Wpływ zastosowania PCM w próżniowym kolektorze rurowym na charakterystykę energetyczną budynku

• Autorzy: Sekret Robert , Feliński Piotr

Identyfikatory

DOI

10.15199/9.2024.3.2

Warianty tytułu

EN

Effect of the PCM Application in an Evacuated Tube Collector on the Energy Performance of a Building

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W artykule przedstawiono możliwości zwiększenia udziału energii słonecznej i zmniejszenia zapotrzebowania na nieodnawialną energię pierwotną w systemie ogrzewania budynku. Na te potrzeby zastosowano prototypowy próżniowo-rurowy kolektor słoneczny zintegrowany z materiałem zmiennofazowym (ETC/PCM). Jako PCM zastosowano parafinę techniczną o temperaturze topnienia 51,24°C. Wykazano, że najwyższy udział energii słonecznej w systemie ogrzewania budynku uzyskano przy obciążeniu cieplnym wynoszącym 40 W·m-2, a największa powierzchnia apertury ETC/PCM w stosunku do powierzchni grzewczej wynosiła 0,2. Zmniejszenie parametrów systemu grzewczego z 45/35°C do 35/25°C pozwoliło na zwiększenie uzysku ciepła z energii słonecznej w zakresie od 2,71% do 5,44%. Największy wzrost frakcji słonecznej występuje, gdy stosunek powierzchni apertury kolektora słonecznego ETC/PCM do powierzchni ogrzewanego budynku wynosi 0,03-0,07. Podsumowując, uzyskane wyniki wskazują, że proponowane rozwiązanie zmniejsza zapotrzebowanie na nieodnawialną energię pierwotną w koncepcyjnym systemie grzewczym od 6% do 27% w zależności

EN

The paper shows the possibility of increasing solar energy and reducing the demand for non-renewable primary energy in the building heating system. To this end, a prototype evacuated tube solar collector integrated with phase change material (ETC/PCM) has been used, with technical grade paraffin with an onset melting point of 51.24°C as the PCM. It was shown that the highest solar energy fraction in the building heating system was obtained with a thermal load of 40 W·m-2, and the highest surface area of the ETC/PCM aperture in relation to the heating surface area was 0.2. Reducing the heating system parameters from 45/35°C to 35/25°C allowed an increase in the solar fraction in the range of 2.71% to 5.44%. The greatest increase in the solar fraction occurs when the ratio of the area of the ETC/PCM solar collector aperture to the area of the heated building is 0.03-0.07. In summary, the results obtained indicate that the proposed solution reduces the non-renewable primary energy demand in the conceptual heating system from 6% to 27%, depending on the thermal load of the building and the aperture area of the ETC/PCM.

Słowa kluczowe

PL

PCM; magazynowanie ciepła; energia słoneczna; kolektor rurowo-próżniowy

EN

PCM; heat storage; solar energy; evacuated tube collector

• Wydawca: Wydawnictwo SIGMA-NOT
• Czasopismo: Ciepłownictwo, Ogrzewnictwo, Wentylacja
• Rocznik: 2024
• Tom: T. 55, nr 3
• Strony: 12--18
• Opis fizyczny: Bibliogr. 34 poz., rys., tab., wykr.

Twórcy

autor

Sekret Robert

• Wydział Infrastruktury i Środowiska, Politechnika Częstochowska

• https://orcid.org/0000-0003-4694-2717

autor

Feliński Piotr

• SUNEX S.A., Racibórz, Polska

Bibliografia

• [1] Sekret R. 2012. „Efekty środowiskowe systemów zaopatrzenia budynków w energię”. Monografie nr 237, Wydawnictwo Politechniki Częstochowskiej, Częstochowa.
• [2] Comakl K., Cakir U., Kaya M., Bakirci K. 2012. „The relation of collector and storage tank size in solar heating systems”, Energy Conversion and Management 63, 112-117.
• [3] Rodríguez-Hidalgo M.C., Rodríguez-Aumente P.A., Lecuona A., Legrand M., Ventas R. 2012. „Domestic hot water consumption vs. solar thermal energy storage: The optimum size of the storage tank”, Applied Energy 97, 897-906.
• [4] Kulkarni G.N., Kedare S.B., Bandyopadhyay S. 2007. “Determination of design space and optimization of solar water heating systems”, Solar Energy 81, 958-968.
• [5] Zhou D., Zhao C. Y., Tian Y.2012. „Review on thermal energy storage with phase change materials (PCMs) in building applications”. Appl. Energy, 92, 593-605. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2011.08.025
• [6] Sharma A., Tyagi V., Chen C.R., Buddhi D. 2009. „Review on thermal energy storage with phase change materials and applications”. Renew. and Sust. Energy Rev., 13, 318-345. https://doi.org/10.1016/j.rser.2007.10.005
• [7] N’Tsoukpoe K. E., Liu H., Le Pierre`S N., Luo L. 2009. „A review on long-term sorption solar energy storage”. Renew. and Sust. Energy Rev., 13, 2385-2396. https://doi.org/10.1016/j.rser.2009.05.008
• [8] Anisur M. R., Mahfuz M. H., Kibria M. A., Saidur R., I. Metselaar H. S. C., Mahlia T.M.I. 2013. „Curbing global warming with phase change materials for energy storage”. Renew. and Sust. Energy Rev., 18, 23-30. https://doi.org/10.1016/j.rser.2012.10.014
• [9] Qi Q., Deng S., Jiang Y. 2008. „A simulation study on a solar heat pump heating system with seasonal latent heat storage”. Solar Energy, 82, 669-675. https://doi.org/10.1016/j.solener.2008.02.017
• [10] Tamasauskas J., Poirier M., Zmeureanu R., Sunye R. 2012 „Modeling and optimization of a solar assisted heat pump using ice slurry as a latent storage material”. Solar Energy 86, 3316-3325. https://doi.org/10.1016/j.solener.2012.08.021
• [11] Carbonell D., Haller M.Y., Philippen D., Frank E. 2014. „Simulations of combined solar thermal and heat pump systems for domestic hot water and space heating”. Energy Procedia 48, 524-534. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2014.02.062
• [12] Wintelera C., Dotta R., Afjeia T., Hafnerb B. 2016. „Seasonal performance of a combined solar, heat pump and latent heat storage system”. Energy Procedia 48. 689-700. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2014.02.080
• [13] Frank E., Haller M., Herkel S., Ruschenburg J. 2010. „Systematic classification of combined solar thermal and heat pump system”. Eurosun 2010, Graz, Austria.
• [14] Ruschenburg J., Herkel S. 2013. „A Review of Market-Available Solar Thermal Heat Pump Systems”. A technical report of subtask A, IEA.
• [15] Cabeza L.F., Ibanez M., Sole C., Roca J., Nogues M. 2006. „Experimentation with a water tank including a PCM module”. Solar Energy Materials & Solar Cells 90, 1273-1282. https://doi.org/10.1016/j.solmat.2005.08.002
• [16] Haillot D., Franquet E., Gibout S., Bedecarrats J. 2013. „Optimization of solar DHW system including PCM media”. Appl. Energy, 109, 470-475. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2012.09.062
• [17] Liu X., Fang G., Chen Z. 2011. „Dynamic charging characteristics modeling of heat storage device with heat pipe”. Appl. Therm. Engin., 31, 2902-2908. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2011.05.018
• [18] Chaabane M., Mhiri H., Bournot P. 2014. „Thermal performance of an integrated collector storage solar water heater (ICSSWH) with phase change materials (PCM)”. Ener. Conv. and Manag., 78, 897-903. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2013.07.089
• [19] Shukla A. 2006. „Heat transfer studies on phase change materials and their utilization in solar water heaters”. Thesis Report, Ph.D. Energy & Environment, Indore, India: School of Energy and Environmental Studies, Devi Ahilya University.
• [20] Sheng Xue H. 2016. „Experimental investigation of a domestic solar water heater with solar collector coupled phase-change energy storage”. Renewable Energy 86, 257-261. https://doi.org/10.1016/j.renene.2015.08.017
• [21] Mettaweea Eman-Bellah S., Ghazy M.R. Assassa. 2006. „Experimental study of a compact PCM solar collector”. Energy 31, 2958-2968. https://doi.org/10.1016/j.energy.2005.11.019
• [22] Chen Z., Gu M., Peng D. 2010. „Heat transfer performance analysis of a solar flat-plate collector with an integrated metal foam porous structure filled with paraffin”. Applied Thermal Engineering 30, 1967-1973. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2010.04.031
• [23] Summers E.K., Antar M.A., Lienhard J.H. 2012. „Design and optimization of an air heating solar collector with integrated phase change material energy storage for use in humidification–dehumidification desalination”. Solar Energy 86, 3417-3429. https://doi.org/10.1016/j.solener.2012.07.017
• [24] Enibe S.O. 2003. „Thermal analysis of a natural circulation solar air heating system with phase change material energy storage”. Renewable Energy 28, 2269-2299. https://doi.org/10.1016/S0960-1481(03)00071-5
• [25] Fath H.E.S. 1995. „Thermal performance of simple design solar air heater with built in thermal energy storage system”. Energy Conversion Management 36, 989-997. https://doi.org/10.1016/0960-1481(94)00085-6
• [26] Esakkimuthu S., Hassabou A., Palaniappan C., Spinnler M., Blumenberg J., Velraj R. 2013. „Experimental investigation on phase change material based thermal storage system for solar air heating applications”. Solar Energy 88, 144-153. https://doi.org/10.1016/j.solener.2012.11.006
• [27] Riffat S., Jiang L., Zhu J., Gan G. 2006. „Experimental investigation of energy storage for an evacuated solar collector.” International Journal of Low Carbon Technologies 1, 139-148. https://doi.org/10.1093/ijlct/1.2.139
• [28] Papadimitratos A., Sobhansarbandi S., Pozdin V., Zakhidov A., Hassanipour F. 2016. „Evacuated tube solar collectors integrated with phase change materials”. Solar Energy 129, 10-19 https://doi.org/10.1016/j.solener.2015.12.040
• [29] Feliński P., Sekret R., Starzec P. 2018. „Wpływ wykorzystania parafiny w kolektorze próżniowo-rurowym na uzysk ciepła z energii promieniowania słonecznego w instalacji ciepłej wody użytkowej”. Ciepłownictwo, Ogrzewnictwo, Wentylacja 49 (11) : 444-449. DOI:10.15199/9.2018.11.4
• [30] Shukla A., Buddhi D., Sawhney R.L. 2009. „Solar water heaters with phase change material thermal energy storage medium. A review, Renewable and Sustainable Energy Reviews 13, 2119-2125.
• [31] Fortuin S., Stryi-Hipp G. 2012. „Solar Collectors, Non-concentrating”. Encyclopedia of Sustainability Science and Technology, Springer, 9449-9469.
• [32] Feliński P., Sekret R. 2017. „Effect of a low cost parabolic reflector on the charging efficiency of an evacuated tube collector/storage system with a PCM”. Solar Energy, 144, 758-766. https://doi.org/10.1016/j.solener.2017.01.073
• [33] Mazarrón F.R., Porras-Prieto C.J., García J.L., Benavente R.M. 2016. „Feasibility of active solar water heating systems with evacuated tube collector at different operational water temperatures”. Energy Conversion and Management 113, 16-26.
• [34] Feliński P., Sekret R. 2016. „Experimental study of evacuated tube collector/storage system containing paraffin as a PCM”. Energy, 114, 1063-107. https://doi.org/10.1016/j.energy.2016.08.05