Aleksi Hellstén
Aurinkolämpöyhteisö
Drake Landing Solar Community
Metropolia Ammattikorkeakoulu Insinööri (AMK)
Tutkinto-ohjelman nimi Insinöörityö
3.12.2020
Tekijä Otsikko Sivumäärä Aika
Aleksi Hellstén Aurinkolämpöyhteisö
Drake Landing Solar Community 38 sivua + 1 liite
3.12.2020
Tutkinto insinööri (AMK)
Tutkinto-ohjelma talotekniikka Ammatillinen pääaine LVI-suunnittelu
Ohjaaja lehtori Seppo Innanen
Työn lähtökohtana oli tutkia Kanadan Okotoksissa sijaitsevaa Drake Landing Solar Community -nimistä aurinkolämpöyhteisöä ja muutamia erilaisia tapoja varastoida lämpöenergiaa kausitasolla. Tavoitteena oli tuottaa selkeä, ymmärrettävä raportti ja luoda lukijalle selkeä käsitys aiheesta sekä edistää kirjoittajan omaa osaamista.
Asetetut tavoitteet on saavutettu perehtymällä alan kirjallisuuteen, verkkomateriaaleihin ja webinaareihin sekä ajankohtaisiin asioihin esimerkiksi uutisissa ja muissa medioissa. Drake Landing Solar Communityn osalta tutkimuksessa on käytetty ainoastaan verkosta löytyvää materiaalia, jota oli helposti saatavilla heidän kotisivuillaan.
Lopputuloksena syntyi tämä insinöörityö, johon on koostettu olennainen tieto Drake Landing Solar Communityn materiaaleista aurinkolämmityksen ja energian kausivarastoinnin osalta.
Työssä avataan etenkin aurinkolämmitys- ja BTES-järjestelmän toimintaa. Energian kausivarastointi on Suomessa vielä melko harvinaista eikä energiayhteisöjäkään juuri ole, joten tämä tutkimus tarjoaa mahdollisuuden tutustua eräseen maailmalta löytyvään kohteeseen.
Drake Landingissä aurinkoenergia kattaa yli 90 % vuosittaisesta lämmitysenergian
tarpeesta. Drake Landing sijaitsee kartalla noin Berliinin korkeudella, ja alueella on tarjolla runsaammin auringonsäteilyä kuin Helsingissä. Näistä syistä johtuen vastaavanlaisella järjestelmällä Suomessa ei päästä yhtä hyviin tuottoihin. Drake Landingin projektiin osallistuneiden mukaan järjestelmä on edelleen liian pieni, jotta voisi olla taloudellisesti kannattavaa kilpailla maakaasun edullisen hinnan kanssa. Suomessa kaukolämmön verrattain korkea hinta kuitenkin tukee tämänkaltaisien järjestelmien rakentamista Suomeen.
Avainsanat aurinkolämpö, Drake Landing Solar Community, energian va- rastointi
Instructor Seppo Innanen, Senior Lecturer
The purpose of the project was to study the Drake Landing Solar Community located in Okotoks, Canada and few other examples of seasonal thermal energy storages elsewhere on general level. The goal was to produce an explicit and sensible report about the matter in Finnish.
The goal was achieved by studying literature, webinars and current topics in the field of building services engineering. Only material that was found online was used to study the Drake Landing Solar Community.
The information was used to create an information package with essential knowledge about the solar heating at the Drake Landing Solar Community and about its borehole thermal energy storage as seasonal thermal storage system. In addition its operation was discussed.
The solar heating system and seasonal thermal storage in Drake Landing Solar Commu- nity can produce more than 90% of the space heating demand in the area. The thesis con- cluded that as the location of the Drake Landing Solar Community quite far south from Fin- land, it is unlikely to achieve such good results in Finland. However, the energy is more ex- pensive in Finland which could make such a system financially feasible in Finland.
Keywords solar heating, Drake Landing Solar Community, energy stor- age
Sisällys
Lyhenteet
1 Johdanto 1
2 Aurinkoenergia 1
2.1 Auringon säteily 1
2.2 Auringon säteilyenergian määrä Suomessa 2
3 Aurinkolämmön hyödyntäminen 3
3.1 Aurinkoenergian passiivinen hyödyntäminen 3
3.2 Aurinkoenergian aktiivinen hyödyntäminen 4
3.3 Aurinkokeräimet 6
3.3.1 Aurinkokeräimien sijoitus ja suuntaus 6
3.3.2 Tasokeräin 7
3.3.3 Heat pipe -tyhjiöputkikeräin 8
3.3.4 U-putkellinen tyhjiöputkikeräin 10
3.3.5 Keskittävä aurinkokeräin 10
4 Aurinkoenergian varastointi 11
4.1 Lyhytaikainen varastointi 12
4.2 Kausivarastointi 13
4.2.1 Lämmön varastointi porakaivoon tai porakaivokenttään 14
4.2.2 Lämmön varastointi pohjavesivarastoon 17
4.2.3 Lämmönvarastointi kaivantovarastoon 18
5 Drake Landing Solar Community 20
5.1 Järjestelmä 21
5.2 Alueen pientalot 25
5.3 Aurinkokeräimet 26
5.4 Kaukolämpöverkosto 28
5.5 Energiavarastot 29
5.5.1 Käyttöveden lämmitys 29
Lyhenteet
ATES Aquifer Thermal Energy Storage. Pohjavesivarasto, jossa lämpöenergiaa varastoidaan pohjaveteen.
BTES Bore Hole Energy Storage. Porakaivo tai porakaivokenttä, jota käytetään lämpöenergian varastoimiseksi maaperään.
DLSC Drake Landing Solar Community. Kanadassa sijaitsevan aurinkolämpöyhteisön lyhenne.
PTES Pit Thermal Energy Storage. Kaivantovarasto, johon voidaan varastoida lämpöenergiaa.
TRNSYS Aurinkolämpöjärjestelmien simulointiin käytettävä ohjelmisto.
STTS Short Term Thermal Storage. Lyhytaikainen energiavarasto. Työssä Drake Landingin osuudessa tällä lyhenteellä viitataan kohteella käytössä oleviin vesisäiliöihin.
Aurinkolämpöä on hyödynnetty jo useita kymmeniä vuosia ja tässä ajassa tekniikka on kehittynyt eteenpäin. Tässä työssä perehdytään aurinkolämmitykseen ja energian kausivarastointiin. Työssä tutkitaan Drake Landing Solar Community -nimistä aurinkoyhteisöä Kanadassa, jossa kerätään aurinkoenergiaa ja varastoidaan sitä myöhempää käyttöä varten porakaivokenttään. Yhteisöön kuuluvien talojen lämmitystarpeesta yli 90 prosenttia tuotetaan aurinkoenergialla. Tutkimus perustuu Drake Landingin osalta verkossa saatavilla olevaan materiaaliin. Työssä esitellään myös muutamia esimerkkejä energianvarastoinnista kausitasolla Euroopassa.
Työn tavoitteena on, että lukijalle muodostuu selkeä yleiskuva aurinkolämmöstä ja sen potentiaalista sekä hyvä ymmärrys Drake Landing -aurinkolämpöjärjestelmän toiminnasta. Jatkossa materiaalit on tämän työn muodossa tarjolla tiivistetymmässä muodossa myös suomen kielellä. Kirjoittajan oman osaamisen kehittäminen oli luonnollisesti myös yksi tavoitteista.
2 Aurinkoenergia
2.1 Auringon säteily
Aurinko on maata lähimpänä sijaitseva tähti, joka tuottaa energiaa vetyfuusiolla.
Auringon ydin on miljoonien asteiden lämpöinen ja sen pinnan lämpötila on noin 5 500
°C. Auringon säteilyenergiaa saapuu maahan noin 150 000 000 kilometrin päästä, ja sen säteilyteho on ennen ilmakehän vaikutusta aurinkovakion verran 1 368 W/m2.
Maan ilmakehällä on merkittävä vaikutus maahan asti saapuvan säteilyn määrään jo pelkästään ilman pilviäkin, jotka heikentävät säteilyn määrää entuudestaan. Maahan asti saapuvan säteilyn määrä on noin 1 000 W/m2. [1.]
Auringon säteily koostuu suorasta-, haja- sekä ilmakehän vastasäteilystä. Suoralla auringon säteilyllä tarkoitaan ilmakehän läpi saapuvaa auringonsäteilyä. Ilmakehän molekyyleistä, pilvistä ja maasta heijastuvaa säteilyä kutsutaan hajasäteilyksi.
Vastasäteilyä on kasvihuonevaikutuksesta aiheutuva lämmön säteily takaisin maahan.
[2.]
2.2 Auringon säteilyenergian määrä Suomessa
Ssäteilyenergian määrä päiväntasaajan alueella on huomattavasti suurempi kuin esimerkiksi Suomessa. Kuvasta 1 voidaan havaita aivan eteläisimmän Suomen säteilymäärän olevan lähes samaa tasoa Pohjois-Saksan kanssa. Suomessa auringon säteilyenergian määrä kohdistuu vahvemmin kesäkaudelle. Tästä syystä aurinkoenergian tuotanto talvikuukausien aikana on huomattavasti vähäisempää. [3.]
Kuva 1. Auringonsäteilyn määrä Euroopassa [3].
Aurinkolämpöjärjestelmä voidaan yhdistää jo olemassa oleviin vesikiertoisiin lämmitysjärjestelmiin. Suoralla sähkölämmityksellä eli sähköpattereilla lämpiävän pientalon yhteydessä aurinkolämmöllä voidaan lämmittää oikeastaan vain käyttövettä.
[2.]
Pientaloissa maalämpöpumpun ja aurinkolämpöjärjestelmän yhdistelmä on myös toimiva ratkaisu. Maalämpöpumpun keruupiirinä on yleensä vaakasuuntainen maahan upotettu putkisto tai esimerkiksi 100–200 metriä syvä porakaivo. Tällöin kesäkaudella runsaasti tarjolla olevaa auringon säteilyä voidaan kerätä aurinkokeräimillä ja ohjata se lämmittämään maaperää. Näin putkistosta tai porakaivosta saadaan kausivarasto ja sen säilömää energiaa voidaan hyödyntää myöhemmin. [2.]
3.1 Aurinkoenergian passiivinen hyödyntäminen
Auringosta saatavaa energiaa voidaan käytännössä hyödyntää kahdella eri tapaa eli passiivisesti tai aktiivisesti. Passiivinen aurinkoenergian hyödyntäminen ei välttämättä vaadi erillistä investointia, kun asia otetaan huomioon jo suunnitteluvaiheessa.
Helpoiten aurinkoenergiaa voidaan hyödyntää talon rakenteiden kautta. Ikkunoiden suuntaamisella etelän suuntaan voidaan saada huomattava säästö lämmityskuluissa.
Pientaloissa tämä käytännössä tarkoittaa, että etelään suunnattujen ikkunoiden pinta- ala tulisi olla 10 % lattian pinta-alasta. Ikkunoiden suuntausta valitessa on kuitenkin syytä muistaa, että auringosta saatava lämpö nostaa helposti huonelämpötilan epämiellyttävälle tasolle päivisin. Pitämällä esimerkiksi verhoja ikkunan edessä yöllä
voidaan huonetilan suhteellista lämmöntarvetta pienentää. Verhojen avulla voidaan myös melko tehokkaasti estää huonetilan liiallinen lämpeneminen kovimman auringon paisteen aikana. [5.]
3.2 Aurinkoenergian aktiivinen hyödyntäminen
Aurinkolämmityksessä kerättyä energiaa ei tarvitse muuttaa sähköksi vaan se pystytään hyödyntämään suoraan lämpöenergiana. Järjestelmästä saatua lämmityenergiaa voidaan hyödyntää lämmitysjärjestelmässä tilalämmitykseen ja käyttöveden lämmityksessä. Pientaloissa aurinkolämpöjärjestelmä voi olla esimerkiksi kuvan 2 mukainen käyttövettä lämmittävä ratkaisu. Teollisuudessa aurinkolämpöenergiaa on hyödynnetty esimerkiksi prosessivesien lämmittämisessä. [6.]
Kuva 2. Pientalon aurinkolämpöjärjestelmä [1].
Aurinkolämpöpiiriin kytketyt aurinkokeräimet keräävät auringon säteilyenergiaa ja lämmittävät putkistossa kiertävää pakkasen kestävää liuosta. Pumppu kierrättää liuosta aurinkokeräimien ja lämmönvaihtimen välillä. Kerätty lämpöenergia siirretään lämmityspiirissä kiertävään veteen lämmönvaihtimella. Aurinkolämpöpiirissä kiertävän nesteen lämpötila voi nousta jopa 150 asteeseen. Näin korkeat lämpötilat on syytä huomioida esimerkiksi eristemateriaaleja valitessa. [6.]
Kuva 3. Tyypillinen aurinkolämpöjärjestelmä varusteineen [6].
Järjestelmä varustetaan kuvan 3 mukaisesti huuhtelu- ja täyttöryhmällä verkoston täyttämistä, tyhjentämistä ja ilmaamista varten. Ilmanpoistin asennetaan verkoston korkeimpaan kohtaan. Takaiskuventtiilillä estetään nestettä virtaamasta väärään suuntaan. Paisunta-astialla ja varoventtiilillä estetään verkostoon syntymästä lämpölaajenemisesta aiheutuvia haitallisia liian korkeita painetasoja.
Nykypäivänä laadukkailla komponenteilla varustetut järjestelmät voivat kestää toiminnassa jopa 20–25 vuotta. Pitkää käyttöikää tavoitellessa on syytä kiinnittää huomiota ainakin seuraaviin asioihin:
• mitoitukseen kulutuksen perusteella, ylimitoituksen välttämiseen ja toistuvien pitkien seisonta-aikojen välttämiseen
• huolelliseen järjestelmän suunnitteluun ja laitteiden valintaan
• komponenttien ja asennusten laatuun
• järjestelmän tarkkailuun ja huoltamiseen koko elinkaaren aikana.
Aurinkolämpöjärjestelmä ei oikeastaan vaadi yhtään sen enempää huoltoa kuin mikään muukaan lämmitysjärjestelmä. Yleensä on kannattavampaa valita järjestelmään laadukkaat materiaalit ja komponentit kuin järjestelmän elinkaaren aikana teettää kalliita korjauksia. [1.]
3.3 Aurinkokeräimet
Aurinkokeräimiä käytetään pääasiassa lämpöenergian tuottamiseen ja aurinkopaneeleja sähkön tuottamiseen. Molemmilla keräimillä yleensä tavoitellaan ostoenergian määrän vähentämistä. SFS-EN 12975 ohjeistaa myös, että aurinkokeräimiä valmistettaessa tulisi käyttää kierrätettäviä materiaaleja ja kierrätyskelvottoman materiaalin käyttämistä tulisi välttää tai ainakin pitää sen osuus mahdollisimman vähäisenä.
Aurinkokeräimet voidaan jakaa teknisten ominaisuuksien perusteella kahteen ryhmään eli keskittäviin ja tasokeräimiin. Suomessa lähes kaikki aurinkokeräimet ovat tasokeräimiä, koska ne pystyvät hyödyntämään runsaasti tarjolla olevaa hajasäteilyä.
[7.]
3.3.1 Aurinkokeräimien sijoitus ja suuntaus
Aurinkokeräimet kannattaa luonnollisesti sijoittaa aurinkoiselle paikalle, jossa ei ole suuria varjostavia tekijöitä. Toiminnan kannalta on oleellista, että aurinko pääsee paistamaan aurinkokeräimen pinnalle koko päivän ajan. Usein paras paikka aurinkokeräimille löytyy rakennuksen katolta, mutta avoimella ja laajalle tontilla keräimet voidaan asentaa myös maahan. Kuvassa 4 on esitetty erilaisia tapoja asentaa aurinkokeräimiä pientaloon. Aurinkokeräimien ja vesivaraajan etäisyys toisistaan kannattaa kuitenkin pitää mahdollisimman lyhyenä suurten lämpöhäviöiden välttämiseksi. [2.]
Kuva 4. Erilaisia tapoja asentaa aurinkokeräimiä rakennukseen [4].
Pohjoisella pallonpuoliskolla kuten Suomessa paras suuntakulma aurinkokeräimelle on etelä. Parhaan kallistuskulman valitsemiseksi kannattaa miettiä aurinkokeräimen käyttökohdetta. Eteläisessä Suomessa parhaan vuosituoton saa hieman alle 45 asteen kulmalla ja Pohjois-Suomessa hieman tätä suuremmalla kulmalla. 45 asteen kulmalla tuottoa saadaan kuitenkin selkeästi enemmän kesällä kuin välikausilla. Mikäli tuotantohuippua halutaan siirtää enemmän välikausille, keräimien kallistuskulmaksi kannattaa valita 60 astetta.
Aurinkokeräimien suuntaus valikoituu usein talon katon mukaan, ja huonon suuntauksen aiheuttamaa menetystä voidaan paikata melko helposti kasvattamalla keräimien pinta- alaa. Talvikautta ja sen tuottoja ajatellen keräimien sijaintia kannattaa hieman miettiä.
Keräimet olisi hyvä asentaa sen verran jyrkkään kulmaan, ettei lumi jää seisomaan keräimien pinnalle. Toisaalta keräimet voidaan asentaa sellaiseen paikkaan, jossa keräimet on helppo puhdistaa ja lumet harjata pois. [2.]
3.3.2 Tasokeräin
Tasokeräimissä lämpöä kerätään nesteeseen absorption avulla. Katteen alla sijaitseva absorptioelementti lämmittää keräinpiirissä kulkevaa liuosta. Keräimissä on yleensä kapeat reunat, joten lähes koko keräimen pinta-ala voidaan hyödyntää aurinkoenergian keräämiseen. Kuvan 5 tasokeräin on asennettu katon mukaisen kulmaan ja siitä on tehty melko huomaamaton asentamalle kattoikkunan viereen. [3.]
Kuva 5. Tasokeräin asennettuna katon mukaiseen kulmaan [1].
Katemateriaalina käytetään yleensä lasia, mutta matalissa lämpötiloissa toimivan järjestelmän katteena voidaan käyttää myös muovia tai jättää kate kokonaan pois.
Katemateriaalilla on olennainen vaikutus keräimen hyötysuhteeseen, joten sen pois jättäminen laskee keräimen hyötysuhdetta merkittävästi. Useampi päällekkäinen kerros katelasia vähentää keräimen lämpöhäviöitä, mutta vähentää samalla auringon säteilyn pääsemistä absorptio elementille. Katemateriaalina tulisi käyttää lasia, joka omaa tähän tarkoitukseen hyvät tekniset arvot ja kestää kovia lämpötilaeroja välillä –30 °C ... +210°.
[3.]
3.3.3 Heat pipe -tyhjiöputkikeräin
Heat pipe -tyyppisellä keräimellä aurinko lämmittää lämpöputken sisällä olevaa helposti höyrystyvää nestettä. Tyhjiöputkikeräin toimii tasokeräimen tavoin absorption avulla ja absorboiva kalvo sijaitsee sisemmän lasin pinnalla. Tyhjiö toimii tehokkaana lämmöneristeenä, ja kylmissä olosuhteissa se estää tehokkaasti lämmön karkaamista ympäristöön ja mahdollistaa korkeamman hyötysuhteen verrattuna tasokeräimeen.
Kuva 6. Heat pipe -tyhjiöputkikeräimen rakenne [4].
Lämpöputkessa oleva neste lämpenee ja höyrystyy. Kuuma höyry nousee putken yläosaan, jossa höyryn lämpöenergiaa siirretään aurinkolämpöpiirissä kulkevaan liuokseen. Jäähtyessään höyry muuttuu takaisin nesteeksi ja valuu lämpöputken pohjalle. Näin ollen lämpöputki muodostaa oman lämmönsiirtopiirin. [4.] Heat pipe - tyyppiset tyhjiöputkikeräimet eivät toimi vaakatasoon asennettuna. Valmistajat ilmoittavat yleensä kallistuskulmaksi noin 20–30 astetta [1]. Heat pipe -tyyppisen tyhjiöputkikeräimen toimintaa on havainnollistettu kuvassa 6.
Tyhjiöputkikeräin mahdollistaa korkeampien lämpötilojen tuottamisen järjestelmässä verrattuna tasokeräimiin. Korkeita lämpötiloja voidaan paremmin hyödyntää esimerkiksi patterilämmityksessa ja teollisuudessa. [6.]
3.3.4 U-putkellinen tyhjiöputkikeräin
Tyhjiötä hyödynnetään U-putkellisella tyhjiöputkikeräimellä vastaavalla tavalla kuin heat pipe -tyhjiöputkikeräimessäkin. Lämmönsiirtoneste kertää U-putkessa, joka sijaitsee tumman absorbointilevyn alla. Suoran lämmönsiirron ansiosta keräimet omaavat korkean suorituskyvyn. U-putkellisen tyhjiöputkikeräimen rakenne on havainnollistettu kuvassa 7.
Kuva 7. U-putkellisen tyhjiöputkikeräimen rakenne [1].
U-putkellisen tyhjiöputkikeräimen yksi selkeä etu verrattuna lämpöputkella varustettuun tyhjiöputkikeräimeen on se, että sen voi asentaa vaakatasoon. Runsaat lumisateet heikentävät vaakatasoon asennettujen keräimien tuottoa, ja niitä voi joutua talven aikana puhdistamaan lumesta. Vaakatasoon asentamalla keräimet kuitenkin saadaan melko huomaamattomiksi. [1.]
3.3.5 Keskittävä aurinkokeräin
Keskittävillä aurinkokeräimillä pyritään lämmittämään aurinkopiirin neste korkeaan lämpötilaan tai jopa höyryksi. Keskittävät keräimet tarvitsevat paljon suoraa auringonsäteilyä ja ovatkin edellä mainituista syistä yleisempiä teollisuuden käytössä lämpimissä maissa. [5].
Kuva 8. Esimerkki keskittävästä aurinkolämpökeräimestä [8].
Kuvan 8 keskittävässä aurinkokeräimessa auringon suora säteily kohdistetaan peilien avulla keskellä olevaan putkeen. Tällä menetelmällä neste voidaan höyrystää keräinpiirissä. Höyrystyneellä nesteellä voidaan generaattorin ja turbiinin avulla tuottaa sähköä. [5].
4 Aurinkoenergian varastointi
Aurinkoenergiaa on eniten saatavilla kun sille on vähiten tarvetta. Jonkinlainen energiavarasto onkin olennainen osa aurinkolämpöjärjestelmää, ja sillä pystytään tasoittamaan vuorokautisia sekä sään aiheuttamia vaihteluja.
Kuva 9. Auringon säteilyteho ja lämmöntarve esitetty kuukausitasolla kuvaajassa [9].
Kuvasta 9 nähdään, että auringon säteilytehoa on luonnollisesti eniten tarjolla kesäkaudella ja vastaavasti lämmöntarve on suurinta talvikaudella, kun aurinkoenergiaa on vähiten tarjolla. Energiavarastoa kannattaakin siis ladata kesäkaudella kun aurinkoenergiaa on paljon tarjolla. Varastoitua energiaa voidaan hyödyntää talvikaudella, kun muu lämmitykseen tarvittava ostoenergia on yleensä kalleimmillaan.
Näin toimimalla voidaan saavuttaa merkittävä taloudellinen hyöty. [9.]
4.1 Lyhytaikainen varastointi
Aurinkolämpöjärjestelmissä lämminvesivaraajan käyttäminen vuorokausitason varastona on yleisin tapa varastoida lämpöenergiaa. Lyhytaikaiseen energianvarastointiin tarkoitetun vesivaraajan koko on pientaloissa tyypillisesti 300 – 1000 litraa. Vesivaraaja mahdollistaa aurinkoenergian saatavuuden myös pilvisien ja sateisien päivien aikana. [2.]
Hyvässä järjestelmässä vesivaraajaan muodostuu lämpötilakerrostumia, jotka eivät sekoitu keskenään, vaikka vesivaraajasta puretaan tai sinne ladataan energiaa. Mikäli vesivaraajan yläosa pysyy riittävän lämpimänä eli noin 60-asteisena, käyttöveden lämmitykseen ei tarvitse käyttää muuta energiaa.
erilaisia tapoja. Kausivaraston tulee olla kooltaan huomattavan suuri eli vähintään yli 10 000 m3, mutta mielellään kuitenkin yli 100 000 m3. Lämpö varastoidaan aineeseen, jolla on suuri energiatiheys, tai halpaan aineeseen kuten veteen, kiveen tai maahan.
Energian kausivarastointi on Suomessa vielä melko harvinaista. [2.]
Kuva 10. Kuvaaja erilaisten kausienergiavarastojen investointikustannuksen suhteesta varastointitilavuuteen. Drake Landing esiintyy tässä kuvassa nimellä Okotoks. [10].
Kausienergiavaraston tilavuus on ratkaisevassa asemassa kustannuksien kannalta.
Todella suuren kausienergiavaraston investointikustannus on kokonaisuudessaan myös suuri, mutta kustannukset varastotilavuutta €/m3 kohden laskevat, kun varaston kokonaistilavuutta kasvatetaan, kuten kuvasta 10 voidaan huomata. Kausivaraston tyypillä on myös suuri vaikutus kustannuksiin. [10.]
4.2.1 Lämmön varastointi porakaivoon tai porakaivokenttään
Aurinkoenergiaa ja kuten myös ylijäämäenergiaa voidaan varastoida maahan yleensä kallioperään. BTES-järjestelmä on maailmalla yleisin lämpöenergian kausivarasto, ja niitä on rakennettu jo satoja tuhansia [9].
Kuva 11. Lämpöenergiapotentiaali eri syvyisillä energiakaivoilla [9].
Energiakaivoilla voidaan hyödyntää maaperästä saatavaa lämpöä, joka on peräisin maan ytimestä ja radioaktiivisesta hajoamisesta maaperässä. Kuvassa 11 on esitetty maaperän lämpötila eri syvyyksissä. Perinteinen porakaivo on 150–300 metriä syvä, ja 300 metrin syvyydessä maaperän lämpötila on noin 10 °C.
useita matalia porakaivoja yhden syvän porakaivon sijasta. Yleisesti syvällä porakaivolla saadaan maaperästä enemmän lämpöä kuten kuvasta 11 on havaittavissa.
Porakaivokentän yksittäisen porakaivon syvyydeksi riittää esimerkiksi vain 30–40 metriä, jolloin erilaisia poraustekniikoita hyödyntämällävoidaan säästää kustannuksissa.
Energian varastointiin tarkoitetussa porakaivokentässä on yleensä yli 10 porakaivoa, ja niiden etäisyystoisistaan on 3–5 metriä. Sijoittamalla porakaivot lähelle toisiaan saavutetaan synergiahyötynä energiavarastolle yhteinen varastomassa. [9.] Kuvassa 12 näkyy Drake Landing Solar Communityn BTES-kenttä rakennusvaiheessa. Kuvasta voidaan myös havaita, että porakaivot sijaitsevat lähekkäin.
Kuva 12. DLSC-porakaivokenttä rakennusvaiheessa ja valmiina piilotettuna puiston alle [18].
Porakaivokentässä eri lämpöistä nestettä ohjataan kentän eri alueille. Kuumin neste sijaitsee kentän keskellä, ja haaleampi neste toimii puskurina kentän ulkoreunolla.
Porakaivokenttä yleensä eristetään yläpuolelta, mutta voidaan jättää eristämättäkin, jos yläpuolinen maa-alue halutaan pitää talvisin sulana.
BTES-järjestelmän etuja on, että se soveltuu käytettäväksi monessa tilanteesa. BTES- tekniikalla voidaan rakentaa pieniä ja suuria järjestelmiä, sitä voidaan käyttää lämpöpumpun kanssa tai ilman ja se sopii lämmitykseen sekä jäähdytykseen. [9.]
Suomessa Vantaan Energia on rakentamassa Suomen ensimmäistä suuren mittaluokan geotermisen maalämpölaitoksen Vantaan Varistoon. Laitokseen on tulossa useita 2 000 metriä syviä porakaivoja, ja ne kykenevät tuottamaan noin 1 400 MWh edestä
energiavarastona.
Suomessa ATES-järjestelmät eivät ole ainakaan vielä päässeet suureen suosioon.
Pohjavesivarastoja on Ruotsissa käytössä lähes 200 kappaletta, ja Hollanissa niitä on käytössä jo noin 3 000 kappaletta. Tietoa Suomen vastaavista kappalemääristä ei ole saatavilla. Pohjaveden käyttäminen juomavetenä ja hydrogeologiset olosuhteet on huomioitava ATES-järjestelmiä rakentaessa. [9.]
Lahdessa Askonalueella on vuonna 2018 otettu käyttöön pohjaveden geoenergiaa hyödyntävä kahden porakaivon ATES-järjestelmä. Järjestelmä on teholtaan 0,3 MW, vuorokautinen virtausmäärä on 1 000 m3 ja kuukausittainen lämmitysteho noin 150 MWh. Askonalueella pohjavedellä jäähdytetään noin 15 000 m2:n edestä toimitiloja, joiden sähkönkulutus on järjestelmän avulla noin 30–50 % vähemmän kuin perinteisellä jäähdytyksellä varustettujen toimitilojen. [13.]
Kuva 13. ATES-energiavarasto kesätilanteessa [9].
ATES-järjestelmä toimii yksinkertaisuudessaan niin, että lämmityskaudella pumpataan
”lämmintä” pohjavettä rakennukseen lämmitystä varten, jolloin pohjaveden lämpötila laskee. Viilentynyt pohjavesi pumpataan takaisin kylmän pohjaveden porakaivoon.
Kesäkaudella järjestelmää ajetaan toisin päin ja kylmän pohjaveden porakaivosta ajetaan pohjavettä rakennukseen jäähdytystä varten. Jäähdytyksen prosessissa pohjavesi lämpenee, ja se pumpataan takaisin lämpimän pohjaveden porakaivoon. [9.]
Pohjavesivaraston toimintaa on havainnollistettu kuvassa 13.
4.2.3 Lämmönvarastointi kaivantovarastoon
Energiaa voidaan varastoida myös altaisiin, joiden vettä lämmitetään suoraan auringolla ja aurinkolämpökeräimillä. Kaivantovarastolle tai allaslämpövarastolle tyypillistä on huomattavan suuri koko, joka on yleensä mielellään satoja tuhansia kuutiometrejä. [9.]
Yksinkertaisuudessaan PTES on kaivettu kuoppa, jonka reunat vuorataan esimerkiksi polymeerillä ja se täytetään vedellä. Päälle laitetaan eristetty kansi. Vettä voidaan lämmittää jopa lähes 90-asteiseksi. [10.]
Kuva 14. Kuvassa PTES ja aurinkokeräinkenttä Tanskan Vojensissa [11].
Maailman suurin tilavuudeltaan hieman yli 200 000 m3, PTES-järjestelmä on rakennettu Tanskan Vojensiin ja se näkyy kuvassa 14. Kaivantovarastoa ladataan aurinkokeräimillä, joiden keräinpinta-ala on yhteensä 70 000 m2. Laitos toimii kausivarastona, ja sen omistaa paikallinen kaukolämpöyhtiö. Laitos pystyy tuottamaan yli 50 prosenttia paikallisen kaukolämpöverkoston lämmöntarpeesta. [11.]
Kuvasta 10 sivulla 10 voidaan havaita, että Vojensiin rakennetun laitoksen investointikustannus tilavuutta kohden on ollut verrattain pientä vain noin 25 €/m3. Matalaa investointikustannusta selittää ainakin kaivantovaraston huomattavan suuri koko.
5 Drake Landing Solar Community
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.
