Технически рапорт: Борислав Колев

Абстракт

Разгледани са възможностите за внедряване на системи за добив на слънчева енергия в топлопреносната мрежа в град София, която снабдява 440 хиляди абонати с 4.66 TWh годишно. Пресметнати са основните параметри на подходящия тип системи според мястото им на присъединяване към мрежата. Резултатите показват, че себестойността на топлинната енергия, произведена от такива системи, превъзхожда действащата цена на местния пазар. Направена е оценка на различните стимули и са разгледани възможностите за насърчаване от местните и национални власти.

• Въведение

Настоящият труд разглежда възможностите за увеличение на слънчевата енергия, която се използва в град София. В светлината на климатичните промени и ангажиментите на европейските държави за преход към въглеродно неутрална икономика е необходима трансформация на енергийните първоизточници към такива, които имат минимален принос към парниковите газове и не замърсяват околната среда при експлоатацията си. В директива 2012/27/ЕС е подчертана необходимостта от въвеждане на „възобновяеми енергийни източници“ /ВЕИ/ и все по-голямата им употреба, като първоизточник на енергия.

Фиг. 1: Енергиен профил на източниците за директно производство на топлинна енергия за бита и индустрията за 2018 г. (Министерство на Енергетиката, 2021).

Приблизително 50% от цялото енергийно потребление е за топлинна енергия към бита и индустрията. Отоплението и охлаждането съставляват 80% от енергийното потребление в жилищните сгради, а 84% от енергията използвана за тези цели в Европа идва от фосилни горива и само 16% от възобновяеми източници (Tschopp, 2020). В България енергийният профил на потреблението е показан на Фиг. 1. За да бъдат достигнати целите на Парижкото споразумение и националните енергийни цели, декарбонизацията и енергийната ефективност е необходимо да обхванат освен електрическите мощности и топлинните.

Слънчевата енергия за топлофикационни цели се използва все по-широко, като водещ световен пример в това отношение е Дания, където през 2016 г. са инсталирани общо 348 MW /497 000 m2/ (Solar Distric Heating, 2021). Развитието на технологията там се обяснява с високата цена на фосилните горива за бита, широкото разпространение на централизирани мрежи за отопление и възможностите за участие на тези мрежи в националния пазар за емисии. Вследствие на широкото внедряване на технологията в Дания през последните 14 години, този индустриален сектор е претърпял силно развитие и в резултат едни от водещите световни компании, специализиращи в големи соларни мощности, са датски. Участието в ранните етапи на развитие на тази технология ще имат положителен ефект и за индустрията, поради големия потенциал за внедряване в световен мащаб. Затова е необходимо да бъде даден положителен пример с пилотен проект на национално равнище, което да даде тласък за бъдещо развитие на сектора. Реализацията на подобен обект е най-рационално да бъде извършена в действаща топлофикационна мрежа, където потреблението е известно и ще може да се постигне максимално оползотворяване на слънчевата енергия. Това прави топлофикационната мрежа на град София подходящ и интересен избор от техническа гледна точка, тъй като разнообразния профил на топлоизточниците и клиентите изисква различни решения и обема на преносната мрежа е достатъчно голям, за да бъде използван за краткосрочен енергиен буфер, което разширява възможностите за използване на слънчева енергия.

„Топлофикация София“ по данни от 2018 г. е доставила 4.66 TWh топлинна енергия за близо 440 хиляди домакинства по трасета с обща дължина от 1007.7 километра (Столичен общински съвет, 2020), което я прави една от най-големите топлофикационни мрежи на Балканите. В литературата рядко са разглеждани или анализирани случаи на внедряване на слънчева енергия в толкова големи топлофикационни мрежи, поради специфики в регулаторните норми на различните държави или поради високата температура, която е необходимо да бъде постигната за нуждите на градската мрежа (Winterscheid, 2017).

• Преглед на технологията

„Топлофикация София“ снабдява близо 440 хиляди клиенти в 1 448 топлофицирани жилища и стопански сгради, посредством топлообменници, които се захранват от топлопреносната мрежа, а тя от своя страна е свързана с централни топлоизточници, които се намират в рамките на града или в близост до него. Две са топлоелектрическите централи с инсталирана обща електрическа мощност от 238.8 MW и топлинна мощност от 2787 MW, две са големите отоплителни централи с обща инсталирана 1162 MW топлинна мощност и 7 по-малки отоплителни централи с обща инсталирана топлинна мощност от 237.3 MW  (КЕВР, 2020). Продължителността на отоплителния сезон, както и необходимият енергиен товар се определят съгласно действащата нормативна уредба и са зависими от климатичните условия. Обикновено отоплителният сезон започва от месец ноември и продължава до месец март и за този период мрежата захранва нуждите за отопление и битова гореща вода /БГВ/ на своите абонати, като типичните температури са 75-90/50-60 °C. През останалото време от годината се покриват нуждите само за гореща вода, като температурите са 65-70/50-55 °C, които са много по-благоприятни за системите за добив на слънчева енергия, тъй като те запазват висока ефективност в този температурен диапазон.

България е приела ангажимента да повишава енергийната ефективност на наличния и бъдещия сграден фонд, като целите за постигане са все повече пасивни и нискоенергийни сгради, което предвижда постепенното намаляване на енергията, необходима за отопление на помещенията, но няма да има влияние върху нуждата от топла вода за битовите и стопански потребители. Възможността голяма част от тези нужди да бъдат покрити с енергия, произхождаща от слънцето напълно съвпада с националните и европейски екологични цели. Допълнителните предимства на тази технология е предвидимостта на цената, дългият живот на съоръженията /някои производители дават живот на системите си над 50 години/ и независимостта на потребителите от вносни горива. Тъй като цената на енергията получена от системи на слънчеви колектори ще е в основната си част първоначалната инвестиция за изработка и монтаж, то ако за тези цели бъдат ангажирани местни бизнеси, това ще има много по-добри икономически последствия и ще създаде много повече работни места, отколкото закупуването на вносни горива за същото енергопроизводство.

Паушингер (Pauschinger, 2016) разглежда седем различни типа на системи за подгряване на вода със слънчева енергия, които обхващат повечето от възможните технически решения. Поради високата цена на земята в урбанизираната територия на българската столица в повечето случаи е икономически ефективно изграждането на слънчеви панели само върху покривните инсталации на сградите, ако те нямат друга цел. Практични за внедряване в топлофикационните нужди на София са само три от предложените седем типа и в следващите редове са разгледани възможностите за внедряване и приложимите технологии.

• Децентрализирани соларни системи за отделни блокове и комплекси

Фиг. 2: Плоски слънчеви колектори /FPC/ монтирани върху плосък покрив на жилище. Източник: https://www.ka6tata.com/

Подходящи сгради за този тип инсталации са тези с изградена инфраструктура за подаване на топла вода, каквито са проектираните да бъдат или вече захранените сгради от топлофикационната мрежа. Инсталацията за гореща вода на отделни блокове или комплекси може да бъде подпомогната от слънчеви панели, монтирани върху покрива на сградата, които подгряват студената вода, постъпваща в системата за БГВ. Добър избор за целта са плоски панели /“Flat panel collector”, FPC/ свързани в паралел, които имат висока ефективност при по-ниски работни температури, вакуумно тръбни колектори /”Evacuated tube collectors”, ETC/ или комбинация от двете. Важен параметър за работата на системата е ефективността на колекторите, които могат да се пресметнат с данни от производителя по следната формула съгласно стандарта EN 12975:

 [1]

където ηeff е ефективността на колектора, η0 – неговата оптична ефективност, a1 и a2 са топлинните загуби от първи и втори порядък в [W/Km2] и [W/K2m2] съответно, Tm – средна температура в колектора [K], Ta – външна температура в [K] и G е хемисферичната слънчева радиация в мерни единици [W/m2]. Средната температура се пресмята, като средната стойност на температурите от вход и изхода на колектора:

[2]

Когато се подгрява студена вода, системите за соларно подгряване на вода запазват своята ефективност дори и при по-студени външни условия. Температурната разлика между вход и изход от колектора е един от основните показатели за ефективността на системата и колкото по-студена е водата на входа, толкова по-висока е ефективността и за колекторите тя може и да достигне повече от 65% (Jesse Dean, 2016). В система за слънчево подгряване на вода с 146 m2 площ на соларни колектори в Полша средно измерената нетна ефективност ηeff на цялата система е 32.6%. Това се явява полезната енергия изчерпана от системата Eu в [W], от която е извадена енергията за циркулационните помпи Epump [W] и резултатът е разделен на общата слънчева радиация Ig [W], попаднала върху панелите: 

[3]

През по-топлите месеци ефективността достига до 34.7%, а през по-студените – до 24.2%, поради по-големите топлинни загуби (Zukowski, 2017). Трябва да се отбележи, че ефективността на системата зависи и от климата, в който са разположени колекторите и може да варира от година на година в зависимост от слънчевите дни. Загубите през тръбните изолации, арматурите и съдовете биха били по-малко колкото по-голяма е системата и по-малко термомостове. За да се постигне висока ефективност на този тип системи е необходимо системата да се проектира и оразмери добре и да се предвиди помещение за достатъчно голям съд за топлинен буфер, който е необходим за да може част от слънчевата енергия да се усвоява и през тъмната част от денонощието. Буферния съд също така е необходим, за да може флуидът, циркулиращ през панелите, да е в отделен контур от подгряваната вода и по този начин ще може да се използва за затопляне на студената питейна вода, която не е препоръчително да минава през панелите. Така флуидът, захранващ панелите, може да е комбинация от вода и пропиленгликол, който е с много по-ниска точка на замръзване и ще спести необходимостта от подгряване на системата през зимата.

Правилното проектиране на системата ще повиши относителното използване на слънчевата енергия спрямо общите нужди /”Solar fraction”, SF/, ще предотврати превишаване на температурата на стагнация в колекторите и ще доведе до по-добри икономически резултати в дългосрочен план. 

Таблица 1: Характеристики на пресметната система от тип „Децентрализирани соларни системи за отделни блокове и комплекси“. Средна температура в колектора от 37.5 °C.

За изчисленията на ефективността и производителността на колекторите в Таблица 1 е използван инструмента ScenoCalc (Solar Keymark Network, 2019), който се използва за пресмятане и сертифициране на слънчеви колектори. Данните за колекторите са взети от техническите характеристики на продукти, налични на местния пазар и почасови данни за годишната околна температура и падащата слънчева радиация на 2016 г., благодарение на PVGIS (EU Comission, 2021), европейската фотоволтаична географска информационна система. Топлинните загуби и собствените електрически нужди са приети за 40%, което кореспондира с експериментални данни от литературата (Zukowski, 2017). Площта на инсталацията зависи от големината на сградата, където са монтирани, и броя потребители. Съгласно получените резултати от географските данни, най-голяма слънчева енергия е била налична през месец юли и системата е така оразмерена, че оптимално да оползотворява нуждите за БГВ през този месец, без температурата в колектора да приближава до максималните стойности при стагнация. Цената на колекторите е определена от пазарно проучване в интернет, като е поставен коригиращ фактор, който намалява крайната стойност с приблизително 3% от първоначалната за всяко удвояване на инсталираната мощност спрямо първоначалната. Това е пресметнато въз основа на разликите и сравнения в събрани оферти и е обяснимо с това, че броят на тръбопроводи, изолация, спирателна арматура, контролери и циркулационни помпи за единица колекторна площ спада с увеличаване на инсталацията и има допълнителни спестявания от монтаж и отстъпки. Коригиращият фактор от събраните оферти не е линейна стойност, но за опростяване на пресмятанията в настоящия труд е приет за такъв. Себестойността на топлинната енергия за 30 г. срок с енергия, съответстваща на получената през представителната 2016 година и са приети 4% от крайната цена, като годишни разходи за поддръжка на системата. Към 2021 г. цената за топлинна енергия в града, определена от националния регулатор е на стойност 98.48 лв., което показва над 20% по-изгодни условия, дори и при по-консервативните стойности. Допълнителен стимул за софийската топлофикационна компания е заложен и от националното законодателство, което задължава производителите на топлинна и електрическа енергия да влагат енергийно ефективни технологии при крайните клиенти и при преизпълнение на заложените цели, дружеството получава „бели сертификати“ и може да реализира допълнителни печалби от тяхната продажба.

• Големи производствени соларни системи децентрализирано интегрирани в големи градски топлопреносни мрежи

Примери за такива реализирани проекти са „Exhibition Hall”в гр. Велс, Австрия и спортната зала  „Graz Liebenau” в гр. Грац, Австрия. 

а)       б)
Фиг. 3: а) Изложбена зала във Велс. Източник: Ritter Gruppe б) Спортна зала в Грац. Източник: Solid solar energy systems.

В първия пример на фигура 3.а) са монтирани 3400 m2 соларни колектори, които захранват градската топлопреносна мрежа. Температура на подаващата вода е висока – около 70 °C през лятото и около 120 °C през зимата, това е наложило изпълнението на системата с вакуумно-тръбни колектори. На Фигура 3.б) е показана слънчевата инсталация монтирана на покрива на спортната зала до стадиона в Грац. Изпълнена е с 1407 m2 плоски слънчеви панела и годишно спестява 110 тона въглеродни емисии. (Pauschinger, 2016)

Възможните сгради, подходящи за този тип соларни системи са търговски центрове, спортни зали, паркинги и други големи стопански обекти, където мощността на системата би превишила многократно потреблението. При този тип инсталации генерираните топлинни мощности се свързват и отдават енергията си директно към подаващите тръбопроводи на градската топлопреносна мрежа. За да се преодолее съпротивлението на топлообменниците и налягането в мрежата след тях е необходим допълнителен напор, а температурата след изхода на колекторите трябва да превишава тази на подаващата вода. Тези две условия налагат инсталираната мощност на системата да е над 150 kW (215 m2), за да е технически оправдана. Подобна инсталация би реализирала печалба и добра възвръщаемост, когато продава топлинна енергия на оператора през топлата част от годината и покрива изцяло собствените си нужди през останалия период. Топлофикационното дружество от своя страна има съществени ползи от подобни обекти: получава допълнителен напор и повишаване на подаващата температура в този участък от мрежата, което има особено положителен ефект при отдалечени от топлоизточниците точки. Това би довело до подобрен хидравличен режим на управление на мрежата и достатъчно системи от този тип, разположени на ключови места в мрежата ще позволят на оператора да намали подаващата температура от централите и по този начин да спести част от топлинните загуби.

Фиг. 4: Подземни енергийни буфери за съхраняване на топлинна енергия (Janiszewski, 2019).

Този тип система за слънчева енергия също е възможно да бъде и обособен в локална топлопреносна мрежа, независима от централизираното подаване, като е възможно използването на вече изградената мрежа или при изграждане на нови участъци или отделни жилищни комплекси. При разполагане на голям енергиен буфер е възможно потреблението през лятото да бъде изцяло покрито от мощностите, инсталирани по покривите на близките стопански и жилищни сгради, като връзка с основната мрежа бъде осъществявана само през месеци, когато е необходимо отопление и енергията в топлинния буфер вече не е достатъчно. Наличието на „енергиен буфер“ прави системата много по-гъвкава, увеличава дела на използваемата слънчева енергия и намалява експлоатационните разходи на производство (E. Carpaneto, 2015). Тези системи за енергийно съхранение (Jan Erik Nielsen, 2016), показани на фиг. 4, е възможно да се комбинират с термо-помпи, където горната част от буфера е свързан с кондензатора на помпата, а долната, по-студена част на съда е свързана с изпарителя. По този начин двете технологии се допълват, тъй като допълнителното понижаване на входящите температури на вход към соларните колектори повишава ефективността на инсталацията, а температурата от изхода на слънчевите панели може да бъде допълнително повишена, за да бъдат постигнати необходимите технологични нива. Термопомпата е възможно да бъде захранвана с чисти източници на електроенергия или да закупува ток и да складира енергия в енергийния буфер, когато цената му е най-ниска. Правилното оразмеряване на тези системи може да направи този участък на мрежата автономен и през зимните месеци, като по този начин се намаляват голяма част от топлинните загуби на пренос.

Таблица 2: Характеристики на пресметната система от тип „Големи производствени соларни системи децентрализирано интегрирани в големи градски топлопреносни мрежи“ при средна температура в колектора от 60 °C.
* Крайната стойност и цената на MWh са пресметнати без термопомпа или друг допълнителен източник на енергия.

Таблица 3: Характеристики на пресметната система от тип „Големи производствени соларни системи децентрализирано интегрирани в големи градски топлопреносни мрежи“ при средна температура в колектора от 80 °C и без съхранение на енергия.

За изчисленията в таблица 2 са използвани инструментът ScenoCalc (Solar Keymark Network, 2019) и метеорологичните данни от PVGIS (EU Comission, 2021). За пресмятане са използвани данните от същите ETC и FPC колектори, като предходния разглеждан тип. В зависимост от наличието или не на сезонен буфер, допълнителните енергийни загуби по системата са приети за стойности между 30% и 40%. Годишните разходи за поддръжка са приети за стойност 3% годишно от крайната сума на инсталацията. Ефективността и себестойността са пресметнати за средна температура в колектора от 60 °C, която е много повече от средната температура в колекторите, подгряващи студената питейна вода за отделни жилища и топлинните загуби са по-големи. В случай, че мрежата не може да бъде отделена от основната градска мрежа и така реализираната енергия да се подава към връщащите тръбопроводи е направено изчисление със средна температура в колекторите от 80 °C, което видимо от таблица 3 води до намалено производство на общото количество произведена нетна топлинна енергия.

Високите работни температури обуславят, като по-ефективно използването на вакуумно-тръбни колектори или такива, които концентрират слънчевата светлина и са с повишени топлоизолационни свойства. Последния вариант е изложен в следващия подраздел, където се разглеждат част от възможните технологии за централизирано производство на слънчева енергия подходящи за топлофикационната мрежа на град София.

• Големи производствени соларни системи централизирано интегрирани в големи градски топлопреносни мрежи

Фиг. 5: Слънчева топлоцентрала в гр. Марстал, Дания. Инсталацията е с обща колекторна площ от 33 300 m2, с мощност от 24 MW. Годишното и производство е 13.4 GWh и има общо 3 енергийни буфера с общ обем от 75 600 m3. Източник: wikipedia

Третият разглеждан тип слънчева инсталация за топлинна енергия е централизирана голяма мощност в съществуващите или новопостроени отоплителни централи свързани с градската мрежа. Предимствата на такива инсталации са възможните оптимизации от мащаб, по-ниска себестойност на енергията, евтино обслужване и ремонт, което не ангажира клиентите и отпадане на необходимостта от голяма част допълнително оборудване, защото инсталацията може да се свърже към съществуващото. Недостатък е, че производството в такъв случай може да е много отдалечено от някои клиенти при разпределителна мрежа с размерите на тази в град София и преносът до тях ще е съпроводен със съществени топлинни и хидравлични загуби.

Има три възможни подхода и комбинации от тях при избор на система за производство на енергия от слънчева светлина в големите централизирани източници:

1. Монтаж на серии от плоски колектори, които подгряват добавъчната вода, която компенсира загубите в мрежата и идва с ниска температура. Това е подходът с най-голяма ефективност и ниска себестойност, но е лимитиран по мощност, тъй като централите обичайно разполагат с отпадни флуиди с ниска температура, която трябва да бъде утилизирана някъде. 
2. Инсталации от вакуумно-тръбни колектори, които подгряват водата от връщащите тръбопроводи, която работна температура е в порядъка на 55-60 °C през лятото и 60-65 °C през зимата. За да може да се подгрее до температури над тази е необходимо колекторът да има малки топлинни загуби при високи /65-75 °C/ средни температури в колектора.
3. Концентриращи слънчеви панели и по-специално колектор „параболично корито“ /”Parabolic trough collector”, PTC/ е технология, която концентрира слънчевата енергия в колектор-абсорбер, затворен във вакуумна прозрачна тръба посредством параболичен колектор (фиг. 6), който е поставен върху конструкция следваща оптималния ъгъл на попадане на слънчевите лъчи, най-често по една ос.

Фиг. 6: Parabolic trough collector PTC обичайно работят в диапазона 15-45 слънчеви концентрации и могат да достигнат работни температури от порядъка на 300 °C. Източник: energy.gov

В Брьондерслев, Дания концентрационни соларни панели (PTC) са използвани за доставяне на топла вода и отопление в града (Bengt Perers, 2017). Панелите запазват висока ефективност дори и при високи работни температури, като коефициентът на топлинни загуби е 0.04 – 0.06 W/m2/K и при разлика от 300 К с външната температура топлозагубите са само 12-18 W/m2 (Perers, Furbo, & Dragsted, 2013). Комбинацията на ниски топлозагуби и оптична ефективност от 0.75 прави възможно достигането на тези високи работни температури дори и при много ниски нива на падаща слънчева радиация. Това прави избора на PTC предпочитан пред този на FPC, когато работната температура на загрявания флуид ще е с голяма разлика от тази на околната среда. Високата ефективност на инсталацията може напълно да оправдае по-висока цена на инвестицията, ако цената на земята за конкретната инсталация също е висока.

Възможна е комбинация от системи с FPC / ETC и концентратори на слънчева светлина, като PTC. Такава сравнително голяма хибридна инсталация работи в Дания, град Таарс (Zhiyong Tian, 2017), където са монтирани 5960 m2 FPC подгряващи връщаща вода до 70 °C и 4039 m2 PTC, които допълнително я подгряват до 95 °C преди да се подаде в мрежата. Така може да се използва оптимално ниската себестойност и висока производителност на FPC колекторите при по-ниски температури, които, при последователно свързване, последните няколко броя могат да бъдат ETC колектори, поради по-малките топлинни загуби. При необходимост от по-високи температури на работния флуид могат да се използват допълнително системи с концентратори на слънчева енергия, с които да бъде постигната необходимата температура. Допълнително предимство при системи, които оперират с температури над 150-160 °C е възможността да произвеждат пара за захранване на задължителното деаериране в централата и по този начин да отпадне нуждата от допълнителни парни котли.

Фиг. 7: Сравнение между ефективността на FPC (Green One Tec, 2018), ETC (Apricus, 2005) и PTC (Absolicon, 2020) модули при различни температури за референтна година 2015, която е нетипична с висок слънчев добив през декември.

Плоските слънчеви панели имат повърхност на поглъщане спрямо общата близо до единица, което им дава допълнително предимство при улавянето на слънчева енергия падаща на единица инсталирана площ. Но този тип колектори типично имат повече топлинни загуби и показват предимство при по-ниска средна температура в колектора, Tm. С повишаване на работната температура ефективността на ETC и PTC системите вземат превес и ги прави предпочитан избор. Необходимо е да се отбележи, че ефективността на параболичните концентратори е пресмятана при 0° спрямо хоризонта със система за проследяване на падащите слънчеви лъчи по ос север-юг и неговата ефективност е изчислена спрямо повишени количества попадаща върху колектора слънчева енергия през лятото и понижено количество слънчева радиация от ноември до февруари спрямо неподвижните наклонени колектори.

Таблица 4: Характеристики на пресметната система от тип „Големи производствени соларни системи централизирано интегрирани в големи градски топлопреносни мрежи“ при температура Tm = 100 °C.

Пресмятанията в (таблица 4) са правени със същите софтуер и метеорологични данни, като предходните таблици. Топлинните загуби от тръбна изолация, колектори, арматура, както и енергията за циркулационните помпи на флуида в колекторите са приети за 30%. Годишните разходи за поддръжка са приети за 3% от крайната сума за доставка и монтаж. Необходимо е да се отбележи, че тези оценки са консервативни и в реални експлоатационни условия спестяванията от мащаб могат да са много повече. За системите с концентратори на слънчева светлина не са налични ценови листи на производители или дистрибутори в региона и са използвани изчисленията извършени в (Parthiv Kurup, 2015).

Когато топлопреносната мрежа е с обема на тази в град София, самата тя може да бъде използвана като енергиен буфер. При наличието на приблизително 180 000 m3 вода, съгласно формула [4] за промяна с един градус Целзий са необходими 208.5 MWh без да броим последващите загуби. Подгряването на водата за абонатите се извършва в допълнителни станции, където мрежовата вода посредством топлообменник подгрява водата използвана за отопление или гореща вода без те да се смесват. Това позволява възможността така да се оразмеряват централизираните системи, че за краткосрочно складиране на енергия в рамките на денонощието да се използва обема на топлопреносната мрежа. 

Q=V* ρ*c*∆T [4],

където Q – енергията в [Wh], V – обема на флуида в [m3], ρ –плътността в мерни единици [kg/m3], c – специфичния топлинен капацитет в [Wh/kg*K], ΔT – температурната разлика в [K].

• Икономически и нормативни стимули

Големи соларни източници на енергия се развиват бурно в Дания и Швеция и без държавни помощи. За разлика от тях, в България и други държави от ЕС централизираното отопление се извършва основно от големи източници на ко-генерация, където действат системи за допълнителни премии на енергията произведена по този начин (Carlo Winterscheid, 2017). Така производителите нямат изгода да се отказват от част от премиите си, за да внедрят технологии, които произвеждат единствено електро- или топлоенергия, дори и те да са от ВЕИ технологии. Показателно е, че най-бързо развиващият се пазар за слънчеви централи и инсталации е Дания, където стимулите са пазарни /такси върху фосилните горива, система за търговия на емисии/, а не инвестиционни – базирани върху субсидии или грантове за създаване на инсталациите. При пазарно ориентираните стимули има по-голяма мотивация цялата система да бъде оптимално икономически ефективна и да се цели максимално усвояване на слънчевият потенциал.

В интегрирания план в областта на енергетиката и климата на Република България за периода 2021 г. до 2030 г. е предвидено развитие на слънчевите инсталации, от които се очаква производство на топлинна енергия от 347 GWh през 2030 г. увеличено от 267 GWh през 2020 г. (Министерски съвет, 2020). Този неамбициозен план не е съпроводен с инициативи, които биха развили внедряването на слънчева енергия в топлофикационните дружества в страната, а разчита основно на частната инициатива от крайните потребители. Затова основните стимули към този момент идват по две основни линии. Първата е икономическата изгода от ниската себестойност на слънчевата енергията и в момента по-изгодна от определената цена от националния регулатор на местния пазар, която е с възходящ тренд. Втората линия е енергийната ефективност, в която компаниите за топлопренос и производство трябва да отговарят на три отделни критерия, съгласно действащите национални закони. Това са критериите за собственик на сгради над 250 m2, промишлено предприятие и производител на топлинна енергия. Инсталациите за добив на слънчева енергия биха покрили и съществена част от собствените нужди на сградите и промишлените възли, което би реализирало достатъчно енергийни спестявания, за да покрият основна част от критериите. За да бъдат покрити задълженията за целите на действащия закон за енергийна ефективност, като производител на топлинна енергия, компанията трябва да реализира енергийни спестявания при своите крайни клиенти. Това е принуждаващ стимул за производителите да инициират програми към своите крайни клиенти, като им предлагат различни услуги, които биха довели до спестяване на енергия чрез добив на слънчева светлина. За целта в държавата функционира специален фонд, който предвижда заемни средства при добри условия, когато ще се използват за енергийна ефективност или възобновяеми източници.

• Добри практики

• За инсталациите от първите два разгледани типа трябва да бъдат избирани с предимство покриви в добро състояние, които няма да се нуждаят от ремонт в следващите 25 години.
• Икономически изгодно е да се избират сгради само с изградена централизирана система за подаване на топла вода.
• Колкото по-голямо е потреблението на сградата, толкова по икономически изгодна ще е системата. (Jesse Dean, 2016).
• Необходимо е стандартизация и доколкото е възможно повторяемост на проектите, което ще доведе до по-прецизно изпълнение на монтажните дейности и по-ниска крайна цена на цялата система.
• Използването на надеждни връзки, фитинги, арматури и подходящ работен флуид ще спести много разходи по поддръжката на системите. Това е особено важно за системите, които се инсталират извън централите.
• Новите жилищни комплекси могат да бъдат проектирани с обособено захранване от собствени източници с отоплителна мрежа от т. нар. четвърта генерация, където подаваната температура е в порядъка от 40-50 ℃, апартаментите се захранват чрез подово отопление и възможната ефективност и утилизация са по-високи.
• Локални отоплителни мрежи в кварталите могат да съчетаят системите за добив на слънчева енергия с енергийни буфери и термопомпи, които съчетават предимствата си и увеличават своята ефективност при съвместна работа.
• Използването на колектори с по-голяма площ и по-дебела изолация намалява термомостовете и дава по-добър икономически резултат за експлоатационния си живот.
• По-големите системи водят до съкращаване на разходите от мащаб, намаляват съотношението на топлинните загуби и могат да използват ефективни технологии, като честотни помпи за циркулация на флуида в колекторите или големи енергийни буфери със сравнително ниски относителни загуби.
• Пазарно ориентираните стимули дават по-добър резултат от инвестиционно ориентираните и създават системи, които се стремят към постигане на максимална ефективност.

• Заключение

За да се ускори преходът към въглеродно неутрална икономика е необходимо все по-голяма част от енергийните първоизточници да се заменят с технологии, които  емитират парникови газове към атмосферата във възможно най-ниска степен. Отоплението и охлаждането на жилищни и стопански сгради формира около 80% от тяхното потребление. Тази енергия може да бъде силно редуцирана, ако се следват нормите за строеж на нискоенергийни сгради или преустройството на стари сгради. Но това до голяма степен няма да засегне енергията необходима за битово гореща вода и е необходимо насърчаването и на технологиите за подгряване на вода чрез системи за добив на слънчева енергия. Ако внедряването на тази технология е под формата на конкуренция на съществуващата топлопреносна мрежа, то всичките средства, които се влагат за увеличаване на ефективността и „зелените“ решения в градската топлофикация няма да имат оптималните резултати. Необходимо е решение, което включва и двете технологии, където участието на фирмата за отопление е задължително и инициативата е съвместно с клиентите.

Поради сравнително ниската подаваща температура на топлофикационната мрежа на София, слънчевите централи с плоски колектори /FPC/ могат да поддържат сравнително висок КПД, а където е изгодно могат да се използват и концентратори на слънчева енергия /PTC/.

Българската индустрия има възможност да произвежда голяма част от оборудването. По този начин средствата от инвестицията ще останат в икономиката в много по-голяма част отколкото при покупката на вносни горива. Допълнително ще бъде постигнато определено подобрение на енергийната автономност и сигурност за крайните потребители.

В Австрия за топлофикацията в Грац се планират слънчеви колектори с обща площ от 450 000 m2, В Дания към 2019 г. има общо инсталирани 1.1 GW термална мощност и 1 600 000 m2 инсталирани соларни панели в 120 централи. Към края на 2020 г. в Китай са инсталирани над 800 млн. m2 системи за слънчеви топлинни мощности (Tschopp, 2020). Това е показателно, че многомащабни амбициозни проекти вече не са куриози, а това са новите стандарти, които водещите в сферата държави започват да налагат на останалия свят.

Цитирани източници

Absolicon. (2020). T 160 Solar Collector. Извлечено от https://www.absolicon.com/wp-content/uploads/2021/06/05_T160-Solar-Collector_Datasheet.pdf

Apricus. (2005). Извлечено от Energy Matters: https://www.energymatters.com.au/images/apricus/Brochure.pdf

Bengt Perers, e. a. (2017). A CSP plant combined with biomass CHP using ORC-technology in Bronderslev Denmark. Proceedings of the 11th ISES Eurosun 2016 Conference — 2017 (стр. 871-877). International Solar Energy Society.

Carlo Winterscheid, J.-O. D. (2017). Integration of solar thermal systems in existing district heating. Energy, vol 137, p. 579-585.

721. Carpaneto, P. M. (2015). Optimal integration of solar energy in a district heating network. Renewable energy, Volume 75, Pages 714-721.

EU Comission. (2021). MONTHLY IRRADIATION DATA. Извлечено от PVGIS: https://re.jrc.ec.europa.eu/pvg_tools/en/#MR

Green One Tec. (2018). Извлечено от Green One Tec: https://www.greenonetec.com/wp-content/uploads/2019/03/3003_en_PDB_2018-12.pdf

Jan Erik Nielsen, P. A. (2016). Renewable district heating and cooling technologies with and without seasonal storage. От Renewable heating and cooling (стр. 197-220).

Janiszewski, M. (2019). Techno-economic aspects of seasonal underground storage of solar thermal energy in hard crystalline rocks. Aalto univesity publication series, Doctoral Dissertations.

Jesse Dean, e. a. (2016). High performance flat plate solar thermal collector evaluation. NREL.

Parthiv Kurup, C. S. (2015). Parabolic trough collector cost. Update for the system advisor model (SAM). National Renewable Energy Laboratory.

Pauschinger, T. (2016). Solar thermal energy for district heating. От Advanced District Heating and Cooling (DHC) Systems (стр. Pages 99-120). Woodhead Publishing Series in Energy.

Perers, B., Furbo, S., & Dragsted, J. (2013). Thermal performance of concentrating tracking solar collectors. DTU Civil Engineering Report R-292.

Solar Distric Heating. (2021). Извлечено от https://www.solar-district-heating.eu/en/plant-database/

Solar Keymark Network. (2019). Solar Heat Europe/ESTIF. Извлечено от ScenoCalc tool: http://www.estif.org/solarkeymarknew/component/content/article/13-public-area/163-scenocalc

Tschopp, D. (2020). Large-scale solar thermal systems in leading countries: A review and comparative study of Denmark, China, Germany and Austria. Applied Energy, Volume 270, 15 July 2020, 114997. doi:https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2020.114997

Winterscheid, C. (2017). Integration of solar thermal systems in existing district heating systems. Energy, Volume 137, 15 October 2017, Pages 579-585.

Zhiyong Tian, B. P. (2017). Annual measured and simulated thermal performance analysis of a hybrid solar district heating plant with flat plate collectors and parabolic trough collectors in series. Applied Energy, Volume205, Pages 417-427.

Zukowski, M. (2017). Energy efficiency of a solar domestic hot water system. E3S Web Conf. Volume 22, 00209.

КЕВР. (25 09 2020 r.). Комисия за енергийно и водно регулиране. Извлечено от Решение №И8-Л-032 за продължаване срока на лицензия: https://www.dker.bg/uploads/reshenia/2020/res_i8_l_032_20.pdf

Министерски съвет. (2020). Интегриран план в областта на енергетиката и климата на Република България 2021 – 2030 г. Извлечено от https://www.strategy.bg/StrategicDocuments/View.aspx?lang=bg-BG&Id=1301

Министерство на Енергетиката. (2021). Извлечено от Бюлетин за състоянието и развитието на енергетиката: https://www.me.government.bg/

Столичен общински съвет. (09 07 2020 r.). Актуализиран Бизнес План на „Топлофикация София“ ЕАД . Извлечено от Приложение към решение №304: https://council.sofia.bg/