01_Wyd_A_WEB

Maciej WesołowskiCieczowe systemy słoneczne A. VA D E M E C U M DLA PRZEDSIĘBIORCÓW Innowacyjne rozwiązania technologiczne. Doświadczenia Partnerstwa „Budujmy Razem” A. Cieczowe systemy słoneczne Maciej Wesołowski B. Alternatywna kanalizacja Ziemowit Suligowski, Agnieszka Tuszyńska C. Alternatywne zagospodarowanie wód opadowych Katarzyna Gudelis-Taraszkiewicz, Ziemowit Suligowski D. Dokumentacja projektowa Zbigniew Kononowicz Niniejsza publikacja została przygotowana przez projekt „Budujmy Razem” finansowany w ramach Inicjatywy Wspólnotowej Equal ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego i budżetu państwa. Wyrażone tu poglądy są wyłącznie poglądami autorów publikacji i w żadnym przypadku nie mogą być utożsamiane z oficjalnym stanowiskiem Unii Europejskiej. Maciej Wesołowski Cieczowe systemy słoneczne A. VA D E M E C U M DLA PRZEDSIĘBIORCÓW Innowacyjne rozwiązania technologiczne. Doświadczenia Partnerstwa „Budujmy Razem” Praca napisana pod redakcją prof. Ziemowita Suligowskiego . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3. . . . . . . . .2. . . .. . . . . .2.. ... . . . . . . . . . . . . . . ... . . ... . .. . . . . . . . .2. . . .. . . . . . . . . .. .. . . .3. . . . 19 Możliwości zagospodarowania wody podgrzewanej przez instalacje słoneczne . . 18 A. . . .2. . . ZASADY PROJEKTOWANIA INSTALACJI SŁONECZNYCH... 11 A. . . . . .. .Spis treści WSTĘP A. . 5 CIECZOWE SYSTEMY SŁONECZNE . . . .. . . .. . . . . . . . . . . ..3. . . . . . . . . . . . . . . Budowa płaskiego próżniowego kolektora cieczowego A... . . . . . . . . . .. . . . . . .. . . URZĄDZENIA PRZETWARZAJĄCE ENERGIĘ PROMIENIOWANIA SŁONECZNEGO W CIEPŁO . . .. . . . ..1.. . . Przykład montażu cieczowej instalacji słonecznej w Marwałdzie . . ENERGIA PROMIENIOWANIA SŁONECZNEGO . .3. . ... . . 34 LITERATURA ... .. . . . . . . . .5. . . . . . . 36 . . .. . .. . . . 11 A. . .2. .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . .. .1. .. . . . . .. .. . . . . 12 A. . . .. .2. 20 A. . .. . . . . . . . . ... . .. . . . ... . . . Schematy hydrauliczne kolektorowych systemów ogrzewania ciepłej wody . . .. . . . 20 . . . .. . 23 A. . . .1. . . .. . . . . . .. . . 7 A. Budowa płaskich kolektorów cieczowych . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . Typy i rodzaje cieczowych kolektorów absorbujących . . . 8 A. . . . . .. .. .. . . MOŻLIWOŚCI WYKORZYSTANIA KOLEKTORÓW SŁONECZNYCH DO PRZYGOTOWANIA CIEPŁEJ WODY UŻYTKOWEJ . . .3. . . . . . . . .. . . . . . .. . .. . . . . . Rodzaje systemów słonecznych instalacji do podgrzewania wody A. .3. . . . . . 25 A. . . . .. .. . . . . .. .4.. .. . . Wierzymy. że pokazane przez nas rozwiązania posłużą lepszemu wykorzystaniu środków i technologii w celu przywracania. kanalizacyjnych i zagospodarowania wód opadowych. jak i potencjalnych użytkowników. opisuje w skondensowany sposób konkretne rozwiązania techniczne aparatury i instalacji cieplnych. w którym żyjemy. Skierowana jest zarówno do projektantów. wykonawców.Wstęp Oddajemy w Państwa ręce opracowanie zawierające doświadczenia wyniesione z Partnerstwa „Budujmy Razem”. Publikacja prezentuje innowacyjne rozwiązania technologiczne z zakresu ochrony środowiska. utrzymania i chronienia środowiska. Władysław Bielski Prezes Olsztyńskiej Izby Budowlanej . Ze względu na wszechstronność i prostotę publikacji będzie ona przydatna dla wszystkich praktyków zajmujących się szeroko rozumianym wykorzystaniem energii odnawialnej. tak ważne w procesie inwestowania. wód opadowych i ścieków gospodarczych. Zaproponowane rozwiązania przynoszą konkretne oszczędności ekonomiczne. . Szacunkowo jedna trzecia tej energii zostaje materialne są jedną z korzyści. Cieczowe systemy słoneczne użytkowej praktycznie wyeliminowano energię elektryczną. przemieszczających się mas powietrza. W związku z tym pogłębiana jest wiedza obniżenie o połowę emisji CO. w klimacie umiarkowanym) wykazały. Przyczyną tego wzrostu jest osiągalność systemów słonecznych o zadowalającej jakości oraz zainteresowanie tym rodzajem energii z przyczyn ekologicznych i ekonomicznych (Wach i Mikielewicz 1999). NOx o około 90 kg oraz necznego na potrzeby ogrzewnictwa. Również pionowe ściany budynków wykorzystywane są coraz częściej do montażu kolektorów słonecznych (Meyer 2003b). Słońce wypromieniowuje w przestrzeń kosmiczną w każdej sekundzie energię Potencjalni użytkownicy kolektorów. jeżeli zastąpionym źródłem energii jest olej opałowy. w wyniku rocznej pracy niskotemperaturowego gazowego urządze- energię promieniowania Słońca będącą pierwotnym źródłem wszystkich kopalnych nia grzewczego (pracującego na cele ogrzewania pomieszczeń i wody użytkowej zasobów paliw oraz odnawialnych energii. Technologie należy. Najważniej- odbita od atmosfery i powierzchni Ziemi w przestrzeń kosmiczną. gazu ziemnego i uranu. że zastosowanie wspomagającej instalacji 16 Ze względu na kurczące się zasoby kopalnych źródeł energii coraz większe cieczowych płaskich kolektorów słonecznych o powierzchni absorberów 5 m2. na temat procesu fototermicznej konwersji i doskonalone są konstrukcje urządzeń Stosowanie systemów słonecznych ma też pewne mankamenty. Analizy emisji substancji trzeby całej ludzkości (Hoagland 1995. Pozostała część sze są jednak korzyści ekologiczne. Jej wartość 15 000 razy przekracza roczne po- z 50 % udziałem elektrowni jądrowych (Radović 2002). jakie daje wykorzystywanie kolektorów. W większości przypadków stosowane są środki prze- ogrzewania wody. domu jednorodzinnego o powierzchni 200 m2. że kolektor słoneczny wierzchnię Ziemi oraz jej atmosferę (Wołkow i Strumiłło 2000). około 1.826·1026 J. że stają się konkurencyjne wobec tradycyjnych sposobów lizacji płynów roboczych. Obliczono. sta- wynoszącą 3. Problemy mogą wystąpić przy uty- te są na tyle rozwinięte. Wymierne zyski cieplnego o gęstości 1. Pamiętać służących do zamiany energii promieniowania słonecznego na ciepło. Przy termorenowacji budynków wymierne korzyści ekonomiczne i ekologiczne przynosi zamiana starego poszycia dachowego na kolektory dachowe (Berner 2003). zainstalowany w krajach śródziemnomorskich. Promieniowanie o powierzchni 1 m2. Stosowanie systemów słonecznych przyczynia energii promieniowania tzn. niż zawierają jej w sumie wszystkie znane zasoby węgla. Ciok 2001). obniża roczną słoneczne docierające każdego roku do powierzchni Ziemi niesie ze sobą 10 razy emisję CO2 o 440 kg. tj. rozważając możliwość ich instalacji. W kierunku Ziemi wysyłany jest strumień promieniowania wiają najczęściej pytanie o to jak szybko się ta inwestycja zwróci. zamieszkiwanego przez 4 osoby wody oraz ciepłych prądów morskich.153·10 J w każdej sekundzie zasila po- się do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych. Wzrost wykorzystania energii słonecznej obserwuje się także w Europie Zachodniej i Środkowej (Lewandowski 2002).A. W krajach Europy Południowej z ogrzewania ciepłej wody ciwzamrożeniowe i antykorozyjne. Ziemia otrzymuje „darmową” szkodliwych. ropy w przypadku gazu ziemnego oraz 380 kg przy zastąpieniu energii elektrycznej naftowej. 195 kg więcej energii.73·1016 W. 7 . że są to urządzenia materiałochłonne. o 15 kg (Viessmann 1997). zainteresowanie budzą możliwości wykorzystania energii promieniowania sło- umożliwia obniżenie rocznej emisji CO2 o około 420 kg. godziny). Całkowite natężenie promieniowania słonecznego. pochłaniania i odbijania. Fakt ten ogranicza możliwość wykorzystywania energii do ogrzewania pomieszczeń. Wyznacza się również wskaźnik usłonecznienia. są jej zasoby. rozproszonego oraz promieniowania odbitego. Przykładowo w Brwinowie koło Warszawy średni wskaźnik usłonecznienia z okresu 1951 – 1960 wynosi 0. Stanowi ono sumę promieniowania bezpośredniego. Poniżej przedstawione zostaną tylko te spośród nich.A. . poziomej powierzchni Ziemi. Około 80% tej wartości przypada na okres od kwietnia do września. to gęstość strumienia promieniowania słonecznego dochodzącego z całej półkuli niebieskiej (2 ϖ) do płaskiej. Możliwość zmian powyższych wartości w skali jednego roku nie przekracza 5% (Gogół 1993. różnych zakresów długości fal widma promieniowania słonecznego. rozumiane jest jako czas dopływu promieniowania bezpośredniego do powierzchni Ziemi przy bezchmurnym niebie.00 – 15. stanowi sumę energii promieniowania bezpośredniego (zwanego również nasłonecznieniem). Na skutek tego następuje rozkład części promieniowania bezpośredniego na dwie składowe: promieniowanie rozproszone i promieniowanie odbite.1 godziny. Wieloletnie badania zmian wartości usłonecznienia w Polsce wykazują naprzemienne tendencje malejące i rosnące (Gogół 1993). z dokładnością do 0. dnia. rozproszonego i odbitego. W Polsce usłonecznienie wynosi średnio 1580 godzin w skali roku. Najczęściej notowane na terenie Polski wartości bezpośredniego natężenia promieniowania zawierają się w przedziale 600 – 800 W/m2. które są ważne z punktu widzenia wykorzystania energii jako źródła ciepła. Jako normę dla Polski można przyjąć wartość napromieniowania całkowitego w ciągu roku w wysokości 1000 kW·h/m2 ± 10% (Gogół 1993). Energia promieniowania słonecznego Energię promieniowania słonecznego opisują różnorodne parametry. a południowe 38%.47 (Kowalik 1995). Usłonecznienie zależy od zachmurzenia i przezroczystości atmosfery. a w lecie 0. padającej na jednostkę powierzchni w ciągu określonego czasu (roku. z punktu widzenia wykorzystania energii promieniowania słonecznego do wytwarzania ciepła. Wartości te występują w godzinach 9. Porównanie zasobów energii promieniowania słonecznego w różnych miejscach Europy i świata daje obraz potencjalnych możliwości ich wykorzystania. W wyniku tego północne krańce Polski otrzymują średnio 45% promieniowania docierającego do górnej granicy atmosfery. Pomiarów usłonecznienia. umożliwia ocenę stopnia skuteczności różnych materiałów stosowanych do budowy kolektorów słonecznych.37. Ciok 2001). wyrażane w [kW·h/m2]. Wśród parametrów opisujących promieniowanie słoneczne na powierzchni Ziemi. będący stosunkiem usłonecznienia n [h] do długości dnia N [h] liczonego od wschodu do zachodu Słońca. Napromieniowanie Napromieniowanie. • usłonecznienie wyrażane w [h]. Zdarza się jednak. dokonuje około 100 stacji meteorologicznych w Polsce. Mierzy się też długość dnia N [h] od wschodu do zachodu Słońca. Główne parametry opisujące energię promieniowania Słońca w atmosferze Ziemi Promieniowanie słoneczne przechodząc przez atmosferę ziemską ulega złożonym procesom rozpraszania. Usłonecznienie n. najistotniejsze znaczenie mają: • całkowite natężenie promieniowania słonecznego wyrażane w [W/m2]. Parametr ten określany jest również mianem insolacji lub sumą usłonecznienia. że wartości chwilowe całkowitego natężenia promieniowania słonecznego mogą dochodzić w Polsce aż do 1250 W/m2 (Gogół 1993). wyrażane w [h]. • napromieniowanie wyrażane w [kW·h/m2·rok]. Najważniejszą jednak informacją. z punktu widzenia określenia potencjału procesu konwersji fototermicznej. Atmosfera odbija i pochłania od 55 do 62% dochodzącego do niej promieniowania. Znajomość bilansu energetycznego.00 przy bezchmurnym niebie na powierzchniach prostopadłych do kierunku promieni. centralne tereny około 40%. miesiąca. wyrażane w [W/m2].1. a różnice tej wielkości na poszczególnych terenach nie przekraczają 450 godzin. Stanowią one promieniowanie wtórne (odbite).32 0.29 0.22 0.38 0.Charakterystyki promieniowania słonecznego w punktach położonych na północnych i południowych krańcach Polski oraz w Polsce centralnej przedstawiono w tabeli A.35 Zakopane 0. płaskiej Ziemi [kW·h/m2] Kołobrzeg 49 137 68 6 769 164 419 952 Warszawa 46 124 64 8 695 156 369 879 Zakopane 71 99 64 16 607 252 307 874 (Podogrodzki 1993) Bilans energii promieniowania Słońca Widmo promieniowania słonecznego dzieli się na krótko. można wstępnie szacować na podstawie wyników wieloletnich badań aktynometrycznych.37 0.1 Charakterystyka promieniowania słonecznego w wybranych miastach Polski (dane z lat 1961 – 1990) Stacja aktynometryczna Miesiące III VI IX Półrocze XII IV-IX Lato Rok X – III VI-VIII I-XII liczba godzin dziennych N [h] Kołobrzeg 368 515 382 229 2794 1698 1494 4492 Warszawa 368 499 380 243 2737 1745 1455 4482 Zakopane 371 484 377 258 2677 1795 1416 4472 usłonecznienie średnie n [h] Kołobrzeg 108 218 140 34 1221 403 667 1624 Warszawa 108 231 143 29 1199 380 685 1579 Zakopane 117 157 138 51 944 523 510 1467 0. W skład promieniowania słonecznego wchodzi także promieniowanie naelektryzowanych cząstek elementarnych wyrzucanych przez Słońce.2 oraz na rysunku A. Promieniowanie widzialne. Natomiast najmniej energii (7%) niesie promieniowanie ultrafioletowe.44 0.75 – 4. jaką można potencjalnie uzyskać z promieniowania słonecznego. płaskiej Ziemi [kW·h/m2] Kołobrzeg 98 198 104 17 942 239 556 1149 Warszawa 93 183 101 19 869 234 493 1095 Zakopane 108 176 119 32 803 316 459 1105 napromieniowanie całkowite średnie na pow.45 0. Ma ono natomiast wpływ na górne warstwy atmosfery Ziemi i pośrednio na klimat i pogodę. zawiera 47% energii.29 0.15 – 0. Podczerwone promieniowanie Słońca.44 0.1. Wyniki tych badań uzyskane w latach 1975 – 1985 w wybranych miastach Polski i innych krajów zamieszczono w tabeli A.42 0. Największe możliwości pozyskiwania energii cieplnej stwarza promieniowanie o długości fali z zakresów podczerwonego i widzialnego. Tabela A.12 0. Jego udział jest o 107 razy mniejszy od energii promieniowania termicznego i z tego względu nie bierze się go pod uwagę.75 μm.24 0.33 napromieniowanie na granicy atmosfery [kW·h/m2] Kołobrzeg 178 348 203 45 1767 576 931 2343 Warszawa 190 349 213 57 1797 648 990 2445 Zakopane 204 351 225 72 1833 738 1001 2571 Stacja aktynometryczna Miesiące Półrocze Lato Rok napromieniowanie całkowite minimalne na pow. 9 .1.29 0.46 0. płaskiej Ziemi [kW·h/m ] 2 Kołobrzeg 71 177 89 12 865 199 491 1064 Warszawa 69 156 83 12 769 197 440 967 Zakopane 85 132 88 22 708 280 384 988 Zasoby helioenergetyczne wybranych miast w Polsce i innych państwach Ilość energii cieplnej. Fale o długości od 4 do 120 μm zalicza się do długofalowego promieniowania Ziemi i atmosfery. zawiera 45% energii.40 – 0.35 0.i długofalowe.47 0. napromieniowanie całkowite maksymalne na pow.32 0.37 0.40 μm (Gogół 1993).15 Warszawa 0.36 0. o długości fali z zakresu 0. Wartość 4 μm przyjmuje się w meteorologii jako górną granicę długości fali zaliczanej do widma promieniowania słonecznego.36 wskaźnik usłonecznienia n/N Kołobrzeg 0.00 μm. o długości fali z zakresu 0.20 0. o długości fali z zakresu 0. 038·109 kW·h.5 km2. Sztokholm 0 (Gogół 1993. oraz stopniem zanieczyszczenia powietrza.Miasto Szerokość geograficzna Wysokość n. północna całkowitego [kW · h/m2] Helsinki 60°12’ 45 934 Londyn 60°08’ 82 945 Sztokholm 59°21 ’ 44 978 Kowno 54°53’ 73 1040 Kołobrzeg 54°11’ 16 1078 Suwałki 54°04’ 193 975 Hamburg 53°38 14 952 Poczdam 52°23’ 110 1012 Warszawa 52°16’ 130 967 Legnica 51°13’ 122 1030 Zamość 50°42’ 211 1033 Kijów ’ 50°24 121 1175 Zakopane 49°18’ 857 988 Paryż 48°49’ 50 1130 Wiedeń 48°15’ 202 1078 Freiburg 48°00’ 269 1070 Budapeszt 47°26’ 130 1200 Rzym 43°40’ 131 1380 Kair 30°05’ 36 2040 ’ Podsumowując. co pozwala wyznaczyć całkowitą energię napromieniowaną. wynosiła 3. Dane meteorologiczne z okresu 1961 – 1990 dla miejscowości położonych najbliżej badanej instalacji pozwalają spodziewać się wielkości całkowitego napromieniowania na płaskiej powierzchni Ziemi z przedziału od 874 do 1105 kW·h/m2 w ciągu roku. Obserwowane tempo wzrostu tej powierzchni pozwala przewidywać.p. suma roczna pr.8 milionów dm3 oleju opałowego. 25 2500 ] Średnie sumy roczne całkowitego promieniowania słonecznego na płaską powierzchnię Ziemi w różnych regionach świata (dane z lat 1975 – 1985) 2 Tabela A. najważniejsza jest znajomość wielkości i zmienności natężenia promieniowania słonecznego w miejscu prowadzenia badań. Podogrodzki 1993) . Polska. z punktu widzenia realizacji założonych celów badawczych. wysokością n. Oznacza to.m. że warunki nasłonecznienia w Polsce są dość atrakcyjne (Mikielewicz i Gumkowski.2 30 2000 35 40 1500 45 1000 50 55 500 60 65 Porównanie zasobów helioenergetycznych różnych obszarów Ziemi w latach 1975 – 1985 Kair Rzym Freiburg Budapeszt Kijów Zakopane Legnica Poczdam Warszawa Kowno Londyn Helsinki Rys. A. Francja i Dania. że w roku 2010 powierzchnia kolektorów w krajach Unii Europejskiej osiągnie 100 km2 (Lewandowski 2002).m. Wielkość zasobów helioenergetycznych danej miejscowości związana jest z jej szerokością geograficzną. [m] Śr. 1994).1 Hamburg W roku 1995 w Unii Europejskiej produkcja energii cieplnej z łącznej powierzchni kolektorów słonecznych wynoszącej 6. podobnie jak Niemcy. co odpowiada spaleniu 303. położona jest pomiędzy 49 a 55 stopniem szerokości geograficznej północnej.p. Ze względu na niewielkie natężenia promieniowania słonecznego. energia promieniowania słonecznego odbijana jest od zwierciadeł hiperbolicznych o bardzo dużej powierzchni. Wiśniewski1998). Nośnikiem takim może być powietrze lub ciecz (Waliłko 2001). Kolektory słoneczne wykorzystywane są najczęściej do podgrzewania wody użytkowej. W kolektorach skupiających. na naszym rynku obok urządzeń firm zachodnich takich jak: Paradigma (Trzaskowska 2003). na Politechnice Gdańskiej. na Akademii GórniczoHutniczej w Krakowie. Solahart (Skorut 2003). Wśród nich wymienić należy: Gastrometal (Stachowiak 2003). w zbiornikach z parafiną o czterokrotnie większej pojemności cieplnej i ośmiokrotnie dłuższym okresie utrzymywania ciepła w stosunku do obecnie stosowanych zbiorników wodnych (Meyer 2003a). a następnie jest skupiana w miejscu jej zamiany na energię cieplną. Bachus (Jabłoński 2003) i inne. W kolektorach powietrznych energia pochłonięta przez absorber oddawana jest strumieniowi powietrza przepływającemu w odpowiednio ukształtowanym kanale (Wiśniewski.2. w Wyższej Szkole Gospodarstwa Wiejskiego w Warszawie. zastosowanie tych urządzeń pozwala. W zależności od temperatury ogrzewanego czynnika kolektory słoneczne dzielą się na niskotemperaturowe i wysokotemperaturowe. Polska Ekologia (Zawadzki 2003). ziół. W Polsce prace konstrukcyjne. KM Solar Plast (Duraj 2003). Produkowane są również kolektory skupiająco-absorbujące. 2001).2. Okresy zapotrzebowania na energię na ten cel pokrywają się z okresami największego nasłonecznienia. Stosuje się je do ogrzewania wody użytkowej. a także wody basenowej. Ze względu na sposób odbioru energii promieniowania słonecznego kolektory dzieli się na skupiające oraz absorbujące. ziarna zbóż i owoców (Sołowiej 1999. zielonek. Viessmann (Jeleń 2003b). umieszczony na zwierciadle. ThermoSolar (Kopryna 2003). Kolektory wysokotemperaturowe są na ogół kolektorami skupiającymi. kolektory absorbujące pochłaniają bezpośrednio docierające do nich fale promieniowania słonecznego. Współcześnie.1. Makroterm (Wąchała 2003) z powodzeniem konkurują rodzimi producenci. W odróżnieniu od kolektorów skupiających. Temperatura w punkcie skupienia może osiągać nawet 3000°C. Niektóre konstrukcje tych kolektorów umożliwiają wspomaganie centralnego ogrzewania oraz podgrzewanie wody na potrzeby technologiczne. uzyskanej w okresach najwyższego nasłonecznienia.in. Sunex (Kalyciok 2003). Gołębiowski i Gryciuk. w Instytucie Maszyn Przepływowych PAN w Gdańsku. Gołębiowski i Gryciuk. Jak wskazują wyniki badań porównawczych jedenastu instalacji słonecznych do przygotowania ciepłej wody użytkowej oraz wspomagania ogrzewania pomieszczeń. Urządzenia przetwarzające energię promieniowania słonecznego w ciepło Rynek cieczowych kolektorów słonecznych w Europie rozwija się bardzo dynamicznie już od kilkunastu lat. w którym zachodzi zamiana energii promieniowania słonecznego w ciepło. 2001). drewna. 11 . Niskotemperaturowe kolektory osiągają temperatury do około 100°C i są to najczęściej kolektory absorbujące. zmniejszyć zużycie paliw o 30% w stosunku do eksploatacji urządzeń grzewczych bez zastosowania kolektorów (Meyer i Wieser 2003). Przepływ powietrza wymuszany bywa przez wentylator. obliczenia analityczne i badania eksperymentalne kolektorów słonecznych prowadzone były m. Aparel (Durys 2003). Dzięki uzyskiwaniu tak wysokich temperatur urządzenia te mogą wytwarzać wysokoparametrową parę wodną zasilającą turbiny generatorów prądu (Kaiser 1995). czołowych producentów w Niemczech. Typy i rodzaje cieczowych kolektorów absorbujących Kolektor jest podstawowym elementem słonecznej instalacji grzewczej. Vaillant (Siedlaczek 2003). pochłania zarówno promieniowanie bezpośrednie. temperatura jaką osiągają kolektory absorbujące nie przekracza 100°C (Wiśniewski. Kolektory tego typu z powodzeniem wykorzystywane są w rolnictwie do celów suszenia płodów rolnych. jak i odbite (Paradigma 2001). Oszczędności te mogą się jeszcze zwiększyć dzięki magazynowaniu energii. Kolektory dzieli się na różne rodzaje ze względu na różne kryteria. Kolejnym kryterium podziału kolektorów jest zastosowany rodzaj nośnika ciepła. A. Stiebel Eltron (Maciejewski 2003). w których absorber w kształcie rury.A. w okresie roku. 35 – 0. • kolektory płaskie absorpcyjne (z płynem bezpośrednio absorbującym).Kolektory powietrzne mają wiele zalet. Tabela A.2 (Chochowski i Czekalski 1999. dlatego absorbery wykonane z polietylenu czy akrylu muszą mieć postać cienkowarstwowego użebrowanego zbiornika z wymuszonym przepływem. Na miedzianym absorberze następuje szybsze wyrównanie temperatur. Płyty absorbera o grubości od 0. Płyta absorbera powleczona jest powłoką z materiałów minimalizujących straty wypromieniowania. Poniżej przedstawione zostaną właściwości tych elementów pod kątem maksymalizacji sprawności.46 akryl 0.0 mm wykonywane z jednego arkusza lub równolegle położonych pasów z różnych materiałów o różnych współczynnikach przewodzenia ciepła przedstawiono w tabeli A.2. 40) Najlepsze właściwości przewodzenia energii ma miedź. Najbardziej rozpowszechnionym spośród wyżej wymienionych jest kolektor cieczowy płaski. w których płynie czynnik grzewczy. zaizolowana termicznie i umieszczona w obudowie z przezroczystym przykryciem. Płyta absorbera W przypadku płaskiego kolektora cieczowego do płyty absorbera przytwierdzone są rury. Z tego względu poniżej zostanie przestawiona bardziej szczegółowo jego charakterystyka. Kolektory cieczowe posiadają wbudowane przewody umożliwiające przepływ czynnika grzewczego. Budowa płaskich kolektorów cieczowych Głównym elementem kolektora płaskiego jest płyta absorbera zintegrowana z systemem rur. Do nowych konstrukcji słonecznych kolektorów cieczowych należą: • kolektory z czynnikiem dwufazowym (ciecz niskowrząca). co pozwala na zwiększenie odstępów pomiędzy przewodami z cieczą odbierającą ciepło. Można wyróżnić następujące rodzaje kolektorów cieczowych: • kolektory płaskie.2. W tworzywach sztucznych gęstość strumienia energii jest o kilkaset razy mniejsza niż w metalach. • kolektory magazynujące. powłoki oraz pokrywy w istotny sposób wpływają na sprawność kolektora. Największą wadą kolektorów powietrznych (oprócz hałasu wytwarzanego przez wentylatory) jest ich niska sprawność wynikająca z niskiego współczynnika wnikania ciepła z absorbera do powietrza. • kolektory płaskie próżniowe. Im wyższa przewodność cieplna materiału absorbera tym większa intensywność przewodzenia energii cieplnej do cieczy. Kolektor tego typu był także przedmiotem badań własnych przedstawionych w dalszej części pracy. • rurowe kolektory próżniowe (rura cieplna). Powoduje to wyższe temperatury absorbera i wyższe straty wypromieniowania ciepła do otoczenia. nie sprawiają problemów związanych z wrzeniem i zamarzaniem płynu oraz nie występują w ich przypadku problemy z korozją części metalowych. Przewód . Bardzo ważne jest przewodzenie cieplne połączenia rury z płytą absorbera. Właściwości absorbera.3 Współczynniki przewodzenia ciepła różnych materiałów używanych w konstrukcjach płyt absorbera Materiał Współczynnik przewodzenia ciepła λ [W/(m · K)] miedź 376 aluminium 206 cynk 112 żeliwo 52 stal 50 polietylen 0. Znacznie wyższą sprawnością charakteryzują się kolektory cieczowe.3. A. • rurowe kolektory z dewarowską izolacją próżniową. • rurowe kolektory próżniowe (przepływowe).5 do 2. s. Ze względu na uniwersalność zastosowań i prostotę budowy zyskują one coraz większą popularność. W porównaniu z kolektorami cieczowymi są znacznie tańsze. gdzie powstać mają kanały.rurowy o średnicy 10 – 20 mm mocowany jest do blachy płaskiej lub profilowanej na styk poprzez lutowanie.2.022 2. Sposoby te przedstawia rysunek A.034 3. konieczne jest wówczas wprowadzenie odpowiedniego wypełnienia w celu zminimalizowania cieplnego oporu kontaktowego.04 4 smar o wysokiej temperaturze kroplenia 0. A.049 4.5 smar silikonowy 0.3). Tabela A. s. 58) Wyróżnia się dwa sposoby prowadzenia przewodów rurowych.9 brak wypełnienia – kontakt cieplny rura – blacha poprzez sam docisk 0. Na zdjęciu wykonanym kamerą termowizyjną przedstawiono stopień nagrzania płyt absor- Fotografia przedstawia rozkład temperatur w sześciu kolektorach z meandrycznym układem rur zasilanych gorącą cieczą z jednej strony zasilanie powrót (Smolec 2000. Górna fotografia przedstawia kolektory o układzie meandrycznym zasilane jednostronnie gorącą cieczą. Absorbery mogą być również wykonane poprzez walcowanie dwóch blach profilowanych. spawanie lub klejenie. Stopień nagrzania poszczególnych płyt absorberów jest bardzo zbliżony. blachy nie są walcowane. przy czym na obszarze.3 żywica epoksydowa 0. W najnowszych technologiach stosuje się spawanie ultradźwiękowe na zimno lub spawanie pulsacyjnym laserem (Wieser 2003). Rurki mogą być również dołączone do profilowanej blachy absorbera poprzez docisk.4 Opory cieplne różnych wypełnień kontaktowych i ich wpływ na obniżenie sprawności kolektora Wypełnienie kontaktowe berów podczas pompowania gorącej cieczy do połączonych kilku kolektorów w układzie harfowym i meandrycznym (rys.118 11 powrót zasilanie Sposób ułożenia rur pod absorberem wpływa znacząco na odbiór energii cieplnej z płaszczyzny kolektora w przypadku połączenia kilku kolektorów. co świadczy sprawności kolektora Opór przewodzenia ciepła Spadek wywołany oporem cieplnym kontaktu w [(m · K)/W] kontaktu rura – blacha w [%] smar silikonowy z tlenkiem cynku 0.3 Fotografia przedstawia rozkład temperatur w sześciu kolektorach z harfowym układem rur zasilanych gorącą cieczą z jednej strony Fotografia przedstawia rozkład temperatur w sześciu kolektorach z harfowym układem rur zasilanych gorącą cieczą z dwóch stron Fotografie termowizyjne obrazujące transport ciepła w różnych połączeniach kolektorów z układem harfowym i meandrycznym (Jeleń 2000) 13 . A. najczęściej wykonywanych z miedzi: meandryczny i równoległy (harfowy). A. Tabela A.2 kauczuk silikonowy (RTV) 0.021 2. Sposoby ułożenia przewodów na płycie absorbera zasilanie zasilanie powrót Rys.2.4 przedstawia opory cieplne różnych wypełnień kontaktowych i ich wpływ na obniżenie sprawności kolektora. Rys. Ma to na celu zmniejszenie strat wypromieniowania energii (Boeker i Grondele 2002. selective coating. Nowość zaprezentowaną w 2003 roku na Targach ISH we Frankfurcie nad Menem stanowiła powłoka absorbera wykonana z nitowanych pasków blachy miedzianej z ultradźwiękowo dospawanymi rurami. Wartości współczynników absorpcji i emisji dla różnych powłok selektywnych przedstawione zostały w Tabeli A. Rys. aluminium lub stali nierdzewnej następującymi powłokami: czarnym chromem. czarny popiół. • metody utleniania termicznego. tlenek żelaza. odpowiadających promieniowaniu cieplnemu. natomiast spadek wartości współczynnika selektywności do 1.4 przedstawiono mikroskopowe powiększenie struktury powłoki wykonanej z tlenków tytanu o nazwie TitanSol. asfalt. Ze względu na znaczne obciążenia środowiska przy zastosowaniu metod chemicznych i elektrochemicznych oraz wysokie koszty utylizacji toksycznych ścieków. pokryta selektywną powłoką Epsilon o współczynniku absorpcji 95% i współczynniku emisji 4% (Meyer 2003a). Najczęściej spotykanym typem powłoki selektywnej jest pokrycie tandemowe. • metody elektrochemiczne polegają na procesie przejścia określonych pierwiastków z elektrolitu na zanurzoną płytę absorbera. odpowiadających promieniowaniu słonecznemu i jednocześnie charakteryzujące się małą emisyjnością z zakresu fal o długości od 2 – 4 μm do 25 – 50 μm.o wyrównanym strumieniu przepływu we wszystkich rurach poza końcową powierzchnią najdalszego kolektora. niklem lub tlenkami żelaza. Powłoki absorberów o wysokiej selektywności osiągają ten współczynnik powyżej 10. A. Najczęściej stosownymi metodami pokrywania płyt absorbera są: • metody chemiczne. Środkowa fotografia przedstawia połączenie sześciu kolektorów z harfowym układem rur jednostronnie zasilanych gorącą cieczą. Brinkworth 1979. zaczyna je wypierać opracowana w ostatnich latach metoda suchego pokrywania tlenkami i azotkami tytanu. Współczynnik absorpcji takich powłok jest wysoki i wynosi 90 – 98 %.5. czarnym molibdenem. Do powłok nieselektywnych można zaliczyć pokrycia z użyciem czarnych lakierów i matowych farb na bazie poliestrów oraz żywic epoksydowych z pigmentami zawierającymi: węgiel. Rezultat tego wariantu zasilania okazał się lepszy. Smolec 2000). Jednocześnie wysoki jest współczynnik emisyjności wynoszący 85 – 90%. że wykorzystanie tych powłok do celów intensywnej zamiany energii promieniowania słonecznego na ciepło jest nieefektywne. Na rysunku A. nazywanego powierzchnią selektywną (ang. selective surface). czarną miedzią. Pod pojęciem selektywność powłoki rozumie się właściwości powierzchni odpowiadające wysokiej zdolności absorbowania fal z zakresu długości od 0. Wackelgard i Tesfamichael 2000). Jego selektywność uzyskuje się poprzez pokrywanie płyty absorbera jedną lub dwoma cienkimi warstwami materiału o odpowiednio dobranych właściwościach optycznych. Powłoki absorberów Zwiększenie zdolności pochłaniania energii słonecznej przez płytę absorbera uzyskuje się dzięki zastosowaniu specjalnego pokrycia selektywnego. Dolne zdjęcie przedstawia połączenie sześciu kolektorów z układem harfowym rur lecz zasilanych gorącą cieszą z dwóch stron.2 – 0. choć środkowe płyty kolektorów nie zostały dobrze nagrzane. natomiast kolejne płaszczyzny pozostały zimne.35 μm do 2 – 4 μm. oznacza bardzo niską efektywność takiego kolektora (Pluta 2000. Sprawia to. polegające na zanurzaniu absorbera w kąpielach zawierających wodne roztwory związków chemicznych o ściśle określonych stężeniach. Współczynnik selektywności powłoki wyraża się jako stosunek współczynnika absorpcji do emisyjności (α/ε). Efektem takiego eksperymentu było silne nagrzanie dwóch pierwszych płaszczyzn. polegające na wygrzewaniu płyty absorbera w wysokich temperaturach w powietrzu (Smolec 2000). Powyższe metody mają zastosowanie w pokrywaniu absorberów wykonanych z miedzi. będącą katodą pod wpływem różnicy potencjałów.4 Struktura selektywnej powłoki absorbera z tlenków tytanu TitanSol (Jeleń 2000) . czarnym kobaltem. Z analizy zjawisk wynikających z dłuższych okresów eksploatacji kolektorów płaskich wynika. nie powinny być stosowane z uwagi na szybką utratę wydajności cieplnej. 42. pomimo swojej atrakcyjnej ceny. Wiśniewski. na południu Europy. s. a w późniejszym okresie obserwuje się już niewielki jego spadek. 15 . Im wyższa temperatura pracy tym szybszy proces degradacji powłoki. Uzyskują one najwyższe sprawności przy jednakowej temperaturze powietrza i płyty absorbera. Profil uszczelniający pokrywę przezroczystą z obudową kolektora powstrzymuje przenikanie zanieczyszczeń i wody do płyty absorbera. Tempo wzrostu nie zostało jednoznacznie określone. Promieniowanie słoneczne docierające do przezroczystego przykrycia absorbera ulega: • częściowemu odbiciu. Dłuższy okres eksploatacyjny zapewniają absorbery miedziane z powłoką pokrywaną galwanicznie lub próżniowo. Negatywne procesy starzenia się powłok absorberów wywołane są przez skomplikowane reakcje utleniania powłok. • częściowemu pochłonięciu przez pokrywę. że w okresie 25 lat eksploatacji nie zachodzi znaczące ich obniżenie. co wywołuje wzrost temperatury powierzchni przykrywającej i określane jest współczynnikiem pochłaniania zwanym absorbcyjnością. 1999. śniegiem czy gradem. Na szerokościach geograficznych odpowiadających Polsce występują znacznie niższe temperatury powietrza w okresie letnim.41) Osłony przezroczyste kolektorów Osłona przezroczysta kolektora (nazywana również pokryciem) to płyta. że zmiany absorbera związane z utlenianiem i różnymi rodzajami korozji przyspieszają proces zwiększenia właściwości emisyjnych powłoki. choć wiadomo.Bardzo ważnym zagadnieniem z eksploatacyjnego punktu widzenia jest zachowanie parametrów technicznych powłoki absorbera przez możliwie najdłuższy okres czasu. którą osłonięty jest on od góry w celu ochrony przed wpływami zewnętrznymi oraz w celu potęgowania efektu cieplarnianego wewnątrz kolektora. np. Straty energii związane z zastosowaniem przezroczystego przykrycia absorbera (absorbcyjności i refleksyjności pokrywy) są znacznie niższe od strat ciepła do otoczenia. s. 2001. Największą zmianę współczynnika absorpcji (1 – 2%) obserwuje się w pierwszym i drugim roku eksploatacji.5 Właściwości powłok metalicznych absorberów kolektorów cieczowych Rodzaj powłoki Płyta absorbera Współczynnik absorpcji α [%] Współczynnik emisyjności ε [%] czarny lakier matowy stal 90 – 98 85 – 90 czarny chrom miedź 95 – 97 8 – 14 czarny chrom stal 91 – 97 7 – 16 Rodzaj powłoki Płyta absorbera Współczynnik absorpcji α [%] Współczynnik emisyjności ε [%] czarny nikiel stal 89 – 96 7 – 17 czarna miedź miedź 85 – 95 10 – 15 czarna miedź aluminium 81 93 11 – 17 tlenek żelaza stal 85 8 folia niklowa wszystkie metale 95 – 99 8 – 11 tlenki tytanu miedź 95 5 (Chochowski i Czekalski. Stopień zmniejszania się współczynnika absorpcji uzależniony jest od temperatury nagrzewania absorbera. Przykrycie przezroczyste zabezpiecza również powierzchnię absorbera przed bezpośrednim kontaktem z padającym deszczem. który określa współczynnik odbicia nazywany refleksyjnością. Należy unikać temperatur absorbera wyższych od 70 °C. Płaskie kolektory cieczowe o najprostszych konstrukcjach nie posiadają żadnego przykrycia absorbera. Najnowsze metody wytwarzania powłok selektywnych na potrzeby kolektorów próżniowych i skupiających (koncentrujących) wykazują niezmienność parametrów nawet przy wzroście temperatury absorbera do 350 – 400 °C. Tabela A. Gołębiowski i Gryciuk. Badania trwałości właściwości selektywnych absorberów powlekanych najlepszymi metodami wykazują. względnie folia. Najlepiej zdają egzamin na obszarach o wysokich temperaturach powietrza w okresie letnim. że absorbery stalowe malowane czarnymi farbami. Emisyjność selektywnych powłok absorbera ulega zwiększeniu w każdym roku. Z tego powodu bardzo ważne jest właściwe dobranie powierzchni kolektorów oraz ich montaż w miejscu zapewniającym nieprzerwany odbiór ciepła w okresie występowania najwyższych natężeń promieniowania słonecznego. 5 mm. że stają się bardziej prostopadłe do powierzchni absorbera. Zastosowanie przykryć szklanych w większości produkowanych modeli kolektorów płaskich powoduje fakt dużej trwałości szkła.Refleksyjność ność ność [%] [%] [%] Absorbcyjność [%] szkło 3–4 83 – 91 8–9 1–8 1–3 11 – 15 85 – 88 akryl 2–3 88 – 92 9 3 2 8 90 poliwęglan 3 76 – 89 16 8 4–6 6 88 – 90 (Krawczyk 2001. największa jest przy kącie 90° (kierunek normalny prostopadle do płaszczyzny) i nie ulega znacznemu zmniejszeniu przy zmianie kąta do 30°. Czekalski 1999). 2500 kg/m3) oraz . Natomiast aby zwiększyć refleksyjność powłoki dla długofalowego promieniowania cieplnego. Stosowane są niekiedy dwie lub trzy pokrywy umieszczone nad sobą w celu zmiejszenia strat cieplnych i umożliwienia uzyskania wyższych temperatur cieczy grzewczej. na której zostają załamywane promienie słoneczne tak. zwanym transmisyjnością dla krótkofalowego promieniowania słonecznego. opisanemu współczynnikiem przepuszczania. Prawo Lamberta przedstawia zależność natężenia emisji promieniowania w dowolnym kierunku w funkcji natężenia promieniowania w kierunku normalnym do płaszczyzny oraz kąta odchylenia od kierunku normalnego α. Zewnętrzna szyba jest zwykle grubsza od wewnętrznej.Refleksyj[mm] ność ność [%] [%] Długofalowe promieniowanie cieplne Absorbcyj. powleka się pokrywę szklaną po stronie zewnętrznej specjalnymi warstwami antyrefleksyjnymi. 146) Ze wzrostem grubości pokrywy szklanej zmniejsza się współczynnik transmisyjności promieniowania słonecznego. Zmniejszenie współczynnika transmisyjności pokryw szklanych wywołują domieszki tlenków żelaza nadające im odcień zielony. dlatego stosowane są przykrycia o grubości nie przekraczającej 6. W celu obniżenia współczynnika refleksyjności dla promieniowania słonecznego. wytarza się na pokryciu szklanym od strony absorbera nieregularne załamania powierzchni. Transmisyjność pokrycia zależy również od kąta padania promieniowania słonecznego. dlatego stosuje się specjalny gatunek szkła pozbawiony tych domieszek. Właściwości mechaniczne przykryć szklanych nie zmieniają się pod wpływem wysokich temperatur jak również oddziaływania czynników atmosferycznych.6 Właściwości optyczne pokryw przezroczystych dla prostopadłego (normalnego) do powierzchni przykrywy kierunku bezpośredniej składowej promieniowania słonecznego Krótkofalowe promieniowanie słoneczne Materiał Grubość Transmisyj.Transmisyj. s. Jedynym ograniczeniem rozmiarów stosowania powłok szklanych jest duży ciężar właściwy (ok. Zależność tę opisuje poniższy wzór: Iα = IN · cos α (1) gdzie: IN – natężenie promieniowania w kierunku normalnym [W/m2]. Takie rozwiązanie powoduje zmniejszenie przepuszczalności energii słonecznej przez wieloelementowe przykrycie. dlatego stosowane są pokrywy szklane o grubości nie mniejszej od 3 mm. akrylu i poliwęglanu przedstawiono w tabeli A. Iα – natężenie promieniowania odchylonego pod kątem α do kierunku normalnego [W/m2]. Tabela A. często o zaostrzonych krawędziach kryształków.• przejściu przez powłokę w kierunku powierzchni absorbera. Również właściwości optyczne ulegają bardzo niewielkim zmianom z upływem czasu. Zmniejszanie grubości przykrycia powoduje znaczne obniżenie jego wytrzymałości mechanicznej. że wyniki odbiegają od powyższego wzoru i wykazują zgodność z zależnością 2 (Lewandowski 2002): Iα = IN × cos2 α (2) W celu zwiększenia mocy absorpcji zaproponowano specjalną konstrukcję pokrywy szklanej o zwiększającej się w kierunku do powierzchni absorbera gęstości. Po analizie danych eksperymentalnych okazało się. natomiast poniżej 30° bardzo silnie spada (Chochowski.6. Przykładowe właściwości optyczne pokryw wykonanych ze szkła. Powyższe czynniki zmniejszają transmisyjność powłok z tworzyw sztucznych szacunkowo o 10% w okresie kilkunastu lat eksploatacji. poliwęglany powyżej 130 ºC). Wełna mineralna jest odporna na działanie wysokich temperatur.032 – 0. wełny mineralnej od strony absorbera i sztywnej pianki poliuretanowej PU od strony obudowy. A. Polistyren (styropian) nie nadaje się do izolowania płaskich kolektorów słonecznych. odpornością na wilgoć oraz wysokie temperatury. Tabela A. Obudowa kolektora płaskiego wykonywana jest zazwyczaj z tłoczonych profili aluminiowych lub stali nierdzewnej w kształcie głębokich wanien.06 340 wełna mineralna 15 – 300 0.5 Przekrój kolektora płaskiego (Körner. ponieważ w temperaturze 75 ºC zaczyna się topić. Pokrywy szklane najbardziej narażone są na zarysowania i zabrudzenia. 30º.5. Dobrze zaizolowane kolektory płaskie mogą osiągać temperatury nawet do 250 ºC. natomiast często stosowane połączenia gumowe ulegają szybszej degradacji. natomiast pianka poliuretanowa wykazuje wyższą odporność na pochłanianie wilgoci oraz działanie czynników chemicznych.05 75 (Chochowski i Czekalski 1999. Schemat przekrój takiego kolektora przedstawia rysunek A. wynikające z osadzania się zanieczyszczeń powietrza. Dobre materiały izolacyjne powinny cechować się niskim współczynnikiem przewodzenia ciepła.03 – 0.7 przedstawiono właściwości przykładowych materiałów izolacyjnych. to ich właściwości mechaniczne ulegają szybkiemu pogorszeniu w podwyższonych temperaturach (akryle powyżej 90 ºC. gdzie występuje silne zapylenie powietrza.055 650 poliuretan 20 – 80 0.rozszerzalność cieplna.023 – 0. W tabeli A. s. Zanieczyszczenia powłoki mogą znacznie obniżać efektywność pracy kolektorów w miesiącach letnich i zaleca się okresowe ich mycie szczególnie tam. Spotyka się niekiedy obudowy wykonane z tworzyw sztucznych. Izolacja cieplna i obudowa kolektora płaskiego W celu zmniejszenia odpływu ciepła do otoczenia przez dolną oraz boczne części kolektora stosuje się specjalne warstwy izolacyjne. a nawet mogą stanowić zagrożenie pożarowe (Purkarthofer i Fechner 1998). Transmisyjność pokryw z tworzyw sztucznych zmniejsza się w wyniku zażółcenia wywoływanego wrażliwością na promieniowanie ultrafioletowe (w największym stopniu podatne są poliwęglany). często powlekanych czarną lub brązową powłoką.7 Właściwości materiałów izolacyjnych Materiał Gęstość [kg/m3] Współczynnik przewodzenia ciepła [W/(m · K)] Dopuszczalna temperatura [ºC] włókno szklane 100 – 150 0. 45) Ważnym elementem decydującym o trwałości kolektora płaskiego jest jakość uszczelnienia obudowy z pokrywą przezroczystą.036 – 0. Najbardziej rozpowszechnione spośród wszystkich innych typów omawianych tutaj urządzeń są standardowe kolektory płaskie. Pokrywy przezroczyste z tworzyw sztucznych choć mają niższy ciężar właściwy od pokryw szklanych. Rys. w których osadzają się trudne do usunięcia zabrudzenia zmniejszające transmisyjność powłoki. Jest ona jednocześnie konstrukcją nośną dla pozostałych jego elementów. Stosowana jest często kombinacja dwóch materiałów np.036 105 polistyren 10 – 45 0. Najlepsze właściwości posiadają silikony. Duża podatność tworzyw sztucznych na ścieranie i zarysowania przez pyły zawarte w powietrzu powoduje powstawanie mikropęknięć. Dodatkowo okrywa się warstwę wełny mineralnej od strony absorbera folią metalową odbijającą promieniowanie. Podatność na osadzanie się zanieczyszczeń jest większa przy zalecanym kącie nachylenia płaszczyzn kolektorów ok. które są mniej trwałe. Stosowane materiały uszczelniające muszą być odporne na zmiany temperatury w zakresie od –40 ºC (ekstremalna temperatura zimowa) do +60 ºC (temperatura pokrywy w stanie stagnacji kolektora przy maksymalnym natężeniu promieniowania słonecznego). Kirchoff i Schabbach 1997) 17 . 6 Przekrój płaskiego kolektora próżniowego rzenia podciśnienia. Parametry techniczne badanego kolektora zawarto w dalszym rozdziale. przechodzących przez otwory płyty absorbera. należy je odessać. Aby (Kopryna 2003) zmniejszyć straty ciepła.3. zastosowano podciśnienie w przestrzeni wewnętrznej kolektorów. jak również zamianę pozostałej części gazu z powietrza na krypton.O popularności kolektorów płaskich decyduje ich najniższa cena. . Wcześniej zostaną przedstawione różne sposoby wykorzystywania kolektorów słonecznych do przygotowywania ciepłej wody użytkowej. Zwiększenie strat ciepła w płaskich kolektorach próżniowych może powodować przewodność cieplną wsporników. Natomiast przy potrzebie przekazywania wyższych temperatur konieczne staje się dobranie większej powierzchni standardowych kolektorów płaskich w stosunku do innych typów. Przyczyną czego jest poszukiwanie urządzeń o najwyższej sprawności i trwałości. polegających na wykonaniu pomiarów ciśnienia wewnątrz kolektora. posiadający niższy współczynnik przewodności cieplnej. a jednocześnie przystępnej cenie. natomiast jest nieco niższy od ceny próżniowych kolektorów rurowych. związanych z konwekcyjnym transportem ciepła. zapewniające długotrwałe utrzymywanie się podciśnienia. współczynnik przewodzenia ciepła materiału absorbera. A.6. O sprawności płaskich kolektorów cieczowych decydują następujące parametry: selektywność powłoki absorbera. kolektor wypełniany jest gazem szlachetnym (najczęściej kryptonem). różnorodność rozwiązań technicznych w ich konstrukcji. Izolowane w ten sposób kolektory zostały nazwane próżniowymi. Posiadają więc podobną efektywność w przypadku ogrzewania obiektów niskotemperaturowych jakimi są baseny. Podsumowując informacje na temat płaskich kolektorów cieczowych. W porównaniu z innymi kolektorami wykazują one jednak większe straty ciepła przy wysokich temperaturach absorbera. Jednak szczelność konstrukcji kolektora wymaga częstych kontroli. a następnie jego część odsysana jest z wewnętrznej części kolektora. Zaletą tych ostatnich jest trwałe uszczelnienie rur. Koszt tych kolektorów przewyższa cenę standardowych kolektorów płaskich. Dodatkową zaletą płaskich kolektorów próżniowych jest doskonałe zabezpieczenie elementów absorbera przed degradującym wpływem wilgoci oraz tlenu. Najważniejszą różnicą jest hermetyczne uszczelnienie konstrukcji zewnętrznej kolektora oraz wykonanie wsporników wewnętrznych. Przekrój tego urządzenia przedstawia rysunek A. umożliwiających usztywnienie konstrukcji i jej ochronę przed zgnieceniem podczas wytwoRys. Norma dopuszcza ciśnienie absolutne we wnętrzu kolektora nie mniejsze niż 300 hPa. Budowa płaskiego próżniowego kolektora cieczowego W skład płaskiego kolektora próżniowego wchodzą podobne elementy jak w przypadku wykonania standardowego: selektywny absorber połączony z układem rur i przezroczysta pokrywa szczelnie połączona z obudową w kształcie wanny. A.2. W celu zmniejszenia strat cieplnych kolektora. warto podkreślić. transmisyjność pokrywy przezroczystej i skuteczność izolacji termicznej. W przypadku stwierdzenia nadmiernego dopływu powietrza. zależna od pory roku oraz lokalnych warunków klimatycznych. że najwyższą efektywność systemu uzyskuje się przy dużym poborze wody w okresach występowania największego nasłonecznienia. Większość wyprodukowanych i sprzedanych kolektorów słonecznych wykorzystywana jest do podgrzewania ciepłej wody użytkowej. Z pomiarów i doświadczeń zdobytych podczas eksploatacji kolektorów w budownictwie mieszkaniowym wynikają następujące zalecenia ich optymalnego doboru: • powierzchnia kolektora powinna wynosić od 1 do 1.3 m2 (Fox 1998). Wyniki oceny ekonomicznej (wykorzystującej metodę „Zaktualizowanej Wartości Netto” określanej skrótem NPV) wykorzystania energii słonecznej w warunkach ekonomicznych i klimatycznych Polski wskazują. że suma nakładów energii pierwotnej zużytej do wyprodukowania wszystkich urządzeń instalacji słonecznej dla domu jednorodzinnego (wyłączając konwencjonalne źródło energii) energii zużytej przy transporcie i montażu tej instalacji wynosi 8 411 kW·h. Rosnące zainteresowanie takimi rozwiązaniami obserwuje się również w krajach o mniej sprzyjających warunkach klimatycznych (Sabba 1998). W krajach tych pojawia się również pytanie o rentowność inwestycji w instalację kolektorów słonecznych.2 do 0. wyposażona jest w kolektory produkcji polskiej (Gastrometal 2000a). wymaga rozwiązań instalacji odpornych na zamarzanie i wspomaganych konwencjonalnymi źródłami ciepła. zaś pojemność zasobnika wodnego od 80 do 100 dm3 na jedną osobę. Klimat umiarkowany. Okres zwrotu poniesionych nakładów energii pierwotnej wynosi zatem od 2 do 4 lat.3. natomiast w miesiącach letnich może osiągać nawet 100%. że najważniejszym warunkiem opłacalności jest uzyskanie niskich kosztów inwestycyjnych. przypadająca na 1 m2 kolektora powinna wynosić od 0.u. gdy największe zapotrzebowania na ciepłą 19 . Jest to istotny argument przemawiający za dążeniem do wykorzystania kolektorów słonecznych w coraz większym zakresie. O opłacalności inwestycji w kolektory w warunkach polskich i zbliżonych można więc mówić w perspektywie długoterminowej. • powierzchnia wymiany ciepła w zasobniku c. Wyliczenia opłacalności stosowania instalacji kolektorów słonecznych w oparciu o bilans energii skumulowanej przewidują. że inwestycja w ogrzewanie wody za pomocą kolektora może być opłacalna w perspektywie 15-letniej w gospodarstwie domowym zużywającym nie mniej niż 280 dm3 wody na dobę. Instalacja. Cypr. przy założeniu wysokiej trwałości urządzenia i niezawodności jego eksploatacji (Bogdanienko 1995). takich jak np. Udział ten zależy również od wielkości poboru ciepłej wody. 200 dm3 na dobę) okres zwrotu może wydłużyć się nawet do 25 lat (Kusto 2000a). Wraz ze wzrostem powierzchni czynnej absorberów kolektorów słonecznych maleje sprawność energetyczna instalacji słonecznej ze względu na okresowe przegrzanie instalacji. Ze względu na fakt. celowym jest dobranie tak dużej powierzchni kolektorów.5 m2. wynikające z wykorzystania kolektorów szacuje się na 3 663 kW·h. Warunek taki najczęściej spełniają kolektory produkowane w kraju lub w kooperacji z firmami czeskimi i słowackimi (Kusto 2000b). W niektórych krajach o dużym nasłonecznieniu. w której prowadzone były przedstawione w tej pracy badania własne. Z tego powodu zasilanie w grudniu jest znikome. jej zastosowanie przyczynia się w sposób istotny do ochrony istniejących zasobów paliw (Streicher i Dück 2003).A. Największy wpływ na ilość uzyskiwanej energii cieplnej ma wartość energii napromieniowanej. Przy mniejszym zużyciu (np. Możliwości wykorzystania kolektorów słonecznych do przygotowania ciepłej wody użytkowej Słoneczne ogrzewanie wody użytkowej jest najbardziej efektywnym sposobem konwersji energii promieniowania słonecznego. około 90% domów posiada system podgrzewania wody przy zastosowaniu energii słonecznej. z występującymi ujemnymi temperaturami. Roczne zużycie energii podczas eksploatacji i prac serwisowych instalacji słonecznej wynosi 449 kW·h. Przy oczekiwanym minimalnym dwudziestoletnim okresie użytkowania takiej instalacji. Roczne obniżenie zużycia energii pierwotnej. Najkorzystniejsza jest więc sytuacja. powodowane brakiem możliwości zmagazynowania nadmiaru przesyłanej energii.w. Jest to jednorazowy nakład energii. Szacuje się. aby nie występowały nadwyżki energii w okresach największego napromieniowania. Użytkownicy zainteresowani są udziałem energii słonecznej w pokryciu całkowitego zapotrzebowania na ciepło do podgrzewania wody użytkowej. zakładach przetwórstwa owocowo-warzywnego. gdzie nie ma możliwości doprowadzenia gazu lub ciepła sieciowego (Szczechowiak i Górzeński 2001). ogrzewającego ok. Rodzaje systemów słonecznych instalacji do podgrzewania wody Istnieje wiele wariantów słonecznych instalacji przygotowania c. W Polsce zapotrzebowanie c. Przykładowo na piątek i sobotę przypada około 30% tygodniowego zużycia wody (Suligowski 1990. Może to być rozwiązanie stosowane wspomagająco również przy starszych technicznie instalacjach. Szczególnie korzystne pod względem finansowym i eksploatacyjnym jest zastosowanie indywidualnej instalacji słonecznej do wspomagania ogrzewania ciepłej wody w obiektach oddalonych od źródła ciepła (końcówka sieci). Zastosowanie kolektora umożliwia.u. • w małych zakładach przetwórstwa rolno-spożywczego duże ilości wody technologicznej o temp. Rozwiązanie takie podnosi wydajność systemu i znacznie skraca okres zwrotu inwestycji. (Chochowski i Czekalski 1999). w basenach krytych znacząco ogranicza zużycie energii. W przypadku.1. Można wprowadzić ich klasyfikacje ze względu na: • sposób kontaktu kolektora z wodą użytkową. Może ona być wykorzystywana w następujących celach: • w budynkach inwentarskich i paszarniach – do pojenia zwierząt. Możliwości zagospodarowania wody podgrzewanej przez instalacje słoneczne W chwili obecnej najbardziej rozpowszechnione jest wykorzystywanie kolektorów do podgrzewania wody użytkowej w domach mieszkalnych. optymalna temperatura wody na ten cel wynosi od 17 do 25 ºC.w.2. • w produkcji ogrodniczej pod osłonami (szklarnie i tunele foliowe) przy nawadnianiu roślin. chodziłaby konieczność modernizacji instalacji wewnętrznej. za- Zapotrzebowanie na ciepłą wodę z kolektorów słonecznych występuje również w wielu sektorach gospodarki. „solar assistance” (Bogdanienko 1995). Układy grzewcze z kolektorami słonecznymi z powodzeniem bywają stosowane w budownictwie rozproszonym. w obiektach sportowych i rekreacyjnych. 70 ºC wynosi tutaj od 2 do10 dm3/dobę na jedno stanowisko. wieku i zawodu mieszkańców. w przypadku basenów otwartych podgrzewanie wody kolektorami słonecznymi umożliwia przedłużenie letniego sezonu kąpielowego o ok. przygotowania pasz i do celów pielęgnacyjnych. 30 – 40 litrów na dobę jako system wspomagający tzw. przykładowo.3. jak również od pory roku i dnia tygodnia.w. podlewanie wodą podgrzaną wpływa korzystnie na tempo rozwoju i plonowanie uprawianych roślin. Gleń 2000). 2 miesiące. zapotrzebowanie na wodę o temp. • w zbiornikach wodnych do hodowli ryb – podgrzewanie wody kolektorami słonecznymi powoduje szybszy przyrost masy ryb i skrócenie cyklu hodowlanego z 3 do 2 lat. przy zapotrzebowaniu w okresie wiosenno – letnim wynoszącym od 10 do 12 dm3/dobę na 1 m2 powierzchni uprawnej. Mogą przy tym wystąpić znaczne różnice w zapotrzebowaniu na wodę w zależności od standardu życia. 1 m2). lub mniejsze w okresie letnim niż zimowym. 7-10 ºC. zalecany jest montaż kolektora o małej powierzchni czynnej (ok. • w basenach kąpielowych otwartych i krytych do temp. zmniejszenie poboru mocy potrzebnej do zasilania elektrycznych grzałek pralek automatycznych i zmywarek naczyń (Grzegorzewski 2000b).u. o temperaturze 45 ºC w budynkach mieszkalnych wynosi szacunkowo 40 – 100 dm3/dobę na jednego mieszkańca.u. gdzie ze względu na znaczne obciążenie nowymi odbiornikami.wodę jest w okresie letnim. A. gdy zapotrzebowanie na c. 60 ºC są zużywane do mycia aparatury w mleczarniach. domkach letniskowych. w porównaniu do nawadniania zimną wodą ze studni o temp.w. 20-25 ºC. zakładach mięsnych i in. A. optymalna temperatura wody do wzrostu ryb w zbiornikach hodowlanych wynosi od 20 do 28 ºC. jest zbliżone w ciągu całego roku. .3. Najczęściej pompa zasilana jest prądem przemiennym z sieci. który wyrównuje zmiany temperatury wody spowodowane chwilowym poborem. W systemach pośrednich ciecz o obniżonej temperaturze zamarzania. kolektory należy łączyć równolegle oraz dążyć do skrócenia długości rurociągów. Rys. • sposób wymuszania cyrkulacji cieczy. Systemy zamknięte zabezpieczane są poprzez zamknięte przeponowe naczynie wzbiorcze oraz zawór bezpieczeństwa. Brak pompy i układu automatycznego sterowania umożliwia pracę systemów grawitacyjnych (termosyfonowych) na terenach pozbawionych zasilania elektroenergetycznego lub w miejscach o częstych przerwach w dostawie prądu. występującego głównie w godzinach największego nasłonecznienia. Jest ono stosowane najczęściej do podgrzewania wody w basenach kąpielowych lub instalacjach do pojenia bydła. Taki obieg jest samosterowalny ze względu na to. W zależności od sposobu zabezpieczenia przed nadmiernym ciśnieniem. W celu minimalizacji oporów hydraulicznych.8. Istnieją też rozwiązania wykorzystujące pompy prądu stałego zasilane z ogniw fotowoltaicznych. Tego typu instalacje. aby umożliwić konwekcyjny ruch cieczy.7 System bezpośredniego podgrzewania wody bez zasobnika (Sołowiej 1999) ko le kt or • zakres wykorzystywania energii słonecznej.Prowadzone są badania nad samoczynnym urządzeniem pozwalającym w obiegu naturalnym ogrzewać zbiornik magazynujący umieszczony poniżej kolektora (Dobrański 1997). W przypadku. ze względu na sposób kontaktu kolektora z wodą użytkową. nagrzewająca się w obiegu zamkniętym kolektora. Schemat takiego systemu przedstawia rysunek A. a dolną częścią zbiornika. że intensywność ruchu cieczy grzewczej zależy od różnicy temperatur pomiędzy górnymi partiami kolektorów. W tym systemie nie ma możliwości regulacji temperatury wody i jest ona funkcją chwilowej gęstości promieniowania słonecznego i przepływu wody.7. przelewowego naczynia wzbiorczego w najwyższym punkcie instalacji. W systemach bezpośrednich woda użytkowa przepływa wewnątrz kolektora i jest w nim bezpośrednio ogrzewana. celowe jest zastosowanie systemu bezpośredniego z zasobnikiem. A. w których jedynym źródłem ciepła jest kolektor słoneczny oraz układy skojarzone ze źródłami konwencjonalnymi (Owczarek i Owczarek 2002). Warunkiem sprawnego funkcjonowania takiej instalacji jest pionowe usytuowanie zbiornika akumulacyjnego 30 – 40 cm powyżej górnej krawędzi kolektora. na systemy bezpośrednie oraz systemy pośrednie. W systemach otwartych zabezpieczenie polega na zastosowaniu otwartego. wyróżnia się systemy otwarte oraz zamknięte. gdy nie jest możliwe usytuowanie zbiornika powyżej instalacji słonecznej. Obieg cieczy w systemie słonecznym może odbywać się samoczynnie na skutek unoszenia do góry cieplejszych mas o mniejszej gęstości. Systemy bezpośrednie Najprostsze rozwiązanie połączenia kolektora z obiegiem ogrzewanej wody bez zbiornika magazynującego przedstawia rysunek A. Słoneczne instalacje do ogrzewania wody użytkowej można podzielić. opatentowała firma Solahart (Skorut 2003). Ze względu na zakres wykorzystywania energii słonecznej wyróżnia się instalacje. Rozwiązanie to nazywane jest instalacją termosyfonową albo grawitacyjną. woda ciepła woda zimna W przypadkach względnie równomiernego poboru wody. • sposób zabezpieczenia przed nadmiernym ciśnieniem. zaawansowane technologicznie. 21 . unikać przewężeń i stosować tylko niezbędne załamania (Chochowski i Czekalski 2000). stosuje się obieg z wymuszoną cyrkulacją z zastosowaniem pompy bezdławicowej oraz układu sterowania. oddaje ciepło wodzie użytkowej poprzez powierzchnię wymiennika. Systemy pośrednie Systemy pośrednie stosowane są w urządzeniach eksploatowanych w ciągu całego roku.Dzięki zastosowaniu instalacji grawitacyjnej (termosyfonowej) w systemie bezpośrednim z kolektorowym doładowaniem zasobnika można uzyskać większą stabilizację temperatury wody. Rozwiązanie to przedstawia rysunek A.11 woda zimna wężownica pompa naczynie wzbiorcze przeponowe System pośredni zamknięty z wymuszonym obiegiem pompowym i zamkniętym naczyniem wzbiorczym (Sołowiej 1999) . A.10 przedstawiono przykładowy schemat otwartego układu grawitacyjnego (termosyfonowego) działającego w systemie pośrednim. Na rysunku A. że nie wymaga on zastosowania automatyki. Chmielowski 1999) Wadą wszystkich systemów bezpośrednich jest to. z wymuszoną przez pompę cyrkulacją. A. Zaletą tego układu jest to. że bieżąca woda w zależności od jej składu chemicznego w kontakcie z wewnętrznymi elementami kolektora może powodować wytrącanie osadów ze związków chemicznych lub korozję. woda wężownica ciepła zasobnik ko le kt or Rys. A. Warunkiem jego zastosowania jest konieczność umieszczenia zbiornika powyżej kolektora. został przedstawiony na rysunku A.9. Pozwalają one uniknąć niebezpieczeństwa przyspieszonego zużycia kolektorów. Pomimo tych niedogodności jego zaletą są mniejsze straty cieplne. System ten wymaga również doprowadzenia energii do pompy oraz automatycznego sterowania.9 System bezpośredniego podgrzewania wody z zasobnikiem w samoczynnej instalacji grawitacyjnej (termosyfonowej) (Sołowiej 1999. wynikające z możliwości stosowania przewodów o dwukrotnie mniejszej średnicy oraz lepszy odbiór energii cieplnej wynikający z możliwości regulacji pracy pompy.10 zasobnik ko le kt or ko le kt or zasobnik System bezpośredniego podgrzewania wody z zasobnikiem (Sołowiej 1999) System pośredni z grawitacyjnym obiegiem czynnika i otwartym naczyniem wzbiorczym (Sołowiej 1999) woda zimna System pośredni z zamkniętym układem słonecznym. Nie występują tu problemy powstawania osadów i korozji kolektorów. woda ciepła naczynie wzbiorcze Rys.8 woda ciepła Rys. woda zimna woda ciepła ko le kt or zasobnik woda zimna Rys. Czynnik roboczy samoczynnie krąży w układzie kolektor – wężownica. W tym przypadku kolektor i zasobnik mogą być odpowietrzenie usytuowane dowolnie. A. Obieg w układzie kolektora może być grawitacyjny lub wymuszony działaniem pompy.11 W celu zabezpieczenia instalacji przed nadmiernym wzrostem ciśnienia konieczne jest stosowanie dodatkowych urządzeń zabezpieczających. A. zasobniki biwalentne z dwoma wbudowanymi wężownicami. między innym. • zawór bezpieczeństwa o ciśnieniu 6 bar.A.13 przedstawia układ ogrzewania wody użytkowej zawierający zamknięty obieg słoneczny. kocioł ko le kt or zasobnik grzałka elektryczna pompa woda zimna Rys. dwa termometry oraz kulowe zawory odcinające. z następującymi pojemnościowymi podgrzewaczami wody: • zasobnikiem biwalentnym (dwuwężownicowym). Dolna wężownica połączona jest z zamkniętym obiegiem słonecznym. • naczynie wzbiorcze. Schematy hydrauliczne kolektorowych systemów ogrzewania ciepłej wody Słoneczny system pośredni może być połączony. • moduł regulacyjny. • moduł pompowy zawierający pompę cyrkulacyjną zasilaną prądem przemiennym o napięciu 220 V.W praktyce kolektory słoneczne w strefie klimatu umiarkowanego nie są w stanie dostarczać przez cały rok wystarczającej ilości energii. Wykorzystywane są wtedy tzw. woda ciepła Rys.12 System pośredni zamknięty z wymuszonym obiegiem pompowym i zasobnikiem biwalentnym (Sołowiej 1999) A.o. Przykładowy schemat takiego systemu przedstawiono na rysunku A. • odpowietrzniki. • zasobnikiem multiwalentnym będącym jednocześnie zbiornikiem buforowym instalacji c. Jako ogrzewanie alternatywne można dodatkowo zastosować nurnikową grzałkę elektryczną.12. • manometr. A. Rys. Dlatego też najczęściej stosowane są małe instalacje słoneczne do wspomagania konwencjonalnych systemów ogrzewania wody.3. • dwoma zasobnikami monowalentnymi (jednowężownicowymi).13 Schemat hydrauliczny układu ogrzewania wody z zamkniętym obiegiem słonecznym i biwalentnym podgrzewaczem wody (Viessmann 1999) 23 . W skład obiegu wchodzą: • cieczowe kolektory słoneczne. a górna z kotłem konwencjonalnym.3. kryzę regulacyjną z wskaźnikiem natężenia przepływu. Regulator instalacji słonecznej mierzy temperatury wody w górnych częściach obu zbiorników. że użytkownik posiadający już tradycyjny zbiornik z jedną wężownicą decyduje się na proekologiczną inwestycję w dodatkowy.6. Istnieje możliwość regulacji zadanej wartości różnicy temperatur w zakresie od 6 do 30 °C. pompa ciepła. W przypadku.14. Wielkość ustawianej różnicy temperatur zależy od długości przewodów instalacji słonecznej. wykonanej ze stali nierdzewnej o zwiększonej powierzchni wymiany ciepła. Zimna woda bieżąca zasila zbiornik ogrzewany przez kolektor. Nie musi on rezygnować z posiadanego urządzenia. A.14 Schemat hydrauliczny układu ogrzewania wody z zamkniętym obiegiem słonecznym i dwoma monowalentnymi podgrzewaczami wody (Viessmann 1999) Jednym z najnowszych rozwiązań wykorzystania energii słonecznej do ogrzewania wody (rys. Taki układ zastosowano w Marwałdzie i opisano w rozdziale A.) jest zastosowanie zbiornika multiwalentnego. nurnikowa grzałka elektryczna lub dowolne urządzenie grzewcze. możliwe jest połączenie go z dodatkowym zbiornikiem zaopatrzonym w kolektory słoneczne. Górna wężownica połączona jest z urządzeniem grzewczym. które załącza się gdy temperatura wody w górnej części zbiornika spadnie poniżej poziomu zadanego w automatyce kotła (zdefiniowanego w regulatorze).15. gdy temperatura w zbiorniku połączonym z instalacją słoneczną przewyższa temperaturę w zbiorniku połączonym z urządzeniem grzewczym. następuje włączenie dodatkowej pompy. Zastosowano dodatkowy czujnik temperatury wody w górnej części zasobnika stanowiący zabezpieczenie zbiornika przed przegrzaniem. które dzięki procesowi naturalnej konwekcji unosi się do góry. Zbiornik wypełniony jest wodą należącą do układu centralnego ogrzewania. Woda podgrzana przepływa do dolnej części zbiornika drugiego.• Obieg słoneczny połączony jest z dolną wężownicą biwalentnego podgrzewacza pojemnościowego. Zbiornik posiada w swojej dolnej części wężownicę połączoną z obiegiem słonecznym. Rys. Połączenia hydrauliczne oraz zasady sterowania takiego rozwiązania przedstawia rys. Moduł regulacyjny steruje załączeniem pompy cyrkulacyjnej obiegu słonecznego. Podgrzewanie wody użytkowej następuje w specjalnie ukształtowanej rurze spiralnej. Instalacja ciepłej wody użytkowej zasilana jest ze zbiornika zasilanego kotłem. A. Tworzy się dzięki temu bufor magazynujący energię cieplną z różnych źródeł takich jak: kominek z wymiennikiem cieczowym. Czujniki rezystancyjne mierzą temperatury cieczy słonecznej na wyjściu z kolektora oraz na wyjściu z wężownicy. której praca powoduje wyrównanie temperatur w obu zbiornikach. Załączenie pompy następuje gdy różnica wskazań tych czujników osiągnie wymaganą wartość. połączonego z kotłem. Rura umieszczona jest wewnątrz . Pozwala to efektywnie odbierać ciepło. A. wspomagający układ słoneczny. W praktyce często zdarza się. Obieg solarny i jego sterowanie jest tu identyczne jak w przypadku rozwiązania przedstawionego powyżej. Dobór pompy i średnic przepływów. 8. że jej największa powierzchnia znajduje się w górnej części zbiornika. A. d) Wysokie zapotrzebowanie 80 l / (os. Określenie ilości promieniowania słonecznego docierającego do kolektora.zbiornika w taki sposób. Na tej podstawie obliczana jest potrzebna powierzchnia kolektora oraz pozostałe parametry projektowe. aby jego pojemność umożliwiała odbiór ciepła w okresach największego nasłonecznienia. Sterowanie cieczową instalacją słoneczną. 7. System ten może wykorzystywać energię cieplną uzyskiwaną z instalacji słonecznej zarówno do podgrzewania wody użytkowej jak i centralnego ogrzewania (Krause 1999). wszystkie przedstawione rozwiązania mogą być jednakowo korzystne w zależności od potrzeb i wymagań użytkowników.u. Pomocna może być w tym celu tabela Tab.w. A. 6. d) Średnie zapotrzebowanie 50 l / (os.u. z punktu widzenia bezpieczeństwa pracy urządzeń. 4. 5. gdzie występują najwyższe temperatury. A. oraz odpowiedniego schematu hydraulicznego. i zapotrzebowania energetycznego. charakterystykę obiektu oraz specyfikę zastosowanego w danym obiekcie konwencjonalnego systemu ogrzewania ciepłej wody użytkowej: 1.15 Schemat hydrauliczny układu podgrzewania wody użytkowej oraz centralnego ogrzewania z zamkniętym obiegiem słonecznym i zbiornikiem multiwalentnym (Viessmann 1999) Podsumowując. T*SOL (Valentin 2001). jaką można uzyskać przy zastosowaniu danej powierzchni kolektorów wykorzystuje się programy komputerowe takie jak: ESOP (Viessmann 2002). Dobór urządzeń zabezpieczających. A.w. GetSolar (Horn 2002). d) Zapotrzebowanie na wodę użytkową uzależnione jest od przyzwyczajeń i nawyków domowników. Określenie stopnia pokrycia instalacji słonecznej.8 przedstawiającej przykładowe wartości znamionowe dla jednej osoby w ciągu doby. Wyznaczenie powierzchni kolektorów. najważniejszą kwestią jest taki dobór magazynu energii cieplnej. Tab.4.8 Orientacyjne wartości średniego dobowego zapotrzebowania na ciepłą wodę użytkową Niskie zapotrzebowanie 30 l / (os. Dobór wielkości zasobnika c. Zasady projektowania instalacji słonecznych. Projektowanie cieczowej instalacji słonecznej stosowanie do konkretnego inwestora powinno przebiegać według opisanych poniżej kroków uwzględniających potrzeby odbiorców. 25 . Niezależnie od wybranego wariantu. Do obliczania ilości energii. 3. Oszacowanie poboru c. Oszacowanie poboru c. Zapotrzebowanie to może być wyznaczone na podstawie tabeli A. Średnie dobowe zapotrzebowanie na wodę użytkową VBW jest jednym z ważniejszych parametrów przy projektowaniu instalacji słonecznej. 2.u.w. Rys. oraz ilości energii potrzebnej do jej podgrzania.9. TBW – temperatura wody użytkowej (zazwyczaj przyjmowana jako 45°C). Zbyt wysoki słoneczny stopień pokrycia (np. Z ekonomicznego punktu widzenia za najkorzystniejszy dla domu jednorodzinnego przyjmuje się słoneczny stopień pokrycia rzędu 50% – 60%. Istotnym kryterium przy ustalaniu słonecznego stopnia pokrycia jest również istniejący (bądź planowany) w obiekcie rodzaj centralnego ogrzewana. która jest oddawana w zasobniku przez ciecz słoneczną wodzie użytkowej. z wahaniami w warunkach polskich ± 10% (Gogół 1993). SF = 60%). c – ciepło właściwe wody wynoszące 1. A.m². kształtuje się na poziomie 1000 kWh/m². Słoneczny zysk energetyczny QSol jest energią.m². przy określonym słonecznym stopniu pokrycia SF. 2800 Wh w przeliczeniu na m2 powierzchni horyzontalnej dziennie. Określenie słonecznego stopnia pokrycia Słoneczny stopień pokrycia (SF) określa.9 QSol = SF · (QBW + QVZ + QVS) Zapotrzebowanie na ciepłą wodę w gospodarstwie domowym Rodzaj potrzeby Wymagana ilość w litrach Mycie Ręce Twarz Zęby Mycie głowy 2 5 1 20 Gospodarstwo domowe Naczynia Mycie rąk Sprzątanie 10 8 30 Rodzaj potrzeby Wymagana ilość w litrach Kąpiel Prysznic Kąpiel dorosłego Mycie nóg Kąpiel dziecka 45 150 25 30 Zmywarka do naczyń 25 Pralka 30 (Körner. Z kolei bezpośrednie ogrzewanie zasobnika słonecznego za pomocą spirali elektrycznej lub gazowego ogrzewania przepływowego nie powoduje prawie żadnych strat ciepła. Wynosi ono średnio w roku ok. Przyjmuje się wówczas SF = 50%. TKW – temperatura wody zimnej (zazwyczaj przyjmowana jako 10°C). w grudniu często tylko 500 Wh/d. 5000 Wh/d. . natomiast zysk energetyczny QBW oraz straty QVS i QVZ pozostają na stałym poziomie w cyklu rocznym. Kirchoff i Schabbach 1997) Średnia dobowa wymagana ilość energii do podgrzewania wody użytkowej może zostać wyliczona z następującego niżej wzoru: QBW = VBW · c · (TBW – TKW) (3) gdzie: VBW – średnia dobowa objętość wody użytkowej [dm3/d]. Może on zostać wyliczony z zapotrzebowania energetycznego. Roczny udział energii słonecznej w pokryciu zapotrzebowania ciepła do ogrzewania wody użytkowej zwiększa się wraz z wielkością zainstalowanej powierzchni kolektora i powoduje wzrost kosztów instalacji.Tab. Przy takim stopniu pokrycia w okresie letnim produkowana jest niewykorzystana nadwyżka ciepła. W całym roku uśredniona energia słoneczna rocznej ilości promieniowania przypadająca na powierzchnię horyzontalną (E).16 [W·h/(dm3 · K)]. ile procent wymaganej średniorocznie energii do podgrzania wody użytkowej zostanie pokryte przez instalację słoneczną. Odpowiada on stosunkowi rocznego słonecznego zysku energetycznego QSol do zapotrzebowania energetycznego QBW dla podgrzewania wody użytkowej oraz sumy strat ciepła zasobnika QVS i obiegu cyrkulacyjnego QVZ. ale za to zwiększa koszty instalacji. warto zapewnić w miesiącach letnich pełne pokrycie słoneczne (np. za pomocą równania: (4) Miesięczny słoneczny zysk energetyczny wskazuje duże sezonowe wahania. Określenie ilości promieniowania słonecznego docierającego do kolektora Promieniowanie globalne jest od wielu lat rejestrowane dla różnych miejscowości kraju. SF = 80%) wykazuje wprawdzie niskie koszty dodatkowej energii. W miesiącu lipcu średnie wartości dzienne osiągają ok. Można będzie wówczas całkowicie wyłączyć centralne ogrzewanie w okresie od maja do sierpnia. W przypadku centralnego ogrzewania o znacznych stratach cieplnych. 96 0. Inklinację kolektorów można ustawić optymalnie w przypadkach. 365 – ilość dni w roku. z rocznej ilości promieniowania E przypadającej na powierzchnię horyzontalną.03 0.10 1. aby osiągnąć założony słoneczny stopień pokrycia SF.5° 1 1.84 SW / SO γ = 45° 1 1. Najczęściej jednak orientacja kolektorów jest narzucona przez konstrukcję dachu.09 1. QBW – dobowe zapotrzebowanie energetyczne do podgrzewania wody w W·h/d.γ. QVS – dobowe zapotrzebowanie energetyczne do pokrycia strat ciepła zasobnika w W·h/d.82 SSW / SSO γ = 22. QSOL jest energią.04 1.85 WSW / OSO γ = 67. Do poprawnego pozycjonowania trzeba zasięgnąć pomocy w dokumentach budowlanych albo wykorzystać kompas.14 1. Kąt nachylenia β dachu dwuspadowego może zostać odczytany z dokumentacji budowlanej obiektu. Przy całorocznej pracy instalacji słonecznej.γ oddać obieg systemu słonecznego w cyklu rocznym do zasobnika.16 1. Kirchoff i Schabbach 1997) Oszacowanie powierzchni kolektorów wymaganego określenia spodziewanego Dla Polski wartości kąta nachylenia wahają się nieznacznie wokół wartości ϕ = 50°. intensywność promieniowania jest najwyższa. rocznego słonecznego zysku energetycznego (QSOL).14 1. Z tego powodu należy liczyć się często z odstępstwami od optymalnego ustawienia. SF – słoneczny stopień pokrycia. Z tego powodu pole kolektora powinno być zorientowane w kierunku południowym i tak nachylone.82 W/O γ = 90° 1 0. Roczny odbiór promieniowania słonecznego EK przypadający na każdy m2 nachylonej powierzchni kolektora (kWh/m2) jest obliczany za pomocą współczynnika poprawkowego fβ.γ uwzględniający inklinację β i orientację γ pola kolektora Inklinacja: Orientacja: β = 0° β = 30° β = 45° β = 60° β = 90° Południe γ = 0° 1 1.5° 1 1.93 0. gdy są one montowane na dachach płaskich. kąt nachylenia β (liczony względem linii prostopadłej do powierzchni horyzontalnej) powinien odpowiadać w przybliżeniu kątowi szerokości geograficznej ϕ miejsca zamontowania: (5) βopt = ϕ Tab.14 1.Ilość padającej energii słonecznej zależy od kąta nachylenia kolektora β (inklinacja) i jego orientacji γ na powierzchni dachu.08 0. Gdy promienie słoneczne padają na powierzchnię kolektora pionowo.90 0. Wartość QSOL może zostać wyznaczona z równania: 365 QSOL = SF · (QBW + QVS + QVZ) · 1000 gdzie: (7) QSOL – roczny słoneczny zysk energetyczny w kW·h/d. np. 27 . Kąt azymutu skierowanego dachu.10 Współczynnik korekcji fβ. dokładnie w kierunku zachodnim albo wschodnim wynosi γ = 90°.05 0. 1000 – przelicznik: 1000 W·h = kW·h. albo też określony na podstawie pomiaru na krokwiach dachu. A. którą musi Orientacja pochylonej powierzchni dachu wg kierunków geograficznych określana jest kątem azymutu γ. Mniejszy zysk energetyczny promieniowania jest wyrównywany wówczas przez większą powierzchnię kolektora. Kąt azymutu γ jest zdefiniowany jako odchyłka kąta ustawienia od kierunku południowego.09 0. (6) EK = E · fβ.99 0. QVZ – dobowe zapotrzebowanie energetyczne do pokrycia strat ciepła w obiegu cyrkulacyjnym w W·h/d. żeby promienie słoneczne padały możliwie pionowo na powierzchnię kolektora.78 (Körner. Harfowy przepływ cieczy w kolektorach płaskich w układzie Tichelmanna Rys.u.14) lub równoległy (rys. A. A. Natomiast w przypadku większych instalacji łączy się pola kolektorów połączonych równolegle w zbiorczy układ Tichelmanna przdstawiony na rys. wymagany dla optymalnego trybu pracy w obiegu słonecznym. Sposób połączenia musi zagwarantować jednakowy przepływ cieczy przez wszystkie pola kolektorów.Wymaganą całkowitą powierzchnię absorbera A wyznacza się na podstawie spodziewanego rocznego słonecznego zysku energetycznego QSOL.15.12. A. Orientacyjnie na każde kolejne 10 metrów długości tych przewodów powierzchnię kolektorów zwiększa się o 8-10%. z każdym równolegle podłączonym kolektorem. Łączenie kolektorów w systemie Tichelmanna należy stosować w przypadku harfowej konstrukcji rurek w absorberze (rys. Całkowitą powierzchnię absorbera uzyskuje się przez połączenie odpowiedniej liczby kolektorów. Rys. A.11 Nomogram do określania całkowitej powierzchni absorbera A (Viessmann 2000) Wyznaczając całkowitą powierzchnię absorbera uwzględnić należy straty ciepła w przewodach rurowych pomiędzy kolektorami a zasobnikiem. Większość producentów zaleca równoległe łączenie ze sobą maksymalnie 6 jednostek kolektorów. A.w. Kolektory wytwarzane są przez różnych producentów w rozmaitych wielkościach. Rys. ponieważ kombinacja ta gwarantuje znikomy opór przepływu w całym polu kolektorowym. A. A. według nomogramów zawartych w wytycznych projektowych producentów kolektorów słonecznych przedstawiony na rys. szeregowy (rys. Harfowy przepływ cieczy w kolektorach płaskich w układzie szeregowym .11. Połączenie szeregowe jest najmniej korzystne.13. ze względu na wzrost temperatury cieczy w kolejnych kolektorach skutkujący zwiększeniem strat konwekcyjnych i obniżeniem efektywności pracy instalacji.12). W rzeczywistości zwiększa się całkowity strumień przepływu. średniorocznego współczynnika sprawności instalacji η oraz ilości promieniowania EK odebranego przez powierzchnię absorbera: QSOL A= (8) EK · η Podstawę określenia wartości A może stanowić dobowy pobór c. A.12). Wymagana liczba jednostek kolektorów może zostać połączona ze sobą w sposób Tichelmanna (rys. A.13). 14.5-krotną. A. W każdym zasobniku w sposób naturalny. Oprócz doboru pojemności zasobnika należy zwrócić uwagę na rodzaj i kształt zastosowanego w nim wymiennika ciepła. Precyzyjne wytworzenie warstw temperaturowych w zasobniku możliwe jest dzięki wbudowanym elementom formującym strumień konwekcji podgrzanej wody (rura termosyfonowa).5 – 2 razy pojemność zasobnika standardowego.A. Dla jedno – lub dwurodzinnego gospodarstwa domowego typowe wielkości zasobnika leżą w przedziale pomiędzy 250 a 700 litrów.u. które zapobiegają cofaniu się podgrzanej wody (rys.Rys. Potrzebną pojemność wodną zasobnika nie podłączonego do układu słonecznego określa się na podstawie dobowego zużycia c. Planowanie wymaganej pojemności zasobnika Zasobnik stosowany w systemie słonecznym powinien być wyposażony we wkładkę z rurą termosyfonu. Z powodu tendencji do odkładania się węglanu wapnia rozpuszczonego w wodzie pitnej na ożebrowanych rurach.w. Na każdy m² powierzchni kolektora powinno przypadać 0. Ciecz w obiegu słonecznym nie miesza się z wodą użytkową w zasobniku. Zawsze powinno się wybierać zasobnik o pojemności większej od wyznaczonej z typoszeregu oferowanego przez producentów. Przy wyższym słonecznym stopniu pokrycia (SF = 60%) przyjmuje się 2-krotną ilość dziennego zapotrzebowania.Rozkład temperatur w idealnym zasobniku słonecznym z rurą termosyfonu Rys. Dla wsparcia efektu termosyfonu stosuje się zastawki zwrotne. a przekazywanie ciepła następuje poprzez wymiennik ciepła. Jeżeli szacowania na podstawie zużycia c.w. przyjmując 75 litrów na każdy metr kwadratowy kolektora.3 m² powierzchni wymiennika ciepła. ale jednocześnie zwiększa straty ciepła. 29 . Woda użytkowa jest odbierana z cieplejszego obszaru górnego. Aby zagwarantować możliwie niską temperaturę w obiegu powrotnym. Harfowy przepływ cieczy w kolektorach płaskich w układzie równoległym Rys. Powierzchnia wymiennika ciepła zależy od powierzchni zamontowanych kolektorów. A.15 Połączenie trzech pól kolektorów w układzie Tichelmanna.16. powierzchnia wymiennika ciepła musi być relatywnie duża. Słoneczny wymiennik ciepła instaluje się w dolnym zimnym obszarze zasobnika. Pojemność zasobnika w instalacji słonecznej powinna przewyższać 1. Wybór smukłego kształtu zasobnika sprzyja utrzymaniu podziału na warstwy temperaturowe. i na podstawie powierzchni kolektora różnią się – to przyjmujemy wartość większą.u. stosuje się przeważnie rury gładkie. zanurzony w tej wodzie. A. Pojemność zasobnika można również wyznaczyć na podstawie wielkości powiechni kolektora. oraz maksymalnego chwilowego poboru. W większości przypadków spotyka się wymienniki ciepła w kształcie spirali z gładkiej lub ożebrowanej rury. a wodę zimną doprowadza się dołem.16). a przy niskim stopniu pokrycia (SF = 40%) 1. zgodnie z zasadą konwekcji tworzy się system warstw o różnej temperaturze.2 – 0. nawet przy zmienionych warunkach pracy. Straty ciśnienia dzielimy na straty miejscowe i straty na długości. kolankach. Stratę ciśnienia w wymienniku ciepła odczytuje się z dokumentacji producenta zasobnika. jak jest skonstruowany kapilarny system rur wbudowanych w absorber. Przy doborze średnic rur należy przestrzegać równocześnie kilku warunków. Dostarczone przez producenta krzywe mocy pompy przedstawiają zależność całkowitego strumienia przepływu od straty ciśnienia na obiegu słonecznym dla różnych stopni pracy pompy. podobnie jak zamknięte instalacje ogrzewcze. to strata ciśnienia zwiększy się o 4%. Tradycyjna pompa obiegowa stosowana w technice grzewczej. Strata ciśnienia w zależności od strumienia przepływu mieści się w przedziale od 70 mbar do 200 mbar. Przy założeniu niskiego przepływu (tzw. Pompę należy wybierać tak. aby utrzymać możliwie niskie obciążenie temperaturowe. Jest ona w dużej mierze zależna od tego. Przy wysokich prędkościach przepływu rośnie opór przepływu. Stratę ciśnienia w polu kolektorowym oblicza się jako iloczyn straty ciśnienia pojedynczej jednostki kolektora i liczby połączonych ze sobą szeregowo kolektorów. Jeśli płyta absorbera z jedną meandryczną rurą zostanie schłodzona. że w przypadku obiegu słonecznego przyjmuje się gęstość roztworu glikolowego zastosowanego w kolektorze (zamiast gęstości wody). „high flow”) sumaryczny przepływ w obiegu słonecznym musi zagwarantować 40 litrów na m2 kolektora w ciągu 1 minuty. Jeżeli instalacja zaprojektowana jest przy założeniu wysokiego przepływu czynnika grzewczego (tzw. Obieg słoneczny najczęściej wykonuje się z rur miedzianych lub ze stali nierdzewnej. żeby punkt roboczy obiegu słonecznego wyznaczony przez strumień przepływu i stratę ciśnienia na krzywej instalacji odpowiadał średniej mocy pompy. Jednostkowa strata ciśnienia jest zależna od prędkości przepływu. A mianowicie. Wśród start miejscowych występują straty na armaturze. Kolektory z równoległym prowadzeniem rur i rurowe kolektory próżniowe posiadają straty ciśnienia do około 10 mbar. małe przekroje poprzeczne powodują mniejsze straty ciepła. całkowitej straty ciśnienia tego obiegu odpowiadającej wymaganej wysokości podnoszenia. Stratę ciśnienia dla jednostki kolektora odczytujemy również z dokumentacji technicznej producenta. zaś przy 50%-owym roztworze o 18%. Jedyna różnica polega na tym. aby możliwie najlepiej dopasować ją do obiegu słonecznego. Powinna mieć wielostopniową regulację mocy. może być wykorzystana w obiegu słonecznym jeśli jest przystosowana do pracy z propylenoglikolem etylowym. Gwarantuje to niezawodną pracę pompy. W celu wyznaczenia parametrów pompy i średnic przewodów rurowych obiegu słonecznego należy określić hydrauliczne straty ciśnienia przy założonym przepływie cieczy. Dla poprawnego zaprojektowania pompy obiegu słonecznego potrzebna jest znajomość przepływu cieczy w instalacji słonecznej. Pompę należy zainstalować na obiegu powrotnym. Stosuje się zawory bezpie- . straty na łącznikach. ale stwarzają w wymienniku ciepła większe opory przepływu strumienia (lepkość). Dobre zestrojenie pompy z obiegiem słonecznym pozwala osiągnąć wartość znamionową strumienia przepływu i oczekiwane zyski energetyczne. Wyznaczenie całkowitych strat ciśnienia na całej armaturze i wszystkich złączach wymaga szczegółowego rozplanowania przebiegu instalacji w konkretnej lokalizacji. Strata ciśnienia w przewodach rurowych (na długości) ΔpR [mbar] jest iloczynem jednostkowej straty ciśnienia ΔpL i podwójnej długości przewodów rurowych między kolektorem i zasobnikiem: ΔPR = (2 · LR) · ΔPL (9) Jeśli zastosujemy zamiast 40% wodnego roztworu propylenoglikolu roztwór 45%-owy. pojawiają się straty ciśnienia do 250 mbar.Dobór pompy i średnic przewodów. „low flow”) wartość ta wynosi 25 litrów. przy niskich zaś pojawiają się istotnie duże straty ciepła. Dobór urządzeń zabezpieczających Całosezonowe instalacje słoneczne wyposażone w zamknięty obieg cieczy o obniżonej temperaturze krzepnięcia wymagają zastosowania urządzeń zabezpieczających. Obliczenia strat dla obiegu słonecznego dokonuje się z tych samych zależności co w tradycyjnych wodnych instalacjach ogrzewczych. 5 lub 3 bar. 4 bar lub 6 bar. 3.5 bar mniejsze od progowego ciśnienia aktywacji zaworu bezpieczeństwa. Im wyższa wartość ciśnienia otwarcia zaworu tym większe dopuszczalne ciśnienie robocze. 35 l i 50 l.czeństwa. gdy przez zawór bezpieczeństwa zostanie wyrzucona ciecz i trzeba przed ponownym uruchomieniem instalacji napełnić obieg słoneczny. zawartość cieczy w kolektorach odparowuje i płyta absorbera osiąga temperaturę stanu stagnacji. 18 l. Zawór bezpieczeństwa otwierany jest przez progowe ciśnienie aktywacji i następuje wydmuch cieczy w kierunku zbiornika wychwytującego. Jeżeli chcemy uchronić najsłabsze ogniwo w obiegu słonecznym należy wybrać zawór o wartości progowego ciśnienia aktywacji 6 bar. 25 l. Naczynie to powinno pomieścić w sobie całkowitą pojemność cieczy zawartej w polu kolektorów. Naczynie wzbiorcze jest zamkniętym zbiornikiem na stałe połączonym z instalacją. rozszerzalnościowe (przeponowe) naczynia wzbiorcze. Zawartość cieczy w polu kolektorowym VK może zostać obliczona według danych producenta i liczby kolektorów. Naczynia wzbiorcze posiadają ciśnienie wstępne o wartościach 1. Ciśnienie wstępne poduszki gazowej w naczyniu wzbiorczym powinno być o około 0. Problem pojawia się wówczas. a w przypadku instalacji zagrożonej letnimi stagnacjami również obiegi schładzające kolektory (lub rolety zasłaniające kolektory).10 · (VR + VWT) (10) Współczynnik 0.5 bar. 12 l. a tym samym mniejsze wymiary będzie miało naczynie wzbiorcze. Zmienna pojemność cieczy obiegu słonecznego VD [dm3] jest obliczana na podstawie całkowitej zawartości cieczy w polu kolektora VK. Na rynku dostępne są zawory bezpieczeństwa o progowym ciśnieniu aktywacji równym 2. Podczas normalnej pracy instalacji rozszerzalność cieczy słonecznej prowadzi do wzrostu ciśnienia pracy. Po obliczeniu pojemności naczynia wzbiorczego VG należy wartość tę zaokrąglić do najbliższej wyższej wartości w typoszeregu i zastosować takie naczynie. 31 . Jego zadaniem jest przyjęcie nadmiaru rozszerzającej się termicznie cieczy. Korzystając z poniższego algorytmu można w łatwy sposób wyznaczyć zmienną pojemność VD autobezpiecznej instalacji słonecznej: Pojemność naczynia wzbiorczego VG [dm3] oblicza się na podstawie ustalonego ciśnienia wstępnego pwst [bar] i maksymalnego dopuszczalnego ciśnienia pracy prob [bar] na podstawie nierówności: VG ≥ VD · Prob + 1 Prob – Pwst (11) Membranowe naczynia wzbiorcze mają następujący typoszereg: 10 l.5 bar większe od statycznego ciśnienia słupa wody ponad naczyniem. maksymalne dopuszczalne ciśnienie pracy instalacji nie zostanie przekroczone i zawór bezpieczeństwa nie zadziała. Instalacje słoneczne do 50 m² powierzchni kolektora muszą być zaopatrzone w zawór bezpieczeństwa o średnicy nominalnej DN 15 (przekrój wejściowy). Maksymalne dopuszczalne ciśnienie pracy powinno być o około 0. Jeżeli naczynie wzbiorcze zostało zaprojektowane prawidłowo to przyjmie ciecz z pola kolektorowego.5 bar. Przed uruchomieniem instalacji należy sprawdzić manometrem ciśnienie poduszki gazowej w naczyniu wzbiorczym. 120°C z 30% zapasem bezpieczeństwa. Przy braku odbioru ciepła od kolektorów (zatrzymanie pracy pompy). aby uniknąć powstawania podciśnienia i akumulacji powietrza w najwyższym punkcie obiegu słonecznego. Właściwe zabezpieczenie instalacji osiąga się dzięki prawidłowemu zwymiarowaniu przeponowego naczynia wzbiorczego. Zawory bezpieczeństwa stosowane w instalacjach słonecznych muszą posiadać homologację i atest.10 opisuje względną rozszerzalność temperaturową cieczy (40% wodny roztwór propylenoglikolu) przy wzroście temperatury o max. Szczególną uwagę powinno się zwrócić na parametr odporności naczynia na środki przeciwmrozowe. w przewodach rurowych VR i w słonecznym wymienniku ciepła VWT według wzoru: VD = VK + 0. Przy pierwszym uruchomieniu instalacji ustawia się maksymalną temperaturę zasobnika jako wartość graniczną na regulatorze.. Jeśli różnica ta spada poniżej określonej wartości minimalnej.17. Miejsce pomiaru jest dobrze zaizolowane termicznie. patrząc w kierunku przepływu. 5 pochwa zanurzeniowa czujnika. W najwyższych załamaniach obiegu słonecznego należy montować zawory odpowietrzające.w. Przed pierwszym uruchomieniem instalacji zostaje wprowadzona maksymalna temperatura zasobnika do odpowiedniego kanału. Jeśli wartość ta zostanie przekroczona. co prowadzi do spadku ciśnienia w instalacji. to przekaźnik załącza pompę c. Płynna regulacja krążącego strumienia przepływu w zależności od różnicy temperatur pomiędzy obiegiem zasilającym i powrotnym możliwa jest dzięki zastosowaniu nowoczesnych pomp z automatyczną regulacją obrotów. Poprawny montaż czujników pomiarowych. Zabezpieczenie przed przegrzaniem zadziała wtedy. Najbardziej odpowiedni punkt pomiarowy znajduje się w takim przypadku zaraz za ostatnim kolektorem. sensor temperatury jest instalowany wtedy przy wylocie z kolektora. funkcją ochrony przed przegrzaniem kolektorów oraz sterowaniem pompy cyrkulacyjnej c. Przewód do regulatora słonecznego należy wyprowadzić w postaci linki miedzianej o przekroju 1 mm2. Zaleca się także zamontowanie puszki elektrycznej dla sensora z ochroną antyprzepięciową. Odprowadzenie ciepła z zasobnika następuje w tym przypadku poprzez jego odpływ do kotła grzewczego c. Usytuowanie punktu pomiaru temperatury na wyjściu z kolektora za pomocą kształtki typu T: 1 rura połączenia harfowego kolektora. Dlatego należy zamontować wskaźniki lub mierniki do pomiaru temperatury i ciśnienia na obiegu powrotnym. Sterowanie cieczową instalacją słoneczną Regulacja systemu słonecznego służy przede wszystkim do sterowania pracą pompy obiegowej w zależności od warunków nasłonecznienia. gdy zasobnik w swoim dolnym obszarze osiągnie maksymalną temperaturę (np. że czujnik temperatury umiejscowiony jest w kierunku przeciwnym do strumienia przepływu i możliwie głęboko sięga do rury zbiorczej kolektora. 90 °C). w pobliżu otworu wylotowego. Otwarte zawory odpowietrzające działające automatycznie mogą odprowadzać pary cieczy słonecznej w okresie stagnacji. Nie zawsze istnieje możliwość montażu czujnika temperatury bezpośrednio w płycie absorbera. 4 kształtka typu T.u. Termistor ten jest zanurzony do oporu w pochwie zanurzeniowej wypełnionej pastą termiczną. Jeśli czujnik wskaże zbyt niską temperaturę na kolektorze. które po uruchomieniu i odpowietrzeniu instalacji powinny się zamykać i otwierać tylko w razie konieczności odpowietrzenia. Rys. Czujnik temperatury zasobnika należy umieścić bezpośrednio nad słonecznym wymiennikiem ciepła w pochwie zanurzeniowej umieszczonej . sygnałem do jej włączenia jest różnica temperatur cieczy pomiędzy punktem wewnątrz kolektora. 2 zbiorcza rura kolektora. Podczas postoju pompy. 3 obramowanie kolektora. Jeśli zasobnik słoneczny osiągnie swoją maksymalną temperaturę. jest istotnym warunkiem płynnego i bezawaryjnego działania instalacji. PTC1000). zgodnie z instrukcją programowania regulatora słonecznego. Pochwa zanurzeniowa dla sensora temperatury jest wykonana w postaci kształtki rurowej albo kształtki typu T w ten sposób.W celu zapewnienia poprawnej pracy instalacji zalecana jest kontrola temperatury i ciśnienia w obiegu słonecznym (z uwzględnieniem maksymalnego dopuszczalnego ciśnienia).A. Czujnikiem tym jest najczęściej termistor (np. przekaźnik obiegu słonecznego wyłącza pompę. jak również strumienia przepływu w obiegu słonecznym. Regulator może również sterować systemem c.o. kiedy temperatura na obiegu zasilającym przy wejściu do zasobnika jest wyższa od temperatury na obiegu powrotnym u jego wyjścia. Pompa powinna włączać się. przede wszystkim w polu kolektorowym. regulator będzie załączał pompę obiegową zbyt późno i wyłączał ją zbyt wcześnie. a punktem pomiarowym w zasobniku na wysokości słonecznego wymiennika ciepła. Jeśli producent nie przewidział żadnego punktu pomiarowego.o.o. pompa obiegowa zostaje znowu wyłączona. ustawić regulator dla obiegu słonecznego i c. zamontować czujnik temperatury ogrzewania c. A. pompa obiegowa. przymocować przewody rurowe do kolektora. zawór zwrotny. usytuować i wmontować dachówki z wlotami dla obiegu zasilającego i powrotnego.) Pomocnik (stawka/godz. Nakład pracy (min) Monter Czas Pomocnik Czas 2 360 1 180 Zasobnik słoneczny Transport zasobnika do piwnicy. podłączyć przewody zasilania wodą zimną do zasobnika. dołączyć dokumentację instalacji i przymocować ją do zasobnika (opis techniczny komponentów składowych. 1 480 1 480 Ogrzewanie c. 1 60 1 60 Opis niezbędnych czynności Punkt zasilania wodą użytkową Zamontować jednostkę instalacyjną do punktu zasilania w wodę użytkową (zawór zwrotny. przykryć dach. spozycjonować kolektor i dokręcić śruby. szkic poglądowy.5 Przykład kalkulacji montażu instalacji słonecznej dla domu jednorodzinnego Opis niezbędnych czynności Kolektor Ustalić położenie kolektora na dachu.o. zamontować różnicowy regulator temperatury i podłączyć go do sieci.. pozamykać wszystkie obwody.o. przykryć dachówki. zawór odcinający i opróżniający. położyć i podłączyć przewody wody ciepłej. zamontować pompę obiegową. połączenie z zasobnikiem. instrukcja eksploatacji). podłączyć pompę obiegową c. sprawdzić szczelność. naczynie wzbiorcze.o. zaizolować przewody rurowe. Kirchoff i Schabbach 1997) 33 . termometr obiegu zasilającego i powrotnego). zamontować instalację dla obiegu słonecznego (zawór bezpieczeństwa.o. gdy zasobnik nie posiada w tym obszarze (nad spiralą wymiennika) pochwy zanurzeniowej. wciągnąć kolektor linami lub pasami w opakowaniu. schemat elektryczny. do sterownika pieca. poprawnie uziemić kolektory słoneczne i ramy montażowe 1 30 1 30 Pierwsze uruchomienie Napełnić obieg słoneczny cieczą słoneczną. zaizolować przewody rurowe. zamocować kolektor w uchwyty. do kotła grzewczego. i połączyć przewodem do sterownika pieca. sensor ten może zostać także umieszczony przy wylocie z wymiennika ciepła (obieg powrotny). Nakład pracy (min) Monter Czas Pomocnik Czas 1 120 1 120 Regulacja Zamontować główny włącznik instalacji słonecznej.w zasobniku.o. wypłukać ciepłą wodą. podłączyć pompę obiegową do sieci elektrycznej. zamontować czujnik temperatury do kolektora i zasobnika oraz kabel czujnika podłączyć do regulatora. Położyć i podłączyć przewody z wymiennika ciepła c. zawór odcinający. zawór bezpieczeństwa z podłączeniem do rury odpływowej. ustawienie i montaż 2 240 1 120 Obieg słoneczny Odkryć dachówki. zawór do opróżniania i napełniania. wbudować zawór zwrotny. manometr. zainstalować urządzenie odpowietrzające. instrukcja obsługi. transportować kolektor po ścianie domu.) Koszty montażu (Körner. 1 120 1 120 Ochrona przeciwodgromowa i uziemienie Podłączyć przewody zasilające i powrotne obiegu słonecznego do szyny wyrównania potencjału. W przypadku. zaizolować przewody. przykręcić uchwyty montażowe do krokwi. położyć przewody rurowe od dachu do kotłowni. przeprowadzić przewody rurowe przez wloty w dachówkach. przekazać inwestorowi sprawną instalację słoneczną wraz z instrukcją obsługi 1 60 1 60 Czas w min Monter (stawka/godz. uruchomić instalację. odkryć potrzebne partie dachówek. zainstalować termostatyczny zawór mieszający do ograniczania temperatury wody użytkowej. podłączyć słoneczną pompę obiegową do regulatora. 5.A.8 m2). który w razie potrzeby może zostać dogrzany przez wodny kocioł spalający drewno.: 1.19. Rys. A.u. Modernizację przeprowadzono w budynku mieszkalnym posiadającym własną kotłownię oraz zbiornik c. pompy obiegowej. które włączono szeregowo w obieg słoneczny w celu zwiększenia powierzchni wymiany ciepła. zaworu do opróżniania i napełniania. Do modernizacji systemu ogrzewania wody zastosowano 6 kolektorów płaskich firmy Viessmann o powierzchni absorbera 2. Schemat hydrauliczny tej instalacji przedstawia znany już państwu rysunek A. w budynku wielorodzinnym w Marwałdzie1. Schemat hydrauliczny układu ogrzewania wody z zamkniętym obiegiem słonecznym i dwoma monowalentnymi podgrzewaczami wody (Viessmann 1999) Transport kolektorów słonecznych Vitosol 100 na dach budynku oraz połączenie równoległe 6 – ciu paneli z rurażem meandrycznym. Zimna woda bezpośrednio zasila ten zasobnik. Regulacja i pierwsze uruchomienie instalacji słonecznej. 2. wynosiło 5 000 dm3. o pojemności 2 500 dm3. 3. Montaż cieczowej instalacji słonecznej odbywał w następujących etapach. Wykonanie połączenia obiegu słonecznego z płytami kolektorów.w.3 m2 każdy (w sumie 13. zobrazowanych na rysunkach A.w. Połączono je z zasobnikiem Vitocell B100 o pojemności 300 dm3. Montaż rurażu obiegu hydraulicznego łączącego kolektory słoneczne z zasobnikiem Vitocell B 100 o pojemności 300 dm3. zaworów odcinającego i zwrotnego.-A.18 Przykładowa modernizacja systemu ogrzewania wody użytkowej z zastosowaniem kolektorów słonecznych została przeprowadzona w ośrodku MONAR.u. Transport i montaż kolektorów słonecznych na dachu. . naczynia wzbiorczego.23. 4. A. Park 5). powiat Ostródzki). a po wstępnym ogrzaniu przepływa do istniejącego wcześniej zbiornika o pojemności 2 500 dm3.19.5. Projekt ten został zrealizowany w ramach projektu „Budujmy Razem” podczas szkolenia „Montaż i konfiguracja cieczowych systemów słonecznych”. ul.18. Innym przykładem jest instalacja kolektorów słonecznych w Domu Pomocy Społecznej „Zacisze” w Olsztynku (adres: 11-015 Olsztynek. Przykład montażu cieczowej instalacji słonecznej w Marwałdzie Rys. manometru. Zasobnik ten posiada dwa wymienniki wężownicowe. termometru obiegu zasilającego i powrotnego). Prace montażowe w kotłowni (instalacja zaworu bezpieczeństwa. Dobowe zużycie c. 1 Instalację zamontowano w Domu Odzyskanych dla życia „Markot” (adres: Marwałd 56 w gminie Dąbrówno. A.21. naczynia wzbiorcze. Montaż rurażu obiegu hydraulicznego łączącego kolektory słoneczne z zasobnikiem Vitocell B 100 o pojemności 300 dm3. Prace montażowe na dachu.20. Rys. A. grupa pompowa. Rys. Rys. 35 . Prace montażowe w kotłowni. Wykonanie połączenia obiegu słonecznego z płytami kolektorów. 22. A. sterownik.Rys. 23. A. 3(55). Jeleń I. 26 – 27. 326 s. Wydawnictwo Naukowe PWN. 24. 1994: Konwersja termiczna energii promieniowania słonecznego w warunkach krajowych. 20.. 113. Chochowski A. 517. Magazyn Instalatora. Beratung. 1997: Simple Devices for Heat Transfer Downward. 2000a: Bilans energetyczny i analiza ekonomiczna instalacji słonecznego ogrzewania wody użytkowej. Kraków. 28.. 8 – 9. 17. Planung. Grzegorzewski Z. 7. 3(55).W. Körner W.V. Warszawa. 2.Literatura 1. 7th International Conference on Solar Energy at High Attitudes. 2003: Sonnenkollektoren statt Kohlenöfen. 4. 27. Zdrojowa 19 tel. tom XXIX.info. Warszawa. 53-62. 2. Gleń W. 2000b: Rentowność instalacji słonecznych. Kirchoff W. Krauze T. Wydawnictwo Naukowe PWN. INSTAL 7/8 (159). 16. Wydawnictwo Ekonomia i Środowisko. www. Biblioteka problemów tom 254. Finland. Rynek Instalacyjny 7/8. Chochowski A.J. Magazyn Instalatora. 1999: Od słonecznego zasobnika do słonecznej centrali grzewczej. Elektryka LXXXVII. Kassel. Gastrometal 64-039 Śmigiel ul. 19. 589-591.0 Podręcznik Użytkownika. s.. 18. Hoagland W. 1999: Mała instalacja słoneczna do przygotowania ciepłej wody. 1995: Wykorzystanie energii słonecznej. Gogół W. Ciok Z. 10. 14. 12. Wydawnictwo Akademii Górniczo – Hutniczej. 2003: Bachus – kolektory słoneczne. 8. nr 13. 6 – 7. Dobrianski J. Kusto Z. Krawczyk D. s. Magazyn Instalatora. 2000b: Energooszczędny projekt pozyskiwania energii słonecznej przeznaczony dla starych budynków mieszkaniowych w Kopenhadze.1997: Schulung Solarthermie. 3(55). 6 – 7. 26. Jeleń I. Chmielowski A.12. Czekalski D. Kalyciok R.133. s. 1979: Energia słoneczna w służbie człowieka. s. Magazyn Instalatora. Polski Instalator. Ogrzewanie słoneczne. Bogdanienko J. 1999: Słoneczne instalacje grzewcze. Grondelle R.300. 22.cybersails. 121.de oraz www. Centralny Ośrodek Informacji Budownictwa. 3(55). Vol. 13. 2002: Fizyka Środowiska. i Schabbach T. Zeszyty Naukowe Politechniki Gdańskiej nr 584. Kopryna K. Espoo-Otaniemi.. e-mail gastrometal@cybersails. 23. s. 3. 21. II. 9. 134 – 138. Magazyn Instalatora. . Ekspertyza Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej. 30 – 31. 20-26. Sonne. 64. A. Berner J. Inżynieria Środowiska.pl. Rynek Instalacyjny. s.pl.getsolar. Wind und Wärme. 2001: Ochrona śródowiska w elektroenergetyce. Gastrometal 2000a: Dane techniczne płaskich kolektorów słonecznych. 24 – 25. 2000: Materiały prezentacyjne z kolektorów słonecznych VITOSOL.pl. Warszawa.11. 25. Podstawowe Problemy współczesnej techniki. 065 518 98 49 www. Jabłoński W. Białystok. Rynek Instalacyjny. Warszawa. 4. 2003b: Viessmann – kolektory słoneczne. 2001: Wpływ budowy i procesu starzenia się poszczególnych elementów kolektora na jego efektywność. s.info. 15. 5. 3(55). Installation. H. s. Czekalski D. Warszawa. 2000: Kolektor zwierciadlany. 50 – 58. Ingenieurburos solar energie information. Akademia Firmy Viessmann w Polsce. s. 126. Kaiser. 12.. Brinkworth B. 2003: Thermosolar – kolektory słoneczne na kryptonowym gazie. 7. Świat Nauki. 2003: Sunex – kolektory słoneczne.info. P. Horn A. 1995: Gospodarka energetyczna wybranych krajów Europy Zachodniej. Kusto Z. 1995: Energia słoneczna. Polski Instalator. 72-78. 28 – 31. 2003: KM Solar – kolektory słoneczne. 480. Zeszyty Naukowe Wydziału Budownictwa i Inżynierii Środowiska Politechniki Białostockiej. 6. 2002: GetSolar 7. Verlag Förderverein für Neue Technik und Regenerative Energien im Handwerk e. Boeker B. 3(55). 11. Maszynopis. Magazyn Instalatora. Durys J. 143 – 157. Duraj J.Getsolar. 2003: Aparel – kolektory słoneczne. 51 – 54. 2000: Słoneczne instalacje grzewcze w rolnictwie.N. 48 – 50. 2003a: Messe machte Mut. Warszawa. 2001: Kolektory słoneczne. Wołkow W. 4. 58. s. 3(55). Viessmann 1997: Schulungsmodul Solarsysteme. Szczechowiak E.pl. 2003: Gastrometal – kolektory słoneczne.103. Wydanie drugie poprawione. Poznań.. Wieser M. Sonne Wind & Wärme... 8 – 14. 48.Rogulska (red. Valentin G. 57. Drück H. Magazyn Instalatora. Solar Branche Zeitschrift (SBZ). Białystok s.29. 56. 35. Zawadzki M. 3(55). 36.. 2003: Solahart – kolektory słoneczne. Lewandowski W. Ogrzewnictwo. Gołębiowski S.) Odnawialne źródła energii w strategii rozwoju zrównoważonego. Domowy Fachowiec. Wydawnictwa Naukowo-Techniczne. Fechner H. 56-64. Sonne Wind & Wärme. Wydawnictwo Benkowski. Zeszyty Naukowe Politechniki Gdańskiej. Skorut A. 2002: Proekologiczne źródła energii odnawialnej. 1998: Wykorzystanie energii słonecznej do suszenia i konserwacji płodów rolnych w Polsce i w Europie. 41.pl/kolektory. 2003: Polska Ekologia – kolektory słoneczne.A.com. 7. Wydawnictwo Politechniki Poznańskiej. Suligowski Z. Magazyn Instalatora. czyli rura zespolona. 2003: Von Finnen und Sonotroden. 39. Gryciuk M. 2003: Die Stiftung Warentest – Testverfahren. 20 – 21.de. 40 – 50. 37. 1999: Odnawialne źródła energii. 2000: Angular solar absorptance and incident angle modifier of selective absorbers for solar thermal collectors. 4. 2003: Umwelteigenschaften von thermischen Solaranlagen. Tesfamichael T. Smolec W. 22 – 23. 2003b: Senkrecht Sonne tanken. Rynek Instalacyjny. s.. Meyer J.edu. 3(55). 5. 51. Stachowiak R. 38. Zeszyt nr 10. Maciejewski A. 2003: Stiebel Eltron – kolektory słoneczne. Wieser M. Sonne Wind & Wärme. 2003: Paradigma Polska – kolektory próżniowe. [W]: G. 335 – 341. 30 – 36. 2001: „Benutzerhandbuch T*SOL Programm zur Auslegung und Simulation thermischer Solaranlagen. 52. Warszawa. 3(55). 34. Wach E. 28 – 35. 1998: Marktübersicht Thermische Solaranlagen. 2002: Energia słoneczna. Purkarthofer G. Berlin.paradigma. Wackelgard E. Warszawa.. 33.de. Radovic U. Arbeitsgemeinschaft Erneuerbare Energie GmbH.. 53. 2003: Dlaczego kolektory z systemem nadążnym? Magazyn instalatora. 3. Mikielewicz D. 59.valentin.uwm. 4. Gleisdorf.309. 1999: Odnawialne źródła energii w polityce energetycznej państw europejskich. Dr. 2000: Podstawy teoretyczne fototermicznej konwersji energii słonecznej. Pluta Z. 61 – 64. 55. 50. 42.81. Agencja Rynku Energii S.370 40. 40. Viessmann 1999: Technika solarna. 43. s. 47. Poradnik wykorzystania energii słonecznej. 38 – 39. Rynek Instalacyjny. Waliłko R. Warszawa. 32. Ing. Warszawa. 258. IBMER Warszawa. 60.. 61. 45. 273. 10 –11. 18 – 19. 12. 1990: Budownictwo Wodne Nr 31. www. 5. 37 .191. Magazyn Instalatora.. Viessmann 2002: Vitosol Solarsysteme 2002. 44. Wiśniewski G. System informacyjny opracowany w Katedrze Elektrotechniki i Energetyki Uniwersytetu Warmińsko – Mazurskiego w Olsztynie. Streicher E. 46. 30. 40 – 42..viessmann. Owczarek M. www. s. 3(55). 2001: Ogrzewanie słońcem. Wydawnictwo Naukowe PWN. 31. Kruczkowskiego 31a 41-303 Dąbrowa Górnicza www. Meyer J. Sołowiej P. s. s. 2002: Zasady projektowania płaskich cieczowych kolektorów słonecznych. PARADIGMA ul. 2000: Fototermiczna Konwersja Energii Słonecznej. 49. Gerhard Valentin Partner BBR. s. 16 – 17. 2001: Racjonalne systemy grzewcze dla budownictwa jednorodzinnego. s. 30. Solar Energy. Owczarek S. 3(55). Meyer J. Centralny Ośrodek Informacji Budownictwa. Stan obecny i perspektywy. Viessmann 2000: Wytyczne Projektowe. 24 – 27. Górzeński R. 54. 8.Winiewski i M. Magazyn Instalatora. Siedlarczek J. Paradigma 2001: Dane techniczne do projektowania. Sonne Wind & Wärme. 14. Magazyn Instalatora. s. 28 – 29. Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej. 2003: Vaillant – systemy solarne. 2000: Słońce. Wiśniewski G. Trzaskowska J. 3(55). 193. Magazyn Instalatora. Materiały z Międzynarodowego Seminarium Europejskiego Centrum Energii Odnawialnej. Wąchała K. Strumiłło A. www. 6. studioforme.Więcej informacji można uzyskać w Biurze Projektu: ul.pl Olsztyńska Izba Budowlana www.pl Partnerstwo „Budujmy Razem” tworzą: Warmińsko-Mazurski Zakład Doskonalenia Zawodowego w Olsztynie www.pl Projekt graficzny i przygotowanie: Studio Gravite/Mateusz Obarek/www. fax: 089 535 39 84 equal@wmzdz. 10 -548 Olsztyn tel: 089 527 67 62.sggik.com.oib.gravite.pl Polska Korporacja Techniki Sanitarnej Grzewczej Gazowej i Klimatyzacji www.wmzdz. Mickiewicza 5.pl .pl • Studio Forme/Radosław Pazdrijowski/www.