność cieplna kj/m 2 K 7,974 Temperatura stagnacji o C 294 Nominalny obj. strumień nośnika ciepła dm 3 /h 46 92 Maksymalne nadciśnienie robocze (ciśnienie próbne) Wydajność bar 10 Uzysk kolektora 2) kwh/m 2 rok 525 RAL-UZ 73 ( niebieski anioł ) kryteria zostały spełnione Przewidywalna wydajność (Uzysk) 2) kwh/m 2 rok 611 EG badania typu Z-DDK- MUC-04-100029919-005 1) Przewidywana wydajność (uzysk) w oparciu o normę DIN 4757, przy powierzchni kolektora 5 m 2 oraz 200 dm 3 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 dm 3. 40

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze Rys. 5.5. Zasada działania lustra w kolektorach prożniowych CPC, skupiających promieniowanie słoneczne na powierzchni absorbera [21] 5.3 Porównanie kolektorów słonecznych Wybierając system grzewczy oparty na bezpośrednim wykorzystaniu energii słonecznej, w skład którego wchodzą kolektory słoneczne, zastanawiamy się jaki rodzaj kolektorów zastosować: 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 T abs i temperaturą otoczenia T o otrzymują od Słońca identyczną ilość energii promieniowania słonecznego, ponieważ posiadają taką samą sprawność cieplną. Zależność tą ilustruje punkt przecięcia charakterystyk sprawnościowych omawianych kolektorów pokazanych na rysunku 5.6. 41

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 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, sprawność 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 wzrostem 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. 42

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 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 dm 3 o temp. 45 o C 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 nadmorskie 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. 43

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 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 transmisyjności (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 o C. Kolektory próżniowe mogą mieć jeszcze wyższe temperatury stagnacji na poziomie przekraczającym 300 o C. Jakie skutki może przynosić 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 przegrzewanie zagraża trwałości czynnika grzewczego. Dobrej klasy czynniki grzewcze (glikole) są w stanie wytrzymywać długotrwałe podwyższone 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 o C od lewej: nowy, po 14 dobach, po 26 i po 42 dobach. Wytrącenie osadów nastąpiło po 42 dobach (1008 godzinach) stałego podgrzewania do 235 o C. Zmiana koloru glikolu świadczy o występowaniu podwyższonych temperatur 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 słonecznych, 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 fazie stanu stagnacji, glikol przy temperaturze rzędu 140 150 oc będzie wypierany z kolektora słonecznego i przez to nie poddawany przegrzewaniu. 44

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze Rys. 6.2. Stan skupienia glikolu propylenowego w zależności od ciśnienia i temperatury. Przykładowo 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 o C nastąpi 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 wysokie 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 przyłączami. 45

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI Para wodna powstająca w razie wrzenia roztworu glikolu z wodą wypełnia orurowanie od górnej części. Brak zasyfonowań i dolne przyłącza pozwalają na szybkie wypieranie 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. Decydujące 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 temperatur 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 roztworze 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 badawczych szczególnie w Niemczech i Austrii. Na tych rynkach zetknięto się najwcześniej z tego rodzaju problematyką na przełomie lat 90/00, gdy zastosowanie w budowie kolektorów 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 46

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze - niekorzystne prowadzenie przewodów zasilania i powrotu z baterii kolektorów słonecznych - niewłaściwy dobór wielkości naczynia wzbiorczego i jego usytuowanie w systemie solarnym Rys. 6.5. Porównanie przebiegu stanu stagnacji w zależności od układu orurowania absorbera kolektora słonecznego. Przy niekorzystnym układzie (brak dolnych przyłączy) następuje zwiększony wzrost ciśnienia w instalacji solarnej oraz wydłużony czas wrzenia i przegrzewania czynnika grzewczego (glikolu) 47

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 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. (1000dm 3 ), 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 funkcjonowania 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 Redłowie przy ul. Legionów 121. W 1996 roku przekształcono nazwę na Dom Pomocy Społecznej, a od 1996 roku DPS jest jednostką organizacyjną Urzędu Miasta Gdyni. W styczniu 2010 roku w okresie jubileuszu 50-lecia oddano do użytku długo oczekiwany nowy Dom Pomocy Społecznej przy ul. Pawiej w jednej z dzielnic Gdyni Pustki Cisowskie. 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 podstawowy sprzęt z uwzględnieniem gustu i upodobań mieszkańca. Dom zapewnia 3 posiłki dziennie z możliwością wyboru posiłku dietetycznego, zgodnie ze wskazaniem lekarza oraz możliwość otrzymania posiłku dodatkowego. Oprócz pokoi mieszkalnych przewidziano w nim pomieszczenia ogólne: sale dziennego pobytu, salę terapii zajęciowej, salę gimnastyczną, świetlicę, a także kaplicę. 48

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 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 [dm 3 /d] Ilość pensjonariuszy 50 50 Ilość pracowników opiekuńczo - terapeutycznych 8 40 Ilość pracowników medyczno - terapeutycznych 6 40 Ilość pracowników obsługi 5 20 Ilość pracowników kuchni 4 40 Ilość wydawanych posiłków 150 4 Średni dobowy rozbiór ciepłej wody użytkowej: q dsr = U q c, [dm 3 /d] (7.1) gdzie: U liczba jednostek, U=80 osób, q c przyjęte do obliczeń jednostkowe dobowe zapotrzebowanie na ciepłą wodę użytkową na jednego mieszkańca, q c =50 dm 3 /M d. q dsr = (50 50)+(8 40)+(6 40)+(5 20)+(4 40)+(150 4) = 3920 [dm 3 /d] Średni godzinowy rozbiór ciepłej wody użytkowej gdzie: τ liczba godzin użytkowania instalacji c.w.u.. w ciągu doby, τ = 12 h/d (7.2) 49

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI Maksymalny godzinowy rozbiór ciepłej wody użytkowej q h max = q hsr N h, [dm 3 /h] (7.3) gdzie: N h współczynnik godzinowej nierównomierności rozbioru c.w.u.. [-], N h = 9,32 U -0,244 = 9,32 73-0,244 = 3,27 [-] (7.4) q h max = 236 3,27 = 1066 dm3 /h Maksymalne obliczeniowe zapotrzebowanie na moc cieplną na cele c.w.u.. gdzie: c w ciepło właściwe wody, 4,19 kj/kg K, ρ gęstość wody, ρ =1,0 kg/dm 3, t c temperatura ciepłej wody użytkowej, t c =55 C, t z temperatura zimnej wody użytkowej, t z =10 C. (7.5) Aby móc pokryć maksymalne obliczeniowe zapotrzebowanie na moc cieplną na cele c.w.u.. dla DPS w Gdyni w wysokości 1066dm 3 /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. = q dsr c w ρ (t c t z ), [kwh / d] (7.7) gdzie: c w ciepło właściwe wody, 4,19 kj/kg K, ρ gęstość wody, ρ =1,0 kg/dm 3, t c temperatura ciepłej wody użytkowej, t c =45 C, t z temperatura zimnej wody użytkowej, t z =10 C. 50

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 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 3920dm 3 od 10 o C do 55 o C wynosi 205,31kWh na dobę, 6159,3 kwh miesięcznie, natomiast 73911,6 kwh rocznie. Dla przykładu przyjmując 50% pokrycie zapotrzebowania na energię cieplną do przygotowania c.w.u. przez kolektory słoneczne oraz średnioroczny uzysk z kolektora słonecznego poziomie 525kWh/m 2 rok należałoby dobrać 70m 2 powierzchni kolektorów słonecznych. 51

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 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 3920dm 3 /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 zostały 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 1 Rozwiązanie koncepcyjne Wariant 1 pokazano na rysunku 8.1. Przedstawia on schemat ideowy instalacji słonecznej służącej do przygotowania c.w.u. z użyciem podgrzewaczy wstępnego oraz podstawowego z wykorzystaniem pompy przeładowującej między tymi podgrzewaczami (opis systemu przedstawiono w rozdziale 4.4). 52

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze Rys. 8.1. Schemat ideowy systemu podgrzewu c.w.u. w instalacji słonecznej z podgrzewaczem wstępnym oraz podstawowym z wykorzystaniem pompy przeładowującej Wariant 1 8.1.2. Rozwiązanie Wariant 2 Rozwiązanie koncepcyjne Wariant 2 pokazano na rysunku 8.2. Przedstawia on schemat ideowy instalacji słonecznej służącej do przygotowania c.w.u. z użyciem podgrzewacza biwalentnego c.w.u. (opis systemu przedstawiono w rozdziale 4.3) 53

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI Rys. 8.2. Schemat ideowy systemu podgrzewu c.w.u. w instalacji słonecznej z podgrzewaczem biwalentnym Wariant 2 8.1.3. Rozwiązanie Wariant 3 Rozwiązanie koncepcyjne Wariant 3 pokazano na rysunku 8.3. Przedstawia on schemat 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). 8.1.4. Rozwiązanie Wariant 4 Rozwiązanie koncepcyjne Wariant 4 pokazano na rysunku 8.1. Przedstawia on schemat ideowy instalacji słonecznej służącej do przygotowania c.w.u. z użyciem podgrzewacza wstępnego oraz podstawowego. 54

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze Rys. 8.3. Schemat ideowy systemu podgrzewu c.w.u. w instalacji słonecznej z podgrzewaczem biwalentnym z syfonem termicznym Wariant 55

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI Rys. 8.4. Schemat ideowy systemu podgrzewu c.w.u. w instalacji słonecznej z podgrzewaczem wstępnym oraz podstawowym Wariant 4 8.2. Kryteria doboru systemu podgrzewu wody użytkowej w instalacji słonecznej Kryteria stosowane przy wyborze odpowiedniego systemu podgrzewania wody użytkowej instalacji słonecznej: - zapewnienie okresowego przegrzewu podgrzewaczy c.w.u. w celu eliminacji bakterii legionella, - zapewnienie w pełni automatycznej pracy, - łatwość obsługi, - możliwość podłączenia do systemu podgrzewu c.w.u. instalacji słonecznej w analizowanym obiekcie istniejących podgrzewaczy c.w.u., - możliwość podgrzewu c.w.u. w istniejących podgrzewaczach c.w.u. w analizowanym obiekcie energią promieniowania słonecznego, - wielkość instalacji. 56

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 8.3. Wybór rozwiązania koncepcyjnego systemu podgrzewania c.w.u. instalacji słonecznej Wybór odpowiedniego rozwiązania koncepcyjnego systemu podgrzewania c.w.u. instalacji 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 Waga nr 1 nr 2 nr 3 nr 4 1 2 zapewnienie okresowego przegrzewu podgrzewaczy c.w.u. w celu eliminacji bakterii legionella zapewnienie w pełni automatycznej pracy 20% 5 5 5 5 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 20% 5 0 0 5 podgrzewaczy c.w.u. Możliwość podgrzewu wody użytkowej w istniejącym podgrzewaczu c.w.u. w analizowanym obiekcie energią promieniowania 20% 5 0 0 0 słonecznego 5 Wielkość instalacji 10% 3 5 5 2 Szybkość 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. 57

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 4,3 2,5 3 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. instalacji słonecznej, opierając się na przyjętych kryteriach oceny, najkorzystniejszym rozwiązaniem 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 obiektu Założenia 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 sprawnościowych wytypowanych kolektorów w zależności od różnicy temperatury między temperaturą kolektora słonecznego a temperaturą otoczenia przedstawiono na rysunku 8.2. Zostały one opracowane dla promieniowania słonecznego wynoszącego 1000 W/m 2. 58

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze Rys. 8.6. Charakterystki sprawności całkowitej kolektorów słonecznych typu: Logasol SKS4.0 (charakterystyka - 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 charakteryzuje się kolektor słoneczny typu Logasol SKS4.0, jednocześnie posiada on wyższą sprawność do różnicy temperatur sięgającej ΔT<50K w porównaniu do płaskiego kolektora 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 analizy kolektorów, jednak osiąga on najwyższą sprawność przy różnicy temperatur powyżej ΔT>35K w porównaniu do płaskiego kolektora słonecznego typu Logasol SKN4.0 a w porównaniu 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 1m 2 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 jednowarstwowym 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. 59

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI Izolacja cieplna wykonana z wełny mineralnej o grubości 55mm zapewnia duży opór cieplny i wysoką wydajność kolektora, jest również odporna na zmiany temperatury i działanie gazów. Miedziany absorber powierzchniowy posiada pokrycie wysokoselektywne wykonane w technologii próżniowej, które zapewnia szczególnie dobre przewodzenie ciepła do podwójnego 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 zmniejsza straty ciepła. Zamknięta komora - tak jak przy szybach termicznych - wypełniona jest ciężkim gazem szlachetnym ograniczającym konwekcję. Dzięki hermetycznie szczelnej konstrukcji kolektora, pokrycie absorbera dodatkowo chronione jest zarówno przed wpływem środowiska naturalnego, jak i wilgotnego powietrza, pyłu i substancji szkodliwych. Zastosowane 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 równoległego 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 kolektora; 1- szyba ochronna; 2- absorber pełnopowierzchniowy; 3- podwójny meander; 4- izolacja cieplna; 5- tylnia ściana obudowy. 60

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze Rys. 8.8. Przekrój kolektora typu Logasol SKS4.0-s firmy Buderus z wypełnieniem gazem szlachetnym [21]: 1-szyba ochronna; 2- elementy dystansowe ze stali szlachetnej; 3-wypełnienie gazem szlachetnym; 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-w Powierzchnia zewnętrzna (powierzchnia brutto) m 2 2,37 Powierzchnia czynna (dopływu światła) m 2 2,1 Powierzchnia absorbera (powierzchnia netto) m 2 2,1 Pojemność absorbera dm 3 1,43 1,76 Selektywność absorbera stopień absorpcji % 95 stopień emisji % 5 Ciężar kg 46 47 Sprawność % 85,1 Efektywny współczynnik przewodzenia ciepła k1 W/m 2 K 4,0360 k2 W/m 2 K 0,0108 61

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI Pojemność cieplna kj/m 2 K 4,82 Współczynnik korekcyjny kąta promieniowania I AM/50 C 0,95 Maksymalna temperatura robocza o C 120 Temperatura stagnacji o C 204 Nominalny obj. strumień przepływu nośnika ciepła dm 3 /h 50 Maksymalne nadciśnienie robocze (ciśnienie próbne) bar 10 Wydajność Uzysk k W h / m 2 kolektora 1) 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 dm 3. 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 dm 3 ; - zakładany roczny stopień pokrycia zapotrzebowania na c.w.u. przez kolektory słoneczne dla analizowanego obiektu na poziomie 55%; - zakładana temperatura c.w.u. 45 o C; - lokalizacja kolektorów słonecznych w kierunku południowym; - kąt nachylenia kolektorów słonecznych 40 o ; - montaż kolektorów słonecznych na dachu skośnym, dachówka; - stacja meteorologiczna: Gdańsk Port Północny. Na podstawie powyższych założeń za pomocą autorskiego programu SOLAD [22] dobrano 24 kolektory słoneczne typu Logasol SKS4.0-s firmy Buderus. Zestawienie energetyczne pracy instalacji słonecznej wg danych stacji meteorologicznej Gdańsk Port Północny przedstawiono na rysunku 8.9. 62

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 7000,0 6000,0 5000,0 4000,0 3000,0 2000,0 1000,0 0,0 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 kolektor słoneczny typu Logasol SKS4.0-s firmy Buderus. 8.5.1. Dobór podgrzewaczy c.w.u. Do istniejącego podgrzewacza c.w.u. o pojemności 1000dm 3 projektuje się dodanie trzech podgrzewaczy o pojemności 1000dm 3 każdy typu Logalux SU1000.. 8.5.2. Dobór stacji pompowej instalacji słonecznej Na podstawie materiałów do projektowania instalacji słonecznych firmy Buderus dobrano 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 termometrem na zasilaniu i powrocie obiegu słonecznego oraz ochrona cieplna. 63

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 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 grawitacyjny otwarty ręcznie. Pozycja 90 = kurek zamknięty 2 - Śrubunek z pierścieniem zaciskowym (wszystkie przyłącza obiegu przedniego i powrotnego) 3 - Zawór bezpieczeństwa 4 - Manometr 5 - Przyłącze dla membranowego naczynia rozszerzalnościowego 6 - Kurek do napełniania i opróżniania 7 - Pompa słoneczna 8 - Wskaźnik strumienia objętości 9 - Separator powietrza 10 - Zawór regulacyjny/odcinający RL - Obieg powrotny od odbiornika do kolektora VL - Obieg przedni od kolektora do odbiornika 64

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze Tabela 8.2. Charakterystyka techniczna i wymiary stacji typu Logasol KS0150 [21] Kompletna stacja Logasol Jednostka KS0150 Wersja - 2-pionowa Liczba kolektorów - 21-50 Pompa solarna Grundfos Typ Solar 25-120 Długość mm 130 Elektryczne napięcie zasilające V 230 Częstotliwość Hz 50 Max pobór mocy W 230 Max natężenie prądu A 1,01 Przyłącze śrubunku z pierścieniem zaciskowym mm 28 Zawór bezpieczeństwa bar 6 Manometr - istnieje Urządzenie odcinające - istnieje (obieg przedni/powrotny) Termometr (obieg przedni/powrotny) - istnieje Hamulec grawitacyjny (obieg przedni/powrotny) - istnieje Zakres nastawczy ogranicznika przepływu l/min 20-42,5 Separator powietrza zintegrowany - istnieje Przyłącze stacji napełniającej - istnieje Przyłącze MAG cal G1 Szerokość B mm 290 Wymiary Wysokość H mm 355 Głębokość 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 przypadku należy ponownie przeprowadzić rozruch instalacji. Minimalną pojemność całkowitą naczynia wzbiorczego wyznaczono w oparciu o normę PN-B-02414. (zależność 8.3) 65

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI (8.3) gdzie: V n,min - Minimalna pojemność całkowita naczynia wzbiorczego w dm 3 ; V A - Pojemność instalacji w dm 3 ; n - Współczynnik rozszerzalności (= 7,3 % przy różnicy 100 K); V D - Objętość odparowania w dm 3 ; p e - Ciśnienie końcowe naczynia wzbiorczego; p 0 - Ciśnienie napełnienia naczynia wzbiorczego; n - Liczba kolektorów; V K - Pojemność kolektora Ciśnienie wstępne membranowego naczynia wzbiorczego Ciśnienie wstępne p v membranowego naczynia wzbiorczego musi zostać na nowo ustalone przed napełnieniem instalacji słonecznej z uwzględnieniem wysokości statycznej. (Zależność 8.4 oraz rysunek 8.11): p v = 0,1h stat + 0,4 (8.4) gdzie: h stat - wysokość statyczna w [m] między środkiem naczynia wzbiorczego a najwyższym punktem instalacji słonecznej 0,4 - ciśnienie pary nośnika ciepła w [bar] w stanie stagnacji (200 O C) płaskich kolektorów słonecznych, 1,7 bara w stanie stagnacji (300 O C) próżniowych kolektorów słonecznych. Rys. 8.11. Ciśnienie wstępne membranowego naczynia wzbiorczego, gdzie: p V 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 membranie tworzy się równowaga między ciśnieniem cieczy a ciśnieniem gazu. Zasób wstępny 66

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze V v wprowadzany jest w stanie zimnym i kontrolowany poprzez ciśnienie napełniania p o 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 p v naczynia wzbiorczego. Dzięki temu w przypadku stagnacji kolektorów słonecznych uzyskiwana jest kontrolowana temperatura parowania nośnika ciepła na poziomie 120 C. (Zależność 8.5 oraz rysunek 8.12) p o = p v + 0,3 (8.5) Rys. 8.12. Ciśnienie napełniania membranowego naczynia wzbiorczego, gdzie: p 0 - ciśnienie napełniania w naczyniu wzbiorczym; V V - zasób wstępny [21] Odchylenie od optymalnego ciśnienia wstępnego lub ciśnienia napełniania skutkuje zawsze 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 ciepła do naczynia wzbiorczego V e, część gazowa w naczyniu jest kompresowana do ciśnienia końcowego p e. Ciśnienie końcowe p e membranowego naczynia wzbiorczego w zależności od ciśnienia uruchamiającego zawór bezpieczeństwa p sv przedstawia zależność 8.6 oraz rysunek 8.13 p e p sv 0,9 dla p sv > 3 bar (8.6) gdzie: p sv - ciśnienie uruchamiające zawór bezpieczeństwa w [bar] 67

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI Rys. 8.13. Ciśnienie końcowe membranowego naczynia wzbiorczego, gdzie: p e - ciśnienie końcowe w naczyniu wzbiorczym; V e - pojemność rozszerzonego nośnika ciepła; V V - 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) V D. 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) V D = n k V k + V DR (8.7) gdzie: n K - Liczba kolektorów; V D - Objętość odparowania w [dm 3 ]; V DR - Objętość w przewodach przyłączeniowych (ok. 5 m) w [dm 3 ]; V K - Objętość kolektora w [dm 3 ]. Pojemność użytkowa naczynia wzbiorczego Minimalną pojemność użytkową naczynia wzbiorczego V u,min wyznaczono na podstawie zależności 8.8. V u,min = V A n + V D (8.8) (8.8) V u,min = 250 0,073 + 32 = 50,25dm 3 gdzie: V u,min - Minimalna pojemność użytkowa naczynia wzbiorczego w dm 3 ; V A - Pojemność instalacji w dm 3 ; n - Współczynnik rozszerzalności (= 7,3 % przy różnicy 100 K); V D - Objętość odparowania w dm 3 ; 68

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze Pojemność całkowita naczynia wzbiorczego Minimalną pojemność całkowitą naczynia wzbiorczego V n,min wyznaczono na podstawie zależności 8.3. Dane do doboru minimalnej pojemności całkowitej naczynia wzbiorczego instalacji słonecznej V n,min dla DPS w Gdyni: V A = 250dm 3 ; V D = 32dm 3 ; p e = 5,4bar; p o (dla h st =20m) = 2,7bar; p v = 2,4bar; n = 32szt; V K = 32dm3. Na podstawie przeprowadzonych obliczeń dobrano naczynie wzbiorcze o pojemności całkowitej 140dm 3 typu Flexcon Solar 140 firmy Flamco. 8.5.4. Automatyka instalacji słonecznej Do 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 układu 2 - Wyświetlacz segmentowy LCD 3 - Pokrętło 4 - 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 obrotów 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 ustalana jest konfiguracja instalacji słonecznej oraz jej funkcja. Wybór dokonywany jest spośród 69

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI układów: do przygotowywania ciepłej wody, wspomagania ogrzewania, czy też ogrzewania 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 zasobników, - regulację wschód/zachód w celu oddzielnej pracy dwóch pól kolektorów, - codzienne podgrzewanie zasobnika podgrzewającego w celu ochrony przed obecnością 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. 70

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze Rys. 8.15. Ochrona przepięciowa (SP1) dla regulacji (przykład montażu). [21] Oznaczenia: FSK - Czujnik temperatury kolektora, KS - Kompletna stacja Logasol KS0150 ze zintegrowanym regulatorem 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 środek przeciw zamarzaniu Solarfluid L firmy Buderus. Płyn ten, to gotowa do użycia mieszanina składająca się z 45% glikolu PP i 55% wody. Bezbarwna mieszanina jest bezpieczna dla żywności i degradowalna biologocznie, zapewnia pracę poniżej 0 o C 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. 71

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 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, starzeją 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 cieczy, 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 powrotnych na polu kolektora należy unikać długich odcinków wznoszących, gdyż w przypadku 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 wysyłkowym Wartość graniczna ph dla wymiany Solarfluid L 45/55 ok. 8 7 72

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 8.6. Projekt instalacji systemu podgrzewania wody użytkowej opartego na kolektorach słonecznych Projekt instalacji systemu podgrzewania wody użytkowej opartego na kolektorach słonecznych składa się z 24 kolektorów typu Logasol SKS4.0-s firmy Buderus. Są one montowane 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 nośnika 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 Logalux SU1000, natomiast instalacja dodatkowego źródła ciepła dogrzewa ją do wymaganej temperatury poboru w podstawowym podgrzewaczu c.w.u.. typu Logalux SU1000 (istniejącym). W celu wykorzystania pojemności podgrzewaczy wstępnych oraz podstawowego przez instalację słoneczną, zaprojektowano pompę przeładowującą (PUM). Ideą jej zastosowania jest podgrzanie wody we wszystkich podgrzewaczach c.w.u.. energią promieniowania słonecznego. Sterownik Logamatic SC40 włącza pompę przeładowującą (PUM), jeżeli temperatura w podgrzewaczach wstępnych instalacji słonecznej (FSS) jest wyższa niż temperatura 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 parametrów 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, 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. Określenie prawidłowego przepływu nośnika ciepła przez kolektor słoneczny nie jest sprawą łatwą technicznie. Nie można go określić w sposób czysto teoretyczny, czy obliczeniowy. Można zatem zbudować najprostszą instalację słoneczną opartą na kolektorach płaskich lub próżniowych, wyposażoną w stację pompową i podgrzewacz ciepłej wody użytkowej, 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 podczas jego pracy. W tym celu należy określić sprawność absorpcji promieniowania słonecznego, przyrost temperatury nośnika ciepła, który przepływa przez kolektor w funkcji natężenia strumienia przepływającego nośnika ciepła. 73

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI Wyniki badań prowadzony przez producenta kolektorów pokazano na rysunku 8.18. Wynika z nich, że istnieje pewien punkt wyznaczony doświadczalne, w którym przecinają 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 kolektorze 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 użytkową 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 natężenie jego przepływu wynosiło ok. 0,045 kg/s (czyli 2,7 kg/min), wówczas sprawność kolektora 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 elektryczna silnika pompy musiałaby być 27 razy większa przy istniejącej instalacji. Rys. 8.17. Schemat ideowy najprostszej instalacji słonecznej [21] 74

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 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 wysoka 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 6 o K. Oznacza to, że jeżeli do kolektora wpływa glikol o temperaturze +30 o C, to wypływa z niego o temperaturze zaledwie +36 o C. To zbyt mało, aby podgrzać wodę w zasobniku do wartości wymaganej w instalacji c.w.u.. Wszystkie te pomiary są realizowanie przy założeniu średniego promieniowania słonecznego, które dla Polski wynosi ok. 800 W/m 2. Zatem, jak w każdej sferze życia, konieczny jest kompromis. W tym przypadku 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 natężeniem przepływu nośnika ciepła [21] 75

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 8.6.2 Ocena energetyczna pracy instalacji słonecznej Tabela 8.4. Ocena energetyczna pracy instalacji słonecznej opartej na dobranych kolektorach słonecznych typu Logasol SKS4.0-s dla analizowanego obiektu wg stacji meteorologicznej Gdańsk Port Północny 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. 6000,0 5000,0 4000,0 3000,0 2000,0 1000,0 0,0 Nadmiar energii słonecznej [kwh] Rys. 8.19. Zestawienie energetyczne pracy instalacji słonecznej opartej na dobranych kolektorach słonecznych typu Logasol SKS4.0-s marki Buderus dla analizowanego obiektu wg stacji meteorologicznej Gdańsk Port Północny 76

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze Temperatura [ C] 60 50 40 30 20 10 Styczeń Luty Marzec Kwiecień Maj Czerwiec Lipiec Sierpień Wrzesień Październik Listopad Grudzień 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. Instalacja 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. podgrzewanej 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 instalacji słonecznej porównując koszt wyprodukowania uzyskanej energii cieplnej z kolektorów słonecznych typu Logasol SKS4.0-s w wysokości 32523kWh/rok z innymi nośnikami energii. W kosztach poszczególnych nośników energii nie uwzględniono kosztów stałych oraz serwisowych ponieważ instalacja słoneczna jest zawsze dodatkowym źródłem wspomagającym 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 słoneczna przynosi niewątpliwie korzyści finansowe. 77

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI PLN/rok 18000 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 Kolektory słoneczne Pompa Ciepła Gaz Ziemny Olej Opałowy Gaz Płynny Energia Elektyczna 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] Pompa ciepła Gaz ziemny grupy E Gaz płynny LPG (50/50%) Olej opałowy OPL Energia elektryczna Opłata za energię elektryczną - taryfa G11 [zł/kwh] Opłata przesyłowa zmienna [zł/kwh] Opłata za paliwo gazowe [zł/m 3 ] Opłata sieciowa zmienna [zł/m 3 ] Opłata za paliwo gazowe [zł/dm 3 ] Opłata za olej opałowy [zł/ dm 3 ] Opłata za energię elektryczną - taryfa G11 [zł/kwh] Opłata przesyłowa zmienna [zł/kwh] 0,28 zł 0,21 zł 1,35 zł 0,60 zł Razem Wartość opałowa Sprawność 0,50 zł 3,6 MJ/kWh 3,5 1,95 zł 38 MJ/m 3 0,92 2,96 zł 2,96 zł 25,02 MJ/dm 3 0,92 4,08 zł 4,08 zł 37,8 MJ/dm 3 0,92 0,28 zł 0,21 zł 0,50 zł 3,6 MJ/kWh 1 Uwaga: W kosztach poszczególnych nośników energii nie uwzględniono kosztów stałych, ponieważ instalacja słoneczna jest zawsze dodatkowym źródłem wspomagającym system 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. 78

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 8.7. Koszt systemu podgrzewania wody użytkowej opartego na kolektorach słonecznych dla DPS w Gdyni Założenia projektowe: przygotowanie ciepłej wody użytkowej przez instalację słoneczną w [dm³] 4000dm 3 montaż kolektorów SKS4.0 dach skośny pokrycie dachu dachówka ukierunkowanie kolektorów słonecznych SKS4.0 południe kąt nachylenia kolektorów SKS4.0 w [ ] 40 o stopień pokrycia zapotrzebowania na c.w.u. przez instalację słoneczną 55% temperatura ciepłej wody użytkowej w [ C] 45 o C stacja meteorologiczna Gdańsk Port Północny Płynu solarnego przez kolektory słoneczne zależy wiele parametrów użytkowych. Koszty inwestycyjne: Lp Nazwa towaru lub usługi Ilość 1 2 3 4 5 7 Kolektor płaski pionowy SKS4.0-s Podstawowy zestaw połączeń dla jednego rzędu kolektorów Zestaw podstawowy do montażu pierwszego w rzędzie kolektora Zestaw rozszerzający do montażu kolejnego w rzędzie kolektora Zestaw zamocowań zestawu podstawowego oraz rozszerzającego do dachu Naczynie wzbiorcze instalacji słonecznej Flexcon Solar 110 Cena netto Wartość netto VAT Wartość brutto 24 3 090,00 zł 74 160,00 zł 23% 91 216,80 zł 3 306,94 zł 920,82 zł 23% 1 132,61 zł 3 301,79 zł 905,37 zł 23% 1 113,61 zł 21 278,10 zł 5 840,10 zł 23% 7 183,32 zł 24 204,97 zł 4 919,28 zł 23% 6 050,71 zł 1 1 040,30 zł 1 040,30 zł 23% 1 279,57 zł 79

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 8 9 10 11 12 3 Nośnik ciepła instalacji słonecznej Solarfluid 10l Nośnik ciepła instalacji słonecznej Solarfluid 20l Stacja pompowa instalacji słonecznej KS0150 Automatyka instalacji słonecznej Logamatic SC40 Podgrzewacz c.w.u.. instalacji słonecznej Logalux SU1000-100 W Podgrzewacz c.w.u.. instalacji kotłowej Logalux SU1000-100 W - istniejący 01 159,65 zł 159,65 zł 23% 196,37 zł 12 299,73 zł 3 596,76 zł 23% 4 424,01 zł 1 4 220,94 zł 4 220,94 zł 23% 5 191,76 zł 1 1 515,13 zł 1 515,13 zł 23% 1 863,61 zł 3 12 144,87 zł 36 434,61 zł 23% 44 814,57 zł 1 0 zł 0 zł 23% 0 zł 4 Materiały instalacyjne (rury, złączki, izolacja itp.) Montaż kolektorów słonecznych 5 Rozruch techniczny instalacji 6 słonecznej 1 15 000,00 zł 15 000,00 zł 23% 18 450,00 zł 1 10 000,00 zł 10 000,00 zł 23% 12 300,00 zł 1 1 000,00 zł 1 000,00 zł 23% 1 230,00 zł Razem 159 712,96 zł 196 446,94 zł 80

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 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 Północny (N kgdańsk ): N kgdańsk = Q roczne r s / ( U rgdańsk η A kolektora ) [-] (9.1) (9.2) gdzie: η sprawność całkowita kolektora słonecznego [-], τα współczynnik transmisji, absorpcji przesłony przezroczystej (sprawność optyczna kolektora słonecznego) [-], k 1 liniowy współczynnik przewodzenia ciepła [W/(m 2 K)], k 2 nieliniowy współczynnik przewodzenia ciepła [W/(m 2 K 2 )], T abs temperatura absorbera [K], T o temperatura otoczenia [K], U rgdańsk roczny uzysk energii promieniowania słonecznego dla stacji meteorologicznej Gdańsk Port Północny [kwh/a], I s średnie dzienne promieniowanie słoneczne [W/m 2 ], Dane: τα 85,1% k 1 4,0360W/(m 2 K) k 2 0,0108W/(m 2 K 2 ) zakłada się323 K T abs T o zakłada się 293 K U rgdańsk 886,35 kwh/a I s 800W/m 2 Obliczenia: η = 69% N kgdańsk = 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. 81

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 9.2. Wpływ temperatury otoczenia oraz temperatury absorbera na sprawność całkowitą dobranego kolektora słonecznego typu Logasol SKS4.0-s Na podstawie zależności (9.3) wyznaczono charakterystykę sprawności całkowitej przyjętego do analizy kolektora typu Logasol SKS4.0, w odniesieniu od różnicy temperatury ΔT między temperaturą absorbera kolektora T abs, i temperaturą otoczenia T o (rys. 9.1). Dane: η O 85,1% k 1 4,0360W/m 2 K k 2 0,0108W/m 2 K 2 I s 1000W/m 2 (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 Logasol SKS4.0 pomniejszona jest o jego straty optyczne oraz straty cieplne. Straty optyczne są wynikiem pochłonięcia i odbicia promieniowania słonecznego przez osłonę przezroczystą kolektora, natomiast straty cieplne są wynikiem wymiany ciepła między absorberem a otoczeniem, i ściśle zależą od różnicy temperatury ΔT między temperaturą absorbera T abs i temperaturą otoczenia T o. 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 sięgającą 85,1%. 82

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 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 promieniowania słonecznego I smin, przy której kolektor słoneczny zaczyna zwiększać swą energię wewnętrzną. (rys. 9.2). Jest ona ściśle zależna od różnicy temperatury ΔT między temperaturą absorbera T abs a temperaturą otoczenia T o. Im wartość ta jest wyższa, tym kolektor słoneczny generuje większe straty ciepła do otoczenia, a w konsekwencji tego zmienia się jego wartość progowa I smin. Dane: η O 85,1% k 1 4,0360W/m 2 K, k 2 0,0108W/m 2 K 2, (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 różnicy temperatury ΔT = T abs -T o. Jeżeli założyć, że temperatura powierzchni absorbera wynosi ok. +30 o C, przy temperaturze otoczenia ok. +20 o C, to straty ciepła kolektora kształtującą się na poziomie 50 W/m 2, zatem z całej powierzchni kolektora płaskiego strata ta wynosi 100W. Ale gdy podczas słonecznego dnia powierzchnia absorbera nagrzeje się do temperatury np. +70 o C, wówczas straty ciepła mogą przekroczyć 200W/m 2, 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 ) 83

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 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/m 2. Wyznaczenie maksymalnej mocy (Q k ) z 24 kolektorów słonecznych typu Logasol SKS4.0 (zależność 9.5): Q k = η (ΔT) I s A k [W] (9.5) gdzie: η (ΔT) sprawność całkowita kolektora słonecznego przy danej różnicy temperatury między temperaturą absorbera T abs a temperaturą otoczenia T o [-], I s natężenie promieniowania słonecznego 1000W/m 2, A k całkowita powierzchnia absorbera kolektorów słonecznych typu Logasol sks4.0-s, równa 50,4m 2 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 T abs i temperaturą otoczenia T o, 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 T abs i temperaturą otoczenia T o. (opracowanie własne za pomocą programu Mathcad ) 84

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze (9.6) gdzie: c p ciepło właściwe nośnika ciepła [kj/kgk], m strumień przepływu nośnika ciepła. Rys. 9.4. Przyrost temperatury nośnika ciepła(δt k (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 (ΔT k (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 (T abs (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 T 1 =45 o C. (9.7) 85

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI Temperatura na wylocie (T 2 (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 T 1 =45 o C. T 2 (m) := T 1 + ΔT k (m) ºC (9.8) Rys. 9.5. Temperatura absorbera (T abs (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 (T 2 (m)) z dobranych kolektorów słonecznych typu Logasol SKS4. 0-s w funkcji przepływu nośnika ciepła (opracowanie własne za pomocą programu Mathcad ) 86

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze Sprawność całkowita (η(m)) z dobranych kolektorów słonecznych typu Logasol SKS4.0 w funkcji przepływu nośnika ciepła przedstawia zależność 9.9, a wyniki obliczeń zamieszczono 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 T o =20 o C Natężenie promieniowania słonecznego I s =1000W/m 2 (9.9) gdzie: ΔT o (m) różnica temperatury między temperaturą otoczenia T o =20 o C, a temperaturą absorbera kolektora słonecznego w funkcji przepływu nośnika ciepła T abs (m) ΔT O (m) := T abs (m) T C [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 wysokości 1800dm 3 /h (30dm 3 /min). 87

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 9.5. Podsumowanie Przy mniejszym o połowę przepływie nośnika ciepła (900dm 3 /h) w porównaniu do zakładanego (1800dm 3 /h), zwiększy się dwukrotnie przyrost temperatury nośnika ciepła w kolektorach. Okazuje się, że zmniejszenie przepływu nośnika ciepła przez instalację słoneczną 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 znaczne obniżenie sprawności samego kolektora słonecznego (rys.9.7). Mechanizm tego procesu jest następujący: mniejszy przepływ nośnika ciepła przez instalację skutkuje znacznym wzrostem temperatury nośnika ciepła opuszczającego kolektor, a zatem podwyższa się średnia temperatura powierzchni absorbera kolektora (9.5). Z kolei podwyższenie temperatury powierzchni absorbera powoduje zwiększenie strat cieplnych kolektora do otoczenia (z uwagi na zwiększenie różnicy temperatury pomiędzy kolektorem a otoczeniem), czyli obniżenie jego sprawności (rys.9.1). Okazuje się, ze podwyższenie średniej temperatury kolektora o 20ºC powoduje wzrost strat ciepła nawet o 100 W/m 2, 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 zaczyna 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 nieskuteczne, ponieważ odkręcenie odpowietrznika, a więc gwałtowne obniżenie ciśnienia w instalacji 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 instalacji 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 nośnika ciepła, co powoduje jeszcze bardziej intensywne jego przegrzewanie (rys. 9.6). W pewnych warunkach, gdy instalacja słoneczna była cyklicznie przegrzewana, zanieczyszczanie się przewodów i niszczenie chemicznie nośnika ciepła postępują lawinowo. Przy założeniu, że przepływ nośnika ciepła jest dwukrotnie większy (3600 dm 3 /h) od wartości wymaganej (1800 dm 3 /h). Również i w tych warunkach skutki tego są możliwe do przewidzenia. Przy dwukrotnie większym przepływie o połowę zmniejsza się przyrost temperatury nośnika ciepła (rys.9.4). Pod względem cieplnym jedyną niekorzystną konsekwen- 88

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 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 jakich wykonane są przewody, wówczas następuje degradacja wewnętrznej powierzchni tych rur. Najczęściej i najszybciej procesy degradacji materiałów przewodów, w wyniku zbyt dużej prędkości przepływu nośnika ciepła, ujawniają się w kolankach miedzianych i w wężownicach 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 przekroczoną 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 wężownicy 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 niezauważalnym przyrostem temperatury nośnika ciepła w kolektorze. 89

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 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 metody 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), i p (10.2) nominalna stopa oprocentowania (dyskontowa), 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 nominalnej stopy oprocentowania (wzór 10.2). W zależności od tych stóp, realna stopa procentowa 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 precyzyjnym 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 obiektu, 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, ograniczono 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. 90

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 1. Koszt zakupu i uruchomienia instalacji systemu podgrzewania c.w.u. dla analizowanego obiektu opartego na kolektorach słonecznych typu Logasol SKS4.0-s IC KS : Lp. 1 2 7 8 10 11 12 14 15 16 Nazwa towaru lub usługi Ilość netto Cena netto Wartość VAT brutto Wartość Kolektor płaski pionowy SKS4.0-s 24 3 090,00 zł 74 160,00 zł 23% 91 216,80 zł Zestaw montażowy kolektorów słonecznych Logasol SKS4.0-s 1 12 585,57 zł 12 585,57 zł 23% 15 480,25 zł Naczynie wzbiorcze instalacji słonecznej Flexcon Solar 110 1 1 040,30 zł 1 040,30 zł 23% 1 279,57 zł Nośnik ciepła instalacji słonecznej Solarfluid L 1 3 756,41 zł 3 756,41 zł 23% 4 620,38 zł Stacja pompowa instalacji słonecznej KS0150 1 4 220,94 zł 4 220,94 zł 23% 5 191,76 zł Automatyka instalacji słonecznej Logamatic SC40 1 1 515,13 zł 1 515,13 zł 23% 1 863,61 zł Podgrzewacz c.w.u.. instalacji słonecznej Logalux SU1000-100 W 3 12 144,87 zł 36 434,61 zł 23% 44 814,57 zł Materiały instalacyjne (rury, złączki, izolacja itp.) 1 15 000,00 zł 15 000,00 zł 23% 18 450,00 zł Montaż kolektorów słonecznych 1 10 000,00 zł 10 000,00 zł 23% 12 300,00 zł 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 2. Szacunkowy koszt eksploatacji instalacji kolektorów słonecznych w skali roku COF KS : - szacunkowy całkowity koszt brutto zużytej energii elektrycznej przez stację pompową instalacji słonecznej (obliczono na podstawie liczby godzin słonecznych wg stacji meteorologicznej 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 91

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 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: Materiały instalacyjne (rury, złączki, izolacja itp.) 9% Montaż kolektorów słonecznych 6% Rozruch techniczny instalacji słonecznej 1% Koszt brutto zużytej energii elektrycznej przez stację pompową instalacji słonecznej Usługi serwisowe (wliczono wymianę nośnika ciepła co 5 lat) 0% 0% Podgrzewacz c.w.u. instalacji słonecznej Logalux SU1000-100 W 23% Kolektor płaski pionowy SKS4.0-s 46% Automatyka instalacji słonecznej Logamatic SC40 1% Stacja pompowa instalacji słonecznej KS0150 3% Nośnik ciepła instalacji słonecznej Solarfluid L 2% Zestaw montażowy kolektorów słonecznych Logasol SKS4.0-s Naczynie 8% wzbiorcze instalacji słonecznej Flexcon Solar 110 1% Rys. 10.1. Udział poszczególnych składników kosztów LCC KS systemu podgrzewania c.w.u. dla analizowanego obiektu, opartego na kolektorach słonecznych typu Logasol SKS4.0-s w okresie 20 lat jego użytkowania Udział poszczególnych składników kosztów LCC KS 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 słonecznych typu Logasol SKS4.0 jego koszty eksploatacyjne są bliskie 0% całkowitych kosztów LCC KS, 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 LCC KS. 92

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 10.2. Analiza techniczno ekonomiczna systemu podgrzewania c.w.u. dla analizowanego 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 słonecznych typu Logasol SKS4.0-s - 32523kWh/rok Koszty LCC w [zł] Zaproponowany dodatkowy system wspomagania c.w.u. 24 Logasol SKS4. 0-s Analizowane podstawowe źródło ciepła kolektorów słonecznych [32] Uwaga!!! W kosztach LCC dodatkowego źródła ciepła nie uwzględniono kosztów inwestycyjnych, stałych oraz serwisowych, 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 7 IC 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 wspomagającym 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- 93

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 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) zł200 000 zł180 000 zł160 000 zł140 000 zł120 000 zł100 000 zł80 000 zł60 000 zł40 000 zł20 000 zł0 1 2 3 4 5 IC b) zł16 000 zł14 000 zł12 000 zł10 000 zł8 000 COF zł6 000 zł4 000 zł2 000 zł0 1 2 3 4 5 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. 94

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 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 analizowanego obiektu wg cen stałych Zapotrzebowanie analizowanego obiektu na c.w.u. = 3920dm 3 /doba. Energia z 24 kolektorów słonecznych typu Logasol SKS4.0-s - 32523kWh/rok Zaproponowany dodatkowy system Analizowane podstawowe źródło ciepła kolektorów słonecznych wspomagania c.w.u. 24 Logasol SKS4.0, 4 Logalux SU1000 Koszty LCC w [zł] Czas wyrównania kosztów LCC zaproponowanego dodatkowego systemu wspomagającego podgrzewanie c.w.u. w porównaniu do systemu podstawowego [a] Bilans ekonomiczny zaproponowanego dodatkowego systemu wspomagającego podgrzewanie c.w.u. w stosunku systemu podstawowego w [zł]. Gdzie + oznacza zyski, zaś - straty w czasie użytkowania Uwaga!!! W kosztach LCC dodatkowego źródła ciepła 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 cieplnej z kolektorów słonecznych - 32523kWh/rok Gruntowa Gaz ziemny Gaz płynny Olej opałowy pompa ciepła 1 2 5 6 7 216 447 zł 92 920zł 130 680 zł 301 120 zł 274 720 zł Poza okresem użytkowania 50 Poza okresem użytkowania 30 14 16-123 527 zł -85 767 zł 84 673 zł 58 273 zł 95

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 300 000 zł 250 000 zł Koszty [zł] 200 000 zł 150 000 zł 100 000 zł 50 000 zł 0 zł 1 2 3 4 5 Rys. 10.3. Koszty LCC poniesione w całym cyklu życia (okres 20 lat) dla wybranych systemów wyprodukowania zaoszczędzonej energii cieplnej z kolektorów słonecznych - 32523kWh/rok dla analizowanego obiektu wg cen stałych 80 000 zł Zyski / straty [zł] 30 000 zł -20 000 zł -70 000 zł 2 3 4 5-120 000 zł Rys. 10.4. Porównanie kosztowe zaproponowanego dodatkowego systemu podgrzewania c.w.u. opartego 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 96

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 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 podgrzewania c.w.u. opartego na kolektorach słonecznych typu Logasol SKS4.0 (LCC KS ) z kosztami cyklu życia systemu porównawczego (kotła na gaz płynny), wyprodukowania zaoszczędzonej energii z kolektorów słonecznych 32523 kwh/rok dla analizowanego 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 (LCC KS ) 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 dodatkowego systemu podgrzewania c.w.u. opartego na kolektorach słonecznych typu Logasol SKS4.0 (LCC KS ) z kosztami cyklu życia systemu porównawczego (kotła na gaz płynny) wyprodukowania zaoszczędzonej energii cieplnej z kolektorów słonecznych równej 32523 97

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 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 dm 3 /doba. Energia z 24 kolektorów słonecznych typu Logasol SKS4.0-s 32523 kwh/rok Zaproponowany dodatkowy system wspomagania c.w.u. 24 Logasol SKS4.0, 4 Logalux SU1000 Analizowane podstawowe źródło ciepła kolektorów słonecznych Uwaga!!! W kosztach LCC dodatkowego źródła ciepła 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 cieplnej z kolektorów słonecznych - 32523kWh/rok Gaz płynny Wpływ realnej stopy procentowej w [%] Koszty LCC w [zł] Czas wyrównania kosztów LCC zaproponowanego dodatkowego systemu wspomagającego podgrzewanie c.w.u. w porównaniu do systemu podstawowego w [a] Bilans ekonomiczny zaproponowanego dodatkowego systemu wspomagającego podgrzewanie c.w.u. w porównaniu do systemu podstawowego w [zł]. Gdzie + oznacza zyski, zaś - straty w czasie użytkowania A B C 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%) 18 lat s > 0 (3%) 14 lat s = 0 11,5 lat s < 0 (-3%) 12 671 zł s > 0 (3%) 84 673 zł s = 0 196 620 zł s < 0 (-3%) 98

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze Wpływ realnej stopy procentowej s na koszty LCC w porównaniu do s = 0 (tabela 10.3) Dla s > 0 (3%): spadek LCC KS o 2%; spadek LCC KGP o 26%; wzrost t o 29%; spadek BE o 85%. Dla s < 0 (-3%): wzrost LCC KS o 4%; wzrost LCC KGP 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 (LCC KS ) 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 rentowności przedsięwzięcia odgrywa realna stopa procentowa s, ponieważ to właśnie ona ma bezpośrednie przełożenie na koszty cyklu życia (LCC) urządzeń. Gdy przyjmuje ona wartości dodatnie (rys. 10.8), wówczas koszty LCC przyrastają wolniej z każdym rokiem użytkowania 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 99

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI (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 (LCC KS ) 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 (LCC KS ) 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. Ilustrację 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 słonecznych 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). 100

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 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 zaopatruje się w ciepłą wodę użytkowa za pomocą pojemnościowego podgrzewacza c.w.u. (1000dm 3 ), którego źródłem ciepła jest kocioł na gaz płynny. Dom jest jednostką organizacyjną 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 przynajmniej 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 charakterystycznie 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 parametrów użytkowych. Prawidłowy jego przepływ ma istotny wpływ na sprawność kolektora słonecznego i na jego wydajność cieplną (moc cieplną). Nieprawidłowo ustawiony może znacznie pogorszyć przenoszenie ciepła ciepła od promieni słonecznych do nośnika 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 przezroczystą 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 równą 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 +30 o C, przy temperaturze otoczenia +20 o C, to straty ciepła kolektora wahają się w granicach 50 W/m 2, czyli dla całej 101

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI powierzchni kolektora płaskiego strata ta wynosi 100W. Gdy podczas słonecznego dnia powierzchnia absorbera nagrzeje się do temperatury np. +70 o C, wówczas straty ciepła mogą przekroczyć 200W/m 2, czyli dla całego kolektora 400W co stanowi już oznacza znaczny strumień traconej energii. - Dobrane kolektory słoneczne typu Logasol SKS4.0 osiągają maksymalną moc przy najwyższej 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: mniejszy przepływ nośnika ciepła przez instalację, skutkuje znacznym wzrostem temperatury nośnika ciepła jaki opuszcza kolektor, a zatem podwyższa się średnia temperatura powierzchni 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/m 2, 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 podgrzewaczy 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 mierze 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 LCCK GP maleją szybciej niż koszty LCC KS, skutkiem czego wydłuża się czas t wyrównania kosztów LCC tych urządzeń (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. 102

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze Koszty LCCKGP rosną szybciej niż koszty LCC KS, 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 dm 3 /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 rozwiązaniem jest Wariant 1 - instalacji słonecznej służącej do przygotowania c.w.u. z użyciem podgrzewacza wstępnego oraz podstawowego c.w.u. z wykorzystaniem pompy przeładowującej 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 dalszej analizy wybrano kolektor słoneczny typu Logasol SKS4.0. Warto podkreślić, że jego cena katalogowa odniesiona do 1m 2 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 dodatkowo chronione jest zarówno przed wpływami środowiska naturalnego, jak i wilgotnym powietrzem, pyłem lub substancjami szkodliwymi. Wyżej wymienione rozwiązanie przyczynia 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. Montowane 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 równoważenia 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 temperatury poboru w podstawowym podgrzewaczu c.w.u.. typu Logalux SU1000 (istniejącym). W celu wykorzystania pojemności podgrzewaczy wstępnych oraz podstawowego przez instalację 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, czerwiec oraz lipiec w pozostałych miesiącach zapotrzebowanie na c.w.u. uzupełnia dodatkowe źródło energii w wysokości 25 914 kwh. 103

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI Przeprowadzając analizę projektowanej instalacji słonecznej pod względem ekonomicznym, 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 instalacja 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 LCC KS. 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 LCC KS. W kosztach LCC dodatkowego źródła ciepła nie uwzględniono kosztów inwestycyjnych (IC), ponieważ zaproponowane kolektory słoneczne są dodatkowym źródłem wspomagającym 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 (LCC KS ) 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 Logasol 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 < 0 104

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 12. Laboratoryjna instalacja solarna na WIM UTP w Bydgoszczy 12.1. Budowa instalacji solarnej Zaprojektowana laboratoryjna instalacja solarna funkcjonująca na Wydziale Mechanicznym 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 podgrzewacza 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] 105

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI Tabela 12.1. Wykaz podstawowych urządzeń instalacji oznakowanych na schemacie Specyfikacja urządzenia Ilość sztuk Kolektor słoneczny, próżniowy typu PE20-58 prod. PROJPRZEM EKO 2 Bezpiecznik termiczny typu Ekspulser MST-01 prod. PROJPRZEM EKO 1 Odpowietrznik i zawór kulowy solarny typ 250 prod. CALEFFI S.p.A., Włochy 2 Pojemnościowy podgrzewacz wody użytkowej - typ biwalentny PEZ302 prod. 1 PROJPRZEM EKO Zawór trójdrogowy przełączający z napędem typ 40612200 prod. Orkli, Hiszpania 1 Chłodnica układu - zrzutu nadmiarowego ciepła wymiennik ciecz / powietrze 1 Grupa pompowa obiegu solarnego kompletna typ S002 prod. ICMA S.p.A. Włochy 1 (pompa Wilo Star ST 20/6-3, regulator przepływu 1-13L/min, zawór zwrotny, termometr tarczowy, zawory odcinające, 2x zawory spustowo napełniające, manometr 1 6bar, zawór bezpieczeństwa DN20 6 bar) Ciśnieniowe naczynie przeponowe obiegu solarnego typu S25 prod. REFLEX, Polska wraz ze złączem odcinającym DN25, typu SU R3/4 prod. Reflex, Polska 1 Przepływomierz skrzydełkowy z odczytem impulsowym typu V40-06 prod. RESOL 1 GmbH, Niemcy Pojemnościowy podgrzewacz wody użytkowej - typ biwalentny PEZ302 prod. 1 PROJPRZEM EKO Grupa bezpieczeństwa podgrzewacza wody w tym: 1 - 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 Grzałka elektryczna podgrzewacza wody 2,0kW, 230V, prod. Galmet, Polska 1 Sterownik układu typu DeltaSol M, prod. RESOL GmbH, Niemcy 1 Zasilacz awaryjny układu typu Vsine 500VA, prod. Chiny 1 Akumulator typu AGM 12V 38Ah, prod. Victron, Holandia 1 Moduł rejestracji danych typu Datalogger 2, prod. RESOL GmbH, Niemcy 1 Moduł transmisji danych router prod. D-Link, Chiny 1 Czujnik temp. zewnętrznej typu FAP13 prod. RESOL GmbH, Niemcy 1 Czujnik napromieniowania typu CS10 prod. RESOL GmbH, Niemcy 1 Czujniki 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 106

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze - 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 montażu kolektorów próżniowych Rys. 12.2. Instalacja solarna na budynku UTP w Bydgoszczy [6] 107

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI W instalacji zastosowano dwa próżniowe kolektory słoneczne oparte na dwufazowej wymianie ciepła. Kolektory tego typu służą do produkcji ciepła wykorzystywanego w niskotemperaturowych 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 PE20-58 Ilość rur próżniowych 20 szt. Powierzchnia czynna (apertury) * 1,876 m² Powierzchnia zabudowy * 3,103 m² Powierzchnia całkowita absorbera 5,018 m² Powierzchnia absorpcyjna* 1,603 m² Sprawność optyczna** 0,795 Współczynniki straty ciepła** a1 a2 Ciśnienie robocze Wydajność cieplna kolektora** dla ΔT= T śr.kol. - T a = 10K oraz I = 1000 W/m 2 Średnica rur Wymiary jednego kolektora * wg PN-EN ISO 9488 ** wg PN-EN 12975-1, -2 1,985 W/(m 2 K) 0,0117W/(m 2 K 2 ) 6 bar 1240 W Ø58 1975x1571x130 mm Kolektor słoneczny PE20-58 jest przeznaczony do montażu na dachach płaskich i pochyłych oraz do montażu wolnostojącego. Do głównych zalet zastosowanego kolektora można zaliczyć: - Wysokie bezpieczeństwo eksploatacji, duża trwałość dzięki zastosowaniu wysokogatunkowych, 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 wykonane 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 cermetów. 108

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze - Większa rzeczywista powierzchnia absorpcyjna niż wynikająca z normy PN-EN ISO 9488 - Bardzo skuteczny jednoelementowy wymiennik ciepła PrimaPower, który w celu poprawy 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 dwuścianowe rury próżniowe. Rura próżniowa składa się z dwóch rur szklanych łączonych ze sobą na zasadzie szkło-szkło. Zamknięta przestrzeń pomiędzy ścianami rur szklanych pozbawiona 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 aluminiowego 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 ciepła lub innego odbiornika. Do montażu kolektorów do fasady budynku wykorzystano konstrukcję wsporcza wykonaną 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 109

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 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 cynkowane 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, 6bar 2. Manometr z wyjściem do naczynia bezpieczeństwa 3. Zawory napełniania, przepłukiwania i spustu 4. Zawór zwrotno-odcinający z wbudowanym termometrem 5. Pompa cyrkulacyjna Wilo Solar ST20/6 6. Regulator przepływu z zaworem odcinającym (skala 1-13 dm 3 /min) 9. Obudowa izolacyjna część tylna 10. Końcówki ¾ dla węża elastycznego 11. Obudowa izolacyjna część przednia 12. Przesuwna osłona regulatora przepływu 14. Kanał kablowy 110

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 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 naczynie 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 granicy 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 ciśnieniowo 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 izolowanym i bezprzepływowym odcinkiem przewodu stalowego o długości około 0,5m. Brak izolacji na tym odcinku stanowi obszar schłodzenia i zabezpiecza naczynie przed potencjalnie 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 temperatura 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 membrany. Rozwiązanie to pozwala na niestosowanie dodatkowych naczyń schładzających na odejściu do naczynia wzbiorczego. 111

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI Tabela 12.2. Parametry ciśnieniowego naczynia wzbiorczego solarnego typ S25 produkcji Reflex Polska Model S25 Pojemność nominalna 25 dm 3 Średnica zewnętrzna Wysokość całkowita 280 mm 490 mm Przyłącze gwintowane G ¾ Masa naczynia pustego 5,5 kg Dop. zawartość czynnika przeciw zamarzaniu 50 % Maksymalna dopuszczalna temp. czynnika 70 C Typ membrany Ciśnienie nominalne Ciśnienie wstępne niewymienna 10 bar 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 V40-6 112

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze Tabela 12.3. Dane techniczne przepływomierza RESOL V40-6 Typ przepływomierza V40-06 Częstotliwość impulsu dm 3 /imp 1 Średnica nominalna DN 20 Przyłącza licznika 1 Przyłącza rurociągu ¾ Max ciśnienie pracy P max bar 16 Max temp. pracy T max C 120 Przepływ nominalny Q n m 3 /h 0.6 Przepływ max Q max m 3 /h 1.2 Minimalny przepływ w poziomie Q min dm 3 /h 12 Minimalny przepływ w pionie Q min dm 3 /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. Otulina 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 3.000 113

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI Odcinki rurociągów znajdujące się na zewnątrz budynku zostały dodatkowo zabezpieczone osłonami stalowymi typu Okabell produkcji Armacell. Osłona ta zabezpiecza otulinę izolacyjną przed zniszczeniem przez promieniowanie UV oraz przez ptaki. Osłona 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 instalacji 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 pojemnościowego podgrzewacza o pojemności 300dm 3, 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 114

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 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 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). Tabela 12.4. Parametry ciśnieniowego naczynia wzbiorczego wody użytkowej typ DE33 produkcji Reflex Polska Model DE33 - wiszący Pojemność nominalna 33 dm 3 Średnica zewnętrzna 354 mm Wysokość całkowita 455 mm Przyłącze gwintowane G ¾ Masa naczynia pustego 6,3 kg Maksymalna dopuszczalna temp. czynnika 70 C Typ membrany niewymienna Ciśnienie nominalne 10 bar Ciśnienie wstępne 4,0 bar Do budowy rurociągu obiegu wody użytkowej wykorzystano rury oraz kształtki wykonane 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. 115

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 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 PEZ302 Pojemność nominalna 300 dm 3 Pojemność efektywna 296 dm 3 Powierzchnia grzewcza wymiennika górnego 1,33 m² Moc nominalna wymiennik górny (t KW =10 C, t WW =45 C, t HV =80 C) 40 kw Kubatura objęta górnym wymiennikiem 128 dm 3 Powierzchnia grzewcza wymiennika dolnego 1,82 m² Moc nominalna wymiennik górny (t KW =10 C, t WW =45 C, t HV =80 C) 57 kw Dopuszczalne ciśnienie pracy: - obieg wody grzewczej - obieg solarny - woda użytkowa Dopuszczalna temperatura pracy: - obieg wody grzewczej - obieg solarny - woda użytkowa 16 bar 16 bar 10 bar 140 C 140 C 95 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 instalacji. Zaprojektowany został do pracy w układach z wysoką temperaturą i medium zawierającym glikole. 116

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 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 Z zawór: -30 200 C Do obsługi instalacji solarnej wykorzystano specjalizowany sterownik solarny typu DelatSol 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 przepływomierzy 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 termostatycznych i funkcji czasu - Obsługuje do dwóch mieszanych obiegów c.o. w trybie kompensacji pogodowej z krzywymi 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 117

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 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.C Napięcie znamionowe impulsu: 2,5kV Protokół danych: Resol VBus, RS232 Obudowa: plastik, PC-ABS i PMMA Możliwy montaż: naścienny, w szafach rozdzielczych Wyświetlacz: tekstowy,4 wierszowy LC, podświetlany, z nawigacją w menu, 4 języki dostępne Kontrolka pracy: dwu kolorowy LED Obsługa: z użyciem 3 przycisków Stopień ochrony: IP20 / DIN 40 050 Temperatura pracy: 0 40 C Stopień zanieczyszczenia: 2 Wymiary: 260 x 216 x 64 mm Wybrane funkcje: sterownik solarny dla max 3 odbiorników ciepła, rozbudowane funkcje ΔT, kontrola prędkości pomp, licznik ciepła, licznik roboczogodzin przekaźników, funkcja termostatu, funkcja testowania temp. dla kolektorów z przepływem bezpośrednim, funkcja ładowania warstwowego, rozbudowana funkcja priorytetów zasilania odbiorników, funkcja zrzutu ciepła nadmiarowego, funkcja dezynfekcji i szereg innych funkcji. 118

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 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 119

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI W tabeli 12.7 przedstawiono interpretację mierzonych wartości dla przyjętego i realizowanego sposobu zaprogramowania sterownika. Architektura sterownika pozwala na zaprogramowanie urządzenia w dwóch zasadniczych krokach. Przyjęciu jednego z 19 podstawowych schematów technologicznych, który to wybór przypisuje wyjścia sterownika do określonych odbiorników prądu oraz wejścia sygnałów z czujników do określonych zacisków. Przyjęcie każdego ze schematów powoduje, że sterownik jest wstępnie odpowiednio zaprogramowany dla przewidzianych schematem funkcji. Oraz w kroku drugim, zaprogramowania 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 urządzeniami peryferyjnymi, jak np. bank pamięci Datalogger, lampa sygnalizacji stanów awaryjnych, komputer itp. Do pobierania i przechowywania danych pochodzących z odczytów parametrów instalacji 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. Do przenoszenia danych z DL2 do PC może być także wykorzystana karta typu SD. Datalogger DL2 jest odpowiedni dla wszystkich sterowników firmy Resol GmbH wykorzystujących protokół komunikacji VBus. DL2 może być łączony z komputerem bezpośrednio 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 wewnętrznej - Podświetlany przycisk do kontroli stanu karty pamięci SD - Interfejs Vbus do połączenia ze sterownikiem Resol, gniazdo Ethernet (LAN) Auto MDIX 10/100 Base TX 120

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze - 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 bezprzewodowy 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 jednocześnie, - 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 1 zasilanie 2 Internet 3 4 5 WLAN (2,4GHz) WLAN (5,0GHz) LAN (1-4) opis Sygnał stały zielony prawidłowe zasilanie. Sygnał pomarańczowy reset do ustawień fabrycznych lub restart. Sygnał pomarańczowy migający wolno awaria podczas restartu. Sygnał stały zielony udane połączenie PPP. Sygnał zielony migający transmisja danych. Sygnał stały pomarańczowy połączenie istnieje, ale serwis ISP nie działa. Sygnał pomarańczowy migający wolno połączenie przerwane w wyniku przekroczenia limitu czasu bezczynności. Sygnał stały zielony połączenie bezprzewodowe w zakresie 2,4GHz jest ustanowione. Sygnał zielony migający transmisja danych. Sygnał stały zielony połączenie bezprzewodowe w zakresie 2,4GHz jest ustanowione. Sygnał zielony migający transmisja danych. Sygnał stały zielony połączenie Ethernet dla portów 1 4 aktywne. Sygnał zielony migający transmisja danych. Podstawowym wymaganiem dla prawidłowej pracy instalacji solarnej jest stałe, nieprzerwane zasilanie automatyki. Brak zasilania prowadzi do unieruchomienia pomp obiegowych układu solarnego, a w konsekwencji do ryzyka powstawania przegrzewu źródła ciepła jakim jest kolektor. Brak odbioru ciepła doprowadza do osiągania przez kolektor najwyższych 121

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 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/ m 2 - 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 rozwiązania 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 ograniczają 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 2x0,75mm 2. Przewody zasilania odbiorników ~230V (pompa, zawór) poprowadzono rozdzielnie z przewodami sygnału niskonapięciowego prądu stałego (czujniki temperatury, przepływomierz itp.) poza krótkimi odcinkami o długości około 30cm. 12.2. Systemy zabezpieczenia instalacji przed przegrzaniem Nawet zaawansowana automatyka, wyposażona w funkcje ochrony instalacji przed przegrzaniem, która obsługuje niniejszą instalację nie ochroni jej przed długotrwałym brakiem odbioru ciepła z kolektorów. Skutecznym sposobem rozpraszania ciepła jest stosowanie 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 wydzielone 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. Idealnym, 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). 122

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 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 istnieje możliwość proporcjonalnego mieszania obiegów. Zawór wyposażony jest w napęd elektryczny. Rys. 12.12. Zawór trójdrogowy przełączający Wybrane dane techniczne: - Zasilanie siłownika: ~ 230 V - Średnica nominalna: DN25 - Temperatura cieczy obiegowej: -20 C 150 C 123

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 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. Bezpiecznik ten jest najnowszym rozwiązaniem na polskim rynku, 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 (rysunek 12.4). 124

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze Rys. 12.14. Fragment schematu instalacji solarnej z zaznaczonym wymiennikiem zrzutu ciepła [6] W instalacji zastosowano bezpiecznik termiczny Ekspulser model MST-01 produkcji firmy 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. 125

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI Tabela 12.9. Bezpiecznik termiczny model Ekspulser MST-01 Model Budowa Działanie Montaż Uszczelnienie Maks. ciśnienie robocze instalacji Maks. temperatura instalacji Ekspulser MST-01 Kompozyty materiałowe o specyficznym przewodnictwie cieplnym dla eliminacji strat ciepła w typowym zakresie temperaturowym pracy kolektorów słonecznych tj.: 20-100 o C. Aktywacja medium transmitującego ciepło w warunkach awaryjnych pracy kolektorów tj. temperatury powyżej około 140 o C. Uruchomienie medium transmitującego ciepło hamuje wzrost temperatury kolektorów poniżej 200 o C i zapobiega osiąganiu przez kolektor wysokich tzw. temperatur stagnacji. Układ działa w sposób płynny i utrzymuje temperaturę na poziomie bezpiecznym dla infrastruktury kolektora. złącze zaciskowe na rury miedziane Cu22 wg PN-EN 1057 Typu metal metal, poprzez pierścień zaciskowy 10 bar 250 C Wymiary [mm] 430 x 35 x 73 Moc chłodnicza bezpiecznika wynosi ok. 300W. Producent urządzenia przewiduje stosowanie jednego bezpiecznika na 3,0 do 4,0m 2 powierzchni czynnej kolektora. Rys. 12.15. Zależność mocy w funkcji temperatury stagnacji dla różnych mocy kolektorów przypadających na jeden bezpiecznik termiczny Ekspulser model MST-01 126

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze 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 algorytmów chroniących kolektory przed przegrzewem. Są to funkcje zarówno schładzania kolektorów, jak i powrotnego schładzania odbiorników ciepła. Z reguły są to funkcje opcjonalne, 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 wydajności, 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 uruchamiana pompa, przy cały czas wzrastającej temperaturze w kolektorach, przesuwa nagrzany czynnik do odbiornika ciepła solarnego, gdzie następuje oddanie ciepła i stopniowe jego nagrzewanie 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 zamkniętych 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 kolektorach. Funkcje powyższe, z racji sposobu działania, mogą skutecznie ochronić kolektory i instalację przed stagnacją w relatywnie krótkim, kilkudniowym okresie czasu szczególnie silnych insolacji. Koszt inwestycyjny zastosowania zaawansowanej automatyki jest zaledwie o około 50% wyższy od automatyki standardowej. W koszcie całego przedsięwzięcia inwestycyjnego (budowy instalacji solarnej) stanowi to przyrost zaledwie o około 1,5% w małych instalacjach dla domów jednorodzinnych oraz poniżej 1% w średnich i dużych instalacjach. 127

Adam Koniszewski, Adam MROZIŃSKI 13. Prezentacja wyników pomiarów - vbus.net Do obsługi instalacji solarnej wykorzystano specjalizowany sterownik solarny typu DelatSol M, produkcji Resol GmbH. Za pomocą wyjścia V-Bus sterownik pozwala na połączenie z systemowymi urządzeniami peryferyjnymi, jak np. bank pamięci Datalogger, lampa sygnalizacji stanów awaryjnych, komputer itp. Do pobierania i przechowywania danych pochodzących z odczytów parametrów instalacji 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 system 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. 128

wspomaganie komputerowe projektowania wybranych instalacji oze - 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 eksploatacji instalacji temperatury wejściu i wyjściu z kolektora, natężenie przepływu glikolu oraz natężenie promieniowania słonecznego. Możliwa jest do przeprowadzenia analiza parametrów w układzie godzinowym, dobowym i miesięcznym. Pozwala na bardzo zaawansowaną 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] 129