ANALIZA ZAŁOŻEŃ KONSTRUKCYJNYCH SEZONOWEGO ZASOBNIKA

ENERGII SŁONECZNEJ

Autorzy: Jarosław Milewski, Marcin Wołowicz, Wojciech Bujalski

(„Rynek Energii” – nr 5/2013)

Słowa kluczowe: sezonowe magazynowanie ciepła, energia słoneczna

Streszczenie. W artykule przedstawiono analizę teoretyczną sezonowego zasobnika energii cieplnej pozyskanej ze Słońca

(ang. Seasonal Thermal Energy Storage—STES) do pokrywania zapotrzebowania na ciepło zespołu czterech budynków.

Zasobnik umieszczony jest w ziemi i podłączony do paneli słonecznych oraz sieci ciepłowniczej łączącej poszczególne bu-

dynki. Analizie poddano kilka wybranych przypadków w celu określenia możliwie optymalnych parametrów konstrukcyj-

nych całego układu STES (objętość zasobnika i powierzchnia kolektorów słonecznych). W wyniku przeprowadzonych analiz

wynika, iż zastosowanie STES-a pozwala zaspokoić potrzeby grzewcze w zakresie 22–100% w zależności od zastosowanego

rozwiązania konstrukcyjnego.

1 WPROWADZENIE

Rosnące ceny paliw oraz zwiększające się zużycie energii elektrycznej dają impuls do poszukiwania

coraz bardziej wydajnych sposobów pozyskiwania energii elektrycznej i cieplnej. Energia na ogrzewa-

nie i ciepłą wodę użytkową stanowi jedną trzecią zużywanej energii w krajach uprzemysłowionych ta-

kich jak Polska. Zmniejszenie zużycia paliw kopalnych i redukcja emisji zanieczyszczeń mogą być

osiągnięte poprzez wykorzystanie technologii wykorzystujących energię słoneczną. W przypadku ener-

gii elektrycznej, energia słoneczna może być wykorzystywana bezpośrednio (ogniwa fotowoltaiczne)

lub pośrednio poprzez wykorzystanie biopaliw [3, 35] np. za pomocą technologii ogniw paliwo-

wych [9, 12, 18, 23, 29] umożliwiających uzyskiwanie bardzo wysokich sprawności poprzez bezpo-

średnią przemianę energii chemicznej w prąd elektryczny.

Rys. 1. Ideowy schemat połączeń występujących w układzie STES [33]

Magazynowanie energii słonecznej do celów grzewczych wydaje się uzasadnione dla przypadków

w których ilość energii cieplnej ze słońca na cele grzewcze przekracza 20%.

Rys. 2. Koncepcja monachijskiego układu STES zawierającego pompę ciepła, współpracującego

z siecią ciepłowniczą [32]

Zagadnienia związane z sezonowym magazynowaniem energii słonecznej w zasobniku gruntowym ana-

lizowane były w [31], analizie poddano takie parametry jak pojemność cieplna zasobnika czy wilgot-

ność gleby. Obliczenia dotyczyły ruchu ciepła i wody, przy czym przyjęto maksymalną temperaturę

wody na poziomie 90∘C. W oparciu o przeprowadzone obliczenia zaprojektowano układ o pojemności

174 kWth, za pomocą zbiornika wodnego o objętości 15,000 m3 składający się ze 140 pionowych ruro-

wych wymienników ciepła o głębokości 30 m. Zasobnik ciepła w postaci skały został zaproponowany

w [14]. W oparciu o model matematyczny, oszacowano pojemność cieplną takiego zasobnika oraz wy-

sokość strat ciepła na poziomie 10–20% w jednym cyklu. Rozmiar zasobnika został oszacowany

w zakresie 50–250 m głębokości, a czynnikiem odbierającym ciepło był propan. Model służące do obli-

czeń układów STES przedstawiono w [16, 40–43], modele te wykorzystano do symulacji długotermi-

nowej pracy układu wyposażonego w sferyczny lub pół-sferyczny zasobnik ciepła pod kątem jego za-

stosowania zarówno do celów grzewczych jak i chłodniczych. Wyniki dowodzą, iż nie ma podstaw do

instalacji kolektorów słonecznych o powierzchni większej niż 60 m2/budynek w klimacie podobnym do

tureckiego. Autorzy wykonali podobne obliczenia dla zasobnika o kształcie walcowym [15], który daje

minimalnie lepszy stopień wykorzystania energii słonecznej. Optymalny dobór elementów takich jak:

kocioł kondensacyjny, sprężarkowa i absorpcyjna pompa ciepła, układ kogeneracyjny zasilający 100

dobrze izolowanych termicznie budynków przedstawiono w [21]. Wyniki obliczeń porównano

z rozwiązaniem z kotłem kondensacyjnym i energią elektryczną pobieraną z sieci, wykazując znaczne

korzyści wraz ze wzrostem nakładów inwestycyjnych. Uzyskano 80% udział energii słonecznej

w pokryciu zapotrzebowania na ciepło, co oznacza mniejsze zużycie paliw kopalnych oraz 40% udział

produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. W [26] przedstawiono wyniki symulacji sło-

necznego systemu ciepłowniczego dla 90 budynków o powierzchni 100 m2 każdy. Wykazano, iż

3,000 m2 kolektorów słonecznych zamontowanych na dachach oraz gruntowy otworowy

(ang. borehole) zasobnik ciepła (60,000 m3) są w stanie pokryć 60% zapotrzebowania na ciepło.

W publikacji [27] przedstawiono symulację centralnego słonecznego systemu ciepłowniczego, który

pokrywa 50% zapotrzebowania na ciepło. Poza globalnymi wskaźnikami (np. udział energii słonecznej

w całym bilansie), badaniom należy także poddać zmiany zachodzące podczas pracy układu. Praca

układu zawierająca sezonowy zasobnik ciepła jest stosunkowo trudnym zagadnieniem od strony strate-

gii sterowania w związku z dużą niepewnością zarówno od strony ilości gromadzonej energii słonecznej

jak i zmiennych obciążeń podczas sezonu grzewczego. Wydaje się, iż powinny tutaj znaleźć szerokie

zastosowanie algorytmy oparte o sztuczną inteligencję, które które sprawdziły się w podobnych zasto-

sowaniach jak np. [2, 5]. Zagadnienia związane z poprawą wybranych charakterystyk układów STES

były przedmiotem odrębnych analiz. W pracy [39], badano efektywność cieplną i zagadnienia ekono-

miczne dla trzech różnych rodzajów centralnego słonecznego układu ciepłowniczego w warunkach tu-

reckich, w wyniku których otrzymano szacunkowy zwrot kosztów inwestycji po 19 latach, przy czym

dla przypadku w którym 100% potrzeb ciepłowniczych byłoby pokryte energią słoneczną okres ten wy-

dłuża się do 40 lat [34]. Publikacja [45] zawiera wyniki symulacji stosunkowo dużego układu STES

w warunkach chińskich, składającego się z 1,000 m2 kolektorów słonecznych podłączonych do zasob-

nika o objętości 90,000 m3, przy czym przyjęto stosunkowo niską temperaturę „zimnej” części 30∘C.

Stosunkowo dobry przegląd technologii układów STES można znaleźć w [30], gdzie rozważano różne

warianty, w tym nawet bardzo egzotyczne. Wyniki symulacji długoterminowej pracy zasobnika ciepła

(5 lat) znajdują się w pracy [36], które zostały uzyskane przy wykorzystaniu najbardziej popularnego

programu (TRNSYS) stosowanego do obliczeń układów STES (m. inn. [8, 37]), poza tym programem

stosowane są także inne narzędzia obliczeniowe [6].

Rys. 3. Cztery rozwiązania konstrukcyjne dla sezonowych zasobników ciepła [22]

Odrębnym zagadnieniem jest współpraca układu STES z występującą siecią ciepłowniczą zasilaną

przez elektrociepłownie zawodowe [1, 17, 38] (patrz rys. 2), mogącym wpływać na ich zdolności pro-

dukcyjne w sezonie zimowym. Główną motywacją do powstania tego artykułu jest próba odpowiedzi

na pytanie, na ile uzasadnione jest stawianie tego typu instalacji do zasilania w ciepło istniejących bu-

dynków o złych parametrach izolacyjnych w warunkach polskich. Przyjętym celem byłoby uzyskanie

ok. 60% pokrycia zapotrzebowania w energię cieplna przy umiarkowanych kosztach i wymiarach całej

instalacji.

Występuje kilka rozwiązań technicznych dotyczących zasobnika ciepła stosowanego w układach STES

(patrz rys. 3):

stalowy zbiornik z ciepłą wodą (ang. ank thermal energy storage—TTES): 60–80 kWh/m3,

gruntowy izolowany zbiornik na ciepłą wodę (ang. pit thermal energy storage—PTES): 60–

80 kWh/m3 [44],

gruntowy otworowy zasobnik (ang. borehole thermal energy storage—BTES): 15–30 kWh/m3 [10,

11, 26],

gruntowy zasobnik wykorzystujący wody gruntowe (ang. aquifer thermal energy storage—ATES):

30–40 kWh/m3 [20, 28],

zasobniki z wkładem podlegającym reakcjom termochemicznym: 140-460 kWh/m3 [7, 19, 24, 25],

zasobniki z wkładem zmieniającym stan skupienia (ang. phase change material storage—PCM) [13].

Typowy zakres temperatur przy jakich pracuje układ STES to 70/35∘C, efektywność magazynowania

ciepła znacznie rośnie (20–40%) przy prowadzeniu tak aby utrzymać stratyfikację wewnątrz zbiornika.

Z drugiej strony termoklina w dłuższym horyzoncie czasowym poszerza się, wiec utrzymanie pełnej

stratyfikacji jest zagadnieniem trudnym do technicznej realizacji. Z przestawionego przeglądu literatury

wynika, iż optymalny stosunek objętości zbiornika do powierzchni kolektorów (V/A) wynosi 2 m

(m3/m

2) [21].

2. ZAŁOŻENIA TEORETYCZNE

Poniżej przedstawiono wybrane wskaźniki używane do oceny jakościowej i ilościowej układów STES.

Należy zauważyć, iż posługujemy się tutaj głównie absolutnymi wartościami ciepła gromadzonego

(a nie przepływami tego ciepła w czasie) z powodu różnic występujących w różnych okresach kiedy

ciepło jest gromadzone i wykorzystywane, co daje duże różnice w strumieniach jakie tutaj występują.

Parametry procesowe są zmienne w czasie, jak np. ciepło właściwe czy temperatura na wlocie do za-

sobnika. Warunki jakie panują w zasobniku zmieniają się w czasie pod wpływem pracy układu sterują-

cego. W celu określenia pełnych charakterystyk tych zmian, wymagany jest odpowiedni model dyna-

miczny całej instalacji.

Sprawność z jaką STES magazynuje ciepło może być określona na dwa sposoby:

solar

heating

Q

Q=I (1)

Sun

heating

IQ

Q=I (2)

gdzie: Qheating—ilość ciepła odebranego ze STES-a; Qsolar—ilość ciepła wyprodukowanego przez kolek-

tory słoneczne; QSun—teoretyczna ilość ciepła dostarczonego przez słońce.

Pierwsza definicja odzwierciedla ilość ciepła odebranego z zasobnika w stosunku do ciepła dostarczo-

nego przez kolektory słoneczne, średnio wartości w jakich się ta sprawność zawiera to 50–70% (tle

z dostarczonego do zasobnika ciepła jest później z niego odbierane w sezonie grzewczym). Druga defi-

nicja odnosi się do całkowitej energii jaką teoretycznie dostarcza słońce, a wartość sprawności wg tej

definicji wynosi ok. 6%.

Kolejnym parametrem określającym jakość układu STES jest tzw. cykliczność (ang. Cycle Number—

CN):

stored

heating

Q

QCN = (3)

gdzie: Qstored—ilość ciepła zmagazynowanego w układzie STES.

Najczęściej parametr ten wynosi ok. 1.5—co oznacza, iż zasobnik jest wykorzystywany częściej niż raz

w roku, tj. dostarcza sumarycznie więcej ciepła niż jest w stanie pomieścić w jednym cyklu. Przy zało-

żeniu idealnej stratyfikacji, ilość ciepła zmagazynowanego w zasobniku określona jest za pomocą na-

stępującej zależności:

minmax= TTcVQ waterwaterstorestored (4)

gdzie: Vstore—pojemność zasobnika, ρ—gęstość, c—ciepło właściwe, T—temperatura.

Można też spotkać definicję określającą udział energii słonecznej (ang. solar fraction) w potrzebach

grzewczych obiektu:

heatingtotal

solar

Q

Q= (5)

Wartość tego współczynnika zawiera się w zakresie 30–70% i ma bezpośredni wpływ na wielkość za-

sobnika ciepła w stosunku do budynków do jakich jest podłączony.

Posługiwanie się definicją sprawności zgodnie z równaniem 1 nie zawsze przynosi reprezentatywne

wartości z powodu występowania równolegle dodatkowych urządzeń grzewczych zasilanych

np. prądem elektrycznym (pompa ciepła) czy też kotła grzewczego zasilanego paliwem. Z tego powodu,

bardziej miarodajne jest posługiwaniem równaniem 6, które bierze pod uwagę dodatkowe urządzenia:

solarfelc

heatingtotal

STESQQCOPE

Q

= , (6)

gdzie: Eelc - energia elektryczna pobierana przez pompę ciepła, Qf - energia dostarczona w paliwie do

kotła grzewczego, COP- wydajność pompy ciepła.

Rys. 4. Główne elementy układu do sezonowego magazynowania energii słonecznej, tj. zasobnik

na ciepłą wodę, kolektrory słoneczne, oraz cztery budynki podłączone do układu

W ten sposób można ocenić rzeczywistą ilość dostarczonej energii w stosunku do potrzeb grzewczych

obiektu.

Strumień ciepła jaki dociera do ziemi ze słońca dla szerokości geograficznej Polski jest stosunkowo ma-

ły, na poziomie 130 W/m2 średniorocznie. Ilość ciepła jaką produkują kolektory słoneczne zależy od

kilku czynników (dzień roku, godzina w domu, temperatura otoczenia, ...), średnio można przyjąć, iż

kolektory słoneczne są w stanie dostarczyć 200–600 kW/m2/a. W oparciu o dane literaturowe dotyczą-

ce pracy tego typu układów w innych krajach przyjęto, iż średnia ilość ciepła produkowanego przez ko-

lektory słoneczne wynosi 300 kW/m2/a.

Rys. 5. Zużycie gazu ziemnego w latach 2004–2007 przez kompleks budynków poddany analizie

3. SEZONOWY MAGAZYN ENERGII SŁONECZNEJ - DOBÓR PARAMETRÓW

KONSTRUKCYJNYCH

Analiza dotyczy czterech istniejących budynków (patrz rys. 4). W oparciu o dane z faktur, oszacowane

zużycie gazu ziemnego (rys. 5), zużycie gazu zostało przeliczone na średniomiesięczne zapotrzebowa-

nie w ciepło tych budynków. Analizie poddano pięć różnych wariantów w których:

całe zapotrzebowanie na ciepło jest pokrywane prze układ STES ,

70% energii cieplnej pochodzi z kolektorów słonecznych,

ograniczono wysokość zasobnika ciepła do 3 m wysokości,

powierzchnia kolektorów słonecznych jest równa powierzchni dachów budynków (3800 m2),

ze względów finansowych powierzchnia kolektorów słonecznych została ograniczona do 2000 m2

.

Rys. 6. Potrzeby grzewcze i ciepło generowane przez kolektory słoneczne w wariancie w którym 100% zapotrzebowania na

ciepło pochodzi z energii słonecznej (obszar pomiędzy liniami definiuje wielkość zasobnika ciepła)

Dla wszystkich tych wariantów, określono podstawowe wskaźniki jak również czas pracy zasobnika

w poszczególnych trybach. Teoretycznie, odpowiednio duża powierzchnia kolektorów słonecznych po-

zwoli na pełne pokrycie zapotrzebowania na ciepło, nie mniej jednak latem kolektory te będą generowa-

ły bardzo dużo nadmiarowego ciepła, które należy zgromadzić na sezon grzewczy.

Rys. 7. Średniomiesięczna produkcja i konsumpcja ciepła dla wariantu, w którym 70% ciepła

jest pokrywane przez energię słoneczną

W celu pokrycia całego zapotrzebowania na ciepło budynków, potrzbna powierzchnia kolektorów sło-

necznych wynosi 8900 m2 (kwadrat o boku 95 Pl). Na rys. 6 przedstawiono zapotrzebowanie na ciepło

budynków oraz odpowiadającą ilość ciepła uzyskiwaną z kolektorów słonecznych o powierzchni

8900 m2—obszar pomiędzy tymi krzywymi określa wielkość magazynu ciepła jaki należy tutaj zasto-

sować. W celu zgromadzenia tej ilości ciepła, zbiornik na ciepłą wodę ma szacunkową pojemność

25300 m3 (przyjmując średnicę zbiornika ϕ = 50 m, daje to jego wysokość 13 m—4 piętrowy budynek).

Stosunek pojemności zbiornika do powierzchni kolektorów (V/A) wynosi tutaj 2,8 m (literaturowo

optymalna wartość to 2 m). Wariant ten zatem charakteryzuje się olbrzymią powierzchnią kolektorów

w stosunku do powierzchni zajmowanej przez budynki oraz nieproporcjonalnie dużym zasobnikiem

ciepła—wszystko to razem daje bardzo duże koszty inwestycyjne takiego rozwiązania.

W rzeczywistych warunkach występuje wiele ograniczeń natury technicznej i ekonomicznej co do wiel-

kości zarówno kolektorów słonecznych jak i zasobnika ciepła. Jako pierwsze rozważono ograniczenie

związane z objętością zbiornika, którego średnica jest określona poprzez miejsce gdzie zbiornik ma sta-

nąć, a wysokość przyjęto na poziomie do 3 m. Powierzchnia kolektorów jest ograniczona powierzchnią

dachów na jakich mają być one zainstalowane bądź kosztami inwestycyjnymi, które pozwalają na mon-

taż tylko 2000 m2 kolektorów. Natomiast wskaźnikiem „sukcesu” jest ilość ciepła pokryta przez energię

słoneczną na poziomie 70%.

Rys. 8. Ilości zużywanego ciepła i odpowiadająca im generacja

przez kolektory słoneczne dla przypadku 3 m wysokości zasobnika ciepła

Przy tym założeniu wymagana powierzchnia kolektorów słonecznych to 6300 m2 (kwadrat o boku

80×80 m), a pojemność zbiornika wynosi 12800 m3 (V/A na poziomie 2 m). Przy ograniczonej średnicy

zbiornika (ϕ = 50 m), daje to jego wysokość 7 m

(3 piętrowy budynek)—nadal znacznie ponad ograniczenie stawiane przez wody gruntowe—3 m.

Rys. 9. Krzywe zapotrzebowania na ciepło oraz ilość

produkowanej energii cieplnej przez kolektory słoneczne umieszczone na dachach budynków (3800 m2)

Z założenia ograniczenia w postaci wysokości (głębokości zakopania) zasobnika ciepła 3 m (średnic ϕ =

50 m) wychodzi wynik w postaci powierzchni kolektorów 4700 m2 (70 × 70 m) i objętości zasobnika na

poziomie 5700 m3 (V/A = 1,2). W takim przypadku energia słoneczna pokrywa tylko 53% zapotrzebo-

wania na ciepło budynków.

Rys.10. Ilości ciepła dostarczanego przez kolektory słoneczne i ciepła zużywanego na potrzeby grzewcze przy założeniu

powierzchni kolektorów na poziomie 2000 m2

Czwarty przypadek poddany analizie dotyczy ograniczenia w postaci powierzchni dostępnej pod insta-

lację kolektorów słonecznych równą powierzchni dachów budynków do jakich układ ma zostać zasto-

sowany, która wynosi 3800 m2 (60 × 60 m). Przy takim rozwiązaniu, zbiornik na wodę ma objętość

2500 m3 (ϕ = 50 m) daje wysokość zbiornika na poziomie 1,3 m), V/A = 0,7. Sumarycznie daje się po-

kryć za pomocą energii uzyskiwanej ze słońca ok. 42% zapotrzebowania budynków.

Rys.11. Szacunkowe koszty inwestycyjne zasobników ciepła do sezonowego magazynowania energii. BTES—otworowy

gruntowy zasobnik ciepła, ATES—zasobnik ciepła wykorzystujący wody gruntowe [22]

Ostatni analizowany przypadek dotyczy ograniczenia związanego z dostępnym budżetem na instalacje

kolektorów słonecznych, pozwalającym na pokrycie powierzchni o rozmiarze 2000 m2. Przy takich za-

łożeniach, moc cieplna kolektorów nigdy nie przekracza zapotrzebowania na ciepło budynków, wobec

czego nie jest potrzebny sezonowy zasobnik. Kolektory generują ok. 2000 MWh energii w ciągu całego

roku kalendarzowego, co daje 22% zapotrzebowania budynków.

4. DYSKUSJA OTRZYMANYCH WYNIKÓW

Analizie poddano pięć różnych wariantów konstrukcyjnych sezonowego magazynu energii cieplnej.

Startując od przypadku w którym energia słoneczna zapewnia 100% pokrycie potrzeb na ciepło,

a kończąc na ograniczeniach związanych z kosztami, czy możliwościami technicznymi. Do pełnego po-

krycia zapotrzebowania na ciepło przez energię pochodzącą ze słońca, należy zastosować kolektory

słoneczne o olbrzymiej powierzchni oraz gigantyczny zbiornik na wodę. Zmniejszenie ilości energii

dostarczanej ze słońca do poziomu 70% potrzeb, daje dwukrotne zmniejszenie pojemności zbiornika

i 30% spadek powierzchni kolektorów. Z drugiej jednak strony rosną jednostkowe koszty budowy

zbiornika o 24%.

Rys. 12. Graficzne zestawienie powierzchni kolektorów słonecznych i objętości zasobników dla analizowanych przypadków

W tabeli 1 przedstawiono główne parametry dla analizowanych przypadków. Wraz ze spadającym

udziałem energii słonecznej w bilansie ciepłowniczym układu, objętość zasobnika ciepła spada znacz-

nie szybciej niż powierzchnia zajmowana przez kolektory (rys. 13). Wartość współczynnika V/A uzna-

na za optymalną (2,0 m) osiagana jest dla przypadku w którym udział ciepła ze słońca wynosi 70%.

Wydaje się, iż budowa układu STES dla przyjętych założeń charakteryzuje się bardzo dużymi kosztami

inwestycyjnymi, na poziomie 100 EUR/m3.

Tablica 1 Dane zbiorcze dla analizowanych przypadków

Parametr\Przypadek 100% so-

lar frac-

tion

70% solar

fraction

Wysokość

zbiornika

3 m

Kolektory słonecz-

ne o powierzchni

dachów budynków

Kolektory słonecz-

ne o powierzchni

2000 m2

Powierzchnia kolektorów

słonecznych, m2

8,900 6,300 -6700 3800 2,000

Objętość zbiornika, m3 25,300 12,800 5,700 2500 –

Współczynnik V/A, m 2.8 2 1.2 0,7 –

Szacunkowe koszty inwe-

stycyjne dla zasobnika,

EUR/m3

76 94 120 137 –

Udział energii słonecznej

w pokryciu zapotrzebowa-

nia na ciepło budynków, %

100 70 53 42 22

W oparciu o przeprowadzoną analizę, wydaje się iż najbardziej optymalnym rozwiązaniem jest trzeci

z analizowanych przypadków, tj.3 metrowa wysokość zasobnika ciepła. W dalszej kolejności zostaną

przeprowadzone szczegółowe symulacje pracy takiego układu w oparciu o modele dynamiczne, co mo-

że wymusić dalsze modyfikacje układu.

Rys. 13. Szacunkowe jednostkowe koszty inwestycyjne zasobnika ciepła oraz osiągalny udział energii słonecznej

5. WNIOSKI

Wykonano wstępną analizę głównych parametrów konstrukcyjnych układu STES dla wybranych wa-

runków w Polsce. Pod uwagę wzięto cztery istniejące budynki charakteryzujące się bardzo złymi para-

metrami izolacyjnymi, które jak się wydaje, nie są najlepszą demonstracją do zastosowania tej techno-

logii. Niemniej jednak, biorąc pod uwagę zarówno aspekty techniczne jak i ekonomiczne, określono

najbardziej optymalną konfigurację, na którą składa się trzymetrowy zbiornik na wodę o pojemności

5700 m3, umieszczony w ziemi. Zbiornik ten jest nagrzewany za pomocą paneli słonecznych

o całkowitej powierzchni 4700 m2, co w cyklu rocznym pozwala na pokrycie 53% energii zużywanej na

cele grzewcze.

Podziękowania

Projekt został sfinansowany ze środków Narodowego Centrum Nauki przyznanych na podstawie decy-

zji numer DEC-2012/07/B/ST8/03937.

LITERATURA

[1] Bartela L., Kotowicz J. : Influence of membrane CO2 separation process on the effectiveness of

supercritical combined heat and power plant. Rynek Energii 2011, no 6 (97), 12–19.

[2] Bozorgmehri, S., Hamedi M. : Modeling and optimization of anode-supported solid oxide fuel

cells on cell parameters via artificial neural network and genetic algorithm. Fuel Cells, 12(1), 11–

23, 2012.

[3] Budzianowski W.: Sustainable biogas energy in Poland: Prospects and challenges. Renewable and

Sustainable Energy Reviews, 16(1), 342–349, 2012.

[4] Chabane F., Moummi N. , Benramache S. : Experimental analysis on thermal performance of a

solar air collector with longitudinal fins in a region of Biskra, Algeria, Journal of Power Technolo-

gies, 93(1), 52–58, 2013.

[5] Chaichana K., Patcharavorachot Y., Chutichai B., Saebea D., Assabumrungrat S., Arpornwichanop

A.: Neural network hybrid model of a direct internal reforming solid oxide fuel cell. International

Journal of Hydrogen Energy, 37(3), 2498–2508, 2012.

[6] Çomakl K., Çakr U., Kaya M., Bakirci K.: The relation of collector and storage tank size in solar

heating systems. Energy Conversion and Management, 63, 112–117, 2012.

[7] Cuypers R., Maraz, N. Eversdijk J., Finck C., Henquet E., Oversloot H., v. Spijker H. , de Geus A.:

Development of a seasonal thermochemical storage system. Energy Procedia, 30, 207–214, 2012.

[8] de Guadalfajara, M., Lozano M. A., Serra L. M.: Evaluation of the potential of large solar heating

plants in Spain. Energy Procedia, 30, 839–848, 2012.

[9] De Lorenzo, G.P. Fragiacomo: Electrical and electrical-thermal power plants with molten car-

bonate fuel cell/gas turbine-integrated systems. International Journal of Energy Research, 36(2),

153–165, 2012.

[10] Diersch H.-J., Bauer D., Heidemann W., Rühaak W., Schätzl P.: Finite element modeling of bore-

hole heat exchanger systems: Part 1. fundamentals. Computers & Geosciences, 37(8), 1122–1135,

2011.

[11] Diersch H.-J., Bauer D., Heidemann W., Rühaak W., Schätzl P.: Finite element modeling of bore-

hole heat exchanger systems: Part 2. numerical simulation. Computers & Geosciences, 37(8),

1136–1147, 2011.

[12] Discepoli G., Cinti G., Desideri U., Penchini D., Proietti S.: Carbon capture with molten carbonate

fuel cells: Experimental tests and fuel cell performance assessment. International Journal of

Greenhouse Gas Control, 9, 372–384, 2012.

[13] Fan J., Furbo S., Andersen E., Chen Z., Perers B., Dannemand M.: Thermal behavior of a heat ex-

changer module for seasonal heat storage. Energy Procedia, 30, 244–254, 2012.

[14] Hellström G., Larson S.: Seasonal thermal energy storage–the hydrock concept. Bulletin of Engi-

neering Geology and the Environment, 60(2), 145–156, 2001.

[15] Inalli M.: Design parameters for a solar heating system with an underground cylindrical tank. En-

ergy, 23(12), 1015–1027, 1998.

[16] Inalli M., Unsal M., Tanyildizi V.: A computational model of a domestic solar heating system with

underground spherical thermal storage. Energy, 22(12), 1163–1172, 1997.

[17] Janusz-Szymańska K.: Economic efficiency of an IGCC system integreted with CCS installation.

Rynek Energii 2012, no 5(102), 24–30.

[18] Jeong H., Cho S., Kim D., Pyun H., Ha D., Han C., Kang M., Jeong M., Lee S.: A heuristic method

of variable selection based on principal component analysis and factor analysis for monitoring in a

300 kW MCFC power plant. International Journal of Hydrogen Energy, 37(15), 11,394–11,400,

2012.

[19] Kerskes H., Mette B. , Bertsch F., Asenbeck S., Drück H.: Chemical energy storage using reversi-

ble solid/gas-reactions (CWS)–results of the research project. Energy Procedia, 30, 294–304, 2012.

[20] Kim J., Lee, Y. Yoon W. S., Jeon J. S., Koo M.-H., Keehm Y.: Numerical modeling of aquifer

thermal energy storage system. Energy, 35(12), 4955–4965, 2010.

[21] Lindenberger D., Bruckner T., Groscurth H.-M., Kümmel R.: Optimization of solar district heating

systems: seasonal storage, heat pumps, and cogeneration. Energy, 25(7), 591–608, 2000.

[22] Mangold D.: Seasonal storage – a german success story. Sun & Wind Energy, 1, 48–58, 2007.

[23] Marzooghi H., Raoofat M., Dehghani M., Elahi G.: Dynamic modeling of solid oxide fuel cell

stack based on local linear model tree algorithm. International Journal of Hydrogen Energy, 37(5),

4367–4376, 2012.

[24] Mette B., Kerskes H., Drück H.: Concepts of long-term thermochemical energy storage for solar

thermal applications–selected examples. Energy Procedia, 30, 321–330, 2012.

[25] Miche B., Mazet N., Mauran S., Stitou D., Xu J.: Thermochemical process for seasonal storage of

solar energy: Characterization and modeling of a high density reactive bed. Energy, 2012.

[26] Nordell B., Hellström G.: High temperature solar heated seasonal storage system for low tempera-

ture heating of buildings. Solar Energy, 69(6), 511–523, 2000.

[27] Pahud D.: Central solar heating plants with seasonal duct storage and short-term water storage: de-

sign guidelines obtained by dynamic system simulations. Solar Energy, 69(6), 495–509, 2000.

[28] Paksoy H., O. Andersson, S. Abaci, H. Evliya, and B. Turgut, Heating and cooling of a hospital

using solar energy coupled with seasonal thermal energy storage in an aquifer, Renewable Energy,

19(1), 117–122, 2000.

[29] Pianko-Oprych P., Jaworski Z.: Numerical modelling of the micro-tubular solid oxide fuel cell

stacks. Przemysl Chemiczny, 91(9), 1813–1815, 2012.

[30] Pinel P., Cruickshank C., Beausoleil-Morrison I., Wills A.: A review of available methods for sea-

sonal storage of solar thermal energy in residential applications. Renewable and Sustainable Ener-

gy Reviews, 15(7), 3341–3359, 2011.

[31] Reuss M., Beck M., Müller J.: Design of a seasonal thermal energy storage in the ground. Solar

Energy, 59(4), 247–257, 1997.

[32] Schmidt T., Mangold D.: New steps in seasonal thermal energy storage in germany, Tech. rep.,

Solites - Steinbeis Research Institute for Solar and Sustainable Thermal Energy Systems, 2006.

[33] Schmidt T., Nussbicker J.: Monitoring results from german central solar heating plants with sea-

sonal storage, in Solar World Congress, ISES, pp. 1–6, 2005.

[34] Simons A., Firth S. K.: Life-cycle assessment of a 100% solar fraction thermal supply to a europe-

an apartment building using water-based sensible heat storage. Energy and Buildings, 43(6), 1231–

1240, 2011.

[35] Sobolewski A., Bartela L., Skorek-Osikowska A., Iluk T.: Comparison of the economic efficiency

of CHP plants integrated with gazela generator. Rynek Energii 2012, no 5(102), 31–37.

[36] Sweet M., and J. McLeskey: Numerical simulation of underground seasonal solar thermal energy

storage (sstes) for a single family dwelling using trnsys, Solar Energy, 2011.

[37] Sweet M. L., McLeskey J. T. Jr: Numerical simulation of underground seasonal solar thermal en-

ergy storage (SSTES) for a single family dwelling using TRNSYS. Solar Energy, 86(1), 289–300,

2012.

[38] Tveit T.-M., Savola T., Gebremedhin A., Fogelholm C.-J.: Multi-period minlp model for optimis-

ing operation and structural changes to CHP plants in district heating networks with long-term

thermal storage: Energy Conversion and Management, 50(3), 639–647, 2009.

[39] Ucar A., Inalli M.: Thermal and economic comparisons of solar heating systems with seasonal

storage used in building heating. Renewable Energy, 33(12), 2532–2539, 2008.

[40] Yumrutaş R., Ünsal M.: Analysis of solar aided heat pump systems with seasonal thermal energy

storage in surface tanks. Energy, 25(12), 1231–1243, 2000.

[41] Yumrutaş R., Ünsal M.: A computational model of a heat pump system with a hemispherical sur-

face tank as the ground heat source. Energy, 25(4), 371–388, 2000.

[42] Yumrutaş R., Ünsal M.: Modeling of a space cooling system with underground storage. Applied

Thermal Engineering, 25(2), 227–239, 2005.

[43] Yumrutaş R., Kanoğlu M., Bolatturk A., Bedir M. Ş.: Computational model for a ground coupled

space cooling system with an underground energy storage tank. Energy and Buildings, 37(4), 353–

360, 2005.

[44] Zhang H.-F., Ge X.-S., Ye H.: Modeling of a space heating and cooling system with seasonal ener-

gy storage. Energy, 32(1), 51–58, 2007.

[45] Zhao J., Chen Y., Lu S.: Simulation study on operating modes of seasonal underground thermal

energy storage, in Proceedings of ISES World Congress 2007 (Vol. I–Vol. V), pp. 2119–2122,

Springer, 2009.

ANALYSIS OF ARCHITECTURE ASSUMPTIONS FOR SEASONAL THERMAL

ENERGY STORAGE

Key words: seasonal heat storage, solar energy

Summary. This paper presents a theoretical analysis of the seasonal storage of heat gained from the sun (called Seasonal

Thermal Energy Storage---STES) to cover the heat demand team of four buildings. The tank is placed in the ground and

connected to the solar panels and heat network connecting the various buildings. We analyzed a number of selected cases in

order to determine the possible optimal design parameters of the entire system STES (tank volume and collector area). The

analyzes show that the use of STES can satisfy the heating needs in 22-100% depending on the applied design solution.

Jarosław Milewski, doktor nauk technicznych, wykładowca na Wydziale Mechanicznym Energetyki i

Lotnictwa Politechniki Warszawskiej. Autor i współautor ponad 100 publikacji i 3 patentów. Główne

aspekty jego działalności naukowej to zagadnienia modelowania matematycznego urządzeń energe-

tycznych zarówno tych klasycznych jak i uznawanych za przyszłościowe (np. ogniw paliwowych). E-

mail: milewski@itc.pw.edu.pl.

Marcin Wołowicz, doktorant na Wydziale Mechanicznym Energetyki i Lotnictwa Politechniki War-

szawskiej. Autor i współautor 10 publikacji z zakresu energetyki konwencjonalnej i jądrowej, ogniw

paliwowych oraz odnawialnych źródeł energii. Były wieloletni członek oraz prezes Koła Naukowego

Energetyków PW. Laureat I nagrody na najlepszą pracę magisterską z zakresu atomistyki obronioną w

latach 2008-2009. E-mail: marcin.wolowicz@itc.pw.edu.pl.

Wojciech Bujalski, dr inż., adiunkt na Politechnice Warszawskiej, autor wielu prac z dziedziny mode-

lowania matematycznego systemów energo-technologicznych, zagadnień optymalizacji ruchowej insta-

lacji energetycznych. E-mail: bujalski@itc.pw.edu.pl