Solvärme i småskaligt fjärrvärmenät

(1)

Solvärme i småskaligt fjärrvärmenät

Solar heating in small-scale district heating

Jonas Rossing

(2)

Solvärme i småskaligt fjärrvärmenät

Förutsättningar och möjligheter för Umeå Energi

Jonas Rossing

2011‐01‐20

Handledare

Jörgen Carlsson, Umeå Energi

Lars Bäckström, Umeå Universitet

(3)

Förord

Denna rapport är resultatet av ett examensarbete, vilket avslutar mina studier på

civilingenjörsprogrammet i energiteknik vid Umeå universitet. Arbetet har genomförts på uppdrag av och i samarbete med Umeå Energi AB.

Jag vill rikta ett stort tack till alla anställda på Umeå Energi som har hjälpt mig i mitt arbete genom att ha svarat på frågor, försett mig med nödvändiga data, tagit med mig på studiebesök, samt bidragit till en trivsam arbetsmiljö.

Tack också till de personer på Umeå kommun som varit behjälpliga med information och material.

Jag vill även tacka de solfångarleverantörer som tillhandahållit uppgifter om sina produkter.

Jonas Rossing

Januari 2011

(4)

Sammanfattning

Satsningar på förnyelsebar energiproduktion är en viktig del i strävan efter ett mer hållbart samhälle.

Att ta till vara på energin i solinstrålningen är både miljövänligt och relativt enkelt. Syftet med detta arbete har varit att undersöka möjligheterna att integrera solenergi i Umeå Energis mindre

fjärrvärmenät i Hörnefors.

De alternativ som har studerats är två olika anslutningsmöjligheter av solfångaranläggningar till fjärrvärmenätet. Med det första anslutningsalternativet, som kallas primäranslutning, kan en solfångaranläggning leverera värme direkt ut på fjärrvärmenätets primärledning, vilket gör att solvärmen blir tillgänglig för alla abonnenter på nätet. Med det andra alternativet, som kallas sekundäranslutning, kan en solfångaranläggning endast leverera värme till en abonnent, i detta fall ett badhus.

Förutom de olika anslutningsalternativen har också olika typer av solfångare undersökts. Detta innefattar en plan solfångare, en vakuumrörsolfångare, en hybridsolfångare, samt en poolsolfångare.

Resultaten visade att upp till 20 % av fjärvärmenätets totala behov kunde ersättas med solvärme vid primäranslutning och runt 0,7 % vid sekundäranslutning. Dock är inget av alternativen i dagsläget ekonomiskt lönsamt. Det alternativ som var närmast att uppnå lönsamhet var den sekundäranslutna poolsolfångaranläggningen. Med det alternativet erhölls en nuvärdeskvot på 0,43. De andra

alternativen låg mellan 0,11 och 0,22.

(5)

Abstract

Renewable energy production is a central part of a sustainable society. Therefore it is today

important with investments in new technology and solutions in this field. The sun provides constantly earth with energy. To obtain and utilize this energy is both environmental friendly and quite simple.

This report aims to investigate the possibilities of integrating solar energy with district heating in the district heating grid in Hörnefors owned by Umeå Energi.

Two alternatives for connection of solar thermal collectors to the district heating grid have been studied. In the first alternative, called primary connection, solar collectors are connected to the district heating primary pipe and are therefore able to deliver heat to the whole grid. In the second alternative, called secondary connection, solar collectors are connected to a single user on the district heating grid, in this case a swimming pool complex.

Different types of solar thermal collectors were also investigated, including a flat plate collector, an evacuated pipe collector, a hybrid collector and a pool collector.

The results revealed that up to 20 % of the total heat demand in the grid could be replaced by solar heating by using the primary connection and about 0,7 % by using the secondary connection.

However are none of the alternatives cost‐effective at the moment. The best alternative was the secondary connected pool collector. The present value ratio for this alternative was 0,43. The other alternatives had ratios from 0,11 to 0,22.

(6)

Innehållsförteckning

1. Inledning ... 1

1.1 Bakgrund ... 1

1.2 Syfte ... 1

1.3 Mål ... 1

1.4 Avgränsningar ... 1

2. Anslutningsalternativ och förutsättningar i Hörnefors ... 2

2.1 Primäranslutning ... 2

2.2 Sekundäranslutning ... 3

2.3 Hörnefors värmeverk och fjärrvärmenät ... 5

2.4 Vallabadet ... 7

2.4.1 Bassänger ... 7

2.4.2 Tak ... 8

3. Solfångare ... 11

3.1 Allmänt ... 12

3.2 Plana solfångare ... 12

3.3 Vakuumrörsolfångare ... 13

3.4 Koncentrerande solfångare ... 14

3.5 Hybridsolfångare ... 15

3.6 Poolsolfångare ... 15

3.7 Verkningsgrad ... 16

3.8 Certifiering ... 17

3.9 Bidrag ... 17

4. Metod och indataberäkningar ... 18

4.1 Val av solfångare ... 18

4.1.1 Plan solfångare ‐ Aquasol Big AR ... 18

4.1.2 Vakuumrörsolfångare ‐ Svesol Optima III ... 20

4.1.3 Hybridsolfångare ‐ Absolicon X10 ... 21

4.1.4 Poolsolfångare ‐ Texsun X‐flow ... 23

4.2 Solinstrålning ... 24

4.3 Solfångarutbyten ... 28

4.3.1 Utbytesbaserat ... 28

4.3.2 Verkningsgradbaserat ... 30

(7)

4.4 Anläggningsstorlek och placering ... 31

4.4.1 Primäranslutning ... 31

4.4.2 Sekundäranslutning ... 31

4.4.3 Plan solfångare ... 31

4.4.4 Vakuumrörsolfångare ... 32

4.4.5 Hybridsolfångare ... 32

4.4.6 Poolsolfångare ... 32

4.5 Badhusets värmeförbrukning ... 33

4.5 Ytterligare åtgärder ... 40

4.5.1 Bassängtäckning ... 40

4.6 Simuleringar ... 41

4.7 Ekonomi ... 42

5. Resultat ... 43

5.1 Primäranslutning ... 43

5.2 Sekundäranslutning ... 44

5.2.4 Poolsolfångare ... 47

5.2.5 Bassängtäckning ... 47

5.3 Ekonomi ... 48

5.4 Sammanfattning ... 51

6. Diskussion ... 53

6.1 Felkällor ... 54

6.2 Rimlighetsuppskattning ... 55

(8)

7. Slutsatser ... 56 8. Rekommendationer ... 56 9. Referenser ... 57 Bilagor

Bilaga 1 ‐ Hörnefors fjärrvärmenät Bilaga 2 ‐ Solfångare

Bilaga 3 ‐ Solinstrålning Bilaga 4 ‐ Resultat

(9)

1. Inledning

Idag är medvetenheten stor om att jordens resurser är begränsade och att mänskligheten just nu utarmar planeten genom sitt levnadssätt. De flesta är dessutom överens om att detta levnadsätt även påverkar miljön och klimatet i en riktning som till slut kommer att göra jorden obeboelig.

I allt större utsträckning eftersträvas därför en förändring av vårt levnadsätt och satsningar på hållbara lösningar görs runt om i världen. En mycket viktig del av dessa satsningar är satsningen på förnyelsebar energiproduktion.

Att utnyttja solenergi är mycket miljövänligt. Själva omvandlingen från solinstrålning till användbar energi i form av värme eller elektricitet sker helt utan miljöpåverkan. Den påverkan nyttjandet av solenergi har på miljön är i fråga om vilka material som används vid framställning och hur dessa material återanvänds efteråt, samt hur framställningen går till.

1.1 Bakgrund

Det kommunala energibolaget Umeå Energi producerar idag energi, i form av värme och el, främst i avfalls‐ och biobränsleeldade kraftvärmeverk. Satsningar görs dock även inom områdena sol, vind och vatten för att kunna leverera så mycket förnyelsebar energi som möjligt. Bolaget äger ett antal vindkraftverk i Hörnefors, Holmsund, Robertsfors och Håcksta och en mindre vattenkraftstation i Sävar. Dock saknar Umeå energi än så länge någon form av solenergianläggning.

Umeå Energi var därför intresserade av att ta reda på hur solenergi kunde bli en del av energikällorna i deras produktion av värme och el. Tanken var att kunna minska bränsleförbrukningen i något av bolagets fjärrvärmenät med hjälp av tillskott av solproducerad värme. Mest intressant var då de mindre nät som finns i Sävar, Hörnefors och Bjurholm, då dessa försörjs av rena värmeverk. En minskad värmeproduktion i dessa verk skulle alltså inte leda till minskad elproduktion. Utav dessa tre fjärrvärmenät så stack nätet i Hörnefors ut lite extra eftersom det till detta nät fanns ett badhus anslutet, som dessutom hade sommaröppna utomhusbassänger. Här fanns det alltså ett stort värmebehov även under sommaren, vilken är den tid då produktionen av solvärme är som störst.

1.2 Syfte

Detta arbete syftar till att klarlägga vilka möjligheter Umeå Energi har för att integrera solenergi i ett av sina småskaliga fjärrvärmenät, beläget i Hörnefors.

1.3 Mål

Målet är att redovisa resultaten för olika alternativ av inkoppling på Hörnefors fjärrvärmenät för olika typer av solfångaranläggningar. Hur stor del av fjärrvärmeproduktionen som solvärmen kan stå för ska beräknas, samt de olika alternativens ekonomiska lönsamhet.

1.4 Avgränsningar

Undersökningen görs för endast ett fjärrvärmenät, med dess specifika egenskaper och

förutsättningar. Förutsättningar i form av värmeproduktion, värmebehov, solinstrålning, med mera, studeras för ett givet år. Utredningen görs dessutom för ett begränsat antal solfångarmodeller.

(10)

2. Anslutningsalternativ och förutsättningar i Hörnefors

Syftet med att integrera solvärme i ett fjärrvärmenät är att minska användningen av primärbränsle i värmeverket som försörjer nätet med värme. Dessa bränslen är i de flesta fall biobränsle, olja eller avfall. För att åstadkomma en sådan minskning med hjälp av en solvärmeanläggning kan man tänka sig två alternativ där man antingen ser till produktionssidan eller förbrukningssidan. I det första fallet handlar det om att ersätta en del av värmeproduktionen med värme från solvärmeanläggningen. I det andra fallet rör det sig om att minska fjärrvärmeförbrukningen hos en eller flera förbrukare på fjärrvärmenätet. Eftersom en solvärmeanläggning levererar som mest värme under sommarhalvåret gäller det att för det andra fallet välja en förbrukare som har ett stort värmebehov under sommaren, till exempel ett badhus.

Dessa två alternativ kan kallas för primäranslutning och sekundäranslutning. Båda alternativen har för‐ och nackdelar.

2.1 Primäranslutning

Med en anslutning på primärsidan fyller solvärmeanläggningen i princip samma funktion som

värmeverket. Solvärmen levereras ut på fjärrvärmenätet och blir tillgänglig för alla abonnenter. Detta illustreras i figur 1 med ett badhus som exempel på en abonnent.

Vid primäranslutning av en solvärmeanläggning värmeväxlas en del av fjärrvärmereturen mot solvärmekretsen och återförs därefter till fjärrvärmenätets framledning. Anläggningen kan alltså egentligen placeras var som helst i närheten av fjärrvärmenätets huvudledningar. Det är dock fördelaktigt om anläggningen kan placeras i anslutning till det befintliga värmeverket för att underlätta samkörningen av de båda enheterna.

Figur 1 – Principskiss för primäranslutning

Värmeverk

Badhus

(11)

Fördelen med denna typ av anslutning är att solvärmeproduktionen blir relativt obegränsad då den begränsas av hela fjärrvärmenätets värmebehov. Det som istället ofta blir den begränsande faktorn för solvärmeanläggningen är storleken på den yta med goda förutsättningar som finns tillgänglig för installation.

Nackdelen med en primäranslutning är det minskade utbytet som fås från solvärmeanläggningen eftersom temperaturen i solvärmekretsen blir hög då den kyls med den relativt varma

fjärrvärmereturen.

2.2 Sekundäranslutning

En sekundäranslutning innebär att solvärmeanläggningen ansluts till en enskild abonnent på fjärrvärmenätet. Solvärmen är alltså i detta fall endast tillgänglig för en specifik förbrukare och kan inte levereras ut på fjärrvärmenätet. Då solvärmeproduktionen inte täcker förbrukarens behov sker komplettering med fjärrvärme. Detta illustreras i figur 2 med ett badhus som exempel på den specifika förbrukaren.

Med en sekundäranslutning måste anläggningen placeras i direkt anslutning till den aktuella abonnenten. Detta för att undvika allt för stora värmeförluster i anslutningsledningarna.

Fördelen med en anslutning på sekundärsidan är att solvärmekretsen kan kylas med tappkallvatten vilket ger ett högt utbyte från solvärmeanläggningen.

Värmeverk

Badhus

Figur 2 – Principskiss för sekundäranslutning

(12)

Nackdelen är att solvärmeproduktionen begränsas till den specifika abonnentens värmebehov.

Solvärmeanläggningens storlek måste alltså anpassas så produktionen inte överstiger behovet.

Storleken begränsas givetvis också av den yta som finns tillgänglig för installation.

För att minska produktionsbegränsningen kan systemet kompletteras med en ackumulatortank som möjliggör lagring av värme då produktionen överstiger behovet. Detta illustreras i figur 3.

Nackdelen med en sådan lösning är att investeringskostnaden ökar betydligt eftersom en

ackumulatortank är relativt dyr. Dessutom kräver den extra ledningsdragning och utrymme att ställa tanken på.

Värmeverk

Badhus

Figur 3 – Principskiss för sekundäranslutning med ackumulatortank

(13)

2.3 Hörnefors värmeverk och fjärrvärmenät

Fjärrvärmenätet i Hörnefors försörjer drygt 80 abonnenter med värme. Vid årsskiftet 2009‐2010 var siffran 82 abonnenter plus den större förbrukaren Hörnefors Företagscentra, vilken tillhandahåller ett antal industrilokaler i Hörnefors. För karta över nätet se figur 47 i bilaga 1.

Värmen produceras till största delen med en pelletspanna på 1,5 MW. När denna inte räcker till finns det möjlighet även köra två oljepannor med en sammanlagd effekt på 2,5 MW. En ackumulatortank på 140 m³ finns också tillgänglig för lagring av värme.

Under 2009 producerade värmeverket lite drygt 10 700 MWh värme, varav ungefär 80 % kom från pelletspannan och resterande 20 % från oljepannorna. Av denna värme såldes cirka 9 700 MWh till abonnenterna, vilket medför distributionsförluster på omkring 10 %. Produktionen för vinterhalvåret uppgick till strax över 7 700 MWh och produktionen för sommarhalvåret var knappt 3 000 MWh.

Fjärrvärmeproduktionen för varje månad redovisas i figur 4.

Figur 4 – Fjärrvärmeproduktionen i Hörnefors värmeverk under 2009

0 200 400 600 800 1 000 1 200 1 400 1 600

Jan Febr Mars Apr Maj Juni Juli Aug Sept Okt Nov Dec

Energi [MWh]

Fjärrvärmeproduktion

Pellets Olja

(14)

Framledningstemperaturen varierar normalt mellan 80°C och 100°C och returtemperaturen mellan 40°C och 50°C. I figur 5 redovisas månadsmedelvärdena för respektive temperatur under 2009.

Figur 5 – Fjärrvärmetemperaturerna i Hörnefors fjärrvärmenät under 2009 0

20 40 60 80 100 120

Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec

Temperatur [°C]

Fjärrvärmetemperaturer

Fram Retur

(15)

2.4 Vallabadet

Badhuset i Hörnefors som numera heter Vallabadet byggdes 1970‐1971 och är beläget på adressen Industrivägen 8, se markering på karta i bilaga 1. Badhuset är anslutet till fjärrvärmenätet och all uppvärmning sker med fjärrvärme.

2.4.1 Bassänger

Inomhus finns en bassäng som är 16,7 meter lång med ett varierande djup på 1 till 1,8 meter, en mindre barnbassäng, samt sen sommaren 2010 även en bubbelpool. Vattentemperaturen ligger runt 28°C förutom på söndagar och måndagar då det erbjuds varmare bad med en vattentemperatur på 33°C. I figur 6 ses den större inomhusbassängen.

Figur 6 – Vallabadets inomhusbassäng

(16)

Från mitten av juni till mitten av augusti finns det även tillgång till utomhusbassänger, vilka kan ses i figur 7. En större bassäng som är 25 meter lång, 12,5 meter bred och 1,2 till 1,8 meter djup, en undervisningsbassäng med en längd på 12,5 meter, en bredd på 7,5 meter och ett djup på 0,7 meter, samt en mindre rund barnbassäng med diametern 10,5 meter och djupet 0,2 meter.

Vattentemperaturen i utomhusbassängerna är 28‐30°C.

Figur 7 – Vallabadets utomhusbassänger

2.4.2 Tak

Taket på Vallabadet består av tre olika sektioner med numrering enligt figur 8. Den första sektionen är taket direkt över simbassängen samt taket till fläktrummet. Detta tak ungefär 350 m² stort och är svagt lutat (cirka 3°) i rakt söderläge. Den andra sektionen är nyligen utökad vilket gör att figur 8 inte är helt korrekt. I figur 9 ser man en del av denna utbyggnad. Denna taksektion har kontorsrum under sig. Den tredje och sista sektionen är det tak som täcker reception och omklädningsrum, vilket ses i figur 10. Det är svagt lutat i rakt norrläge. Fläktrummet är beläget på denna sektion. Alla taksektioner är belagda med takpapp.

(17)

Figur 8 ‐ Ritning över badhustaket

Figur 9 ‐ Taksektion 1 och 2

N

(18)

Figur 10 ‐ Taksektion 3

Taksektion 1 skuggas i princip aldrig av intilliggande byggnader, träd eller andra föremål. Dessutom är detta tak riktat i rakt söderläge och svagt sluttande. Solinstrålningen är med andra ord mycket god mot denna taksektion.

Taksektion 2 skuggas i relativt stor grad av den trädallé som är belägen strax bredvid taket i östlig riktning. Taket lutar också något åt öster. Solinstrålningen mot denna sektion är begränsad.

En stor del av taksektion 3 skuggas under större delen av dagen helt av taksektion 1. Taksektion 3 sluttar dessutom svagt mot norr. Solinstrålningen är alltså mycket begränsad mot denna sektion.

På taksektion 1 finns två ventilationshuvar, en större som är belägen på den del av taket som täcker fläktrummet och en mindre på den del av taket som befinner sig över simbassängen. Strax bredvid den mindre ventilationshuven finns även en lucka där man kan komma ner under taket. Utöver dessa tre hinder är taket helt tomt.

Taksektion 2 är helt tomt så när som på fem små oanvända fästanordningar av något slag.

På taksektion 3 finns en ventilationshuv, två spillvattenluftningar som sticker upp ur taket samt en lucka som leder ner under taket.

(19)

3. Solfångare

Energianvändningen på hela jorden uppgår idag till cirka 140 000 TWh per år (1). Varje år tillförs jorden ungefär 750 000 000 TWh energi i form av instrålning från solen (2). Det finns alltså en enorm kapacitet i solinstrålningen, men dessvärre är det endast en ytterst liten andel utav denna energi som används till värme‐ och elproduktion med hjälp av solceller och solfångare. I slutet av 2009 uppgick den installerade effekten solfångare i världen till omkring 180 GW och för solceller var effekten runt 24 GW (3). Ökningen av solenergianvändandet sker däremot snabbt. Från 2006 till 2009 har

solfångareffekten mer än fördubblats och solcellseffekten nästan femdubblats (3) (4).

Förutsättningarna för att använda solenergi i Sverige är relativt goda. Under sommaren har Sverige lika stor solinstrålning som länderna runt Medelhavet. Detta beroende på att dagarna är längre i Sverige under denna tid jämfört med dagslängden vid Medelhavet (5). För horisontella ytor varierar den årliga solinstrålningen från ungefär 800 kWh/m² i de norra delarna av landet till ungefär 1000 kWh/m² i de allra sydligaste delarna. Genom att luta solenergipaneler mellan 30° och 40° mot horisontalplanet ökar dessa värden med cirka 30 procent (2). I figur 11 från SMHI visas en mer detaljerad fördelning av solinstrålningen under ett år.

Figur 11 ‐ Solinstrålningen i Sverige

(20)

3.1 Allmänt

Solfångare används för att ta till vara på värmeenergin i solinstrålningen. Ett medium, ofta vatten eller en glykolblandning, värms och kan sedan användas för direkt uppvärmning eller värmeväxlas till ett annat uppvärmningssystem.

Det finns fem huvudtyper av solfångare. Plana solfångare, vakuumrörsolfångare, koncentrerande solfångare, poolsolfångare och luftsolfångare. Den sistnämnda är egentligen uppbyggd på samma sätt som den plana solfångaren, men i betydligt enklare utförande och med luft som värmebärare.

Som variant av den koncentrerande solfångaren kan också hybridsolfångaren nämnas.

3.2 Plana solfångare

Plana solfångare består av en välisolerad låda av ett icke korrosivt material. I lådan finns det som kallas absorbatorn som är en metallplatta, ofta av koppar och/eller aluminium, med rörslingor innehållandes det mediet som för bort värmen. Ytan på absorbatorn består av ett selektivt skikt med hög absorptionsförmåga och med låg emittans av värmestrålning. Över absorbatorn finns ett

täckglas, som även kan vara av plast, för att minska konvektionsförlusterna samt skydda mot slitage.

(6) Uppbyggnaden framgår av figur 12.

Livslängden för en plan solfångare är runt 20‐30 år (7). De har ett relativt lågt kvadratmeterpris och hög driftsäkerhet (2).

Figur 12 ‐ Plan solfångare

(21)

3.3 Vakuumrörsolfångare

Vakuumrörsolfångare består av ett antal glasrör innehållandes absorbatorer som isoleras med vakuum. Dessa kan utformas på lite olika sätt. Antingen med dubbel‐ eller enkelglas och antingen med U‐rör eller Heat‐pipe som absorbator. I varianten med dubbelglas befinner sig absorbatorn i atmosfärtryck och omges av ett dubbelglasat rör med vakuum. Med enkelglas befinner sig även aborbatorn i vakuum. Vakuumet isolerar mycket bra, vilket reducerar konvektionsförlusterna avsevärt jämfört med plana solfångare.

I U‐rörstypen består absorbatorn av ett U‐format rör, ofta av koppar, som placeras i vakuumröret. I U‐röret cirkulerar värmebäraren, för det mesta en blandning av vatten och glykol. En Hot‐pipe är också oftast ett kopparrör, men med skillnaden att det är slutet i botten, alltså finns ingen möjlighet till cirkulation. Istället fylls röret med ett lättevaporerande vätska, till exempel etanol eller aceton.

Även vatten har blivit ett vanligt alternativ på senare tid. Då röret värms upp förångas vätskan och stiger till toppen av röret. Där värmeväxlas ångan varpå den kondenseras och rinner ner i röret igen.

Detta medför att en solfångare med Heat‐pipe alltid måste lutas. (8) En hel solfångarmodul visas i figur 13.

Livslängden är något kortare för vakuumrörsolfångare än för plana solfångare och de är även generellt sett dyrare (2). Dock sjunker priserna allt mer och vakuumrörsolfångaren har ökat sin marknadsandel rejält under senare år. 2006 hade den stigit till 30 % jämfört med endast några få procent i början av 2000‐talet (8).

Figur 13 ‐ Vakuumrörsolfångare

(22)

3.4 Koncentrerande solfångare

Koncentrerade solfångare har reflektorer som koncentrerar solenergin till ett begränsat område, alltså kan absorbatorytan minskas vilket sänker kostnaderna. På detta sätt erhålls mycket högre temperaturer än i andra typer av solfångare. Denna teknik kan med fördel kombineras med vakuumrörstekniken med mindre reflektorer bakom vakuumrören. Principen med reflektorplåtar illustreras i figur 14.

För att de koncentrerande solfångarna ska fungera så bra som möjligt måste de följa solens väg på himlen. Detta leder till ökade kostnader samt högre driftosäkerhet.

Ett projekt med koncentrerande solfångare i Ingelstad utanför Växjö visade på att denna teknik inte lämpar sig för svenska förhållanden. Den passar bättre i områden med högre solinstrålning som i till exempel Kalifornien där tekniken kan användas för att koka vatten och driva ångturbiner som genererar elektricitet. (8)

Figur 14 ‐ Koncentrerande solfångare

(23)

3.5 Hybridsolfångare

Den koncentrerande solfångaren kan utvecklas genom att den kombineras med solceller.

Koncentreringen gör att den utgående effekten från solcellerna höjs. Detta medför dock att solcellerna blir mycket varma, vilket påverkar deras verkningsgrad negativt. Genom att kyla solcellerna kan man kringgå detta problem, samtidigt som man kan ta till vara på den värmeenergi som kyls bort. Detta koncept kan man i solenergisammanhang kalla en hybridlösning, vilket alltså är en kombinerad solfångare och solcell. För att dra nytta av en sådan lösning krävs alltså både ett värme‐ och elbehov. Från dessa hybrider fås i allmänhet ungefär fem gånger så mycket värme som el under normal drift. En möjlig utformning av en hybridsolfångare ses i figur 15.

Figur 15 ‐ Hybridsolfångare

3.6 Poolsolfångare

Den enklaste och också den billigaste varianten av solfångare är den så kallade poolsolfångaren, eller lågtemperatursolfångaren som den också kallas. Denna typ av solfångare liknar den plana

solfångaren, men är oglasad och ofta helt oisolerad och med absorbator i plast eller gummi. Detta gör att den i mycket stor grad påverkas av omgivningens temperatur och vindförhållanden. I figur 16 visas ett exempel på hur en poolsolfångare kan utformas.

Poolsolfångaren lämpar sig bra för arbetstemperaturer mellan 20 och 30°C och används, vilket framgår av namnet, främst till uppvärmning av utomhuspooler. I detta fall låter man vattnet i poolen cirkulera genom solfångaren och alltså behövs ingen värmeväxlare. (8)

Figur 16 ‐ Poolsolfångare

(24)

3.7 Verkningsgrad

Verkningsgraden för en solfångare beskrivs ofta på formen 1

Där η₀ är verkningsgraden utan förluster, k₀ och k₁ är förlustkoefficienter, E_T är den tillgängliga solinstrålningen, T_f är medeltemperaturen i solfångaren och T_a är den omgivande lufttemperaturen.

Denna beräkning av verkningsgraden tar alltså bara hänsyn till aktuell solinstrålning,

temperaturskillnaden mellan solfångaren och omgivningen, samt egenskaper för den specifika solfångaren i form av maximal verkningsgrad och förlustkoefficienter. Det finns även andra faktorer som påverkar verkningsgraden för solfångaren, som till exempel vindförhållanden vid

installationsplats, med mera. Ekvation 1 ger dock en relativt bra uppfattning om en solfångares prestanda.

Då en jämförelse görs mellan de tre vanligaste typerna av solfångare, plan solfångare,

vakuumrörsolfångare och poolsolfångare vid en solinstrålning på 800 W/m² och med varierande differens mellan solfångar‐ och omgivningstemperaturen fås det resultat som redovisas i figur 17.

Figur 17 – Verkningsgrad för olika solfångare som funktion av temperaturdifferens mellan solfångare och omgivning

Om en omgivande utomhustemperatur på 10°C antas och arbetstemperaturen i solfångaren är 50°C, vilket är normalt för plana solfångare och vakuumrörsolfångare, blir temperaturdifferensen 40°C. Vid denna temperaturdifferens fås ur figur 17 verkningsgraderna 60 % och 70 % för den plana

solfångaren, respektive vakuumrörsolfångaren. För poolsolfångaren kan en normal arbetstemperatur antas vara 25°C. Med en utomhustemperatur på 10°C blir temperaturdifferensen 15°C och avläsning i figur 17 ger då en verkningsgrad på drygt 50 %.

Som framgår av figur 17 påverkas vakuumrörsolfångaren minst av temperaturdifferensen mellan solfångare och omgivning. Detta gör vakuumrörsolfångaren bäst lämpad då höga

solfångartemperaturer efterfrågas. Det är också tydligt att poolsolfångaren påverkas mest, vilket

alltså gör den lämplig för låga arbetstemperaturer.

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9

0 20 40 60 80 100

Verkningsgrad

Temperaturdifferens [°C]

Verkningsgrad för olika solfångare

Plan Vakuum Pool

(25)

3.8 Certifiering

I Sverige utfärdar Sveriges tekniska forskningsinstitut, SP, en så kallad P‐märkning av solfångare.

Denna märkning innebär att solfångaren testats inom flera områden för att se att den uppfyller de egenskaper vad gäller prestanda och hållbarhet som tillverkaren har utlovat.

Med en ekvation liknande ekvation 1, men något mer avancerad, görs också simuleringar där utbytet i kWh/m² för varje månad beräknas för en solfångare vänd mot söder och med en lutning på 45° mot normalplanet. Dessa simuleringar utgår från en tillgänglig solinstrålning på 1156 kWh/m² för hela året, vilket ska motsvara en placering i Stockholm. (9) Den tillgängliga solinstrålningen för varje månad som beräkningarna utgår från framgår av figur 18.

Figur 18 – Månadsvis tillgänglig solinstrålning för SP:s beräkningar av utbyte

Relativt nyligen har även en märkning som kallas Solar Keymark kommit till. Denna märkning kan fås efter provning enligt en europeisk standard och ett godkännande i ett europeiskt land gäller därefter i hela Europa. SP kan förutom P‐märkningen även utfärda Solar Keymark.

Det som skiljer P‐märkningen och Solar Keymark åt är de omfattande materialtester som krävs för P‐

märkningen. En P‐märkt solfångare har alltså genomgått alla de tester som behövs för Solar Keymark.

(8)

Vid val av solfångare är det rekommenderat att välja en produkt med antingen P‐märkning eller Solar Keymark.

3.9 Bidrag

För uppförande av solfångaranläggningar finns det i dagsläget möjlighet att erhålla finansiellt stöd via bidrag. Stödet infördes 1 januari 2009 och ansökan görs hos Länsstyrelsen. Endast glasade solfångare med vätska som värmebärare omfattas av stödet och certifiering i form av P‐märkning, Solar

Keymark eller motsvarande krävs.

Stödet uppgår till 2,50 kronor per beräknat årligt utbyte i kWh, där det beräknade årliga utbytet är det samma som det utbyte SP angivit vid certifiering. Som mest utbetalas 3 miljoner kronor för en anläggning. Stödet utbetalas ej om annat statligt eller kommunalt stöd är beviljat för projektet. (10)

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Solinstrålning [kWh/m2]

Tillgänglig solinstrålning

(26)

4. Metod och indataberäkningar

För att kunna utvärdera hur solvärme kan integreras Hörnefors fjärrvärmenät gjordes simuleringar för att visa utfallet av olika scenairer. För att göra dessa behövde förutsättningarna fastställas.

Första steget var att välja ut de modeller av solfångare som skulle studeras. Därefter behövdes information om solinstrålningen på den aktuella platsen. Med hjälp av detta kunde då utbytet från varje solfångarmodell beräknas. Efter det studerades storlek och placering av en tänkt anläggning. Till sist så krävdes information om badhusets värmebehov. Med all ovanstående information så kunde sedan simuleringarna genomföras.

När det gäller data för solinstrålning, värmeproduktion och värmeförbrukning så har året 2009 studerats. Anledningen till att just detta år har studerats beror på att det var det enda hela år som det fanns tillgänglig statistik över badhusets fjärrvärmeförbrukning.

4.1 Val av solfångare

Första steget var att välja ut en plan‐, en vakuumrör‐, en hybrid‐ och en poolsolfångare. De modeller som valdes för respektive typ av solfångare valdes då det för dessa modeller har fanns god tillgång till beräknade utbyten, prisuppgifter, med mera. Det finns givetvis flertalet andra modeller att välja mellan, dock är variationen inte särskilt stor mellan olika modeller av samma typ.

4.1.1 Plan solfångare ‐ Aquasol Big AR

Den plana solfångaren Aquasol Big AR monteras utgående från glasrutor på två kvadratmeter ihop till moduler i fem olika storlekar på 4‐13 m². En möjlig modul ses i figur 19. Genom att använda så stora moduler som möjligt kan kantförluster och tätningsproblem minskas. Modulerna kan sedan

monteras antingen stående eller liggande beroende på de aktuella förutsättningarna. Den

uppskattade livslängden för Aquasol Big AR uppgår till 30‐50 år och en garantitid på 15 år utlovas.

(11) Mer information finns i bilaga 2.

Figur 19 ‐ Aquasol Big AR

(27)

Enligt SP uppgår årsutbytet för Aquasol Big AR till 501 kWh per m² apparaturarea vid arbetstemperaturen 50°C. Utbytesfördelningen över året redovisas i figur 20 för olika arbetstemperaturer. (12)

Figur 20 – Beräknat utbyte för Aquasol Big AR vid olika arbetstemperaturer

0 20 40 60 80 100 120 140

Jan Feb Mar Apr Maj Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dec Utbyte [kWh/m2]

Utbyte för Aquasol Big AR

25°C 50°C 75°C

(28)

4.1.2 Vakuumrörsolfångare ‐ Svesol Optima III

Vakuumrörsolfångaren Optima III tillverkas av det tyska företaget Philippine och säljs under olika namn av olika leverantörer, däribland Svesol. Solfångaren monteras med vakuumrören horisontellt och passar bra för alla typer av montage då absorbatorerna kan vinklas internt i rören. (13)

Mer information finns i bilaga 2. Figur 21 visar hur solfångaren ser ut.

Figur 21 ‐ Svesol Optima III

Årsutbytet för Svesol Optima III uppgår vid arbetstemperaturen 50°C enligt SP till 718 kWh per m² apparaturarea. En årsfördelning av utbytet för olika arbetstemperaturer visas i figur 22. (14)

Figur 22 – Beräknat utbyte för Svesol Optima III vid olika arbetstemperaturer

0 20 40 60 80 100 120 140

Utbyte för Svesol Optima III

25°C 50°C 75°C

(29)

4.1.3 Hybridsolfångare ‐ Absolicon X10

Absolicon X10 är alltså en koncentrerande hybridsolfångare som producerar både värme och el.

Utformningen visas i figur 23. Reflektorplåtarna koncentrerar solljuset upp till tio gånger. Solcellerna är därför speciellt anpassade att klara hög koncentration. Baksidan av solcellerna kyls med vatten där kylflödet regleras av en reglercentral. Kylvattnet värms till temperaturer runt 70‐80°C.

Figur 23 ‐ Absolicon X10

Absolicon X10 har också ett solföljningssystem som kontrolleras av reglercentralen. Utefter

astronomiska beräkningar styrs modulen så att den följer solens höjd på himlen. Detta system gör att produktionen blir högre under främst höst, vinter och vår jämfört med en fast monterad modul.

Reglercentralen skyddar också modulen från överhettning och hårda vindar genom att vrida modulen till sitt säkerhetsläge då risker uppstår. Det finns också möjlighet till fjärrstyrning av reglercentralen och den kan logga produktions‐ och väderdata.

Absolicon X10 kan placeras både på tak och mark och tillverkas i längderna 6, 10, 14 och 18 meter.

Modulerna kan serie‐ och parallellkopplas så att installationer mellan 20 och 100 000 m² är möjliga. I figur 24 illustreras ett exempel där två tiometers moduler i serie parallellkopplas med ytterligare två seriekopplade moduler.

Figur 24 ‐ Kopplingsexempel för fyra moduler

(30)

Absolicon X10 är mer miljövänlig än konventionella solcellsmoduler eftersom koncentreringen gör att en mindre yta solceller krävs för samma produktion. Enligt livscykelanalys ska Absolicon X10 ha fyra gånger mindre miljöpåverkan jämfört med vanliga solcellsmoduler. Det är även möjligt att i

framtiden byta ut solcellerna i Absolicon X10 till nyare och mer effektiva celler. (15) Mer information finns i bilaga 2.

Årsutbytet uppgår enligt SP till 402 kWh per m² apparaturarea vid arbetstemperaturen 50°C. Av detta utbyte beräknas 80 % vara värme och 20 % vara el. Fördelningen av utbytet över året redovisas i figur 25 för olika arbetstemperaturer. (16)

Figur 25 – Beräknat utbyte för Absolicon X10 vid olika arbetstemperaturer

0 20 40 60 80 100 120 140

Utbyte för Absolicon X10

25°C 50°C 75°C

(31)

4.1.4 Poolsolfångare ‐ Texsun X‐flow

Poolsolfångaren X‐flow är en solfångare anpassad att försörja större badanläggningar med värme under badsäsongen. Den är tillverkad av ett svart polymermaterial som är UV‐beständigt, frys‐, korrosion‐ och kemikalietåligt samt resistent mot kalkbeläggningar. Absorbatorn har ett så kallat x‐kanalsystem vilket ger ett turbulent vattenflöde och en stor aktiv absorptionsyta. Detta ger X‐flow en av marknadens högsta verkningsgrader. Utformningen ses i figur 26. Solfångaren kan leverera temperaturer upp till 50°C och temporärt ända upp till 70°C. (17) Mer information finns i bilaga 2.

Figur 26 ‐ Texsun X‐flow

(32)

4.2 Solinstrålning

För att kunna beräkna hur mycket energi en solfångare kan leverera krävdes information om solinstrålningen för den aktuella platsen.

SMHI tillhandahåller på sin hemsida en tjänst där solinstrålningen i W/m² kan beräknas för områden på 11 x 11 km i Skandinavien. Beräkningarna sker med en datormodell kallad STRÅNG och bygger på analyser av väderobservationer, radar‐ och satellitinformation. Modellen utvecklades i ett samarbete mellan SMHI, Statens strålskyddsinstitut och Naturvårdsverket och drivs nu av SMHI med stöd av Miljöövervakningen. (18)

Efter angivning av önskade koordinater kan solinstrålningsdata för varje timme sedan 1999 erhållas.

Beräkningarna görs för instrålning mot horisontalplanet och både för global och direkt strålning.

Badhuset i Hörnefors är beläget på latitud 63,6213 och longitud 19,9080 (19). Beräkningar i STRÅNG för dessa koordinater gav en solinstrålning för varje månad under 2009 enligt figur 27.

Figur 27 – Solinstrålning i Hörnefors under 2009

Den totala solinstrålningen ligger på ungefär 870 kWh/m², vilket stämmer väl överens med de siffror som anges för instrålningen i Sverige i det inledande stycket om solenergi. Intervallet som anges där är 800‐1000 kWh/m² och där värdet minskar med stigande breddgrad. Det stämmer dessutom bra med den faktiskt uppmätta solinstrålningen i Umeå för 2009 som uppgick till cirka 864 kWh/m² (20).

De årsutbyten som SP har beräknat för flertalet solfångare på den svenska marknaden är beräknade för solfångare vända mot söder och i 45° lutning mot horisontalplanet. Då den solinstrålningen beräknad med STRÅNG är given för instrålning mot horisontalplanet behöver den korrigeras för att även den motsvara södervänd och lutande 45°.

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

Solinstrålning i Hörnefors

(33)

I rapporten ”Solinstrålningen i Sverige” av Weine Josefsson finns kartor över Sverige med isolinjer för månadsmedelvärden av globalinstrålningen för perioden 1961‐1983 för de olika lutningarna 0°, 30°, 60° och 90° mot horisontalplanet i söderläge (21). Genom avläsning av dessa kartor för Hörnefors erhölls värden som redovisas i figur 28.

Figur 28 – Solinstrålning som funktion av vinkel mot normalplanet

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

0 20 40 60 80 100

Solinstrålning [kWh/m2]

Vinkel mot normalplanet [°]

Solinstrålning vid olika vinklar

(34)

Genom att varje månads värden för de olika vinklarna antogs ligga på en andragradskurva kunde en ekvation för instrålningen som funktion av vinkeln mot horisontalplanet erhållas för varje månad, se bilaga 3. Med hjälp av dessa ekvationer kunde sedan instrålningen vid 45° lutning bestämmas.

Resultaten redovisas i figur 29.

Figur 29 ‐ Solinstrålning vid lutningen 45° mot normalplanet

Därefter beräknades förhållandet mellan solinstrålningen vid 45° och 0° för varje månad. Resultaten framgår av tabell 1.

Tabell 1 – Förhållande för solinstrålning mellan 45° och 0°

Månad Förhållande

G_45°/G_0°

Januari 1,96

Februari 1,90

Mars 1,59

April 1,29

Maj 1,10

Juni 1,02

Juli 1,06

Augusti 1,20

September 1,41

Oktober 1,81

November 2,26

December 2,01

Totalt 1,23

Som väntat fås den största skillnaden mellan de olika lutningarna under vinterhalvåret då solen står lågt på himlen. Under sommarhalvåret när solen står högre är skillnaden betydligt mindre. För hela året ökar utbytet med ungefär 23 % när vinkeln mot horisontalplanet förändras från 0° till 45°. Detta verkar rimligt då, som nämnts i det inledande stycket om solenergi, en lutning mellan 30° och 60° kan

öka årsutbytet med runt 30 %.

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

Solinstrålning vid 45°

(35)

Genom att multiplicera de tidigare värdena från STRÅNG med förhållandet för instrålningen vid 45°

och 0° fås värden som motsvarar en instrålningen mot en södervänd yta i 45° lutning. Resultatet av detta redovisas i figur 30.

Figur 30 ‐ Solinstrålning i Hörnefors under 2009 vid lutningen 45° mot normalplanet

Den totala solinstrålningen mot en yta som lutar 45° och är vänd mot söder i Hörnefors uppgick till cirka 1060 kWh/m² under 2009.

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

Solinstrålning i Hörnefors vid 45°

(36)

4.3 Solfångarutbyten

Med hjälp av informationen om solinstrålningen så kunde nu utbytet av en solfångare placerad i Hörnefors beräknas.

4.3.1 Utbytesbaserat

Den beräknade solinstrålning jämfördes med den årliga instrålning på 1156 kWh/m² som varit tillgänglig vid SP:s beräkningar av årsutbyten. Den årliga solinstrålningen i Hörnefors motsvarade alltså ungefär 90 % av solinstrålningen som använts av SP. De årsutbyten som SP anger skulle därför kunna antas reduceras med 10 % om anläggningarna installeras i Hörnefors. Detta antagande blir dock något felaktigt i och med att skillnaden i solinstrålning för Stockholm och Hörnefors inte är konstant över året. Skillnaden är i själva verket mycket större än 10 % under vinterhalvåret och mycket mindre än 10 % under sommarhalvåret.

Därför studerades de månadsvärden för solinstrålningen i Stockholm som SP:s beräkningar bygger på som beskrevs i tidigare stycke och illustrerades i figur 18.

En kvot för varje månad mellan solinstrålningen i Hörnefors och solinstrålningen i Stockholm beräknades. Resultaten redovisas i tabell 2.

Tabell 2 ‐ Solinstrålningsförhållande mellan Hörnefors och Stockholm

Månad Förhållande

Hörneforsfors/Stockholm

Januari 0,33

Februari 0,70

Mars 0,79

April 0,93

Maj 1,08

Juni 1,01

Juli 0,76

Augusti 1,05

September 1,05

Oktober 1,04

November 0,40

December 0,26

Totalt 0,92

Här syns det tydligt att de stora skillnaderna i solinstrålning mellan Hörnefors och Stockholm uppträder under vinterhalvåret då Hörnefors har en betydligt lägre solinstrålning än Stockholm.

Under sommarhalvåret visar det sig att solinstrålningen i Hörnefors i själva verket överstiger den i Stockholm.

Dessa kvoter kunde sedan användas för att beräkna månadsutbytena för en solvärmeanläggning om den skulle placeras i Hörnefors.

(37)

För exemplet med den plana solfångaren fås då månadsutbyten för olika medeltemperaturer i solfångaren enligt figur 31.

Figur 31 ‐ Utbyte för plan solfångare placerad i Hörnefors

Dessa värden kunde sedan omvandlas till dyngsvärden som i sin tur kunde omvandlas till timvärden.

Timvärdena anger då effekten en anläggning ger vilket sedan kunde jämföras med det aktuella effektbehovet.

För att omvandla månadsvärden till dygnsvärden utnyttjades de dygnsvärden för solinstrålningen som tidigare beräknats i STRÅNG. Solvärmeanläggningen kommer leverera värme då solen skiner, så genom att ett dygns solinstrålningsandel av den totala solinstrålningen för månaden beräknades så kunde dygnsutbytet uppskattas som samma andel av månadsutbytet. För exemplet juni månad fås då de dygnsutbyten för medeltemperaturen 50°C i solvärmeanläggningen som framgår av figur 32.

Figur 32 – Dygnsdata för plan solfångare placerad i Hörnefors under juni 2009 0

20 40 60 80 100 120 140

Utbyte för plan solfångare

25°C 50°C 75°C

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5

01‐jun 03‐jun 05‐jun 07‐jun 09‐jun 11‐jun 13‐jun 15‐jun 17‐jun 19‐jun 21‐jun 23‐jun 25‐jun 27‐jun 29‐jun

Utbyte [kWh/m2]

Dygnsdata för plan solfångare

(38)

Omvandling till timvärden gjordes på samma sätt genom att andelen av solinstrålningen för varje timme av den totala solinstrålningen för dygnet beräknades. För exemplet 1 juni fås då timutbyten för medeltemperaturen 50°C i solvärmeanläggningen enligt figur 33.

Figur 33 ‐ Timdata för plan solfångare placerad i Hörneors under 1 juni 2009

4.3.2 Verkningsgradbaserat

För poolsolfångaren fanns inte beräknade månadsutbyten tillgängliga. För att beräkna utbytet från denna användes istället ekvation 1. Från tillverkaren erhölls värden för den förlustfria

verkningsgraden och förlustkoefficienterna. Utgående från solinstrålningsdata, en uppskattad medeltemperatur i solfångaren på 25°C och temperaturdata från Umeå kunde verkningsgraden och

då även solfångareffekten för varje timme beräknas.

0,0 0,1 0,1 0,2 0,2 0,3 0,3 0,4

00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00

Utbyte [kW/m2]

Timdata för plan solfångare

(39)

4.4 Anläggningsstorlek och placering

Då förväntat utbyte per installerad kvadratmeter solfångare var känd krävdes det givetvis också kännedom om hur stor anläggning som kunde tänkas uppföras. Detta beror på tillgänglig yta på den plats man väljer att placera anläggningen, samt hur stort behovet som ska tillgodoses är.

4.4.1 Primäranslutning

Som tidigare nämnts är valfriheten stor när den gäller val av plats för en primäransluten

solvärmeanläggning. Detta gör att den tillgängliga ytan för uppförande kan anses vara i det närmaste obegränsad. Istället är det behovet av värme som är den begränsande faktorn. En anläggning bör alltså dimensioneras så att dess produktion inte överstiger behovet. Enligt Lars Andrén bör större anläggningar av det här slaget dimensioneras efter energibehov och inte effektbehov.

Dimensioneringen bör göras så att en total årstäckningsgrad på 10‐20 % uppnås (8).

En möjlig placering i Hörnefors är på taket till de lokaler värmeverket är beläget i.

4.4.2 Sekundäranslutning

För en sekundäranslutning måste hänsyn tas till både tillgänglig yta och behovet av värme. Ansluts solfångaranläggningen utan ackumulatortank bör dimensionering ske så att produktionen inte överstiger behovet nämnvärt. Med en ackumulatortank i systemet kan anläggningen dimensioneras så att produktionen överstiger behovet under vissa perioder. En solvärmeanläggning som ansluts till badhuset i Hörnefors bör placeras på taksektion 1 på badhuset, då denna plats har mycket

gynnsamma förutsättningar.

4.4.3 Plan solfångare

Den plana solfångaren bör monteras på stativ för att maximera värmeutbytet. För att beräkna hur stor anläggning som kan uppföras då den tillgängliga ytan är den begränsande faktorn användes skissen i figur 34. Solfångarna bör monteras i 45° lutning mot normalplanet och placeras så att infallsvinkeln från toppen av solfångaren framför mot solfångaren bakom är 35° mot normalplanet.

(22)

2,14 m 1,70 m

3°

35°

42°

2,40 m 1,61 m

Figur 34 ‐ Placeringsavstånd för den plan solfångaren

(40)

4.4.4 Vakuumrörsolfångare

Vakuumrörsolfångaren monteras på liknande sätt som den plana solfångaren.

4.4.5 Hybridsolfångare

Hybridsolfångaren placeras normalt med 2,5 meters mellanrum för att enheterna inte ska skugga varandra på det sätt som visas i figur 35. I och med att dessa har ett solföljningssystem som hela tiden vrider solfångarna mot solen kan inte avståndet bestämmas på samma sätt som för den plana solfångaren och vakuumrörsolfångaren. (23)

Figur 35 ‐ Placeringsavstånd för hybridsolfångaren

4.4.6 Poolsolfångare

Poolsolfångaren kan placeras på plant underlag. Detta gör att i princip hela takytan på badhuset kan utnyttjas. En installation som motsvarar 50 – 100 % av poolarean rekommenderas. (17)

2,5 m

(41)

4.5 Badhusets värmeförbrukning

Badhuset förbrukade under 2009 drygt 1090 MWh fjärrvärme och utgjorde därmed alltså drygt 10 % av den totala fjärrvärmelasten i Hörnefors. Under sommarhalvåret, från april till och med september, uppgick förbrukningen till nästan 570 MWh, vilket alltså utgjorde runt 20 % av fjärrvärmenätets last och var mer än halva badhusets årsförbrukning. Att uppvärmningsbehovet är större under sommaren än under vintern beror på att uppvärmning av utebadet tillkommer under juni, juli och augusti.

Den förbrukade medeleffekten uppgick under 2009 till 125 kW. Det högsta effektbehovet låg på 570 kW och det lägsta på 20 kW, undantaget de fem timmar under året då ingen effekt förbrukades.

Den energiförbrukningsstatistik som fanns att tillgå för badhuset var fjärrvärmeförbrukningen. Det fanns ingen separat mätning för bassänguppvärmning, tappvarmvattenberedning eller

lokaluppvärmning. Fjärrvärmeförbrukningen för varje månad under 2009 illustreras i figur 36.

Figur 36 ‐ Badhusets fjärrvärmeförbrukning under 2009

Utomhustemperaturen i Umeå för samma år varierade enligt figur 37. De redovisade temperaturerna är medelvärden för varje månad baserade på medelvärdet av temperaturen under alla timmar av året. (20)

0,00 20,00 40,00 60,00 80,00 100,00 120,00 140,00 160,00

Fjärrvärmeförbrukning [MWh]

Badhusets fjärrvärmeförbrukning

(42)

Figur 37 – Utomhusmedeltemperaturen i Umeå under 2009

För alla månader utom juni, juli och augusti kunde ett tydligt omvänt proportionellt förhållande mellan fjärrvärmeförbrukning och utomhustemperatur urskiljas. Med hjälp av detta samband kunde den förväntade fjärrvärmeförbrukningen i juni, juli och augusti uppskattas för fallet att

utomhusbadet inte hade funnits. På så sätt kunde förbrukningen för utomhusbadet särskiljas från den totala förbrukningen. Det är alltså för dagarna 15 juni till 15 augusti som denna uppskattning gjordes.

Då förhållandet mellan fjärrvärmeförbrukningen och utomhustemperaturen för de resterande dygnen av året studerades gick det att ana ett linjärt samband. Dock med relativt stora avvikelser ifrån det, vilket kan ses i figur 38.

Figur 38 – Samband mellan badhusets fjärrvärmeförbrukning och utomhustemperaturen på dygnsbasis

‐15

‐10

‐5 0 5 10 15 20

Temperatur [°C]

Utomhusmedeltemperatur

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5

‐25 ‐15 ‐5 5 15 25

Utomhustemperatur [°C]

Samband för värmeförbrukning

(43)

Detta kunde förklaras då dygnsvariationen av fjärrvärmeförbrukningen studerades närmare. Ett tydligt mönster kunde då nämligen upptäckas. För exemplet de fem första veckorna av 2009 visas det i figur 39.

Figur 39 ‐ Badhusets fjärrvärmeförbrukning i januari 2009

Fjärrvärmeförbrukningen har tydliga toppar och dalar som inte beror på utomhustemperaturen.

Dessa beror istället på att börvärdet för vattentemperaturen i inomhusbassängen höjs under söndagar och måndagar från normala 28°C till 33°C. Detta avspeglar sig tydligt i

fjärrvärmeförbrukningen där topparna uppträder under lördagar och söndagar då vattnet värms upp till den högre temperaturen medan dalarna främst uppkommer under tisdagar då

uppvärmningsbehovet blir mycket litet eftersom en lägre temperatur än dagen innan tillåts.

Mönstret upprepas alltså för varje vecka, så därför antogs istället varje veckas totala

fjärrvärmeförbrukning vara beroende av veckans medelvärde av utomhustemperaturen. Detta antagande visade sig stämma mycket bra för veckorna 2‐22, 35‐39 och 42‐52. Vecka 1 och 53 är inte medräknade då dessa inte är hela veckor med sju dagar. Vecka 23 är den vecka utebadet börjar värmas och vecka 34 särskiljer sig eftersom innebadet då värms upp till normal temperatur igen.

Vecka 40 och 41 är borträknade eftersom badhuset då var stängt. Sambandet illustreras i figur 40.

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5

01‐jan 03‐jan 05‐jan 07‐jan 09‐jan 11‐jan 13‐jan 15‐jan 17‐jan 19‐jan 21‐jan 23‐jan 25‐jan 27‐jan 29‐jan 31‐jan

Fjärrvärmeförbrukning i januari

(44)

Figur 40 ‐ Samband mellan badhusets fjärrvärmeförbrukning och utetemperatur på veckobasis

Med detta linjära samband kunde sedam den förväntade fjärrvärmeförbrukningen för veckorna 23 till och med 34 beräknas för fallet utan utebad. Resultatet redovisas på månadsbasis i figur 41, att jämföras med figur 36.

Figur 41 ‐ Badhusets uppskattade fjärrvärmeförbrukning för fallet utan utebad

Den kvarvarande förbrukningen som kan kallas baslasten innefattar uppvärmning av lokaler, inomhusbassänger samt tappvarmvatten. Av dessa är det lokaluppvärmningen som är beroende av utomhustemperaturen. Uppvärmningen av bassänger styrs som tidigare setts främst av den börvärdesförändring av vattentemperaturen som görs för söndagar och måndagar.

Tappvarmvattenförbrukningen är en så kallad social last som till stor del varierar med antalet besökare.

För att kunna särskilja lokaluppvärmningen från baslasten kunde ett enkelt antagande göras. Varje vecka antogs ha konstant lokaluppvärmning då utomhustemperaturen antogs variera lite under en vecka. Ingen uppvärmning av bassängerna antogs ske på tisdagar. Värmeförbrukningen under

0 5 10 15 20 25 30

‐15 ‐10 ‐5 0 5 10 15 20

Utomhustemperatur [°C]

Linjäranpassning

0 20 40 60 80 100 120

Badhusets fjärrvärmeförbrukning

(45)

tisdagar består alltså enbart av uppvärmning av lokaler och tappvarmvatten. Uppvärmningen för tappvarmvatten antogs uppgå till 30 kWh för varje tisdag. Återstående del antogs alltså gå till lokaluppvärmning och sattes till samma värde för hela veckan. Detta värde kunde sedan dras från den totala fjärrvärmeförbrukningen för varje dag i veckan och på så sätt erhölls den del som antogs gå till uppvärmning av bassänger och tappvarmvatten.

Hade bassängtemperaturen hållits konstant över veckan hade också en relativt konstant

fjärrvärmeförbrukning för detta ändamål kunnat antas och då hade uppvärmning av bassänger och tappvarmvatten kunnat skiljas åt. Å andra sidan hade inte antagandet för att få fram

lokaluppvärmningsdelen kunnat göras. På grund av detta gjordes ingen uppdelning av bassäng‐ och tappvarmvattenuppvärmning.

För veckorna 25 till och med 33 som omfattar datumen 15 juni till och med 16 augusti beräknades uppvärmningen av innebadet och tappvarmvattnet på ett annat sätt. Denna tidsperiod sammanfaller precis med öppethållandet av utebadet. Under denna period hålls fortfarande inomhusbassängerna varma, men med lägre temperatur än normalt. Denna uppvärmning inklusive

tappvarmvattenberedning approximerades för denna tidsperiod vara konstant med ett värde på 300 kWh per dag. Detta värde motsvarar halva medelvärdet för uppvärmning av inomhusbassänger samt beredning av tappvarmvatten för resterande del av året avrundat uppåt till närmaste hundratal.

Uppvärmningen av utebadet beräknades för varje dag som den totala lasten subtraherat med baslasten.

Resultatet av denna uppdelning för år 2009 redovisas i figur 42.

Figur 42 ‐ Fördelning av badhusets fjärrvärmeförbrukning under 2009

Viss justering av dessa värden gjordes för fall då särskilda omständigheter rådde. Exempelvis var utomhustemperaturen för tisdagarna i vecka 2 och 3 betydligt högre än för övriga dagar under dessa veckor. Detta gjorde att uppvärmningen av lokaler för denna tidsperiod blir för låg. Dessa fall och flertalet liknande justerades så att lokaluppvärmingen sattes till värden i närheten av värden för andra dygn med liknande utomhustemperatur. En jämn föruppvärmning av utebadet från den 4 juni

0 1 2 3 4 5 6 7 8

Fördelning av fjärrvärmeföbrukning

Lokaler Utebad Innebad + tvv