POLITECHNIKA ŚLĄSKA w GLIWICACH WYDZIAŁ BUDOWNICTWA

KATEDRA BUDOWNICTWA OGÓLNEGO I FIZYKI BUDOWLI

ANALIZA SKUTECZNOŚCI KONWERSJI PROMIENIOWANIA

SŁONECZNEGO W PRZEGRODACH ZEWNĘTRZNYCH BUDYNKU

W WARUNKACH KLIMATU LOKALNEGO

Dominik WOJEWÓDKA

Praca doktorska

Promotor: Prof. dr hab. inż. Jan ŚLUSAREK

Słowa kluczowe: ogniwa fotowoltaiczne, BIPV, przegroda hybrydowa, zyski słoneczne, bilans energetyczny budynku

Gliwice, 2012

Chciałbym podziękować wszystkim tym, którzy przyczynili się do powstania tej pracy, a w szczególności:

mojemu promotorowi – Panu Profesorowi Janowi Ślusarkowi, Kolegom z Katedry i moim najbliższym.

SPIS TREŚCI WYKAZ WAŻNIEJSZYCH OZNACZEŃ………………………………………………………. 5 1. WSTĘP………………………………………………………………………………………..... 7 2. STAN WIEDZY………………………………………………………………………………... 11

2.1. WYKORZYSTANIE PROMIENIOWANIA SŁONECZNEGO W BUDOWNICTWIE………….. 11 2.1.1. Podstawy geometrii promieniowania słonecznego……………………………………………………. 11 2.1.2. Promieniowanie bezpośrednie…………………………………………………………………………… 14 2.1.3. Promieniowanie rozproszone…………………………………………………………………………….. 17 2.1.4. Promieniowanie odbite……………………………………………………………………………………. 20 2.1.5. Dostępność promieniowania słonecznego w warunkach klimatu lokalnego………………………. 21 2.1.6. Wykorzystanie promieniowania słonecznego w sposób aktywny……………………………………. 24 2.1.7. Wykorzystanie promieniowania słonecznego w sposób pasywny……………………………………. 27

2.2. PRZEGRODY ZEWNĘTRZNE BUDYNKU AKTYWNE SŁONECZNIE….……………………. 32 2.2.1. Wentylowana ściana Trombe’a…………………………………………………………………………. 33 2.2.2. Modyfikowana ściana Trombe’a………………………………………………………………………... 34 2.2.3. Przegrody z izolacją transparentną……………………………………………………………………. 36 2.2.4. Fsada podwójna BIPV…………………………………………………………………………………… 38

2.3. FOTOWOLTAIKA ZINTEGROWANA Z BUDOWNICTWEM (BIPV) 39 2.3.1. Możliwości wykorzystania technologii BIPV w budownictwie………………………………………. 41 2.3.2. Problemy przy integracji fotowoltaiki z budownictwem………………………………..…………….. 44

3. TEZY…………………………………………………………………………………………… 50

3.1. CEL I ZAKRES PRACY……………………………………………………………………………. 50 3.2. POSTAWIONE TEZY………………………………………………………………………………. 53

4. ANALIZA PROMIENIOWANIA SŁONECZNEGO NA PŁASZCZYZNĘ NACHYLONĄ…………………………………………………………………………………. 54

4.1. POMIARY NATĘŻENIA PROMIENIOWANIA SŁONECZNEGO………………………………. 54 4.1.1. Aparatura wykorzystywana w pomiarach………………………………………………………………. 54 4.1.2. Badania własne natężenia promieniowania słonecznego…………………………………………….. 56

4.2. MODELOWANIE PROMIENIOWANIA SŁONECZNEGO NA PŁASZCZYZNĘ NACHYLONĄ………………………………………………………………………………………. 57

4.2.1. Modelowanie promieniowania słonecznego na płaszczyznę poziomą………………………………. 58 4.2.2. Optymalny kat nachylenia dla systemów solarnych…………………………………………………… 63 4.2.3. Modelowanie promieniowania słonecznego na płaszczyznę nachyloną……………………………. 64

4.3. ANALIZA DOSTĘPNOŚCI PROMIENIOWANIA SŁONECZNEGO W WARUNKACH KLIMATU LOKALNEGO………………………………………………………………………….. 65

4.3.1. Dostępność na różnie usytuowane przegrody budowlane……………………………………………. 65 4.3.2. Wpływ zacienienia na efektywność elektryczną modułów PV/systemów solarnych………………. 66

5. BADANIA WSTĘPNE PROWADZĄCE DO PRZYJECIA ROZWIĄZAŃ MATERIAŁOWO-KONSTRUKCYJNYCH PRZEGRODY HYBRYDOWEJ…………... 69

5.1. OPIS PROGRAMU SYMULACYJNEGO ESP-r…………………………………………………... 69 5.2. BUDOWA MODELU STANOWISKA BADAWCZEGO W PROGRAMIE SYMULACYJNYM 72 5.3. ANALIZA OTRZYMANYCH WYNIKÓW I WYBÓR WARIANTU MATERIAŁOWEGO

PRZEGRODY……………………………………………………………………………………….. 74

6. BADANIA EFEKTYWNOŚCI KONWERSJI PROMIENIOWANIA SŁONECZNEGO W ENRERGIĘ ELEKTRYCZNĄ W MODUŁACH PV ZINTEGROWANYCH Z BUDYNKIEM………………………………………………………………………………….. 78

6.1. MODELOWANIE EFEKTYWNOŚCI ENERGETYCZNEJ MODUŁÓW PV ZINTEGROWANYCH Z PRZEGRODĄ ZEWNĘTRZNĄ BUDYNKU………………………….. 78

6.1.1. Wpływ podstawowych parametrów modułów PV na ich efektywność………………………………. 78 6.1.2. Teoretyczne modele temperatury i efektywności energetycznej modułów………………………….. 78

6.2. CHARAKTERYSTYKA STANOWISKA BADAWCZEGO I APARATURY POMIAROWEJ…. 80 6.3. WYNIKI POMIARÓW PROWADZONYCH NA STANOWISKU BADAWCZYM……………... 88

6.3.1. Pomiary podstawowych wielkości meteorologicznych………………………………………………... 88

6.3.2. Pomiary tylnej powierzchni modułów PV………………………………………………………………. 89 6.3.3. Pomiary tylnej powierzchni modułów – brak wentylacji – badania wstępne……………………… 91 6.3.4. Pomiary tylnej powierzchni modułów – wewnętrzna kurtyna powietrzna – badania wstępne…... 92 6.3.5. Pomiary tylnej powierzchni modułów – podgrzewanie powietrza wentylacyjnego – badania

wstępne………………………………………………………………………………………………………. 94

6.3.6. Pomiary tylnej powierzchni modułów – zewnętrzna kurtyna powietrzna – badania wstępne…… 96 6.3.7. Wybór układu konstrukcyjnego i sposobu wentylacji przegrody hybrydowej……………………… 98

6.4. TEMPERATURA TEORETYCZNA I POMIAROWA MODUŁÓW PV…………………………. 100 6.4.1. Próba wyznaczenia współczynników korekcyjnych – metoda uproszczona…...…………………… 105 6.4.2. Próba wyznaczenia współczynników korekcyjnych metodą najmniejszych kwadratów………….. 106

6.5. EFEKTYWNOŚĆ KONWERSJI PROMIENIOWANIA SŁONECZNEGO W ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ W PRZEGRODZIE HYBRYDOWEJ…………………………………………... 107

7. ANALIZA TERMICZNA PRZEGRODY HYBRYDOWEJ……………………………….. 110

7.1. POMIARY IN-SITU IZOLACYJNOŚCI CIEPLNEJ PRZEGRODY BAZOWEJ………………… 112 7.1.1. Opis stanowiska badawczego……………………………………………………………………………. 112 7.1.2. Wyniki badań zarejestrowane na stanowisku badawczym…………………………………………… 114 7.1.3. Metody określania pomiarowej wartości oporu cieplnego R………………………………………… 115 7.1.4. Porównanie wartości teoretycznych i pomiarowych………………………………………………….. 119 7.1.5. Analiza wyników badań…………………………………………………………………………………… 119

7.2. TEORETYCZNY MODEL WĘZŁOWY DLA PRZEGRODY HYBRYDOWEJ BEZ WENTYLACJI………………………………………………………………………………………. 120

7.3. WYZNACZENIE OPORU ZASTĘPCZEGO DLA CZĘŚCI HYBRYDOWEJ PRZEGRODY Reqiuv……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………….......

123

8. EFEKTYWNOŚĆ EKONOMICZNA ROZWAŻANEJ PRZEGRODY HYBRYDOWEJ W WARUNKACH KLIMATU LOKALNEGO……………………………………………... 132

8.1. METODY OCENY EKONOMICZNEJ PRZEDSIĘWZIĘĆ ENERGOOSZCZĘDNYCH………... 132 8.2. OCENA OPŁACALNOŚCI PRZEDSIĘWZIĘĆ ENERGOOSZCZĘDNYCH…………………….. 133

8.2.1. Wskaźniki statyczne………………………………………………………………………………………... 134 8.2.2. Wskaźniki dynamiczne…………………………………………………………………………………….. 135 8.2.3. Pozaekonomiczne wskaźniki oceny inwestycji…………………………………………………………. 137

8.3. BILANS ENERGETYCZNY PRZEGRODY HYBRYDOWEJ I TRADYCYJNEJ……………….. 138 8.4. EFEKTYWNOŚĆ EKONOMICZNA ROZWAŻANEJ PRZEGRODY HYBRYDOWEJ………… 139 8.5. OCENA POZAEKONOMICZNA………………………………………………………………….. 145 8.6. POTENCJAŁ APLIKACJI ROZWIĄZAŃ PRZEGRODY HYBRYDOWEJ Z BIPV W

WARUNKACH POLSKICH………………………………………………………………………... 146

9. WNIOSKI I KIERUNEK PRZYSZŁYCH BADAŃ………………………………………… 154

LITERATURA…………………………………………………………………………………….... 157

Załącznik 1………………………………………………………………………………………….. 164

Załącznik 2………………………………………………………………………………………….. 169

Załącznik 3………………………………………………………………………………………….. 171

5

Wykaz ważniejszych oznaczeń Symbole łacińskie: Ab0, Ab1 - miesięczna opłata abonamentowa przed i po wykonaniu inwestycji, a,b - współczynniki empiryczne do obliczania temperatury tylnej powierzchni modułu PV, aP, bP – współczynniki korekcyjne w modelu Pereza, Cm - pojemność cieplna przegrody [J/m2K], c – pojemność cieplna powietrza [J/kgK], d1 – grubość i-tej warstwy przegrody bazowej[°C], EPV – efektywność teoretyczna modułu PV, hc…– konwekcyjne współczynniki przenikania ciepła [W/m2K], Ib – natężenie promieniowania bezpośredniego na płaszczyznę horyzontalną [W/m2], Ib,n – natężenie promieniowania bezpośredniego normalnego na płaszczyznę [W/m2], Ib,β – natężenie promieniowania bezpośredniego na płaszczyznę nachyloną [W/m2], Ic – natężenie promieniowania całkowitego na płaszczyznę horyzontalną [W/m2], Ic,β – natężenie promieniowania całkowitego na płaszczyznę nachyloną [W/m2], Id – natężenie promieniowania rozproszonego na płaszczyznę horyzontalną [W/m2]. Id,β – natężenie promieniowania rozproszonego na płaszczyznę nachyloną [W/m2], I0 – natężenie promieniowania okołoziemskiego na granicy atmosfery ziemskiej [W/m2], I0,n – natężenie promieniowania okołoziemskiego normalnego na płaszczyznę [W/m2], Ir,β – natężenie promieniowania odbitego na płaszczyznę nachyloną [W/m2], kT – współczynnik jasności, m – droga optyczna promieni słonecznych, N0 - nakłady finansowe poniesione na realizację przedsięwzięcia energooszczędnego [zł], O0m, O1m - opłata stała miesięczna przed i po wykonaniu inwestycji, O0z, O1z - opłata zmienna za jednostkę energii przed i po wykonaniu inwestycji, Q0u, Q1u - roczne zapotrzebowanie na ciepło na pokrycie strat przez przenikanie przed

i po wykonaniu inwestycji, [GJ/rok], q0u, q1u - zapotrzebowanie na moc cieplną, na pokrycie strat przez przenikanie przed

i po wykonaniu inwestycji, [MW], qconv – gęstość strumienia energii cieplnej przekazywanej na drodze konwekcji [W/m2], qel – gęstość strumienia energii elektrycznej z modułów PV [W/m2], qH,i – gęstość strumienia energii cieplnej przekazywanej do wnętrza fasady [W/m2], qH,e – gęstość strumienia energii cieplnej przekazywanej do otoczenia [W/m2], qi – gęstość strumienia energii cieplnej przez przenikanie przez przegrodę [W/m2], qrad – gęstość strumienia energii cieplnej przekazywanej na drodze promieniowania [W/m2], qsol – gęstość strumienia energii cieplnej z promieniowania słonecznego [W/m2], RT – całkowity opór cieplny przegrody [m2K/W], Requiv – ekwiwalentny opór cieplny części fasady hybrydowej [m2K/W], r - stopa dyskonta, uwzględniająca spadek wartości pieniądza w czasie, rb – wskaźnik geometryczny - stosunek natężenia promieniowania bezpośredniego na

płaszczyznę nachyloną do promieniowania bezpośredniego na płaszczyznę horyzontalną,

6

tair – temperatura powietrza w pustce [°C], td – temperatura powietrza na wlocie do pustki powietrznej [°C], te - temperatura powietrza zewnętrznego [°C], tg – temperatura powietrza na wylocie z pustki powietrznej [°C], ti – pomiar temperatury powietrza wewnętrznego w komorze badawczej [°C], tPV – temperatura powierzchni tylnej modułów PV [°C], tref - temperatura referencyjna modułu PV [°C], tsd – temperatura powietrza w dolnej szczelinie wentylacyjnej [°C], tsg – temperatura powietrza w górnej szczelinie wentylacyjnej [°C], twi – temperatura powierzchni wewnętrznej przegrody bazowej [°C], twe – temperatura powierzchni zewnętrznej przegrody bazowej [°C], U – współczynnik przenikania ciepła dla przegrody [W/m2K], V – przepływ powietrza [m3/s], vsd – pomiar prędkości przepływu powietrza w dolnej szczelinie wentylacyjnej [m/s], vsg – pomiar prędkości przepływu powietrza w górnej szczelinie wentylacyjnej [m/s], ΔOr - uzyskane roczne zmniejszenie kosztów energii [zł/rok]. WS - prędkość wiatru [m/s], x0, x1 - udział źródła w zapotrzebowaniu na ciepło przed i po wykonaniu inwestycji, y0, y1 - udział źródła w zapotrzebowaniu na moc cieplną przed i po wykonaniu inwestycji, Symbole greckie: αs – kąt wzniesienia Słońca [°], αi – współczynnik napływu ciepła [W/m2K], αe – współczynnik odpływu ciepła [W/m2K], β – kąt pochylenia powierzchni względem poziomu [°], βs - spadek sprawności/1 stopień wzrostu temperatury modułu PV, γ – kąt azymutalny powierzchni [°], γs – kąt azymutalny Słońca [°], δ – deklinacja Słońca [°], ε – czystości atmosfery, emisyjność materiału, ηref - efektywność energetyczna referencyjna modułu PV, ηPV - efektywność energetyczna modułu PV, θ – kąt padania promieniowania na powierzchnię, θz – kąt zenitalny [°], λ – współczynnik przewodzenia ciepła materiału [W/mK], ρ – wartość albedo powierzchni ziemi, ρair – gęstość powietrza [kg/m3], σ – stała Boltzmana, τ, α, ρ – parametry modułu PV – transmisyjność, absorpcyjność, refleksyjność, φ – szerokość geograficzna [°], ω – kąt godzinowy położenia Słońca na widnokręgu [°].

7

1. Wstęp

Zasoby energii - pozyskiwanej z paliw kopalnych - to potencjał, jakim dysponuje się

często w sposób beztroski. Tymczasem poziom konsumpcji energii na świecie wzrósł

w ostatnich dekadach tak znacznie, że zasoby Ziemi w paliwa kopalne takie, jak węgiel

kamienny, brunatny, ropa naftowa czy gaz ziemny - na których światowa energetyka nadal

bazuje - uszczupliły się na tyle, że coraz częściej mówi się o potrzebie oszczędzania energii

i wykorzystywania zasobów odnawialnych [6, 54, 71].

Analiza stanu wiedzy na temat rozprawy wskazuje na często pojawiające się zagadnienie

konwersji promieniowania słonecznego w przegrodach zewnętrznych budynku, w świetle

rozwijających się rozwiązań technologicznych oraz powszechnego dążenia do zwiększenia

wydajności systemów wykorzystujących odnawialne źródła energii [5, 39, 45, 46, 107, 112].

Jedną z najprężniej rozwijających się dziedzin energetyki odnawialnej jest bezpośrednia

konwersja energii promieniowania słonecznego w energię elektryczną za pomocą ogniw

fotowoltaicznych (PV) [15, 45, 68, 102, 135]. Przetworzenie energii promieniowania

słonecznego w energię elektryczną w ogniwach PV odbywa się bezgłośnie, bez

zanieczyszczenia środowiska naturalnego. Otrzymany prąd stały - po przekształceniu na prąd

zmienny (falowniki) o pożądanym napięciu i częstotliwości - wykorzystywany być może

bezpośrednio w sieci elektroenergetycznej bądź magazynowany w akumulatorach.

W ostatnim czasie, coraz większego znaczenia nabiera obniżanie energochłonności

budynków istniejących jak i projektowanie nowych w standardzie energooszczędnym [1, 12,

27, 35, 53, 67, 69, 70, 96, 97, 110, 116, 126]. W obiektach tych bardzo istotna jest obudowa

strefy o regulowanej temperaturze. W literaturze wiele miejsca poświęcono prawidłowemu jej

zaprojektowaniu tak od strony materiałowo-technologicznej, jak i architektoniczno-

urbanistycznej [4, 24, 33, 34, 37, 116, 124, 136, 141]. Budynek, bowiem, wraz

z zastosowanymi rozwiązaniami technologicznymi musi skutecznie funkcjonować w danych

realiach lokalizacyjnych [3, 5, 84, 87, 95, 129].

W nowoczesnym budownictwie energooszczędnym często sięga się po rozwiązania

nietypowe, nowe technologie oraz rozwiązania hybrydowe [22, 60, 106, 117, 127]. Dotyczy

to między innymi przegród ograniczających strefę ogrzewaną w budynku. Jednym

z przykładów może być wykorzystanie modułów PV jako elementów obudowy budynku

[2, 3, 16, 41, 114, 134].

Technologia integrowania elementów fotowoltaicznych z obudową budynku (BIPV –

z ang. Building Integrated Photovoltaics) ma na celu montaż modułów PV, generujących

8

energię elektryczną. Energia elektryczna powstaje w wyniku konwersji promieniowania

słonecznego w ogniwach PV. Technologia ta nie jest nowa – początki zauważa się

w literaturze z lat 70-tych, w okresie „rewolucji fotowoltaicznej” [73, 86, 115, 121]. Swoja

drugą młodość przeżywa od lat 90-tych [11, 28, 39]. Szczególnie teraz, gdy postępujący

rozwój technologiczny wpływa na powstawanie coraz nowszych i bardziej efektywnych

rozwiązań, przy ciągle obserwowanym spadku cen, BIPV ma duży potencjał wykorzystania

i wpisania się na stałe do kanonów nowoczesnego budownictwa.

Technologia BIPV ma wiele zalet, jak wyeliminowanie strat związanych z przesyłaniem

energii, gdyż może być wytwarzana i wykorzystywana w tym samym miejscu; czy też

możliwość zastąpienia tradycyjnych materiałów budowlanych przy tworzeniu obudowy

budynku oraz tworzenie układów hybrydowych – spełniających podstawowe zadania osłony

budynku i umożliwiające bezpośrednie pozyskiwanie energii elektrycznej [32, 42, 43, 64,

132]. Z tego też względu BIPV to nie tylko sektor budynków nowych i nowo projektowanych

ale także modernizacja budynków istniejących. Znane są realizacje, w których - w celu

poprawy jakości cieplnej obudowy budynku - zastosowano fasady hybrydowe spełniające ten

postulat z jednej strony oraz dodatkowo pozyskujące energię dla budynku z drugiej [29, 52].

Przykładem nowego budynku, w którym zastosowano technologię BIPV w postaci fasady

podwójnej może być budynek biurowy Power Tower w Linz, w Austrii, natomiast budynku

modernizowanego – Hotel Stadthalle w Wiedniu, w Austrii (Rys. 1.1).

a) b)

Rys.1.1. Przykłady budynków z BIPV: a) nowy budynek biurowy, b) budynek istniejący [fot. własne]

9

Rozwiązania integracji modułów PV z przegrodami pionowymi nie są w Polsce

popularne i brak jest wskazań praktycznych dla projektantów tego typu przedsięwzięć.

Na świecie znane są rozwiązania integrujące fasadę PV z budynkiem. Rozpatruje się tutaj

różne układy konstrukcyjne i technologiczne takich przegród. Typowym w tym zakresie staje

się rozwiązanie fasady wentylowanej. Ruch powietrza w szczelinie ma zwiększyć sprawność

modułów PV a jednocześnie może być wykorzystany wewnątrz pomieszczenia. Zwraca się

jednak uwagę na dostosowanie rozwiązań projektowych do lokalnych warunków

klimatycznych [3, 7, 15, 99, 103].

Jednak ogniwa fotowoltaiczne, jak każdy system, mają swoje słabe strony. Głównym

problemem jest znaczne nagrzewanie się ogniw pod wpływem promieniowania słonecznego,

wskutek czego obniża się ich sprawność konwersji promieniowania słonecznego na energię

elektryczną [11, 19, 50, 114].

Istotna okazuje się tu być kwestia skuteczności zastosowanych rozwiązań przegród

zewnętrznych budynku z zabudowanymi ogniwami PV w warunkach klimatu lokalnego.

Zróżnicowane natężenie promieniowania słonecznego padającego na fasady budynku

w różnych porach roku i lokalizacji powoduje, że istotnym zagadnieniem - szeroko

dyskutowanym w literaturze - staje się określenie skuteczności ww. rozwiązań w warunkach

klimatu lokalnego [20, 21, 41, 82, 88, 91, 114, 125].

Dla określenia skuteczności konwersji promieniowania słonecznego w zewnętrznych

przegrodach budynku, konieczna jest znajomość obciążenia termicznego przegród przy

występujących lokalnie warunkach klimatycznych. Podstawowymi danymi do wskazanych

analiz są godzinowe wartości promieniowania słonecznego całkowitego i rozproszonego na

płaszczyznę nachyloną [21, 36]. Niestety w wielu stacjach aktynometrycznych rejestruje się

jedynie pomiary na płaszczyznę horyzontalną. W tej sytuacji konieczne jest zastosowanie

modeli matematycznych, pozwalających na przeliczenie danych z płaszczyzny horyzontalnej

na nachyloną, o dowolnym kącie. Spośród dostępnych modeli zaleca się wykorzystanie

modeli anizotropowych [64, 77, 91, 94, 105, 138].

Dane związane z lokalnym nasłonecznieniem wykorzystać można do określenia

teoretycznej sprawności elektrycznej modułów PV zintegrowanych z fasadą. Istnieje szereg

modeli teoretycznych bazujących na wcześniej określonej temperaturze tylnej powierzchni

modułu PV [7, 28, 66, 104, 120, 133]. Przy określeniu temperatury modułu, wykorzystać

można też empiryczny model matematyczny [66]. Jednakże, nie został on zweryfikowany dla

wszystkich przypadków fasady z PV.

10

Poza sprawnością elektryczną, istotne jest określenie efektywności termicznej

zastosowanego rozwiązania fasady hybrydowej BIPV na budynku. Dopiero to pozwala na

określenie całkowitej efektywności energetycznej przegrody i porównanie jej z rozwiązaniami

tradycyjnymi. W tym momencie projektant staje przed nie lada wyzwaniem. Ma, co prawda,

do dyspozycji narzędzia symulacyjne (jak ECOTECT [149] czy ESP-r [152]) lub opracowane

modele matematyczne [8, 23, 61, 122, 133, 145], lecz ich wykorzystanie w codziennej pracy

projektowej może okazać się zdecydowanie zbyt skomplikowane i pracochłonne. W tym celu

opracowany został w pracy model oporu zastępczego Requiv dla części hybrydowej przegrody,

co umożliwi przeprowadzenie analiz wstępnych dla budynku, przy wykorzystaniu

standardowej procedury obliczeniowej - znanej z rozporządzenia [171] - w oparciu, o którą

wykonuje się świadectwo charakterystyki energetycznej budynku.

Bez określenia sumarycznej efektywności energetycznej układu, trudno mówić o rzetelnej

analizie ekonomicznej, na której opiera się zwyczajowo podjęcie decyzji o uruchomieniu

danej inwestycji. Opracowania i raporty [168] wskazują na niewystarczający system wsparcia

dla technologii PV w Polsce, co sprawia, że potencjał dynamicznego rozwoju tego sektora

w naszym kraju pozostaje mocno ograniczony.

11

2. Stan wiedzy

2.1. Wykorzystanie promieniowania słonecznego w budownictwie

Skuteczność każdego systemu solarnego zależy od dostępności promieniowania

słonecznego na danym terenie. Cechą charakterystyczną promieniowania jest jego zmienność,

nie tylko w ujęciu rocznym, ale i dobowym, osiągając maksimum w południe, gdy droga

przez atmosferę ziemską jest najkrótsza. Także liczba godzin słonecznych w ciągu dnia

zmienia się sezonowo, będąc najkrótsza w okresie zimowym, kiedy potrzeba wykorzystania

promieniowania słonecznego jest największa w celu minimalizacji potrzeb grzewczych

budynku. [81].

Poza czynnikami geograficznymi mającymi wpływ na dostępność promieniowania

słonecznego, istnieją liczne czynniki lokalne. Wskazać w tym miejscu można chociażby na

szeroko pojęte zanieczyszczenie powietrza atmosferycznego, mogące obniżyć ilość

dostępnego promieniowania słonecznego nawet o 10%, czy też typowy dla danej lokalizacji

rodzaj i stopień zachmurzenia [81].

W analizie efektywności energetycznej budynków, czy systemów solarnych wykorzystuje

się lokalne dane klimatyczne, w tym dotyczące promieniowania słonecznego, bazujące na

długoletnich pomiarach. Dane związane z dostępnością promieniowania słonecznego

przygotowywane są najczęściej w postaci średnich miesięcznych promieniowania

całkowitego na płaszczyznę horyzontalną i nachyloną. Wykorzystywane są głównie

w komputerowych programach bilansowych, służących do określania efektywności

energetycznej budynków. Pewne procesy lub złożona analiza energetyczna wymaga jednak

przygotowania bardziej szczegółowych danych w postaci wartości godzinowych. Na bazie

długoletnich pomiarów z takim krokiem czasowym przygotowywany jest typowy rok

meteorologiczny dla danej lokalizacji, wykorzystywany dalej powszechnie w programach do

symulacji energetycznej budynków, czy instalacji. Wyniki oparte na danych godzinowych są

często bardziej dokładne i lepiej nadają się do odzwierciedlenia parametrów klimatu,

charakteryzujących się dużą zmiennością – jak promieniowanie słoneczne [36, 81].

2.1.1. Podstawy geometrii promieniowania słonecznego

Emitowane promieniowanie słoneczne dociera do zewnętrznej warstwy atmosfery

ziemskiej jako promieniowanie bezpośrednie. Tu ulega częściowemu rozproszeniu, tak więc

jedynie pewna ilość promieniowania dociera wzdłuż linii prostej od tarczy słonecznej do

dowolnie położonego punktu na Ziemi, czyli jako promieniowanie bezpośrednie. Poza

12

promieniowaniem bezpośrednim pada na powierzchnię Ziemi z różnych kierunków,

promieniowanie rozproszone przez atmosferę oraz promieniowanie odbite przez otaczające

przedmioty i podłoże. Potencjał odbioru i wykorzystania promieniowania przez dany obiekt

zależny jest od lokalizacji, usytuowania, kształtu, materiałów z jakich jest wykonany oraz od

innych, czasem równie ważnych czynników [21]. Stąd też przy analizowaniu możliwości

wykorzystania energii promieniowania słonecznego, istotne jest prawidłowe określenie

położenia rozważanego obiektu względem Słońca. Nie jest to możliwe bez wiedzy w zakresie

geometrii sferycznej związanej z ruchem Ziemi względem Słońca [26]. Jako, że

w przeważającej ilości systemy solarne projektuje się jako nachylone do poziomu pod

pewnym kątem β, konieczne jest określenie ilości promieniowania słonecznego,

docierającego do dowolnie nachylonej płaszczyzny. Można zastosować w tym miejscu

konkretne dane uzyskane z pomiarów rzeczywistych lub wyznaczyć je z dostępnych modeli

matematycznych, pamiętając, że całkowite promieniowanie słoneczne padające na

płaszczyznę nachyloną pod kątem β wyznaczyć można ze wzoru [26]:

ββββ ,,,, rdbc IIII ++= (2.1)

gdzie: Ic,β – natężenie promieniowania całkowitego na płaszczyznę nachyloną[W/m2],

Ib,β – natężenie promieniowania bezpośredniego na płaszczyznę nachyloną [W/m2],

Id,β – natężenie promieniowania rozproszonego na płaszczyznę nachyloną [W/m2],

Ir,β – natężenie promieniowania odbitego na płaszczyznę nachyloną [W/m2].

Do określenia każdej z wymienionych składowych wykorzystuje się parametry kątowe

położenia Słońca oraz parametry położenia danej powierzchni na Ziemi względem Słońca,

wymienione poniżej i przedstawione na Rys. 2.1.:

θz – kąt zenitalny – zawarty między normalną do powierzchni poziomej Ziemi,

a kierunkiem promieniowania bezpośredniego,

αs – kąt wzniesienia Słońca – zawarty między powierzchnią poziomą Ziemi, a linią

zgodną z kierunkiem padania promieniowania bezpośredniego,

γs – kąt azymutalny Słońca – wyrażający odchylenie od południa rzutu poziomego

kierunku rozchodzenia się promieniowania bezpośredniego,

β – kąt pochylenia powierzchni względem poziomu – zawarty między rozważaną

powierzchnią, a płaszczyzną poziomą Ziemi, zawarty w przedziale <0°;180°>,

13

γ – kąt azymutalny powierzchni – zawarty między płaszczyzną normalną do rozważanej

powierzchni, a płaszczyzną miejscowego południka, mierzony od kierunku południowego

i zawarty w przedziale <-180°;180°>, na wschód znak ujemny, na południe γ = 0,

θ – kąt padania promieniowania na powierzchnię – zawarty między kierunkiem padania

promieniowania bezpośredniego na rozważaną powierzchnię, a normalną do tej

powierzchni.

W analizach dostępności promieniowania słonecznego na daną płaszczyznę istotna jest

także szerokość geograficzna φ (położenie kątowe rozważanej lokalizacji względem równika,

na półkuli północnej przyjmująca wartości dodatnie) a także deklinacja Słońca δ i kąt

godzinowy położenia Słońca na widnokręgu ω (zmiana czasu o 1h odpowiada zmianie kąta

godzinnego o 15°) [26, 38].

Rys. 2.1. Podstawowe parametry opisujące geometrię słoneczną, związaną z płaszczyzną pochyloną

[81]

Znajomość powyższych parametrów pozwala na określenie kąta padania promieniowania

słonecznego na rozważaną powierzchnię θ, z następującej zależności [21,26]:

cosθ = sinδsinφcosβ – sinδcosφsinβcosγ + cosδcosφcosβcosω + cosδsinφsinβcosγcosω +

cosδsinβsinγsinω (2.2)

W pewnych przypadkach równanie (2.2) można uprościć. Dla płaszczyzn nachylonych

pod kątem β = 90° do poziomu, równanie przybiera postać:

cosθ = – sinδcosφcosγ + cosδsinφcosγcosω + cosδsinγsinω (2.3)

14

Gdy mamy do czynienia z płaszczyzną horyzontalną, równanie (2.2) przyjmuje poniższą

postać i opisuje jednocześnie kąt zenitalny Słońca θz:

cosθz = cosφcosδcosω + sinφsinδ (2.4)

Dla płaszczyzn o orientacji południowej lub północnej, o kącie azymutalnym

odpowiednio: γ = 0° lub γ = 180°, ostatnia część równania (2.2) jest równa 0.

Znajomość powyższych parametrów pozwala także na obliczenie wartości godzinowych

promieniowania słonecznego okołoziemskiego, dzięki któremu możliwe jest porównanie

ilości energii docierającej do powierzchni Ziemi, do teoretycznie możliwej do uzyskania przy

założeniu braku atmosfery [21]:

( ) ( ) ( ) ( )( ) ( ) ( )( ) ( ) ( )( )( )ttttntItI sc ωϕδϕδ coscoscossinsin365

360cos033,010 +⋅⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +⋅=

(2.5)

gdzie napromieniowanie Isc(t) jest scałkowanym po przedziale czasu równym jednej

godzinie, natężeniem promieniowania słonecznego docierającego do zewnętrznych warstw

atmosfery.

Umiejętność określenia wartości natężenia okołoziemskiego na płaszczyznę horyzontalną

jest zagadnieniem kluczowym przy określaniu udziału promieniowania bezpośredniego

i rozproszonego w promieniowaniu całkowitym.

2.1.2. Promieniowanie bezpośrednie

Promieniowanie bezpośrednie stanowi składową promieniowania całkowitego,

padającego na daną płaszczyznę i definiowane być może jako promieniowanie docierające

z małego kąta bryłowego, wychodzącego z tarczy słonecznej [21]. W przypadku płaszczyzny

horyzontalnej poza promieniowaniem bezpośrednim, występuje także promieniowanie

rozproszone, natomiast dla płaszczyzn nachylonych, poza wspomnianymi dwoma, jeszcze

promieniowanie odbite (Rys. 2.2) [26].

Wyodrębnienie składowej promieniowania bezpośredniego z promieniowania

całkowitego jest istotne z punktu widzenia energetyki słonecznej. Z jednej strony dane te

wykorzystuje się bezpośrednio przy projektowaniu systemów solarnych, w szczególności

opartych na koncentracji promieni słonecznych, z drugiej - rozdzielenie komponentów

promieniowania całkowitego wymagane jest w analizie promieniowania na płaszczyzny

o różnym nachyleniu i orientacji [21, 26].

15

Rys. 2.2. Podstawowe składowe promieniowania słonecznego, opracowano na podstawie [28].

W przypadku gdy w danej lokalizacji prowadzone były jedynie pomiary promieniowania

całkowitego lub lokalna baza klimatyczna nie zawiera wyodrębnionych składowych

promieniowania, konieczne jest zastosowanie modeli empirycznych, pozwalających na

oszacowanie udziału składowych w promieniowaniu całkowitym. Standardowym pomiarem

aktynometrycznym jest pomiar natężenia promieniowania słonecznego na płaszczyznę

horyzontalną. W wielu przypadkach mierzone jest jednak jedynie promieniowanie całkowite.

Dla takiej sytuacji opracowane zostały modele empiryczne pozwalające na oszacowanie

udziału promieniowania rozproszonego w całkowitym na płaszczyznę horyzontalną,

a w związku z tym i promieniowania bezpośredniego, zgodnie z równaniem [26]:

dbc III += (2.6)

gdzie: Ic – natężenie promieniowania całkowitego na płaszczyznę horyzontalną [W/m2],

Ib – natężenie promieniowania bezpośredniego na płaszczyznę horyzontalną [W/m2],

Id – natężenie promieniowania rozproszonego na płaszczyznę horyzontalną [W/m2].

Następnie dokonać można przeliczenia uzyskanych wartości składowych promieniowania

słonecznego na płaszczyznę o dowolnym kącie nachylenia i orientacji względem stron świata.

Wspomniane modele bazują najczęściej na współczynniku jasności kT, który wyrażony

jest poprzez stosunek całkowitego promieniowania słonecznego na płaszczyznę horyzontalną

Ic, do promieniowania okołoziemskiego I0 na granicy atmosfery ziemskiej – wzór (2.7) [26].

Do wyznaczenia współczynnika jasności wykorzystuje się pomiary rzeczywiste.

16

0IIkT = (2.7)

Modele empiryczne pozwalające na określenie udziału promieniowania rozproszonego

w promieniowaniu całkowitym, budowane były w oparciu o dane pomiarowe, mają więc one

silnie lokalny charakter. Należy o tym pamiętać przy analizie słonecznych systemów

energetycznych – projektant powinien dysponować bazą danych przygotowaną z krokiem

czasowym równym jednej godzinie [36].

Z dostępnych w literaturze modeli, przygotowanych przez badaczy z różnych części

świata, najbardziej uznane są modele Orgilla i Hollandsa [100], Hollandsa [56], Erbsa [30],

Hollandsa i Crha [55], CLIMED2 [25], Skartveita i Olsetha [118] oraz Maxwella [85]. Ich

przydatność w danej lokalizacji potwierdzają badania zagraniczne [94] a także prowadzone

przez naukowców polskich. W swej pracy Włodarczyk [137] przedstawił wyniki badań jakie

prowadzili z Nowakiem dla danych aktynometrycznych Wrocławia i Legnicy. Z ich badań

wynika, że dla lokalizacji Wrocławia najlepsze efekty uzyskał model CLIMED2, natomiast

dla Legnicy model Orgilla i Hollandsa. Wnioski powyższych badaczy wskazują, że

w analizach słonecznych systemów energetycznych stosowane być powinny w miarę

możliwości lokalne modele obliczeniowe. W związku z tym Włodarczyk [137] opracował

model promieniowania rozproszonego na płaszczyznę horyzontalną dla lokalnych warunków

klimatycznych Dolnego Śląska:

f = II d = 1,0000 – 0,0786 kT dla kT ≤ 0,23

f = 0,3757 + 6,2602 kT – 20,3920 kT2

+ 22,1270 kT3 – 8,6141 kT

4

dla 0,23 < kT ≤ 0,77

f = 0,1792 dla kT > 0,77

(2.8)

Stosując ten model można określić udział promieniowania rozproszonego Id

w całkowitym I, a następnie, zgodnie ze wzorem (2.6), wyznaczyć wartość promieniowania

bezpośredniego Ib na płaszczyznę horyzontalną.

Obliczenie wartości promieniowania bezpośredniego dla płaszczyzn nachylonych, polega

na wykorzystaniu danych promieniowania na płaszczyznę horyzontalną i zastosowaniu

wskaźnika geometrycznego. Pozwala on na przeliczenie wartości dla płaszczyzny

horyzontalnej na płaszczyznę nachyloną pod dowolnym kątem β do poziomu. Można w tym

przypadku zastosować równanie [26]:

17

bbb rII ⋅=β, (2.9)

gdzie: Ib,β – natężenie promieniowania bezpośredniego na płaszczyznę nachyloną [W/m2],

Ib – natężenie promieniowania bezpośredniego na płaszczyznę horyzontalną [W/m2],

rb – wskaźnik geometryczny.

Wskaźnik geometryczny rb wyraża stosunek natężenia promieniowania bezpośredniego na

płaszczyznę nachyloną do promieniowania bezpośredniego na płaszczyznę horyzontalną.

Wyznaczyć go można ze wzoru (2.10), stosując oznaczenia jak we wzorze (2.2) i (2.4).

zbr θ

θcoscos

= (2.10)

2.1.3. Promieniowanie rozproszone

Promieniowanie rozproszone przez atmosferę ziemską, obok promieniowania

bezpośredniego, stanowi składową promieniowania całkowitego na płaszczyznę horyzontalną,

a jego udział wyznaczyć można według modeli empirycznych, których przykład

przedstawiono w punkcie 2.1.2 pracy.

O ile pomiar promieniowania słonecznego na płaszczyznę horyzontalną należy do

podstawowych pomiarów aktynometrycznych i niejednokrotnie dostępne są dane

szczegółowe dla jego składowych wymienionych wyżej, tak w przypadku płaszczyzn

nachylonych takie pomiary nie należą do standardowych. W takiej sytuacji istnieje możliwość

zastosowania modeli matematycznych, pozwalających na przeliczenie promieniowania

rozproszonego z płaszczyzny horyzontalnej na płaszczyznę nachyloną.

Ta składowa promieniowania jest w powszechnej opinii najtrudniejsza do modelowania

matematycznego, co widać na podstawie analizy literatury. Na przestrzeni lat zmieniało się

podejście badaczy do tego zagadnienia, poczynając od modelu izotropowego Liu i Jordana

[78], poprzez modele pseudoizotropowe [64, 69], a na modelach anizotropowych kończąc.

Pojawiające się kolejne wersje modeli anizotropowych mają na celu zminimalizowanie

błędów modelu izotropowego Liu i Jordana, które pojawiały się przy różnorodnym

zachmurzeniu nieboskłonu. W modelach anizotropowych uwzględnia się poza

promieniowaniem rozproszonym nieboskłonu dwie dodatkowe składowe

o charakterze dyfuzyjnym: rozproszone promieniowanie rejonu okołosłonecznego oraz

promieniowanie rozproszone horyzontu – obie składowe bardzo istotne przy bezchmurnej

18

pogodzie [51]. Model Liu i Jordana jest stosowany powszechnie w obliczeniach inżynierskich

z uwagi na swą prostotę [78]:

( )ββ cos121

, += dd II (2.11)

W powyższym równaniu wykorzystuje się jedynie wartości promieniowania

rozproszonego na płaszczyznę horyzontalną Id oraz wartość cosinusa kąta nachylenia

rozważanej płaszczyzny β. Trzeba jednak zwrócić uwagę na możliwość popełnienia

znacznego błędu przy dynamicznie zmieniającym się zachmurzeniu, co występuje często

w rzeczywistości.

Spośród licznych modeli anizotropowych dostępnych w literaturze [40, 48, 58, 105, 113,

119, 128], za najbardziej popularne uznaje się trzy spośród nich [51]: Hay-Davies’a [48],

Reindla [113] i Pereza [105]. W swej pracy Włodarczyk i Nowak [138] wykazali, że dla

lokalnych danych klimatycznych Dolnego Śląska, model Pereza uzyskuje bardzo dobre

wartości wskaźników statystycznych.

Model Pereza [105] jest często wykorzystywany w analizie promieniowania

rozproszonego na płaszczyznę nachyloną. Uwzględnia - jak inne modele anizotropowe -

obszar okołosłonecznego promieniowania rozproszonego, obszar promieniowania

rozproszonego nad linią horyzontu i obszar promieniowania rozproszonego nieboskłonu.

Natężenie promieniowania rozproszonego na daną płaszczyznę o kącie nachylenia

β wyznacza się ze wzoru:

( ) ( )⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡++

+−= ββ

β sin2cos11 211, F

baFFII

P

Pdd (2.12)

gdzie: F1 – współczynnik jasności nieboskłonu dla obszaru okołosłonecznego,

F2 – współczynnik jasności nieboskłonu dla obszaru nad linią horyzontu,

aP, bP – współczynniki korekcyjne kąta padania promieniowania rozproszonego z tarczy

okołosłonecznej na rozważaną płaszczyznę.

Pozostałe elementy równania jak we wzorach (2.1) i (2.11).

Współczynniki korekcyjne aP i bP wyznacza się jako wartości maksymalne z poniższych

przedziałów, wykorzystując cosinusy kątów określonych równaniami (2.2) i (2.4):

[ ]θcos,0max=Pa

[ ]zPb θcos,85cosmax o= (2.14)

19

Natomiast współczynniki jasności nieboskłonu F1 i F2 opisane zostały na podstawie kąta

zenitalnego θz, czystości atmosfery ε i jasności nieboskłonu ∆. Czystość atmosfery opisana

została równaniem:

36

36,

10535,51

10535,5

z

zd

nbd

III

θ

θε −

−

⋅+

⋅++

= (2.15)

gdzie: Ib,n – natężenie promieniowania bezpośredniego normalnego na płaszczyznę [W/m2].

Jasność nieboskłonu wyrażona została wzorem:

n

d

II

m,0

=Δ (2.16)

gdzie: I0,n – natężenie promieniowania okołoziemskiego normalnego na płaszczyznę [W/m2],

m – droga optyczna promieni słonecznych, obliczana ze wzoru (2.17).

z

mθcos

1= (2.17)

Współczynniki jasności nieboskłonu F1 i F2 wykorzystują odpowiednie współczynniki

Fii modelu Pereza przedstawione w załączniku 2.1. i obliczane są na podstawie równań:

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +Δ+= 1312111 180

,0max FFFF zπθ (2.18)

2322212 180FFFF zπθ

+Δ+= (2.19)

Procedura wyznaczenia promieniowania rozproszonego na płaszczyznę nachyloną za

pomocą modeli anizotropowych jest żmudna i pracochłonna. Autor pracy nie natrafił na

oprogramowanie pozwalające w sposób prosty i kompleksowy przeliczać promieniowanie

rozproszone z płaszczyzny horyzontalnej na nachyloną, a tylko na kalkulatory pomagające

wyznaczyć pewne składowe modelu – jak MIDC SOLPOS Calculator [159]. Niemniej

wykorzystanie modeli anizotropowych, jak model Pereza, pozwala na uzyskanie danych

charakteryzujących się dużą zgodnością z wartościami pomiarowymi, co wykazano

w opracowaniach krajowych [138] i zagranicznych [92, 101].

20

2.1.4. Promieniowanie odbite

Promieniowanie odbite od powierzchni Ziemi obok promieniowania bezpośredniego

i rozproszonego, stanowi ostatnią składową promieniowania całkowitego, padającego na

powierzchnię nachyloną. Promieniowanie odbite z reguły nie ma znaczącego udziału

w promieniowaniu całkowitym. Jednakże w przypadku niektórych szerokości geograficznych

północnych, w związku z niską wysokością słońca na nieboskłonie - ma znaczenie, gdy

okresowo występuje pokrywa śnieżna o dużej refleksyjności [91].

Promieniowanie odbite jest ściśle powiązane z wartościami albedo powierzchni, na jaką

pada promieniowanie słoneczne. Samo pojęcie albeda jest w literaturze często równoznaczne

z reflektancją (współczynnikiem odbicia światła [75, 150]), co w swej pracy już pod koniec

lat 50-tych wskazał Monteith [89]. Przy oszacowaniu wartości albedo pojawiają się dwa

podstawowe problemy: niepewność w uśrednianiu reflektancji sąsiadujących powierzchni

oraz brak odpowiedniego modelu matematycznego, pozwalającego zastąpić pomiary

albedometrem [91]. Pierwszy problem dotyczy bardzo dużej zmienności właściwości

refleksyjnych powierzchni, na jakie pada promieniowanie słoneczne. Wystarczy tu wskazać,

że albedo dla pokrywy śnieżnej waha się w granicach 0.75-0.95 dla śniegu świeżego,

natomiast dla starego (mającego więcej niż 3 dni) już tylko 0.4-0.7 [91]. Z tego też wynikają

problemy w matematycznym ujęciu dynamiki zmian wartości albedo powierzchni. Wielu

badaczy podejmowało próbę określenia wartości albedo najbardziej odpowiadających

rzeczywistości [91], w tym także polscy – Podogrocki z zespołem opracował średnie

miesięczne wartości albedo dla warunków Polski [108]. Wybrane wartości albedo dla

charakterystycznych materiałów przedstawiono w Tabeli 2.1. W praktyce inżynierskiej często

stosowana jest stała wartość albedo na poziomie 0.2 [91].

Tabela 2.1. Wartości albedo dla wybranych powierzchni [91]

Rodzaj powierzchni Wartość albedo Czarna ziemia sucha/wilgotna 0.08/0.14

Piasek zwykły 0.34 – 0.40 Skała 0.12 – 0.15

Trawnik 0.23 – 0.25 Śnieg świeży 0.75 – 0.95 Śnieg stary 0.40 – 0.70

Las iglasty/liściasty 0.16/0.18 Opadłe liście 0.30

Beton 0.20 – 0.22 Bitumiczna 0.10 – 0.13

21

Mając na uwadze zmiany lokalnych właściwości refleksyjnych powierzchni, na które pada

promieniowanie słoneczne, powstają mapy lub atlasy albedo. Przedstawiają one średnie lub

charakterystyczne dla danej lokalizacji wartości reflektancji powierzchni. Przykładem mogą

być mapy powstałe dla Kanady [47] czy wybranych terenów Ameryki Północnej [58].

Ponadto dla Wielkiej Brytanii, pod koniec lat 80-tych opracowany został atlas albedo, który

zawierał między innymi średnią ilość dni występowania pokrywy śnieżnej na danym terenie

w okresie od listopada do kwietnia [90]. Tego typu opracowania znacznie ułatwiają prace

projektowe nad solarnymi systemami energetycznymi i pozwalają na ujęcie specyfiki danego

obszaru, na którym są projektowane.

Jeśli chodzi o matematyczne ujęcie promieniowania odbitego od powierzchni Ziemi Ir,β to

najczęściej wykorzystywany jest prosty model izotropowy Liu i Jordana [79]:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

2sin 2

,βρβ cr II (2.20)

gdzie: ρ – wartość albedo powierzchni Ziemi,

Ic – natężenie promieniowania całkowitego na płaszczyznę horyzontalną [W/m2],

β – kąt pochylenia powierzchni względem poziomu.

Powstały także modele anizotropowe [40, 128], lecz nie są tak popularne z uwagi na

większą złożoność i powszechną opinię o niewielkim udziale promieniowania odbitego

w promieniowaniu całkowitym.

2.1.5. Dostępność promieniowania słonecznego w warunkach klimatu lokalnego

Potencjał wykorzystania energii promieniowania słonecznego jest ogromny. Szacuje się,

że roczna suma promieniowania słonecznego docierająca do powierzchni Ziemi, pod

względem energetycznym jest blisko 14 000 razy większa od poziomu rocznej światowej

konsumpcji energii. Gdyby możliwe było zakumulowanie energii promieniowania

słonecznego dostępnego w ciągu jednego roku, to jego ilość byłaby większa od potencjału

energetycznego znanych zasobów paliw nieodnawialnych (Rys. 2.3.) [71].

Analizując możliwości wykorzystania energii promieniowania słonecznego, kluczowym

zagadnieniem jest jego ilość, docierająca do danej powierzchni o dowolnym kształcie,

budowie materiałowej, nachyleniu czy usytuowaniu względem stron świata. Okazuje się, że

właśnie te wymienione czynniki oraz szereg innych parametrów decyduje o skuteczności

pozyskiwania promieniowania słonecznego [21].

22

Rys. 2.3. Porównanie światowej konsumpcji energii z dostępnymi zasobami paliw nieodnawialnych i

rocznym potencjałem energetycznym promieniowania słonecznego [71]. Podstawowym czynnikiem, decydującym o dostępności promieniowania słonecznego jest

jednak położenie geograficzne analizowanego obiektu i jego usytuowanie względem słońca.

Istotne są w tym przypadku, przedstawione we wcześniejszych punktach pracy, pojęcia

geometrii sferycznej, umożliwiające analizę ruchu Ziemi względem Słońca. Natężenie

promieniowania słonecznego jest bowiem ściśle związane z położeniem geograficznym,

głównie z szerokością geograficzną oraz ze wspomnianym ruchem Ziemi wokół Słońca

i własnej osi [21]. Wystarczy tu przedstawić mapy rocznych sum całkowitego

promieniowania słonecznego na płaszczyznę horyzontalną dla czterech krajów europejskich

o różnym usytuowaniu geograficznym: Włochy, Niemcy, Polska i Norwegia [165]. Zauważyć

można, że położenie geograficzne (głównie szerokość geograficzna) odgrywa tu kluczową

rolę, lecz istotne są także obszary charakterystyczne, jak wysokie pasma górskie, które także

cechuje duży potencjał wykorzystania energii słonecznej. W Załączniku 1 zamieszczono

mapy przedstawione na rysunku 2.4 w większej skali, co pozwala na dokładne prześledzenie

zauważonych prawidłowości.

Wymienione czynniki wraz ze stochastycznym charakterem zmian natężenia

promieniowania słonecznego powodują, że projektant natrafia na szereg trudności przy

analizie efektywności słonecznych systemów energetycznych. Niezbędne są w tym przypadku

rzeczywiste dane promieniowania, przygotowane w sposób uporządkowany i zgodny z ogólną

metodyką ich opisu [36]. W tym celu przygotowuje się na podstawie długoletnich pomiarów

rzeczywistych (reprezentatywny jest tu okres minimum 25-letni), lokalne bazy klimatyczne

zawierające tzw. typowy rok meteorologiczny [36] z danymi godzinowymi, który to

wykorzystywany jest we wszelkich analizach energetycznych.

23

a) b)

c) d)

Rys. 2.4. Porównanie rocznych sum całkowitego promieniowania słonecznego padającego na płaszczyznę horyzontalną dla: a) Włoch, b) Norwegii, c) Niemiec, d) Polski [165]. Patrz też: Załącznik 1 – ww mapy w większej skali.

24

2.1.6. Wykorzystanie promieniowania słonecznego w sposób aktywny

Systemy wykorzystujące energię promieniowania słonecznego dzieli się na trzy

podstawowe grupy [54]:

aktywne,

pasywne,

fotowoltaiczne.

Systemy aktywne bazują najczęściej na bezpośredniej konwersji promieniowania

słonecznego w energię cieplną w różnego rodzaju kolektorach słonecznych oraz wykorzystują

komponenty mechaniczne (jak pompy) do transportu i magazynowania ciepła.

Konwersja energii promieniowania słonecznego w energię cieplną następuje najczęściej

w kolektorach typu płaskiego oraz parabolicznego-próżniowego (Rys. 2.5.) [54].

Kolektory płaskie są powszechnie wykorzystywane w budynkach mieszkalnych, jak

i użyteczności publicznej, do wspomagania przygotowania ciepłej wody użytkowej

i ogrzewania budynku. W polskich warunkach klimatycznych potrafią zapewnić przeszło 60%

rocznego zapotrzebowania na ciepłą wodę użytkową [139]. Problemem jest niewielka

efektywność w okresie zimowym, gdy energia cieplna jest najbardziej potrzebna. Znacznie

mniejsza liczba godzin słonecznych w tym okresie przekłada się bezpośrednio na uzysk

energii cieplnej w kolektorach. Tym samym nie znajdują zastosowania w układach

ogrzewania budynku [107]. Najczęściej montowane są na połaciach dachowych lub jako

elementy wolnostojące, w sytuacji gdy nie ma dostępnej połaci dachowej o odpowiednim

kącie nachylenia i orientacji względem stron świata.

Kolektory paraboliczne-próżniowe, zwane najczęściej próżniowymi, mają podobny jak

kolektory płaskie, zakres aplikacyjności i sposób montażu. Wyróżnia je wyższa sprawność,

uzyskana poprzez specyficzną budowę. Składają się z systemu połączonych szklanych rur

próżniowych. Na ich wewnętrzną warstwę napylony jest absorber. Wewnątrz poprowadzona

jest miedziana rurka, połączona z absorberem za pomocą profili aluminiowych. W rurce

znajduje się substancja chemiczna o niskiej temperaturze wrzenia (ok. 25 °C – np. freon),

oddająca ciepło czynnikowi grzewczemu. Ich główną zaletą, w porównaniu do kolektorów

płaskich, jest większe wykorzystanie promieniowania rozproszonego, tym samym pracują

nawet w pochmurne dni [46]. Mają więc większy potencjał wykorzystania w rejonach

o mniejszej ilości godzin słonecznych. Wadą oczywiście jest cena w porównaniu do

kolektorów płaskich oraz mniejsza wytrzymałość mechaniczna powłok szklanych, z których

25

wykonane są poszczególne elementy kolektora. Jest to istotne z uwagi na pojawiające się

coraz częściej gwałtowne zjawiska pogodowe, z gradobiciem włącznie.

a) b)

c) d)

Rys. 2.5. Podstawowe typy kolektorów słonecznych: a) płaski cieczowy, b) cylindryczny próżniowy, c) skupiający, d) heliostat – wieża słoneczna [46, 54].

Kolektory paraboliczne skupiające, występują najczęściej w postaci wygiętej

parabolicznie płaszczyzny, pokrytej materiałem o wysokiej refleksyjności. Docierające do tej

płaszczyzny promienie słoneczne są odbijane i skupiają się na pojedynczej rurze, w której

znajduje się czynnik grzewczy [46]. Temperatura czynnika grzewczego osiąga tu znacznie

wyższe temperatury, niż w przypadku kolektorów płaskich, co znacząco wpływa na

rozwiązania materiałowe. Ponadto ten typ kolektora posiada ruchomą głowicę, pozwalającą

na jego ustawienie w zależności od wysokości słońca na nieboskłonie. Poprawia to znacząco

sprawność, jednak sprawia trudności z utrzymaniem mechanizmu w należytym stanie

technicznym (przykładem może być ryzyko oblodzenia w okresie zimowym). Stosowane są

więc częściej w klimacie łagodnym.

Najbardziej zaawansowanym systemem są heliostaty (lub wieże słoneczne) [54].

Pozwalają osiągnąć temperatury dużo wyższe niż w pozostałych typach kolektorów. Składają

26

się z systemu zwierciadeł otaczających usytuowaną centralnie wieżę słoneczną. Zwierciadła

umiejscowione są w sposób maksymalizujący wykorzystanie docierającego promieniowania

słonecznego i powodujący skupianie odbitego promieniowania na wieży słonecznej.

Wymagają znacznych powierzchni terenu o odpowiedniej topografii i braku elementów

zacieniających, jak również dużych nakładów finansowych [54]. Są to wysokosprawne

elektrownie słoneczne w przeciwieństwie do pozostałych kolektorów, możliwych do

indywidualnych zastosowań.

Kolektory słoneczne mogą być montowane w sposób stacjonarny, o stałej orientacji

i kącie nachylenia, lub w sposób umożliwiający śledzenie ruchu słońca na nieboskłonie (Rys.

2.6.) [46, 54]. Ten drugi charakteryzuje się oczywiście znacznie wyższą efektywnością, ale

jednocześnie jest znacznie droższy pod względem inwestycyjnym, jak i eksploatacyjnym.

Mechaniczny system sterujący wymaga bowiem regularnych przeglądów i konserwacji,

szczególnie w regionach, na których występują ostre warunki pogodowe w okresie zimowym

– jak możliwość okresowego oblodzenia [46, 54]

Rys. 2.6. Podstawowe sposoby montażu kolektorów słonecznych [54].

27

2.1.7. Wykorzystanie promieniowania słonecznego w sposób pasywny

Wykorzystanie energii promieniowania słonecznego w sposób pasywny, bazuje na

naturalnych zjawiskach, jak konwekcja swobodna [54, 74, 107]. Znane są przykłady

świadomego wykorzystania zysków słonecznych w sposób pasywny już w starożytności –

słynny dom Sokratesa z ok. 400 roku przed nasza erą [54].

Efektywne wykorzystanie promieniowania słonecznego w sposób pasywny, nie jest

możliwe bez spełnienia szeregu wymagań, z których wymienić można [54, 74, 107]:

prawidłowe ukształtowanie bryły budynku,

odpowiednia powierzchnia przegród przeszklonych,

rozwiązania materiałowe przegród zewnętrznych i wewnętrznych,

prawidłowa orientacja względem stron świata,

prawidłowa orientacja względem róży wiatrów,

prawidłowe wykorzystanie topografii terenu i elementów sąsiadujących (jak roślinność),

zastosowanie elementów zacieniających.

W literaturze występuje podział na trzy podstawowe grupy systemów wykorzystania

promieniowania słonecznego w sposób pasywny w budownictwie (Rys. 2.7.) [54, 74, 107].

a) b)

c)

Rys. 2.7. Wykorzystanie słońca w budownictwie w sposób pasywny: a) system zysków bezpośrednich, b) system zysków pośrednich, c) system zysków pośrednich z przestrzenią buforową [81].

28

System zysków bezpośrednich (Rys. 2.7 a) polega na bezpośrednim wykorzystaniu

promieniowania słonecznego wewnątrz pomieszczenia. Promieniowanie dociera przez

przegrody przeszklone do wnętrza pomieszczenia, a następnie do masywnych przegród

akumulujących. Ciepło zakumulowane w przegrodzie oddawane jest w okresie braku

nasłonecznienia i ochłodzenia do wnętrza pomieszczenia. Istotny jest kształt pomieszczenia,

umożliwiający maksymalne docieranie promieniowania słonecznego zimą, gdy słońce jest

nisko nad nieboskłonem. W lecie nadmiar promieniowania zatrzymywany jest przez daszek

zacieniający [54, 74, 81, 107].

W układzie zysków pośrednich wprowadza się przegrodę magazynującą, oddzielającą

wnętrze pomieszczenia przed bezpośrednim promieniowaniem słonecznym. Przegroda

magazynująca posiada absorber zwiększający akumulację docierającego promieniowania. Od

zewnątrz tworzy się często układ mikro szklarni, tworząc przestrzeń powietrzną i zamykając

ją elementem transparentnym – najczęściej szklanym. Podgrzane w ten sposób powietrze

można wykorzystać na potrzeby pomieszczenia, wykorzystując naturalne zjawisko cyrkulacji

termosyfonowej [54, 74, 81, 107], opisanej dokładnie dalej.

W układzie zysków pośrednich z przestrzenią buforową tworzy się układ szklarniowy

dostawiony do pomieszczenia. Oba układy rozdziela przegroda akumulująca. Przestrzeń

buforowa ma ograniczyć straty ciepła z wnętrza pomieszczenia w okresie zimowym,

a w okresie letnim - zminimalizować przegrzewanie pomieszczenia przez wentylację strefy

buforowej [54, 74, 81, 107].

Wykorzystanie promieniowania słonecznego w sposób pasywny występuje w układach

bazujących na zjawisku cyrkulacji termosyfonowej. Związane jest ono z pasywną

konwekcyjną wymianą ciepła, która jest wynikiem różnicy gęstości pomiędzy ogrzanym

gorącym czynnikiem (w części górnej), a czynnikiem zimnym (w części dolnej).

W termosyfonowych kolektorach słonecznych obieg czynnika roboczego następuje w sposób

naturalny, bez zewnętrznych urządzeń wymuszających w postaci pompy czy wentylatora [5].

W tym przypadku pod pojęciem kolektora rozumie się zarówno urządzenia znane

z układów aktywnych (np. kolektor cieczowy), jak i specyficzne rozwiązania przegród

budowlanych (np. ściana Trombego). Jednym z najprostszych układów termosyfonowego

kolektora słonecznego jest ścienny kolektor powietrzny, w którym powietrze zimne zasysane

jest przez dolne otwory wlotowe, podgrzewane w kolektorze i „wywiewane” przez górne

otwory wylotowe (Rys. 2.8.).

29

Rys. 2.8. Naturalny termosyfonowy obieg powietrza w słonecznym kolektorze powietrznym [5].

Jednym ze sztandarowych przykładów przegród wykorzystujących to zjawisko jest ściana

Trombego [5] a Mont-Luis Solar Furnace – bodaj najbardziej spektakularny budynek,

w którym ten rodzaj przegrody został zastosowany. Skuteczność energetyczna takiego

budynku zależy ściśle od panujących lokalnie warunków klimatycznych, które muszą zostać

uwzględnione na etapie projektowania.

Przykład przegrody zewnętrznej jako termosyfonowego kolektora słonecznego

przedstawia Rys. 2.9. Teoretycznie nie jest wymagana izolacja termiczna w ścianie między

absorberem, a wnętrzem pomieszczenia [5]. Jednakże, aby zmniejszyć straty ciepła podczas

nocy, przegroda powinna zostać zaizolowana adekwatnie do warunków klimatycznych

panujących w danej lokalizacji. W niektórych przypadkach wystarczą jedynie rolety

zewnętrzne z wkładkami izolacyjnymi (Rys. 2.9 b), w innych należy rozważyć izolację samej

ściany bazowej, a co za tym idzie sensowność zastosowania tego typu ściany kolektorowej.

Rys. 2.9. Termosyfonowa ściana kolektorowa w układzie tradycyjnym i z roletami zewnętrznymi

[5].

30

Na bazie konstrukcji ściany Tromba powstało wiele prototypów przegród

wykorzystujących zjawisko cyrkulacji termosyfonowej [5]. Istotnym jest możliwie jak

największe ograniczenie automatyki i systemów sterujących tak, aby przegroda nie wymagała

dodatkowych wydatków energetycznych na sterowanie, obciążających środowisko,

a jednocześnie była układem o wysokiej niezawodności eksploatacyjnej.

W termosyfonowych przegrodach kolektorowych występować może okresowo zjawisko

wstecznej cyrkulacji termosyfonowej [5]. Pojawia się ona w okresach braku promieniowania

słonecznego, gdy powietrze w kolektorze zostaje ochłodzone w wyniku przewodzenia ciepła

i radiacyjnych strat ciepła do otoczenia. W wyniku ochłodzenia, powietrze przemieszcza się

w drugą stronę w dół absorbera i poprzez dolne otwory wlotowe napływa do pomieszczenia.

Zasysa jednocześnie ciepłe powietrze przez górne otwory wylotowe (Rys. 2.10. a).

a) b) Rys. 2.10. Okresowe problemy występujące w termosyfonowych ścianach kolektorowych: a) zjawisko

wstecznego obiegu cyrkulacyjnego, b) zatrzymanie obiegu cyrkulacyjnego [5].

Cyrkulacja wsteczna może być z powodzeniem stosowana latem do dodatkowego

nocnego chłodzenia budynku, co wykazane zostało w szeregu publikacji [5, 14, 32, 54, 65

107], lecz jednocześnie może stanowić poważny problem zimą, przyczyniając się do

znacznego wychładzania pomieszczeń. Zalecane jest więc wprowadzenie do

termosyfonowych przegród kolektorowych elementów, umożliwiających kontrolowany obieg

powietrza [5, 8, 29] a w efekcie zwiększenie efektywności energetycznej i użytkowej.

Jedną z możliwości jest wprowadzenie wentylatora w górnym otworze wylotowym (lub

dolnym wlotowym) (Rys. 2.10. b). Sterowanie pracą wentylatora w zależności od temperatury

występującej w przestrzeni kolektora zabezpiecza przed cyrkulacją wsteczną, a jednocześnie

może być wykorzystane do wspomagania układu wentylacji w budynku. Wentylator może

31

być w takim przypadku wykorzystany do transportu podgrzanego przez słońce powietrza do

innych części budynku [5].

Innym rozwiązaniem może być wprowadzenie układu mechanicznego w postaci

przepustów w otworach wlotowych i wylotowych (Rys. 2.11. a i b). Przepusty mogą być

sterowane automatycznie lub ręcznie i skutecznie zapobiegać obiegowi wstecznemu poprzez

ich całkowite zamknięcie. Prawidłowo zaprojektowany system przepustów może także

umożliwić wykorzystanie zjawiska cyrkulacji termosyfonowej do indukowania wentylacji

naturalnej w pomieszczeniach, szczególnie w okresie podwyższonych temperatur

zewnętrznych (Rys. 2.11. c).

a) b)

c)

Rys. 2.11. Wykorzystanie przepustów w przegrodzie kolektorowej: a) i b) eliminacja wstecznego obiegu cyrkulacyjnego, c) wspomaganie wentylacji naturalnej [5].

Skutecznym rozwiązaniem jest także tworzenie układów łączonych – przepustów

i wentylatorów. W takim przypadku sterowanie przepustami może być odpowiedzialne za

wyeliminowanie wstecznego obiegu cyrkulacyjnego i uruchomienie odpowiedniego obiegu

powietrza w zależności od relacji temperatur: powietrza zewnętrznego, powietrza

w przegrodzie kolektorowej i powietrza we wnętrzu pomieszczenia. Wentylatory natomiast

32

zapewniają prawidłowy ruch powietrza i ewentualny jego transport do innych pomieszczeń

w budynku [5, 14, 32, 54, 65, 107].

Zwraca się jednak uwagę na to, by zaprojektowany układ był możliwie prosty,

ograniczający ilość przepustów i wentylatorów do minimum tak, aby maksymalnie

wykorzystać potencjał naturalnego obiegu powietrza i minimalizować potrzebę zewnętrznej

automatyki przegrody kolektorowej. Ma to na celu maksymalne wykorzystanie

promieniowania słonecznego w sposób pasywny i stworzenie układu o wysokiej

niezawodności eksploatacyjnej [5].

2.2. Przegrody zewnętrzne budynku aktywne słonecznie

W przegrodach aktywnych słonecznie najczęściej wykorzystuje się system zysków

pośrednich.

Wahania temperatury wewnątrz pomieszczenia z systemem zysków bezpośrednich są

zazwyczaj większe, niż akceptowane przez człowieka w zakresie odczuwalnego komfortu

cieplnego. Skutecznym sposobem ich ograniczania jest odizolowanie pomieszczenia od

bezpośredniego promieniowania słonecznego. Można to osiągnąć poprzez zastosowanie

układu magazynującego w postaci masywnej przegrody akumulującej. Jednocześnie uzyskuje

się możliwość przesunięcia okresu dostarczania energii do pomieszczenia poprzez przejście

zaburzenia temperatury przez daną przegrodę budowlaną. Związane jest to z tłumieniem

amplitudy zaburzenia i z przesunięciem fazowym względem wymuszenia. Zdolność

magazynowania ciepła w przegrodzie akumulującej zależy więc od częstości wymuszenia

termicznego, którym - w przypadku przegród aktywnych słonecznie - jest promieniowanie

słoneczne i od ewentualnych wahań temperatury zewnętrznej.

Rys. 2.12. Przechodzenie zaburzenia temperatury przez przegrodę budowlaną [107].

33

Przykładem przegrody zachowującej się w przedstawiony sposób jest konstrukcja ściany

Trombe’a [107].

2.2.1. Wentylowana ściana Tromba

W konstrukcji ściany Trombe’a charakterystyczne jest istnienie szczeliny wentylacyjnej

między nasłonecznioną powierzchnią ściany, a przeszkleniem osłaniającym od strony

zewnętrznej [107]. Uproszczona wersja przegrody z zamkniętą szczeliną powietrzną,

uniemożliwiającą przepływ powietrza w szczelinie jest zwana ścianą kolektorowo-

akumulacyjną.

W układzie pierwotnym konstrukcja ściany Trombe’a przeznaczona była do zastosowania

w klimacie ciepłym i miała grubą warstwę akumulacyjną z betonu. Następnie pojawiły się

różne jej modyfikacje, jak np. wykorzystanie do magazynowania energii wody zamiast betonu

[107]. Trzeba jednak zwrócić uwagę na możliwości wykonawcze i eksploatacyjne takich

rozwiązań w polskich warunkach klimatycznych.

W ścianie Trombe’a promieniowanie słoneczne przechodzi przez transparentne osłony

zewnętrzne (najczęściej szklane) i jest absorbowanie na powierzchni ściany akumulującej.

Powoduje tym samym wzrost jej temperatury. W wyniku promieniowania słonecznego,

powietrze w pustce nagrzewa się i może nastąpić przepływ powietrza przez szczeliny

wentylacyjne w przegrodzie akumulującej. Chłodniejsze powietrze jest zasysane przez

szczeliny dolne i po ogrzaniu w pustce, wraca do pomieszczenia szczelinami górnymi.

Rys. 2.13. Schemat ściany Trombe’a [107].

34

Na rysunku 2.13 przedstawiono schemat funkcjonowania i wielkości modelu

matematycznego ściany Trombe’a [107]. Bilanse powierzchni nasłonecznionej ściany

akumulującej (absorbera), szyby oraz powietrza w szczelinie, opisać można równaniami

[107]:

- powierzchnia absorbera:

( ) ( ) ( )cprfśśpcx

m TThTThGx

T−−−−=

∂∂

−=

10

ταλ β (2.21)

- szyba wewnętrzna:

( ) ( ) ( )actcprcfśśc TTUTThTTh −=−+−2 (2.22)

- przepływ powietrza:

( ) ( )cfcfpcf

fff TThTThdy

dTdvc −−−= 21ρ (2.23)

Istotne jest dobranie materiałowe i konstrukcyjne przegrody do lokalnych warunków

klimatycznych. Wykorzystać wtedy można zdolności akumulacyjne przegrody masywnej

i umożliwić przekazywanie zakumulowanej w niej energii drogą przewodzenia w kierunku

pomieszczenia, oczywiście z pewnym przesunięciem fazowym.

W przegrodzie Trombe’a należy uważać na wsteczny obieg cyrkulacji powietrza,

pojawiający się, gdy temperatura powietrza zewnętrznego spada poniżej temperatury

w pomieszczeniu. Tym samym następować może znaczne wychładzanie pomieszczeń.

Skuteczną ochroną przed takim stanem rzeczy są zewnętrzne rolety z wkładką izolacyjną,

opuszczane przy braku promieniowania słonecznego.

2.2.2. Modyfikowana ściana Tromba

Często analizowanym w literaturze przypadkiem jest konstrukcja modyfikowanej ściany

Trombe’a ze zintegrowanymi modułami PV [28, 60, 61, 62, 63, 125]. W układzie tym bazowa

część przegrody w postaci ściany akumulującej pozostaje bez zmiany. Zmienia się natomiast

warstwa zewnętrzna ograniczająca szczelinę powietrzną. Zamiast standardowego przeszklenia

pojawiają się tutaj moduły PV różnego rodzaju. Mogą to być standardowe moduły

krystaliczne lub też semitransparentne [61,63].

W przypadku modułów krystalicznych otrzymujemy element, który jest nieprzezierny.

Stanowi on jednocześnie przesunięty absorber – z powierzchni ściany akumulującej. Tym

samym padające na powierzchnię modułu promieniowanie słoneczne, powoduje generowanie

energii elektrycznej (w wyniku konwersji fotoelektrycznej) oraz cieplnej w wyniku

35

nagrzewania się powierzchni modułów. Nagrzewająca się powierzchnia modułów powoduje

podgrzewanie powietrza w szczelinie. Tym samym może być ono wykorzystane wewnątrz

pomieszczenia.

Rys. 2.14. Schemat modyfikowanej ściany Trombe’a ze zintegrowanymi modułami PV [61].

Analogicznie sytuacja wygląda w przypadku modułów semitransparentnych. Ogniwa są

zatopione między taflami szklanymi - stąd częściowa ich transparentność i możliwość

docierania promieniowania słonecznego do powierzchni ściany masywnej [61,63].

W obu przypadkach projektant musi dokonać wyboru – czy istotny jest bardziej uzysk

energii elektrycznej z modułów, czy wykorzystanie podgrzanego powietrza w szczelinie.

Jeżeli wykorzystanie energii elektrycznej - to istotne jest zapewnienie skutecznej wentylacji

tylnej powierzchni modułów PV [28, 60, 61, 62, 63, 125], mającej na celu obniżenie ich

temperatury i tym samym podniesienie efektywności elektrycznej. Udowodniono [72], że

wentylowanie lub chłodzenie wodne są najefektywniejsze w tym zakresie.

Rys. 2.15. Schematy chłodzenia modułów PV – powietrzem i cieczą [72].

36

2.2.3. Przegrody z izolacją transparentną

Przegroda z izolacją transparentną jest przykładem ściany kolektorowo-akumulacyjnej.

Izolacją transparentną nazywa się strukturę, której konstrukcja umożliwia przenikanie

promieniowania krótkofalowego (słonecznego), przy jednoczesnym ograniczeniu strat ciepła

do otoczenia, na drodze konwekcji, radiacji w zakresie promieniowania długofalowego

(cieplnego) oraz przewodzenia [46, 49, 54, 127].

Rys. 2.16. Idea funkcjonowania izolacji transparentnej [127].

Istotę działania izolacji transparentnej można opisać następująco:

- promieniowanie słoneczne padające na powierzchnię izolacji transparentnej wnika do jej

wnętrza lub zostaje częściowo odbite i dociera do warstwy absorbera,

- na powierzchni absorbera zostaje przekształcone w wyniku konwersji fototermicznej

w ciepło,

- dzięki dobrej przewodności ściany masywnej za absorberem, ciepło zostaje w większości

odprowadzone do wnętrza pomieszczenia, częściowo zaś tracone do otoczenia,

- ściana masywna za absorberem powinna charakteryzować się dużą pojemnością cieplną –

pełni funkcję akumulatora ciepła.

W stanie ustalonym, rzeczywiste funkcjonowanie przegrody z izolacją transparentną może

być modelowane analogicznie do sieci połączeń elektrycznych. Przepływ ciepła przez ścianę

jest opisany równaniem [46, 49, 54, 127].

( ) cIαTIetitUq ⋅⋅−−⋅= ξ

(2.24)

37

Dla izolacji transparentnej nie wyznacza się współczynnika przenikania ciepła w sposób

tradycyjny [163]. Określa się współczynnik ekwiwalentny, który uwzględnia zarówno straty

ciepła w wyniku przenikania, jak i zyski cieplne od zaabsorbowanego promieniowania

słonecznego [46, 49, 54, 127]:

eT

iTtransp

q

−=

eqU

(2.25)

Ujemna wartość współczynnika Ueq jest związana z przewagą zysków ciepła przez

przegrodę nad stratami. Wartość współczynnika Ueq może być też wyliczona z empirycznej

zależności Wossa:

6219,0)/(2866,0

eqU +

−Δ⋅−=

eiTJ

(2.26)

Równanie może być używane przy projektowaniu budynku z izolacją transparentną, do

określenia bilansu cieplnego pomieszczeń oraz wyznaczania optymalnego pola powierzchni

ściany pokrytej izolacją transparentną. Równanie jest w pełni słuszne jedynie dla izolacji

transparentnej o określonych parametrach materiałowych.

Znane są też z literatury rozwiązania hybrydowe przegród z izolacją transparentną [127].

Pomiędzy absorberem, a ścianą akumulującą wprowadzony został układ hybrydowy w postaci

wężownicy z przepływającym czynnikiem roboczym. Układ hybrydowy ma za zadanie

przejmowanie nadmiaru ciepła w sytuacji nadmiernych zysków ciepła, docierających za

pośrednictwem izolacji transparentnej do przegrody.

Rys. 2.17. Schemat przegrody z izolacją transparentną i układem hybrydowym: Qd – ciepło

dostarczone, Qstr – straty ciepła, Qu1,2 – ciepło użyteczne [127].

38

W takim układzie jest jednak konieczne wprowadzenie układu sterującego przepływem

czynnika roboczego w przegrodzie. W przeciwnym razie, stale krążąca ciecz solarna będzie

pozyskiwać energię z promieniowania słonecznego z jednej strony, ale z drugiej doprowadzi

do wychłodzenia przegrody w okresie zimowym podczas braku promieniowania słonecznego.

Sytuację taką w swych badaniach zaobserwowali autorzy pracy [127].

2.2.4. Fasada podwójna BIPV

Innym przykładem przegrody aktywnej słonecznie może być fasada podwójna

z zintegrowanymi modułami PV [16, 22, 72, 114, 135, 144, 145]. Struktura fasady nawiązuje

do typowego układu podwójnej fasady wentylowanej, z tą różnicą, że zewnętrzną warstwę

fasady w tym przypadku nie stanowi typowa warstwa szklana, tylko semitransparentne

moduły PV. Między modułami, a warstwą wewnętrzną przegrody znajduje się przestrzeń

powietrzna wentylowana – w sposób naturalny (konwekcja swobodna) lub wymuszony

(wentylator).

W celu określenia efektywności energetycznej posłużyć się można modelem

empirycznym opisanym w pracy [28].

Rys. 2.18. Schemat fasady podwójnej ze zintegrowanymi modułami PV [28].

Do opisania bilansu energetycznego wytypowane zostały trzy węzły temperaturowe:

węzeł a dla absorbera, węzeł f dla powietrza w pustce i węzeł b dla przeszklenia

wewnętrznego. W związku z minimalną grubością laminatu modułów PV na poziomie 6-8

39

mm, przyjąć można tylko jeden węzeł temperaturowy [28], który reprezentuje cały moduł PV.

Bilans ten autorzy pracy [28] oparli na zasadzie stacjonarnego przepływu ciepła:

Węzeł a – moduł PV jako absorber, pochłania promieniowanie słoneczne

G z efektywnością wyrażoną poprzez współczynnik absorpcyjności αpv. Strata ciepła

z absorbera podzielona została na stratę do otoczenia, konwekcyjną stratę ciepła z absorbera

do przestrzeni powietrznej i radiacyjną wymianę ciepła między wewnętrznymi

powierzchniami modułów, a przeszkleniem.

( ) ( ) ( ) 0=−−−−−−− elbarfacaoafPV QTThTThTTUGα (2.27)

Węzeł f – uwzględnia konwekcyjną wymianę ciepła z powierzchni absorbera

i przeszklenia do przestrzeni powietrznej, o temperaturach odpowiednio Ta i Tb.

( ) ( )fbcbfacaf TTbhTTbh

dxdT

Vc −+−=ρ (2.28)

Węzeł b – uwzględnia radiacyjną wymianę ciepła z modułem PV, konwekcyjny przepływ

ciepła do pustki powietrznej oraz stratę ciepła do wnętrza pomieszczenia.

( ) ( ) ( ) ( ) 0=−−−−−− ibbfbcbabrbPV TTUTThTThG ατ (2.29)

Na podstawie takiego i podobnych bilansów węzłowych możliwe jest wyznaczenie

wartości węzłowych, a następnie szukanych wielkości charakteryzujących układ pod

względem energetycznym.

2.3. Fotowoltaika zintegrowana z budownictwem (BIPV)

W corocznych raportach prezentowanych przez światowe organizacje /agencje można

zaobserwować jedną prawidłowość – globalne zużycie energii wciąż wzrasta, a prognozy

długoterminowe potwierdzają ten trend. Jednocześnie uwidacznia się duża różnica w

aktualnym i prognozowanym zużyciu energii między krajami należącymi do Organizacji

Współpracy Gospodarczej i Rozwoju (OECD – skupiająca państwa wysoko rozwinięte

i demokratyczne), a krajami spoza organizacji (non-OECD). W krajach OECD obserwuje

i przewiduje się nieduży wzrost populacji. Przy jednoczesnym permanentnym dążeniu do

zwiększenia efektywności energetycznej, prognozuje się stosunkowo nieduży wzrost zużycia

energii. Przeciwnie rzecz ma się w przypadku krajów spoza OECD. Szacuje się, że do roku

40

2025 populacja w tych krajach powiększy się o 50% [6], a wzrost gospodarczy przyczyni się

do zwiększenia potrzeb energetycznych.

2.19. Szacowany światowy wzrost konsumpcji energii do roku 2035 (kwadrylion Btu) [154]

Pojawia się problem uszczuplania się zasobów naturalnych oraz potrzeba pozyskiwania

energii ze źródeł alternatywnych.

Spośród źródeł energii odnawialnych, największy potencjał wykorzystania

w budownictwie ma energia promieniowania słonecznego [71]. Jest ona dostępna w każdym

miejscu na Ziemi, a jej roczna ilość, jaka dociera do powierzchni Ziemi, wielokrotnie

przewyższa potrzeby ludzkości. Jednakże na dzień dzisiejszy człowiek jest w stanie

zagospodarować jedynie niewielką ilość dostępnego promieniowania słonecznego [71].

Jednym ze sposobów wykorzystania energii promieniowania słonecznego jest jego konwersja

fotoelektryczna w ogniwach fotowoltaicznych (PV).

Pojedyncze ogniwa grupowane są w moduły fotowoltaiczne. Przykładowo przeciętna

wielkość ogniwa z krzemu multikrystalicznego może mieć 125 cm2, a cały moduł składać się

może z ok. 40 połączonych ze sobą ogniw. Moduł o powierzchni 0,5 m2 poddany działaniu

promieniowania słonecznego o natężeniu 1000 W/m2 może dostarczyć ok. 75 W, co związane

jest z nominalną sprawnością modułów na poziomie 15%.

Ilość energii, jaka może zostać wytworzona przez moduł w ciągu jednego roku zależy

oczywiście od tego, jak wysoki był poziom promieniowania słonecznego w miejscu

prowadzenia analizy. Moduły o nominalnej mocy 1 kW dają możliwość uzyskania 1 kW

energii elektrycznej, gdy natężenie promieniowania słonecznego wynosi 1 kW/m2. Roczna

wydajność modułu o nominalnej mocy 1kW jest więc numerycznie taka sama, jak roczna

41

ilość energii promieniowania słonecznego na 1 m2 powierzchni. Przykładowo więc, moduły

o nominalnej mocy 1 kW dostarczają ok. 1800 kWh energii elektrycznej w południowej

Kalifornii, 850 kWh w północnych Niemczech, 1600-2000 kWh w Indiach czy Australii.

W rzeczywistości, na dzień dzisiejszy, uzyskać można ok. 10 – 20% mocy szczytowej

modułu, co uzależnione jest między innymi od lokalizacji [6].

2.3.1. Możliwości wykorzystania technologii BIPV w budownictwie

Jedną z najprężniej rozwijających się obecnie dziedzin fotowoltaiki, jest fotowoltaika

zintegrowana z budynkiem (BIPV - ang. Building Integrated Photovoltaics) [41, 45, 114].

Ogólnym trendem jest tu możliwie idealne zespolenie ogniw PV, łączonych w moduły,

z elementami obudowy zewnętrznej budynku, tak aby osiągnąć maksymalną sprawność

techniczną całego systemu, przy jednoczesnym uzyskaniu zadowalającego efektu

architektonicznego. Podstawowe możliwości montażu ogniw PV na budynkach prezentuje

Rys. 2.20.

2.20. Sposoby montowania modułów fotowoltaicznych na budynkach [41, 158].

Jak każdy system, także ogniwa fotowoltaiczne mają swoje słabe strony. Głównym

problemem jest znaczne nagrzewanie się ogniw pod wpływem promieniowania słonecznego,

wskutek czego obniża się ich sprawność konwersji promieniowania słonecznego na energię

elektryczną. Istotnym więc zagadnieniem jest prawidłowa konstrukcja przegród budowlanych

z zintegrowanymi modułami PV, umożliwiająca obniżenie temperatury modułów

(konstrukcja fasady wentylowanej) lub ograniczająca wpływ nagrzewających się ogniw na

mikroklimat wnętrz pomieszczeń [17, 18, 22, 41, 114]. Efektywność zainstalowanych

systemów fotowoltaicznych (PV) jest najbardziej znaczącym parametrem, dostarczającym

42

informacji o możliwościach pozyskiwania energii z tych układów dla różnych lokalizacji

i parametrów klimatu lokalnego [45, 131, 143].

Sprawność teoretyczna systemów PV jest określana w znormalizowanych warunkach

laboratoryjnych (ang.: Standard Test Conditions), odpowiadających natężeniu

promieniowania słonecznego 1000 W/m2, optycznej masie atmosfery AM 1,5 i temperaturze

modułu na poziomie 25 °C. W warunkach klimatu rzeczywistego natężenie promieniowania

jest dużo niższe niż 1000 W/m2 przez większość roku oraz występują znaczne różnice

w wartościach temperatury i optycznej masy atmosfery [82]. Rzeczywista sprawność

systemów PV nie jest więc wartością stałą.

Dodatkowo na sprawność całości systemu PV wpływa efektywność poszczególnych

urządzeń składowych, jak regulator ładowania w systemach wolnostojących, czy falownik

(inwerter) w systemach połączonych z siecią elektro-energetyczną. Jak pokazuje praktyka,

efektywność tych urządzeń nie wynosi 100% - często oscyluje w granicach 95% wg danych

katalogowych, co w praktyce przekłada się na wartości rzędu 89 - 92% [82]. Pomiary

w warunkach klimatu lokalnego na istniejących obiektach pozwalają na określenie

rzeczywistej sprawności całego systemu i jego elementów. Jest to cenna wiedza

wykorzystywana przy wprowadzaniu zmian i udoskonaleń w urządzeniach wchodzących

w skład systemu oraz wykorzystuje się ją bezpośrednio w praktyce projektowej.

Dla projektantów szczególnie istotna jest umiejętność teoretycznego prognozowania

sprawności systemu PV z jak największą dokładnością. Na bazie przeprowadzonych badań

w warunkach rzeczywistych opracowywane zostały liczne modele empiryczne pozwalające

na określenie efektywności danego systemu PV [8, 23, 104, 131, 143].

Jednym z głównych czynników wpływających na sprawność układu PV jest temperatura

modułów. W literaturze znaleźć można wiele informacji potwierdzających tą zależność [11,

19, 50, 114].

W ogniwach PV pod wpływem promieniowania słonecznego dochodzi do konwersji

promieniowania słonecznego. Średnio 10-15% z zaabsorbowanego promieniowania

słonecznego konwertowane jest na energię elektryczną w wyniku konwersji fotoelektrycznej.

Pozostała część w wyniku konwersji fototermicznej przekształcana jest w energię cieplną.

Ciepło to może być z jednej strony wykorzystane w budynku, ale z drugiej obniża sprawność

elektryczną modułów PV [11, 19, 50, 114]. Decydujący wpływ na poziom temperatury

modułów ma ilość docierającego do ich powierzchni promieniowania słonecznego oraz

mechanizm konwekcyjnej wymiany ciepła na przedniej i tylnej powierzchni modułu. Sposób

integracji z budynkiem ma znaczący wpływ na intensywność wskazanych powyżej procesów,

43

a więc i na parametry temperaturowe modułów PV, a w efekcie ich roczną efektywność

elektryczną [41, 45, 114]. Co więcej, w niektórych przypadkach wyklucza aktywne

chłodzenie modułów, a więc projektant dokonując wyboru sposobu integracji modułów PV

z budynkiem powinien mieć świadomość idących za tym konsekwencji.

22 K

32 K

35 K

43 K

55 K

39 K

29 K

28 K

0%

1,8%

2,1%

2,6%

3,9%

4,8%

5,4%

8,9%

0 10 20 30 40 50 60

Integracja z fasadą, bez wentylacji

Integracja z dachem, bez wentylacji

Na/w fasadzie, słaba wentylacja

Na/w fasadzie, dobra wentylacja

Na/w dachu, słaba wentylacja

Na/w dachu, dobra wentylacja

Na dachu z z dużą pustką

Wolnostojące

Wzrost temperatury ogniw Zmniejszenie efektywności elektrycznej

Rys. 2.21. Zależność spadku efektywności elektrycznej modułów PV od wzrostu ich temperatury dla różnych sposobów integracji z budynkiem [161].

W literaturze największy spadek efektywności elektrycznej modułów PV w stosunku do

wolnostojących, szacowany jest na poziomie 7,5 – 10% dla integracji z budynkiem w postaci

niewentylowanej fasady podwójnej. Rys. 2.21. przedstawia zależność spadku efektywności

elektrycznej od wzrostu temperatury modułów, w zależności od sposobu montażu na

budynku, dla niemieckich warunków klimatycznych.

Rys. 2.22. Wzrost temperatury modułu PV w zależności od sposobu integracji z budynkiem i rodzaju wentylacji, opracowano na podstawie[28].

44

Przedstawione wartości mogą różnić się od rzeczywistych dla innych lokalizacji o około

10% dla wzrostu temperatury i nawet 30% dla spadku efektywności (Rys. 2.22 i 2.23.).

Zagadnienie to jest zatem istotne na etapie projektowania, gdyż wpływa znacząco na

efektywność energetyczną całego układu [8, 11, 19, 50, 114].

Rys. 2.23. Roczne zmniejszenie efektywności energetycznej modułu PV dla różnych sposobów

integracji z budynkiem, opracowano na podstawie [28].

Wentylowanie podwójnej fasady z PV umożliwia chłodzenie tylnej powierzchni

modułów (w celu zwiększenia ich sprawności), przy jednoczesnym wykorzystaniu ciepła

generowanego przez moduły w efekcie konwersji fototermicznej, do wstępnego

podgrzewania powietrza zewnętrznego. Układ taki wykorzystany być może w instalacji

wentylacji mechanicznej [5]. Ponadto rozpatruje się inne metody obniżenia temperatury

modułów PV z chłodzeniem wodnym [72] czy zastosowaniem materiałów zmiennofazowych

[44, 57] włącznie.

Temperatura ogniw PV powinna być rozpatrywana nie tylko na etapie projektowym.

Podczas użytkowania budynku, tymczasowa kontrola termograficzna pozwala wskazać

miejsca przegrzewania się modułów [9] i występujących nieprawidłowości.

2.3.2. Problemy przy integracji fotowoltaiki z budynkiem

Przy integracji fotowoltaiki z budynkiem, kluczowa jest informacja o dostępności

promieniowania słonecznego. Poza prawidłową orientacją budynku względem stron świata

i koncepcją ukształtowania jego bryły, należy zwrócić uwagę na kilka czynników,

związanych z bezpośrednim otoczeniem i lokalizacją. W bezpośrednim otoczeniu

rozważanego budynku mogą znajdować się różnego rodzaju naturalne i sztuczne obiekty,

powodujące, że dostęp promieniowania słonecznego będzie utrudniony lub wystąpią

45

dodatkowe zyski. Podstawowymi czynnikami, związanymi z otoczeniem i wpływającymi na

dostępność promieniowania słonecznego są: zacienienie, odbicie i zapylenie [21, 84].

Zacienienie może mieć wiele przyczyn [21, 28, 84, 98, 114] i jest dość powszechnym

zjawiskiem ograniczającym dostęp promieniowania słonecznego do analizowanej

powierzchni. Zacienienie, z uwagi na powodujące je przyczyny, można ogólnie podzielić na

[28, 161]:

okresowe – wywołane obecnością pojawiających się zanieczyszczeń jak: liście, pył, sadza,

ptasie odchody itp.; jest trudne do przewidzenia na etapie projektowym, a skutkować

może znacznym zmniejszeniem efektywności energetycznej,

przemijające – przykładowo występująca w danej porze roku pokrywa śnieżna – ten typ

zacienienia jest nieunikniony, ale można go przewidzieć,

stałe – wywołane jest głównie poprzez obecność różnych obiektów, elementów

występujących w bezpośrednim otoczeniu analizowanego układu; najczęściej jest efektem

braku stosownej analizy na etapie projektowym.

Ponadto wyróżnić można dwa podstawowe typy zacienienia [21]:

zacienienie naturalne, wynikające z miejsca lokalizacji, które jest związane z istnieniem

drzew, roślin, obiektów budowlanych, ukształtowaniem powierzchni terenu,

zacienienie sztuczne, wynikające z odpowiedniego zaprojektowania otoczenia,

w przypadku budynku, otoczenie to jest związane z elementami architektury budynku

i innymi elementami tworzącymi jego bezpośrednie sąsiedztwo (np. projekt zieleni).

Zacienienie naturalne i sztuczne można skutecznie ograniczyć lub wręcz wyeliminować

na etapie projektowania budynku. Stosując dostępne metody symulacyjne można

odwzorować sytuację rzeczywistą i przeanalizować projektowaną instalację solarną. Na

podstawie wiedzy ogólnej i takich analiz, otoczenie obiektu powinno być odpowiednio

modyfikowane w celu zapewnienia większego zacienienia lub zwiększenia dostępności

promieniowania słonecznego [21, 28, 84]. Powinny być to działania świadome, prowadzone

okresowo – np. poprzez odpowiednie kształtowanie zieleni otaczającej dany obiekt.

Powszechnie wiadomo, że drzewa iglaste umożliwiają uzyskanie jednorodnego zacienienia

przez cały rok. Z kolei drzewa liściaste zacieniają budynek w okresie wiosenno-letnim, gdy

istnieje ryzyko przegrzewania pomieszczeń poprzez nadmierną ilość docierającego

promieniowania słonecznego. W okresie jesienno-zimowym natomiast, po opadnięciu liści,

udostępniają docieranie promieniowania słonecznego do wnętrza pomieszczeń – w tym

okresie zyski słoneczne są pożądane w celu ograniczenia potrzeb grzewczych budynku.

Zjawisko zacienienia można wykorzystywać także w sposób świadomy – poprzez

46

zastosowanie na budynku urządzeń ograniczających przegrzewanie pomieszczeń

i zabezpieczające przed efektem olśnienia [111, 137, 142].

Do analizy zacienienia wykorzystuje się tzw. diagramy drogi Słońca, opisujące drogę

słońca na nieboskłonie [21, 26]. Przy tworzeniu diagramu drogi Słońca wykorzystuje się

zależności geometrii sferycznej, przedstawione we wcześniejszej części pracy. Obecnie

w tym celu wykorzystuje się programy komputerowe, szeroko dostępne na rynku

i wspomagające pracę projektanta. Wymienić tu można ECOTECT [149], SolarTool [173],

PVsys [166] czy ESP-r [152].

Zjawisko odbicia [21] rzadko związane jest z zaplanowanym sąsiedztwem obiektów czy

przedmiotów. Elementy otaczające daną powierzchnię, charakteryzują się pewnym

współczynnikiem odbicia i mogą w określonych warunkach powodować dodatkowe zyski,

wynikające z większego udziału promieniowania odbitego.

Niebagatelny wpływ na straty energii słonecznej ma zanieczyszczenie powietrza

atmosferycznego pyłem zawieszonym [76].

Ilość energii promieniowania słonecznego docierającej do danej powierzchni zależy

głównie od pozycji słońca na nieboskłonie, lecz istotny jest również stopień przejrzystości

powietrza atmosferycznego. Znaczący wpływ na jego poziom ma ilość pyłów zawieszonych,

co uwidacznia się szczególnie w obszarach miejskich, gdzie występuje więcej potencjalnych

emiterów pyłów. Szacuje się, że obniżenie ilości dostępnego promieniowania słonecznego

w wyniku zapylenia może sięgać 15 – 20%, przy niesprzyjających warunkach

meteorologicznych [76].

Pył poza zmniejszeniem przejrzystości powietrza ma jeszcze jedną wadę – może osadzać

się na zewnętrznych powierzchniach modułów PV, zmniejszając poziom transmisyjności tych

warstw. Efekt samooczyszczania uzyskuje się przy kącie nachylenia min 15°. W przypadku

mniejszych kątów trzeba stosować okresowe czyszczenie powierzchni modułów. Zwiększa to

jednak znacznie koszty eksploatacyjne układu [161].

Problem zacienienia jest szczególnie istotny w przypadku instalacji fotowoltaicznych.

Wpływ zacienienia na pracę modułów PV jest różny w zależności od budowy

materiałowej modułu [41, 114, 161].

W modułach krystalicznych poszczególne ogniwa są łączone ze sobą szeregowo.

W umieszczonym z tyłu gnieździe przyłączeniowym montuje się diody obejściowe, z których

każda bocznikuje ok. 16-20 ogniw. Przy standardowych warunkach pracy, do modułu dociera

promieniowanie słoneczne i generowany jest w ogniwach prąd o pewnych parametrach

napięcia i natężenia (Rys. 2.24.).

47

Rys. 2.24. Praca modułu PV w przypadku standardowych warunków nasłonecznienia [161].

Już nieznaczne, częściowe zacienienie modułu PV może mieć duży wpływ na

efektywność całości układu. W przypadku nagłego zacienienia jednego ogniwa w szeregu

(np. przez opadające liście), ogniwo zostaje dodatkowo obciążone elektrycznie (Rys. 2.25).

Następuje w nim odwrócenie polaryzacji napięcia i zaczyna pracować jak odbiornik energii.

Nie jest w nim generowany prąd, w wyniku reakcji fotoelektrycznej. Zamiast generować prąd,

ogniwo przejmuje go z ogniw sąsiednich. Powstaje rewersyjny układ napięcia. Prąd

z pozostałych nasłonecznionych ogniw przepływa przez zacienione ogniwo i przekształcany

jest w energię cieplną [41, 114, 161].

Rys. 2.25. Praca modułu PV w przypadku standardowych warunków nasłonecznienia [161].

Może to w skrajnym przypadku doprowadzić do zjawiska „hot spot” – pojawienia się pod

wpływem zbyt wysokiej temperatury „martwego” punktu na ogniwie i w finale do jego

zniszczenia [161]. W celu zabezpieczenia przed zniszczeniem stosuje się diody obejściowe.

48

W przypadku zacienienia jednego ogniwa przestaje pracować cały szereg ogniw

w module, co znacząco obniża jego sprawność sumaryczną. Nie ma przy tym znaczenia, czy

zacieniona jest część pojedynczego ogniwa, czy całego rzędu ogniw – poprzez połączenie

szeregowe spada moc całego podzespołu. Im więcej ogniw zostanie zacienionych, tym

większy będzie spadek napięcia i mocy. Jeżeli spadnie on poniżej wartości napięcia

roboczego inwertera, wówczas cały układ przestaje pracować.

Porównując wpływ zacienienia na pracę modułów o konstrukcji cienkowarstwowej

z modułami krystalicznymi, uwidacznia się zdecydowanie większa odporność na zacienienie

w przypadku tych pierwszych [102, 161]. Z uwagi na fakt, że moduły polikrystaliczne

składają się z kilku szeregów ogniw połączonych w jeden obieg, zacienienie jednego ogniwa

w każdym szeregu wystarczy do wyłączenia go z pracy całego modułu. Tym samym

efektywność energetyczna układu spada bardzo znacznie. Moduły cienkowarstwowe

wykonane są z ogniw o podłużnym kształcie, przechodzącym przez całą szerokość/długość

modułu. Tym samym zabezpiecza to ogniwo przed całkowitym zacienieniem. W przypadku

częściowego zacienienia, efektywność modułu cienkowarstwowego spada proporcjonalnie do

zacienionej powierzchni ogniw, w przeciwieństwie do modułów polikrystalicznych,

w których wyłączane są z pracy całe szeregi ogniw (Rys. 2.26.) [102, 161].

Rys. 2.26. Porównanie efektywności modułu w konstrukcji cienkowarstwowej i polikrystalicznej w

przypadku tego samego układu zacieniającego [161].

Wpływ zacienienia na efektywność modułów PV jest znaczący. Należy więc na etapie

projektowania uwzględnić wszystkie elementy występujące w otoczeniu, mogące mieć wpływ

na zacienienie modułów. Poza analizą komputerową dostępna jest prosta metoda wyznaczenia

odległości optymalnej modułu PV od elementu zacieniającego [161]. Bazując na grubości

elementu zacieniającego d, optymalną odległość aopt wyznaczyć można ze wzoru:

49

s

sopt d

daa

+= (2.30)

gdzie:

as – odległość Ziemi od Słońca – ok. 150 mln km,

d – średnica elementu zacieniającego,

ds – średnica Słońca – ok. 1,39 mln km.

Interpretację graficzną przedstawiono na Rys. 2.27.

Rys. 2.27. Wyznaczenie odległości optymalnej modułu PV od elementu zacieniającego [161].

W przypadku konstrukcji wolnostojących, możliwe jest wyznaczenie minimalnej

wymaganej odległości modułów miedzy sobą, w celu zabezpieczenia przed zacienieniem

dolnej części modułów. W zależności od pozycji Słońca na nieboskłonie odległość D wynosi

[28]:

ααββαβ

sincossincoscotcos LLhLD +=+= (2.31)

Rys. 2.28. Wyznaczenie odległości między modułami w zabudowie wolnostojącej [28].

50

3. Tezy

3.1. Cel i zakres pracy

Przedmiotem badań eksperymentalnych, prowadzonych na stanowisku badawczym

Katedry Budownictwa Ogólnego i Fizyki Budowli, była zaprojektowana i wykonana

przegroda hybrydowa z zintegrowanymi modułami fotowoltaicznymi w kilku wariantach

konstrukcyjnych.

Badania na stanowisku badawczym hybrydowej przegrody budowlanej pozwolą

przeanalizować zachodzące w niej zjawiska fizyczne oraz porównać je z przegrodą o budowie

tradycyjnej (rys. 3.1.).

Na podstawie badań wstępnych wybrany zostanie wariant konstrukcyjny przegrody

hybrydowej, który następnie będzie rozpatrywany w trakcie badań właściwych. Badania

wstępne planuje się podzielić na dwa etapy. Pierwszy etap stanowić będą badania

symulacyjne, przeprowadzone w zaawansowanym programie do symulacji energetycznej

budynków ESP-r. Będą one miały na celu weryfikację planowanych do zastosowania

podstawowych wariantów konstrukcyjnych przegrody hybrydowej. Następnie, w okresie od

grudnia 2010 do sierpnia 2011, przeprowadzona zostanie pierwsza seria badań zbudowanego

prototypu przegrody hybrydowej, która z kolei w toku badań właściwych pomoże w wyborze

wariantu konstrukcyjnego przegrody. Na ich podstawie określona zostanie skuteczność

pozyskiwania energii elektrycznej przez przegrodę oraz zostanie ona przeanalizowana pod

względem cieplnym.

Dla projektanta systemów fotowoltaicznych, zintegrowanych z budynkiem (BIPV),

umiejętność dokładnego wyznaczenia temperatury modułów PV na etapie projektowym jest

zagadnieniem kluczowym. Dzięki niej z dużym przybliżeniem może określić efektywność

projektowanego układu BIPV. Na podstawie przeprowadzonych pomiarów in situ, poddany

zostanie ocenie model teoretyczny i wyznaczone zostaną współczynniki empiryczne

w modelu dla przegrody hybrydowej z BIPV i szczeliną niewentylowaną, których dotychczas

nie określono. Współczynniki te mają dużą wartość dla projektanta, gdyż wykorzystanie ich

w modelu pozwala określić - z dużym przybliżeniem - projektowaną temperaturę modułów

PV w warunkach klimatu lokalnego, a dalej projektowaną sprawność całości układu BIPV.

Kolejnym celem pracy jest określenie skuteczności elektrycznej badanego układu BIPV

w warunkach klimatu lokalnego. W tym celu przeprowadzone będą pomiary parametrów

klimatu oraz chwilowych uzysków energii elektrycznej w instalacji fotowoltaicznej. Na ich

51

podstawie określona zostanie ilość docierającej do układu energii promieniowania

słonecznego i uzyskanej energii elektrycznej w modułach PV o mocy nominalnej 400 W,

zintegrowanych z fasadą eksperymentalną, stanowiącą przedmiot opracowania.

Porównanie całkowitej efektywności energetycznej przegrody hybrydowej i tradycyjnej

jest możliwe jedynie na podstawie bilansu energii pozyskiwanej i traconej przez przegrodę.

Przegroda tradycyjna (bez modułów PV i pustki powietrznej) w sezonie grzewczym nie

pozyskuje energii a tylko ją traci. W celu ujęcia ilościowego strat ciepła, niezbędne jest

określenie charakterystyk izolacyjności termicznej przegrody. Na podstawie prowadzonych

pomiarów, zostanie wyznaczony metodą pomiarową opór cieplny przegrody R, który

porównany zostanie z wartością teoretyczną, wyznaczoną w oparciu o budowę materiałową

przegrody. Znając wartość oporu cieplnego, możliwe będzie obliczenie wielkości strat ciepła

przez przegrodę, co zostanie następnie porównane z pomiarami gęstości strumienia ciepła

i określoną na tej podstawie ilością energii traconej przez przegrodę.

Zjawiska zachodzące w pustce powietrznej wykazują dużą zmienność i są silnie

uzależnione od występującego promieniowania słonecznego. Stwarza to problemy dla

projektanta w ich ilościowym ujęciu już na etapie projektowym.

Zatem dla przegrody zostanie opracowany bilans węzłowy na podstawie modelu

teoretycznego zjawisk termicznych zachodzących w przegrodzie. Analizując literaturę

zauważono, że podobne modele wykazują dużą złożoność i są trudne do aplikacji w praktyce

inżynierskiej – do rozwiązania wymagają bowiem zastosowania zaawansowanego

oprogramowania komputerowego.

Na potrzeby obliczeń inżynierskich planuje się zatem dodatkowo określić opór zastępczy

Reqiuv dla warstwy pustki powietrznej i modułów PV, mający na celu ujęcie zachodzących

w nich zjawisk - w sposób uproszczony - lecz na tyle dokładny, by znalazł zastosowanie

w praktyce projektowej. Efektem rozważań teoretycznych oraz badań eksperymentalnych, jest

przedstawienie sumarycznej efektywności rozważanej hybrydowej przegrody z BIPV

w odniesieniu do przegrody tradycyjnej.

Analizowane w pracy zagadnienia wpisują się znakomicie w obserwowany trend

obniżania energochłonności budynków jak i poszukiwania rozwiązań dla budownictwa zero-

energetycznego. Analizowana idea przegrody hybrydowej pozyskującej energię wpisuje się

w oba te nurty – może zostać wykorzystana w modernizacji obiektów istniejących, jak i przy

projektowaniu budynków zero-energetycznych. Przedstawione rozwiązania i wnioski mają

duży potencjał zastosowania w pracach projektowych nad tego typu przegrodami

w budownictwie.

52

B

A D

A N

I A

W

S T

Ę P

N E

B A

DA

N I

A

W Ł

A Ś

C I

W E

I C , WS, t e

t wi , t we

Zakres badań prowadzonych w ramach rozprawy doktorskiej

Budowa modelu stanowiska badawczego w programie symulacyjnym ESP-r

Przyjęcie rozwiązań materiałowo-konstrukcyjnych przegrody bazowej

Badania in situ na stanowisku badawczymPomiary oporu cieplnego R w

przegrody bazowej

Wariantowe rozwiązania przegrody hybrydowej

W1 W2 W4W3

Analiza dostępności promieniowania słonecznego

Pomiary i model teoretyczny temperatury modułów PV

Wyznaczenie kąta optymalnego dla systemów solarnych

Modelowanie promieniowania na płaszczyznę nachyloną

Kąt 90° Kąt optymalny

Wyznaczenie współczynników korekcyjnch a i b

Efektywność pozyskiwania energii elektrycznej Analiza termiczna przegrody hybrydowej

Teoretyczny model węzłowyWyznaczenie oporu zastępczego dla części

hybrydowej przegrody R equiv

Bilans energetyczny przegrody hybrydowej i typowej

Analiza ekonomiczna

Teoretyczny opór cieplny przegrody bazowej R w

Całkowity opór cieplny przegrody hybrydowej

Miesięczny bilans energii pozyskanej/traconej przez przegrodę hybrydową

Pomiary parametrów klimatu lokalnego,

wielkości fizycznych na stanowisku

q

Rys. 3.1. Zakres badań wstępnych i właściwych wykonanych w ramach rozprawy doktorskiej, prowadzący do zrealizowania założonych celów.

53

3.2. Postawione tezy

Na podstawie przeprowadzonej analizy aktualnego stanu wiedzy, postawiono następujące

tezy rozprawy:

1. Konstrukcja fasady hybrydowej zintegrowanej z budynkiem ma wpływ na poziom

zysków i strat ciepła.

2. Dla przegrody hybrydowej ze zintegrowanymi modułami fotowoltaicznymi istnieje

możliwość wprowadzenia zastępczego oporu cieplnego Requiv na potrzeby obliczeń

energetycznych.

3. Zastosowanie rozwiązań rozważanej przegrody hybrydowej w warunkach polskiego

klimatu lokalnego jest ekonomicznie uzasadnione.

Komentarz autora rozprawy do postawionych tez: Ad 1. Intuicyjnie postawiona teza jest oczywista. Dotychczasowa analiza literatury oraz rozwiązań integracji modułów PV z pionowymi przegrodami budynku wskazuje jednoznacznie na mniejszą skuteczność energetyczną w stosunku do układów o optymalnym kącie nachylenia. Jednocześnie istnieje zależność spadku efektywności samych modułów PV przy wzrastającej temperaturze modułów. W celu poprawy takiego stanu rzeczy wprowadza się nowe rozwiązania konstrukcyjno-materiałowe fasad z różnymi układami wentylacji.

Natomiast istotnym z punktu widzenia projektowego jest dobór rozwiązań konstrukcyjnych do panujących warunków klimatu lokalnego, co przedstawiono w oparciu o przeprowadzone badania. Ad 2. Badania przegród o podobnej budowie, dostępne w literaturze, pokazują, że zjawiska - zachodzące w pustce powietrznej fasady - wykazują dużą zmienność i są silnie uzależnione od występującego promieniowania słonecznego. Stwarza to problemy w ich ilościowym ujęciu już na etapie projektowym. W okresie silnego natężenia promieniowania słonecznego różnice temperatur w fasadzie i otoczenia sięgają kilkudziesięciu stopni. W pracy przedstawiono dynamikę zjawisk zachodzących w fasadzie oraz dokonano ich opisu matematycznego w sposób dokładny i uproszczony, wprowadzając pojęcie oporu zastępczego Requiv, które dotychczas w tym ujęciu się nie pojawiło. Ad 3. Panuje powszechna opinia, że stosowanie rozwiązań, pozwalających wykorzystać energię słoneczną w budownictwie jest ekonomicznie nieuzasadnione. Analizy ekonomiczne dla rozwiązań hybrydowych nie zostały przeprowadzone w warunkach polskich, co utrudnia rzetelną ocenę inwestycji pod względem ekonomicznym. Przeprowadzono analizę ekonomiczną, w oparciu o wskaźniki dynamiczne, z uwzględnieniem zmieniającej się wartości pieniądza w czasie i wzrastających kosztów energii.

54

4. Analiza promieniowania słonecznego na płaszczyznę nachyloną

4.1. Pomiary natężenia promieniowania słonecznego 4.1.1. Aparatura wykorzystywana w pomiarach

Zastosowanie urządzeń pomiarowych - możliwych do wykorzystania przy analizie in situ

natężenia promieniowania słonecznego na danym obszarze - zależy od wielkości, jaka ma być

mierzona.

Natężenie całkowite to natężenie docierające do powierzchni poziomej z górnej granicy

atmosfery w zakresie długofalowym spektrum słonecznego, gdzie długość fali wynosi od 0,3

do 3 μm. Jest to suma promieniowania bezpośredniego i rozproszonego a wyrażana jest

w jednostkach W/m2. Do pomiaru natężenia całkowitego służy pyranometr [91].

a) b)

Rys. 4.1. Przyrządy do pomiaru natężenia promieniowania: a) całkowitego - pyranometr, b) rozproszonego - pyranometr z pierścieniem zacieniającym [147].

Pyranometr składa się najczęściej z metalowej obudowy, zakończonej u góry szklaną

kopułką (rys. 4.1.). Pomiar natężenia promieniowania następuje poprzez różnicę temperatur

pomiędzy czarnymi a białymi powierzchniami zabezpieczonymi szklaną kopułką. Dzięki

temu ogranicza się wpływ temperatury powietrza na wyniki pomiarów. Obecnie często można

spotkać pyranometry, w których pomiar natężenia następuje przy pomocy małych blaszek

miedzianych, ułożonych promieniście na szczycie miernika. Blaszki są na przemian czarne

i białe, stanowią element czuły na promieniowanie słoneczne. Podczas promieniowania

blaszki czarne nagrzewają się bardziej niż białe. Różnica temperatury między nimi jest

mierzona przy pomocy stożków termoelektrycznych, znajdujących się po spodniej stronie

każdej z blaszek.

55

Pyranometr stosowany może być także do pomiarów natężenia rozproszonego na

płaszczyznę horyzontalną. Wymagane jest wtedy zastosowanie pierścienia zacieniającego.

Jest on montowany nad urządzeniem w taki sposób, aby docierające promieniowanie

bezpośrednie nie dosięgało do elementów aktywnych, odpowiedzialnych za pomiar.

Zastosowanie pierścieni zacieniających ułatwia pomiary – w tym przypadku nie jest

konieczne zastosowanie mniejszych urządzeń zacieniających, których położenie należy

korygować nawet kilka razy dziennie.

W badaniach, prowadzonych na stanowisku badawczym, zastosowano pyranometr FL

A628-S firmy Ahlborn. Powierzchnia czujników temperatury zabezpieczona jest tu szklaną

kopułką, co minimalizuje wpływ czynników zewnętrznych na prowadzone pomiary.

Zastosowany miernik posiada zakres pomiarowy od 0 do 1500 W/m2 i zakres

generowanych błędów na poziomie 0,1.

Innymi wykorzystywanymi urządzeniami jest pyrheliometr i albedometr.

Pyrheliometr służy do pomiaru natężenia promieniowania bezpośredniego docierającego

do przegrody. Jako że droga słońca na widnokręgu jest zmienna, pyrheliometry powinny być

wyposażone w systemy śledzące kąt azymutalny i kąt zenitalny.

Albedometr natomiast wykorzystywany jest do pomiaru promieniowania odbitego od

powierzchni gruntu. Albedo gruntu stanowi iloraz promieniowania odbitego i całkowitego

promieniowania słonecznego, padającego na powierzchnię horyzontalną.

a) b)

Rys. 4.2. Przyrządy wykorzystywane przy pomiarach promieniowania słonecznego: a) pyrheliometr – pomiar natężenia bezpośredniego [156], b) albedometr [156]

Przed użyciem ww. urządzeń należy zapoznać się z informacjami producenta dotyczącymi

kalibracji. Najczęściej mierniki dostarczane są z certyfikatem wykonanym przez producenta

56

sprzętu. Dane kalibracyjne zapisane są we wtyczkach, umożliwiających połączenie miernika

z urządzeniem rejestrującym.

Producent przedstawia dla swych urządzeń wymagania kalibracyjne oraz wskazówki

użytkowe. Przykładowo dla pyranometru, przedstawionego wyżej, zaleca się oczyszczanie

szklanej kopułki co najmniej raz do roku.

Problematyczne mogą okazać się pomiary jesienno-zimowe – duże wahania temperatury,

wilgotność powietrza zewnętrznego mogą sprawić, że szklana kopułka okresowo będzie

parować, pokrywać się deszczem lub lodem. Zintegrowany z urządzeniem system wentylacji

i podgrzewania eliminuje takie zagrożenie, sprawiając, że urządzenie pracuje prawidłowo

w trudnych warunkach otoczenia.

Przy prowadzeniu badań nie bez znaczenia okazuje się być koszt planowanego do

zastosowania urządzenia. Analiza cen rynkowych, przeprowadzona przez autora pracy

pokazała, że w cenie pyrheliometru, umożliwiającego pomiar bezpośredniego

promieniowania słonecznego, zakupić można po niewielkiej dopłacie dwa pyranometry,

w tym jeden z pierścieniem zacieniającym. Tym samym otrzymujemy możliwość

prowadzenia pomiarów promieniowania całkowitego i rozproszonego, na podstawie których

można wyznaczyć wartość wspomnianego wcześniej promieniowania bezpośredniego.

W przypadku pomiaru promieniowania rozproszonego przy użyciu pyranometru

z pierścieniem zacieniającym należy pamiętać o konieczności zastosowania współczynnika

korekcyjnego do przeliczenia danych uzyskanych z pomiarów. Wykazano bowiem, że

pierścień zacieniający poza skutecznym blokowaniem promieniowania bezpośredniego

zacienia także część docierającego promieniowania rozproszonego. Powoduje to możliwość

uzyskania błędów pomiarowych sięgających nawet 24% [91]. Prostą postać współczynnika

korekcyjnego zaproponował Drummond, opisaną w swej pracy przez Muneera [91]. Jednakże

w późniejszych badaniach podważono zasadność jego stosowania z uwagi na anizotropowy

charakter promieniowania rozproszonego. Zaczęto podkreślać konieczność stosowania

anizotropowych współczynników korekcyjnych. Analizę czterech modeli współczynników

korekcyjnych znaleźć można w pracy Muneera [91]. Spośród wybranych do analizy

współczynników, wyróżnił model LeBarona.

4.1.2. Badania własne natężenia promieniowania słonecznego

Na stanowisku badawczym prowadzony był pomiar natężenia promieniowania

słonecznego całkowitego na płaszczyznę pionową. Wykorzystany w tym celu został

57

pyranometr firmy Ahlborn, opisany szerzej w rozdziale 6.2. Wyniki pomiarów rejestrowane

były z krokiem czasowym równym 1 godzinie i zapisywane w sposób ciągły przy pomocy

rejestratora Ahlborn. Pomiary natężenia promieniowania słonecznego rozpoczęte zostały

w dniu 09.02.2011 r.

Poniżej przedstawiono przykładowy zbiór danych pomiarowych z okresu od 01.09.2011

do 30.04.2012 r.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1 361 721 1081 1441 1801 2161 2521 2881 3241 3601 3961 4321 4681 5041 5401

Czas [h]

Prom

ieni

owan

ie c

ałko

wite

[W/m

2 ]

Rys. 4.3. Natężenie promieniowania całkowitego na płaszczyznę pionową rejestrowane z krokiem pomiarowym równym 1 godzinie w okresie od 01.09.2011 do 30.04.2012 r.

4.2. Modelowanie promieniowania słonecznego na płaszczyznę nachyloną

Większość słonecznych urządzeń energetycznych, jak kolektory słoneczne czy moduły

fotowoltaiczne, pracuje w warunkach klimatu lokalnego. Tym samym - dla zoptymalizowania

ich efektywności energetycznej - wyznacza się kąty nachylenia w stosunku do płaszczyzny

poziomej, które umożliwiają skuteczniejsze wykorzystanie energii słonecznej. Projektant,

idąc tym tropem, natrafia na problem, gdyż do dyspozycji ma standardowo dane natężenia

promieniowania na płaszczyznę horyzontalną, a co więcej potrzebuje on niejednokrotnie - do

analiz na etapie projektowym - danych składowych promieniowania całkowitego –

bezpośredniego i rozproszonego. W tej sytuacji konieczne staje się wykorzystanie

matematycznych modeli promieniowania słonecznego na płaszczyznę nachyloną, które bazują

na ogólnodostępnych danych promieniowania na płaszczyznę horyzontalną. Jednym z takich

modeli jest, opisany już wcześniej, anizotropowy model Pereza [105].

58

W prowadzonych badaniach in situ rejestrowano jedynie promieniowanie całkowite na

płaszczyznę pionową. Tym samym problematyczne staje się wyodrębnienie poszczególnych

składowych promieniowania i dokonanie przeliczenia natężenia promieniowania na

płaszczyznę o innym kacie nachylenia, istotne dla porównania skuteczności systemów

solarnych między sobą.

W tym celu - jako dane podstawowe natężenia promieniowania - wykorzystano dostępną

na Stronie Ministerstwa Infrastruktury [160] bazę klimatyczną dla miasta Katowice,

przygotowaną na potrzeby tworzenia świadectw energetycznych. Dostępne są w niej miedzy

innymi godzinowe dane promieniowania słonecznego na płaszczyznę horyzontalną. Następnie

bazę tę przeliczono, wykorzystując model Pereza, aby sprawdzić stopień dopasowania

wyników. Po wykonanym teście modelu Pereza, przystąpiono do wygenerowania wartości

promieniowania na płaszczyznę o optymalnym kącie nachylenia dla lokalizacji

Gliwic/Katowic - 36°.

4.2.1. Modelowanie promieniowania słonecznego na płaszczyznę poziomą

Jak opisano powyżej, w niniejszej części pracy przeprowadzono test modelu Pereza dla

danych klimatycznych dostępnych dla miasta Katowice, czyli godzinowych wartości

natężenia promieniowania na płaszczyznę horyzontalną.

Wyznaczono wartości promieniowania bezpośredniego, rozproszonego i odbitego, by na

ich podstawie określić wartości promieniowania całkowitego i porównać z danymi

dostępnymi w bazie klimatycznej.

W kalkulowaniu promieniowania całkowitego obliczono następujące wartości cząstkowe:

kąt wzniesienia słońca α,

kąt zenitalny θz,

kąt padania promieniowania bezpośredniego na płaszczyznę nachyloną θ,

współczynnik rb.

W kalkulowaniu promieniowania rozproszonego obliczono następujące wartości

cząstkowe:

współczynniki a i b bazujące na kącie θ oraz θz,

promieniowanie bezpośrednie normalne Ib,n,

wskaźnik czystości atmosfery ε,

drogę optyczną promieni słonecznych m,

promieniowanie okołoziemskie normalne I0,n,

jasność nieboskłonu Δ,

59

współczynniki cząstkowe Pereza F11, F12, F13, F21, F22, F23,

współczynniki jasności nieboskłonu F1, F2.

Wartość albedo ρ przyjęto na stałym poziomie 0,2 [26].

Na podstawie wykonanych obliczeń stwierdzić można, że w modelu Pereza najtrudniejsze

jest wyznaczenie składowej promieniowania rozproszonego. Zresztą nie jest to słabość

jedynie modelu Pereza, bowiem analiza literatury pokazuje, że we wszystkich uznanych

modelach anizotropowych promieniowania rozproszonego, projektant natrafia na trudności

z obliczeniem składowych cząstkowych modelu [91, 105].

Przeprowadzone obliczenia wymagają przygotowania licznych danych cząstkowych, co

jest znacznym utrudnieniem w praktyce inżynierskiej. Autor pracy trafił na narzędzia

komputerowe, wspomagające wyznaczanie niektórych danych składowych (MID SOLPOS

[159]), nie dotarł natomiast do narzędzia umożliwiającego kompleksowe przeliczenie

dostępnych danych promieniowania z płaszczyzny horyzontalnej na płaszczyznę nachyloną

pod dowolnym kątem. Przeliczenia wykonane zostały w programie MS Excel,

z wykorzystaniem danych składowych, wyznaczonych w programach zewnętrznych.

0.0

200.0

400.0

600.0

800.0

1000.0

1200.0

1400.0

1 607 1213 1819 2425 3031 3637 4243 4849 5455 6061 6667 7273 7879 8485

Prom

ieni

owan

ie b

ezpośr

edni

e [W

/m2 ]

0.0

200.0

400.0

600.0

800.0

1000.0

1200.0

1400.0

1 607 1213 1819 2425 3031 3637 4243 4849 5455 6061 6667 7273 7879 8485

Prom

ieni

owan

ie ro

zpro

szon

e [W

/m2 ]

a) a)

0.0

200.0

400.0

600.0

800.0

1000.0

1200.0

1400.0

1 607 1213 1819 2425 3031 3637 4243 4849 5455 6061 6667 7273 7879 8485

Prom

ieni

owan

ie b

ezpośr

edni

e [W

/m2 ]

0.0

200.0

400.0

600.0

800.0

1000.0

1200.0

1400.0

1 607 1213 1819 2425 3031 3637 4243 4849 5455 6061 6667 7273 7879 8485

Prom

ieni

owan

ie ro

zpro

szon

e [W

/m2 ]

b) b)

Rys. 4.4. Wartości natężenia bezpośredniego promieniowania słonecznego na płaszczyznę horyzontalną dla typowego roku meteorologicznego (Katowice): a) wartości dostępne w bazie klimatycznej [160], b) wartości wyznaczone za pomocą modelu Pereza.

Rys. 4.5. Wartości natężenia rozproszonego promieniowania słonecznego na płaszczyznę horyzontalną dla typowego roku meteorologicznego (Katowice): a) wartości dostępne w bazie klimatycznej [160], b) wartości wyznaczone za pomocą modelu Pereza.

60

Na wykresach (Rys. 4.4., 4.5., 4.7.) zestawiono składowe promieniowania na płaszczyznę

horyzontalną, dostępne w bazie klimatycznej, z danymi przeliczonymi na podstawie modelu

Pereza.

Już wstępna ocena wizualna wykresów pozwala stwierdzić, że kształt i przebieg wartości

zmiennych są do siebie bardzo zbliżone. Dla potwierdzenia przeprowadzono analizę

statystyczną uzyskanych w sposób teoretyczny wartości natężenia bezpośredniego

i rozproszonego i zestawiono z wartościami dostępnymi w bazie klimatycznej dla Katowic.

W programie Statistica [174] w pierwszym podejściu wykonano analizę rozrzutu danych

z bazy klimatycznej względem danych uzyskanych z modelu Pereza. Jeżeli wyniki z bazy

klimatycznej i uzyskane w sposób teoretyczny z modelu, leżą na prostej y = x, to zależność

korelacyjna między zmiennymi przechodzi w zależność funkcyjną (funkcja liniowa).

Świadczy to o bardzo silnej zależności korelacyjnej – wyniki niemal identyczne i nie jest

konieczna dalsza analiza. Każde przesunięcie można traktować jako niepewność pomiaru. Na

wykresie (Rys. 4.6.) zobaczyć można, że uzyskane przesunięcie jest bardzo małe i wynosi

2,2555·10-5. Porównywane ze sobą dane są więc niemal identyczne.

W przypadku promieniowania rozproszonego również obserwowana jest zbieżność

wyników badań z pomiarami. Przesunięcie od prostej y = x w tym przypadku jest trochę

większe, lecz wartość na poziomie 0,0011 nadal świadczy o dużej zbieżności danych.

pomiar = 2,2555E-5+1*x

-100 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900

model

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

pom

iar

a)

61

p p

pomiar = 0,0011+1*x

-50 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450

model

-50

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

pom

iar

b)

Rys. 4.6. Wykres rozrzutu danych z bazy klimatycznej względem danych z modelu teoretycznego dla: a) promieniowania bezpośredniego, b) promieniowania rozproszonego.

Analogicznie sytuacja przedstawia się w przypadku natężenia promieniowania

całkowitego (rys. 4.7.). Również w tej sytuacji widoczna jest duża zbieżność wyników,

otrzymanych w sposób teoretyczny, z wartościami dostępnymi w bazie klimatycznej.

0.0

200.0

400.0

600.0

800.0

1000.0

1200.0

1400.0

1 607 1213 1819 2425 3031 3637 4243 4849 5455 6061 6667 7273 7879 8485

Prom

ieni

owan

ie c

ałko

wite

[W/m

2 ]

a)

62

0.0

200.0

400.0

600.0

800.0

1000.0

1200.0

1400.0

1 607 1213 1819 2425 3031 3637 4243 4849 5455 6061 6667 7273 7879 8485

Prom

ieni

owan

ie c

ałko

wite

[W/m

2 ]

b)

Rys. 4.7. Wartości natężenia całkowitego promieniowania słonecznego na płaszczyznę horyzontalną dla typowego roku meteorologicznego (Katowice): a) wartości dostępne w bazie klimatycznej [160], b) wartości wygenerowane za pomocą modelu Pereza.

Uzyskane wyniki także poddano ocenie statystycznej. Wykres rozrzutu danych z bazy

klimatycznej względem danych z modelu teoretycznego (Rys. 4.8.) charakteryzuje się małym

przesunięciem i wynosi 0,0003 co przy jednoczesnym przejściu zależności korelacyjnej

w funkcję liniową, świadczy o dużej zbieżności między wynikami z bazy klimatycznej

a otrzymanymi w sposób teoretyczny. Można przypuszczać, że baza promieniowania

słonecznego dla Katowic została utworzona z wykorzystaniem modelu Pereza.

pomiar = 0,0003+1*x

-200 0 200 400 600 800 1000 1200

model

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

pom

iar

Rys. 4.8. Wykres rozrzutu danych z bazy klimatycznej względem danych z modelu teoretycznego

dla promieniowania całkowitego na płaszczyznę horyzontalną.

63

4.2.2. Optymalny kąt nachylenia dla systemów solarnych

W przypadku instalacji solarnych bardzo istotne jest ustalenie optymalnego kąta

nachylenia w warunkach klimatu lokalnego [6, 13, 21, 119]. Dzięki temu można zwiększyć

efektywność danego układu. Dla określonego kąta, projektant może następnie dokonać

modelowania promieniowania słonecznego na tę płaszczyznę nachyloną w stosunku do

poziomu i porównywać dane przypadki między sobą.

W ustaleniu kąta optymalnego projektant może się posługiwać dostępną wiedzą z zakresu

geometrii ruchu słońca na nieboskłonie i na tej podstawie wyznaczyć kąt optymalny dla danej

lokalizacji. Może też skorzystać z dostępnych aplikacji komputerowych, które wspomagają te

obliczenia. Jednym z możliwych i powszechnie wykorzystywanych narzędzi komputerowych

jest aplikacja dostępna online - PVGIS [165]. Strona jak i aplikacja przygotowywana jest

przez Joint Research Centre Komisji Europejskiej. Ma na celu promocję systemów solarnych

poprzez udostępnienie danych niezbędnych w projektowaniu. Na stronie znaleźć można

informacje o zasobach słonecznych w zależności od usytuowania geograficznego, określić

skuteczność elektryczną układu PV w danej lokalizacji czy znaleźć wspomniany kąt

optymalny dla instalacji solarnych, dla danych warunków lokalnych. Według analizy

w aplikacji PVGIS kąt optymalny dla lokalizacji Katowic to ok. 36°. Jest to wartość

wiarygodna, co poświadczać może fakt, jakie wartości dla lokalizacji Wrocławia uzyskał

w swej pracy, w sposób teoretyczny, Włodarczyk, a następnie porównał je z PVGIS [137].

a) b) Rys. 4.9. Mapy Polski przedstawiające sumy godzinowe natężenia promieniowania słonecznego i

potencjał pozyskania energii elektrycznej z PV, dla: a) płaszczyzny horyzontalnej, b) dla płaszczyzny nachylonej pod kątem optymalnym dla danej lokalizacji geograficznej [165]. Patrz też: Załącznik 1 – ww mapy w większej skali.

64

Przedstawione na rys. 4.9 wartości pokazują, że odpowiedni kąt nachylenia jest istotny dla

prawidłowego określenia sumarycznej efektywności systemu solarnego.

Rys. 4.10. Mapa Europy przedstawiająca potencjał pozyskania energii elektrycznej dla optymalnie usytuowanych modułów PV [165].

4.2.3. Modelowanie promieniowania słonecznego na płaszczyznę nachyloną

Dla określonego na poziomie 36° optymalnego kąta nachylenia modułów PV dla

lokalizacji Katowic, dokonano modelowania promieniowania słonecznego na tak nachyloną

płaszczyznę.

Rysunek 4.11 przedstawia uzyskane wartości promieniowania całkowitego dla takiej

sytuacji geometrycznej.

65

Zaobserwować można, że w okresie letnim występuje najwyższy poziom natężenia

całkowitego promieniowania słonecznego na płaszczyznę modułu. Wpływa ono w sposób

bezpośredni na uzysk prądu fotowoltaicznego z układu solarnego.

0,0

200,0

400,0

600,0

800,0

1000,0

1200,0

1400,0

1 618 1235 1852 2469 3086 3703 4320 4937 5554 6171 6788 7405 8022 8639

Prom

ieni

owan

ie c

ałko

wite

[W/m

2 ]

Rys. 4.11. Wartości natężenia całkowitego promieniowania słonecznego na płaszczyznę nachyloną

pod kątem 36° dla typowego roku meteorologicznego (Katowice) wygenerowane za pomocą modelu Pereza.

4.3. Analiza dostępności promieniowania słonecznego w warunkach klimatu

lokalnego 4.3.1. Dostępność promieniowania na różnie usytuowane przegrody budowlane

Prawidłowe zintegrowanie modułów PV z elementami obudowy zewnętrznej budynku nie

jest możliwe bez znajomości lokalnego natężenia promieniowania słonecznego. Skuteczność

konwersji promieniowania słonecznego zależna jest nie tylko od natężenia promieniowania

słonecznego występującego na danym obszarze, ale także od usytuowania modułów na

budynku. Na rysunku 4.12. przedstawiono roczny uzysk energii elektrycznej z modułów PV,

zależny od ich orientacji i usytuowania na budynku. Rozważano ten sam zestaw modułów

fotowoltaicznych o nominalnej mocy 1,1 kW, zamontowany na powierzchniach o kącie

nachylenia 0°, 45°, 90° do poziomu i różnie zorientowany względem stron świata. Wybrane

lokalizacje to Gliwice i Zakopane - Kasprowy Wierch. Wartości energii elektrycznej

możliwej do uzyskania z modułów w poszczególnych przypadkach wyznaczono przy użyciu

programu RETScreen [170]. Program ma zaimplementowane dane meteorologiczne z okresu

30-letniego dla blisko 4600 stanowisk pomiarowych na całym świecie. Dla lokalizacji

z niepełnymi danymi, program automatycznie uzupełnia je wartościami bazującymi na 10-

letnich obserwacjach prowadzonych przez NASA. Natężenie promieniowania słonecznego

66

podane jest na powierzchnię poziomą i, w zależności od wybranego kąta nachylenia, zostaje

w programie przeliczone, zgodnie z wprowadzonym modelem, bazującym na metodyce

opisanej przez Duffiego i Beckmana [26]. Na podstawie uzyskanych wyników, przedstawiono

dla każdego przypadku procentową skuteczność usytuowania modułów, gdzie wartość 100 %

przedstawia lokalizację na budynku o największym możliwym uzysku energii elektrycznej

z modułów.

Rys. 4.12. Skuteczność ogniw PV na przełomie roku w zależności od usytuowania na budynku [140].

Zauważyć można w obu przypadkach, że zintegrowanie modułów PV z pionową fasadą

budynku jest zdecydowanie mniej efektywne, niż z powierzchniami nachylonymi. Rozważane

w modelach nachylenie powierzchni w granicach 45° okazuje się o 22 – 25 % skuteczniejsze

dla solarnych instalacji ogniw PV, niż powierzchnie pionowe. W celu maksymalnego

wykorzystania potencjału elektrycznego modułów PV, należałoby zainstalować je pod kątem

optymalnym dla danej lokalizacji – dla Gliwic jest to 36°.

4.3.2. Wpływ zacienienia na efektywność elektryczną modułów PV/systemów

solarnych

Coraz częściej, przy wznoszeniu bądź modernizacji budynków istniejących, rozważa się

zintegrowanie modułów fotowoltaicznych z powierzchnią fasady. Poza faktem, że tak

usytuowane moduły wykazują obniżoną efektywność pracy w stosunku do optymalnego

nachylenia i orientacji, dodatkowo pojawia się problem, szczególnie w gęstej zabudowie

miejskiej, okresowego zacienienia fasady przez budynki istniejące. Nasuwa się więc pytanie,

jaki może być wpływ zacienienia na obniżenie skuteczności pracy modułów PV. Aby udzielić

odpowiedzi, rozważono instalację o nominalnej mocy 1,1 kW, zamontowaną na fasadzie

o orientacji południowej. Za pomocą programu RETScreen wyznaczono możliwe do

uzyskania miesięczne wartości energii elektrycznej z modułów, w sytuacji bez zacienienia.

Następnie, w celu określenia stopnia zacienienia elewacji w poszczególnych miesiącach roku,

67

zbudowano prosty model fasady z powierzchnią zacieniającą w programie SolarTool.

Powierzchnia zacieniająca ustawiona została pod dowolnym kątem (25° w stosunku do

fasady) w odległości 5 m, a jej wysokość wynosi 4 m.

Rys. 4.13. Model komputerowy z zacienioną częścią fasady wykonany w programie Solar Tool. Na podstawie analizy, przeprowadzonej w programie Solar Tool, uzyskano

średniomiesięczne, procentowe zacienienie rozpatrywanej fasady z zintegrowanymi

modułami PV. Stopień zacienienia elewacji na przestrzeni roku przedstawia rysunek 4.14.

34,736,9

21,5

6,8

0,4 0,4 0,9

10,7

26,8

36,6 35,9 34,4

0

5

10

15

20

25

30

35

40

% z

acie

nien

ia

Styczeń Marzec Maj Lipiec Wrzesień Listopad

Rys. 4.14. Średnie miesięczne zacienienie powierzchni.

Uzyskane wyniki pozwoliły na oszacowanie miesięcznych zmian czynnej powierzchni

modułów fotowoltaicznych, a tym samym na określenie miesięcznych uzysków energii

elektrycznej z modułów w sytuacji, gdy występuje okresowe zacienienie fasady (rys. 4.15).

68

74

48

83

52

89

6980

74

85837371

78 7784

74 75

55

68

4352

33

60

39

0102030405060708090

100

Ener

gia

elek

tryc

zna

z og

niw

[k

Wh]

Styczeń Marzec Maj Lipiec Wrzesień Listopad

bez zacienienia z zacienieniem

Rys. 4.15. Energia elektryczna uzyskana z ogniw bez zacienienia i z zacienieniem powierzchni.

Jak można zauważyć na wykresie, okresowo występujące zacienienie elewacji może

znacząco wpływać na obniżenie skuteczności instalacji fotowoltaicznej na niej

zamontowanej. W rozważanym przypadku jest to szczególnie widoczne w okresie jesienno-

zimowym, w którym straty energii w wyniku zacienienia sięgają prawie 37%. Jest to

związane z wybraną orientacją powierzchni zacieniającej i ruchem słońca na nieboskłonie.

Rys. 4.16. Wyniki symulacji dla budynku z układem zacieniającym o niedużej wysokości.

Podobne analizy wykonano w programie ECOTECT dla dowolnie usytuowanego

budynku (Rys. 4.16). Widać, że nieuwzględnienie na etapie projektowym pozornie

nieistotnego elementu zacieniającego, usytuowanego w odległości 2,0 m od stanowiska

badawczego i o wysokości 1,2 m, skutkuje okresowym, zacienieniem dolnej części elewacji

i modułów PV, na niej występujących. Okresowe zacienienie części ogniw obniża

efektywność elektryczną układu a tym samym skuteczność konwersji promieniowania

słonecznego – rozdział 2.3.2.

69

5. Badania wstępne prowadzące do przyjęcia rozwiązań materiałowo-konstrukcyjnych przegrody hybrydowej W rozdziale tym przedstawiono badania teoretyczne oraz prowadzone in situ na

stanowisku badawczym, mające na celu przyjęcie ostatecznych rozwiązań materiałowo-

konstrukcyjnych przegrody hybrydowej, rozważanej dalej w badaniach właściwych.

Pierwsza część badań wstępnych prowadzona była w sposób teoretyczny, poprzez

symulację w programie komputerowym. Odwzorowano w nim budowę komory badawczej,

wykorzystywanej w badaniach in situ i przedstawionej dalej. Na podstawie symulacji

komputerowej dokonano wyboru rozwiązań materiałowo-konstrukcyjnych przegrody

bazowej, stanowiącej podstawę do konstrukcji części fasady hybrydowej z modułami PV.

Następie na stanowisku badawczym wykonano prototyp przegrody hybrydowej będącej

przedmiotem badań i przeprowadzono badania wariantowe rozwiązań konstrukcyjnych,

prowadzące do wyboru budowy przegrody, stanowiącej podstawę badań właściwych.

5.1. Opis programu symulacyjnego ESP-r

W ciągu ostatnich lat coraz większy nacisk kładziony jest na racjonalne wykorzystanie

energii w budynkach. Dotyczy to zarówno budynków istniejących jak i nowo

projektowanych. Najnowsze osiągnięcia w zakresie technologii materiałowej i instalacyjnej

pozwalają na wznoszenie budynków o bardzo niskim zapotrzebowaniu na energię (jak

budynki pasywne) czy wręcz budynków zero-energetycznych [53, 59]. Pojawia się jednak -

już na etapie projektowania – problem, aby innowacyjne rozwiązania w obszarze obudowy

budynku powiązać w sposób efektywny i racjonalny z rozwiązaniami instalacyjnymi. W tym

miejscu rozwiązaniem okazuje się być symulacja energetyczna budynku, pozwalająca

prognozować przyszłe zachowanie się obiektu w konkretnych warunkach klimatu lokalnego.

Konieczne jest jednak wybranie odpowiednio zaawansowanego narzędzia komputerowego,

pozwalającego na kompleksowe analizy budynku [123].

ESP-r (ang. Environmental Systems Performance) [152] to jeden z wiodących na świecie

i w Europie symulacyjnych programów komputerowych do modelowania przepływu masy

i energii w budynkach z jednoczesnym uwzględnieniem instalacji grzewczych lub

klimatyzacyjnych. Program jest wynikiem wieloletnich prac naukowców związanych

z Strathclyde University w Glasgow, w Szkocji, rozpoczętych już w 1974 r. System ESP-r

wykorzystać można do analizy istniejących bądź projektowanych budynków. Dzięki

możliwości modyfikacji baz danych, użytkownik ma możliwość własnego wprowadzania

70

najnowszych rozwiązań materiałowych i konstrukcyjnych bądź dostosowywania parametrów

programu do standardów własnego kraju.

Wykorzystanie tego programu pozwala, między innymi, na określenie [153]:

zmian komfortu cieplnego w poszczególnych strefach budynku,

miejsc największego zapotrzebowania na ciepło w budynku,

wymiany masy i energii między strefami obiektu,

wpływu zmian w bazie materiałowej, konstrukcyjnej, klimatycznej czy innej na warunki

komfortu cieplnego w budynku i zwiększenie strat ciepła,

optymalnego doboru instalacji grzewczych i klimatyzacyjnych,

wpływu biernych systemów słonecznych na wielkości zużycia energii w budynku.

Jednocześnie program posiada na tyle złożony algorytm obliczeniowy, że z powodzeniem

można go zastosować do kompleksowej analizy całego budynku jak i poszczególnych

zastosowanych w nim rozwiązań budowlanych oraz instalacyjnych. To sprawia, iż ESP-r jest

systemem możliwym do wykorzystania na poziomie rozwiązywania problemów naukowych

czy nowatorskich rozwiązań w budynkach.

Idea budowy modelu w programie oparta jest na podziale obiektu na strefy. Użytkownik

sam określa wzajemne interakcje między strefami i określa dla każdej z osobna parametry

materiałowe, konstrukcyjne, przepływ energii i masy, system ogrzewania czy klimatyzacji.

Schemat podstawowego ideogramu programu przedstawia Rys. 5.1.

Rys. 5.1. Struktura podstawowa programu ESP-r [153].

71

Program składa się z modułów, z których każdy odpowiedzialny jest za inne operacje na

modelu i wpływa na wyniki końcowe symulacji.

W ramach programu użytkownik ma możliwość zbudowania modelu składającego się

z maksymalnie 72 stref, a każda może być ograniczona przez 64 powierzchnie w postaci

dowolnych wielokątów, w których liczba węzłów nie przekracza 25. Modelowana sieć

grzewcza lub klimatyzacyjna może się składać nawet ze 100 elementów. Symulacja

i prezentacja wyników odbywa się dla wskazanej strefy obiektu lub grup stref

wyodrębnionych z całego modelu obiektu [153].

W celu jak najwierniejszego odzwierciedlenia stanu istniejącego, użytkownik ma do

dyspozycji bogate, w pełni edytowalne bazy danych od materiałowych, poprzez

konstrukcyjne, po klimatyczne. Istotna jest, szczególnie w przypadku klimatu lokalnego,

modyfikacja danych istniejących w bazach lub import danych zewnętrznych. W przypadku

klimatu lokalnego możliwe jest zaimportowanie danych zewnętrznych, np. z przygotowanego

wcześniej pliku tekstowego (który generuje w standardzie niemal każdy rejestrator danych).

Po stosownej konwersji i obróbce (czasem dosyć pracochłonnej – w zależności od formatu

pliku wsadowego), baza lokalnych danych klimatycznych może być zaimportowana do

systemu i wykorzystana przez program w symulacji. Niezwykle istotne jest jak najwierniejsze

odzwierciedlenie stanu rzeczywistego w bazach danych dostępnych w programie – ma to

ogromne znaczenie dla stopnia zbliżenia wyników końcowych symulacji do rzeczywistego

zachowania się budynku.

5.2. Budowa modelu stanowiska badawczego w programie symulacyjnym

Aby dokonać teoretycznej oceny planowanych do zastosowania rozwiązań materiałowych

przegrody bazowej (Rys. 5.2.), zdecydowano się na symulację w programie ESP-r.

Rys. 5.2. Schemat koncepcyjny budowy przegrody hybrydowej stanowiącej przedmiot badań własnych.

+ =FASADA HYBRYDOWA PRZEGRODA BAZOWA PRZEGRODA HYBRYDOWA

72

Dzięki symulacji przeprowadzonej w programie ESP-r, można było dokonać prognozy

zachowania się przegrody w danym układzie materiałowo – konstrukcyjnym, bez kosztownej

realizacji na stanowisku badawczym i długotrwałych badań wpływu klimatu lokalnego.

W tym celu zbudowano model stanowiska badawczego Katedry Budownictwa Ogólnego

i Fizyki Budowli. Stanowisko, wykonane w konstrukcji ramowej, składa się z trzech

niezależnych „okien” badawczych (Rys. 5.3.), w których zabudować można przegrodę

o dowolnej strukturze. Opis szczegółowy wraz z zakresem przebudowy przedstawiono

w punkcie 6.2 pracy.

Rys. 5.3. Schemat budowy stanowiska w stanie przed modernizacją.

W modelu komputerowym odwzorowano budowę geometryczną i materiałową przegród.

Przyjęto standardowy moduł ogrzewania i chłodzenia, utrzymujący temperaturę w strefach na

poziomie +20 °C do +24 °C. Pominięto zyski wewnętrzne ze względu na brak urządzeń i osób

je generujących. W strefie 1. dostawiono fasadę hybrydową niewentylowaną o głębokości 0,2

m i pozostałych wymiarach jak przegroda bazowa.

Rys. 5.4. Widok stanowiska badawczego przed modernizacją.

73

Model poddano w programie oddziaływaniu lokalnych warunków klimatycznych. Na

podstawie wieloletnich pomiarów zgromadzonych na stanowisku badawczym, opracowany

został - w ramach rozprawy doktorskiej [127] - typowy rok meteorologiczny. Został on

przekonwertowany do formatu akceptowanego przez program ESP-r (z pliku tekstowego na

ASCII) i zaimplementowany do systemu jako baza klimatyczna dla miasta Gliwice.

strefa-1

Rys. 5.5. Model komputerowy w programie ESP-r z podziałem na strefy i przekrój pionowy przez strefę 1 z fasadą PV.

5.3. Analiza otrzymanych wyników i wybór wariantu materiałowego przegrody

Celem podstawowym przeprowadzonej symulacji energetycznej, a tym samym pierwszej

części badań wstępnych, było określenie budowy materiałowej przegrody bazowej.

Przegroda bazowa z „dostawioną” do niej fasadą hybrydową niewentylowaną pracuje pod

względem termicznym w układzie pasywnych zysków słonecznych [5]. Zastosowano tu

rozwiązania znane z systemu zysków pośrednich z przestrzenią buforową [5].

W przegrodach tych występuje zewnętrzny element transparentny (najczęściej szklana tafla),

umożliwiający docieranie promieni słonecznych, poprzez przestrzeń buforową, do masywnej

przegrody akumulującej z absorberem. Między przegrodą akumulującą

a transparentną znajduje się powietrze, które może być, jak w przypadku ściany Trombego,

wykorzystywane po podgrzaniu we wnętrzu pomieszczenia [5]. W przypadku rozważanej

przegrody zewnętrzny element nie jest transparentny – zastosowano tu moduły

fotowoltaiczne. Stanowią one jednak swoisty przesunięty absorber, bowiem nagrzewają się

74

silnie pod wpływem promieniowania słonecznego. Podgrzewają więc jednocześnie powietrze

znajdujące się w fasadzie między nimi a przegrodą bazową. Źródła literaturowe [11, 19, 50,

114] podają, że temperatury w fasadzie mogą - w trakcie intensywnego promieniowania

słonecznego - osiągać kilkadziesiąt stopni. Pojawia się pytanie, czy do budowy przegrody

bazowej wykorzystywać materiały o dużej pojemności cieplnej, które mogłyby akumulować

ciepło, powstające w fasadzie, i oddawać je do wnętrza pomieszczenia, czy też w warunkach

klimatu lokalnego efektywniejsze - pod względem energetycznym - będzie zastosowanie

materiałów tradycyjnych z dodatkową warstwą izolacji termicznej od strony zewnętrznej,

rezygnując tym samym z większej pojemności cieplnej przegrody?

W tym celu, w strefie pierwszej oraz trzeciej przegrodę bazową od strony południowej

skonstruowano w wariancie 1. z cegły pełnej. Pozostałe przegrody w programie ustawiono

jako adiabatyczne, by wyeliminować dodatkowe zaburzenia w stratach ciepła. Analizowano,

jaki będzie wpływ zastosowania fasady hybrydowej w przypadku przegrody bazowej,

wykonanej z materiału o dużej pojemności cieplnej, bez izolacji termicznej, a następnie -

wykonanej z ceramiki poryzowanej, z izolacją termiczną (wariant 2.).

Na podstawie przeprowadzonych symulacji energetycznych dla obu wariantów przegrody

bazowej, w okresie letnim oraz zimowym zaobserwować można, że temperatura powietrza

w fasadzie wzrasta znacznie pod wpływem promieniowania słonecznego. W okresie

zimowym, dla analizowanych miesięcy (styczeń oraz luty), chwilowe wartości temperatury

przekraczały niejednokrotnie +20 °C, a momentami zbliżały się do +45 °C (Rys. 5.6. a). Przy

założonej temperaturze eksploatacyjnej w strefach na poziomie +20 °C, w momencie, gdy

temperatura w fasadzie osiągnie tę wartość lub jest wyższa, następuje wyrównanie temperatur

po obu stronach przegrody i tym samym chwilowe zatrzymanie przepływu ciepła. Jednak

analizując temperaturę w strefach (Rys. 5.6. c), stwierdzono, że obserwowane zjawisko nie

jest wystarczające do podwyższenia temperatury w strefie na tyle, by mówić o komforcie jej

użytkowania bez czynnego ogrzewania. Tym samym, w obu przypadkach, dla strefy z fasadą

i bez, konieczne jest działanie systemu ogrzewania, a chwilowe wyrównanie temperatury po

obu stronach przegrody wpływa jedynie na obniżenie zapotrzebowania na energię do

ogrzewania (Rys. 5.7.).

Analogiczną sytuację zaobserwować można w okresie letnim (lipiec i sierpień).

W tym przypadku chwilowe temperatury w fasadzie osiągają nawet +55 °C, a najczęściej

utrzymują się w granicach +25 °C - +35 °C (Rys. 5.6. b). Związane jest to z większą ilością

godzin słonecznych dostępnych w okresie letnim w porównaniu do okresu zimowego.

75

ZIMA LATO

Wariant 1 – przegroda bazowa z cegły pełnej, bez izolacji termicznej

a) b)

c) d)

Wariant 2 – przegroda bazowa z ceramiki poryzowanej + izolacja termiczna 10 cm

e) f) Rys. 5.6. Zestawienie wyników symulacji dla obu wariantów przegrody bazowej w sezonie zimowym

oraz letnim: a), b) – wykres temperatur powietrza w przestrzeni fasady, c), d), e), f) – wykres temperatur powietrza w strefach.

76

Wysokie wartości temperatury w fasadzie przekładają się bezpośrednio na temperatury

w strefach. Zaobserwować można, że - w przypadku strefy 1. z fasadą hybrydową -

temperatury powietrza wewnętrznego są nawet o 5 °C wyższe, niż w przypadku strefy

3. z przegrodą tradycyjną. Tym samym przekłada się to na zapotrzebowanie na energię

potrzebną do chłodzenia – aby utrzymać w strefach temperaturę w okresie letnim na

założonym poziomie +24 °C. Strefa 1. z fasadą hybrydową jest w tym porównaniu gorsza pod

względem energetycznym, niż strefa 3. (Rys. 5.7.).

Inaczej sytuacja przedstawia się w przypadku zastosowania izolacji termicznej (założono

10 cm styropianu, by spełnić wymagania warunków technicznych – współczynnik U<0,3

W/m2K [177]). W okresie letnim temperatury powietrza zewnętrznego w strefach utrzymują

się na dużo niższym poziome (rys. 5.6. f), co wpływa znacząco na obniżenie zapotrzebowania

na chłód do utrzymania założonej temperatury eksploatacyjnej na poziomie +24 °C (rys. 5.7).

Izolacja termiczna ogranicza stopień przegrzewania się pomieszczeń.

Podobnie sytuacja wygląda w okresie zimowym – wprowadzona izolacja termiczna

zmniejsza straty ciepła do otoczenia i jednocześnie zapotrzebowanie na energię na

ogrzewanie. Na wykresie (rys. 5.6. e) można zaobserwować brak nagłych skoków

temperatury wewnątrz pomieszczeń – wpływ izolacji termicznej. Jednocześnie, porównując

z przypadkiem bez izolacji (rys. 5.6. c) uwidacznia się mniejsza możliwość wykorzystania

zdolności akumulacyjnych przegrody – izolacja termiczna zmniejsza możliwość nagrzania się

przegrody. Straty ciepła w wyniku braku izolacji są jednakże niewspółmiernie większe.

0 50 100 150 200 250

lato izolacja ściany

lato bez izolacji

zima bez izolacji

strefa 1 8.35 61.65 141.33

strefa 3 0.25 29.56 210.47

lato izolacja ściany lato bez izolacji zima bez izolacji

Rys. 5.7. Porównanie efektywności energetycznej obu wariantów przegród.

77

Na podstawie przeprowadzonych analiz w programie symulacyjnym, stwierdzono, że

w warunkach klimatu lokalnego nie sprawdzają się pod względem energetycznym przegrody

w układzie pasywnych zysków słonecznych z masywną przegrodą akumulującą. Mimo swej

dużej pojemności cieplnej, w okresie zimowym temperatury powietrza zewnętrznego bardzo

często spadają poniżej 0 °C a dodatkowo występuje niewielka ilość godzin dostępnego

promieniowania słonecznego, pozwalająca na wyrównanie temperatur po obu stronach

przegrody i przejmowanie ciepła z fasady przez przegrodę akumulacyjną. Obserwuje się więc

większe potrzeby energetyczne, niż w przypadku przegród z ociepleniem. Podobnie jest

w okresie letnim – zastosowanie izolacji termicznej wpływa na obniżenie stopnia

przegrzewania pomieszczeń a tym samym zmniejszenie zapotrzebowania na energię do

chłodzenia.

W związku z powyższym, do dalszych analiz wybrano układ z izolacją termiczną po

stronie zewnętrznej przegrody bazowej.

78

6. Badanie efektywności konwersji promieniowania słonecznego w energię elektryczną w modułach PV zintegrowanych z budynkiem

6.1. Modelowanie efektywności energetycznej modułów PV zintegrowanych

z przegrodą zewnętrzną budynku 6.1.1. Wpływ podstawowych parametrów modułów PV na ich efektywność

Jak wykazano w punkcie 2.2.3. pracy, parametrem decydującym o efektywności

konwersji promieniowania słonecznego w energię elektryczną modułów fotowoltaicznych

(PV) jest ich temperatura. Jej wzrost wpływa na obniżenie napięcia prądu w ogniwach a tym

samym na zmniejszenie dostępnej mocy maksymalnej modułu i w efekcie spadek

efektywności modułu PV [107, 130]. Temperatura modułów PV podnosi się wraz ze

wzrostem wartości padającego na nie promieniowania słonecznego, ważne więc jest,

umożliwienie chłodzenia powierzchni modułów a tym samym podwyższenie ich sprawności

[8, 11, 19, 50, 114]. Istotnym zagadnieniem jest więc prawidłowa konstrukcja przegród

budowlanych z zintegrowanymi modułami PV, umożliwiająca obniżenie ich temperatury

[114]. Dla projektanta systemów fotowoltaicznych, zintegrowanych z budynkiem (BIPV),

umiejętność dokładnego wyznaczenia temperatury modułów PV na etapie projektowym jest

zagadnieniem kluczowym.

6.1.2. Teoretyczne modele temperatury i efektywności energetycznej modułów

Spośród dostępnych w literaturze [133] teoretycznych modeli temperatury powierzchni

modułów duże zgodności wyników teoretycznych z pomiarowymi daje model empiryczny,

opracowany przez Sandia National Laboratories USA [66]. Dodatkową zaletą jest

nieskomplikowana formuła obliczeniowa, bazująca na podstawowych parametrach

klimatycznych, dostępnych w każdej lokalnej bazie klimatycznej. Temperatura tylnej

powierzchni modułu określona jest przez następujące równanie [66]:

( ) eWSba

CPV teIt +⋅= ⋅+ (6.1)

gdzie:

tPV - temperatura tylnej powierzchni modułu [°C],

IC - natężenie promieniowania słonecznego padającego na powierzchnię modułu [W/m2],

a,b - współczynniki empiryczne uzależnione od budowy modułu PV i sposobu montażu

(Tabela 5.1.),

79

WS - prędkość wiatru [m/s],

te - temperatura powietrza zewnętrznego [°C].

Pewnym mankamentem, z punktu widzenia projektanta, jest ograniczona liczba

przypadków budowy modułów PV i sposobów ich montażu (jakie w swych badaniach

rozważali naukowcy z Sandia National Laboratories), co uniemożliwia wierne odwzorowanie

innych możliwych sposobów integracji modułów PV z budynkami. Jednak otwarta struktura

modelu empirycznego pozwala na wyznaczanie empirycznych współczynników a i b dla

innych przypadków, w trakcie badań własnych, co poszerza listę zawartą pierwotnie w tabeli

i stanowi cenną podstawę pracy dla projektanta.

Tabela 6.1.

Współczynniki empiryczne a i b wykorzystywane w równaniu (6.1) [66]

Rodzaj modułu PV Sposób montażu a b

Szkło/ogniwo/szkło Pełna wentylacja -3,47 -0,0594

Szkło/ogniwo/szkło Przy połaci dachowej -2,98 -0,0471

Szkło/ogniwo/powłoka polimerowa Pełna wentylacja -3,56 -0,0750

Szkło/ogniwo/powłoka polimerowa Izolacja tylnej powierzchni -2,81 -0,0455

Polimer/PV-cienkowarstwowe/stal Pełna wentylacja -3,58 -0,1130

22X koncentrator liniowy Traker -3,23 -0,1300

Umiejętność wyznaczenia teoretycznej temperatury ogniw PV pozwala projektantowi na

oszacowanie teoretycznej efektywności modułu PV jak i energii elektrycznej, generowanej

przez moduł. W literaturze spotkać można liczne sposoby podejścia do tych zagadnień [31,

130, 131, 146].

Jeden z bardziej znanych modeli efektywności modułów PV opisany jest za pomocą

równania [31]:

( )[ ]refPVsrefPV tt −⋅−⋅= βηη 1 (6.2)

gdzie:

ηref - efektywność referencyjna modułu PV,

βs - spadek sprawności/1 stopień wzrostu temperatury modułu (wg producenta, 0,0045),

tPV - temperatura tylnej powierzchni modułu [°C],

tref - temperatura referencyjna modułu PV [°C].

Poszczególne dane składowe niezbędne we wzorze (6.2) uzyskać można od producenta

modułów PV. Efektywność referencyjna powinna być określona w każdej podstawowej

80

karcie katalogowej produktu. Spadek sprawności βs nie jest daną powszechnie dostępną.

Można ją uzyskać poprzez specjalne zapytanie, nie zawiera jej natomiast typowa broszura

informacyjna. Jeżeli producent nie określi innej wartości lub nie zostanie ona wyznaczona

w sposób empiryczny (jak zrobili to na podstawie swych badań chociażby [131]), to przyjąć

w tym miejscu można 0,0045. Temperatura referencyjna modułu wynosi 25 °C i wynika

z typowych warunków laboratoryjnych, w jakich bada się moduły PV (warunki STOC) [82].

Jeśli chodzi o teoretyczne określenie możliwej do uzyskania energii elektrycznej

w modułach, to model jest zbliżony do powyższego, określającego efektywność [146]:

( )[ ]refPVrefCPV ttIE −⋅−⋅⋅= βη 1 (6.3)

gdzie:

IC - natężenie promieniowania słonecznego padającego na powierzchnię modułu [W/m2],

a pozostałe składowe jak we wzorze (6.2).

Umiejętność teoretycznego oszacowania efektywności elektrycznej modułów PV pozwala

na wstępną ocenę konkretnego rozwiązania BIPV na etapie projektowania i porównywania

poszczególnych rozwiązań ze sobą.

6.2. Charakterystyka stanowiska badawczego i aparatury pomiarowej

W celu doświadczalnej weryfikacji modeli teoretycznych temperatury i sprawności

modułów fotowoltaicznych oraz analizy cieplnej przegrody hybrydowej z zintegrowanymi

modułami fotowoltaicznymi, wykonano eksperymentalną przegrodę hybrydową na

stanowisku badawczym Katedry Budownictwa Ogólnego i Fizyki Budowli. Stanowisko to

w roku 2010 zostało całkowicie przebudowane - w ramach grantu badawczego (grant

4308/B/T02/2009/36) - w sposób umożliwiający jednoczesne prowadzenie badań na trzech

niezależnych przegrodach eksperymentalnych (Rys. 6.2.). Stanowisko zostało zbudowane na

osi północ – południe, z usytuowaniem przegród badawczych po stronie południowej.

Konstrukcję stanowi szkielet z profili stalowych, gdzie przegrody pionowe i poziome zostały

zrealizowane w technologii lekkiej suchej (wypełnienie wełną mineralną i obudowanie od

strony wewnętrznej i zewnętrznej płytami wiórowymi prasowanymi OSB). Po stronie

południowej przewidziano możliwość zabudowania trzech przegród eksperymentalnych.

Technologia szkieletowa stanowiska umożliwia łatwy montaż i demontaż przegród

eksperymentalnych po zakończonym okresie badawczym.

81

Hybrydową przegrodę eksperymentalną wykonano w technologii tradycyjnej - ceramika

poryzowana, z izolacją termiczną od strony zewnętrznej, z zintegrowanymi modułami

fotowoltaicznymi oraz zachowaniem pustki powietrznej między powierzchnią przegrody

i modułami.

Z uwagi na zły stan techniczny istniejącego stanowiska badawczego, w roku 2010,

w miesiącach od czerwca do lipca, dokonano kompleksowej modernizacji stanowiska oraz

jego wyposażenia. Przebudowa stanowiska obejmowała: wymianę pokrycia, ścian oraz

podłogi, pozostawiano natomiast układ konstrukcji stalowej. Konstrukcję stalową stanowiska

oczyszczono i zabezpieczono antykorozyjnie. Ściany boczne wykonane jako styropianowe

zastąpiono przegrodą typu lekkiego z płyt OSB i wypełnieniem z wełny szklanej. Stanowisko

podczas remontu pokazano na Rys. 6.1.

a) b)

Rys. 6.1. Stanowisko badawcze Katedry Budownictwa Ogólnego i Fizyki Budowli w trakcie remontu: a) oczyszczenie i zabezpieczenie antykorozyjne konstrukcji stalowej, b) wykonanie przegrody bazowej z ceramiki poryzowanej [fot. własne].

Faza pierwsza realizacji polegała na zabudowie w komorze badawczej części bazowej

przegrody hybrydowej - warstwy konstrukcyjnej z ceramiki poryzowanej z izolacją termiczną

w postaci polistyrenu ekspandowanego (zgodnie z wynikami badań wstępnych) i wykonaniu

szczelin wentylacyjnych. Parametry materiałowe i termiczne przegrody (zgodnie z danymi

producentów) zawiera Tabela 6.2. Badana próbka miała 1.4 m szerokości i 2.5 m wysokości.

82

Rys. 6.2. Stanowisko badawcze Katedry Budownictwa Ogólnego i Fizyki Budowli. Hybrydowa

przegroda eksperymentalna – pierwsza od lewej – pierwsza faza realizacji [fot. własne].

Tabela 6.2.

Parametry materiałowe i termiczne części bazowej przegrody

L.p. Warstwa d [m]

λ [W/mK]

R [m2K/W]

1. Rsi - - 0.130

2. Ceramika poryzowana 0.25 - 0.833

3. EPS 70-040 0.10 0.04 2.500

4. Rse - - 0.040

Suma: 3.503

Wykonane szczeliny wentylacyjne umożliwiają pozyskiwanie wstępnie podgrzanego

powietrza w przestrzeni powietrznej między powierzchnią zewnętrzną przegrody a modułami

PV, zgodnie z przyjętymi wariantami badawczymi przedstawionymi w rozdziałach 6.3.3. –

6.3.6. Szczeliny mają możliwość mechanicznego zablokowania przepływu powietrza, w celu

realizacji wariantów badawczych i ograniczenia nadmiernych strat ciepła w sytuacji, gdy -

przy braku promieniowania słonecznego - nie następuje generowanie podgrzanego powietrza

w przestrzeni między modułami PV a przegrodą bazową (Rys. 6.3.).

83

a)

b)

Rys. 6.3. Widok eksperymentalnej przegrody hybrydowej w trakcie realizacji: a) szczeliny wentylacyjne w ścianie zewnętrznej bazowej – widok od strony pomieszczenia, b) moduły PV zintegrowane z przegrodą bazową – widok od strony zewnętrznej [fot. własne].

Tak przygotowana przegroda bazowa została w całości opomiarowana.

W pomiarach na stanowisku badawczym użyto następującą aparaturę pomiarową (rys.

6.4.):

multisensor meteorologiczny z podgrzewaniem (typ FMA510H, Ahlborn) – pomiar

wybranych parametrów klimatu lokalnego (temperatura powietrza zewnętrznego,

wilgotność względna powietrza, ciśnienie atmosferyczne, kierunek wiatru, prędkość

wiatru, ilość opadów i inne);

rejestrator wielokanałowy (39 wejść pomiarowych z wyświetlaczem, typ

MA56902M09TG3, Ahlborn);

czujniki rezystancyjne Pt100 (2×2 mm) – pomiar temperatury;

płyta do pomiaru przepływu ciepła 250×250 mm (typ FQ90119, Ahlborn);

pyranometr typu FLA 628S firmy Ahlborn – pomiar całkowitego promieniowania

słonecznego w płaszczyźnie modułów PV;

termoanemometry – pomiar temperatury i prędkości przepływu powietrza w pustce

i szczelinach powietrznych (typ FV A935-THAKx, Ahlborn).

84

Zestawienie podstawowych danych technicznych urządzeń pomiarowych zawarto

w Załączniku 2.

Po zainstalowaniu aparatury pomiarowej, przystąpiono do drugiej fazy realizacji

przegrody hybrydowej. Wykształcona została przestrzeń wentylowana, zamknięta od strony

zewnętrznej modułami fotowoltaicznymi, zamontowanymi na stelażu aluminiowym,

mocowanym do części bazowej. Moduły fotowoltaiczne zamocowano w odległości ok. 10 cm

od powierzchni ściany. Konstrukcja stelażu umożliwia regulację szerokości pustki

powietrznej między modułami PV a powierzchnią ściany, jednakże różne warianty szerokości

pustki nie były rozpatrywane w niniejszej pracy – zagadnienie to wykracza poza zakres pracy.

Przepływ powietrza w przestrzeni wentylowanej sterowany będzie przy pomocy

przepustów, umożliwiających nawiew powietrza zewnętrznego i następnie jego wywiew do

wnętrza komory badawczej lub do środowiska zewnętrznego (Rys. 6.5.).

Moduły PV zostały obudowane płytami styropianowymi i uszczelnione taśmami

rozprężnymi, w celu ograniczenia niekontrolowanej infiltracji powietrza i jej wpływu na

procesy konwekcyjnej wymiany ciepła wewnątrz przegrody. Pozostawiono jedynie

możliwość otwarcia dolnej i górnej zewnętrznej szczeliny wentylacyjnej, tworząc układ

kontrolowanej wentylacji przegrody hybrydowej.

Taki sposób wentylacji jest typowy dla układów fasad podwójnych z zintegrowaną

fotowoltaiką.

W płaszczyźnie modułów PV zamontowany został pyranometr - realizujący pomiar

całkowitego promieniowania słonecznego na płaszczyznę pionową – o orientacji

południowej. Brak drugiego pyranometru z pierścieniem zacieniającym uniemożliwia

wyodrębnienie - w sposób empiryczny - składowej promieniowania rozproszonego

z mierzonego całkowitego promieniowania słonecznego. Tym samym konieczne było, w celu

realizacji tez rozprawy, wyodrębnienie składowej promieniowania rozproszonego w sposób

teoretyczny, bazując na istniejących modelach promieniowania słonecznego. Wybrano w tym

celu model Pereza [105] przedstawiony szczegółowo w rozdziale 2.

Dane pomiarowe ze wszystkich zainstalowanych czujników i stacji meteorologicznej

rejestrowane są z krokiem czasowym równym 1 godzinie, na przenośnej karcie pamięci, za

pomocą rejestratora wielokanałowego. Ten wariant rejestracji danych umożliwia w sposób

wygodny i szybki wymianę danych między komputerami, na których dokonywana jest analiza

otrzymanych wyników.

85

a) b) c) d) Rys. 6.4. Aparatura wykorzystana w pomiarach: a) multisensor meteorologiczny Ahlborn [fot.

własne], b) rejestrator wielokanałowy Ahlborn [fot. własne], c) czujnik rezystancyjny Pt100 [10], d) płyta do pomiaru przepływu ciepła [10].

Na Rys. 6.5. przedstawiono schemat ideowy zrealizowanej na stanowisku badawczym

przegrody hybrydowej z BIPV. Rozmieszczenie aparatury i czujników pozwala na pomiar

następujących wielkości fizycznych, wykorzystywanych w analizach prowadzących do

realizacji tez postawionych w pracy:

ti – pomiar temperatury powietrza wewnętrznego w komorze badawczej [°C],

te – pomiar temperatury powietrza zewnętrznego [°C],

twi – pomiar temperatury powierzchni wewnętrznej przegrody bazowej [°C],

twe – pomiar temperatury powierzchni zewnętrznej przegrody bazowej [°C],

tair – pomiar temperatury powietrza w pustce [°C],

tPV – pomiar temperatury powierzchni modułów PV [°C],

td – pomiar temperatury powietrza na wlocie do pustki powietrznej [°C],

tg – pomiar temperatury powietrza na wylocie z pustki powietrznej [°C],

tsd – pomiar temperatury powietrza w dolnej szczelinie wentylacyjnej [°C],

tsg – pomiar temperatury powietrza w górnej szczelinie wentylacyjnej [°C],

q – pomiar gęstości strumienia ciepła [W/m2],

vsd – pomiar prędkości przepływu powietrza w dolnej szczelinie wentylacyjnej [m/s],

vsg – pomiar prędkości przepływu powietrza w górnej szczelinie wentylacyjnej [m/s],

IC – pomiar całkowitego natężenia promieniowania słonecznego w płaszczyźnie modułów

PV [W/m2],

WS – pomiar prędkości wiatru [m/s].

Czujniki temperatury na powierzchni przegrody (twi, twe) rozmieszczono po obu jej

stronach w jednej linii, prostopadłej do płaszczyzny przegrody. Płyta do pomiaru gęstości

strumienia ciepła przymocowana została od strony wewnętrznej przegrody w jej środku

geometrycznym (minimalizacja wpływu mostków termicznych) w taki sposób, by

obejmowała charakterystyczny fragment ściany – w tym przypadku na połączeniu pustaków

86

z ceramiki poryzowanej wraz ze spoinami. Takie usytuowanie płyty pozwala uzyskać bardziej

realny obraz strat ciepła dla przegrody o danej konstrukcji, w odniesieniu do jej faktycznej

jakości energetycznej po zabudowaniu w rzeczywistym obiekcie budowlanym [10].

1 – komputer z oprogramowaniem, 2 – rejestrator wielokanałowy, 3 – pyranometr, 4 – stacja pogodowa –

multisensor meteorologiczny, 5 – regulator ładowania w instalacji fotowoltaicznej, 6 – akumulator żelowy, 7 –

pomiar napięcia odbiorników energii elektrycznej z PV, 8 – odbiorniki energii

Rys. 6.5. Schemat ideowy hybrydowej przegrody z BIPV i rozmieszczenia elementów pomiarowych.

Do wykonania zewnętrznej części przegrody hybrydowej wykorzystano moduły PV z krzemu multikrystalicznego firmy Kyocera. W celu zabudowania całości przegrody badawczej konieczne było zakupienie dwóch rodzajów modułów: KYOCERA KD135SX-UPU (moc nominalna 135 W) oraz KYOCERA KC65GC-2P (moc nominalna 65 W) o wymiarach odpowiednio 1,5×0,668 m i 0,751×0,652 m [157]. Różnicę w szerokości modułów uzupełniono kształtownikiem aluminiowym, dzięki czemu uzyskano równą powierzchnię o wymiarach zewnętrznych 2,251×1,376 m. Powierzchnia czynna modułów wynosi 2,594 m2 a moc nominalna całości 400 W. Pozostałe parametry modułów PV przedstawiono na Rys. 6.6.

Instalacja fotowoltaiczna zintegrowana z przegrodą bazową na stanowisku badawczym o nominalnej mocy 400 W pracuje w układzie niepodłączonym do sieci elektroenergetycznej.

Biorąc pod uwagę możliwości pozyskania energii słonecznej w warunkach klimatu lokalnego, w którym prowadzono badania, i rzeczywiste warunki pracy ogniw PV, a tym samym ich mniejszą efektywność elektryczną w stosunku do nominalnej, instalację obciążono odbiornikami energii elektrycznej w postaci czterech źródeł światła o nominalnym poborze mocy 200 W, wykorzystującymi prąd stały. Nadmiar energii elektrycznej magazynowany jest

87

w akumulatorze żelowym SBLG 120-12i 12V-120Ah. Układem zabezpieczającym

w instalacji jest regulator ładowania akumulatorów (regulator napięcia) typu CML 15 12/24V

15A firmy Phocos. Regulator utrzymuje odpowiednie napięcie w systemie i dopasowuje pracę

ogniw PV do odbiorników tak, aby parametry pracy ogniw były bliskie punktowi mocy

maksymalnej.

KYOCERA KC65GC-2P

Efektywność elektryczna

STC 800 W/m2 i

NOCT

Moc maks. [W] 65 46

Napięcie [V] 21,7 19,7

KYOCERA KD135SX-UPU

Efektywność elektryczna

STC 800 W/m2 i

NOCT

Moc maks. [W] 135 95

Napięcie [V] 22,1 20,0

Rys. 6.6. Układ i parametry podstawowe modułów PV zintegrowanych z przegrodą hybrydową. Ilość możliwej do uzyskania energii elektrycznej w systemie BIPV, stanowiącym

przedmiot badań, jest obliczana na podstawie pomiarów napięcia w układzie obciążającym

instalację z krokiem czasowym równym 5 minut. Schemat układu PV niepodłączonego do

sieci elektroenergetycznej, zrealizowanego na stanowisku badawczym, przedstawia rys. 6.7.

Rys. 6.7. Schemat ideowy instalacji fotowoltaicznej zrealizowanej na stanowisku badawczym.

88

6.3. Wyniki pomiarów prowadzonych na stanowisku badawczym 6.3.1. Pomiary podstawowych wielkości meteorologicznych

Do weryfikacji empirycznej teoretycznych modeli temperatury i efektywności

energetycznej modułów wykorzystano dane pomiarowe podstawowych parametrów

meteorologicznych:

natężenia promieniowania słonecznego padającego na płaszczyznę modułów PV,

temperatury powietrza zewnętrznego,

prędkości wiatru.

Pomiary prowadzono w warunkach klimatu lokalnego miasta Gliwice, na stanowisku

badawczym Katedry Budownictwa Ogólnego i Fizyki Budowli, w okresie od listopada 2010

do maja 2012 r. Pomiary natężenia promieniowania słonecznego rozpoczęto w lutym 2011 r.

Do pomiarów natężenia promieniowania słonecznego padającego na płaszczyznę

modułów PV wykorzystano pyranometr typu FLA 628S firmy Ahlborn (rys. 6.8.). Pomiary

podstawowe wykonywano z krokiem czasowym równym 1 godzinie. Przy użyciu

pyranometru rejestrowano promieniowanie słoneczne całkowite na płaszczyznę modułów.

a) b)

Rys. 6.8. Urządzenia pomiarowe wykorzystane przy pomiarach podstawowych parametrów klimatu lokalnego: a) pyranometr FLA 628S, multisensor meteorologiczny FMA510H (opis w tekście).

Pomiarów temperatury powietrza zewnętrznego jak i prędkości wiatru dokonano za

pomocą multisensora meteorologicznego z podgrzewaniem typu FMA510H firmy Ahlborn

(rys.6.8.). Pozwala on na pomiar ośmiu podstawowych parametrów klimatu lokalnego

(kierunek i prędkość wiatru, maksymalna prędkość wiatru, ciśnienie, temperatura powietrza

zewnętrznego, wilgotność względna, chwilowa ilość opadów, intensywność opadów). Brak

89

części ruchomych eliminuje możliwość okresowych zaburzeń w pomiarach, w wyniku ich

oblodzenia – zjawisko obserwowane w przypadku standardowych anemometrów do pomiaru

prędkości wiatru. Dodatkowo posiada funkcję elektronicznie kontrolowanego podgrzewania,

w celu zapewnienia skutecznej pracy wszystkich elementów pomiarowych w okresie

zimowym. Dzięki niewielkim rozmiarom i wadze (ok. 0,6 kg) urządzenie zamontowano na

przygotowanym w tym celu stelażu, w sąsiedztwie stanowiska badawczego.

Podstawowe parametry meteorologiczne rejestrowano na stanowisku badawczym

z krokiem czasowym równym 1 godzinie.

6.3.2. Pomiary temperatury tylnej powierzchni modułów PV

Pomiary temperatury tylnej strony modułów PV przeprowadzono w celu porównania

wartości generowanych przez model teoretyczny i uzyskanych w sposób doświadczalny.

W badaniach in situ modułów wykonanych w technologii c-Si z ogniwami z krzemu

krystalicznego powszechnie dokonuje się pomiaru tylnej strony modułów, a uzyskane wyniki

traktuje się jako reprezentatywne dla całości. Wynika to ze złożonej budowy modułów (Rys.

6.9.) realizowanej w procesie produkcji. Użytkownik końcowy nie ma możliwości

dekompozycji poszczególnych warstw modułu i umieszczenia czujników temperaturowych

między nimi. Poza tym grubość poszczególnych warstw wykorzystanych w procesie

produkcji jest na tyle mała, a ich przewodność cieplna na dyle duża, że całkowity obliczony

opór cieplny staje się wartością pomijalną (Tabela 6.3.). W związku z tym, w badaniach in

situ przyjęto metodę pomiaru temperatury tylnej powierzchni modułu i wykorzystania jej we

wszelkich analizach.

Rys. 6.9. Budowa modułów PV w technologii c-Si z ogniwami z krzemu krystalicznego [104].

90

Tabela 6.3.

Parametry materiałowe poszczególnych warstw modułu PV w technologii c-Si [104].

Warstwa Grubość [m]

Przewodność cieplna [W/mK]

1. Szkło hartowane 0,003 1,8

2. Folia hermetyczna np. EVA 500 × 10-6 0.35

3. Ogniwa PV 225 × 10-6 148

4. Folia hermetyczna np. EVA 500 × 10-6 0.35

5. Tylny kontakt 10 × 10-6 237

6. Folia kompozytowa np. Tedlar 0,0001 0,2

Pomiarów temperatury tylnej powierzchni modułów PV dokonano poprzez przyklejenie

czujników temperatury typu Pt100 w środku geometrycznym przegrody.

W trakcie badań wstępnych, realizowanych w okresie od lutego do sierpnia 2011 r.,

rozpatrywano układy wentylacji przegrody hybrydowej przedstawione w Tabeli 6.4.

W okresie od stycznia do maja 2012 roku, podczas badań właściwych – już tylko układ bez

wentylacji.

Tabela 6.4.

Rozpatrywane warianty pracy przegrody hybrydowej Schemat ideowy Opis rozwiązania

1. BRAK WENTYLACJI:

Okres badawczy: − okres niskich temperatur powietrza zewnętrznego.

Założenia projektowe: − podwyższenie temperatury powietrza w pustce – ograniczenie strat

ciepła z wnętrza pomieszczenia – bufor eliminujący straty ciepła przez przenikanie w przypadku wyrównania temperatur po obu stronach przegrody,

− zwiększenie efektywności energetycznej przegrody w okresie zimowym i przejściowym.

2. WEWNĘTRZNA KURTYNA POWIETRZNA:

Okres badawczy: − okres niskiej temperatury powietrza zewnętrznego i silnego natężenia

promieniowania słonecznego.

Założenia projektowe: − chłodzenie modułów PV powietrzem cyrkulującym – potencjalne

zwiększenie efektywności elektrycznej, − wykorzystanie ogrzanego w szczelinie powietrza – możliwość

wprowadzenia do wnętrza pomieszczenia lub do systemu wentylacji mechanicznej.

91

3. DOSTARCZANIE POWIETRZA WENTYLACYJNEGO:

Okres badawczy: − okres przejściowy jeśli chodzi o parametry klimatu lokalnego.

Założenia projektowe: − chłodzenie modułów PV powietrzem zewnętrznym – potencjalne

zwiększenie efektywności elektrycznej, − wstępne podgrzewanie powietrza wentylacyjnego i wykorzystanie go

wewnątrz pomieszczenia lub wprowadzonie do systemu wentylacji mechanicznej.

4. ZEWNĘTRZNA KURTYNA POWIETRZNA:

Okres badawczy: − okres silnego natężenia promieniowania słonecznego i wysokiej

temperatury powietrza zewnętrznego.

Założenia projektowe: − chłodzenie ogniw powietrzem zewnętrznym – potencjalne zwiększenie

efektywności elektrycznej, − ochrona wnętrza pomieszczenia przed nadmiernymi zyskami

słonecznymi w okresie wysokiego natężenia promieniowania słonecznego.

6.3.3. Pomiary temperatury tylnej powierzchni modułów – brak wentylacji – badania wstępne

Pomiary realizowane były w okresie od 21.12.2010 do 01.02.2011. W tym układzie

wentylacji przegrody tworzy się analogia szklarni.

1 – komputer z oprogramowaniem, 2 – rejestrator wielokanałowy, 3 – pyranometr, 4 – stacja pogodowa –

multisensor meteorologiczny, 5 – regulator ładowania w instalacji fotowoltaicznej, 6 – akumulator żelowy, 7 – pomiar napięcia odbiorników energii elektrycznej z PV, 8 – odbiorniki energii

Rys. 6.10. Schemat ideowy hybrydowej przegrody z BIPV – brak wentylacji.

92

Temperatura w fasadzie oraz na wewnętrznej powierzchni modułów PV wzrasta

proporcjonalnie do ilości promieniowania słonecznego docierającego do przegrody. Im

większe wartości całkowitego promieniowania słonecznego padającego na płaszczyznę

modułów, tym bardziej temperatura PV wzrasta – wpływając negatywnie na ich sprawność

elektryczną. W okresie wysokiej temperatury powietrza zewnętrznego, przekraczającej +20

°C, i intensywnego nasłonecznienia ok. 850 W/m2 obserwowano na stanowisku badawczym

temperatury modułów dochodzące do +60 °C.

Z drugiej strony taki układ jest korzystny pod względem energetycznym w sezonie

grzewczym. Wzrastająca pod wpływem promieniowania słonecznego temperatura modułów

PV powoduje wzrost temperatury powietrza w fasadzie. Tym samym, gdy osiągnie poziom

temperatury powietrza wewnętrznego (a w zasadzie gdy temperatura na zewnętrznej

i wewnętrznej powierzchni przegrody osiągnie stan równowagi), dochodzi do układu,

w którym zablokowany zostaje strumień ciepła. Taki stan ma duży potencjał ograniczenia

strat ciepła przez przegrodę a jednocześnie ilości energii potrzebnej na cele grzewcze.

Jednocześnie moduły PV nadal „pracują”, wytwarzając energię elektryczną, choć ich

sprawność maleje.

-15-10-505

101520253035

1 25 49 73 97 121 145 169 193 217 241 265Czas [h]

Tem

pera

tura

[o C

]

t zew t PV t pust

Rys. 6.11. Wyniki pomiarów temperatury modułów PV w odniesieniu do temperatury zewnętrznej – wybrany okres 26.12.2010 – 06.01.2011, krok czasowy 1h.

6.3.4. Pomiary temperatury tylnej powierzchni modułów – wewnętrzna kurtyna

powietrzna – badania wstępne

Pomiary realizowane były w okresie od 02.02.2011 – 25.02.2011. W tym przypadku

przegroda pracuje na zasadach zbliżonych do ścian słonecznych w układzie zysków

pasywnych – na zasadach ściany Trombego.

93

1 – komputer z oprogramowaniem, 2 – rejestrator wielokanałowy, 3 – pyranometr, 4 – stacja pogodowa –

multisensor meteorologiczny, 5 – regulator ładowania w instalacji fotowoltaicznej, 6 – akumulator żelowy, 7 – pomiar napięcia odbiorników energii elektrycznej z PV, 8 – odbiorniki energii

Rys. 6.12. Schemat ideowy hybrydowej przegrody z BIPV – wewnętrzna kurtyna powietrzna.

Pod wpływem promieniowania słonecznego wzrasta temperatura modułów PV a tym

samym powietrza w fasadzie. To wymusza ruch powietrza w górę fasady i tym samym przez

górną szczelinę wentylacyjną powietrze podgrzane dostaje się do wnętrza pomieszczenia.

Jednocześnie dolna szczelina wentylacyjna zasysa chłodniejsze powietrze z wnętrza

pomieszczenia. Ten ruch powietrza w fasadzie powoduje obniżanie temperatury modułów

PV, podwyższając ich sprawność teoretyczną, przy jednoczesnym zasilaniu pomieszczenia

w podgrzane powietrze. Układ ten wydaje się efektywniejszy pod względem energetycznym

od wariantu 1 – bez wentylacji.

-20,0

-10,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

0 24 48 72 96 120 144krok pomiarowy 1 godz

tem

pera

tura

[°C

]

temp. zew nętrzna temp. PV temp. pustka

Rys. 6.13. Wyniki pomiarów temperatury modułów PV w odniesieniu do temperatury zewnętrznej – wybrany okres 22.02.2011 – 25.02.2011, krok czasowy 1h..

94

Jak jednak pokazują badania in situ, przegroda nie pracuje w sposób przewidziany przez

założenia teoretyczne. W okresie dużego nasłonecznienia, gdy temperatura powietrza

wewnątrz fasady wzrasta, obserwuje się spadek prędkości przepływu powietrza. Takiego

stanu rzeczy upatrywać można w wyniku, w miarę równomiernego nagrzania się przestrzeni

fasady – stosunek niedużej objętości powietrza wewnątrz fasady do powierzchni modułów

powoduje szybkie osiągnięcie wysokiej temperatury na wysokości fasady. To znowu

minimalizuje gradient temperatur między górną a dolną częścią fasady i tym samym

zatrzymuje ruch powietrza. Ponowny wzrost prędkości notuje się każdorazowo po ustaniu

wysokiego natężenia promieniowania słonecznego (rys. 6.14). Taki specyficzny układ

temperaturowy, jaki powstaje w tym wariancie konstrukcyjnym przegrody, uniemożliwia

wentylację modułów PV w sposób naturalny. Konieczny byłby wymuszony ruch powietrza,

poprzez zastosowanie wentylatorów w szczelinach.

Dodatkowym minusem jest odwrócony obieg powietrza w przypadku braku

nasłonecznienia i przy niskich temperaturach powietrza zewnętrznego, powodujący

wychładzanie wnętrza pomieszczenia – konieczne by było zamontowanie przepustów

otwierających się automatycznie pod wpływem temperatury w fasadzie.

0.0

100.0

200.0

300.0

400.0

500.0

600.0

700.0

800.0

900.0

1 25 49 73 97 121

prom

ieni

owan

ie c

ałko

wite

[W/m

2 ]

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

pręd

kość

pow

ietrz

a [m

/s]

promieniowanie słoneczne prędkość przepływu powietrza

Rys. 6.14. Spadek prędkości powietrza w fasadzie pod wpływem wysokiej temperatury modułów PV. 6.3.5. Pomiary temperatury tylnej powierzchni modułów – podgrzewanie powietrza

wentylacyjnego – badania wstępne

Pomiary prowadzone były w okresie marzec/kwiecień 2011. W tym układzie wentylacji

(wariant 3) powietrze trafia przez zewnętrzny przepust dolny do przestrzeni fasady

a następnie przez górny przepust w przegrodzie bazowej do wnętrza pomieszczenia.

95

1 – komputer z oprogramowaniem, 2 – rejestrator wielokanałowy, 3 – pyranometr, 4 – stacja pogodowa –

multisensor meteorologiczny, 5 – regulator ładowania w instalacji fotowoltaicznej, 6 – akumulator żelowy, 7 – pomiar napięcia odbiorników energii elektrycznej z PV, 8 – odbiorniki energii

Rys. 6.15. Schemat ideowy hybrydowej przegrody z BIPV – podgrzewanie powietrza wentylacyjnego.

Z wnętrza pomieszczenia wywiew powietrza następuje przez otwory w suficie do

przestrzeni poddasza i dalej przez nieszczelności pokrycia dachowego na zewnątrz.

Powietrze zewnętrzne trafiające do przestrzeni fasady, zostaje podgrzane przy wysokim

natężeniu promieniowania słonecznego, obniżając tym samym temperaturę modułów PV.

Dzięki „pobieraniu” powietrza zewnętrznego, do wnętrza fasady trafia powietrze o niższej

temperaturze, niż w przypadku wariantu 2. Tym samym potencjał chłodzenia modułów PV

i podwyższenia ich sprawności jest większy. Dodatkowo świeże powietrze zewnętrze zostaje

wstępnie podgrzane i górnym przepustem wprowadzane jest do wnętrza pomieszczenia.

-10,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

0 24 48 72 96 120 144krok pomiarowy 1 godz

tem

pera

tura

[°C

]

temp. zew nętrzna temp. PV temp. pustka

Rys. 6.16. Wyniki pomiarów temperatury modułów PV w odniesieniu do temperatury zewnętrznej.

96

W trakcie badań in situ nie zaobserwowano problemów z wentylowaniem przestrzeni

fasady, jak to miało miejsce w przypadku wariantu 2. Wprowadzenie do wnętrza fasady

powietrza zewnętrznego o potencjalnie niższej temperaturze niż powietrze z wnętrza

pomieszczenia w wariancie 2 sprawiało, że przegroda zachowywała się w zakresie wentylacji

w sposób przewidziany przed badaniami. Ten rodzaj przegrody mógłby znaleźć zastosowanie

praktyczne w okresie przejściowym do wstępnego podgrzewania powietrza wentylacyjnego

oraz obniżania temperatury modułów PV.

Występuje tu jednak znaczny problem wstecznego obiegu powietrza w okresie braku

promieniowania słonecznego i przy niskich temperaturach powietrza zewnętrznego. Zasadne

byłoby więc zastosowanie w szczelinach automatycznych przepustów otwierających się

i zamykających w zależności od temperatury powietrza w fasadzie i szczelinie zewnętrznej.

0.0

100.0

200.0

300.0

400.0

500.0

600.0

700.0

800.0

900.0

1 25 49 73 97 121

prom

ieni

owan

ie c

ałko

wite

[W/m

2 ]

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

pręd

kość

pow

ietrz

a [m

/s]

promieniowanie słoneczne prędkość przepływu powietrza

Rys. 6.17. Zależność prędkości przepływu powietrza w fasadzie od natężenia promieniowania słonecznego.

6.3.6. Pomiary temperatury tylnej powierzchni modułów – zewnętrzna kurtyna

powietrzna – badania wstępne

Pomiary prowadzone były w okresie od maja do sierpnia 2011. Ostatni z rozpatrywanych

wariantów wentylacji przegrody (wariant 4) wykazuje największy potencjał ograniczenia

temperatury modułów PV. Powinien być stosowany w okresie letnim, gdy temperatura

modułów jest najwyższa, a znaczny stopień wentylacji przestrzeni fasady nie wpływałby

negatywnie na wychładzanie powierzchni przegrody bazowej poprzez omywanie zimnym

powietrzem zewnętrznym, co mogłoby nastąpić w okresie zimowym.

97

1 – komputer z oprogramowaniem, 2 – rejestrator wielokanałowy, 3 – pyranometr, 4 – stacja pogodowa –

multisensor meteorologiczny, 5 – regulator ładowania w instalacji fotowoltaicznej, 6 – akumulator żelowy, 7 – pomiar napięcia odbiorników energii elektrycznej z PV, 8 – odbiorniki energii

Rys. 6.18. Schemat ideowy hybrydowej przegrody z BIPV – podgrzewanie powietrza wentylacyjnego.

Dodatkowo w okresie letnim ten sposób wentylacji fasady mógłby wpłynąć pozytywnie

na mikroklimat wnętrza pomieszczenia poprzez ograniczenie nadmiernych zysków

słonecznych, mogących powodować przegrzewanie pomieszczenia. Jednak z uwagi na fakt,

że większość z sezonowych potrzeb energetycznych budynku przypada na okres zimowy

i przejściowy, wariant ten nie będzie rozpatrywany jako referencyjny dla Polskich warunków

klimatycznych.

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

0 24 48 72 96 120 144krok pomiarowy 1 godz

tem

pera

tura

[°C

]

temp. zew nętrzna temp. PV temp. pustka

Rys. 6.19. Wyniki pomiarów temperatury modułów PV w odniesieniu do temperatury zewnętrznej.

98

6.3.7. Wybór układu konstrukcyjnego i sposobu wentylacji przegrody hybrydowej

Wyboru wariantu budowy przegrody hybrydowej, poddanej dalszym badaniom, dokonano

w oparciu o następujące kryteria:

Tabela 6.5.

Przyjęte kryteria wyboru wariantu przegrody hybrydowej

W1

W2

W3

W4

1.Minimalizacja strat energii w okresie zimowym

X X X X -

2.Możliwość osiągnięcia pełnej efektywności energetycznej bez wprowadzenia automatyki

X X - X X X

3.Potencjał pozyskania energii elektrycznej poprzez zintegrowane moduły PV

X X X X X

4.Możliwość wykorzystania wstępnie podgrzanego powietrza

- X X X X -

5 4 5 4

Jednym z głównych celów autora, było stworzenie układu pasywnych zysków

słonecznych, bez potrzeby wprowadzenia automatyki sterującej i o wysokiej niezawodności

eksploatacyjnej. Dlatego też jednym z istotniejszych kryteriów, była możliwość

funkcjonowania przegrody bez dodatkowych elementów sterujących.

Na podstawie analiz czterech wariantów przeprowadzonych w punktach 6.3.3.-6.3.6.

można stwierdzić, że w warunkach klimatu lokalnego najlepiej funkcjonowałaby w pełni

zautomatyzowana fasada hybrydowa, w której układy wentylacji uzależnione by były od

panujących warunków otoczenia. Musiałaby także posiadać wymuszony obieg powietrza, by

osiągnąć dobre wyniki, jeśli chodzi o stronę energetyczną.

Po przeanalizowaniu różnych wariantów pod względem energetycznym, niewymagającą

dodatkowej automatyki jest przegroda w wariancie 1 – układ najprostszy, pasywnych zysków

posrednich bez wentylacji. Dodatkowo analiza szczegółowa pokazuje, że skuteczność

99

elektryczna nie jest drastycznie gorsza od przegrody z pełną wentylacją tylnej powierzchni

modułów PV (wariant 4).

Aby porównać te dwa przypadki, z danych pomiarowych wybrano dwa dni bardzo

zbliżone pod względem panujących warunków klimatycznych. W przypadku przegrody

w wariancie 1 – bez wentylacji - temperatura modułów była jedynie o niecałe 10 °C wyższa

od przegrody w wariancie 4 – z pełną wentylacją. Tym samym sprawność elektryczna w obu

przypadkach nie różni się tak znacznie, jak podają źródła literaturowe [7, 15, 61, 65, 88].

0

10

20

30

40

50

1 24 47 70 93 116 139 162 185 208 231 254 277

Krok czasowy - 5 min

Tem

pera

tura

mod

ułu

[o C]

temp. moduł bez w ent. temp. moduł w ent.

Rys. 6.20. Porównanie temperatury modułów dla przegrody z wentylacją i bez wentylacji fasady.

Moduły bez wentylacji Moduły z wentylacją

Promieniowanie słoneczne ~ 700 W/m2

Temperatura powietrza zewnętrznego ~ 21 °C

Prędkość wiatru – 1,4 m/s Prędkość wiatru – 2,8 m/s

Temperatura max.: 49,17 °C Temperatura max.: 43,77 °C

Sprawność teoretyczna η = 0,12 Sprawność teoretyczna η = 0,135

Na podstawie przeprowadzonych analiz i określonych kryteriów, do dalszej części badań

właściwych wybrano układ bez wentylacji fasady (wariant 1) – najprostszy pod względem

konstrukcyjnym, niewymagający wprowadzenia automatyki sterującej przepustami

i wentylatorami, niezbędnymi w wariantach 2 i 3, oraz skuteczny, biorąc pod uwagę

efektywność energetyczną i elektryczną.

Efektywny mógłby się okazać wariant 3, który także uzyskał wysoką ocenę na podstawie

określonych kryteriów. Wymagałby jednak wprowadzenia skomplikowanego układu

100

automatyki sterującej przepływem powietrza w przestrzeni fasady, by w pełni wykorzystać

potencjał energetyczny i jednocześnie wyeliminować wsteczny obieg cyrkulacyjny powietrza.

6.4. Temperatura teoretyczna i pomiarowa modułów PV

Porównania danych teoretycznych i pomiarowych dokonano na podstawie badań

właściwych, przeprowadzonych dla przegrody hybrydowej w układzie zamkniętym bez

wentylacji, w okresie od września 2011 do maja 2012 r.

Do wyznaczenia temperatury teoretycznej modułów wykorzystano wzór (6.1.).

Na stanowisku badawczym wykonano pomiary promieniowania słonecznego całkowitego

w płaszczyźnie modułów, temperatury powietrza zewnętrznego, prędkości wiatru

(potrzebnych w modelu teoretycznym) oraz temperatury na tylnej stronie modułów. Pomiary

zarejestrowano z krokiem czasowym równym 1 godzinie. Dla rozważanego przypadku

integracji modułów PV z przegrodą nie ma wyznaczonych - przez twórców modelu -

współczynników empirycznych a i b. Wykorzystano więc z dostępnej listy współczynniki

charakteryzujące się największą zgodnością – dla zabudowania modułów PV blisko dachu.

Na Rys. 6.21. przedstawiono przebieg dzienny temperatury tylnej powierzchni modułów

PV dla danych teoretycznych i pomiarowych w dniu 30.09.2011. W analizowanym przypadku

panowały ustabilizowane warunki natężenia słonecznego (Rys. 6.22).

0

10

20

30

40

50

60

70

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Czas [h]

Tem

pera

tura

mod

ułów

PV

[o C]

w art. pomiarow e w art. teoretyczne

Rys. 6.21. Porównanie wyników teoretycznych i pomiarowych temperatury na tylnej powierzchni modułu PV dla 30.09.2011.

101

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1 24Czas [h]

prom

ieni

owan

ie c

ałko

wite

[W/m

2 ]

Rys. 6.22. Całkowite natężenie promieniowania słonecznego zarejestrowane w dniu 30.09.2011.

Ocena wizualna wykresu na Rys. 6.21 skłania do stwierdzenia o dużej zbieżności danych

teoretycznych i pomiarowych. Dla potwierdzenia przypuszczenia dokonano oceny

statystycznej uzyskanych wyników. W pierwszej kolejności przeprowadzono analizę związku

korelacyjnego między zmiennymi za pomocą wykres rozrzutu (Rys. 6.23.). p

pomiar = 1,5717+0,9438*x

0 10 20 30 40 50 60 70

model

0

10

20

30

40

50

60

70

pom

iar

Rys. 6.23. Wykres rozrzutu zmiennych pomiarowych i uzyskanych z modelu teoretycznego dla

temperatury na wewnętrznej powierzchni modułów PV – krok czasowy 1 h.

102

Na wykresie (Rys. 6.23.) zaobserwować można zależność dodatnią o dosyć mocnej sile.

Występują także zmienne, które odstają od pozostałego zbioru wyników, co wpływa na

uzyskaną wartość przesunięcia 1,5717 i korelacji. Aby dokonać dalszej oceny statystycznej

sporządzono wykres ramkowy (pudełkowy), obrazujący rozkład badanej cechy w zbiorze

[83].

Mediana 25%-75% Zakres nieodstających Odstające Ekstremalnemodel pomiar

0

10

20

30

40

50

60

70

Rys. 6.24. Wykres ramkowy zmiennych pomiarowych i uzyskanych z modelu teoretycznego dla

temperatury na wewnętrznej powierzchni modułów PV – krok czasowy 1 h. Analiza wykresu ramkowego (Rys. 6.24) potwierdza wysoką zbieżność temperatur na

tylnej powierzchni modułów PV, uzyskanych w sposób teoretyczny, z wartościami

pomiarowymi. Wartości minimalne (wąsy dolne) i maksymalne (wąsy górne) temperatur

zawierają się niemal w tym samym przedziale - od ok. 10° do 60°C. Także pozycja

poszczególnych kwartyli – pierwszego i trzeciego, jest na bardzo zbliżonym poziomie

i pokazuje, że większość z uzyskanych wartości temperatur w obu przypadkach zawiera się

w przedziale od ok. 10° do ok. 42°C, z czego 50% w przedziale od ok. 12° do ok. 42°C.

Pozycja mediany na obu wykresach usytuowana jest bliżej pierwszego kwartyla co pozwala

wnioskować, że w połowie przypadków temperatura modułów PV nie przekraczała

odpowiednio ok. 18 °C i 17 °C. Nie zaobserwowano wyników odstających i ekstremalnych.

Procesy słoneczne charakteryzują się jednakże dużą zmiennością, więc krok pomiarowy

równy 1 godzinie jest wystarczający do obliczeń energetycznych, ale może być zbyt ogólny

dla walidacji modelu teoretycznego temperatury ogniw PV, gdy panować będą niestabilne

warunki natężenia promieniowania słonecznego.

103

Przeprowadzono ponowne pomiary na stanowisku badawczym, tym razem krok

pomiarowy wynosił 5 min. Pomiary rejestrowane były w okresie od 12 do 30 kwietnia 2012 r.

Dobowy przebieg temperatury tylnej powierzchni modułów oraz promieniowania

słonecznego, zarejestrowane 13.04.2012, prezentują odpowiednio Rys. 6.25 i Rys. 6.26.

0

10

20

30

40

50

1 24 47 70 93 116 139 162 185 208 231 254 277

Krok czasowy - 5 min

Tem

pera

tura

mod

ułu

[o C

]

wart. pomiarowe wart. teoretyczne

Rys. 6.25. Porównanie wyników teoretycznych i pomiarowych temperatury na tylnej powierzchni modułu PV dla 13.04.2012 – krok pomiarowy 5 min.

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

800,0

900,0

1 24 47 70 93 116 139 162 185 208 231 254 277

Krok czasowy - 5 min

Prom

ieni

owan

ie c

ałko

wite

[W/m

2 ]

Rys. 6.26. Natężenie promieniowania słonecznego całkowitego w dniu 13.04.2012 – krok pomiarowy

5 min.

Zauważyć można (Rys. 6.25.), że w sytuacji zmiennego natężenia promieniowania

słonecznego model teoretyczny, bazujący na współczynnikach korekcyjnych a i b

niedostosowanych do rzeczywistego sposobu integracji modułów PV z budynkiem, wykazuje

104

dużą wrażliwość na zmiany natężenia promieniowania słonecznego. Skutkować to może

błędnymi wynikami projektowymi.

Na wykresie rozrzutu (Rys. 6.27) dla wyników pomiarowych i teoretycznych występują

zmienne o znacznym przesunięciu pod wpływem pojawiającego się promieniowania

słonecznego. Pomimo tego korelacja jest na wysokim poziomie. p y

pomiar = 2,6565+0,932*x

0 10 20 30 40 50 60

model

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

pom

iar

Rys. 6.27. Wykres rozrzutu zmiennych pomiarowych i uzyskanych z modelu teoretycznego dla

temperatury na wewnętrznej powierzchni modułów PV – krok czasowy 5 min.

Mediana 25%-75% Zakres nieodstających Odstające Ekstremalnemodel pomiar

0

10

20

30

40

50

60

Rys. 6.28. Wykres ramkowy zmiennych pomiarowych i uzyskanych z modelu teoretycznego dla

temperatury na wewnętrznej powierzchni modułów PV – krok czasowy 5 min.

105

Wykres ramkowy (Rys. 6.28) pokazuje rozbieżności w wynikach pomiarowych

i teoretycznych. Co prawda zakres wartości minimalnych i maksymalnych w obu

przypadkach jest do siebie zbliżony, lecz pozycja trzeciego kwartyla dla zmiennych

pomiarowych jest zdecydowanie powyżej trzeciego kwartyla dla zmiennych teoretycznych.

Większość zmiennych znajduje się więc w szerszym przedziale temperaturowym i nie ma, jak

w przypadku zbioru zmiennych teoretycznych, wartości odstających, które wprowadzają

zaburzenia w otrzymanych na podstawie modelu teoretycznego wynikach.

Podjęto więc próbę określenia empirycznych współczynników korekcyjnych a i b, bazując

na danych pomiarowych zarejestrowanych na stanowisku badawczym.

6.4.1. Próba wyznaczenia współczynników korekcyjnych – metoda uproszczona

Mając dane równanie podstawowe wyrażone wzorem:

( ) eWSba

CPV teIt +⋅= ⋅+ (6.4)

przekształcić je można do postaci:

a bW m aT Te

Eω

+ −=123

gdzie Tm = tPV, Ta = te, E = Ic i dalej:

ia bWie ω+ =

Logarytmując obustronnie otrzymujemy:

lni ia bW ω+ = , 1, ,i n= K

Rozwiązujemy zatem układ równań:

1 1ln

lnn n

a bW

a bW

ω

ω

+ =⎧⎪⎨⎪ + =⎩

M

W rozwiązaniu wykorzystano zapis macierzowy:

1 11 ln

1 lnn n

Wab

W

ω

ω

⎛ ⎞ ⎛ ⎞⎛ ⎞⎜ ⎟ ⎜ ⎟=⎜ ⎟⎜ ⎟ ⎜ ⎟⎝ ⎠⎜ ⎟ ⎜ ⎟

⎝ ⎠ ⎝ ⎠

L L K

106

Przekształcając je dalej, uzyskujemy równanie macierzowe postaci: Ax b= , które

przyjmuje postać: T TA Ax A b= . Można więc zapisać:

11

2

1 2 1 2

1ln

1 1 1 1 1 1 1

ln1

n nn

n

WW a

W W W b W W WW

ω

ω

⎛ ⎞⎛ ⎞⎜ ⎟⎛ ⎞ ⎛ ⎞ ⎛ ⎞⎜ ⎟⎜ ⎟ =⎜ ⎟ ⎜ ⎟ ⎜ ⎟⎜ ⎟⎜ ⎟⎝ ⎠ ⎝ ⎠ ⎝ ⎠⎜ ⎟⎜ ⎟ ⎝ ⎠

⎝ ⎠

K KK

K K K K

1 2 1 22 2 2

1 2 1 2 1 1 2 2

ln ln lnln ln ln

n n

n n n n

n W W W aW W W W W W b W W W

ω ω ωω ω ω

+ + + + + +⎛ ⎞⎛ ⎞ ⎛ ⎞=⎜ ⎟⎜ ⎟ ⎜ ⎟+ + + + + + + + +⎝ ⎠⎝ ⎠ ⎝ ⎠

K K

K K K

( )( ) ( )

1 2 1 2

2 2 21 2 1 2 1 1 2 2

ln ln ln

ln ln lnn n

n n n n

na W W W b

W W W a W W W b W W W

ω ω ω

ω ω ω

+ + + + = + + +⎧⎪⎨

+ + + + + + + = + + +⎪⎩

K K

K K K

Po wykonaniu obliczeń wyznaczyć można niepewność przybliżenia:

lni i ia bWξ ω= + −

Zatem błąd:

2

1

n

iiξ

=

Δ =∑.

Uzyskany błąd na poziome ok. 2447 dyskwalifikuje tę metodę do otrzymania wartości

rzeczywistych współczynników korekcyjnych a i b.

6.4.2. Próba wyznaczenia współczynników korekcyjnych metodą najmniejszych

kwadratów

Jako sposób dokładny przyjęto metodę najmniejszych kwadratów.

Zakładając: ia bW

ie ω+ =

Dana jest funkcja:

( ) ( )2

1

, mini

na bW

ii

a b e ω+

=

Φ = − →∑

Z powyższego funkcjonału wynika zbieżność całkowita.

( )

( )

,0

,0

a baa bb

∂Φ⎧=⎪⎪ ∂

⎨∂Φ⎪ =⎪ ∂⎩

107

Zatem:

( ) ( )1

,2 0i i

na bW a bW

ii

a be e

aω+ +

=

∂Φ= − ⋅ =

∂ ∑

( ) ( )1

,2 0i i

na bW a bW

i ii

a be e W

bω+ +

=

∂Φ= − ⋅ ⋅ =

∂ ∑

Wyznaczone współczynniki to: a = -3,03 oraz b = -0.0526.

6.5. Efektywność konwersji promieniowania słonecznego w energię elektryczną w przegrodzie hybrydowej

W celu określenia efektywności konwersji promieniowania słonecznego w energię

elektryczną w modułach PV zintegrowanych z przegrodą hybrydową, przeprowadzono

pomiary na stanowisku badawczym dla układu bez wentylacji. Pomiary prowadzono

w okresie od września 2011 do końca kwietnia 2012 r., z krokiem czasowym równym

1 godzinie. Pomierzono podstawowe parametry klimatu lokalnego, zgodnie z opisem

w punkcie 6.3.1 i 6.3.2.

Oceny skuteczności konwersji dokonano na podstawie bilansu energii słonecznej

dostarczonej do instalacji PV, zbudowanej na stanowisku i energii uzyskanej w instalacji.

W tym celu dokonano pomiaru natężenia promieniowania całkowitego na płaszczyznę

pionowo usytuowanych modułów PV (Rys. 6.29), a następnie jej przeliczenia na energię

dostarczoną do układu o powierzchni aktywnej równej 2,594 m2.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1 361 721 1081 1441 1801 2161 2521 2881 3241 3601 3961 4321 4681 5041 5401Czas [h]

Prom

ieni

owan

ie c

ałko

wite

[W/m

2 ]

Rys. 6.29. Natężenie całkowitego promieniowania słonecznego w okresie badawczym, wrzesień 2011

– kwiecień 2012.

108

Dla zgromadzonych wyników wyznaczono sumy dobowe, a następnie miesięczne energii

słonecznej dostarczonej do układu (Rys. 6.30).

W tym samym okresie rejestrowano ilość energii elektrycznej, jaką pozyskiwano

w układzie PV przy danej ilości dostarczonej energii promieniowania słonecznego. Układ

obciążony był odbiornikami energii elektrycznej o mocy 200 W a elementem

zabezpieczającym całość był regulator ładowania, utrzymujący odpowiednie napięcie

w systemie i dopasowujący pracę ogniw PV do odbiorników tak, aby parametry pracy ogniw

były bliskie punktowi mocy maksymalnej.

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

Wrzes ień Paźdz iernik Lis topad Grudz ień Styczeń Luty Marzec Kw iec ień

Ener

gia

dost

arcz

ona

a uz

yska

na [k

Wh]

Energia z PV [kWh] Energia s łoneczna [kWh]

Rys. 6.30. Bilans miesięczny energii dostarczonej i uzyskanej w instalacji PV, zrealizowanej na

stanowisku badawczym. Podobnie, jak w przypadku promieniowania słonecznego, wyznaczono sumy dobowe

a następnie miesięczne energii elektrycznej pozyskanej z układu (Rys. 6.31) i zestawiono

z energią słoneczną dostarczoną do układu (Rys. 6.29).

25,0

5,4

11,1

20,8 20,6

17,616,1

7,7

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

Wrzesień Październik Listopad Grudzień Sty czeń Luty Marzec Kwiecień

Ener

gia

uzys

kana

z P

V [k

Wh]

Rys. 6.31. Sumy miesięczne energii elektrycznej pozyskanej w modułach PV.

109

Na podstawie bilansu miesięcznego energii promieniowania słonecznego dostarczonego

do układu PV i pozyskanej w nim energii elektrycznej, wyznaczono miesięczne sprawności

konwersji promieniowania słonecznego w energię elektryczną, w modułach PV

zintegrowanych z przegrodą (Rys. 6.32). Uzyskane wartości różnią się od referencyjnej

(0,136), podawanej przez producenta, dla modułów obciążonych temperaturą 45 °C

i poddanych natężeniu promieniowania słonecznego 800 W/m2. W warunkach rzeczywistych

parametry pracy różniły się od laboratoryjnych, co miało wpływ na wynik końcowy.

Rys. 6.32. Uzyskana na stanowisku badawczym skuteczność konwersji promieniowania słonecznego

w energię elektryczną.

110

7. Analiza termiczna przegrody hybrydowej

Badania in situ - rozważanej w pracy przegrody hybrydowej - pokazały, że zjawiska

zachodzące w pustce powietrznej fasady wykazują dużą zmienność i są silnie uzależnione od

występującego promieniowania słonecznego. Stwarza to problemy dla projektanta w ich

ilościowym ujęciu na etapie projektowym. W okresie silnego natężenia promieniowania

słonecznego temperatura - w pustce między modułami PV a ścianą bazową - osiągała nawet

40 °C, przy temperaturze powietrza zewnętrznego na poziomie -10 °C. W takich sytuacjach

obserwowano pozyskiwanie energii termicznej przez przegrodę.

Można stwierdzić, że opisywana przegroda hybrydowa pracuje generalnie w dwóch

układach.

a)

b)

Rys. 7.1. Rozkład temperatur na granicach warstw przegrody hybrydowej: a) przy braku promieniowania słonecznego, b) przy występującym promieniowaniu słonecznym.

111

Gdy brak jest promieniowania słonecznego, obserwujemy pracę termiczną analogiczną do

typowych konstrukcji ścian, stosowanych budownictwie tradycyjnym. Potwierdza to

zaobserwowany rozkład temperatur na granicach poszczególnych warstw materiałowych,

tworzących przegrodę (rys. 7.1.a).). Przy zmierzonej temperaturze: na powierzchni ściany

wewnętrznej na poziomie +20,93 °C, a na powierzchni zewnętrznej przegrody (moduły PV)

-12,55 °C, wykres przyjmuje charakterystyczny malejący charakter w kierunku środowiska

zewnętrznego. Temperatury na granicach poszczególnych warstw też są malejące.

Inaczej sytuacja się przedstawia w przypadku występującego promieniowania

słonecznego (rys. 7.1.b).). Na powierzchni zewnętrznej przegrody (modułach PV)

temperatura wzrasta powyżej poziomu obserwowanego na powierzchni ściany wewnętrznej –

wewnątrz +20,74 °C, na zewnątrz +23,98 °C. Zaznaczyć trzeba, że pomiarowa temperatura

powietrza zewnętrznego wynosiła w tym czasie -8,20 °C. Pod wpływem długotrwałego lub

chwilowego występowania promieniowania słonecznego, temperatura na powierzchni

modułów PV wzrasta momentalnie, co związane jest z bardzo małą pojemnością cieplną tego

komponentu. Wzrastająca temperatura modułów powoduje stopniowe podnoszenie się

temperatury powietrza w fasadzie. Gdy osiągnie poziom obserwowany na powierzchni

wewnętrznej przegrody, dochodzi do zatrzymania przepływu ciepła, co jest zjawiskiem

pozytywnym, jeśli chodzi o energetykę pomieszczenia, w którym taka przegroda została

zabudowana. Zmniejszają się w tym momencie straty ciepła przez przegrodę a tym samym

ilość energii, potrzebna na pokrycie tych strat wywoływanych przez przenikanie.

Należy jednak zwrócić uwagę, że przebieg tych zjawisk jest bardzo dynamiczny.

Szczególnie w okresie zimowym - przy temperaturach powietrza zewnętrznego

utrzymujących się często poniżej 0,00 °C – z jednej strony dochodzi do podwyższenia

temperatury modułów i powietrza w fasadzie, po czym - przy braku promieniowania -

następuje gwałtownie proces odwrotny.

Ujęcie tych zjawisk jest trudne na etapie projektowym, lecz - bez ich znajomości

i umiejętności diagnozowania - nie jest możliwe skuteczne projektowanie tego typu przegród

hybrydowych, aktywnych słonecznie. Z jednej strony możliwe jest znaczne przeszacowanie

obserwowanych pływów, z drugiej zaś duże niedoszacowanie co, może wpłynąć negatywnie

na podjęte decyzje inwestycyjne i pogłębiać negatywny wizerunek tego typu rozwiązań - jako

kompletnie nieefektywny pod względem energetycznym i ekonomicznym.

Aby wyjść naprzeciw potrzebom projektantów, w niniejszej pracy podjęto próbę ujęcia

przedstawionych zjawisk (przedstawianych jak dotąd pobieżnie) w sposób dokładny, poprzez

112

teoretyczny model węzłowy oraz w sposób uproszczony, poprzez wyznaczenie oporu

zastępczego Requiv dla części fasady hybrydowej.

7.1. Pomiary in situ izolacyjności cieplnej przegrody bazowej

W celu rzetelnego określenia efektywności energetycznej całości przegrody hybrydowej

z BIPV, konieczna jest weryfikacja doświadczalna parametrów niektórych jej elementów,

wyznaczonych w sposób teoretyczny. Decydującą o jakości energetycznej jest izolacyjność

cieplna przegrody, definiowana przez charakterystyki izolacyjności cieplnej R (opór cieplny)

i U (współczynnik przenikania ciepła).

Oszacowania oporu cieplnego R przegród zewnętrznych można dokonać, w pierwszym

przybliżeniu, na podstawie znajomości ich budowy konstrukcyjnej i materiałowej. Dane

geometryczne i materiałowe, dostępne dla każdej warstwy przegrody [162], umożliwiają -

w sposób teoretyczny - określenie oporu cieplnego i współczynnika przenikania ciepła,

wykorzystując powszechnie znaną metodykę normy [163]. Zdarza się jednak, że

wykorzystane do budowy przegrody materiały mają inne parametry cieplne, definiowane

przez współczynnik przewodzenia ciepła λ, wpływające na izolacyjność całości. Pomiary in

situ pomagają zweryfikować dane teoretyczne.

Pomiar in situ oporu cieplnego R przegród pełnych jest najdokładniejszą metodą

diagnostyki cieplnej przegród. Wadą jest relatywnie droga aparatura pomiarowa oraz długi

czas wykonywania pomiarów. Badania przegród budynku odbywają się w zmiennych

w czasie warunkach otoczenia, a więc przepływ ciepła przez przegrody ma zwykle charakter

niestacjonarny. Czas pomiarów zależy więc od zmienności warunków otoczenia i pojemności

cieplnej przegrody. Niemniej metoda, gdy realizowana jest zgodnie z procedurą, daje wyniki

najbardziej zbieżne z rzeczywistością. Jest więc w związku z tym wykorzystywana

w przypadkach spornych między stronami, gdy faktyczna jakość cieplna przegrody jest,

z różnych przyczyn, gorsza od deklarowanej [109].

7.1.1. Opis stanowiska badawczego

W celu określenia rzeczywistego oporu cieplnego R przegrody bazowej (faza pierwsza

realizacji przegrody hybrydowej z BIPV), przeprowadzono badania in situ przed

zabudowaniem modułów PV na przegrodzie.

W komorze badawczej zabudowana została przegroda o budowie scharakteryzowanej

dokładnie w punkcie 5.2. pracy. Badana próbka miała 1.4 m szerokości i 2.5 m wysokości.

113

Aby określić wartość pomiarową oporu cieplengo R, niezbędne jest rejestrowanie dwóch

parametrów – gęstości strumienia ciepła q (W/m2) oraz różnicy temperatur na wewnętrznej

i zewnętrznej powierzchni przegrody Δt (°C). Pomiary są długotrwałe, bowiem proces

wymiany ciepła jest zwykle niestacjonarny i nie jest możliwe zastosowanie równania (7.1)

bezpośrednio dla bieżąco otrzymywanych wyników.

qtR Δ

= (7.1)

Do zgromadzenia niezbędnej ilości danych pomiarowych, konieczne jest urządzenie

rejestrujące wyniki z zadanym krokiem pomiarowym i umożliwiające przechowywanie

danych pomiarowych. W tym celu zastosowano rejestrator wielokanałowy o specyfikacji

opisanej wcześniej. Pomiar strumienia ciepła realizowany był za pomocą ciepłomierza

FQ90119 (Ahlborn) o powierzchni 0,25×0,25 m. Czujnik ten umieszczony został na

wewnętrznej powierzchni ściany, w jej środku geometrycznym. Pomiar temperatury na

powierzchniach przegrody wykonywany był przy użyciu czujników rezystancyjnych Pt100,

a temperatury powietrza zewnętrznego - z wykorzystaniem stacji meteorologicznej, opisanej

szerzej w punkcie 5.2.

Schemat ideowy stanowiska badawczego prezentuje Rys. 7.2. Jak już wspomniano,

przegroda bazowa - poddana badaniom izolacyjności cieplnej - stanowi fazę pierwszą

realizacji całości przegrody hybrydowej. Aparatura pomiarowa, wykorzystana w tych

badaniach, stanowi wycinek całkowitego układu pomiarowego, zrealizowanego na potrzeby

badań przegrody hybrydowej – charakterystykę przedstawiono w punkcie 5.2. (Rys. 5.4.).

1-komputer z oprogramowaniem, 2-rejestrator wielokanałowy, 3-ciepłomierz, 4-przegroda badawcza, 5-

czujniki temperatury, 6-stacja meteo

Rys. 7.2. Schemat ideowy stanowiska pomiarowego.

114

7.1.2. Wyniki badań zarejestrowane na stanowisku badawczym

Badania prowadzone były w okresie od 8.12.2010 do 23.12.2010 r. z krokiem czasowym

równym 1 godzinie. W komorze badawczej, przez cały czas trwania pomiarów, czynne było

ogrzewanie, gwarantujące różnicę temperatur między wnętrzem komory a otoczeniem na

minimalnym poziomie 10 K.

Rejestrowano wielkości, na podstawie których możliwe jest wyznaczenie obliczeniowych

wartości oporu cieplnego R lub współczynnika przenikania ciepła U: gęstość strumienia

ciepła, temperaturę na wewnętrznej powierzchni przegrody, temperaturę na zewnętrznej

powierzchni przegrody, temperaturę powietrza w komorze badawczej, temperaturę powietrza

zewnętrznego.

Poniżej przedstawiono wyniki pomiarów parametrów cząstkowych – gęstości strumienia

ciepła (Rys. 7.3.) oraz temperatur (7.4.) na powierzchniach przegrody bazowej.

-5,0

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450

krok pomiarowy 1 godz

stru

mień

ciepła

[W/m

2 ]

Rys. 7.3. Wyniki pomiarów strumienia ciepła.

Na podstawie zgromadzonych danych, możliwe jest wyznaczenie obliczeniowych

charakterystyk cieplnych przegrody – oporu cieplnego R lub współczynnika przenikania

ciepła U.

Dla określenia pomiarowej wartości współczynnika przenikania ciepła, niezbędny jest

pomiar gęstości strumienia ciepła q oraz różnicy temperatur powietrza wewnętrznego

i zewnętrznego (ti i te - Rys. 7.4.). Na podstawie tych danych można w sposób bezpośredni

wyznaczyć wartość współczynnika U (z uwzględnionymi współczynnikami napływu

i odpływu ciepła α). Wadą tego podejścia jest duża wrażliwość wyników na warunki

otoczenia – w zależności od wahań temperatury wartość współczynnika przenikania ciepła

115

U będzie różna, co zmusza do prowadzenia długotrwałych pomiarów i utrudnia możliwość

porównywania wyników między stanowiskami zlokalizowanymi w różnych miejscach.

-20,0

-15,0

-10,0

-5,0

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450

krok pomiarowy 1 godz

tem

p. p

owie

rzch

ni p

rzeg

rody

[°C

]

temp. w ew nętrzna temp. zew nętrzna

Rys. 7.4. Wyniki pomiarów temperatur na wewnętrznej twi i zewnętrznej twe powierzchni przegrody bazowej.

W przypadku wyznaczenia pomiarowej wartości oporu cieplnego R warstw przegrody,

wymagany jest pomiar gęstości strumienia ciepła q oraz różnicy temperatur na powierzchni

wewnętrznej i zewnętrznej przegrody (twi i twe - Rys. 7.2.). Dodatkowo przy wyznaczaniu

oporu cieplnego całkowitego przegrody należy dodać współczynniki napływu (αi) oraz

odpływu (αe) ciepła dla warunków krajowych. Metoda ta daje większą powtarzalność

rezultatów i możliwość łatwiejszego porównywania wyników między stanowiskami

badawczymi o różnej lokalizacji [10].

7.1.3. Metody określania pomiarowej wartości oporu cieplnego R

Przy określaniu pomiarowej wartości oporu cieplnego R warstw przegrody budowlanej

wykorzystuje się metodykę normy [155]. W normie dostępne są następujące procedury

analizy wyników:

metoda prostego sumowania wartości gęstości strumienia ciepła i różnicy temperatur,

metoda z zastosowaniem współczynników korekcyjnych,

metoda dynamiczna – podstawy ogólne.

W metodzie prostego sumowania wartości strumienia ciepła i różnicy temperatur

opór cieplny może zostać określony na podstawie formuły [155]:

116

( )

∑

∑

=

=

−= n

jj

n

jsejsij

q

TTR

1

1 (7.2)

gdzie:

Tsij - temperatura na wewnętrznej powierzchni przegrody [°C],

Tsej - temperatura na zewnętrznej powierzchni przegrody [°C],

qj - strumień ciepła [W/m2].

W podobny sposób wyznaczyć można wartość współczynnika przenikania ciepła

U, z tym, że w tym przypadku miejsce temperatur na powierzchniach przegrody zastępuje się

temperaturami powietrza wewnętrznego i zewnętrznego (7.3).

( )∑

∑

=

=

−= n

jejij

n

jj

TT

qU

1

1 (7.3)

W obu przypadkach obserwuje się asymptotyczny charakter graficznego przedstawienia

wyników – jest to wskazówka, że badania prowadzone były we właściwy sposób a wartości

uzyskane są bliskie rzeczywistości.

Norma [155] zwraca uwagę, że badania, prowadzone w warunkach silnego

nasłonecznienia, mogą skutkować zaburzeniami i uzyskaniem błędnych wyników

końcowych.

Ogólne cechy i ograniczenia metody:

ma miejsce duży wpływ pojemności cieplnej warstw przegrody na poprawność wyniku

końcowego,

dla elementów lekkich (pojemność cieplna mniejsza niż 20 kJ/m2K) zaleca się

wykorzystywać do analizy jedynie wyniki z okresu nocnego – od 1 godziny po zachodzie

słońca; procedurę można zakończyć, gdy dla trzech kolejnych okresów nocnych różnice

w wynikach nie przekraczają 5%,

w przypadku elementów ciężkich (pojemność cieplna wieksza niż 20 kJ/m2K), należy

dysponować zbiorem wyników, co najmniej 72 godzinnym (wielokrotność okresu 24

godzin); procedurę można zakończyć, gdy różnice w wynikach pomiędzy kolejnymi

okresami 24 godzin nie przekraczają 5%,

117

istnieje konieczność długotrwałych pomiarów – uwzględnienie właściwości

akumulacyjnych przegrody,

jeżeli różnica w ilości ciepła zakumulowanego przez przegrodę i przenikającego przez nią

podczas okresu badawczego jest większa niż 5%, należy zastosować procedurę ze

współczynnikami korekcyjnymi.

Metoda z zastosowaniem współczynnikow korekcyjnych może zostać wykorzystana,

gdy przegroda o dużej pojemności cieplnej nie spełnia kryteriów metody prostego sumowania

wartości strumienia ciepła i różnicy temperatur. Stosowana jest w celu uwzględnienia efektów

pojemności cieplnej materiałów.

Procedura zawiera:

sposób obliczania współczynników korekcyjnych Fi oraz Fe, w celu uwzględnienia

pojemności cieplnej przegrody,

zastosowanie wyznaczonych współczynników do skorygowania strumienia ciepła

w każdym punkcie pomiarowym.

W metodzie wykorzystuje się obliczone współczynniki korekcyjne Fi oraz Fe do

skorygowania pomiarowych wartości gęstości strumienia ciepła. W równaniu (6.2) suma Σqj

jest więc zastąpiona przez [155]:

∑= Δ

⋅⋅+⋅⋅−

n

j

eeiij t

TFTFq

1

δδ (7.4)

gdzie:

Δt - odstęp między pomiarami [s],

δTi - różnica między wewnętrzną średnią temperaturą z 24 h poprzedzających pomiar

i wewnętrzną średnią temperaturą z pierwszych 24 h pomiarów,

δTe - różnica między zewnętrzną średnią temperaturą z 24 h poprzedzających pomiar

i zewnętrzną średnią temperaturą z pierwszych 24 h pomiarów.

Poprawki nie stosuje się w ciągu pierwszych 24 godzin zarejestrowanych pomiarów.

W następnych okresach 24 godzinnych postępuje się zgodnie z powyższą procedurą.

Współczynniki korekcyjne Fi oraz Fe wyznacza się dla każdej warstwy przegrody (7.5),

(7.6) rozpoczynając od strony wewnętrznej. Po ich wyznaczeniu, dokonuje się sumowania,

w celu określenia wartości całkowitej dla przegrody (7.7).

118

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡+

⎭⎬⎫

⎩⎨⎧ +

+= 2361

RRR

RRR

RR

CF ekikekikkkek (7.5)

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−+= 22

2

3 RRR

RR

RR

CF ekikkekkik (7.6)

∑=

=N

kiki FF

1 oraz ∑

=

=N

keke FF

1 (7.7)

We wzorach (7.5)-(7.7) wymagane jest obliczenie lub znajomość następujących wartości:

Rk - opór cieplny każdej warstwy [m2K/W],

Ck - pojemność cieplna każdej warstwy [J/m2K],

Rik - opór wewnętrzny dla każdej warstwy [m2K/W],

Rek - opór zewnętrzny dla każdej warstwy [m2K/W].

Opory wewnętrzny (Rik) i zewnętrzny (Rek) dla każdej warstwy opisują poniższe

zależności:

∑−

=

=1

1

k

jjik RR ∑

+=

=N

kjjek RR

1 (7.8)

Końcowa część procedury zawiera informacje co do prawidłowej interpretacji wyników

dla metody wykorzystującej współczynniki skorygowane.

Ogólne cechy i ograniczenia metody:

skomplikowana procedura obróbki danych pomiarowych w odniesieniu do metody

prostego sumowania wartości strumienia ciepła i różnicy temperatur,

zastosowanie współczynników korekcyjnych pozwala na skrócenie czasu pomiarów na

obiekcie rzeczywistym - możliwość uzyskania poszukiwanych wartości na podstawie

mniejszego zbioru wartości pomiarowych.

Metody dynamiczne stanowią odrębną grupę analizy wyników pomiarowych,

prowadzących do określenia oporu cieplnego przegrody. Zaleca się je stosować, gdy

obserwowane są duże rozbieżności między pomierzonymi wartościami temperatur i gęstości

strumienia ciepła. Podstawowe założenia metody zawiera norma [155] w załączniku D,

natomiast ten typ analizy rozwijany jest w literaturze. W metodzie pojawia się wiele

119

zmiennych koniecznych do wyznaczenia, co utrudnia jej wykorzystanie w typowej analizie

inżynierskiej. Przyjęło się wykorzystywać zewnętrzne programy do analizy danych bazujące

na algorytmie przedstawionym w normie.

7.1.4. Porównanie wartości teoretycznych i pomiarowych

Wartości teoretyczne, bazujące na algorytmie normy [163], mogą być porównywane

z wartościami uzyskanymi na bazie pomiarów. Obserwowane są jednak często znaczące

różnice w wynikach, niejednokrotnie większe niż 20%, które mogą być spowodowane przez

następujące czynniki lub ich kombinację [155]:

wartości współczynników przewodności cieplnej przyjęte do obliczeń teoretycznych

często nie są wartościami rzeczywistymi – szczególnie dla materiałów izolacyjnych

w budynkach istniejących – nie uwzględniają aktualnych cech, które mogły się zmienić

wskutek procesów starzeniowych czy zawilgocenia;

dokładność w określaniu grubości warstw (szczególnie izolacyjnych) w budynkach

istniejących - fałszywy obraz obliczeń teoretycznych,

błędy podczas prowadzenia badań pomiarowych - nieprawidłowo przyjęta procedura, źle

wykonane i zabudowane próbki, źle określone/stworzone warunki brzegowe,

zaburzenia spowodowane konwekcyjnym przepływem powietrza, występującym

w elemencie nierozpoznanym przez inżyniera i niewziętym pod uwagę w obliczeniach

teoretycznych,

nieprawidłowo przyjęte w obliczeniach, bazujących na badaniach polowych, pomierzone

temperatury otoczenia.

7.1.5. Analiza wyników badań

Do analizy otrzymanych wyników wykorzystano metodykę normy [155]. Z uwagi na

dysponowanie długim okresem pomiarowym, wykorzystano - w pierwszym podejściu -

metodę prostego sumowania wartości gęstości strumienia ciepła i różnicy temperatur.

Na podstawie budowy materiałowej warstw przegrody określono pojemność cieplną Cm

przegrody zgodnie z formułą [171]:

( )∑ ∑=j i jijijijm AdcC ρ (7.9)

120

Otrzymana wartość na poziomie 294 kJ/m2K pozwala zakwalifikować przegrodę jako

ciężką i tym samym przyjąć odpowiednią procedurę analizy wyników oraz odpowiedni zbiór

danych pomiarowych - co najmniej 72 godzinny (wielokrotność okresu 24 godzin). Procedurę

można zakończyć, gdy różnice w wynikach pomiędzy kolejnymi okresami 24 godzin nie

przekraczają 5%.

Obliczone wartości oporu przedstawiono na Rys. 6.4. i zestawiono z wartością

teoretyczną, wynikającą z geometrii przegrody i parametrów materiałowych poszczególnych

jej warstw.

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

0 100 200 300 400 500 600 700

krok pomiarowy 1 godz

stru

mień

ciepła

[W/m

2 ]

w artość teoretyczna w artości obliczeniow e

Rys. 7.5. Obliczone wartości oporu cieplnego R [m2K/W] i porównane z wartością teoretyczną.

Na wykresie zauważyć można, że przy wykorzystaniu metody prostego sumowania

wartości gęstości strumienia ciepła i różnicy temperatur, ustabilizowanie cieplne przegrody

następuje dopiero po pewnym czasie. Uwidacznia się tu brak uwzględnienia procesów

związanych z akumulacją cieplną przegrody.

Na podstawie pomiarów uzyskano wartość oporu cieplnego na poziomie R = 2,34

[m2K/W]. Błąd pomiędzy kolejnymi okresami 24 godzinnymi pomiarów wynosił 3,8%.

Teoretyczna wartość oporu cieplnego przegrody wynosi R = 3,503[m2K/W].

7.2. Teoretyczny model węzłowy dla przegrody hybrydowej bez wentylacji

W celu ujęcia zjawisk zachodzących w fasadzie hybrydowej, opracowano model

węzłowy przegrody hybrydowej z BIPV w układzie bez wentylacji przestrzeni fasady.

Obserwowane zjawiska termiczne wykazują dużą zmienność i są silnie uzależnione od

występującego promieniowania słonecznego. Opracowano więc dla przegrody bilans

121

węzłowy, na podstawie modelu teoretycznego zjawisk termicznych, zachodzących

w przegrodzie (rys. 7.6). Zaproponowany model przedstawia zjawiska zachodzące

w rozważanej przegrodzie hybrydowej. Nie uwzględnia dynamiki zjawisk, zmiennych w

czasie oraz możliwości akumulacyjnych przegrody, które wyznaczane są obecnie przy

pomocy obliczeń numerycznych. Ogólny schemat zjawisk zachodzących w przegrodzie

prezentuje rys. 7.6.

Rys. 7.6. Schemat ideowy zjawisk zachodzących w przegrodzie hybrydowej.

Wykaz oznaczeń przyjętych na rysunku:

qsol – gęstość strumienia energii cieplnej z promieniowania słonecznego [W/m2],

qel – gęstość strumienia energii elektrycznej z modułów PV [W/m2],

qH,i – gęstość strumienia energii cieplnej przekazywanej do wnętrza fasady [W/m2],

qH,e – gęstość strumienia energii cieplnej przekazywanej do otoczenia [W/m2],

qi – gęstość strumienia energii cieplnej przekazywanej na drodze przenikania przez

przegrodę [W/m2],

qconv,i – gęstość strumienia energii cieplnej przekazywanej na drodze konwekcji do

wnętrza fasady [W/m2],

qconv,e – gęstość strumienia energii cieplnej przekazywanej na drodze konwekcji do

otoczenia [W/m2],

qconv – gęstość strumienia energii cieplnej przekazywanej na drodze konwekcji do wnętrza

pomieszczenia [W/m2],

122

qrad,i – gęstość strumienia energii cieplnej przekazywanej na drodze promieniowania do

wnętrza fasady [W/m2],

qrad,e – gęstość strumienia energii cieplnej przekazywanej na drodze promieniowania do

otoczenia [W/m2],

qrad – gęstość strumienia energii cieplnej przekazywanej na drodze promieniowania do

wnętrza pomieszczenia [W/m2],

te – temperatura powietrza zewnętrznego [°C],

tPV – temperatura powierzchni wewnętrznej modułów PV [°C],

tair – temperatura powietrza w fasadzie [°C],

te – temperatura powietrza zewnętrznego [°C],

twe – temperatura powierzchni zewnętrznej przegrody bazowej [°C],

twi – temperatura powierzchni wewnętrznej przegrody bazowej [°C],

ti – temperatura powietrza wewnętrznego w pomieszczeniu[°C],

d1 – grubość warstwy przegrody bazowej[°C],

d2 – grubość warstwy izolacji termicznej przegrody bazowej[°C],

d3 – grubość warstwy fasady hybrydowej[°C].

Bilans energetyczny dla każdego węzła został opracowany i przedstawiony poniżej,

w celu umożliwienia wyznaczenia wszystkich wartości, niezbędnych do przeprowadzenia

obliczeń wartości teoretycznych temperatur w węzłach. Określone zostały 4 węzły, które

opisano równaniami bilansowymi: węzeł W1 dla absorbera (modułu PV), węzeł W2 dla

powietrza w fasadzie, węzeł W3 dla powierzchni zewnętrznej przegrody bazowej, węzeł W4

dla powierzchni wewnętrznej przegrody bazowej.

Węzeł W1.

eliHeHsol qqqq ++= ,, (7.10)

( ) ( ) ( ) ( ) ( ) elwePVbPVairPVciePVPVePVfPVePVceC qtttthttUtttthI +−⋅+−+−+−⋅+−=⋅⋅⋅ 44,

44, σεσερατ

(7.11)

( )[ ]250045,01 −−⋅= PVCel tIq η (7.12)

Węzeł W2.

weconviconvair

air qqdx

dtVc ,, +=⋅⋅ &ρ (7.13)

123

( ) ( )airwewecairPVciair

air ttdhttdhdx

dtVc −+−=⋅⋅ 1,1&ρ (7.14)

Jeżeli V& = 0, brak jest przepływu powietrza w fasadzie.

Węzeł W3.

weconviradwe qqq ,, += (7.15)

( ) ( ) ( )airwewecPVwebPVwiwew tthttttU −+−⋅=− ,44

, σε (7.16)

Węzeł W4. convradi qqq += (7.17)

( ) ( ) ( )iwiwiciwiwiwewiw tthttttU −+−⋅=− ,

44σε (7.18)

Wykaz oznaczeń dodatkowych:

IC – natężenie promieniowania słonecznego [W/m2],

τ, α, ρ – parametry modułu PV – transmisyjność, absorpcyjność, refleksyjność,

σ – stała Boltzmana […],

hc…– konwekcyjne współczynniki przenikania ciepła [W/m2K],

IC – natężenie promieniowania słonecznego [W/m2],

ε… – emisyjność materiału,

c – pojemność cieplna powietrza [J/kgK],

V – przepływ powietrza [m3/s],

η – nominalna efektywność modułów PV,

ρair…– gęstość powietrza [kg/m3].

Rozwiązanie przedstawionych równań pozwala na znalezienie temperatur węzłowych,

niezbędnych do określenia ilościowego wpływu promieniowania słonecznego na pracę

termiczną fasady hybrydowej.

7.3. Wyznaczenie oporu zastępczego dla części hybrydowej przegrody Reqiuv

Rozwiązanie równań węzłowych - przedstawionych w punkcie 7.2 - może okazać się

kłopotliwe w praktyce inżynierskiej, z uwagi na ilość niezbędnych danych i konieczność

zastosowania zaawansowanego narzędzia komputerowego. Na potrzeby obliczeń

inżynierskich określono opór zastępczy Requiv dla warstwy pustki powietrznej i modułów PV

(fasady hybrydowej), mający na celu ujęcie zachodzących w nich zjawisk w sposób

uproszczony, lecz na tyle dokładny, by znalazł zastosowanie w praktyce projektowej.

124

Rys. 7.7. Schemat blokowy wyznaczania strat ciepła dla przegrody tradycyjnej i hybrydowej.

Sche

mat

blo

kow

y ob

licza

nia

sezo

now

ych

stra

t cie

pła

dla

prze

grod

y tr

adyc

yjne

j i h

ybry

dow

ej

PRZE

GR

OD

A H

YBR

YDO

WA

PRZE

GR

OD

A T

RA

DYC

YJN

A

Tem

pera

tura

m

oduł

ów P

V, t

PV,

n

Opó

r zas

tępc

zy

częś

ci h

ybry

dow

ej,

Req

iuv,

n

Opó

r częśc

i baz

owej

pr

zegr

ody,

Rw

Opó

r cał

kow

ity p

rzeg

rody

, war

tośc

i mie

sięc

zne

Rn =

Req

uiv +

Rw

Wsp

ółcz

ynni

k st

rat c

iepł

a, w

artośc

i mie

sięc

zne

HTr

,n

Mie

sięc

zne

stra

ty c

iepł

a pr

zez

prze

nika

nie

QH, T

r,n

Sum

a m

iesięc

zneg

o za

potrz

ebow

ania

na

ciepło

Σ n

QH, nd

,n

Sezo

now

e za

potr

zebo

wan

ie n

a ci

epło

Q

H, nd

war

tośc

i mie

sięc

zne:

IC

, WS

, te

Dan

e ge

omet

rycz

ne i

mat

eriało

we

λ , d

Ene

rgia

el

ektry

czna

uz

yska

na w

m

oduł

ach

PV

Σ

nQ

el,n

Opó

r cał

kow

ity p

rzeg

rody

RT

Wsp

ółcz

ynni

k st

rat c

iepł

aH

Tr

Mos

tki t

erm

iczn

eΣψ

·l

Mie

sięc

zne

stra

ty c

iepł

a pr

zez

prze

nika

nie

QH

,Tr,n

Sum

a m

iesięc

zneg

o za

potrz

ebow

ania

na

ciepło

Σ n

QH, nd

,n

125

Podstawowa różnica w podejściu obliczeniowym - w przypadku przegrody tradycyjnej

i hybrydowej - polega na tym, że dynamika zjawisk zachodzących w przegrodzie hybrydowej

i ich zmienność wymaga zastosowania innego, niż typowy sposób obliczania strat ciepła.

W przypadku przegrody tradycyjnej wyznacza się stałą wartość liczbową oporu cieplnego

R lub współczynnika przenikania ciepła U. Na ich podstawie ustala się wartości

współczynników strat ciepła, które z kolei wykorzystane są w określeniu miesięcznych strat

ciepła przez daną przegrodę (rys. 7.7).

Jeśli chodzi o przegrodę hybrydową, to trudno mówić w jej przypadku o stałej wartości

oporu cieplnego, gdyż - pod wpływem promieniowania słonecznego - bardzo szybko

zmieniają się temperatury na granicach warstw, a tym samym zmienia się praca termiczna

całości przegrody – punkt 7. pracy. W tym przypadku powinno się raczej mówić

o zastępczym lub ekwiwalentnym oporze cieplnym Requiv, który nie jest wartością stałą.

Na potrzeby obliczeń inżynierskich, stworzono schemat blokowy wyznaczania strat ciepła

przez przegrodę hybrydową i, dla porównania, przez przegrodę tradycyjną (Rys. 7.7.).

Zaproponowano, by - na podstawie wartości miesięcznych natężenia promieniowania

słonecznego, prędkości wiatru i temperatury powietrza zewnętrznego - obliczać wartości

miesięczne temperatury modułów PV (od której zależą zjawiska termiczne w przegrodzie

hybrydowej), a następnie z ich wykorzystaniem wyznaczać miesięczne wartości oporu Requiv,

części hybrydowej (fasady) przegrody. W połączeniu z oporem cieplnym części bazowej

przegrody, liczonym w sposób tradycyjny, otrzymujemy miesięczne wartości oporu

całkowitego, wykorzystywanego dalej w obliczaniu strat ciepła. W tym miejscu trzeba

zwrócić uwagę, że wszystkie dane (w tym: klimatyczne) - niezbędne do przeprowadzenia

obliczeń - są powszechnie dostępne dla inżynierów.

d2, λ2 dair, Rair

ti te

twi tPV

Rsi Rse

Rw Requiv

d1, λ1

RT = Rsi + Rw + Rair + Rse

twe

Rys. 7.8. Schemat ideowy przegrody hybrydowej z danymi obliczeniowymi.

126

Schemat obliczeniowy przedstawiono na rys. 7.8. Poniżej, w poszczególnych krokach,

przedstawiono procedurę wyznaczania oporu ekwiwalentnego Requiv.

Krok 1.

Obliczenie wartości miesięcznych temperatury modułów PV.

Projektant wykorzystać może miesięczne wartości klimatyczne, dostępne w bazach

danych, przygotowanych na potrzeby certyfikatów energetycznych [źródło].

eWSba

CPV teIt +⋅= ⋅+ (7.19)

Oznaczenia czytać należy, jak w punkcie 6.1 pracy.

Krok 2.

Obliczenie oporu cieplnego przegrody bazowej Rw i oporu całkowitego RT przegrody

w układzie tradycyjnym.

n

nnw

dddRRRRλλλ

+++=+++= ......2

2

1

121 (7.20)

Obliczenie oporu RT zgodnie ze schematem na rysunku 7.8.

Krok 3.

Obliczenie temperatury na wewnętrznej powierzchni przegrody bazowej.

( ) sieiT

iwi RttR

tt −−=1 (7.21)

Krok 4.

Obliczenie temperatury na zewnętrznej powierzchni przegrody bazowej.

( )wair

PVwwiairwe RR

tRtRt

++

= (7.22)

( ) ( )( )wair

eWsba

CwsieiT

iair

we RR

teIRRttR

tRt

+

+⋅⋅+⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⋅−⋅−⋅

=

⋅+1

(7.23)

Krok 5.

Obliczenie oporu ekwiwalentnego dla fasady hybrydowej.

( )( ) ( )( )wei

weiseewesiwequiv tt

ttRttRRR

−−−−+

= (7.24)

127

Poniżej przedstawiono wyniki obliczonych temperatur na powierzchniach zewnętrznej

i wewnętrzne przegrody bazowej, opierając się na równaniach 7.19 – 7.24.

-30.0

-20.0

-10.0

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

0 100 200 300 400 500 600 700

krok pomiarowy 1 godz

tem

pera

tura

pow

. izo

lacj

i [°C

]

wartości teoretyczne wartości pomiarowe

Rys. 7.9. Porównanie wartości pomiarowych i teoretycznych temperatury na zewnętrznej powierzchni przegrody bazowej twe.

0.0

100.0

200.0

300.0

400.0

500.0

600.0

700.0

800.0

900.0

1000.0

0 100 200 300 400 500 600 700

krok pomiarowy 1 godz

prom

ieni

owan

ie c

ałko

wite

[W/m

2 ]

Rys. 7.10. Całkowite promieniowanie słoneczne występujące w chwili analiz.

128

Na podstawie wykresu rozrzutu można stwierdzić, że poza zmiennymi odstającymi,

występuje silna korelacja między zbiorem wartości pomiarowych i teoretycznych temperatur

na zewnętrznej powierzchni przegrody bazowej.

pomiar = -0,4443+0,8739*x

-30 -20 -10 0 10 20 30 40 50 60

model

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

pom

iar

Rys. 7.11. Wykres rozrzutu zmiennych pomiarowych i uzyskanych z modelu teoretycznego dla

temperatur na zewnętrznej powierzchni przegrody bazowej.

Mediana 25%-75% Zakres nieodstających Odstające Ekstremalnemodel pomiar

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

Rys. 7.12. Wykres ramkowy zmiennych pomiarowych i uzyskanych z modelu teoretycznego dla

temperatur na zewnętrznej powierzchni przegrody bazowej.

129

Fakt ten potwierdza analiza wykresu skrzynkowego (Rys. 7.12). Poza zmiennymi

odstającymi, występującymi w obu przypadkach, pozostałe zbiory wartości charakteryzują się

praktycznie tym samym zakresem wartości minimalnych i maksymalnych, tymi samymi

pozycjami kwartyla pierwszego i trzeciego oraz miediany. Świadczy to o dobrym

dopasowaniu modelu teoretycznego z wartościami pomiarowymi.

Podobną tendencję obserwuje się w przypadku porównania uzyskanych wyników

teoretycznych wartości temperatur na wewnętrznej powierzchni przegrody twi z wartościami

pomiarowymi (Rys. 7.13).

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

0 100 200 300 400 500 600 700

krok pomiarowy 1 godz

tem

pera

tura

pow

. wew

nętr

znej

[°C

]

wartości teoretyczne wartości pomiarowe

Rys. 7.13. Całkowite promieniowanie słoneczne występujące w chwili analiz.

Na wykresie rozrzutu (Rys. 7.14.) widać zależność dodatnią, występującą miedzy

zmiennymi, o mocnej sile. W przedstawionych zbiorach wartości zaledwie kilka zmiennych

wykazuje niewielkie przesunięcie.

Potwierdza to wykres ramkowy (Rys. 7.15). Co prawda zakresy wartości minimalnych

i maksymalnych różnią się od siebie ale wynika to z braku zmiennych odstających. Natomiast

pozycje kwartyli pierwszego i trzeciego oraz mediany są do siebie bardzo zbliżone.

Do wyznaczenia powyższych wartości, projektant dysponować musi jedynie typowymi

parametrami klimatu lokalnego oraz danymi geometryczno-materiałowymi, dotyczącymi

warstw przegrody. Otrzymane wyniki pozwalają stwierdzić, że zastosowanie przedstawionej

procedury pozwoli w nieskomplikowany sposób, na etapie projektowym, dokonać analizy

parametrów termicznych przegrody hybrydowej, a bazując na nich, ocenić jej efektywność

energetyczną w warunkach klimatu lokalnego.

130

pomiar = -2,886+1,085*x

12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34

model

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

32

pom

iar

Rys. 7.14. Wykres rozrzutu zmiennych pomiarowych i uzyskanych z modelu teoretycznego dla

temperatur na wewnętrznej powierzchni przegrody bazowej.

p y ą ją y

Mediana 25%-75% Zakres nieodstających Odstające Ekstremalnemodel pomiar

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

32

34

Rys. 7.15. Wykres ramkowy zmiennych pomiarowych i uzyskanych z modelu teoretycznego dla

temperatur na wewnętrznej powierzchni przegrody bazowej.

131

Poza wysoką zgodnością parametrów cząstkowych, wyznaczonych powyżej, metoda daje

satysfakcjonujące wyniki dla wartości strumienia ciepła. Uzyskano wysoką zgodność

miesięcznych sum (luty 2012) strumienia ciepła przez przegrodę co przedstawiono na

wykresie (Rys. 7.16). Wprowadzenie oporu zastępczego Requiv, daje możliwość oceny

sezonowej efektywności energetycznej przegrody hybrydowej z dużym przybliżeniem.

6751.7 6560.2

0.0

1000.0

2000.0

3000.0

4000.0

5000.0

6000.0

7000.0

krok pomiarowy 1 godz

sum

a st

rum

ieni

a ci

epła

[W/m

2 ]

wartości teoretyczne wartości pomiarowe

Rys. 7.16. Miesięczne (luty 2012) sumy strumienia cieplnego wyznaczone w sposób teoretyczny z wykorzystaniem Requiv i uzyskane z pomiarów.

132

8. Efektywność ekonomiczna rozważanej przegrody hybrydowej w warunkach klimatu lokalnego

8.1. Metody oceny ekonomicznej przedsięwzięć energooszczędnych

Analiza efektywności inwestycji dokonywana jest najczęściej na podstawie porównania

korzyści finansowych, jakie daje inwestycja, i nakładów finansowych niezbędnych do jej

realizacji.

Przy ocenie efektywności ekonomicznej przedsięwzięć energooszczędnych wykorzystuje

się najczęściej dwie metody [109]:

statyczne – nieuwzględniające zmiany wartości pieniądza w czasie – przykładowo: prosty

czas zwrotu nakładów – wskaźnik SPBT,

dynamiczne – uwzględniające zmiany wartości pieniądza w czasie – przykładowo:

aktualna wartość netto – wskaźnik NPV.

Analizę ekonomiczną przedsięwzięć energooszczędnych rozpoczyna się zazwyczaj od

wykorzystania wskaźników statycznych, z uwagi na ich prostotę. W zasadzie jedynymi

istotnymi aspektami w tym zakresie jest umiejętność prawidłowego oszacowania nakładów

inwestycyjnych i rocznych korzyści, jakie przyniesie ich zastosowanie. Wskaźnik SPBT

wykorzystywany jest, przykładowo, przy wyborze wariantów optymalnych przedsięwzięć

termomodernizacyjnych w metodyce audytu energetycznego [175]. Metody te stosowane są

także często przy wstępnej ocenie przedsięwzięć na etapie studiów wykonalności.

Metody dynamiczne pozwalają ocenić rentowność inwestycji w całym okresie jej

funkcjonowania. Wykorzystywany tu najczęściej wskaźnik NPV pozwala, na podstawie

współczynnika dyskonta, określić różnicę między wartością przychodów i kosztów inwestycji

w danym momencie, w czasie jej funkcjonowania. Dodatnia wartość wskaźnika oznacza, że

w trakcie całego okresu funkcjonowania inwestycji przyniesie ona, w efekcie oszczędności,

przewyższające nakłady początkowe oraz zapewni zysk na przyjętym wcześniej poziomie.

Problemem okazuje się rzetelne i trafne wyznaczenie składowych, niezbędnych do

przeprowadzenia analizy, w szczególności stopy dyskonta. Istnieje tu duże ryzyko

dyskwalifikacji dobrych merytorycznie przedsięwzięć, poprzez nieumiejętne określenie

warunków początkowych.

Metody dynamiczne, stosowane w ocenie projektów inwestycyjnych, uwzględniają

w swoim rachunku rozłożenie wpływów i wydatków inwestycyjnych w czasie. Metody te są

zdecydowanie częściej stosowane, w stosunku do statycznych, ze względu na ich dyskontowy

133

charakter. Dynamiczne metody oceny projektów inwestycyjnych pozwalają przyszłą

inwestycję zdyskontować na dzień prowadzenia analizy. Pozwala to na łatwiejsze porównanie

inwestycji, które mają różne terminy wpływów i wydatków oraz wyciągnięcie odpowiednich

wniosków.

8.2. Ocena opłacalności przedsięwzięć energooszczędnych

Ocenę ekonomiczną przedsięwzięcia przeprowadza się zwykle w oparciu o wyniki danego

wskaźnika opłacalności inwestycji. Uwzględniają one zarówno jednorazowe nakłady

poniesione na realizację przedsięwzięcia, jak i korzyści ekonomiczne, płynące z jego

zastosowania – w przypadku przedsięwzięć energooszczędnych polegające głównie na

zmniejszeniu potrzeb energetycznych budynku w tracie jego eksploatacji.

Stosowane są różne rodzaje wskaźników oceny ekonomicznej inwestycji. Ogólny ich

podział jest analogiczny do metod oceny ekonomicznej, a więc wyróżnić można grupę

wskaźników statycznych i dynamicznych.

Wskaźniki ekonomiczne mają na celu wyrażenie w formie wartości liczbowej sumy

korzyści generowanych przez lata eksploatacji uruchomionej inwestycji, w stosunku do

nakładów inwestycyjnych koniecznych na jej realizację [93]. Można dzięki temu ocenić, czy

planowane przedsięwzięcie energooszczędne będzie efektywne pod względem

ekonomicznym, w odniesieniu do stanu istniejącego.

Decyzja inwestycyjna oparta na jednym wskaźniku jest zazwyczaj niewystarczająca –

odpowiada bowiem rozważaniu tylko jednego aspektu w złożonej procedurze decyzyjnej.

Stosuje się więc łączenie wskaźników ekonomicznych, istotnych z punktu widzenia

inwestycji i ustala się dla nich wymagania progowe. Jeżeli któryś spada poniżej założonego

minimum lub przekracza wartość maksymalną, świadczy to o podniesionym ryzyku

inwestycji i z reguły nie jest ona realizowana [93]. Zawsze trzeba określić także wskaźnik

decydujący, bowiem według niego można wybrać wariant najkorzystniejszy, gdy wszystkie

wskaźniki spełniają ustalone kryteria.

W procedurze decyzyjnej mogą być także stosowane parametry pozaekonomiczne, jak:

ekologiczne, społeczne, estetyczne i inne. W ostatnim czasie coraz większego znaczenia

nabierają parametry ekologiczne inwestycji.

134

8.2.1. Wskaźniki statyczne

Z grupy wskaźników statycznych wyróżnić można dwa najczęściej pojawiające się

w analizach opłacalności ekonomicznej [93, 109]:

prosty czas zwrotu nakładów SPBT (Simple Pay Back Time),

czas zwrotu nakładów PBT (Pay Back Time).

Wskaźnik SPBT (Simple Pay Back Time) to prosty czas zwrotu nakładów – pojęcie

pochodzące z dziedziny rachunku efektywności inwestycji [109]. W przypadku inwestycji

energooszczędnych można go zdefiniować, jako stosunek nakładów inwestycyjnych do

wielkości obniżenia kosztów użytkowania energii, wraz ze wszystkimi pochodnymi, np.

korzyści w zakresie użytkowania środowiska naturalnego [93]. Na podstawie tego wskaźnika

ocenić można, które przedsięwzięcie jest optymalne pod względem ekonomicznym – wartość

SPBT dla tego wariantu jest najniższa.

Wartość wskaźnika oblicza się ze wzoru:

rON

SPBTΔ

= 0 [lat] (8.1)

gdzie:

N0 - nakłady finansowe poniesione na realizację przedsięwzięcia energooszczędnego [zł],

ΔOr - uzyskane roczne zmniejszenie kosztów energii, wynikające z zastosowania

przedsięwzięcia energooszczędnego [zł/rok].

Poziom nakładów finansowych, niezbędnych na realizację przedsięwzięcia, oszacować

można na podstawie aktualnych cen rynkowych, wskaźników cenowych lub kosztorysów

branżowych.

Uzyskane roczne zmniejszenie kosztów energii wyznacza się w zależności od

planowanego przedsięwzięcia energooszczędnego. Można tu stosować metodykę audytu

energetycznego, na podstawie rozporządzenia [172], w której, przykładowo dla inwestycji

związanej ze zmniejszeniem strat ciepła przez przenikanie przez przegrody, wartość rocznej

oszczędności kosztów energii obliczyć można ze wzoru:

( ) ( ) ( )10111000111000 1212 AbAbOqyOqyOQxOQxO mumuzuzur −⋅+⋅⋅−⋅⋅⋅+⋅⋅−⋅⋅=Δ (8.2)

gdzie:

x0, x1 - udział źródła w zapotrzebowaniu na ciepło przed i po wykonaniu inwestycji,

Q0u, Q1u - roczne zapotrzebowanie na ciepło na pokrycie strat przez przenikanie przed

i po wykonaniu inwestycji, [GJ/rok],

135

O0z, O1z - opłata zmienna za jednostkę energii przed i po wykonaniu inwestycji,

y0, y1 - udział źródła w zapotrzebowaniu na moc cieplną przed i po wykonaniu

inwestycji,

q0u, q1u - zapotrzebowanie na moc cieplną, na pokrycie strat przez przenikanie przed

i po wykonaniu inwestycji, [MW],

O0m, O1m - opłata stała miesięczna przed i po wykonaniu inwestycji,

Ab0, Ab1 - miesięczna opłata abonamentowa przed i po wykonaniu inwestycji.

W przypadku innych usprawnień metodyka określenia rocznych oszczędności energii

wygląda podobnie.

Wskaźnik PBT definiowany jest bardzo podobnie, a podstawowa różnica między nimi

polega na tym, że w przypadku SPBT uwzględnia się wartości korzyści brutto inwestycji,

natomiast w przypadku PBT - korzyści na poziomie zysku netto, czyli po opłaceniu podatku

[93]. W praktyce oceny racjonalizatorskiej inwestycji częściej stosowany jest wskaźnik

SPBT.

Oba przedstawione wskaźniki cechuje duża prostota i poglądowość. W związku z tym

stosowane są najczęściej we wstępnej fazie oceny inwestycji, dając inwestorowi poglądową

ocenę czasu zamrożenia aktywów finansowych. Podstawową wadą jest nieuwzględnienie

całego okresu funkcjonowania inwestycji i zmian, jakie podczas tego okresu mogą zachodzić.

Przyjęcie stałych wartości rocznego zysku inwestycyjnego, bez uwzględnienia zmiany

wartości pieniądza w czasie, uniemożliwia analizowanie całego okresu inwestycyjnego,

a skupia uwagę inwestora na okresie początkowym, pokazując poziom nakładów i poglądowy

czas ich zwrotu.

8.2.2. Wskaźniki dynamiczne

Wskaźniki dynamiczne uwzględniają zmianę wartości pieniądza w czasie. Podstawą ich

określenia są zdyskontowane strumienie pieniężne. Przy wyliczaniu wskaźników

dynamicznych wykorzystuje się wartości netto – po opłaceniu stosowanego podatku

dochodowego [93].

Spośród wskaźników dynamicznych najczęściej wykorzystuje się w ocenie przedsięwzięć

energooszczędnych [93, 109]:

wartość bieżącą netto NPV (Net Present Value),

wskaźnik wartości bieżącej netto NPVR (Net Present Value Ratio),

wewnętrzną stopę zwrotu IRR (Internal Rate of Return),

dynamiczny czas zwrotu nakładów DPBT (Dynamic Pay Back Time).

136

Wskaźnik NPV, zwany wartością bieżącą netto inwestycji, jest jednym z najbardziej

popularnych w tej grupie. Odzwierciedla on sumaryczne korzyści finansowe po potrąceniu

jednorazowych nakładów inwestycyjnych, odniesione do roku bazowego, w którym dany

obiekt oddano do użytkowania. Przy założonej liczbie n lat eksploatacji budynku, dodatnia

wartość wskaźnika NPV świadczy o opłacalności inwestycji [74].

Wartość wskaźnika można wyznaczyć z zależności [74, 109]:

( )( )∑

=

−Δ++

=n

trtt

t

NOrsNPV

101

1 (8.3)

gdzie:

r - stopa dyskonta, uwzględniająca spadek wartości pieniądza w czasie,

s - przewidywany wzrost cen nośników energii,

ΔOrt - uzyskane w roku t zmniejszenie kosztów energii, wynikające z zastosowania

przedsięwzięcia energooszczędnego [zł/rok],

N0 - nakłady finansowe poniesione w roku bazowym na realizację przedsięwzięcia

energooszczędnego [zł].

Stopa dyskonta odzwierciedla swoistą cenę pieniądza, która zależy od indywidualnego

poglądu posiadacza środków finansowych na rezygnację z bieżącej konsumpcji, na rzecz

przyszłej inwestycji lub udzielenia pożyczki. Jest związana ściśle z rodzajem inwestycji

i ryzykiem, jakie owa inwestycja ze sobą niesie. Z punktu widzenia dysponenta wolnych

środków finansowych, jako jej średnią, społecznie akceptowalną wartość, można uznać

wysokość oprocentowania depozytów [93].

Wykorzystując metodykę NPV, można dokonać oceny ekonomicznej w całym okresie

„życia” inwestycji. Poza określeniem stopy dyskonta, to prawidłowe określenie rzeczywistego

okresu analizy jest drugim kluczowym parametrem metody. W przypadku przedsięwzięć

energooszczędnych jest to najczęściej graniczna trwałość zastosowanego

rozwiązania/systemu lub czas zamortyzowania zakupionego sprzętu – składowych

przewidzianego do realizacji systemu [93]. Długość okresu może być także ustalona przez

jedną ze stron zaangażowanych w inwestycję, np. bank – kredyt udzielony na konkretną ilość

lat.

Wskaźnik wartości bieżącej netto NPVR określa relacje między nakładami

inwestycyjnymi a uzyskanymi korzyściami – stosunek wskaźnika NPV do zdyskontowanej

wartości bieżącej nakładów inwestycyjnych PV(I) [93]:

137

( )IPVNPVNPVR = (8.4)

Wewnętrzna stopa zwrotu IRR jest taką wartością stopy dyskontowej, dla której bieżące

zyski inwestycyjne są równe bieżącym nakładom inwestycyjnym. Tym samym jest to stopa

dyskontowa, dla której wartość bieżąca NPV przedsięwzięcia jest dokładnie równa zero [93].

Obliczenie wartości IRR sprowadza się więc do znalezienia takiej wartości stopy dyskonta r,

dla której spełniony jest warunek ogólny:

( )∑

=

=−Δ+

=n

trtt NO

rNPV

10 0

11 (8.5)

IRR jest więc stopą procentową lub stopą dyskonta, przy której następuje zwrot nakładów

inwestycyjnych. Jeżeli wartość IRR jest wyższa od przyjętej w analizie wartości stopy

procentowej/dyskonta, wtedy inwestycja jest korzystna z punktu widzenia finansowego.

Wskaźnik DPBT – zdyskontowany czas zwrotu nakładów – to w zasadzie zmodyfikowana

wersja wskaźnika statycznego PBT. Różnica polega na zastosowaniu, w tym przypadku,

zdyskontowanych wartości zysków i wydatków, co daje bezpieczniejszą ocenę opłacalności,

niż wskaźniki statyczne, ale jednocześnie nie pozbawia innych wad wskaźników statycznych.

Metoda ta nie znalazła tak szerokiego zastosowania, jak inne przedstawione wskaźniki

dynamiczne [93].

8.2.3. Pozaekonomiczne wskaźniki oceny inwestycji

W ocenie przedsięwzięć energooszczędnych, poza wskaźnikami ekonomicznymi, coraz

większego znaczenia nabierają wskaźniki pozaekonomicznie, w tym przypadku związane

głownie z pozytywnym efektem ekologicznym planowanej inwestycji [80]. Najczęściej efekt

ekologiczny rozumiany jest jako zmniejszenie ilości wprowadzanych do środowiska

naturalnego zanieczyszczeń, w relacji przed i po realizacji założeń inwestycji

energooszczędnej. W niektórych przypadkach wskaźniki ekologiczne nabierają

równorzędnego znaczenia w końcowej ocenie przedsięwzięcia, w stosunku do wskaźników

ekonomicznych, a ich brak lub niespełnienie założonych wymagań dyskwalifikuje inwestycję

w wykorzystaniu dostępnych mechanizmów wsparcia finansowego dla inwestycji

wykazującej znamiona energooszczędności.

138

Często wykorzystywanym wskaźnikiem efektywności ekologicznej inwestycji jest

wskaźnik emisji gazów cieplarnianych, głównie dwutlenku węgla (CO2) WECO2, którego

aktualne krajowe poziomy można znaleźć w raporcie przygotowanym przez Ministerstwo

Środowiska [167]. Miarą efektywności ekologicznej jest w tym przypadku poziom

zmniejszenia emisji CO2 w wyniku zastosowanych przedsięwzięć energooszczędnych, w

stosunku do stanu istniejącego. Stosowany jest on powszechnie przy ocenie projektów

celowych finansowanych z Funduszy Europejskich, ale i w przedsięwzięciach krajowych,

przykładowo w metodyce audytu energetycznego, przygotowywanego na potrzeby uzyskania

dotacji do inwestycji ze środków Wojewódzkich Funduszy Ochrony Środowiska i Gospodarki

Wodnej.

8.3. Bilans energetyczny przegrody hybrydowej i tradycyjnej

Efektem rozważań teoretycznych oraz badań eksperymentalnych było przedstawienie

sumarycznej efektywności energetycznej rozważanej hybrydowej przegrody z BIPV,

w odniesieniu do przegrody tradycyjnej.

Jeśli chodzi o straty ciepła przez przenikanie, można zaobserwować, że w każdym

miesiącu sezonu grzewczego były one niższe w przypadku przegrody hybrydowej.

8.4212.12

72.68

0.43

5.906.2911.15

3.64 3.73

9.3712.07

3.426.81

10.56

50.64

-0.333.06

6.879.3210.49

-10.0

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

sty czeń luty marzec kwiecień maj wrzesień październik listopad grudzień całość

stra

ty c

iepł

a [k

Wh]

przegroda bez PV przegroda z PV

Rys. 8.1. Straty ciepła przez przenikanie dla przegrody tradycyjnej i hybrydowej z BIPV.

Szczególnie w miesiącach, w których dostępność promieniowania słonecznego się

zwiększa, zauważalna jest duża różnica w stosunku do przegrody tradycyjnej. Zwiększająca

się okresowo – pod wpływem promieniowania słonecznego - temperatura powietrza

w fasadzie prowadzi do ustabilizowania temperatury na powierzchni wewnętrznej

139

i zewnętrznej przegrody i tym samym ogranicza lub zatrzymuje przepływ ciepła. Efekty

energetyczne zaobserwować można szczególnie dla okresu przejściowego – są to miesiące

kwiecień, maj, wrzesień i październik (rys. 8.1.).

Podobnie przedstawia się sumaryczna efektywność energetyczna przegród. Bilans energii

pozyskanej (elektryczna z PV) i traconej (przez przenikanie) pokazał ujemne wartości dla

rozważanej konstrukcji przegrody hybrydowej w trakcie przeprowadzonych badań. Świadczy

to, iż w okresie badawczym przegroda więcej energii pozyskała, niż traciła (rys. 8.2. –

wartości ujemne = pozyskiwanie energii przez przegrodę).

16,84 18,30 17,92

68,23

5,97 5,93

-7,49-2,05

15,16

-6,47-20,0

-10,0

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

styczeń luty marzec kw iecień sumaryczne

zapo

trze

bow

anie

na

ener

gię

[kW

h]

przegroda bez PV przegroda z PV

Rys. 8.2. Bilans energetyczny dla przegrody hybrydowej z BIPV i tradycyjnej.

Przedstawiony powyżej bilans dotyczy jedynie miesięcy od stycznia do kwietnia, gdyż

wtedy prowadzone były pełne pomiary skuteczności elektrycznej i cieplnej przegród.

Uzyskane wartości oszczędności energii wykorzystane zostały w kolejnych punktach

pracy, w analizie efektywności ekonomicznej rozpatrywanej przegrody hybrydowej

w stosunku do przegrody o budowie tradycyjnej.

8.4. Efektywność ekonomiczna rozważanej przegrody hybrydowej

Do oceny efektywności ekonomicznej rozważanej przegrody hybrydowej z BIPV

w warunkach klimatu lokalnego wybrano metodę dynamiczną z wykorzystaniem wskaźnika

NPV. Przyjęto następujące założenia:

140

1. budowa materiałowa i geometryczna jest zgodna z przedstawionym wcześniej opisem

(punkt 5.2. pracy), powierzchnia czynna przegrody = 2,59 m2;

2. lokalizacja: w III strefie klimatycznej - obliczeniowa temperatura powietrza zewnętrznego

wynosi -20 °C;

3. parametry klimatu zewnętrznego wyodrębnione wg typowego roku meteorologicznego dla

stacji meteorologicznej Katowice [160];

4. temperatura obliczeniowa wewnętrzna = 20 °C [177];

5. orientacja przegrody względem stron świata – południowa;

6. dwa warianty źródeł ciepła pokrywających straty przez przenikanie przez przegrodę:

− ciepło systemowe z sieci miejskiej,

− energia elektryczna;

7. dwa warianty wykorzystania energii elektrycznej uzyskanej w modułach PV:

− system autonomiczny – nie włączony do sieci elektroenergetycznej,

− system podłączony do sieci – odsprzedaż wygenerowanej w PV energii elektrycznej;

8. trzy warianty energetyczne dla przegrody:

Tabela 8.1. Przyjęte warianty gospodarowania energią

Wariant Źródło ciepła na pokrycie strat przez przenikanie

Zagospodarowanie energii elektrycznej z PV

1 Ciepło systemowe z sieci miejskiej System autonomiczny

2 Energia elektryczna System autonomiczny

3 Energia elektryczna System podłączony do sieci

9. rozpatrywany okres funkcjonowania inwestycji: n = 20 lat - gwarancja producenta

modułów PV na zachowanie parametrów sprawności - maksymalny spadek sprawności

80% w stosunku do deklarowanej w STC [157];

10. stopa dyskonta: r = 5,91% na podstawie danych przedstawionych przez Urząd Ochrony

Konkurencji i Konsumentów [176];

11. ceny nośników energii (z opłatami przesyłowymi):

− ciepło systemowe z sieci miejskiej – wg aktualnych stawek PEC Gliwice;

− energia elektryczna – analiza własna na podstawie oferty dystrybutorów energii na

trenie województwa śląskiego (taryfa G11);

141

12. uwzględniono wzrost cen nośników energii w czasie na podstawie Prognozy

zapotrzebowania na paliwa i energię do roku 2030 przedstawionej przez Ministerstwo

Gospodarki [164];

0

10

20

30

40

50

60

2006 2010 2015 2020 2025 2030

cena

cie

pła

siec

iow

ego

[zł/G

J]

Rys. 8.3. Prognoza wzrostu cen ciepła sieciowego do roku 2030, opracowano na podstawie:

Prognoza zapotrzebowania na paliwo i energię do 2030 r…. [164].

0

100

200

300

400

500

600

700

2006 2010 2015 2020 2025 2030

cena

ene

rgii

elek

tr. [

zł/M

Wh]

Rys. 8.4. Prognoza wzrostu cen energii elektrycznej do roku 2030, opracowano na podstawie:

Prognoza zapotrzebowania na paliwo i energię do 2030 r…. [164]. 13. dla systemu PV podłączonego do sieci przyjęto możliwość odsprzedaży wygenerowanej

energii elektrycznej na zasadzie Feed in Tarif przyjętej na Łotwie: cena odsprzedaży

energii elektrycznej: 0,43 €/kWh, gwarancja ceny: 20 lat [168];

142

14. nakłady początkowe na realizację inwestycji określono wykonując kalkulację własną, na

podstawie średnich cen rynkowych;

15. nie uwzględniono żadnych mechanizmów dofinansowujących inwestycję.

Dla tak sformułowanych założeń, dokonano analizy efektywności ekonomicznej

inwestycji, polegającej na zastąpieniu przegrody tradycyjnej przegrodą hybrydową z BIPV.

Na podstawie parametrów geometrycznych i materiałowych przegrody oraz dostępnych

danych klimatycznych, obliczono miesięczne wartości zapotrzebowania na ciepło, na

pokrycie strat przez przenikanie QH,Tr, zgodnie z metodyką rozporządzenia [171]. Obliczenia

wykonano dla przegrody o budowie tradycyjnej, a następnie dla układu z fasadą hybrydową

BIPV. W przypadku przegrody z fasadą hybrydową, wykorzystano w obliczeniach

opracowany model oporu zastępczego dla części zewnętrznej przegrody - fasady hybrydowej.

Dodatkowo obliczono - dla obu przypadków - wartości mocy szczytowej na pokrycie strat

przez przenikanie (q0 i q1), zgodnie z rozporządzeniem [172].

Dla tak wyznaczonych parametrów energetycznych przegród, określono poziom opłat za

energię na pokrycie strat przez przenikanie. Jako źródło energii wybrano w wariancie

pierwszym ciepło systemowe z sieci miejskiej, w drugim natomiast - energię elektryczną. Dla

obu wariantów przyjęto składowe opłat wg aktualnych cen rynkowych.

Dodatkową energię elektryczną generowaną przez moduły PV, zintegrowane z fasadą,

potraktowano, jak w przypadku systemu autonomicznego – możliwą do wykorzystania na

potrzeby budynku – ustalając jej cenę jednostkową na poziomie aktualnych cen rynkowych.

W tym układzie pozyskana energia elektryczna uzupełnia bieżące potrzeby budynku,

pomniejszając tym samym nakłady niezbędne do poniesienia, z tytułu wykorzystania energii,

z lokalnej sieci elektroenergetycznej. Aktualnie w polskich realiach odsprzedaż tzw. „zielonej

energii”, wytwarzanej we własnej instalacji, do lokalnej sieci elektroenergetycznej wiąże się

z przejściem bardzo złożonej procedury formalno-prawnej, uzyskaniem stosownej koncesji,

a w finale końcowa cena jednostkowa odsprzedawanej do sieci energii „zielonej” nie różni się

znacznie od ceny zakupu energii konwencjonalnej [168]. Przedstawiono więc jeszcze wariant,

jak dla systemu podłączonego do sieci, w przypadku rozliczeń na zasadzie Feed in Tarif –

przyjętej w wielu państwach członkowskich UE – także wśród nowych członków UE.

Wyniki analizy ekonomicznej przedstawiono na rysunkach 8.5 – 8.7. Zaznaczyć trzeba, że

wykonany rachunek przepływów pieniężnych (przedstawiony szczegółowo w Załączniku 8.1)

nie uwzględnia żadnych mechanizmów dofinansowania inwestycji – dyskusję na ten temat

przedstawiono w rozdziale 8.5. pracy.

143

W wariancie 1. przyjęto ciepło z sieci miejskiej, jako źródło energii na pokrycie strat

przez przenikanie, oraz system autonomiczny dla rozliczania energii elektrycznej, pozyskanej

z modułów PV.

-10000.0

-9000.0

-8000.0

-7000.0

-6000.0

-5000.0

-4000.0

-3000.0

-2000.0

-1000.0

0.0

1000.0

2000.0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

prze

pływ

y pi

eniężn

e [zł]

Rys. 8.5. Wykres przepływów pieniężnych dla Wariantu 1 – źródło energii – sieć miejska.

Jak można zaobserwować na powyższym wykresie, dla kosztów inwestycyjnych

wykonania fasady hybrydowej skalkulowanych na poziomie 9080,4 zł (Załącznik 8.2),

inwestycja - w założonym okresie funkcjonowania - nie wykazuje dodatnich wartości

wskaźnika NPV, więc dla przyjętych ekonomicznych warunków brzegowych nie jest dla

inwestora opłacalna.

Podobnie sytuacja wygląda dla wariantu 2. – energia elektryczna z sieci lokalnej, jako

źródło energii na pokrycie strat przez przenikanie, oraz system autonomiczny dla rozliczania

energii elektrycznej, pozyskanej z modułów PV.

Zaznaczyć trzeba, że uzyskane wartości NPV mogą się różnić dla podobnej inwestycji

o innej skali – analizę ekonomiczną powinno się przeprowadzać każdorazowo dla

rozpatrywanego zadania. Z uwagi na możliwość przyjęcia szerokiego spektrum

ekonomicznych warunków brzegowych, bezpośrednie przenoszenie wyników analizy z jednej

inwestycji na drugą może być obarczone znacznym błędem.

144

-10000.0

-9000.0

-8000.0

-7000.0

-6000.0

-5000.0

-4000.0

-3000.0

-2000.0

-1000.0

0.0

1000.0

2000.0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

prze

pływ

y pi

eniężn

e [zł]

Rys. 8.6. Wykres przepływów pieniężnych dla Wariantu 2. – źródło energii – energia elektryczna z lokalnej sieci.

Zdecydowanie inaczej przedstawia się efektywność ekonomiczna rozważanej inwestycji,

w przypadku zastosowania rozliczania energii - pozyskanej w ogniwach PV - na zasadach

Feed in Tarif przyjęto model funkcjonujący w jednym z nowych państw członkowskich UE –

Łotwie (rys. 8.7.). Dla systemu PV podłączonego do sieci, istnieje możliwość odsprzedaży

wygenerowanej energii elektrycznej po gwarantowanej cenie 0,43 €/kWh (przy średniej cenie

zakupu energii elektrycznej z sieci lokalnej na poziomie 0,11 €/kWh). Gwarancja ceny

obejmuje 20 lat od momentu podpisania umowy [168] i nie ma w tym przypadku

przewidzianych żadnych mechanizmów tę stawkę obniżających – jak w przypadku niektórych

nowych państw członkowskich UE – przedstawionych szerzej w punkcie 8.5. niniejszej

pracy.

Zatem dla tej samej co do wartości wielkości strat ciepła przez przenikanie przez

przegrodę i przy wykorzystaniu energii elektrycznej, jako źródła ciepła na ich pokrycie,

inwestycja w założonym okresie funkcjonowania wykazuje dodatni wynik NPV, a zatem jest

dla inwestora opłacalna.

W opinii autora pracy, Feed in Tarif jest bardzo skutecznym mechanizmem wsparcia dla

rozwoju technologii fotowoltaicznych. Przykłady Niemiec czy Czech pokazują, że przy

podobnych warunkach nasłonecznienia jak w Polsce, fotowoltaika może stanowić skuteczne

źródło energii odnawialnej.

145

-10000.0

-9000.0

-8000.0

-7000.0

-6000.0

-5000.0

-4000.0

-3000.0

-2000.0

-1000.0

0.0

1000.0

2000.0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

prze

pływ

y pi

eniężn

e [zł]

Rys. 8.7. Wykres przepływów pieniężnych dla Wariantu 3.

8.5. Ocena pozaekonomiczna

W ocenie pozaekonomicznej wykorzystano wskaźniki prezentujące efekt ekologiczny

inwestycji, w postaci zmniejszenia ilości wprowadzanych do środowiska naturalnego

zanieczyszczeń, w relacji przed i po realizacji założeń inwestycji energooszczędnej.

Analizę oparto na wskaźniku emisji gazów cieplarnianych, głównie dwutlenku węgla

(CO2) WECO2. Miarą efektywności ekologicznej jest - w tym przypadku - poziom

zmniejszenia emisji CO2 w wyniku zastosowania fasady BIPV, w stosunku do stanu

istniejącego. Analizę przeprowadzono w programie ArCADia Termo [148]. Odwzorowano

pomieszczenie badawcze, w którym zrealizowana została przegroda hybrydowa i wyznaczono

poziom oszczędności energii, w stosunku do przegrody bazowej, bez fasady BIPV. Jako

źródło energii, przyjęto energię elektryczną z lokalnej elektrowni – współczynnik nakładu

nieodnawialnej energii pierwotnej na wytworzenie i dostarczenie energii do budynku wi

określono na podstawie tabeli w rozporządzeniu [171] na poziomie 3,0. Wyniki

zaprezentowano na rysunku 8.8. Wykorzystane oprogramowanie posiada moduł

obliczeniowy, pozwalający na analizę redukcji emisji gazów cieplarnianych i pyłów przed

i po zastosowaniu przedsięwzięcia energooszczędnego w budynku.

146

0 1000 2000 3000 4000 5000

SO2 [kg/rok]

NOX [kg/rok]

CO [kg/rok]

CO2 [kg/rok]

Pył [kg/rok]

Sadza [kg/rok]

Istniejący 40.4 10.1 3 4412.6 6.6 0

Projektow any 28.2 7.1 2.1 3104.3 4.7 0

SO2 [kg/rok] NOX [kg/rok] CO [kg/rok] CO2 [kg/rok] Pył [kg/rok] Sadza [kg/rok]

Rys. 8.8. Porównanie emisji zanieczyszczeń gazów cieplarnianych i pyłów dla przegrody bazowej i po zastosowaniu fasady BIPV.

Zaobserwować można, że dla przedmiotowego usprawnienia energooszczędnego, jakim

było zastosowanie fasady BIPV, największą redukcję uzyskano dla emisji dwutlenku węgla

(CO2) na poziomie 29,6%. Dla pozostałych gazów emisje są niewielkie, ale redukcje też

oscylują w granicach 30%. Znikoma emisja pyłów wynika z zastosowanego w analizie źródła

energii – energii elektrycznej.

8.6. Potencjał aplikacji rozwiązań przegrody hybrydowej z BIPV w

warunkach polskich

Wyniki przeprowadzonej analizy ekonomicznej dla przedmiotowej przegrody hybrydowej

z BIPV pokazały, że dla przyjętych założeń i warunków brzegowych, w realiach polskich,

zastosowanie przyjętego rozwiązania do poprawy jakości energetycznej obudowy budynku

jest nieopłacalne.

Wnioski potwierdza analiza dostępności promieniowania słonecznego, które może zostać

poddane konwersji w energię elektryczną, w ogniwach PV. Bazując na regionalnych danych

147

nasłonecznienia, stworzone zostały godzinowe mapy nasłonecznienia dostępnego w ciągu

roku dla instalacji fotowoltaicznych, dla państw europejskich [169]. Wynika

z nich, że Polska - na tle Europy - znajduje się wśród kilkunastu krajów o najmniejszym

potencjale dostępności promieniowania słonecznego w ciągu roku (rys. 8.9).

Rys. 8.9. Ilość godzin dostępnego promieniowania słonecznego w ciągu roku na potrzeby PV [169].

Nieco dokładniejszy obraz zasygnalizowanej sytuacji daje mapa, przedstawiająca ogólne

koszta produkcji energii elektrycznej w modułach PV, wyrażone w €/MWh (rys. 8.10) [169].

Uwagę zwraca najwyższa pozycja Niemiec, jeśli chodzi o potencjał dostępnej mocy z

instalacji PV zrealizowanych w tym kraju. Wydaje się wbrew logice, że państwo o ogólnych

warunkach klimatycznych zbliżonych do Polski i kosztach wygenerowania 1 MWh energii z

PV miejscami wyższej od Polski, będzie liderem w ilości nominalnej mocy elektrycznej,

dostępnej w zrealizowanych instalacjach PV. Przedstawiony na rys. 8.10 stan faktyczny na

rok 2007 przekłada się na teraźniejszość – Niemcy nadal plasują się na pozycji pierwszej w

Europie, zmniejszył się jedynie dystans dzielący je od innych państw.

148

Rys. 8.10. Koszty ogólne wygenerowania 1MWh energii elektrycznej w zainstalowanych modułach

PV wraz z ilością MW dostępnej mocy nominalnej – stan na 2007 r. [169]. Okazuje się, że odpowiedzialnym za taki stan rzeczy jest system zachęt finansowych,

funkcjonujący w poszczególnych krajach. Niemcy, jako jedne z pierwszych, przyjęły tzw.

Feed in Tarif – gwarantowaną przez ściśle określony przedział czasu, bardzo korzystną taryfę,

pozwalającą dowolnym podmiotom na produkcję i odsprzedaż do sieci lokalnej, energii

elektrycznej wyprodukowanej w PV, po bardzo korzystnych cenach. Początkowe stawki

odsprzedaży energii na poziomie 0.46-0.58 €/kWh w 2004 roku (przy kilkunastu eurocentach

za 1 kWh energii zakupionej z sieci) zachęciły, nawet osoby prywatne, do instalacji

mikroelektrowni fotowoltaicznych, przykładowo na dachach swych budynków i odsprzedaż

wyprodukowanej energii elektrycznej do sieci. Takie i podobne instalacje, przy tak ustalonym

poziomie wsparcia, pozwalały osiągnąć korzystny bilans ekonomiczny po ok. 10 i mniej

latach. Bardzo duże zainteresowanie inwestycją w fotowoltaikę, jakie w tym czasie się

pojawiło, rozwinęło niewyobrażalnie rynek fotowoltaiczny w Niemczech, ożywiając

gospodarkę, szczególnie we wschodniej, potrzebującej tego, części kraju, a same Niemcy

stały się światowym potentatem w rozwoju technologii fotowoltaicznych.

149

Bazując na sukcesie niemieckim, inne kraje także wprowadziły podobną taryfę różniącą

się szczegółami i czasami ze zmiennym skutkiem. W pozostałych krajach członkowskich UE

wprowadzane są inne mechanizmy wsparcia inwestycji odnawialnych źródeł energii,

wypełniając tym samym zapisy dyrektywy o promocji odnawialnych źródeł energii.

Rys. 8.11. Podstawowe mechanizmy wsparcia wykorzystania odnawialnych źródeł energii na rzecz

sektora elektrycznego w krajach członkowskich UE [169].

Szczególnie interesująco przedstawia się przegląd form dofinansowania technologii PV

w nowych krajach członkowskich UE, przedstawionych w raporcie przygotowanym

w ramach programu unijnego, prowadzonego prze Politechnikę Warszawską [168].

Wypełniając zapisy dyrektywy o promocji odnawialnych źródeł energii, każdy z krajów

zobligowany został do przygotowania planu jej wdrożenia. Zaobserwować w tym miejscu

można duże zróżnicowanie w podejściu do potencjału wykorzystania technologii

150

fotowoltaicznej, pomimo podobnej sytuacji finansowej i klimatycznej większości krajów

(tabela 8.2).

Tabela 8.2. Mechanizmy wsparcia dla fotowoltaiki w nowych krajach członkowskich UE w 2010 r [168]

Niestety na tle innych nowych państw członkowskich skuteczność przyjętych w Polsce

mechanizmów wsparcia dla rozwoju PV wydaje się mocno dyskusyjna.

Rok 2010 i 2011 potwierdza brak widocznego rozwoju rynku fotowoltaicznego w Polsce.

Większość z istniejących instalacji funkcjonuje jako autonomiczne. Ma wpływ na to brak

wprowadzenia wspomnianej Feed in Tarif, tak szeroko przyjętej w innych krajach

przedstawionych w zestawieniu. Przewiduje się, że tylko ta forma wsparcia mogłaby ożywić

151

rynek PV w Polsce – bieżące metody dofinansowania nie są zbyt ogólne dla tak specyficznej

technologii, jak fotowoltaika, i nie są tak skuteczne, jak taryfy gwarantowane.

Możliwe do wykorzystania aktualnie w Polsce formy wsparcia dla technologii PV, jak

przewidziany głównie w tym zakresie, system zielonych certyfikatów nie zdał rezultatu,

z uwagi na skomplikowaną procedurę uzyskania stosownej koncesji, nawet dla najmniejszych

instalacji oraz cenę końcową energii odsprzedawanej do sieci – zbliżoną do ceny rynkowej

zakupu energii elektrycznej z sieci lokalnej. Sprawia to, że inwestycje PV w Polsce są nadal

dla inwestorów nieopłacalne. W 2011 r. Urząd Regulacji Energetyki miał zarejestrowane

jedynie trzy systemy PV o mocy nominalnej 33 kW i ogłosił możliwość wydania koncesji na

inwestycje o mocy nominalnej 1,1 MW [168]. W związku z powyższym Polska, największy

kraj spośród nowo przyjętych, jest daleko za innymi (tabela 8.3). Aktualna sytuacja stoi w

opozycji do polityki energetycznej, przedstawionej w dokumencie Polityka energetyczna

Polski do roku 2030. Założony na rok 2010 niewygórowany poziom zainstalowanej mocy z

PV na poziomie 2 MW osiągnięty zostanie przy pozytywnej koniunkturze w roku 2011. Na

dzień dzisiejszy wątpliwe zatem wydaję się być założenie ww. dokumentu, osiągnięcia

poziomu 32 MW mocy zainstalowanej [168].

Tabela 8.3.

Stan aktualny i prognoza ilości mocy zainstalowanej z PV [168]

Analizując tabelę 8.3. zobaczyć można, jak przyjęcie odpowiedniego systemu wsparcia

(tabela 8.2) wpływa na rozwój rynku technologii PV w danym kraju. Odpowiednio

skonstruowane, pod względem ekonomicznym, zachęty lub gwarancje finansowe dla

152

inwestorów w fazie początkowej inwestycji są niezbędne do stymulacji sektora PV. W ujęciu

długoterminowym przewiduje się, że rynek ten ma duży potencjał rozwoju, a co za tym idzie

i konkurencyjności w stosunku do innych technologii, wykorzystujących odnawialne źródła

energii [168].

Jednak na dzień dzisiejszy w Polsce potencjał wykorzystania technologii PV jest nieduży.

Kluczowy wpływ na taki stan rzeczy ma brak stosownych mechanizmów wsparcia oraz brak

odpowiedniej promocji energii słonecznej, jako skutecznego źródła pozyskiwania energii

odnawialnej. Zdaniem autorów raportu [168] potencjał wykorzystania energii słonecznej do

pozyskiwania energii elektrycznej jest w Polsce mocno niedoszacowany, co skutkuje tak

niskim wskaźnikiem udziału technologii PV w zadeklarowanym udziale energii ze źródeł

odnawialnych w całkowitym zapotrzebowaniu krajowym na poziomie 15% w roku 2020

(tabela 8.4).

Tabela 8.4.

Udział energii z PV w całkowitym rynku krajowym – scenariusz na rok 2020 [168]

Kraj Moc

zainstalowana

w 2010 [MW]

Moc

zainstalowana

w 2020 [MW]

Udział energii

z PV

Kraj Moc

zainstalowana

w 2010 [MW]

Moc

zainstalowana

w 2020 [MW]

Udział energii

z PV

Austria 90 322 0,4 Luksemburg 27 113 1,3

Belgia 350 1340 1,0 Łotwa - 2 0,0

Bułgaria 9 303 1,2 Malta 4 28 1,4

Cypr 6 192 3,9 Niemcy 15784 51753 7,4

Czechy 1950 1995 2,1 Polska 1 3 0,0

Dania 3 6 0,0 Portugalia 156 1000 2,3

Estonia - - 0,0 Rumunia - 260 0,4

Finlandia 0 10 0,0 Słowacja 60 300 0,9

Francja 504 4860 1,1 Słowenia 12 139 0,9

Grecja 184 2200 4,2 Szwecja 5 8 0,0

Hiszpania 4021 8367 3,8 Węgry 1 63 0,2

Holandia 92 722 0,4 Wielka

Brytania

50 2680 0,6

Irlandia - 5 0,0 Włochy 2500 8000 2,6

Litwa - 2 0,0 SUMA w

krajach UE

25509 84381 2,4

Poza systemem wsparcia, szansę na rozwój technologii PV w Polsce upatruje się w

postępującym spadku cen komponentów instalacji fotowoltaicznych. Średnia cena modułów

PV, które mają największy wpływ na koszty całościowe instalacji, spadła w ciągu ostatnich

10. lat o około 70% [151], z przeszło 4 do nieco ponad 1 €/W mocy nominalnej – Rys. 8.12.

153

Rys. 8.12. Średnia cena modułów PV w Europie na przestrzeni minionych 10. lat [151].

Perspektywy utrzymania tego trendu są duże, choć przewidywany spadek nie będzie już

aż tak wysoki. Niemniej szacuje się [151], że do roku 2020, cena 1 kWh wytworzonej przez

instalację PV ma szansę obniżyć się o ok. 30 – 40% w stosunku do roku 2011.

Rys. 8.13. Przewidywany spadek cen 1 kWh wytworzony przez instalację PV do roku 2020 [151].

154

9. Wnioski Przeprowadzone w ramach rozprawy analizy, pozwalają na wyciągnięcie następujących

wniosków.

Wnioski ogólne:

1. Potwierdzona została teza, że dla przegrody hybrydowej z zintegrowanymi modułami

fotowoltaicznymi istnieje możliwość wprowadzenia zastępczego oporu cieplnego Requiv na

potrzeby obliczeń energetycznych. Przeprowadzona analiza statystyczna pokazuje, że

zaproponowany model wykazuje dużą zbieżność z wynikami pomiarowymi. Do

wyznaczenia wartości oporu projektant dysponować musi jedynie typowymi parametrami

klimatu lokalnego oraz danymi geometryczno-materiałowymi dotyczącymi warstw

przegrody.

2. W przegrodzie hybrydowej z BIPV z termosyfonowym układem cyrkulacji powietrza

obserwuje się często, w przypadku braku promieniowania słonecznego i temperatur

powietrza zewnętrznego niższych od temperatur pomieszczenia, wsteczny obieg

cyrkulacyjny. Istotne jest w tego typu przegrodach stosowanie przepustów, sterowanych

automatycznie, zabezpieczających układ przed obiegiem wstecznym. Wsteczny obieg

cyrkulacyjny wpływa negatywnie na efektywność energetyczną układu.

3. Decydujący wpływ na poziom temperatury modułów ma ilość docierającego do ich

powierzchni promieniowania słonecznego oraz mechanizm konwekcyjnej wymiany ciepła

na przedniej i tylnej powierzchni modułu. Sposób konstrukcji fasady hybrydowej ma

znaczący wpływ na intensywność wskazanych powyżej procesów a więc i na parametry

temperaturowe modułów PV, a w efekcie ich roczną efektywność energetyczną.

4. Z uwagi na brak odpowiedniego wsparcia finansowego, stosowanie rozwiązań przegród

hybrydowych z BIPV w warunkach polskiego klimatu lokalnego jest ekonomicznie

nieuzasadnione z uwagi na zbyt wysoki koszt inwestycyjny elementów składowych.

Pozostałe wnioski:

1. Zastosowanie anizotropowego modelu Pereza promieniowania rozproszonego na

płaszczyznę nachyloną dla lokalnych danych klimatycznych regionu Katowic, pozwala na

uzyskanie bardzo małych błędów statystycznych w porównaniu z danymi pomiarowymi.

2. Teoretyczny model temperatury modułów PV z wyznaczonymi w sposób empiryczny

współczynnikami korekcyjnymi (w zakresie pomiarów przeprowadzonych na potrzeby

155

niniejszej pracy), pozwala uzyskać zbliżone do rzeczywistych wartości temperatur.

Pozwala to na prostą aplikację modelu do zastosowań inżynierskich w zakresie

prognozowania efektywności energetycznej układów PV w warunkach klimatu lokalnego.

3. W warunkach klimatu lokalnego, pełna wentylacja naturalna tylnej powierzchni modułów

PV nie wpłynęła na znaczne obniżenie ich temperatury, w stosunku do układu bez

wentylacji. Tym samym efektywność pozyskiwania energii elektrycznej w obu

przypadkach jest zbliżona.

4. Optymalny kąt nachylenia modułów fotowoltaicznych dla regiony Górnego Śląska wynosi

36°. Dla tego kąta, układ PV pozwala na wygenerowanie największej ilości energii

elektrycznej w przeciągu roku.

5. Uzyskane podczas pomiarów na stanowisku badawczym wyniki pokazują, że rzeczywista

sprawność układu BIPV o pionowej orientacji różni się zdecydowanie od sprawności

nominalnej samych modułów PV deklarowanej przez producenta. Jest to wskazówka

istotna dla projektanta zwracająca uwagę na konieczność rozważania efektywności

energetycznej całego układu a nie jedynie poszczególnych jego elementów.

6. Porównanie całkowitej efektywności energetycznej przegrody hybrydowej i tradycyjnej

jest możliwe jedynie na podstawie bilansu energii pozyskiwanej i traconej przez

przegrodę. Przegroda tradycyjna (bez modułów PV i pustki powietrznej) nie pozyskuje

energii a tylko ją traci w sezonie grzewczym. Badania pokazały, że w okresie silnego

natężenia promieniowania słonecznego temperatura w pustce między modułami PV a

ścianą bazową osiągała nawet 40 °C przy temperaturze powietrza zewnętrznego na

poziomie -10 °C. W takich sytuacjach obserwowano pozyskiwanie energii cieplnej przez

przegrodę hybrydową. Bilans energii pozyskanej i traconej pokazał ujemne wartości dla

rozważanej konstrukcji przegrody hybrydowej w trakcie przeprowadzonych badań.

Świadczy to iż przegroda więcej energii pozyskała niż traciła w okresie badawczym.

7. Badana przegroda hybrydowa została rozpatrywana w układzie geometrycznym

(wysokość) możliwym do zastosowania dla pojedynczej kondygnacji budynku. W

przypadku przegrody wyższej (dla kilku kondygnacji), badane zjawiska mogłyby nabrać

innego charakteru poprzez efekt skali.

Analizowane w pracy zagadnienia wpisują się znakomicie w obserwowany trend

obniżania energochłonności budynków jak i poszukiwania rozwiązań dla budownictwa zero-

energetycznego. Analizowana idea przegrody hybrydowej pozyskującej energię wpisuje się w

oba te nurty – może zostać wykorzystana w modernizacji obiektów istniejących jak i przy

156

projektowaniu budynków zero-energetycznych. Przedstawione rozwiązania i wnioski mają

duży potencjał zastosowania w pracach projektowych nad tego typu przegrodami w

budownictwie.

Kierunki dalszych badań 1. Analiza energetyczna przegrody hybrydowej z BIPV z termosyfonowym obiegiem

cyrkulacyjnym mogłaby zostać poszerzona poprzez wprowadzenie do przegrody

automatyki sterującej przepustami wentylacyjnymi i układu wymuszonego obiegu

powietrza. Pozwoliłoby to uzyskać pełny obraz zjawisk zachodzących w przegrodzie i

przeanalizować jak przedstawiałaby się sprawność takiego układu w porównaniu do

przegrody bez wentylacji.

2. Przeprowadzenie analizy wpływu zaproponowanych wariantów przegrody hybrydowej na

parametry mikroklimatu wnętrza pomieszczenia pozwoliłoby na wprowadzenie

dodatkowego kryterium przy wyborze wariantu optymalnego – poziom zadowolenia

użytkowników. Prognozę taką wykonywać można w oparciu o programy do symulacji

energetycznej budynku (np. wyznaczenie wskaźnika PMV w programie ESP-r) a w

przypadku budynku rzeczywistego, poprzez system ankietowania POE (ang. Post

Occupancy Evaluation).

3. Przeprowadzona analiza ekonomiczna przegrody hybrydowej z BIPV powinna zostać

pogłębiona o inne technologie wykonania modułów PV. Wybór technologii optymalnej

pod względem ekonomicznym powinien zawierać dodatkowo szczegółową analizę

aktualnych mechanizmów wsparcia uraz uwzględniać koszty eksploatacji na budynku.

157

Literatura

[1] 18. Symposium: Thermische Solarenergie, 23-25.04.2008, Kloster Banz, Bad Staffelstein 2008. [2] 21. Symposium: Photovoltaische Solarenergie, 08-10.03.2006, Kloster Banz, Bad Staffelstein 2006. [3] Agrawal B., Tiwari G.N.: Optimizing the energy and exergy of building integrated photovoltaic

thermal (BIPVT) systems under cold climatic conditions, Applied Energy, 87, 2010, pp. 417–426. [4] Ahnert R., Krause K.: Typische Baukonstruktionen von 1860 bis 1960, VEB Verlag für Bauwesen,

Berlin 1985. [5] Anderson B.: Solar energy: Fundamentals in building design, Total Environmental Action, Inc., USA

1977. [6] Andrews J., Jelley N.: Energy science. Principle, technologies and impacts, Oxford University Press,

2007. [7] Armstrong S., Hurley W.G.: A thermal model for photovoltaic panels under varying atmospheric

conditions, Applied Thermal Engineering, 30, 2010, 1488-1495. [8] Balocco K.: A simple model to study ventilated facades energy performance, Energy and Buildings, 34,

2002, pp. 469-475. [9] Bazilian M.D., Kamalanathan H., Prasad D.K.: Thermographic analysis of a building integrated

photovoltaic system, Renewable Energy, 26, 2002, pp. 449–461. [10] Belok J., Steidl T., Wojewódka D.: Pomiary in-situ charakterystyk izolacyjności cieplnej przegród

budowlanych, Energia i Budynek 07(50)/2011, pp. 9-12. [11] Benemann J., Chehab O., Schaar-Gabriel E.: Building-integrated PV modules, Solar Energy Materials

& Solar Cells, 67, 2001, pp. 345-354. [12] Bonca Z., Lewiński A.: Termorenowacja budynków mieszkalnych. Aspekt techniczny I ekonomiczny,

IPPU Masta, Gdańsk 2000. [13] Bugler J.: The determination of hourly insolation on an inclined plane using a diffuse irradiance model

based on hourly measured global horizontal insolation, Solar Energy, 19, 1977, pp. 477-491. [14] Burek S.A.M., Habeb A.: Air flow and thermal efficiency characteristics in solar chimneys and

Trombe Walls, Energy and Buildings, 39, 2007, pp. 128–135. [15] Castaner L., Silvestre S.: Modelling photovoltaics system, John Wiley & Sons Ltd., England 2002. [16] Charron R., Athienitis A.K.: Optimization of the performance of double-façades with integrated

photovoltaic panels and motorized blinds, Solar Energy, 80, 2006, pp. 482–491. [17] Chen Y., Athienitis A.K., Galal K.: Modeling, design and thermal performance of a BIPV/T system

thermally coupled with a ventilated concrete slab in a low energy solar house: Part 1, BIPV/T system and house energy concept, Solar Energy, 2010.

[18] Chen Y., Galal K., Athienitis A.K.: Modeling, design and thermal performance of a BIPV/T system thermally coupled with a ventilated concrete slab in a low energy solar house: Part 2, ventilated concrete slab, Solar Energy, 2010.

[19] Cheng C.L., Chan C.Y., Chen C.L.: Empirical approach to BIPV evaluation of solar irradiation for building applications, Renewable Energy, 30, 2005, pp. 1055–1074.

[20] Cheng C.L., Jimenez Ch.S.S., Lee M.Ch.: Research of BIPV optimal tilted angle, use of latitude concept for south orientated plans, Renewable Energy, 34, 2009, pp. 1644–1650.

[21] Chwieduk D.: Modelowanie i analiza pozyskiwania oraz konwersji termicznej energii promieniowania słonecznego w budynku, Prace IPPT PAN, Warszawa 2006.

[22] Clarke J.A., Hand J.W., Johnstone C.M., Kelly N., Strachan P.A.: Photovoltaic-Integrated Building Facades, Energy Systems Research Unit, 1996, pp. 475-479.

[23] Corbin Ch.D., Zhai Z.J.: Experimental and numerical investigation on thermal and electrical performance of a building integrated photovoltaic–thermal collector system, Energy and Buildings, 42, 2010, pp. 76–82.

[24] Cowan H.J.: Solar Energy Applications in the Design of Buildings, Applied Science Publishers LTD, London 1980.

[25] De Miguel A., Bilbao J., Aguiar R., Kambezidis H., Negro E.: Diffuse solar irradiation model evaluation in the north Mediterranean belt area, Solar Energy, 70, 2001, pp. 143-153.

[26] Duffie J., Beckman W.: Solar engineering of thermal processes, 3rd edition, John Wiley & Sons, 2006.

158

[27] Durica P., Cakoci D.: External walls of the low energy houses, VIII International Research-Technical Conference on the Problem of Designing, Construction and Use of Low Energy Housing ENERGODOM, Kraków 2006, pp. 81-86.

[28] Eicker U.: Solar Technologies for Buildings, John Wiley & Sons, 2003. [29] Eicker U.: Low Energy Cooling for Sustainable Buildings, John Wiley & Sons, 2009. [30] Erbs D., Klein S., Duffie J.: Estimation of the diffuse radiation fraction for hourly, daily and monthly-

average global radiation, Solar Energy, 28, 1982, pp. 293-302. [31] Evans D.: Simplified method for predicting photovoltaic array output, Solar Energy, 27(6), 1981, pp.

555–60. [32] Filleux Ch., Gütermann A.: Solare Luftheizsysteme. Konzepte, Systemtechnik, Planung, Őkobuch

Verlag, Staufen bei Freiburg 2005. [33] Firląg S.: Obliczanie zapotrzebowania na moc grzewczą budynków pasywnych – warunki

obliczeniowe, VIII International Research-Technical Conference on the Problem of Designing, Construction and Use of Low Energy Housing ENERGODOM, Kraków, 2006, pp. 109-116.

[34] Frössel F., Oberhaus H., Riedel W.: Ochrona cieplna budynków. Systemy izolacji ETICS, Polcen, Warszawa, 2011.

[35] Gabriel I., Ladener H.: Vom Altbau zum Niedrigenergie- und Passivhaus, Őkobuch Verlag, Staufen bei Freiburg 2010.

[36] Gawin D. (red.), Kossecka E. (red.): Typowy Rok Meteorologiczny do symulacji procesów wymiany ciepła i masy w budynkach. Komputerowa Fizyka Budowli, t.2, Wydawnictwa Politechniki Łódzkiej, Łódź 2002.

[37] Geburtig G.: Innendämmung im Bestand, Fraunhofer IRB Verlag, Stuttgart 2010. [38] Gordon J.: Solar energy the state of the art, ISES papers, UK 2001. [39] Goswami D.Y., Kreith F.: Energy Conversion, CRC Press Taylor & Francis Group, 2008. [40] Gueymard C.: An anisotropic solar irradiance model for tilted surfaces and its comparison with

selected engineering algorithms, Solar Energy, 38, 1987, pp.367-386. [41] Hagemann I.B.: Gebäudeintegrierte Photovoltaik, Rudolf Müller Verlag, Köln 2002. [42] Haller A., Othmar H., Voss K.: Renovieren mit der Sonne. Solarenergienutzung im Altbau, Őkobuch

Verlag, Staufen bei Freiburg 2000. [43] Hanus B.: Solar-Dachanlagen selbst planen und installieren, Franzis Verlag 2006. [44] Hasan A., McCormack S.J., Huang M.J., Norton B.: Evaluation of phase change materials for thermal

regulation enhancement of building integrated photovoltaics, Solar Energy, 84, 2010, pp. 1601–1612. [45] Haselhuhn R.: Photovoltaik. Gebäude liefern Strom, Beuth Verlag, Berlin 2010. [46] Hastings R.S. and Wall M. (eds.): Sustainable Solar Housing, Volume 2 – Exemplary Buildings and

Technologies, Earthscan, London, 2009. [47] Hay J.E.: Aspects of the Heat and Moisture Balance of Canada, PhD thesis, University of London,

1970. [48] Hay J.E., Davies J.A.: Calculation of the solar radiation incident on the inclined surfaces, Proceedings

First Canadian Solar Radiation Workshop, Toronto, 1980, pp. 59-72. [49] Häupl P.: Bayphysik. Klima. Wärme. Feuchte. Schall. Grundlagen, Anwendungen, Beispiele, Ernst &

Sohn Verlag, Berlin 2008. [50] Heim D.: The simultaneous effect of the operating temperature and solar radiation on the efficiency of

photovoltaic panels, Archives of Civil Engineering, LVII, 3, 2011, pp.261-274. [51] Heim D.: Modyfikacja termo-optycznych właściwości transparentnych elementów obudowy budynku,

Studia z Zakresu Inżynierii Nr 73, Komitet Inżynierii Lądowej i Wodnej PAN, Warszawa, 2011. [52] Hermannsdörfer I., Rüb Ch.: Solar Design: Photovoltaics for Old Buildings, Urban Space,

Landscapes, Jovis Verlag, Berlin 2005. [53] Hille E., Bryx M., Beroud A.: Analiza efektywności inwestycji w budynki o zużyciu energii bliskim zeru

zgodnie z Dyrektywą RECAST EPBD, GREENart, Warszawa 2012. [54] Hodge B.K.: Alternative Energy Systems and Applications, John Wiley & Sons, New York 2010. [55] Hollands K., Crha S.: An improved model for the diffuse radiation: correction for atmospheric

backscattering, Solar Energy, 38, 1987, pp. 233-236. [56] Hollands L.: A derivation of the diffuse fraction’s dependence on the clearness index, Solar Energy,

35, 1985, pp. 131-136.

159

[57] Huang M.J., Eames P.C., Norton B.: Phase change materials for limiting temperature rise in building integrated photovoltaics, Solar Energy, 80, 2006, pp. 1121–1130.

[58] Iqbal M.: An introduction to solar radiation, Academic Press, Canada 1983. [59] Jelle B.P., Gustavsen A., Baetens R.: The path to the high performance thermal building insulation

materials and solutions of tomorrow, Journal of Building Physics, 0(0), 2010, pp. 1–25. [60] Jiang B., Ji J., Yi H.: The influence of PV coverage ratio on thermal and electrical performance of

photovoltaic-Trombe wall, Renewable Energy, 33, 2008, pp. 2491–2498. [61] Jie J., Hua Y., Wei H., Gang P., Jianping L., Bin J.: Modelling of a novel Trombe wall with PV cells,

Building and Environment, 42, 2007, pp. 1544–1552. [62] Jie J., Hua Y., Gang P., Jianping L.: Study of PV-Trombe wall installed in a fenestrated room with heat

storage, Applied Thermal Engineering, 27, 2007, pp. 1507–1515. [63] Jie J., Hua Y., Gang P., Bin J., Wei H.: Study of PV-Trombe wall assisted with DC fan, Building and

Environment 42, 2007, pp. 3529–3539. [64] Jimenez J., Castro Y.: Solar radiation on sloping surfaces with different orientations in Granada,

Spain, Solar Energy, 28, 1982, pp. 257-262. [65] Kähler G., Schuler M., Hausladen G., Müller H, Oestelre E., Battle G.: Die klima-aktive Fassade,

Verlagsanstalt Alexander Koch, 1999. [66] King D.L.: Sandia’s PV module electrical performance model, Sandia National Laboratories,

Albuquerque, 2000. [67] Kisilewicz T., Królak E., Pieniążek Z.: Termorenowacja ścian zewnętrznych budynków, Politechnika

Krakowska, 1999. [68] Klugmann-Radziemska E., Klugman E.: Systemy słonecznego ogrzewania i zasilania elektrycznego

budynków, Wydawnictwo Ekonomia i Środowisko, Białystok 2002. [69] Koronakis P.: On the choice of the angle of tilt for south facing solar collectors in the Athens basin

area, Solar Energy, 36, 1986, pp. 217-225. [70] Krause P.: Szczelność obudowy a ochrona cieplna budynku, XI Polska Konferencja Naukowo-

Techniczna: Fizyka Budowli w Teorii i Praktyce, Łódź, 2007, pp. 173-176. [71] Krauter S.: Solar Electric Power Generation. Photovoltaic Energy Systems, Springer, Berlin 2006. [72] Krauter S. and others: Combined photovoltaic and solar thermal systems for façade integration and

building insulation, Solar Energy, Vol. 67, Nos. 4–6, 2000, pp. 239–248. [73] Kreider J.F., Kreith F.: Solar Heating and Cooling: Engineering, Practical Design, and Economics,

Hemisphere Publishing Corporation and McGraw-Hill Book Company, Washington, 1976. [74] Laskowski L.: Ochrona cieplna i charakterystyka energetyczna budynku, Oficyna Wydawnicza

Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2005. [75] Leksykon naukowo-techniczny, Wydawnictwa Naukowo-Techniczne, Warszawa 2001. [76] Lewińska J., Rutkowski D.: The influence of air pollution on the loss of solar energy, Proceedings of

the Conference on the Physics of Solar Energy, 1977, pp.73-80. [77] Li D.H.W., Cheung G.H.W.: Study of models for predicting the diffuse irradiance on inclined surfaces,

Applied Energy, 81, 2005, pp. 170–186. [78] Liu B., Jordan R.: Daily insolation on surfaces tilted towards the equator, ASHRAE, 1962. [79] Liu B., Jordan R.: The long-term average performance of flat-plate solar-energy collectors, Solar

Energy, 7, 1963. [80] Lu L., Yang H.X.: Environmental payback time analysis of a roof-mounted building-integrated

photovoltaic (BIPV) system in Hong Kong, Applied Energy, 87, 2010, pp. 3625–3631. [81] Lunde P.J.: Solar Thermal Engineering. Space Heating and Hot Water Systems, John Wiley & Sons,

1980. [82] Makrides G., Zinsser B., Georghiou G. E., Schubert M., Werner J. H.: Temperature behaviour of

different photovoltaic systems installed in Cyprus and Germany, Solar Energy Materials and Solar Cells, Volume 93, 2009, pp. 1095-1099.

[83] Maliński M.: Statystyka matematyczna wspomagana komputerowo, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice, 2000.

[84] Markus T.A., Morris E.N.: Buildings, Climate and Energy, Pitman Publishing Limited, London, 1980. [85] Maxwell L.: A quasi-physical model for converting hourly global horizontal to direct normal

insolation, Report SERI/TR-215-3087, Solar Energy Research Institute, Golden, CO 1987.

160

[86] Meinel A.B., Meinel M.P.: Applied Solar Energy. An Introduction, Addison-Wesley Publishing Company, 1976.

[87] Mikoś J.: Budownictwo ekologiczne, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice 2000. [88] Mondol J.D., Yohanis Y.G., Norton B.: The impact of array inclination and orientation on the

performance of a grid-connected photovoltaic system, Renewable Energy, 32, 2007, pp. 118–140. [89] Monteith J.L.: The reflection of short-wave radiation by vegetation, Quarterly Journal of the Royal

Meteorological Society, Volume 85, 1959, pp. 386-392. [90] Muneer T.: Solar Radiation Modelling for the United Kingdom, PhD thesis, Council for National

Academic Awards, London, 1987. [91] Muneer T.: Solar Radiation and Daylight Models, 2nd edition, Elsevier Butterworth-Heinemann, 2004. [92] Noorian A.M., Moradi M., Kamali G.A.: Evaluation of 12 models to estimate hourly diffuse

irradiation on inclined surfaces, Renewable Energy, 33(6), 2008, pp. 1406-1412. [93] Norwisz J., Miernik T.: Ocena ekonomiczna projektów energooszczędnych, W: Termomodernizacja

budynków dla poprawy jakości środowiska, Biblioteka Fundacji Poszanowania Energii, Gliwice, 2004, pp. 103-119.

[94] Notton G., Cristofari C., Poggi P.: Performance evaluation of various hourly slope irradiation models using Mediterranean experimental data of Ajaccio, Energy Conversion and Management, 47, 2006, pp. 147-173.

[95] Nowak H.: Oddziaływanie cieplnego promieniowania środowiska zewnętrznego na budynek, Prace Naukowe Instytutu Budownictwa Politechniki Wrocławskiej Nr 72, Seria Monografie Nr 31, Wrocław 1999.

[96] Nowak H.: Analiza i ocena możliwości kształtowania bilansu cieplnego okien, Okno, 1 (8), 1997, pp. 196-204.

[97] Nowak Ł., Nowak H.: Możliwości wykorzystania zestawów szyb elektrochromowych w budownictwie jednorodzinnym, VIII International Research-Technical Conference on the Problem of Designing, Construction and Use of Low Energy Housing ENERGODOM, Kraków, 2006, pp. 451-458.

[98] Olgyay A., Olgyay V.: Solar Control and Shading Devices, Princeton University Press, New Yersey, 1957.

[99] Omer S.A., Wilson R., Riffat S.B.: Monitoring results of two examples of building integrated PV (BIPV) systems in the UK, Renewable Energy, 28, 2003, pp. 1387–1399.

[100] Orgill J., Hollands K.: Correlation equation for hourly diffuse radiation on a horizontal surface, Solar Energy, 19, 1977, pp. 357-359.

[101] Padovan A., Del Col D.: Measurement and modeling of solar irradiance components on horizontal and titles planes, Solar Energy, 84, 2010, pp. 2068-2084.

[102] Pagliaro M., Palmisano G., Ciriminna R.: Flexible Solar Cells, Wiley-VCH Verlag, Weinheim 2008. [103] Pantic  S., Candanedo L., Athienitis A.K.: Modeling of energy performance of a house with three

configurations of building-integrated photovoltaic/thermal systems, Energy and Buildings, 42, 2010, pp. 1779–1789.

[104] Park K.E., Kang G.H., Kim H.I., Yu G.J., Kim J.T.: Analysis of thermal and electrical performance of semi-transparent photovoltaic (PV) module, Energy, 35, 2010, pp.2681–2687.

[105] Perez R., Ineichen P., Seals R., Michalsky J., Stewart R.: Modelling daylight availability and irradiance components from direct and global irradiance, Solar Energy, 44, 1990, pp. 271-289.

[106] Piebiak I.: Systemy transparentnych izolacji termicznych w architekturze energooszczędnej, VIII International Research-Technical Conference on the Problem of Designing, Construction and Use of Low Energy Housing ENERGODOM, Kraków, 2006, pp. 489-498.

[107] Pluta Z.: Słoneczne instalacje energetyczne, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2007.

[108] Podogrocki J. i inni: Opracowanie porównawczego sezonu grzewczego do oceny zapotrzebowania ciepła budynków, cz. II: Opracowanie charakterystyk aktynometrycznych, Instytut Meteorologii i Gospodarki Wodnej, Warszawa 1990.

[109] Pogorzelski J.A.: Termomodernizacja budynków, W: Budownictwo Ogólne, Fizyka Budowli, Tom 2, Arkady, Warszawa, 2005, pp. 365-430.

[110] Popiołek Z. (red), Baranowski A. (red).: Energooszczędne kształtowanie środowiska wewnętrznego, Politechnika Śląska. Katedra Ogrzewnictwa, Wentylacji i Techniki Odpylania, Gliwice, 2005.

161

[111] Raessi S., Taheri M.: Optimum overhang dimensions for energy saving, Building and Environment, 33, 1998, pp. 293-302.

[112] Reiche D. und andere: Handbook of Renewable Energies in the European Union, Peter Lang GmbH, Frankfurt am Main 2002.

[113] Reindl D., Beckman W., Duffie J.: Evaluation of hourly tilted surface radiation models, Solar Energy, 45, 1990, pp. 9-17.

[114] Roberts S., Guariento N.: Gebäudeintegrierte Photovoltaik. Ein Handbuch, Birkhäuser 2009. [115] Sayigh A.A.M.: Solar Energy Application in buildings, Academic Press, New York 1979. [116] Schuck J.: Passivhäuser. Bewährte Konzepte und Konstruktionen, Kohlhammer GmbH, Stuttgart 2007. [117] Sharaf A.M., AboulNaga M.M., El Diasty R.: Building-integrated solar photovoltaic systems-a hybrid

solar cooled ventilation technique for hot climate applications, Renewable Energy 19, 2000, pp. 91-96. [118] Skartveit A., Olseth J.: A model for the diffuse fraction of hourly global radiation, Solar Energy, 36,

1986, pp. 333-344. [119] Skartveit A., Olseth J.: Modelling slope irradiance at high latitudes, Solar Energy, 38, 1987, pp. 271-

274. [120] Skoplaki E., Palyvos J.A.: Operating temperature of photovoltaic modules:A survey of pertinent

correlations, Renewable Energy, 34, 2009, pp. 23–29. [121] Sodha M.S., Bansal N.K., Bansal P.K., Kumar A., Malik M.A.S.: Solar Passive Building. Science and

Design, Pergamon Books Ltd., 1986. [122] Stamenic L., Smiley E., Karim K.: Low light conditions modelling for building integrated photovoltaic

(BIPV) systems, Solar Energy, 77, 2004, 37–45. [123] Steidl T., Wojewódka D.: Using of simulation programs for heat outflow detection in building

partitions. ACEE (Architecture-Civil Engineering-Environment), The Silesian University of Technology, Vol 1, 1/2008, pp. 123-130.

[124] Steidl T., Wojewódka D.: Uwzględnianie mostków cieplnych podczas projektowania i oceny energetycznej budynków, Materiały Budowlane 1/2009, pp. 25-28.

[125] Sun W., Ji J., Luo Ch., He W.: Performance of PV-Trombe wall in winter correlated with south façade design, Applied Energy, 88, 2011, pp. 224–231.

[126] Ślusarek J., Wojewódka D.: Możliwości zmniejszenia energochłonności budynków mieszkalnych wzniesionych w technologii tradycyjnej na Śląsku, Materiały XV Międzynarodowej konferencji naukowo-technicznej Ochrona środowiska w planach zagospodarowania przestrzennego miast i gmin w subregionie zachodnim województwa śląskiego, Rybnik 2008, pp. 91-105.

[127] Ślusarek J., Wilk-Słomka B.: Procesy termiczne w przegrodach budowlanych o złożonej strukturze, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice, 2010.

[128] Temps R., Coulson K.: Solar radiation incident upon slopes of different orientations, Solar Energy, 19, 1977, pp. 179-184.

[129] Tian W., Wang Y., Ren J., Zhu L.: Effect of urban climate on building integrated photovoltaics performance, Energy Conversion and Management, 48, 2007, pp. 1–8.

[130] Tobías, I., Cañizo, C. d. and Alonso, J. Crystalline Silicon Solar Cells and Modules, Handbook of Photovoltaic Science and Engineering, John Wiley & Sons, 2005.

[131] Tonui J.K., Tripanagnostopoulos Y.: Performance improvement of PV/T solar collectors with natural air flow operation, Solar Energy, 82, 2008, pp. 1–12.

[132] Treberspurg M.: Neues Bauen mit der Sonne, Springer-Verlag, Wien 1994. [133] Trinuruk P., Sorapipatana Ch., Chenvidhya D.: Estimating operating cell temperature of BIPV

modules in Thailand, Renewable Energy, 34, 2009, pp. 2515–2523. [134] Wang Y., Tian W., Ren J., Zhu L., Wang O.: Influence of a building’s integrated-photovoltaics on

heating and cooling loads, Applied Energy, 83, 2006, pp. 989–1003. [135] Weller B., Hemmerle C., Jakubetz S., Unnewehr S.: Detail: Practice Photovoltaics. Technology,

Architecture, Installation, Birkhäuser, 2010. [136] Wilk B., Wojewódka D.: Słoneczna temperatura przegrody pionowej w warunkach klimatu lokalnego,

Fizyka Budowli w Teorii i Praktyce, Wydawnictwo Politechniki Łódzkiej, Łódź 2007, pp. 217-224. [137] Włodarczyk D.: Analiza wpływu fotowoltaicznych nadwieszeń zacieniających na bilans energetyczny

budynku, Praca doktorska, Politechnika Wrocławska, Instytut Budownictwa, Wrocław, 2008.

162

[138] Włodarczyk D., Nowak H.: Statistical analysis of solar radiation models onto inclined planes for climatic conditions of Lower Silesia in Poland, Archives of Civil and Mechanical Engineering, vol. 9 (2), 2009, pp. 127-144.

[139] Wnuk R.: Słoneczne instalacje podgrzewu ciepłej wody użytkowej, Wydawnictwo Ośrodka Promocji Ekotechnologii EKOPAN, Warszawa, 1994.

[140] Wojewódka D.: Analiza skuteczności konwersji promieniowania słonecznego w ogniwach fotowoltaicznych zintegrowanych z budynkiem, Zeszyty Naukowe Politechniki Śląskiej, s. Budownictwo z. 109, Wydawnictwo Politechniki Śląskiej, Gliwice 2008, pp. 359-366.

[141] Wojewódka D., Kovacic I.: Budynek pasywny pod lupą – od koncepcji po użytkowanie. Energia i Budynek 04(47)/2011, pp. 11-15.

[142] Yanda R., Jones R.: Shading effects of finite width overhang on windows facing toward the equator, Solar Energy, 30, 1983, pp. 171-180.

[143] Yang H., Burnett J., Ji J.: Simple approach to cooling load component calculation through PV walls, Energy and Buildings, 31, 2000, pp. 285–290.

[144] Young Yun G., McEvoy M., Steemers K.: Design and overall energy performance of a ventilated photovoltaic façade, Solar Energy, 81, 2007, pp. 383–394.

[145] Zogou O., Stapountzis H.: Energy analysis of an improved concept of integrated PV panels in an office building in central Greece, Applied Energy, 2010, pp. 1-14.

[146] Zonda H.A.: The thermal and electrical yield of a PV-thermal collector, Solar Energy, 72, 2002, pp. 113–28.

Normy i dokumenty związane: [147] Ahlborn – Almemeo Manual, 2011. [148] ArCADia Termo wersja 4.2, Intersoft. [149] Ecotect Analysis, Autodesk 2010. [150] Encyklopedia PWN, www.encyklopedia.pwn.pl/, dostęp: 18.07.2012. [151] European Photovoltaics Industry Association, www.epia.org, dostęp: 12.08.2012 [152] ESP-r Project Menager ver. 11.8. [153] ESP-r CookBook, University of Strathclyde, Glasgow, Uk, 2010. [154] International Energy Outlook, U.S. Energy Information Administration, 2011. [155] ISO 9869:2004: Thermal insulation. Building elements. In situ measurement of thermal resistance and

thermal transmittance. [156] Kipp-Zonen, www.kippzonen.com, dostęp: 08.06.2012. [157] Kyocera, www.kyocera.com, dostęp: 27.04.2012. [158] Materiały szkoleniowe: Fotowoltaika, Politechnika Warszawska, 2011. [159] MIDC SOLPOS, www.nrel.gov/midc/solpos/solpos.html, dostęp: 28.03.2012 r. [160] Ministerstwo Infrastruktury, www.transport.gov.pl, dostęp: 10.06.2012 r. [161] Planning and Installing, Photovoltaic Systems, A guide for installers, architects and engineers, Second

edition, Earthscan, 2008. [162] PN EN ISO 12524:2003: Materiały i wyroby budowlane, Właściwości cieplno-wilgotnościowe.

Tabelaryczne wartości obliczeniowe [163] PN EN ISO 6946:2008: Komponenty budowlane i elementy budynku. Opór cieplny i współczynnik

przenikania ciepła. Metoda obliczania. [164] Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 r. Ministerstwo Gospodarki, Warszawa 2009 r. [165] PV-GIS, www.re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/, dostęp: 06.08.2012. [166] Pvsys Software ver. 5.59, 2012. [167] Raport: Wartości opałowe (WO) i wskaźniki emisji dwutlenku węgla (WE) w roku 2009 do

raportowania w ramach Wspólnotowego Systemu Handlu Uprawnieniami do Emisji za rok 2012, www. mos.gov.pl., dostęp 06.06.2012

[168] Raport: Status of Photovoltaics in the European Union, New Member States 2010, PV-NMS-NET 2011.

[169] Raport: European RES-E Policy Analysis, 2010

163

[170] RETScreen ver 4, New Rsources Canada [171] Rozporządzenie certyfikacja: Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 6 listopada 2008 r. w

sparwie metodologii obliczania charakterystyki energetycznej budynku i lokalu mieszkalnego…, Dz. U. Nr 201, poz. 1240

[172] Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 17 marca 2009 r w sprawie szczegółowego zakresu i formy audytu energetycznego…

[173] SolarTOOL ver. 2.0, Square One Research [174] Statistica – pakiet statystyczny [175] Ustawa z dnia 21 listopada 2008 r. o wspieraniu termomodernizacji i remontów. [176] Urząd Ochrony Konkurencji i Konsumentów: www.uokik.gov.pl, dostęp: 23.06.2012. [177] Warunki techniczne: Rozporządzenie Ministra Infrastruktury z dnia 12 kwietnia 2002 r. w sprawie

warunków technicznych jakim powinny opowiadać budynki i ich usytuowanie, Dz. U. nr 75 poz. 690

164

ZAŁĄCZNIK 1 Mapy rocznych sum całkowitego promieniowania słonecznego dla czterech krajów europejskich, o różnym usytuowaniu geograficznym: Włoch, Niemiec, Polski i Norwegii [165].

Roczne sumy całkowitego promieniowania słonecznego na płaszczyznę horyzontalną – Włochy.

165

Roczne sumy całkowitego promieniowania słonecznego na płaszczyznę horyzontalną – Niemcy.

166

Roczne sumy całkowitego promieniowania słonecznego na płaszczyznę horyzontalną – Polska.

167

Roczne sumy całkowitego promieniowania słonecznego na płaszczyznę o optymalnym kącie nachylenia dla danej lokalizacji na trenie kraju – Polska.

168

Roczne sumy całkowitego promieniowania słonecznego na płaszczyznę horyzontalną – Norwegia.

169

ZAŁĄCZNIK 2 Specyfikacja ważniejszych elementów aparatury pomiarowej, wykorzystanej w trakcie realizacji badań.

Star Pyranometer FLA 628S

Zakres pomiarowy 0 do 1500 W/m2

Dokładność pomiarowa 0.1 W/m2

Zakres spektralny 0.3 do 3 μm Zakres temperaturowy pomiarów -40 do +60 °C Zależność czułości od temperatury < 1% (-20 do +40 °C) Błąd pochylenia < 3% Błąd kierunkowy < 3% Niestabilność (zmiana/rok) < 1% Nieliniowość < 0.5% (0.5 do 1330 W/m2)

ALMEMO 5690-2M09

Ilość wejść pomiarowych 39 z możliwością rozszerzenia do 99

Zakres temperaturowy stosowania -30 do +100 °C

Nominalna temperatura pracy +22 °C ± 2 K Spadek dokładności rejestracji ± 0.01 K/°C w odniesieniu do temp. nominalnej Pamięć wbudowana 512-KB (100 000 wartości pomiarowych) Możliwość rozszerzenia pamięci Karty SD, czytnik kart USB Wyświetlacz LCD, podświetlany, 128x128 pikseli, 16

rzędów danych, Zasilanie Własne, sieć, instalacje prądu stałego

Heat Flow PLates FQ 90 119

Wymiary 120 x 120 x 1.5 mm

Temperatura kalibracji +25 °C

Niepewność pomiarowa ≤ 5% Określenie gęstości strumienia ciepła 80 °C - różnica temperatur Wartość kalibracyjna (W/m2 ≈ 1 mV) < 50

170

Meteo-Multisensor FMA-510

Kierunek wiatru zakres 0 do 360°, dokładność 1°

Kierunek wiatru błąd ± 3°

Prędkość wiatru zakres 0.5 do 60 m/s, dokładność 0.1 m/s Prędkość wiatru błąd 0 do 35 m/s ± 3%, 36 do 60 m/s ± 5% Temperatura powietrza zewnętrznego -52 do +60 °C, dokładność 0.1 K Temperatura powietrza zewnętrznego błąd ± 0.3 K przy +20 °C Wilgotność względna 0 do 100%, dokładność 0.1% Wilgotność względna błąd ± 3% dla 0 do 90%

± 5% dla 90 do 100% Opady deszczu powierzchnia zbierająca 60 cm2,

dokładność 0.01 mm Opady deszczu błąd ≤ 5% sumy dziennej Intensywność opadów 0 do 200 mm/h, dokładność 0.01 mm/h

171

ZAŁĄCZNIK 3 Obliczenia efektywności finansowej rozważanej przegrody hybrydowej.

ZAŁOŻENIA:

n = 20 lat, gwarancja producenta na zachowanie parametrów - 80% sprawnoścideklarowanej w STC [folder Kyocera]

r = 5.91 % = 0.0591 [www.uokik.gov.pl]

sciepło = 0.029 selektryka = 0.0186

i = 4.1 % = 0.041 [nbp.pl]

N0 = 9080.4 zł

Roczna oszczędność kosztów energii:

Wariant 1 - ciepło systemowe + energia elektryczna

ΔQrt = 37.89 złkWh GJ

Q0u 305.63 1.1002592 q0u 0.00003

O0z 40.94 zł/GJ O0m 12851.76 zł/MW

Q1u 50.636 0.18228814 q1u 0.000028

O1z 40.94 zł/GJ O1m 12851.76 zł/MW

Qel 339.79

177.20 energia dodatkowa z ogniw PVOel 0.5215

średnia stawka energii dla województwa śląskiego w 2012 roku - zawiera opłatę za energię i dystrybucję

Wariant 2 - energia elektryczna

ΔQrt = 310.18 zł

Q0u 305.63 kWh q0u 0.00003

O0z O0m

Q1u 50.636 kWh q1u 0.000028

O1z O1m

Qel 339.79

energia dodatkowa z ogniw PVOel 0.5215

( )( )∑

=

−Δ++

=n

trtt

t

NOrsNPV

101

1

( ) ( ) elelmumuzuzur OQOqyOqyOQxOQxO ⋅+⋅⋅−⋅⋅⋅+⋅⋅−⋅⋅=Δ 111000111000 12

172

Tabela NPV Wariant 1:

ciepło elektryka

0 -9080.4

1 1.029 1.019 -8873.1

2 1.059 1.038 -8673.5

3 1.090 1.057 -8481.1

4 1.121 1.077 -8295.7

5 1.154 1.097 -8117.1

6 1.187 1.117 -7945.0

7 1.222 1.138 -7779.1

8 1.257 1.159 -7619.3

9 1.293 1.180 -7465.3

10 1.331 1.202 -7316.9

11 1.370 1.225 -7174.0

12 1.409 1.248 -7036.2

13 1.450 1.271 -6903.4

14 1.492 1.294 -6775.4

15 1.535 1.318 -6652.1

16 1.580 1.343 -6533.2

17 1.626 1.368 -6418.7

18 1.673 1.393 -6308.3

19 1.721 1.419 -6201.9

20 1.771 1.446 -6099.4

NPV =

Zdyskontowany przepływ pieniądza

Współczynnik wzrostu cen energii

(1+s)t

Przepływ pieniądza Współczynnik dyskonta

219.5 1.059 207.2-9080.4 1 -9080.4

228.6 1.188 192.4224.0 1.122 199.7

238.0 1.333 178.6233.2 1.258 185.4

247.9 1.495 165.8242.9 1.411 172.1

258.2 1.677 154.0253.0 1.583 159.8

268.9 1.881 143.0263.5 1.776 148.4

280.1 2.110 132.8274.5 1.992 137.8

291.8 2.366 123.3285.9 2.234 128.0

304.0 2.654 114.5297.8 2.506 118.8

106.4310.3 2.811 110.4

-6099.4

Rok[zł] (1+r)t [zł]

323.3 3.153 102.5316.7 2.977

-10000.0

-9000.0

-8000.0

-7000.0

-6000.0

-5000.0

-4000.0

-3000.0

-2000.0

-1000.0

0.0

1000.0

2000.0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

prze

pływ

y pi

eniężn

e [zł]

173

Tabela NPV Wariant 2:

0 -9080.4

1 -8782.0

2 -8495.1

3 -8219.2

4 -7953.8

5 -7698.6

6 -7453.1

7 -7217.0

8 -6989.9

9 -6771.6

10 -6561.5

11 -6359.5

12 -6165.3

13 -5978.4

14 -5798.7

15 -5625.9

16 -5459.7

17 -5299.8

18 -5146.1

19 -4998.2

20 -4856.0NPV =

1.368

1.393

1.419

1.446

1.271

1.294

1.318

1.343

1.180

1.202

1.225

1.248

1.097

1.117

1.138

1.159

1.019

1.038

1.057

1.077

Rok

Współczynnik wzrostu cen energii Przepływ pieniądza Współczynnik

dyskonta

elektryka

Zdyskontowany przepływ pieniądza

(1+s)t[zł] (1+r)t [zł]

-9080.4 1 -9080.4315.9 1.059 298.3321.8 1.122 286.9327.8 1.188 275.9333.9 1.258 265.4340.1 1.333 255.2346.4 1.411 245.5352.9 1.495 236.1359.5 1.583 227.1366.1 1.677 218.4372.9 1.776 210.0379.9 1.881 202.0387.0 1.992 194.3394.1 2.110 186.8401.5 2.234 179.7408.9 2.366 172.8416.6 2.506 166.2424.3 2.654 159.9432.2 2.811 153.7

-4856.0

440.2 2.977 147.9448.4 3.153 142.2

-10000.0

-9000.0

-8000.0

-7000.0

-6000.0

-5000.0

-4000.0

-3000.0

-2000.0

-1000.0

0.0

1000.0

2000.0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

prze

pływ

y pi

eniężn

e [zł]

174

Stawka Feed in Tarif: 0.43 €/kWh = 1.845775 zł/kWh Degresja: 0

Tabela NPV Wariant 1: ilość energii z PV: 339.79 kWhenergia el bez PV: 132.98 zł

elektryka elektryka PV

0 -9080.41 1.029 1.846 -8359.02 1.059 1.846 -7674.33 1.090 1.846 -7024.44 1.121 1.846 -6407.55 1.154 1.846 -5821.76 1.187 1.846 -5265.47 1.222 1.846 -4737.28 1.257 1.846 -4235.49 1.293 1.846 -3758.710 1.331 1.846 -3305.911 1.370 1.846 -2875.512 1.409 1.846 -2466.613 1.450 1.846 -2077.814 1.492 1.846 -1708.315 1.535 1.846 -1357.016 1.580 1.846 -1022.917 1.626 1.846 -705.118 1.673 1.846 -402.919 1.721 1.846 -115.320 1.771 1.846 158.3

NPV =

RokWspółczynnik wzrostu Przepływ pieniądza Współczynnik Zdyskontowany

(1+s)t[zł] (1+r)t [zł]

764.0 1.059 721.4-9080.4 1 -9080.4

772.1 1.188 649.9768.0 1.122 684.7

780.6 1.333 585.8776.3 1.258 617.0

789.6 1.495 528.3785.0 1.411 556.2

799.2 1.677 476.7794.3 1.583 501.8

809.3 1.881 430.3804.2 1.776 452.9

820.0 2.110 388.7814.6 1.992 409.0

831.4 2.366 351.3825.6 2.234 369.5

843.4 2.654 317.8837.3 2.506 334.1

856.1 2.977 287.6849.6 2.811 302.3

158.3862.7 3.153 273.6

-10000.0

-9000.0

-8000.0

-7000.0

-6000.0

-5000.0

-4000.0

-3000.0

-2000.0

-1000.0

0.0

1000.0

2000.0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

prze

pływ

y pi

eniężn

e [zł]

-10000.0

-9000.0

-8000.0

-7000.0

-6000.0

-5000.0

-4000.0

-3000.0

-2000.0

-1000.0

0.0

1000.0

2000.0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

prze

pływ

y pi

eniężn

e [zł]

175

Koszt wykonania fasady:

- moduły Kyocera KD 135SX cena: 530 $/szt, kalkulacja własna napodstawie średnich cen rynkowych

kurs 1 $: 3.3971 zł, kurs średni, czerwiec 2012[npb.pl]

cena: 1800.5 zł/sztsztuk: 2

3600.9 zł

- moduły Kyocera KC 65GX cena: 340 €/szt, kalkulacja własna napodstawie średnich cen rynkowych

kurs 1 €: 4.2925 zł, kurs średni, czerwiec 2012[npb.pl]

cena: 1459.5 zł/sztsztuk: 2

2918.9 zł

- regulator ładowania Phocos CML 15 cena: 228.0 złsztuk: 1

228.0 zł

- akumulator żelowy SBLG 120-12i cena: 1321 złsztuk: 1

1321.0 zł

- okablowanie + złączki cena: 11.5 zł/mb, cena uśrednionailość 9 mb

103.5 zł

- wykonanie stelażu aluminiowegoprofile cena: 16.4 zł/mb

ilość 9.5 mb155.8 zł

kątowniki cena: 3.32 zł/sztilość 32 szt

106.2 zł

inne cena: 200 zł

Razem: 462.0 zł

- izolacja i uszczelnienie taśma cena: 38.0 złrozprężna ilość 1 szt

38.0 zł

styropian cena: 86.0 zł

klej cena: 12.0 złinne 310 zł

322.0 zł

Razem: 446.0 zł

SUMARYCZNY KOSZT WYKONANIA FASADY: 9080.4 zł

Podany koszt końcowy nie zawiera ceny robicizny - fasada wykonana we własnym zakresie.