Drake Landing Solar Community (lyhyemmin DLSC) on vuonna 2007 valmistunut aurinkolämpöyhteisö Kanadan Okotoksissa. Sijainti kartalla on esitetty kuvassa 15.
Drake Landing Solar Community -projektin tavoitteena oli osoittaa tämänlaisen järjestelmän soveltuvuus keräämään aurinkoenergiaa kesällä ja purkamaan kausivarastoon säilöttyä lämpöenergiaa tilalämmitykseen talvikaudella [15].
Kuva 15. DLSC:n sijainti kartalla [20].
Yhteisessä aurinkolämpöjärjestelmässä on 798 aurinkokeräintä, jotka on asennettu autotallien katoille. Järjestelmä lämmittää yhteensä 52 omakotitaloa, jotka on rakennettu kanadalaisen R-2000-standardin mukaan. R-2000-standardi asettaa tiukempia vaatimuksia esimerkiksi energiatehokkuuteen ja vedenkulutukseen. DLSC on palkittu vuonna 2011 kestävän kehityksen “World Energy Globe Award” -palkinnolla. [17.]
Kuva 16. Auringon säteilymäärät maailmanlaajuisesti. DLSC:n sijainti on ympyröitynä kuvassa [1].
DLSC sijaitsee kartalla noin Pohjois-Saksan tasolla pystysuunnassa. Kuvasta 16 voidaan kuitenkin havaita, että alueella on tarjolla runsaasti auringon säteilyä jopa 1 200–1 500 kWh/m2 vuositasolla vaakatasolle. Lukema on melko korkea kun sitä verrataan Etelä-Suomen 900–1 050 kWh/m2 vastaavaan säteilymäärään vuositasolla.
5.1 Järjestelmä
Tyypillisenä kesäpäivänä aurinkokeräimien teho on 1,5 MW, ja kesällä lämpö ohjataan kausivarastoon lämmitystarpeen ollessa vähäistä. Lämmityskaudella aurinkokeräimet ja kausivarasto lämmittävät yhteistä kaukolämpöpiiriä. Energiakeskuksessa sijaitsevat vesivaraajat toimivat lyhytaikaisena energiavarastona, jota kutsutaan termillä STTS eli short term thermal storage. Kausitasolla energiaa varastoidaan BTES-tekniikalla toimivaan kausivarastoon. [17.]
Järjestelmä pystyy tuottamaan yli 90 % alueen omakotitalojen tilalämmitysenergian tarpeesta. Lämmityskaudella loput lämmitykseen tarvittavasta lämpöenergiasta
tuotetaan hyvän hyötysuhteen maakaasupolttimella, kun varastoidun nesteen lämpötila ei ole riittävä. [17.]
Kuva 17. Pelkistetty kaaviokuva Drake Landingin aurinkolämpöjärjestelmästä [15].
Kuvassa 17 on esitetty pelkistetty kaaviokuva, josta ilmenee järjestelmän tärkeimmät osat. Lämmityskaudella tilalämmityksen pyynnin ollessa päällä kaukolämpöverkoston neste ajetaan kuvan 18 mukaisesti toisen lämmönvaihtimen HX-2 läpi. Tarkempi kuva kaaviosta 18 on liitteessä 1. Mikäli STTS ei kykene tuottamaan tarvittavaa lämpömäärää, lämpöä puretaan lisäksi BTES kausivarastosta. Jos lämmityksen tarve on edelleen suurempi kuin STTS ja BTES pystyvät toimittamaan, kaukolämpöverkoston nestettä lämmitetään maakaasupolttimella B1 tai B2. Vastaavasti kausivarastoa ladataan, kun lyhytaikaisessa varastossa STTS on enemmän lämpöä kuin tilalämmityksellä on tarvetta. Lämmintä nestettä ajetaan lyhytaikaisen lämpövaraston vesivaraajilta HX-1 kautta kausivarastoon, jolloin kausivarastoon latautuu lämpöä myöhempää käyttöä varten. [18.]
Kuva 18. DLSC:n järjestelmäkaavio [18].
Tyypillisenä vuonna esimerkiksi 2016–2017, aurinkokeräimillä saatiin suoraan auringosta käyttöön 48 % tuotetusta energiasta, epäsuoraa aurinkoenergiaa otettiin kausivarastosta 45 % ja maakaasupolttimella tuotettiin loput 7 % [18].
Vuosien aikana järjestelmän taajuusmuuttajilla varustettujen pumppujen ohjausta ja toimintaa on paranneltu pumppujen energiankulutuksen laskemiseksi. Glykolipiirin lämpötilaeroa nostamalla on pystytty laskemaan nesteen virtausta ja pumpun pyörimisnopeutta. [18.]
Kuva 19. Kuvaaja virtauksesta ja pumppujen käyntiajasta [18].
Kuvasta 19 voidaan selkeästi havaita, että pumppujen käyntiaika korkealla virtaamalla on selvästi laskenut vuosien aikana. Tehdyillä toimenpiteillä on kyetty laskemaan pumppujen ensimmäisen toimintavuoden noin 42,5 MWh:n vuotuista sähkönkulutusta 50 prosentilla nykyiseen noin 21,7 MWh. Energiakeskuksen katolle on jälkikäteen asennettu aurinkosähköjärjestelmä, jolla voidaan tuottaa lähes kaikki pumppujen tarvitsema sähköenergia. [18.]
Suunnitteluvaiheen aikana DLSC-järjestelmästä tehtiin tarkka malli ja sen toimintaa simuloitiin TRNSYS -ohjelmistolla. Järjestelmän simulointia varten asuintalojen lämmityskuormat arvioitiin ESP-r -ohjelmiston simuloinneilla ja syötettiin TRNSYS-malliin. Järjestelmän simuloinnissa hyödynnettiin myös Kanadassa säästä saatavilla olevaa dataa 50 vuoden ajalta. [15.]
Simuloinneilla on saatu arviot järjestelmän lämpötiloista ja virtaamista. Simulointien aikana järjestelmää ja sen komponentteja optimoitiin esimerkiksi muuttamalla kausivaraston porakaivojen syvyyttä, aurinkokeräimien lukumäärää ja lyhyt aikaisen energiavaraston kokoa. Optimoinnilla pyrittiin löytämään taloudellisesti kannattavin vaihtoehto. [15.]
Yksi DLSC-projektin tavoitteista aikanaan oli nimenomaan kalibroida ja parantaa simulointien tarkkuutta vertailemalla simuloituja tuloksia ja todellisia mitattuja arvoja.
on rakennettu kustannus- ja energiatehokkaiksi. Tilastoista käy ilmi, että 10 vuoden mittaushistorian aikana asuintalojen keskimääräinen vuosittainen lämmitysenergian kulutus on ollut yhteensä noin 658 000 kWh, noin 12 650 kWh asuintaloa kohden. [17.]
Kuvassa 20 esitetty muutama esimerkki alueen pientaloista ulkoapäin.
Kuva 20. Muutama esittelyasunto vuodelta 2006 [19].
R-2000-standardin mukaisesti rakennetut pientalot ovat energiatehokkaampia kuin tavalliset vastaavat pientalot Kanadassa. Alueen pientalojen rakenteita on parannettu R-2000-standardin mukaisesti muun muassa:
• käyttämällä paksumpia eristekerroksia
• madaltamalla ilmanvuotolukua
• parantamalla ikkunalasien teknisiä arvoja.
LVI-tekniikan osalta vesikalusteiksi ja kodinkoneiksi on valittu vettä säästäviä malleja.
Ilmanvaihtokoneissa on lämmöntalteenotto ja EC-puhaltimet. Ilmanvaihtokanavistot on suunniteltu riittävän suuriksi, jotta liikkuvan ilman nopeus pysyy hitaana. Alueella olevan vähäisen jäähdytystarpeen takia rakennuksia ei rakennusvaiheessa varustettu jäähdytyksellä, mutta moni asukas on jälkikäteen lisännyt kotiinsa jäähdytyksen.
Rakentamisessa on vaalittu kestävän kehityksen periaatteita. Käytetyt puumateriaalit on hankittu sertifioidulta kestävän kehityksen toimijalta. Rakentamisessa on pyritty hyödyntämään myös mahdollisimman paljon lähialueella tuotettuja ja kierrätettyjä materiaaleja. [17.]
5.3 Aurinkokeräimet
Drake Landingissä on käytössä yhteensä 798 nestekiertoista tasokeräintä, jotka sijaitsevat autotallien katoilla. Keräimet on suunnattu etelään 45 asteen kulmassa, ja niiden bruttopinta-ala on noin 2 293 m2 . Valitulla 45 asteen kallistuskulmalla on haluttu saavuttaa paras ympärivuotinen tuotto. Aurinkokeräimet on toimittanut Enerworks, ja ne ovat kuvan 21 mukaisia. [18.]
Ensimmäisen 10 vuoden toiminnan aikana vain 2 aurinkokeräintä on jouduttu vaihtamaan. Keräinten hyötysuhde on 10 vuoden aikana pysynyt melko tasaisesti hieman yli 30 prosentissa. Hyötysuhde on laskettu keräimen bruttopinta-alasta. Drake Landingissa esimerkiksi vuoden 2010–2011 tiedoilla aurinkokeräimillä on saatu kerättyä noin 540 kWh/m2 energiaa vuositasolla. [18.]
Kuva 21. Aurinkokeräimien rakenne [19].
Aurinkokeräimet on katoilla sijoitettu harjakaton eteläisen lappeen puolelle eikä lähistöllä ole mitään merkittäviä varjostavia tekijöitä. Tällä keräimien sijoittelulla pystytään tehokkaasti estämään pohjoisesta tulevan kylmän tuulen viilentävä vaikutus aurinkokeräimiin, joka nostaa lämpöhäviöitä. [2.] Aurinkokeräimien sijoittelu esitetty kuvassa 22.
Kuva 22. Ilmakuva DLSC:n asuinalueesta ja aurinkokeräimien sijoittelusta [19].
Keräinpiirissä kiertää pakkasen kestävä 50 %:n glykoli-liuos, jolla kerätty lämpöenergia pumpataan kaukolämpöverkoston kautta energiakeskukseeen. Lämmennyt liuos ajetaan lämmönvaihtimen läpi ja lämpöenergia siirretään tarpeen mukaan lyhyt- tai pitkäaikaiseen lämpövarastoon. [19.]
5.4 Kaukolämpöverkosto
Lämmönjakelu taloihin tapahtuu kaukolämpöverkoston kautta. Kaikki alueen 52 taloa on kytketty kaukolämpöverkostoon. Verkosto muodostuu neljästä rinnakkaisesta piiristä eli jokaiselle talojen muodostamalle riville tulee oma haara [19]. Kaukolämpöverkoston putkitus on havainnollistettu kuvassa 23.
Kuva 23. Drake Landing Solar Communityn kaukolämpöverkosto [19].
Automaatiojärjestelmä säätää verkostossa nesteen lämpötilaa ulkolämpötilan ja lämmitysenergian kulutuksen mukaan. Ulkoilman ollessa –2,5 °C verkoston menovesi
5.5 Energiavarastot
Drake Landingin aurinkoyhteisössä energiaa varastoidaan kolmella tavalla. Käyttöveden osalta lyhytaikaista varastointia tehdään vuorokausitasolla jokaisessa talossa sijaitsevan oman käyttövettä lämmittävän keräinpiirin vesisäiliöön. Tilalämmitykseen tarvittavaa energiaa varastoidaan lyhytaikaisesti energiakeskuksessa sijaitseviin vesisäiliöihin ja kausitasolla energiaa varastoidaan porakaivokenttään
5.5.1 Käyttöveden lämmitys
Jokaisen omakotitalon katolle on asennettu asuintalojen yhteisen tilalämmitykseen tarkoitetun aurinkolämpöpiirin lisäksi itsenäiset talokohtaiset aurinkokeräinpiirit, jotka on suunniteltu Built Green Alberta -ohjelman mukaisesti kattamaan yli 50 % käyttöveden lämmittämiseen tarvittavasta energiasta. [19.] Suomessa aurinkoenergialla käyttövettä lämmittäessä yleensä tyydytään hieman vähempään ja aurinkoenergialla pyritään kattamaan noin puolet käyttöveden lämmittämiseen tarvittavasta energiasta [2.]
Käyttöveden lämmitysjärjestelmään kuuluu kaksi aurinkokeräintä, lämminvesivaraaja ja muut toiminnalle välttämättömät laitteet kuten pumppu. Lämpimän käyttöveden saanti myös silloin, kun aurinkoenergiaa ei ole tarpeeksi saatavilla, on varmistettu hyvän hyötysuhteen kaasupolttimella. Järjestelmä varastoi aurinkoenergiaa vesivaraajaan vuorokausitasolla, joten aurinkoenergialla lämmitettyä vettä on saatavilla myös pilvisinä
päivinä ja yöaikaan. Kuvassa 24 on esitetty käyttöveden lämmitykseen käytettävä aurinkolämpöjärjestelmä.
Kuva 24. Käyttöveden lämmittämiseen käytettävä järjestelmä [19].
Käytetty laitteisto pystyy kattamaan jopa 60 % käyttöveden lämmittämiseen tarvittavasta energiasta aurinkoenergialla. Aurinkolämpökeräimien, vettä säästävien kodinkoneiden ja vesikalusteiden sekä hyvän hyötysuhteen maakaasupolttimen avulla alueen asuintalot kuluttavat jopa 65–70 % vähemmän maakaasua käyttöveden lämmittämiseen kuin tavalliset uudet pientalot. [19.]
5.5.2 Lyhytaikainen energiavarasto
Energiakeskuksessa sijaitsevat kaksi yhteensä 240 m3:n säiliötä muodostavat kerätylle aurinkoenergialle lyhytaikaisen varaston. Se yhdistää lämmönkeruupiirin, lämmönjakelun ja kausivaraston sekä toimii puskurina niiden välillä.
Kuva 25. Lyhytaikaikaisen energiavaraston toimintakaavio [19].
Aurinkokeräimiltä tulevalla kuumalla liuoksella lämmitetään lyhytaikaisen energiavaraston vettä. Lämmennyt vesi ohjataan ensimmäiseen säiliöistä, jonka kautta vesi kulkee toiseen säiliöön. Menetelmällä lämpötilat saadaan kerrostumaan säiliöiden välillä, ja kuumaa vettä on aina saatavilla tilalämmitykseen ja aurinkokeräimille palaava vesi on mahdollisimman viileätä. [18.] Lämpötilojen kerrostuminen ja lämpötilatasot järjestelmässä on havainnollistettu kuvassa 25.
Lyhytaikainen energiavarasto on kriittinen osa järjestelmän toiminnan kannalta. STTS pystyy vastaanottamaan ja luovuttamaan energiaa huomattavasti nopeammin kuin BTES [15].
Kesällä kovimman auringonpaisteen aikana, kun BTES-järjestelmä ei kykene ottamaan kerättyä lämpöenergiaa vastaan riittävän nopeasti, järjestelmä osaa ohjata lämpöenergian tilapäisesti lyhytaikaiseen varastoon. Näin kerättyä lämpöä voidaan siirtää kausivarastoon seuraavan yön aikana. [15.]
5.5.3 Kausienergiavarasto, BTES
Drake Landingin aurinkoyhteisön pidemmän aikavälin energiavarastona toimii maan alla oleva yhteensä 144 porakaivon verkosto. Porakaivot ovat 35 metriä syviä, ja ne muodostavat 24 rinnakkaista piiriä.
BTES-järjestelmän ja aurinkokeräimien avulla pystytään lämmityskaudella kattamaan yli 90 % kaukolämpöverkostoon tarvittavasta lämpöenergiasta. On syytä kuitenkin huomata, että toiminnan alussa ensimmäisen kolmen vuoden aikana aurinkoenergian osuus oli matalampi vain 55–80 %. Kuvassa 26 näkyy kausivaraston tietoja ensimmäisten 10 vuoden tarkastelujakson ajalta. Silmiin pistää vuosi 2015–2016, jolloin järjestelmällä pystyttiin tuottamaan 100 % tarvittavasta lämpöenergiasta. Tätä poikkeamaa selittää poikkeuksellisen lauha talvi, jolloin tilalämmityksen tarve oli normaalia vähäisempää. [16.]
Kuvassa 26 on esitetty kerätty aurinkoenergia ja kausienergiavarastosta otettu energia ensimmäisten kymmenen vuoden ajalta, kun järjestelmä on ollut toiminnassa.
Ensimmäisenä vuotena 2007–2008 energiavarastoon ladattiin 2 610 GJ eli 725 MWh:n edestä energiaa ja siitä määrästä vain 152 GJ eli noin 42,2 MWh voitiin hyödyntää lämmityksessä. Osuus vastaa vain noin kuutta prosenttia. BTES-järjestelmän hyötysuhde on noussut ensimmäisen toimintavuoden kuudesta prosentista 10 vuoden jälkeen 54 prosenttiin. Hyötysuhteen laskennassa ei ole huomioitu varastoidun energian vuosimuutosta. [18, Tab.2.]
Kuva 26. Kausienergiavarastoon liittyvää mittausdataa ensimmäisen 10 vuoden toiminnan ajalta [18].
Tilastosta käy selvästi ilmi, että näin suuren energiavaraston lämmittämiseen kuluu pitkä aika ja kausivaraston hyötysuhteessa voi olla vuositasolla hieman eroja. Kuvan 26 ja BTES-tiedoilla voidaan laskea, että esimerkiksi 2010–2011 välisenä aikana kausivarastosta on saatu energiaa yhtä porakaivokentän metriä kohden hieman yli 67 kWh/m.
Kuva 27. Havainnekuva BTES-kentästä ja veden lämpötilajakaumasta [19].
Porakaivokentän porakaivot on kytketty tähden muotoon, jonka muodostaa 24 rinnakkaista piiriä. Nämä piirit muodostuvat ketjuista, jotka koostuvat kuudesta sarjaan kytketystä porakaivosta. Porakaivokentän kytkennät on esitetty kuvassa 27. Neste syötetään porakaivokentän keskelle, ja se virtaa reunoja kohti, kun varastoon ladataan energiaa. Vastaavasti kun energiavarastosta otetaan energiaa, tilanne on päinvastainen.
Haaleaa nestettä pumpataan porakaivokentän reunoille, jolloin neste virtaa keskelle ja lämpenee. Näin menettelemällä kuumin lämpötilaltaan noin 80 astetta oleva neste on aina keskellä. Lämmennyt neste ajetaan lyhytaikaisen energiavaraston vesisäiliöön, josta se ohjataan kaukolämpöverkkoon. [19.]
Nykyiset BTES-kentät ovat toiminnaltaan hieman erilaisia. Ne on kytketty sisäkkäisiin kehiin, jotka on kytketty vielä rinnakkain. Tällöin kuumaa nestettä voidaan ajaa kentän keskelle ja haaleampaa nestettä suoraan kentän ulkoreunalle. Näin vältetään tilanne, jolloin aurinkokeräimiltä tulevaa nestettä ei voida ajaa kausivarastoon, kun
Auringon säteilyenergiaa on pohjoisessa vähemmän tarjolla kuin esimerkiksi päiväntasaajan alueella ja säteilymäärä kohdistuu vahvemmin kesäkaudelle. Ilmatieteen laitos on mitannut säteilymäärää vaakatasolle Helsingissä ja Sodankylässä. Testivuoden mittauksissa vuotuinen säitelymäärä vaakatasolle oli Helsingissä 980 kWh/m2 ja Sodankylässä 790 kWh/m2. Säteilyn määrää voidaan kasvattaa jopa 20–30 prosenttia asettamalla keräimet 45 asteen kulmaan.
Aurinkoenergiaa on Suomessa tarjolla silloin, kun sille on vähiten tarvetta eli kesäkaudella. Aurinkoenergiaa voidaan varastoida vuorokausi- ja kausitasolla tasoittamaan tilannetta. Vuorokausitasolla lämpöenergiaa varastoidaan yleensä lämminvesivaraajaan, mutta kausitasolla lämpöenergian varastointiin on useita vaihtoehtoja, ja näistä yleisimpiä ovat porakaivot ja porakaivokentät.
Drake Landing Solar Community on Kanadassa sijaitseva vuonna 2007 rakennettu aurinkolämpöyhteisö, joka koostuu 52 omakotitalosta, energiakeskuksesta ja yhteisestä kaukolämpöverkosta sekä porakaivokentästä. Alueella auringon säteilyä on tarjolla runsaammin kuin Suomessa, mikä on havaittavissa kuvista 1 ja 16.
Tyypillisenä vuonna kuten 2016–2017 Drake Landingissa vuotuisesta lämmitystarpeesta on pystytty kattamaan 48 prosenttia suoralla aurinkoenergialla ja 45 prosenttia on pystytty kattamaan kausivarastosta otetulla energialla. Jäljelle jäävä 7 prosentin osuus on katettu maakaasulla. Näin ollen järjestelmä on toistuvasti kykeneväinen tuottamaan alueen lämmitystarpeesta yli 90 prosenttia vuositasolla.
Alueen yhteistä BTES-järjestelmää ja kaukolämpöverkkoa ei hydynnetä käyttöveden lämmitemisessä, vaan jokaisessa talossa on oma itsenäinen aurinkolämpöjärjestelmä tähän tarkoitukseen. Näin menettelemällä kaukolämpöverkko toimii alhaisissa lämpötilatasoissa, ja verkostomn lämpöhäviöt ovat pienempiä. Mitoituslämpötila kaukolämpöverkossa on –40 °C:n pakkasella vain +55 °C.
<https://www.motiva.fi/ratkaisut/uusiutuva_energia/aurinkolampo/aurinkolampojar jestelmat>. Luettu 28.8.2020.
5 Seppänen Olli. 1995. Rakennusten lämmitys. Helsinki: Suomen LVI-yhdistysten liitto ry.
6 Aurinkolämpöjärjestelmät. 2019. RT 103077. Rakennustieto Oy.
7 Thermal solar systems and components. Solar collectors. Part 1: General re-quirements. 2010. SFS-EN 12975-1+A1. Helsinki. Suomen Standardisoimisliitto SFS.
8 Concentrated Solar Power SkyFuel Completes Efficiency Testing of the Sky-Trough DSP Collector. 2014. Verkkoaineisto. HelioSCSP.
<http://helioscsp.com/concentrated-solar-power-skyfuel-completes-efficiency-testing-of-the-skytrough-dsp-collector/>. Luettu 21.7.2020.
9 Lämpöenergian kausivarastointi. 2020. RT 103137. Rakennustieto Oy.
10 Kallesøe, A.J. & Vangkilde-Pedersen. 2019. Underground Thermal Energy Stor-age (UTES) – state-of-the-art, example cases and lessons learned. Verkkoa-ineisto. HEATSTORE project report, GEOTHERMICA – ERA NET Cofund Geo-thermal.
<https://www.heatstore.eu/docu- ments/HEATSTORE_UTES%20State%20of%20the%20Art_WP1_D1.1_Fi-nal_2019.04.26.pdf> Luettu 25.9.2020.
11 Vojens district heating. 2020. Verkkoaineisto. Solar Heat Europe.
<http://solarheateurope.eu/2020/05/19/vojens-district-heating/> Luettu 25.9.2020.
12 Vantaan Energia rakentaa geotermisen energialaitoksen. 2020. Verkkoaineisto.
Vantaan Energia. <https://www.vantaanenergia.fi/vantaan-energia-rakentaa-geotermisen-maalampolaitoksen/>. Luettu 25.9.2020.
13 Ainutlaatuinen pohjavesihanke Askonalueella. 2018. Verkkoaineisto. Renor Oy.
<https://www.renor.fi/uutiset/2018/ainutlaatuinen-pohjavesihanke-askonalueella.html>. Luettu 18.9.2020.
14 Sibbitt B, Onno T, McClenahan D, Thornton J, Brunger A, Kokko J, Wong B.
2007. Early Performance Data: March - April 2007. Verkkoaineisto. Drake Land-ing Solar Community.
<https://www.dlsc.ca/re-ports/bjul15/EPD_March_April_2007.pdf>. Luettu 27.5.2020
15 Sibbitt Bruce, McClenahan Doug, Djebbar Reda, Thornton Jeff, Wong Bill, Carri-ere Jarrett ja Kokko John. 2011. Drake Landing Solar Community. Measured and simulated performance of a high solar fraction district heating system with sea-sonal storage. Verkkoaineisto. Drake Landing Solar Community.
<https://www.dlsc.ca/reports/bjul15/ISES_SWC_2011_final.pdf>. Luettu 12.6.2020.
16 Sibbitt Bruce, McClenahan Doug, Djebbar Reda, Thornton Jeff, Wong Bill, Carri-ere Jarrett ja Kokko John. 2012. The performance of a high solar fraction sea-sonal storage district heating system - Five years of operation. Verkkoaineisto.
Drake Landing Solar Community. <https://www.dlsc.ca/re-ports/bjul15/DLSC_SHC_2012_final.pdf>. Luettu 12.6.2020.
17 Sibbitt Bruce, McClenahan Doug, Djebbar Reda, Paget Keith. 2015. Ground-breaking solar case study. Verkkoaineisto. Drake Landing Solar Community.
<https://www.dlsc.ca/reports/JUL2015/Goundbreaking_Solar_Case_Study.pdf>.
Luettu 18.8.2020.
18 Mesquita Lucio, McClenahan Doug, Thornton Jeff, Wong Bill, Carriere Jarrett.
2017. Landing Solar Community: 10 years of operation. Verkkoaineisto. Drake Landing Solar Community. <https://www.dlsc.ca/reports/swc2017-0033-Mes-quita.pdf>. Luettu 18.8.2020.
19 Drake Landing Solar Community. 2017. Verkkoaineisto. Drake Landing Solar Community. <https://www.dlsc.ca/>. Luettu 16.10.2020
20 Google Maps. 2020. Verkkoaineisto. <https://www.google.com/maps>. Luettu:
9.10.2020.
21 Hukkalämmön hyödyntäminen -seminaari. 2020. Verkkoaineisto. Turku AMK.
27.8.2020.
<https://turkuamk.zoom.us/rec/play/UWFN7ofMgW8MFDKaPhjzSuVg7ZI_JEeO mEK9AlTEfbeUz_k4A5B5tkfAlmUsjAVzPJhRLUUev9hrOkv9.Z1EX_A1nzv9XqU WB?startTime=1598508036000>. Luettu 21.9.2020.