Projektowanie dużych instalacji z kolektorami
słonecznymi Wybrane zagadnienia
prof. nzw. dr hab. inż. Zbysław Pluta, dr inż. Ryszard Wnuk, Rynek Instalacyjny 06/2008
W artykule zawarto zagadnienia związane z projektowaniem dużych instalacji słonecznych na
przykładzie systemu wstępnego podgrzewania wody uzupełniającej zład sieci ciepłowniczej
Zakładu Energetyki Cieplnej (ZEC) w Wołominie. Omówiono zasadnicze różnice w opracowaniu
koncepcji i konstrukcji  małych i  dużych instalacji, a także będące ich konsekwencją różnice w
sposobach sterowania, zabezpieczeń i eksploatacji.
Dla potrzeb ZEC w Wołominie autorzy zaprojektowali system kolektorowy (o łącznej
powierzchni 349 m2). Zyski energetyczne systemu słonecznego obliczono metodą f-chart. Trzy
obiegi z kolektorami słonecznymi włączone są do wspólnego zbiornika o pojemności 17 500
litrów. Należy spodziewać się ok. 70% pokrycia zapotrzebowania na energię do podgrzania wody
w okresie 4 miesięcy letnich. W kwietniu i we wrześniu instalacja pokryje 50 i 45%
zapotrzebowania, w pozostałych miesiącach będzie to już znacznie mniej.
Zaprojektowana instalacja wykorzystująca kolektory promieniowania słonecznego, chociaż z
założenia ma uzupełniać energię dostarczaną do sieci ciepłowniczej, w rzeczywistości jest
typowym układem dla słonecznych instalacji przygotowania ciepłej wody użytkowej. Decyduje o
tym równomierne w ciągu całego roku zapotrzebowanie na energię, niezależne od czynników
atmosferycznych oraz w przybliżeniu równomierne dobowe zużycie podgrzanej wody. Średnio w
okresie rocznym ubytki wody sieciowej wynoszą w granicach 12 m3 na dobę. Woda uzupełniająca
o zmiennej temperaturze w okresie rocznym w granicach 12÷15°C pobierana jest z sieci
wodociÄ…gowej. Po odgazowaniu musi być dogrzana do wymaganej temperatury 70°C w okresie
miesiÄ™cy letnich i do 120°C w okresie zimowym. Oznacza to konieczność dodatkowego
dostarczania do ukÅ‚adu ciepÅ‚owniczego 3,0÷5,5 GJ energii na dobÄ™.
System kolektorowy składa się z trzech odrębnych pętli obiegowych: pierwszej (oznaczanej
dalej literą B) umieszczonej na dachu budynku pomocniczego oraz kolejnych dwóch odrębnych
pętli obiegowych umieszczonych na gruncie, rozdzielonych wzdłuż kierunku N-S. Dla odróżnienia
obu obiegów oznaczone one zostaną symbolami Z (zachodni, położony dalej od budynku
pomocniczego) i W (wschodni). Na dachu budynku pomocniczego zaproponowano umieszczenie
84 kolektorów, o powierzchni 149,5 m2, połączonych w baterie szeregowo-równoległe po 7 sztuk i
rozmieszczonych symetrycznie w 6 rzędach. Na gruncie obok budynku pomocniczego, na długości
30 m, przewidziano umieszczenie dwóch pętli obiegowych. Każda pętla ma 7 rzędów kolektorów
pochylonych pod kÄ…tem 30° wzglÄ™dem poziomu, z odlegÅ‚oÅ›ciami 4,7 m pomiÄ™dzy rzÄ™dami. Każdy
rząd pojedynczej pętli składa się z 8 kolektorów, po 4 obok siebie (rys. 12.). W sumie daje to 112
kolektorów mających łączną powierzchnię ok. 199,5 m2.
Wielkość powierzchni kolektora słonecznego
W instalacjach słonecznych w systemach ciepłowniczych wykorzystuje się najczęściej
kolektory słoneczne o specjalnej konstrukcji. Są to kolektory wielkogabarytowe  o dużych
powierzchniach do 13 m2, przystosowane do pracy z niewielkim strumieniem masy czynnika
obiegowego (tzw. przepływ low flow). Strumień objętości przepływającej cieczy przypadający na
jednostkÄ™ powierzchni kolektora jest rzÄ™du 5÷20 litrów/h na 1 m2 powierzchni kolektora, podczas
gdy w kolektorach klasycznych słonecznych instalacji podgrzewających ciepłą wodę użytkową,
wymagane strumienie objÄ™toÅ›ci wynoszÄ… 60÷70 litrów/h/m2. DziÄ™ki zastosowaniu kolektorów
wielkogabarytowych można budować duże instalacje słoneczne z niewielką liczbą armatury
(złączki, zawory), o małych oporach przepływu, a równocześnie z zapewnieniem przepływu
turbulentnego sprzyjającemu lepszej wymianie ciepła. Instalacja o dużej powierzchni uzyskanej
przez połączenie kolektorów o małych wymiarach będzie miała warunki odbioru energii z
kolektorów znacznie gorsze, a w konsekwencji efektywność energetyczna takiej instalacji też
będzie niższa. Jest to zilustrowane na rys. 1.  dla dwóch układów o identycznej powierzchni
absorberów, z takim samym  zagęszczeniem kanałów przepływowych na jednostkę powierzchni i
tym samym strumieniu masy przepływającego czynnika, układ z prawej strony będzie miał blisko
3-krotnie większą prędkość przepływu w kanałach. W rzeczywistości różnice te będą jeszcze
większe, gdyż powierzchnię układu małych kolektorów można powiększać jedynie przez wpięcie
równolegle kolejnych kolektorów, co skutkuje dalszym spadkiem prędkości przepływu w kanałach,
podczas gdy łączenie szeregowe kolektorów z kanałami poziomymi nie zmienia prędkości w
kanałach (dolna część rysunku).
Rys. 1. Różnice w sposobach łączenia kolektorów  małych i wielkogabarytowych
W dalszych analizach przy obliczaniu powierzchni całego pola kolektorów przyjęto, że
pojedynczy kolektor ma powierzchnię absorbującą 1,78 m2. Układ rurociągów i sposób łączenia
kolektorów dobrano odpowiednio dla uzyskania właściwych natężeń przepływu i minimalizowania
oporów przepływu czynnika roboczego.
Pochylenie kolektorów i problem przesłaniania kolejnych rzędów
PoÅ‚ożenie WoÅ‚omina okreÅ›lajÄ… współrzÄ™dne: 52°21 N; 21°15 E i do oceny potencjaÅ‚u energii
promieniowania słonecznego wykorzystano notowania stacji meteorologicznej Warszawa- Bielany
52°12 N, 21°00 E. Åšrednie miesiÄ™czne wartoÅ›ci temperatur powietrza (stacja Warszawa Bielany),
dzienne sumy promieniowania na płaszczyznę poziomą, średnie miesięczne wartości prędkości
wiatru dla Warszawy oraz udział promieniowania słonecznego dyfuzyjnego podano w tab. 1. [1].
Tabela 1. Główne wskaz
niki przyjęte do obliczeń klimatu [1]
Pochylenie płaszczyzny odbierającej promieniowanie słoneczne może zwiększyć docierający
do niej strumień promieniowania bezpośredniego, ale zmniejsza padające na nią promieniowanie
dyfuzyjne (rozproszone). Dla danej szerokości geograficznej i struktury promieniowania
słonecznego istnieje wartość pochylenia, przy którym płaszczyzna kolektora będzie odbierała
najwięcej energii. Takim kątem pochylenia kolektorów słonecznych względem poziomu, przy
zaÅ‚ożeniu izotropowoÅ›ci promieniowania rozproszonego, jest kÄ…t 30°. Rys. 2. ilustruje zależność
napromieniowania powierzchni od kÄ…ta jej pochylenia dla Warszawy.
Rys. 2. Wpływ pochylenia kolektora słonecznego na roczną energię promieniowania
słonecznego docierającego do jego powierzchni
Rys. 3. Minimalna odległość pomiędzy rzędami kolektorów wyznaczona dla południa
astronomicznego w najkrótszym dniu roku
Kolektory powinny być rozmieszczone na dachu lub na gruncie w sposób uniemożliwiający
wzajemne przesłanianie się (rys. 3.). O minimalnej odległości D rzędu kolektorów skierowanych na
południe decyduje wysokość wzniesienia Słońca nad horyzontem oraz jego pozycja azymutalna
(odchylenie biegu promieni słonecznych od kierunku południowego). Jeżeli jednak
promieniowanie słoneczne w pewnych okresach roku jest niewystarczające dla zapewnienia
prawidłowej pracy instalacji, można zagęścić ustawienie kolektorów kosztem ich niewielkiego
zacienienia w tych okresach.
Rys. 4. Kąty pozycji słońca dla początku okresu wzajemnego zacieniania się kolektorów: a 
wysokość Słońca, ł  azymut Słońca
W literaturze dla instalacji pracujących w okresie całorocznym zaleca się przyjmowania
takiego ustawienia, jakie wynikają z kąta wniesienia Słońca w południe astronomiczne w dniu 21
grudnia. KÄ…t ten dla szerokoÅ›ci geograficznej WoÅ‚omina wynosi 14,6°. WynikajÄ…ca stÄ…d minimalna
odlegÅ‚ość rzÄ™dów kolektorów przy ich pochyleniu ¸ = 30° i dÅ‚ugoÅ›ci kolektora razem z armaturÄ…
ok. L = 2,1 m wynosi 5,85 m, co daje możliwość rozmieszczenia na dachu o długości 36,3 m 6
rzędów kolektorów. Na szerokość każdy rząd składałby się z dwóch grup po 7 kolektorów każda
(kolektory majÄ… standardowo szerokość rzÄ™du 1÷1,05 m + przyÅ‚Ä…cza pomiÄ™dzy nimi), co pozwala
na zachowanie miejsca niezbędnego na położenia rurociągów i ewentualnego dostępu celem
obsługi.
Podobne obliczenie przeprowadzone dla okresu eksploatacji z wyłączeniem miesięcy od
początku listopada do końca lutego daje kąt minimalny w dniu 30 paz
dziernika Ä… = 23,3°, czemu
odpowiada minimalna odległość rzędów D = 4,26 m  umożliwia to usytuowanie na dachu 8
rzędów kolektorów. Montażowa odległość pomiędzy rzędami przy założeniach jak powyżej to ok.
4,64 m. W rzeczywistości przy takim rozmieszczeniu instalacja może pracować również w
listopadzie i lutym, a także częściowo w styczniu, jednak dolne części kolektorów będą zacieniane
przez poprzedzający rząd (rys. 5.). Nie wpłynie to jednak znacząco na działanie instalacji, gdyż w
tym okresie będzie miała praktycznie zerowe słoneczne zyski energetyczne z uwagi na niewielkie
wartości napromieniowania i niskie temperatury otoczenia.
 Rys. 5. Zacienienie kolejnych rzÄ™dów kolektorów dla pozycji SÅ‚oÅ„ca dnia 21 grudnia Ä… = 14,6°
(linia pogrubiona dolna) i dla pozycji w dniu 31 paz
dziernika (linia pogrubiona górna); obszary pod
tymi liniami wyznaczają miesiące i godziny, w których kolektory o dalszych rzędach są zacieniane
w dolnych partiach przez rząd poprzedzający (z wyłączeniem rzędu pierwszego)
Przy instalacji całorocznej (6 rzędów kolektorów) można w zasadzie zrezygnować z likwidacji
wylotów wentylacyjnych na dachu. Przy tym wariancie realizacji pozostawione na dachu elementy
w postaci dużych wylotów wentylacji grawitacyjnej okresowo przesłaniałyby kolektory, ale nie
powinno to wpływać w znaczący sposób na pracę instalacji, zwłaszcza w okresie letnim przy dużej
wysokości Słońca. Ze względu na mniejsze obciążenie dachu oraz zmniejszenie zakresu
modernizacji wyciągów wentylacyjnych, w tym przypadku zaproponowano rozwiązanie z 6
rzędami kolektorów (rys. 6.).
Rys. 6. Ustawienie kolektorów z założeniem pracy bez wzajemnego przesłaniania się w okresie
całorocznym; w sumie 84 kolektory o łącznej powierzchni absorberów ok. 149,5 m2; kółkami
oznaczono elementy, które należy usunąć z dachu
Koncepcja rozwiÄ…zania konstrukcyjnego instalacji
Przy wyborze sposobu połączeń baterii kolektorów oraz przyłączenia ich do zespołu pompa 
wymiennik ciepła należy uwzględnić następujące czynniki:
" opory przepływu mieszanki przez poszczególne grupy kolektorów powinny być
jednakowe,
" objętość medium obiegowego w całym układzie i w poszczególnych pętlach kolektorów
powinna być jak najmniejsza (dążenie do zmniejszenia pojemności cieplnej czynnika
roboczego); czynnikiem sprzyjającym są małe średnice rurociągów zasilających i
powrotnych,
" opory przepływu powinny być jak najmniejsze; natomiast z tego względu zwiększenie
średnicy rurociągów wpływa korzystnie na spadek oporów przepływu,
" zmniejszenie długości rurociągów zmniejsza zarówno opory przepływu, jak i objętość
czynnika w obiegu.
Dodatkowym ograniczeniem jest znormalizowany ciąg średnic dopuszczalnych.
Tabela 2. Pojemności i opory przepływu różnych wariantów instalacji na dachu budynku
pomocniczego, o powierzchni kolektorów 149,5 m2
W odniesieniu do pętli kolektorów, przykładowo umieszczonych na dachu, teoretycznie
możliwe są 3 warianty połączeń kolektorów (rys. 7.).
Rys. 7. Teoretycznie możliwe połączenia baterii kolektorów instalacji dachowej
Wstępne obliczenia hydrauliczne zostały przeprowadzone dla wszystkich 3 wymieniowych
powyżej wariantów przy założeniu tego samego strumienia masy przepływającego przez kolektory
równego 0,014 kg/(s×m2) i lepkoÅ›ci czynnika odpowiadajÄ…cej temperaturze 20°C, przy zaÅ‚ożeniu
takich samych spadków ciśnień na wymiennikach i przepływomierzach równych odpowiednio 29,6
i 25 kPa. Całkowity strumień masy w obiegu kolektorowym będzie wówczas równy 2,1 kg/s (lub
7560 kg/h). Odpowiada to przyrostowi temperatury czynnika w kolektorze "t H" 16°C przy
maksymalnej mocy instalacji i chłodnym czynniku podawanym do kolektora. Przy wyższych
temperaturach pracy kolektorów przyrost ten będzie odpowiednio mniejszy, zgodnie z
charakterystykami cieplnymi kolektorów. Wyniki obliczeń przedstawione w tab. 2. Z
wymienionych w tab. 2. wariantów konstrukcji instalacji zdecydowanie największe opory
przepływu występują dla wariantu C. Warianty A i B są w zasadzie równoważne, mają zbliżone
opory przepływu i pojemności całkowite instalacji. Pomiędzy tymi rozwiązaniami należy dokonać
wyboru. W wariancie A są dwie odrębne instalacje, wymagające zdublowanych układów stero-
wania, pomp i wymienników ciepła, co znacznie podnosi koszt realizacji. Zaletą tego rozwiązania
jest mniejsza bezwładność cieplna instalacji (mała masa czynnika krążącego w obiegu), a w
konsekwencji  szybsze nadążanie za zmianami warunków otoczenia. Druga niewątpliwa zaleta
tego rozwiązania to brak konieczności wyłączania całego pola kolektorów na dachu w wypadku
awarii pojedynczego kolektora. W dalszych rozważaniach przyjęto założenie, że realizowany
będzie wariant B instalacji na dachu budynku pomocniczego, z ustawieniem kolek- torów dla
całorocznego okresu pracy (obieg B   budynek pomocniczy ). Schemat tej pętli kolektorowej
przedstawiono na rys. 8.
Rys. 8. Schemat instalacji ze wspólną magistralą powrotną z kolektorów (wariant B)
Instalacja na gruncie
Obszar za budynkiem pomocniczym (rys. 9.), przewidziany do posadowienia na nim
kolektorów sÅ‚onecznych, ma wymiary 32×35 m. Przy zaÅ‚ożeniu, że pole kolektorów bÄ™dzie
odsuniÄ™te od budynku kotÅ‚owni o 2 m, teoretycznie caÅ‚y obszar o wymiarach 30×35 m mógÅ‚by być
wykorzystany do posadowienia na nim kolektorów słonecznych. Jednak budynek pomocniczy o
wysokości 8,1 m usytuowany od strony wschodniej zacienia okresowo w godzinach
przedpołudniowych cały teren, względnie jego część. Na rys. 9. przedstawiono schematycznie cień
budynku pomocniczego. Należy określić minimalną odległość D pola kolektorów od budynku w
funkcji godzin dnia i miesięcy, dla których ewentualne zacienienie nie będzie miało istotnego
wpływu na bilans energetyczny instalacji, jak również maksymalną liczbę kolektorów w rzędzie ze
wspólnym zasilaniem. Ruchomy cień przesuwający się w kierunku wschodnim w godzinach
porannych powoduje, że poszczególne kolektory będą miały różne godziny  wschodu Słońca .
Położone dalej w kierunku zachodnim od budynku pomocniczego zostaną oświetlone
wcześniej niż zlokalizowane bliżej. Dotyczy to także kolektorów połączonych szeregowo-
równolegle w jednej baterii ze wspólnym zasilaniem. Z tego względu nie można łączyć zbyt dużej
liczby kolektorów w szeregu, aby czas przejścia cienia przez nie był zbyt duży, gdyż może to
komplikować pracę układu sterowania w momencie startu instalacji. Rys. 10. przedstawia na
wykresie pozycji Słońca takie obszary określone dla odległości 5, 10, 15 i 20 m od budynku
pomocniczego. Można z niego odczytać, że np. dla granicy D = 10 m całe pole kolektorów będzie
nasłonecznione od godz. 8.10 w czerwcu, od godziny 9.00 w kwietniu, zaś w paz
dzierniku dopiero
od godz. 9.05. O godzinie 7.15 w czerwcu cień sięga na odległość 15 m od budynku, zaś o 8.10 już
10 m. Zwiększenie maksymalnej granicy cienia budynku D zwiększa czas nasłonecznienia pola
kolektorów, ale maleje obszar możliwy do zajęcia przez kolektory.
Rys. 9. Plan sytuacyjny obszaru przy kotłowni możliwego do wykorzystania pod kolektory
słoneczne i schemat jego okresowego zacienienia
 Rys. 10. Zakres zacienienia obszaru za budynkiem w funkcji odległości od budynku
pomocniczego; obszar pod liniami wyznacza godziny w poszczególnych miesiącach, w których
granica cienia maleje do odległości D
Przesunięcie się cienia w kierunku wschodnim o 5 m zajmuje w miesiącach letnich ok. 1
godziny dla kolektorów położonych dalej, niż 10 m od budynku. Przy położeniu bliższym czas ten
znacznie wydłuża się. Można przyjąć te dwie liczby jako ograniczenia lokalizacji i konstrukcji pola
kolektorów: kolektory nie mogą być zlokalizowane bliżej niż 10 m od budynku, zaś szerokość
grupy kolektorów nie powinna przekraczać 5 m. Powierzchnia możliwa do posadowienia
kolektorów będzie więc prostokątem o wymiarach 30 m w kierunku południowym i 25 m w linii
W-E, odsunięta od budynku pomocniczego o min. 10 m. Wyjście z cienia całego pola kolektorów
dopiero około godziny 8.00 oznacza, że część energii słonecznej możliwej do odebrania w
godzinach porannych zostanie stracona. Celem oszacowania nie tyle samych strat, ile rzędu ich
wielkości, naniesiono godziny zejścia cienia z kolektorów na wykres znormalizowanych dziennych
sum energii dla sezonu wiosna  lato  jesień (od marca do paz
dziernika)  rys. 11. Rysunek ten
wskazuje, jaka część całkowitego dziennego promieniowania jest tracona wskutek zacienienia
kolektorów w godzinach porannych. Gdyby założyć, że pole kolektorów będzie całkowicie
zasłonięte do godz. 8.00 rano, wówczas nie dotrze do niego ok. 10% całkowitej dziennej sumy
promieniowania słonecznego. W rzeczywistości strata ta będzie znacznie mniejsza z 3 powodów:
" zacienienie dotyczy jedynie składowej bezpośredniej promieniowania słonecznego i
tylko części składowej dyfuzyjnej,
" kąt padania promieniowania słonecznego w godzinach porannych jest bardzo duży, zaś
zdolność pochłaniania promieniowanie przez kolektory maleje wraz ze wzrostem kąta
padania,
" zanim pole kolektorów zostanie całkowicie wyeksponowane do Słońca, będzie
stopniowo odsłaniane i część kolektorów może podjąć pracę znacznie wcześniej.
Rys. 11. Zależność napromieniowania, odniesionego do napromieniowania dziennego, w
zależności od godziny dnia (dla okresu miesięcy marzec  paz
dziernik) i straty spowodowane
cieniem budynku (D  odległość kolektorów od budynku)
Ostatnie z powyższych stwierdzeń oznacza, że kolektory umieszczone na omawianym obszarze
nie mogą wszystkie pracować w jednej pętli obiegowej, gdyż te położone od strony zachodniej
wcześniej zostaną nasłonecznione. Z tego względu zaproponowano wykonanie dwóch odrębnych
pętli obiegowych, rozdzielonych wzdłuż kierunku N-S. Dla odróżnienia obu obiegów oznaczone
one zostaną symbolami Z (zachodni, położony dalej od budynku pomocniczego) i W (wschodni) 
rys. 12.
Rys. 12. Rozmieszczenie kolektorów w dwóch odrębnych pętlach obiegowych; liczby przy
poszczególnych odcinkach rurociągów oznaczają ich długości przyjęte przy szacowaniu oporów
przepływu
Zbiornik magazynujÄ…cy
Instalacja słoneczna zawsze pracuje najefektywniej, gdy jest tylko jeden zbiornik
magazynujący. Układ kilku zbiorników ma zawsze większe straty ciepła do otoczenia, co wiąże się
z większymi kosztami inwestycyjnymi i eksploatacyjnymi. Układy z wieloma zbiornikami stosuje
się tylko wtedy, gdy nie ma możliwości ustawienia pojedynczego zbiornika o dużej pojemności,
np. w istniejących budynkach, względnie w instalacjach pracujących dla kilku niezależnych
odbiorców. Z powyższych względów w planowanej instalacji powinien być tylko jeden zbiornik
magazynujący wspólny dla trzech obiegów kolektorowych oznaczonych symbolami B, Z i W.
Zbiornik magazynujÄ…cy powinien mieć stosunek wysokoÅ›ci do Å›rednicy w granicach H/D = 2÷4,
gdyż sprzyja to wystąpieniu wewnątrz stratyfikacji termicznej. Rozwarstwienie termiczne jest
korzystne z punktu widzenia pracy kolektorów (większa sprawność), jak również z punktu
widzenia odbiorcy (wyższa temperatura podgrzanej wody w górnej strefie zbiornika). W przypadku
wykorzystania istniejącego obecnie zbiornika wody uzupełniającej warunek ten nie będzie
zachowany (zbiornik ma podstawÄ™ 2,5×3,5 m oraz wysokość 3 m). Optymalna pojemność
zbiornika zależy od charakteru pracy instalacji. Przy magazynowaniu krótkoterminowym
(jednodobowym) stosowane sÄ… pojemnoÅ›ci magazynów energii z zakresu 45÷75 l/m2 powierzchni
kolektora. W polskich warunkach klimatycznych optymalna pojemność zbiornika dla instalacji
przygotowania ciepłej wody użytkowej do celów sanitarnych wynosi ok. 60 l/m2. Jednak tryb
pracy tych instalacji jest inny od projektowanej (odbiór części energii ze zbiornika w godzinach
operacji słonecznej), a także inna, niższa pożądana temperatura wody podgrzanej w granicach
45÷50°C. Celem uzyskania wyższej temperatury magazynowania należy przyjąć mniejszÄ… objÄ™tość
zbiornika przypadajÄ…cÄ… na jednostkÄ™ powierzchni kolektora. W opracowaniach zachodnich (np. [2])
zaleca się dla układów grzewczych z magazynowaniem krótkoterminowym, przyjęcie objętości 50
litrów wody na każdy 1 m2 powierzchni absorbera. Dla powierzchni kolektorów 350 m2 wymagana
pojemność magazynu krótkoterminowego to 17 500 litrów. Może być również rozważana
koncepcja podłączenia wszystkich trzech obiegów do istniejącego obecnie zbiornika o pojemności
użytkowej 23 m3.
Możliwości dogrzewania wody uzupełniającej
Rys. 13. Schemat ideowy słonecznej instalacji podgrzewu wody przyjęty do obliczeń
Do szacunku miesięcznych, jak i rocznych zysków energetycznych instalacji, wykorzystano
szeroko stosowaną w świecie metodę f-chart [3]. Metoda ta umożliwia wyliczenie procentowego
pokrycia całkowitych potrzeb energetycznych energią promieniowania słonecznego, a zarazem
jednostkowe zyski z kolektorów słonecznych i ich sprawność zależnie od charakterystyki cieplnej
kolektora, warunków klimatycznych, długości i jakości izolacji rurociągów, pojemności zbiornika
akumulacyjnego, efektywności wymiennika ciepła, wymaganej temperatury wody ciepłej i
dobowego zużycia podgrzanej wody. Konfiguracja analizowanej instalacji przyjęta w obliczeniach
z wykorzystaniem metody f-chart przedstawiona jest na rys. 13. Zamieszczone poniżej wyniki
obliczeń zostały uzyskane przy pomocy autorskiego programu komputerowego dostosowanego do
potrzeb projektowanej instalacji, przy następujących założeniach:
" do obliczeń przyjęto charakterystykę cieplną kolektorów słonecznych typową dla
kolektorów produkcji krajowej, tzn. główne parametry FR×(ÄÄ…) = 0,79; FR×UL = 4 W/
(m2K),
" obliczeń dokonano dla uśrednionych danych meteorologicznych okręgu warszawsko-
mazowieckiego,
" zaÅ‚ożono staÅ‚y kÄ…t pochylenia kolektorów sÅ‚onecznych wzglÄ™dem poziomu równy ¸ =
30°,
" przyjÄ™to wymaganÄ… temperaturÄ™ wody podgrzanej 70°C,
" przyjÄ™to temperaturÄ™ wody zasilajÄ…cej instalacjÄ™ staÅ‚Ä… w ciÄ…gu roku i równÄ… 12°C,
" założono stałe dobowe zużycie wody podgrzanej w ilości 12 m3,
" przyjÄ™to wartość efektywnoÅ›ci wymienników ciepÅ‚a µ = 0,8,
" grubość otuliny poliuretanowej rurociÄ…gów ´ = 40 mm, strumieÅ„ masy wody pobieranej
ze zbiornika do wymiennika ciepła jest 4-krotnie mniejszy od strumienia masy mieszanki
przepływającej przez kolektory,
" czynnikiem obiegowym w pętli kolektorów jest 50% wagowo roztwór glikolu
propylenowego w wodzie destylowanej.
Rys. 14. przedstawia wyniki symulacji metodą f-chart osiągów wszystkich trzech obiegów
włączonych do wspólnego zbiornika o pojemności 17 500 litrów. Należy spodziewać się ok. 70%
pokrycia zapotrzebowania na energię do podgrzania wody w okresie 4 miesięcy letnich. W
kwietniu i we wrześniu instalacja pokryje 50 i 45% zapotrzebowania, w pozostałych miesiącach
znacznie mniej.
Rys. 14. Wydruki ekranu z wynikami obliczeń łącznej wydajności cieplnej trzech instalacji B,
Z i W (razem 196 kolektorów o łącznej powierzchni ok. 350 m2, przy zbiorniku magazynującym o
obj. 17 500 l)
Rys. 15. wskazuje, że zwiększanie powierzchni kolektorów przy ustalonej objętości zbiornika
powoduje silne malenie wydajności z jednostki powierzchni kolektorów. Zwiększanie powierzchni
kolektorów w największym stopniu zwiększa zyski w miesiącach wczesnych wiosennych i póz
nÄ…
jesienią. W miesiącach letnich przyrost energii zgromadzonej jest mniejszy. Dla bardzo dużych
powierzchni kolektorów przy niezmienionej objętości zbiornika magazynującego następuje
 nasycenie udziału energii słonecznej w potrzebach całkowitych wskutek malenia wydajności z
jednostki powierzchni kolektorów (rys. 16.).
Rys. 15. Średni udział energii słonecznej w podgrzaniu i średnie roczne zyski jednostkowe
kolektorów przy podgrzaniu 12 m3 wody dziennie do temp. 70°C w zbiorniku magazynujÄ…cym o
poj. 17,5 m3 przy różnej powierzchni kolektorów; wskazano punkty projektowanej instalacji
Rys. 16. Udział energii słonecznej w poszczególnych miesiącach roku w podgrzaniu 12 m3
wody dziennie do temp. 70°C w zbiorniku magazynujÄ…cym o poj. 17,5 m3 przy różnej powierzchni
kolektorów
Strumienie masy wody w obiegach wtórnych
Obliczenia wykonane metodą f-chart pozwalają na ocenę miesięcznych i rocznych zysków
energetycznych całej instalacji, jednak nie dają informacji o doborze parametrów eksploatacyjnych,
w szczególności  zalecanym strumieniu masy wody przepływającej w obiegach wtórnych
wymiennik ciepła  zbiornik akumulacyjny, rzeczywistych mocach osiąganych przez obieg
kolektorowy, jak również oceny zachowania się instalacji w warunkach ekstremalnych. Do
oszacowania tych parametrów przeprowadzona została numeryczna symulacja pracy instalacji.
Przy założonym uprzednio nominalnym strumieniu objętości równym 1,5 l/min na jeden kolektor,
łączny strumień roztworu glikolu we wszystkich trzech obiegach wyniesie 4,9 l/s, czyli 17,64 m3/h.
Do tego strumienia roztworu wodno-glikolowego należy dobrać strumień masy wody
przepływającej przez wymienniki. W typowej słonecznej instalacji podgrzewającej wodę w okresie
4 miesięcy letnich w słonecznym dniu instalacja pracuje efektywnie do 10 godzin na dobę (od 7.00
do 17.00). W instalacjach typu low-flow dobiera się taki strumień masy wody pobieranej ze
zbiornika do wymiennika, aby w zbiorniku nastąpiła jednokrotna wymiana wody w całej objętości
w tym samym czasie. W planowanej instalacji taka reguła oznaczałaby łączny strumień masy wody
przepływającej przez wymienniki ciepła ok. 1750 kg/h, czyli ok. 0,486 kg/s. Jest to jednak strumień
masy rzędu 10 razy mniejszy, niż przepływa w obiegach kolektorowych i odebranie energii z
kolektorów wymagałoby znacznego przewymiarowania powierzchni wymiany ciepła pociągającej
za sobą spadek sprawności instalacji. Również występowałoby wówczas duże ryzyko
doprowadzenia wody w wymienniku do stanu wrzenia. Obliczenia symulacyjne wykazały, że w
planowanej instalacji z kolektorami typowymi (w odniesieniu do powierzchni), zwiększanie
strumienia masy wody dostarczanej do wymienników jedynie do pewnego momentu powoduje
wzrost sprawności instalacji (rys. 17.). Zalecanym strumieniem masy wody przepływającej przez
wszystkie wymienniki jest wiÄ™c wartość z przedziaÅ‚u 1,6÷2,0 kg/s.
Rys. 17. Zależność sprawności instalacji w średnim dniu czerwca w funkcji łącznego
strumienia masy wody w obiegach wymienniki ciepła  zbiornik magazynujący
Do dalszych analiz przyjęto wartość górną z powyższego przedziału, czyli 2,0 kg/s, co po
podziale na 3 wymienniki o powierzchniach proporcjonalnych do powierzchni kolektorów w
obiegach daje strumienie masy wody w obiegach wtórnych tych instalacji:
" instalacja B: m = 0,85 kg/s,
w
" instalacje Z i W: m = 0,57 kg/s.
w
Drugim celem przeprowadzonych obliczeń była ocena zachowania się instalacji w warunkach
ekstremalnych, dla których należy przewidzieć odpowiednie zabezpieczenia i dobrać wymienniki
ciepła. Rys. 18. przedstawia uporządkowany wykres dziennych sum promieniowania w ciągu roku.
Zaznaczono na nim wartości średnich dziennych sum promieniowania dla poszczególnych
miesięcy, przyjęte do analiz przeprowadzonych metodą f-chart.
Rys. 18. Uporządkowany wykres sum dziennych energii promieniowania słonecznego z
naniesionymi liniami sum średnich dla poszczególnych miesięcy; w ciągu roku jest średnio ok. 65
dni z promieniowaniem większym, niż średnia wieloletnia dla czerwca
W ciągu roku jest ok. 65 dni z napromieniowaniem większym, niż w średnim dniu czerwca 
17 800 kJ/(m2×dzieÅ„), przy czym maksymalne notowane wartoÅ›ci (jeden dzieÅ„ na 10 lat) siÄ™gajÄ…
28 000 kJ/(m2×dzieÅ„), zaÅ› dni z napromieniowaniem przynajmniej 26 000 kJ/(m2×dzieÅ„) jest ok. 4
w roku. Rys. 19. przedstawia sytuację, gdy następują bezpośrednio po sobie dwa kolejne dni z
napromieniowaniem: w pierwszym przypadku 17 800 kJ/(m2×dzieÅ„)  Å›rednia wieloletnia dla
czerwca, w drugim  26 000 kJ/(m2×dzieÅ„). PrzyjÄ™to wariant, że woda w zbiorniku nagrzana w
pierwszym dniu nie zostaje zużyta i nagrzewa się dalej w dniu następnym. Dla dnia bardzo
sÅ‚onecznego 26 000 kJ/(m2×dzieÅ„) temperatura wody w zbiorniku może przekroczyć 100°C, wiÄ™c
przy bezciÅ›nieniowym zbiorniku magazynujÄ…cym z temperaturÄ… wrzenia wody równÄ… 100°C trzeba
wprowadzić zabezpieczenie przed osiągnięciem przez wodę temperatury wrzenia.
Rys. 19. Wzrost temperatury wody w pięciu równoodległych warstwach zbiornika oraz
chwilowe moce wymienników ciepła w sekwencji dwóch kolejnych dni czerwca  średnich i
bardzo słonecznych, przy braku odbioru ciepłej wody ze zbiornika, strumień masy wody przez
wymiennik mw = 2 kg/s
Maksymalne moce chwilowe przekazywane pomiędzy obiegiem pierwotnym a
wtórnymsięgają 176 kW dla wszystkich trzech instalacji łącznie. Moc maksymalna osiągana jest
przy temperaturze roztworu glikolu na wlocie do wymiennika ok. 51°C i temperaturze wody
pobranej ze zbiornika 27°C. Po rozdziale tej mocy na 3 obiegi kolektorowe proporcjonalnie do
powierzchni kolektorów wychodzą wymagane moce wymienników: instalacja B  75 kW;
instalacja Z  50 kW; instalacja W  50 kW.
Podsumowanie
Duże instalacje słoneczne, którymi zainteresowanie wzrasta ze względu na dostępność z
ródeł
dofinansowania, wymagajÄ… indywidualnego opracowania koncepcji i projektu technicznego,
uwzględniających szereg uwarunkowań lokalnych i ogólnych. Niektóre zagadnienia przedstawiono
na przykładzie słonecznej instalacji wspomagającej sieć ciepłowniczą Wołomina. Projekt
techniczny tej instalacji został uzupełniony analizą ekonomiczną, której wyniki wskazują, że o
opłacalności inwestycji decydują rodzaj pierwotnych z
ródeł energii wykorzystywanych przez
inwestora oraz oczywiście wielkość dofinansowania planowanej inwestycji.
Na podstawie koncepcji i projektu autorów, a następnie projektu technicznego, zbudowano
instalację z kolektorami słonecznymi (fot. 1.), którą uruchomiono w połowie 2007 r. W stosunku do
opracowanej koncepcji zwiększono liczbę kolektorów słonecznych (378 m2), skorygowano
usytuowanie kolektorów posadowionych na gruncie.
Fot. 1. Zrealizowana instalacji słoneczna w Zakładzie Energetyki Cieplnej w Wołominie  pętle
kolektorów na gruncie i dachu budynku pomocniczego
Literatura
1. Pluta Z., Podstawy teoretyczne fototermicznej konwersji energii słonecznej, Oficyna
Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2000.
2. Fink C., Riva R., Solar supported heating networks in multi-storey residential building. A
planning handbook with a holistic approach, Institut für Nachhaltige Technologien, 2004.
3. Duffie J.A., Beckman W.A., Solar Engineering of Thermal Processes, John Wiley & Sons, New
York 1991.