Schlussbericht
(Deutsch)
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Mit dem Bau des Monolit-Projektes in Scuol und dank der Bereitschaft der Bauherrschaft Acla Im-mobiglias SA und des Architekturbüros Fanzun AG ergab sich die Möglichkeit, drei unterschiedliche innovative solarunterstützte Wärmeerzeugungssysteme in drei baugleichen Minergie A-Gebäuden zu installieren. Die alpine Lage eignet sich dabei besonders gut für die Nutzung der Solarenergie und ist aufgrund der erhöhten Anforderungen an die Heizsysteme auch für die Beurteilung von erdsondenge-koppelten Wärmepumpensystemen von besonderem Interesse. Ziel des Projektes waren die Erprobung und der Vergleich von drei verschiedenen solarunterstützten Heizsystemen zur Warmwasser- und Stromproduktion. Alle drei Systeme basieren auf einer Sole-Was-ser-Wärmepumpe, welche jeweils an ein Erdsondenfeld gekoppelt ist. Zusätzlich hat Haus A eine PV-Indachanlage mit einem elektrischen Energiespeicher. Die Erdsonden von Haus A werden nicht rege-neriert. Haus B hat eine PVT-Anlage und Haus C eine Kombination von PV-Modulen und einer thermi-schen Flachkollektoranlage. Bei den Häusern B und C wird die verfügbare Solarwärme teilweise für die Erdsondenregeneration verwendet. Haus A mit der PV-Indachanlage und dem elektrischen Energiespeicher erzielte den höchsten elektri-schen Eigenverbrauchsanteil (bezogen auf das Heizsystem 36%, gegenüber 20% Haus B und 18% Haus C) und den höchsten elektrischen Autarkiegrad (bezogen auf das Heizsystem 39%, gegenüber 29% Haus B und 15% Haus C). Thermisch gesehen bietet die PV-Anlage aber keine Möglichkeit zur Erdsondenregeneration, welche jedoch mittelfristig notwendig sein könnte. Aus wirtschaftlicher Sicht ist es die günstigste Anlage. Haus B hat mit der PVT-Indachanlage diejenige Solaranlage, welche am meisten Energie ernten kann. So beträgt der energetische solare Nutzungsgrad (definiert als der Solarwärme- plus Solarstromertrag geteilt durch die eintreffende Solarstrahlung auf die gesamte Anlage) 22%, gegenüber 10% bei Haus A und 16% bei Haus C. Die PVT-Anlage liefert Wärme auf einem relativ tiefen Temperaturniveau und elektrische Energie. Die Solarstromproduktion profitiert von der Wärmenutzung, da die Siliziumzellen abgekühlt werden und somit einen elektrischen Mehrertrag generieren. Die Niedertemperaturwärme kann gut zur Erdsondenregeneration genutzt werden oder direkt als Wärmequelle für die Wärmepumpe. Die Kosten für diese Technologie sind aktuell noch deutlich höher als bei den beiden anderen Varianten. Haus C hat eine PV-Indachanlage sowie eine solarthermische Indachanlage, welche im Vergleich mit der PVT-Anlage Solarwärme auf höherem Temperaturniveau liefert. Damit kann ein grösserer Teil der Solarwärme direkt für die Warmwasserbereitung und Heizungsunterstützung verwendet werden. Dies widerspiegelt sich in einem thermischen solaren Deckungsgrad von 9 % im Vergleich mit 4 % bei Haus B. Die abgedeckten Sonnenkollektoren weisen im Vergleich zu den unabgedeckten PVT-Kollektoren insbesondere im alpinen Gebiet weniger Wärmeverluste auf und können deshalb länger im Jahr effizient betrieben werden. Die Kosten dieser Variante sind etwas höher als bei Variante A mit Stromspeicher. Beim Systemnutzungsgrad (gelieferte Nutzwärme geteilt durch Stromverbrauch des Systems), wenn der gesamte Stromverbrauch des Systems berücksichtigt wird, schneidet Haus C dank der direkt ge-nutzten Solarwärme am besten ab (Haus A:3.36, Haus B:3.55, Haus C:3.66). Wenn nur der Netzstrom-verbrauch berücksichtigt wird, so schneidet Haus A dank dem elektrischen Energiespeicher und dem dadurch erhöhten Eigenverbrauchsanteil des PV-Stroms am besten ab (Haus A:5.45, Haus B:5.02, Haus C:4.33). Nach 3 Jahren Monitoring konnte noch keine wesentliche Veränderung in den winterlichen Quelltempe-raturen zwischen regenerierten (Haus B mit 40% Regenerationsgrad und Haus C mit 20% Regenerati-onsgrad) und nicht regenerierten Erdwärmesonden (Haus A) festgestellt werden. Gemäss Simulations-resultaten besteht jedoch die Möglichkeit, dass die minimalen mittleren Sondentemperaturen eines nicht regenerierten Erdsondenfeldes in weniger als 50 Jahren unter die Grenztemperatur von -1.5 °C sinken könnten. Dies sollte, ebenfalls gemäss Simulation, durch Regeneration der Erdwärmesonden aller drei 4/81Häuser mit einem Regenerationsgrad von mindestens rund 30% vermieden werden können. Um die Notwendigkeit der Regeneration der Erdwärmesondenfelder abschliessend beurteilen zu können, müsste die Anlage noch länger überwacht werden. Schliesslich wurden im vorliegenden Projekt auch zwei technische Neuentwicklungen getestet, nämlich ein PVT-Indach Modul, welches sich als zuverlässig und leistungsfähig erwiesen hat, und ein neu für Wärmepumpen entwickeltes eigenverbrauchsoptimiertes Regelsystem mit prädiktivem Input von Wet-terdaten. Da der prädiktive Teil dieses Regelsystems erst im letzten Monitoringjahr aktiviert werden konnte, konnte nicht abschliessend beurteilt werden, ob damit eine signifikante Steigerung des Solar-strom-Eigenverbrauchs erzielt werden konnte.
Zugehörige Dokumente
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Schlussbericht
(Englisch)
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In cooperation with the builders of Monolit in Scuol GR, Acla Immobiglias SA and architects Fanzun AG, an opportunity arose in which three different and innovative solar-assisted heating systems could be installed in three identical Minergie-A buildings. The alpine location is particularly well suited for solar energy use and due to the higher demands put on the heating systems, it is also of particular interest for the evaluation of ground-source coupled heat pump systems. The aim of the project was to test and compare three different solar-assisted heating systems for the production of hot water and electricity. All three systems utilise a brine-water heat pump coupled to its own field of geothermal bores. For solar energy production house A has a roof integrated PV system and battery but no geothermal regeneration. House B has a roof-integrated PVT system and house C a combination of roof integrated PV modules and glazed solar thermal collectors. The geothermal groundsource fields from house B and C are regenerated with excess heat from solar thermal collection. The roof-integrated PV system on house A provided the highest share of building electricity consumption (36% of heat consumed, compared with 20% for house B and 18% for house C) and therefore best level of electrical self-sufficiency (39%, compared with 29% for house B and 15% for house C). A PV system offers no possibility for ground-source regeneration though, which in the not-too-distant future could become necessary. However, from an economic standpoint it is the most favourable system. The roof-integrated PVT system on house B harvests the most solar energy. Its energetic solar utilisation efficency - understood as the amount of heat and electricity collected from the sun divided by the amount of solar energy arriving on the total collector surface - is 22%; compared with 10% for house A and 16% for house C. The PVT system on house B supplies electricity and heat at relatively low temperatures. The system's electrical yield benefits from the active cooling of silicon cells, lowering their operating temperature and thereby increasing their efficiency. The low-grade heat provided by the PVT system lends itself well for the regeneration of the geothermal ground-source field or direct use by the heat pump. The costs of this technology are still significantly higher than those incurred for the other two variants. House C has separate roof-integrated PV and solar thermal collectors providing heat at temperatures higher than the PVT system. The higher temperatures mean that a greater portion of solar heat can be used directly for hot water and space heating. As such its solar fraction is 9%, as opposed to house B which only achieves 4%. Compared to unglazed PVT collectors the glazed solar thermal collectors loose less heat, particularly in colder alpine regions, and therefore operate more efficiently throughout the year. The costs of this variant are slightly higher than for variant A with battery. Considering total system electrical consumption in the so-called system utilisation factor, house C performs the best thanks to a direct use of solar heat (house A 3.55, house C 3.55 and house C 3.66). If only electricity as measured by the meter is considered, house A performs the best thanks to its battery and thereby better use of PV electricity (house A 5.45, house B 5.02 and house C 4.33). After 3 years of monitoring no significant change in the trend of ground-source winter temperatures could be detected between regenerated (house B with 40% degree of regeneration and house C with 20% degree of regeneration) and non-regenerated (house A) geothermal fields. However, according to simulation results it is possible that the minimum mean bore temperatures of an unregenerated geothermal field could fall below the temperature limit of -1.5 °C in less than 50 years. Simulations also suggest that such minimum geothermal field temperatures can be avoided by regenerating the borehole heat of all three houses by a degree of at least 30%. In order to confirm the assessment that the geothermal fields of such multi-dwelling buildings require a minimum degree of regeneration of 30%, the plant would have to be monitored for a longer period of time. Finally, two new technical developments were tested in the present project. Firstly, a roof-integrated PVT module has proven to be reliable and efficient. Secondly, a control system with predictive input from weather data has been developed for heat pumps and optimised for building self-sufficiency. Given that the predictive part of this control system was only activated in the final year of monitoring, it could not be assessed conclusively whether a significant increase in solar electricity consumption was or could be achieved.
Zugehörige Dokumente
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Schlussbericht
(Italienisch)
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Con la realizzazione del progetto Monolit, nel comune di Scuol e grazie alla cooperazione con il committente Acla Immobiglias SA e allo studio di architettura Fanzun AG, è nata l'opportunità di installare tre diversi innovativi sistemi di generazione di calore solare in tre edifici identici (Minergie-A). L’ubicazione alpina è particolarmente adatta allo sfruttamento dell'energia solare integrata a sistemi a pompa di calore, accoppiati con sonde geotermiche. L'obiettivo del progetto è stato quello di testare e confrontare tre diversi sistemi di riscaldamento ad energia solare per la produzione di acqua calda ed elettricità. Tutti e tre i sistemi sono costiuiti da una pompa di calore acqua glicolica/acqua, collegati ad una serie di sonde geotermiche. Nello specifico, l’edifico A dispone di un impianto fotovoltaico integrato nel tetto con sistema di accumulo dell'energia elettrica. Le sonde geotermiche dell’edificio A non sono rigenerate. L’edificio B, invece, ha un sistema PVT integrato nel tetto mentre l’edificio C ha una combinazione di moduli fotovoltaici integrati nel tetto e un sistema di collettori termici piani. Negli edifici B e C il calore solare disponibile viene in parte utilizzato per la rigenerazione delle sonde geotermiche, il resto direttamente immesso negli accumulatori di acqua calda e riscaldamento. Con riferimento al monitoraggio effettuato, l’edificio A, caratterizzato da un impianto fotovoltaico ed un sistema di accumulo elettrico, ha raggiunto il livello più alto di autoconsumo elettrico (in riferimento al sistema di riscaldamento 36%, 20% per l’edificio B e 18% per l’edificio C) ed il più alto grado di autosufficienza elettrica (in riferimento al sistema di riscaldamento 39%, 29% per l’edificio B e 15% per l’edificio C). Dal punto di vista termico, invece, l'impianto FV non offre la possibilità di rigenerazione della sonda geotermica, che potrebbe essere necessaria nel medio termine. Tuttavia, dal punto di vista economico è il sistema più conveniente. Con il sistema PVT, l’edificio B presenta il sistema che sfrutta maggiormente l'energia solare, fornendo calore ad un livello di temperatura relativamente basso, ma allo stesso tempo generando energia elettrica. Il grado di sfruttamento energetico solare (definito come la somma della produzione solare termica più la produzione di energia elettrica solare divise per l’irraggiamento irraggiamento sulla superficie totale dell’impianto) per l’edificio B è pari al 22%, mentre per l’edificio C al 16% e per l’edificio A al 10%. La produzione di energia solare trae vantaggio dall'uso del calore, poiché le celle di silicio vengono raffreddate e quindi generano una potenza elettrica aggiuntiva. Il calore a bassa temperatura può essere utilizzato in maniera efficiente sia per la rigenerazione della sonda geotermica, sia direttamente come fonte di calore per la pompa di calore. Purtroppo, i costi di questa tecnologia sono attualmente ancora elevati.L’edificio C, caratterizzato da un impianto fotovoltaico e da un impianto solare termico, è in grado di fornire calore solare ad un livello di temperatura più alto rispetto all'impianto PVT dell’edificio B. Ciò significa che una parte maggiore di calore solare può essere utilizzata direttamente sia per la produzione di acqua calda sanitaria che per il riscaldamento. Questo, tuttavia, comporta un grado di copertura solare termico pari al 9% rispetto al 4% dell’edificio B. Rispetto ai collettori PVT scoperti, i collettori solari coperti mostrano una minore perdita di calore, soprattutto nelle regioni alpine e possono quindi funzionare in modo efficiente per periodi più lunghi dell'anno. I costi di questa variante sono leggermente superiori a quelli della variante A con accumulo di energia elettrica. Per quanto riguarda il grado di utilizzo del sistema (calore utile fornito diviso per il consumo di energia elettrica del sistema) e considerando il consumo totale di energia elettrica del sistema, l’edificio C ottiene un miglior punteggio grazie al calore solare direttamente utilizzato (edificio A:3.36, edificio B:3.55, edificio C:3.66). Se si tiene conto solo del consumo di energia elettrica della rete, l’edificio A mostra un miglior funzionamento, grazie all’accumulatore elettrico e alla conseguente maggiore quota di autoconsumo di energia fotovoltaica (edificio A:5.45, edificio B:5.02, edificio C:4.33). Dopo 3 anni di monitoraggio, non è stato possibile rilevare alcun cambiamento significativo delle temperature invernali tra le sonde geotermiche rigenerate (Edificio B con grado di rigenerazione del 40% ed Edificio C con grado di rigenerazione del 20%) e quelle non rigenerate (Edificio A). Secondo i risultati della simulazione, tuttavia, è possibile che le temperature medie minime di un campo di sonde non rigenerate possano scendere al di sotto della temperatura limite di -1,5 °C in meno di 50 anni. Questo potrebbe essere evitato rigenerando le sonde geotermiche di tutti e tre gli edifici con un grado di rigenerazione di almeno il 30% circa. Per poter valutare in modo definitivo la necessità di rigenerare i campi di sonde geotermiche, l'impianto dovrebbe essere monitorato per un periodo di tempo più lungo. Infine, nel presente progetto sono stati testati due nuovi sviluppi tecnici, ovvero un modulo PVT a tetto integrato, che si è dimostrato affidabile ed efficiente, ed un sistema di controllo con inserimento predittivo dei dati meteorologici, che è stato recentemente sviluppato per le pompe di calore, in grado di ottimizzarne l’autoconsumo. Purtroppo, la parte predittiva di questo sistema di controllo è stata attivata solo nell'ultimo anno di monitoraggio, pertanto non è stato possibile valutare in modo esaustivo se sia possibile ottenere un aumento significativo del consumo di energia solare.
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